双子座の地球ー黒いカルテ

20111220 東電「事故時運転操作手順書等」→20110928提出→経産省が公開したのは20111220になってから（index).html(p
　 20111220 News Release（資料の提出について）.pdf(popup)
　 20111220 別紙1（書類提出要求20110912）.pdf(popup)
　 20111220 別紙2（経済産業省は20110928に手順書を全部受領していたが、公開したのは20111220になってから）.pdf(p)
　 20111220 別紙2 pdf2枚目（経産省は20110928に手順書を全部受領していたが、公開したのは20111220になって）.pdf(p)
　 20111220 事故時運転操作手順書（1号機～3号機）（index）.html（popup）　
　　 20111220 1号機事故時運転操作手順書(事象ベース) 改訂履歴 .pdf（popup）　
　　　 20111220 1号機 (事象ベース) 改訂履歴 pdf18枚目（20100211 自然災害編の新規作成）.pdf（popup）
　　　『　自然災害編の新規作成（大規模地震等により、長期間の外部電源喪失並びに軽油タンクへの補給不可となった場
　　　　合のD/G不可の絞り込み手順を含む）』　
　　　 20111220 1号機 (事象ベース) 改訂履歴 pdf19枚目（IC動作設定値を「7.27MPa→7.13MPa」に）.pdf（popup）
　　　『　2010-7-7　非常用復水器（IC）動作設定値を「7.27MPa→7.13MPa」に変更。』　
　　 20111220 1号機事故時運転操作手順書(事象ベース) 目次 .pdf（popup）　
　　　 20111220 1号機事故時運転操作手順書(事象ベース) 目次 PDF3～PDF9枚目 .pdf（popup）　
　　 20111220 1号機事故時運転操作手順書(事象ベース) 原子炉編序文 .pdf（popup）　
　　　 20111220 事故時運転操作手順書序文 pdf7枚目（手順書の使用方法：「レ」点チェックを書込む）.pdf（popup）　
　　　 20111220 事故時運転操作手順書序文 pdf10枚目（1号機：事故時運転操作手順書の体系：RHRはSHC/CCS）.pdf(p)
　　　『　』　1号機にRHRは存在しない。　
　　 20111220 1号機事故時運転操作手順書(事象ベース) 原子炉編第1章原子炉スクラム事故（目次）.pdf（popup）　
　　　 20111220 1号機手順書第1章原子炉スクラム事故（B）主蒸気隔離弁閉の場合（導入条件）.pdf（popup）
　　　『　通常出力運転中に何等かの原因により、主蒸気管4ラインの内3ラインが隔離されると原子炉はスクラムする　』
　　　 20111220 1号機手順書第1章原子炉スクラム事故（B）主蒸気隔離弁閉の場合（操作手順部分）.pdf（popup）
　　　「東京電力が衆院委に提出した「切り貼り」と「黒塗り」の「事故時運転操作手順書」」、の原本が本手順書。　
　　　 20111220 1号機手順書第1章原子炉スクラム事故（B）主蒸気隔離弁閉の場合 pdf24枚目（圧力調整）.pdf（p）
　　　『　6. 原子炉圧力調整　』　『　8. SRVによる原子炉圧力制御指示　』　『　9. 原子炉圧力上昇時は、SRVを順次
　　　　　　「手動開」又は非常用復水器使用により、原子炉圧力「7.06MPa」～「6.27MPa」に維持実施、報告　』　
　　　 20111220 1号機手順書第1章原子炉スクラム事故（B）主蒸気隔離弁閉の場合 pdf28枚目（S/P水温）.pdf(p)
　　　『（11）圧力抑制室水温　「32℃以下」』　
　　　 20111220 1号機手順書第1章原子炉スクラム事故（B）主蒸気隔離弁閉の場合 pdf32枚目（55℃/h）.pdf（p）
　　　『　12. 原子炉減圧　』　『　2. 原子炉減圧指示　』
　　　『　3. 下記のいずれかの方法により原子炉減圧実施、報告
　　　　　（1）SRV「手動開」
　　　　　（2）HPCI系テストラインにて「手動起動」（注水不要な場合）
　　　　　（3）非常用復水器「使用」
　　　　　　　原子炉冷却材温度変化率 55℃/h
　　　　　4. 原子炉圧力 4.14MPa 以下及び　（以下略）　』　
　　 20111220 1号機(事象ベース) 第8章原子炉系事故 .pdf（popup）　
　　 20111220 1号機(事象ベース) 第12章外部系統事故 .pdf（popup）　
　　　 20111220 1号機(事象ベース) 第12章外部系統事故 pdf55～pdf126枚目（全交流電源喪失）.pdf（popup）　
　　　 20111220 1号機(事象ベース) 第12章外部系統事故 pdf56枚目（全交流電源喪失）.pdf（popup）
　　　『　(5)　建屋内非常用照明使用可能時間は、約５時間。』　
　　　 20111220 1号機(事象ベース) 第12章外部系統事故 pdf58枚目（7.13MPaでIC自動起動）.pdf（popup）　
　　　 20111220 1号機(事象ベース) 第12章外部系統事故 pdf58枚目（-148cmでHPCI自動起動）.pdf（popup）　
　　　 20111220 1号機(事象ベース) 第12章外部系統事故 pdf65枚目（全交流電源喪失時の監視可能項目）.pdf（p）　
　　　 20111220 1号機(事象ベース) 第12章外部系統事故 pdf65枚目（HPCIの機能喪失は、第15条緊急事態）.pdf（p）
　　　『　原災法第15条緊急事態：原子炉の運転中に外部電源が喪失し、かつ全てのD/Gからの受電を失敗することにより、
　　　　　全ての所内高圧系統(6.9KV)の母線が使用不能となった場合において、HPCI系の機能が喪失した場合。』　
　　　（20120620 添付資料 pdf319枚目（福島第一 1号機：高圧注水系（HPCI起動不可））.pdf（popup））　
　　 20111220 1号機(事象ベース) 第13章制御電源喪失事故 .pdf（popup）
　　『　原災法第15条緊急事態：直流125V主母線1A及び1Bが使用不能となり、かつその状態が5分以上継続すること。』　
　　　 20111220 1号機(事象ベース) 第13章制御電源喪失事故 pdf3枚目.pdf（popup）
　　　『　直流125V主母線盤1A及び1Bが使用不能となり、かつその状態が5分以上継続する場合、原災法15条緊急事態（直
　　　　　流電源喪失：全喪失）による緊急事態宣言を行うこと。』　
　　　 20111220 1号機(事象ベース) 第13章制御電源喪失事故 pdf6枚目 .pdf（popup）
　　　『　原災法第15条緊急事態：直流125V主母線1A及び1Bが使用不能となり、かつその状態が5分以上継続すること。』
　　 20111220 1号機事故時運転操作手順書(事象ベース) 第22章自然災害事故大規模地震、津波（目次）.pdf(popup) 　
　　 20111220 1号機手順書(事象ベース) 第22章自然災害事故大規模地震発生（導入条件）.pdf（popup）
　　『　本手順書使用の導入条件は、震度５弱以上または、地震加速度区分３（基準点地震加速度 45gal以上）とする。
　　　尚、この手順書は震度６強を超える大規模地震を想定し、また震度Cクラス系統・機器（外部電源、循環水系、
　　　共用所内ボイラ、消化系、補給水系（純粋）、変圧器等）の損傷を想定している。
　　　　地震加速度大（R/B地下床水平 135gal、R/B地下床鉛直 100gal）に至れば、原子炉は自動スクラムする。　』
　　『　２. 操作のポイント
　　　(1) 原子炉設備の操作については、「止める、冷やす、閉じ込める」を確実に実施する。　』
　　『　２. 操作のポイント
　　　(5) 津波が発生した場合、外洋潮位が下降することがある。それにより、プラントの取水口水位がある値を下回った
　　　　場合、CWP、SWPの水源が確保出来なくなることにより、ポンプ損傷に至り、原子炉冷却機能喪失という非常事
　　　　態に陥る恐れがあるため取水口水位に注意する。　』　
　　 20111220 1号機手順書(事象ベース) 第22章自然災害事故大規模地震発生（導入条件） pdf3枚目のみ.pdf（popup）
　　『　本手順書使用の導入条件は、震度５弱以上または、地震加速度区分３（基準点地震加速度 45gal以上）とする。
　　　尚、この手順書は震度６強を超える大規模地震を想定し、また震度Cクラス系統・機器（外部電源、循環水系、
　　　共用所内ボイラ、消化系、補給水系（純粋）、変圧器等）の損傷を想定している。
　　　　地震加速度大（R/B地下床水平 135gal、R/B地下床鉛直 100gal）に至れば、原子炉は自動スクラムする。　』　
　　 20111220 1号機手順書(事象ベース) 第22章自然災害事故 pdf6枚目 4頁目（4.中越沖地震（柏崎）の教訓）.pdf(pop)
　　『　4.　中越沖地震（柏崎）の教訓　』　
　　 20111220 1号機手順書(事象ベース) 第22章（A-1）大規模地震発生の場合（自動スクラムした場合）.pdf（popup）　
　　 20111220 1号機手順書(事象ベース) 第22章　pdf14～pdf17枚目（A-1）大規模地震発生（自動スクラム）.pdf(pop) 　
　　 20111220 1号機手順書(事象ベース) 第22章　pdf17枚目（A-1）大規模地震発生（自動スクラム最終頁）.pdf(p) 　
　　 20111220 1号機手順書(事象ベース) 第22章大規模地震発生（E）外部電源喪失の場合 .pdf（popup）　
　　　 20111220 第22章 pdf34枚目（8.原子炉水位確認、必要なときは「HPCI」手動起動） .pdf（popup）　
　　　 20111220 第22章 pdf34枚目（9.SRVによる原子炉圧力調整「7.06MPa」～「6.27MPa」） .pdf（popup）
　　　『　6. 原子炉圧力調整　』　『　11. SRVによる原子炉圧力調整指示　』　『　9. 原子炉圧力上昇時はSRVを順次
　　　　　　「手動開」、原子炉圧力「7.06MPa」～「6.27MPa」に維持実施、報告　』　
　　　 20111220 第22章大規模地震発生（E）外部電源喪失の場合頁22-1E-11（減圧指示）.pdf（popup）
　　　『　目標値　原子炉圧力　4.12MPa以下　』　
　　　 20111220 第22章大規模地震発生（E）外部電源喪失の場合頁22-1E-13（RCICは、1号機に存在しない）.pdf(pop) 　
　　　 20111220 第22章大規模地震発生（E）外部電源喪失の場合頁22-1E-15（冷温停止）.pdf（popup）
　　　『　4. 原子炉冷温停止　3. 原子炉水温度「157°C以下」を確認し、SHCポンプA「手動起動」実施、報告　』　
　　　 20111220 第22章 pdf49枚目～65枚目津波発生（A）（津波：ITV屋外監視カメラ等により潮位の監視を行う）.pdf(p
　　　『　津波が発生した場合は、引き波時に潮位が大きく低下し、CWP、ASWP 損傷の恐れがある。
　　　　　津波が発生し、気象庁より津波警報が発表された場合は、運転管理部長に報告すると共に津波情報を基に
　　　　　ITV等により潮位の監視を行う。津波の影響による潮位低下が確認された場合は、更に監視を強化し、（略）』
　　　『（3）「津波注意報」又は「津波警報」が発令され、2号機取水口制御盤に「潮位低」警報が発生した場合は、
　　　　　　　１-２号中操から他中操へ連絡する。』
　　　運転員は、津波の引き波を監視し、海水系ポンプを停止させ、海水ポンプを損傷から守らなければならない。
　　　（ポンプが引き波で空中露出した場合、海水の負荷がなくなるので、高速回転が生じ、ポンプが損傷する）。
　　　それなのに、ああそれなのに、それなのに、　
　　　 20111220 第22章 pdf51枚目（海水系ポンプの運転可能限界水位（下限））.pdf(popup)
　　　『　　』←後日追記　
　　　 20111220 第22章 pdf53枚目（潮位計は超音波方式　→　中操一括）.pdf(popup)
　　　『　　』←後日追記　
　　 20111220 1号機(事象ベース) 第23章参考資料 .pdf（popup）　
　　 20111220 1号機(事象ベース) 第23章参考資料 pdf3枚目（原子炉スクラムインターロック図）.pdf（popup）　
　　 20111220 1号機(兆候ベース) 改訂履歴 .pdf（popup）　
　　　 20111220 1号機(兆候ベース) 改訂履歴 pdf1枚目（H.11(1999)-10-30：AM対策）.pdf（popup）　
　　 20111220 1号機(兆候ベース) 序文 .pdf（popup）　
　　　 20111220 1号機(兆候ベース) 序文 pdf4～pdf7枚目 .pdf（popup）
　　　『（４）事象を念頭に置いた手順書作成には数え落としの危険性がある。』　
　　　 20111220 1号機(兆候ベース) 序文 pdf7枚目（図ー1 事故時運転操作手順書の体系：SHC/CCS）.pdf（popup）　
　　 20111220 1号機(兆候ベース) 3. 原子炉制御 .pdf（popup）　
　　　 20111220 1号機(兆候ベース) 3. 原子炉制御 pdf5～pdf23枚目（RC）.pdf（popup）　
　　 20111220 1号機(兆候ベース) 4. 格納容器制御 .pdf（popup）　
　　　 20111220 1号機(兆候ベース) 4. 格納容器制御 pdf14枚目（耐圧ベント手順：図面参照番号が無い）.pdf（pop
　　　『　4.　TURUS 側ベント弁[AO-1601-72]「全開」にする。　』
　　　『　7.　以上の操作で減圧できない場合、小弁側[AO-1601-90]を「開」にする。　』
　　　　注。1号機の耐圧ベント手順の圧力抑制室大弁は[AO-1601-72]であリ、TURUS 側ベント弁と表記されている。
　　　　注。1号機の耐圧ベント手順の圧力抑制室小弁（ベントバイパス弁）は[AO-1601-90]である。
　　　上記pdfに、耐圧ベント手順はあるが、図面参照番号がない（備考が空欄になっている）。
　　　下記pdfに、格納容器ベントライン図はあるが、耐圧ベントラインが書き込まれていない。　
　　　（20111220 1号機(兆候ベース) 10. 参考資料 pdf17枚目（格納容器ﾍﾞﾝﾄﾗｲﾝ：耐圧ﾍﾞﾝﾄﾗｲﾝが図面に無い）.pdf(p)）
　　　上記１号機の格納容器ベントライン図には、アクシデントマネジメント対策で追加された耐圧ベントラインが書き
　　　込まれていない。これは、耐圧ベントラインを使用したベントの訓練はおろか説明さえも行われていなかったこと
　　　を意味している。訓練が行われていれば、このような耐圧ベントライン無しの図面が残っていることはあり得ない。
　　　　注。1号機の圧力抑制室大弁は[AO-1601-72]は、72 と表記されている。
　　　　注。1号機の圧力抑制室小弁（ベントバイパス弁）[AO-1601-90]は、90 と表記されている。
　　　なお、下記３号機の格納容器ベントライン図には、耐圧ベントラインが書き込まれている（MO弁271のライン）。　
　　　（20111220 3号機(兆候ベース) 10. 参考資料 pdf21枚目（耐圧ベントライン：書き込まれている）.pdf（popup））
　　　１号機のアクシデントマネジメント対策で追加された耐圧ベントラインに関する手順書および図面の不備は、
　　　下記pdfの『 H.11-10-30：（1）AM対策』以降、存在していたことになる。（H.11=1999）　
　　　（20111220 1号機(兆候ベース) 改訂履歴 pdf1枚目（H.11(1999)-10-30：AM対策）.pdf（popup））　
　　　 20111220 1号機(兆候ベース) 4. 格納容器制御 pdf15枚目（ﾊﾟｰｼﾞﾗｲﾝベント手順：手動ハンドルで徐々に） .pdf(p)
　　　『　4.　圧力抑制室ベントバイパス弁[AO-1601-90](略) を現場手動ハンドルにより徐々に「開」とする。（補2）』
　　　『（補2）圧力抑制室ベントバイパス弁
　　　　　[AO-1601-90]の「開」操作は、現場手動ハンドルにより徐々に行う。
　　　　　CS操作により「開」にすると、SGTS及びパージファンラインの耐圧が低いため破損し、建屋内がPCV内ガス
　　　　　にて汚染する可能性がある。　』
　　　『（以上の操作でS/Pの減圧ができない場合には更に以下の操作を行う。）』
　　　『　6.　圧力抑制室ベント弁[AO-1601-72](略) を「開」する。（補3）』
　　　『（補3）圧力抑制室ベント弁[AO-1601-72]を「開」にすると、SGTS及びパージファンラインの耐圧が低いため
　　　　　破損し、建屋内がPCV内ガスにて汚染する可能性がある。　』
　　　　注。ﾊﾟｰｼﾞﾗｲﾝベント手順の圧力抑制室ベントバイパス弁[AO-1601-90]は、耐圧ベントで使用する小弁90と同一。　
　　　 20111220 1号機(兆候ベース) 4. 格納容器制御 pdf16枚目（SGTSベント手順：手動ハンドルで徐々に） .pdf(p)
　　　『　5.　圧力抑制室ベントバイパス弁[AO-1601-90](略) を現場手動ハンドルにより徐々に「開」とする。（補5）』
　　　『（補5）圧力抑制室ベントバイパス弁
　　　　　[AO-1601-90]の「開」操作は、現場の手動ハンドルにより徐々に行う。
　　　　　CS操作により「開」にすると、SGTS及びパージファンラインの耐圧が低いため破損し、建屋内がPCV内ガス
　　　　　にて汚染する可能性がある。　』
　　　『（以上の操作でS/Pの減圧ができない場合には更に以下の操作を行う。）』
　　　『　9.　圧力抑制室ベント弁[AO-1601-72](略) を「開」する。（補3）』
　　　『（補3）圧力抑制室ベント弁[AO-1601-72]を「開」にすると、SGTS及びパージファンラインの耐圧が低いため
　　　　　破損し、建屋内がPCV内ガスにて汚染する可能性がある。　』
　　　　注。SGTSベント手順の圧力抑制室ベントバイパス弁[AO-1601-90]は、耐圧ベントで使用する小弁90と同一。　
　　　 20111220 1号機(兆候ベース) 4. 格納容器制御 pdf27～pdf31枚目（S/P温度制御） .pdf(p) 　
　　　　 20111220 1号機(兆候ベース) 4. 格納容器制御 pdf31枚目（S/P水温が32℃まで上昇したら、冷却を開始） .pdf(p)
　　　　津波襲来直前に１号機のS/Pの冷却を実施しているが、当時S/Pは常温であり、S/Pの冷却は不要であるばかりか、
　　　　津波による引き波によりポンプが露出し高速回転で損傷されるリスクがあり、極めて不可解な運転操作である。　
　　 20111220 1号機(兆候ベース) 9. 解説 .pdf（popup）　
　　　 20111220 1号機(兆候ベース) 9. 解説 pdf80枚目（逃し弁機能7.27MPa～、安全弁機能7.64MPa～） .pdf（pop）　
　　 20111220 1号機(兆候ベース) 10. 参考資料 .pdf（popup）　
　　　 20111220 1号機(兆候ベース) 10. 参考資料 pdf2枚目頁 10-2（原子炉水位計）.pdf（popup）
　　　１号機　広帯域水位計0cm = 燃料域水位計343cm　燃料域水位計0cm = TAF
　　　１号機　通常水位は、広帯域水位計で94cm、燃料域水位計で437cm　　
　　　 20111220 1号機(兆候ベース) 10. 参考資料 pdf3枚目頁 10-3（原子炉水位計の指示範囲）.pdf（popup）
　　　１号機　広帯域水位計0cm = 燃料域水位計343cm　燃料域水位計0cm = TAF
　　　１号機　通常水位は、広帯域水位計で94cm、燃料域水位計で437cm
　　　１号機　広帯域水位計の指示範囲 -150cm～+150cm　燃料域水位計の指示範囲 -300cm～+500cm 　
　　　 20111220 1号機(兆候ベース) 10. 参考資料 pdf17枚目（格納容器ﾍﾞﾝﾄﾗｲﾝ：耐圧ﾍﾞﾝﾄﾗｲﾝが図面に無い）.pdf（pop）
　　　上記１号機の格納容器ベントライン図には、アクシデントマネジメント対策で追加された耐圧ベントラインが書き
　　　込まれていない。これは、耐圧ベントラインを使用したベントの訓練はおろか説明さえも行われていなかったこと
　　　を意味している。訓練が行われていれば、このような耐圧ベントライン無しの図面が残っていることはあり得ない。
　　　　注。1号機の圧力抑制室大弁は[AO-1601-72]は、72 と表記されている。
　　　　注。1号機の圧力抑制室小弁（ベントバイパス弁）[AO-1601-90]は、90 と表記されている。　
　　 20111220 1号機(兆候ベース) 11. フローチャート .pdf（popup）　
　　　 20111220 1号機(兆候ベース) 11. フローチャート pdf3枚目（1号機(兆候ベース) 全体構成図）.pdf（popup）
　　　L-3(+16.3cm)以上維持不可　→　RC/L（水位確保）　L-3(+16.3cm)～L8(+121.3cm)に維持　
　　　 20111220 1号機(兆候ベース) 11. フローチャート pdf3枚目（1号機(兆候ベース) 全体構成図）.pdf（popup）
　　　水位不明　→　C3　→　代替注水　
　　　 20111220 1号機(兆候ベース) 11. フローチャート pdf13枚目（代替注水系：消化系：0～0.98MPa）.pdf（pop）
　　　0.98MPa = 980kPa　　電動ポンプ？　
　　 20111220 1号機(ｼﾋﾞｱｱｸｼﾃﾞﾝﾄ) 改訂履歴 .pdf（popup）　
　　　 20111220 1号機(ｼﾋﾞｱｱｸｼﾃﾞﾝﾄ) 改訂履歴 pdf3枚目（2009-1-10 SI単位化に伴うMKS単位完全削除）.pdf（p）　
　　 20111220 1号機(シビアアクシデント) 2. AM設備別操作手順書 .pdf（popup）　
　　　 20111220 1号機(シビアアクシデント) 2. pdf29枚目～30枚目（代替注水の場合の、時間帯別必要注水量）.pdf（p）
　　　『　原子炉水位をL3～L8に維持できる場合、（あえて略）、注水流量を原子炉スクラム後の経過時間に応じた
　　　　　必要注水量に調整する　』
　　　代替注水により１号機を何時間冷やし続けられるかの計算：
　　　上記「必要注水量」を継続注水し、次項「外部水源注水総量制限 1700㎥」に達するまでの時間を計算すると、
　　　約110時間（4日と14時間）となる。
　　　注。そもそも、
　　　代替注水の手順書に「外部水源注水総量を監視する。1700㎥以上は代替注水は出来ない。」との
　　　記述があるべきである。
　　　なぜならば、S/Cベントラインの水没により S/C ベント機能を失うかどうかという格納容器の安
　　　全性の限界だからである。なお、これは経済合理性からくる仕方なしの容量限界である。
　　　限界を知れば、それまでに何をしなければならないかというターゲットが浮かんでくる筈。
　　　私見であるが、東電は逃げている。東電は、限界を記述することから逃げている。
　　　限界を記述して初めて事故に対する事前準備が十分であるかどうかの評価ができるというもの。
　　　代替注水の限界を記述してあればそれまでに「原子炉停止時冷却系」を応急復旧させねばならな
　　　いことに気がつくはず。　
　　　 20111220 1号機 (ｼﾋﾞｱｱｸｼﾃﾞﾝﾄ) 2. pdf33枚目～34枚目（ S/Cスプレイ外部水源注水総量制限 1700㎥）.pdf（p）
　　　『　操作順序　７　外部水源による代替サプレッションチェンバースプレイを実施中は外部水源注水総量を監視し
　　　　　　　　　　　　サプレッションチェンバーベントラインの水没防止のため、注水総量1700㎥に到達にて代替
　　　　　　　　　　　　ドライウェルスプレイを停止する。　』
　　　原文最後の「ドライウェルスプレイ」は「サプレッションチェンバースプレイ」の手順書誤記。　　
　　　 20111220 1号機(シビアアクシデント) 2. pdf43枚目～44枚目（S/Cベント手順）.pdf（popup）
　　　上記pdfの中では、格納容器のベント操作に関する圧力単位は「kPa」で指示されている。
　　　ところが、AM制御盤の圧力メータの単位は「kg/cm2」になっている。下記pdf参照。
　　　このことは、この手順書を使用したベント訓練がたったの1回も行われていなかったことを意味している。
　　　もし訓練が行われていれば、間違いに気付き、圧力の単位が「kPa」に修正されていたはずである。　
　　　（20111220 1号機(シビアアクシデント) 4. 参考資料 pdf1枚目（AM制御盤：圧力の単位がMKS単位）.pdf（p））
　　　上記は、下記の改訂漏れ。　
　　　（20111220 1号機(ｼﾋﾞｱｱｸｼﾃﾞﾝﾄ) 改訂履歴 pdf3枚目（2009-1-10 SI単位化に伴うMKS単位完全削除）.pdf（p））　
　　　 20111220 1号機(シビアアクシデント) 2. pdf45枚目（S/Cベント図）.pdf（popup）　
　　　 20111220 1号機(シビアアクシデント) 2. pdf47枚目～48枚目（D/Wベント手順）.pdf（popup）
　　　上記pdfの中では、格納容器のベント操作に関する圧力単位は「kPa」で指示されている。
　　　ところが、AM制御盤の圧力メータの単位は「kg/cm2」になっている。下記pdf参照。
　　　このことは、この手順書を使用したベント訓練がたったの1回も行われていなかったことを意味している。
　　　もし訓練が行われていれば、間違いに気付き、圧力の単位が「kPa」に修正されていたはずである。　
　　　（20111220 1号機(シビアアクシデント) 4. 参考資料 pdf1枚目（AM制御盤：圧力の単位がMKS単位）.pdf（p））
　　　上記は、下記の改訂漏れ。　
　　　（20111220 1号機(ｼﾋﾞｱｱｸｼﾃﾞﾝﾄ) 改訂履歴 pdf3枚目（2009-1-10 SI単位化に伴うMKS単位完全削除）.pdf（p））　
　　　 20111220 1号機(シビアアクシデント) 2. pdf49枚目（D/Wベント図）.pdf（popup）　
　　 20111220 1号機(シビアアクシデント) 4. 参考資料 .pdf（popup）　
　　　 20111220 1号機(シビアアクシデント) 4. 参考資料 pdf1枚目（AM制御盤：圧力の単位がMKS単位）.pdf（p））
　　　上記は、下記の改訂漏れ。　
　　　（20111220 1号機(ｼﾋﾞｱｱｸｼﾃﾞﾝﾄ) 改訂履歴 pdf3枚目（2009-1-10 SI単位化に伴うMKS単位完全削除）.pdf（p））　
　　 20111220 2号機(事象ベース) 第12章外部系統事故.pdf（popup）　
　　　 20111220 2号機(事象ベース) 第12章 pdf49（ S/P水温も事故後8時間では90℃程度である。）.pdf(p)
　　　『　S/P水温も事故後8時間では90℃程度である。（略）。従って、事故8時間後における原子炉一次格納容器
　　　　　（PCV）の健全性は温度、圧力とも確保されている。　』　
　　　 20111220 2号機(事象ベース) 第12章外部系統事故 pdf60枚目（全交流電源喪失時の監視可能項目）.pdf（popup）　
　　 20111220 2号機(事象ベース) 第13章制御電源喪失事故.pdf（popup）
　　『　原災法第15条緊急事態：直流125V主母線2A及び2Bが使用不能となり、かつその状態が5分以上継続すること。』　
　　　 20111220 2号機(事象ベース) 第13章制御電源喪失事故 pdf3枚目.pdf（popup）
　　　『　直流125V主母線盤2A及び2Bが使用不能となり、かつその状態が5分以上継続する場合、原災法15条緊急事態（直
　　　　　流電源喪失：全喪失）による緊急事態宣言を行うこと。』　
　　　 20111220 2号機(事象ベース) 第13章制御電源喪失事故 pdf5枚目.pdf（popup）
　　『　原災法第15条緊急事態：直流125V主母線2A及び2Bが使用不能となり、かつその状態が5分以上継続すること。』　
　　 20111220 2号機 (事象ベース) 第22章自然災害事故大規模地震発生、津波発生（目次）.pdf(popup) 　
　　　 20111220 2号機 (事象ベース) 第22章自然災害事故 pdf3枚目大規模地震発生 .pdf(popup)
　　　『　２. 操作のポイント
　　　　(1) 原子炉設備の操作については、「止める、冷やす、閉じ込める」を確実に実施する。　』　
　　　 20111220 第22章 pdf51枚目～67枚目津波発生（A）（津波：ITV屋外監視カメラ等により潮位の監視を行う）.pdf(p
　　　『　津波が発生した場合は、引き波時に潮位が大きく低下し、CWP、ASWP 損傷の恐れがある。
　　　　　津波が発生し、気象庁より津波警報が発表された場合は、運転管理部長に報告すると共に津波情報を基に
　　　　　ITV等により潮位の監視を行う。津波の影響による潮位低下が確認された場合は、更に監視を強化し、（略）』
　　　『（3）「津波注意報」又は「津波警報」が発令され、2号機取水口制御盤に「潮位低」警報が発生した場合は、
　　　　　　　１-２号中操から他中操へ連絡する。』　
　　　 20111220 2号機第22章 pdf55枚目（潮位計は超音波方式　→　中操一括）.pdf(p 　
　　 20111220 2号機(兆候ベース) 改訂履歴 .pdf（popup）　
　　　 20111220 2号機(兆候ベース) 改訂履歴 pdf1枚目（H.11(1999)-7-1：AM対策）.pdf（popup）　
　　 20111220 2号機(兆候ベース) 序文 .pdf（popup）　
　　　 20111220 2号機(兆候ベース) 序文 pdf7枚目（事故時運転操作手順書の体系）.pdf（popup）
　　　『　事象整定（RHRによる除熱の確立）　』　
　　 20111220 2号機(兆候ﾍﾞｰｽ) 4. 格納容器制御 .pdf（popup）　
　　　 20111220 2号機(兆候ﾍﾞｰｽ) 4. 格納容器制御 pdf16～pdf17枚目（耐圧ベント手順：図がいいかげん）.pdf（popup）
　　　『　5.　TURUS 側ベント弁[AO-205]を「全開」する。　』
　　　『　8.　以上の操作で減圧できない場合、小弁側[AO-206]を「開」する。　』
　　　　注。2号機の耐圧ベント手順の圧力抑制室の大弁は[AO-205]であリ、TURUS 側ベント弁と表記されている。
　　　　注。2号機の耐圧ベント手順の圧力抑制室の小弁（バイパス弁）は[AO-206]である。
　　　以下、大問題
　　　『　5. TOURS 側ベント弁[AO-205]　を「全開」にする。　』
　　　下記図面の 205 を「全開」したら、何がどうなるのか？　205 の先はいったい何処につながっているのか？　
　　　（20111220 2号機(兆候ﾍﾞｰｽ) 10. 参考資料 pdf20枚目（格納容器ﾍﾞﾝﾄﾗｲﾝ：この図は何なの？）.pdf（popup））　
　　　 20111220 2号機(兆候ﾍﾞｰｽ) 4. 格納容器制御 pdf18～pdf19枚目（ﾊﾟｰｼﾞﾗｲﾝベント手順：）.pdf（popup）
　　　『　8.　圧力抑制室ベントバイパス弁[AO-16-206](略) を「開」とする。　』
　　　注。上記の操作は「徐々に行う」必要があると思われるが、そのことが書かれていない。
　　　『（以上の操作でS/Pの減圧ができない場合には更に以下の操作を行う。）』
　　　『　11.　圧力抑制室ベント弁[AO-16-205](略) を「開」する。（補2）』
　　　『（補2）圧力抑制室ベント弁[AO-16-205]を開にすると、SGTS及びパージファンラインの耐圧が低いため破損し、
　　　　　建屋内がPCV内ガスにて汚染する可能性がある。　』　
　　　 20111220 2号機(兆候ﾍﾞｰｽ) 4. 格納容器制御 pdf19枚目（SGTSベント手順：手動ハンドルにより徐々に）.pdf(p)
　　　『　5.　圧力抑制室ベントバイパス弁[AO-16-206](略) を現場の手動ハンドルにより徐々に「開」とする。（補4）』
　　　『（補4）圧力抑制室ベントバイパス弁
　　　　　[AO-16-206]の「開」操作は、現場の手動ハンドルにより徐々に行う。
　　　　　CS操作により「開」にすると、SGTS及びパージファンラインの耐圧が低いため破損し、建屋内がPCV内ガス
　　　　　にて汚染する可能性がある。　』
　　　『（以上の操作でS/Pの減圧ができない場合には更に以下の操作を行う。）』
　　　『　9.　圧力抑制室ベント弁[AO-16-205](略) を「開」する。（補2）』
　　　『（補2）圧力抑制室ベント弁[AO-16-205]を開にすると、SGTS及びパージファンラインの耐圧が低いため破損し、
　　　　　建屋内がPCV内ガスにて汚染する可能性がある。　』
　　　　注。SGTSベント手順の圧力抑制室ベントバイパス弁[AO-16-206]は、
　　　　　　耐圧ベントで使用する小弁[AO-206]と同一である。　
　　 20111220 2号機(兆候ベース) 6. 不測事態「急速減圧」 .pdf（popup）　
　　 20111220 2号機(兆候ベース) 10. 参考資料 .pdf（popup）　
　　　 20111220 2号機(兆候ベース) 10. 参考資料 pdf20枚目（格納容器ﾍﾞﾝﾄﾗｲﾝ：この図は何なの？）.pdf（popup）
　　　上記２号機の格納容器ベントライン図には、アクシデントマネジメント対策で追加された耐圧ベントラインが
　　　追加されて書き込まれてはいるが（H.11(1999)-7-1：AM対策）（MO弁271のライン）、そもそもこの図は
　　　いったい何なのか。多分、元々の当初からの図面が205弁の配管が途中で切れているいい加減な図面であり、
　　　長年そのまま放置されていた。その図面に追加された耐圧ベントラインを1999年に書き込んだが、配管が途
　　　中で切れている部分は面倒なので修正せずに、そのまま放置した。まったくいい加減で杜撰である。　
　　　なお、問題なのは、手順書がいい加減ということばかりではない。ベントの訓練が行われていれば、このよう
　　　な図面がそのまま残っていることはあり得ず、ベントの訓練が行われていなかったことが大問題なのである。
　　　いったい205弁の先はどこに接続されているのか？
　　　　注。圧力抑制室の大弁の番号は 205 と表記されている。
　　　　注。圧力抑制室の小弁（バイパス弁）の番号は 206 と表記されている。
　　　なお、下記３号機の格納容器ベントライン図には、耐圧ベントラインが分かりやすく書き込まれており
　　　（MO弁271のライン）、また大弁と小弁（バイパス弁）の区別もはっきり分かるようになっている。　
　　　（20111220 3号機(兆候ベース) 10. 参考資料 pdf21枚目（耐圧ベントライン：書き込まれている）.pdf（popup））　
　　 20111220 2号機(ｼﾋﾞｱｱｸｼﾃﾞﾝﾄ) 改訂履歴 .pdf（popup）　
　　　 20111220 2号機(ｼﾋﾞｱｱｸｼﾃﾞﾝﾄ) 改訂履歴 pdf3枚目（2009-1-10 SI単位化に伴うMKS単位完全削除）.pdf（p）　
　　 20111220 2号機(シビアアクシデント) 2. AM設備別操作手順書 .pdf（popup）　
　　　 20111220 2号機(シビアアクシデント) 2. pdf33枚目～34枚目（代替注水の場合の、時間帯別必要注水量）.pdf（p）
　　　『　原子炉水位をL3～L8に維持できる場合、（あえて略）、注水流量を原子炉スクラム後の経過時間に応じた
　　　　　必要注水量に調整する　』
　　　代替注水により２号機を何時間冷やし続けられるかの計算：
　　　上記「必要注水量」を継続注水し、次項「外部水源注水総量制限 2300㎥」に達するまでの時間を計算すると、
　　　約87時間（3日と15時間）となる。
　　　注。そもそも、
　　　代替注水の手順書に「外部水源注水総量を監視する。2300㎥以上は代替注水は出来ない。」との
　　　記述があるべきである。
　　　なぜならば、S/Cベントラインの水没により S/C ベント機能を失うかどうかという格納容器の安
　　　全性の限界だからである。なお、これは経済合理性からくる仕方なしの容量限界である。
　　　限界を知れば、それまでに何をしなければならないかというターゲットが浮かんでくる筈。
　　　私見であるが、東電は逃げている。東電は、限界を記述することから逃げている。
　　　限界を記述して初めて事故に対する事前準備が十分であるかどうかの評価ができるというもの。
　　　代替注水の限界を記述してあればそれまでに「残留熱除去系」を応急復旧させねばならないこと
　　　に気がつくはず。　
　　　 20111220 2号機 (ｼﾋﾞｱｱｸｼﾃﾞﾝﾄ) 2. pdf41枚目～42枚目（ S/Cスプレイ外部水源注水総量制限 2300㎥）.pdf（p）
　　　『　操作順序　７　外部水源による代替サプレッションチェンバースプレイを実施中は外部水源注水総量を監視し
　　　　　　　　　　　　サプレッションチェンバーベントラインの水没防止のため、注水総量2300㎥に到達したら代替
　　　　　　　　　　　　サプレッションチェンバースプレイを停止する。　』　　
　　　 20111220 2号機(シビアアクシデント) 2. pdf52枚目～53枚目（S/Cベント）.pdf（popup）
　　　上記pdfの中では、格納容器のベント操作に関する圧力単位は「kPa」で指示されている。
　　　ところが、AM設備制御盤の圧力メータの単位は「kg/cm2」になっている。下記pdf参照。
　　　このことは、この手順書を使用したベント訓練がたったの1回も行われていなかったことを意味している。
　　　もし訓練が行われていれば、間違いに気付き、圧力の単位が「kPa」に修正されていたはずである。　
　　　（20111220 2号機(シビアアクシデント) 4. 参考資料 pdf1枚目（AM設備制御盤：圧力の単位がMKS単位）.pdf（p）
　　　上記は、下記の改訂漏れ。　
　　　（20111220 2号機(ｼﾋﾞｱｱｸｼﾃﾞﾝﾄ) 改訂履歴 pdf3枚目（2009-1-10 SI単位化に伴うMKS単位完全削除）.pdf（p））　
　　　 20111220 2号機(シビアアクシデント) 2. pdf55枚目～56枚目（D/Wベント）.pdf（popup）
　　　上記pdfの中では、格納容器のベント操作に関する圧力単位は「kPa」で指示されている。
　　　ところが、AM設備制御盤の圧力メータの単位は「kg/cm2」になっている。下記pdf参照。
　　　このことは、この手順書を使用したベント訓練がたったの1回も行われていなかったことを意味している。
　　　もし訓練が行われていれば、間違いに気付き、圧力の単位が「kPa」に修正されていたはずである。　
　　　（20111220 2号機(シビアアクシデント) 4. 参考資料 pdf1枚目（AM設備制御盤：圧力の単位がMKS単位）.pdf（p）
　　　上記は、下記の改訂漏れ。　
　　　（20111220 2号機(ｼﾋﾞｱｱｸｼﾃﾞﾝﾄ) 改訂履歴 pdf3枚目（2009-1-10 SI単位化に伴うMKS単位完全削除）.pdf（p））　
　　 20111220 2号機(シビアアクシデント) 4. 参考資料 .pdf（popup）　
　　　 20111220 2号機(シビアアクシデント) 4. 参考資料 pdf1枚目（AM設備制御盤：圧力の単位がMKS単位）.pdf（p）
　　　上記は、下記の改訂漏れ。　
　　　（20111220 2号機(ｼﾋﾞｱｱｸｼﾃﾞﾝﾄ) 改訂履歴 pdf3枚目（2009-1-10 SI単位化に伴うMKS単位完全削除）.pdf（p））　
　　　 20111220 2号機(シビアアクシデント) 4. 参考資料 pdf3枚目（格納容器計装概念図 2300m3はﾍﾞﾝﾄ管ﾏｲﾅｽ1m）.pdf( 　
　　 20111220 3号機事故時運転操作手順書(事象ベース) 第12章外部系統事故 .pdf（popup）　
　　　 20111220 3号機(事象ベース) 第12章外部系統事故 12-4 全交流電源喪失 pdf49枚目頁 12-4-1.pdf（popup）
　　　『　DC125V（A系）の給電可能時間（約4時間）を超えてRCICが運転不能となった場合、HPCIを起動することに
　　　　　なる。　』
　　　『　S/P水温も事故後８時間では 90℃ 程度である。』　
　　　 20111220 3号機(事象ベース) 第12章外部系統事故 12-4 全交流電源喪失 pdf50～pdf51枚目.pdf（popup）
　　　頁 12-4-2
　　　『　2.1　全般的な注意事項
　　　　　　(3)　８時間（注）以内に、外部電源又は非常用D/Gを復旧させれば、炉心の損傷なしに収束させること
　　　　　　　　ができるので、不用意な運転操作によってRCIC、HPCIの運転継続を損なわせてはならない。
　　　　　　　　このため以下の点に注意する。
　　　　　　　a.　原子炉水位、圧力等重要なパラメータの連続監視を行う。
　　　　　　　b.　RCIC、HPCIのL-2/L-8による不必要な起動、停止を避ける。
　　　　　　　c.　電源復旧し、低圧の非常用炉心冷却系（ECCS）が使用可能となるまで原子炉の減圧を行わない。
　　　　　　　（注）RCICとHPCIをシリーズに運転することにより給水能力は、８時間に延長することが可能。　』
　　　頁 12-4-3
　　　『　[参考事項] 　HPCI、RCIC運転不能時消化系による注水
　　　　　　消化系にはディーゼル駆動の消化ポンプを有しているため、全く他の注水系が使用できない場合には
　　　　　　代替注水として使用することができる。しかし、ポンプ揚程が60数mのため、原子炉へ注水するには
　　　　　　原子炉の減圧が必要となる。
　　　　　　従って、原子炉の減圧に必要なSRVの制御電源であるDC電源が枯渇する事故後8時間以降は注水系と
　　　　　　して期待できない。　』
　　　ポンプ揚程が60数m（= 数気圧 = 0.数MPa = 数百kPa）　
　　　 20111220 3号機(事象ベース) 第12章外部系統事故 12-4 全交流電源喪失 pdf51枚目（代替注水）.pdf（pop）
　　　頁 12-4-3
　　　『　[参考事項] 　HPCI、RCIC運転不能時消化系による注水
　　　　　　消化系にはディーゼル駆動の消化ポンプを有しているため、全く他の注水系が使用できない場合には
　　　　　　代替注水として使用することができる。しかし、ポンプ揚程が60数mのため、原子炉へ注水するには
　　　　　　原子炉の減圧が必要となる。
　　　　　　従って、原子炉の減圧に必要なSRVの制御電源であるDC電源が枯渇する事故後8時間以降は注水系と
　　　　　　して期待できない。　』
　　　つまり、代替注水をしようとしたらDC電源が枯渇する前（原則事故後8時間以内）に、原子炉の減圧をしておか
　　　なければならない。なお、ポンプ揚程60数m = 数気圧 = 0.数MPa = 数百kPa である。　
　　　 20111220 3号機(事象ベース) 第12章外部系統事故 12-4 全交流電源喪失 pdf53枚目（-122cmでHPCI自動起動）.p 　
　　　 20111220 3号機(事象ベース) 第12章外部系統事故 12-4 全交流電源喪失 pdf56枚目（DC125V A系）.pdf（p）
　　　『　全交流電源喪失時のDCバッテリー放電パターン、125V　A系　』　
　　　 20111220 3号機(事象ベース) 第12章外部系統事故 12-4 全交流電源喪失 pdf57枚目（DC125V B系）.pdf（p）
　　　『　全交流電源喪失時のDCバッテリー放電パターン、125V　B系　』　
　　　 20111220 3号機(事象ベース) 第12章外部系統事故 12-4 全交流電源喪失 pdf59枚目頁 12-4-11.pdf（popup）
　　　『　表4-1 全交流電源喪失時の監視可能項目　』
　　　『　逃し安全弁　直流 125V(A)、(B)　』
　　　『　腹水貯蔵タンク水位　直流 125V(B)　』　
　　　 20111220 3号機(事象ベース) 第12章外部系統事故 12-4 全交流電源喪失 pdf61枚目（フローチャート）.pdf(p)
　　　『　　』　
　　 20111220 3号機 (事象ベース) 第22章自然災害事故大規模地震発生、津波発生（目次）.pdf(popup) 　
　　　 20111220 3号機 (事象ベース) 第22章自然災害事故 pdf3枚目大規模地震発生 .pdf(popup)
　　　『　２. 操作のポイント
　　　　(1) 原子炉設備の操作については、「止める、冷やす、閉じ込める」を確実に実施する。　』　
　　　 20111220 第22章 pdf51枚目～67枚目津波発生（A）（津波：ITV屋外監視カメラ等により潮位の監視を行う）.pdf(p
　　　『　津波が発生した場合は、引き波時に潮位が大きく低下し、CWP、ASWP 損傷の恐れがある。
　　　　　津波が発生し、気象庁より津波警報が発表された場合は、運転管理部長に報告すると共に津波情報を基に
　　　　　ITV等により潮位の監視を行う。津波の影響による潮位低下が確認された場合は、更に監視を強化し、（略）』
　　　『（3）「津波注意報」又は「津波警報」が発令され、2号機取水口制御盤に「潮位低」警報が発生した場合は、
　　　　　　　１-２号中操から他中操へ連絡する。』　
　　 20111220 3号機(兆候ベース) 序文 .pdf（popup）　
　　　 20111220 3号機(兆候ベース) 序文 pdf5枚目（）.pdf（popup）
　　　『　但し、連絡が取れない場合、又は事象の進展によりやむを得ない場合はこの限りでない。　』　
　　　 20111220 3号機(兆候ベース) 序文 pdf7枚目（事故時運転操作手順書の体系）.pdf（popup）
　　　『　事象整定（RHRによる除熱の確立）　』　
　　 20111220 3号機(兆候ベース) 3. 原子炉制御 .pdf（popup）　
　　　 20111220 3号機(兆候ベース) 3. 原子炉制御 pdf44枚目～46枚目（代替注水、最後は海水注入）.pdf（p）　
　　　 20111220 3号機(兆候ベース) 3. 原子炉制御 pdf71枚目（S/P熱容量制限曲線 [禁止領域] ）.pdf（popup）　
　　 20111220 3号機(兆候ベース) 4. 格納容器制御 .pdf（popup）　
　　　 20111220 3号機(兆候ベース) 4. 格納容器制御 pdf10枚目～11枚目（代替注水、最後は海水注入）.pdf（p）　
　　　 20111220 3号機(兆候ベース) 4. 格納容器制御 pdf14枚目（耐圧ベント手順）.pdf（popup）
　　　『　5.　圧力抑制室ベント弁[AO-205]を「全開」する。　』
　　　『　8.　以上の操作で減圧できない場合、小弁側[AO-206]を「開」する。　』
　　　　注。3号機の耐圧ベント手順の圧力抑制室大弁は[AO-205]である。
　　　　注。1号機の耐圧ベント手順の圧力抑制室小弁（ベントバイパス弁）は[AO-206]である。　
　　　 20111220 3号機(兆候ベース) 4. 格納容器制御 pdf15枚目（SGTSベント手順：手動ハンドルにより徐々に）.pdf（p
　　　『　5.　圧力抑制室ベントバイパス弁[AO-16-206](略) を現場の手動ハンドルにより徐々に「開」とする。（補4）』
　　　『（補4）圧力抑制室ベント弁バイパス弁
　　　　　[AO-16-206]の「開」操作は、現場の手動ハンドルにより徐々に行う。　
　　　　　CS操作により開にすると、SGTS及びパージファンラインの耐圧が低いため破損し、建屋内がPCV内ガスにて　
　　　　　汚染する可能性がある。　』
　　　『（以上の操作でS/Pの減圧ができない場合には更に以下の操作を行う。）』
　　　『　9.　圧力抑制室ベント弁[AO-16-205](略) を「開」する。（補2）』
　　　『（補2）圧力抑制室ベント弁[AO-16-205]を開にすると、SGTS及びパージファンラインの耐圧が低いため破損し、
　　　　　建屋内がPCV内ガスにて汚染する可能性がある。　』
　　　注。3号機のパージファンラインのベント手順は無かった。　
　　　（20111220 3号機(兆候ベース) 10. 参考資料 pdf21枚目（AC系統図（格納容器ベントライン））.pdf（popup））　
　　　 20111220 3号機(兆候ベース) 4. 格納容器制御 pdf29枚目（S/P温度制御：熱容量制限 [禁止領域] ）.pdf(p)
　　　『　』　
　　　 20111220 3号機(兆候ベース) 4. 格納容器制御 pdf29枚目部分拡大（S/P温度制御：熱容量制限 [禁止領域] ）.pdf(p)
　　　『　』　
　　　 20111220 3号機(兆候ベース) 4. 格納容器制御 pdf31～34枚目（S/P温度制御）.pdf(p)
　　　『　』　
　　 20111220 3号機(兆候ベース) 5. 不測事態「水位回復」.pdf（popup）　
　　　 20111220 3号機(兆候ベース) 5. 不測事態「水位回復」pdf6枚目～7枚目（代替注水、最後は海水注入）.pdf（p）　
　　 20111220 3号機(兆候ベース) 7. 不測事態「水位不明」.pdf（popup）　
　　　 20111220 3号機(兆候ベース) 7. 不測事態「水位不明」pdf6枚目～7枚目（代替注水、最後は海水注入）.pdf（p）　
　　　 20111220 3号機(兆候ベース) 7. 不測事態「水位不明」pdf7枚目（ろ過水タンクから水頭圧差で注水可能）.pdf（p）
　　　『（補９）RHRS ポンプが起動できない場合でも原子炉圧力が低い場合は注水ラインを構成すればろ過水タンクの
　　　　　　　　水頭圧差により雑用水系から原子炉へ注水することができる。　』　
　　 20111220 3号機(兆候ベース) 8. 「EOP/SOPインターフェース」.pdf（popup）　
　　　 20111220 3号機(兆候ベース) 8. 「EOP/SOPｲﾝﾀｰﾌｪｰｽ」pdf5枚目～8枚目（代替注水、最後は海水注入）.pdf（p）　
　　 20111220 3号機(兆候ベース) 9. 解説 .pdf（popup）　
　　　 20111220 3号機(兆候ベース) 9. 解説 pdf26枚目（S/P熱容量制限曲線 [禁止領域] ）.pdf（popup）
　　　96.0℃になったら0.34MPa以下　
　　　 20111220 3号機(兆候ベース) 9. 解説 pdf101枚目（S/P熱容量制限曲線 [禁止領域] ）.pdf（popup）
　　　96.0℃になったら0.34MPa以下　
　　 20111220 3号機(兆候ベース) 10. 参考資料 .pdf（popup）　
　　　 20111220 3号機(兆候ベース) 10. 参考資料 pdf1枚目頁 10-1（代替注水の筆頭は海水使用）.pdf（popup）
　　　『　参考 5 系統図　図1 RHR海水系統図（代替注水ライン）　』
　　　この見出し頁によれば、代替注水の筆頭は海水であり、海水の代替注水リスク有無については、決着済のことである。
　　　あの「（リスク懸念の）海水を止めろ、止めるな」の大騒ぎと、あの所長の茶番劇はいったい何だったのか？
　　　「総理が代替注水を止めた」とする事実無根のブログに対する名誉毀損裁判（これが何と敗訴（無茶苦茶））は、
　　　いったい何だったのか？　
　　　 20111220 3号機(兆候ベース) 10. 参考資料 pdf16枚目（図1 RHR海水系統図（代替注水ライン））.pdf（popup）　
　　　 20111220 3号機(兆候ベース) 10. 参考資料 pdf21枚目（耐圧ベントライン：書き込まれている）.pdf（popup）
　　　『　参考 5 系統図　図6 AC系統図（格納容器ベントライン）　』
　　　1号機の「格納容器ベントライン図」には、耐圧ベントラインが全く書き込まれておらず、
　　　2号機の「格納容器ベントライン図」に、耐圧ベントラインは書き込まれてはいるが、そもそもが不完全。　
　　 20111220 3号機(シビアアクシデント) 2. AM設備別操作手順書 .pdf（popup）　
　　　 20111220 3号機(シビアアクシデント) 2. pdf35枚目～36枚目（代替注水の場合の、時間帯別必要注水量）.pdf(p)
　　　『　原子炉水位をL3～L8に維持できる場合、（あえて略）、注水流量を原子炉スクラム後の経過時間に応じた
　　　　　必要注水量に調整する　』
　　　代替注水により３号機を何時間冷やし続けられるかの計算：
　　　上記「必要注水量」を継続注水し、次項「外部水源注水総量制限 2300㎥」に達するまでの時間を計算すると、
　　　約87時間（3日と15時間）となる。
　　　注。そもそも、
　　　代替注水の手順書に「外部水源注水総量を監視する。2300㎥以上は代替注水は出来ない。」との
　　　記述があるべきである。
　　　なぜならば、S/Cベントラインの水没により S/C ベント機能を失うかどうかという格納容器の安
　　　全性の限界だからである。なお、これは経済合理性からくる仕方なしの容量限界である。
　　　限界を知れば、それまでに何をしなければならないかというターゲットが浮かんでくる筈。
　　　私見であるが、東電は逃げている。東電は、限界を記述することから逃げている。
　　　限界を記述して初めて事故に対する事前準備が十分であるかどうかの評価ができるというもの。
　　　代替注水の限界を記述してあればそれまでに「残留熱除去系」を応急復旧させねばならないこと
　　　に気がつくはず。
　　　なお、外部水源注水総量は、D/Wスプレイ、S/Cスプレイ、RCICによるCSTからの注水、HPCIによるCSTからの
　　　注水、代替注水、等々の合算である。　
　　　 20111220 3号機 (ｼﾋﾞｱｱｸｼﾃﾞﾝﾄ) 2. pdf41枚目～42枚目（ D/Wスプレイ外部水源注水総量制限 2300㎥）.pdf(p)
　　　『　操作順序　10　外部水源による代替ドライウェルスプレイを実施中は外部水源注水総量を監視し
　　　　　　　　　　　　サプレッションチェンバーベントラインの水没防止のため、注水総量2300㎥に到達したら
　　　　　　　　　　　　代替ドライウェルスプレイを停止する。　』　　
　　　 20111220 3号機 (ｼﾋﾞｱｱｸｼﾃﾞﾝﾄ) 2. pdf43枚目～45枚目（ S/Cスプレイ外部水源注水総量制限 2300㎥）.pdf(p)
　　　『　操作順序　９　外部水源による代替サプレッションチェンバースプレイを実施中は外部水源注水総量を監視し
　　　　　　　　　　　　サプレッションチェンバーベントラインの水没防止のため、注水総量2300㎥に到達したら
　　　　　　　　　　　　代替サプレッションチェンバースプレイを停止する。　』　　
　　　 20111220 3号機 (ｼﾋﾞｱｱｸｼﾃﾞﾝﾄ) 2. pdf49枚目～50枚目（ﾍﾟﾃﾞｽﾀﾙ注水外部水源注水総量制限 2300㎥）.pdf(p)
　　　『　操作順序　８　外部水源によるペデスタル注水を実施中は外部水源注水総量を監視し
　　　　　　　　　　　　サプレッションチェンバーベントラインの水没防止のため、注水総量2300㎥に到達したら
　　　　　　　　　　　　ペデスタル注水を停止する。　』　　
　　　 20111220 3号機(シビアアクシデント) 2. pdf55枚目～57枚目（S/Cベント）.pdf（popup）　
　　 20111220 3号機(シビアアクシデント) 4. 参考資料 .pdf（popup）　
　　　 20111220 3号機(シビアアクシデント) 4. 参考資料 pdf1枚目（AM設備制御盤圧力の単位はMPa）.pdf（popup）　
　　　 20111220 3号機(シビアアクシデント) 4. 参考資料 pdf3枚目（格納容器計装概念図 2300m3はﾍﾞﾝﾄ管ﾏｲﾅｽ1m）.pdf( 　
　 20111220 別添4：1号機 IC作動時の原子炉挙動解析 .pdf（popup）　
　　 20111220 別添4：1号機（原子炉設置許可申請書　IC非常用復水器） pdf53枚目～55枚目 .pdf（popup）
　　『　原子炉の崩壊熱を除去するためのものである。』
　　『　（ICは）全体として閉回路を形成している。』
　　『　復水器タンクの冷却水は、補給しなくても２基のタンクで８時間原子炉を冷却することができる。』
　　『　原子炉を冷却減圧した後、原子炉停止時冷却系にきりかえて原子炉を冷温停止状態にすることができる。』
　　　ICは、原子炉停止時冷却系にきりかえ可能な約135℃（0.3MPa）まで減圧する機能を持っている。
　　『　蒸気流量：100.6 t/h　』