事業高度化制保安規ー等のルギ新エネ度年 28 平成 - METI事業高度化制保安規ー等のルギ新エネ度年 28 平成告書査報する調

平成 28 年度新エネルギー等の保安規制高度化事業

(電気設備リスク評価事業)に関する調査報告書

平成 29年 3月 10 日

一般社団法人日本電気協会

電気設備リスク評価委員会

1

目次

はじめに ............................................................................................................................................ 3 委員名簿 ............................................................................................................................................ 4 Ⅰ 事業計画 ..................................................................................................................................... 6

１．事業目的 ................................................................................................................................. 6 ２．事業内容 ................................................................................................................................. 6

2.1 対象発電設備 ..................................................................................................................... 6 2.2 調査項目 ............................................................................................................................ 6

３．検討体制 ................................................................................................................................. 9 （１）電気設備リスク評価委員会（本委員会） ....................................................................... 9 （２）幹事会 ............................................................................................................................. 9 （３）作業会 ............................................................................................................................. 9 （４）事務局 ........................................................................................................................... 10

４．スケジュール ........................................................................................................................ 10 （１）委員会 ........................................................................................................................... 10 （２）幹事会 ........................................................................................................................... 10 （３）作業会 ........................................................................................................................... 10 （４）現地見学会 .................................................................................................................... 12

Ⅱ．検討方法及び条件設定 ............................................................................................................. 13 １．発電設備の故障・事故の抽出及びその影響評価 ................................................................. 13 （１）検討対象設備 ................................................................................................................ 13 （２）故障・事故の抽出，影響，保守点検の考慮 ................................................................. 13 （３）影響評価の区分と数値化 .............................................................................................. 15

２．抽出事象の階層化 ................................................................................................................ 16 ３．規制の在り方の検討 ............................................................................................................. 16

Ⅲ．各発電設備の検討結果 ............................................................................................................. 17 １．設備の類型化 ........................................................................................................................ 17 ２．現地調査 ............................................................................................................................... 22 ３．各発電設備のリスク評価 ..................................................................................................... 24

3.1 前提となる標準的な保守点検方法の検討 ....................................................................... 24 3.2 算出した各発電設備の簡易評価指標 .............................................................................. 26 3.3 事故情報と簡易評価指標との比較 .................................................................................. 27

４．評価結果に基づく各発電設備の階層化の整理 ..................................................................... 29 4.1 各発電設備の評価指標の特徴 ......................................................................................... 31 4.2 保守点検の効果 ............................................................................................................... 33

５．評価結果に基づく規制の見直し及び規制の在り方の検討 .................................................. 35

2

5.1 工事計画届出に関する規模要件 ..................................................................................... 35 5.2 主任技術者の選任要件 .................................................................................................... 43 5.3 事故報告の対象 ............................................................................................................... 44

６．規制の見直しにおける課題と留意事項 ................................................................................ 46 Ⅳ. まとめ ..................................................................................................................................... 48

添付資料

添付資料１被害規模の数値化について

添付資料２現地調査報告書

添付資料３発電設備の事故件数の発生率について

添付資料４電気事業法に基づく保安のための諸手続（工事計画）について

添付資料５主任技術者制度について

添付資料６電気関係報告規則について

添付資料７簡易リスクマトリクスと現行の工事届出基準の関係

参考資料

参考資料１第 1回電気設備リスク評価委員会議事要録

参考資料２第２回電気設備リスク評価委員会議事要録

参考資料３第３回電気設備リスク評価委員会議事要録

参考資料４第４回電気設備リスク評価委員会議事要録

参考資料５平成 27年度電気設備リスク評価議事要録（第 1回～第 4回）

3

はじめに

低炭素社会の構築に向け，近年，未利用エネルギーや新しい発電方式の実用化が加速して

いる。電気事業法においては，①人体への危害・物件の損傷や②著しい供給支障を防止する

観点から，事業用電気工作物の設置者に対し，設備の種類や出力規模などに応じた保安規制

を課しているが，火力発電設備や水力発電設備などの旧来の大規模電源設備を前提に制度化

された現行規制は，このような小規模分散型電源の増加，急速な技術進歩を踏まえたものと

はなっていない面がある。

また，固定価格買取制度や電力システム改革により，発電設備について小規模設備の導入

が進んでおり，発電設備の保安に関して経験が少ない設置者の参入も懸念される。

このような中，昨年度，日本電気協会では経済産業省商務流通保安グループ電力安全課よ

り「平成２７年度未利用エネルギー活用調査（電気設備リスク評価事業）」を受託し，技術

基準等（事業者において通常活用されている民間規格を含む）に基づき設置される発電設備

をその代表的な設備仕様で類型化し，通常使用中に実施される保守点検の影響を無視した，

設備の純粋な経年劣化等により生じる可能性がある故障・事故について整理・検討を行っ

た。今年度は，昨年度事業の続きにあたる「平成２８年度新エネルギー等の保安規制高度化

事業（電気設備リスク評価事業）」を，日本電気協会が経済産業省商務流通保安グループ電

力安全課より受託し，昨年度事業で整理した結果を基に通常に実施される保守点検の影響を

考慮した影響を評価するとともに，規制の見直しの提言及び規制の在り方の検討の方向性や

留意点について検討を行うこととなった。

火力発電設備や水力発電設備などの旧来の大規模電源設備をはじめ，小規模設備を含むほ

とんどの発電設備を対象とし，各分野の事業者，製造者へも参画を依頼し検討を行った。検

討作業を効率的に進めるため，本委員会の下に①大型火力発電設備検討作業会，②中・小型

火力発電設備検討会，③自然エネルギー検討作業会の３つの作業会を設置し，同一の基準で

設備の持つ危険性について抽出して，現在の法規制について整理することとした。

各発電設備の専門家を交え，「保守点検の影響」を考慮しつつ各発電設備を同一の基準で

評価するとともに，現行規制と比較をしたことは，産学官民問わず我が国として初めての整

理であることから，今後の規制の見直しの貴重な資料となるものと考える。

平成２９年３月

一般社団法人日本電気協会

4

委員名簿

平成２８年度電気設備リスク評価委員会委員名簿

１．本委員会（順不同・敬称略）

委員長若尾真治学校法人早稲田大学

委員酒井信介国立大学法人東京大学

〃青山和浩国立大学法人東京大学

〃福田隆文国立大学法人長岡技術科学大学

〃姫野修司国立大学法人長岡技術科学大学

〃今木圭電気事業連合会

〃山田力電気事業連合会

〃武内信義（一社）日本電機工業会

〃松信隆（一社）日本風力発電協会

〃田中清俊（一社）太陽光発電協会

〃中澤治久（一社）火力原子力発電技術協会

〃大里和己日本地熱協会（中・小型火力発電設備検討作業会幹事補兼務）

〃足立光陽（一社）日本木質バイオマスエネルギー協会

〃高島賢二（一社）電力土木技術協会

〃荒川嘉孝（一社）日本電気協会

オブザーバー経済産業省，（独）製品評価技術基盤機構

２．幹事会

大型火力発電設備検討作業会幹事出口智也中部電力㈱

大型火力発電設備検討作業会幹事補吉川直城（一社）火力原子力発電技術協会

中・小型火力発電設備検討作業会幹事柴田和男（一社）日本電機工業会

中・小型火力発電設備検討作業会幹事補大里和己日本地熱協会

自然エネルギー検討作業会幹事石丸晴久関西電力㈱）

自然エネルギー検討作業会幹事補辻和隆（一社）日本電機工業会

３．作業会

（１）大型火力発電設備検討作業会

幹事出口智也中部電力㈱

幹事補吉川直城（一社）火力原子力発電技術協会

委員百武慎徳三菱日立パワーシステムズ㈱

〃高橋潤㈱ＩＨＩ

〃田尾浩之㈱東芝

〃尾崎宏東京電力フュエル＆パワー㈱

〃増岡嘉悠東京ガス㈱

〃上山直也関西電力㈱

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委員鈴木元三菱重工エンジン&ターボチャージャ㈱

〃小倉弘行㈱明電舎

〃沼田明（一社）日本内燃力発電設備協会

〃島田津代志九州電力㈱

（２）中・小型火力発電設備検討作業会

幹事柴田和男（一社）日本電機工業会

幹事補大里和己日本地熱協会

委員内海高博 JFE エンジニアリング㈱

〃稲別恒也グリーン・サーマル㈱

〃河野巧ヤンマーエネルギーシステム㈱

〃小坂井恒一㈱大原鉄工所

〃武藤寿枝富士電機㈱

〃松村忠彦 JFE エンジニアリング㈱

〃服部正史富士電機㈱

〃岸沢浩三菱日立パワーシステムズ㈱

〃井関孝弥（一社）日本ガス協会

〃古谷健一郎㈱東芝

〃斉藤象二郎三菱日立パワーシステムズ㈱

〃小野寺亨東北電力㈱

〃榊原恒治日立造船㈱

（３）自然エネルギー検討作業会

幹事石丸晴久関西電力㈱

幹事補辻和隆（一社）日本電機工業会

委員藤井健知東電設計㈱

〃佐久間英崇日本工営㈱

〃松山誠東京電力パワーグリッド㈱

〃角田勇公営電気事業経営者会議

〃川崎智㈱東芝

〃小森健介日立三菱水力㈱

〃佐竹孝公中部電力㈱

〃松信隆（一社）日本風力発電協会

〃進守（一社）日本小形風力発電協会

〃田中朝茂ゼファー㈱

〃本庄暢之電源開発㈱

〃瀧口幸延㈱東芝

〃田中清俊（一社）太陽光発電協会

〃井上康美（一社）太陽光発電協会

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Ⅰ 事業計画

１．事業目的

電気事業法は電気工作物の設置者に対し，①人体への危害・物件の損傷や②著しい供給支障を

防止する観点から，設備の種類や出力規模などに応じた保安規制を課している。

近年，低炭素社会の構築に向けて未利用エネルギーや新しい発電方式の実用化が加速してお

り，小規模分散型電源の増加や急速な技術進歩等の環境変化が生じているが，旧来の大規模電源

設備を前提に制度化された現行規制はこのような状況を踏まえたものとはなっていない面があ

る。

このため，各電気工作物についてあらためて統一的に設備リスクを評価し，これを踏まえた合

理的な規制水準の在り方を検討する。具体的には，工事計画届出に関する規模要件，主任技術者

の専任要件，事故報告の対象等について，設備の特徴や出力規模，設置環境等に基づく設備リス

クを評価の結果を踏まえ，その在り方を検討する。

本検討は二年間での検討が計画され，一年目にあたる昨年度は平成２７年度未利用エネルギー

活用調査（電気設備リスク評価事業）※（以下，「平成２７年度事業」という）により，技術基準

等（事業者において通常活用されている民間規格を含む）に基づき設置される発電設備をその代

表的な設備仕様で類型化し，通常使用中に実施される保守点検の影響を無視して，設備の純粋な

経年劣化等により生じる可能性がある故障・事故について整理・検討が行われた。

今年度の本事業においては，平成２７年度事業の成果を参照しつつ，保守点検の影響等につい

ても考慮した総合的な評価を行うことにより，合理的な規制水準の在り方を検討することを目的

とする。

※平成２７年度未利用エネルギー活用調査（電気設備リスク評価事業）報告書

http://www.meti.go.jp/meti_lib/report/2016fy/000028.zip

２．事業内容

2.1 対象発電設備火力発電設備（汽力，ガスタービン，内燃力，コンバインドサイクル，バイオマス，バイナ

リー，地熱発電等），燃料電池発電設備，水力発電設備，風力発電設備，太陽電池発電設備を本

事業の対象とする。

2.2 調査項目以下に示す調査を実施する。この際，新規の発電方式が実用化される等の今後の環境変化を考

慮し，各評価等の手法や判断理由等を十分に記録に残しつつわかりやすい形でまとめることで，

第三者が新規設備機器について独自に評価を実施しつつ本事業の成果と比較検討等することがで

きるようにする。

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（１）設備の類型化

平成２７年度事業で実施した設備の類型化について，出力規模に基づき細分化する等の工夫を

し，（３）以降の評価を可能な限り詳細な区分けで評価できるように検討する。

（２）現地調査

各作業会の相互調整を円滑に行うため，幹事会の専門家等を対象とし，国内の実際の発電設備

の視察を実施し認識の統一をはかる。

なお，実施に当たっては，事業者と十分調整を行い，事業者の妨げにならないよう留意する。

（３）各発電設備のリスク評価

対象とする発電設備の各設備機器について，平成２７年度事業結果に追加で検討することが必

要とされた保守点検等を考慮し，リスク評価に資するよう「故障・事故の発生可能性」対「被害

規模」等の指標により総合的な観点から評価し整理する。なお，標準的な保守点検手法が業界と

して存在しない等の事情がある設備機器の評価を行う際には，専門家の意見をよく踏まえ適切な

条件を設定する。なお，一つの機器で複数の故障・事故が想定される場合であっても，可能な限

りその機器に対して単一の評価値を設けるなどの工夫をする。

ａ．前提となる保守・点検の標準化

平成２７年度事業で抽出した各発電設備の設備構成毎に，影響評価の前提となる標準的な

保守・点検について定める。

標準的な保守点検については，発電設備の建設時の「設備の取扱説明書」又は「推奨点検

方法」をもとに作業会で定める。

ｂ．保守・点検を考慮した影響評価

現実の保守点検の効果を考慮した各発電設備の横断的な評価を行うため，平成２７年度事

業で調査した影響評価の区分（想定期間，被害規模）に，“検出可能性（検出のしにく

さ）”を追加し評価する。これは保守点検無しの評価に，保守点検による被害の影響の低減

効果を検出可能性によって反映するためである。

検出可能性（検出のしにくさ）については，上記ａ．で定めた前提となる保守・点検を実

施した場合に，事象（故障・事故）による影響が発生する前に検出できるかどうかを5段階で

評価する。

【不具合発生間隔】

区分定義

Ⅰ 5年未満

Ⅱ 5年以上～10 年未満

Ⅲ 10 年以上～20 年未満

Ⅳ 20 年以上～40 年未満

Ⅴ 40 年以上

※１；この“不具合発生間隔”は，平成 27年度の報告書では，“想定期間”としていたが，

発生頻度と誤解を招く可能性があるため，見直したものである。

※２；設計寿命等を基に事象が発生するまでの期間を想定する。

8

【被害規模（人体・物件への影響）】

区分定義

大･一般公衆の死亡，傷害･作業員の死亡，重度の傷害･構外物件の損傷･構内他設備への重度の損傷

中･作業員の軽度の傷害･構内他設備の軽度の損傷（修理等により再使用が可能）

小･上記以外

※１；設備の故障時に，近くに人がいることを前提に評価する。

【被害規模（供給への影響）】

区分定義

大･発電支障電力量：1 億 kWh 以上 ※50 万 kWの発電機が 1 週間以上停止（8,400 万 kWh）相当

中･発電支障電力量：3 千万 kWh 以上～1 億 kWh 未満 ※50 万 kWの発電機が 2 日間停止（2,400 万 kWh）相当

小･上記以外（発電継続も含む。）

【検出可能性（検出のしにくさ）】

区分定義（カッコ内：発見できる割合の目安）

⑤ ほとんど発見不可能（1 割未満）

④ 多くの場合発見できない（1 割以上，3 割未満）

③ 発見可能だが時々発見できない。（3 割以上，7 割未満）

② 多くの場合発見できる（7 割以上，9 割未満）

① ほぼ発見できる（9 割以上）

※１；発見とは，重大な事故に至る前の段階で検出することを言う。

ｃ．影響評価の妥当性の確認

上記ｂ．で評価した結果を，入手可能な「国への事故報告」と比較し，評価の妥当性を確認する。

（４）評価結果に基づく各発電設備の階層化整理

(３)項の結果を踏まえ，リスク評価手法の考え方を参考に簡易的な評価手法で，各発電設備機器で

の評価を相対的に比較し，階層化により整理する。

この際，事故報告の対象とするか否かという観点や，工事計画等の規制の強弱に基づく観点等

からあるべき規制のレベル別整理を行う。

（５）評価結果に基づく規制の見直し及び規制の在り方の検討

事故発生状況等から類推される各発電設備機器の実際の故障・事故の発生時の影響の程度も勘

案しつつ，本年度の調査結果を現行の規制と比較することで，変更することが望ましい規制につ

いて抽出し検討する。

9

検討の対象とする規制は，工事計画届出に関する規模要件，主任技術者の選任要件，事故報告

を対象とする。

なお，今年度の調査状況や必要に応じたニーズ等の調査に基づき，今後の社会環境変化にも継

続的に対応できる合理的な規制水準の在り方についても検討すること。また，事故報告について

は，（４）で整理した階層化の結果とともに,（３）項ｃ.の入手可能な事故報告を参考に事象・

設備・機器のレベル分けを行う。

３．検討体制

（１）電気設備リスク評価委員会（本委員会）

・学識経験者および専門家で構成する。

・事業内容，事業の進め方について審議・承認を行う。

・作業会での調査・検討結果を審議し，最終承認を行う。

（２）幹事会

・各作業会幹事，幹事補，事務局で構成する。

・各作業会の検討状況の確認，共通的な課題について検討する。

・本委員会に向けた事前検討，提出する資料の事前確認を行う。

（３）作業会

・検討対象となる発電設備に関係する専門家で構成する。

・本事業の調査項目について，具体的に調査・検討を行い，その結果を本委員会に報告・提

案する。

経済産業省

電気設備リスク評価委員会

（事務局：一般社団法人日本電気協会）

本委員会

幹事会

大型火力発電設備

検討作業会

中・小型火力発電設備

検討作業会

自然エネルギー

検討作業会

汽力ガスタービン

コンバインド

サイクル

内燃力

地熱バイナリー

バイオマス燃料電池

水力（土木）

水力（電気）

風力太陽光

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（４）事務局

・一般社団法人日本電気協会を事務局とする。

４．スケジュール

（１）委員会

第１回本委員会：平成２８年９月１４日（水）

審議概要

実施計画，検討方針について審議した。

第２回本委員会：平成２８年１１月４日（金）

審議概要

前提となる保守点検方法の確認，影響評価表の作成方針，階層化整理方針について審

議した。

第３回本委員会：平成２９年１月３０日（月）

審議概要

階層化の整理，規制の見直しについて中間報告を行い，委員のコメントを確認した。

第４回本委員会：平成２９年２月２７日（月）

審議概要

最終報告書を審議し，承認した。

（２）幹事会

第１回幹事会：平成２８年９月２日（金）

審議概要

実施計画，検討方針について本委員会へ提出する資料を確認した。

第２回幹事会：平成２８年９月２１日（水）

審議概要

第 1 回本委員会でのコメントを確認し，対応方針を検討した。また，作業会での説明

方針について，確認した。

第３回幹事会：平成２８年１０月２４日（月）

審議概要

第 2 回本委員会への提出資料を確認した。また，現地調査について確認した。

第４回幹事会：平成２９年２月１４日（火）

審議概要

第 3 回本委員会でのコメントを確認し，第４回本委員会への提出資料を確認した。

（３）作業会

a．合同作業会（３作業会合同）

第１回合同作業会：平成２８年９月２６日（月）

審議概要

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第 1 回本委員会での審議内容を紹介し，今年度の検討方針を説明した。また，標準

的な保守点検方法について，作成方針を審議し，次回の作業会までの作業内容を調

整した。

第２回合同作業会：平成２８年１２月１６日（金）

審議概要

各作業会からの影響評価表を整理し，簡易評価指標の算出結果を説明した。その後，

評価結果について，各作業会で整合性について議論し，再度，評価表の見直しスケ

ジュールを調整した。

第３回合同作業会：平成２９年１月１６日（月）

審議概要

各作業会からの再影響結果を整理し，修正された簡易評価指標の算出結果を説明

した。その後，評価結果の整合性について議論し，最終の評価表の見直しスケジュ

ールを調整した。

b．大型火力発電設備検討作業会

第１回作業会：平成２８年９月２日（金）

審議概要

第 1 回合同作業会終了後，各作業会に分かれて，作業分担，作業会内の確認方法を

調整した。

第２回作業会：平成２８年１０月１９日（水）

審議概要

標準的な点検方法の作成結果を確認し，「検出可能性」の記入について，分担及び，

記入後の確認の分担及びスケジュールを調整した。

c．中・小型火力発電設備検討作業会


審議概要


調整した。

第２回作業会：平成２８年１０月２４日（月）

審議概要



d．自然エネルギー検討作業会


審議概要


調整した。

第２回作業会：平成２８年１０月１９日（水）

審議概要

12



第３回作業会：平成２８年１１月１４日（月）

審議概要

第 2 回合同作業会の結果を受けて，自然エネルギーの「検出可能性」について，作

業会内の整合性を確認し，修正スケジュールを確認した。

第４回作業会：平成２９年２月６日（月）

審議概要

第３本委員会の結果を受けて，自然エネルギーの階層化について，作業会内の整合

性を確認し，修正スケジュールを確認した。

（４）現地見学会

a. 秋田地区見学会：１１月１日（火），２日（水）

澄川地熱発電所，神代発電所（水力），能代火力発電所（石炭汽力）

能代風力発電所，向浜発電所（木材チップ）

b. 川崎地区見学会；１１月９日（水）

扇島太陽光発電所，川崎火力発電所（コンバインドサイクル）

13

Ⅱ．検討方法及び条件設定

１．発電設備の故障・事故の抽出及びその影響評価

（１）検討対象設備

本事業の対象設備は以下の発電設備※とする。

ａ．火力発電設備（汽力，ガスタービン，内燃力，コンバインドサイクル，バイオマス，バ

イナリー，地熱発電等）

ｂ．燃料電池発電設備

ｃ．水力発電設備

ｄ．風力発電設備

ｅ．太陽電池発電設備

※ 発電所の開閉設備（遮断器，断路器等）及び変電設備（変圧器等）は除く。

検討対象範囲は，電事法の対象範囲のみとする。（廃棄物発電は，廃棄物処理法によっ

て規制される部分を含むため，その部分は検討範囲外とする。）

（２）故障・事故の抽出，影響，保守点検の考慮

故障・事故の抽出，影響，保守点検の考慮した発電設備の評価表の作成にあたり，基本的

な考え方と必要な前提条件を，以下のとおり定めた。この条件は，作業会各委員等との議論

の上で定め，実際の作業中で課題が生じればその都度見直しを実施した結果のものである。

【基本的な考え方】

発電設備の規制について設備横断で統一的な検討が望まれているため，設置時点にお

いて国の技術基準（省令，告示及び解釈）に適合した電気工作物が，標準的な保守点検

を実施した場合に，経年劣化によってどのような故障・事故に至るのかといった設備が

持つ危険性を，製造者や設置者がこれまでの経験（事故事例や設計思想，経験からの知

見等）をもとに抽出することを目的とした。

【故障・事故抽出の前提条件】

・設計不良や製作不良は考慮しないこととした。

・経年劣化により生じる事象を抽出することとし，自然災害による事象は対象外とした。

ここでは「自然災害による事象は対象外」としているが，対象外とは，設計条件以上

の地震荷重，地震相対変位，風力，津波，浸水及び土石流等をいう。日常的にあり得る

設計上考慮すべき気象条件（風雨等）は考慮することとした。

・地域差（島嶼部と本土，都市部と過疎地域）については，個々の発電所の設置場所に

ついて検討を行う必要があるため，今回は考慮しない。

・予備機は考慮しないこととした。

・国の技術基準（省令及び解釈）で定められていない保護継電器の動作は，考慮しない

こととした。

・一つの機器に対して様々な事象が想定されるが，抽出する事象は，被害規模の大きい

ものから代表的な３事象程度とした。

・影響の検討にあたっては，単一設備の故障を対象とし，多重の設備故障は考慮しな

いこととした。

「単一設備の故障を対象とし，多重の設備故障は考慮しない」とは，安全弁や圧力

計等の保護装置は，複数設置されていることが多く，それらが独立している場合，一

つの機器の故障を考慮する。

14

例えば「安全弁保護装置と機器の組み合わせ故障」については，複数の安全弁が一

度に故障する場合は，多重故障と考えて考慮しないこととし，安全弁一弁とその保護

対象の機器の同時故障を想定する。この場合，残った安全弁で必要吹出量が確保でき

るかが問題になる。

ただし，電気的な保護装置が複数設置されていても一つの電源に繋がる場合等（共

通要因による故障）は，その電源の喪失を想定し繋がる保護装置すべてが機能喪失を

生じるとする。この場合，予備電源（バッテリー等）については，予備電源による供

給時間を考慮する。

また，その機器の作動不良が他の機器の事象と重なり二次被害を生じる危険性が考

えられる場合，備考に注意喚起の記載を行っている。

【評価表の作成】

今年度は，昨年度実施した保守点検無しの場合の評価表に，保守点検の効果を考慮

するため，まず“標準的な保守点検方法”を設定し，Ⅰ章 2.2 項の(3)の保守点検の故

障・事故の事象の“検出可能性”の評価を追記した。

実際の保守点検は，国の解釈，指針又は民間規格・指針等を参考に，発電事業者の

経験，実績及び作業慣習に基づく知見を付加して実運用している，事業者として重要な

ノーハウで，統一されたものはない。

今回，保守点検の効果を評価するため，国の解釈，指針又は民間規格等を参考に製

造者及び事業者の専門家によって構成される作業会として標準的な保守点検方法を定

めたものである。

なお、昨年度，作成した以下の項目は，基本的に変更していない。昨年度の各項目

の記載の考え方を参考に示す。

ａ．設備構成（設備，機器）

来年度以降予定されている規制の在り方の検討につなげやすいよう，検討対

象となっている規制（工事計画，電気事故報告等）で定められている主要電気

工作物の定義や分類を基に記載し，不足があれば独自に追加した。

ｂ．事象

“機器”に生じる事象（経年劣化が進展した場合に，“機器”が最終的にど

うなるのか）を記載。

例えば，“腐食”“摩耗”“疲労”は劣化の進展途中であり，最終的に“穴あ

き”や“割れ”に至る。この場合，事象には“穴あき”や“割れ”を記載する。

ｃ．影響

“機器”に生じる事象によって，“設備”，更には発電システムや周囲に与

える影響を記載する。

ｄ．影響評価

前項「（３）影響評価の区分」に基づく評価結果を記載する。専門家が作業

会で報告した内容については，作業会・幹事会・事務局にて繰返し確認し，横

並びを図る。

ｅ．備考

特記すべき事項を記載する。

記載例）

・主要原因や劣化等の進展プロセス

・複合故障により想定される重大事象

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・動作する保護装置及びその保護装置の設置を定めている技術基準の

条項番号

・各機器で想定事象を検討する場合の特有な要因

など

（３）影響評価の区分と数値化

不具合発生間隔，被害規模（人体・物件への影響），被害規模（供給への影響），検出可

能性（検出しにくさ）の影響評価の区分を下表のとおり数値化し評価した。

なお，被害規模（人体・物件への影響）については，区分「大」の「一般公衆の死亡」と

区分「中」の「作業員の軽度の障害」では，その影響度に大きな差があるため，検討ケース

１と検討ケース２の２ケースの数値化を用いて検討することとした。詳細は，添付資料１

に示す。

また，“不具合発生間隔”は，製造者，事業者の専門家から構成される作業会で，設計寿

命及び専門家の経験に基づく知見等から想定した機器の不具合発生までの間隔である。

【不具合発生間隔：O】

区分定義数値化

Ⅰ 5 年未満５

Ⅱ 5 年以上～10 年未満４

Ⅲ 10 年以上～20 年未満３

Ⅳ 20 年以上～40 年未満２

Ⅴ 40 年以上１

※区分は，設計寿命及び専門家の経験に基づく知見等から想定した機器の不具合発生間隔を評

価する。

【被害規模（人体・物件への影響）：Ｓ１】


検討ケース１検討ケース２

大･一般公衆の死亡，傷害･作業員の死亡，重度の傷害･構外物件の損傷･構内他設備への重度の損傷

３２５

中･作業員の軽度の傷害･構内他設備の軽度の損傷（修理等により再使用が可能）

２５

小･上記以外１１

※設備の故障時に，近くに人がいることを前提に評価する。

【被害規模（供給への影響）：Ｓ２】


大･発電支障電力量：1 億 kWh 以上 ※50 万 kWの発電機が 1 週間以上停止（8,400 万 kWh）相当３

中･発電支障電力量：3 千万 kWh 以上～1 億 kWh 未満 ※50 万 kWの発電機が 2 日間停止（2,400 万 kWh）相当２

小･上記以外（発電継続も含む。）１

16

【検出可能性（検出しにくさ）：Ｄ】

区分定義発見できる割合の目安数値化

⑤ ほとんど発見不可能 1 割未満５

④ 多くの場合発見できない 1 割以上，3割未満４

③ 発見可能だが時々発見できない 3 割以上，７割未満３

② 多くの場合発見できる７割以上，９割未満２

① ほぼ発見できる 9 割以上１

※発見とは，重大な事故に至る前の段階で検出することを言う。

２．抽出事象の階層化

リスク評価手法を参考に，簡易評価指標ＥＭ１及びＥＭ２を算出し，抽出した事象を数値化

する。このＥＭ１及びＥＭ２は，以下のように定義した。

ここで，定義したＥＭ１及びＥＭ２は，学術的な意味でのリスク値ではなく，各発電設

備の同じ土俵で比較検討するための簡易評価指標である。

簡易評価指標；人損物損面 EM1 ＝ K1O＊K2S1＊K4D 供給障害面 EM2 ＝ K1O＊K3S2＊K4D

（各項の重み係数 K1，K2，K3，K4は，1.0 で算出した後、必要に応じて変更を

検討する。）

注記）

EM1；人体・物損に対する簡易評価指標 EM2；供給支障に対する簡易評価指標O：故障の発生間隔（発生しやすさ）S1：故障の人・物への影響深刻度S2：故障の供給への影響深刻度D：故障の検出可能性（検出のしにくさ） K1：不具合発生間隔の重み係数k2：人損・物損被害規模の重み係数k3：供給障害被害規模の重み係数K4：検出可能性の重み係数

この評価指標を用いて，各発電設備の評価表で抽出した事象を整理し，規制で用いられる発

電設備の出力規模と比較する。

３．規制の在り方の検討

昨年度の調査結果に，通常実施される保守点検等の運用面も考慮して，改めてリスク評価を

行い，規制等の在り方について検討を行い，今後の規制の見直しについて検討を行う。

検討は，規制の出力区分と各設備の故障・事故の影響を数値化した人損物損面の簡易評価指標

EM1 と供給障害面の EM2 の双方を踏まえて比較評価することによって行う。

17

Ⅲ．各発電設備の検討結果

１．設備の類型化

平成２７年度事業で実施した設備の類型化を参考に，現行規制の出力規模を確認のうえ，

以下のとおり設備の類型化を行った。

各発電設備の概略図を附図-1.1～附図-3.7 に示す。

検討の結果，大型火力発電設備については，ボイラーに含め評価していた補助ボイラーに

ついて，①‘としてグループの見直しを行い，自然エネルギー発電設備については，小出力

発電設備の区分として，水力発電設備 200kW 未満及び太陽電池発電設備 50kW 未満のグループ

を追加した。また，中小型火力発電設備については，変更の必要は無かった

（１）大型火力発電設備の類型化

種類設備構成規模燃料・

熱媒体

運転温度設置

環境

グループ

汽力石炭火力ボイラー，蒸気ター

ビン，燃料設備，ば

い煙処理設備，発

電機

16～105 万

kW

石炭 500～600℃ 屋外

①

油火力 9～100 万 kW 油 500～600℃ 屋外

ガス火力 16～100 万

kW

天然ガス 500～600℃ 屋外

コンバイ

ンドサイ

クル

石炭ガス複合

発電

排熱回収ボイラー，

ガス化炉，蒸気ター

ビン，ガスタービ

ン，燃料設備，ばい

煙処理設備，発電

機

35 万 kW 石炭 1300℃ 屋外

残渣油ガス化

複合発電

34 万 kW 油 1300℃ 屋外

ガス複合発電 12～73 万 kW 天然ガス 1100～1600℃ 屋外

ガスタービンガスタービン，燃料

設備，ばい煙処理

設備，発電機

2～15 万 kW 天然ガス 1100～1600℃ 屋外

補助ボイラーボイラー－(蒸気）

油，天然

ガス

350℃ 屋外

①‘

ディーゼル発電～2万 kW 軽油 400～500℃ 室内

② ガスエンジン発電～1万 kW LPG，天

然ガス

500～600℃ 室内

（２）大型火力発電設備の想定発電規模設備

ユニット

（ボイラー，タービン等）

発電所共通設備

（燃料設備等）

大型火力発電設備（内燃機関を除く）

（類型化（グループ①）） 50 万 kW×4基 200 万 kW

補助ボイラ－（類型化（グループ②））１基（蒸気のみ）－

内燃機関（類型化（グループ③）） 0.5 万 kW×4基 2万 kW

18

（３）中小型火力発電設備の類型化

a. 地熱発電・地熱バイナリー発電

b. バイオマス発電

種類設備構成規模燃料・熱媒体運転

温度

設置環境その他グループ

木質バイオ発電

燃焼ボイラー以外は汽力発電と同じ

中規模木材・

木質チップ ― ―

木材。チップを

直接燃焼させ

る発電，大型石

炭火力と混合さ

せて燃焼させる

発電するものが

ある。

①

廃棄物（ごみ）発電

燃焼ボイラー以外は汽力発電と同じ

中規模都市型廃棄物５００℃

以下都市部

ごみを乾燥，成

型によりチップ

化する物があ

る。

②

家畜のし尿，下水の汚泥等からメタン発行等でガス燃料生産

ガス機関で発電小規模

し尿等からの

ガス燃料 ― ― 気体燃料

③ ﾄｳﾓﾛｺｼ，穀物等からエタノール生産

デーゼル期間等で発電小規模

エタノール等の

液体燃料 ― ― 液体燃料

種類設備構成規模燃料・熱媒体運転

温度

設置環

境

その他グループ

天然蒸気タービン方式

生産井タービン

復水器冷却塔還元井

発電機

23.5MW

地熱蒸気 191℃

過疎地

－

① 熱水分離型蒸

気タービン方式

生産井

汽水分離器タービン復水器

冷却塔還元井発電機

0.1MW

～ 65MW 地熱蒸気

119 ～

183℃

過疎地－

バイナリーサイクル方式

生産井蒸発器

予熱器タービン凝縮器

冷却塔還元井発電機

0.25～10MW

地熱蒸気・熱水低沸点媒体（ブタン，プロパ

ン，ペンタン等）

130℃以下

過疎地

－

②

19

c. 燃料電池

種類設備構成規模燃料・熱媒体運転温度

設置環境その他グループ

リン酸形

（ＰＡＦＣ）－

～

1000kW 都市ガス

ＬＰガス,水素等

約

200℃

屋内

・

屋外

［電解質］

リン酸

①

固体高分子形

（ＰＥＦＣ）－～50kW

都市ガス


常温～

約

90℃

屋内

・

屋外

［電解質］

ｲｵﾝ交換

膜

溶融炭酸塩形

（ＭＣＦＣ）－

～10 万

kW

都市ガス


約

650℃

屋内

・

屋外

［電解質］

溶融炭酸

塩

②

固体酸化物形

（ＳＯＦＣ）－

～10 万

kW

都市ガス


約

1000℃

屋内

・

屋外

［電解質］

セラミック

（４）中小型火力発電設備の想定発電規模

想定発電規模

地熱発電（（地熱発電・バイナリー発電）類型化グループ①） 30,000kW

地熱バイナリー発電（（地熱発電・バイナリー発電）類型化グループ

②） 4,000kW

木質バイオ発電（（バイオマス発電）類型化グループ①） 10,000kW

廃棄物（ごみ）発電（（バイオマス発電）類型化グループ②） 3,000kW

その他のバイオ発電（（バイオマス発電）類型化グループ③） 1,000kW

燃料電池（PAFC）（（燃料電池）類型化グループ①） 100kW

燃料電池（SOFC）（（燃料電池）類型化グループ②） 1,000kW

20

（５）自然エネルギー発電設備の類型化

ａ．水力発電設備

種類設備構成規模燃料・熱媒体

運転温度

設置環境


一般水力

水路式

（流れ込み式）

・

ダム式

・

ダム水路式

ダム無し

・

ダム有り

単機出力

2百 kW

未満

－環境

温度－

最大使用

水量

1m3

/s 未

満

①

単機出力

2 百～

5千 kW －

環境

温度－－ ②

単機出力

5 千～20

万 kW

貯水容量

～約 6億

m3

－環境

温度－－ ③

揚水ダム有り

単機出力

20 万～47

万 kW

貯水容量

～約 2千

万m3

－環境

温度－－ ④

ｂ．風力発電設備

種類設備構成規模燃料・熱媒体

運転温度

設置環境


陸上基礎

＜一般電気工

作物＞

＜小形風力＞

単機出力

20kW未満

－環境

温度陸上－ ①

＜事業用電気

工作物＞

単機出力

20kW～

3,000kW

－環境

温度陸上 ②

洋上

（着床式）基礎

単機出力

600KW～

2,400kW

－環境

温度洋上－

③ 洋上

（浮体式）

浮体

係留ライン

単機出力

2,000 万

kW

－環境

温度洋上－

21

ｃ．太陽電池発電設備

種類設備

構成規模

燃料・熱

媒体

運転

温度

設置

環境その他グループ

陸上基礎

＜一般電気工作物＞

50kW未満

－環境

温度陸上－

①

＜事業用電気工作物＞

50kW～ ②

＜ﾒｶﾞｿｰﾗｰ＞

1,000kW～

115,000kW ③

水上浮体約 1,000kW～

2,300kW

－環境

温度水上－

（６）自然エネルギー発電設備の想定発電規模

設備規模

水力発電設備（一般水力，200kW未満）（類型化グループ①） 100kW×1台

水力発電設備（一般水力，200kW 以上～5,000kW 未満）（類型化

グループ②）3,000kW×1台

水力発電設備（一般水力，5,000kW以上）（類型化グループ③） 30,000kW×2台

水力発電設備（揚水）（類型化グループ④） 200,000kW×4台

風力発電設備（小形）（類型化グループ①） 20kW×1台

風力発電設備（小形以外）（類型化グループ②） 2,000kW×1台

風力発電設備（洋上）（類型化グループ③） 2,000kW×1台

太陽電池発電設備（小規模，50kW未満）（類型化グループ①） 10kW（面積：100m2）

太陽電池発電設備（小規模，50kW以上～1,000kW未満）（類型化グループ②）

500kW（面積：5,000m2）

太陽電池発電設備（メガソーラー・水上）（類型化グループ③） 2,000kW（面積：20,000 m2）

22

２．現地調査

2.1 調査した結果の概要各作業会の特徴的な設備である地熱発電，水力発電，風力発電，汽力発電（石炭，コンバインド

サイクル），木質バイオ発電，太陽電池発電の各設備を調査した。

委員長，学識経験者，作業会幹事，事務局等が参加し，実際の設備を確認したうえで，実際に

行われている保守点検の実情をヒアリングした。

学識経験者（委員長含む）にとっては実務者に比べてどうしても乏しくなる実機に対する知見を補

うことができた。また作業会幹事にとっても自らの専門部分以外の設備に触れる機会が無かったた

め，国内の実際の発電設備に対し認識の統一ができ，以後の委員会や作業会の相互調整を円滑

に行うにあたり，有益であった。

見学の詳細を添付資料-2の見学報告書に示す。

2.2 調査した発電所調査した発電所の場所，日時，発電所出力規模を以下に示す。

（１）澄川地熱発電所（東北電力（株），三菱マテリアル（株））

・日時：11月 1日（火） 13:30～15:00 ・場所：秋田県鹿角市八幡平

・発電所出力規模：50MW （地熱）

（２）神代発電所（東北電力（株））

・日時：11月 1日（火） 16:25～17:10 ・場所：秋田県仙北市田沢湖

・発電所出力規模：19.7MW （水力）

（３）能代風力発電所（東北自然エネルギー（株））

・日時：11月 2日（水） 9:20～10:00 ・場所：秋田県能代市

・発電所出力規模：14.4MW （風力）

（４）能代火力発電所（東北電力（株））

・日時：11月 2日（水） 10:20～11:50 ・場所：秋田県能代市

・発電所出力規模：1,200MW （石炭火力）

（５）向浜バイオマス発電所（ユナイテッドリニューアブルエナジー（株））

・日時：11月 2日（水） 13:10～14:45 ・場所：秋田県秋田市向浜

・発電所出力規模：20.5MW （木材チップ火力）

23

（６）扇島太陽光発電所（東京電力ホールディングス（株），川崎市）

・日時：11月 9日（水） 10:30～11:15 ・場所：神奈川県川崎市

・発電所出力規模：13MW （太陽光）

（７）川崎火力発電所（東京電力フュエル＆パワー（株））

・日時：11月 9日（水） 13:50～15:30 ・場所：神奈川県川崎市

・発電所出力規模：3,420MW（LNG コンバインドサイクル）

24

３．各発電設備のリスク評価

今年度の評価では，保守点検の影響を考慮した場合の発電設備の故障・事故の抽出及びその影

響評価を行った。

今回の評価では，リスク評価で使用可能な公開された故障・事故のデータがないため，厳密な意

味での“発生頻度”が明確化することができない。そのため，昨年実施した保守点検を行わない場合

の想定発生期間及び想定被害規模（人・物及び供給支障）をベースに，標準的な保守・点検方法を

各設備で定め，“発生頻度”に相当する “不具合発生間隔：O＊検出可能性：D”を求めて，Ⅱ章１（３）及び２項示す簡易評価指標EM1（ケース１），EM1（ケース２）及びEM2を算出した。また，点検による「検出可能性」を想定することによって，保守点検の効果を求めた。

3.1 前提となる標準的な保守点検方法の検討標準的な保守点検方法については，平成28年度現在でのものである。（1）大型火力発電設備

a. 大型火力発電設備（内燃機関を除く）定期安全管理検査については，電気事業法第55条に規定されており，その詳細として電気

事業法施行規則第94条の３「検査の方法」が規定されている。その適用方法は，経済産業省から以下の解釈が公表されている。

・電気事業法施行規則第94条の3第1項第1号及び2号に定める定期事業者検査の方法の解釈（以下，「定検解釈」という）

・主任技術者制度の解釈及び運用

具体的な検査方法は，定検解釈の「（別表）開放，分解による点検及び作動試験等の定期事

業者検査の十分な方法の解釈」に記載されているため，前提となる標準的な保守点検方法はこ

れらをベースとしている。

なお，上記で対応できない設備については，民間規格（JEAC等），製造者，設置者の専門家（以下，「専門家」という。）からの意見を参考に作業会で定めた。

b. 内燃機関前提となる標準的な保守点検方法は，民間規格（JEAC等），専門家からの意見を参考に作

業会で定めた。

(2) 中小型火力発電設備a. 地熱発電，地熱バイナリー発電，木質バイオ発電，廃棄物発電

地熱発電，地熱バイナリー発電，木質バイオ発電，廃棄物発電の設備は，法令上，火力設備

の汽力設備に分類されるため（１）項同様に点検方法を定めている。

ただし，地熱発電，地熱バイナリー発電の地熱蒸気からの含有物質析出に係る保守点検等，

大型火力設備と異なる点については，専門家からの意見を参考に作業会で定めた。

b. その他のバイオ発電

25

その他バイオ発電は，火力設備のうち，内燃機関に分類され保守点検方法は，国の“主任技

術者制度の解釈及び運用”又は民間規格（JEAC等），専門家からの意見を参考に作業会で定めた。

c. 燃料電池燃料電池設備は，火力設備に分類され，国の以下の解釈に燃料電池についての規定がある

ためこれに従い，点検方法を定めている。

・定検解釈


(3) 自然エネルギー発電設備a. 水力発電設備水力発電設備の前提となる標準的な保守点検は，土木設備については，以下の基準等を参考

に定めた。電気設備については，専門家からの意見を参考に作業会で定めた。

・河川砂防技術基準維持管理編（国土交通省）

・コンクリート標準示方書（土木学会）

・水門扉管理要領（電力土木技術協会）

・水門鉄管技術基準（電力土木技術協会）

b. 風力発電設備風力発電設備の前提となる標準的な保守点検は，小形風力については，専門家からの意見を

参考に作業会で定めた。小形風力以外については，平成29年度から施行される定期安全管理検査制度に係る以下の解釈を参考に定めた。

・定検解釈

c. 太陽電池発電設備太陽電池発電設備の前提となる標準的な保守点検は，以下の解釈及びガイドを参考にした

他，専門家からの意見を参考に作業会で定めた。


・太陽光発電システム保守点検ガイドライン【住宅用】（太陽光発電協会）

26

3.2 算出した各発電設備の簡易評価指標3.1項の平成27年度の評価表に「標準的な保守点検方法」及び「検出可能性」を追記した評価表

を以下の附表に示す。

この評価表に基づき各発電設備の簡易評価指標EM1及びEM2は，各発電設備の評価表から算出した。この際，最大値や90％位値を参考に，設備横断的に作業会で議論と必要な見直しを行い，全作業会委員の相場感にあった評価結果へとまとめた。

算出した簡易評価指標について，その結果の代表例として図-1に，EM1（ケース２）の各発電設備の最大値と平均値を示す。

附表-1.1 大型火力発電設備（内燃機関を除く）の評価表附表-1.2 内燃機関の評価表附表-2.1 地熱発電設備の評価表附表-2.2 地熱バイナリー発電設備の評価表附表-2.3 木質バイオ発電設備の評価表附表-2.4 廃棄物（ごみ）発電設備の評価表附表-2.5 その他のバイオ発電設備の評価表附表-2.6 燃料電池（PAFC）設備の評価表附表-2.7 燃料電池（SOFC）設備の評価表附表-3.1 水力発電設備（200kW未満）の評価表附表-3.2 水力発電設備（200ｋW以上～5,000kW未満）の評価表附表-3.3 水力発電設備（5,000kW以上）の評価表附表-3.4 水力発電設備（揚水発電式）の評価表附表-3.5 風力発電設備（小形）の評価表附表-3.6 風力発電設備（小形以外）の評価表附表-3.7 風力発電設備（洋上）の評価表附表-3.8 太陽電池発電設備（小規模 50kW未満）の評価表附表-3.9 太陽電池発電設備（小規模 50kW以上～1,000ｋW未満）の評価表附表-3.10 太陽電池発電設備（メガソーラ・洋上）の評価表

図-1 各発電設備の EM1（ケース２）の最大値と平均値

27

3.3 事故情報と簡易評価指標との比較国から平成22年～26年の主要11事業者の水力設備，火力設備の構成機器毎の事故・故障の発生

件数を入手した。また，太陽光，風力設備については，平成27年電気保安年報で平成22～26年の設備全体の発生件数が記載されているので，この値を使用した。

附表-4.1に水力設備，附表-4.2に火力設備，附表-4.3に太陽光設備，風力設備の発生件数を示す。これらの発生件数から，“年・発電所”あたりの件数（以下，「発生率」と言う）を求めて，

“不具合発生間隔：O＊検出可能性：D” の値と比較した。故障・事故データは，自然災害，他事故の波及事故を含めた総数であるが，このうち保守点検不良

と劣化によるものの発生率を図-2に示す。また，評価表から求めた“不具合発生間隔：O＊検出可能性：D”と入手した事故データから集計した発生率の関係を図-3に示す。なお，今回入手した事故データは，水力発電所，汽力発電所の数は，平成22～26年であまり変わら

ないため，平成２６年度データを用いたが，太陽光，風力設備は，設備の大幅な増強があり，発電所数

が大幅に増加したことから，各年度の発生率を求めてその平均とした。

しかし，この発生率は，一つの発電所には，一般に複数の発電設備が設置されるが，発電所内

に設置される機器数が確認できず，発生率は高めに算出される。また，太陽光，風力は事故総

数のみで，機器別，原因別の内訳がない等の問題があり，評価表から求めた“不具合発生間隔：

O＊検出可能性：D”の妥当性の検証をするまでには至らなかった。これは事故データが、機器レベルの事故件数は，水力設備及び汽力設備のデータしかなく，燃料電

池，太陽光，風力は全体の件数しか判らないこと及び，水力設備，汽力設備も発生機器毎の件数だけ

で発生事象の詳細（緩みによる漏れなのか，割れによる漏れなのか等）が不明で今回行った評価のレ

ベルとの差が大きいためである。

図-2 保守点検不良と劣化の年間平均事故件数（発電所あたり）

28

図-3 “不具合発生間隔：O＊検出可能性：D”と保守点検不良と劣化の年間平均事故件数（発電所あたり）の散布図

29

４．評価結果に基づく各発電設備の階層化の整理

Ⅱ章３項で求めた EM1（ケース１），EM1（ケース２）及び EM2に基づいて，各発電所施設の設備及び構成機器について階層化を行なった。その結果を以下の附表に示す。

この EM1 及び EM2 は，附表に示す各評価表の各機器で想定した事象の最大値を機器別のEM値とし，それらの機器別の EM値の最大値をその機器で構成される設備の EM値としている。

附表 5.1 設備別 EM1（ケース１）階層表附表 5.2 設備別 EM1（ケース２）階層表附表 5.3 設備別 EM2階層表附表 6.1 機器別 EM1（ケース１）階層表附表 6.2 機器別 EM1（ケース２）階層表附表 6.3 機器別 EM2階層表

Ⅱ章１項（３）のケース１とケース２での EM1を比較すると，例えば，附表 5.1と附表5.2の内燃機関については，ケース 1では，空気設備や冷却設備の EM1がディーゼルエンジン本体やガスエンジン本体の EM1より高い値を示しているという違和感のある結果となっているが，ケース２では，ディーゼルエンジン本体やガスエンジン本体の EM1が空気設備や冷却設備の EM1より高くなっており違和感が無い。また，附表 6.1と附表 6.2でも風力発電②及び③について，ケース１では電力ケーブルの EM1がブレーキ装置の EM1より高くなっているという違和感のある結果となっているが，ケース２ではブレーキ装置の

EM1が電力ケーブルの EM1より高く違和感がない。他の箇所を含めて製造者，事業者の専門家で構成される作業会でも議論を行った結果，ケ

ース２の方が，現実の機器の重要度の感覚に合致しているとの意見であった。

そのため，今後の規制の見直し検討では，ケース２を用いて検討を行った。

なお， EM１及び EM2は，当初，Ⅱ章 2項で定義した重み係数 K1，K2，K3，K4を用い

て，被害規模，不具合発生間隔，検出可能性の補正を行い，専門家の実際の感覚と合わせる

ことを考えたが，被害規模の数値化の定義方法で専門家の実際の感覚と合わせることができ

たので，重み係数 K1，K2，K3，K4=1.0とした。EM1が最大値を示す事象は，火災等の影響の大きい事象であり，規制の検討では無視できないため，最大値を用いて検討を進めた。

（参考）

図-4.1及び図-4.2にケース２での最大値と，90％位値での比較を示す。最大値と，90%位値での比較は，EM値の分布の特徴を確認し，無視すべき特殊な事象の特異値が最大値となっていないかをみるために行った。

30

最大値と 90％位値を比較すると，EM1では小型の風力以外の 90％位値は，大幅に低下し，特別な事象だけが高い値を示し，大部分は低い値を示していることがわかる。一方小型

風力は，最大値と同程度の想定事象が多いと考えられる。

EM2では風力も含めて全体的に 90％位値が低下している。小型風力も EM2が他と同様に低下するのは，発電出力への影響が小さい又は修理が短時間である等の理由と思われる。

しかし，全体的には，小型風力発電設備以外の発電設備の EM値が高い事象は限られているが安全性確保という点からみると，最大値を示す事象は設計上考慮すべき重要なものであ

ることが確認できた。

図-4.1 EM1（ケース２）の最大値と 90％位値の比較

図-4.2 EM2の最大値と 90％位値の比較

31

4.1 各発電設備の評価指標の特徴（1）大型火力発電設備

a. 大型火力発電設備（内燃機関を除く）大型火力発電設備（内燃機関を除く）では，運転実績が長く，かつ，定期事業者検査を実施し

ており，かなり弱点部位を把握しているため，全般での傾向として，特に高い指標は無い。

大型火力発電設備のEM1の最大値は250であり，燃料設備，液化ガス設備からの漏洩であった。EM2の最大値は36であり，燃料設備，液化ガス設備からの有害物質の漏洩及びボイラー，ガス化炉設備等の蒸気漏洩であった。

設備容量が大きく，かつ，高温・高圧の流体（蒸気，水，油，ガス等）を使用している箇所が多

い。さらに，可燃性のもの（石炭，油，ガス，水素等）や有毒のもの（アンモニア等）も取り扱ってい

る。そのため，発生の可能性は低いが，不具合が発生した場合には，大きな被害規模が大きくな

っている。

EM1については，パトロール要員や作業員が立ち入る箇所で，容器，弁もしくは配管から高温・高圧の流体が外部に漏洩，貯炭場での火災等が発生及び有毒ガスの外部への漏洩などの

場合には，発生の可能性は低いが，不具合が発生した場合には，大きな被害となる可能性があ

る。一方，機器の内部等での不具合では，人体への被害は小さい。

EM2については，ユニットの運転に直結している設備に不具合が発生した場合には，ユニットを停止して，修理，取り替えが必要となることもなる。設備容量が大きいため，簡易な修理でもユ

ニットの起動・停止が伴うものは２日間程度の停止となり，更に，新たに部品等の調達による取り

替えや修理が必要なものでは１週間以上かかることもある。そのため，発生の可能性は低いが，

不具合が発生した場合には，被害規模が大きくなっている。

なお，補助ボイラーについては，設備容量が小さく，直接，発電と関係無いため，かなり低い指

標となっている。

b. 内燃機関内燃機関では，運転実績が長く，かつ，定期的に点検・保守を実施しており，かなり弱点部位を

把握しているため，全般での傾向として，特に高い指標は無い。

内燃機関発電設備のEM1の最大値は250であり，排ガス処理設備のアンモニア等の有害物質の漏洩であった。EM2の最大値は15であり，排ガス処理設備からのアンモニア等の有害物質の漏洩であった。

全般での傾向として，高温・高圧の流体（蒸気，水，油，ガス等）を使用している箇所もあるが，

設備容量が小さく，全体的に被害規模が小さくなっている。

EM1については，パトロール要員や作業員が立ち入る箇所で，有毒ガスが外部に漏洩した場合などには，大きな被害となる可能性がある。一方，機器の内部等での不具合では，人体への被

害は小さい。

EM2については，発生の可能性は低く，不具合が発生した場合にも，設備容量が小さいため，被害規模が小さくなっている。

(2) 中小型火力発電設備

32

a. 地熱発電，地熱バイナリー発電地熱発電のEM1の最大値は100であり，冷却塔の地熱蒸気に含まれる非凝縮ガスの配管等からの漏洩又はガスモニターの性能低下によるものであった。

地熱バイナリー発電でもEM1の最大値は，100で冷却塔の地熱蒸気に含まれる非凝縮ガスの配管等からの漏洩であった。次に低融点流体の蒸発発生装置に係わる事象がであった。

発電容量が比較的小さいので，供給支障のEM2は，大型の火力設備に比べて小さい。b. 木質バイオ発電

木質バイオ発電のEM1の最大値は375であり，燃料貯蔵設備の火災事象の評価によるものであった。その他の事象は，大型汽力と同程度である。発電容量が比較的小さいので，EM2は，大型の火力設備に比べて小さい。

木質バイオの燃料である木材チップで他の汽力発電より火災が発生し易いため，EM1が高くなったと考えられる。

木質バイオ発電は，新たに実用化されたシステムである。木質バイオ燃料の火災に対する評

価指標が，現状では他の事象に比べて高いが，この事象に対し適切な保守点検方法が確立で

きれば，木質バイオ発電のEM1は，他の設備と同等以下に低減できると考える。c. 廃棄物（ごみ）発電

廃棄物ゴミ発電でEM1の最大値，蒸気タービンであるが，その値は大型火力の蒸気タービンと同程度である。

発電容量が比較的小さいので，EM2は，大型の火力設備に比べて小さい。d. その他のバイオ発電

SPの他バイオ発電のEM1は，内燃機関と同程度である。一般の内燃機関とバイオ発電の期間は，燃料の性状の相違による違いだけであり，設備の構造は類似であるため，評価指標の同

じになったものと考える。

発電容量が小さいので，EM2は，大型の火力設備に比べて小さい。e. 燃料電池

燃料電池のEM1の最大値は，SOFCの60であり，SOFCの燃料電池本体部と排気ガス処理設備で，高温になるためと考える。しかし，燃料電池は可動部が少ないので，その最大値は，他

の発電設備よりEM1は小さい値である。発電容量が比較的小さいので，EM2は，大型の火力設備に比べて小さい。

(3) 自然エネルギー発電設備a. 水力発電設備

水力発電設備のEM1の最大値は100であり，200ｋW未満の水力発電所における水路管の漏水であった。

土木設備は屋外に設置されていることもあり，故障・事故等が発生すれば公衆に影響を与え

ることが想定され，その中でも，小口径の水路管については，内部点検が困難な場合があること

を踏まえ，検出できる割合が低いと評価され，その結果，水力発電設備の中では高い指標に位

置付けられている。

33

電気設備については，発電所構内に設置されていることから故障・事故等が発生しても公衆

に影響を与えることは少ないこともあり，EM1は全て10未満という結果であった。EM2の最大値は27であり，グループ③④の軸受や空気冷却器の冷却水配管の穴あきであった。軸受や空気冷却器の冷却水配管は分解しないと点検できないため，検出できる割合が低い

と評価され，その結果，水力発電設備の中では高い指標に位置付けられている。

b. 風力発電設備風力発電設備のEM1の最大値は250であり，小形風力発電設備のブレード飛散やナセルの落下等であった。

風力発電設備は，ブレードが上空で露出した状態で回転するという設備の特質上，ブレード

の飛散等が発生すれば公衆に影響を与えることが想定される。

小形以外の風力発電設備についても，ブレード飛散やナセルの落下が高い指標に位置付け

られたが，EM1の値は小形風力発電設備に比べると低い値であった。これは，小形以外の風力発電設備は，平成29年度から施行される定期安全管理検査制度（対象：単機出力500kW以上）を踏まえた保守点検内容を前提としており，小形に比べると検出できる割合が高いと評価

されているためである。

EM2の最大値は20であり，小形以外の風力発電設備の発電機の地絡・短絡であった。目視等で不具合の発見が可能な構造物に比べ，検出できる割合が低いと評価され，その結果，風力

発電設備の中では高い指標に位置付けられている。

c. 太陽電池発電設備太陽電池発電設備のEM1の最大値は200であり，基礎の損傷による太陽電池モジュールの飛散等であった。

太陽電池設備は屋外に設置されているため，太陽電池モジュール等が飛散すれば公衆に

影響を与えることが想定され，出力の大小にかかわらず同様な評価となった。

EM2の最大値は20であり，太陽電池モジュールの発熱による火災・運転停止であった。太陽電池発電設備は，供給の影響は全て「小」と評価されているが，本事象は，発生までの不具合

発生間隔が短く，且つ，検出できる割合が低いと評価されているため，高い指標に位置付けら

れている。

4.2 保守点検の効果保守点検を考慮しない場合（検出可能性を全て⑤とした場合）との比較を以下に示す。

この比較は，3.2項で算出した EM1について，検出可能性を⑤（ほとんど発見不可能）とした場合の値と，今回の保守点検有りとした場合の値を各発電設備の最大値で比較したものであ

る。

図-5に各発電設備の保守無しの EM1と保守有りの EM1を示す。

34

図-5 保守点検有と保守点検無の最大 EM1の比較

低減率を以下のように定義すると各発電設備の最大EM1の低減率は，図-6のようになり，発電設備よって異なるものの，80～20％低下した。保守点検有りの場合と保守点検無しの場合を比較すると，運転実績等により発電設備によって保守点検の効果が異なる。そのため，実際

の発電設備の規制の在り方の検討は，保守点検有りの場合で進めることの必要性が確認できた

低減率＝（１－保守有り

保守無し）

図-6 保守点検有の場合の保守点検無からの低減率なお，太陽光発電が保守点検による EM1の低減率が，20％となった理由は以下によるもの

である。

35

太陽光発電で，最大 EM1を示す事故事象は，基礎の鋼管杭の損傷による太陽電池モジュールの飛散等である。基礎の鋼管杭は，地際の腐食の発見が困難であることから”検出可能性”が，多くの場合発見できないと評価されためである。

また，風力（小形以外）と風力（洋上）で低減率が異なっているのは，以下の理由によるも

のである。

風力（小形以外）では，最大 EM1である「ナセルのボルト破断による部材落下」が保守点検によって⑤→②（60%低下）となった。一方，風力（洋上）においては，保守無では「基礎のボルト破断によるタワー倒壊」が最大 EM1であったものが，保守点検によって劣化の状態が発見し易いため，⑤→①（80%低下）と評価されたことから，保守有の最大 EM1が「ナセルのボルト破断による部材落下」に入れ替わって最大 EM1が保守点検無しの「基礎ボルトのボルト破断」の６２５から保守点検ありの「ナセルのボルト破断」の 200になったためである。

５．評価結果に基づく規制の見直し及び規制の在り方の検討

本評価事業で検討した各発電設備の規制の届出基準の出力の関係を附表-7に示す。発電設備の規制は，出力基準以外にも，発電設備種別によっては圧力，改造内容等により定められてい

るが，各発電設備の規制レベルを比較するために共通の区分の出力基準で比較した。

なお，今回検討した簡易評価指標 EM1，EM2は，規制の見直しを検討する際に同じ土俵で比較するため，本事業のため定めた指標で，厳密な意味でのリスク値ではない。従って，簡易

評価指標 EM1，EM2の値がいくらであれば良いというものではなく，各発電設備の規制レベルを比較するための相対的なものである。

また，EM1及び EM2の両方を満足することして前提に検討した。これは，主に EM1が発電設備の直接的な被害で決まるのに対し，EM2は出力規模，修理期間等の要素が考慮されるため，規制の見直しを検討する際には，それぞれ評価すべきものと考えたためである。

5.1 工事計画届出に関する規模要件工事計画の届出は，電気事業法第 48条及び同法施行規則第 65条で定められている。この規制の趣旨は，事業用電気工作物の設置又は変更の工事のうち，公共の安全の確保上

重要なものを事業用電気工作物設置者が行おうとする場合に，事前に経済産業大臣に当該工

事の計画を届けるべきことを定めたものである。（出典：電気事業法の逐条解説）

工事届出基準の規制の詳細を添付資料-4に示す。なお，今回の検討においては，工事計画届出の対象となる設備や規模要件は，同法施行規

則の別表第二及び別表第四で定められているが，別表第四は大気汚染防止法など環境に係る

法令に基づく届出基準であるため，今回は別表第二について検討した。

36

(1) 発電所の設置図-7.1に発電所を設置又は変更の工事の場合の届出基準と EM1の関係を示す。また，図-

7.2に EM2との関係を示す。

図-7.1 EM1と発電所の設置の届出出力基準の関係

図-7.2 EM2と発電所の設置の届出出力基準の関係

37

図-7.1及び図-7.2で，ともにＥＭ値が低いにも係わらず，設置工事届出基準が小さい（規制が厳しい）発電設備は，見直しができると考えられる。

仮に，EM1が，最大値（図-7.1では 375）の 1/2で最大設置工事届出基準（図-7.1では，10,000ｋW）の 1/2の範囲と，EM2が，最大値（図-7.2では 36）の 1/2で最大設置工事届出基準（図-7.2では，10,000ｋW）の 1/2の範囲の両方を満足する発電設備を抽出すると以下の表-1のようになる。

表-１ EM1及び EM2及び届出の出力基準が最大値の 1/2以下の発電所（発電所の設置）

なお，太陽光発電（図-7.1では，2,000ｋW）を最大値としても，EM1及び EM2の両方を満足する発電設備は，表-1と同じである。

(2) 設備の設置図-8.1に発電設備の設置の工事以外の場合の届出基準と EM1の関係を示す。また，図-

8.2に EM2との関係を示す。

図-8.1 EM1と設備の設置の届出出力基準の関係

類型化発電種別名 EM1 EM2届出の出力基準

（ｋW）22_地熱バイナリー発電 100 16 30026_燃料電池（PAFC) 45 15 50027_燃料電池（SOFC) 60 15 50031_水力①（200kW未満） 100 9 20032_水力②（200kW以上） 50 9 200

38

図-8.2 EM2と設備の設置の届出出力基準の関係

設備の設置についての規制についても，図-8.1及び図-8.2のＥＭ値が低いにも拘わらず，工事届出基準が小さい（規制が厳しい）発電設備は，見直しができると考えられる。

5.1項の発電所の設置と同様に EM1及び EM2及び届出基準が最大値の 1/2以下の範囲を表-2に示す。

39

表-2 EM1及び EM2及び届出の出力基準が最大値の 1/2以下の設備（設備の設置）

類型化発電種別名設備 EM1 EM2届出の出力基準

（ｋW）11_大型火力発電（内燃除く）補助ボイラ 30 6 011_大型火力発電（内燃除く）燃料設備（油） 100 12 1,00021_地熱発電生産井（蒸気井） 20 6 021_地熱発電蒸気タービン 100 8 1,00021_地熱発電発電機 8 16 1,00022_地熱バイナリー発電生産井（蒸気井） 20 10 022_地熱バイナリー発電蒸気発生装置 50 10 1,00022_地熱バイナリー発電蒸気タービン 40 10 1,00022_地熱バイナリー発電予熱器 40 8 1,00022_地熱バイナリー発電媒体充填・抽出装置 10 10 1,00022_地熱バイナリー発電発電機 8 16 1,00023_木質バイオ発電発電機 12 16 1,00024_廃棄物（ごみ）発電発電機 9 9 1,00011a_ガスタービンガス圧縮機 10 16 1,00011b_コンバインド補助ボイラ 30 6 011b_コンバインドガス圧縮機 10 16 1,00011b_コンバインド燃料設備（油） 100 12 1,00012_内燃機関デーゼルエンジン 125 8 10,00012_内燃機関発電機（DE） 10 10 10,00012_内燃機関発電機(GE) 10 10 10,00025_その他バイオ（DE）デーゼルエンジン(バイオDE） 125 12 10,00025_その他バイオ（DE）発電機 4 4 10,00025_その他バイオ（GE）ガスエンジン 125 12 10,00025_その他バイオ（GE）発電機 4 4 10,00031_水力①（200kW未満）ダム 50 4 031_水力①（200kW未満）貯水池又は調整池 50 4 032_水力②（200kW以上）ダム 50 4 032_水力②（200kW以上）貯水池又は調整池 50 4 033_水力③（5000kW以上）ダム 50 8 033_水力③（5000kW以上）貯水池又は調整池 50 8 034_水力④（揚水）ダム 50 12 034_水力④（揚水）貯水池又は調整池 50 12 026_燃料電池（PAFC) 燃料電池 15 6 50026_燃料電池（PAFC) 電力変換装置（インバータ） 30 6 50027_燃料電池（SOFC) 燃料電池 60 15 50027_燃料電池（SOFC) 電力変換装置（インバータ） 30 6 50035_風力①（小型）電力変換装置（インバータ） 30 9 50036_風力②（小型以外）支持・構造物 75 10 50036_風力②（小型以外）電力変換装置（インバータ） 60 12 50037_風力③（洋上）支持・構造物 125 10 50037_風力③（洋上）電力変換装置（インバータ） 60 12 5003A_太陽電池③（メガ・水上）電力変換装置（インバータ） 45 9 2,000

　　　注：「届出の出力基準」欄の”０”は，「すべて届出」を意味する

40

(3) 設備の改造図-9.1に発電設備の設置の工事以外の場合の改造の届出基準と EM1の関係を示す。ま

た，図-9.2に EM2との関係を示す。

図-9.1 EM1と設備の改造の届出出力基準の関係

図-9.2 EM2と設備の改造の届出出力基準の関係

41

設備の改造についての規制についても，図-9.1及び図-9.2のＥＭ値が低いにも拘わらず，工事届出基準が小さい（規制が厳しい）発電設備は，見直しができると考えられる。


表-3 EM1及び EM2及び届出の出力基準が最大値の 1/2以下の設備（設備の改造）


（ｋW）11_大型火力発電（内燃除く）補助ボイラ 30 6 021_地熱発電蒸気タービン 100 8 1,00022_地熱バイナリー発電蒸気発生装置 50 10 1,00022_地熱バイナリー発電蒸気タービン 40 10 1,00022_地熱バイナリー発電予熱器 40 8 1,00022_地熱バイナリー発電媒体充填・抽出装置 10 10 1,00011b_コンバインド補助ボイラ 30 6 012_内燃機関発電機（DE） 10 10 10,00012_内燃機関発電機(GE) 10 10 10,00025_その他バイオ（DE）発電機 4 4 10,00025_その他バイオ（GE）発電機 4 4 10,00031_水力①（200kW未満）ダム 50 4 031_水力①（200kW未満）導水路 100 4 30,00031_水力①（200kW未満）放水路 10 4 30,00031_水力①（200kW未満）水圧管路 25 6 30,00031_水力①（200kW未満）水車 9 9 30,00031_水力①（200kW未満）貯水池又は調整池 50 4 031_水力①（200kW未満）発電機 9 9 30,00032_水力②（200kW以上）ダム 50 4 032_水力②（200kW以上）導水路 50 4 30,00032_水力②（200kW以上）放水路 25 4 30,00032_水力②（200kW以上）水圧管路 50 6 30,00032_水力②（200kW以上）水車 9 9 30,00032_水力②（200kW以上）貯水池又は調整池 50 4 032_水力②（200kW以上）発電機 9 9 30,00033_水力③（5000kW以上）ダム 50 8 033_水力③（5000kW以上）導水路 50 8 30,00033_水力③（5000kW以上）放水路 25 8 30,00033_水力③（5000kW以上）水圧管路 25 6 30,00033_水力③（5000kW以上）貯水池又は調整池 50 8 034_水力④（揚水）ダム 50 12 034_水力④（揚水）水圧管路 50 6 30,00034_水力④（揚水）給排水装置（揚水式発電設備に係る揚水用のポンプ）9 18 30,00034_水力④（揚水）貯水池又は調整池 50 12 026_燃料電池（PAFC) 熱交換器 30 6 50026_燃料電池（PAFC) 改質器及び気化器 10 3 50026_燃料電池（PAFC) 燃料電池 15 6 50026_燃料電池（PAFC) 窒素貯蔵装置 6 6 50026_燃料電池（PAFC) 電力変換装置（インバータ） 30 6 50027_燃料電池（SOFC) 燃料供給配管（外部設置） 45 9 50027_燃料電池（SOFC) 熱交換器 45 9 50027_燃料電池（SOFC) 改質器及び気化器 5 5 50027_燃料電池（SOFC) 燃料電池 60 15 50027_燃料電池（SOFC) 窒素貯蔵装置 15 15 50027_燃料電池（SOFC) 電力変換装置（インバータ） 30 6 50035_風力①（小型）電力変換装置（インバータ） 30 9 50036_風力②（小型以外）支持・構造物 75 10 50036_風力②（小型以外）電力変換装置（インバータ） 60 12 50037_風力③（洋上）支持・構造物 125 10 50037_風力③（洋上）電力変換装置（インバータ） 60 12 5003A_太陽電池③（メガ・水上）電力変換装置（インバータ） 45 9 2,000


42

(4) 設備の修理・取替図-10.1に発電設備の設置の工事以外の場合の修理・取替の届出基準と EM1の関係を示す。また，図-10.2に EM2との関係を示す。

図-10.1 EM１と設備の取替・修理の届出出力基準の関係

図-10.2 EM2と設備の取替・修理の届出出力基準の関係

43

設備の取替・修理についての規制についても，図-10.1及び図-10.2のＥＭ値が低いにも拘わらず，工事届出基準が小さい（規制が厳しい）発電設備は，見直しができると考えられ

る。


表-4 EM1及び EM2及び届出基準が最大値の 1/2以下の設備（設備の取替・修理）

5.2 主任技術者の選任要件主任技術者の選任は，電気事業法第 43条，同法施行規則第 52条，第 52条の 2及び第 56

条で定められている。

この規制の趣旨は，事業用電気工作物設置者に対し，事業用電気工作物の工事，維持及び

運用に関する保安の監督をさせるため，主任技術者を選任すべき旨を定め，その選任，解任

について届け出義務を課すとともに，主任技術者と事業用電気工作物の工事，維持及び運用

に従事する者の義務について規定しているものである。（出典：電気事業法の逐条解説）

主任技術者の制度の詳細を添付資料-5に示す。主任技術者制度については，経済産業省の「主任技術者制度の解釈及び運用」（内規）によ

って，主任技術者の外部委託（不選任承認制度）と主任技術者の免許を持たない者の選任要

件（選任許可制度）が運用されている。

この外部委託の 2000kW未満（燃料電池を除く），選任承認制度の 500kW未満（電気主任技術者）については，全ての発電設備共通で，発電設備間で大きな差はない。

そのため，外部委託の出力基準と EM1の関係を図-11に示す。


（ｋW）11_大型火力発電（内燃除く）補助ボイラ 30 6 021_地熱発電蒸気タービン 100 8 1,00022_地熱バイナリー発電蒸気発生装置 50 10 1,00022_地熱バイナリー発電蒸気タービン 40 10 1,00022_地熱バイナリー発電予熱器 40 8 1,00022_地熱バイナリー発電媒体充填・抽出装置 10 10 1,00011b_コンバインド補助ボイラ 30 6 026_燃料電池（PAFC) 熱交換器 30 6 50026_燃料電池（PAFC) 燃料電池 15 6 50026_燃料電池（PAFC) 電力変換装置（インバータ） 30 6 50027_燃料電池（SOFC) 燃料供給配管（外部設置） 45 9 50027_燃料電池（SOFC) 熱交換器 45 9 50027_燃料電池（SOFC) 燃料電池 60 15 50027_燃料電池（SOFC) 窒素貯蔵装置 15 15 50027_燃料電池（SOFC) 電力変換装置（インバータ） 30 6 50036_風力②（小型以外）支持・構造物 75 10 50037_風力③（洋上）支持・構造物 125 10 500


44

図-11 EM1と電気主任技術者外部委託の出力基準との関係

燃料電池が他の発電設備より出力基準が厳しいが，平成 25年の改正時，燃料電池の実績が少ないため見直しが見送りになった経緯があり，平成 28年度現在，一部実用化が開始されている状況で運転実績が十分とは言えないので，今回の影響評価結果から提言できることは

なかった。

5.3 事故報告の対象事故報告は，電気事業法第 106条及び電気関係報告規則第 3条で定められている。電気事業法第 106条は，電気事業者及び自家用電気工作物を設置する者に対する監督規制

のために，経済産業大臣は，一定の報告を提出すべきことを命じることができる旨を定めた

ものであり（出典：電気事業法の逐条解説），その報告事項の一つとして事故報告がある。

事故報告の制度の詳細を添付資料-6に示す。事故報告は，電気に係る保安の確保のために欠くことができないものであり，その内容の

分析に基づいて，類似の事故の再発防止策を講じるとともに，電気工作物の安全性の確保，

信頼性の向上等のための施策の検討を行う。また，本報告によって，電気工作物の施設，保

守及び給電サービスの状況を明らかにし，電気に係る保安の確保のための規制の在り方につ

いて検討することが可能となる。電気事故の分析は，ミクロ的分析とマクロ的分析の両面か

ら行う必要がある。本報告はミクロ的分析に該当し，社会的及び技術的に重要であり，他の

設備についても予防措置を講じる必要があるものや，最新の技術を用いた設備で発生した事

故であって詳細に調査をする必要のあるものについて，報告を求めるものである。（出典：電

気関係報告規則第３条の運用について（内規））

45

事故報告の具体的内容は，電気関係報告規則第 3条で定められており，今回の事業の対象の発電設備について報告が求められている事故は以下の通りである。

ａ．感電又は死傷事故（第 3条第 1項の表の一）ｂ．電気火災事故（第 3条第 1項の表の二）ｃ．他の物件に損傷を与えた事故（第 3条第 1項の表の三）ｄ．主要電気工作物の破損事故（第 3条第 1項の表の四，五）ｅ．発電支障事故（第 3条第 1項の表の六）ｆ．供給支障事故（第 3条第 1項の表の七，八，九，十，十一）ｇ．ダムからの異常放流（第 3条第 1項の表の十二）ｈ．その他，社会的に影響を及ぼした事故（第 3条第 1項の表の十三）

ａ～ｃ，ｅ，ｆ及びｈは，全設備共通の事項であり，また，gはダムに限定した事項である。

一方，ｄの「主要電気工作物の損壊事故」については，「主要電気工作物を構成する設備を

定める告示」により，設備毎に，報告対象の主要電気工作物とそれを構成する設備（主設

備）が具体的に定められているが，「附表 6.2 機器別 EM1階層表」において評価指標が低いものも主設備となっている。

主要電気工作物の破損事故が発生すれば，当該施設の機能に重大な影響を及ぼすばかりで

なく，関連施設への重大な影響，復旧の遅れ，供給支障事故を誘発するおそれがあるため，

当該事故の原因を究明し，再発防止策を図るために報告を求めるものである。（出典：電気関

係報告規則第３条の運用について（内規））

「重大な影響」という点に着目すれば，電気工作物の損壊により感電死傷や火災など重大

な事故については，上記ａ～ｃ及び e～ｈで報告が義務付けられていることから，それ以外の主要電気工作物の破損事故については，例えば“附表 6.2 機器別 EM1”及び“附表 6.3 機器別 EM2”の評価指標の低いものについては，主設備の対象から除外しても良いと考えることもできるのではないか。

46

６．規制の見直しにおける課題と留意事項

リスク評価方法を参考にした各発電設備の簡易評価指標は，専門家の経験から，Ⅱ章 1項の前提条件を基に抽出した機器の損傷までの不具合発生間隔，保守点検による事象の検出可

能性及び被害規模を数値化して求めたものである。

その前提条件及び評価手法は各発電設備を相対的に比較するために設定したものであり，

規制の見直しを検討するにあたって考慮すべき項目を簡略化したものもあるため，この評価

結果から直ちに規制の見直しを行うことは難しく，今後，以下の課題に留意し，詳細な検討

を行う必要がある。

また，今回の評価は，現状の発電設備の設備構成と保守点検方法を基にしたもので，規制

の変更等によって設備構成や保守点検方法が変わると簡易評価指数も変わると考えられる。

そのため，このような評価は継続して行い，規制の見直し等の効果を確認していく必要があ

る。

a. 他の法令との整合性

電気事業法の規制事項の中には，他法令（公害関係法令，河川法，労働安全衛生法及

び高圧ガス保安法等）に係る内容も含まれているため，これら他法令との整合性を考慮

する必要がある。

b. 事業者に応じた考慮標準的な保守点検を考慮した場合，保守点検を考慮しない場合に比べ，人損物損面の

簡易評価指標（EM1）が 80～20%低減されるという結果となった。ただし，今回前提とした標準的な保守点検は，専門家の知見をもとに設定したもので

あり，全ての事業者が同様な保守点検を実施しているとは限らない。設備保安の経験が

少ない事業者については，標準的な保守点検を考慮しない場合の評価結果を参考にす

るなど，「事業者の保安力」に応じた検討が必要である。

c. 今後のデータの整備

現在，独立行政法人製品評価技術基盤機構でも技術支援機関 TSO（Technical Support Organization）を立ち上げ，事故等の分析検討の仕組みの充実について取り組まれているところである。設備や機器毎の詳細なデータが蓄積され実際の故障・事故情

報に基づいた評価が可能となれば，そのデータにより今回求めた簡易評価指数の考え

方の「不具合発生間隔：O＊検出可能性：D」を修正することで，より実態に近い評価ができるものと考える。

d. 重み係数の活用（留意点）本評価事業では，Ⅱ章 2項で定義した重み係数 K1，K2，K3，K4 を“1.0”としたが，今後，この重み係数を用いて補正する等も有用と考える。

47

e. 簡易評価係数 EM1,及び EM2の算出方法（留意点）今回の評価では，各発電設備の EM 値を求める際に，構成機器の想定事象毎の最大値

を用いた。

発電設備としてリスクをとらえる場合、そのリスクの算出には，プラントの複雑さを

考慮して、構成機器毎の EM 値の総和を採用する方法もある。この場合，設備の構成

要素が多ければ数値は高くなる。同時に、設備の冗長性によるリスクの低減も考慮すべ

きである。各発電設備を横並びで比較するためには、このような評価が必要となる。

今回の評価は，プラントの機器構成や冗長性について詳細な検討がなされていない

評価である。したがって、この評価結果を使用する場合には、上記の点が加味されてい

ないことを留意しなければならない。

f. 簡易評価係数 EM1及び EM2の使用上の注意（留意点）今回の評価事業は，規制水準のあり方の検討なので規制水準（届け出の基準となる出

力値）と明確に比較できるように，縦軸に現行規制の基準出力 kW，横軸に EM値をとって比較図（図 7.1～図 11）を作成した。しかし，この図では被害が大きく，「不具合発生間隔：O＊検出可能性：D」が低いものと，被害が小さく，「不具合発生間隔：O＊検出可能性：D」が長いものが同じ EM値となる場合がある。被害が大きいものは，安全装置による対策が必要であり，「不具合

発生間隔：O＊検出可能性：D」が短いものは，検査方法による対応が必要となり対応が異なる。

本課題を解決するための手法としては、添付資料７のような被害規模レベルで整理

した手法が考えられる。

同じ EM 値でも対応が異なるので，添付資料７の簡易リスクマトリクスは，縦軸が

被害規模 S，横軸が発生頻度 O*Dをとっており，規制水準にあたる情報は，各プロットの付加情報として表記している。

昨年まとめた階層表の考え方を踏襲しているこの図の利点は，被害規模が直接的に

わかることで，本報告書のⅢ章 5項の図において EM値では同じプロットになる設備が被害規模で区別できる。

添付資料 7 の資料は，この簡易リスクマトリクスを使って被害規模の観点あるいは頻度の観点から規制の見直しの最終判断をする等の使い方が考えられ，参考になると

考える。

g. 今後の簡易評価係数の変化の注意（留意点）

今回の評価は，現在の発電設備の故障・事故の影響を簡易的に評価したものである。

今後，市場環境の変化，保守点検方法の見直し，技術レベルの向上等に伴い，この評価

は変化していくと考えられる。この評価結果を使用する場合は，それらを考慮しておく

必要がある。

48

Ⅳ. まとめ

今年度は，昨年度に抽出した通常の保守点検を考慮しない設備の純粋な経年劣化により生じる

事象（故障・事故）に対し，標準的な保守点検方法を設定し，その効果を「検出可能性」として考慮し

た。

「想定故障事象」「不具合発生間隔」「検出可能性」を考慮した故障・事故の影響を，簡易評価指

標で数値化する手法について提案し，この指標に基づき全ての発電設備について評価を実施し

た。全ての発電設備を同一の基準尺度で評価した初めての試みであり，成果があったと考える。

今後，新規発電設備などの規制の検討を行う際には，本事業結果と比較することで規制レベルの

妥当性の確認の一つの手法となるものとして期待される。また，発電所又は事業者毎に実際の故障

データを基に同様な評価を行い，評価指数の高い設備，機器に対し保護設備の強化，保守点検の

高度化をおこなうことは，発電設備の自主保安の観点からも重要で，個々の発電設備の信頼性向上

に寄与できると考える。

以上

49

添付図表

附図-1.1 大型火力発電設備（内燃機関を除く）の概略図附図-1.2 ガスエンジンの概略図附図-1.3 ディーゼルエンジンの概略図附図-2.1 地熱発電設備の概略図附図-2.2 地熱バイナリー発電の概略図附図-2.3 バイオマス発電の整理図附図-2.4 木質バイオ発電の概略図附図-2.5 廃棄物（ごみ）発電の概略図附図-2.6 燃料電池（PAFC）の概略図附図-2.7 燃料電池（SOFC）の概略図附図-3.1 水力発電設備の概略図（水路式／ダム式）附図-3.2 水力発電設備の概略図（ダム水路式／揚水発電式）附図-3.3 水力発電設備の概略図（水車発電機構造）附図-3.4 風力発電設備の概略図（陸上／洋上）附図-3.5 風力発電設備の概略図（小形）附図-3.6 太陽電池発電設備の概略図（メガソーラー）附図-3.7 太陽電池発電設備の概略図（住宅用）

附表-1.1 大型火力発電設備（内燃機関を除く）の評価表附表-1.2 内燃機関の評価表附表-2.1 地熱発電設備の評価表附表-2.2 地熱バイナリー発電設備の評価表附表-2.3 木質バイオ発電設備の評価表附表-2.4 廃棄物（ごみ）発電設備の評価表附表-2.5 その他のバイオ発電設備の評価表附表-2.6 燃料電池（PAFC）設備の評価表附表-2.7 燃料電池（SOFC）設備の評価表附表-3.1 水力発電設備（200kW未満）の評価表附表-3.2 水力発電設備（200ｋW以上～5,000kW未満）の評価表附表-3.3 水力発電設備（5,000kW以上）の評価表附表-3.4 水力発電設備（揚水発電式）の評価表附表-3.5 風力発電設備（小形）の評価表附表-3.6 風力発電設備（小形以外）の評価表附表-3.7 風力発電設備（洋上）の評価表附表-3.8 太陽電池発電設備（小規模 50kW未満）の評価表附表-3.9 太陽電池発電設備（小規模 50kW以上～1,000kW未満）の評価表

50

附表-3.10 太陽電池発電設備（メガソーラー・水上）の評価表

附表-4.1 水力設備の平成 22～26年の事故派生率（発電所あたり）附表-4.2 火力設備の平成 22～26年の事故派生率（発電所あたり）附表-4.3 風力・太陽光設備の平成 22～26年の事故派生率（発電所あたり）

附表-5.1 設備別 EM1（ケース１）階層表附表-5.2 設備別 EM1（ケース２）階層表附表-5.3 設備別 EM2階層表

附表-6.1 機器別 EM1（ケース１）階層表附表-6.2 機器別 EM1（ケース２）階層表附表-6.3 機器別 EM2階層表

附表-7 現行規制と出力基準の関係（簡易評価指数 EM1，EM2と比較する出力）

添付資料

添付資料１被害規模の数値化について

添付資料２現地調査報告書

添付資料３発電設備の事故件数の発生率について

添付資料４電気事業法に基づく保安のための諸手続（工事計画）について

添付資料５主任技術者制度について

添付資料６電気関係報告規則について

添付資料７簡易リスクマトリクスと現行の工事届出基準の関係

参考資料

参考資料１平成 28年度第 1回電気設備リスク評価委員会議事要録

参考資料２平成 28年度第２回電気設備リスク評価委員会議事要録

参考資料３平成 28年度第３回電気設備リスク評価委員会議事要録

参考資料４平成 28年度第４回電気設備リスク評価委員会議事要録

参考資料５平成 27年度電気設備リスク評価議事要録（第 1回～第 4回）

附図-1.1 大型火力設備（内燃機関を除く）の概略図

検討対象範囲

（図示のものすべて）

51

附図-1.2 ガスエンジンの概略図

検討対象範囲

(図示のもの全て)

52

附図-1.3 ディーゼルエンジンの概略図

検討対象範囲

(図示のもの全て)

53

附図-2.1 地熱発電設備の概略図出典；「日本地熱協会ホームページ（http://www.chinetsukyokai.com/information /index.html）」

検討対象範囲

54

附図-2.2 地熱バイナリー発電の概略図出典；「日本地熱協会ホームページ（http://www.chinetsukyokai.com/information /index.html）」

検討対象範囲

55

附図-2.3 バイオマス発電の整理図

動植物油脂

（菜種、パーム、廃油等）

ウエット系

（下水汚泥、家畜糞尿等）

林産資源

（間伐材、竹等）

一般廃棄物

（家庭ごみ等）

メタン発酵

（熱化学的変換）

エステル交換反応

脱リン酸・ろ過処理

熱分解ガス化

木質チップ化

ごみ収集

輸送

ガス燃料輸送

液体燃料輸送

廃棄物（ごみ）発電

木質バイオ発電

ガスエンジン発電

ガスタービン発電*1

デーゼルエンジン発電

燃料電池*1

*1 他の機関と同じ

56

附図-2.4 木質バイオ発電の概略図

検討対象範囲

57

附図-2.5 廃棄物（ごみ）発電の概略図

検討対象範囲

58

附図-2.6 燃料電池（PAFC）の概略図

検討対象範囲

59

図-2.8 燃料電池(SOFC)の概略図

LNG

再循環ブロワ

脱硫器

窒素

SOFCセルスタック

電気設備インバータ

容器安全弁安全弁

排熱回収

燃料圧縮機

熱交換器

(燃料貯蔵設備)

空気

空気ブロワ

排気ガス処理装置

排燃料燃焼器排空気

排燃料（H2、CO、CO2、H2Oの混成ガス）

附図-2.7 燃料電池(SOFC)の概略図

検討対象範囲

60

○水路式（流れ込み式）

○ダム式

附図-3.1 水力発電設備の概略図（水路式／ダム式）

検討対象範囲

検討対象範囲

61

○ダム水路式

○揚水式

附図-3.2 水力発電設備の概略図（ダム水路式／揚水発電式）

検討対象範囲

検討対象範囲

62

附図-3.3 水力発電設備の概略図（水車発電機構造）

検討対象範囲

63

○陸上 ○洋上（着床式）

附図-3.4 風力発電設備の概略図（陸上／洋上）

検討対象範囲

64

附図-3.5 風力発電設備の概略図（小形）

検討対象範囲

65

附図-3.6 太陽電池発電設備の概略図（メガソーラー）

検討対象範囲

66

附図-3.7 太陽電池発電設備の概略図（住宅用）

検討対象範囲

67

68

附表-1.1　大型火力発電設備（内燃機関を除く）の評価表簡易評価

参考にしたもの被害規模

人・物供給【主要機器】

16 ボイラー 101 火炉フィン割れ燃焼ガス漏れ、運転停止 Ⅲ 中大 ②

102支持不良無し Ⅳ 小小 ②

5 103 蒸気管定検解釈管割れ蒸気漏洩、運転停止 Ⅱ 中大 ③

104穴あき蒸気漏洩、運転停止 Ⅱ 中大 ②

2 105 ドラム定検解釈内缶装置金物の割れ無し Ⅴ 小小 ②106 胴溶接部の割れ蒸気漏洩、運転停止 Ⅳ 大大 ②

107マンホールからの漏洩蒸気漏洩、運転停止 Ⅱ 中中 ②

18 108 燃焼装置定検解釈微粉炭機軸受損傷出力低下、運転停止 Ⅰ 小小 ②109 微粉炭管穴あき微粉漏洩、運転停止 Ⅱ 小小 ②110 バーナ損傷燃焼不安定、運転停止 Ⅱ 中大 ②【ポンプ　等】

1 111 缶水循環ポンプ定検解釈軸受損傷振動発生、運転停止 Ⅰ 中大 ② 潤滑油未交換。強制循環の場合。112 グランド部機能喪失缶水漏洩、運転停止 Ⅱ 中大 ② 竪型ポンプの場合

113穴あき缶水漏洩、運転停止 Ⅴ 大大 ①

1 114 燃料油ポンプ定検解釈軸受損傷振動発生、運転停止 Ⅰ 中大 ② 潤滑油未交換。115 グランド部機能喪失油漏洩・火災、運転停止 Ⅱ 中大 ②

116穴あき油漏洩・火災、運転停止 Ⅴ 大大 ①

1 117 通風機定検解釈軸受損傷振動発生、運転停止 Ⅰ 中大 ② 潤滑油未交換。

118穴あき燃焼ガス漏れ、運転停止 Ⅲ 中大 ①

IDFのケース

【容器・熱交換器】

2 119 空気予熱器定検解釈軸受損傷振動発生、運転停止 Ⅱ 中大 ② 潤滑油未交換120 ｴﾚﾒﾝﾄ腐食機能異常、運転停止 Ⅲ 小小 ②

121ｴﾚﾒﾝﾄ詰り運転阻害、運転停止 Ⅱ 小中 ②

【主要な管】

5 122 給水管定検解釈穴あき流体漏洩、運転停止 Ⅲ 大大 ①

123管割れ流体漏洩、運転停止 Ⅴ 中中 ③

5 124 蒸気管定検解釈管割れ蒸気漏洩、運転停止 Ⅲ 中中 ③

125穴あき蒸気漏洩、運転停止 Ⅴ 大大 ②

【弁】

3 126 給水止め弁定検解釈穴あき流体漏洩、運転停止 Ⅳ 大大 ①127 割れ流体漏洩、運転停止 Ⅴ 大大 ②

128内部損傷（流体制御不能）運転停止 Ⅱ 中大 ②

3 129 燃料遮断弁定検解釈穴あき燃料漏洩・火災、運転停止 Ⅴ 大大 ①130 割れ燃料漏洩・火災、運転停止 Ⅴ 大大 ②

131内部損傷（流体制御不能）運転停止 Ⅳ 中大 ②

4 132 安全弁定検解釈穴あき蒸気漏洩、運転停止 Ⅳ 大大 ①133 割れ蒸気漏洩、運転停止 Ⅳ 大大 ②

134固着無し Ⅲ 小小 ②

２次被害あり

【その他　（計測・制御等）】

8 135 計測装置基盤故障機能異常、運転停止 Ⅲ 小小 ②

136センサ故障機能異常、運転停止 Ⅲ 小中 ②

9 137 制御装置基盤故障機能異常、運転停止 Ⅲ 小中 ②138 リレー・継電器故障機能異常、運転停止 Ⅲ 小中 ②139 電源故障機能異常、運転停止 Ⅲ 小中 ②【主要機器】

16 補助ボイラー 151 火炉定検解釈フィン割れ燃焼ガス漏れ、運転停止 Ⅳ 中小 ②（ボイラーから分離）


5 153 蒸気管定検解釈管割れ蒸気漏洩、運転停止 Ⅳ 中小 ③

154穴あき蒸気漏洩、運転停止 Ⅳ 中小 ②

2 155 ドラム定検解釈内缶装置金物の割れ無し Ⅳ 小小 ②156 胴溶接部の割れ蒸気漏洩、運転停止 Ⅳ 中小 ②

157マンホールからの漏洩蒸気漏洩、運転停止 Ⅳ 中小 ②

18 158 燃焼装置定検解釈微粉炭機軸受損傷出力低下、運転停止 Ⅳ 小小 ②159 微粉炭管穴あき微粉漏洩、運転停止 Ⅳ 小小 ②160 バーナ損傷燃焼不安定、運転停止 Ⅳ 中小 ②【ポンプ　等】

1 161 燃料油ポンプ定検解釈軸受損傷振動発生、運転停止 Ⅳ 中小 ②162 グランド部機能喪失油漏洩・火災、運転停止 Ⅳ 中小 ②

163穴あき油漏洩・火災、運転停止 Ⅳ 中小 ①

1 164 通風機定検解釈軸受損傷振動発生、運転停止 Ⅳ 中小 ②

165穴あき燃焼ガス漏れ、運転停止 Ⅳ 中小 ①

【主要な管】

5 166 給水管定検解釈穴あき流体漏洩、運転停止 Ⅳ 中小 ①

167管割れ流体漏洩、運転停止 Ⅳ 中小 ③

5 168 蒸気管定検解釈管割れ蒸気漏洩、運転停止 Ⅳ 中小 ③

169穴あき蒸気漏洩、運転停止 Ⅳ 中小 ②

【弁】

3 170 給水止め弁定検解釈穴あき流体漏洩、運転停止 Ⅳ 中小 ①171 割れ流体漏洩、運転停止 Ⅳ 中小 ②

172内部損傷（流体制御不能）運転停止 Ⅳ 中小 ②

3 173 燃料遮断弁定検解釈穴あき燃料漏洩・火災、運転停止 Ⅳ 中小 ①174 割れ燃料漏洩・火災、運転停止 Ⅳ 中小 ②

175内部損傷（流体制御不能）運転停止 Ⅳ 中小 ②

4 176 安全弁定検解釈穴あき蒸気漏洩、運転停止 Ⅳ 中小 ①177 割れ蒸気漏洩、運転停止 Ⅳ 中小 ②

178固着無し Ⅳ 小小 ②

２次被害あり

【その他　（計測・制御等）】

8 179 計測装置基盤故障機能異常、運転停止 Ⅳ 小小 ②

180センサ故障機能異常、運転停止 Ⅳ 小小 ②

9 181 制御装置基盤故障機能異常、運転停止 Ⅳ 小小 ②182 リレー・継電器故障機能異常、運転停止 Ⅳ 小小 ②183 電源故障機能異常、運転停止 Ⅳ 小小 ②[主要機器]

21 蒸気タービン 201 車室

定検解釈継手部間隙拡大蒸気漏洩，運転停止 Ⅲ 中中 ② 高中圧部(クリープ損傷，軟化，等)低圧部(腐食，浸食，等)締付ボルト緩み，損傷，等

202 シール部間隙拡大蒸気漏洩，運転停止 Ⅲ 中中 ②203 割れ蒸気漏洩，運転停止 Ⅳ 大大 ② クリープ損傷，軟化，等

22 204 車軸定検解釈曲がり振動発生・運転停止 Ⅱ 小大 ② クリープ損傷，疲労，脆化，等205 割れ振動発生・運転停止 Ⅳ 小大 ②

206ジャーナル部損傷、磨耗振動発生・運転停止 Ⅲ 小大 ②

24 207 軸受定検解釈ホワイト部割れ，焼付け，損傷振動発生・運転停止 Ⅱ 小大 ②208 軸受球面変形振動発生・運転停止 Ⅱ 小大 ②

209軸受支持系変化振動発生・運転停止 Ⅱ 小大 ②

アライメント変化，球面追従不良，等

22 210 動翼定検解釈侵食性能低下，振動発生，運転停止 Ⅱ 小大 ② スケール，ドレン，等211 浮き上りラビング，振動発生，運転停止 Ⅲ 中大 ② クリープ損傷，軟化，等

212割れ動翼飛散，振動発生，運転停止 Ⅲ 大大 ②

腐食疲労，SCC，等

23 213 静翼定検解釈侵食性能低下，振動発生，運転停止 Ⅱ 小大 ② スケール，ドレン，等214 割れ性能低下，動翼損傷，振動発生，運転停止Ⅲ 大大 ② スケール，軟化，等215 ストリップ欠損，磨耗，侵食性能低下，振動発生，運転停止 Ⅱ 小大 ②

216変形ラビング、振動発生，性能低下，運転停止Ⅱ 中大 ②

クリープ損傷，軟化，等

［開放点検］上半高中圧初段の噴口の点検を行う（消耗品取替等を含む）。車室から取外して点検を行う（消耗品取替等を含む）。［非破壊試験］ＰＴ検査を行う。　※４年毎

［内部点検］胴内部の目視点検を行う。［非破壊試験］胴内部溶接線の液体浸透探傷試験（ＰＴ検査」を行う。　※２年毎

［外観点検］外観点検を行う。［肉厚測定］代表箇所の肉厚測定を行う。　※２年毎

［外観点検］外観点検を行う。［開放点検］マンホールを開放して内部（細管等を含む）の点検を行う（消耗品取替等を含む）。　※２年毎

［外観点検］バーナーの外観点検を行う。［開放点検］分解点検を行う（消耗品取替等を含む）。　※２年毎

［開放点検］高中圧上半車室を取外し、点検を行う（消耗品取替等を含む）。低圧上半車室を取外し、点検を行う（消耗品取替等を含む）。［非破壊試験］ＰＴ検査を行う。　※４年毎

［開放点検］車軸は取外し、車軸・円板・翼及び取付け部等の点検を行う（消耗品取替等を含）。［非破壊試験］ＰＴ検査を行う。　※４年毎

［外観点検］外観点検を行う。［開放点検］開放点検を行う（消耗品取替等を含む）。［作動試験］作動試験を行う。　※２年毎




［開放点検］分解し、弁体、弁座、弁棒、シール部等の点検を行う（消耗品取替等を含む）。［非破壊試験］必要に応じてＰＴ検査を行う。　※２年毎


［外観点検］外観点検を行う。［開放点検］分解(開放)し点検を行う（消耗品取替等を含む）。［作動試験］作動試験を行う。　※２年毎

［開放点検］分解点検を行う（消耗品取替等を含む）。［作動試験］機能試験（精度の確認を含む）を行う。　※２年毎

［外観点検］軸受部の外観点検を行う。［開放点検］軸受部を分解して点検を行う（消耗品取替等を含む）。　※４年毎

［開放点検］車軸は取外し、車軸・円板・翼及び取付け部等の点検を行う（消耗品取替等を含）。［非破壊試験］ＰＴ検査を行う。　※４年毎

設備構成

前提となる標準的な保守点検事象（故障・事故）影響備考設備機器不具合

発生間隔検出しにくさ

JEAC3201_計測制御規程

［開放点検］分解点検を行う（消耗品取替等を含む）。［作動試験］動作確認試験を行う。　※２年毎



定期事業者検査の方法の解釈（以下「定検解釈」という）








「JEAC3201_計測制御規程」









69

簡易評価


人・物供給

設備構成



10 217 ターニング装置定検解釈ギア損傷油漏れ，異音発生，ターニング不可，安全停止不可Ⅲ 小大 ② 磨耗，欠損，割れ，等218 軸受摺動部損傷油漏れ，異音発生，ターニング不可，安全停止不可Ⅲ 小大 ② 磨耗，傷，ガタツキ，等

219チェーンの伸び，割れ異音発生，ターニング不可，安全停止不可Ⅲ 小中 ②

10 220 保安装置「定検解釈」を参考駆動部作動不良非常時安全停止不可 Ⅱ 小大 ② 駆動部磨耗，損傷，固着，バネ劣化，折損，等221 計測装置作動不良非常時安全停止不可 Ⅱ 小中 ②

222電磁弁動作異常非常時安全停止不可 Ⅱ 小中 ②

[ポンプ等]

1 223 復水ポンプ定検解釈軸受損傷振動発生・運転停止 Ⅱ 小大 ②224 グランド部機能喪失流体漏洩，空気流入，運転停止 Ⅱ 小中 ②

225穴あき流体漏洩，運転停止 Ⅳ 中大 ①

1 226 給水ポンプ定検解釈軸受損傷振動発生・運転停止 Ⅱ 小大 ②227 グランド部機能喪失流体漏洩，運転停止 Ⅱ 中中 ②

228穴あき流体漏洩，運転停止 Ⅳ 大大 ①

1 229 軸受冷却水ポンプ定検解釈軸受損傷振動発生，運転停止 Ⅱ 小大 ②230 グランド部機能喪失流体漏洩，運転停止 Ⅱ 小中 ②

231穴あき流体漏洩，運転停止 Ⅲ 中大 ①

1 232 潤滑油ポンプ定検解釈軸受損傷振動発生・運転停止 II 小大 ②233 グランド部機能喪失流体漏洩，運転停止 II 小大 ②

234シールリング磨耗性能低下，油供給不可，運転停止Ⅱ 小大 ②

[容器・熱交換器]

2 235 復水器定検解釈冷却管損傷海水漏洩，運転停止 Ⅲ 小大 ③ 侵食，減肉，等236 本体胴、座の損傷真空低下，蒸気漏洩，運転停止 Ⅲ 小大 ② 高温ドレン，蒸気入口座，内部構造物等の損傷237 ゴム伸縮継手（ラバーベルト）の経年劣化真空低下，運転停止 Ⅲ 小大 ②238 ライニング劣化による胴体損傷海水漏洩，運転停止 Ⅲ 小大 ② 海水による水室部の腐食

2 239 脱気器「定検解釈」を参考本体胴側の割れ蒸気漏洩，運転停止 Ⅲ 大大 ② 管台，溶接部の破損含む

240内部構造物の破損性能低下、運転停止 Ⅲ 小大 ②

2 241 給水加熱器「定検解釈」を参考加熱管損傷給水漏洩，運転停止 Ⅱ 中大 ③ 腐食，浸食，等

242本体胴、水室側の損傷給水漏洩，運転停止 Ⅲ 大大 ②

管台，溶接部の破損含む

2 243 主油冷却器「定検解釈」を参考冷却管損傷冷却水漏洩，運転停止 Ⅲ 小中 ③

244本体胴、水室側の損傷冷却水漏洩，運転停止 Ⅲ 小中 ②

2 245 主油タンク「定検解釈」を参考内部塗装剥離給油への混入 Ⅲ 小大 ②

246発錆給油への混入 Ⅲ 小大 ②

[主要な管]

7 247 蒸気管定検解釈割れ蒸気漏洩，運転停止 Ⅲ 中中 ③ リード管、抽気管、グランドシール蒸気管等

248穴あき蒸気漏洩，運転停止 Ⅴ 大大 ②

7 249 給水管定検解釈穴あき給水漏洩，運転停止 Ⅲ 大大 ①

250割れ給水漏洩，運転停止 Ⅴ 中中 ③

7 251 復水管定検解釈穴あき給水漏洩，運転停止 Ⅲ 大大 ①

252割れ給水漏洩，運転停止 Ⅴ 中中 ③

7 253 油管定検解釈穴あき漏洩，火災，運転停止 Ⅳ 大大 ②

254割れ漏洩，火災，運転停止 Ⅳ 大大 ③

[主要弁]

3 255 主/再熱蒸気止め弁定検解釈駆動部故障蒸気遮断不可，運転停止 Ⅰ 小大 ② スケール生成、弁棒曲がり，等256 継手損傷蒸気漏洩，運転停止 Ⅱ 大大 ② 上蓋水平面変形、締結部損傷，等257 グランド（ボンネット）部機能喪失蒸気漏洩，運転停止 Ⅱ 大大 ②258 弁箱割れ蒸気漏洩，運転停止 Ⅳ 大大 ② クリープ損傷，疲労損傷，等

3 259 主/再熱蒸気加減弁定検解釈駆動部故障蒸気制御・遮断不可，運転停止 Ⅰ 小大 ② スケール生成、弁棒曲がり，等260 継手損傷蒸気漏洩，運転停止 Ⅱ 大大 ② 上蓋水平面変形、締結部損傷，等261 グランド（ボンネット）部機能喪失蒸気漏洩，運転停止 Ⅱ 大大 ②262 弁箱割れ蒸気漏洩，運転停止 Ⅳ 大大 ② クリープ損傷，疲労損傷，等

9 263 油筒（アクチュエータ）駆動部故障制御不可，蒸気遮断不可，運転停止Ⅱ 小大 ②264 グランド（ボンネット）部機能喪失油漏れ，火災，制御不可，運転停止Ⅱ 大大 ②265 駆動部故障制御不可，蒸気遮断不可，運転停止Ⅱ 小中 ②冷却水路

1 266 循環水ポンプ「定検解釈」を参考軸受損傷振動発生・運転停止 Ⅰ 小大 ②267 穴あき流体漏洩，運転停止 Ⅱ 小大 ①

268グランド部機能喪失流体漏洩，空気流入，運転停止 Ⅰ 小中 ②

7 269 循環水配管「定検解釈」を参考穴あき海水漏洩，運転停止 Ⅱ 小大 ②270 貝，藻類付着，堆積配管詰り、出力低下 Ⅰ 小中 ②

2 271 冷却水冷却器「定検解釈」を参考冷却管損傷冷却水漏洩，運転停止 Ⅲ 小大 ③272 本体胴、水室側の損傷冷却水漏洩，運転停止 Ⅲ 小大 ②

[その他（計測・制御等）]

9 273 電気油圧式調速装置(EHC) 基盤故障機能異常，運転停止 Ⅲ 小中 ②274 リレー・継電器故障機能異常，運転停止 Ⅲ 小中 ②275 電源故障機能異常，運転停止 Ⅲ 小中 ②



9 278 制御装置基盤故障機能異常，運転停止 Ⅲ 小中 ②279 リレー・継電器故障機能異常，運転停止 Ⅲ 小中 ②280 電源故障機能異常，運転停止 Ⅲ 小中 ②【主要機器】

21 ガスタービン 401 車室定検解釈継手部間隙拡大流体漏洩，運転停止 Ⅲ 中中 ②402 シール部間隙拡大流体漏洩，運転停止 Ⅲ 中中 ②

403割れ流体漏洩，運転停止 Ⅳ 大大 ②

22 404 車軸定検解釈曲がり振動発生、運転停止 Ⅱ 小大 ②405 割れ振動発生、運転停止 Ⅲ 小大 ②

406ジャーナル部損傷、磨耗振動発生、運転停止 Ⅲ 小大 ②

24 407 軸受定検解釈ホワイト部割れ，焼付け，損傷振動発生、運転停止 Ⅱ 小大 ②408 軸受球面変形振動発生、運転停止 Ⅱ 小大 ②

409軸受支持系変化振動発生、運転停止 Ⅱ 小大 ②

22 410 動翼定検解釈侵食性能低下，振動発生，運転停止 Ⅱ 小大 ②411 浮き上りラビング，振動発生，運転停止 Ⅲ 中大 ②

412割れ動翼飛散，振動発生，運転停止 Ⅱ 大大 ②

23 413 静翼定検解釈侵食性能低下，振動発生，運転停止 Ⅱ 小大 ②414 割れ性能低下，動翼損傷，振動発生，運転停止Ⅱ 大大 ②415 ストリップ欠損，磨耗，侵食性能低下，振動発生，運転停止 Ⅱ 小大 ②

416変形回転体との接触，性能低下，運転停止Ⅱ 中大 ②

41 417 空気圧縮機定検解釈減肉軸振動大・運転停止、性能低下 Ⅱ 小中 ② エロ―ジョン、コロージョン418 可動部機構損傷性能低下・運転停止 Ⅱ 小中 ② 摩耗・劣化419 汚れ（煤塵付着）性能低下 Ⅰ 小小 ②

18 420 燃焼器「定検解釈」を参考減肉（高温酸化、エロ―ジョン）燃焼不安定・運転停止 Ⅰ 小大 ②421 クラック、折損（熱疲労）振動発生、運転停止 Ⅰ 小大 ②422 異常燃焼燃焼不安定・運転停止 Ⅰ 小大 ②【主要な管】

7 423 管定検解釈割れ流体漏洩，運転停止 Ⅲ 大大 ③

424穴あき流体漏洩，運転停止 Ⅴ 大大 ②

【弁】

3 425 弁定検解釈駆動部故障蒸気遮断不可，運転停止 Ⅰ 小大 ②426 継手損傷流体漏洩，運転停止 Ⅱ 大大 ②

427グランド（ボンネット）部機能喪失流体漏洩，運転停止 Ⅱ 大大 ②

4 428 安全弁定検解釈穴あき流体漏洩，運転停止 Ⅳ 大大 ①429 割れ流体漏洩，運転停止 Ⅳ 大大 ②


［肉厚測定］抜き取りで管の厚さの測定を行う。測定結果を踏まえ、余寿命評価又は既に行った余寿命評価の確認を行う。　※２年毎


［外観点検］外観点検を行う。［開放点検］分解(開放)し点検を行う（消耗品取替等を含む）。［作動試験］作動試験を行う。

［開放点検］高中圧上半車室を取外し、点検を行う（消耗品取替等を含む）。低圧上半車室を取外し、点検を行う（消耗品取替等を含む）。［非破壊試験］ＰＴ検査を行う。　※２年毎

［開放点検］車軸は取外し、車軸・円板・翼及び取付け部等の点検を行う（消耗品取替等を含）。［非破壊試験］ＰＴ検査を行う。　※２年毎

［外観点検］軸受部の外観点検を行う。［開放点検］軸受部を分解して点検を行う（消耗品取替等を含む）。　※２年毎

［開放点検］車軸は取外し、車軸・円板・翼及び取付け部等の点検を行う（消耗品取替等を含）。［非破壊試験］ＰＴ検査を行う。　※２年毎

［開放点検］上半高中圧初段の噴口の点検を行う（消耗品取替等を含む）。車室から取外して点検を行う（消耗品取替等を含む）。［非破壊試験］ＰＴ検査を行う。　※２年毎



























［開放点検］非常調速機、トリップ機構等の点検を行う（消耗品取替等を含む）。［作動試験］作動試験を行う。　※２年毎



70

簡易評価


人・物供給

設備構成




２次被害あり

【その他（計測・制御等】

10 431 調速装置定検解釈基盤故障機能異常，運転停止 Ⅲ 小中 ②432 リレー・継電器故障機能異常，運転停止 Ⅲ 小中 ②

433電源故障機能異常，運転停止 Ⅲ 小中 ②



[主要機器]

51 燃料設備（石炭） 501 揚炭機「定検解釈」を参考構造物の割れ作動停止、運転停止 Ⅳ 大大 ② 損傷時にちょうどパトロール員などが通りかかったと想定。／予備機なしを想定。

502駆動部の磨耗・固着作動停止、運転停止 Ⅱ 中大 ②

復旧にかかる日程を想定。／予備機なしを想定。

52 503 運炭機「定検解釈」を参考構造物の割れ作動停止、運転停止 Ⅳ 大大 ② 損傷時にちょうどパトロール員などが通りかかった

と想定。／予備機なしを想定。504 （コンベア）駆動部の磨耗・固着作動停止、運転停止 Ⅱ 中大 ② 復旧にかかる日程を想定。／予備機なしを想定。505 （コンベア）チェーンの緩み作動停止、運転停止 Ⅰ 小小 ②

53 506 貯炭場（サイロ）ケーシングの割れ・穴あき運転停止 Ⅳ 中中 ②

507 （サイロ）火災運転停止 Ⅰ 大大 ②508 （サイロ）ロータリフィーダの固着運転停止 Ⅲ 大大 ② 復旧にかかる日程を想定。／予備機なしを想定。[過圧防止]

4 509 安全弁「定検解釈」を参考割れ流体漏れ、運転停止 Ⅳ 大大 ② 損傷時にちょうどパトロール員などが通りかかったと想定。

510穴あき流体漏れ、運転停止 Ⅴ 大大 ①

損傷時にちょうどパトロール員などが通りかかったと想定。

511 固着無し Ⅲ 小小 ② ２次被害あり[その他（計測・制御等）]

52 512 灰じん輸送装置「定検解釈」を参考（配管）穴あき灰流出、運転停止 Ⅱ 小小 ②513 （コンベア）駆動部の磨耗・固着作動停止、運転停止 Ⅱ 中大 ② 復旧にかかる日程を想定。／予備機なしを想定。

514（コンベア）チェーンの緩み作動停止、運転停止 Ⅱ 小小 ②

53 515 灰じん堆積場（サイロ）ケーシングの割れ・穴あき運転停止、運転停止 Ⅳ 小中 ②

516（サイロ）排出弁の固着運転停止、運転停止 Ⅲ 小小 ②

代替排出対応

[主要機器]

55 燃料設備（油） 551 油タンク

［外観点検］タンク本体の外観点検を行う。［開放点検］タンク本体を開放し点検を行う（消耗品取替等を含む）。　　※１２年毎（外観点検は１年毎）

JEAC3708_燃焼設備規程

タンク本体に貫通亀裂発生油漏洩、運転停止 Ⅳ 大大 ②

定期検査が行われなかった場合を仮定。なお、対象範囲には浮屋根も含む。

56 552 防液堤［外観点検］外観点検を行う。　※１年毎


耐圧・液密性能の低下バリアとしての機能喪失 Ⅳ 小小 ②２次被害あり。タンクからの液漏洩発生時には被

[管]

7 553 配管「定検解釈」を参考割れ油漏洩、運転停止 Ⅴ 大大 ② 定期検査が行われなかった場合を仮定554 ガスケット（パッキン）機能喪油漏洩、運転停止 Ⅳ 中中 ② 定期検査が行われなかった場合を仮定

555穴あき油漏洩、運転停止 Ⅳ 大大 ②

定期検査が行われなかった場合を仮定

[弁]

4 556 安全弁「定検解釈」を参考割れ油漏洩、運転停止 Ⅳ 大大 ② 定期検査が行われなかった場合を仮定。損傷時

にちょうどパトロール員などが通りかかったと想

557穴あき油漏洩、運転停止 Ⅴ 大大 ①

定期検査が行われなかった場合を仮定。損傷時にちょうどパトロール員などが通りかかったと想

558 固着無し Ⅲ 小小 ② ２次被害あり

[主要機器]

61 燃料設備（ガス） 601 気化器［外観点検］外観点検を行う。　※２年毎

定検解釈パネルメタリコンの穴あきによる機器損傷

燃料供給の停止、運転停止 Ⅱ 中大 ③定期検査が行われなかった場合を仮定

62 602 ＬＮＧ地上式貯槽定検解釈内槽隅角部の疲労損傷燃料漏洩、運転停止 Ⅴ 大大 ②不具合発生間隔は100年以上603 内外槽間のパーライト（保冷

材）沈下保冷性能の低下、運転停止 Ⅳ 小小 ②

62 604 ＬＮＧ地下式貯槽定検解釈屋根の損傷ガス漏洩、運転停止 Ⅴ 大大 ②

605地下水揚水機能の喪失（電源喪失）

安全弁からのガス放出、または屋根の損傷、運転停止

Ⅴ 大大 ② メンブレン破断により、LNGが保冷層に漏えい→タンク内に大量のガス発生



耐圧・液密性能の低下バリアとしての機能喪失、運転停止

Ⅳ 小小 ②２次被害あり。タンクからの液漏洩発生時には被

[ポンプ等]

1 607 液化ガス用ポンプ

「定検解釈」を参考軸受損傷燃料供給の停止、運転停止 Ⅲ 大大 ② 8000時間毎の定期検査で交換が行われなかった場合を想定（1日あたり2時間稼働として、不具合発生間隔4000日と仮定）・予備の機器は無いものとして評価した。

608 グランド部機能喪失燃料供給の停止、運転停止 Ⅲ 大大 ②

609 穴あき燃料供給の停止、運転停止 Ⅲ 大大 ①

41 610 ガス圧縮機「定検解釈」を参考軸受損傷運転停止 Ⅰ 大小 ② 8000時間毎の定期検査で交換が行われなかった場合を想定予備の機器は無いものとして評価し

611 穴あき運転停止 Ⅳ 大小 ①[管]

6 612 導管定検解釈割れ液またはガスの漏洩、運転 Ⅳ 大大 ③613 (プロセス配管を想定）ガスケット（パッキン）機能喪液またはガスの漏洩、運転 Ⅳ 中中 ③614 穴あき液またはガスの漏洩、運転 Ⅴ 大大 ②[弁]

3 615 弁定検解釈割れ液漏えい、運転停止 Ⅳ 大中 ②616 穴あき液漏えい、運転停止 Ⅴ 大中 ①

617固着無し Ⅳ 小小 ②

4 618 安全弁定検解釈割れガス漏洩、運転停止 Ⅳ 大大 ② 定期検査が行われなかった場合を仮定。損傷時にちょうどパトロール員などが通りかかったと想

619穴あきガス漏洩、運転停止 Ⅴ 大大 ①

定期検査が行われなかった場合を仮定。損傷時にちょうどパトロール員などが通りかかったと想

620 固着無し Ⅲ 小小 ② ２次被害あり


8 621 計測装置基盤故障運転停止 Ⅲ 小小 ②

622センサ故障運転停止 Ⅲ 小中 ②

9 623 制御装置［開放点検］分解点検を行う（消耗品取替等を含む）。［作動試験］動作確認試験を行う。　※２年毎


基盤故障運転停止 Ⅲ 小中 ②

11 624 ガス検知器定検解釈センサ故障機能異常、運転停止 Ⅰ 小小 ② ２次被害あり

625 基盤故障機能異常、運転停止 Ⅲ 小小 ② ２次被害あり

1 626 附臭設備


「定検解釈」を参考ベアリング/ﾀﾞｲﾔﾌﾗﾑ損傷付臭ガスの漏洩、運転停止 Ⅰ 中小 ②

8000時間毎の定期検査で交換が行われなかった場合を想定

1 627 防消火設備「定検解釈」を参考消火海水軸受/スリーブ損傷防消火機能の喪失 Ⅴ 小小 ②２次被害あり。火災発生時には被害拡大の恐れがある

628散水配管の目詰まり防消火機能の喪失 Ⅴ 小小 ②

２次被害あり。火災発生時には被害拡大の恐れがある

[主要機器]

61 液化ガス設備 701 気化器定検解釈コイル損傷有毒物質漏れ、運転停止 Ⅲ 中中 ③ 漏洩時は，保安装置が作動

（アンモニア、 702 フランジからの漏洩有毒物質漏れ、運転停止 Ⅱ 中中 ③ 漏洩時は，保安装置が作動

63 　不活性ガス等） 703 貯槽定検解釈穴あき有毒物質漏れ、運転停止 Ⅲ 大大 ② 漏洩時は，保安装置が作動

704割れ有毒物質漏れ、運転停止 Ⅴ 大大 ②

漏洩時は，保安装置が作動



耐圧・液密性能の低下バリアとしての機能喪失 Ⅳ 小小 ②２次被害あり

[ポンプ等]

1 706 ポンプ「定検解釈」を参考軸受損傷受入不可、運転停止 Ⅱ 中大 ② 予備機なしを想定

707 グランド部機能喪失受入不可、運転停止 Ⅱ 中大 ② 予備機なしを想定

708穴あき受入不可、運転停止 Ⅴ 大大 ①

予備機なしを想定

41 709 ガス圧縮機「定検解釈」を参考軸受損傷動作不良、運転停止 Ⅰ 大大 ② 潤滑油の交換をしない想定

710穴あき有毒物質漏れ、運転停止 Ⅲ 中大 ①

漏洩時は，保安装置が作動

[管]

6 711 配管定検解釈割れ有毒物質漏れ、運転停止 Ⅴ 大小 ② 漏洩時は，保安装置が作動

712 穴あき有毒物質漏れ、運転停止 Ⅳ 大小 ②

[弁]

3 713 弁「定検解釈」を参考割れ有毒物質漏れ、運転停止 Ⅱ 大大 ② 損傷時にちょうどパトロール員などが通りかかったと想定。漏洩時は，保安装置が作動

714穴あき有毒物質漏れ、運転停止 Ⅴ 大大 ①

損傷時にちょうどパトロール員などが通りかかったと想定。漏洩時は，保安装置が作動

715 固着無し Ⅳ 小小 ② 漏洩時は，保安装置が作動

4 716 安全弁定検解釈割れ有毒物質漏れ、運転停止 Ⅳ 大大 ② 損傷時にちょうどパトロール員などが通りかかったと想定。漏洩時は，保安装置が作動

717穴あき有毒物質漏れ、運転停止 Ⅴ 大大 ①

損傷時にちょうどパトロール員などが通りかかったと想定。漏洩時は，保安装置が作動

718 固着無し Ⅲ 小小 ② ２次被害あり。漏洩時は，保安装置が作動



［外観点検］地上部の導管及び伸縮継手の外観点検を行う。　※２年毎





［作動試験］作動試験を行う。　※２年毎


［外観点検］外観点検を行う。　※２年毎

［外観点検］貯槽本体の外観点検を行う。［開放点検］貯槽本体を開放し点検を行う（消耗品取替等を含む）。　※２年毎

［外観点検］貯槽本体の外観点検を行う。　※２年毎


［外観点検］軸受部の外観点検を行う。［開放点検］軸受部を分解して点検を行う（消耗品取替等を含む）。

［外観点検］地上部の導管及び伸縮継手の外観点検を行う。　※２年毎



［外観点検］外観点検を行う。［開放点検］開放点検を行う（消耗品取替等を含む）。［作動試験］試運転等により作動試験を行う。　※２年毎

［外観点検］サイロの外観点検を行う。［開放点検］サイロを開放し点検を行う（消耗品取替等を含む）。　　※１２年毎（外観点検は１年毎）




［外観点検］貯槽本体の外観点検を行う。　※２年毎


［外観点検］外観点検を行う。［開放点検］開放点検を行う（消耗品取替等を含む）。［作動試験］試運転等により作動試験を行う。　※２年毎

［外観点検］外観点検を行う。［開放点検］開放点検を行う（消耗品取替等を含む）。［作動試験］試運転等により作動試験を行う。　※２年毎［外観点検］サイロの外観点検を行う。［開放点検］サイロを開放し点検を行う（消耗品取替等を含む）。　　※１２年毎（外観点検は１年毎）






71

簡易評価


人・物供給

設備構成




11 719 ガス検知器定検解釈センサ故障機能異常、運転停止 Ⅰ 小小 ② ２次被害あり

720 基盤故障機能異常、運転停止 Ⅲ 小小 ② ２次被害あり[主要機器]

16 ガス化炉設備 801 ガス化炉定検解釈フィン割れ燃焼ガス漏れ、運転停止 Ⅲ 中大 ②


5 803 蒸気管定検解釈管割れ蒸気漏洩、運転停止 Ⅱ 中大 ③

804穴あき蒸気漏洩、運転停止 Ⅱ 中大 ②

18 805 燃焼装置定検解釈微粉炭機軸受損傷運転阻害、運転停止 Ⅰ 小小 ②806 微粉炭管穴あき微粉漏洩、運転停止 Ⅱ 小小 ②807 微粉炭バーナ損傷ガス化不安定、運転停止 Ⅱ 中大 ②【ポンプ　等】

1 808 給水ポンプ定検解釈軸受損傷動作不良、運転停止 Ⅰ 中大 ② 潤滑油未交換。809 グランド部機能喪失缶水漏洩、運転停止 Ⅱ 中大 ②

810穴あき缶水漏洩、運転停止 Ⅴ 大大 ①

41 ガス圧縮機＜ガスタービンの項に含む＞

【容器・熱交換器】

2 811 ガス化炉用容器


「定検解釈」を参考穴あきガス漏洩、運転停止 Ⅴ 大大 ②

3 812 給水止め弁定検解釈穴あき流体漏洩、運転停止 Ⅳ 大大 ①813 割れ流体漏洩、運転停止 Ⅴ 大大 ②

814内部損傷（流体制御不能）運転停止 Ⅱ 中大 ②

4 815 安全弁定検解釈穴あき蒸気漏洩、運転停止 Ⅳ 大大 ①816 割れ蒸気漏洩、運転停止 Ⅳ 大大 ②


２次被害あり

【その他（計測・制御等】 ②


819センサ故障流体漏洩、運転停止 Ⅲ 小中 ②

11 820 ガス検知器定検解釈センサ故障機能異常、運転停止 Ⅰ 小小 ② ２次被害あり821 基盤故障機能異常、運転停止 Ⅲ 小小 ② ２次被害あり[主要機器]

91 ばい煙処理設備 901 集じん装置

「定検解釈」を参考穴あき燃焼ガス漏れ（外側損傷）、効率低下（内側損傷）、運転停止

Ⅲ 中中 ②

902 ばいじんの付着効率低下、運転停止 Ⅱ 小中 ②

92 903 脱硫装置「定検解釈」を参考スプレーノズル詰まり効率低下、運転停止 Ⅰ 小中 ②

904穴あき液漏れ、運転停止 Ⅱ 中中 ②

93 905 脱硝装置「定検解釈」を参考配管（アンモニアガス）穴あき有毒ガス放出、運転停止 Ⅲ 大中 ②

906触媒割れ、消耗効率低下、運転停止 Ⅱ 中中 ②

[ポンプ等]

1 907 通風機「定検解釈」を参考軸受損傷作動停止、運転停止 Ⅰ 中大 ② 潤滑油の交換をしない想定

908穴あき流体漏れ、運転停止 Ⅲ 中大 ①

1 909 脱硫循環ポンプ「定検解釈」を参考穴あき効率低下、運転停止 Ⅱ 小大 ①

910 グランド部機能喪失流体漏洩、運転停止 Ⅱ 小大 ②

911軸受損傷振動発生、運転停止 Ⅱ 小大 ②


9 912 保護装置基盤故障、センサ故障（計測装置)作動停止、運転停止 Ⅲ 小小 ②

913 基盤故障（制御装置）作動停止、運転停止 Ⅲ 小小 ②

[主要機器]96 発電機 951 電機子巻線地絡・短絡運転停止 Ⅲ 小大 ②

952 断線運転停止 Ⅲ 小大 ②953 焼損運転停止 Ⅲ 小大 ②

96 954 界磁巻線地絡・短絡運転停止 Ⅲ 小大 ②

955断線運転停止 Ⅲ 小大 ②

96 956 固定子鉄心変形電機子巻線地絡・短絡，運転停止Ⅲ 小大 ②957 くさび脱落電機子巻線地絡・短絡，運転停止Ⅲ 小大 ②958 グランド部機能喪失水素ガス漏洩、爆発、運転停止 Ⅱ 大大 ② 口出しブッシング・ターミナル部品等

96 959 回転子鉄心、磁極、制動巻線締付ボルト折損・脱落電機子巻線地絡・短絡，運転停止Ⅲ 小大 ②

960割れ・損傷電機子巻線地絡・短絡，運転停止Ⅲ 小大 ②

24 966 軸受定検解釈ホワイト部割れ，焼付け，損傷振動発生・運転停止 Ⅱ 小大 ②軸受球面変形振動発生・運転停止 Ⅱ 小大 ②軸受支持系変化振動発生・運転停止 Ⅱ 小大 ②

アライメント変化，球面追従不良，等

96 961 スリップリング、ブラシ保持器カーボンブラシ消失運転停止 Ⅰ 小大 ②

962ブラシ保持器損傷運転停止 Ⅲ 小大 ②

2 963 水素冷却装置「定検解釈」を参考穴あき(冷却管) 漏水・冷却性能低下、運転停止 Ⅱ 小大 ②

964割れ(冷却管) 漏水・冷却性能低下、運転停止 Ⅱ 小大 ②

[管]7 965 水素配管「定検解釈」を参考グランド部機能喪失火災、爆発、運転停止 Ⅲ 大大 ③

［外観点検］外観点検を行う。［測定］絶縁抵抗測定等を行う。　※４年毎

メーカーより点検内容を提供

［外観点検］外観点検を行う。［開放点検］マンホールを開放して内部（細管等を含む）の点検を行う（消耗品取替等を含む）。　※４年毎








［外観点検］軸受部の外観点検を行う。［開放点検］軸受部を分解して点検を行う（消耗品取替等を含む）。　※４年毎




















72

附表-1.2　内燃機関の評価表簡易評価

準拠したもの事象（故障・事故）影響被害規模備考

人・物供給18 ディーゼルエンジン 101 燃料噴射装置ノズルの摩耗出力低下・性能低下・排気ガス悪化Ⅰ 小小 ①

102 燃料噴射ポンプの摩耗出力低下・性能低下・排気ガス悪化Ⅰ 小小 ①

103燃料噴射ポンプのスティック（キャビ）運転停止 Ⅰ 小小 ①

9 104 動弁装置給・排気弁の摩耗運転停止 Ⅰ 小小 ① 過給機、燃焼室

105弁回転装置の作動不良運転停止 Ⅰ 小小 ① 摩耗

106 ステムシールの摩耗運転停止 Ⅰ 小小 ①

24 107 軸・軸受焼損運転停止 Ⅰ 小小 ① 摩耗、腐食

108軸の折損運転停止、運動部品の飛出し Ⅰ 大小 ① （エンジン）運動部品の摩耗、塑性変形

18 109 燃焼室部品ピストンリングの摩耗出力低下 Ⅰ 小小 ①

110 ライナーの摺動面摩耗出力低下・運転停止 Ⅰ 小小 ①

111 　汚れ（残渣）出力低下 Ⅰ 小小 ①

8 112 計測装置基盤故障機能異常、運転停止 Ⅲ 小小 ②113 センサ故障機能異常、運転停止 II 小小 ②

9 115 制御装置基盤故障機能異常、運転停止 Ⅲ 小小 ②

116 リレー・継電器故障機能異常、運転停止 Ⅲ 小小 ②

117 電源故障機能異常、運転停止 Ⅲ 小小 ②

2 空気設備(DE) 121 空気冷却器性能低下（汚れ）出力低下 Ⅰ 小小 ① （エンジン）出力制限

122閉塞（汚れ）出力低下、運転停止 Ⅰ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止

123ガスケット（パッキン）機能喪失高温流体、気体の流出 Ⅰ 中小 ①

7 124 配管割れ高温気体の流出 Ⅳ 中小 ③

125 断熱材の脱落安全性の低下 Ⅲ 中小 ③

1 排気ガス設備(DE) 131 過給機軸受損傷運転停止 Ⅰ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止、摩耗

132サージング（汚れ）運転停止 Ⅰ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止

133タービン翼の減肉出力低下 Ⅰ 小小 ① 汚れ、腐食

16 134 排気ガスボイラー（本体）ガス漏れ性能低下、高温気体の流出、運転停止Ⅰ 中小 ② 本体腐食又はガスケット劣化135 水質チェック（チュ－ブ内スケ－ル堆積、管内腐食）性能低下→ボイラ停止（排ガスﾊﾞｲﾊﾟｽ運転）Ⅰ 小小 ②

136 フィンチュ－ブ煤塵堆積（汚れ）性能低下→ボイラ停止（排ガスﾊﾞｲﾊﾟｽ運転）Ⅰ 小小 ②

137 安全弁の動作不良機能消失 Ⅰ 小小 ②

1 138 ダンパ－類モ－タ-、ギヤ－部の焼損・摩耗又は破損機能停止 Ⅰ 小小 ②

139

シ－ル部ガス漏れ性能低下 Ⅰ 小小 ②

1 140 給水ポンプ軸受損傷ボイラ停止（排ガスﾊﾞｲﾊﾟｽ運転） Ⅰ 小小 ②

141 電動モ－タの焼損ボイラ停止（排ガスﾊﾞｲﾊﾟｽ運転） Ⅱ 小小 ②

142グランド部機能喪失性能低下→ボイラ停止（排ガスﾊﾞｲﾊﾟｽ運転）Ⅰ 小小 ②

93 143 脱硝装置（本体）触媒の劣化性能低下、運転停止 Ⅰ 小小 ② （エンジン）出力制限又は停止144 差圧上昇（煤塵堆積）性能低下、運転停止 Ⅰ 小小 ② （エンジン）出力制限又は停止

145ガス漏れ高温気体の流出、運転停止 Ⅰ 中小 ②

本体腐食又はガスケット劣化

1 146 アン水ポンプ軸受損傷運転停止 Ⅰ 小小 ② （エンジン）出力制限又は停止147 電動モ－タの焼損運転停止 Ⅱ 小小 ② （エンジン）出力制限又は停止

148グランド部機能喪失危険物質の排出、運転停止 Ⅰ 大小 ②

（エンジン）出力制限又は停止

92 149 脱硫装置（本体）ガス漏れ高温気体の流出、運転停止 Ⅰ 中小 ② 本体腐食又はガスケット劣化150 グランド部機能喪失高温流体の流出、運転停止 Ⅰ 中小 ② （エンジン）出力制限又は停止

151差圧上昇（デミスタ－への煤塵付着）性能低下、運転停止 Ⅰ 小小 ②


1 152 スラリー循環ポンプ軸受損傷運転停止 Ⅰ 小小 ② （エンジン）出力制限又は停止153 電動モ－タの焼損運転停止 Ⅱ 小小 ② （エンジン）出力制限又は停止

154グランド部機能喪失高温流体の流出、運転停止 Ⅰ 中小 ②

7 155 配管（ダクト）割れ高温気体の流出、運転停止 Ⅳ 中小 ③

156 計測座の破損監視不良 Ⅰ 小小 ③

157 断熱材の脱落安全性の低下 Ⅲ 中小 ③2 冷却装置(DE) 161 冷却塔電動モータの焼損運転停止、運転停止 Ⅰ 小小 ② （エンジン）出力制限又は停止

162 減速ギヤ－摩耗又はＶベルト破損運転停止 Ⅱ 小小 ② （エンジン）出力制限又は停止

163充填材の劣化破損運転停止 Ⅰ 小小 ②


2 164 冷却水冷却器性能低下（汚れ）冷却水温度上昇、運転停止 Ⅰ 小小 ② （エンジン）出力制限又は停止165 チュ－ブ又はプレ－ト破損運転停止 Ⅰ 小小 ② （エンジン）停止、腐食166 閉塞（汚れ）運転停止 Ⅰ 小小 ② （エンジン）出力制限又は停止

1 167 冷却ポンプグランド部機能喪失高温流体の流出、運転停止 Ⅰ 中小 ② （エンジン）出力制限又は停止

168 軸受損傷運転停止 Ⅰ 小小 ② （エンジン）停止

169電動モータの焼損運転停止 Ⅱ 小小 ②

（エンジン）停止

7 170 冷却配管割れ高温流体の流出、運転停止 Ⅳ 中小 ③ 空気冷却器、エンジン燃焼室171 断熱材の脱落性能低下 Ⅲ 小小 ③

2 潤滑油装置(DE) 181 潤滑油冷却器性能低下潤滑油温度上昇、運転停止 Ⅰ 小小 ② （エンジン）出力制限又は停止、汚れ182 チュ－ブ又はプレ－ト破損運転停止 Ⅰ 小小 ② （エンジン）出力制限又は停止、腐食183 閉塞運転停止 Ⅰ 小小 ② （エンジン）出力制限又は停止、汚れ

1 184 潤滑油ポンプグランド部機能喪失高温可燃性流体の流出、運転停止Ⅰ 中小 ② （エンジン）停止185 軸受損傷運転停止 Ⅰ 小小 ② （エンジン）停止



2 187 潤滑油こし器フィルターの閉塞運転停止 Ⅰ 小小 ② （エンジン）出力制限又は停止、汚れ

188フィルタ－の破損運転停止 Ⅰ 小小 ②

（エンジン）軸受

2 189 清浄機本体破損（スラジ堆積）運転停止 Ⅰ 小小 ② （エンジン）軸受190 軸受損傷運転停止 Ⅰ 小小 ② （エンジン）軸受191 電動モ－タの焼損運転停止 Ⅱ 小小 ② （エンジン）軸受

7 192 潤滑油配管割れ高温可燃性流体の流出、運転停止Ⅳ 中小 ③ （エンジン）停止193 断熱材の脱落性能低下 Ⅲ 小小 ③

41 圧縮空気装置(DE) 201 空気圧縮機吸込、吐出弁の摩耗機能消失、運転停止 Ⅰ 小小 ②202 潤滑油の劣化と消費運転停止 Ⅰ 小小 ②203 電動モ－タの焼損運転停止 Ⅱ 小小 ②

3 204

空気減圧弁［開放点検］分解し、弁体、弁座、弁棒、シール部等の点検を行う（消耗品取替等を含む）。［非破壊試験］必要に応じてＰＴ検査を行う。　※２年毎


内部損傷（流体制御不能）機能消失、運転停止 Ⅰ 小小 ②

摩耗

55 燃料設備(DE) 211 油タンクタンク本体の亀裂可燃性流体の流出、運転停止 Ⅳ 小小 ② 腐食

212

汚れ（残渣）燃料系の摩耗促進、運転停止 Ⅲ 小小 ②（エンジン）出力制限又は停止

1 213 燃料油ポンプグランド部機能喪失高温流体の流出、運転停止 Ⅰ 中小 ② （エンジン）出力制限又は停止214 軸受損傷運転停止 Ⅰ 小小 ② （エンジン）停止



7 216 配管割れ高温・可燃性流体の流出、運転停止Ⅳ 中小 ③ （エンジン）出力制限又は停止217 断熱材の脱落高温部の露出、運転停止 Ⅲ 中小 ③218 閉塞運転停止 Ⅲ 小小 ③ （エンジン）出力制限又は停止

18 ガスエンジン 301 点火装置点火プラグの作動不良出力低下・運転停止 Ⅰ 小小 ① ギャップ大、電極腐食

302地絡出力低下・運転停止 Ⅰ 小小 ① ケーブル・シール材劣化

303 断線出力低下・運転停止 Ⅰ 小小 ①

18 304 空燃比装置制御バルブの摩耗出力低下・運転停止 Ⅱ 小小 ①

305 制御空気の漏れ出力低下・運転停止 Ⅱ 小小 ①

306 断線出力低下・運転停止 Ⅱ 小小 ①

9 307 動弁装置給・排気弁の摩耗運転停止 Ⅰ 小小 ① 過給機、燃焼室

308弁回転装置の作動不良運転停止 Ⅰ 小小 ① 摩耗

309 ステムシールの摩耗運転停止 Ⅰ 小小 ①

24 310 軸・軸受焼損運転停止 Ⅰ 小小 ① 摩耗、腐食

311軸の折損運転停止、運動部品の飛出し Ⅰ 大小 ① （エンジン）運動部品の摩耗、塑性変形

18 312 燃焼室部品ピストンリングの摩耗出力低下、運転停止 Ⅰ 小小 ①

313 ライナーの摺動面摩耗出力低下、運転停止 Ⅰ 小小 ①

314 　汚れ（残渣）出力低下、運転停止 Ⅰ 小小 ①8 315 計測装置基盤故障機能異常、運転停止 Ⅲ 小小 ② 腐食

316 センサ故障機能異常、運転停止 II 小小 ② 汚れ、閉塞9 317 制御装置基盤故障機能異常、運転停止 Ⅲ 小小 ②

318 リレー・継電器故障機能異常、運転停止 Ⅲ 小小 ②

319 電源故障機能異常、運転停止 Ⅲ 小小 ②

［開放点検］分解点検を行う（消耗品取替等を含む）。［作動試験］動作確認試験を行う。　※４年毎


［開放点検］分解点検、計測を行う（消耗品取替等を含む）。［非破壊検査］燃焼室面の非破壊検査を行う　※２年毎




［開放点検］分解点検を行う（消耗品取替等を含む）。　※４年毎


［開放点検］分解点検を行う（消耗品取替等を含む）。　※0.5年毎


［外観点検］外観点検を行う。［開放点検］分解点検を行う（消耗品取替等を含む）。　※２年毎




［外観点検］タンク本体の外観点検を行う。［開放点検］タンク本体を開放し点検を行う（消耗品取替等を含む）。　　※１２年毎（外観点検は１年毎）


［外観点検］外観点検を行う。［開放点検］開放点検を行う（消耗品取替等を含む）。［作動試験］作動試験を行う。　※４年毎


［外観点検］日常点検を行う。メーカーより点検内容を提供

［外観点検］外観点検を行う。［開放点検］開放して内部の点検を行う（消耗品取替等を含む）。　※４年毎



［開放点検］分解点検を行う（消耗品取替等を含む）。［作動試験］作動試験を行う。　※１年毎


［外観点検］外観点検を行う。［開放点検］開放して内部点検を行う（消耗品取替等を含む）。　※４年毎




［外観点検］外観点検を行う。［開放点検］開放して内部の点検を行う（消耗品取替等を含む）。　※0.5年毎




［外観点検］外観点検を行う。［開放点検］開放点検を行う（消耗品取替等を含む）。［作動試験］作動試験を行う。　※1年毎





［外観検査］日常点検を行う。メーカーより点検内容を提供



［外観点検］外観点検を行う。［開放点検］開放点検を行う（消耗品取替等を含む）。［作動試験］作動試験を行う。　４年毎




［外観点検］外観点検を行う。［開放点検］開放点検を行う（消耗品取替等を含む）。［作動試験］作動試験を行う。　　※４年毎








［外観検査］日常点検を行う。メーカーより点検内容を提供

［外観点検］外観点検を行う。［開放点検］開放点検を行う（消耗品取替等を含む）。　※２年毎




［外観点検］外観点検を行う。[作動試験］噴射試験を行う。［開放点検］分解点検を行う（消耗品取替等を含む）。　※1年毎




［外観点検］軸受部の外観点検を行う。［開放点検］軸受部を分解して点検を行う（消耗品取替等を含む）　※２年毎


［内部点検］胴内部の目視点検を行う。［作動試験］安全弁等の作動試験を行う。　※１年毎


設備構成

前提となる標準的な保守点検設備機器

不具合発生間隔

検出しにくさ



［開放点検］分解点検を行う（消耗品取替等を含む）。　※４年毎


73

簡易評価

準拠したもの事象（故障・事故）影響被害規模備考

人・物供給

設備構成

前提となる標準的な保守点検設備機器


検出しにくさ

2 空気設備(GE) 321 空気冷却器性能低下（汚れ）出力低下、運転停止 Ⅰ 小小 ① （エンジン）出力制限

322閉塞（汚れ）出力低下、運転停止 Ⅰ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止

323ガスケット（パッキン）機能喪失高温流体、気体の流出、運転停止Ⅰ 中小 ①

7 324 配管割れ高温気体の流出、運転停止 Ⅳ 中小 ③

325 断熱材の脱落安全性の低下 Ⅲ 中小 ③

1 排気ガス設備(GE) 331 過給機軸受損傷運転停止 Ⅰ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止、摩耗

332サージング（汚れ）運転停止 Ⅰ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止

333性能低下（汚れ）（エンジン）出力低下 Ⅰ 小小 ①

16 334 排気ガスボイラー(本体）ガス漏れ性能低下、高温気体の流出 Ⅰ 中小 ② 本体腐食又はガスケット劣化335 水質チェック（チュ－ブ内スケ－ル堆積、管内腐食）性能低下→ボイラ停止（排ガスﾊﾞｲﾊﾟｽ運転）Ⅰ 小小 ②

336 フィンチュ－ブ煤塵堆積性能低下→ボイラ停止（排ガスﾊﾞｲﾊﾟｽ運転）Ⅰ 小小 ② 汚れ337 安全弁の動作不良機能消失、運転停止 Ⅰ 小小 ②

1 338 ダンパ－類モ－タ-、ギヤ－部の焼損・摩耗又は破損機能停止、運転停止 Ⅰ 小小 ②

339

シ－ル部ガス漏れ性能低下、高温気体の流出、運転停止Ⅰ 小小 ②

1 340 給水ポンプ軸受損傷ボイラ停止（排ガスﾊﾞｲﾊﾟｽ運転） Ⅰ 小小 ②

341 電動モ－タの焼損ボイラ停止（排ガスﾊﾞｲﾊﾟｽ運転） Ⅱ 小小 ②

342グランド部機能喪失性能低下→ボイラ停止（排ガスﾊﾞｲﾊﾟｽ運転）Ⅰ 小小 ②

93 343 脱硝装置（本体）触媒の劣化性能低下、運転停止 Ⅰ 小小 ② （エンジン）出力制限又は停止344 差圧上昇（煤塵堆積）性能低下、運転停止 Ⅰ 小小 ② （エンジン）出力制限又は停止

345ガス漏れ高温気体の流出、運転停止 Ⅰ 中小 ②

本体腐食又はガスケット劣化

1 346 アン水ポンプ軸受損傷運転停止 Ⅰ 小小 ② （エンジン）出力制限又は停止347 電動モ－タの焼損運転停止 Ⅱ 小小 ② （エンジン）出力制限又は停止

348グランド部機能喪失危険物質の排出、運転停止 Ⅰ 大小 ②

7 349 配管（ダクト）割れ高温気体の流出、運転停止 Ⅳ 中小 ③ 破損、ガスケット劣化350 計測座の破損監視不良、運転停止 Ⅰ 小小 ③

351 断熱材の脱落安全性の低下 Ⅲ 中小 ③2 冷却装置(GE) 361 冷却塔性能低下（汚れ）性能低下、運転停止 Ⅰ 小小 ② （エンジン）出力制限又は停止

362 電動モータの焼損運転停止 Ⅱ 小小 ② （エンジン）出力制限又は停止

363減速ギヤ－摩耗又はＶベルト破損運転停止 Ⅰ 小小 ②


2 364 冷却水冷却器性能低下（汚れ）冷却水温度上昇、運転停止 Ⅰ 小小 ② （エンジン）出力制限又は停止365 チュ－ブ又はプレ－ト破損運転停止 Ⅰ 小小 ② （エンジン）停止、腐食366 閉塞（汚れ）運転停止 Ⅰ 小小 ② （エンジン）出力制限又は停止

1 367 冷却水ポンプグランド部機能喪失高温流体の流出、運転停止 Ⅰ 中小 ② （エンジン）停止368 軸受損傷運転停止 Ⅰ 小小 ② （エンジン）停止



7 370 冷却配管割れ高温流体の流出、運転停止 Ⅳ 中小 ③ 空気冷却器、エンジン燃焼室371 断熱材の脱落性能低下 Ⅲ 小小 ③

2 潤滑油装置(GE) 381 潤滑油冷却器性能低下（汚れ）潤滑油温度上昇、運転停止 Ⅰ 小小 ② （エンジン）出力制限又は停止382 チュ－ブ又はプレ－ト破損運転停止 Ⅰ 小小 ② （エンジン）出力制限又は停止、腐食383 閉塞（汚れ）運転停止 Ⅰ 小小 ② （エンジン）出力制限又は停止

1 384 潤滑油ポンプグランド部機能喪失高温可燃性流体の流出、運転停止Ⅰ 中小 ② （エンジン）停止385 軸受損傷運転停止 Ⅰ 小小 ② （エンジン）停止



2 387 潤滑油こし器フィルターの閉塞運転停止 Ⅰ 小小 ② （エンジン）出力制限又は停止、汚れ

388フィルターの破損運転停止 Ⅰ 小小 ②

エンジンの軸受

7 389 潤滑油配管割れ高温可燃性流体の流出、運転停止Ⅳ 中小 ③ （エンジン）停止390 断熱材の脱落性能低下 Ⅲ 小小 ③

41 圧縮空気装置(GE) 401 空気圧縮機吸込、吐出弁の摩耗機能消失、運転停止 Ⅰ 小小 ②402 潤滑油の劣化と消費運転停止 Ⅰ 小小 ②403 電動モ－タの焼損運転停止 Ⅱ 小小 ②

3 404

空気減圧弁［開放点検］分解し、弁体、弁座、弁棒、シール部等の点検を行う（消耗品取替等を含む）。［非破壊試験］必要に応じてＰＴ検査を行う。　※２年毎


内部損傷（流体制御不能）機能消失、運転停止 Ⅰ 小小 ②

摩耗

4 燃料ガス供給設備(GE)411 安全遮断弁バネ機能喪失（不要動作・シートリーク）可燃性気体の流出、運転停止 Ⅲ 大小 ② （エンジン）出力制限又は停止

412

固着運転停止 Ⅲ 小小 ②２次被害あり。（エンジン）出力制限又は停止

3 413 フィルターフィルタ－の閉塞運転停止 Ⅰ 小小 ② （エンジン）出力制限又は停止、汚れ

414フィルタ－の破損運転停止 Ⅰ 小小 ②

3 415 調整弁内部損傷（流体制御不能）運転停止 Ⅱ 小小 ② （エンジン）出力制限又は停止

416

グランド（ボンネット）部機能喪失運転停止 Ⅰ 小小 ②


7 417 ガス配管割れ可燃性気体の流出、運転停止 Ⅲ 大小 ③ （エンジン）出力制限又は停止418 穴あき運転停止 Ⅲ 小小 ③ フィルターの閉塞

41 419 ガス昇圧機吸入・吐出逆止弁摩耗（吐出流量、圧力の低下）運転停止 Ⅰ 小小 ② （エンジン）出力制限又は停止420 各種軸受焼損運転停止 Ⅰ 小小 ② （エンジン）出力制限又は停止421 ガス漏れ可燃性気体の流出、運転停止 Ⅰ 中小 ② 本体腐食又はガスケット劣化422 電動モ－タの焼損運転停止 Ⅱ 小小 ② （エンジン）出力制限又は停止423 Ｖベルト破損運転停止 Ⅰ 小小 ② （エンジン）出力制限又は停止

発電機発電機（励磁機、PMG含む）

96 501 電気子巻線地絡・短絡運転停止 Ⅲ 小小 ② 絶縁劣化

502 焼損運転停止 Ⅲ 小小 ② 絶縁劣化、疲労

503 断線運転停止 Ⅲ 小小 ② 巻線焼損により発電機全損壊へ、疲労

96 504 界磁巻線地絡・短絡運転停止 Ⅲ 小小 ② 絶縁劣化

505断線運転停止 Ⅲ 小小 ②

疲労

96 506 回転整流器地絡・短絡運転停止 Ⅰ 小小 ② 劣化、過電流

507断線運転停止 Ⅰ 小小 ②

24 508 軸受破損（振動）運転停止 Ⅱ 小小 ② 不具合発生間隔　10年又は10000hr

509 焼付け、油膜切れ、酸化運転停止 Ⅰ 小小 ② 不具合発生間隔　1年又は30000hr

510

油漏れ作動不良、運転停止 Ⅱ 小小 ②不具合発生間隔　10年又は10000hr、パッキン劣化

96 511

測温抵抗体［外観点検］外観点検を行う。［作動試験］絶縁抵抗測定等を行う。　※４年毎


断線監視不能、運転停止 Ⅱ 小小 ②

軸受、電気子巻線又鉄心

監視制御盤、配電盤、直流電源盤9 512 制御装置（計測、励磁装基盤故障機能異常、運転停止 Ⅲ 小小 ②

513 リレー・継電器故障機能異常、運転停止 Ⅲ 小小 ②514 電源故障機能異常、運転停止 Ⅲ 小小 ②

96 515 真空遮断器汚損、破損運転停止 Ⅳ 小小 ②516 真空度低下、絶縁低下運転停止 Ⅳ 小小 ②

517溶着、消耗運転停止 Ⅳ 小小 ②

機械的、電気的動作不良含む

96 518 計器用変成器、変圧器短絡、地絡運転停止 Ⅳ 小小 ②519 絶縁低下、絶縁破損運転停止 Ⅳ 小小 ②520 断線運転停止 Ⅳ 小小 ②

96 521 アレスタ（避雷器）絶縁低下動作不良、運転停止 Ⅲ 小小 ②522 抵抗値変化動作不良、運転停止 Ⅲ 小小 ②523 腐食、破損動作不良、運転停止 Ⅲ 小小 ②

96 524 コンデンサ熱分解、過熱動作不良、運転停止 Ⅳ 小小 ②525 局部破壊動作不良、運転停止 Ⅳ 小小 ②526 腐食、破損動作不良、運転停止 Ⅳ 小小 ②

96 527 バッテリー容量低下動作不良、運転停止 Ⅱ 小小 ② 動作不良から発電機運転停止へ

528変形、破損動作不良、運転停止 Ⅱ 小小 ②

96 529 開閉器（配線用遮断器、絶縁低下、腐食運転停止 Ⅲ 小小 ②

530短絡運転停止 Ⅲ 小小 ②

［外観点検］外観点検を行う。［測定］液量チェックを行う　※３年毎


［外観点検］外観点検を行う。［作動試験］絶縁抵抗測定等を行う。　※４年毎








［外観点検］軸受部の外観点検を行う。［開放点検］軸受部を分解して点検を行う（消耗品取替等を含む）。※分解点検はすべり軸受けの場合。転がり軸受けでは出来ない。[作動試験]軸電流防止軸絶部の絶縁抵抗測定を行う。　※４年毎




［外観点検］外観点検を行う。［測定］絶縁抵抗測定等を行う。真空ﾊﾞﾙﾌﾞの真空度良否判定を行う　※４年毎






［外観点検］外観点検を行う。［作動試験］導通チェックを行う　※４年毎


［開放点検］分解し、弁体、弁座、弁棒、シール部等の点検を行う（消耗品取替等を含む）。［非破壊試験］必要に応じてＰＴ検査を行う。　※４年毎



［開放点検］分解点検を行う（消耗品取替等を含む）。［作動試験］作動試験を行う。　※２年毎


［開放点検］分解点検を行う（消耗品取替等を含む）。［作動試験］作動試験を行う。　※１年毎




［開放点検］分解し、弁体、弁座、弁棒、シール部等の点検を行う（消耗品取替等を含む）。　※４年毎




［外観点検］外観点検を行う。［開放点検］開放して内部の点検を行う（消耗品取替等を含む）。　※0.5年毎



［外観点検］外観点検を行う。［開放点検］開放点検を行う（消耗品取替等を含む）。［作動試験］作動試験を行う。　※１年毎












［外観点検］外観点検を行う。［開放点検］開放点検を行う（消耗品取替等を含む）。［作動試験］作動試験を行う。　　※４年毎




［外観点検］外観点検を行う。［開放点検］開放点検を行う（消耗品取替等を含む）。　※２年毎


［内部点検］胴内部の目視点検を行う。［作動試験］安全弁等の作動試験を行う。　※１年毎







74

前提となる標準的な保守点検

参考にしたもの人体・物件への影響

供給の影響

101 蒸気生産井

・坑口温度、圧力、流量の連続監視・地熱流体の定期的採取(月1回～年4回程度)、化学組成分析・(上記で異常が発生した場合)坑内計測(検層)・数年毎の異物（スケール等）浚渫またはスケール抑制剤の添加、あるいは補充井掘削

中小地熱発電ハンドブック（NEF)＋α

蒸気供給量減少蒸気供給量の減少で運転停止 Ⅲ 小小 ②（単独井事業のみ）地層崩壊・ケーシング破損・スケール閉塞・貯留層の減衰等

102 穴あき蒸気供給量の減少で運転停止Ⅳ～Ⅴ（全面腐食）

中小 ② 地熱流体性状（平均的）の場合

103 継手損傷蒸気漏れ Ⅴ 小小 ③ 継手の経年的な損傷

104 閉塞蒸気供給量の減少で運転停止Ⅰ～Ⅲ（スケール）

小小 ①地熱流体性状（平均的）の場合スケールによる。

201 流量減少水位上昇、運転停止 Ⅱ 小小 ② 主にスケールの堆積による。

202 穴あき蒸気供給量の減少で運転停止Ⅳ～Ⅴ（全面腐食）

中小 ② 地熱流体性状（平均的）の場合

203 閉塞出力、性能低下 Ⅱ 小小 ① 主にスケールによる。

204 穴あき蒸気漏洩、運転停止 Ⅳ 中小 ②

205 継手損傷蒸気漏れ Ⅴ 中小 ③ 継手の経年的な損傷

206 閉塞（流路減少）水位上昇、運転停止 Ⅱ 小小 ① 主にスケールによる。

207 穴あき温水漏洩 Ⅴ 小小 ② 主に腐食による。

208 継手損傷蒸気漏れ Ⅴ 小小 ③ 継手の経年的な損傷

209 計測器開放点検（2年毎）校正（同上）交換（10年毎）

定検解釈及び施行規則94条＋α（地熱発電ﾌﾟﾗﾝﾄ運転・保守ﾏﾆｭｱﾙ日本電機工業会）

誤動作、誤不動作誤トリップ、熱水のタービンへの流入、動翼損傷

Ⅱ 中大 ② 主にスケールによる。

210 弁体固着水位上昇、運転停止 Ⅱ 小小 ① 主にスケールによる。

211 弁体固着水位下降、蒸気バイパスによる性能低下

Ⅱ 小小 ① 主にスケールによる。

212 駆動部故障水位上昇、運転停止 Ⅴ 小小 ② 経年的な損傷

213 駆動部故障水位下降、蒸気バイパスによる性能低下

Ⅴ 小小 ② 経年的な損傷

214 弁体固着メンテナンスに支障をきたす Ⅱ 小小 ① 主にスケールによる。

215 駆動部故障メンテナンスに支障をきたす Ⅴ 小小 ① 経年的な損傷

216 固着作動不良 Ⅰ 小小 ② 過大圧力と重なると二次被害の可能性

217 駆動機能喪失漏洩、運転停止 Ⅴ 小小 ③ 過大圧力と重なると二次被害の可能性

218 割れ漏洩、運転停止 Ⅴ 中小 ①

301 蒸気通路部の閉塞出力、性能低下 Ⅰ 小小 ① 主にスケールによる。

302 動翼飛散振動発生、運転停止 Ⅳ 小大 ①

303 動翼異常振動発生、運転停止 Ⅳ 小中 ②ロータ侵食、スケール堆積によるアンバランス発生

304 シール性能低下真空低下、蒸気漏れ Ⅳ 小中 ②

305 アライメントの精度悪化振動発生、最悪の場合運転停止 Ⅳ 小小 ① 主に経年劣化による。

306 ターニング装置性能低下タービン停止時にターニング不可 Ⅳ 小小 ② 主に経年劣化による。

307調速装置（油圧機器）

・初回　1年　その後2～４年/回点検-レバーリンク機構の磨耗,発錆有無-電磁弁点検-油圧作動機構の点検

施工規則94条定検指針

性能低下速度・負荷制御の不調による運転停止

Ⅳ 小小 ② 非常調速装置が作動して自動停止

308非常調速装置（油圧機器）

・作動確認試験　－運転中の確認試験（１か月毎）　－実作動回転数確認試験（定検入り時，また　　は点検・調整実施の場合は再起動時）　　（初回１年、以降２~４年）・初回　1年　その後2～４年/回点検-レバーリンク機構の磨耗,発錆有無-電磁弁点検-油圧作動機構の点検

施工規則94条定検解釈

性能低下過回転,運転停止 Ⅳ 小小 ②調速装置、非常調速装置の重故障の場合は過回転となり、人体・物件・供給への影響が大となるケースも発生しうる。

309 閉塞出力、性能低下 Ⅳ 小小 ①

310 穴あき蒸気漏洩、運転停止 Ⅳ 中中 ①

311 流量計性能低下運転状態監視不可能 Ⅳ 小中 ②主にスケールによる。他の事象と重なれば運転停止

314 大気放出板・初回　1年　その後2～４年/回点検-大気放出板の異常有無


割れ空気漏れ Ⅳ 中小 ①復水器真空低下で負荷が取れなくなる。

315 復水管・初回　1年　その後2～４年/回点検-循環水管腐食,ライニングの損傷有無-エキスパンションの異常有無


穴あき復水の漏洩、運転停止 Ⅳ 小中 ①

表面がコーティングされ、定期的にメンテナンスが実施されることを前提として設計されている場合は、不具合発生間隔はIIとする。

316 固着蒸気遮断不可、非常停止できない

Ⅳ 小小 ②

主にスケール付着による。運転異常、蒸気加減弁固着などの異常発生と、蒸気止め弁固着の多重故障発生の場合は、タービンの損傷につながる。

317 駆動部故障蒸気遮断不可、非常停止できない

Ⅳ 小小 ②

運転異常、蒸気加減弁固着などの異常発生と、アクチュエータ不動作の多重故障発生の場合は、タービン損傷につながる。

318グランド部（ボンネット部）機能喪失

蒸気漏洩 Ⅳ 小小 ② 一般的なバタフライ弁は該当なし

319 内部損傷異物混入によるタービン損傷・運転停止

Ⅳ 小中 ② 入口ストレーナ損傷

320 固着速度、負荷制御の不調。蒸気遮断不可

Ⅳ 小小 ②主にスケールによる。非常時は蒸気止め弁で停止

機器不具合発生間隔

被害規模検出のしにくさ

生産井

配管

開放点検（2年毎）定点の板厚測定（同上）ノズル等減肉・割れ・スケール付着懸念部のRT検査（任意）（６年毎）伸縮継ぎ手の交換（10年毎）


附表-2.1　地熱発電設備の評価表

前提条件①不具合発生間隔は地熱発電所の出力が3万ｋWとして1億ｋWH（140日）以上が大、,3千万ｋWH（40日）以上～1億ｋWH（140日）未満が中、３千万ｋWH（40日）未満が小で規定している。②地熱蒸気の化学特性（腐食雰囲気）は設計開始時点の条件に維持されるものとする。

設備構成

事象（故障・事故）

影響

簡易評価

備　　考設備

調節弁

作動確認（日常）作動確認：開度確認（2年毎もしくは4年毎）開放点検：配管から取外し清掃（2年毎）分解点検：弁分解点検（4年毎）交換（10年毎）


主止め弁

作動確認（日常）開放点検：配管から取外し清掃（2年毎）分解点検：弁分解点検（4年毎）交換（10年毎）


汽水分離器

汽水分離器本体開放点検（2年毎）定点の板厚測定（同上）ノズル等RT検査（６年毎）


蒸気配管



排出配管

開放点検（2年毎）定点の板厚測定（同上）ノズル等減肉・割れ・スケール付着懸念部のRT検査（任意）（６年毎）交換（10年毎）


安全弁

開放点検：配管から取外し清掃（2年毎）分解点検：弁分解点検（4年毎）交換（10年毎）


タービン

タービン本体

・初回　1年　その後2～４年/回分解点検＊車室-水平面の漏洩有無,変形,亀裂,侵食負傷有無-嵌合部の異常有無,内面スケール除去＊車軸,円板,動翼-シュラウド,翼,テノン亀裂,侵食接触有無-ﾚｰｼﾝｸﾞﾜｲﾔｰ亀裂

-翼車間隙,各部間隙振れ計測他-付着物有無＊隔板,噴口,静翼-羽根及び隔板の侵食,亀裂の有無-フィンの磨耗,損傷,接触の有無-ｻﾎﾟｰﾄﾊﾞｰ,板ﾊﾞﾈの疲労損傷の有無-キー溝,ピンの異常有無,付着物有無


主蒸気管・初回　1年　その後2～４年/回点検-腐食,亀裂,発錆の有無-内面スケールの除去


蒸気止め弁

・運転中の弁テスト（動作確認）（１週間）・初回　1年　その後2～４年/回分解点検-内面スケール除去-主弁,副弁の当り、弁棒バックシート当り確認-ｽﾃﾗｲﾄ肉盛部亀裂,侵食有無-弁棒曲がり,弁棒・ﾌﾞｯｼｭの間隙計測-上蓋・弁箱間隙計測-ストレーナ金網の亀裂,変形有無-制御機構・駆動機構の異常有無


・運転中の弁テスト（動作確認）（１週間）・初回　1年　その後2～４年/回分解点検

75



供給の影響



設備構成


影響

簡易評価

備　　考設備

321グランド部（ボンネット部）機能喪失

蒸気漏洩 Ⅳ 小小 ② 一般的なバタフライ弁は該当なし

322 駆動部故障速度、負荷制御の不調。蒸気遮断不可

Ⅳ 小小 ② 非常時は蒸気止め弁で停止

323 潤滑油の性能低下タービン軸受損傷、運転停止 Ⅳ 小中 ①

324 油ポンプの破損多重化されているポンプ全てで発生するとタービンの運転停止

Ⅳ 小中 ①

325 穴あき潤滑油への水混入、運転停止 Ⅳ 小中 ① 油クーラ冷却管

326 器内圧上昇タービンシャフトからの油漏れ Ⅳ 小中 ① タンク排風機の故障による

327 穴あき真空低下による性能低下 Ⅳ 小小 ① 水室

328 閉塞(直接接触式の場合) 真空低下による性能低下 Ⅳ 小小 ① スプレーノズルの

329

タービン、プラント制御装置（EH,DCS)・運転中のシステム警報の確認（毎日）・不適合品の交換（５~１０年）・動作確認（ループチェック）（交換場所のみ同上）

性能低下多重化されているシステム全てで発生すると誤動作(誤不動作)、運転停止

Ⅳ 小中 ②タービン制御装置構成部品の故障、硫化水素による腐食による。非常時は非常調速装置で停止

330

監視計器・調整・校正（初回１年、以降２~４年）・分解点検（同上）・新品への交換（１０年）

監視計器の性能低下運転状態監視不可能、最悪の場合は運転停止

Ⅳ 小小 ②監視対象（速度、振動、油圧など）に異常が発生した時にはタービンの損傷につながる。

331 復水ポンプ（４１４，４１５の循環水ポンプと同じ）施工規則94条定検指針

穴あき性能低下、運転停止 Ⅳ 小大 ① 復水ポンプ

332 固着又は減肉タービンからの蒸気漏れ、性能低下、振動、最悪の場合運転停止

Ⅳ 小中 ①グランド蒸気、ドレン系統の調整弁、ドレントラップ等のスケールに固着又

333 穴あきタービンからの蒸気漏れ、性能低下、振動、最悪の場合運転停止

Ⅳ 小中 ① 腐食

334

・運転中の計器監視（毎日）・調整・校正（初回１年、以降２~４年）・分解点検（同上）・新品への交換（１０年）


ガスモニタの性能低下(ピットの中)

運転員が知らずに立ち入り窒息 Ⅳ 大小 ②

401 強度低下手すりやピットのコンクリートふたが腐ると人が転落する

Ⅳ 大小 ② 構造支持物の腐食による

402 フィルの性能低下、脱落冷却性能低下、塔体損傷 Ⅳ 小中 ①

403 ファン・初回　1年　その後2～４年/回分解点検-ファンブレードの点検手入れ

メーカより点検内容を提供

摩耗振動発生、セルの運転停止、ガス滞留、運転停止

Ⅳ 小中 ① 減速ギア、軸受

404 ファンモータ・初回　1年　その後2～４年/回分解点検-減速機ギア歯面の当り,磨耗有無-減速機軸心調整


絶縁性能低下セルの運転停止 Ⅳ 小中 ②

405 穴あき復水の漏洩、運転停止 Ⅳ 小中 ②

406 割れ復水の漏洩、運転停止 Ⅳ 小中 ②

407 閉塞冷却塔水槽から溢水 Ⅳ 小中 ② 冷却水配管の場合

408 穴あき非凝縮性ガスの漏れ Ⅳ 大小 ② FRPのガス排気管

409 割れ非凝縮性ガスの漏れ Ⅳ 大小 ② FRPのガス排気管

410 継手損傷非凝縮性ガスの漏れ Ⅳ 大小 ② FRPのガス排気管

411 性能低下堰から水があふれる・運転停止 Ⅳ 小小 ② 冷却水レベルスイッチ

412 性能低下ギア損傷・運転停止 Ⅳ 小小 ② ギアボックス油レベルスイッチ

413 性能低下運転停止、ファン損傷 Ⅳ 小中 ② 振動センサ

414 循環水ポンプ性能低下運転停止、多重化されたポンプ全てが故障すると運転停止

Ⅳ 小大 ② 循環水ポンプ

415・初回　1年　その後2～４年/回分解点検-取扱説明書の推奨点検項目-ポンプ内面付着スケール除去

穴あき性能低下、振動発生 Ⅳ 小大 ① 循環水ポンプの本体

501 穴あき性能低下、騒音 Ⅳ 小中 ① エゼクタ本体

502 穴あき蒸気漏洩、運転停止 Ⅳ 中中 ① 配管

503 穴あき孔が開いて機能停止 Ⅳ 小中 ①

504 性能低下運転停止 Ⅳ 小中 ②

505 穴あき性能低下 Ⅳ 小中 ①

506 絶縁低下運転停止 Ⅳ 小中 ②

507 穴あきドレン、漏洩、運転停止 Ⅳ 小中 ① 配管の場合は②

508 弁の固着運転停止 Ⅳ 小中 ②

601 還元井本体

・坑口温度、圧力、流量の連続監視・地熱流体の定期的採取(月1回～年4回程度)、化学組成分析・定期的な坑内計測(検層)・数年毎の異物（スケール等）浚渫またはスケール抑制剤の添加、あるいは補充井掘削


還元水量減少排水流出 Ⅳ 小小 ②地層崩壊・ケーシング破損・スケール閉

塞・貯留層の閉塞等

602 穴あき蒸気供給量の減少で運転停止 Ⅳ 中小 ② 腐食（全面腐食・孔食・侵食等）による

603 閉塞蒸気供給量の減少で運転停止 Ⅳ 小小 ① 主にスケールによる。

潤滑油装置

・主油ポンプ、油タンク、油冷却器等初回　1年　その後2～４年/回分解点検-インペラ侵食,磨耗有無、ｽﾃﾃﾞｨ軸受の異常有無-タンク内面腐食有無,タンク内配管締結部異常有無-フィルタ目詰,付着物有無－冷却管のECT（Eddy Current Test)


熱交換器(復水器)

表面式復水器、直触式復水器・初回　1年　その後2～４年/回点検-復水器内部構造材の損傷有無-水室内面浸食,ライニング等の異常有無-内面（トレイ孔、スプレー孔を含む）付着スケール除去


蒸気加減弁

・初回　1年　その後2～４年/回分解点検-内面スケール除去-主弁,副弁の当り、弁棒バックシート当り確認-ｽﾃﾗｲﾄ肉盛部亀裂,侵食有無-弁棒曲がり,弁棒・ﾌﾞｯｼｭの間隙計測-制御機構・駆動機構の異常有無


制御機器メーカより点検内容を提供

その他設備

グランド蒸気調整装置・初回　1年　その後2～４年/回分解点検-弁体,弁棒の損傷、侵食有無-オリフィスの詰まり,侵食有無


非凝縮ガス除去装置

エゼクタ・初回　1年　その後2～４年/回分解点検-ノズルの磨耗,損傷,異物の有無


インターコンデンサ、アフターコンデンサ

・初回　1年　その後2～４年/回分解点検-内部点検(構造物異常の有無）-内面スケール除去


真空ポンプ

冷却塔

・初回　1年　その後2～４年/回分解点検-取扱説明書の推奨点検項目


弁、配管、ポンプ類・初回　1年　その後2～４年/回分解点検-内面腐食,ライニングの異常有無-弁の侵食,腐食有無


・初回　1年　その後2～４年/回点検-散水管・弁の腐食有無


付属配管・初回　1年　その後2～４年/回点検-配管・弁の腐食有無

冷却塔

・初回　1年　その後2～４年/回分解点検-内部構造材の異常有無,堆積物の除去-ルーバ,エリミネータ充填材の損傷有無-冷水槽の亀裂,ライニング損傷有無


冷却水配管

その他設備メーカより点検内容を提供


計測器

日常点検　3ヶ月毎-電動機温度測定-ファン,電動機振動計測・調整・校正（初回１年、以降２~４年）・分解点検（同上）・新品への交換（１０年）


還元井

還元配管

開放点検（2年毎）定点の板厚測定（同上）ノズル等RT検査（６年毎）伸縮継ぎ手の交換（10年毎）


76



供給の影響



設備構成


影響

簡易評価

備　　考設備

701 地絡・短絡運転停止 Ⅳ 小小 ②

702 断線運転停止 Ⅳ 小小 ②

703 焼損運転停止 Ⅳ 小小 ②

704 地絡・短絡運転停止 Ⅳ 小小 ②

705 断線運転停止 Ⅳ 小小 ②

706 変形電機子巻線地絡・短絡，運転停止 Ⅳ 小小 ②

707 くさび脱落電機子巻線地絡・短絡，運転停止 Ⅳ 小小 ②

708 締付ボルト折損・脱落電機子巻線地絡・短絡，運転停止 Ⅳ 小小 ②

709 割れ・損傷電機子巻線地絡・短絡，運転停止 Ⅳ 小小 ②

712 カーボンブラシ消失運転停止 Ⅳ 小小 ② 地熱はブラシレスが多いい

713 ブラシ保持器損傷運転停止 Ⅳ 小小 ② 地熱はブラシレスが多いい

714 発電機クーラ

・管内清掃-２年毎・目視検査・渦流探傷検査-8～10年毎


クーラの損傷漏水・冷却性能低下、出力制限、運転停止

Ⅳ 小中 ①クーラの腐食、応力腐食割れ(SCC)、減肉、汚損等

715 保護装置構成部品の損傷多重化されているシステム全てで発生すると誤動作(誤不動作)、運転停止

Ⅱ 小中 ②保護装置構成部品の故障、硫化水素による腐食

716 監視計器の損傷運転状態監視不可能、最悪の場合運転停止

Ⅱ 小中 ① 監視計器の劣化、故障

717 AVR構成部品の損傷性能低下、運転停止 Ⅱ 小中 ① AVR構成部品の硫化水素による腐食

回転子鉄心、磁極・目視検査および非破壊検査-4～6年毎


スリップリング、ブラシ保持器

日常点検・交換と停止後の保管方法と手入れメーカより点検内容を提供

発電機

電機子巻線

・絶縁診断-初回15年または10万時間，以降4～6年周期・目視点検-4年毎


界磁巻線

・絶縁診断-初回15年または10万時間，以降4～6年周期・目視点検-4年毎


固定子鉄心・目視検査・楔緩み検査-4年毎


付属設備

・保護装置-アナログ式：1～2年毎ディジタル式：特性確認は実質不要（代表要素で6年），動作確認（保安テスト）定検毎・AVR-アナログ式の場合は、2～3年-ディジタルの場合、実質必要なし


77

想定発電設備；4,000ｋWの地熱バイナリー発電所



供給の影響

101 蒸気生産井

・坑口温度、圧力、流量の連続監視・地熱流体の定期的採取(月1回～年4回程度)、化学組成分析・(上記で異常が発生した場合)坑内計測(検層)・数年毎の異物（スケール等）浚渫またはスケール抑制剤の添加、あるいは補充井掘削


蒸気供給量減少蒸気供給量の減少で運転停止 Ⅲ 小小 ②（単独井事業のみ）地層崩壊・ケーシング破損・スケール閉塞・貯留層の減衰等

102 穴あき蒸気供給量の減少で運転停止Ⅳ～Ⅴ（全面腐

食）中小 ② 地熱流体性状（平均的）の場合

103 継手損傷蒸気供給量の減少で運転停止 Ⅳ 小小 ③

104 閉塞蒸気供給量の減少で運転停止 Ⅰ～Ⅲ（スケール）小小 ②地熱流体性状（平均的）の場合スケールによる。

201フランジ機能喪失

熱水漏洩による運転停止 Ⅱ 中小 ②フランジ部より。（パッキンの経年劣化）媒体側は溶接接続

202 割れ媒体漏洩による運転停止 Ⅳ 中小 ②

腐食（全面腐食・孔食・浸食等）/経年劣化による疲労。媒体は炭化水素系を前提とする（以下同じ）

203媒体ガス配管/媒体液配管

10年毎に溶接部の浸透探傷検査定検解釈及び施行規則94条（液化ガス）＋α

割れ媒体漏洩による運転停止 Ⅳ 中小 ② 主に経年劣化による疲労

204 継手損傷熱水漏洩による運転停止 Ⅴ 中小 ② 主に経年劣化による疲労

205 穴あき熱水漏洩による運転停止 Ⅱ 中小 ②主に腐食による。閉塞側は、熱水の供給が行われなくなるだけで破裂はない。

206 閉塞流量低下により運転停止 Ⅱ 中小 ② スケールによる。

207 割れ蒸気漏洩による運転停止 Ⅱ 中小 ②主に疲労による。熱源が蒸気の場合

208 穴あき蒸気漏洩による運転停止 Ⅱ 中小 ②主に腐食による。熱源が蒸気の場合

209 計測器開放点検（2年毎）校正（同上）交換（10年毎）


媒体液位計不具合動作不良→運転停止 Ⅰ 小小 ②

主に、経年劣化による疲労・割れ。媒体液のタービンへのキャリーオーバーで、タービン初段部エロージョン発生


媒体漏洩 Ⅱ 小小 ②※1：炭化水素系媒体は可燃性だが火気がなければ火災の可能性なし

211電子部品不具合（経年劣化）

動作不良→運転停止 Ⅰ 小小 ②媒体液のタービンへのキャリーオーバーで、タービン初段部エロージョン発生

212 駆動部損傷動作不良→運転停止 Ⅴ 小小 ③

213 固着動作不良→下流設備の損傷→運転停止

Ⅲ 小小 ②閉固着を想定。蒸発器（胴側）、下流配管過大圧力、破損

214 バネ機能喪失媒体損失　 Ⅳ 小小 ②設定値より低い圧力で作動,設定圧力より高い圧力で作動する場合、二次的被害の可能性あり

215 割れ媒体損失　 Ⅳ 小小 ②

216 グランド部機能喪失運転停止 Ⅰ 小小 ② 主にスケールによる。

217 グランド部機能喪失熱水漏洩による運転停止 Ⅰ 中小 ②パッキン、メカニカルシールの経年劣化

218 軸受機能低下運転停止 Ⅰ 小小 ②

219 吸込みストレーナ閉塞運転停止 Ⅰ 小小 ②

220 軸受損傷運転停止 Ⅰ 小小 ②

221地絡・短絡

運転停止 Ⅲ 小小 ② 絶縁劣化

301 タービン本体

1) 4年毎ケーシング・ロータの検査　ロータ表面の磁粉探傷検査（MT）,　ロータ軸受表面の浸透探傷検査(PT)2) 2年置きに簡易点検と本格点検　動翼・静翼　簡易点検：低圧翼の目視検査、本格点検　翼表面のＭＴ，動翼脚部の超音波探傷試験（UT)

定検解釈及び施行規則94条＋α

損傷運転停止 Ⅳ 中小 ②

主に疲労による。作動流体が媒体のため不純物含まずかつ膨張しても湿らない。浸食＋腐食による減肉・穴あきはおこりにくい。

302 メカニカルシール1) 運転開始から1年後に分解点検.異常あれば修理・新品に交換2) 2年に1度交換


シール機能喪失媒体漏洩 Ⅰ 中小 ①摩耗による隙間増大※1

303 軸受 2年毎　軸受メタル表面のPT定検解釈及び施行規則94条＋α

固着運転停止 Ⅰ 小小 ②

熱劣化による。潤滑油設備・油冷却器の保守不良に起因して潤滑油温度高、潤滑油劣化、潤滑油供給不足が起きた場合

304加減弁フランジ部機能喪失

媒体漏洩にる運転停止 Ⅱ 中小 ②パッキンの経年劣化による。※1

305加減弁電子部品不具合

動作不良→運転不能 Ⅰ 小小 ②経年劣化による。タービン・発電機の出力、回転数制御不能

306 非常調速装置1) 2年毎に特性確認2) 10年毎に交換


過速度検出計器不具合動作不良→運転停止 Ⅰ 小小 ②

経年劣化による。タービンが過速度であっても、検出できず、タービン過速度運転継続でタービン損傷

307 割れ媒体漏洩による運転停止 Ⅳ 中小 ② 疲労による。

308 穴あき媒体漏洩による運転停止 Ⅳ 中小 ② エロ-ジョンによる摩耗

309 閉固着動作不良→運転停止 Ⅲ 小小 ②タービン、下流配管等過大圧力があれば二次被害

310 バネ機能喪失動作不良→運転停止 Ⅲ 小小 ②タービン、下流配管等過大圧力があれば二次被害

311 割れ媒体漏洩にる運転停止 Ⅲ 小小 ②

312 割れ媒体漏洩による運転停止 Ⅳ 中小 ③主に疲労による。復水管（媒体凝縮管）は凝縮器の項に記載）

313 穴あき媒体漏洩による運転停止 Ⅳ 中小 ③ エロ-ジョンによる摩耗

314止弁フランジ部機能喪失

媒体漏洩による運転停止 Ⅱ 中小 ②パッキンの経年劣化による。※1

315 電子部品不具合動作不良→運転停止 Ⅰ 小小 ②

経年劣化による。媒体が遮断ができず、タービンを停止できない。媒体が供給できず、タービンを運転できない。

316内部損傷

動作不良→運転停止 Ⅰ 小小 ②

317 油冷却器チューブ汚れ熱交換不良→油温度高、油劣化

Ⅰ 小小 ① "タービン-軸受"の項参照

318 油冷却器チューブ穴あき冷却水漏洩 Ⅳ 小小 ③ 主に腐食による。

319電源装置故障

運転停止 Ⅱ 小小 ②

320CPUカード、I/Oカード基盤故障

動作不良→運転不能 Ⅲ 小小 ②

321検出計器故障

動作不良→運転不能 Ⅰ 小小 ②

322 軸受損傷ポンプ運転停止→潤滑油供給不足

Ⅰ 小小 ②

323N2ガス充填不足（潤滑油アキュムレータ）

潤滑油供給量不足 Ⅰ 小小 ②

324ブラダー性能低下（潤滑油アキュムレータ用）

潤滑油供給量不足 Ⅰ 小小 ②

325 潤滑油フィルタ不良（汚れの付着）潤滑油供給量不足 Ⅰ 小小 ②

326潤滑油機能低下（清浄機動作させず、交換せず）

潤滑能力低下 Ⅰ 小小 ②


冷却水漏洩 Ⅱ 小小 ②

パッキンの経年劣化。冷却水が地熱凝縮水の場合、土壌汚染につながる媒体側はフランジ接続なし


403 穴あき冷却水漏洩 Ⅳ 小小 ② チューブの腐食による


405 穴あき媒体漏洩による運転停止 Ⅳ 中小 ② エロ-ジョンによる摩耗

406 計測機器蒸発装置の計測器に同じメーカより点検内容を提供

媒体液位計性能低下動作不良→運転停止 Ⅰ 小小 ②

経年劣化による。液面の制御はせず。監視のみ。液面低→媒体循環ポンプ損傷


媒体漏洩による運転停止 Ⅱ 中小 ② 経年劣化による。※1

凝縮器（水冷）

凝縮器本体蒸発装置の熱交換器（蒸発器）に同じメーカより点検内容を提供

凝縮配管蒸発装置の媒体ガス配管/媒体液配管に同じメーカより点検内容を提供

・初回　1年　その後2～４年/回分解点検メーカより点検内容を


主に経年劣化。タービン制御不能、異常検出不能、操作不能

その他設備（潤滑油設備）

1) 2年毎に主油タンク・フィルタ清掃2) 4年毎に、ブラダー交換、主油ポンプ分解点検、損傷部は補修または新品と交換、


軸受損傷は、潤滑油ポンプ、ポンプ用モータ、ファン用モータの軸受けである。潤滑油設備・油冷却器の保守不良に起因して潤滑油温度高、潤滑油劣化、潤滑油供給不足が起きた場合

媒体蒸気止め弁

1)運転中の弁テスト（動作確認）（１週間）2) 2年毎に分解点検、パッキンの交換損傷有れば新品に交換3) 電磁弁は10年毎に交換


熱交換器（油冷却器）

１）1年毎にチューブの清掃、分解時はパッキン交換2) 確認された場合、施栓または新管と交換


タービン

調速装置

1)運転中の弁テスト（動作確認）（１週間）2) 加減弁 2年毎に分解点検、パッキンの交換損傷有れば新品に交換3) 1-2年毎にポジショナーの動作確認4) 電磁弁は10年毎に交換


媒体ガス配管 10年毎に溶接部の浸透探傷検査定検解釈及び施行規則94条＋α

安全弁開放点検：配管から取外し清掃（2年毎）分解点検：弁分解点検（4年毎）交換（10年毎）

定検解釈及び施行規則94条（液化ガス）＋高圧ガス保安法＋α

熱水供給ポンプ

・ストレーナ清掃（日常）・初回　1年　その後2～４年/回分解点検・消耗品交換

地熱発電ﾌﾟﾗﾝﾄ運転・保守ﾏﾆｭｱﾙ日本電機工業会

安全弁開放点検：配管から取外し清掃（2年毎）分解点検：弁分解点検（4年毎）交換（10年毎）


排気管排気ベロー、タイドロッドの緩み、変形ないか目視検査


熱水供給ポンプ用モータ

・初回　1年　その後2～４年/回分解点検・交換（10年毎）


制御機器（ガバナ盤）

1) 1-2年毎に点検、電源装置の電圧確認2) 5年毎に電池交換3) 2年毎に検出器特性、動作確認

生産井

配管



蒸発装置

熱交換機器（蒸発器）

1) ガスケット部から漏れが確認された場合は、ボルトの締め直し。それでも漏れが止まらない場合は、運転停止し、ガスケット交換2) 1年に一度分解点検・スケールの除去・管から漏れが確認された場合、施栓または新管と交換・管板からの漏れが確認された場合、再圧延または再溶接

定検解釈及び施行規則94条（液化ガス）＋α

熱水供給/排出配管



蒸気供給/排出配管



調節弁 (蒸発器媒体液位調節弁）

1) 1～2か月に1度計装空気配管から空気漏れ、グランドパッキン・ガスケットからの液漏れがないか点検。漏れが確認されたら増し締め、部品交換2) 1～2年に1度、駆動部へグリスの塗布、ボルト・ナット損傷の場合は交換、弁を分解し、損傷・摩耗が確認されたら新品に交換。


附表-2.2　地熱発電(バイナリー）設備の評価表

設備構成事象

（故障・事故）影響

簡易評価

備　　考設備機器不具合発生間隔


78



供給の影響

設備構成事象


簡易評価

備　　考設備機器不具合発生間隔


408グランド部機能喪失

媒体漏洩による運転停止 Ⅰ 中小 ②パッキン、メカニカルシールの経年劣化※1


410地絡・短絡

運転停止 Ⅲ 小小 ② 絶縁劣化による。


501 強度低下手すりやピットのコンクリートふたが腐ると人が転落する

Ⅳ 大小 ② 構造支持物の腐食による

502 フィルの性能低下、脱落冷却性能低下、塔体損傷 Ⅳ 小中 ①

503 ファン・初回　1年　その後2～４年/回分解点検-ファンブレードの点検手入れ


摩耗振動発生、セルの運転停止、ガス滞留、運転停止

Ⅳ 小中 ① 減速ギア、軸受

504 ファンモータ・初回　1年　その後2～４年/回分解点検-減速機ギア歯面の当り,磨耗有無-減速機軸心調整


絶縁性能低下セルの運転停止 Ⅳ 小中 ②

505 穴あき復水の漏洩、運転停止 Ⅳ 小中 ②

506 割れ復水の漏洩、運転停止 Ⅳ 小中 ②

507 閉塞冷却塔水槽から溢水 Ⅳ 小中 ② 冷却水配管の場合

508 穴あき非凝縮性ガスの漏れ Ⅳ 大小 ② FRPのガス排気管

509 割れ非凝縮性ガスの漏れ Ⅳ 大小 ② FRPのガス排気管

510 継手損傷非凝縮性ガスの漏れ Ⅳ 大小 ② FRPのガス排気管

511 性能低下堰から水があふれる・運転停止 Ⅳ 小小 ② 冷却水レベルスイッチ

512 性能低下ギア損傷・運転停止 Ⅳ 小小 ② ギアボックス油レベルスイッチ

513 性能低下運転停止、ファン損傷 Ⅳ 小中 ② 振動センサ

514 循環水ポンプ性能低下運転停止、多重化されたポンプ全てが故障すると運転停止

Ⅳ 小大 ② 循環水ポンプ

515・初回　1年　その後2～４年/回分解点検-取扱説明書の推奨点検項目-ポンプ内面付着スケール除去

穴あき性能低下、振動発生 Ⅳ 小大 ① 循環水ポンプの本体


熱水漏洩による運転停止 Ⅱ 中小 ② 媒体側は溶接接続


603 媒体溶液供給配管蒸発装置の媒体ガス配管/媒体液配管に同じメーカより点検内容を提供

割れ媒体漏洩による運転停止 Ⅳ 中小 ② 疲労による。

701 還元井本体

・坑口温度、圧力、流量の連続監視・地熱流体の定期的採取(月1回～年4回程度)、化学組成分析・定期的な坑内計測(検層)・数年毎の異物（スケール等）浚渫またはスケール抑制剤の添加、あるいは補充井掘削


還元水量減少排水流出 Ⅱ～Ⅲ 小小 ②地層崩壊・ケーシング破損・スケール

閉塞・貯留層の閉塞等

702 穴あき蒸気供給量の減少で運転停止Ⅳ～Ⅴ（全面腐

食）中小 ② 腐食（全面腐食・孔食・侵食等）による

703 閉塞蒸気供給量の減少で運転停止 Ⅰ～Ⅲ（スケール）小小 ② 主にスケールによる。

801媒体漏洩による運転停止(運転再開できず）

Ⅳ 小小 ③

802 N2ガス漏えい Ⅳ 小小 ③

803 固着タンク損傷 Ⅲ 小小 ② 過大圧力と重なると二次被害804 媒体損失　 Ⅳ 小小 ② 過大圧力と重なると二次被害805 N2ガス漏えい Ⅳ 小小 ②806 割れ N3ガス漏えい Ⅳ 小小 ②

807 ダイヤフラム穴あき媒体漏洩による運転停止(運転再開できず）

Ⅰ 小小 ② 疲労による

808 電動機　軸受損傷運転停止(運転再開できず）

Ⅰ 小小 ②

809 電動機　地絡・短絡運転停止(運転再開できず）

Ⅲ 小小 ② 絶縁劣化

901 地絡・短絡運転停止 Ⅲ 小小 ②902 断線運転停止 Ⅲ 小小 ②903 焼損運転停止 Ⅲ 小小 ②904 地絡・短絡運転停止 Ⅲ 小小 ②905 断線運転停止 Ⅲ 小小 ②906 変形電機子巻線地絡・短絡，運転停止 Ⅱ 小小 ②907 くさび脱落電機子巻線地絡・短絡，運転停止 Ⅱ 小小 ②908 締付ボルト折損・脱落電機子巻線地絡・短絡，運転停止 Ⅱ 小小 ②909 割れ・損傷電機子巻線地絡・短絡，運転停止 Ⅱ 小小 ②910 カーボンブラシ消失運転停止 Ⅱ 小小 ② 地熱はブラシレスが多いい911 ブラシ保持器損傷運転停止 Ⅱ 小小 ② 地熱はブラシレスが多いい

912 発電機クーラ

・管内清掃-２年毎・目視検査・渦流探傷検査-8～10年毎


クーラの損傷漏水・冷却性能低下、出力制限、運転停止

Ⅳ 小中 ①クーラの腐食、応力腐食割れ(SCC)、減肉、汚損等

913 保護装置構成部品の損傷多重化されているシステム全てで発生すると誤動作(誤不動作)、運転停止

Ⅱ 小中 ②保護装置構成部品の故障、硫化水素による腐食

914 監視計器の損傷運転状態監視不可能、最悪の場合運転停止

Ⅱ 小中 ① 監視計器の劣化、故障

915 AVR構成部品の損傷性能低下、運転停止 Ⅱ 小中 ① AVR構成部品の硫化水素による腐食

発電機

電機子巻線・絶縁診断-初回15年または10万時間，以降4～6年周期・目視点検


界磁巻線・絶縁診断-初回15年または10万時間，以降4～6年周期


固定子鉄心・目視検査・楔緩み検査-4年毎

付属設備

・保護装置-アナログ式：1～2年毎ディジタル式：特性確認は実質不要（代表要素で6年），動作確認（保安テスト）定検毎・AVR



回転子鉄心、磁極・目視検査および非破壊検査-4～6年毎



日常点検・交換と停止後の保管方法と手入れメーカより点検内容を提供

割れ

疲労による。保守点検中、システムより媒体を回収貯蔵。通常運転中はN2ガス充填で乾燥保管。

安全弁蒸発装置の安全弁に同じ高圧ガス保安法バネ機能喪失

還元井

還元配管

開放点検（2年毎）定点の板厚測定（同上）ノズル等RT検査（６年毎）伸縮継ぎ手の交換（10年毎）


媒体充填・抽出装置

媒体貯蔵タンク1年毎に、タンク本体の損傷の有無、ふたの締め付けボルトの摩耗の有無の確認。問題あれば補修あるいは新品に交換


媒体充填・抽出ポンプ

1) ポンプーグリースの補充2) ポンプー消耗品の交換3) 電動機は蒸発装置の熱水供給ポンプ用モータに同じ


予熱装置

熱交換機器(予熱器）

蒸発装置の熱交換器（蒸発器）に同じメーカより点検内容を提供

付属配管・初回　1年　その後2～４年/回点検-配管・弁の腐食有無


計測器

日常点検　3ヶ月毎-電動機温度測定-ファン,電動機振動計測・調整・校正（初回１年、以降２~４年）・分解点検（同上）・新品への交換（１０年）


媒体循環ポンプ用モータ

蒸発装置の熱水供給ポンプ用モータに同じメーカより点検内容を提供

冷却塔

冷却塔

・初回　1年　その後2～４年/回分解点検-内部構造材の異常有無,堆積物の除去-ルーバ,エリミネータ充填材の損傷有無-冷水槽の亀裂,ライニング損傷有無


冷却水配管・初回　1年　その後2～４年/回点検-散水管・弁の腐食有無


媒体循環ポンプ・初回　1年　その後2～４年/回分解点検・消耗品交換


その他設備メーカより点検内容を提供

79

附表-2.3　木質バイオ発電設備の評価表 2016.12.26　修正版

人体・物件への影響

供給の影響

101 火災運転停止 Ⅰ 大中 ③ 搬送設備(ｺﾝﾍﾞｱ類)への粉塵堆積、擦過熱による。

102 機能低下運転停止 Ⅱ 小中 ①ﾊﾞｲｵﾏｽ材の水分、腐食成分、土砂による搬送設備(ｺﾝﾍﾞｱ類)の腐食･磨耗

103 可燃/有毒ｶﾞｽ滞留火災、可燃/有毒ｶﾞｽ放散 Ⅰ 大中 ① ﾊﾞｲｵﾏｽ燃料の発酵/腐敗による貯槽内

104 塔槽類の破損バイオ燃料の漏洩臭気、粉塵拡散 Ⅰ 中小 ②ﾊﾞｲｵﾏｽ材の水分、腐食成分、土砂による貯槽類の腐食･磨耗

105 穴あき蒸気漏れ、運転停止 Ⅰ 小中 ②

流動層ボイラ水冷壁、対流伝熱管：燃料由来の腐食成分、磨耗性による伝熱管の腐食、磨耗

106 通風難による運転停止 Ⅲ 小中 ①流動層ボイラ対流伝熱管：ﾊﾞｲｵ燃料由来の低融点灰の付着、ガス通路閉塞

107 狭路、流速増による磨耗　蒸気漏れ、運転停止 Ⅲ 小中 ① 流動層ボイラ

108 耐火物損傷蒸気漏れ、運転停止 Ⅰ 小中 ②流動層ボイラ：減耗、脱落水管の露出、磨耗

109 閉塞異常燃焼、運転停止 Ⅲ 小小 ②流動層ボイラ流動化空気ノズル

110 導圧管閉塞誤検知、インターロックによる運転停止 Ⅰ 小小 ② 圧力計

111 穴あき誤検知、インターロックによる運転停止 Ⅰ 小小 ②腐食、磨耗(ガス温度計)

112 穴あき蒸気漏れ、運転停止 Ⅳ 大中 ③

113 固着蒸気漏れ、運転停止 Ⅳ 小小 ② 過大圧力と重なると二次被害の可能性

114 駆動部損傷蒸気漏れ、運転停止 Ⅲ 小小 ① 過大圧力と重なると二次被害の可能性

201ろ布破孔

環境規制　(ばいじん)超過　→運転停止 Ⅰ 小小 ① ろ過式集塵機：

202 ろ布焼損、破孔環境規制　(ばいじん)超過　→運転停止 Ⅰ 小小 ①ダスト磨耗による又はろ過式集塵機：未燃灰飛散による

203 ｹｰｼﾝｸﾞ類の破孔排ガス漏洩　→環境汚染(粉塵、有害ガス放散) Ⅱ 中小 ③ろ過式集塵機：ダスト磨耗による

204 閉塞環境規制　(SOx)超過　→運転停止 Ⅱ 小小 ②乾式脱硫装置：(石灰石供給)供給装置の磨耗による。

205 閉塞環境規制　(HCｌ)超過→運転停止

Ⅱ 小小 ②

乾式脱塩装置：(消石灰供給)供給装置の磨耗による。HCｌ規制(自主、協定)がある場合

脱硝装置

206 触媒の劣化性能低下 Ⅱ 小小 ① 出力制限又は停止

207 差圧上昇（煤塵堆積）性能低下 Ⅱ 小小 ① 出力制限又は停止

208 ガス漏れ高温気体の流出 Ⅰ 中小 ② 本体腐食又はガスケット劣化

209 軸受損傷運転停止 Ⅲ 小小 ① 出力制限又は停止

210 電動モ－タの焼損運転停止 Ⅱ 小小 ① 出力制限又は停止

211 グランド部機能喪失危険物質の排出 Ⅱ 大小 ① 出力制限又は停止

212 ガス漏れ高温気体の流出 Ⅰ 中小 ② 本体腐食又はガスケット劣化

脱硫装置

213 グランド部機能喪失高温流体の流出 Ⅱ 中小 ② 出力制限又は停止

214 差圧上昇（デミスタ－への煤塵付着）性能低下 Ⅱ 小小 ③ 出力制限又は停止

215 軸受損傷運転停止 Ⅱ 小小 ② 出力制限又は停止

216 電動モ－タの焼損運転停止 Ⅱ 小小 ② 出力制限又は停止

217 グランド部機能喪失高温流体の流出 Ⅱ 中小 ②

218 割れ高温気体の流出 Ⅲ 中小 ③

219 計測座の破損監視不良 Ⅱ 小小 ②

220 断熱材の脱落安全性の低下 Ⅲ 中小 ①

[主要機器]

301 継手部間隙拡大蒸気漏洩，運転停止 Ⅲ 大中 ②高中圧部(クリープ損傷，軟化，等)低圧部(腐食，浸食，等)締付ボルト緩み，損傷，等

302 シール部間隙拡大蒸気漏洩，運転停止 Ⅲ 大中 ②303 割れ蒸気漏洩，運転停止 Ⅳ 大中 ③ クリープ損傷，軟化，等304 曲がり振動発生・運転停止 Ⅱ 小中 ③ クリープ損傷，疲労，脆化，等305 割れ振動発生・運転停止 Ⅳ 小中 ②306 ジャーナル部損傷、磨耗振動発生・運転停止 Ⅲ 小中 ③307 ホワイト部割れ，焼付け，損傷振動発生・運転停止 Ⅲ 小中 ②308 軸受球面変形振動発生・運転停止 Ⅱ 小中 ③309 軸受支持系変化振動発生・運転停止 Ⅲ 小中 ② アライメント変化，球面追従不良，等310 侵食性能低下，振動発生，運転停止 Ⅱ 小中 ③ スケール，ドレン，等311 浮き上りラビング，振動発生，運転停止 Ⅲ 中中 ② クリープ損傷，軟化，等312 割れ動翼飛散，振動発生，運転停止 Ⅲ 大中 ② 腐食疲労，SCC，等313 侵食性能低下，振動発生，運転停止 Ⅱ 小中 ③ スケール，ドレン，等314 割れ性能低下，動翼損傷，振動発生，運転停止 Ⅲ 大中 ② スケール，軟化，等315 ストリップ欠損，磨耗，侵食性能低下，振動発生，運転停止 Ⅱ 小中 ③316 変形ラビング、振動発生，性能低下，運転停止 Ⅱ 中中 ③ クリープ損傷，軟化，等317 ギア損傷油漏れ，異音発生，ターニング不可，安全停止不可 Ⅲ 小中 ② 磨耗，欠損，割れ，等318 軸受摺動部損傷油漏れ，異音発生，ターニング不可，安全停止不可 Ⅲ 小中 ② 磨耗，傷，ガタツキ，等319 チェーンの伸び，割れ異音発生，ターニング不可，安全停止不可 Ⅲ 小小 ②320 駆動部作動不良非常時安全停止不可 Ⅲ 小中 ① 駆動部磨耗，損傷，固着，バネ劣化，折損，等321 計測装置作動不良非常時安全停止不可 Ⅲ 小小 ①322 電磁弁動作異常非常時安全停止不可 Ⅲ 小小 ①[ポンプ等]

323 軸受損傷振動発生・運転停止 Ⅱ 小中 ②324 グランド部機能喪失流体漏洩，空気流入，運転停止 Ⅲ 小小 ②325 穴あき流体漏洩，運転停止 Ⅳ 中中 ②326 軸受損傷振動発生・運転停止 Ⅲ 小中 ②327 グランド部機能喪失流体漏洩，運転停止 Ⅲ 中小 ②328 穴あき流体漏洩，運転停止 Ⅳ 大中 ②329 軸受損傷振動発生，運転停止 Ⅲ 小中 ②330 グランド部機能喪失流体漏洩，運転停止 Ⅲ 小小 ②331 穴あき流体漏洩，運転停止 Ⅲ 中中 ②332 軸受損傷振動発生・運転停止 Ⅲ 小中 ②333 グランド部機能喪失流体漏洩，運転停止 Ⅲ 小中 ②334 シールリング磨耗性能低下，油供給不可，運転停止 Ⅲ 小中 ②[容器・熱交換器]

335 冷却管損傷海水漏洩，運転停止 Ⅲ 小中 ② 侵食，減肉，等

336 本体胴、座の損傷真空低下，蒸気漏洩，運転停止 Ⅲ 小中 ② 高温ドレン，蒸気入口座，内部構造物等の損傷

337 ゴム伸縮継手（ラバーベルト）の経年劣化真空低下，運転停止 Ⅳ 小中 ②

338 ライニング劣化による胴体損傷海水漏洩，運転停止 Ⅲ 小中 ③ 海水による水室部の腐食

339 本体胴側の割れ蒸気漏洩，運転停止 Ⅲ 大中 ② 管台，溶接部の破損含む340 内部構造物の破損性能低下、運転停止 Ⅲ 小中 ②341 加熱管損傷給水漏洩，運転停止 Ⅲ 中中 ② 腐食，浸食，等342 本体胴、水室側の損傷給水漏洩，運転停止 Ⅲ 大中 ③ 管台，溶接部の破損含む343 冷却管損傷冷却水漏洩，運転停止 Ⅲ 小小 ②344 本体胴、水室側の損傷冷却水漏洩，運転停止 Ⅲ 小小 ③345 内部塗装剥離給油への混入 Ⅲ 小中 ②346 発錆給油への混入 Ⅲ 小中 ②[主要な管]

347 割れ蒸気漏洩，運転停止 Ⅲ 大中 ② リード管、抽気管、グランドシール蒸気管等

348 穴あき蒸気漏洩，運転停止 Ⅴ 大中 ①

349 穴あき給水漏洩，運転停止 Ⅲ 大中 ②

350 割れ給水漏洩，運転停止 Ⅴ 大中 ①

351 穴あき給水漏洩，運転停止 Ⅲ 大中 ②

352 割れ給水漏洩，運転停止 Ⅴ 大中 ①

353 穴あき漏洩，火災，運転停止 Ⅳ 大中 ②

354 割れ漏洩，火災，運転停止 Ⅳ 大中 ②

[主要弁]355 駆動部故障蒸気遮断不可，運転停止 Ⅱ 小中 ① スケール生成、弁棒曲がり，等356 継手損傷蒸気漏洩，運転停止 Ⅱ 大中 ② 上蓋水平面変形、締結部損傷，等357 グランド（ボンネット）部機能喪失蒸気漏洩，運転停止 Ⅲ 大中 ①358 弁箱割れ蒸気漏洩，運転停止 Ⅳ 大中 ② クリープ損傷，疲労損傷，等359 駆動部故障蒸気制御・遮断不可，運転停止 Ⅱ 小中 ① スケール生成、弁棒曲がり，等360 継手損傷蒸気漏洩，運転停止 Ⅱ 大中 ② 上蓋水平面変形、締結部損傷，等

備考設備機器参考にしたもの


木質燃焼ボイラ

燃料貯蔵・搬送設備

[外観点検] 外観点検を行う[開放点検］開放点検を行う（消耗品取替等を含む）※定検毎（1年）

定検解釈

ボイラ本体

[外観点検] 外観点検を行う[開放点検］開放点検を行う（消耗品取替等を含む）※定検毎（1年）[肉厚測定］代表部の肉厚測定を行う※定検毎（1年）[非破壊検査］PT試験を行う※定検毎（4年）[作動試験］作動試験を行う※定検毎（2年）

定検解釈

設備構成前提となる標準的な保守点検

事象（故障・事故）影響

簡易評価

閉塞

計測器[作動試験］機能試験（精度の確認を含む）を行う※定検毎（2年）

定検解釈

安全弁

[開放点検］開放点検を行う（消耗品取替等を含む）※定検毎（2年）[作動試験]作動試験を行う※定検毎(2年)

定検解釈


脱硫装置（本体）


定検解釈

スラリー潤滑油ポンプ


定検解釈

木質ばい煙処理装置（木質ボイラ）

排気ガス処理設備


定検解釈

脱硝装置（本体）


定検解釈

薬液噴霧装置


定検解釈

配管・ダクト

[外観点検] 外観点検を行う[開放点検］開放点検を行う（消耗品取替等を含む）※定検毎（1年）[肉厚測定］代表部の肉厚測定を行う※定検毎（2年）

定検解釈

蒸気タービン

車室

[外観点検] 外観点検を行う[開放点検］開放点検を行う（消耗品取替等を含む）※定検毎（4年）[非破壊検査］PT試験を行う※定検毎（4年）[作動試験］作動試験を行う※定検毎（4年）

定検解釈

車軸

軸受

動翼

静翼

ターニング装置

保安装置

復水ポンプ

[外観点検] 外観点検を行う[開放点検］開放点検を行う（消耗品取替等を含む）※定検毎（1年）[作動試験］作動試験を行う※定検毎（1年）

定検解釈

給水ポンプ

軸受冷却水ポンプ

潤滑油ポンプ

蒸気管[外観点検] 外観点検を行う[開放点検］開放点検を行う（消耗品取替等を含む）※定検毎（2年）[肉厚測定］代表部の肉厚測定を行う※定検毎（2年）[非破壊検査］PT試験を行う※大規模定検毎（8年）[作動試験］水圧試験を行う※大規模点検毎（8年）

定検解釈

給水管

復水管

油管

復水器


定検解釈

脱気器


定検解釈給水加熱器

主油冷却器

主油タンク

主/再熱蒸気止め弁[外観点検] 外観点検を行う[開放点検］開放点検を行う（消耗品取替等を含む）※定検毎（2年）[作動試験］作動試験を行う※定検毎（4年）

定検解釈

主/再熱蒸気加減弁

80


供給の影響

備考設備機器参考にしたもの


設備構成前提となる標準的な保守点検


簡易評価


361 グランド（ボンネット）部機能喪失蒸気漏洩，運転停止 Ⅲ 大中 ①362 弁箱割れ蒸気漏洩，運転停止 Ⅳ 大中 ② クリープ損傷，疲労損傷，等

363 駆動部故障制御不可，蒸気遮断不可，運転停止 Ⅲ 小中 ②

364 グランド（ボンネット）部機能喪失油漏れ，火災，制御不可，運転停止 Ⅲ 大中 ③

365 駆動部故障制御不可，蒸気遮断不可，運転停止 Ⅲ 小小 ②

[冷却水路]

366 軸受損傷振動発生・運転停止 Ⅲ 小中 ③

367 穴あき流体漏洩，運転停止 Ⅱ 小中 ③

368 グランド部機能喪失流体漏洩，空気流入，運転停止 Ⅲ 小小 ③

369 穴あき海水漏洩，運転停止 Ⅱ 小中 ② 海水による腐食，浸食による　Ⅱ～Ⅲ

370 貝，藻類付着，堆積配管詰り、出力低下 Ⅱ 小小 ②

371 冷却管損傷冷却水漏洩，運転停止 Ⅲ 小中 ③

372 本体胴、水室側の損傷冷却水漏洩，運転停止 Ⅲ 小中 ③


373 基盤故障機能異常，運転停止 Ⅲ 小小 ③

374リレー・継電器故障

機能異常，運転停止 Ⅲ 小小 ③

375 電源故障機能異常，運転停止 Ⅲ 小小 ③

376 基盤故障

機能異常、運転停止

Ⅲ 小小 ③

377 センサ故障

機能異常、運転停止 Ⅱ 小小 ②

378 基盤故障機能異常，運転停止 Ⅲ 小小 ③

379リレー・継電器故障

機能異常，運転停止 Ⅲ 小小 ③

380 電源故障機能異常，運転停止 Ⅲ 小小 ③

401 電動モータの焼損運転停止 Ⅰ 小小 ② 出力制限又は停止

402 減速ギヤ－摩耗又はＶベルト破損運転停止 Ⅲ 小小 ① 出力制限又は停止

403 充填材の劣化破損運転停止 Ⅰ 小小 ② 出力制限又は停止

404 性能低下（汚れ）冷却水温度上昇 Ⅱ 小小 ② 出力制限又は停止

405 チュ－ブ又はプレ－ト破損運転停止 Ⅱ 小小 ③ 停止、腐食

406 閉塞（汚れ）運転停止 Ⅱ 小小 ② 出力制限又は停止

407 グランド部機能喪失高温流体の流出 Ⅱ 中小 ② 出力制限又は停止

408 軸受損傷運転停止 Ⅱ 小小 ② 停止

409 電動モータの焼損運転停止 Ⅱ 小小 ① 停止

410 割れ高温流体の流出 Ⅲ 中小 ②

411 断熱材の脱落性能低下 Ⅲ 小小 ①

501 地絡・短絡運転停止 Ⅲ 小小 ①

502 断線運転停止 Ⅲ 小中 ①

503 焼損運転停止 Ⅲ 小小 ②

504 地絡・短絡運転停止 Ⅲ 小小 ①

505 断線運転停止 Ⅲ 小中 ①

506 変形電機子巻線地絡・短絡，運転停止 Ⅲ 小中 ②

507 くさび脱落電機子巻線地絡・短絡，運転停止 Ⅱ 小中 ②

508 締付ボルト折損・脱落電機子巻線地絡・短絡，運転停止 Ⅱ 小中 ②

509 割れ・損傷電機子巻線地絡・短絡，運転停止 Ⅱ 小中 ②

510 ブレーキシュー消失（制動不能）停止時間延長 Ⅲ 小小 ② 軸受損傷に至る恐れあり

511 ブレーキピストン固着（制動不能）停止時間延長 Ⅱ 小小 ③

512 カーボンブラシ消失運転停止 Ⅲ 小小 ② 地熱はブラシレスが多いい

513 ブラシ保持器損傷運転停止 Ⅲ 小小 ② 地熱はブラシレスが多いい

循環水ポンプ

[外観点検] 外観点検を行う[開放点検］開放点検を行う（消耗品取替等を含む）※定検毎（2年）[作動試験］作動試験を行う※定検毎（42）

定検解釈

循環水配管


定検解釈

※定検毎（4年）主/再熱蒸気加減弁

油筒（アクチュエータ）


定検解釈

計測装置

[外観点検] 外観点検を行う[開放点検］開放点検を行う（消耗品取替等を含む）※定検毎（2年）[作動試験］機能試験（精度の確認を含む）を行う※定検毎（2年）

定検解釈

制御装置

[外観点検] 外観点検を行う[開放点検］開放点検を行う（消耗品取替等を含む）※定検毎（2年）[作動試験］動作確認試験を行う※定検毎（2年）

定検解釈

冷却水冷却器


定検解釈

電気油圧式調速装置(EHC)

[開放点検］開放点検を行う（消耗品取替等を含む）※定検毎（4年）[作動試験］動作確認試験を行う※定検毎（4年）

定検解釈

制動機 [外観点検] 外観点検を行う[開放点検］開放点検を行う（消耗品取替等を含む）※大規模定検毎（8年）

JEAC8021

スプリング、ブラシ保持器

定検解釈

発電機

電機子巻線

[外観点検] 外観点検を行う[開放点検］開放点検を行う（消耗品取替等を含む）※大規模定検毎（8年）[作動試験］絶縁測定等を行う※大規模定検毎（8年）

JEAC8021界磁巻線

固定子鉄心

回転子鉄心、磁極

[外観点検] 外観点検を行う[開放点検］開放点検を行う（消耗品取替等を含む）※大規模定検毎（8年）

JEAC8021

冷却設備

冷却器 [外観点検] 外観点検を行う[開放点検］開放点検を行う（消耗品取替等を含む）※定検毎（2年）

定検解釈

冷却水冷却器

冷却ポンプ


定検解釈

冷却配管

[外観点検] 外観点検を行う[開放点検］開放点検を行う（消耗品取替等を含む）※定検毎（2年）[非破壊検査］PT試験を行う※大規模定検毎（8年）[作動試験］耐圧確認試験を行う※定検毎（2年）

81



供給の影響

106 穴あき蒸気漏れ、運転停止 Ⅰ 小小 ②

廃熱ボイラ水冷壁、対流伝熱管：ごみ由来の腐食成分、磨耗性による伝熱管の腐食、磨耗

107 通風難による運転停止 Ⅰ 小小 ②

廃熱ボイラ対流伝熱管：ごみ由来の低融点灰の付着、ガス通路閉塞

108 狭路、流速増による磨耗　蒸気漏れ、運転停止 Ⅰ 小小 ③ 廃熱ボイラ

109 耐火物損傷蒸気漏れ、運転停止 Ⅰ 小小 ③廃熱ボイラ：減耗、脱落水管の露出、磨耗

101 ダスト付着による灰搬出不良プラント運転停止 Ⅰ 小小 ②

102 噴霧機能低下プラント運転停止 Ⅰ 小小 ①

103 穴あき蒸気漏れ、運転停止 Ⅳ 大小 ②

104 固着蒸気漏れ、運転停止 Ⅲ 小小 ③ 過大圧力と重なると二次被害の可能性

105 駆動部損傷蒸気漏れ、運転停止 Ⅲ 小小 ② 過大圧力と重なると二次被害の可能性

[主要機器]

201 継手部間隙拡大蒸気漏洩，運転停止 Ⅲ 大小 ②高中圧部(クリープ損傷，軟化，等)低圧部(腐食，浸食，等)締付ボルト緩み，損傷，等

202 シール部間隙拡大蒸気漏洩，運転停止 Ⅲ 大小 ②203 割れ蒸気漏洩，運転停止 Ⅳ 大小 ③ クリープ損傷，軟化，等204 曲がり振動発生・運転停止 Ⅱ 小小 ② クリープ損傷，疲労，脆化，等205 割れ振動発生・運転停止 Ⅳ 小小 ③206 ジャーナル部損傷、磨耗振動発生・運転停止 Ⅲ 小小 ②207 ホワイト部割れ，焼付け，損傷振動発生・運転停止 Ⅱ 小小 ②208 軸受球面変形振動発生・運転停止 Ⅱ 小小 ③209 軸受支持系変化振動発生・運転停止 Ⅱ 小小 ③ アライメント変化，球面追従不良，等210 侵食性能低下，振動発生，運転停止 Ⅱ 小小 ② スケール，ドレン，等211 浮き上りラビング，振動発生，運転停止 Ⅲ 中小 ② クリープ損傷，軟化，等212 割れ動翼飛散，振動発生，運転停止 Ⅲ 大小 ② 腐食疲労，SCC，等

213 侵食性能低下，振動発生，運転停止 Ⅱ 小小 ② スケール，ドレン，等214 割れ性能低下，動翼損傷，振動発生，運転停止 Ⅲ 大小 ② スケール，軟化，等215 ストリップ欠損，磨耗，侵食性能低下，振動発生，運転停止 Ⅱ 小小 ②216 変形ラビング、振動発生，性能低下，運転停止 Ⅱ 中小 ② クリープ損傷，軟化，等217 ギア損傷油漏れ，異音発生，ターニング不可，安全停止不可 Ⅲ 小小 ② 磨耗，欠損，割れ，等218 軸受摺動部損傷油漏れ，異音発生，ターニング不可，安全停止不可 Ⅲ 小小 ② 磨耗，傷，ガタツキ，等219 チェーンの伸び，割れ異音発生，ターニング不可，安全停止不可 Ⅲ 小小 ②

220 駆動部作動不良非常時安全停止不可 Ⅱ 小小 ③駆動部磨耗，損傷，固着，バネ劣化，折損，等

221 計測装置作動不良非常時安全停止不可 Ⅱ 小小 ③222 電磁弁動作異常非常時安全停止不可 Ⅱ 小小 ③[ポンプ等]

223 軸受損傷振動発生・運転停止 Ⅱ 小小 ②224 グランド部機能喪失流体漏洩，空気流入，運転停止 Ⅱ 小小 ②225 穴あき流体漏洩，運転停止 Ⅳ 中小 ②226 軸受損傷振動発生・運転停止 Ⅱ 小小 ②227 グランド部機能喪失流体漏洩，運転停止 Ⅱ 中小 ②228 穴あき流体漏洩，運転停止 Ⅳ 大小 ②229 軸受損傷振動発生，運転停止 Ⅱ 小小 ②230 グランド部機能喪失流体漏洩，運転停止 Ⅱ 小小 ②231 穴あき流体漏洩，運転停止 Ⅲ 中小 ②232 軸受損傷振動発生・運転停止 Ⅱ 小小 ②233 グランド部機能喪失流体漏洩，運転停止 Ⅱ 小小 ②234 シールリング磨耗性能低下，油供給不可，運転停止 Ⅱ 小小 ②[容器・熱交換器]

235 バンドル・管損傷真空低下，蒸気漏洩，運転停止 Ⅲ 小小 ② 侵食，減肉，等

236 本体胴、座の損傷真空低下，蒸気漏洩，運転停止 Ⅲ 小小 ②高温ドレン，蒸気入口座，内部構造物等の損傷

237 電動モータの焼損運転停止 Ⅲ 小小 ①238 減速ギヤ－摩耗又はＶベルト破損運転停止 Ⅲ 小小 ①239 本体胴側の割れ蒸気漏洩，運転停止 Ⅲ 大小 ② 管台，溶接部の破損含む240 内部構造物の破損性能低下、運転停止 Ⅲ 小小 ③241 加熱管損傷給水漏洩，運転停止 Ⅱ 中小 ② 腐食，浸食，等

242 本体胴、水室側の損傷給水漏洩，運転停止 Ⅲ 大小 ② 管台，溶接部の破損含む

243 冷却管損傷冷却水漏洩，運転停止 Ⅲ 小小 ②244 本体胴、水室側の損傷冷却水漏洩，運転停止 Ⅲ 小小 ②245 内部塗装剥離給油への混入 Ⅲ 小小 ③246 発錆給油への混入 Ⅲ 小小 ②[主要な管]

247 割れ蒸気漏洩，運転停止 Ⅲ 大小 ① リード管、抽気管、グランドシール蒸気248 穴あき蒸気漏洩，運転停止 Ⅴ 大小 ①249 穴あき給水漏洩，運転停止 Ⅲ 大小 ①250 割れ給水漏洩，運転停止 Ⅴ 大小 ①251 穴あき給水漏洩，運転停止 Ⅲ 大小 ①252 割れ給水漏洩，運転停止 Ⅴ 大小 ①253 穴あき漏洩，火災，運転停止 Ⅳ 大小 ①254 割れ漏洩，火災，運転停止 Ⅳ 大小 ①[主要弁]

255 駆動部故障蒸気遮断不可，運転停止 Ⅰ 小小 ② スケール生成、弁棒曲がり，等256 継手損傷蒸気漏洩，運転停止 Ⅱ 大小 ② 上蓋水平面変形、締結部損傷，等257 グランド（ボンネット）部機能喪失蒸気漏洩，運転停止 Ⅱ 大小 ②258 弁箱割れ蒸気漏洩，運転停止 Ⅳ 大小 ② クリープ損傷，疲労損傷，等259 駆動部故障蒸気制御・遮断不可，運転停止 Ⅰ 小小 ② スケール生成、弁棒曲がり，等260 継手損傷蒸気漏洩，運転停止 Ⅱ 大小 ② 上蓋水平面変形、締結部損傷，等261 グランド（ボンネット）部機能喪失蒸気漏洩，運転停止 Ⅱ 大小 ②262 弁箱割れ蒸気漏洩，運転停止 Ⅳ 大小 ② クリープ損傷，疲労損傷，等263 駆動部故障制御不可，蒸気遮断不可，運転停止 Ⅱ 小小 ②264 グランド（ボンネット）部機能喪失油漏れ，火災，制御不可，運転停止 Ⅱ 大小 ②265 駆動部故障制御不可，蒸気遮断不可，運転停止 Ⅱ 小小 ②[その他（計測・制御等）]

273 基盤故障機能異常，運転停止 Ⅲ 小小 ②274 リレー・継電器故障機能異常，運転停止 Ⅲ 小小 ②275 電源故障機能異常，運転停止 Ⅲ 小小 ②276 基盤故障機能異常、運転停止 Ⅲ 小小 ②277 センサ故障機能異常、運転停止 Ⅱ 小小 ①278 基盤故障機能異常，運転停止 Ⅲ 小小 ②279 リレー・継電器故障機能異常，運転停止 Ⅲ 小小 ②280 電源故障機能異常，運転停止 Ⅲ 小小 ②301 電動モータの焼損運転停止 Ⅰ 小小 ② 出力制限又は停止302 減速ギヤ－摩耗又はＶベルト破損運転停止 Ⅱ 小小 ② 出力制限又は停止303 充填材の劣化破損運転停止 Ⅰ 小小 ② 出力制限又は停止304 性能低下（汚れ）冷却水温度上昇 Ⅰ 小小 ② 出力制限又は停止305 チュ－ブ又はプレ－ト破損運転停止 Ⅰ 小小 ② 停止、腐食306 閉塞（汚れ）運転停止 Ⅰ 小小 ② 出力制限又は停止307 グランド部機能喪失高温流体の流出 Ⅰ 中小 ② 出力制限又は停止308 軸受損傷運転停止 Ⅰ 小小 ② 停止309 電動モータの焼損運転停止 Ⅱ 小小 ② 停止310 割れ高温流体の流出 Ⅲ 中小 ②311 断熱材の脱落性能低下 Ⅲ 小小 ①401 ・絶縁抵抗地絡・短絡運転停止 Ⅲ 小小 ③402 ・巻線の保守断線運転停止 Ⅲ 小小 ②403 ※１回/年焼損運転停止 Ⅲ 小小 ②404 ・絶縁抵抗地絡・短絡運転停止 Ⅲ 小小 ③

405・巻線の保守※１回/年

断線運転停止 Ⅲ 小小 ②

406 ・くさび部の緩みや変形の有無変形電機子巻線地絡・短絡，運転停止 Ⅱ 小小 ②

407・過熱による変色※１回/年

くさび脱落電機子巻線地絡・短絡，運転停止 Ⅱ 小小 ②

408 ・変形の有無締付ボルト折損・脱落電機子巻線地絡・短絡，運転停止 Ⅱ 小小 ②

409・過熱による変色※１回/年

割れ・損傷電機子巻線地絡・短絡，運転停止 Ⅱ 小小 ②

410 ・開放点検ブレーキシュー消失（制動不能）停止時間延長 Ⅱ 小小 ② 軸受損傷に至る恐れあり411 ブレーキピストン固着（制動不停止時間延長 Ⅱ 小小 ②412 ・開放点検カーボンブラシ消失運転停止 Ⅱ 小小 ② 地熱はブラシレスが多いい413 ブラシ保持器損傷運転停止 Ⅱ 小小 ② 地熱はブラシレスが多いい

（参考データ）廃棄物（ゴミ）発電の参考データ 280日 1施設当りの発電電力量８６，７３７kWh/日・施設年間稼働日数 328施設３，６１４kW/施設発電施設数 7966GWh/年総発電電力量２８．４５GWh/日

発電機

電機子巻線JEAC8021

界磁巻線 JEAC8021

固定子鉄心

冷却設備

冷却器・内部の腐食付着物状況施行規則94条

冷却水冷却器・漏れの有無施行規則94条

冷却ポンプ・グランドからの漏水の有無・流量、吐出圧の確認

・漏れの有無施行規則94条

施行規則94条

回転子鉄心、磁極 JEAC8021

制動機 JEAC8021

スリップリング、ブラシ保持器 JEAC8021

冷却配管

JEAC8021

制御装置

蒸気管・蒸気漏れの有無施行規則94条

給水管・漏水の有無

計測装置・過熱異臭の有無・表示ランプの動作異常の有無

施行規則94条

油筒（アクチュエータ）・外観、内部検査施行規則94条

電気油圧式調速装置(EHC)・過熱異臭の有無・表示ランプの動作異常の有無

施行規則94条

復水管・漏水の有無施行規則94条

油管・漏油の有無施行規則94条

主/再熱蒸気止め弁

・内部の腐食侵食付着物状況・亀裂巣の有無・弁棒、弁座の状況※１回/年

・過熱異臭の有無・表示ランプの動作異常の有無

施行規則94条

主油冷却器施行規則94条

主油タンク・油の性状チェック（劣化確認）施行規則94条

施行規則94条

主/再熱蒸気加減弁

・内部の腐食侵食付着物状況・亀裂巣の有無・弁棒、弁座の状況※１回/年

施行規則94条

施行規則94条

・液量、温度、圧力・本体胴、水室の振動、騒音

施行規則94条

潤滑油ポンプ・潤滑油圧力の確認施行規則94条

復水器

減速機；表面温度、ギアの異音、オイル漏れ、オイルレベルの確認

施行規則94条

脱気器

施行規則94条

軸受・軸受温度の確認施行規則94条

動翼・腐食付着物の有無・羽根の緩み、浮上がりの有無※２年毎

・液面計による保有推量の確認・出入口温度

施行規則94条

蒸気タービン

車室

・車室前後部グランドからの蒸気漏洩の有無・内部の腐食侵食物付着状況※１回/２年

施行規則94条

車軸・軸振動計、軸位置計の確認・軸芯振れ検査※１回/２年

静翼

・腐食付着物の有無※２年毎

施行規則94条

保安装置

施行規則94条

復水ポンプ・グランドからの漏水の有無・流量、吐出圧の確認

施行規則94条定検解釈

給水加熱器

施行規則94条

給水ポンプ・グランドからの漏水の有無・流量、吐出圧の確認

施行規則94条

軸受冷却水ポンプ・グランドからの漏水の有無・流量、吐出圧の確認

施行規則94条

ターニング装置・外観検査（軸受け、ギアー、カップリング外観）・給油温度、圧力の確認

施行規則94条

参考にしたもの不具合発生間隔


施行規則94条

附表-2.4　廃棄物（ごみ）発電設備の評価表

設備構成


簡易評価

備考

設備機器

燃焼ガス冷却設備

廃熱ボイラ本体

・水面計；漏洩の有無、指示水位の確認・圧力計；蒸気ドラム、過熱器、エコノマイザ圧力確認・温度計；過熱蒸気、エコノマイザ給水・ケーシングの異常過熱の有無・蒸気ドラム、伝熱管内部点検および肉厚測定※1回/年

施行規則94条定検解釈

閉塞

ガス冷却塔

・噴霧ノズルの腐食・ノズル噴霧状況※１～２回/年

その他規格

安全弁

・シート部からの蒸気漏洩の有無

82

ディーゼルエンジン（液体バイオ燃料）



供給の影響

101〔目視点検、作動点検〕1000～2000時間毎噴射圧力・噴霧状況点検調整

ノズルの摩耗出力低下・性能低下・排気ガス悪化 Ⅰ 小小 ①

102 〔分解点検〕4000時間毎燃料噴射ポンプの摩耗出力低下・性能低下・排気ガス悪化 Ⅰ 小小 ①103 ノズル交換、プランジャー・吐出弁交換燃料噴射ポンプのスティック（キャビ）運転停止 Ⅰ 小小 ①104 〔分解点検〕4000時間毎給・排気弁の摩耗運転停止 Ⅰ 小小 ① 過給機、燃焼室105 弁隙間調整、弁バネ、バネ受け点検弁回転装置の作動不良運転停止 Ⅰ 小小 ① 摩耗106 吸排気弁点検スリ合わせステムシールの摩耗運転停止 Ⅰ 小小 ①107 〔分解点検〕8000時間毎焼損運転停止 Ⅰ 小小 ① 摩耗、腐食108 デフレクション計測、メタル・ボルト点検軸の折損運転停止、運動部品の飛出し Ⅰ 大小 ① （エンジン）運動部品の摩耗、塑性変形109 〔分解点検〕4000時間毎ピストンリングの摩耗出力低下 Ⅰ 小小 ①110 リんグ溝点検、ピストン抜き出しカーボン掃除ライナーの摺動面摩耗出力低下・運転停止 Ⅰ 小小 ①111 シリンダーライナー清掃汚れ（残渣）出力低下 Ⅰ 小小 ①112 〔目視点検、作動点検〕1000～2000時間毎基盤故障機能異常、運転停止 Ⅲ 小小 ③113 センサ故障機能異常、運転停止 Ⅱ 小小 ③115 〔目視点検、作動点検〕1000～2000時間毎基盤故障機能異常、運転停止 Ⅲ 小小 ③116 リレー・継電器故障機能異常、運転停止 Ⅲ 小小 ③117 電源故障機能異常、運転停止 Ⅲ 小小 ③201 〔目視点検、作動点検〕1000～2000時間毎性能低下（汚れ）出力低下 Ⅰ 小小 ① （エンジン）出力制限202 〔分解点検〕8000時間毎閉塞（汚れ）出力低下 Ⅰ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止203 清掃ガスケット（パッキン）機能喪失高温流体、気体の流出 Ⅰ 中小 ①204 〔目視点検〕1000～2000時間毎割れ高温気体の流出 Ⅲ 中小 ②205 断熱材の脱落安全性の低下 Ⅲ 中小 ②301 〔分解点検〕4000時間毎軸受損傷運転停止 Ⅰ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止、摩耗302 ブロワ・フィルタ洗浄サージング（汚れ）運転停止 Ⅰ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止303 タービン軸点検タービン翼の減肉出力低下 Ⅰ 小小 ① 汚れ、腐食304 ガス漏れ性能低下、高温気体の流出 Ⅰ 中小 ② 本体腐食又はガスケット劣化

排気ガスボイラー305 〔水質検査〕半年毎水質チェック（チュ－ブ内スケ－ル堆積、管内腐食）性能低下→ボイラ停止（排ガスﾊﾞｲﾊﾟｽ運転） Ⅰ 小小 ②306 〔分解点検〕1年毎　清掃フィンチュ－ブ煤塵堆積（汚れ）性能低下→ボイラ停止（排ガスﾊﾞｲﾊﾟｽ運転） Ⅰ 小小 ①307 〔分解点検〕1年毎安全弁の動作不良機能消失 Ⅰ 小小 ②308 モーター絶縁抵抗測定、グリースアップモ－タ-、ギヤ－部の焼損・摩耗又は破損機能停止 Ⅰ 小小 ②309 シール交換（3～5年毎）シ－ル部ガス漏れ性能低下 Ⅰ 小小 ③310 〔分解点検〕1年毎軸受損傷ボイラ停止（排ガスﾊﾞｲﾊﾟｽ運転） Ⅰ 小小 ①311 モーター絶縁抵抗測定電動モ－タの焼損ボイラ停止（排ガスﾊﾞｲﾊﾟｽ運転） Ⅱ 小小 ①312 シール交換グランド部機能喪失性能低下→ボイラ停止（排ガスﾊﾞｲﾊﾟｽ運転） Ⅰ 小小 ②

脱硝装置313 〔目視点検、作動点検〕1年毎触媒の劣化性能低下 Ⅰ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止314 スプレーノズル清掃、ストレーナ清掃差圧上昇（煤塵堆積）性能低下 Ⅰ 小小 ② （エンジン）出力制限又は停止315 ガス漏れ高温気体の流出 Ⅰ 中小 ③ 本体腐食又はガスケット劣化316 〔目視点検、作動点検〕1年毎軸受損傷運転停止 Ⅰ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止317 モーター絶縁抵抗測定電動モ－タの焼損運転停止 Ⅱ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止318 グランド部機能喪失危険物質の排出 Ⅰ 大小 ② （エンジン）出力制限又は停止

脱硫装置319 〔目視点検、作動点検〕1000～2000時間毎ガス漏れ高温気体の流出 Ⅰ 中小 ② 本体腐食又はガスケット劣化320 グランド部機能喪失高温流体の流出 Ⅰ 中小 ② （エンジン）出力制限又は停止321 差圧上昇（デミスタ－への煤塵付着）性能低下 Ⅰ 小小 ② （エンジン）出力制限又は停止322 〔目視点検、作動点検〕1000～2000時間毎軸受損傷運転停止 Ⅰ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止323 モーター絶縁抵抗測定電動モ－タの焼損運転停止 Ⅱ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止324 グランド部機能喪失高温流体の流出 Ⅰ 中小 ②325 〔目視点検〕1000～2000時間毎割れ高温気体の流出 Ⅲ 中小 ②326 計測座の破損監視不良 Ⅰ 小小 ②327 断熱材の脱落安全性の低下 Ⅲ 中小 ②401 〔分解点検〕1年毎電動モータの焼損運転停止 Ⅰ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止402 ベルト交換、清掃減速ギヤ－摩耗又はＶベルト破損運転停止 Ⅱ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止403 モーター絶縁抵抗測定充填材の劣化破損運転停止 Ⅰ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止404 〔目視点検、作動点検〕1000～2000時間毎性能低下（汚れ）冷却水温度上昇 Ⅰ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止405 〔分解点検〕8000時間毎チュ－ブ又はプレ－ト破損運転停止 Ⅰ 小小 ① （エンジン）停止、腐食406 清掃閉塞（汚れ）運転停止 Ⅰ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止407 〔目視点検、作動点検〕1000～2000時間毎グランド部機能喪失高温流体の流出 Ⅰ 中小 ① （エンジン）出力制限又は停止408 〔分解点検〕8000時間毎軸受損傷運転停止 Ⅰ 小小 ① （エンジン）停止409 〔目視点検〕1000～2000時間毎電動モータの焼損運転停止 Ⅱ 小小 ① （エンジン）停止410 割れ高温流体の流出 Ⅲ 中小 ② 空気冷却器、エンジン燃焼室411 断熱材の脱落性能低下 Ⅲ 小小 ②

412 〔目視点検、作動点検〕1000～2000時間毎性能低下冷却水温度上昇 Ⅰ 小小 ②汚れによる。エンジン出力制限又は停止

413 〔分解点検〕8000時間毎チュ－ブ又はプレ－ト穴あき運転停止 Ⅰ 小小 ②腐食による。エンジン停止

414 閉塞運転停止 Ⅰ 小小 ②汚れによる。エンジン出力制限又は停止

501 〔分解点検〕8000時間毎性能低下潤滑油温度上昇 Ⅰ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止、汚れ502 チュ－ブ又はプレ－ト破損運転停止 Ⅰ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止、腐食503 閉塞運転停止 Ⅰ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止、汚れ504 〔分解点検〕8000時間毎グランド部機能喪失高温可燃性流体の流出 Ⅰ 中小 ① （エンジン）停止505 軸受損傷運転停止 Ⅰ 小小 ① （エンジン）停止506 電動モータの焼損運転停止 Ⅱ 小小 ① （エンジン）停止507 〔分解点検〕1000～2000時間毎フィルターの閉塞運転停止 Ⅰ 小小 ② （エンジン）出力制限又は停止、汚れ508 フィルタ－の破損運転停止 Ⅰ 小小 ① （エンジン）軸受509 〔分解点検〕1000～2000時間毎本体破損（スラジ堆積）運転停止 Ⅰ 小小 ② （エンジン）軸受510 軸受損傷運転停止 Ⅰ 小小 ① （エンジン）軸受511 電動モ－タの焼損運転停止 Ⅱ 小小 ① （エンジン）軸受512 〔目視点検〕1000～2000時間毎割れ高温可燃性流体の流出 Ⅲ 中小 ② （エンジン）停止513 断熱材の脱落性能低下 Ⅲ 小小 ②601 〔目視点検、作動点検〕1000～2000時間毎吸込、吐出弁の摩耗機能消失 Ⅰ 小小 ①602 〔分解点検〕8000時間毎潤滑油の劣化と消費運転停止 Ⅰ 小小 ②603 電動モ－タの焼損運転停止 Ⅱ 小小 ①604 空気減圧弁〔目視点検、作動点検〕1000～2000時間毎内部損傷（流体制御不能）機能消失 Ⅰ 小小 ② 摩耗

701 セルモータ〔分解点検〕8000時間毎機能低下始動不良 Ⅰ 小小 ①ブラシ摩耗による。電気始動の場合

702 蓄電池〔電圧測定〕1000～2000時間毎容量低下始動不良 Ⅰ 小小 ①801 〔目視点検〕1000～2000時間毎タンク本体の亀裂可燃性流体の流出 Ⅳ 小小 ① 腐食802 汚れ（残渣）燃料系の摩耗促進 Ⅲ 小小 ② （エンジン）出力制限又は停止803 〔目視点検、作動点検〕1000～2000時間毎グランド部機能喪失高温流体の流出 Ⅰ 中小 ② （エンジン）出力制限又は停止804 〔分解点検〕8000時間毎軸受損傷運転停止 Ⅰ 小小 ① （エンジン）停止805 電動モータの焼損運転停止 Ⅱ 小小 ① （エンジン）停止806 〔目視点検〕1000～2000時間毎割れ高温・可燃性流体の流出 Ⅲ 中小 ② （エンジン）出力制限又は停止807 断熱材の脱落高温部の露出 Ⅲ 中小 ②808 閉塞運転停止 Ⅲ 小小 ② （エンジン）出力制限又は停止901 防振ゴム〔目視点検〕 8000時間毎ゴム機能低下振動大 Ⅱ 小小 ② 劣化による。902 ファン類（排気・ラジエタ) 〔目視点検〕 8000時間毎冷却能力低下内部温度上昇 Ⅰ 小小 ②903 油漏れ検知器〔目視点検、作動点検〕1000～2000時間毎誤検知、検知機能低下運転停止 Ⅰ 小小 ② 油漏洩時は、周辺へ燃料油漏出継続

燃料性状機器（バイオ） 904 燃料性状機器〔目視点検、作動点検〕1000～2000時間毎その他規格（メーカー基準）

熱量不足、不純物過多出力低下・運転停止 Ⅰ 小小 ② ノッキングで機関損傷の可能性あり

ガスエンジン（気体バイオ燃料）

参考にした真央の人体・物件への影響

供給の影響

101 〔分解点検〕1000～2000時間毎点火プラグの作動不良出力低下・運転停止 Ⅰ 小小 ① ギャップ大、電極腐食102 点火プラグ交換、絶縁抵抗測定地絡出力低下・運転停止 Ⅰ 小小 ② ケーブル・シール材劣化103 断線出力低下・運転停止 Ⅰ 小小 ②104 〔目視点検、作動点検〕1000～2000時間毎制御バルブの摩耗出力低下・運転停止 Ⅱ 小小 ①105 〔分解点検〕8000時間毎制御空気の漏れ出力低下・運転停止 Ⅱ 小小 ②106 断線出力低下・運転停止 Ⅱ 小小 ③107 〔分解点検〕8000～12000時間毎給・排気弁の摩耗運転停止 Ⅰ 小小 ① 過給機、燃焼室108 弁隙間調整、弁バネ、バネ受け点検弁回転装置の作動不良運転停止 Ⅰ 小小 ① 摩耗109 吸排気弁点検スリ合わせステムシールの摩耗運転停止 Ⅰ 小小 ①110 〔分解点検〕8000～12000時間毎焼損運転停止 Ⅰ 小小 ① 摩耗、腐食111 デフレクション計測、メタル・ボルト点検軸の折損運転停止、運動部品の飛出し Ⅰ 大小 ① （エンジン）運動部品の摩耗、塑性変形112 〔分解点検〕8000～12000時間毎ピストンリングの摩耗出力低下 Ⅰ 小小 ①113 リんグ溝点検、ピストン抜き出しカーボン掃除ライナーの摺動面摩耗出力低下・運転停止 Ⅰ 小小 ①114 シリンダーライナー清掃汚れ（残渣）出力低下 Ⅰ 小小 ①115 〔目視点検、作動点検〕1000～2000時間毎基盤故障機能異常、運転停止 Ⅲ 小小 ③ 腐食116 センサ故障機能異常、運転停止 Ⅱ 小小 ③ 汚れ、閉塞117 〔目視点検、作動点検〕1000～2000時間毎基盤故障機能異常、運転停止 Ⅲ 小小 ③118 リレー・継電器故障機能異常、運転停止 Ⅲ 小小 ③119 電源故障機能異常、運転停止 Ⅲ 小小 ③201 〔目視点検、作動点検〕1000～2000時間毎性能低下（汚れ）出力低下 Ⅰ 小小 ① （エンジン）出力制限202 〔分解点検〕8000時間毎閉塞（汚れ）出力低下 Ⅰ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止203 清掃ガスケット（パッキン）機能喪失高温流体、気体の流出 Ⅰ 中小 ①204 〔目視点検〕1000～2000時間毎割れ高温気体の流出 Ⅲ 中小 ②205 断熱材の脱落安全性の低下 Ⅲ 中小 ②301 〔分解点検〕8000～12000時間毎軸受損傷運転停止 Ⅰ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止、摩耗302 ブロワ・フィルタ洗浄サージング（汚れ）運転停止 Ⅰ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止303 タービン軸点検タービン翼の減肉出力低下 Ⅰ 小小 ① 汚れ、腐食304 ガス漏れ性能低下、高温気体の流出 Ⅰ 中小 ② 本体腐食又はガスケット劣化

排気ガスボイラー305 〔水質検査〕半年毎水質チェック（チュ－ブ内スケ－ル堆積、管内腐食）性能低下→ボイラ停止（排ガスﾊﾞｲﾊﾟｽ運転） Ⅰ 小小 ②306 〔分解点検〕1年毎　清掃フィンチュ－ブ煤塵堆積（汚れ）性能低下→ボイラ停止（排ガスﾊﾞｲﾊﾟｽ運転） Ⅰ 小小 ①307 〔分解点検〕1年毎安全弁の動作不良機能消失 Ⅰ 小小 ②308 モーター絶縁抵抗測定、グリースアップモ－タ-、ギヤ－部の焼損・摩耗又は破損機能停止 Ⅰ 小小 ②309 シール交換（3～5年毎）シ－ル部ガス漏れ性能低下 Ⅰ 小小 ③310 〔分解点検〕1年毎軸受損傷ボイラ停止（排ガスﾊﾞｲﾊﾟｽ運転） Ⅰ 小小 ①311 モーター絶縁抵抗測定電動モ－タの焼損ボイラ停止（排ガスﾊﾞｲﾊﾟｽ運転） Ⅱ 小小 ①312 シール交換グランド部機能喪失性能低下→ボイラ停止（排ガスﾊﾞｲﾊﾟｽ運転） Ⅰ 小小 ②

脱硝装置313 〔目視点検、作動点検〕1年毎触媒の劣化性能低下 Ⅰ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止314 スプレーノズル清掃差圧上昇（煤塵堆積）性能低下 Ⅰ 小小 ② （エンジン）出力制限又は停止315 ガス漏れ高温気体の流出 Ⅰ 中小 ③ 本体腐食又はガスケット劣化316 〔目視点検、作動点検〕1年毎軸受損傷運転停止 Ⅰ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止317 モーター絶縁抵抗測定電動モ－タの焼損運転停止 Ⅱ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止318 グランド部機能喪失危険物質の排出 Ⅰ 大小 ② （エンジン）出力制限又は停止319 〔目視点検〕1000～2000時間毎割れ高温気体の流出 Ⅲ 中小 ②320 計測座の破損監視不良 Ⅰ 小小 ②321 断熱材の脱落安全性の低下 Ⅲ 中小 ②401 〔目視点検、作動点検〕1000～2000時間毎バネ機能喪失（不要動作・シートリーク）可燃性気体の流出 Ⅲ 大小 ① （エンジン）出力制限又は停止402 〔分解点検〕8000～12000時間毎固着運転停止 Ⅲ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止403 〔分解点検〕4000時間毎フィルタ－の閉塞運転停止 Ⅰ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止、汚れ404 フィルタ－の破損運転停止 Ⅰ 小小 ① 　405 〔分解点検〕8000～12000時間毎内部損傷（流体制御不能）運転停止 Ⅱ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止406 グランド（ボンネット）部機能喪失運転停止 Ⅰ 小小 ② （エンジン）出力制限又は停止407 〔目視点検〕1000～2000時間毎割れ可燃性気体の流出 Ⅲ 大小 ② （エンジン）出力制限又は停止408 穴あき運転停止 Ⅲ 小小 ② フィルターの閉塞409 〔目視点検、作動点検〕1000～2000時間毎吸入・吐出逆止弁摩耗（吐出流量、圧力の低下）運転停止 Ⅰ 小小 ② （エンジン）出力制限又は停止410 〔分解点検〕8000～12000時間毎各種軸受焼損運転停止 Ⅰ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止411 ガス漏れ可燃性気体の流出 Ⅰ 中小 ① 本体腐食又はガスケット劣化412 電動モ－タの焼損運転停止 Ⅱ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止413 Ｖベルト破損運転停止 Ⅰ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止

燃料ガス供給設備(GE)

安全遮断弁

その他規格（メーカー基準）

フィルター

調節弁

ガス配管

ガス昇圧機

空気設備（GE）空気冷却装置


配管

排気ガス設備（GE）

過給機


排気ガスボイラー（本体）

ダンパー類

給水ポンプ


アンモニア水ポンプ

配管・ダクト

ガスエンジン本体

点火装置


空燃比装置

動弁装置

軸・軸受

燃焼室部品

計測装置

制御装置

簡易評価

備考設備構成機器構成



パッケージ（バイオ）その他規格（メーカー基準）

設備

前提となる標準的な保守点検事象（故障・事故）影響

圧縮空気装置(DE)空気圧縮機その他規格

（メーカー基準）

始動装置(バイオDE)その他規格（メーカー基準）

燃料設備(DE)

燃料油タンク


燃料油ポンプ

配管

潤滑油装置(DE)

潤滑油冷却器


潤滑油ポンプ

潤滑油こし器

清浄機

潤滑油配管

冷却装置(DE)

冷却塔


冷却水冷却器

冷却ポンプ

冷却配管

ラジエータ（バイオ）

ダンパー類

給水ポンプ


アンモニア水ポンプ

脱硫装置（本体）

空気設備(DE)空気冷却装置


配管

排気ガス設備(DE)

過給機


排気ガスボイラー本体

スラリー潤滑油ポンプ

配管・ダクト

動弁装置

軸・軸受

燃焼室部品

計測装置

制御装置

検出のしにくさ

ディーゼルエンジン本体

燃料噴射装置


附表-2.5　その他のバイオ発電設備の評価表

設備構成


簡易評価

備考設備機器


被害規模

83



供給の影響

検出のしにくさ

設備構成


簡易評価

備考設備機器


被害規模

501 〔目視点検、作動点検〕1000～2000時間毎充填剤の除去性能低下出力低下・運転停止 Ⅰ 小小 ② エンジン損傷、2次的に停止502 〔分解点検〕8000時間毎容器穴あき運転停止 Ⅲ 大小 ① ガス漏れにより、火災になる可能性あり503 容器閉塞出力低下・運転停止 Ⅲ 小小 ② 異物による。破損・ガス漏れ504 〔目視点検、作動点検〕1000～2000時間毎充填剤の除去性能低下出力低下・運転停止 Ⅰ 小小 ② エンジン損傷、2次的に停止505 〔分解点検〕8000時間毎容器穴あき運転停止 Ⅲ 小小 ① ガス漏れにより、火災になる可能性あり506 容器閉塞出力低下・運転停止 Ⅲ 小小 ② 異物による。破損・ガス漏れ507 〔目視点検、作動点検〕1000～2000時間毎充填剤の除去性能低下出力低下・運転停止 Ⅰ 小小 ② エンジン損傷、2次的に停止508 〔分解点検〕8000時間毎容器穴あき運転停止 Ⅲ 大小 ① ガス漏れにより、火災になる可能性あり509 容器閉塞出力低下・運転停止 Ⅲ 小小 ② 異物による。破損・ガス漏れ601 〔分解点検〕1年毎電動モータの焼損運転停止 Ⅰ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止602 ベルト交換、清掃減速ギヤ－摩耗又はＶベルト破損運転停止 Ⅱ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止603 モーター絶縁抵抗測定充填材の劣化破損運転停止 Ⅰ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止604 〔目視点検、作動点検〕1000～2000時間毎性能低下（汚れ）冷却水温度上昇 Ⅰ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止605 〔分解点検〕8000時間毎チュ－ブ又はプレ－ト破損運転停止 Ⅰ 小小 ① （エンジン）停止、腐食606 清掃閉塞（汚れ）運転停止 Ⅰ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止607 〔目視点検、作動点検〕1000～2000時間毎グランド部機能喪失高温流体の流出 Ⅰ 中小 ① （エンジン）出力制限又は停止608 〔分解点検〕8000時間毎軸受損傷運転停止 Ⅰ 小小 ① （エンジン）停止609 〔目視点検〕1000～2000時間毎電動モータの焼損運転停止 Ⅱ 小小 ① （エンジン）停止610 割れ高温流体の流出 Ⅲ 中小 ① 空気冷却器、エンジン燃焼室611 断熱材の脱落性能低下 Ⅲ 小小 ②612 〔目視点検、作動点検〕1000～2000時間毎性能低下冷却水温度上昇 Ⅰ 小小 ② 汚れによる。エンジン出力制限又は停止

613 〔分解点検〕8000時間毎穴あき運転停止 Ⅰ 小小 ②チュ－ブ又はプレ－トの腐食による。エンジン停止

614 閉塞運転停止 Ⅰ 小小 ② 汚れによる。エンジン出力制限又は停止701 〔分解点検〕8000時間毎性能低下潤滑油温度上昇 Ⅰ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止、汚れ702 チュ－ブ又はプレ－ト破損運転停止 Ⅰ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止、腐食703 閉塞運転停止 Ⅰ 小小 ① （エンジン）出力制限又は停止、汚れ704 〔分解点検〕8000時間毎グランド部機能喪失高温可燃性流体の流出 Ⅰ 中小 ① （エンジン）停止705 軸受損傷運転停止 Ⅰ 小小 ① （エンジン）停止706 電動モータの焼損運転停止 Ⅱ 小小 ① （エンジン）停止707 〔分解点検〕1000～2000時間毎フィルターの閉塞運転停止 Ⅰ 小小 ② （エンジン）出力制限又は停止、汚れ708 フィルタ－の破損運転停止 Ⅰ 小小 ① （エンジン）軸受709 〔目視点検〕1000～2000時間毎割れ高温可燃性流体の流出 Ⅲ 中小 ② （エンジン）停止710 断熱材の脱落性能低下 Ⅲ 小小 ②801 〔目視点検、作動点検〕1000～2000時間毎吸込、吐出弁の摩耗機能消失 Ⅰ 小小 ①802 〔分解点検〕8000時間毎潤滑油の劣化と消費運転停止 Ⅰ 小小 ②803 電動モ－タの焼損運転停止 Ⅱ 小小 ①804 空気減圧弁〔目視点検、作動点検〕1000～2000時間毎内部損傷（流体制御不能）機能消失 Ⅰ 小小 ② 摩耗805 セルモータ〔分解点検〕 8000時間毎ブラシ機能低下始動不良 Ⅰ 小小 ① ブラシ磨耗による。電気始動の場合806 蓄電池〔電圧測定〕1000～2000時間毎容量低下始動不良 Ⅰ 小小 ①901 防振ゴム〔目視点検〕 8000時間毎機能低下振動大 Ⅱ 小小 ① ゴム劣化902 ファン類（排気・ラジエタ) 〔目視点検〕 8000時間毎機能低下内部温度上昇 Ⅰ 小小 ① 冷却能力低下903 油漏れ検知器〔目視点検、作動点検〕1000～2000時間毎誤検知、検知性能低下運転停止 Ⅰ 小小 ① 油漏洩時は、周辺へ燃料油漏出継続904 〔目視点検、作動点検〕1000～2000時間毎熱量不足、不純物過多出力低下・運転停止 Ⅰ 小小 ② ノッキングで機関損傷の可能性あり905 メタン濃度変動出力低下・始動不能 Ⅰ 小小 ② メタン発酵槽不調による

発電機部分（デーゼルエンジン、ガスエンジン）


供給の影響

101 〔絶縁抵抗計測〕 8000時間毎地絡・短絡運転停止 Ⅲ 小小 ①102 断線運転停止 Ⅲ 小小 ①103 焼損運転停止 Ⅲ 小小 ①104 〔絶縁抵抗計測〕 8000時間毎地絡・短絡運転停止 Ⅲ 小小 ①105 断線運転停止 Ⅲ 小小 ①106 〔分解点検〕 8000時間毎変形電機子巻線地絡・短絡，運転停止 Ⅱ 小小 ①107 分解清掃くさび脱落電機子巻線地絡・短絡，運転停止 Ⅱ 小小 ①108 〔分解点検〕 8000時間毎締付ボルト折損・脱落電機子巻線地絡・短絡，運転停止 Ⅱ 小小 ①109 分解清掃割れ・損傷電機子巻線地絡・短絡，運転停止 Ⅱ 小小 ①110 〔分解点検〕 8000時間毎ブレーキシュー消失（制動不能）停止時間延長 Ⅱ 小小 ① 軸受損傷に至る恐れあり111 ブレーキピストン固着（制動不能）停止時間延長 Ⅱ 小小 ①112 〔分解点検〕 8000時間毎カーボンブラシ消失運転停止 Ⅱ 小小 ① 地熱はブラシレスが多いい113 ブラシ保持器損傷運転停止 Ⅱ 小小 ① 地熱はブラシレスが多いい201 〔目視点検、作動点検〕1000～2000時間毎地絡・短絡運転停止 Ⅰ 小小 ③201 〔分解点検〕 8000時間毎変換素子故障運転停止 Ⅰ 小小 ②201 フィルタ清掃発煙。発火火災・運転停止 Ⅰ 大小 ①201 断線運転停止 Ⅰ 小小 ①

発電機（インバータ）（DE,GE）インバータ制御装置（保護、INV/CNV、補助継電器等）


発電機（DE,GE）

電機子巻線


界磁巻線

固定子鉄心

回転子鉄心、磁極

制動機



簡易評価

備考設備構成機器構成



燃料性状機器（GE) 燃料性状機器その他規格（メーカー基準）

設備


圧縮空気装置(GE)空気圧縮機その他規格

（メーカー基準）

始動装置(GE)その他規格（メーカー基準）

パッケージ（GE)その他規格（メーカー基準）

潤滑油装置(GE)

潤滑油冷却器


潤滑油ポンプ

潤滑油こし器

潤滑油配管

ガス精製装置（バイオGE）

脱硫装置


シロキサン除去装置

除湿装置

冷却装置(バイオGE)

冷却塔


冷却水冷却器

冷却ポンプ

冷却配管

ラジエータ

84



供給の影響

101 穴あき可燃性ｶﾞｽ漏、運転停止 Ⅲ 中小 ③

配管腐食による影響評価　※１参照

102 フランジ部機能喪失可燃性ｶﾞｽ漏、運転停止 Ⅲ 中小 ③ 影響評価　※１参照103 閉塞閉塞、電圧低下、運転停止 Ⅲ 小小 ③

104 容器損傷可燃性ｶﾞｽ漏、運転停止

Ⅴ 中小 ② 影響評価　※１参照

105 フランジ部機能喪失可燃性ｶﾞｽ漏、運転停止

Ⅱ 中小 ② 影響評価　※１参照

106 触媒性能の劣化性能低下、運転停止 Ⅰ 小小 ①

107 ばね機能喪失 - Ⅲ 小小 ②

108 固着 - Ⅲ 小小 ②

109 弁体リーク可燃性ｶﾞｽ漏、運転停止

Ⅱ 中小 ② 影響評価　※１参照

110 シール性能低下可燃性ｶﾞｽ漏、運転停止

Ⅲ 中小 ②消化ｶﾞｽ利用時の昇圧ﾌﾞﾛｱ、影響評価　※１参照

111 酸素混入温度異常 Ⅲ 小小 ②

112 軸受破損燃料不足、運転停止 Ⅲ 小小 ②

201 穴あき可燃性ｶﾞｽ漏、運転停止

Ⅳ 中小 ② 影響評価　※１参照

202 窒素ガス配管穴あき窒素ガス漏洩、スタック破損（設備停止時）

Ⅳ 小小 ②

203 水配管[気密試験]気密試験を行う。※1年毎

定検解釈配管穴あき水漏れ、絶縁低下、運転停止 Ⅳ 小小 ②

204 穴あき可燃性ｶﾞｽ漏、運転停止

Ⅳ 中小 ①遮断弁二重化（省令34条の2）影響評価　※１参照

205 固着燃料ガス供給過多、出力低下、脱硫器、改質器破損、運転停止

Ⅳ 小小 ② 遮断弁二重化（省令34条の2）

206 腐食水漏洩、さび絶縁劣化、運転停止

Ⅲ 小小 ①

207 穴あき補給水供給過多、凝縮器機能低下、オーバーフロー、運転停止

Ⅳ 小小 ①

208 流量計、センサー[外観点検]外観点検を行う。※1年毎

定検解釈ズレ電圧低下、温度異常、運転停止 Ⅱ 小小 ②

209 調節弁[作動試験]作動試験を行う。※1年毎

定検解釈動作不良電圧低下、温度異常、運転停止 Ⅰ 小小 ②

210 軸受性能低下異音、耳障り Ⅲ 小小 ②

211 異物混入、劣化性能低下、異物混入による破損、運転停止

Ⅲ 小小 ①

212 制御不能空気供給過多、性能低下破損（酸化）、運転停止

Ⅳ 小小 ①

213 シール性能低下蒸気漏れ、運転停止 Ⅳ 小小 ②214 脱調温度異常、運転停止 Ⅲ 小小 ②

215 軸受破損温度異常、運転停止 Ⅲ 小小 ②216 軸受性能低下異音、耳障り Ⅲ 小小 ②

217 流量制御特性低下

故障、冷却機能低下改質ガス冷却器機能低下給水(スタック冷却用）高温化、運転停止

Ⅳ 小小 ②

218 軸受性能低下異音、耳障り Ⅲ 小小 ②

219 異物混入、劣化性能低下、異物混入による破損、運転停止

Ⅲ 小小 ①

220 排水管[外観点検]外観点検を行う。※1年毎

定検解釈異物閉塞水漏洩 Ⅳ 小小 ②

221 フィルタ類[開放点検]分解点検を行う。(消耗品取替え等を含む）※1年毎

定検解釈閉塞閉塞、出力低下、温度異常、運転停止

Ⅰ 小小 ②

301 穴あき水漏洩、運転停止 Ⅳ 中小 ③

302 過大圧力安全弁による過圧防止、運転停止

Ⅴ 小小 ③

303 シール性能低下水漏洩、運転停止 Ⅲ 中小 ①

304 固着

圧力異常、容器破損開時：常時放出による性能低下、運転停止閉時：圧力上昇、運転停止

Ⅲ 小小 ②過大圧力と重なると重大被害の可能性

305 ばね機能低下動作不良による圧力上昇、運転停止

Ⅲ 小小 ①過大圧力と重なると重大被害の可能性

306 内通（腐食）電圧低下、運転停止 Ⅳ 小小 ①

307 汚れ温度異常、運転停止 Ⅳ 小小 ①

308 閉塞温度異常、運転停止 Ⅳ 小小 ①

401 腐食、劣化可燃性ｶﾞｽ漏、運転停止

Ⅳ 中小 ①燃料電池ﾊﾟｯｹｰｼﾞ内部設置の脱硫装置影響評価　※１参照

402 触媒劣化電圧低下、運転停止 Ⅳ 小小 ①

403 ヒータ故障温度異常、運転停止 Ⅳ 小小 ①

404 断熱材劣化脱硫性能低下による出力低下、運転停止

Ⅳ 小小 ①

405 穴あき可燃性ｶﾞｽ漏、運転停止 Ⅳ 中小 ①ｶﾞｽ漏れ検知機能有、省令33条による措置有影響評価　※１参照


407 変形・破損（熱応力）電圧低下、運転停止 Ⅳ 小小 ①

408 燃焼不良運転停止 Ⅴ 小小 ①

409 バーナー点火不良出力低下、運転停止 Ⅲ 小小 ①

410 水素生成不良出力低下、運転停止 Ⅲ 小小 ①

411 チャンバ不良可燃性ｶﾞｽ漏、運転停止 Ⅴ 中小 ① 影響評価　※１参照

412 過昇温運転停止 Ⅳ 小小 ①

413 低温化出力低下、運転停止 Ⅳ 小小 ①

414 穴あき可燃性ｶﾞｽ漏、運転停止 Ⅳ 中小 ①ｶﾞｽ漏れ検知機能有、省令33条による措置有影響評価　※１参照


416 変形・破損（熱応力）電圧低下、運転停止 Ⅳ 小小 ①

417 ヒータ故障温度異常、運転停止 Ⅳ 小小 ①

418 高温ガス漏れ可燃性ｶﾞｽ漏、運転停止

Ⅴ 中小 ① 影響評価　※１参照

419 過昇温可燃性ｶﾞｽ漏、運転停止 Ⅳ 中小 ① 影響評価　※１参照

420 低温化出力低下、運転停止 Ⅳ 小小 ①

421性能不良による高一酸化炭素濃度化

出力低下、運転停止 Ⅳ 小小 ①

501 シール性能低下可燃性ｶﾞｽ漏、運転停止 Ⅲ 中小 ①ｶﾞｽ漏れ検知機能有、省令33条による措置有影響評価　※１参照

502 シール性能低下絶縁低下、運転停止 Ⅳ 小小 ② 漏洩（リン酸）

503 シール性能低下可燃性ｶﾞｽ漏、運転停止

Ⅳ 中小 ① 影響評価　※１参照・漏洩（水素）

504 シール性能低下出力低下、運転停止 Ⅳ 小小 ② 漏洩（空気）

505 触媒活性低下電圧低下、運転停止 Ⅱ 小小 ①

506 拡散性能腐食電圧低下、運転停止 Ⅲ 小小 ①

507 リン酸量低下出力低下、運転停止 Ⅲ 小小 ②

燃料電池

容器（マニホールド）

[外観点検]外観点検を行う。[気密試験]気密試験を行う。※1年毎[開放点検]分解点検を行う（消耗品取替え等を含む）※8年毎

定検解釈

燃料電池本体

[特性確認]出力電力を確認する。※毎日[外観点検]外観点検を行う。[気密試験]気密試験を行う。※1年毎[開放点検]分解点検を行う（消耗品取替え等を含む）※8年毎

定検解釈

改質器及び気化器

脱硫器（内蔵）

[外観点検]外観点検を行う。[作動試験]絶縁抵抗測定等を行う。[気密試験]気密試験を行う。※1年毎[開放点検]分解点検を行う（消耗品取替え等を含む）※8年毎

定検解釈

改質器本体

[外観点検]外観点検を行う。[作動試験]絶縁抵抗測定等を行う。[気密試験]気密試験を行う。※1年毎[開放点検]分解点検を行う（消耗品取替え等を含む）※8年毎施行規則94条、定検

解釈

CO変成器

[外観点検]外観点検を行う。[作動試験]絶縁抵抗測定等を行う。[気密試験]気密試験を行う。※1年毎[開放点検]分解点検を行う（消耗品取替え等を含む）※8年毎

定検解釈

熱交換器

容器[外観点検]外観点検を行う。※1年毎定検解釈

安全弁

[外観点検]外観点検を行う。[作動試験]作動試験を行う。[開放点検]分解点検を行う。(消耗品取替え等を含む）※1年毎

定検解釈

プレート

[外観点検]外観点検を行う。[開放点検]分解点検を行う。(消耗品取替え等を含む）※1年毎

定検解釈

補機全般

ガス配管

[気密試験]気密試験を行う。※1年毎

定検解釈

主止め弁（燃料ガス）

ポンプ

[外観点検]外観点検を行う。[作動試験]作動試験を行う。※1年毎[開放点検]分解点検を行う。(消耗品取替え等を含む）※4年毎

定検解釈

換気ファン


定検解釈

[作動試験]作動試験を行う。※1年毎定検解釈

主止め弁（水系）

[作動試験]作動試験を行う。※1年毎定検解釈

ブロワー


定検解釈

燃料供給装置（外部設置）

燃料供給配管（外部設置）

[外観点検]導管及び伸縮継手の外観点検を行う※1年毎

定検解釈

脱硫器(外部設置)

[外観点検]外観点検を行う。[開放点検]開放点検を行う(消耗品取替等を含む)。[作動試験]作動試験を行う。※1年毎

定検解釈

脱硫器安全弁（外部設置）

[外観点検]外観点検を行う。[開放点検]分解（開放）し点検を行う(消耗品取替等を含む)。[作動試験]作動試験を行う。※1年毎

定検解釈

ブロワー（消化ｶﾞｽ）

[外観点検]外観点検を行う。[開放点検]分解（開放）し点検を行う(消耗品取替等を含む)。[作動試験]作動試験を行う。※1年毎

定検解釈

附表-2.6　燃料電池（PAFC)設備の評価表

設備構成事象


簡易評価

備　　考

設備参考にしたもの不具合発生間隔

被害規模検出のしにく

さ機器

85



供給の影響

設備構成事象


簡易評価

備　　考

設備参考にしたもの不具合発生間隔

被害規模検出のしにく

さ機器

508 異物による閉塞温度異常、運転停止 Ⅳ 小小 ②

509 穴あき

蒸気漏れ、運転停止Ⅲ 小小 ②

601 異物による閉塞配管内可燃性ｶﾞｽ滞留、運転停止

Ⅳ 小小 ③ 窒素ﾊﾟｰｼﾞ不良に至ることを想定

602 シール破損（劣化）窒素漏れ、運転停止 Ⅳ 小小 ③

603 配管・継手破損窒素漏れ、運転停止 Ⅳ 小小 ③

604 シール性能低下窒素ｶﾞｽ放出、運転停止 Ⅲ 小小 ①

605圧力異常、配管破損、運転停止 Ⅲ 小小 ②

過大圧力と重なると重大被害の可能性

606開時：常時放出による容量不足、運転停止閉時：圧力上昇、運転停止

Ⅳ 小小 ②過大圧力と重なると重大被害の可能性

607 圧力上昇、運転停止 Ⅳ 小小 ②

608 シール性能低下窒素ｶﾞｽ放出（大気）、運転停止

Ⅳ 小小 ②

609 タンク破損窒素ｶﾞｽ放出、運転停止

Ⅴ 中小 ①

610 減圧弁

[作動試験]作動試験を行う。[開放点検]分解点検を行う。(消耗品取替え等を含む）※1年毎

定検解釈バネ機能喪失

圧力異常、配管破損、運転停止

Ⅳ 小小 ②

701 汚れ排ｶﾞｽ温度上昇 Ⅱ 小小 ③

702 シール性能低下周囲高温化絶縁低下、運転停止

Ⅳ 小小 ③ 漏洩（高温蒸気）

703 シール性能低下絶縁低下、運転停止 Ⅳ 小小 ③ 漏洩（水）

704 閉塞異常ガス排気（蒸気管つまり等による）水漏洩

Ⅳ 小小 ③

705 ドレイン閉塞排気管つまりガスだまり、運転停止

Ⅱ 小小 ③

801 穴あき蒸気漏れ、運転停止 Ⅲ 小小 ②

802 汚れ温度異常、運転停止 Ⅲ 小小 ③

803 閉塞温度異常、運転停止 Ⅳ 小小 ③

804 穴あき蒸気漏れ、運転停止 Ⅳ 小小 ②

805 脱調温度異常、運転停止 Ⅳ 小小 ③

806 軸受破損温度異常、運転停止 Ⅳ 小小 ②

807 ポンプ異音耳障り Ⅲ 小小 ③

808 流量低下


Ⅳ 小小 ②

809 汚れ温度異常、運転停止 Ⅰ 小小 ③

810 ファン異音耳障り Ⅲ 小小 ③

811 流量低下


Ⅳ 小小 ②

901 地絡・短絡運転停止 Ⅲ 小小 ②

902 変換素子故障運転停止 Ⅲ 小小 ②

903 発煙、発火火災・運転停止 Ⅲ 中小 ②

904 断線運転停止 Ⅲ 小小 ②

※１ガスの漏えい対策は、下記技術基準により規定された「滞留しない構造」及び「センサ感知による設備停止」を設けているため、人・物件への影響の頻度は低いと考えられるが、万一影響があった場合の影響度は「中」とする発電用火力設備に関する技術基準を定める省令及び技術基準の解釈（経済産業省）省令33条（ガスの漏えい対策等）「。。。当該設備からの燃料ガスが漏えいした場合の危害を防止するための適切な措置を講じなければならない」

技術基準の解釈　48条（ガスの漏えい対策）に「省令33条に規定する・・・一　燃料ガスを通ずる部分は、最高使用圧力において気密性を有するもの二　燃料電池設備を設置する室及び燃料電池設備の筐体は、燃料ガスが漏えい　したとき、滞留しない構造のもの三　燃料電池設備から漏洩するガスが滞留する恐れがある場所に、当該ガスの　漏えいを検知し、かつ、警報するための設備を設けたもの・・・」

省令34条に「運転中に生じた異常による危害の発生を防止するため、その異常が発生した場合に当該設備を自動的かつ速やかに停止する装置を設けなければならない」

※２インバータ（PWU）については、保守を何もしない場合でも、危険因子となる「電解コンデンサ」は10年を超えて使用できるため、(初期不良除く）頻度については、10～20年とした。（UPS等既設技術において、実績がある）　（参考）電解コンデンサ交換のメーカ推奨は、設備寿命（15～20年）の半分で設定しているケースが多く、7.5年や10年といった期間で設定している。また、人体・物件への影響の評価は、事故時においても死亡・重症に至らず、構内他設備への重要な損傷も考えにくいため、「中」とする

電力変換装置インバータ

[外観点検]外観点検を行う。[作動試験]絶縁抵抗測定等を行う。※1年毎

JEAC8021電気用品安全法に規制される

※２

冷却装置

冷却水冷却装置


定検解釈

冷却水循環ポンプ


定検解釈

空冷冷却器、クーリングタワー

[外観点検]外観点検を行う。[作動試験]作動試験を行う。[開放点検]分解点検を行う。(消耗品取替え等を含む）※1年毎

定検解釈

固着、駆動部機能低下

窒素ボンベ

[外観点検]外観点検を行う。※1年毎

定検解釈

排気ガス処理装置凝縮水回収装置


定検解釈

窒素貯蔵設備

配管

[気密試験]気密試験を行う。※1年毎

定検解釈

安全弁

[外観点検]外観点検を行う。[作動試験]作動試験を行う。[開放点検]分解点検を行う。(消耗品取替え等を含む）※1年毎定検解釈

冷却板，冷却パイプ

[外観点検]外観点検を行う。[気密試験]気密試験を行う。※1年毎[開放点検]分解点検を行う（消耗品取替え等を含む）※8年毎

定検解釈

86



供給の影響

101 穴あき可燃性ｶﾞｽ漏，運転停止 Ⅲ 中小 ③配管腐食による影響評価　※１参照

102 フランジ部機能喪失可燃性ｶﾞｽ漏，運転停止 Ⅲ 中小 ③ 影響評価　※１参照

103 閉塞閉塞，電圧低下，運転停止 Ⅲ 小小 ③

104 容器損傷可燃性ｶﾞｽ漏，運転停止 Ⅴ 中小 ② 影響評価　※１参照

105 フランジ部機能喪失可燃性ｶﾞｽ漏，運転停止 Ⅱ 中小 ② パッキンの経年劣化　影響評価　※１参照

106 触媒性能低下性能低下，運転停止 Ⅰ 小小 ①

107 バネ機能喪失 ― Ⅲ 小小 ② 圧力上昇した場合は圧力上昇で運転停止

108 固着 ― Ⅲ 小小 ② 圧力上昇した場合は圧力上昇で運転停止

109 弁体リーク可燃性ｶﾞｽ漏，運転停止 Ⅱ 中小 ② 影響評価　※１参照

110 ・［外観点検］外観点検を行う。※1週間毎シール性能低下可燃性ｶﾞｽ放出（大気） Ⅲ 中小 ②

111

・［開放点検］開放点検を行う（消耗品パーツを交換する）。※１年毎・[作動試験]作動試験を行う。※１年毎

軸受損傷燃料不足 Ⅲ 小小 ②

112 ①損傷ガス漏洩⇒運転停止 Ⅴ 中小 ② 影響評価　※１参照

113 ②腐食ガス漏洩⇒運転停止 Ⅴ 中小 ② 影響評価　※１参照

114 主止め弁

・[作動試験]作動試験を行う。※１年毎・［開放点検］開放点検を行う（消耗品パーツを交換する）。※１年毎本体が劣化している場合は交換する。

定検解釈 ①動作不良運転停止 Ⅲ 小小 ① 二重化しているため不具合発生間隔はIIIとした。

115 その他設備（ストレーナ等）

・［開放点検］開放点検を行う（消耗品パーツを交換する）。※１年毎本体が劣化している場合は交換する。

定検解釈 ①供給不良セル電圧低下⇒運転停止 Ⅰ 小小 ① フィルタ詰まり、制御弁故障等

201 腐食可燃性ｶﾞｽ漏、運転停止

Ⅳ 中小 ① 遮断弁二重化（省令34条の2）　影響評価　※１参照

202 固着燃料ガス供給過多、出力低下、脱硫器、改質器破損、運転停止

Ⅳ 小小 ② 遮断弁二重化（省令34条の2）

203 流量計、センサー・［外観点検］外観点検を行う。※1週間毎ズレ等が発生している場合、補正もしくは交換する。

定検解釈ズレ電圧低下、温度異常、運転停止 Ⅱ 小小 ②

204 調節弁・[作動試験]作動試験を行う。※１年毎・［外観点検］外観点検を行う。※毎日本体が劣化している場合は交換する。

定検解釈動作不良電圧低下、温度異常、運転停止 Ⅰ 小小 ②

205 軸受性能低下異音、耳障り Ⅲ 小小 ② 経年劣化

206 異物混入性能低下、異物混入による破損、運転停止

Ⅲ 小小 ① 異物混入、劣化

207 制御故障空気供給過多、性能低下破損（酸化）、運転停止

Ⅳ 小小 ①

208 軸受性能低下異音、耳障り Ⅲ 小小 ② ガス滞留時の排出用

209 異物混入性能低下、異物混入による破損、運転停止

Ⅲ 小小 ① ガス滞留時の排出用

210 タービン本体・［外観点検］外観点検を行う。※毎日・異物・汚れがある場合はフラッシングする。

定検解釈閉塞水漏洩 Ⅳ 小小 ② 異物による

211 フィルタ類・［開放点検］開放点検を行う（消耗品パーツを交換する）。※3カ月毎

定検解釈閉塞閉塞、出力低下、温度異常、運転停止

Ⅰ 小小 ② フィルタつまり

301 穴あき高温空気漏えい⇒圧力低下⇒運転停止

Ⅲ 中小 ③ 腐食、腐食等による。　影響評価　※１参照

302 過大圧力安全弁による過圧防止、運転停止 Ⅴ 小小 ③

303 ①伝熱性能低下発電性能低下、運転停止 Ⅲ 小小 ②

304 ②閉塞ガス不足⇒セル電圧低下⇒運転停止

Ⅲ 小小 ②

305 ③クロスリークガス不足⇒セル電圧低下⇒運転停止

Ⅲ 小小 ②

401 改質器本体 ― ― ― ― ― ―

402 ①水処理性能低下不純物の流入→不純物のセル表面への付着→反応面積低下⇒発電性能低下、

Ⅰ 小小 ①

403 ②閉塞（フィルタ詰まり等）不純物の流入→不純物のセル表面への付着→反応面積低下⇒発電性能低下

Ⅰ 小小 ①

404 改質水供給ポンプ

・［外観点検］外観点検を行う。※1週間毎・［開放点検］開放点検を行う（フィルタを交換する）。※1年毎異常がある場合は補修・交換

施行規則94条、定検解釈

①故障運転停止 Ⅰ 小小 ①

405 ①閉塞運転停止 Ⅲ 小小 ①

406 ②破断運転停止 Ⅲ 小小 ①

501 ①フランジ部機能喪失高温空気漏えい⇒圧力低下⇒運転停止

Ⅱ 中小 ③ パッキンの経年劣化

502 ②耐圧部表面温度上昇（断熱構造損傷）運転停止 Ⅳ 小小 ③ 断熱構造は二重化。

503 ①セルスタック損傷セル温度高orセル電圧低下⇒運転停止

Ⅲ 小小 ②

504 ②漏電（絶縁劣化）セル温度高orセル電圧低下⇒運転停止

Ⅲ 小小 ②

505 ③性能劣化セル温度高orセル電圧低下⇒運転停止

Ⅲ 小小 ②

506 ①駆動部機能低下 - Ⅲ 小小 ② 圧力上昇した場合は圧力上昇で運転停止

507 ②固着 - Ⅲ 小小 ② 圧力上昇した場合は圧力上昇で運転停止

508 ③弁体リーク圧力低下検知⇒運転停止 Ⅱ 中小 ②

509 ①軸シール部性能低下可燃性ガス漏洩⇒運転停止 Ⅲ 中小 ②

510 ②風量増加・低下セル電圧低下⇒運転停止 Ⅲ 小小 ②

511 ③故障ブロワ運転停止検知⇒運転停止 Ⅰ 小小 ② 軸受損傷等

512 ①計器、制御弁などの故障制御不良検知⇒運転停止 Ⅰ 小小 ③

513 ②割れ又は穴あき高温ガス/可燃性ガス漏えい⇒圧力異常検知⇒運転停止

Ⅳ 中小 ③ 高温配管の損傷（クリープ、疲労、腐食・摩耗）

514③ドレン排出装置からのガス吹き抜け（シール性能低下）、ドレン排出不良

高温ガス/可燃性ガス漏えい⇒圧力異常検知⇒運転停止

Ⅱ 中小 ③

515 ④制御装置内端子不良など制御装置異常検知⇒運転停止 Ⅲ 小小 ③

601 液体窒素用貯槽 ― ― ― ― ― ―

602 窒素用ガスだめ ― ― ― ― ― ―

603 配管 ― ― ― ― ― ―

604 安全弁 ― ― ― ― ― ―

605 その他設備・［外観点検］外観点検を行う。※1週間毎定検解釈 ①窒素流量低下運転停止 Ⅰ 小小 ③

701 ①発熱・発火運転停止 Ⅱ 中小 ③

702 ②不完全燃焼一酸化炭素発生、運転停止 Ⅱ 小小 ③ 排気は人が寄りつけない高所とする。

703 その他設備 ― ― ― ― ― ―

801 ポンプ・［外観点検］外観点検を行う。※1週間毎異常がある場合は補修もしくは交換する。

定検解釈 ①故障運転停止 Ⅰ 小小 ①

802 ①流量低下排ガス温度上昇、排熱回収量低下 Ⅲ 小小 ③ボイラの場合は水位低下検知、温水回収は温度以上

803 ②閉塞運転停止 Ⅳ 小小 ③

カルシウム分・マグネシウム分などによる伝熱管閉塞ボイラの場合は水位低下検知、温水回収は温度以上

804 ③穴あき排熱回収量低下、高温水/蒸気漏洩

Ⅳ 中小 ③伝熱管腐食、シール溶接部腐食による漏れボイラの場合は水位低下検知、温水回収は温度以上

901 地絡・短絡運転停止 Ⅲ 小小 ②

902 変換素子故障運転停止 Ⅲ 小小 ②903 発煙、発火火災・運転停止 Ⅲ 中小 ②904 断線運転停止 Ⅲ 小小 ②

条件：②マイクロガスタービン（MGT）との連携運転の場合もあるが、MGTは別のWGにて検討。③技術基準に以下の規定があり、異常時は安全に停止する措置を講じているものとした。④評価は、１MW級設備と考えた。

※１ガスの漏えい対策は、下記技術基準により規定された「滞留しない構造」及び「センサ感知による設備停止」を設けているため、人・物件への影響の頻度は低いと考えられるが、万一影響があった場合の影響度は「中」とする発電用火力設備に関する技術基準を定める省令及び技術基準の解釈（経済産業省）省令33条（ガスの漏えい対策等）「。。。当該設備からの燃料ガスが漏えいした場合の危害を防止するための適切な措置を講じなければならない」

技術基準の解釈　48条（ガスの漏えい対策）に「省令33条に規定する・・・一　燃料ガスを通ずる部分は、最高使用圧力において気密性を有するもの二　燃料電池設備を設置する室及び燃料電池設備の筐体は、燃料ガスが漏えい　したとき、滞留しない構造のもの三　燃料電池設備から漏洩するガスが滞留する恐れがある場所に、当該ガスの　漏えいを検知し、かつ、警報するための設備を設けたもの・・・」

省令34条に「運転中に生じた異常による危害の発生を防止するため、その異常が発生した場合に当該設備を自動的かつ速やかに停止する装置を設けなければならない」

※２インバータ（PWU）については、保守を何もしない場合でも、危険因子となる「電解コンデンサ」は10年を超えて使用できるため、(初期不良除く）頻度については、10～20年とした。（UPS等既設技術において、実績がある）　（参考）電解コンデンサ交換のメーカ推奨は、設備寿命（15～20年）の半分で設定しているケースが多く、7.5年や10年といった期間で設定している。また、人体・物件への影響の評価は、事故時においても死亡・重症に至らず、構内他設備への重要な損傷も考えにくいため、「中」とする

電気用品安全法に規制される※２

①MCFCは、現在、国内にメーカ、設置事業者ともいないため、検討外とした。（2015.12.11の中小型火力発電設備検討作業会で確認）

排熱回収装置伝熱管、水・蒸気配管・［外観点検］ガス温度を監視する。※毎日定検解釈

電力変換装置インバータ

・［外観点検］外観点検を行う。※1週間毎異常がある場合は交換する。・[作動点検]絶縁抵抗測定等を行う。※1年毎

JEAC8021

窒素貯蔵設備

窒素設備は容量、保管方法などにより異なるため、ここでは燃料電池設備に関係する流量低下のみについて記載。パージ時に必要流量が確保されない場合、自動にて停止モードが変更されるが、別途N2確保が必要。

排気ガス処理装置燃焼器・［外観点検］ガス温度を監視する。※毎日定検解釈

セルスタックは10年間の耐久があるものと想定。容器を接地しており、感電は発生しない

容器安全弁

・[外観点検]外観点検を行う。※1年毎・[作動試験]作動試験を行う。※1年毎・［開放点検］開放点検を行う（消耗品パーツを交換する）。

定検解釈

再循環ブロワ

・[外観点検]外観点検を行う。※1年毎・［開放点検］開放点検を行う（回転中の振動、及び異音確認する。消耗品パーツを交換する）。※１年毎

定検解釈

燃料電池

容器・［外観点検］外観点検を行う。※１年毎定検解釈

燃料電池本体

・［外観点検］セル温度を監視する。※毎日・[外観点検]内部機器の外観点検を行う。※1年毎・[開放点検]開放点検を行う（消耗品取り替え等を含む）※10年毎

定検解釈

その他設備（高温配管など）

・［外観点検］ガス温度を監視する。※毎日・[外観点検]溶接部、及び配管接続部の外観点検を行う（振動、漏れ、異音、異臭、変色等の有無）。※3日毎・[作動点検]絶縁抵抗計測を行う。※1年毎

定検解釈

改質器及び気化器

MHPSは改質器なし⇒他社の数十kW級は改質器有りが主流のため、評価が必要な可能性有。但しCO変成器、CO除去器は無いため、記載しない

改質水処理装置

・［外観点検］外観点検を行う。※1週間毎・［開放点検］開放点検を行う（イオン交換樹脂、及びフィルタを交換する）。※1年毎異常がある場合は補修もしくは交換する。


改質水気化器

・［外観点検］外観点検を行う。※1週間毎・［開放点検］開放点検を行う（フィルタを交換する）。※1年毎異常がある場合は補修・交換


熱交換器

容器・［外観点検］外観点検を行う。※1週間毎定検解釈

伝熱管・［外観点検］ガス温度を監視する。※毎日・[開放点検]分解点検を行う（消耗品パーツを交換する）。※1年毎

定検解釈

補機全般

主止め弁（燃料ガス）

・[作動試験]作動試験を行う。※１年毎・［開放点検］開放点検を行う（消耗品パーツを交換する）。※１年毎本体が劣化している場合は交換する。

定検解釈

ブロワー（空気圧縮機）

・[作動試験]作動試験を行う。※１年毎・［外観点検］外観点検を行う。※1週間毎・［開放点検］開放点検を行う（消耗品パーツを交換する）。※１年毎

定検解釈

換気ファン

・［外観点検］外観点検を行う。※3日毎・[作動試験]作動試験を行う。※１年毎・［開放点検］開放点検を行う（消耗品パーツを交換する）。

定検解釈

燃料供給装置

燃料供給配管（外部設置）

・［外観点検］溶接部、及び配管接続部の外観点検を行う（振動、漏れ、異音、変色等の有無）。※1週間毎

定検解釈

脱硫器

・［外観点検］外観点検を行う。※1週間毎・［開放点検］開放点検を行う（脱硫触媒を交換する）。※１年毎・[作動試験]作動試験を行う。※１年毎

定検解釈

脱硫器安全弁

・［外観点検］外観点検を行う。※1週間毎・［開放点検］開放点検を行う（消耗品パーツを交換する）。※１年毎・[作動試験]作動試験を行う。※１年毎

定検解釈

ブロワー（燃料圧縮機）定検解釈

ガス配管

・［外観点検］溶接部、配管接続部の外観点検を行う（振動、漏れ、異音、変色等の有無）。※1週間毎摩耗が発見された場合、補修もしくは交換する。・[気密試験]気密試験を行う。※1年毎

定検解釈

附表-2.7　燃料電池(SOFC)設備の評価表

設備構成


影響

簡易評価

備　　考（二次被害など）

設備機器参考にしたもの不具合発生間隔


87

附表-3.1　水力発電設備（一般水力、200kW未満）の評価表


供給の影響

101側壁、底面、湛水地域の護岸

（１）側壁、底面、湛水地域の護岸（土木施設）ａ．日常点検・目視観察などの簡易な調査（１回/数

日～１回/週程度*）

　*：電力会社はこれまでの経験を基に、１回/１ヶ月以上で実施している事例有りｂ．定期点検・日常点検では確認できない構造物や部材の状態を把握（１回/数年程度）ｃ．臨時点検・大規模な地震や台風などによる偶発荷重が構造物に与えた損傷の状態を把握ｄ．診断・日常点検、定期点検に基づき、劣化機構の推定および劣化予測を行い、構造物の性能を評価し、対策の要否を判定（随時）ｅ．対策・診断において構造物の劣化の進行や性能の低下により対策の必要があると判定された場合に点検強化、補修、補強等を行う（随時）

コンクリート標準示方書（土木学会）

側壁、護岸（コンクリート）ひび割れ・剥離

大量漏水、水位低下、発電所運転停止

Ⅴ 大小 ②・側壁、護岸（コンクリート）劣化→ひび割れ・剥離→大量漏水

102水路（コンクリート）ひび割れ・剥離・崩壊

大量漏水、河川危害 Ⅴ 大小 ①・余水路（コンクリート）劣化・摩耗→ひび割れ・剥離→崩壊

103 門扉（鋼構造）変形大量漏水、河川危害、水位低下、発電所運転停止

Ⅳ 大小 ①・門扉（鋼構造）腐食・摩耗→強度低下・変形→余水路へ大量漏水

104 開閉機（機械）故障ダム越流、河川危害 Ⅳ 大小 ①・開閉機等（機械）腐食劣化→故障・操作不能

105 門扉止水ゴム機能喪失漏水、水位低下、発電所運転停止 Ⅱ 小小 ①・門扉止水ゴム等（ゴム材）劣化→余水路へ大量漏水


大量漏水、河川危害 Ⅴ 大小 ①

・排砂路（コンクリート）劣化・摩耗→ひび割れ・剥離→崩壊・排砂不能で土砂堆積が続けば、発電所運転不能に至る

107 門扉止水ゴム機能喪失漏水、水位低下、発電所運転停止 Ⅱ 小小 ①・門扉止水ゴム等（ゴム材）劣化→排砂路へ大量漏水

108 門扉（鋼構造）変形大量漏水、水位低下、発電所運転停止

Ⅳ 小小 ①・門扉（鋼構造）腐食・摩耗→強度低下・変形→排砂路へ大量漏水

109 開閉機（機械）故障なし Ⅳ 小小 ①・開閉機等（機械）腐食劣化→故障・操作不能

110 ダム本体

（４）ダム本体「国土交通省河川砂防技術基準　維持管理編」に準拠ａ．巡視

・概括的に状態把握（週１回*）　*：電力会社はこれまでの経験を基に、１回/１ヶ月以上で実施している事例有りｂ．日常点検・目視・計測等により状態把握（目視：年１回程度、計測：水利使用規則による）ｃ．臨時点検・地震時。出水時等（随時）ｄ．対策・巡視・日常点検・臨時点検等の結果を総合的に分析・評価したうえで対策を行う（随時）

国土交通省河川砂防技術基準　維持管理編

コンクリートひび割れ・剥離大量漏水、河川危害、水位低下、発電所運転停止

Ⅴ 大小 ①・ダム（コンクリート）劣化→ひび割れ・剥離→大量漏水

111 副ダム（１）と同じ（１）と同じコンクリートひび割れ・剥離下流河川護岸斜面崩壊 Ⅴ 大小 ①・副ダム（コンクリート）劣化→ひび割れ・剥離→漏水→減勢機能喪失→下流河川護岸斜面崩壊


Ⅳ 大小 ①

113 開閉機（機械）故障ダム越流、河川危害 Ⅳ 大小 ①

・全ゲートの開閉機故障を想定・発電所停止若しくは，ダムに発電所取水量以上の流入があった場合，ダムの越流に至る

114 門扉止水ゴム機能喪失漏水、水位低下、発電所運転停止 Ⅱ 小小 ①





大量漏水、河川危害、水位低下、発電所運転停止

Ⅴ 大小 ①・余水路（コンクリート）劣化・摩耗→ひび割れ・剥離→崩壊


119 門扉止水ゴム機能喪失大量漏水、水位低下、発電所運転停止

Ⅱ 小小 ①・門扉止水ゴム等（ゴム材）劣化→排砂路へ大量漏水

120 門扉（鋼構造）変形漏水、水位低下、発電所運転停止 Ⅳ 小小 ①・門扉（鋼構造）腐食・摩耗→強度低下・変形→排砂路へ大量漏水



なし Ⅴ 小小 ①・排砂路（コンクリート）劣化・摩耗→ひび割れ・剥離→崩壊

123 流木路（１）と同じ（１）と同じコンクリートひび割れ・剥離・崩壊なし Ⅴ 小小 ①・流木路（コンクリート）劣化・摩耗→ひび割れ・剥落→崩壊

124 舟筏路（１）と同じ（１）と同じコンクリートひび割れ・剥離・崩壊なし Ⅴ 小小 ①・舟筏路（コンクリート）劣化・摩耗→ひび割れ・剥落→崩壊

125 洪水路（１）と同じ（１）と同じコンクリートひび割れ・剥離・崩壊なし Ⅴ 小小 ①・洪水路（コンクリート）劣化・摩耗→ひび割れ・剥落→崩壊

126 魚道（１）と同じ（１）と同じコンクリートひび割れ・剥離・崩壊なし Ⅴ 小小 ①・魚道（コンクリート）劣化・摩耗→ひび割れ・剥落→大量漏水

排砂門扉、排砂路（１）（２）と同じ（１）（２）と同じ

ダム

洪水吐き、洪水吐きゲート

（２）と同じ（２）と同じ

余水吐門扉、余水路（１）（２）と同じ（１）（２）と同じ

排砂門扉、排砂路（１）（２）と同じ（１）（２）と同じ

被害規模影響

設備構成事象

（故障・事故）設備

簡易評価


貯水池・調整池

余水吐門扉、余水路

（２）余水吐門扉ａ．巡視・目視により、定期的に設備の異常の有無を確認し、調査や対策の必要性を検討する（月１回程度）ｂ．定期点検・巡視よりも詳細な各部の点検を定期的に行い、設備の異常の有無を確認し、調査や必要性の有無を検討する（非浸水部：年１回程度、浸水部：３年１回程度、分解：運転回数等を勘案し個別設定）ｃ．臨時点検・異常気象、洪水および地震などにより異常が生じたと懸念される場合に速やかに実施し、調査や対策の必要性を検討する（必要の都度）ｄ．整備・設備の機能維持のため定期的に部品や油脂類の交換を行う（頻度は個々に設定）ｅ．調査・設備の劣化状態や健全性を把握するため、板厚・たわみ・応力などを測定する（点検整備で異常が認められた場合等に実施）ｆ．診断・求められる要求性能と現在の保有性能との差を把握して、当該設備の次回点検までの健全性を判断する（調査後実施）ｇ．対策・点検、調査および診断の結果に基づいて、設備の機能や安全生の回復を図る（必要の都度）

（３）余水路（１）と同じ


水門扉管理要領（電力土木技術協会）

備考検出のしにくさ

88


供給の影響

被害規模影響

設備構成事象


簡易評価

前提となる標準的な保守点検機器



127ダムに直接関係ある護岸

（１）と同じ（１）と同じ護岸（コンクリート）ひび割れ・剥離大量漏水、水位低下、発電所運転停止

Ⅴ 中小 ①・護岸（コンクリート）劣化→ひび割れ・剥落→漏水・地山流失→崩壊

128 コンクリートひび割れ・剥離・崩壊ダム取水量低下 Ⅴ 中小 ①・取水設備（コンクリート）劣化・摩耗→ひび割れ・剥落→崩壊

129 スクリーン等（鋼構造）変形塵芥・流木流入、ダム取水量低下 Ⅳ 小小 ①・スクリーン等（鋼構造）腐食・摩耗→強度低下→変形→塵芥・流木等流入

130 予備電源装置（４）と同じ（４）と同じ電源装置（機械類）故障なし Ⅲ 小小 ①・電源装置（機械類）腐食劣化→故障→洪水及び電源喪失時操作不能・商用電源喪失時に洪水調節不能

201 コンクリートひび割れ・剥離・崩壊取水不能、発電所運転停止 Ⅴ 中小 ②・取水口（コンクリート）劣化・摩耗→ひび割れ・剥離→崩壊

202 門扉止水ゴム機能喪失閉鎖時大量漏水 Ⅱ 小小 ①

・門扉止水ゴム等（ゴム材）劣化→閉塞時に大量漏水・遮水不能は発電所の運転への影響はないが、鉄管や水車発電機の点検不能

203 門扉（鋼構造）変形閉鎖時大量漏水 Ⅳ 小小 ①

・門扉（鋼構造）腐食・摩耗→強度低下→閉塞時に変形・遮水不能は発電所の運転への影響はないが、鉄管や水車発電機の点検不能

204門扉操作用ワイヤー断線、取付部破断

発電所運転停止 Ⅳ 小小 ①・門扉急閉鎖により水圧鉄管が負圧になるが，管路に設置された空気管（水技解釈第30条）により過大な負圧は回避される。

205 開閉機（機械）故障なし Ⅳ 小小 ①

・開閉機等（機械）腐食劣化→故障・操作不能・遮水不能は発電所の運転への影響はないが、鉄管や水車発電機の点検不能

206 門扉止水ゴム機能喪失漏水、水位低下、発電所運転停止 Ⅱ 小小 ①・門扉止水ゴム等（ゴム材）劣化→排砂路へ大量漏水

207 門扉（鋼構造）変形大量漏水、水位低下、発電所運転停止





210 余水吐き（１）と同じ（１）と同じコンクリートひび割れ・剥離大量漏水、取水量低下、発電所運転停止

Ⅴ 小小 ①・余水吐（コンクリート）劣化・摩耗→ひび割れ・剥離→余水路へ大量漏水

211 余水路（１）と同じ（１）と同じコンクリートひび割れ・剥離・崩壊大量漏水 Ⅴ 大小 ①・余水路（コンクリート）劣化・摩耗→ひび割れ・剥離→崩壊

212 土砂吐（１）と同じ（１）と同じコンクリートひび割れ・剥離大量漏水、取水量低下、発電所運転停止

Ⅴ 小小 ①・土砂吐（コンクリート）劣化・摩耗→ひび割れ・剥離→排砂路へ大量漏水

213 表面取水設備（２）と同じ（２）と同じ表面取水設備（鋼構造）変形取水量低下、発電所運転停止 Ⅳ 小小 ①・表面取水設備（鋼構造）腐食・摩耗→強度低下→変形

214 取水口護岸（１）と同じ（１）と同じ護岸（コンクリート）ひび割れ・剥離大量漏水、取水不能、発電所運転停止


215 スクリーン（鋼構造）変形塵芥・流木等流入、水圧鉄管・水車損傷、発電所運転停止

Ⅳ 小小 ①・スクリーン等（鋼構造）腐食・摩耗→強度低下→変形→塵芥・流木等流入

216 電動機・機械故障塵芥堆積により取水量低下、発電所運転停止

Ⅳ 小小 ①・電動機・機械等の劣化→故障→塵芥等の詰まり

217 コンクリートひび割れ・剥離・崩壊取水量低下 Ⅴ 中小 ①・取水設備（コンクリート）劣化・摩耗→ひび割れ・剥落→崩壊

218 スクリーン等（鋼構造）変形塵芥・流木流入、取水量低下 Ⅳ 小小 ①・スクリーン等（鋼構造）腐食・摩耗→強度低下→変形→塵芥・流木等流入

219 コンクリートひび割れ・剥離・崩壊取水不能、発電所運転停止 Ⅴ 中小 ①・取水口（コンクリート）劣化・摩耗→ひび割れ・剥離→崩壊


・門扉止水ゴム等（ゴム材）劣化→閉塞時に大量漏水・遮水不能は発電所の運転への影響はないが、鉄管や水車発電機の点検不能


・門扉（鋼構造）腐食・摩耗→強度低下→閉塞時に変形・遮水不能は発電所の運転への影響はないが、鉄管や水車発電機の点検不能




・開閉機等（機械）腐食劣化→故障・操作不能・遮水不能は発電所の運転への影響はないが、鉄管や水車発電機の点検不能

224 門扉止水ゴム機能喪失大量漏水、取水量低下、発電所運転停止


225 門扉（鋼構造）変形漏水、取水量低下、発電所運転停止





228 余水吐（１）と同じ（１）と同じコンクリートひび割れ・剥離大量漏水、取水量低下、発電所運転停止


229 余水路（１）と同じ（１）と同じコンクリートひび割れ・剥離・崩壊大量漏水 Ⅴ 大小 ①・余水路（コンクリート）劣化・摩耗→ひび割れ・剥離→崩壊





232 沈砂池の護岸（１）と同じ（１）と同じ護岸（コンクリート）ひび割れ・剥離大量漏水、取水不能、発電所運転停止


233 側水路（１）と同じ（１）と同じ護岸（コンクリート）ひび割れ・剥離大量漏水、取水不能、発電所運転停止

Ⅴ 大小 ①・側水路（コンクリート）劣化・摩耗→ひび割れ・剥離→大量湧水

渓流取水設備（１）（２）と同じ（１）（２）と同じ

（１）（２）と同じ

（２）と同じ

（１）（２）と同じ

（１）（２）と同じ

（１）（２）と同じ

（２）と同じ


排砂門扉、排砂路（１）（２）と同じ

（２）と同じ

取水設備

ちりよけ装置

取水口、取水口にある制水門扉

ちりよけ装置

排砂門扉、排砂路

沈砂池※水路式のみ該当

（１）（２）と同じ

（１）取水口（土木施設）ａ．日常点検・目視観察などの簡易な調査（１回/数

日～１回/週程度*）　*：電力会社はこれまでの経験を基に、１回/１ヶ月以上で実施している事例有りｂ．定期点検・日常点検では確認できない構造物や部材の状態を把握（１回/数年程度）ｃ．臨時点検・大規模な地震や台風などによる偶発荷重が構造物に与えた損傷の状態を把握ｄ．診断・日常点検、定期点検に基づき、劣化機構の推定および劣化予測を行い、構造物の性能を評価し、対策の要否を判定（随時）ｅ．対策・診断において構造物の劣化の進行や性能の低下により対策の必要があると判定された場合に点検強化、補修、補強等を行う（随時）

コンクリート標準示方書（土木学会）

（２）取水口にある制水門扉ａ．巡視・目視により、定期的に設備の異常の有無を確認し、調査や対策の必要性を検討する（月１回程度）ｂ．定期点検・巡視よりも詳細な各部の点検を定期的に行い、設備の異常の有無を確認し、調査や必要性の有無を検討する（非浸水部：年１回程度、浸水部：３年１回程度、分解：運転回数等を勘案し個別設定）ｃ．臨時点検・異常気象、洪水および地震などにより異常が生じたと懸念される場合に速やかに実施し、調査や対策の必要性を検討する（必要の都度）ｄ．整備・設備の機能維持のため定期的に部品や油脂類の交換を行う（頻度は個々に設定）ｅ．調査・設備の劣化状態や健全性を把握するため、板厚・たわみ・応力などを測定する（点検整備で異常が認められた場合等に実施）ｆ．診断・求められる要求性能と現在の保有性能との差を把握して、当該設備の次回点検までの健全性を判断する（調査後実施）ｇ．対策・点検、調査および診断の結果に基づいて、設備の機能や安全生の回復を図る（必要の都度）

（２）と同じ

（１）（２）と同じ

（１）（２）と同じ

渓流取水設備

沈砂池、沈砂池にある制水門扉

89


供給の影響

被害規模影響

設備構成事象


簡易評価






301 開きょ（１）と同じ（１）と同じコンクリートひび割れ・剥離・崩壊大量漏水、取水量低下、発電所運転停止

Ⅴ 大小 ①・側壁、底面（コンクリート）劣化・摩耗→ひび割れ・剥離→大量漏水

302 がいきょ（１）と同じ（１）と同じコンクリートひび割れ・剥離・崩壊大量漏水、取水量低下、発電所運転停止

Ⅴ 大小 ②・側壁、底面（コンクリート）劣化・摩耗→ひび割れ・剥離→大量漏水

303 トンネル（１）と同じ（１）と同じ覆工（コンクリート）崩壊・トンネル崩壊

導水不能、発電所運転停止 Ⅴ 大小 ②・覆工（コンクリート）劣化・摩耗→覆工崩壊・トンネル崩壊

304 水路橋（１）と同じ（１）と同じコンクリートひび割れ・剥離・崩壊溢水 Ⅴ 大小 ①・橋台、橋脚（コンクリート）劣化→ひび割れ・剥離→崩壊

305 水路管

（３）水路管（２）に加えて水門鉄管技術基準の「保守」に関する事項・漏水の防止、振動の軽減、完成後の水質に対する考慮、板厚の測定、伸縮継ぎ手の整備、マンホールの整備、空気管及び空気弁の整備、支台可動部の整備、制水弁・バイパス管・バイパス弁・排水管及び排水弁の整備、アンカブロック及び支台の保守管理、補修又は取替、再塗装、管内点検、敷及び切り取りのり面の保護工、充抜水


水門鉄管技術基準（水門鉄管協会）

穴あき大量漏水、取水量低下、発電所運転停止

Ⅳ 大小 ②・水路管（鋼構造）腐食・摩耗→強度低下→大量漏水

306 門扉止水ゴム機能喪失閉鎖時大量漏水 Ⅱ 小小 ①・門扉止水ゴム等（ゴム材）劣化→閉塞時に大量漏水


・門扉（鋼構造）腐食・摩耗→強度低下→閉塞時に変形・遮水不能は発電所の運転への影響はないが、導水路の点検不能


・開閉機等（機械）腐食劣化→故障・操作不能・遮水不能は発電所の運転への影響はないが、導水路の点検不能












大量漏水 Ⅴ 大小 ①・余水路（コンクリート）劣化・摩耗→ひび割れ・剥離→崩壊


317 スクリーン（鋼構造）変形塵芥・流木等流入、導水路損傷、発電所運転停止






321 揚水用設備（２）と同じ（２）と同じポンプ等（機械類）故障なし Ⅳ 小小 ①・ポンプ等（機械類）腐食劣化→故障・操作不能

401 ヘッドタンク等（鋼構造）変形大量漏水、取水量低下、発電所運転停止

Ⅳ 大小 ①ヘッドタンク等（鋼構造）腐食・摩耗→強度低下・変形→大量漏水

402 コンクリートひび割れ・剥離・崩壊大量漏水、取水量低下、発電所運転停止

Ⅴ 大小 ①ヘッドタンク等（コンクリート）劣化・摩耗→ひび割れ・剥離→大量漏水


・門扉止水ゴム等（ゴム材）劣化→閉塞時に大量漏水・遮水不能は発電所の運転への影響はないが、ヘッドタンク等の点検不能




・門扉（鋼構造）腐食・摩耗→強度低下→閉塞時に変形・大量漏水・遮水不能は発電所の運転への影響はないが、ヘッドタンク等の点検不能









411 余水吐き（１）と同じ（１）と同じコンクリートひび割れ・剥離大量漏水、取水量低下、発電所運転停止


412 コンクリートひび割れ・剥離・崩壊溢水 Ⅴ 大小 ①・余水路（コンクリート）劣化・摩耗→ひび割れ・剥離→崩壊





415ヘッドタンク・サージタンクの護岸

（１）と同じ（１）と同じ護岸（コンクリート）ひび割れ・剥離取水不能、発電所運転停止 Ⅴ 中小 ①護岸（コンクリート）劣化→ひび割れ・剥落→漏水・地山流失→崩壊



418 水圧管（３）と同じ（３）と同じ水圧管（鋼構造）破壊大量漏水、取水量低下、発電所運転停止

Ⅴ 大小 ②・水圧管（鋼構造）腐食・摩耗・疲労→強度低下→破壊

419 水圧管にある制水弁（３）と同じ（３）と同じ制水弁（鋼構造）破壊大量漏水、取水量低下、発電所運転停止

Ⅳ 小小 ②・制水弁（鋼構造）腐食・摩耗・疲労→強度低下→漏水

420 パッキン機能喪失大量漏水、取水量低下、発電所運転停止

Ⅲ 小小 ②

421 穴あき大量漏水、取水量低下、発電所運転停止

Ⅴ 小小 ② ・空気管（鋼構造）腐食→強度低下→崩壊

422 固着なし Ⅴ 小小 ②・水圧管制水弁動作時に不動作となると、水圧鉄管が負圧となり損傷の恐れあり

423 パッキン機能喪失漏水、発電所建屋浸水、運転停止 Ⅲ 小小 ②・漏水量が排水能力を上回れば建屋浸水に至るが、作業員は避難可能

（１）（２）と同じ

（１）（２）と同じ

（２）と同じ

（１）（２）と同じ

（１）（２）と同じ

（２）と同じ

（１）（２）と同じ

（１）（２）と同じ

（１）（２）と同じ

（１）（２）と同じ

（１）（２）と同じ

（１）（２）と同じ

（１）（２）と同じ

導水路

導水路

（２）と同じ

（１）（２）と同じ

（１）（２）と同じ

（２）と同じ

（１）（２）と同じ渓流取水設備

余水扉、余水路

（１）（２）と同じ渓流取水設備

とい又は導水路にある制水門扉

ヘッドタンク・サージタンク又はヘッドタンク・サージタンクにある制水門扉


（１）（２）と同じ

ちりよけ装置


（３）と同じ

（３）と同じ

渓流取水設備

空気管（空気弁含む）

排水管（排水弁含む）

水圧管路

ヘッドタンク・サージタンク

余水路若しくはちりよけ装置

（３）と同じ

（３）と同じ

90


供給の影響

被害規模影響

設備構成事象


簡易評価




424 穴あき漏水、発電所建屋浸水、運転停止 Ⅴ 小小 ②・排水管（鋼構造）腐食→強度低下→崩壊・漏水量が排水能力を上回れば建屋浸水に至るが、作業員は避難可能

425 アンカーブロック（１）と同じ（１）と同じコンクリートひび割れ・剥離・崩壊水圧管脱落・破壊、溢水、発電所運転停止

Ⅴ 大小 ①・アンカーブロック（コンクリート）劣化→ひび割れ・剥落→安定性低下→水圧管脱落・破壊

426小支台（リングガータ等鋼構造）損傷

水圧管脱落・損傷、漏水、発電所運転停止

Ⅳ 中小 ①・小支台（リングガータ等鋼構造）腐食・疲労→強度低下→水圧管脱落・損傷

427 コンクリートひび割れ・剥離・崩壊水圧管脱落・損傷、漏水、発電所運転停止

Ⅴ 中小 ①・小支台（コンクリート）劣化→ひび割れ・剥落→支持力低下→水圧管脱落・損傷

428水圧管路の路面若しくは側壁

（１）と同じ（１）と同じコンクリートひび割れ・剥離・崩壊水圧管脱落・損傷、漏水、発電所運転停止

Ⅴ 小小 ①・側壁（コンクリート）劣化→ひび割れ・剥落→崩壊→水圧管損傷→漏水

501放水路（コンクリート）ひび割れ・剥離・崩壊

河川へ溢水 Ⅴ 中小 ②

・放水路（コンクリート）劣化・摩耗→ひび割れ・剥離→崩壊・河川までの距離が長い場合、公衆への影響も考えられる


・門扉止水ゴム等（ゴム材）劣化→閉塞時に大量漏水・遮水不能は発電所の運転への影響はないが、水車、ドラフト等の点検不能


発電所運転停止 Ⅳ 小小 ①


・門扉（鋼構造）腐食・摩耗→強度低下→閉塞時に変形・大量漏水・遮水不能は発電所の運転への影響はないが、水車、ドラフト等の点検不能


506 調圧室（１）と同じ（１）と同じコンクリートひび割れ・剥離・崩壊放水不能、発電所運転停止 Ⅴ 中小 ①・調圧室（コンクリート）劣化→ひび割れ・剥離→崩壊

507 放水路の護岸等（１）と同じ（１）と同じコンクリートひび割れ・剥離・崩壊河川へ溢水・ Ⅴ 中小 ①・護岸（コンクリート）劣化→ひび割れ・剥落→漏水・地山流失→崩壊

601 穴あき漏水、発電所建屋浸水、運転停止 Ⅳ 小小 ①・漏水量が排水能力を上回れば建屋浸水に至るが、作業員は避難可能

602 駆動部故障運転不能 Ⅳ 小小 ② ・制御装置部品故障によるもの

603 固着運転不能 Ⅳ 小小 ② ・腐食、潤滑油切れによるもの

604 割れ運転停止 Ⅴ 小小 ① ・キャビテーション発生→割れ(経年劣化)

605 異常摩耗運転停止 Ⅴ 小小 ①・摩耗・腐食→割れ(経年劣化)・運転不能となる程度の摩耗を想定

606 割れ運転停止 Ⅳ 小小 ① ・摩耗・腐食(経年劣化)

607 固着運転停止 Ⅳ 小小 ①

608 割れ運転停止 Ⅳ 小小 ① ・キャビテーション発生→割れ(経年劣化)

609 異常摩耗運転停止 Ⅳ 小小 ①・摩耗・腐食(経年劣化)・運転不能となる程度の摩耗を想定

610 ケーシング巡視（外観、漏水）：　毎週流水部目視点検：　１～３年毎ケーシング交換：　３０～４０年毎

作業会割れ漏水、発電所建屋浸水、運転停止 Ⅴ 小小 ①・腐食→割れ(経年劣化)・漏水量が排水能力を上回れば建屋浸水に至るが、作業員は避難可能

611 吸出管巡視（外観、漏水）：　毎週流水部目視点検：　１～３年毎吸出管交換：　３０～４０年毎

作業会割れ漏水、発電所建屋浸水、運転停止 Ⅴ 小小 ①・腐食→割れ(経年劣化)・漏水量が排水能力を上回れば建屋浸水に至るが、作業員は避難可能

612 主軸

巡視（封水漏水状況、軸振れ)：　毎週巡視（発錆）：　毎年スリーブ摩耗　：　分解点検時非破壊検査　：　O/H　６～１０年毎主軸交換：　３０年毎

作業会主軸封水機能喪失漏水、発電所建屋浸水、運転停止 Ⅲ 小小 ①・摩耗・腐食(経年劣化)・漏水量が排水能力を上回れば建屋浸水に至るが、作業員は避難可能

613 バビット損傷運転停止 Ⅲ 小小 ③・バビット損傷(摺動材劣化)・軸受温度上昇検出（水技解釈第41条）により停止

614 パッキン機能喪失漏油、運転停止 Ⅲ 小小 ②・軸受温度上昇検出（水技解釈第41条）により停止

615 冷却水配管穴あき運転停止 Ⅲ 小小 ③・バビット損傷(漏水、冷却水配管劣化)・軸受温度上昇検出（水技解釈第41条）により停止

616 冷却水配管閉塞運転停止 Ⅲ 小小 ②

・バビット損傷(冷却水流量低下、配管詰まり）・軸受温度上昇検出（水技解釈第41条）により停止

617 基板故障運転停止 Ⅲ 小小 ②・制御不能により水車回転数が異常上昇した場合、回転速度上昇を検出（水技解釈第41条）し運転停止

618 電源故障運転停止 Ⅲ 小小 ②・制御不能により水車回転数が異常上昇した場合、回転速度上昇を検出（水技解釈第41条）し運転停止

619 制圧機制水弁と同様作業会固着不動作により鉄管水圧上昇 Ⅴ 小小 ①

620 パッキン機能喪失漏油、運転停止 Ⅲ 小小 ②・漏油→油圧低下を検出（水技解釈第41条）し、運転停止

621 ポンプ軸受損傷運転停止 Ⅲ 小小 ②・ポンプ全台停止で圧油生成不能→油圧低下を検出（水技解釈第41条）し、運転停止

622 ポンプ電動機地絡・短絡運転停止 Ⅲ 小小 ②・ポンプ全台停止で圧油生成不能→油圧低下を検出（水技解釈第41条）し、運転停止

623 電装品故障運転停止 Ⅲ 小小 ②・ポンプ全台停止で圧油生成不能→油圧低下を検出（水技解釈第41条）し、運転停止

624 パッキン機能喪失漏油、運転停止 Ⅲ 小小 ②・漏油→潤滑油不足・送油不能→軸受潤滑不良→軸受温度上昇を検出（水技解釈第41条）し、運転停止

625 ポンプ軸受損傷運転停止 Ⅲ 小小 ②・ポンプ全台停止で潤滑油送油不能→軸受潤滑不良→軸受温度上昇を検出（水技解釈第41条）し、運転停止

626 ポンプ電動機地絡・短絡運転停止 Ⅲ 小小 ②・ポンプ全台停止で潤滑油送油不能→軸受潤滑不良→軸受温度上昇を検出（水技解釈第41条）し、運転停止

627 電装品故障運転停止 Ⅲ 小小 ②・ポンプ全台停止で潤滑油送油不能→軸受潤滑不良→軸受温度上昇を検出（水技解釈第41条）し、運転停止

628 パッキン機能喪失漏油、漏水、漏気、運転停止 Ⅲ 小小 ②

629 継手損傷漏油、漏水、漏気、運転停止 Ⅴ 小小 ②

630 基板故障運転停止 Ⅲ 小小 ②

631 電源故障運転停止 Ⅲ 小小 ②

701 パッキン機能喪失漏水、発電所建屋浸水、運転停止 Ⅲ 小小 ①

・漏水量が排水能力を上回れば建屋浸水に至るが、作業員は避難可能・発電機浸水又は、軸受温度上昇検出（水技解釈第41条）により運転停止

水車

作業会

作業会

作業会

作業会

作業会

巡視（漏水、漏油状況）：　毎週動作時間・ｻｰﾎﾞﾓｰﾀ動作電流測定：　1年毎分解点検：O/H　６～１０年毎パッキン交換：６～７年毎弁軸受・水配管交換：１５年毎弁胴・弁体交換：３０年毎

巡視 (漏油､過熱､異音､異臭､振動)：毎週グリース注油､油圧・油面計点検：　毎月ポンプ吐出圧､ｱﾝﾛｰﾀﾞ動作圧他点検：毎年分解点検：　６～１０年毎程度圧油装置交換：　１５～３０年毎（電動サーボ）巡視（動作状況、潤滑油量）：　毎週分解点検：　１０年毎程度

流水部目視点検：　１～３年毎ランナ交換：１５～２０年毎

（１）（２）と同じ

巡視 (漏油､過熱､異音､異臭､振動)：毎週グリース注油､油圧・油面計点検：　毎月ポンプ吐出圧他点検：毎年分解点検：　６～１０年毎程度潤滑油装置交換：　１５～３０年毎

巡視 (外観、漏れ等)：毎週分解点検：　６～１０年毎程度継手交換：　３０年毎

巡視（異音､異臭）：　毎週基板抜き出し目視点検：　２年毎電解コンデンサー交換：　８年毎自動制御装置交換：　２０年毎

流水部目視点検：　１～３年毎分解点検：O/H　６～１０年毎部品交換：１０～２０年毎

流水部目視点検：　１～３年毎分解点検：O/H　６～１０年毎バケットランナ交換：２０年毎

巡視 (漏油､油面状況､温度）：　毎週潤滑油色相（変化、乳化）：毎年バビット密着度検査：分解点検時（油面及び温度は警報保護項目）分解点検：　６～１０年毎バビット詰替：　１０～１５年毎軸受交換：　２０年毎

巡視 (漏油、計器類）：　毎週動作確認 (主配圧弁他）：　毎年機能確認 (サーボモータ他)：　毎年基板抜き出し目視点検：　２年毎電解コンデンサー交換：　８年毎調速装置交換：　２０年毎

調速装置

自動制御装置

小支台

（３）と同じ

（１）または（３）と同じ

放水路、放水路にある制水門扉

排水管（排水弁含む）

放水路

ノズル※ペルトン水車のみ該当

制水弁（主弁、側路弁、サーボモータ）

ランナー

バケット※ペルトン水車のみ該当

軸受（冷却装置を含む）

圧油装置（油ポンプ、油タンク、アンローダ、配管等）

潤滑油装置（油ポンプ、油タンク、配管等）

継手

作業会

作業会

（３）と同じ

（１）または（３）と同じ

（１）（２）と同じ

作業会

作業会

作業会

91


供給の影響

被害規模影響

設備構成事象


簡易評価




702 配管穴あき漏水、発電所建屋浸水、運転停止 Ⅲ 小小 ①

703 ポンプ軸受損傷運転停止 Ⅲ 小小 ②・ポンプ全台停止で冷却水通水不能→軸受冷却不能→軸受温度上昇を検出（水技解釈第41条）し、運転停止

704 ポンプ電動機地絡・短絡運転停止 Ⅲ 小小 ②・ポンプ全台停止で冷却水通水不能→軸受冷却不能→軸受温度上昇を検出（水技解釈第41条）し、運転停止

705 水槽損傷漏水、運転停止 Ⅴ 小小 ②・水源喪失で冷却水通水不能→軸受冷却不能→軸受温度上昇を検出（水技解釈第41条）し、運転停止

706 配管閉塞運転停止 Ⅳ 小小 ①・軸受温度上昇検出（水技解釈第41条）により運転停止

707 パッキン機能喪失漏水、発電所建屋浸水、運転停止 Ⅲ 小小 ③ ・排水不能→所内浸水→運転不能

708 配管穴あき漏水、発電所建屋浸水、運転停止 Ⅲ 小小 ① ・排水不能→所内浸水→運転不能

709 ポンプ軸受損傷発電所建屋浸水、運転停止 Ⅲ 小小 ②・ポンプ全台停止で排水不能→所内浸水→運転不能

710 ポンプ電動機地絡・短絡発電所建屋浸水、運転停止 Ⅲ 小小 ②・ポンプ全台停止で排水不能→所内浸水→運転不能

711 排水ピット水位計故障発電所建屋浸水、運転停止 Ⅲ 小小 ① ・ポンプ起動不能→所内浸水→運転不能

801 地絡・短絡運転停止 Ⅳ 小小 ② ・絶縁劣化によるもの

802 断線運転停止 Ⅴ 小小 ②

803 地絡・短絡運転停止 Ⅴ 小小 ② ・絶縁劣化、レアショート

804 断線運転停止 Ⅴ 小小 ②

805 バビット損傷運転停止 Ⅲ 小小 ③・バビット損傷(摺動材劣化)・軸受温度上昇検出（水技解釈第41条）により停止

806 パッキン機能喪失漏油、運転停止 Ⅲ 小小 ②・軸受温度上昇検出（水技解釈第41条）により停止

807 冷却水配管穴あき運転停止 Ⅲ 小小 ③・バビット損傷(漏水、冷却水配管劣化)・軸受温度上昇検出（水技解釈第41条）により停止

808 冷却水配管閉塞運転停止 Ⅲ 小小 ②

・バビット損傷(冷却水流量低下、配管詰まり）・軸受温度上昇検出（水技解釈第41条）により停止

809 基板故障運転停止 Ⅲ 小小 ② ・制御不能（電気品経年劣化)

810 電源故障運転停止 Ⅲ 小小 ②

811 主軸水車主軸と同様作業会なし－ Ⅴ 小小 ①

812 変形電機子巻線地絡・短絡，運転停止 Ⅳ 小小 ②・変形(締め付け力低下)

813 くさび脱落電機子巻線地絡・短絡，運転停止 Ⅳ 小小 ② ・ずれ・ゆるみ(締め付け力低下)

814 割れ・損傷電機子巻線地絡・短絡，運転停止 Ⅳ 小小 ②

815 締付ボルト折損・脱落電機子巻線地絡・短絡，運転停止 Ⅴ 小小 ② ・鉄心のずれ・ゆるみ

816 ブレーキシュー消失（制動不能）水車発電機停止時間延長 Ⅱ 小小 ① ・ブレーキシュー摩耗

817 ブレーキピストン固着（制動不能）水車発電機停止時間延長 Ⅲ 小小 ② ・不動作(ブレーキピストンの固渋）

818 カーボンブラシ消失運転停止 Ⅰ 小小 ①・摩耗によるもの・界磁喪失により運転停止

819 ブラシ保持器損傷運転停止 Ⅲ 小小 ①・ブラシ保持器異常(疲労)・界磁喪失により運転停止

820 水管穴あき漏水、運転停止 Ⅲ 小小 ③・水管の磨耗・汚れ・基本的には固定子コイル温度上昇を検出し運転停止

821 水管閉塞発電機温度上昇、運転停止 Ⅲ 小小 ①

822 中性点接地装置外観点検（変色）：　毎年作業会なし－ Ⅴ 小小 ① －

作業会

作業会

作業会

作業会

作業会

作業会

作業会

作業会

作業会

作業会

作業会

目視及び動作確認：　半年毎

巡視（目視）：　毎週目視(変色､劣化､亀裂､表面の荒れ)・摩耗状況点検：　１年毎消耗品の交換：　６ヶ月毎

巡視 (配管漏水状況)：　毎週冷却管、ウオータボックス目視検査：分解点検時

巡視 (漏油､油面状況､温度）：　毎週潤滑油分析：　毎年パッド、スプリング点検：分解点検時３～７年毎（油面及び温度は警報保護項目）分解点検：　６～１０年毎バビット詰替：　１０～１５年毎軸受交換：　２０年毎

巡視（異音､異臭）：　毎週基板抜き出し目視点検：　２年毎電解コンデンサー交換：　８年毎励磁装置交換：　２０年毎

目視点検(波打､変形､振動､発錆)：　１年毎くさび耐用年数：　１６年

巡視 (圧力計、温度計、流量計指示値)：毎週巡視 (振動、異音、漏水状況他）：　毎月計測器交換：　７年毎ストレーナ、弁、配管交換：　１５年毎

巡視 (水位計、流量計指示値)：毎週巡視 (振動、異音、漏水状況他）：　毎月（水位上昇は警報保護項目）計測器交換：　７年毎弁、配管交換：　１５年毎

励磁装置

回転子鉄心、磁極、制動巻線

固定子鉄心

制動機

界磁巻線

目視点検：　１年毎

目視点検(温度、振動、絶縁抵抗)：　１年毎絶縁劣化判定試験：　１０年目以降

目視点検、絶縁抵抗測定：　１年毎絶縁劣化判定試験：　１０年目以降


冷却水装置

排水装置

発電機

軸受（冷却装置を含む）

電機子巻線（出口線及び端子を含む）

給排水装置

空気冷却装置

92

附表ー4.1　水力設備の平成22～26年の事故発生率（発電所あたり）

総件数（A）（設備不良，保守不良，自然現象，他事故波及，その他）

内，保守不良によるもの（B)

（Ａ）（Ｂ）

貯　水　池　・　調　整　池

ダ　　　　　　　　　　ム 15 2 2.38E-03 3.18E-04取　　水　　設　　備 17 3 2.70E-03 4.77E-04沈　　　　　砂　　　　　池 2 3.18E-04導　　　　　水　　　　　路 25 6 3.97E-03 9.53E-04ヘッドタンク・サージタンク 6 4 9.53E-04 6.35E-04水　　　圧　　　管　　　路 7 4 1.11E-03 6.35E-04放　　　　　水　　　　　路 1 1.59E-04

制水弁・制水門 8 6 1.27E-03 9.53E-04案内羽根 3 3 4.77E-04 4.77E-04ランナー 2 1 3.18E-04 1.59E-04

水ノズル 3 1 4.77E-04 1.59E-04バケット

ケーシング 1 1 1.59E-04 1.59E-04吸出管

主軸 3 2 4.77E-04 3.18E-04軸受 8 3 1.27E-03 4.77E-04調速装置 29 22 4.61E-03 3.49E-03制圧機

車圧油・潤滑油装置 10 5 1.59E-03 7.94E-04継手

自動制御装置 16 12 2.54E-03 1.91E-03計 83 56 1.32E-02 8.90E-03

給　　排　　水　装　　置 19 14 3.02E-03 2.22E-03揚水発電所の揚水用ポンプ 1 1.59E-04小　　　　水　　　　車

建　　　　　　　　　　物 6 2 9.53E-04 3.18E-04そ　　　　の　　　　　他 4 1 6.35E-04 1.59E-04合　　　　　　　　　計 186 92 2.95E-02 1.46E-02電機子巻線 19 5 3.02E-03 7.94E-04界磁巻線 2 1 3.18E-04 1.59E-04軸受 11 8 1.75E-03 1.27E-03励磁装置 14 10 2.22E-03 1.59E-03その他 7 4 1.11E-03 6.35E-04計 48 26 7.63E-03 4.13E-03

附表－4.2　火力設備の平成22～26年の事故発生率（発電所・号機あたり）


内，保守不良・劣化によるもの（B)

（Ａ）（Ｂ）

運搬設備 2 1 3.92E-03 1.96E-03その他

計 2 1 3.92E-03 1.96E-03貯蔵設備 1 1.96E-03運搬設備 3 1 5.88E-03 1.96E-03その他

計 4 1 7.84E-03 1.96E-03貯蔵設備運搬設備その他

計貯蔵設備運搬設備その他 1 1 1.96E-03 1.96E-03

計 1 1 1.96E-03 1.96E-03そ　の　他　燃　料　設　備　 1 1 1.96E-03 1.96E-03燃　焼　用　機　器灰　じ　ん　輸　送　装　置

給水ポンプ給水･ﾎﾞｲﾗｰ水処理設備その他

計熱　　交　　換　　器 1 1 1.96E-03 1.96E-03

主蒸気管・主給水管 3 1 5.88E-03 1.96E-03蒸気だめその他 3 2 5.88E-03 3.92E-03

計 6 3 1.18E-02 5.88E-03

発　電　機

燃料設備（その他・ガス）

給水設備

配管設備

燃料設備（石灰）

発生率（件/年）


備　　考

水力設備 11社の

水力発電所1259発電所

水力

（電気

）

区分被害箇所

発生件数

区分被害箇所

発生件数

汽力設備

備　　考

燃料設備（重油・原油）

燃料設備（液化ガス）

１１社のガスタービンを除く汽力・地熱発電所数

102発電所

93



（Ａ）（Ｂ）

胴・管寄せ水管 7 3 1.37E-02 5.88E-03過熱器 14 9 2.75E-02 1.76E-02再熱器 2 2 3.92E-03 3.92E-03火炉 14 13 2.75E-02 2.55E-02節炭器 2 2 3.92E-03 3.92E-03その他 2 1 3.92E-03 1.96E-03

計 41 30 8.04E-02 5.88E-02独　　立　　過　　熱　　器蒸　　気　　貯　　蔵　　器独　　立　　節　　炭　　器空　　気　　予　　熱　　器 1 1.96E-03

通風機 3 2 5.88E-03 3.92E-03その他 2 1 3.92E-03 1.96E-03

計 5 3 9.80E-03 5.88E-03空気圧縮機・空気だめガス圧縮機・ガスだめその他

計ば　い　煙　処　理　設　備 2 3.92E-03排　水　処　理　設　備 3 5.88E-03廃　棄　物　焼　却　　炉蒸　　　　　　気　　　　　　井 1 1.96E-03

ケーシング隔板・円板・羽根 3 5.88E-03主軸軸受調速装置 3 2 5.88E-03 3.92E-03潤滑油装置 1 1 1.96E-03 1.96E-03その他

計 7 3 1.37E-02 5.88E-03復水器ポンプ 5 1 9.80E-03 1.96E-03その他

計 5 1 9.80E-03 1.96E-03冷　却　搭　・　冷　却　水　路自　　動　　制　御　装　　置 1 1 1.96E-03 1.96E-03建　　　　　　　　　　　　　物 3 5.88E-03そ　　　　　　の　　　　　　他 3 1 5.88E-03 1.96E-03

合計 87 47 1.71E-01 9.22E-02電機子巻線

界磁巻線

軸受

励磁装置

その他 3 3 5.88E-03 5.88E-03計 3 3 5.88E-03 5.88E-03

貯蔵設備

運搬設備

その他 1 2.00E-02計 1 2.00E-02

燃焼用機器 3 3 6.00E-02 6.00E-02熱　交　換　器

配　管　設　備

作動用空気加熱器

燃焼用空気予熱器

ガス発生機

通　風　設　備

空気圧縮機・空気だめ 3 1 6.00E-02 2.00E-02ガス圧縮機・ガスだめ

その他

計 3 1 6.00E-02 2.00E-02ケーシング 1 2.00E-02隔板・円板・羽根 3 6.00E-02主軸

軸受

調速装置

潤滑油装置

その他 4 1 8.00E-02 2.00E-02計 8 1 1.60E-01 2.00E-02

自動制御装置

建　　　　物

そ　の　他 1 2.00E-02合　　　　　　計 16 5 3.20E-01 1.00E-01電機子巻線

界磁巻線

軸受

励磁装置

その他 1 1 2.00E-02 2.00E-02計 1 1 2.00E-02 2.00E-02

発

電

機

発

電

機

復水設備

ボイラー

区分被害箇所

発生件数

通風設備

空気・ガス

圧縮設備

タービン


備　　考

汽力設備

（つづき

）

汽力

(

電気

)

ガスター

ビン設備

燃料設備

10社のｶﾞｽﾀｰﾋﾞﾝ発電所9発電

所

圧

縮

設

備

空

気

・

ガ

ス

ガスター

ビン

ガスター

ビン

(

電気

)

94



（Ａ）（Ｂ）

燃　料　設　備 1 3.64E-03

被害箇所

発生件数発生率（件/年）

備　　考区分

機関本体 4 4 1.45E-02 1.45E-02調速装置 1 3.64E-03

燃機潤滑油装置 3 1 1.09E-02 3.64E-03内

燃機その他 6 5 2.18E-02 1.82E-02内

燃

燃機

計 14 10 5.09E-02 3.64E-02空気だめ・空気圧縮機 1 1 3.64E-03 3.64E-03通　風　設　備冷　却　水　設　備 6 4 2.18E-02 1.45E-02自動制御装置 2 1 7.27E-03 3.64E-03建　　　　　　物そ　　の　　他 2 1 7.27E-03 3.64E-03合　　　　　計 26 17 9.45E-02 6.18E-02

電機子巻線 3 3 1.09E-02 1.09E-02界磁巻線 4 2 1.45E-02 7.27E-03軸受 1 3.64E-03励磁装置 2 2 7.27E-03 7.27E-03その他 1 1 3.64E-03 3.64E-03

計 11 8 4.00E-02 2.91E-02電機子巻線

界磁巻線

軸受

励磁装置 1 1 4.44E-03 4.44E-03その他

計 1 1 4.44E-03 4.44E-03

附表－4.3　風力・太陽光設備の平成22～26年の事故発生率（発電所あたり）

備　　考

Ｈ２２Ｈ２３Ｈ２４Ｈ２５Ｈ２６備考（５年平均）

事故件数 8 4 11

発電所数 16 36 146 796 1704

事故率 5.48E-02 5.03E-03 6.46E-03 1.33E-02

事故件数 67 56 62 52 52

発電所数 227 243 262 274 287

事故率 2.95E-01 2.30E-01 2.37E-01 1.90E-01 1.81E-01 2.27E-01

事故件数は、平成27年度電気保安年報(P-16,18)による。発電所数、設備容量は、平成27年度版電気事業便覧(P-14)による。

発

電

機

太陽光

風力

組み合わせ

(

電気

)

風力発電設備（電気事業者・自家用電気工作物設置者）

コンバイン発電所の号機

45号機

電気事故事故発生件数発生率（件/年）

太陽光発電設備（電気事業者・自家用電気工作物設置者）

23 1.33E-02

発

電

機

289 2.27E-01

燃力設備１１社の

内燃力発電所数55発電所

内燃力

(

電気

)

95

附表5.1　設備別EM１（Case1）階層表

設備別EM1　（S1：3-2-1) 使用DB：R8case111_大型火力発電（内燃除く）12_内燃機関 21_地熱発電 22_地熱バイナリー発電23_木質バイオ発電 24_廃棄物（ごみ）発電25_その他のバイオ発電26_燃料電池（PAFC) 27_燃料電池（SOFC) 31_水力①（200kW未満）32_水力②（200kW以上）33_水力③（5000kW以上）34_水力④（揚水） 35_風力①（小型） 36_風力②（小型以外）37_風力③（洋上） 38_太陽電池①（小規模）39_太陽電池②（中規模）3A_太陽電池③（メガ・水上）

４０以上木質燃焼ボイラ 45 太陽電池 40 太陽電池 40 太陽電池 40３０から３９燃料設備（ガス） 30 排気ガス設備(DE)30 排気ガス設備(DE)30 風車 30

燃料設備（石炭） 30 排気ガス設備(GE)30 排気ガス設備（GE）30 発電機 30液化ガス設備（アンモニア、不活性ガス等）30 支持・構造物 30

２０から２９発電機 27 燃料ガス供給設備(GE)27 凝縮器（水冷） 20 蒸気タービン 27 蒸気タービン 24 燃料設備(DE) 20 排気ガス処理装置24 無停電電源装置 24 無停電電源装置 24 支持・構造物 24 支持・構造物 24 支持・構造物※陸上のみ該当24ガスタービン 27 冷却装置(GE) 20 蒸発装置 20 木質ばい煙処理装置（木質ボイラ）24 冷却設備 20 燃料電池 24 風車(ロータ) 24 風車(ロータ) 24ボイラー 24 冷却装置(DE) 20 風車 24 風車 24ガス化炉設備 24 潤滑油装置(DE) 20 電力変換装置 24 電力変換装置 24蒸気タービン 24 燃料設備(DE) 20ばい煙処理設備 20 潤滑油装置(GE) 20

１０から１９補助ボイラー 12 空気設備(DE) 18 汽水分離器 16 予熱装置 16 冷却設備 16 燃焼ガス冷却設備15 燃料ガス供給設備(GE)18 燃料供給装置（外部設置）18 熱交換器 18 導水路 12 無停電電源装置 12 保護継電器 12 支持・構造物 15 接続箱 18 接続箱 18 浮体※水上のみ該当18燃料設備（油） 12 空気設備(GE) 18 タービン 12 タービン 16 発電機 12 発電機 9 ディーゼルエンジン本体15 冷却装置 15 燃料供給装置 18 電力ケーブル 12 電力ケーブル 12 保護継電器 12 電力変換装置 18 電力変換装置 18 電力変換装置 18総計 30 ディーゼルエンジン15 冷却塔 12 冷却塔 12 総計 45 総計 24 発電機（インバータ）（DE,GE）15 排気ガス処理装置12 窒素貯蔵設備 15 電力変換装置 12 制御装置 12 電力ケーブル 12 無停電電源装置 18

ガスエンジン 15 還元井 10 ガスエンジン本体15 電力変換装置 12 排熱回収装置 12 センサ 10 支持・構造物 10 制御装置 12 接続箱・集電箱 18圧縮空気装置(GE)10 媒体充填・抽出装置10 空気設備(DE) 12 熱交換器 12 電力変換装置 12圧縮空気装置(DE)10 生産井 10 空気設備（GE） 12 補機全般 10 補機全般 10発電機 10 冷却装置(DE) 12総計 30 潤滑油装置(GE) 12

潤滑油装置(DE) 12燃料性状機器（バイオ）10圧縮空気装置(DE)10冷却装置(バイオGE)10圧縮空気装置(GE)10パッケージ（バイオ）10燃料性状機器（GE)10ガス精製装置（バイオGE）10

１から９発電機 8 発電機 8 始動装置(GE) 5 燃料電池 6 改質器及び気化器5 発電機 9 給排水装置 9 発電機 9 発電機 9 制御装置 9 センサ 5 センサ 5 電力ケーブル 8 電力ケーブル 8 電力ケーブル 8還元井 8 総計 20 始動装置(バイオDE)5 窒素貯蔵設備 6 総計 24 給排水装置 9 発電機 9 水車 9 水車 9 保護継電器 9 総計 24 総計 24 制御装置 6 保護継電器 6 制御装置 6生産井 8 パッケージ（GE) 5 改質器及び気化器4 水車 9 水車 9 給排水装置 9 給排水装置 9 総計 30 保護継電器 3 制御装置 6 保護継電器 6非凝縮ガス除去装置4 発電機（DE,GE） 4 総計 18 ヘッドタンク・サージタンク6 導水路※水路式のみ該当6 ダム※上部 6 ダム※上部 6 総計 40 総計 40 総計 40総計 16 総計 30 水圧管路 6 ダム 6 貯水池・調整池 6 貯水池・調整池 6

ダム 6 ヘッドタンク・サージタンク※水路式のみ該当6 貯水池・調整池 6 貯水池・調整池 6貯水池・調整池 6 水圧管路 6 ダム※下部 6 ダム※下部 6取水設備 4 貯水池・調整池 6 水圧管路 6 水圧管路 6放水路 4 取水設備 4 取水設備 4 取水設備 4沈砂池※水路式のみ該当4 放水路 4 取水設備 4 総計 9総計 12 沈砂池※水路式のみ該当4 総計 9

総計 9

注①：「木質燃焼ボイラ」機器レベルの内訳燃料貯蔵・搬送設備45安全弁 18ボイラ本体 10計測器 10

96

附表5.2　設備別EM１（Case2）階層表

設備別EM1　（S1：25-5-1) 使用DB：R8case211_大型火力発電（内燃除く）12_内燃機関 21_地熱発電 22_地熱バイナリー発電23_木質バイオ発電 24_廃棄物（ごみ）発電25_その他のバイオ発電26_燃料電池（PAFC) 27_燃料電池（SOFC) 31_水力①（200kW未満）32_水力②（200kW以上）33_水力③（5000kW以上）34_水力④（揚水） 35_風力①（小型） 36_風力②（小型以外）37_風力③（洋上） 38_太陽電池①（小規模）39_太陽電池②（中規模）3A_太陽電池③（メガ・水上）

300以上木質燃焼ボイラ 375燃料設備（石炭）250 排気ガス設備(DE)250 排気ガス設備(DE)250 風車 250燃料設備（ガス）250 排気ガス設備(GE)250 排気ガス設備（GE）250 発電機 250液化ガス設備（アンモニア、不活性ガス等）250 支持・構造物 250発電機 225 燃料ガス供給設備(GE)225 蒸気タービン 225 蒸気タービン 200 風車 200 風車 200 支持・構造物 200 支持・構造物 200 支持・構造物※陸上のみ該当200ガスタービン 225 風車(ロータ) 200 風車(ロータ) 200 太陽電池 200蒸気タービン 200ばい煙処理設備150 燃料ガス供給設備(GE)150 太陽電池 150 浮体※水上のみ該当150

太陽電池 150ボイラー 100 ディーゼルエンジン125 タービン 100 冷却塔 100 木質ばい煙処理装置（木質ボイラ）100 燃焼ガス冷却設備100 発電機（インバータ）（DE,GE）125 導水路 100 支持・構造物 125ガス化炉設備 100 ガスエンジン 125 冷却塔 100 ディーゼルエンジン本体125燃料設備（油） 100 ガスエンジン本体125

冷却装置(DE) 50 蒸発装置 50 冷却設備 50 ガス精製装置（バイオGE）75 排気ガス処理装置60 ダム 50 貯水池・調整池 50 ダム 50 貯水池・調整池 50 支持・構造物 75 無停電電源装置 60潤滑油装置(DE) 50 凝縮器（水冷） 50 燃料設備(DE) 50 燃料電池 60 貯水池・調整池 50 ダム 50 導水路※水路式のみ該当50 ダム※下部 50 無停電電源装置 60 電力変換装置 60冷却装置(GE) 50 ヘッドタンク・サージタンク50 導水路※水路式のみ該当50 貯水池・調整池 50 貯水池・調整池 50 電力変換装置 60燃料設備(DE) 50 水圧管路 50 ヘッドタンク・サージタンク※水路式のみ該当50 ヘッドタンク・サージタンク※水路式のみ該当50 ダム※上部 50潤滑油装置(GE) 50 水圧管路 50 水圧管路 50

補助ボイラー 30 空気設備(DE) 45 汽水分離器 40 予熱装置 40 冷却設備 40 発電機 9 冷却装置(DE) 30 燃料供給装置（外部設置）45 熱交換器 45 取水設備 25 取水設備 25 放水路 25 取水設備 25 無停電電源装置 30 電力ケーブル 30 電力ケーブル 30 接続箱 45 接続箱 45 接続箱・集電箱 45総計 250 空気設備(GE) 45 還元井 20 タービン 40 発電機 12 総計 200 空気設備（GE） 30 電力変換装置 30 燃料供給装置 45 沈砂池※水路式のみ該当25 放水路 25 取水設備 25 水車 9 電力ケーブル 30 制御装置 12 制御装置 12 電力変換装置 45 電力変換装置 45 無停電電源装置 45

圧縮空気装置(DE)10 生産井 20 還元井 20 総計 375 潤滑油装置(GE) 30 熱交換器 30 電力変換装置 30 放水路 10 沈砂池※水路式のみ該当25 水圧管路 25 発電機 9 電力変換装置 30 保護継電器 12 保護継電器 12 電力ケーブル 20 電力ケーブル 20 電力変換装置 45圧縮空気装置(GE)10 非凝縮ガス除去装置10 生産井 20 空気設備(DE) 30 補機全般 20 排熱回収装置 30 発電機 9 発電機 9 水車 9 給排水装置 9 センサ 10 センサ 10 センサ 10 制御装置 6 保護継電器 6 電力ケーブル 20発電機 10 発電機 8 媒体充填・抽出装置10 潤滑油装置(DE) 30 冷却装置 15 窒素貯蔵設備 15 給排水装置 9 給排水装置 9 給排水装置 9 総計 50 制御装置 9 総計 200 総計 200 保護継電器 3 制御装置 6 制御装置 6総計 250 総計 100 発電機 8 冷却装置(バイオGE)25 燃料電池 15 補機全般 10 水車 9 水車 9 発電機 9 保護継電器 9 総計 200 総計 200 保護継電器 6

総計 100 圧縮空気装置(GE)10 排気ガス処理装置12 改質器及び気化器5 総計 100 総計 50 総計 50 総計 250 総計 200圧縮空気装置(DE)10 改質器及び気化器10 総計 60燃料性状機器（GE)10 窒素貯蔵設備 6燃料性状機器（バイオ）10 総計 45パッケージ（バイオ）10始動装置(バイオDE)5パッケージ（GE) 5始動装置(GE) 5発電機（DE,GE） 4総計 250

注①：「木質燃焼ボイラ」機器レベルの内訳燃料貯蔵・搬送設備375安全弁 150ボイラ本体 10計測器 10

1以上50未満

250以上300未満

200以上250未満

150以上200未満

100以上150未満

50以上100未満

97

附表5.3　設備別EM2階層表

設備別EM２　（S2：3-2-1) 使用DB：R8case111_大型火力発電（内燃除く）12_内燃機関 21_地熱発電 22_地熱バイナリー発電23_木質バイオ発電 24_廃棄物（ごみ）発電25_その他のバイオ発電26_燃料電池（PAFC) 27_燃料電池（SOFC) 31_水力①（200kW未満）32_水力②（200kW以上）33_水力③（5000kW以上）34_水力④（揚水） 35_風力①（小型） 36_風力②（小型以外）37_風力③（洋上） 38_太陽電池①（小規模）39_太陽電池②（中規模）3A_太陽電池③（メガ・水上）燃料設備（ガス） 36ボイラー 36ガス化炉設備 36蒸気タービン 36液化ガス設備（アンモニア、不活性ガス等）30 木質燃焼ボイラ 30ばい煙処理設備 30発電機 30ガスタービン 30燃料設備（石炭） 30

水車 27 水車 27発電機 27 発電機 27

20以上25未満汽水分離器 24 蒸気タービン 24 風車 20 風車 20 太陽電池 20 太陽電池 20 太陽電池 20排気ガス設備(GE)15 発電機 16 発電機 16 発電機 16 燃焼ガス冷却設備15 排気ガス設備(DE)15 冷却装置 15 燃料電池 15 給排水装置 18 発電機 15 無停電電源装置 16 無停電電源装置 16排気ガス設備(DE)15 発電機（インバータ）（DE,GE）15 窒素貯蔵設備 15

排気ガス設備（GE）15燃料設備（油） 12 燃料設備(DE) 10 冷却塔 12 冷却塔 12 冷却設備 12 蒸気タービン 12 ディーゼルエンジン本体12 排気ガス処理装置12 排気ガス処理装置12 ダム※上部 12 風車 10 保護継電器 12 保護継電器 12

冷却装置(DE) 10 タービン 10 木質ばい煙処理装置（木質ボイラ）12 冷却設備 10 ガスエンジン本体12 補機全般 10 補機全般 10 貯水池・調整池 12 支持・構造物 10 制御装置 12 制御装置 12圧縮空気装置(DE)10 還元井 10 総計 30 パッケージ（バイオ）10 貯水池・調整池 12 センサ 10 電力変換装置 12 電力変換装置 12圧縮空気装置(GE)10 媒体充填・抽出装置10 燃料性状機器（バイオ）10 ダム※下部 12 支持・構造物 10 支持・構造物 10発電機 10 凝縮器（水冷） 10 圧縮空気装置(GE)10 取水設備 12潤滑油装置(DE) 10 蒸発装置 10 ガス精製装置（バイオGE）10冷却装置(GE) 10 生産井 10 燃料設備(DE) 10燃料ガス供給設備(GE)10 冷却装置(DE) 10潤滑油装置(GE) 10 圧縮空気装置(DE)10

燃料ガス供給設備(GE)10燃料性状機器（GE)10冷却装置(バイオGE)10潤滑油装置(GE) 10潤滑油装置(DE) 10

補助ボイラー 6 空気設備(GE) 9 非凝縮ガス除去装置8 予熱装置 8 発電機 9 空気設備（GE） 6 燃料供給装置（外部設置）9 排熱回収装置 9 給排水装置 9 給排水装置 9 給排水装置 9 水圧管路 6 制御装置 9 電力ケーブル 8 電力ケーブル 8 接続箱 9 接続箱 9 無停電電源装置 9総計 36 空気設備(DE) 9 タービン 8 総計 16 総計 15 空気設備(DE) 6 熱交換器 6 熱交換器 9 発電機 9 発電機 9 ヘッドタンク・サージタンク※水路式のみ該当8 総計 27 保護継電器 9 風車(ロータ) 8 風車(ロータ) 8 電力変換装置 9 電力変換装置 9 電力変換装置 9

ディーゼルエンジン8 生産井 6 パッケージ（GE) 5 電力変換装置 6 燃料供給装置 9 水車 9 水車 9 貯水池・調整池 8 無停電電源装置 9 センサ 5 センサ 5 支持・構造物 8 支持・構造物 8 接続箱・集電箱 9ガスエンジン 8 始動装置(バイオDE)5 燃料電池 6 電力変換装置 6 水圧管路 6 水圧管路 6 導水路※水路式のみ該当8 電力変換装置 9 総計 20 総計 20 電力ケーブル 6 電力ケーブル 6 浮体※水上のみ該当8総計 15 始動装置(GE) 5 窒素貯蔵設備 6 改質器及び気化器5 放水路 8 電力ケーブル 6 制御装置 6 保護継電器 6 支持・構造物※陸上のみ該当8

発電機（DE,GE） 4 改質器及び気化器3 総計 15 取水設備 8 総計 15 制御装置 6 保護継電器 6総計 15 総計 15 ダム 8 総計 20 制御装置 6

水圧管路 6 電力ケーブル 6総計 27 総計 20

還元井 4 沈砂池※水路式のみ該当4 沈砂池※水路式のみ該当4 保護継電器 3総計 24 放水路 4 放水路 4 総計 20

導水路 4 導水路※水路式のみ該当4ヘッドタンク・サージタンク4 ヘッドタンク・サージタンク※水路式のみ該当4ダム 4 ダム 4取水設備 4 取水設備 4貯水池・調整池 4 貯水池・調整池 4総計 9 総計 9

5以上10未満

1以上5未満

35以上

30以上35未満

25以上30未満

15以上20未満

10以上15未満

98

附表6.1　機器別EM１（Case1）階層表使用DB：R8case1

11_大型火力発電（内燃除く）12_内燃機関 21_地熱発電 22_地熱バイナリー発電23_木質バイオ発電 24_廃棄物（ごみ）発電25_その他のバイオ発電26_燃料電池（PAFC) 27_燃料電池（SOFC) 31_水力①（200kW未満）32_水力②（200kW以上）33_水力③（5000kW以上）34_水力④（揚水） 35_風力①（小型） 36_風力②（小型以外）37_風力③（洋上） 38_太陽電池①（小規模）39_太陽電池②（中規模）3A_太陽電池③（メガ・水上）４０以上燃料貯蔵・搬送設備45 太陽電池モジュール40 太陽電池モジュール40 太陽電池モジュール40

ガス圧縮機 30 脱硝装置（アン水ポンプ）30 脱硝装置（本体） 30 ブレード 30貯炭場 30 脱硝装置（アンモニア水ポンプ）30 ブレーキ装置 30

風車中心シャフト 30ナセル 30ブレード支持材 30

管 27 ガス配管 27 媒体循環ポンプ 20 油筒（アクチュエータ）27 主/再熱蒸気止め弁24 燃料油ポンプ 20 その他設備（高温配管など）24 インバータ 24 無停電電源装置 24 基礎（傾斜屋根設置非該当）24 基礎（傾斜屋根設置非該当）24 基礎（傾斜屋根設置非該当）24水素配管 27 冷却ポンプ 20 熱水供給ポンプ 20 給水加熱器 27 油筒（アクチュエータ）24 過給機 20 燃焼器 24 ブレード 24 ブレード 24 支持物 24蒸気管 24 燃料油ポンプ 20 主/再熱蒸気止め弁24 主/再熱蒸気加減弁24 脱硫装置（スラリー潤滑油ポンプ）20 容器 24 ナセル 24 ナセル 24油筒（アクチュエータ）24 脱硫装置（スラリー循環ポンプ）20 排気ガス処理設備24 冷却ポンプ 20 脱硫装置（本体） 20 無停電電源装置 24 インバータ 24気化器 24 脱硫装置（本体） 20 主/再熱蒸気加減弁24 発電機 20 発電機 20静翼 24 潤滑油ポンプ 20 静翼 24動翼 24 排気ガスボイラー（本体）20 脱硝装置（アンモニア水ポンプ）20給水加熱器 24 冷却水ポンプ 20 脱硝装置（本体） 20弁 24 ガス昇圧機 20固定子鉄心 24 脱硝装置（本体） 20主/再熱蒸気止め弁24主/再熱蒸気加減弁24燃料油ポンプ 20通風機 20附臭設備 20給水ポンプ 20缶水循環ポンプ 20油管 18 安全遮断弁 18 計測器 16 熱水供給/排出配管16 動翼 18 脱気器 18 ガス配管 18 燃料供給配管（外部設置）18 燃料供給配管（外部設置）18 水路管 12 タワー 15 制御装置 12 基礎※着床式のみ該当15 接続箱 18 接続箱 18 無停電電源装置 18脱硝装置 18 配管（ダクト） 18 冷却塔 12 熱交換機器(予熱器）16 給水管 18 静翼 18 インバータ制御装置（保護、INV/CNV、補助継電器等）15 脱硫器安全弁（外部設置）16 脱硫器安全弁 16 発電機 15 電力ケーブル 12 電力ケーブル 12 インバータ 18 インバータ 18 接続箱・集電箱 18液化ガス用ポンプ18 配管 18 その他設備 12 蒸気供給/排出配管16 安全弁 18 車室 18 ダンパー類 15 脱硫器(外部設置)16 容器安全弁 16 電力ケーブル 12 保護継電器 12 制御装置 12 コネクタ・ケーブル12 支持物 18 浮体 18導管(プロセス配管を想定）18 軸・軸受 15 付属配管 12 調速装置 16 復水管 18 動翼 18 軸・軸受 15 空冷冷却器、クーリングタワー15 脱硫器 16 無停電電源装置 12 ハブ 12 ハブ 12 コネクタ・ケーブル12 支持物 18貯槽 18 潤滑油配管 12 安全弁 10 媒体蒸気止め弁 16 脱気器 18 給水加熱器 18 脱硫装置（配管・ダクト）12 ブロワー（消化ｶﾞｽ）12 その他設備 15 インバータ 12 ヨー駆動装置 10 保護継電器 12 インバータ 18脱気器 18 冷却配管 12 熱交換機器（蒸発器）16 車室 18 給水ポンプ 16 計測装置 12 凝縮水回収装置 12 ブロワー（燃料圧縮機）12 風向・風速計 10 昇降機・梯子 10 ヨー駆動装置 10 コネクタ・ケーブル12燃焼装置 16 空気冷却器 10 付属配管 12 脱硫装置（スラリー潤滑油ポンプ）18 廃熱ボイラ本体 15 脱硝装置（配管・ダクト）12 容器 12 伝熱管、水・蒸気配管12 増速機 10 増速機 10 増速機 10 係留ライン 12灰じん輸送装置 16 軸受 10 排気管 12 蒸気管 18 保安装置 12 空燃比装置 12 インバータ 12 インバータ 12 回転計 10 主軸 10 昇降機・梯子 10揚炭機 16 排気ガスボイラー（給水ポンプ）10 冷却塔 12 冷却ポンプ 16 軸受冷却水ポンプ12 配管 12 フィルター 10 再循環ブロワ 12 主軸 10 主軸 10運炭機 16 潤滑油冷却器 10 配管 10 脱硫装置（本体） 16 軸受 12 潤滑油配管 12 調節弁 10 フィルター 10空気予熱器 16 冷却水冷却器 10 非常調速装置 10 車軸 12 安全弁 12 冷却配管 12 調節弁 10脱硫装置 16 冷却塔 10 計測器 10 軸受 12 冷却配管 12 排気ガスボイラー（本体）10ドラム 16 排気ガスボイラー（ダンパ－類）10 その他設備（潤滑油設備）10 冷却水冷却器 12 冷却水冷却器 10 調節弁 10給水止め弁 16 清浄機 10 軸受 10 循環水ポンプ 12 冷却器 10 ガス昇圧機 10ポンプ 16 フィルター 10 制御機器（ガバナ盤）10 軸受冷却水ポンプ12 ガス冷却塔 10 ラジエータ（バイオ）10火炉 12 空気圧縮機 10 媒体充填・抽出ポンプ10 制動機 12 燃料性状機器 10ガス化炉 12 潤滑油こし器 10 調節弁 (蒸発器媒体液位調節弁）10 油管 12 シロキサン除去装置10車室 12 空気減圧弁 10 媒体循環ポンプ用モータ10 冷却配管 12 油漏れ検知器 10安全弁 12 回転整流器 10 メカニカルシール 10 給水ポンプ 12 清浄機 10油タンク 12 調整弁 10 還元配管 10 ボイラ本体 10 ファン類（排気・ラジエタ)10給水管 12 熱水供給ポンプ用モータ10 冷却器 10 給水ポンプ 10配管 12 計測器 10 点火装置 10集じん装置 12 空気圧縮機 10循環水配管 10 ラジエータ 10ガス検知器 10 空気減圧弁 10燃焼器 10 潤滑油こし器 10スリップリング、ブラシ保持器10 脱硫装置 10空気圧縮機 10 冷却ポンプ 10循環水ポンプ 10 空気冷却装置 10

潤滑油ポンプ 10除湿装置 10

復水器 9 計測装置 8 配管 8 媒体溶液供給配管8 電気油圧式調速装置(EHC)9 界磁巻線 9 安全遮断弁 9 冷却水循環ポンプ 9 流量計、センサー 8 排水装置 9 空気冷却装置 9 空気冷却装置 9 空気冷却装置 9 制御装置 9 ブレーキ装置 9 タワー 9 電力ケーブル 8 電力ケーブル 8 電力ケーブル 8復水管 9 バッテリー 8 汽水分離器本体 8 回転子鉄心、磁極 8 主油冷却器 9 給水管 9 制御装置 9 冷却水冷却装置 9 換気ファン 6 空気冷却装置 9 排水装置 9 排水装置 9 排水装置 9 保護継電器 9 タワー 9 ブレーキ装置 9 制御装置 6 保護継電器 6 足場用浮体 8主油冷却器 9 測温抵抗体 8 蒸気配管 8 付属設備 8 復水器 9 蒸気管 9 防振ゴム 8 ガス配管 8 燃料電池本体 6 軸受（冷却装置を含む）9 軸受（冷却装置を含む）9 軸受（冷却装置を含む）9 軸受（冷却装置を含む）9 基礎 3 ローター軸 6 ローター軸 6 保護継電器 3 制御装置 6 水上直流ケーブル 8冷却水冷却器 9 界磁巻線 6 還元配管 8 媒体ガス配管 8 制御装置 9 電機子巻線 9 燃料油タンク 6 流量計、センサー 8 ブロワー（空気圧縮機）6 余水吐門扉、余水路6 水路管 6 側壁、底面、湛水地域の護岸6 調速装置 6 総計 30 風向・風速計 5 風向・風速計 5 総計 40 総計 40 保護継電器 6軸受冷却水ポンプ 8 開閉器（配線用遮断器、電磁開閉器）6 付属設備 8 固定子鉄心 8 計測装置 9 復水管 9 フィルター 5 燃料電池本体 6 伝熱管 6 側壁、底面、湛水地域の護岸6 排水管（排水弁含む）6 余水吐門扉、余水路6 制動機 6 加速度計 5 加速度計 5 制御装置 6保安装置 8 制御装置（計測、励磁装置、保護継電器、補助継電器、充電器含む）6 蒸気生産井 6 媒体ガス配管/媒体液配管8 回転子鉄心、磁極 8 主油タンク 9 セルモータ 5 ポンプ 6 改質水処理装置 5 トンネル 6 側壁、底面、湛水地域の護岸6 排水管（排水弁含む）6 継手 6 回転計 5 回転計 5 総計 40水素冷却装置 8 油タンク 6 タービン本体 5 凝縮配管 8 固定子鉄心 8 スリップリング、ブラシ保持器8 冷却塔 5 配管 6 改質水供給ポンプ 5 空気管（空気弁含む）6 継手 6 継手 6 自動制御装置 6 基礎 3 総計 24潤滑油ポンプ 8 電機子巻線 6 還元井本体 4 タービン本体 8 循環水配管 8 復水ポンプ 8 動弁装置 5 冷却板，冷却パイプ6 その他設備（ストレーナ等）5 排水管（排水弁含む）6 ヘッドタンク・サージタンク又はヘッドタンク・サージタンクにある制水門扉6 ヘッドタンク・サージタンク又はヘッドタンク・サージタンクにある制水門扉6 側壁、底面、湛水地域の護岸6 総計 24軸受 8 アレスタ（避雷器） 6 調節弁 4 還元井本体 8 復水ポンプ 8 制動機 8 蓄電池 5 容器（マニホールド）6 ポンプ 5 がいきょ 6 洪水吐き、洪水吐きゲート6 洪水吐き、洪水吐きゲート6 圧油装置（油ポンプ、油タンク、アンローダ、配管等）6脱硫循環ポンプ 8 制御装置 6 制御装置 4 凝縮器本体 8 脱硫装置（配管・ダクト）8 車軸 8 燃焼室部品 5 安全弁 6 排水管 4 圧油装置（油ポンプ、油タンク、アンローダ、配管等）6 制動機 6 調速装置 6 排水管（排水弁含む）6車軸 8 燃料噴射装置 5 固定子鉄心 4 スリップリング、ブラシ保持器8 スプリング、ブラシ保持器6 回転子鉄心、磁極 8 冷却水冷却器 5 ブロワー 6 ガス配管 4 継手 6 自動制御装置 6 自動制御装置 6 余水吐門扉、余水路6復水ポンプ 8 動弁装置 5 回転子鉄心、磁極 4 熱交換器（油冷却器）6 ターニング装置 6 固定子鉄心 8 燃料噴射装置 5 換気ファン 6 主止め弁（燃料ガス）4 制動機 6 調速装置 6 圧油装置（油ポンプ、油タンク、アンローダ、配管等）6 励磁装置 6燃料遮断弁 8 過給機 5 排出配管 4 媒体貯蔵タンク 6 潤滑油ポンプ 6 潤滑油ポンプ 8 潤滑油冷却器 5 脱硫器（内蔵） 4 改質水気化器 3 洪水吐き、洪水吐きゲート6 余水吐門扉、余水路6 冷却水装置 6 冷却水装置 6ターニング装置 6 点火装置 5 真空ポンプ 4 界磁巻線 6 主油タンク 6 電気油圧式調速装置(EHC)6 制動機 4 排水管 4 主止め弁 3 調速装置 6 圧油装置（油ポンプ、油タンク、アンローダ、配管等）6 余水扉、余水路 6 小水車用水圧管 6回転子鉄心、磁極、制動巻線6 燃焼室部品 5 界磁巻線 4 蒸気生産井 6 電機子巻線 6 制御装置 6 回転子鉄心、磁極 4 改質器本体 4 総計 24 自動制御装置 6 余水扉、余水路 6 励磁装置 6 水圧管 6制御装置 6 空燃比装置 4 大気放出板 4 安全弁 6 界磁巻線 3 計測装置 6 固定子鉄心 4 窒素ボンベ 4 ヘッドタンク・サージタンク又はヘッドタンク・サージタンクにある制水門扉6 励磁装置 6 制動機 6 潤滑油装置（油ポンプ、油タンク、配管等）6調速装置 6 コンデンサ 4 調速装置（油圧機器）4 電機子巻線 6 保安装置 3 油管 6 スリップリング、ブラシ保持器4 減圧弁 4 冷却水装置 6 冷却水装置 6 水路管 6 スリップリング、ブラシ保持器5ガス化炉用容器 6 真空遮断器 4 スリップリング、ブラシ保持器4 その他設備 4 総計 45 復水器 6 界磁巻線 3 CO変成器 4 余水扉、余水路 6 潤滑油装置（油ポンプ、油タンク、配管等）6 潤滑油装置（油ポンプ、油タンク、配管等）6 電機子巻線（出口線及び端子を含む）4灰じん堆積場 6 計器用変成器、変圧器4 電機子巻線 4 冷却水配管 4 主油冷却器 6 電機子巻線 3 水配管 4 励磁装置 6 小水車用水圧管 6 スリップリング、ブラシ保持器5 固定子鉄心 4保護装置 6 総計 30 ファンモータ 4 ファンモータ 4 ターニング装置 6 総計 30 主止め弁（燃料ガス）4 水圧管 6 スリップリング、ブラシ保持器5 回転子鉄心、磁極、制動巻線4 取水口、取水口にある制水門扉4主油タンク 6 測温抵抗体 8 インターコンデンサ、アフターコンデンサ4 発電機クーラ 2 総計 24 主止め弁（水系） 3 潤滑油装置（油ポンプ、油タンク、配管等）6 制水弁（主弁、側路弁、サーボモータ）4 排砂門扉、排砂路 4 排砂門扉、排砂路 4ＬＮＧ地下式貯槽 6 空燃比装置 8 非常調速装置（油圧機器）4 ファン 2 プレート 2 スリップリング、ブラシ保持器5 取水口、取水口にある制水門扉4 小支台 4 小支台 4電機子巻線 6 計測装置 8 弁、配管、ポンプ類4 総計 20 総計 18 制水弁（主弁、側路弁、サーボモータ）4 沈砂池、沈砂池にある制水門扉4 電機子巻線（出口線及び端子を含む）4 制水弁（主弁、側路弁、サーボモータ）4界磁巻線 6 アレスタ（避雷器） 6 エゼクタ 4 水圧管にある制水弁4 放水路、放水路にある制水門扉4 固定子鉄心 4 回転子鉄心、磁極、制動巻線4電気油圧式調速装置(EHC)6 開閉器（配線用遮断器、電磁開閉器）6 主止め弁 4 取水口、取水口にある制水門扉4 電機子巻線（出口線及び端子を含む）4 放水路、放水路にある制水門扉4 空気管（空気弁含む）3ＬＮＧ地上式貯槽 6 界磁巻線 6 冷却水配管 4 沈砂池、沈砂池にある制水門扉4 とい又は導水路にある制水門扉4 とい又は導水路にある制水門扉4 予備電源装置 3計測装置 6 油タンク 6 主蒸気管 4 固定子鉄心 4 排砂門扉、排砂路 4 取水口、取水口にある制水門扉4 副ダム 3防液堤 4 電機子巻線 6 蒸気加減弁 4 放水路、放水路にある制水門扉4 固定子鉄心 4 制水弁（主弁、側路弁、サーボモータ）4 ダム本体 3防消火設備 2 制御装置（計測、励磁装置、保護継電器、補助継電器、充電器含む）6 蒸気止め弁 4 電機子巻線（出口線及び端子を含む）4 回転子鉄心、磁極、制動巻線4 空気管（空気弁含む）3 余水路 3総計 30 制御装置 6 熱交換器(復水器) 2 回転子鉄心、磁極、制動巻線4 小支台 4 放水路の護岸等 3 主軸 3

真空遮断器 4 潤滑油装置 2 排砂門扉、排砂路 4 がいきょ 3 がいきょ 3 アンカーブロック 3コンデンサ 4 ファン 2 とい又は導水路にある制水門扉4 予備電源装置 3 主軸 3 取水口護岸 2計器用変成器、変圧器4 復水管 2 小支台 4 副ダム 3 余水路 3 表面取水設備 2総計 30 発電機クーラ 2 予備電源装置 3 アンカーブロック 3 アンカーブロック 3 渓流取水設備 2

総計 16 副ダム 3 余水路若しくはちりよけ装置3 ダム本体 3 界磁巻線 2余水路若しくはちりよけ装置3 水圧管 3 小水車用水圧管 3 水圧管にある制水弁2開きょ 3 トンネル 3 副ダム 3 ダムに直接関係ある護岸2主軸 3 ダム本体 3 水圧管 3 ちりよけ装置 2水路橋 3 放水路の護岸等 3 予備電源装置 3 舟筏路 1余水路 3 水路橋 3 トンネル 3 水圧管路の路面若しくは側壁1側水路 3 余水路 3 余水路若しくはちりよけ装置3 流木路 1アンカーブロック 3 開きょ 3 水路橋 3 吸出管 1ダム本体 3 主軸 3 開きょ 3 余水吐き 1渓流取水設備 2 側水路 3 調圧室 2 ケーシング 1ノズル※ペルトン水車のみ該当2 空気管（空気弁含む）3 界磁巻線 2 制圧機 1ダムに直接関係ある護岸2 取水口護岸 2 揚水用設備 2 ランナー 1調圧室 2 揚水用設備 2 ダムに直接関係ある護岸2 中性点接地装置 1ちりよけ装置 2 界磁巻線 2 ちりよけ装置 2 土砂吐 1バケット※ペルトン水車のみ該当2 調圧室 2 表面取水設備 2 魚道 1放水路の護岸等 2 ノズル※ペルトン水車のみ該当2 渓流取水設備 2 洪水路 1ヘッドタンク・サージタンクの護岸2 水圧管にある制水弁2 取水口護岸 2 総計 9取水口護岸 2 バケット※ペルトン水車のみ該当2 水圧管にある制水弁2沈砂池の護岸 2 沈砂池の護岸 2 ノズル※ペルトン水車のみ該当2揚水用設備 2 ダムに直接関係ある護岸2 バケット※ペルトン水車のみ該当2界磁巻線 2 ちりよけ装置 2 ヘッドタンク・サージタンクの護岸2表面取水設備 2 ヘッドタンク・サージタンクの護岸2 水圧管路の路面若しくは側壁1水圧管路の路面若しくは側壁1 渓流取水設備 2 制圧機 1制圧機 1 表面取水設備 2 流木路 1流木路 1 水圧管路の路面若しくは側壁1 魚道 1洪水路 1 中性点接地装置 1 舟筏路 1魚道 1 流木路 1 吸出管 1ランナー 1 土砂吐 1 ランナー 1吸出管 1 ケーシング 1 余水吐き 1余水吐き 1 制圧機 1 中性点接地装置 1舟筏路 1 舟筏路 1 ケーシング 1ケーシング 1 余水吐き 1 洪水路 1中性点接地装置 1 吸出管 1 土砂吐 1土砂吐 1 洪水路 1 総計 9総計 12 魚道 1

ランナー 1総計 9

３０から３９

１から９

機器別EM1　（S1：3-2-1)

２０から２９

１０から１９

99

附表6.2　機器別EM１（Case2）階層表使用DB：R8case2

11_大型火力発電（内燃除く）12_内燃機関 21_地熱発電 22_地熱バイナリー発電23_木質バイオ発電 24_廃棄物（ごみ）発電25_その他のバイオ発電26_燃料電池（PAFC) 27_燃料電池（SOFC) 31_水力①（200kW未満）32_水力②（200kW以上）33_水力③（5000kW以上）34_水力④（揚水） 35_風力①（小型） 36_風力②（小型以外）37_風力③（洋上） 38_太陽電池①（小規模）39_太陽電池②（中規模）3A_太陽電池③（メガ・水上）

300以上燃料貯蔵・搬送設備375貯炭場 250 脱硝装置（アン水ポンプ）250 脱硝装置（アンモニア水ポンプ）250 ブレード支持材 250ガス圧縮機 250 ブレード 250

風車中心シャフト250ナセル 250ブレーキ装置 250

水素配管 225 ガス配管 225 油筒（アクチュエータ）225 油筒（アクチュエータ）200 ブレード 200 ブレード 200 基礎（傾斜屋根設置非該当）200 基礎（傾斜屋根設置非該当）200 基礎（傾斜屋根設置非該当）200管 225 給水加熱器 225 主/再熱蒸気止め弁200 ナセル 200 ナセル 200 太陽電池モジュール200静翼 200 主/再熱蒸気止め弁200 主/再熱蒸気加減弁200 支持物 200弁 200 主/再熱蒸気加減弁200動翼 200固定子鉄心 200油筒（アクチュエータ）200主/再熱蒸気止め弁200主/再熱蒸気加減弁200油管 150 安全遮断弁 150 安全弁 150 脱気器 150 ガス配管 150 太陽電池モジュール150 浮体 150貯槽 150 車室 150 静翼 150 支持物 150 太陽電池モジュール150脱硝装置 150 動翼 150 動翼 150 支持物 150給水加熱器 150 給水管 150 車室 150導管(プロセス配管を想定）150 復水管 150 給水加熱器 150液化ガス用ポンプ150 静翼 150脱気器 150 脱気器 150

蒸気管 150運炭機 100 軸・軸受 125 その他設備 100 付属配管 100 給水ポンプ 100 給水ポンプ 100 インバータ制御装置（保護、INV/CNV、補助継電器等）125 水路管 100 タワー 125 ハブ 100 基礎※着床式のみ該当125 係留ライン 100安全弁 100 冷却塔 100 冷却塔 100 油管 100 安全弁 100 軸・軸受 125 ハブ 100配管 100 付属配管 100 脱硝装置（アンモニア水ポンプ）100車室 100油タンク 100揚炭機 100ドラム 100復水管 75 ガス昇圧機 50 熱水供給ポンプ 50 排気ガス処理設備60 復水管 75 安全遮断弁 75 その他設備（高温配管など）60 余水吐門扉、余水路50 余水吐門扉、余水路50 側壁、底面、湛水地域の護岸50 余水吐門扉、余水路50 タワー 75 ブレーキ装置 75給水管 75 脱硫装置（本体） 50 媒体循環ポンプ 50 脱硝装置（本体） 50 蒸気管 75 脱硝装置（本体） 75 燃焼器 60 洪水吐き、洪水吐きゲート50 水路管 50 余水扉、余水路 50 側壁、底面、湛水地域の護岸50 ブレーキ装置 75 タワー 75気化器 60 脱硫装置（スラリー循環ポンプ）50 給水管 75 脱硫装置 75 容器 60 がいきょ 50 余水扉、余水路 50 余水吐門扉、余水路50 水圧管 50 無停電電源装置 60 無停電電源装置 60蒸気管 60 燃料油ポンプ 50 油管 50 除湿装置 75 側壁、底面、湛水地域の護岸50 ヘッドタンク・サージタンク又はヘッドタンク・サージタンクにある制水門扉50 ヘッドタンク・サージタンク又はヘッドタンク・サージタンクにある制水門扉50 小水車用水圧管 50 インバータ 60 インバータ 60燃料遮断弁 50 冷却ポンプ 50 冷却ポンプ 50 脱硫装置（スラリー潤滑油ポンプ）50 トンネル 50 側壁、底面、湛水地域の護岸50 洪水吐き、洪水吐きゲート50 ローター軸 50 ローター軸 50通風機 50 排気ガスボイラー（本体）50 燃料油ポンプ 50 余水扉、余水路 50 洪水吐き、洪水吐きゲート50 水路管 50附臭設備 50 潤滑油ポンプ 50 過給機 50 ヘッドタンク・サージタンク又はヘッドタンク・サージタンクにある制水門扉50 小水車用水圧管 50給水ポンプ 50 冷却水ポンプ 50 脱硫装置（本体） 50 水圧管 50ＬＮＧ地下式貯槽 50 脱硝装置（本体） 50ＬＮＧ地上式貯槽 50燃料油ポンプ 50給水止め弁 50缶水循環ポンプ 50ガス化炉用容器 50脱硫装置 40 配管 45 計測器 40 蒸気供給/排出配管40 脱硫装置（スラリー潤滑油ポンプ）45 軸受冷却水ポンプ30 脱硫装置（配管・ダクト）30 燃料供給配管（外部設置）45 燃料供給配管（外部設置）45 アンカーブロック 25 排砂門扉、排砂路25 副ダム 25 排砂門扉、排砂路25 インバータ 30 電力ケーブル 30 電力ケーブル 30 接続箱 45 インバータ 45 無停電電源装置 45燃焼装置 40 配管（ダクト） 45 配管 20 熱水供給/排出配管40 冷却ポンプ 40 冷却配管 30 潤滑油配管 30 脱硫器安全弁（外部設置）40 脱硫器安全弁 40 余水路若しくはちりよけ装置25 アンカーブロック 25 開きょ 25 余水路 25 電力ケーブル 30 基礎 25 発電機 20 インバータ 45 接続箱 45 接続箱・集電箱 45灰じん輸送装置 40 潤滑油配管 30 蒸気配管 20 媒体蒸気止め弁 40 脱硫装置（本体） 40 復水ポンプ 20 配管 30 脱硫器(外部設置)40 容器安全弁 40 ダム本体 25 放水路、放水路にある制水門扉25 放水路の護岸等 25 副ダム 25 無停電電源装置 30 発電機 20 保護継電器 12 コネクタ・ケーブル30 コネクタ・ケーブル30 インバータ 45空気予熱器 40 冷却配管 30 還元配管 20 調速装置 40 冷却配管 30 廃熱ボイラ本体 15 冷却配管 30 インバータ 30 脱硫器 40 開きょ 25 トンネル 25 アンカーブロック 25 アンカーブロック 25 基礎 25 制御装置 12 制御装置 12 電力ケーブル 20 電力ケーブル 20 コネクタ・ケーブル30ポンプ 40 空気冷却器 25 汽水分離器本体 20 熱交換機器(予熱器）40 軸受冷却水ポンプ30 軸受 12 脱硝装置（配管・ダクト）30 ブロワー（消化ｶﾞｽ）30 ブロワー（燃料圧縮機）30 副ダム 25 ダム本体 25 ダム本体 25 ダム本体 25 発電機 15 保護継電器 12 ヨー駆動装置 10 制御装置 6 保護継電器 6 足場用浮体 20集じん装置 30 軸受 10 エゼクタ 10 熱交換機器（蒸発器）40 復水ポンプ 20 保安装置 12 潤滑油ポンプ 25 容器 30 伝熱管、水・蒸気配管30 水路橋 25 がいきょ 25 小水車用水圧管 25 取水口、取水口にある制水門扉10 風向・風速計 10 増速機 10 昇降機・梯子 10 保護継電器 3 制御装置 6 水上直流ケーブル20火炉 30 排気ガスボイラー（給水ポンプ）10 安全弁 10 排気管 30 脱硫装置（配管・ダクト）15 冷却器 10 空気冷却装置 25 ガス配管 20 インバータ 30 余水路 25 副ダム 25 放水路、放水路にある制水門扉25 小支台 10 増速機 10 主軸 10 増速機 10 総計 200 総計 200 電力ケーブル 20ガス化炉 30 潤滑油冷却器 10 大気放出板 10 メカニカルシール 25 軸受 12 冷却水冷却器 10 ガス昇圧機 25 容器（マニホールド）15 再循環ブロワ 30 側水路 25 開きょ 25 余水路若しくはちりよけ装置25 排水装置 9 回転計 10 ヨー駆動装置 10 主軸 10 保護継電器 6軸受冷却水ポンプ15 冷却水冷却器 10 主蒸気管 10 配管 20 循環水ポンプ 12 ガス冷却塔 10 冷却ポンプ 25 空冷冷却器、クーリングタワー15 その他設備 15 排砂門扉、排砂路25 放水路の護岸等 25 がいきょ 25 軸受（冷却装置を含む）9 主軸 10 昇降機・梯子 10 回転計 10 制御装置 6空気圧縮機 10 冷却塔 10 付属設備 8 媒体ガス配管/媒体液配管20 制動機 12 界磁巻線 9 ダンパー類 15 安全弁 15 ガス配管 10 取水口、取水口にある制水門扉10 水路橋 25 水路橋 25 空気冷却装置 9 制御装置 9 回転計 10 風向・風速計 5 総計 200スリップリング、ブラシ保持器10 排気ガスボイラー（ダンパ－類）10 蒸気生産井 6 媒体ガス配管 20 車軸 12 電機子巻線 9 空燃比装置 12 凝縮水回収装置 12 調節弁 10 放水路、放水路にある制水門扉10 側水路 25 余水路 25 自動制御装置 6 保護継電器 9 風向・風速計 5 加速度計 5循環水配管 10 清浄機 10 タービン本体 5 還元配管 20 冷却水冷却器 12 主油タンク 9 計測装置 12 CO変成器 10 主止め弁（燃料ガス）10 小支台 10 余水路 25 トンネル 25 排水管（排水弁含む）6 総計 250 加速度計 5 総計 200燃焼器 10 フィルター 10 還元井本体 4 タービン本体 20 冷却器 10 車軸 8 給水ポンプ 10 脱硫器（内蔵） 10 フィルター 10 軸受（冷却装置を含む）9 余水路若しくはちりよけ装置25 排砂門扉、排砂路25 励磁装置 6 総計 200復水ポンプ 10 空気圧縮機 10 冷却水配管 4 凝縮配管 20 計測器 10 スリップリング、ブラシ保持器8 潤滑油こし器 10 フィルター 10 流量計、センサー 8 排水装置 9 水圧管 25 水圧管 25 冷却水装置 6ガス検知器 10 潤滑油こし器 10 調速装置（油圧機器）4 媒体溶液供給配管20 ボイラ本体 10 固定子鉄心 8 シロキサン除去装置10 改質器本体 10 燃料電池本体 6 空気冷却装置 9 取水口、取水口にある制水門扉10 取水口、取水口にある制水門扉10 圧油装置（油ポンプ、油タンク、アンローダ、配管等）6循環水ポンプ 10 空気減圧弁 10 回転子鉄心、磁極 4 凝縮器本体 20 復水器 9 制動機 8 空気減圧弁 10 調節弁 10 換気ファン 6 圧油装置（油ポンプ、油タンク、アンローダ、配管等）6 小支台 10 小支台 10 調速装置 6復水器 9 回転整流器 10 弁、配管、ポンプ類4 調節弁 (蒸発器媒体液位調節弁）10 計測装置 9 回転子鉄心、磁極 8 空気圧縮機 10 主止め弁（燃料ガス）10 ブロワー（空気圧縮機）6 冷却水装置 6 軸受（冷却装置を含む）9 排水装置 9 継手 6冷却水冷却器 9 調整弁 10 インターコンデンサ、アフターコンデンサ4 媒体循環ポンプ用モータ10 制御装置 9 潤滑油ポンプ 8 ファン類（排気・ラジエタ)10 冷却水循環ポンプ 9 伝熱管 6 継手 6 排水装置 9 空気冷却装置 9 制動機 6主油冷却器 9 計測装置 8 調節弁 4 非常調速装置 10 電気油圧式調速装置(EHC)9 制御装置 6 燃料性状機器 10 冷却水冷却装置 9 改質水供給ポンプ 5 自動制御装置 6 空気冷却装置 9 軸受（冷却装置を含む）9 潤滑油装置（油ポンプ、油タンク、配管等）6潤滑油ポンプ 8 バッテリー 8 排出配管 4 軸受 10 主油冷却器 9 電気油圧式調速装置(EHC)6 ラジエータ 10 流量計、センサー 8 改質水処理装置 5 調速装置 6 継手 6 排水管（排水弁含む）6 スリップリング、ブラシ保持器5軸受 8 測温抵抗体 8 電機子巻線 4 計測器 10 回転子鉄心、磁極 8 復水器 6 排気ガスボイラー（本体）10 ブロワー 6 その他設備（ストレーナ等）5 潤滑油装置（油ポンプ、油タンク、配管等）6 排水管（排水弁含む）6 自動制御装置 6 渓流取水設備 5保安装置 8 界磁巻線 6 主止め弁 4 制御機器（ガバナ盤）10 固定子鉄心 8 ターニング装置 6 清浄機 10 配管 6 ポンプ 5 排水管（排水弁含む）6 調速装置 6 圧油装置（油ポンプ、油タンク、アンローダ、配管等）6 取水口護岸 5水素冷却装置 8 開閉器（配線用遮断器、電磁開閉器）6 固定子鉄心 4 その他設備（潤滑油設備）10 循環水配管 8 主油冷却器 6 油漏れ検知器 10 ポンプ 6 排水管 4 制動機 6 自動制御装置 6 冷却水装置 6 ダムに直接関係ある護岸5脱硫循環ポンプ 8 制御装置（計測、励磁装置、保護継電器、補助継電器、充電器含む）6 非常調速装置（油圧機器）4 媒体充填・抽出ポンプ10 潤滑油ポンプ 6 計測装置 6 ラジエータ（バイオ）10 換気ファン 6 改質水気化器 3 励磁装置 6 潤滑油装置（油ポンプ、油タンク、配管等）6 制動機 6 制水弁（主弁、側路弁、サーボモータ）4車軸 8 油タンク 6 界磁巻線 4 熱水供給ポンプ用モータ10 ターニング装置 6 総計 200 調節弁 10 冷却板，冷却パイプ6 主止め弁 3 空気管（空気弁含む）6 冷却水装置 6 調速装置 6 回転子鉄心、磁極、制動巻線4調速装置 6 電機子巻線 6 ファンモータ 4 付属設備 8 主油タンク 6 点火装置 10 燃料電池本体 6 総計 60 渓流取水設備 5 制動機 6 励磁装置 6 固定子鉄心 4保護装置 6 アレスタ（避雷器） 6 真空ポンプ 4 回転子鉄心、磁極 8 スプリング、ブラシ保持器6 制御装置 9 窒素ボンベ 5 取水口護岸 5 励磁装置 6 継手 6 電機子巻線（出口線及び端子を含む）4制御装置 6 制御装置 6 スリップリング、ブラシ保持器4 還元井本体 8 電機子巻線 6 防振ゴム 8 水配管 4 沈砂池の護岸 5 圧油装置（油ポンプ、油タンク、アンローダ、配管等）6 潤滑油装置（油ポンプ、油タンク、配管等）6 空気管（空気弁含む）3電機子巻線 6 燃料噴射装置 5 制御装置 4 固定子鉄心 8 保安装置 3 燃料油タンク 6 減圧弁 4 調圧室 5 渓流取水設備 5 ヘッドタンク・サージタンクの護岸5 予備電源装置 3主油タンク 6 動弁装置 5 蒸気加減弁 4 スリップリング、ブラシ保持器8 界磁巻線 3 燃焼室部品 5 排水管 4 放水路の護岸等 5 沈砂池の護岸 5 取水口護岸 5 主軸 3回転子鉄心、磁極、制動巻線6 過給機 5 蒸気止め弁 4 熱交換器（油冷却器）6 総計 375 燃料噴射装置 5 主止め弁（水系） 3 ヘッドタンク・サージタンクの護岸5 沈砂池、沈砂池にある制水門扉5 ダムに直接関係ある護岸5 ちりよけ装置 2ターニング装置 6 点火装置 5 熱交換器(復水器) 2 媒体貯蔵タンク 6 動弁装置 5 プレート 2 スリップリング、ブラシ保持器5 ヘッドタンク・サージタンクの護岸5 調圧室 5 表面取水設備 2界磁巻線 6 燃焼室部品 5 潤滑油装置 2 界磁巻線 6 蓄電池 5 総計 45 沈砂池、沈砂池にある制水門扉5 取水口護岸 5 スリップリング、ブラシ保持器5 界磁巻線 2計測装置 6 空燃比装置 4 ファン 2 蒸気生産井 6 冷却水冷却器 5 ダムに直接関係ある護岸5 ダムに直接関係ある護岸5 渓流取水設備 5 水圧管にある制水弁2電気油圧式調速装置(EHC)6 コンデンサ 4 復水管 2 安全弁 6 冷却塔 5 回転子鉄心、磁極、制動巻線4 スリップリング、ブラシ保持器5 とい又は導水路にある制水門扉4 ランナー 1灰じん堆積場 6 真空遮断器 4 発電機クーラ 2 電機子巻線 6 フィルター 5 制水弁（主弁、側路弁、サーボモータ）4 調圧室 5 回転子鉄心、磁極、制動巻線4 ケーシング 1防液堤 4 計器用変成器、変圧器4 総計 100 その他設備 4 潤滑油冷却器 5 電機子巻線（出口線及び端子を含む）4 固定子鉄心 4 固定子鉄心 4 流木路 1防消火設備 2 総計 250 冷却水配管 4 セルモータ 5 水圧管にある制水弁4 とい又は導水路にある制水門扉4 制水弁（主弁、側路弁、サーボモータ）4 制圧機 1総計 250 ファンモータ 4 スリップリング、ブラシ保持器4 とい又は導水路にある制水門扉4 制水弁（主弁、側路弁、サーボモータ）4 電機子巻線（出口線及び端子を含む）4 余水吐き 1

発電機クーラ 2 固定子鉄心 4 固定子鉄心 4 回転子鉄心、磁極、制動巻線4 主軸 3 吸出管 1ファン 2 制動機 4 主軸 3 電機子巻線（出口線及び端子を含む）4 予備電源装置 3 土砂吐 1総計 100 回転子鉄心、磁極 4 予備電源装置 3 空気管（空気弁含む）3 空気管（空気弁含む）3 中性点接地装置 1

電機子巻線 3 ちりよけ装置 2 予備電源装置 3 ちりよけ装置 2 水圧管路の路面若しくは側壁1界磁巻線 3 バケット※ペルトン水車のみ該当2 主軸 3 水圧管にある制水弁2 魚道 1総計 250 揚水用設備 2 ノズル※ペルトン水車のみ該当2 バケット※ペルトン水車のみ該当2 舟筏路 1

ノズル※ペルトン水車のみ該当2 水圧管にある制水弁2 ノズル※ペルトン水車のみ該当2 洪水路 1表面取水設備 2 バケット※ペルトン水車のみ該当2 揚水用設備 2 総計 50界磁巻線 2 揚水用設備 2 界磁巻線 2制圧機 1 ちりよけ装置 2 表面取水設備 2吸出管 1 表面取水設備 2 吸出管 1流木路 1 界磁巻線 2 ランナー 1舟筏路 1 土砂吐 1 流木路 1魚道 1 舟筏路 1 土砂吐 1土砂吐 1 流木路 1 水圧管路の路面若しくは側壁1洪水路 1 吸出管 1 ケーシング 1余水吐き 1 洪水路 1 中性点接地装置 1水圧管路の路面若しくは側壁1 水圧管路の路面若しくは側壁1 余水吐き 1ケーシング 1 ランナー 1 舟筏路 1中性点接地装置 1 余水吐き 1 魚道 1ランナー 1 制圧機 1 洪水路 1総計 100 魚道 1 制圧機 1

ケーシング 1 総計 50中性点接地装置 1総計 50

1以上50未満

機器別EM1　（S1：25-5-1)

250以上300未満

200以上250未満

150以上200未満

100以上150未満

50以上100未満

100

附表6.3　機器別EM2　階層表使用DB：R8case1

11_大型火力発電（内燃除く）12_内燃機関 21_地熱発電 22_地熱バイナリー発電23_木質バイオ発電 24_廃棄物（ごみ）発電25_その他のバイオ発電26_燃料電池（PAFC) 27_燃料電池（SOFC) 31_水力①（200kW未満）32_水力②（200kW以上）33_水力③（5000kW以上）34_水力④（揚水） 35_風力①（小型） 36_風力②（小型以外）37_風力③（洋上） 38_太陽電池①（小規模）39_太陽電池②（中規模）3A_太陽電池③（メガ・水上）気化器 36 燃料貯蔵・搬送設備30蒸気管 36給水加熱器 36貯炭場 30缶水循環ポンプ 30燃焼器 30ガス圧縮機 30スリップリング、ブラシ保持器30給水ポンプ 30通風機 30弁 30燃料油ポンプ 30主/再熱蒸気加減弁30主/再熱蒸気止め弁30循環水ポンプ 30復水器 27 計測器 24 静翼 24 軸受（冷却装置を含む）27 空気冷却装置 27 発電機 20 発電機 20 太陽電池モジュール20 太陽電池モジュール20 太陽電池モジュール20冷却水冷却器 27 循環水ポンプ 24 空気冷却装置 27 軸受（冷却装置を含む）27管 27 軸受 24水素配管 27 動翼 24空気予熱器 24 車軸 24給水止め弁 24 ボイラ本体 20燃焼装置 24灰じん輸送装置 24油筒（アクチュエータ）24水素冷却装置 24運炭機 24固定子鉄心 24脱硫循環ポンプ 24軸受 24動翼 24軸受冷却水ポンプ24復水ポンプ 24車軸 24保安装置 24循環水配管 24揚炭機 24潤滑油ポンプ 24ポンプ 24静翼 24脱硫装置 20ガス化炉 18 配管（ダクト） 15 付属設備 16 付属設備 16 冷却水冷却器 18 廃熱ボイラ本体 15 脱硝装置（本体） 15 空冷冷却器、クーリングタワー15 その他設備 15 電機子巻線（出口線及び端子を含む）12 排水装置 18 発電機 15 無停電電源装置 16 無停電電源装置 16主油冷却器 18 燃料油ポンプ 10 その他設備 12 その他設備 12 復水器 18 軸受 12 インバータ制御装置（保護、INV/CNV、補助継電器等）15 凝縮水回収装置 12 その他設備（高温配管など）15 制動機 12 制動機 18 回転計 10 保護継電器 12 保護継電器 12主油タンク 18 脱硝装置（本体） 10 安全弁 10 熱水供給ポンプ用モータ10 給水加熱器 18 保安装置 12 ダンパー類 15 調節弁 10 燃焼器 12 回転子鉄心、磁極、制動巻線12 圧油装置（油ポンプ、油タンク、アンローダ、配管等）12 風車中心シャフト 10 制御装置 12 制御装置 12脱気器 18 冷却水ポンプ 10 媒体循環ポンプ用モータ10 油筒（アクチュエータ）18 ガス冷却塔 10 空燃比装置 12 フィルター 10 容器 12 固定子鉄心 12 継手 12 ナセル 10 インバータ 12 インバータ 12液化ガス用ポンプ18 フィルター 10 媒体充填・抽出ポンプ10 復水ポンプ 16 冷却ポンプ 10 計測装置 12 調節弁 10 冷却水装置 12 増速機 10 増速機 10 ヨー駆動装置 10火炉 18 脱硫装置（本体） 10 還元配管 10 循環水配管 16 主/再熱蒸気加減弁10 脱硫装置（スラリー潤滑油ポンプ）10 フィルター 10 制水弁（主弁、側路弁、サーボモータ）12 ブレーキ装置 10 ヨー駆動装置 10 増速機 10ターニング装置 18 回転整流器 10 熱水供給ポンプ 10 固定子鉄心 16 冷却器 10 脱硝装置（アンモニア水ポンプ）10 再循環ブロワ 10 調速装置 12 風向・風速計 10 昇降機・梯子 10 昇降機・梯子 10回転子鉄心、磁極、制動巻線18 ガス昇圧機 10 計測器 10 回転子鉄心、磁極16 冷却水冷却器 10 点火装置 10 固定子鉄心 12 ブレード 10 主軸 10 主軸 10貯槽 18 排気ガスボイラー（給水ポンプ）10 配管 10 主/再熱蒸気加減弁16 主/再熱蒸気止め弁10 ラジエータ（バイオ）10 電機子巻線（出口線及び端子を含む）12 ブレード支持材 10油管 18 空気圧縮機 10 軸受 10 主/再熱蒸気止め弁16 ファン類（排気・ラジエタ)10 自動制御装置 12 主軸 10電機子巻線 18 脱硝装置（アン水ポンプ）10 媒体循環ポンプ 10 給水管 12 過給機 10 余水吐門扉、余水路12界磁巻線 18 空気減圧弁 10 制御機器（ガバナ盤）10 主油タンク 12 脱硫装置（本体） 10 励磁装置 12導管(プロセス配管を想定）18 脱硫装置（スラリー循環ポンプ）10 その他設備（潤滑油設備）10 ターニング装置 12 給水ポンプ 10 回転子鉄心、磁極、制動巻線12ドラム 16 軸受 10 媒体蒸気止め弁 10 潤滑油ポンプ 12 ラジエータ 10 取水口、取水口にある制水門扉12集じん装置 16 調整弁 10 非常調速装置 10 軸受冷却水ポンプ12 空気圧縮機 10 潤滑油装置（油ポンプ、油タンク、配管等）12空気圧縮機 16 潤滑油こし器 10 調速装置 10 制動機 12 脱硝装置（配管・ダクト）10脱硝装置 16 排気ガスボイラー（ダンパ－類）10 調節弁 (蒸発器媒体液位調節弁）10 排気ガス処理設備12 空気減圧弁 10油タンク 12 潤滑油ポンプ 10 安全弁 12 脱硫装置 10制御装置 12 排気ガスボイラー（本体）10 復水管 12 シロキサン除去装置10調速装置 12 潤滑油冷却器 10 脱気器 12 脱硫装置（配管・ダクト）10燃料遮断弁 12 冷却ポンプ 10 給水ポンプ 12 燃料油ポンプ 10計測装置 12 冷却塔 10 脱硫装置（本体） 12 調節弁 10電気油圧式調速装置(EHC)12 冷却水冷却器 10 車室 12 排気ガスボイラー（本体）10安全弁 12 清浄機 10 蒸気管 12 燃料性状機器 10配管 12 冷却器 10 ガス昇圧機 10車室 12 脱硝装置（アンモニア水ポンプ）10 清浄機 10附臭設備 10 計測器 10 油漏れ検知器 10ガス検知器 10 脱硝装置（本体） 10 潤滑油こし器 10

除湿装置 10復水管 9 ガス配管 9 ファンモータ 8 還元井本体 8 主油冷却器 9 界磁巻線 9 制御装置 9 冷却水冷却装置 9 燃料供給配管（外部設置）9 空気冷却装置 9 空気冷却装置 9 排水装置 9 排水管（排水弁含む）6 無停電電源装置 9 ブレード 8 電力ケーブル 8 インバータ 9 インバータ 9 接続箱・集電箱 9給水管 9 配管 9 制御装置 8 ファンモータ 8 電気油圧式調速装置(EHC)9 主油タンク 9 防振ゴム 8 燃料供給配管（外部設置）9 伝熱管、水・蒸気配管9 軸受（冷却装置を含む）9 排水装置 9 ヘッドタンク・サージタンク又はヘッドタンク・サージタンクにある制水門扉8 水圧管にある制水弁6 保護継電器 9 ナセル 8 ナセル 8 接続箱 9 接続箱 9 無停電電源装置 9灰じん堆積場 8 潤滑油配管 9 インターコンデンサ、アフターコンデンサ8 回転子鉄心、磁極 8 脱硫装置（スラリー潤滑油ポンプ）9 電機子巻線 9 ガス配管 6 冷却水循環ポンプ 9 流量計、センサー 8 排水装置 9 軸受（冷却装置を含む）9 放水路、放水路にある制水門扉8 ちりよけ装置 6 制御装置 9 電力ケーブル 8 ブレード 8 基礎（傾斜屋根設置非該当）8 基礎（傾斜屋根設置非該当）8 インバータ 9保護装置 6 冷却配管 9 真空ポンプ 8 スリップリング、ブラシ保持器8 制御装置 9 安全弁 9 配管 6 脱硫器(外部設置) 8 容器安全弁 8 調速装置 6 調速装置 6 とい又は導水路にある制水門扉8 主軸 6 インバータ 9 ブレーキ装置 5 風向・風速計 5 支持物 8 電力ケーブル 6 浮体 8ＬＮＧ地下式貯槽 6 バッテリー 8 汽水分離器本体 8 冷却水配管 8 計測装置 9 脱気器 9 燃料油タンク 6 流量計、センサー 8 脱硫器 8 潤滑油装置（油ポンプ、油タンク、配管等）6 潤滑油装置（油ポンプ、油タンク、配管等）6 余水吐門扉、余水路8 界磁巻線 6 電力ケーブル 6 加速度計 5 加速度計 5 コネクタ・ケーブル 6 コネクタ・ケーブル 6 基礎（傾斜屋根設置非該当）8ガス化炉用容器 6 測温抵抗体 8 タービン本体 8 熱交換機器（蒸発器）8 脱硫装置（配管・ダクト）8 復水ポンプ 8 冷却配管 6 脱硫器安全弁（外部設置）8 脱硫器安全弁 8 冷却水装置 6 冷却水装置 6 取水口、取水口にある制水門扉8 小支台 6 タワー 5 風向・風速計 5 ブレーキ装置 5 電力ケーブル 6 保護継電器 6 電力ケーブル 6ＬＮＧ地上式貯槽 6 計測装置 8 弁、配管、ポンプ類8 固定子鉄心 8 冷却ポンプ 8 スリップリング、ブラシ保持器8 潤滑油配管 6 容器 6 換気ファン 6 継手 6 圧油装置（油ポンプ、油タンク、アンローダ、配管等）6 余水扉、余水路 8 表面取水設備 6 基礎 1 回転計 5 基礎※着床式のみ該当5 制御装置 6 支持物 6 保護継電器 6防液堤 4 界磁巻線 6 主蒸気管 8 熱交換機器(予熱器）8 油管 8 油筒（アクチュエータ）8 軸・軸受 5 燃料電池本体 6 ブロワー（空気圧縮機）6 制動機 6 制動機 6 洪水吐き、洪水吐きゲート8 小水車用水圧管 6 総計 15 ハブ 4 回転計 5 保護継電器 3 制御装置 6 コネクタ・ケーブル 6防消火設備 2 開閉器（配線用遮断器、電磁開閉器）6 冷却水配管 8 蒸気供給/排出配管8 電機子巻線 6 制動機 8 冷却塔 5 ブロワー（消化ｶﾞｽ）6 燃料電池本体 6 排水管（排水弁含む）6 継手 6 バケット※ペルトン水車のみ該当6 水圧管 6 タワー 3 ハブ 4 総計 20 総計 20 支持物 6総計 36 電機子巻線 6 蒸気止め弁 8 熱水供給/排出配管8 冷却配管 6 給水ポンプ 8 冷却ポンプ 5 ブロワー 6 ブロワー（燃料圧縮機）6 圧油装置（油ポンプ、油タンク、アンローダ、配管等）6 排水管（排水弁含む）6 圧油装置（油ポンプ、油タンク、アンローダ、配管等）6 側壁、底面、湛水地域の護岸6 ローター軸 2 タワー 3 制御装置 6

安全遮断弁 6 蒸気生産井 6 凝縮器本体 8 保安装置 6 静翼 8 燃焼室部品 5 配管 6 伝熱管 6 空気管（空気弁含む）6 自動制御装置 6 界磁巻線 6 スリップリング、ブラシ保持器5 基礎 1 ローター軸 2 足場用浮体 4油タンク 6 配管 5 媒体貯蔵タンク 6 スプリング、ブラシ保持器6 給水加熱器 8 空気冷却装置 5 換気ファン 6 インバータ 6 自動制御装置 6 励磁装置 6 小支台 6 排砂門扉、排砂路 4 総計 20 総計 20 水上直流ケーブル 4アレスタ（避雷器） 6 復水管 4 安全弁 6 界磁巻線 6 軸受冷却水ポンプ 8 セルモータ 5 インバータ 6 ポンプ 5 励磁装置 6 スリップリング、ブラシ保持器5 排水管（排水弁含む）6 ダムに直接関係ある護岸3 係留ライン 4制御装置（計測、励磁装置、保護継電器、補助継電器、充電器含む）6 スリップリング、ブラシ保持器4 界磁巻線 6 総計 30 固定子鉄心 8 蓄電池 5 ポンプ 6 改質水処理装置 5 スリップリング、ブラシ保持器5 回転子鉄心、磁極、制動巻線4 制水弁（主弁、側路弁、サーボモータ）6 余水吐き 3 総計 20制御装置 6 固定子鉄心 4 熱交換器（油冷却器）6 車軸 8 燃料噴射装置 5 安全弁 6 その他設備（ストレーナ等）5 排砂門扉、排砂路 4 余水吐門扉、余水路4 冷却水装置 6 副ダム 3空気冷却器 5 潤滑油装置 4 蒸気生産井 6 回転子鉄心、磁極 8 冷却水冷却器 5 冷却板，冷却パイプ6 改質水供給ポンプ 5 ヘッドタンク・サージタンク又はヘッドタンク・サージタンクにある制水門扉4 とい又は導水路にある制水門扉4 継手 6 制圧機 3燃焼室部品 5 還元配管 4 排気管 6 動翼 8 フィルター 5 窒素ボンベ 4 主止め弁（燃料ガス）4 とい又は導水路にある制水門扉4 ノズル※ペルトン水車のみ該当4 ノズル※ペルトン水車のみ該当6 ダム本体 3動弁装置 5 蒸気加減弁 4 電機子巻線 6 潤滑油ポンプ 8 潤滑油ポンプ 5 減圧弁 4 排水管 4 余水吐門扉、余水路4 バケット※ペルトン水車のみ該当4 調速装置 6 吸出管 3過給機 5 エゼクタ 4 メカニカルシール 5 電気油圧式調速装置(EHC)6 潤滑油冷却器 5 排水管 4 主止め弁 3 水圧管にある制水弁4 電機子巻線（出口線及び端子を含む）4 励磁装置 6 ケーシング 3燃料噴射装置 5 回転子鉄心、磁極 4 冷却塔 4 ターニング装置 6 動弁装置 5 ガス配管 4 改質水気化器 3 電機子巻線（出口線及び端子を含む）4 排砂門扉、排砂路 4 自動制御装置 6 空気管（空気弁含む）3軸・軸受 5 電機子巻線 4 タービン本体 4 計測装置 6 固定子鉄心 4 容器（マニホールド）4 ガス配管 2 水路管 4 洪水吐き、洪水吐きゲート4 潤滑油装置（油ポンプ、油タンク、配管等）6 予備電源装置 3点火装置 5 排出配管 4 媒体ガス配管/媒体液配管4 制御装置 6 制動機 4 水配管 4 総計 15 回転子鉄心、磁極、制動巻線4 制水弁（主弁、側路弁、サーボモータ）4 スリップリング、ブラシ保持器5 土砂吐 3空燃比装置 4 主止め弁 4 媒体ガス配管 4 主油冷却器 6 スリップリング、ブラシ保持器4 主止め弁（燃料ガス）4 制水弁（主弁、側路弁、サーボモータ）4 放水路、放水路にある制水門扉4 排砂門扉、排砂路 4 余水路 3真空遮断器 4 発電機クーラ 4 ファン 4 冷却配管 6 回転子鉄心、磁極 4 改質器本体 3 放水路、放水路にある制水門扉4 ヘッドタンク・サージタンク又はヘッドタンク・サージタンクにある制水門扉4 余水路若しくはちりよけ装置4 取水口護岸 3コンデンサ 4 非常調速装置（油圧機器）4 付属配管 4 車室 6 安全遮断弁 3 主止め弁（水系） 3 固定子鉄心 4 余水扉、余水路 4 ちりよけ装置 4 ランナー 3計器用変成器、変圧器4 蒸気配管 4 媒体溶液供給配管4 復水器 6 界磁巻線 3 脱硫器（内蔵） 2 余水扉、余水路 4 固定子鉄心 4 表面取水設備 4 水圧管路の路面若しくは側壁3総計 15 付属配管 4 凝縮配管 4 復水管 3 電機子巻線 3 プレート 2 洪水吐き、洪水吐きゲート4 沈砂池、沈砂池にある制水門扉4 水圧管にある制水弁4 アンカーブロック 3

界磁巻線 4 発電機クーラ 4 蒸気管 3 総計 15 CO変成器 2 沈砂池、沈砂池にある制水門扉4 取水口、取水口にある制水門扉4 水路管 4 渓流取水設備 2ファン 4 総計 16 給水管 3 総計 15 取水口、取水口にある制水門扉4 空気管（空気弁含む）3 側壁、底面、湛水地域の護岸4 中性点接地装置 1還元井本体 4 油管 2 主軸 3 予備電源装置 3 トンネル 3 流木路 1冷却塔 4 総計 15 予備電源装置 3 主軸 3 ランナー 3 魚道 1調節弁 4 余水路若しくはちりよけ装置2 ケーシング 2 予備電源装置 3 舟筏路 1調速装置（油圧機器）4 バケット※ペルトン水車のみ該当2 表面取水設備 2 主軸 3 洪水路 1熱交換器(復水器) 2 側壁、底面、湛水地域の護岸2 界磁巻線 2 空気管（空気弁含む）3 総計 27大気放出板 2 がいきょ 2 側壁、底面、湛水地域の護岸2 ダム本体 3総計 24 トンネル 2 水圧管にある制水弁2 アンカーブロック 3

渓流取水設備 2 水路管 2 水路橋 3界磁巻線 2 余水路若しくはちりよけ装置2 ケーシング 3水圧管 2 制圧機 2 制圧機 3揚水用設備 2 渓流取水設備 2 小水車用水圧管 3ちりよけ装置 2 揚水用設備 2 吸出管 3ノズル※ペルトン水車のみ該当2 ちりよけ装置 2 水圧管 3表面取水設備 2 吸出管 2 余水吐き 2小支台 2 小水車用水圧管 2 揚水用設備 2水圧管路の路面若しくは側壁1 小支台 2 土砂吐 2吸出管 1 水圧管路の路面若しくは側壁1 開きょ 2余水路 1 魚道 1 ダムに直接関係ある護岸2中性点接地装置 1 余水路 1 ヘッドタンク・サージタンクの護岸2ヘッドタンク・サージタンクの護岸1 中性点接地装置 1 水圧管路の路面若しくは側壁2調圧室 1 がいきょ 1 副ダム 2開きょ 1 調圧室 1 余水路 2ダム本体 1 開きょ 1 渓流取水設備 2洪水路 1 ランナー 1 がいきょ 2ランナー 1 ヘッドタンク・サージタンクの護岸1 放水路の護岸等 2魚道 1 取水口護岸 1 取水口護岸 2沈砂池の護岸 1 ダムに直接関係ある護岸1 調圧室 2放水路の護岸等 1 沈砂池の護岸 1 舟筏路 1取水口護岸 1 放水路の護岸等 1 中性点接地装置 1余水吐き 1 舟筏路 1 洪水路 1土砂吐 1 余水吐き 1 魚道 1水路橋 1 土砂吐 1 流木路 1舟筏路 1 水路橋 1 総計 27制圧機 1 トンネル 1ケーシング 1 洪水路 1流木路 1 アンカーブロック 1アンカーブロック 1 流木路 1側水路 1 ダム本体 1ダムに直接関係ある護岸1 側水路 1副ダム 1 水圧管 1総計 9 副ダム 1

総計 9

３０から３９

２０から２９

機器別EM２　（S2：3-2-1)

１０から１９

１から９

101

設備設備備考設置改造取替修理他

一，二（一） 300kW以上－－－－

ボイラー二（二）１(2)ﾛ－全てMOT,MOPに変更，SRVの能力変

更全て全て－

補助ボイラ二（二）1(2)ﾛ－同上同上同上－

蒸気タービン二（二）1(2)ｲ－ 1,000ｋW以上 1,000ｋW以上 1,000ｋW以上－

燃料設備（石炭）二（二）1(2)ﾍ－同上－－－

燃料設備（油）二（二）1(2)ﾍ－同上－－－

燃料設備（ガス）二（二）1(2)ﾍ－同上 1,000ｋW以上－－

液化ガス設備（ｱﾝﾓﾆｱ・不活性ガス）二（二）1(2)ﾄ－同上 1,000ｋW以上－－

ばい煙処理装置－－－－－－

発電機二（二）2(1) － 1,000ｋW以上20%以上の電圧又は容量の変更を伴

うもの－－

一，二（一） 300kW以上－－－－

生産井（蒸気井）二（二）1(2)ﾊ－全て－－－

汽水分離器（蒸気井の付属品）二（二）1(2)ﾊ－－－－


凝縮器（水冷）（タービンの付属品，タービンの更新が無い場合は不要）二（二）1(2)ｲ－－－－－

冷却塔（タービンの付属品，タービンの更新が無い場合は不要）二（二）1(2)ｲ－－－－－

非凝縮ガス処理装置 - －－－－－

還元井 - －－－－－


うもの－－

一，二（一） 300kW以上－－－－

生産井（蒸気井）二（二）1(2)ﾊ－全て－－－

蒸気発生装置二（二）1(2)ｲ－ 1,000ｋW以上 1,000ｋW以上 1,000ｋW以上－


冷却塔（蒸気タービン，タービンの更新が無い場合は不要） - －－－－－

予熱器二（二）1(2)ﾄ－ 1,000ｋW以上 1,000ｋW以上 1,000ｋW以上－

媒体充填・抽出装置二（二）1(2)ﾄ－ 1,000ｋW以上 1,000ｋW以上 1,000ｋW以上－

還元井－－－－－


うもの－－

一，二（一） 300kW以上－－－－

ボイラー二（二）１(2)ﾛ－ 1,000ｋW以上 1,000ｋW以上 1,000ｋW以上－

燃料貯蔵装置・運搬装置二（ニ）1(2)ﾍ－ 1,000ｋW以上 1,000ｋW以上－

蒸気タービン二（二）1(2)ｲ－同上－－－

冷却設備（蒸気タービン，タービンの更新が無い場合は不要）

- －－－－－


うもの－－

全て－

－

－

事故報告（破損事故）

電気主任技術者

全て 300kW以上全て

全て 300kW以上

自家用電気工作物で

電気；2000kW未満

ﾎﾞｲﾗ/ﾀｰﾋﾞﾝ；5,000ｋW未満で1,470ｋPa以下又は

2,940ｋPa以下

全て




2,940ｋPa以下

全て

全て 300kW以上

－

ﾎﾞｲﾗｰ･ﾀｰﾋﾞﾝ主任技術者

ダム主任技術者外部委託

全て

主任技術者の選任

300kW以上




2,940ｋPa以下




2,940ｋPa以下

工事計画届け出基準

汽力（火力）大型火力

火力発電所

汽力（火力）木質バイオ

変更の工事であって，発電設備の設置の工事以外の工事発電所の設置及び

変更の工事での発電設備の設置

施行規則別表第二（上欄）

地熱発電所

木質バイオ発電所

発電所設備発電種別

汽力（火力）地熱バイナリー

地熱バイナリ発電所

汽力（火力）地熱

附表－７　　　現行規制と出力基準の関係　（簡易評価指標EM1，EM2と比較する出力）

火力設備

102



電気主任技術者ﾎﾞｲﾗｰ･ﾀｰﾋﾞﾝ主任技術者


主任技術者の選任工事計画届け出基準





一，二（一） 300kW以上－－－－

燃焼ガス冷却装置－－－－－－


冷却設備（タービンの付属品，タービンの更新が無い場合は不要）

- －－－－－


うもの－－

一，二（一） 1,000ｋW以上－－－－

ガスタービン二（二）1(2)ﾆ－ 1,000ｋW以上

10,000kW以上で，P又はTの変更回転数の5%以上の変更，調速機の種類の変更を伴うもの

10,000以上－

ガス圧縮機二（二）1(2)ﾁ－ 1,000ｋW以上－－－

燃料設備－ 1,000kW以上1,000kW以上で，条件が合致したも

の－－

　液化ガス用燃料設備（980kPaのものあり）－－－－－


排ガス処理装置（ばい煙処理装置）－－－－－－


うもの－－

一，二（一）全て－－－－

ボイラー二（二）1(2)ﾛ－全てMOT,MOPに変更，SRVの能力変

更全て全て－

補助ボイラ二（二）1(2)ﾛ－同上同上同上－


ガスタービン二（二）1(2)ﾆ－ 1,000ｋW以上

10,000kW以上で，P又はTの変更回転数の5%以上の変更，調速機の種類の変更を伴うもの

10,000以上－

ガス圧縮機二（二）1(2)ﾁ－ 1,000ｋW以上－－－

燃料設備（油）二（二）1(2)ﾍ－ 1,000ｋW以上－－

燃料設備（石炭）二（二）1(2)ﾍ－ 1,000ｋW以上－－

燃料設備（ガス）二（二）1(2)ﾍ－ 1,000ｋW以上 1,000ｋW以上－－

ガス化炉二（二）１(2)ﾁ－全て全て全て－


排ガス処理装置（ばい煙処理装置）－－－－－－

発電機二（二）2(1) －全て20%以上の電圧又は容量の変更を伴

うもの－－




2,940ｋPa以下

全て 300kW以上－

1,000ｋW以上300kW以上

全て

－

－

300kW以上全て全て

ガスタービン

汽力（火力）廃棄物




2,940ｋPa以下

全て

コンバインド

ガスタービン発電所

廃棄物ゴミ発電所

２つ以上の原動力を組み合わせた発電所

二（二）1(2)ﾍ

火力設備




2,940ｋPa以下

103










一，二（一） 10,000kW以上－－－－

デーゼルエンジン二（二）１(2）ﾎ－ 10,000kW以上－ 10,000kW以上－

空気設備（DE) －－－－－

排気ガス設備（DE) －－－－－

冷却設備（DE) －－－－－

潤滑油装置（DE) －－－－－

圧縮空気装置（DE) －－－－－

燃料設備（DE) －－－－－

ガスエンジン－－－－－

空気設備（GE) －－－－－

排気ガス設備（GE) －－－－－

冷却設備（GE）－－－－－

潤滑油装置（GE) －－－－－

圧縮空気装置（GE) －－－－－

燃料設備（GE) －－－－－

発電機（DE）二（二）2(1) －１0,000kW以上

10,000kW以上で20%以上の出力変更20%以上の電圧又はようようの変更を伴うもの

－－

発電機(GE) 二（二）2(1) －１0,000kW以上


－－

一，二（一） 10,000kW以上－－－－

デーゼルエンジン(バイオDE）二（二）１(2）ﾎ－ 10,000kW以上－ 10,000kW以上－

空気設備(バイオDE）－－－－－

排気ガス設備(バイオDE）－－－－－

冷却設備(バイオDE）－－－－－

潤滑油装置(バイオDE）－－－－－

圧縮空気装置(バイオDE）－－－－－

始動装置(バイオDE）－－－－－

燃料設備(バイオDE）－－－－－

パッツケージ（バイオDE）－－－－－

燃料性状機器（バイオDE）－－－－－

発電機二（二）2(1) －１0,000kW以上


－－

電力変換装置（インバータ）二（二）2(9) －－－－－

－

１０ｋW以上 10,000ｋW以上

10,000ｋW以上



－



内燃機関

内燃力発電所

－

－

内燃機関ディーゼルエンジン（液体バイオ燃料）

内燃力発電所（DE液体バイオ）

火力設備

－

－

１０ｋW以上

104










一，二（一） 10,000kW以上－－－

ガスエンジン二（二）１(2）ﾎ－ 10,000kW以上－ 10,000kW以上－

空気設備（GE) －－－－－

排気ガス設備（GE) －－－－－

燃料ガス供給装置（バイオGE) －－－－－

ガス精製装置（バイオGE) －－－－－

冷却設備（GE）－－－－－

潤滑油装置（GE) －－－－－

圧縮空気装置（GE) －－－－－

始動装置(バイオDE）－－－－－

パッツケージ（バイオGE）－－－－－

燃料性状装置（バイオGE）－－－－－

発電機二（二）2(1) －１0,000kW以上


－－

電力変換装置（インバータ）二（二）2(9) －－

一，二（一） 500kW以上－－－－

燃料供給配管（外部設置）二（二）1(3) －－－－－

補機全般－－－－－－

熱交換器二（二）1(3) －－500kW以上で容器の大きさに制限有り

500kW以上で容器の大きさに制限有り

500kW以上でかつ改質器が98kPa以上の修理

改質器及び気化器二（二）1(3) －－500kW以上で容器の大きさに制限有り

－500kW以上でかつ改質器が98kPa以上の修理

燃料電池二（二）1(3) － 500kW以上500kW以上で出力が20%以上変更を

伴う500kW以上－

窒素貯蔵装置二（二）1(3) －500kW以上で容器の大きさに制限有り

－－

排気ガス処理装置－－－－－－

冷却装置,廃熱回収装置－－－－－－

電力変換装置（インバータ）二（二）2(9) － 500kW以上

500kW以上で電圧又は出力が20%以上ＮＰ変更を伴うも

の

５00kW以上－

500kW以上



全て



－

１０ｋW以上 10,000ｋW以上－

燃料電池発電所PAFC

－

内燃機関ガスエンジン（気体バイオ燃料）

内燃力発電所（GE気体バイオ）

火力設備－

改質器の最高使用圧力が98kPa以

上燃料電池設備

105










一，二 (一）

小型（ダム無しで出力200kW未満且つ使用水量

1m3/s未満）及び水道等の特定の施設内に施設するものは不要

－－－－

二（二）1(1)ｲ－全て強度等の変更－－

二（二）1(1)ﾛ－ 30,000kW以上100,000kW以上で通水容量の変更

－－

二（二）1(1)ﾊ－ 30,000kW以上－－－

二（二）1(1)ﾆ－ 30,000kW以上30,000kW以上で通水容量等の変更

－－

二（二）1(1)ﾎ－ 30,000kW以上30,000kW以上で通水容量等の変更

－－

二（二）1(1)ﾍ－ 30,000kW以上－－－

二（二）1(1)ﾄ－ 30,000kW以上－－－

二（二）1(1)ﾁ－ 30,000kW以上30,000kW以上で強

度の変更－－

二（二）1(1)ﾘ－ 30,000kW以上30,000kW以上で20%以上の出力変

更－－

二（二）1(1)ヌ－ 30,000kW以上30,000kW以上で20%以上の入力変

更－－

二（二）1(1)ﾙ－全て水位，容量変更－－

二（二）2(1) － 30,000kW以上

30,000kW以上で20%以上の電圧又は容量，周波数の

変更

－－ 30,000kW以上

一，二 (一) 500kW以上－－－－

二（二）1(5) －500kW以上(風力機関全体として規定）

500kW以上で，回転数又は5％以上の出力変更，風車・支持物の強度の変更，調速装置の種類の変更

(風力機関全体として規定）

500kW以上(風力機関全体として規定）

500kW以上で，調速装置の取替，風車・支持物の強度に影響する場合

二(二）1(5) －500kW以上(風力機関全体として規定）

500kW以上で，回転数又は5％以上の出力変更，風車・支持物の強度の変更，調速装置の種類の変更

(風力機関全体として規定）

500kW以上(風力機関全体として規定）

500kW以上で，調速装置の取替，風車・支持物の強度に影響する場合

二（二）2(1) － 500kW以上500kW以上で20%以上の電圧又は容量，周波数の変更

－－

二（二）2(9) － 500kW以上500kW以上で20%以上の電圧又は出力の変更

－－

－－－－－－

－－－－－－

－－－－－－

－－－－－－

－－－－－－

全て

＜事業所＞小型（ダム無しで出力200kW未満且つ使用水量1m3/s未満）及び水道等の特定の施設内に施設するもの以外

＜発電所＞－

※監督範囲（施行規則第56

条）1種：全て

2種：電圧17万V未満


＜事業所＞全て

＜発電所＞－


条）1種：全て



＜事業所＞小型（ダム無しで出力200kW未満且つ使用水量1m3/s未満）及び水道等の特定の施設内に施設するもの以外

＜発電所＞高さ１５ｍ以上のダム，圧力392kpa以上の導水路・サージタンク・放

水路


条）1種：全て

2種：高さ70m未満，

圧力588kPa未満


電気；2,000kW未満

ﾀﾞﾑ水路；2,000kW未満又は

2,000ｋW以下でﾀﾞﾑ高さ15m以下

－

－－


2,000kW未満

支持・構造物

風力発電所

放水路

給排水装置（揚水式発電設備に係る揚水用のポンプ）

沈砂池

取水設備

ダム

水力設備

風力設備

水力発電所

保護継電器

制御装置

無停電電源装置

電力変換装置（インバータ）

電力ケーブル

センサ

発電機

風車

20kW以上

－

発電機

貯水池又は調整池

水車

水圧管路

サージタンク

ヘッドタンク

導水路

106










一，二（二） 2,000ｋW以上－－－－

二（二）1(4) －2,000ｋW以上（太陽電池全体として規定）

2,000ｋW以上で，20%以上の電圧の変更，支持物の強度の変更

（太陽電池全体として規定）

2,000ｋW以上（太陽電池全体として規定）

－

二（二）1(4) －2,000ｋW以上（太陽電池全体として規定）

2,000ｋW以上で，20%以上の電圧の変更，支持物の強度の変更

（太陽電池全体として規定）

2,000ｋW以上（太陽電池全体として規定）

二（二）2(9) － 2,000kW以上2,000kW以上で20%以上の電圧又は出力の変更

－－

－－－－－－

－－－－－－

－－－－－－

－－－－－－

－－－－－－

＜事業所＞全て

＜発電所＞－


条）1種：全て



－


2,000kW未満－

支持・構造物

電力ケーブル

接続箱・集電箱

電力変換装置（インバータ）

無停電電源装置

制御装置

太陽電池発電設備

太陽光発電所

太陽電池

50kW以上

－

保護継電器

107

添 1-1

被害規模の数値化について

被害規模の数値化は，その後の評価の考え方の基づく必要がある。今回の評価では，「人体・

物件への損傷」の評価では，検討ケース１と検討ケース２の二つの場合について，考慮した。

１．検討ケース１

検討ケース１は，被害の大きさと，発生想定期間を同じように考慮することになる。

被害の大きさと，発生想定期間を検討ケース 1のように数値化すると，評価指数の順位は

以下のようにある。

○印が順位を示す。

被

害

の

大

き

さ

３３ ⑪ ６ ⑥ ９ ④ １２ ② １５ ①

２２ ⑬ ４ ⑨ ６ ⑥ ８ ⑤ １０ ③

１１⑮ ２ ⑬ ３ ⑪ ４ ⑨ ５ ⑧

１２３４５

発生想定期間

２．検討ケース２

検討ケース２では，想定発生期間よりも被害の大きさを重視することになる。

被害の大きさと，発生想定期間を検討ケース２のように数値化すると，評価指数の順位は以

下のようにある。

○印が順位を示す。

被

害

の

大

き

さ

２５２５ ⑤ ５０ ④ ７５ ③ １００ ② １２５ ①

５５ ⑩ １０ ⑨ １５ ⑧ ２０ ⑦ ２５ ⑤

１１ ⑮ ２ ⑭ ３ ⑬ ４ ⑫ ５ ⑩

１２３４５

発生想定期間

３．理由

停電事故のように 1 分以下の短時間の停電であっても，電子機器等には，影響が懸念され

るので，影響評価では被害の大きさとともの，発生回数を考慮することも重要である。したがっ

て供給支障に対する評価は，検討ケース１のような数値化が有効である。

一方，電気設備からの，火災，爆発のように設備敷地外に影響を与える事項，作業員等の

人の死亡・傷害等の，想定発生期間は長いが，発生すると影響が大きい事象では，被害の大

きさを重視することが重要な場合もある。また，小さな損傷が，大きな損傷を引き起こす場合も

あり，小さな被害でも発生回数が大きい物は，注意する必要があるとの意見もある。

そのため，「人体・物件への損傷」の評価では，検討ケース１と検討ケース２の両者で検討を

行った。

添付資料-1

添 2-1

電気設備リスク評価委員会発電設備現地見学報告書

１．目的異なる発電設備を対象とする作業分科会間の相互調整を円滑に行うため、委員会・幹事

会の専門家による国内の発電設備実機の見学を実施し，認識レベルの統一をはかる。

２．見学先概要（１）澄川地熱発電所（東北電力（株），三菱マテリアル（株））

・日時：11月 1日（火） 13:30～15:00 ・場所：秋田県鹿角市八幡平

・発電所出力規模：50MW （地熱）

（２）神代発電所（東北電力（株））

・日時：11月 1日（火） 16:25～17:10 ・場所：秋田県仙北市田沢湖

・発電所出力規模：19.7MW （水力）

（３）能代風力発電所（東北自然エネルギー（株））

・日時：11月 2日（水） 9:20～10:00 ・場所：秋田県能代市

・発電所出力規模：14.4MW （風力）

（４）能代火力発電所（東北電力（株））

・日時：11月 2日（水） 10:20～11:50 ・場所：秋田県能代市

・発電所出力規模：1,200MW （石炭火力）

（５）向浜バイオマス発電所（ユナイテッドリニューアブルエナジー（株））

・日時：11月 2日（水） 13:10～14:45 ・場所：秋田県秋田市向浜

・発電所出力規模：20.5MW （木材チップ火力）

添付資料-２

添 2-2

（６）扇島太陽光発電所（東京電力ホールディングス（株），川崎市）

・日時：11 月 9 日（水） 10:30～11:15 ・場所：神奈川県川崎市

・発電所出力規模：13MW （太陽光）

（７）川崎火力発電所（東電フュエル＆パワー（株））

・日時：11 月 9 日（水） 13:50～15:30 ・場所：神奈川県川崎市

・発電所出力規模：3,420MW（LNG コンバインドサイクル）

＜所在位置＞

図１東北地区見学先

添 2-3

図２川崎地区見学先

＜類型化した発電方式との対応＞

発電方式ユニット発電所見学先ユニット発電所

11_大型火力発電（内燃除く） 500,000 2,000,000 能代火力 600,000 1,200,000

大型火力発電（ガスタービン）*1 150,000 150,000 川崎火力 500,000 3,420,000

12_内燃機関 5,000 20,000

21_地熱発電 30,000 30,000 澄川地熱 50,000 50,000

22_地熱バイナリー発電 4,000 4,000

23_木質バイオ発電 10,000 10,000 向浜バイオ 20,500 20,500

24_廃棄物（ごみ）発電 3,000 3,000

25_その他のバイオ発電 1,000 1,000

26_燃料電池（PAFC) 100 100

27_燃料電池（SOFC) 1,000 1,000

31_水力①（200kW未満） 100 100

32_水力②（200kW以上） 3,000 3,000

33_水力③（5000kW以上） 30,000 60,000 神代水力 9,200 19,700

34_水力④（揚水） 200,000 800,000

35_風力①（小型） 20 20

36_風力②（小型以外） 2,000 2,000 能代風力 600 14,400

37_風力③（洋上） 2,000 2,000

38_太陽電池①（小規模） 10 10

39_太陽電池②（中規模） 500 500

3A_太陽電池③（メガ・水上） 2,000 2,000 扇島太陽光 500 13,000

想定設備規模（ｋW) 見学した発電所の規模(kW）

添 2-4

３．見学参加者

若尾委員長、学識経験者、幹事会メンバー他（13 名から 20 名）

表 1 見学参加者一覧

澄川地熱神代水力能代風力能代火力向浜バイオ扇島太陽光川崎火力

若尾　真治早稲田大学　教授 ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○

酒井　信介東京大学　教授 ○ ○ ○ ○ ○

青山　和浩東京大学　教授 ○ ○ ○ ○

福田　隆文長岡技術科学大学　教授 ○ ○ ○ ○ ○

姫野　修司長岡技術科学大学　准教授 ○ ○

出口智也中部電力株式会社 ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○

吉川　直城一般社団法人火力原子力発電技術協会 ○ ○ ○ ○ ○

柴田和男一般社団法人日本電機工業会 ○ ○

大里　和己日本地熱協会 ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○

石丸　晴久関西電力株式会社 ○ ○ ○ ○ ○

辻　和隆　一般社団法人日本電機工業会 ○ ○ ○ ○ ○

原　伸幸経済産業省　電力安全課　電気保安室長 ○ ○ ○ ○ ○

石原　啓晶経済産業省　電力安全課　電気保安係長 ○ ○ ○ ○ ○

潰瀧　孟経済産業省　電力安全課　電気保安係 ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○

桑山　佳文関西電力株式会社 ○ ○ ○ ○ ○

村山　茂樹（独）製品評価技術基盤機構 ○ ○ ○ ○ ○

田中　杏奈（独）製品評価技術基盤機構 ○ ○ ○ ○ ○

東瀬　貴志（独）製品評価技術基盤機構 ○ ○

塩谷　俊（独）製品評価技術基盤機構 ○ ○

古川　眞一日本電気協会　技術部 ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○

竪石　渉日本電気協会　技術部 ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○

境　秀樹日本電気協会　技術部 ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○

海老沢　勝寛日本電気協会　技術部 ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○

小林　信裕日本電気協会　技術部 ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○

萩原　慎日本電気協会　技術部 ○ ○

11月1日 11月2日 11月9日氏　　名所　　　属

添 2-5

４．施設概要

（１）澄川地発電所

＜施設概要＞

・事業体東北電力（株）（発電），三菱マテリアル（株）（蒸気供給），秋田県鹿角市

・平成 7 年 3 月営業運転開始

・出力 50,000kW 発電機１台

・蒸気条件 0.39MPa 151 度 C ・蒸気タービン 1 台型式：単気筒衝動反動式複流形復水タービン回転数：3,000rpm ・発電機 1 台形式：横置円筒回転界磁形同期発電機

・敷地面積約 16.4 万 m2・生産井 12 本（深さ 1,500~2,500m）還元井 15 本（深さ 1,100~1,500m）

・冷却塔は冬季の周辺樹木への着氷対対策を考慮して乾湿併用の 4 セル集合型

・発電所本館の外観を山小屋風にして自然景観に配慮

・日本の地熱発電の半分が東北産東北地方に 17 か所で 22.4 万 kW ・大気も水も汚さない CO2 排出量の少ないクリーンエネルギー地熱は純国産資源

＜見学風景＞

（２）神代水力発電所

＜施設概要＞

・事業体東北電力（株）

・発電方式ダム水路式水力発電

・最大出力 19,700kW 発電機２基

・製造年昭和 14 年，更新平成 11 年（１号機），平成 16 年(２号機）

・運転開始昭和 15 年 12 月

添 2-6

・最大使用水量 40m3/s ・有効落差 58.3m 全貯水量 670 万 m3 ・玉川水系発電所 4 か所合計出力 76,500kW のうちの 4 分の 1 を神代が発電

・生保内，夏瀬発電所と連携をとり，玉川下流水量に変動が生じないようにダムで調整し

毎日一定量のベース供給発電をしている

・火力等を補完し電源の安定供給に貢献

・水資源は純国産で再生可能エネルギー CO2 排出しないクリーンエネルギー

＜見学風景＞

（３）能代風力発電所

＜施設概要＞

・事業体東北自然エネルギー（株）（東北電力グループ）

・営業運転開始平成 13 年 11 月

・発電所出力 14,400kW ・風車発電機プロペラ型 600kW x 24 基独 ENERCON 社製

プロペラ稼働直径 44m タワー高 46m 翼先端高 68m 海岸線沿い 3km 範囲に設置

・年間発電量約 3,400 万 kWh 年間利用率約 27％

・変電所電圧・容量 33kV 16,000kVA ・6kV 送電線 4 回線 33kV 連携送電線 1 回線

各風車から 6kV で電力を変電所に集め，33kV に昇圧して送電線に接続

・運転，管制は自動モード 24 時間遠隔監視ランニングコスト小

添 2-7

＜見学風景＞

（４）能代火力発電所

＜施設概要＞

・事業体東北電力（株）

・運転開始 1 号機平成 5 年 5 月，2 号機平成 6 年 12 月

・発電所出力 1,200,000kW ・発電機 600,000kW ｘ２基

・主燃料石炭（年間約 300 万 t）補助燃料重油木質チップ

・屋内貯炭場堆積能力 10 万 t 屋外貯炭場堆積能力 48 万 t ・送電 27 万 5 千ボルトで能代変電所へ送電

・敷地面積約 109 万 m2（埋立地）

・2 号機は再熱蒸気温度 593℃、主蒸気圧力 24.1MPa とした東北電力初の超々臨界圧のボ

イラーおよび蒸気タービンを使用熱効率 43% ・東日本大震災後の電力安定供給・発電コスト削減を目的とし、現在 3 号機を建設中

平成 28 年 2 月に土木工事開始平成 32 年 6 月運転開始予定

熱効率を向上（44.8%見込み） 1，2 号機に比べ燃料使用量，CO2 排出量を年間 3%削減

＜見学風景＞

添 2-8

（５）向浜バイオマス発電所

＜施設概要＞

・事業体ユナイテッドリニューアブルエナジー（株）

・営業運転開始平成 28 年 7 月

・再生エネルギー固定価格買い取り制度 FIT を利用して東北電力と新電力へ売電

・出力 20,500kW タービン・発電機 1 台最大 7,000rpm ・送電端電力 17,400kWh 年間出力約 1 億 3,900 万 kWh（一般家庭 3 万 8 千世帯分）

・燃料秋田産未利用材チップ（約 7 割，年間約 11.5 万ｔ）および

インドネシア／マレーシア産パーム椰子殻 PKS（約 3 割，年 5 万ｔ輸入）

乾燥設備で乾燥・精製して燃焼

・循環流動層ボイラー（高温の砂が活発に流動する炉の内部で燃料を混合燃焼させる）

・敷地 3.6 万 m2 （発電所 2.8 万 m2 貯蓄ヤード 0.8 万 m2）・木質バイオマス発電はカーボンニュートラル（CO2 濃度に影響を与えない）

・地域の雇用創出，林業活性化，地域経済への貢献を目指す

・秋田市は次世代エネルギーパークに認定され，エネルギーへの理解と関心が高い

＜見学風景＞

（６）扇島太陽光発電所

＜施設概要＞

・事業体東京電力ホールディングス（株），川崎市

・運転開始平成 23 年 12 月

・発電所最大出力 13,000kW ・年間発電電力量 1,370 万 kWh（一般家庭約 3,800 軒分） 1,567 万 Wh（4,700 軒分，

平成 25 年実績）

添 2-9

・ソーラーパネルモジュール京セラ製多結晶シリコン 220W ｘ 63,792 枚

・PCS（パワーコンディショナ）日立製定格容量 500kW ｘ 26 ユニット（13 基）

・パネル出力直流 250V～600V →PCS 出力交流 210V →中間変圧器 6,600V →

連系変圧器 66,000V →送電線へ

・敷地面積約 23 万 m2（東京ドーム 4.9 個分）雑草や土埃を抑える有機質土壌改良工

法の適用や、海に近いことから塩分による腐食に強い材料を使用するなどの工夫も実施

＜見学風景＞

（７）川崎火力発電所

＜施設概要＞

・事業体東電フュエル＆パワー（株）（東京電力が 4 月に分社化）

・発電所出力 342 万 kW 98 万件へ供給

・昭和 36 年に 105 万 kW の石炭火力として操業開始昭和 47 年にナフサ燃料に転換

昭和 59 年に SOｘや煤塵のない LNG 燃料に転換平成 19 年に CO2 発生の少ない 1,500度級コンバインドサイクル発電所にリニューアル

・コンバインドサイクル三菱製 1,500 度級 50 万 kWｘ4 基 1,600 度級 71 万 kWｘ2 基

・通常火力は 41%から 45%程度の熱効率だが，当発電所のコンバインドサイクル MACC2は 61%と効率が良い

・発電量割合は 1973 年火力 84%（石油 73%）→2009 年火力 67%→2015 年火力 91%（石

油 6%，LNG65%）原発事故以来，火力はフル稼働状況にある

・東京湾内外で 15 か所の東電火力発電所ありうち 10 か所が LNG 燃料を使用

100 台の発電機で 4503 万 kW を発電川崎火力は 6 軸 342 万 kW 98 万軒へ供給

・川崎火力はベースロード発電に位置づけられ，定格運転を行っている

・コントロール室では 4 名 2 交代で 24 時間 365 日監視を実施

・近隣 10 社へ蒸気を販売（石油ボイラーを使って自製するより 5.2 万トンの CO2 削減）

添 2-10

＜見学風景＞

以上

添付 3-1

発電設備の事故件数の発生率について

国から入手した平成22年～26年の水力設備，火力設備の機器毎の事故・故障の件数から，年当たりの発生件数と発生率を調査した。

各発電設備の事故の発生率については，設備数によるもの，設備容量によるもの。発電電力

量によるものが考えられる。そのため，3つの発生率を算出した。結果を以下に示す。

ここで，水力発電所，汽力発電所の数は，平成22～26年であまり変わらないため。平成27年3月末の発電所数を用いたが，太陽光，風力設備は，設備の大幅な増強があったので，各年度の発生率を求めて，その平均とした。

これらの結果では，風力発電設備の設備容量，発電電力量は，他の設備に比べて相対的に小さ

く，事故件数は同程度なので発生率の差が大きくなった。

発電所数で発生率を求める場合も，ガスタービン，内燃機関，風力発電は，一つの発電所に複

数のがガスタービン，複数のディーゼル発電機，複数の風車が設置されるのでこれらの発電設備

では大きめの発生率となる。

今回の評価では，発電所内で設置機器（ｶﾞｽﾀｰﾋﾞﾝｍ内燃機関，風車）数が確認できないが，保

守管理は発電所単位で行われることから，発電所数で発生率を算出した。

備考

総数保守・劣化総数保守・劣化総数保守・劣化

水力設備 2.95E-02 1.46E-02 8.33E-01 4.12E-01 5.24E-04 2.59E-04

水力（発電機） 7.63E-03 4.13E-03 2.15E-01 1.16E-01 1.35E-04 7.30E-05

汽力 1.71E-01 9.22E-03 1.29E-01 6.96E-02 2.65E-05 1.43E-05

汽力（発電機） 5.88E-03 5.88E-03 4.44E-03 4.44E-03 9.15E-07 9.15E-07

ガスタービン 3.20E-01 1.00E-01 8.21E-01 2.57E-01 2.79E-04 8.70E-05

ガスタービン（発電機） 2.00E-02 2.00E-02 5.13E-02 5.13E-02 1.74E-05 1.74E-05

内燃機関 9.45E-02 6.18E-02 5.71E+00 3.73E+00 1.28E-03 8.39E-04

内燃機関（発電機） 4.00E-02 2.91E-02 2.41E+00 1.76E+00 5.43E-04 3.95E-04

組み合わせ（電気） 4.44E-03 4.44E-03

太陽光 1.33E-02 7.04E+00 4.42E-03

風力 2.27E-01 1.98E+01 1.22E-02

Ｈ２２Ｈ２３Ｈ２４Ｈ２５Ｈ２６備考（５年平均）事故件数；A 0 8 4 11設備容量（100万ｋＷ）；B 0.032 0.085 0.267 1.56 4.085事故率（A/B) 0.00 0.00 29.96 2.56 2.69 7.04E+00発電所数：C 16 36 146 796 1704事故率（A/C) 0.00 0.00 0.05 0.01 0.01 1.33E-02事故件数；A 67 56 62 52 52設備容量（100万ｋＷ）；B 2.29 2.42 2.56 2.65 2.65事故率（A/B) 29.26 23.14 24.22 19.62 2.75 1.98E+01発電所数：C 227 243 262 274 287事故率（A/C) 0.30 0.23 0.24 0.19 0.18 2.27E-01事故件数は、平成27年度電気保安年報(P-16,18)による。発電所数・号機数、設備容量は、平成27年度版電気事業便覧(P-14)による。

風力

発電所・号機数及び設備容量は、27年3月末の値(H27年版電気事業便覧P-14より）

下表参照

平成22～26年までの故障・事故の発生率

年・発電所あたり設備容量（年・100万ｋWあたり) 発電電力量（100万ｋWｈあたり）

太陽光及び風力発電の事故件数と発生率

太陽光

添付資料-３

添 4-1

電気事業法に基づく保安のための諸手続（工事計画）について

１．工事計画の認可又は届出の趣旨

工事計画については、電気事業法第 47条第 1 項で工事計画の認可が、同法第 48 条第 1項でその届出がそれぞれ定められている。

工事計画の認可の趣旨は、事業用電気工作物の接地又は変更の工事のうち、公共の安全上

特に重要なものについて、技術基準への適合性、一般送配電事業の用に供する事業用電気工

作物にあっては電気の円滑な供給を確保のための技術上の適切性等の観点から重要なもの

の計画とその計画の変更について、事前に経済産業大臣の認可を受けるべき義務を定めた

ものである。

また、工事計画の届出は、工事計画の認可対象の工事以外の工事であって、なお重要なも

のを事業用電気工作物設置者が行おうとする場合に、事前に経済産業大臣に当該工事の計

画を届けるべきことを定めたものである。1

２．対象設備

（１）現在

工事計画の認可又は届出の対象設備は、電気事業法施行規則別表第二に規定されている。

現在は、認可の対象となる発電所の設置工事として、出力 20kW 以上の発電所の設置であ

って、次に掲げるもの以外のものとされ、事実上原子力発電所だけが認可の対象となってい

る。

・水力発電所の設置

・火力発電所の設置

・燃料電池発電所の設置

・太陽電池発電所の設置

・風力発電所の設置

（２）平成 7年 10月当時工事計画の認可の対象範囲は、平成 7年 10月 18日の同法施行規則の変更（全面改正）の際には、発電所の設置であって、次に掲げるもの以外のものとなっていた。

・出力 10万キロワット未満の水力発電所の設置（ダム等の工事を伴わないものに限る。）・出力 70万キロワット未満の火力発電所であって汽力を原動力とするものの設置・出力 15万キロワット未満の火力発電所であってガスタービンを原動力とするものの設置・火力発電所であって内燃力を原動力とするものの設置

・出力 70万キロワット未満の火力発電所であって二以上の原動力（出力 15万 kW以上のガスタービンを除く。）を組み合わせたものを原動力とするものの設置

1 資源得エネルギー庁公益事業部電力・ガス事業部、原子力安全・保安院編「2005年版電気事業の解説」347～353頁

添付資料-４

添 4-2

・燃料電池発電所の設置

・太陽電池発電所の設置

・風力発電所の設置

（３）電気事業法制定当初

昭和 40年に現在の電気事業法が制定された当時の同法施行規則（昭和 40年 6月制定）別表第二では、「出力千ｋW未満の内燃力発電所以外の発電所の設置」が認可を要するものとなっていた。

３．対象設備の変遷の考え方

平成 7年 12月 1日に施行された電気事業法の改正に伴い整備された電気事業法関係省令等に関する平成 7年 10月 12日付け資源エネルギー庁文書2において、「自己責任の明確化

による保安規制の合理化」と題し、「技術進歩による保安実績の向上、自己責任明確化の要

請等を踏まえ、国の直接的関与の必要最小限・重点化、開かれた規制体系の確保、機動的な

保安の確保及び新エネルギー等の導入の基盤整備を目指し、保安規制を合理化」するとして、

工事計画について、届出を原則とし、特に必要なものについては認可を要することを規定す

るとした。

この考え方は、現在でも同様で、その後の技術進歩による保安実績の向上等を踏まえ、工

事計画の対象範囲が現在の形になっていると考えられる。

４．工事計画の認可又は届出の観点

例えば、火力発電所であっても、工事計画の届出対象は、汽力発電所は出力に関係なく届

出対象であるのに対し、ガスタービン発電所は出力千ｋW 以上が届出対象になっている。

また、個々の構成設備の変更工事についても、設備の仕様等に応じ、届出の要否が区分され

ている。

一方、工事計画の認可又は認可を義務付ける観点として、電気事業法の規定から公共の安

全と電気の円滑な供給の確保があるが、各地域の電力系統が連系され、系統全体の規模に比

べ個々の発電所の電力供給が脱落しても、電力系統に与える影響は少ない。このため、工事

計画の認可又は届出の観点として、公共の安全の観点に重点があるように考えられる。

この安全の観点を基本にするにしても、その根拠をどのように求めるかが重要である。３．

の資源エネルギー庁文書の「技術進歩による保安実績の向上」とは、これを敷衍すると、あ

る発電所が実用化し系統に接続され、一定期間の運転実績で安全上の問題がないことが確

認されたものを徐々に工事計画の認可の対象届出の対象工事計画対象外と変遷してい

ったものと考えられる。技術の進歩により発電所の単機容量は増大するので、工事計画の認

可又は届出となる出力は、徐々に大きくなった。また、発電所の構成設備ついては、当該発

電所における安全上、機能上の相対的重要度に従い、工事計画の認可又は届出の対象の要否

2 （社）日本電気協会「生産と電気」平成 7年 11月号 51頁

添 4-3

を区分していると考えられる。

５．他法令による規制との整合性の確保

例えば、汽力発電所におけるボイラーは、労働安全衛生法に基づく産業用ボイラーに対す

る規制の対象外になっている。一般の産業用ボイラーと汽力発電所のボイラーとを比較す

ると、後者の方が高温かつ高圧蒸気で使用されている。現在の汽力発電所に係る工事計画の

届出対象出力に裾切りがないのは、労働安全衛生法による規制との整合性を考慮したもの

と考えられる。

このように、工事計画の区分の見直し当たっては、他法令による規制との整合性について

十分考慮する必要がある。

添 5-1

主任技術者制度について

１．電気事業法における関連規定

（１）主任技術者の選任

〇事業用電気工作物を設置する者は、事業用電気工作物の工事、維持及び運用に関する保

安の監督をさせるため、主務省令で定めるところにより、主任技術者免状の交付を受け

ている者のうちから、主任技術者を選任しなければならない。（法第 43条第 1項）〇自家用電気工作物を設置する者は、主務大臣の許可を受けて、主任技術者免状の交付を

受けていない者を主任技術者として選任することができる。（法第 43条第 2項）（２）主任技術者の責務等

〇主任技術者は、事業用電気工作物の工事、維持及び運用に関する保安の監督の職務を誠

実に行わなければならない。（法第 43条第 4項）〇事業用電気工作物の工事、維持又は運用に従事する者は、主任技術者がその保安のため

にする指示に従わなければならない。（法第 43条第 5項）（３）主任技術者免状

〇主任技術者免状の種類は、次のとおり。（法第 44条第 1項）・第一種電気主任技術者免状

・第二種電気主任技術者免状

・第三種電気主任技術者免状

・第一種ダム水路主任技術者免状

・第二種ダム水路主任技術者免状

・第一種ボイラー・タービン主任技術者免状

・第二種ボイラー・タービン主任技術者免状

〇免状を交付される者。（法第 44条第 2項）・主任技術者免状の種類ごとに経済産業省令で定める学歴又は資格及び実務の経験を有

する者

・電気主任技術者免状にあっては、電気主任技術者試験に合格した者

２．主任技術者制度の趣旨1

電気事業法は、電気に起因する災害及び障害の防止のため、事業用電気工作物の自主保安

に重点を置いているが、主任技術者制度は、保安規程の作成義務とともに、自主保安の保安

体制を確保するための中核をなすものである。

主任技術者免状は七種があるが、それぞれの監督できる範囲は、経済産業省令で定められ

1 資源エネルギー庁電力・ガス事業部、原子力安全・保安院編「2005年版電気事業法の解説」313～317頁を基に、最新の法令を反映。

添付資料-５

添 5-2

ている。事業用電気工作物を設置する者は、その監督をさせようとする電気工作物に応じて、

それを監督する資格がある者を選任しなければならない。

一定規模以下の中小自家用電気工作物の設置者については、一定の要件を有する者又は

法人にその自家用電気工作物に関する保安管理業務の外部委託を認める制度が設けられ、

電気主任技術者又はダム水路主任技術者をしなくてもよいこととされている（施行規則第

52条第 2項及び第 3項）。また、主任技術者は、二以上の事業場又は設備の主任技術者を兼任させてはならないが、電気工作物の工事、維持及び運用に関する保安上支障がないものと

して経済産業大臣等の承認を受けた場合は兼任が認められている（同条第 4項）。表

事業場又は設備主任技術者

一水力発電所（小型のもの又は特定の施設内に設置されるものであって別に告示するものを除く。）の設置の工事のための事業場

第一種電気主任技術者免状、第二種電気主任技術者免状又は第三種電気主任技術者免状の交付を受けている者及び第一種ダム水路主任技術者免状又は第二種ダム水路主任技術者免状の交付を受けている者

二火力発電所（小型の汽力を原動力とするものであって別に告示するもの、小型のガスタービンを原動力とするものであって別に告示するもの及び内燃力を原動力とするものを除く。）又は燃料電池発電所（改質器の最高使用圧力が九十八キロパスカル以上のものに限る。）の設置の工事のための事業場

第一種電気主任技術者免状、第二種電気主任技術者免状又は第三種電気主任技術者免状の交付を受けている者及び第一種ボイラー・タービン主任技術者免状又は第二種ボイラー・タービン主任技術者免状の交付を受けている者

三燃料電池発電所（二に規定するものを除く。）、変電所、送電線路又は需要設備の設置の工事のための事業場

第一種電気主任技術者免状、第二種電気主任技術者免状又は第三種電気主任技術者免状の交付を受けている者

四水力発電所（小型のもの又は特定の施設内に設置されるものであって別に告示するものを除く。）であって、高さ十五メートル以上のダム若しくは圧力三百九十二キロパスカル以上の導水路、サージタンク若しくは放水路を有するもの又は高さ十五メートル以上のダムの設置の工事を行うもの

第一種ダム水路主任技術者免状又は第二種ダム水路主任技術者免状の交付を受けている者

五火力発電所（小型の汽力を原動力とするものであって別に告示するもの、内燃力を原動力とするもの及び出力一万キロワット未満のガスタービンを原動力とするものを除く。）及び燃料電池発電所（改質器の最高使用圧力が九十八キロパスカル以上のものに限る。）

第一種ボイラー・タービン主任技術者免状又は第二種ボイラー・タービン主任技術者免状の交付を受けている者

六発電所、変電所、需要設備又は送電線路若しくは配電線路を管理する事業場を直接統括する事業場

第一種電気主任技術者免状、第二種電気主任技術者免状又は第三種電気主任技術者免状の交付を受けている者、その直接統括する発電所のうちに四の水力発電所以外の水力発電所（小型のもの又は特定の施設内に設置されるものであって別に告示するものを除く。）がある場合は、第一種ダム水路主任技術者免状又は第二種ダム水路主任技術者免状の交付を受けている者及びその直接統括する発電所のうちに五のガスタービンを原動力とする火力発電所以外のガスタービンを原動力とする火力発電所（小型のガスタービンを原動力とするものであって別に告示するものを除く。）がある場合は、第一種ボイラー・タービン主

添 5-3

任技術者免状又は第二種ボイラー・タービン主任技術者免状の交付を受けている者

委託契約等により主任技術者を選任しないことができる自家用電気工作物に係る事業場（鉱山保安法関係を除く）〇電気主任技術者・出力 2 千ｋW未満の発電所（水力発電所、火力発電所、太陽電池発電所及び風力発電所に限る）であって電圧 7千 V以下で連系等をするもの：本表一、二又は六の事業場

・出力千キロワット未満の発電所（前に掲げるものを除く）であって電圧 7千 V以下で連系等をするもの：本表三又は六の事業場

・電圧 7 千 V以下で受電する需要設備：本表三又は六の事業場・電圧 600V 以下の配電線路：当該配電線路を管理する事業場〇ダム水路主任技術者出力 2 千ｋW未満の水力発電所：本表一又は六の事業場

自家用電気工作物設置者は、経済産業大臣の許可を受けて、主任技術免状がない者であっ

ても、許可を受けた自家用電気工作物についてのみの主任技術者として選任することがで

きることになっている。これは、主任技術者免状はなくても、その設備については極めて豊

富で精通していることなどを考慮したものである。

許可の基準は、「主任技術者制度の解釈及び運用（内規）」（20130107商局第 2号平成 25年 1月 28日、最終改正平成 28年 12月 26日）に次表のように示されている。主任技術者

事業場許可の対象となる者

電気

〇次に掲げる設備又は事業場のみを直接統括する事業場（自家用電気工作物に限る）・出力 500kW未満の発電所（非自航船用を除く）・電圧 1万 V未満の変電所・最大電力 500ｋW未満の需要設備（非自航船用を除く）・電圧 1 万 V 未満の送電線路又は配電線路を管理する事業場・非自航船用電気設備であって出力千ｋW未満の発電所又は最大電力千ｋW 未満の需要設備〇次に掲げる設備又は事業場の設置の工事のための事業場・出力 500ｋW未満の発電所（非自航船用を除く）・電圧 1万 V未満の変電所・500ｋW未満の需要設備（非自航船用を除く）・電圧 1万 V未満の送電線路・非自航船用電気設備であって出力千ｋW未満の発電所又は最大電力千ｋW 未満の需要設備

〇高等学校又はこれと同等以上の教育施設において、主任技術者の資格等に関する省令に定める科目を修めて卒業した者〇第１種電気工事士（第 1 種電気工事士試験及び実務経験で資格を取得した者を除く）〇第１種電気工事士試験に合格した者〇旧電気工事技術者検定規則による高圧電気工事技術者の検定に合格した者〇高圧試験に合格した者〇最大電力 100ｋW 未満（非自航船用は最大電力 300ｋW 未満）の需要設備又は電圧 600V 以下の配電線路を管理する事業場のみを直接統括する事業場に係る場合は、上記に加え、次のいずれかに該当する者・第 2種電気工事士・短期大学若しくは高等専門学校又はこれらと同等以上の教育施設の電気工学科以外の工学に関する学科において一般電気工学（実験を含む）に関する科目を修めて卒業した者〇上記と同等以上の知識及び技能を有

添 5-4

する者

ダム

水路

〇出力 500ｋW 未満の水力発電所の設置の工事のための事業場又は直接統括する水力発電所が出力 500ｋW 未満のものである事業場（自家用電気工作物に限る）

〇次のいずれかに該当する者・学校教育法による高等学校又はこれと同等以上の教育施設において土木工学の課程を修めて卒業した者・技術士法に基づき行われる技術士試験の第一次試験であって建設部門であるものに合格した者又はこれと同等以上の知識及び技能を有すると認められる者・技術士法に基づき行われる技術士試験の第二次試験であってその技術部門が建設部門、農業部門（選択科目が「農業土木」であるもの）又は総合技術監理部門（選択科目が建設部門又は「農業土木」）であるものに合格した者・建設業法の規定に基づき行われる技術検定であってその種目が土木施工管理であるものに合格した者・土木技術に関し相当の知識及び技能を有すると認められる者（出力 100ｋW以上 500ｋW未満の水力発電所の設置の工事のための事業場又は直接統括する水力発電所が出力 100ｋW以上 500ｋW未満のものである事業場を除く）

〇出力 500ｋW 以上 2,000ｋW 以下の水力発電所（ダムの基礎地盤から堤頂までの高さが 15ｍ未満の水路式発電所の設置の工事のための事業場又は直接統括する水力発電所（水路式発電所に限る。）が出力 500ｋW 以上 2,000ｋW 以下のものである事業場（自家用電気工作物に限る）

〇前記のいずれかの要件（最後のものを除く）に加え、ダム水路主任技術者講習の課程を修了した者

ボイラー・

タービン

〇小型の汽力（温泉法の適用を受ける温泉を利用するものに限る）を原動力とする出力 100ｋW 以下の火力発電所、当該発電所の設置のための事業場又は当該発電所を直接統括する事業場であってその直接統括する発電所の出力の合計が 100ｋW以下のものに係る場合（自家用電気工作物に限る）

〇次のいずれかに該当する者・高等学校又はこれと同等以上の教育施設において機械工学の課程を修めて卒業した者・高等学校若しくはこれと同等以上の教育施設を卒業した者又は高等学校卒業程度認定試験合格者で、かつ、次のいずれかに該当する者－労働安全衛生法のボイラー取扱技能講習を修了した者であって、経済産業省が実施する講習を修了した者又は経済産業省が実施する試験に合格した者－火力発電所の工事、維持又は運用に関する実務に通算して１年以上従事した者

・船舶職員及び小型船舶操縦者法の１級海技士（機関）、２級海技士（機関）又は３級海技士（機関）としての海技

添 5-5

士の免許を受けている者・労働安全衛生法のボイラー取扱技能講習を修了した者であって、労働安全衛生法施行令に掲げるボイラーを４月以上取り扱った経験がある者・ボイラー及び圧力容器安全規則の特級ボイラー技士免許、１級ボイラー技士免許又は２級ボイラー技士免許を受けている者・エネルギーの使用の合理化等に関する法律のエネルギー管理士免状の交付を受けている者（エネルギー管理士の試験及び免状の交付に関する規則（熱分野専門区分に限る）・技術士法の技術士試験の第二次試験であってその技術部門が機械部門であるものに合格した者

〇出力 200kW未満、圧力千ｋPa未満、かつ、当該ボイラーの最大蒸発量（２個以上設置する場合はその蒸発量の和）が 4トン毎時未満（発電用の蒸気タービンに蒸気を供給するボイラーに限る。）の火力発電所、当該発電所の設置のための事業場又は火力発電所を直接統括する事業場であってその直接統括する発電所の出力の合計が 200ｋW 未満のものに係る場合（自家用電気工作物に限る）

〇労働安全衛生法のボイラー取扱技能講習を修了した者に係る部分を除き前記に準ずる。

〇出力 5 千ｋW 未満かつ圧力 1,470ｋPa未満の火力発電所若しくは燃料電池発電所、当該発電所の設置の工事のための事業場又は火力発電所を直接統括する事業場であってその直接統括する発電所の出力の合計が5,000ｋW未満のものに係る場合（自家用電気工作物に限る）

〇次のいずれかに該当する者・高等学校又はこれと同等以上の教育施設において機械工学の課程を修めて卒業した者・船舶職員及び小型船舶操縦者法の１級海技士（機関）としての海技士の免許を受けている者・ボイラー及び圧力容器安全規則の特級ボイラー技士免許又は１級ボイラー技士免許を受けている者・エネルギーの使用の合理化等に関する法律のエネルギー管理士免状の交付を受けている者（エネルギー管理士の試験及び免状の交付に関する規則（熱分野専門区分に限る）・技術士法の技術士試験の第二次試験であってその技術部門が機械部門であるものに合格した者・高等学校若しくはこれと同等以上の教育施設を卒業した者又は高等学校卒業程度認定試験合格者で、かつ、火力発電所の工事、維持又は運用に関する実務に通算して１年以上従事した者であって、出力 200ｋW 以上かつ圧力 1,000ｋPa以上の火力発電所又は燃料電池発電所の工事、維持又は運用に関する実務に通算して 2 年

添 5-6

以上従事した者・船舶職員及び小型船舶操縦者法の２級海技士（機関）若しくは３級海技士（機関）としての海技士の免許を受けている者又はボイラー及び圧力容器安全規則の２級ボイラー技士免許を受けている者であって、出力 200ｋW以上かつ圧力 1,000ｋPa以上の火力発電所又は燃料電池発電所の工事、維持又は運用に関する実務に通算して 2 年以上従事した者

・上記の者と同等以上の知識及び技能を有すると認められる者

〇圧力 2,940ｋPa 未満の火力発電所若しくは燃料電池発電所、当該発電所の設置の工事のための事業場又は火力発電所を直接統括する事業場に係る場合

〇次のいずれかに該当する者・短期大学若しくは高等専門学校又はこれらと同等以上の教育施設において機械工学の課程を修めて卒業した者

・前記の者（7 番目及び最後に掲げる者を除く）であって、圧力 1,470ｋPa 以上の火力発電所又は燃料電池発電所の工事、維持又は運用に関する実務に通算して 3 年以上従事した者

〇圧力 5,880ｋPa 未満の火力発電所若しくは燃料電池発電所又は当該発電所の設置の工事のための事業場に係る場合

〇次のいずれかに該当する者・大学（短期大学を除く）又はこれと同等以上の教育施設において機械工学の課程を修めて卒業した者

・前記に掲げる者であって圧力 2,450ｋPa 以上の火力発電所又は燃料電池発電所の工事、維持又は運用に関する実務に通算して 2 年以上従事した者

〇圧力 5,880ｋPa 以上の火力発電所若しくは燃料電池発電所又は当該発電所の設置の工事のための事業場に係る場合

〇前記に掲げる者であって、圧力 2,450ｋPa 以上の火力発電所又は燃料電池発電所の工事、維持又は運用に関する実務に通算して 3 年以上従事した者

３．主任技術者制度（火力関係）の変遷に見る制度の考え方

主任技術制度の運用については、電気事業法及び電気事業法施行規則を基本としつつ、電

気工作物に係る新技術の普及等に従い、見直しが行われてきた。

例えば、平成 24 年 4 月 2 日付けの「主任技術者制度の解釈及び運用（内規）」の改正で

は、ボイラー・タービン主任技術者に係る法 43 条第 2項の許可の基準に現行内規の２．（３）

②ロに相当する規定が追加されている。

これは、それ以前の許可選任制度において認めることとしている最も簡易なクラス（出力

5,000kW 未満かつ圧力 1,470kPa 未満の設備）について、①機械工学の課程を修めた高等学

校卒業以上の者、②１級海技士（機関）、③特級ボイラー技士及び１級ボイラー技士、④エ

ネルギー管理士（熱）、⑤技術士（機械部門）２次試験合格のいずれかに該当する者の選任

添 5-7

を認めていたことに対し、再生可能エネルギー導入の趨勢を受け、小型バイオマス設備等の

小規模火力発電設備設置のニーズが高まっている一方、技術進歩等により設備そのものの

安全性が高まっていることを受け、労働安全衛生法における制度も参考にしつつ、より小出

力かつ低圧力の設備に係る一段と簡易なクラスを創設するとしたもの2。

したがって、新しい発電システムが導入された場合、これによるニーズを踏まえるものの、

基本的には技術進歩等による設備の安全性の高まりをベースに制度の見直しが行われてい

ると考えられる。

（参考）

〔主任技術者制度の運用の変更について〕3

(3) 小規模出力の汽力発電設備のボイラー・タービン主任技術者の許可選任及び兼任等の要

件

例えば 100kW といった小規模出力の汽力発電設備を新たに設置する場合、出力が非常

に小さいことによる経済性の観点や人口が希薄な地域等の設置場所の問題による人材不

足から、現状でのボイラー・タービン主任技術者の有資格者の確保や許可選任の要件を満

たす者の確保も困難との意見があったところ。よって、これを踏まえ、許可選任及び兼任

等の要件について検討を行った。

①許可選任の要件

主任技術者は、有資格者である設置者又はその従業員から選任することを求めている

が、自家用電気工作物においては許可を得て資格を有していない者を選任することがで

きる。そのため、現行の運用では、主任技術者の種類ごとに、一定の要件を定めて適合

した者に限り認めている。

ボイラー・タービン主任技術者の許可選任については、現在、圧力と発電出力別に４つ

に区分し、区分ごとにそれぞれ必要な要件（学歴、資格、実務経験）を定めている。

このうち最も規模が小さい設備区分（圧力が 1470kPa 未満かつ出力 5000kW 未満）

の許可選任に必要な要件は、次のいずれかの学歴や資格を持つ者としている。

高等学校機械工学科卒業「船舶職員及び小型船舶操縦士法」の１級海技士

「ボイラー及び圧力容器安全規則」の特級ボイラー技士、１級ボイラー技士

「エネルギーの使用の合理化に関する法律」のエネルギー管理士（熱）

「技術士法」の技術士（機械部門）２次試験合格等

今回検討の対象となる小規模出力の汽力発電設備の出力等は、上記の区分より相当程

度小さいものであることから、許可選任の区分を新たに設けて、それに応じた一定の要件

を定めることが妥当と考えられる。

2 総合資源エネルギー調査会原子力安全・保安部会第 28 回電力安全小委員会（平成 24 年 3 月

8 日開催）資料 3-2 3 同小委員会資料 3-1 5～6 頁

添 5-8

最もリスクが高いボイラーについては、一般産業用として「労働安全衛生法」の適用を

受けるボイラーが存在する。同法ではその伝熱面積・大きさ等に応じて資格（ボイラー技

士）を要するボイラーと、必要な講習を受けたものが取扱うことができる小規模なボイ

ラーに分けられる。

その内容も参考にして小規模なボイラー程度の伝熱面積・大きさの設備を考えた場合、

発電出力 150kW 程度の小型汽力発電設備に相当するものと考えられる。

それに応じた一定の要件としては、最も小規模な設備区分の要件を参考に考えれば、ボ

イラー関連の有資格者（例えば、２級ボイラー技士、ボイラー取扱技能講習終了者など）

やボイラーの工事、維持又は運用に関する実務経験（例えば１年以上）であれば満足さ

れるものと考えられる。

添 6-1

電気関係報告規則について

１．電気関係報告規則の根拠

電気関係報告規則（昭和 40 年 6 月 15 日通商産業省令第 54 号）は、現在の電気事業法の

制定当初（昭和 39 年 7 月 11 日公布）の第 106 条の規定に基づき、制定されている。現行

法における規定は次のとおり。

（１）電気事業法

①経済産業大臣は、この法律の施行に必要な限度において、政令で定めるところにより、

小売電気事業者等、一般送配電事業者、送電事業者、特定送配電事業者又は発電事業者

に対し、その業務又は経理の状況に関し報告又は資料の提出をさせることができる。

（第 106 条第 3 項）

②経済産業大臣は、この法律の施行に必要な限度において、政令で定めるところにより、

自家用電気工作物を設置する者又は登録調査機関に対し、その業務の状況に関し報告

又は資料の提出をさせることができる。（同条第 4 項）

③法第 106 条の規定により報告をせず、又は虚偽の報告をした者は 30 万円以下）の罰金

に処せられることになっている。（第 120 条）

（２）電気事業法施行令（昭和 40 年 6 月 15 日政令第 206 号）

①法第 106 条第 3 項の規定により経済産業大臣が報告又は資料の提出をさせることがで

きる事項は、次のとおり。（施行令第 26 条第 2 項）

・一般送配電事業の用に供する電気工作物の工事、維持及び運用の保安に関する事項

（原子力発電工作物に関する事項を除く）

・送電事業の用に供する電気工作物の工事、維持及び運用の保安に関する事項（原子力

発電工作物に関する事項を除く）

・特定送配電事業の用に供する電気工作物の工事、維持及び運用の保安に関する事項

（原子力発電工作物に関する事項を除く）

・発電事業の用に供する電気工作物の工事、維持及び運用の保安に関する事項（原子力

発電工作物及び自家用電気工作物に関する事項を除く）

②法第 106 条第 4 項の規定により経済産業大臣が自家用電気工作物を設置する者に対し

報告又は資料の提出をさせることができる事項は、次のとおり。（施行令第 26 条第 3項）

・自家用電気工作物の工事、維持及び運用の保安に関する事項（原子力発電工作物に関

する事項を除く）並びに自家用電気工作物における電気の使用に状況

２．電気関係報告規則に基づく保安に関する報告内容

（１）電力保安年報（規則第 2 条）

添付資料-６

添 6-2

一般送配電事業、送電事業、特定送配電事業、発電事業（特定発電用電気工作物の小売

電気事業等用接続最大電力の合計が 200 万ｋW（沖縄電力の供給区域にあっては、10 万

ｋW）を超えるもの）を営む者は、電力保安年報（様式第八）を毎年 7 月までに提出しな

ければならない。

（２）事故報告（規則第 3 条）

電気事業者（電力保安年報を提出する事業者に限る）又は自家用電気工作物を設置する

者は、次の事故が発生した場合、その状況に応じ、経済産業大臣（大臣）又は電気工作

物の設置の場所を管轄する産業保安監督部長（部長）に、事故の発生を知った時から 24時間以内可能な限り速やかに事故の発生の日時及び場所、事故が発生した電気工作物並

びに事故の概要について、電話等の方法により行う（事故速報）とともに、事故の発生を

知った日から起算して 30 日以内に様式第 103 の報告書を提出して報告（事故詳報）を行

わなければならない。

電気関係報告規則第 3 条第 2 項の表

一感電又は電気工作物の破損若しくは電気工作物の誤操作若しくは電気工作物を操作

しないことにより人が死傷した事故（死亡又は病院若しくは診療所に入院した場合に

限る。）→ 産業保安監督部長

二電気火災事故（工作物にあっては、その半焼以上の場合に限る。）→ 産業保安監督

部長

三電気工作物の破損又は電気工作物の誤操作若しくは電気工作物を操作しないことに

より、他の物件に損傷を与え、又はその機能の全部又は一部を損なわせた事故 → 産

業保安監督部長

四次に掲げるものに属する主要電気工作物の破損事故 → 産業保安監督部長

・出力 90 万ｋW 未満の水力発電所

・火力発電所（汽力、ガスタービン（出力千ｋW 以上のものに限る）、内燃力（出力 1万ｋW 以上のものに限る）、これら以外を原動力とするもの又は二以上の原動力を組

み合わせたものを原動力とするものをいう。以下同じ。）における発電設備（発電機

及びその発電機と一体となって発電の用に供される原動力設備並びに電気設備の総

合体をいう。以下同じ。）（次に掲げるものを除く。）

・火力発電所における汽力又は汽力を含む二以上の原動力を組み合わせたものを原動

力とする発電設備であって、出力千ｋW 未満のもの（ボイラーに係るものを除く。）

・出力 500ｋW 以上の燃料電池発電所

・出力 50ｋW 以上の太陽電池発電所

・出力 20ｋW 以上の風力発電所

・電圧 17 万 V 以上（構内以外の場所から伝送される電気を変成するために設置する変

圧器その他の電気工作物の総合体であって、構内以外の場所に伝送するためのもの

以外のものにあっては 10 万 V 以上）30 万 V 未満の変電所（容量 30 万ｋVA 以上若

添 6-3

しくは出力 30 万ｋW 以上の周波数変換機器又は出力 10 万ｋW 以上の整流機器を設

置するものを除く）

・電圧 17 万 V 以上 30 万 V 未満の送電線路（直流のものを除く）

・電圧 1 万 V 以上の需要設備（自家用電気工作物を設置する者に限る）

五次に掲げるものに属する主要電気工作物の破損事故（①、③及び⑧から⑩までに掲げ

るものを除く）→ 経済産業大臣

・出力 90 万ｋW 以上の水力発電所

・電圧 30 万 V 以上の変電所又は容量 30 万ｋVA 以上若しくは出力 30 万ｋW 以上の

周波数変換機器若しくは出力 10 万ｋW 以上の整流機器を設置する変電所

・電圧 30 万 V（直流にあっては電圧 17 万 V）以上の送電線路

六水力発電所、火力発電所、燃料電池発電所、太陽電池発電所又は風力発電所に属する

出力 10 万ｋW 以上の発電設備に係る 7 日間以上の発電支障事故 → 産業保安監督

部長

七供給支障電力が 7 千ｋW 以上 7 万ｋW 未満の供給支障事故であって、その支障時間

が 1 時間以上のもの、又は供給支障電力が 7 万ｋW 以上 10 万ｋW 未満の供給支障事

故であって、その支障時間が 10 分以上のもの（⑨及び⑪に掲げるものを除く）→ 産

業保安監督部長（電気事業者のみ）

八供給支障電力が 10 万ｋW 以上の供給支障事故であって、その支障時間が 10 分以上

のもの（⑩及び⑪に掲げるものを除く）→ 経済産業大臣（電気事業者のみ）

九電気工作物の破損又は電気工作物の誤操作若しくは電気工作物を操作しないことに

より他の電気事業者に供給支障電力が 7 千ｋW 以上 7 万ｋW 未満の供給支障を発生さ

せた事故であって、その支障時間が一時間以上のもの、又は供給支障電力が 7 万ｋW以上 10 万ｋW 未満の供給支障を発生させた事故であって、その支障時間が 10 分以上

のもの → 産業保安監督部長（電気事業者のみ）

十電気工作物の破損又は電気工作物の誤操作若しくは電気工作物を操作しないことに

より他の電気事業者に供給支障電力が 10 万ｋW 以上の供給支障を発生させた事故で

あって、その支障時間が 10 分以上のもの → 経済産業大臣（電気事業者のみ）

十一一般送配電事業者の一般送配電事業の用に供する電気工作物又は特定送配電事業

者の特定送配電事業の用に供する電気工作物と電気的に接続されている電圧 3 千 V 以

上の自家用電気工作物の破損又は自家用電気工作物の誤操作若しくは自家用電気工作

物を操作しないことにより一般送配電事業者又は特定送配電事業者に供給支障を発生

させた事故 → 産業保安監督部長（自家用電気工作物を設置する者のみ）

十二ダムによって貯留された流水が当該ダムの洪水吐きから異常に放流された事故

→ 産業保安監督部長

十三 ①から⑫までの事故以外の事故であって、電気工作物に係る社会的に影響を及ぼし

た事故 → 産業保安監督部長

添 6-4

「四」でいう「主要電気工作物」とは、発電所関係では、次のものをいう。（電気関係報

告規則第 1条第 2項第四号）

発電所主要電気工作物

水力発電所

ダム、取水設備、沈砂池、導水路、放水路、ヘッドタンク、サージタ

ンク、水圧管路、水車、揚水式発電所における揚水用のポンプ、貯水

池、調整池、発電機（出力 3万ｋW以上のものに限る）、変圧器（電圧

17 万 V 以上かつ容量が 10 万ｋVA 以上のものに限る。以下同じ）、負

荷時電圧調整器（送電電圧 17 万 V 以上の発電所に係る容量 1 万ｋVA

以上のものに限る。以下同じ）、負荷時電圧位相調整器（送電電圧 17

万 V以上の発電所に係る容量 1万ｋVA以上のものに限る。以下同じ）、

調相機（送電電圧 17万 V以上の発電所に係る容量二万ｋVA以上のも

のに限る。以下同じ）、電力用コンデンサー（送電電圧 17 万 V 以上の

発電所に係る容量1万ｋVA以上の群に属するものに限る。以下同じ）、

分路リアクトル及び限流リアクトル（送電電圧 17 万 V 以上の発電所

に係る容量一万ｋVA 以上のものに限る。以下同じ）、周波数変換機器

（容量 15 万ｋVA 以上のものに限る。以下同じ）、整流機器（容量 15

万ｋVA 以上の直流電源用のものに限る。以下同じ）並びに遮断器（電

圧 17万 V以上の送電線引出口のものに限る。以下同じ）

火力発電所

蒸気タービン、ボイラー、独立過熱器、蒸気貯蔵器、蒸気井、ガスタ

ービン、内燃機関、燃料設備、ばい煙処理設備、液化ガス設備、ガス

化炉設備並びに発電設備に係る発電機、変圧器、負荷時電圧調整器、

負荷時電圧位相調整器、調相機、電力用コンデンサー、分路リアクト

ル、限流リアクトル、周波数変換機器、整流機器及び遮断器

燃料電池発電所

燃料電池設備（出力 500ｋW 以上のものに限る。）、変圧器、負荷時電

圧調整器、負荷時電圧位相調整器、調相機、電力用コンデンサー、分

路リアクトル、限流リアクトル、周波数変換機器、整流機器、遮断器

及び逆変換装置（容量 500ｋVA 以上のものに限る）

太陽電池発電所

太陽電池（出力 50ｋW 以上のものに限る。）、変圧器、負荷時電圧調整

器、負荷時電圧位相調整器、調相機、電力用コンデンサー、分路リア

クトル、限流リアクトル、周波数変換機器、整流機器、遮断器及び逆

変換装置（容量 50ｋVA 以上のものに限る）

風力発電所

風力機関、発電機（出力 20ｋW 以上のものに限る）、変圧器、負荷時

電圧調整器、負荷時電圧位相調整器、調相機、電力用コンデンサー、

分路リアクトル、限流リアクトル、周波数変換機器、整流機器、遮断

器及び逆変換装置（容量 20ｋVA 以上のものに限る）

添 6-5

３．近年における電気関係報告規則の改正

発電所の保安に関する報告に係る電気関係報告規則の改正は、次のとおり。

（１）平成 28年 9月 23 日改正（太陽電池発電所、風力発電所の事故報告対象の拡大）

近年、太陽電池発電所・風力発電所の急速な普及に伴い、強風等により設備が破損し、

飛散した設備が家屋を損壊するなど公衆被害を及ぼす事故も報告されており、今後も事

故の増加が予想される中、事故原因を究明し、再発防止を図るためには、事故の発生状況

を十分に把握することが求められている。そこで、本改正において、事故報告の対象とす

る太陽電池発電所・風力発電所の出力要件を引き下げ報告対象の拡大（主要電気工作物の

破損事故の報告対象となる範囲を、いずれも出力 500ｋW以上を、出力 50ｋW以上に変更）

を行ったもの1。

（２）平成 28年 3月 28 日改正（事故速報の報告期限の変更等）

事故情報の適切な把握・分析、対策の水平展開に資するため、電気関係報告規則及び内

規を次のように改正2。

・発電事業の事故状況を適切に把握するため、主要電気工作物の損壊事故等に加え、長

期間（７日間以上）運転停止した発電支障事故を報告対象に追加

・電気工作物の損壊や他物件の損傷の有無にかかわらず、構外に重大な影響を及ぼした

事故（例：太陽光パネルの構外飛散、自然災害に起因する導水路からの溢水・土砂崩れ）

を広く報告対象に追加

・軽微な事故も対象とする「電気保安年報」について、事故原因・事故部位等の情報を

含めたものに充実化

４．電気関係報告規則での電気事故報告の意義

電気関係報告規則に基づく電気事故報告は、電気事業法による保安規制において事

後規制に位置付けられる。工事計画の届出等の事前規制に加え、事業用電気工作物が技

術基準に適合するよう維持する義務がその設置者に課されているが、これが順守され

ていることを確認しようとするものである。

このため、電気事故報告が報告対象としているのは、電気事業法第 39条第 2項各号

に規定されている「事業用電気工作物は、人体に危害を及ぼし、又は物件に損傷を与え

ないようにすること」等が確保されていることを確認するために必要な事故であると

考えられる。仮に、特定の電気工作物に係る事故が多発し、これが法第 39条第 2項の

趣旨に影響するようなものであれば、その再発を防止するため、技術基準の改正等の措

置がとられることも考えられる。

1 平成 28 年 9 月 23 日経済産業省発表資料。2 産業構造審議会保安分科会電力安全小委員会（第 12 回）資料 6

添 7-1

簡易リスクマトリクスと現行の工事計画届出基準

図 1 簡易リスクマトリクスの見方

添付資料-７

添 7-2

図 2 人損物損リスクマトリクスと発電所設置工事届出基準

添 7-3

図 3 供給支障リスクマトリクスと発電所設置工事届出基準

添 7-4

図 4 人損物損リスクマトリクスと設備設置工事届出基準

添 7-5

図 5 供給支障リスクマトリクスと設備設置工事届出基準

添 7-6

図 6 人損物損リスクマトリクスと設備改造工事届出基準

添 7-7

図 7 供給支障リスクマトリクスと設備改造工事届出基準

添 7-8

図 8 人損物損リスクマトリクスと設備取替修理工事届出基準

添 7-9

図 9 供給支障リスクマトリクスと設備取替修理工事届出基準

参 1-1

平成 28 年度第 1回電気設備リスク評価委員会

議事要録

１．日時平成 28年 9月 14日（水）10:30～12:30 ２．場所日本電気協会 C・D会議室３．出席者 33名（順不同・敬称略）委員長若尾真治早稲田大学

委員酒井信介東京大学

委員青山和浩東京大学

委員姫野修司長岡技術科学大学

委員今木圭電気事業連合会

委員山田力電気事業連合会

委員武内信義日本電機工業会

委員松信隆日本風力発電協会

委員田中清俊太陽光発電協会

委員中澤治久火力原子力発電技術協会

委員大里和己日本地熱協会（中・小型火力発電設備検討作業会幹事補兼務）

委員足立光陽日本木質バイオマスエネルギー協会

委員高島賢二電力土木技術協会

委員荒川嘉孝日本電気協会

作業会幹事出口智也中部電力株式会社（大型火力発電設備検討作業会）

作業会幹事補吉川直城火力原子力発電技術協会（大型火力発電設備検討作業会）

参加原伸幸経済産業省電力安全課

参加伊藤哲郎経済産業省電力安全課

参加七部清人経済産業省電力安全課

参加正影夏紀経済産業省電力安全課

参加及川敬敏経済産業省電力安全課

参加石原啓晶経済産業省電力安全課

参加小川拓真経済産業省電力安全課

参加潰瀧孟経済産業省電力安全課

参加矢代勲製品評価技術基盤機構

参加田中杏奈製品評価技術基盤機構

参加嘉数弥一郎電気事業連合会

事務局古川，竪石，境，海老沢，小林（信），富田

（欠席）

委員福田隆文長岡技術科学大学

作業会幹事柴田和男日本電機工業会（中・小型火力発電設備検討作業会）

参考資料-1

参 1-2

作業会幹事石丸晴久関西電力株式会社（自然エネルギー検討作業会）

作業会幹事補辻和隆日本電機工業会（自然エネルギー検討作業会）

４．配付資料

資料No.1：委員名簿資料No.2：実施計画（案）資料No.3：調査データの分析方法（案）/前年度のデータによる分析試行資料No.4：参考資料（現行規制等）資料No.5-1：平成 26年度電気保安年報資料No.5-2：新エネルギー発電設備事故対応・構造強度ＷＧで審議された事故事例資料No.6：現地視察について

５．主な議事

（１）日本電気協会挨拶

荒川技術部長より受託側の挨拶があった。主な内容は次のとおり。

「昨年度に引き続き当協会が受託させていただいた。規制のスマート化の一つの重要なテーマと

して認識している。引き続き議論を活発に行い，先生方のアドバイスを踏まえて報告書をまとめ，

期待される成果を上げていきたい。」

（２）委員長挨拶

若尾委員長より開会の挨拶があった。主な内容は次のとおり。

「電気設備は，合理性を保ちながらいかに安全を維持していくかが永遠のテーマだと思う。この

委員会は異なる発電設備を同じ土俵に並べて，横串を通してリスクを評価していくという難しい課

題に取り組んでいる。「永遠のテーマ」に参考になる結果を出せるよう頑張りたい。委員のみなさん

には是非忌憚のないご意見を頂戴したい。」

（３）経済産業省挨拶

原電気保安室長より，委託元の挨拶があった。主な内容は次のとおり。

「電気分野の安全規制は様々な観点で検討してきた歴史があるが，いま横串で見てみると実は凸

凹がある。リスク評価の定義は難しいのでチャレンジングな課題であるが，一定の視点で大くくり

にしての検討も必要と考えている。安倍内閣の成長戦略に規制の見直しが挙がっている。電気事業

法の見直しにより新規参入ができるように体制を整えたことが大きなステップであるが，これに付

随して出てくるいろいろな課題にどう対処していくかの検討につながっている。大型火力設備と地

熱発電設備は同列で良いのか？ある程度の範囲で割り切った規制の見直しが必要になっている。ま

た、IoT、ビッグデータなど新しい技術革新が進む中で，どう対応していくかという課題もある。昨年は設備重視のリスクについて検討したが，今年は保守や運用にも目を向けて，我々が規制の見直

しをする際の参考になる基礎データを提供していただけるように，活発な議論を期待している。」

参 1-3

（４）委員紹介（資料No.1）事務局より今年度の委員を名簿にて紹介した。今年度の新メンバー2名（山田委員，武内委員）が自己紹介を行った。

（５）事業計画（案）について（資料 No.2）（敬称略：以下同じ）事務局より，資料を基に事業目的，事業内容，スケジュールについて説明があった。その後、

以下の質問・コメントがあった。質疑・応答の結果、事業報告（案）は承認された。

（事務局からの説明要旨）

・平成２７年度事業の成果を参照しつつ、保守点検の影響等についても考慮した総合的な評価を

行うことにより、合理的な規制水準の在り方を検討することを目的とする。

・検討設備は、昨年度と同じ設備を対象とする。

・昨年実施した設備の類型化について、出力規模に基づき細分化する等の工夫をし、可能

な限り詳細な区分けで評価できるように検討するとある。この作業について、現行規制

の出力による区分を資料 No.４により説明し、この区分の整理・見直しを行うために必要ならば昨年の類型化の見直しを行うことであると説明した。

・分科会間等の相互調整を円滑に行うため、幹事会の専門家等を対象とし、11 月に国内の発電設備実機の視察を実施する。

・保守点検等を考慮した総合的な観点から、リスク評価に資するよう「故障・事故の発生

可能性」対「被害規模」等の指標により評価し整理する。

・影響評価の前提となる標準的な保守・点検について定める。標準的な保守点検について

は、発電設備の建設時の「設備の取扱説明書」又は「推奨点検方法」をベースに作業会で

定める。

・評価における「検出のしにくさ」の定義は、一般的な記載で具合的には、幹事会、作業

会で検討し、次回本委員会で審議いただく予定である。

・評価した結果を、入手可能な「国への事故報告」と比較し、評価の妥当性を確認する。入手に

あっては電安課殿にもご協力いただく。

・「簡易的な」評価手法を用い、各発電設備機器での評価を相対的に比較し、階層化し整理する。

・来年 3月 10日までの活動期間で，4回の委員会開始を予定している。第 2回委員会は 11月を予定しており，前提保守点検方法の確認、影響評価表の作成方針の承認、階層化整理方法の検

討を行う。1月に中間報告，2月に最終まとめを行い，3月に報告書を提出する。

（委員からの質問・コメント（Q：質問，A：回答，C：コメント））C1；資料 No.4 は最新のものがすべて網羅されていないのではないかと思われる。最終的な成果

に結びつけるためにも全部網羅しておいていただきたい。また，工事計画の届け出と自己確

認はレベルが違うのでちゃんと書いておくべき。現在，燃料電池だけが自己確認の対象にな

っているという認識だが，今後は燃料電池以外も対象にするのか，あるいは対象になってい

るものを外すのかというような議論が成果として現れると思う。定期安全管理検査について

参 1-4

も，現行の火力に加えて来年 4月から風力が対象になる。経年劣化の大きいものは検査の対象になるので，そこをどうするか。この検討の中にいれておいた方がよい。

A1（事務局）；この表は，昨年の報告書 P136から P149の内容を簡略化したもので，凸凹があって申し訳ない。修正してわかりやすくする。

Q2；P3の「検出可能性」がよくわからない。故障事象がある程度進行した場合を考えているのか予兆の段階での検出しやすさについて議論しようとしているのか？

A2（事務局）；現時点ではリスク評価のテキストを参考にして検出可能性の項目を導入した段階で11月の第 2回委員会までに具体的なやり方を幹事会や作業会で検討したうえで報告する。

C2；維持修繕計画に反映するということ，その手順に組み込むことが大切。最終的な状況に陥る前に事前にある一定の安全余裕を保ちつつ補修を施すことが重要だ。

Q3；合理的な規制水準は火力のように非常に歴史の古いものと新エネルギーのような経験の浅いもので扱いが違う。経験を積めばリスクは下がってくる。今後規制水準をどのように見直す

かということも本来検討すべきと思うが，この検討課題に含まれないのか？

A3 ；今回の事業のスコープには含まれない。今回は，現時点の能力をもとに今ある規制をどう変えるべきかの参考資料としていきたい。事業者能力は向上していくので，今後どうなってい

くかを我々も考えなければならない。確かに重要なことなので，報告書の中に留意点として

残しておきたい。

Q4；資料 No.5-2 の事故事例について、どれだけ代表性、網羅性があるのか。事故事例は検討会の中で自主的に出されてきたものなのか，国に報告されたものか？また，国が公式に義務

付けて報告されたデータを参照利用できるのかどうか？できるだけ参照できた方がより正

確な評価ができると思うが，実際のデータ利用の考え方は？

A4（事務局）；国から委員会に報告された事故が資料としてインターネット上で公表されており，それをまとめたものである。

C4；WG の資料は、2013 年以降については水平展開して基準を変えなければならないものに注目しピックアップした。これがすべてというわけではない。

Q5；このデータがどうやって出てきたかを聞きたい。報告規則に基づいて報告されたものなのか，事業者が自主的に公表したものなのか。

A5；もともとは報告規則に基づいて報告されたものだが，事業者の社内委員会から自主的に報告されたものや，外部専門家委員会などであがってきたものなど，いろいろなデータが含まれ

ている。

Q6；資料No.5-1の P14,15に事故率の記述がある。これは比較の尺度として重要だと思うが，火力が 0.xxなのに対し、太陽電池は 92と桁が違うのはどうして？そんなに太陽光は事故が多いのか？要は届け出義務の有無で件数が変わるのかどうか，その辺の影響が気になった。

データの公平性、客観性が重要であり，発電設備間で考え方をそろえる必要があると思う。

A6a（事務局）；公表されたデータで，計数しかわからず，そこまで確認できない。A6b；事故率は単純にその時の事実で算出したものだが，報告の基準が違うので必ずしも並べて

比較できない状況かもしれない。事故報告のあり方をきちんと検討しなければならないとい

う問題意識は持っており，この事業とは別の事業で検討することになっている。

参 1-5

Q7；資料 No.2 に保守点検の影響を考慮してとあるが，事故の原因として設計や製造工程に不具合がある場合があり，電安課の指導で設計審査の部分を強化するなど，制度や規制のやりが

変わってきている。保守点検だけではなく設計審査や品質保証を含めて今年度は検討すると

いう認識で良いか？

A7（事務局）；設計審査や製造工程を含めて検討することは考えていない。ちゃんとしたものができるという前提で昨年も検討してきた。そうしないと比較できない。設計も製造も不具合な

いという前提で進めたい。

（６）検討作業の進め方（資料No.3）事務局より，調査データの分析方法について具体的なイメージを共有し，事前に検討できるよう

にすることを目的として，昨年度のデータによる分析試行例の説明を行い、委員の方々から質問・

コメントを頂いた。

（事務局からの説明要旨）

・昨年の 3作業部会で集めた 2,027件の事故・故障事象をエクセルでデータベース化し，フィルター機能やピボット分析機能，グラフ化機能を活用して分析を試行した。

・想定期間（I～V），被害規模（大中小）を数値化し，それらを使って定量的な共通指標となる「リスク係数」を算出した。

・これにより，17種類の全発電分類を一つの土俵で横並びにして比較が可能になり，また機器構成レベルの切り口での比較検討ができるようになった。本番でも分析や考察に注力できるよう

になる。

・今年度は保守点検を考慮した影響評価を新たに実施するため，共通指標の計算式に検出可能性

の要因を追加することになる。また，発生頻度，被害影響度，検出可能性の重みを調整できる

ようにする予定である。なお評価基準や共通指標の定義・扱いについては今後議論が必要。

（委員からの質問・コメント（Q：質問，A：回答，C：コメント））C1a；共通指標の計算で発生頻度の定義が大切だ。また，検出可能性については，「ゆでガエルの作り方」という話があるが，変化に気づくセンスが大事だ。

規制側として認可の扱いにするか届け出の扱いにするかだが，届け出でも然るべきチェッ

クを行い故障になる前にしっかり規制担当の行政庁がアクションを起こさなければならない。

それがないとすると届け出の範囲に収めただけでは保安レベルとの関連が希薄になり，あい

まいになってしまう。

起因事象が自然外力の場合をどう考えるか。いかなる場合も壊れない発電設備を作ること

は経済的に発電設備としてナンセンスになる。この辺は一定の割り切りが必要だと考える。

A1（事務局）；大きな地震や土砂崩れや川の氾濫など，基本的に自然災害は対象外としている。ただし，風力の場合は落雷や強風でブレードが飛ぶ事故などが多く，どこまで考えるかの議

論は必要と思う。設計条件との兼ね合いにもなるが経済的な制約もあり，おっしゃる通り，

割り切りが必要と考える。

参 1-6

C1b；自然外力については割り切りが必要だと思う。技術者としてはレジリエンスをどう高めるかというところに工夫があるはず。本来は，規制当局よりも自主保安体制を標榜しているは

ずの業界が自主的な努力をしていくという取り組みが大切だと思う。

Q2；今回は標準的なメンテナンスを前提に影響を評価するということだが，標準的なメンテナンスはそもそも事故を起こさないようにやるべきもの。そうなると事故が起こらないという

簡易評価になって矛盾してしまわないか？何かの尺度で事故を想定することになると，結局

は過酷な状況で使用されているために寿命が短いもののリスクが高くなってしまう。保守の

影響を強く見れば事故は無くなるし，緩くすれば昨年やったことに近づく。新たな凸凹が見

えるというよりは，ゼロと去年やったこととの間で行き来するだけに思うが？

A2（事務局）；大きな発電設備において、保守点検はすべての部品について毎年点検して交換することは不可能なので優先順位を考慮し、保守点検している。

その手法を「検出のしにくさ」というファクターで考慮できるものと思っている。具体的に

どう評価するのかは 11月までに幹事会や作業会で検討していきたい。Q3；発電システムにはシンプルと複雑なものが混在している。このように集計するとシンプルなものはリスクが低く、複雑なものは高くなりがちになると思うが，複雑さの度合いを今年

度の検討にも含めていくのか？

A3（事務局）；幹事会・作業会で検討し今年度できる範囲，今後の課題として残す範囲を決めていきたい。

C3；構成項目数の多い少ないも要因として取り入れて，横通しで議論できるような工夫をお願いしたい。

C4；高圧ガスの委員会でも同じようなことをやっており，そこはリスクベースメンテナンスという方法を使っている。リスクを下げる努力としては，保安点検によるものとさらに安全装

置によるものがあるが，ここでは保守点検しか扱っていない。保守点検の影響を入れると泥

沼に陥ると思うので，それは入れなくてもよいのではないかと個人的には思っている。保守

点検がある場合とない場合という言い方はおかしい。

破損頻度はデータがないのでよくわからないということであれば，とりあえず影響度だけ

で検討しましたという方がよほど理解できる。昨年はとりあえずそれをやってきた。

P15 で想定出力と平均リスクはほぼ比例関係という結果なら，とりあえず想定出力だけで分類したらどうか。それならきわめて単純だが，それは出発点だ。以後は各電力の努力やリ

スクに基づいて下げていくという仕組みを作る方が合理的だと考える。

A4（事務局）；発電所の安全は規制だけで担保できるものではなく，事業者が日々の点検でやるものと規制でやるものとのバランスの問題と思う。評価結果を比較して最後の規制の適正化

の考察で検討させていただきたい。

C5；今回「リスク」と呼んでいるもの，これはリスクではないので注意が必要。誤解や悪影響を与える。リスクと呼ぶべきではない。

A5（事務局）；おっしゃる通りで，他の先生からも指摘があった。リスク評価手法を参考にした「簡易的な評価指標」というような言葉に変えたい。

C6；保守関連の規制で大事なこととして国が定期事業者検査を義務付けるかどうかだが，従来

参 1-7

は原子力と火力がその対象だった。メンテナンスを前提にしないとリスクを高めてしまう。

逆にメンテナンスをやることで製造時のリスクレベルを維持できると言えるかもしれない。

メンテナンスしないと壊れて安全や供給に支障があるところは，定期事業者検査・定期安全

管理審査の対象にするが検討が必要だ。新たにこれらの対象になった方式が出てきている。

この意義付けをリスクの観点から整合をとることには一定の意味がある。

A6；定期事業者検査のように保守点検を国の規制行為としてやっているというところと，保守点検をどこまでやっているかという事業者の自助努力をインセンティブとして規制的行為を

軽減するツールとして使っているというところもある。メンテナンスをコスト無制限で山盛

りやれば当然安全性は上がると思うが，世の中の実態を見るとある程度標準的なレベルで判

断していくことが重要と考える。

C7；人・物に被害がないようにするには国が規制をかけていくことだが，一方、供給支障は発電所が止まるので事業としてのリスクであり，事業にそのものに影響があるので、事業者が自

主的に保守をやるはず。結局 P19 の式で重み付けをうまくやっていくことになると思うが，単純に S1(人物被害)と S2(供給影響)を足し算するのは間違いだと考える。

C8；リスク係数をどのように定義していくかということが非常に重要だ。重みの考え方に関するご指摘と思うが，その点を考慮して今後検討を進めていただきたい。

Q9；保守点検だけで全部発見しなければいけないような係数になっているように思う。可動部に関しては安全装置があるように，設計で解決しているものは昨年どう扱ったのか確認した

い。

予防原則（事前規制）なのか，発生後で規制（事後規制）するのか。つまり，新しいものは

わからないものなので，先に規制をかけてしまうことになるのか，まだ事故が起こらないか

ら起こってから規制を考えればいいのか。新しくてわからないものをどう扱ったのかをわか

るようにしておくなど，委員会で認識統一を図っておくことが必要と考える

A9（事務局）；「瑕疵担保は設計時点では無」として検討を始めたのが昨年度の前提条件だと思う。後の質問はすぐに回答できないが，留意して進めていく。

C10；技術基準体系が大切。これをしっかりさせて，工事計画届出など，規制するなら実のある規制にしていただきたい。「保安の第一義は事業者にあり」と経産省も前面に出して言ってい

る。全体として調和した実のある保安政策を模索すべきと思う。

C11；火力や大型水力は長い歴史の中でリスクを抑え込んできた実績があり，これらに対する規制の見直しをする話ではなく，新たに参入してきた風力や太陽光などの新エネルギーをどう

するかが課題である。火力、水力で従来培われてきた指標を明らかにし，これを参考目標に、

たとえば風力がその指標をどう達成できるかということにポイントがある。新旧で整合して

比較検討できるような共通の指標ができて説明や評価ができればいいと思う。

A11（事務局）；電安課と相談しながら進めていく。C12；事前にコメントもさせていただいたが，横通しで評価し比べるならば、何かを基準にしてそれよりも危ないのか危なくないのかという相対比較がよい。たとえば経験がある設備を基

準して，新エネルギーがどれくらい危ないのかの比をとるなどの分析をやったらどうか。

A12（事務局）；幹事会や作業会で検討する。古くからの設備で実績のある内燃力あたりをベー

参 1-8

スにして相対的に比較するのがよいと思っている。

C13；リスク評価するためには事故率のデータが必須だが，今はそれを継続的に集めていく体制になっていない。事故件数だけでは分母がわからないので事故率が計算できない。欧州では

系統的にそれらを集めている。今後リスクに基づいて見直しをすることが必要になるはずで，

そういう努力が必要だ。ぜひ考慮していただきたい。

A13；我々も同じ問題意識を持っており，別の事業で検討を開始している。

（７）現地視察について（資料No.6）事務局より，視察の目的，参加者，視察箇所，行程，視察ポイントに関して説明した。

・秋田地区 11月 1日，2日（1泊 2日），川崎地区 11月 9日で合計 8施設を見学実施予定。・昨年度，故障・事故による人・物への影響が大きいと評価された機器について確認するととも

に，保守点検の状況説明を依頼している。

（８）次回の開催日調整

出席者の都合を勘案した結果，

第 2回委員会を 11月 4日（金）13:30から開催することとした。

以上

参 2-1

平成 28 年度第２回電気設備リスク評価委員会

議事要録

１．日時平成 28年 11月 4日（金） 13:30～16:30 ２．場所日本電気協会 A・B会議室３．出席者 26名（順不同・敬称略）委員長若尾真治早稲田大学





委員嘉数弥一郎電気事業連合会（山田委員代理）












参加正影夏紀経済産業省電力安全課

参加松崎貴子経済産業省電力安全課


参加矢代勲製品評価技術基盤機構

事務局古川，竪石，海老沢，小林（信），富田

（欠席）





参考資料-2

参 2-2

４．配付資料

資料No１：第１回電気設備リスク評価委員会議議事録（案）資料No２：出力を考慮した類型化の検討資料No３-１：大型火力設備の評価表（標準的な保守点検方法）資料No３-２：中小型火力設備の評価表（標準的な保守点検方法）資料No３-３：自然エネルギーの評価表（標準的な保守点検方法）資料No４：「検出可能性（検出のしにくさ）」の判定について（案）資料No５：H28年度電気設備リスク評価の今後の進め方

５．主な議事

(1) 前回議事要録の確認（資料 No1）

事務局より，開催案内に議事要録案を添付して配布したこと，また，第 1回委員会で発言された委員には，事前にドラフトを送付しコメント反映している旨を報告し，読み上げは省略した。特に

追加修正意見，異議等はなく議事要録は承認された。

(2) 出力を考慮した設備の類型化について（資料 No2）

事務局より資料を基に出力を考慮した設備の類型化について説明した。自然エネルギーの類型

化についてコメントがあり，次回までに検討して回答することにした。主な質疑応答を以下に示す。

（C:コメント，Q;質問，A;回答。以下同じ。）C1；水路式とそれ以外で「ダムなし・ダムあり」で分けているのは少し疑問がある。ダム水路式のところに「ダムありかつ圧力導水路ないしは圧力放水路あり」と書いた方が，本来の類型

化の意味が分かりやすい。例えばダム式であれば，出力約 40万 kW未満であって貯水量 5000万 t以上がよい。

A1；（事務局）作業会でどうするか検討して，次回の委員会で報告する。C2； P4の風力発電設備で「運転温度」がブランクになっている。リスク評価するうえでは火力タービンなど違って環境温度に近いという意味で記載してほしい。

A2；（事務局）作業会で確認の上，記載する方向でまとめる。Q1；P5の太陽電池発電設備で設備規模を 10kWで切って 20kWにしなかったのはなぜ？A1；（事務局）面積が 100m2程度ならこの位の出力が多い。切りがいいところで選んだ。特に意

味はないと思う。

C3；電気事業法では 50kW 未満か以上かで区別しているが，例えば固定価格買い取り制度では

20kW未満かそれ以上かで区分している。10kWで大丈夫なのかと思ったため聞いた。P6で太陽電池発電設備の使用前自己確認の対象として 50kW以上 2000kW未満のものも，現在手続き中なので，それも参考規格の欄に記入した方がよい。

A3；（事務局）拝承。追記する。C4；P3の燃料電池のリン酸型と個体高分子型「燃料・熱媒体」の欄に「水素」も入れた方がいい。

参 2-3

A4；（事務局）拝承。

(3) 作業会での作成した標準的な保守点検方法の確認（資料 No3）

作業会各事務局より，資料を基に標準的な保守点検方法について説明した。本資料については，

後の「資料No４：「検出可能性（検出のしにくさ）」の判定について（案）」及び「資料No５：H28年度電気設備リスク評価の今後の進め方」の議論と合わせて審議した方が良いとの意見があり，合

わせて審議した。ここでは，主な質疑応答を以下に示す。

C5；表 3-1 取水設備(204)で「門扉操作用ワイヤー断線，取付け部破断」に関して，ワイヤーロープの安全率は 8 としているので，まずこういう故障は起きない。備考コメントが妥当を欠いている。圧力導水路につながる水圧鉄管が負圧になることはない。沈砂池もおなじ。また

水圧管路の空気管(423)の備考コメントは正しいが，水圧管本体(418)には記述がない。資料 5の見解とあっていない

こういう細かい議論を始めると際限がなくなり膨大な作業をすることになる。そのため「ゴ

ールは何で何のために作業するのかを早めに見極めた方がよい」ということを重ねて申し上

げたい。

A5；（事務局）備考の記載など，一部抜けているところについては今後ブラッシュアップしていきたい。

C6；最終的にどういう形で整理するのかを示さないと，今の質問に対しては答えられないと思う。通常行うリスク評価は，事象の連鎖に注目しイベントツリー分析をやって評価するが，今回

はこれに則っていない。時間がないのでそこまで作業することはできない。ならば，どの程

度の範囲で大雑把に評価するのかのスタンスを明確にして取り組むべきではないか。

C7；安全弁は独立に入っているが，本来シーケンスの途中で出てくるものであって，いたるところで影響があるのに，安全弁の影響度は「小」と書いてあるので，大変違和感がある。シー

ケンスを一切考慮していないからそうなる。ほかにも明らかに合理性を欠くような点は見直

すべきである。

C8；表 1-1大型火力の安全弁(134）「固着」では「影響なし」で，備考に「2次被害あり」となっている。それに対し表 2-1地熱発電では同じ事象の安全弁(215)「固着」は「作動不良」となっている。タービンの動翼異常を見ても大型火力(212)と地熱(303）では違っている。タービン系やボイラー系など同じ種類の設備の場合，火力と地熱で横並びに表現をチェックするこ

とが必要ではないか。また，リスク評価の前提として基本的に単一故障が対象であり，多重

故障は考慮しない原則でいいと思う。

C9；タービンのような大きなシステムと安全弁のような単なる機器が同列で書かれている。ならばボルトのゆるみはどうなるかの議論まで含めるのかということになってしまう。今は限ら

れた時間しかないのだから，区分けそのものを大括りにして個々の細かい機器は含めないな

どの方針を決めないと全体としてまとまらない。

参 2-4

A9；（事務局）昨年度は事故報告の省令のなかで指定されている機器をまずリストアップした経緯があり，システム，機器，要素などが発電設備毎に異なってしまった。今年度は機器のレベ

ル合わせを含めて同じ土俵で比べられるように評価のなかで検討していく。

C10；再生可能エネルギーのような新しい分野で普及途上の発電設備は，火力・水力のように歴史あるものに比べてまだわからない部分が多い。より具体的かつ慎重に検討していく必要があ

る。

C11；我々がやっている風力発電は発電設備としてはたかだか 50年くらいの歴史だが，オランダ式風車は 1000 年近い長い歴史と経験の蓄積がある。ブレードやギヤ，ブレーキはこなれた技術で研究機関のバックアップもある。高圧な圧力容器がなく潜在的にむしろ安全と考える。

風力をやり玉に挙げて議論する必然性はない。確かに最近公衆安全絡みの事故も起きている

が，電安課の指導の下，電気事業法の体系の中に定期安全検査が組み込まれてきている。先

入観なしに公平に扱ってほしい。

C12；限られた期間内にまとめるとなると，きめ細かく綿密に進めるのは無理と思う。かなり割り切って進めないとまとまらない。

(4) 検出可能性の判断指針について（資料 No4）

事務局より資料に基づき評価表に記入する検出可能性の判断基準を説明した。今回の議論を反

映した内容で次回本委員会まで作業を進めて，中間報告の段階で確認することが承認された。主な

質疑応答を以下に示す。

Q2；表 2 で目視点検でも重大故障を発見できる場合もある。それぞれの事象で違うのではないか？

A2；（事務局）これはあくまで“割れや減肉”の場合のイメージ例である。点検時の検査方法で対象となる事象が発見できるかどうかについては，各作業会で考慮して実施する。

C13；経験・能力がある人が見れば事故に結びつく可能性をあるかどうかは，ある程度発見できる。抜き取り検査をいかに科学的に合理的にやるかも能力に関係している。設備の運転実績

がポイントになると考える。

A13；（事務局）評価指標への経験度の反映は重み係数の調整で考慮することを考えている。C14；定期検査の頻度がはっきりしていないものについて，定期点検の実施の頻度や方法の前提を明らかにしたうえで「検出の可能性」を評価した方がよい。

A14；（事務局）「前提となる標準的な保守点検」の欄に 2年毎とか 4 年毎，毎日というように記述している。この頻度でやるという前提で考えている。

Q3；表 1で「⑤ほとんど発見不可能」に当てはまる事象はないのではないか？A3；（事務局）昨年やった「保守点検無し」の状態が⑤に相当する。今年度の結果と比較するためにある。

Q4；個々の機器としては発見できるが，数が多いものを一つの集合体としてみているようなもの

参 2-5

はどのように判断するのか？

A4；（事務局）例えば，弁の様に数が多く全ての機器を点検することは不可能な場合，重要な機器を中心に点検し，その他は抜き取り検査をしている。そのため，「点検割合」の考えを導入し

た。そのイメージが表２で，個々の事象と影響を考慮して判断していくしかないと考えてい

る。

Q5；この検出可能性の評価は何のためにやっているのか？どう使うのか？本当にやるなら相当大変な作業なので，限られた時間にやる作業として適切なのかがわからない。

A5；（事務局）事故・故障の前兆が検出されれば，事業者は何らかの防止策を講じることを前提に，保守点検の効果を考慮するため導入した。使い方等は，次の「検討の進め方」で議論したい。

(5) 検討の進め方について（資料 No5）

事務局より資料に基づき，今後の進め方を説明し，今回の議論を反映した内容で次回本委員会ま

で作業を進めて，中間報告の段階で確認することが承認された。主な質疑応答を以下に示す。

C15；本来は安全弁が一つの評価対象設備になっていること自体がおかしい。細かなことに時間をとられてしまう。限られた時間なので項目として何を選んだらいいかを最初にきちんと議

論して決めておくことが必要。

A15；（事務局）例えばボイラーで言うと火炉や蒸気管やドラムの過大圧力の影響が大きいと思うが，評価の中の最大値を採用することである程度重要なイベントが抽出でき，大括りな議論

ができると考えている。

C16；今回の評価対象機器は，届け出項目を出発点にしたということだが，発電方式によってはまだ届け出項目が整っていないところもあるから非常にアンバランスになる。細かく決まって

いるところは一方的にリスクが高くなってしまう。届け出項目にこだわる必要ない。

A16；（事務局）届け出項目の見直しをすることもこのプロジェクトの目的の一つである。実施計画書で見直し対象になっている 5 つの規制に対して出力とリスクの関係で見直しの議論ができないかと考えている。

C17；報告書をどうするかは，今は考えないでいいと思う。規則は忘れて整理した方がいい。少し観点を変えるべきと思う。

A17；（事務局）対象となる規制については，委託元からの実施仕様書で要求されているので，ご理解願いたい。

C18；言葉として「検出のしにくさ」は誤解を与えるように思う。検出のしにくさと定検の頻度の関係を整理してほしい。

ひとつ何かトラブルがあってそれが設計に由来している場合は，水平展開として同型機器全

部を点検しなければならない。同じものが世の中にどれくらいあるのか社会的な影響を考慮

するなら個々のユニットの数をかける必要がある。最近あった OFケーブルの火災の例でも，火災があったところだけ対応すればよいというわけにはいかない。

参 2-6

A18；（事務局）「検出のしにくさ」は，“し難い”の値が大きくなることからそう表現されている。なじみがあるかどうかは別として作業していく上での言葉である。言葉としてそういう定義

であることを理解いただきたい。

C19；検出のしにくさだけでなく，それに対応ができているかという表現がプラスされていないと少し言葉足らずではないか。

A19；（事務局）報告書でまとめるときに誤解がないように考慮する。C20；安全弁の単一故障をどうとらえるかだが，P４の最初の「例えば」以降の表現が例えとしてはよくない。安全弁が故障していても運転には直接問題ないが，過圧保護機能がない状態で

運転してよいかという議論にもなり，一般論としてわざわざ挙げる必要はない。

今回の調査は，火力のように歴史があって経験的に確立されたものと経験の浅い新たな発電

方式ものについて比較して，火力の安全レベル・供給レベルと同じになるようにするには規

制上の面からどうすればいいかを議論するものと理解している。新エネルギーでは，まだ固

まっていない点検の期間や方法自体を変数にして評価してみてはどうか。全部が「標準的な

保守方法」ということで限定しなくても，新しい方式については，期間や方法を振って比較

検討してみてもいいと思う。

A20；（事務局）安全弁の件は，わかっている人には冗長かもしれないが，作業会あるいはその下で実際に作業する人たちがわかるように，間違えないようにあえて書いたものである。

新エネルギーの点検周期をパラメータ化することについて検討するには，それ単独で新たに

点検周期の妥当性調査プロジェクトを起こすくらいの作業量が必要になる。今回の委託調査

は原子力以外の全ての発電設備を大きな枠で横通しに比較することなので，今回は標準的な

保守方法を前提に検討することにした。

C21；安全弁の例は，全体を踏まえた表現にしてほしい。パラメータを振るとどれくらいの影響があるか，少しそのような評価をしてみても良いと思う。

A21；（事務局）安全弁については，判り難いのであればもう少し誤解のないような表現にする。C22；機器としてこの評価表に何を残すのかを決めればいい。まさに現場で感じている感覚をとらえることが重要である。

C23；安全弁の故障や不動作は運転中にはわからない。だから定期点検している。安全弁の検査を適切にやってさえいれば「リスク小」でいいのではないか。

C24；実績のあるものは細かくたくさん挙がっているが，新しいところは挙がってないものがある。最後に横櫛を通すときは，一番荒いところで見るのか，一番詳しいところで見るのか。

どう対応するかが決まっていないまま細かく議論が進んでいて，検討できない発電分野が出

てくるのではないか。

A24；（事務局）最後は大まかな議論になると思っている。資料 5の P2(2)で「各設備構成の中での最大値をその設備構成の簡易指標とする」としている。各機器毎で評価値の最大値をとる

ことで大きな枠での評価になると考えている。

C25；実際は最大値で決まるから，細かくやっても結果としては変わらないからいいということ

参 2-7

か。無駄になるかもしれないが細かく挙げて，そこから影響の少ないものは計算結果には影

響しないし，結局大きいものが抽出されて，それが各発電分野に出てくるということか？

A25；（事務局）最大値をとることで同じレベル感になると考えている。ただ細かく網羅的に見ていかないと，思わぬものが抜けてしまう。昨年度の評価では，発電設備本体よりも，石炭と

か，バイオ発電の木材チップの貯蔵設備からの火事が，保守点検なしの場合，大きな影響が

あることが判明した。想定事故・故障の抜けを防ぐためにもこういうアプローチが必要と考

えている。

C26；先の議論で，標準的な保守点検を前提にすることには賛成である。リスクの値が示されたとき，その結果に対しどう対応するのかを加味することも必要。実用的な道を早く決めた方が

いい。

C27；資料の P2の評価指標の算出式で，「K1O＊K4D」は EM1と EM2で共通の項であるが，これは横通しで見た時にどういう意味を持つのかを考えたい。リスク指標としてまとめる前の

段階で，トラブルの起こりやすさを横通しで見ることができるのか？起こりやすさという

観点で横通しで見て，さらに起きた時の被害度で横通しで見て，さらに掛けたことでどれだ

けの危険度があるかを横通しで見るのが普通だと思うが，そこまでできるものなのか，それ

とも無理があるのか。

A27；（事務局）K1O は物が持っている潜在的な発生頻度，K4D は保守点検の効果だと考えている。K4Dは人によって評価が違う。自分たちのやっていることは絶対だと思っているところもあるし，他所から見ている人にとっては不十分と思っていることもあるので難しい。まず，

一度計算してみて，次回の本委員会で中間報告し，委員の皆様のご意見をお聞きし調整して

いきたい。

C28；だからいろいろな発電システムを横通しで見ることは重要だ。簡易指標 EM をまとめた後に横通しで見る前に，K1O と K4D をかけたものあるいは個々の因子のレベルで横通しに見ると，より本質的なところが見えるのかもしれない。

A28；（事務局）エクセル上の計算数値なので，各設備の評価表さえできれば，EMだけでなく途中の計算値を抽出して比較することは作業としては難しくはない。何がわかるかは数値を出

してみないとわからないところがあり，次回本委員会で議論させて頂きたい。

Q6；EM1，EM2 を出した後で発電方式ごとに最終的に目指すのは，この数値が揃うようにするということか？

A6；（事務局）通常リスク評価では，現状のリスク値を算出し，数値の大きい事象から優先的に対策を実施し，対策後の再評価段階で結果的に数値の差が小さくなり揃ってくるが，今回の委

託事業では現状の EM計算値の大小を発電方式間で相対的に比較し，検討して，現行規制を見直す判断材料を提供する。例えば今考えているのは，縦軸に現行規制の対象基準となる出

力規模を，横軸に EMをとったグラフ上に各発電設備をプロットして，相対比較したうえで出力規模による規制見直しの検討に使えないかと考えている。

EM は出力規模と相関があると考えるかについては，出力が大きいということは内部エネル

参 2-8

ギーが大きいので被害が大きくなると考えている。個人的には出力によって相関がないと感

覚に合わないと思う。

C29；被害の大きさは出力だけでなく距離の要因もある。むしろ発電システムによる差が今回の作業で浮き彫りになると思う。あまり出力にこだわる必要はない。

C30；イメージとしてどうとらえるかは大事だが，それにこだわる必要もない。リスク指標の計算式は，記述する順番やかっこで括るなどして少し工夫したらわかりやすい

と思う。

C31；資料No5 P4の下線部一番下の段落の記述の件，複数の保護装置が一つの電源につながる場合は必ずバックアップ電源を持っている。電源一つが喪失してもすべてがダウンすること

はない。この辺の表現を適正に書き直してほしい。

A31；（事務局）バックアップ電源が十分あればその通りなので，修正する。C32；多くの場合発見できないが 40年間超でしか発生しない場合と，ほぼ発見できるが 5年以下で発生する場合，計算すると 4*1=4と 1*5=5になる。係数で調整するかもしれないが，ふつうどちらの頻度が高いと考えるべきなのか？掛け算したら，何を比べるのかわからなくな

ると思うが。

A32；（事務局）数字が同じなら危険度合いは同じことになる。一般的にリスク評価では発生頻度と影響度と検出可能性を掛け合わせて危険度合いを評価している。「ほとんど発見不可能」と

いうのはメンテナンスしない場合のこととも言える。どのような結果になるのか数値を算出

してみないとわからない。それを見て次回の本委員会で議論したい。

C33；ダムの設計洪水流量を求める手法を援用すればより合理的な値が推算可能である。ただ，ここだけ詳細にやっても他が大雑把なので意味がない。

C34；計算の結果が皆さんの現実の相場感と合うかどうか，またその数値をどう解釈するかの議論を次回行うということですね？

A34：（事務局）はいそうです。C35；新たな試みなので不確定性はあるが，計算の仕方の大枠と方針だけは本日決めて作業を進めたい。

C36；発電規模に応じてリスクが高くなる評価の仕組みはよくない。誤解を与える可能性がある。それは管理をどうするかがこの中に入っていないためと考える。ここは少し気になる。また

現行の規制の方式をどう評価するかが重要になる。

A36；（事務局）各発電設備の管理方法の違いをどのように反映するかは，電安課殿と相談しながら案を検討し，次回の本委員会で議論したい。

C37；事務局は今回指摘があった内容を検討し，その結果を可能な範囲で資料に反映して，次回本委員会で説明してください。

本日の内容に基づいて作業を進め，次回本委員会で議論したいと思います。

参 2-9

(6) 今後の予定

今後の本委員会は，以下の日程で進めることが提案され，承認された。

1月 30日(月) PM 第 3回本委員会2月 27日(月) PM 第 4回本委員会（最終回）なお，別途正式案内する。

以上

参 3-1

平成 28 年度第３回電気設備リスク評価委員会

議事要録

１．日時平成 29年 1月 30日（月） 13:30～16:00 ２．場所日本電気協会 A・B会議室３．出席者（順不同・敬称略）

委員長若尾真治早稲田大学






委員山田力電気事業連合会














事務局古川，竪石，海老沢，小林（信），境

（欠席）




４．配付資料

資料 No１：第２回電気設備リスク評価委員会議議事録（案）

資料 No2-1：平成 28 年度電気設備リスク評価報告書（案）DRAFT

参考資料-3

参 3-2

資料 No.2-2：平成 28 年度電気設備リスク評価報告書（案）-附表

資料 No.2-3：平成 28 年度電気設備リスク評価報告書（案）-添付資料

資料 No.3：平成 28 年度リスク簡易評価統合DBの分析

参考資料 1 電気事業法施行規則別表第二（抜粋）参考資料２主要工作物を構成する設備を定める告示

参考資料３主任技術者制度の解釈と運用（内規）

５．主な議事


事務局より，開催案内に議事要録案を添付して配布したこと，また，第 2回委員会で発言された委員には，事前にドラフトを送付しコメント反映している旨を報告し，読み上げは省略し前回のポ

イントのみを紹介した。特に追加修正意見，異議等はなく議事要録は承認された。

(2) 各発電設備の検討結果（案）について

a. 委員会の目的，現地調査等前回の委員会から 3ヶ月近く間が空いたため，資料No.2-1で本委員会の目的，実施計画等の

作業の概略について，前回委員会で承認したことも含めて紹介した。

前回コメントのあった，水力発電設備の類型化は，出力での区分に変更していることを報告し

た。太陽電池発電設備の使用前自己確認の対象の変更予定について附表-1 に追加記載するようにとのコメントは，電力安全小委員会では審議されているが，変更の公示が出されていないため，

まだ反映していないことを説明した。

また，前回から変更のあった，簡易評価指数の算出のための「被害の大きさに」にケース２を

追加したこと，及び現地調査の報告を行った。

追加したケースには，被害の大きさを重視した数値化であることを添付資料１で説明した。

ケース 2 について以下の質問があったが，ケース 2 を追加すること及び現地見学について，ご了解頂いた。なお，現地見学の詳細報告書では，相手側との質疑応答も記載しているが，最終

報告書からは，質疑応答については削除することを報告した。

Q;（被害の大きさの数値化について）添付資料 1の被害規模の数値化について，同じ数値が出てくる，7位が重なっている。同じ数値が別のカテゴリに出てきていいのか？集計上問題ないのか？

A；（事務局）危険の度合いとしては同じレベルと解釈するが，被害の度合いを優先して判断したいと言う意見があり，マトリクス表も併用して検討する予定。

A;（事務局）添付資料の「7～11位」は「8～11位」の誤記である。

b. 各発電設備のリスク評価等

参 3-3

配付資料No.2-1の 3項の各発電設備のリスク評価について，資料 No.2-2と資料 No.3により説明した。その結果，国からの故障・事故件数のデータと簡易評価指数と相関については，事

実のみを記載し，「中程度の相関があった。」「算出した評価指数は妥当である。」との記載は削除

することにした。

以下に主な質疑応答を以下に示す。（C:コメント，Q;質問，A;回答。以下同じ。）Q１;（P27「事故実績データと（O*D)との比較」について）全体の相関をとることは重要なのか？グラフのプロットを見ると 2つの相関があるように見える。２つに分けて考察してもいいのでは？

A;（事務局）今回入手した事故データは。水力設備，火力設備の発生事故件数しかわからず事象までのデータはわからないので，水力設備と火力設備の分布図にまとめた。

Q２； O*Dはリスクに相当するのか疑問ではある。リスクの定義が難しいので O*Dをリスクと考えるのは仕方ないとして，それがなぜ発生率と相関があることで妥当と考えることが

できるのか？

A；（事務局）O*Dをリスクと考えてはいない。リスクは被害の大きさ Sも含めた掛け算値である。しかし，事故発生率と比較する場合，被害の大きさは関係ないので，Sの要素を除いた O*Dこれを発生件数に近い意味ととらえて発生率との相関をとった。

Q３；発生率に相当するものを O*Dでやることの妥当性を求めたということか。そうであれば，発生率を使えばいいのではないか？

A；（事務局）事故の発生件数を発電所数で割ったもので，これとの相関はどうかを検討した。Q４；相関係数 0.5で相関があるというのは統計をやってない人が言うことで，それを報告書に記載する意味があるか疑問である。

A；（事務局）相関係数の判断基準については，分野によっていろいろな解釈がある。自分でも疑問はあったが，これが調べた中で一番多い判断基準であったので使わせてもらった。発

生率を使えばということだが，作業会では一つひとつの事故事象まで詳細に評価している。

一方入手した事故発生率をそのままリスク計算に使えるような解像度になっていない。そ

のため，自分たちが評価した結果と実際の発生率の間に相関があるかどうかをみる参考に

計算したのが現状である。その結果，「中程度の相関有」ということで，まったくおかしな

的外れな数値ではなかったことを示していると解釈した。

Q５；一次関数を規定した時に相関係数が 0.5だという言い方をしないといけないのではないか。その関数がどんな意味を持つかということが一番主張したい点になるはず。それがな

い状態でいきなり相関係数 0.5だと言われても意味が感じられない。一次関数の意味を言うべき。

Q６；この図で相関があるというには無理がある。このまま載せたら，これくらいばらついているという解釈もできる。事実だけ記載することにして，吹き出しのコメントを削除した

らどうか？

C１; 事実としてこうだったということを示すにとどめる形で，進めることにしたらどうか。

参 3-4

Q７；釈然としないのは，縦軸と横軸が対応しているのかが分からない。A；（事務局）各発電設備の事故事象の評価では，自然災害を除くということを前提にしているので，事故原因の保守不良と劣化に係る故障を取り出して計算した。実際の事故データと

比較して妥当性を確認するとの要求があり比較を実施した。

Q８; この図は評価のチューニングに使うのか。A；（事務局）すでに評価データのレベル合わせは作業会で議論し調整済みである。調整前の相関係数は 0.37だった。

A；（事務局）内燃機関は発電所の数しかわからなかった。汽力発電所の号機数がわからなかった。実際の設置機器の数にすれば内燃もガスタービンも水車もプロットは下に動くと考え

ている。

Q９；縦軸の発生率と横軸の O*Dは，定義の上でダブっているのでは？ Oと Dをかけたものは何になるのか？割り算すれば発生率では？

A；（事務局）・数字が大きいものはリスクが高いとの定義で計算しているので，積で良いと考える。

Q10；分数で表せばまだわかるが，かけたらどうなるか。繰り返しだがその一次関数がどんな意味を持っているかが大事なのではないのか？

Q11；相関係数 0.5がこの評価が妥当だという指標にはならない。それならば，報告書には載せない方がいいかもしれない。国からのリクエストであるということなら，載せるにして

も吹き出しのコメントなしでいい。また，品位の問題になるので，判断基準の出典は，せ

めて岩波数学辞典くらいにしておくようにすべきである。

C２; 発電種別ごとにリスクを数値化して一つの土俵で比較するというのは今回初めての試みである。実際に数字が出てみないとわからないので，まずはひと通りやってみたというこ

とかと思う。初めて出てきた結果なので，今後および最終的にどう使っていくかはこの場

で議論していただければよい。

Q12;（Q10のコメントに対し）O*Dを使ったのは理解できる。O*Dと事故データとの相関図を根拠に重み係数ｋのチューニングの可能性はないのか？

A；（事務局）重み係数ｋは，今はすべて１で計算している。当初，最終的に発電種別毎の経験度合で調整することも考えていたが，設定の根拠がなかった。

A；（事務局）提供いただいた事故データが種別ごとにすべて同じようにあればいいのだが，我々の評価の区分の事故報告の分類が一致していない。

Q13; 実際の事故と比べるという宿題に対して，「今回想定している区分と実際の統計データの区分が違うため比較できない」ということで終わるのではなく，重み係数（K）の調整等に活用してはどうか。

A；（事務局）重み係数（K）を調整するための根拠にはならないと考えている。まずはＫ＝１で実施したい。

C４; 報告書に書くときの建付をどうするかという議論である。報告書に記載する場合，読み

参 3-5

手にどう解釈してもらえばいいのか，もし記載せざるを得ないのであれば，まだ不完全な

情報であるという印象を読み手に持ってもらうことが重要である。これが最終形態でこれ

を根拠にこの指標が妥当ですというよりは，不完全情報であることを述べた方がいい。

C５；一般に事故トラブルはバスタブカーブになる。この事業はバスタブのどこを見ているのか？初期中期末期の 3つのカテゴリに応じてまとめるとすっきりする。

A；（事務局）保守不全と劣化なので，バスタブの底の部分である。設計由来の故障事象は除いている。

C６；混在していないか。直感的にそう思う。自分の感覚ではダムの発生率が，あそこにあるのがわからない

c. 評価結果に基づく現行基準の見直しについて算出した評価指数と，工事計画届出基準，主任技術社選任等の基準の関係を資料 No.3で説明

した。頂いたコメントを検討し次回第 4 回委員会に今年度の報告書案として審議頂くこととした。なお，本日の意見以外で追加があれば 2 月 6 日までに意見を事務局へ提出して頂くこととした。

以下に主な質疑応答を以下に示す。（C:コメント，Q;質問，A;回答。以下同じ。）C１; 過去に工事届出の審査を担当したことがあるが，間違いも多かった。届出は重要と思うが，届出を緩和する効用はなにか？手間だけで効果が薄いのであればやめた方がいいとい

うのか？効果のあるドキュメントでチェックすべき。どこが安全上のポイントかわかれば，

それを届出の様式に反映するという議論があっていい。

C２; 本当に機械の故障リスクだけ見直していいのか悪いのかの議論では，各電源で考え方や考慮しなければならない要件反映されない。もし問題がわかっていれば，今のうちに注意書

きとして記述しておくべき。リスクや電源出力の大きさだけで決まるものではないのなら，

それは記載しないといけない。

A;（事務局）リスクだけで規制が決まるわけではないことは認識している。C３；安全またはリスクのことだけを見て規制を決めているわけではない。この調査においてはリスクをベースに検討することが前提であり，定量的な指標ができて各発電設備を相対

的に比較できるようになった。あとは国の判断にゆだねていいのではないか。

C４;（今回の指標で抽出されたものが実感と）極端に違うところは別の制約，例えば環境アセスの問題などがあるのではないか。それがわかっているのであれば注記しておくべきでは

ないか。今回のリスク評価の結果だけで規制の見直しを判断するわけではないという理解

でよいか。

A;（経産省）実際には，環境アセスも考慮して総合的に行政官が判断する。これだけで判断することはない。普段設備を見ている人たちの感覚としてこの数字をどうとらえているかを

議論していただき，その情報をもとに国としてどう整備していくというのがこの事業の目

的である。注釈を書いていただいた方がありがたいが，なくても我々としては困らない。

参 3-6

C５; グラフが独り歩きした時に，一般の読者に何も考えていないと思われるのは好ましくない。

C６; 独り歩きした時に，誤解の生じないような書き方で，報告書の中で記載していただきたい。

C７; 今回は第一歩であって，これを規制と結びつけるためには環境アセスなどをほかの要素も加味しないとできないということだと思う。今回の結果から課題として何が残っている

かを，今回の議論の中で残しておくことが重要である。

A;（事務局）内燃機関の届け出の出力基準 1万 kWは昭和初期なら十分大きいが，今は小さい。課題をまとめて残すようにしたい。

Q８; EM1と EM2を分けているがその意味が分からない。最終的にはどうするのか？A;（事務局）当初は一つだったが作業会の意見を聞いて，人損物損と供給支障は性格が異なるので分けて評価することを考えている。併用であってどちらかに絞ることは考えていない。

C９; リスクは影響度の取り方で変わってくる。この情報をどう使うかはこちらで決めることではない。それに係る利害の観点から何に着目するかを判断してもらえばいいことだ。どう

いうことを示す指標であるということを明確にして，あとは行政側に資料を提供するまで

としたらどうか。

C10; O*Dを横軸にとり，縦軸に出力基準をとったグラフに加えて，掛け合わせる前のデータS1，S2を横軸にとって表にしたとするとどんな図になるか。この 2つのグラフを書いて考えることがよいと思う。2つのグラフから規制が厳しいか甘いかを見た方が良いのではないか。せっかく横通しで指標をとっているのだから，それを EM という掛け算でまとめてし

まって，それだけで検討するのはもったいない。まずは生のデータをそのまま使えば良い。

まとめて考えたいときは掛け合わせた EMを使えばよい。実際の事故データの散布図において左側のグループの相関と，右側まで含めたグループの 2つの相関，つまり近似線が二つあるという見方もできるのではないか。重み係数Ｋによる補

正をどうとるかに関係するのかもしれない。また，O*Dと S1と S2の 3種類を横軸にした散布図を作ってみてはどうか。

A;（事務局）検討する。C11; そもそもリスクとは何か。何のリスクということをはじめに言わないと計算はできない。グラフの左下の方をもっと緩めていいということに使いたいわけだから，逆に左下が規制

を見直していいようになっているかを考えた方がよい。S1，S2や O*D，掛け算したものが，現場の人の感覚と合っているのか議論・調整をしないといけない。大学の先生方はたぶんそ

の実感がない。

これが規制緩和のための指標としてベストなものなのか，この観点を整理することが必要

である。その整理はグラフで無くて文章で良いかもしれない。EM1，EM2のどちらを使うかはともかくとして，人的被害や供給障害など，そういうことでそもそも規制は決まってい

たのか？規制は今まで何で決めていたのか？リスク簡易指標で評価することの限界につい

参 3-7

ても報告書の中に皆様方の考えを書いておくのがよい。

C12; 資料 No.2-1 p7 の事業目的には人体への危害・物件への損傷と著しい供給支障を防止する観点からと書いてある。これが電気事業法に書かれているなら，そう明確にいえばよい。

C13; 工事計画届出の話と主任技術者選任の話は違う。出力値だけでなく，経験や資格・資質の問題，保安規程でどう規定するかの問題もある。事故報告は産業界の努力していただきた

い話であって，すべてこれらが統計処理でわかる話ではない。

A;（事務局）この検討は，国と相談しながら行っている。再度，国と相談したい。C14；発電設備毎に表にしたものはあるか。EMだけではなく，O*Dと Sの表も作ってほしい。イメージ的には 3 次元になるが，その中に規制の出力値を併記したような絵ができるとヒントが見えてくるのではないか。

C15; 風力は外界に露出して動くものであって，設置場所に影響され，リスクの大きさは台風が頻繁に通る沖縄と北海道では大きく違う。前提条件を報告書に明記してほしい。

A;（事務局）今回の検討で地域差について考慮しない旨，前提条件として明記している。C16; 今回，定量的な共通の尺度を使って検討するという新たな試みを実施した。今後これらの情報や検討結果をぜひ活かせるように，委員の方々から御意見をいただきたい。

(3) 今後の予定事務局から今後の予定を以下のように説明した。

・2月 27日 13:30から 17:00の予定で最後の本委員会を開催する。・1週間前を目途にドラフトを送る予定で考えている。・次回は最終の委員会であるため，終了後，立食の慰労会を予定している。

以上

参 4-1

平成 28 年度第４回電気設備リスク評価委員会

議事要録

１．日時平成 29年 2月 27日（月） 13:30～16:00 ２．場所日本電気協会 A・B会議室３．出席者（順不同・敬称略）

委員長若尾真治早稲田大学






委員嘉数弥一郎電気事業連合会（山田委員代理）













参加伊万里全生経済産業省電力安全課




事務局古川，竪石，境，小林（信）

（欠席）



事務局海老沢，富田

参考資料-4

参 4-2

４．配付資料

資料 No１：第３回電気設備リスク評価委員会議議事録（案）

資料 No2：平成 28年度電気設備リスク評価報告書（案）

参考資料 1 電気事業法施行規則別表第二（抜粋）

参考資料２主要電気工作物を構成する設備を定める告示

参考資料３主任技術者制度の解釈及び運用（内規）

５．主な議事


事務局より，開催案内に議事要録案を添付して配布したこと，また，第３回委員会で発言された

委員には，事前にドラフトを送付しコメント反映している旨を報告し，読み上げは省略し前回のポ

イントのみを紹介した。特に追加修正意見・異議等はなく，議事要録は承認された。

(2) 平成 28 年度電気設備リスク評価報告書（案）の審議（資料 No2）

事務局から，前回の委員会で既に説明しているが，評価のポイントとなる，本評価事業の目的，

影響評価の区分の数値化方法，簡易評価指数 EM１，EM2の算出方法を説明し，今年度の主な成果となる「３．各発電設備のリスク評価」，「４．評価結果に基づく各発電設備の階層化の整理」，「５．

評価結果に基づく規制のも直し及び規制の在り方の検討」「６．規制見直しにおける課題」及び「Ⅳ.まとめ」を説明した。その後，報告書の審議に入った。主な，質疑応答を以下に示す。

（Q；質問，C；コメント，A；回答）

Q1；作業会で EM値を算出評価する際にそれぞれ委員の方々が他の発電設備を横目で見て自分野との大小関係を意識し調整した結果，相場感がマッチして WG のみなさんの間でそれなりの納得感が得られたものという認識で正しいか？

A；（事務局）作業会委員から 11月 30日までに評価を出していいただき，まず出なりのデータで分析した結果を開示し，合同作業会や作業会にて全員集まっていただき何回も見直した。また

幹事会でも調整を行った。結果を見ながら，おかしなところや感覚と合わないところは議論し

て，時間をかけて調整してきた結果であり，今回提示した評価で，ある程度収束したものと考

えている。

C1；P７で出てくる「想定期間」という表記に非常に違和感がある。略号の O は Occurrence ということなら，それを「想定期間」というのはおかしいのではないか。

A；（事務局）「想定期間」は昨年いろいろ議論して，P12にあるように「設計寿命等をもとに事象が発生するまでの期間を専門家が想定したもの」と定義した。実際の事故データがあればよい

のだが，残念ながら統一的なデータがないので，専門家が想定した期間をベースに話を進める

ことにした。

参 4-3

C2；各当該施設，設備毎にこの期間以内に事故が起こる可能性が高いということで仮に決めたということのようだが，とてもそのようには読めない。第三者がこの報告書を読んで意味が分か

らなかったらまずいわけで，Occurrenceのイメージとはつながらない。「想定期間」という言葉は説明の途中で出てくる言葉に過ぎないのではないか。「想定期間」という言葉を変えた方

が良い。

C3；「不具合発生間隔」と書いてはどうか。意味はそういう意味のはず。想定という意味では，「被害規模」も実は「想定被害規模」である。どれも“想定”なのに「期間」だけそう言うのはお

かしいとの指摘だと思う。

A；（事務局）そのように表現を変更する。Q2；この報告書は 28 年度だけの報告書なのか？それとも昨年の活動を含めた全体の報告書なのか？

A；（事務局）契約上は 28 年度だけの報告書となっているが，基本的にはこれだけ見て全体がわかるようにしたいと考えて書いている。

C4；「想定期間」という言葉がどういう経緯で出てきたのかとか，前年度の活動も含めて書くべきではないか。

A；（事務局）この部分は事業計画の部分なので前年度と同じ言葉を使っているが，もし見直すのであれば，去年との違いを書く必要があるので，そのように配慮する。

Q3；（事務局）略号はどうしたらいいか？ P（Period）はどうか。C5； Pは Probabilityと混同するのでよくない。T（Time）か I（Interval）か L（Life）・・A； Oで良いのではないか。また，報告書については，やはり今年度の最終報告書を見てすべてわかるようにしないとおかしいと思う。

C6；では，『「想定期間」は「不具合発生間隔」に変更する。略号は Oのまま変えない。今年度の報告書だけ見ても，昨年度の活動がわかるように書く。』ということとする。

C7； P27の「水圧管」「水路管」という用語は聞いたことがない。法令について検討しているのだから用語は法令にしたがって正確に使わないといけない。

A；（事務局）法令上の用語を使っている。参考資料２「主要電気工作物を構成する設備を定める告示」の導水路のところに「水路管」，水圧管路のところに「水圧管」の表記がある。

C8；告示で決めているとのこと。承知した。C9； P30，31で届け出対象になるかどうかは“届け出の効用”が大切である。出しっぱなしでは何の意味もない。届け出の効用についてはいずれ触れないとおかしくないか。要は届け出の対

象としたところで，しない場合と実質どこが違うのか。もしも設計が間違っていたら役所が指

示しなければならないだろうし，事業者が届け出の文書を作成している間に気が付くとか，な

にかアクションがあってその効用がはっきりしなかったら，いくら縛ったところで，本来意味

がないと思う。主任技術者は自主保安体制として完結した責任を持っている。しかし届出につ

いては行政庁に届け出るわけで，自己完結ではない。その辺を事実に基づいて深く掘り下げて

書かないと意味がないと思う。

参 4-4

A；（事務局）それは P30「5.1工事計画届け出に関する規模要件」の最初に書いている。また添付資料４「電気事業法に基づく保安のための諸手続きについて」でも述べている。

C10；それは役所の決めたことで，それを説明しても意味がない。そうではなくて，事故報告をベースにしているわけだから，どんな事実があって，じゃぁ以後は今のままでいいのかどうかの

議論があってしかるべきだ。

A；（事務局）今回の評価事業の国からの仕様は，各設備の基準を同じ土俵で見て，おかしなところがないか整理をするということである。届け出基準を具体的にどう見直すかは次のステップ

と考える。

C11；それならば，この報告書では触れない方がいいと思う。A；（事務局）国の本事業の仕様書で対象規制として工事計画基準が明記されているので，発注元の電安課と相談して決めたい。

C12；最終的に事務局と電安課とでよく相談して決めることにする。C13； P31 以降の表の右の欄「xx 基準」に書いてある数字は出力ならば，ｋW という単位を付記すべき。また０という数字は「下限が設けられていない」という意味なら，そういうわかり

やすい表記にすることが大切だ。単位を明確にして，必要な注釈を期すべきではないか？

A；（事務局）承知した。C14；電気事業法はだいぶ前から自主保安体制を打ち出して，その一環として主任技術者制度があると思っているが，事業者に保安責任の第一義があるということも書いたらどうか。P107の水力設備の事故発生率をみると水車と給排水装置でほとんどを占めている。これらは設計上の

冗長性で救われていて，第三者には迷惑を与えていない。保安活動の中で織り込んでいて許容・

容認できるものだ。それ以外の事故では，役所が決めた事故報告ではなく，もう少し業界が自

主保安体制を大事にする方向に進むのが一番良いのではないかと思う

A；自主保安については，できるのであればどんどん進めて頂きたい。C15；非常に重要なご指摘なので，報告書のどこかのページに委員からこういう意見があったということを記載するようにしてはどうか。

C16；今後は，報告規則ありきではなくもっと前向きなスマートな規制を標榜すべき。業界が中心となって，事故を未然に防ぐまたは発見するための参考になるデータをいち早く関係者が共有

できるシステム構築が非常に大事ではないか。届け出の出力基準をどこにするかということよ

りも意義あることだと思う。

C17；今回のミッションの次の，今後の展開ということで，今のような意見コメントが出たことを報告書に残すようにしていただきたい。

A；（事務局）本委員会での皆様の意見を記載した一連の議事録はすべて報告書に添付し，ご意見は残す予定である。ただし，発言者の名前は削除する予定。

C18；高島委員が言われていることは「リスクベース規制」と呼ばれているものだ。海外の状況を調べたことがあるが，今回やったこととは遠くかけ離れている。一律に何か規制するというや

り方ではたぶん不可能だ。事業者が努力すれば努力するほどいいことがあるというインセンテ

参 4-5

ィブが働くような仕組みにしない限り，追いつくことは不可能だが，そもそも今回は想定して

いない。本気でやるなら規制側ももっと心してやってほしい。

C19；次のステップに生かせるように，今のご意見もきちんと議事録に残していただきたい。Q4； P39事故報告の対象の部分がよくわからないので，詳しく教えてほしい。2，3年前，古い水路で積雪が多かったのがもとで一人亡くなり，重要な生活道路を交通遮断してしまったとい

う事故があったが，それは P39の d.（主要電気工作物の破損事故）に対応するということか。A；人が亡くなるのは a.で，道路遮断は c.に該当する。一つの事故で 2つに対応することもある。Q5：第 7号から 11号までの番号がとんでいる。何が書いてあるのか？A；（事務局）添付資料６に記載しているが，第 7 号から 11 号は供給支障を報告することを規定している。本文で煩雑になるので，まとめて e.供給支障事故（第六号）で代表している。本文に全てを記載するとわかりづらくなるので添付資料にまとめている。

C20；「供給支障に係るのは第 7 号から 11 号」などと誤解がないように，本文に追記してしてはどうか。

A；（事務局）主要電気工作物に焦点を当てる前段なので，まず全体がわかるように追記する。C21； P54水力発電設備の概略図で，沈砂池と水槽の間に工作物があるように見えるが，何かわからない。

A；（事務局）確認し，追記するか又は別の適切なものに交換する。C22；規制の見直しは，今回の検討情報だけでなく，他にも種々のファクターに基づいて検討しており，今回はその中の一つであることを丁寧に記載してほしい。「これだけではない」とは書い

てあるが，他にやっていることにも言及したうえで，「その中の一つ」という肯定的な表現の方

が読み手には好ましいと思う。

A；（事務局）他については，課題にまとめたが，５項の説明も表現を検討する。Q6；添付資料７は何か？いろいろ分析して出てきた生のデータ情報と思うが，丁寧に説明していただいて少し議論してはどうか。

A；（事務局）目的が規制水準のあり方の検討なので，報告書のグラフは規制水準（届け出の基準となる出力値）と明確に比較できるように，縦軸に現行規制の基準出力 kW，横軸に EM値をとった。一方，添付資料７の簡易リスクマトリクスは縦軸が被害規模 S，横軸が発生頻度 O*Dをとっており，規制水準にあたる情報は，各プロットの付加情報として表記している。昨年ま

とめた階層表の考え方を踏襲しているこのグラフの利点は，被害規模が直接的にわかることだ。

報告書のグラフにおいて EM値では同じ一点のプロットになるところが，このグラフでは被害規模で区別できる。したがって，報告書のグラフをスクリーニングに使って対象を絞り，絞っ

た設備群について，リスクマトリクスを使って被害規模の観点あるいは頻度の観点に踏み込ん

で最終判断をする，というような使い方ができる。これらは相互補完の関係にあると考えてい

る。追記した曲線は報告書の象限を区切っている基準値線に相当する。

C23；添付資料７を本文のどこで参照しているかわからなかった。課題で「参考になる」と書いているのなら，今の説明を文章で書いておかないと誰も印象に残らない。ページ制限があるわけ

参 4-6

ではないし省く必要はない。検討しているのだから書かないのはもったいない。

C24； EM1と EM2は全く別な物であることをしっかり注釈しておいてほしい。これだけ大作な報告書だと，まとめのところをまず参照するだろうから，最後のまとめのところで再度書いて

ほしい。

A；（事務局）承知した。C25； P13の式の定義で「最初は重み係数を１で算出」とあるが，最後まで１なので「この報告書では」などの文言を追記してはどうか。途中で検討したようにも読めるが Kの考察はどこにも出てきていないので気になった。

C26；検討したうえで１にしたという認識だが，違うのか。C27；作業会では仮に重み係数を１で話を進めたが，今後係数を変えることで分析も変わってくることを課題で触れておくのがよいと思う。

A；（事務局）当初，係数 Kでいろいろ調整できると考えたが，被害規模の大きさの違いはうまく調整できずに，結局この報告書での分析では，Kは 1のままにしてケース１，ケース２という評価区分数値化の定義自体を変更して対応した経緯がある。

C28；いずれにせよ，今回確定したというわけではなくて，今後検討の余地があるということなら，課題のところに言及しておくのがよい。また，今回 K＝１に落ち着いた過程も書いておくとよい。

C29；発電所の EM 値はいろいろな構成機器の最大値をとったということだが，ふつうは構成機器毎のリスクを足していった数値がリスクになる。この場合機器が多ければリスクは高くなる

が，逆に，危ないから 2つ 3つスタンバイの機器を設置して，プラントとしての危険を低くしているようなものは考慮されていない。このことも記載しておくと親切だと思う。

C30；今のご指摘も一連のコメントの一つとして明記するようにしていただきたい。C31；添付資料７のリスクマトリクスを使うと EM 値ではわからないことがこの図で分かる。たとえば対策を検討するとき，グラフ上で故障頻度が高いエリアにプロットされたものは検査で

下げる，被害影響度が高いエリアにプロットされたものは安全装置で対策する。この図のどこ

にプロットされたかということで，どんな対策をするかという検討に活用できる。そのような

情報も記載しておいてほしい。

C32； P28図 4の点検ありなしのグラフで，太陽電池のところは“点検あり”でもあまり変わらないが，ここは理由を付記してはどうか。報告書だけを読んだ人にも誤解なく伝わるようにし

てほしい。

A；（事務局）全体的なバランスを考えたうえで，文章を考えてみる。Q7；最大値だけになっているが，作業会で検討した 90%位値は却下されたということか？A；（事務局）比べてみると説明としてはあまり変わらないので省略した。C33； 90%位値について作業会で聞いた時には実態に合っていると感じた。ともとかなりアバウトなものなので，最大値は信頼性が低いと思う。その最大値を使うことになった過程を丁寧に

説明しておいていただきたい。

参 4-7

C34；評価の留意点を列挙しているので，今の指摘をその中の一つの項目にして記載しておくようにしていただきたい。

Q8；今回の活動で横通しでみることができるようになった。こういう情報を電安課としてはどのように使っていこうと考えているのかお聞かせいただけないか？

A；国もこれまではそれぞれの発電所毎に所管が分かれ，縦に割れていたが，今の体制になって，横串で見られるようになった。火力や水力あるいは新電力を並べた見た時，本当に同じ視点・

適切なレベル感で規制が行われているかを把握し，きちんと精査して，凸凹があればそろえて

いきたい。ただ事故データも含め過去から完璧なデータが揃っているという訳ではないので，

そういった制約があることを理解しつつ，専門家のみなさんの知見も借りてできる範囲の見直

しをしたいと考えている。新しい発電設備に関しては最初は思い切った仕切りで規制をしたが，

実際やってみるといろいろな事業者が参入してきている。また，まだまだデータ的にも十分で

はなく，これからの蓄積も大事であり，タイミングを見て随時見直していきたい。今回のレポ

ートには学ぶべき点，考慮すべき点は非常にたくさんあるが，この結果を踏まえて直ちにどう

いう風に規制を見直すかというようなことをこの場でお答えすることはできない。皆さんもお

互い気づいた点もあると思うので，これらを参考に見直せるところは見直していきたい。

C35；今日は貴重なご意見をたくさんいただいたので，事務局はこれらを最終報告書に反映していただきたい。

(3) 今後の予定

本日の委員会でのコメントの対応について，事務局から報告書への反映は，委員長一任とさせて頂くこ

とをお願いし，了承された。また，事務局から今後の予定について，以下の連絡を行った。

a．報告書は，契約に従い，3月 10 日（金）に電力安全課に提出する。その後，報告書は経産省のHP

で公開される。

b. 本日の議事要録（案）は 3 月 2 日までに送付するので御確認をお願いしたい。コメント等があれば，3

月 6 日（月）までにご連絡をお願いする。

この議事録は，報告書に添付するが，発言者の委員名は削除する。

ｃ. 事務局で報告書の修正後，委員長に御確認して頂いた後，経済産業省へ提出する。

以上

＜平成 27年度（前年度）議事要録＞

参 5-1

第１回電気設備リスク評価委員会

議事要録

１．日時平成２７年１１月１０日（火）９時３０分～１１時１０分

２．場所日本電気協会Ｃ会議室

３．出席者（順不同・敬称略）

委員長若尾真治［早稲田大学］

委員酒井信介［東京大学］

〃青山和浩［東京大学］

〃福田隆文［長岡技術科学大学］

〃今木圭［電気事業連合会］

〃山口真一［電気事業連合会］（代理：嘉数弥一郎）

〃榎本博文［日本電機工業会］

〃松信隆［日本風力発電協会（日立製作所）］

〃田中清俊［太陽光発電協会（三菱電機）］

〃中澤治久［火力原子力発電技術協会］

〃大里和己［日本地熱協会］（代理：齋藤徹）

〃足立光陽［日本木質バイオマスエネルギー協会（タクマ）］

〃荒川嘉孝［日本電気協会］

参加磯部隆［経済産業省電力安全課］

〃正影夏紀［経済産業省電力安全課］

〃石原啓晶［経済産業省電力安全課］

〃潰瀧孟［経済産業省電力安全課］

〃矢代勲［製品評価技術基盤機構］

〃田邊尚輝［製品評価技術基盤機構］

〃吉川直城［火力原子力発電技術協会］

事務局古川、竪石、田弘、境、海老沢、小林、廣瀬［(一社)日本電気協会］

（欠席）

委員姫野修司［長岡技術科学大学］

４．配付資料

・資料№１事業計画（案）

・資料№２委員名簿

・資料№３検討作業の進め方について（案）

５．議事概要

（1）委員長挨拶


「近年、分散型電源が増えており、電力システムが以前とは様変わりしつつある。分散型電源の事業

者は設備に詳しくないところもあり、このリスク評価の事業は重要な役割があると期待している。どう

ぞ皆様忌憚のない意見をお願いしたい。」

参考資料-5


参 5-2

（2）経済産業省挨拶

磯部電気保安室長より、委託元の挨拶があった。主な内容は次のとおり。

「近年では電力分野に新しく参入する事業者が増えており、保安規制については自主保安を中心に進

めて来たが、今までの保安のあり方、新しく参入する事業者への規制のあり方について、ゼロベースで

見直しを行い、リスクに応じた適正なものになっているのか、公平な安全規制になっているかの観点か

ら検討を開始したい。

こうした流れの中で、具体的に委員会を設立し検討を開始するのは、この委員会が初めてである。

規制のスマート化に向け、この委員会は中核的なものとして考えており、貴重な意見を賜りながら安

全規制について、より効率的な安全規制について検討して行きたいと考えている。

この検討では、電力安全課は、NITEをTSOとし、技術的な支援機関としてとしての位置づけを検討しているところであり、NITEからも参加していただくことにした。※TSO：規制当局を技術、検査等で支援する機関

（3）委員及び参加者自己紹介（資料№２）

出席委員及び参加者の自己紹介を行った。

（4）事業計画（案）について（資料№１）

事務局より、次のとおり説明があった。

・本事業計画は、経済産業省電力安全課による仕様書をベースに作成した。

・電気事業法では、事業用電気工作物の設置者に対し、設備の種類や出力規模に応じた保安規制を課し

ている。しかし、小規模分散型電源が増加する現状では、現行規制が急速な技術進歩を踏まえたもの

となっていない面がある。このため、本事業の目的は、電気工作物の種類毎にあらためて設備リスク

を評価し、これを踏まえた合理的な規制水準のあり方を検討するものである。

・検討内容としては、原子力発電所を除く発電設備のリスク評価を行う。

・発電設備に対し、設備の経年劣化により生じる可能性がある故障・事故を抽出し、その出力規模等に

応じた発生可能性及び被害規模、さらにその積として導かれる故障・事故のリスクを評価する。

・故障・事故の抽出にあたっては、ａ．発電設備の類型化、ｂ．設備の機器構成調査、ｃ．故障・事故

の、抽出を行い発生可能性及び被害規模について評価を行う。

・その結果を踏まえ、各発電設備をリスクの高いものから低いものへ階層化する。

・来年度は、本年度の結果を踏まえ、国への提案方法などを検討する。

・検討体制については、本委員会及び幹事会を構成し、その下部組織として、大型火力発電設備検討作

業会、中・小型火力発電設備検討作業会及び自然エネルギー検討作業会の３つの作業会を構成する。

・スケジュールについては、本委員会は３回、幹事会は４回、作業会は各４回を予定している。

続いて、以下の質疑応答・コメントがあった。（Q:質問、A：回答、C：コメント）Q1：リスクというものは、被害規模と被害の発生頻度の組み合わせにより考えるもの。積、足し算、マトリクスを臨機応変に考えていくものであるが、発電設備リスク評価については、積で求めるのか。

A1：そのとおり。経済産業省では、発生可能性×被害規模として積で考えている。Q2：保守をまったく行わない場合のリスク評価をする場合、当然ながらすべてのリスクは大きい。また、発電設備は故障することが予測できる。

このような状況において、例えばパッキン程度は交換する前提なのか（最低限の保守はする前提）、

それとも何もしない前提なのか。

A2：どの発電設備に対してリスクが大きいかを確認したい通常実施される保守点検を無視して、経年劣化により生じる可能性のある故障事故を抽出する。


参 5-3

Q3：現行のリスクを評価するということより、点検・メンテナンスが行われていない、最大の仮想的なリスクを評価するのか。

A3：その予定である。 Q4：リスクベースメンテナンスの方から見ると、本事業では、対象とする設備が広範囲になり、ある程

度、おおよそのコンセンサスを得ておかないと評価がバラバラになってしまう。こういった資料を作

成したうえで進めるという予定はないのか。

A4：幹事会でまとめることとしている。Q5：この委員会には、規制側と民間側が出席しているが、どのように進めるつもりか。

影響度の考え方は、両者でまったく異なる。合意を得てから進めるべきと考える。

A5：経年劣化という部分の評価もあり、ここでは被害の大きさと影響度で評価する。 Q6：幹事会はどのような役割になるのか。 Q6：幹事会では、作業会全体を取りまとめる機能と作業会においてリスク評価を行ったフォーマットを

検討する。

Q7：作業会を３つに分けた基準は何か。 A7：大型火力発電設備検討作業会については、50万ｋWや100万kWクラスの大型火力発電設備で、汽

力、ガスタービン、内燃力、地熱を想定した作業会である。

中・小型火力発電設備検討作業会については、バイオマス、バイナリー、燃料電池とし、出力は大

型より低いクラスを想定した作業会である。

自然エネルギー検討作業会については、水力、風力、太陽電池等の、再生可能エネルギーを想定し

た作業会である。

Q8：発電規模で分けたのか。 A8：火力については発電規模と種類で分けているが、自然エネルギー検討作業会については規模ではな

く種類で分けている。

Q9：ネットワークで考えるという方法もあるのではないか。この部分はどの作業会が評価するのか。系統への影響は考えるのか。

A9：系統への影響もリスクとしてはあるが、今年度は考慮せず、次年度の事業に検討する予定である。今年度は、設備そのものを評価したい。

Q10：地熱については、最近では温泉発電のような規模の小さなものも設置されている。同じ評価をするのか。

A10：バイナリーとして扱うため、中・小型火力発電設備検討作業会で評価する。Q11：通常行うはずのメンテナンスをしなかったと仮定するのもわかるが、運転中の管理はどのように

考えるのか。しっかり管理して運転するのと適当に運転するのでは状況が異なる。メンテナンスは適

当で、運転は一生懸命するという状態は考え難い状況ではあるが、こうしたことの考え方を整理して

検討していただきたい。運転中の温度管理や圧力管理をするということは、そのためのメンテナン

スが重要であり、一体となって行っているはずと考えている。

A11：参考にしたい。C1 ：通常のリスク評価は、本来持っているリスクと運転管理のリスクの両方を考慮して評価すべきも

の。点検・メンテナンスをしない場合のデータが無いのではないか。適切に評価できるのか疑問であ

る。

C2 ：メンテナンスを何もしなければ、圧力計が壊れて制御できず、最後は耐圧性能を超えてボイラが爆発するとうシナリオが想像できる。これでも確率は「１」である。このような想定をすると、これ

以外の話ができなくなるのではないか。機械はユーザーが取扱説明書に書いてある方法で使用する

ことを前提に設計され、安全が確保されている。こうした状態を無視して評価するということは正し

いのか。


参 5-4

C3 ：火力発電所では安全弁があり、加圧すれば安全弁が開き、圧力を抑える仕組みになっている。安全弁のメンテナンスを確実にやっておけば、ボイラの安全は維持される。そこを無視するかどうか。

設計上、メンテナンスを期待している。すべて壊れ、安全弁も動作しないという前提で考えるのかど

うか。

単一故障をしても機能が働くようなことを持たせていれば、それが複数設置されている場合にお

いては、複数同時に壊れることはので、そこは安全として見ることができる。メンテナンスを行わな

い場合の潜在的なリスクについては議論することになる。安全をどのように期待するのか。

C4 ：統一的な基準が必要であり、個々のケースで評価が変化するのは好ましくない。前提条件として、メンテナンスを何もしないというのは、あり得ないが。、やらなかったらなにが

起こるかを考えて引き算でやらないとリスクは出て来ない。

何もやらなければリスクは無限大である。ある程度のところまではメンテナンスを考えてから、そ

の先のリスクを考えるべきである。

通常やっているところから何を差し引くのか。まずはそこからではないか。機械は何もしなければ

壊れるのは当たり前である。火力発電所の構成部品が何万点～何十万点もあり、それぞれ壊れるスピ

ードも違えば、重大さも違う。それをすべて要因で洗い出すというのは、何通りの計算をするのか。

検討に5年かけるのか10年かけるのかという話になる。リスクファクターというのは、何もやらなかったらこういうことが起こるというものを考えていくものと思っている。

C5 ：火力や原子力でこのような検討をする場合、大きな障壁となるのが、データが無いということである。一つの重要なデータというものは検査データである。検査データは、経年劣化に対してメンテ

ナンスをして、なおかつ運転管理を行った結果として来たものである。

その少ない検査データを活用しないとリスク評価は難しいはず。

C6 ：化学プラントのリスクベースを考えると、フランスでは国土が広いため、家を建てて良いかという判断基準は、工場の中でプラントが一気に爆発したときでも、熱による火傷や爆風圧で死傷者が出

るリスクが考え、このような事故が起こる場合の影響のある範囲内は家を建ててはいけませんとな

っている。しかし、工場の安全装置の設計や従業員の配置に関しては、安全装置が働くとして、考え

なければ、工場が建設できず生産ができない。

一方、オランダは逆であり、住民への影響については厳しく計算し、工場を建設している。

前者で考えているとしてもリスクの確率は「１」となる。ボイラは使用した材料で破壊する限界が

わかれば破壊した場合に材料がどこまで飛ぶかもわかる。

リスク評価を、将来の規制の合理化に、どのように結びつけるのか。本当にメンテナンスをやらな

い前提で検討するのであれば、発電所が持っている最大エネルギーから周辺への波及を計算して終

わりになる。目的をしっかり議論する必要がある。経済産業省が期待するような内容には、ならない

のではないか。

〔経済産業省電力安全課のコメント〕

C7 ：ここで、この事業の趣旨を説明したい。国の規制としては、入口段階の工事計画、主任技術者の選任の方法、メンテナンスをするための保安規程、国が行う定期安全管理審査などがある。

これらによって安全が守られている。最初に、設備全体でメンテナンスをしなかったときに、どう

いう事象が起こるかということを知りたい。メンテナンスをしなければいけないものは、規制を厚く

し、大丈夫なものについては緩和する判断材料を検討していただきたい。

リスクを全体的に評価するときに、メンテナンスは考慮しなければならないファクターであるこ

とは承知しているが、それを除外した状態で、どのようなことが起こるのかということを評価してい

きたい。

今年度得られた成果より、そのまま規制の検討をするのではなく、系統への影響度や保守管理をし


参 5-5

た場合はどれだけ軽減されるのかについては、来年度に検討することとしている。

保守管理を考慮したデータしかないというのは、そのとおりであるが、保守をしない場合の危険度

というものを評価できないか。

その上で、保守管理の標準的ものを定めた場合のリスク評価ができれと考えている。

C8 ：その考え方では、非常に難しいと言える。それは無限大のことを考える必要があるからである。リスク評価の損傷モードの洗い出しの代表的な方法でとしては、ハザード評価（HAZOP：Hazard andOperability Studies、潜在危険性をもれなく洗い出し、それらの影響・結果を評価し、必要な安全対策を講ずることを目的として開発されたプロセス危険性の特定手法）というものがある。

これではリスク評価ができない。何か部分的にズレがあったときに、どういうことが起きるのか

というのを徹底的に調べ、その結果、やらなければならない対策が抽出される。

今回、これらの評価を無限にやるというのは無理である。標準的な運転のみで評価をすれば、そ

れはリスク「０」である。初年度として何をすべきかを明確にし、次年度に向けた準備をすべきでは

ないのか。

C9 ：故障モードの発生可能性から考えるのかどうか。故障モードの確率はどうなるか。多重故障まで考えるのであれば、その安全系はすべて動かないので、危険な事象が発電所の周囲に発散するとにな

る。

原子力の分野でのベースにある“単一の故障は考えるが多重故障は考えなくてもいいよい“という

前提でやるか、それとも、これでさえダメだというときは、シビアアクシデントになる。

多重故障も考えて安全系が働かないとなると、電気の場合過電流保護が働かず、系統電圧の低下に

つながるというのは、基本的な前提である。

フランスのように、まずは潜在的なリスクを考えようとするのであれば、ボイラが爆発したらどう

なるのか、あるいは、火力の蒸気タービンが壊れた場合、タービンブレードはどこまで飛ぶのか、そ

のような事故まで検討するのであれば、割り切った方法で進めるしかないと考えられる。

C10：燃料電池は、まだ30年ほどの製品であり、運転してみることで各種の故障が発生し、様々な状況を知ることができた。経験が必要な部分も多いと考えられるが、データはまったく存在しない訳でもな

い。

メーカーでは、故障する度に対策を行い、製品を進歩させて来ている。データについても、割り

切って出してもらわないと評価できない。メンテナンスをしなければ、半年で壊れてしまう部品もあ

る。ボイラには水の管理も必要であり、特に火力発電は難しいと思われる。燃料電池も数万点の部品

から構成されている。幹事会では十分な検討をお願いしたい。

Q12：経済産業省では、事故データを集約していないのか。A12：データはあるが、詳しい状況は読み取れない。年報と逐次の2種類ある。様式に記入する方法である

ため、記入者により、掲載内容の濃淡がある。

以上、質疑応答及びコメントを踏まえ、事務局と経済産業省とで協議を行い、今年度すべき目標を決める

こととした。

（5）検討作業の進め方について（資料№３）事務局より、次のとおり説明があった。

・故障事故の抽出にあたり、発電設備の類型化を行い、発電設備の種類ごとに設備構成規模、燃料・

熱媒体、設備環境、その他と分けている。資料では燃料電池を例に掲載しているが、運転温度の欄で

は、高温なのか低温なのか、また、設備の規模をグループ①とグループ②に分け、4種類の燃料電池個々のリスク評価を行うのではなく、2種類で評価する方法としている。なお、その他欄にあるとおり、電解質により4種類に分けられるため、この点については、個々に評


参 5-6

価するものとしている。

・設備の機器構成調査については、発電設備ごとに設備構成と機器構成を整理し、リスク評価を行う

ものとしている。この調査結果を踏まえ、故障・事故について、過去事例や設計思想による知見を基

に抽出する。リスク評価に抽出するものとしては、すべてを抽出せず、重大なものから3事象程度抽出していくものとしている。

・発生の可能性と被害規模の評価については、人体への危害と物件の損傷に対する評価を行う。発生

可能性の「高」は定期点検未満、「中」は耐用年数未満、「低」は耐用年数以上とし、被害規模では

「大」は死亡・重度の傷害などで構外へ影響を及ぼした場合のもの、「中」は軽度の傷害など、「小」

はこれら以外としている。

これらを掛け合わせ、発生可能性×被害規模の「積」として、マトリックスの表を作成し、評価す

ることとしている。被害規模の点数の考え方については、発生頻度が低くても重大な被害を想定し、

被害規模の点数は重みを持たせている。

・供給への影響に対する評価は、発生可能性に応じて「高」、「中」、「低」に分類した。

・供給の影響からの被害規模は、発電支障電力（kW）×発電故障時間（h）による積から「高」、「中」、「低」に分類した。これらを掛け合わせ、発生可能性×被害規模の「積」として、マトリックスの表

を作成し、評価することとしている。被害規模の点数の考え方については、発生頻度が低くても重大

な被害を想定し、被害規模の点数は重みを持たせている。

・それぞれの検討結果により、発電設備のリスク評価に基づく階層化を行う。リスクの高いものから

低いものに階層化する。単位としては発電設備の類型化単位と設備構成単位とする。

資料の例では、水力①ではダム式、水力②では水路式とした。水力①はリスクが「高」であるが、設

備構成ではダムが「高」となるため、ダムの規制を強める必要があるのではないかと考えることがで

きる。一方、取水設備については、「低」に入るため、規制は弱めてもよいのではないかと考えるこ

とができる。

・このようにして得られた結果を踏まえ、来年度、リスク評価の結果を踏まえた規制の在り方の見直

しを行う。

・作業分担（案）について、設備の類型化、構成調査等の評価は製造者委員にお願いしたい。各発電

設備のリスク評価に基づく階層化等については、事業者委員にお願いしたい。リスク評価表のイメー

ジについて、例として水力発電設備を挙げている。設備構成ではダム、機器構成ではダム本体、洪水

吐きゲートなど、事象（故障・事故）については、3パターン程度挙げていただき、それによる影響を記載するものとしている。リスク評価における、人・物については、発生可能性及び被害規模を記

載し、発生可能性×被害規模を記載するものとしている。また、供給の影響についても同様な記載を

するものとしている。このリスク評価表がアウトプットとなる。

続いて、以下の質疑応答・コメントがあった。（Q:質問、A：回答、C：コメント）Q1：リスク評価について、世間に迷惑をかける話と発電所が止まってしまう話では異なる。ものによっ

ては相反する。リスク評価表は足し算で考えるのか

A1：リスク評価表は、人・物が「低」であり、供給の影響が「中」であった場合、結果は「中」として評価する。

Q2：今回、系統波及事故を考えないとしているが、それであれば発電所は止まるだけである。発電所が止まって困るのは、事業者がその電力を販売できなくなるだけであり、公衆へ迷惑をかけることはな

い。

公衆に迷惑をかけることがないため、評価表にある「供給の影響」は書く必要があるのか。安全

弁が故障すれば安全弁付近を閉めることで安全弁の故障には対応できるが、それではボイラが爆発し

てしまう。同じ設備に対して答えが変わってしまうことが考えられる。


参 5-7

供給の影響は考えなくてもよいのではないか。1つの発電所が停止した場合、供給支障にはならなくても、供給力は低下する。大型発電設備では、短期のトリップでは系統に波及しないよう系統側で

予備力を持つようにしているため、この検討については来年度の範囲ではないか。

A2：供給への影響という点では、発電所が停止した場合、供給能力が下がるという発電支障電力だけ出して評価することを考えている。1つの発電所が停止しても停電は発生しないと思われるが、その裕度としての予備力は下がるため、これをリスクとして評価すべきではないかと考えている。このよう

な理由から「人・物」と「供給への影響」に分けている。

C1：電力自由化の状況では、事業者として発電できなくなるというマイナスはあるが、それは市場が考えるべきことではないか。規制側が考えることではないという世間の意見もある。大型発電所が複数

同時に停止するようなことがあれば、それは今回の趣旨に合致していると思うが、100万kW級の発電所が1台停止しても供給への支障が出ない。人が傷害を受けることに比べれば、重みがまったく違うのではないか。感電死傷事故が起きても供

給支障にはならない。この差をどのように検討するか。

Q3：類型化を考えるときに、発電所だけを考えるのか、それとも設置されている場所も考慮するのか、また、どの系統に接続しているのか、このような要素も必要ではないか。

なお、これらの要素を加えると、類型化は難しくなると思われる。住居に隣接した発電所と隣接し

ていない発電所を比べると被害度は異なる。ネットワークで考えると、小型発電所であっても接続し

ている場所により大型発電所より重要性が大きい場合があるのではないか。

Q4：個々のプラントは設置場所を考慮しなければ評価できない。設置場所を評価しないのであれば、設置場所に関する平均のデータが必要である。

A3・A4：類型化の考え方については、作業会において検討したい。Q5：類型化してリスクを考えるのか、リスクを考えて類型化を考えるのか。

どのような被害、どのような故障、これによりどのような影響があるのかを考え、その1つとしていろいろなケースを考えるのか。

A5：類型化の区切り方としては、被害に影響するところと分けて考える必要がある。人が住んでいるところと住んでいないところでは、事故が起きたときに人と物への影響が違う。なお、あまり細分化し

すぎると、個々の発電所に対する評価が難しくなってしまう。

発電設備の種類ごとに評価が変わるものと思われる。離島にある発電所とネットワーク中にある

発電所については、来年度に評価することになる。

Q6：しかし、評価シートを記載する作業会委員にとっては、来年だとして頭の中から外すことはできないはず。取りきれないノイズになってしまう。

このように考えると、当初より想定しておき、前提条件として含めておくべきではないか。

その発電設備がどこにあるのか、どこにつながっているのかを想定したうえでの評価にしていない

と、引き続き来年度に検討する内容とは異なるものになってしまう。

燃料電池を例に「屋内」でも集合住宅にあるものか、人のいない場所にあるものかで評価は異なる。

「屋内」という用語から、どのような設置環境を想像するかにより、評価は異なる。発電には直接関

係ない要素であるが、影響については考慮すべき部分である。

A6：評価をする際、来年度も使える情報とするためには、どこまで影響があるのかを定量的な部分で評価表に掲載すれば使えるデータとなる。物が爆発するにしても、構内で収まるのか、200m先まで物が飛ぶのかの状況により危険性は異なる。発電所を設置するのは止めましょうという方向にもなる。

C2：リスクと言いながらも、発生の頻度はあまり考慮しないのか。故障や被害の程度を明確にしたいということか。考えるときの順序として、どちらが先になるのか。

C3：被害だけ考えるとリスクだけ高くなってしまい、スマート化とは相反する結論になるはず。C4：ダムが決壊するモードと故障モードをどのように考えるか。これまで、発電用ダムでこのような事

＜平成 27 年度（前年度）議事要録＞

参 5-8

象があったのかどうか。

故障モードの厳しいパターンを検討すると膨大になるため、故障モードだけでなく、故障モード

に発生可能性を少しは考慮して考えるものかと思う。どのような事象が発生したとき、どのような被

害が発生するのか、どのような事象を選んでいくかを選定の前提にした方がよいのではないか。

C5：作業会で事象を3パターン選び掲載するとしているが、具体的なものが見えて来ない。事象を選ぶ

ときに留意すべきことがあれば教えて欲しい。

Q7：他の物への影響という部分は、発電設備のことではなく、構外にある他人の財産ということか。

発電設備自体の損傷は考慮しないということか。

A7：発電設備の損傷については、発電設備の停止につながるため、こちらで読めると考えている。

C6：風力発電設備は、風が吹かなければ発電しない。このような状況を前提に系統連系協議がなされて

おり、風車が事故で停止し、発電出力ゼロになっても、これは系統側から見れば、既に織り込み済み

のリスクになっている。このような要素がある部分から被害規模の「大」「中」「小」を判定するの

は過酷である。他の選択肢があるべきではないか。風力発電設備は、系統側から見て期待されていな

い変動電源として位置づけられているはず。影響は「小」であるという判定基準を設けていただきた

い。風力発電設備は、人里離れた場所に設置されるので、事故によりブレードを飛ばすことがあれば、

火力発電設備のタービンミサイルと同じような状況にはなるが、人に当たる確率は非常に少ない。提

示された判定基準に基づいてしまうと「大」になってしまう。このような条件を考慮した重要度の仕

分け方法を具体化してもらえると、作業がやりやすくなると思われる。

C7：発生可能性というのは、メンテナンスは実施しない前提と聞いているが、それでも設備の耐用年数

以上というものもあると思う。耐用年数20年という場合でも実際は、腐食からは30年持つというも

のもあるかも知れない。耐用年数が20年の設備で18年とか15年で故障が起こりそうなものもあるか

も知れない。

「高」というものは、例えば1年ごとに定期点検をしなければならない項目があるはずで、また、

半年ごとに定期点検をしなければならない項目もあるはず。更に3年という項目もあるかも知れない。

例えば、1年ごとにパッキンを交換する必要のある発電設備において、パッキンを交換しなければ、

2～3年目にパッキンが劣化し、何かが漏れることが予想される。このようなリスク評価は「中」にな

る。「高：定期点検未満」に故障が起こるというのは、どのような場合を想定しているのか。

Q8：評価には、設計不良とか施工不良というファクターがない。定期点検未満で壊れることはない。考

えられることは、設計不良、製作不良、施工不良である。パッキンは、規定どおりに施工していれば、

損傷することはない。しかし、規定どおりに施工しなければ、やがて損傷し、漏れが発生する。今回

の検討では、完全無欠なものが完成しており初期トラブルも考慮しないのか。

A8：考慮はしていない。設計不良製造不良、施工不良管理不良それぞれ事故原因があることは承

知しているが、全ての要素を含めると検討が複雑化し、期間内に検討が終わらないと考え、絞ったも

のとした。また、発生可能性も年数を考慮すべきかを検討したが、4年以内に壊れる場合や10年以内

に壊れる場合も考慮するかどうかの事前検討をしたが、発電所ごとに状況が異なると考え、絞ったも

のとした。

C8：「低：設備の耐用年数以上」ということは、メンテナンスフリーということか。このような設備は

存在するのか。

Q9：既に法定点検が義務付けられている発電設備について、メンテナンスをしていないことを前提とし

て検討する意味はあるのか。

A9：設備そのものを評価したいという趣旨で事前検討をしていた。点検をしない事業者を想定し、評

価することを考えていた。

Q10：今までは、電力供給を止めてはいけないという大前提があるが、止めても構わないということか。

グリッドごとの考え方か。スマート化として柔軟に考えるのか。


参 5-9

A10：供給停止になっても構わないとは言わないが、現状の規制が過分ではないかと指摘を受けているこ

とが背景にある。ある一定規模以上の発電設備は、電力小売完全自由化になっても責任を有すること

になるため、しっかりとした設計や施工がされ、定期点検も確実に行われると考えるが、小規模の発

電設備は、そこまで規制しなくても良いのではないかと考えている。

Q11：この事業により抽出しようとしていることが、果たしてその目的に合ったものなのか。小規模を緩

和しようとしても、リスク評価表では危険であるとの結果になるのではないか。

A11：今年度検討した結果をもって規制に反映することはないため、素直にデータを取ることをお願い

したい。今年度は検討期間が短いため、設備そのものに対するリスクを抽出していただき、どのよう

な状況であるかを把握したい。

Q12：発電設備ごとの種類に応じた事故事例や設計思想を集め、それを並べたうえで整理をするという

ことが今年度の目標か。まずは現状を把握することが目標か。

A12：そのとおり。

C9：電気機器の場合、機械部が壊れたり過電流等で絶縁部が壊れた場合は新品に交換するという考え方

がある。ボイラやガス機器、また、各種検知器に対する点検の考え方とは異なるのではないか。

C10：機能評価するものと機能で評価できないものを普通は分けて考える。その仕分けができていない。

RCM：信頼性中心保全（Reliability-Centered Maintenance）という考え方がある。

リスクに基づくものはリスクベースメンテナンスとなる。何を対象とするのかが明示されていな

い。発電設備のリスク評価において、上位3つを選ぶとしているが、なぜ3つなのか。対象とする設備

によって構成が異なるはず。3つに限定する理由が理解できない。普通は、80と20の原則というもの

がある。

80％のリスクは20％の機器が関係しているというものである。20％という比率で選ぶのであれば

理解できるが、3つという数字は適当ではない。リスク評価において、

「人・物」と「供給の影響」を両方評価して大きい方を選ぶとしているが、このやり方は適当ではな

い。「人・物」ですべて積算してそれを評価するのが原則である。比べて大きい方を採用するという

のは、利害によって考えるものであり、一貫性評価しなければ意味がない。

「事象」について、「事象」とは故障など何らかの連鎖を受けるものである。イベントツリーアナリ

シス（ETA：Event Tree Analysis 事象の木解析：ETAは，FTAとは逆に構成要素に故障（入力）

が発生したとして、時間の経過をたどり、どんな事象（出力）に発展するかを解析する図式解法で、

各事象の発生確率が推定できると定量的な解析もできる。）とフォールトツリーアナリシス（FTA：Fault Tree Analysis 故障の木解析：FTAは、その発生が好ましくない事象（出力）を頂点に取り

上げ、木の枝のようにしだいに源泉の方に図式に展開して、その発生源（入力）及びその発生経路を

解析する方法）により解析することが必要である。

このETAとFTAの検討は、電気事業者で行っているのか。データはあるのか。起きてしまった異

常は急に起きたものではなく、何らかの連鎖によって起きているものである。このようなツリーの情

報がなければ評価はできない。

Q13：電気事業者側として事象を整理するとき、通常ノメンテナスをしている状況では故障・事故は起こ

らないことを前提としており、故障・事故が起きた場合、それは通常から何が異なっていたのかを調

べるために要因を洗い出す。

電気事業者もツリーの考え方はあるが、リスク評価表の趣旨とは異なる。リスク評価表は、すべて

の物が通常ではない状態から検討することになっている。細かい事象であっても、それはすべてボイ

ラの爆発に繋がるものとなる。

この検討では、イベントツリーではなく、最悪の事象が起こることを前提とし、要因は考えずに、

大型火力発電所は爆発するものだとして、また、タービンが飛ぶものだということか。

A13：まずは、そのように考えている。


参 5-10

Q14：タービンが飛ぶことを考える場合、設計・製作不良が無ければあり得ない。ボイラが爆発するの

は、運転開始後3日目からでも起こる可能性がある。

A14；何もメンテナンスしていなければ、このぐらいの時期にこのようなことが起こるということを評

価しようというのが当初からの狙いである。火力発電所はメンテナンスをしなければ、やがて爆発す

ると考えている。

C11：影響度の大きいものを見つけたいのか。

・ボイラの圧力調整弁が固着した

・圧力検出計では気づかなかった

・高負荷運転になった

・圧力が耐圧以上になった

・ボイラが爆発した

こちらが壊れてもこちらは大丈夫という考え方で進めるのであれば、まとまるかも知れないが、究

極にはボイラーが爆発するしかない。タービンは高速回転し飛ぶしかない。発生確率や発生可能性は

除外し、影響度だけ考えているのかなと思われる。故障のことだけを考えているのか。

C12：まとめると危ない事例集になってしまわないか。

Q15：大型ダムが決壊すると下流では何人の方が溺れますよという話になってしまう。フランスの場合

は土地が広いので先に説明したような状況である。

全量爆発ということを考えるのであれば役立つと思うが、規制の合理化ということからリスク評

価を考えるのであればこれまでの議論にもあったとおり、狙いとは乖離している。

このままでは委託元の経済産業省が期待するような結果は得られないのではないか。

A15：ダムが決壊すれば被害は大きなものとなるが、それが300年や400年に1度ということであれば「低」

の評価をしていただきたいが、メンテナンスをしていなければ、もっと早く事故が起きる可能性はあ

る。そのための相応の評価をお願いしたい。

C13：ボイラの圧力計器の点検、安全弁の点検、また、制御弁の点検をしなければ、破綻するというの

は議論するまでもなくわかることである。タンクのキャパシティで被害の規模は決まってしまい、頻

度は「中」になり、結局は被害の大きさだけの評価になってしまうのではないか。

今回の目的としてこれで良いのか。

C14：委託元の経済産業省がこの委員会に期待していることは何か。被害規模だけ知りたい、現状の規

制では負担が大きいため負担を軽くしたいなど内容を明確にしてもらうことが必要である。

C15：アウットプットのイメージを明確にしていただければ、このような評価表が欲しいなど。

発電所の規模と被害度のことなのか、それがどこでどのように使われているのか、検討の入り方が明

確になっていない。

（6）参考資料について

事務局より、次のとおり説明があった。この資料は、経済産業省の電力安全小委員会において配

付された資料である。

・工事計画の認可・届出対象設備において、設備リスクに応じた見直し・最適化を図ることが適切で

はないか、また、工事計画の認可・届出対象設備を電気保安上のリスクの高い分野に限定していくこ

とが適切ではないか。

・リスクが比較的低い設備については、事業者が自主検査を通じ技術基準適合性を確認・コミットす

る仕組みである使用前自己確認制度へ移管していくことが適切ではないか。

・現行規制におけるリスクへの対応について、工事計画の規模要件については、これまでも設備リス

クや導入実績を踏まえ随時見直しを行ってきているが、発電設備の種類・規模が多様化する中、実態

と乖離したものとなって来ている。例えば、1,000kWのガスタービンと500kWの燃料電池は同等の


参 5-11

保安規制を課すべき水準かとされている。

・工事計画対象（kW）は、発電設備の種類ごとに定められており、汽力は300kW以上であるが内燃

力は10,000kW以上であり、数値には乖離がある。

・平均出力規模から見ると、ガスタービンでは自家用でも約17,000kWであるのに対し、内燃力では

約3,600kWであり、規制している数値と実態とは異なっている。

・ボイラータービン主任技術者とダム主任技術者について、電気設備の主任技術者は自家用電気工作

物では約9割が外部委託によるものとなっているが、温泉発電、小型バイオマス、小水力発電などは

自社選任が原則とされており、リスクが低いものにあっては、外部委託制度の導入が可能ではないか

とされている。

・これらの大きな2点をもとに、設備リスクをあらためて評価の上、規制の合理化を進めるとされ、

発電設備の種類毎に「ハード」としてのリスクを評価、また、代表的な原因事象を抽出し、出力規模

等に応じた発生可能性と被害規模、その積として導かれる設備リスクを評価するものとされている。

引き続き、経済産業省より、次のとおり説明があった。

・スマート化の柱として4つの大きなものがあり、「リスクに応じた規制の再整備」というのがこの

委員会である。

・現状の発電規模に応じた規制は、これまでの経緯から規定されているが、あらためてゼロベースで

見るとリスクに応じたものになっているかどうかを体系的に整理してみてリスクに応じて規制を緩

めるものは緩めるし、強めるものは強めるということをすべきではないかという考え方である。ボイ

ラータービン主任技術者とダム主任技術者については、電気設備の主任技術者と並べてみて、合理

化できるものはリスクに応じて合理化するという考え方である。

・リスクの考え方は発生可能性と規模に応じての規制を行い、工事計画、安全管理審査、電気主任技

術者など実態に合うものにしたいと考えている。

・今後、5年ほど時間をかけながら、平成32年度が電力システム改革の年が最終ゴールとなる。こう

した計画の中で、今年度は第1歩となる。

続いて、以下のコメントがあった。（C：コメント）

C1：設備としての事故・故障リスクを算出するために発生可能性と被害規模を積として求めているが、

発生可能性より被害規模にウェイトが偏っているように思える。これまでの議論からも、委員の考え

とこの資料にある内容が整合していないと思われる。被害規模だけで割り切って考えた方が整理し

易いのではないか。

C2：被害規模をどのように考えるのか。今までの被害規模を考えるのか、これからの被害規模を考える

のか。電力小売完全自由化を迎える新しい時代では、多様な供給パターンがある。今までのような被

害度で考えてもよいのかどうか。

C3：高圧ガス分野におけるスマート化については、海外の状況も参考にしているが、スタンスがまった

く異なる。国の方で一律に火力発電所を規制するのではなく、同じ火力発電所でも事業者によってレ

ベルが異なり、立地によっても周辺の人口など当然違うものである。

自主的にリスク評価できる能力のある事業者にはリスク評価させて規制を緩和すればいい。リス

ク評価できない事業者はこれまでどおりの規制を適用すればよい。

海外の規制は、ほとんどこの方法であり、「自主保安」となっている。リスク評価により緩和する

代わりに、万が一何かあったら自己責任で対処するという仕組みにしなければ、日本では「リスク評

価」というものが普及していかないと思う。これまでいただいた意見より、前提条件を再検討する必

要が出ているため、今後、委託元である経済産業省と相談したい。

次回は中間報告する予定であったが、前提条件を決めるための委員会とさせていただきたい。これ


参 5-12

により、開催回数は1回追加となる。

（7）次回開催予定等

事務局より、次のとおり説明があった。

本日の議論を踏まえ、11月19日（木）に幹事会を開催し、検討方法について作業会幹事における協

議を行う。

次回は12月10日（木）に開催することとし、幹事会における検討結果を踏まえ、今年度検討すべき

方向性、前提条件を決定することとした。

以上


参 5-13

第２回電気設備リスク評価委員会

議事要録

１．日時平成２７年１２月１０日（木）１５時３０分～１７時

２．場所日本電気協会ＣＤ会議室






〃姫野修司［長岡技術科学大学］


〃山口真一［電気事業連合会］


〃松信隆［日本風力発電協会］

〃田中清俊［太陽光発電協会］


〃大里和己［日本地熱協会（中・小型火力発電設備検討作業会幹事補兼務）］

〃足立光陽［日本木質バイオマスエネルギー協会］

〃高島賢二［電力土木技術協会］


作業会幹事出口智也［中部電力（大型火力発電設備検討作業会）］

宇野真［関西電力（自然エネルギー検討作業会）］

作業会幹事補吉川直城［火力原子力発電技術協会（大型火力発電設備検討作業会）］

辻和隆［日本電機工業会（自然エネルギー検討作業会）］






事務局古川、竪石、田弘、境、廣瀬［(一社)日本電気協会］

４．配付資料

資料№1：委員名簿

資料№2：第1回電気設備リスク評価委員会議事要録案

資料№3：電気設備のリスク評価の事業計画（案）について

資料№4：検討作業の進め方について（案）

５．議事概要

（1）委員長挨拶


「第１回本委員会での意見を踏まえ，事業の進め方等について修正を行った。その内容について審議の

方よろしくお願いしたい。」

（2）経済産業省挨拶


参 5-14

磯部電気保安室長より以下のとおり挨拶があった。

・前回委員会の大きな意見としては，「通常実施される保守点検の影響を無視した形で評価を行うとい

う進め方でよいか」，「委託元が求めるアウトプットはどういったものなのか」ということであった

と認識している。

・「通常実施される保守点検の影響を無視した形で評価を行う」ことについては，今後，発電設備の保

安に関して経験が少ない事業者の参入が見込まれ，通常実施されるべき保守点検がほとんど行われな

い，あるいは全く行われないというケースも考えられるため，まず，本事業の１年目としては，保守

点検の影響を無視した形で発電設備そのものが有する危険性を把握したいと考えている。

・今年度の結果をベースに，来年度は通常実施される保守点検の影響を加味した上で評価を行い，その

上で関連する安全規制についてはその評価が反映された形になるよう必要に応じて見直しを行って

いきたい。

・前回委員会を踏まえ，進め方等については日本電気協会と調整を行い，本日の資料に反映しているの

でご審議の方よろしくお願いしたい。

（3）新たな委員の参加について（資料№1）

今回から新たに電力土木技術協会の高島委員にご参加をお願いした旨，事務局より説明があった。

（4）前回議事要録案について（資料№2）

前回議事要録案の確認があり承認された。

（5）事業計画（案）及び検討作業の進め方について（資料№3，資料№4）

事象計画案について，前回委員会から修正した箇所を中心に事務局より説明があった。「事業計画案」

及び「検討作業の進め方について」は承認された。主な質疑応答は以下のとおり。

（凡例Ｑ：質問Ａ：回答Ｃ：コメント）

◇「事業計画案」（資料№3）に関する質疑応答

Ｑ：水力発電設備の評価を行う場合，大規模な地震の発生についてはどのように評価していくのか。

Ａ：今回は地震等の自然災害については考慮せず，純粋な経年劣化による事象のみに着目して検討して

いきたいと考える。

Ｑ：資料の2ページには「抽出した事象についてその発生までの期間及び被害規模について評価を行う」

とあるが，この「発生までの期間」というのは，最初に発生した事象を抽出するという形でよいか。

Ａ：そのとおり。

Ｑ：この事業計画案は今年度のみの内容か？来年度以降はどういった形で進めるのか？

Ａ：事業計画案は主に今年度のみの内容のものとなっている。来年度は1ページの事業目的のなお書きに

記載しているが，具体的には今年度の調査結果を踏まえてから具体的にしていきたいと考える。

◇「検討作業の進め方について」（資料№4）に関する質疑応答

Ｑ：5ページの想定期間の中で，「設計寿命等を基に事象が発生するまでの想定期間」とあり，期間が5

つに分類されているが，この区分の選定について教えてほしい。

Ａ：例えば，8ページの大型火力の例で，ボイラには火炉，蒸気管，ドラムのようなものについては，事

象の発生期間が長くなると考えるが，安全弁や計器類など設計寿命が短いし，定期的に交換が必要

と考えられるものについては事象の発生期間が短くなる可能性があることから区分ⅠやⅡを選定

する形になると考えている。

Ｃ：「設計寿命」とした場合に，例えばパッキンのような消耗品は取り替えるが，弁等のように取り替

えず，メンテナンスを行う前提で設計寿命を設定している場合もあるので資料の「設計寿命」とは


参 5-15

どういった場合を想定しているのか明確にしておいた方がよいと考える。

Ｃ：「供給の影響」について，kWhという形になるとどうしても大型の発電設備の方が影響が大という形

となり，単機容量の小さい発電設備に関しては影響が小になってくる。停止日数という形でまとめ

るのはどうか。

Ｃ：8ページで，被害規模について「大，中，小」と評価しているが，被害はいろいろな損傷モードが重

なった結果として生ずることから，最終的にリスク評価を行うという形であれば，初年度にはＦＴ

Ａ等の整理を行う形の方が今後につながるのではないか。ＦＴＡ等の整理を行わず初年度から被害

規模を「大，中，小」で評価する形はどうかと考える。

Ａ：今年度の委託元の要望としては，保守点検を想定せず危険源を抽出するという形なので，まずはエ

ンジニアリングジャッジという観点で事象に対する被害規模を「大，中，小」で評価し，8ページの

ような評価表にまとめるのも意味ある成果であると考えている。

Ｑ：8ページの事象については，単体の故障を想定したものを掲げる形でよいか。

Ａ：そのとおり。

Ｃ：事象の抽出に当たって，今年度は保守点検を想定しないということであったが，実際には保守点検

が行われており，来年度はそれを考慮して検討するのであれば，あまり現実的でない事象が抽出さ

れないよう，留意してほしい。

Ｑ：例えば町中に施設されている小容量の発電所でも，事故が発生した場合，郊外に施設される大容量

の発電所よりも大きな被害をもたらすケースも考えられるのではないか。その辺の整理はどのよう

にして評価するのか。

Ａ：個別ケースの検討となってしまうと考えている。今年度については標準的な発電所を想定して評価

をしていきたいと考える。

Ｃ：例えば，太陽光発電設備に関してそれほど規模は大きくないので，影響はないかというとそうでは

なく，以前起こった鬼怒川の氾濫は被害が甚大であった。そういう観点からするとリスクが大きい

と考える。発電所の施設とリスク評価を関連させるのであればいい機会なのでそういった議論も行

うべきと考える。欧米では，発電所設置の際に設置者に対してそういったリスク評価を求めている

ケースもある。

Ａ：今年度そういった検討はできないが，経済産業省としてもそういった検討もできれば行いたいと考

えている。例えば，山間部に施設させる発電所に対する公衆被害を強く規制する必要はないと考え

られる一方で，町中に施設される発電所で爆発が公衆に与える影響が大きければしっかりと規制す

る必要性があると考えている。

Ｃ：今回の事業についてはやってみなければ分からないところもある。とりあえず，検討については，

今回の条件で進めてみて，矛盾する部分がある場合は，適宜補正をかけながら進めていけばおのず

と収束していく形になるのではないかと考えている。

Ｃ：経済産業省としは，今回の結果をそのまま法規制に反映するわけではないのでそのように理解いた

だければよい。設置環境等における公衆被害の影響という検討も必要であると考えているが，今年

度に関しては設備そのものが有する危険性について抽出したい。

Ｃ：周辺環境等に対する影響は，既に設置時において環境アセスや技術基準等を考慮されているという

前提で，今回は通常運転時における設備そのものの持つ危険性の抽出ということにしないと，設置

場所等個別ケースまで想定すると議論が発散する可能性がある。

Ａ：今年度について設置の周辺環境については様々であるのでそこは除外して，設備そのものが有する

危険性を抽出という形で進めていきたい。

Ｃ：メンテナンスをしないリスクも考えられるが，「経験の少ない設置者の参入」という点検が今回の

検討の一つのきっかけとなっているのであれば，経験が少ないことによる不適切な保守を行った場

合のリスクの違いやフェイルセーフの有無のリスクの違いというものも考えられるのではないか。


参 5-16

可能であればその点も含めて検討してもよいのではと考える。

Ｃ：日本高圧力技術協会の規格で，リスクベースメンテナンス規格には，高いレベルでメンテナンスを

行った場合と低いレベルでメンテナンスを行った場合，また普段実施されるトレーニング，安全装

置の設置有無などについても評価手順に含まれている。ただ，次年度の検討でそこまで細かくやる

のかという疑問がある。

Ａ：今のご意見はどちらかというと個々の発電設備に対して設置者が設置時に意識しなければならない

事項で，今回は全国一律に規制する基準の材料として検討を行いたいと考えている。なお，ご意見

については今後の参考とさせていただきたい。

Ｃ：今回の評価についてはある程度代表的な設備に絞ってやらざるを得ないと考える。個別の発電所の

状況まで考慮してしまうと評価が難しくなる。

Ｃ：4ページの故障・事故の抽出は，事故事例と設計思想を関連付けて抽出してほしい。現実的にあり得

ないような故障・事故の抽出がされることのないよう，事故事例と設計思想を考慮したある程度の

妥当性のある故障・事故の抽出を行ってほしい。

Ｑ：6ページに「抽出事象の階層化」と「規制の在り方の検討」とあるがこの関係性のイメージはあるの

か。

Ａ：8ページに記載している設備構成，機器構成については，実際に工事計画で規定されている機器構成，

機器構成を意識して抽出していることから階層化でプロットを行うことによって，規制が過剰にか

かっている機器構成が見えるなど，ある程度の関連性が見えてくると考えている。

Ｑ：今回の評価対象としている範囲として，例えば太陽光発電設備の場合，ＰＣＳ（パワーコンデショ

ナ）以降の系統側も対象に含まれるのか。

Ａ：太陽光発電設備であればＰＣＳまでを評価対象とする。ＰＣＳより系統側の開閉器，変圧器は含め

ない形で考えている。

Ｑ：故障については，単一故障，多重故障とあるがどこまでを考慮するのか。

Ａ：ここでは，原則単一故障のみを考慮することとしたい。安全性の観点から設備によっては多重故障

を考慮しなければならないということであれば別途個別に確認させていただきたい。

Ｑ：4ページの故障・事故抽出で「過去の事故事例や～」とある中で，あまり過去まで遡ったものを抽出

されても意味のないものになってしまうのではないか。

Ａ：横並びを見て不適切なものは削除することとしたい。

Ｃ：故障・事故の抽出は3事象程度とあるが，可能であれば3事象に限定する形ではなく，それ以上抽出

した形でもよいかと思う。

（6）次回開催予定等

事務局より次回以降の委員会の開催の連絡があった。

・第3回平成28年1月29日 9:30～12:00 ・第4回平成28年2月22日 13:30～17:00

以上


参 5-17

第３回電気設備リスク評価委員会

議事要録

１．日時平成２８年１月２９日（金）９時３０分～１２時

２．場所電気倶楽部Ａ会議室








〃山口真一［電気事業連合会］


〃松信隆［日本風力発電協会］
















事務局古川、竪石、境、海老沢、廣瀬［(一社)日本電気協会］

４．配付資料

資料№１：第2回電気設備リスク評価委員会議事要録案

資料№２：リスク評価表記載方法の見直しについて

資料№３：大型火力発電設備のリスク評価階層表

資料№４：中・小型火力発電設備のリスク評価階層表

資料№５：自然エネルギー発電設備のリスク評価階層表

資料№６：現行法規制の整理について

資料№７：電気設備のリスク評価の事業報告書目次案

別冊１：大型火力発電設備のリスク評価表

別冊２：中小型火力発電設備のリスク評価表

別冊３：自然エネルギー発電設備のリスク評価表


参 5-18

参考資料№1-1：電気設備のリスク評価の事業計画について

参考資料№1-2：検討作業の進め方について

参考資料№1-3：発電設備の類型化

参考資料№2-1：大型火力発電設備の概略図

参考資料№2-2：中小型火力発電設備の概略図

参考資料№2-3：自然エネルギー発電設備の概略図

５．議事概要

（１）委員長挨拶

若尾委員長より開会の挨拶があった。

（２）前回議事要録案について（資料№2）

ポイントに絞って前回議事録を確認し、承認された。

主なポイントとして、経済産業省からの挨拶にて、第１回委員会での宿題に対する方針についてコメン

トをいただいた。

（事業の１年目としては，保守点検の影響を無視した形で発電設備そのものが有する危険性を把握した

い。）

（３）検討作業の中間報告

ａ．各作業会からの報告（資料№2、資料№3、資料№4、資料№5）

「資料№２：リスク評価表記載方法の見直しについて」承認された。


Ｑ：大型火力であれば、Ｐ６１～Ｐ６４までの表を作成し、そこに書いている項目について横串をさし

今後統一する方針が資料NO.2。それに対して、被害規模と発生までの期間の表にマッピングしたのが、

資料No.3という認識でよいか？

Ａ．その通り。Ｐ６１からの資料については、作業中につき統一されたものとなっていない。

Ｑ．今日は、資料NO.2の方針にて修正していくことに対して了承いただくということでよいか？

Ａ．その通り。

Ｑ．別冊３の備考に記載している数値は、電気事故報告から引用しているものか。

Ａ．例えば８１頁の備考欄に書いている数値（５千ｋＷ）は、水路式の水力発電所の供給の影響を評価

するにあたり仮定したもの。

Ｃ．水圧鉄管で一番起こりうる事象は、腐食による破壊ではなく、凍結による破壊が多い。この場合、

保温装置の不良欄に整理されるのかもしれなく、整理の仕方に違和感がある。また，水圧鉄管の故障

モードとして摩耗だけが挙げられているが，重要なのは水車のホワールに起因する振動により，溶接

部等が疲労し破断するもの，重要な故障が拾われていないのではないか。

Ｃ．今回の前提条件は、単純な経年による生じる事象を抽出することとしている。

Ｃ．今年度の位置づけが曖昧なのではないか。影響の欄に記載しているのは、リスク評価での影響度に

なっていない。イベントツリーのどの断面のものを記載するのかが統一されていない。また、リスク

評価という欄が設けられていて、ここに記載されているのはリスク評価ではない。もう少し位置づけ

を明確化すべき。

Ｃ．リスク評価と記載している部分は、今年度は影響度の調査であるため影響評価に修正する。影響欄

の記載の方法は、現時点では様々な記載となっていると認識している。資料№２で統一を図りたいと

考えている。


参 5-19

Ｃ．第２回の委員会を追加開催し、経済産業省が何を求めているかという問いに対して、新規参入者は

何もしないケースもあり、その場合最悪どんなことが起こるのかを知りたいということであったため、

ある程度割り切りが必要。

Ｃ．経済産業省としては、相当な割り切りをしたうえで、今年度は設備が持っている危険度について把

握し、来年度は更にメンテナンス等も加味した検討を行い、翌々年度には規制緩和、或いは必要によ

っては規制強化もあるかも知れないが、規制の見直しにつなげていきたいと考えている。

Ｃ．表現の仕方、どういった考察に基づく記載なのかについては、委員の方々のご意見を頂戴し誤解が

生じないものにしていきたい。

Ｃ．効率的に実施するには、位置づけを明確にすると良い。

Ｃ．今年度については、影響度にフォーカスして対応したいと考える。

Ｑ．例えば太陽光発電（Ｐ１４９）などを見てみると、感電という事象がでてこないが何故か。

Ａ．保護継電器（漏電遮断器）が設置されている前提で検討しているため、漏電がある場合には保護継

電器が動作して保護されるため感電という事象は発生しないと考えている。

Ｑ．保護継電器（漏電遮断器）の経年劣化に対する事象は記載されているのか。

Ａ．多重故障を想定していないので、出てこない。

Ｃ．読んだ人に誤解を招かないように報告書の中にどのように記載するかについては、作業会で議論し

ていただきたい。

Ｑ．太陽光や風力に併設する蓄電池設備については、検討の対象としているのか。

Ｃ．今回、発電設備を検討対象としており対象外としている。太陽光発電設備では、太陽光パネルから

遮断器の手前までを対象としている。

Ｑ．先ほどの漏電のような事象が欠落してしまうのは如何なものか。

Ａ．資料NO.2に記載しているもので、欠落を防止することとしている。先ほどの例で言えば、漏電遮断

機が動作し、運転停止などといった影響欄の記載または、備考欄への記載としたい。

Ｃ．備考欄で記載した内容が階層表に反映しにくいのではないか。備考欄に特筆すべき事項が記載され

ているものは、階層表の中で目印をつけるなど工夫も必要ではないか。

Ｃ．階層表の位置づけは、法規制を検討する際の目安とするものであり、法規制を検討する際には、目

安とした項目に対しては、リスク評価表を参照する形となると考えている。

Ｃ．影響度を考える上で、どういった前提条件で検討しているのかを明確化する必要がある。

Ｑ．安全装置の動作不良を想定しているもの（安全弁）と想定していないもの（漏電遮断器）があるが

この違いは何か。

Ａ．電気事故報告などの主要設備をベースに機器構成を記載している。安全弁は主要設備に定義されて

いるが、漏電遮断器は記載されていないのでこの違いによるもの。法規制の検討をする際に、重大な

事象が発生するのであれば、主要設備に入れるべきなどの検討の素材とする目的としている。

Ｃ．資料NO.2に記載の③、④に記載事項は、文言も含めて委員会で議論すべきでないか。

Ｃ．各作業会単位で作業していることから、各作業会の横並びが重要だと考える。全ての発電設備区分

で共通的な設備である発電機や電力ケーブルなどが評価項目として入っているものと入っていない

ものがあるため、共通的な設備は横並びを図っていただきたい。

Ｃ．一例として、内燃力と地熱発電を比べてみると、双方規模的には大きく変わらないとの認識である

が、内燃力より地熱発電の方が供給への影響度が大きい結果になっている。設備規模に幅がある場合

には、どういう規模の発電設備を想定して評価したのかを明記していただくことで、同じ発電方式で

も規模に応じて評価にも幅があり得ることが資料上も明確になり、後々、議論・参照する場合にも望

ましいと考える。

Ａ．横並びについては、事務局と幹事会にて詰めていきたいと考える。想定している出力については、

ターゲットとしているものがあるので明記する。


参 5-20

Ｑ．太陽光発電でパネルの飛散というリスク評価があるが、今回は自然災害を対象外しているとの認識

である。その前提で、飛散という事象が、自然災害以外起因で想定し得るのか確認したい。

Ａ．設計の想定外となるような台風などの自然災害については除外しており、設計の想定内の強風でも

疲労等により強度低下している場合を想定した飛散という項目である。

Ｃ．大型火力は単純に危ないとの議論とならないよう、検討の前提条件など明確化して、委員会以外の

人に対しての誤解が生じないよう意を用いて欲しい。

Ｑ．人に対する影響で考えた場合、大型火力の場合には高温・高圧・大量であるという考え方がなんと

なくあって、影響が大きくなっているが、設備間で言えば中小火力でも高圧の蒸気を使っているかも

しれないし、その辺が曖昧であってその辺を前提に書いたらどうか。

Ａ．単純に高温・高圧であるからといった理由の他にも、配管にカバーされているものなどもあり設備

の構成としてどうなのかといった観点もある。

Ｑ．そのカバーは、法令で要求されているものなのか。そうでないと、前提が異なってくる。

Ａ．それはもう一度確認する。

Ｑ．法令で定められている安全装置があるにも関わらず、大型火力の階層表で右上に位置しているもの

があるが、他のメンテナンス等を実施しているから現実には起こっていない。一方、自然エネルギー

は新たなものであり、技術指針もない可能性もあるし、技術指針があったとしてもまだまだ発生して

いる部分もあり、今後メンテナンスをするような規制が必要というように表をみるのか。

Ａ．そのとおり。

Ｑ．影響度の話で、作業員の死亡、怪我は、大型火力で発生する場合と小型火力で発生する場合では人

数などの規模が異なる。今回の前提としてどのように考えるのかが大事になるのではないか。

Ａ．人数の話は、事故報告の対象が死亡・重症災害が起きたらということが前提なため、１人でも発生

したらといった考え方を想定している。前提条件の記載の中で、明記したいと考える。

Ｃ．ガス漏れという事象は、バイオマス、燃料電池のどちらにもあるはずである。共通なものは横並び

を見て欲しい。

Ｑ．規制の話を議論する上で、規制される側が規制の在り方を検討・提案するのは矛盾しており、規制

する側がどういう規制をしたいと明確化することで、我々がそこへ向けて議論するのだと思う。第１

回委員会で話があったと思うが、今一度明確化した方がいいのではないか。

Ａ．これまで規制緩和要望を受けてその都度対応してきたが、今一度横並びをとって、過分となってい

る部分と、足りない部分を明らかにしたいと考えていることから、様々な設備に対して一篇に評価し

ていただいている。今回、規制の措置すべきところを出してもらっているということは、事業者やメ

ーカーから過剰と思っているところの要望を取り入れるという意味合いであり、国がこうやりたいと

いうのもあるが、実際に運用している人たちが実際の責任者であることから、その人たちが守れる、

守るべきということが大事だと思うので、規制される側もあるべき姿を考えていただく必要があると

考えている。

Ｃ．これまでの議論は、物ベースの議論となっており、そこに違う視点（機能ベース）も加えると横並

びを見る際に役に立つのではないか。

ｂ．規制の在り方検討（資料№6）

「資料№6：現行法規制の整理について」承認された。


Ｑ：最終的な成果物としてのイメージについて、こういうものができるかわからないが、横軸に現行規

制のレベル、縦軸にリスクとして、右下は緩和要望、左上は規制強化などが抽出できたら理想。

Ａ．それができると経済産業省としては在り難い。本作業会で実施するのは中々難しいと考えるが、規

制の措置の在り方を考える上では、結果としてそういう検討は必要と考える。


参 5-21

Ｃ．保安規制を展開する上で、有益な資料はどこかにないといけないと考える。また、業界としてもさ

ぼってはいけないと考える。報告を誰がとって、誰が品質管理するのかを考えた方がよい。

Ｃ．今回の事業では、来年につながる提言としてまとめたいと考えている。報告関係の検討は、国レベ

ルで別で検討されていると認識している。

Ｃ．国とすると、必要な有益な情報は入手したいと考えている。したがって、抜本的な緩和とはならな

いと考えている。

Ｑ．保安年報などの主要設備とリスク評価表の機器構成との関係性をもう一度教えて欲しい。

Ａ．資料№6の保安年報には現在のルールをそのまま記載予定。機器構成については、この保安年報の主

要設備をベースに記載しており、大型火力や水力など従来からの発電設備については、保安年報など

の主要設備とリスク評価表の機器構成はほぼ一致するような形となることをユーザー、メーカーの

方々と確認している。しかし、風力や太陽光については、保安年報や事故報告の対象としてに詳細な

分類まで記載されていないため、リスク評価表には必要な機器構成を調査し記載している。

Ｃ．規制される側とすると出したくないものは出さない恐れもあることから、作業者の裁量だけに依存

するような形にならないよう留意いただきたい。

Ｃ．事務局としても当然中身の確認をするが、幹事会でも各作業会の牽制もお願いし、濃淡の出ない形

をとりたいと考えている。

Ｃ．事業目的は短期間での目標を掲げているが、規制の在り方の検討というタイトルは大きな目標とな

っている。

Ｃ．規制の在り方の検討というところは、仕様書ベースの記載としたが、実際には、括弧書きの「課題

の抽出と今後の方針」といったことを記載していきたいと考えている。

Ｃ．経済産業省としても事務局と調整しながら進めていきたいと考えている。

Ｃ．技術基準に従い設置された設備の検討結果、技術基準の見直しも必要となるのであれば、技術基準

の見直しも必要となるのではないか。

Ｃ．経済産業省としては、本事業において技術基準に対する規制の妥当性の提言までは考えていない。

Ｃ．電気の規制に関しては、入口側での工事計画に加え、維持運用段階では主任技術者を核とした保安

規程（技術基準の遵守）に基づく自主保安、出口側では事故報告（立ち入り検査で確認）といった体

系の中で、今回の検討はあくまでも工事計画どおりの設備が維持運用を全くしなかった時に、どうい

ったリスクがあるのかという評価しかしておらず、規制内容を議論できる段階ではないのではない

か。。今回実施した内容を踏まえて、例えば、リスクが大きいところに絞り、次年度以降の委託調査

の中で、どういう点検をしているのか、技術基準の遵守状況はどうかというあたりを確認し、その結

果を総合的に判断した上で、将来的な国の規制のあり方について議論していくべきであり、今年度の

調査結果としては、工事計画や技術基準などと具体的な突合せをするのではなく、将来的な検討の方

向性についての抽象的な提言までしか書けないと考える。

Ｃ．事務局としても考察の視点とすると、今回はどういったところに危険があるのかを抽出した結果と、

関連法令とを突き合わせた場合にどこに不整合が生じているかなどの提言することを想定している。

本来であれば、実施されるメンテナンス等を考慮しても排除できない危険性があるようであれば、技

術基準まで踏み込んだ検討も場合によっては必要かもしれないが、まずはメンテナンス等も含めた総

合的判断の後の次のステップであると考えている。

ｃ．報告書の構成

これまでの各委員からの意見を箇条書きでまとめたものを報告書の中に盛り込むこととし、基本的には

「資料№７：電気設備のリスク評価の事業報告書目次案」について承認された。


Ｃ．報告書について、公開されるのでその辺の考慮は別として、結論は書かなくても良いで、この委員


参 5-22

会で出たご発言について箇条書きでもいいので記載しておくことは、非常に有益であると考える。

Ｃ．書き方については、検討させていただく。

Ｑ．２／２２が最終委員会ということだが、報告書（案）はいつころ提示されるのか。

Ｑ．フルセットが難しければ、前提条件など部分毎の提示でもよいのではないか。

Ａ．２／１２までは幹事会等で作業を進めているので、前提条件、まとめは２～３日前までに提示する。

Ｑ．３章では、各設備を横並びで評価しているが、４章では横並びをどのように活用する予定なのか。

Ａ．各設備を同じ尺度で見るといった形を想定している。

Ｑ．第３回委員会資料に対するご意見・ご要望はいつまでであれば、反映できるのか。

Ａ．２／５までに、メールにて古川、竪石までご連絡いただきたい。

（４）次回委員会の連絡

事務局より次回以降の委員会の開催の連絡があった。

・第4回電気設備リスク評価委員会平成28年2月22日 13:30～17:00


参 5-23

第４回電気設備リスク評価委員会

議事要録

１．日時平成２８年２月２２日（月）１４時３０分～１７時００分

２．場所日本電気協会Ａ・Ｂ会議室








〃山口真一［電気事業連合会］（代理：嘉数弥一郎）


〃松信隆［日本風力発電協会］（代理：原田卓）






〃荒川嘉孝［日本電気協会］（代理：小林幸信）


柴田和男［日本電機工業会（中・小型火力発電設備検討作業会）］









事務局古川、竪石、境、海老沢［(一社)日本電気協会］

４．配付資料

資料№１：第2回電気設備リスク評価委員会議事要録案

資料№２：平成27年度電気設備のリスク評価報告書（案）


参 5-24

５．議事概要

（１）委員長挨拶

若尾委員長より開会の挨拶があった。

（２）前回議事要録案について（資料№2）

ポイントに絞って前回議事録を確認し、承認された。

・委員長挨拶中の「主な内容は次のとおり」は、削除する。

・階層表に目印をつけるなど工夫することに対して、本文中に目印をつけるものを明確化し、階層表に

目印を付けた。

・前提条件について、記載する旨のコメントに対して報告書のⅡに記載した。

・共通的な設備の横並びに意を用いることに対して、作業会へ整合性を図るための資料を作成し統一を

図った。

・想定している出力について明記することに対して、報告書へ明記した。

・委員会でのご発言を残す提案については、議事録を報告書の添付資料として加えることとした。

続いて、以下の質疑応答・コメントがあった。（Q:質問、A：回答、C：コメント）

Ｃ：「水圧鉄管で一番起こりうる事象は、腐食による破壊ではなく、排水時における空気弁の凍結によ

る破壊が多い。」に修正した方が良い。

（３）平成27年度報告書（案）の審議について

本日ご指摘事項を反映し、委員長と相談の上メールで最終確認頂くこととした。

続いて、以下の質疑応答・コメントがあった。（Q:質問、A：回答、C：コメント）

Ｃ：Ｐ２３の記載方法について、以下のとおりに変更してはどうか。種類については、水の使い方に着

目し、上から、「流れ込み式」「貯水池式」「調整池式」「揚水式」としてはどうか。

「水力発電設備の形態、構成は様々であるが本検討においては、主にダムの有無や出力規模の違い

に着目して類型化した。」

これに伴い、Ｐ２５の表の記載も見直しが必要。

３．２（１）の記載について、以下のとおりに変更してはどうか。

「水力発電設備は、ダムや取水設備等のコンクリート構造物やゲート・水圧鉄管等の鉄鋼構造物で

構成される土木設備と、・・・破損等が発生すれば公衆へ影響を与えることが想定される。ただし、

その計画・設計上の想定期間は比較的長いものが多い。」

電気設備については、「故障・事故等が発生した場合」を「不具合が発生した場合」、「事象」を

「故障・事故等」に変更するのが望ましい。

揚水式に空気管はないのではないか。

Ｃ：作業会に出席している土木の方々に確認し、修正対応する。

Ｃ：Ｐ２２（４）に記載の「厳しい評価」という表現は主観なのではないか。報告書上は、「厳しい評

価」などとは書かない方が良いと考える。他の部分も同様。

Ｑ：付図に概要図を添付しているが、検討対象を全てのシートに明記されていない。明記されてないも

のの意味はあるか？

Ａ：明記してないものは、全てが検討対象である。わかり易いよう全てが検討対象である旨追記する。

Ｑ：図2.6について、改質器の後にパーツを追加した方がより正確ではないか。

Ａ：ＰＡＦＣのメーカに確認し必要あれば追加する。


参 5-25

Ｃ：図2.4に数値が入っているが、今回の事業で想定している数値と異なることから、数値は消す方が良

い。ボイラも種類が幾つかあるため、ボイラと統一してはどうか。

Ｑ：大型火力の２１２番のケースは、具体的にどういった事象となるのか。また、具体的に人体・物件

にどのような影響があるのか。

Ａ：動翼が割れて、動翼が飛散、振動が発生し運転停止するもの。つまり、動翼が飛散するとこの影響

でタービンにも被害が発生し再使用が不可能となることを想定したもの。

Ｃ：最終報告に記載する必要はないと思うが、最低限、検討途中の中間の想定がわからなくならないよ

うに別途資料でも良いので保存しておいて欲しい。

Ｃ：作業会での報告資料を保存し、対応する。

Ｑ：大型火力では全損するものがあるのか。また、小型機器では、パッケージものであれば全損は想定

し得る。大型火力特有の評価軸となっている疑念がある。

Ａ：当該設備の損傷により他設備が全損し再使用が不可能であることを想定している。大型火力特有で

はなく、全設備共通で評価している。

Ｃ：小型風力などでも大きい被害規模となっており、単純に大型火力だけが危険との結論にはなってい

ない。

Ｃ：制約が多い中での検討であるため、ある前提のもとに検討したという説明文がいるような気がする。

Ｃ：前回の委員会でもご指摘のあった部分であり、Ｐ１０の（２）に前提条件を記載している。あくま

でもメンテナンスを実施しない場合にどのようになるのかを導き出すこととした。

Ｃ：メンテナスがあっても実際もっと重大な事象があったはずである。もう少しわかり易い断り書きが

あるのではないか。

Ｃ：Ｐ１０～１１の前提条件に基づき各専門家に評価表を作成して頂いている。したがって、（２）直

下の２行の内容を膨らませて記載する（これまでの各専門家の経験に基づきなど）。

Ｃ：被害規模の区分で、構外の物件への影響は全て区分「大」となることから、大きくは構外・構内で

分けて記載した方がわかりやすい。「全損し再使用が不可能」の記載がどこにかかるかが不明。

Ｃ．構内と構外に分けて記載する。「全損し再使用が不可能」は構内にかかる部分であるため、構内に

記載する。

Ｃ．作業が短時間であったため、整合性が図れるような結果になってなかったのではないか。前提条件

にイベントツリーのどの断面を記載するかなどが記載されていないため、イベントツリーの様々な

ところが記載されている。作業が短時間であったため、理解するもののできたことできなかったこ

とは評価として記載すべきである。

Ｃ．整合性が図られるよう努めてきたが、時間的制約もあり課題として記載させていただく。

Ｑ．それぞれの発電設備において、類型化を行って整理したことは理解するが、類型化の目的は横串し

だと考えるが、横串しの考察はないのか。横串しができるものなのか、必要ないものなのか。

Ａ：類型化の主目的は、横串しという観点ではなく、作業性を重視して行った。また、類型化するにあ

たって、どういった点に着目して類型化をしたのかを明確にして行った。類型化して作業を実施し

ていく中で、問題となるようなことは生じなかったため、横串しという観点から考えると、類型化

したもので問題がなかったとなるのかもしれない。

Ｑ：横串しの意味合いは、大型火力とバイオマスとを比較するのか、同一の発電設備の中の水力で言え

ば、ダム式、揚水式などを比較するのか？

Ａ．今回の目的は、全ての発電設備を同一の尺度で横並びを見ることになるので、前者と考えている。

Ｃ．そうであれば、横並びした場合の考察も必要と考える。

Ｃ．Ｐ２８の（２）は大型火力と中・小型火力との横串しの記載となっている。こういうことを増やす

べきだと考える。他のところは、各発電設備の固有の話に終始してしまっている。評価する基準を

作って作業したものを有効活用すべき。比べていいものは比べて、比べられないものは固有のもの


参 5-26

なので別途議論が必要と整理すべき。

Ｃ．階層表を見て言えることを事務局としても探った結果、火力という括りでの横串しの考察はできた

ものの、その他が見いだせなかった。同一の尺度で作成した階層表の中の被害規模が大、中、小と

いうところは横並びとして使用できるものであると認識しており、この点において今年度の事業の

意義があったのではないかと考えている。

Ｃ．回転体として捉えると、高速なもの、大きなものなどで違いがどうあるのかといった観点でも何か

見えるものがあるのではないか。

Ｃ．横串しの検討ができたものとできなかったものがあったというのであれば、その点を明記すべきで

ある。その際に、今年度の反省点を記載すべき。今年度は定性的に実施しているため、横串し自体

が難しくなっている。定量的評価も必要だったのかもしれない。

Ｃ．燃料電池と大型火力を横串しを通す必要があるのかという疑問もある。今回はいろんな発電方式が

ある中で、規制のかけ方が違っていることの検討のきっかけ掴みたいとのことであり、そういう前

提から保守もしないというところから検討をしている。それぞれの発電設備においての傾向を掴み

たいということが経済産業省の思いなのではないか。そうであれば、そこを明確にしたほうがよい。

マトリックスの一番右上に分類されるものでも実際には同じレベルではないため、厳密には定量的

評価が必要であるが、今回は規制の在り方の検討の第一弾として経済産業省が心配しているのは、

新規参入者が保守もしないで放置して大きな事故が発生したら困るということが背景にあり、その

ためのスクリーニングする委託事業であったと明確化することが大事なのではないかと考える。

Ｃ．横串しの点での記載方法については、事務局内で検討したい。

Ｃ．階層表から発電設備ごとから見て取れる内容を記載し、全体として見たときに同じ分類に位置する

もの（例一番右上など）は必ずしも同じではないことを記載したらいいと考える。ただし、今回の

検討目的は、報告書の冒頭に記載している、保守点検などもしない場合にどうなるのかを把握する

ことであるため、Ⅳ章に再度記載しまとめると誤解を招かないのではないか。

Ｃ．来年以降の規制の在り方の検討を進める中で、整合性や横串しなどが明確化されてくるのではない

かと考えている。一方、機械の故障や動力の取り方だけで検討を進めようとすると難しい。そこは

定量性があるところなのでそこは定量性が大事になる。Ⅳ章のまとめのところで、小型の風力の危

険性が目立つ書き方となっているが、これは例示としての記載なのか主にここがポイントとなるの

かの記載ぶりを確認したい。Ｐ２８の（４）の「合理的である」との記載があるが、ここは来年結

論付けるところである。自然災害は対象外であるとのことであったが、報告書の中でどこかに記載

されているのか。

Ｃ．自然災害を対象外としている記載はＰ１０に記載。表現については、断定しない形で見直しする。

小型風力の記載は例示として記載している。電気保安年報では、小型風力に限らず主要設備が規定

されていないため、電気保安年報の部分の記載方法について検討したい。

Ｃ．Ｐ２８の（２）の「大型火力設備と同じ規制要求は必要のないものもあると思われる」という表現

は、中・小型火力発電設備特有の弱点などもあることから、「設備にあった規制とすべし」などと

まとめたら良いのではないか。

Ｃ．Ｐ３０の第４パラグラフで水力発電設備は大規模だけのような記述となっているので、丁寧に記載

すべき。

Ｃ．Ｐ８９の小水車の説明がここに記載している意味が不明。

Ｑ：横串しの話、できたこと、できなかったことなどについての記載は、どこに記載すべきか。

Ａ：Ⅲ章の後ろに記載すべきと考える。

（一同異議なし。）


参 5-27

（４）今後のスケジュール他

事務局よりスケジュールの連絡、報告書の扱いについて以下の提案があった。

・事業期日：３／１０（木）

・印刷の都合上、３／３（木）には形にしたい。

・本日のご意見を踏まえ、事務局で案を作成し委員長と相談の上、再度委員の方々へご確認をおねが

いしたい。

（５）電力安全課ご挨拶（磯部室長）

・貴重なご意見を多々いただき感謝する。

・本事業としては、発電設備の保安に関して経験の少ない設置者の参入が懸念されることを踏まえて、

メンテナンスを無視した形で、相当な割り切りを持って検討いただいた。

・この整理ですぐに規制の緩和になるものではなく、来年度メンテナンスも含めて議論した上で、規

制の見直しの検討の基礎資料とさせていただく予定である。

・今まで、全ての発電設備を統一的に評価したことはなく、そういった点で先生方のご指導もあり有

意義な検討となったものと考えている。

・来年度以降も検討が進められることから、今後もお力添えをいただきながら進めていきたいと思う。

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