KHK/JOGMEC S
保安検査基準（液化石油ガス岩盤備蓄基地関係）
KHK/JOGMEC S 0850-8 (2018)

平成 30 年 11 月 6 日

改正

高圧ガス保安協会
独立行政法人石油天然ガス･金属鉱物資源機構

２
０
１
８

高圧ガス保安協会
氏名
（委員長）
木村雄二
（副委員長）
大谷英雄
（委員）
天野 博
池田康一
岡野俊博
小澤 正
梶野昭彦
佐々木元
荘司達夫
志賀啓介
髙島正巳
鶴岡 崇
土橋 律
堀口貞茲
三宅淳巳
三宅博之
吉岡治夫
渡辺 要

高圧ガス規格委員会 構成表
所属
工学院大学
横浜国立大学
テックプロジェクトサービス株式会社
JXTG エネルギー株式会社
三井化学株式会社
株式会社巴商会
ガス保安検査株式会社
アストモスエネルギー株式会社
茨城県
新興プランテック株式会社
三菱ケミカル株式会社
千代田化工建設株式会社
東京大学
元 独立行政法人産業技術総合研究所
横浜国立大学
大陽日酸株式会社
エア･ウォーター株式会社
KW 保安管理システム研究所（平成 30 年 10 月）

高圧ガス保安協会 高圧ガス規格委員会
岩盤備蓄基地に係る保安検査基準等検討分科会 構成表
氏名
所属
（主査）
徳永朋祥
東京大学
（副主査）
駒田広也
財団法人電力中央研究所
（委員）
土橋 律
東京大学
矢吹彰広
広島大学
大田 修
岡山県
兵頭孝次
愛媛県
村山公一
JXTG エネルギー株式会社
木村和生
波方ターミナル株式会社
宮下国一郎
日本地下石油備蓄株式会社
藤林芳和
新田管工株式会社
近藤 徹
千代田化工建設株式会社
永井哲夫
三菱マテリアル株式会社
金戸辰彦
JX 金属探開株式会社
黒瀬浩公
東電設計株式会社（アドバイザー）
小野勇司
元高圧ガス保安協会
須知 修
元高圧ガス保安協会（平成 30 年 10 月）

免責条項
高圧ガス保安協会及び独立行政法人石油天然ガス･金属鉱物資源機構は、この基準に対する第三者の知的財産権にかかわる確認について責任を負いません。この基準に関連した活動の結果発生する第三者の知的財産権の侵害に対し補償する責任は使用者にあることを認識し、この基準を使用しなければなりません。
高圧ガス保安協会及び独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構は、この基準にかかわる個別の設計、製品等の承認、評価又は保証に関する質問に対しては、説明する責任を負いません。

著作権に関する同意事項
高圧ガス保安協会は、公益社団法人石油学会が著作権を保有する配管維持規格(JPI-8S-1-2014)の「5.1.1 検査箇所の選定」及び「付属書 A 腐食・エロ－ジョンが起こりやすい箇所」をこの基準に転載することについての許可及び条件について事前に承諾を得たものです。したがって、石油学会の事前許可なしに該当部分について本基準から転載を禁じます。
ここに、石油学会の関係者及び事務局に深く感謝の意を表します。

この基準に関する質問等について
１．技術的内容に関わる質問
この基準を使用するにあたって、規定について不都合があり改正が必要と考えられる場合、追加の規定が必要と思われる場合、又は規定の解釈に関して不明な点がある場合には、以下の方法に従って技術的質問状を提出してください。技術的質問状は、高圧ガス保安協会の公正性、公平性、公開性を原則とする技術基準策定プロセスを用いて運営される担当委員会組織により検討された後、書面にて回答されます。
１．１

技術的質問状の作成方法

１．１．１

必要事項

技術的質問状には、以下の事項について明確に示してください。
a) 質問の目的
下記の中の一つを明示してください。
1) 現状の基準の規定の改正
2) 新しい規定の追加
3) 解釈b) 背景の情報
高圧ガス保安協会及びその担当委員会が、質問の内容について正しく理解するために必要な情報を提供してください。また、質問の対象となっている基準の名称、発行年、該当箇所を明示してください。
c) 補足説明の必要性
技術的質問状を提出する人は、その内容に関してさらに詳細な説明をするため、又は委員会委員から受けるであろう質問に関しての説明を行うため、担当委員会の会議に出席することができます。当該説明の必要がある場合には、その旨明記してください。
１．１．２

書式

a) 基準の規定の改正又は追加の場合
基準の改正又は追加に関する質問を提出する場合には、下記の項目を記してください。
1) 改正又は追加の提案
改正又は追加の提案を必要とする基準の該当規定を明確にするため、該当部分のコ
ピーに手書き等で明示するなど、できるだけわかりやすく示したものを添付してください。
2) 必要性の概要説明
改正又は追加の必要性を簡単に説明してください。
3) 必要性の背景の情報
高圧ガス保安協会及びその担当委員会が提案された改正又は追加について、十分に評価し検討できるように、その提案の根拠となる技術的なデータ等の背景情報について提供してください。

b) 解釈
解釈に関する質問を提出する場合には、下記の事項を記してください。
1) 質問
解釈を必要とする規定について明確にし、できるだけ簡潔な表現を用いて質問の提出者の当該規定に関する解釈が正しいか又は正しくないかを尋ねる形式の文章により提出してください。
2) 回答案
解釈に関する質問を提出する人が、上記 1)に対する回答案がある場合には、“はい”
又は“いいえ”に加えて簡単な説明又はただし書きを付した形式の回答案を付してください。
3) 必要性の背景の情報
高圧ガス保安協会及びその担当委員会が提案された解釈に関する質問について、十分に評価し検討できるように、その提案の背景を示してください。
１．１．３

提出形式

技術的質問状は原則ワープロ等で作成し、必要に応じて明瞭な手書きの書類等を添付してください。技術的質問状には、質問者の名前、所属先名称、住所、電話番号、ＦＡＸ番号、電子メールアドレスを明記し、下記宛てに電子メール、ＦＡＸ又は郵送により送付してください。なお、提出された情報（個人情報も含む）は、高圧ガス保安協会及びその担当委員会における必要な作業を行うために利用され、原則的に一般に公開する担当委員会
において公表されることがあります。また、高圧ガス保安協会及びその担当委員開花に質問の内容について確認のため問い合わせを行う場合があります。
２．技術的内容に関わる質問以外の質問
技術的内容に関わる質問以外の質問については、高圧ガス保安協会の基準担当がお答えいたしますので、電子メール、ＦＡＸ又は郵送により下記宛てにお問い合わせください。
３．お問い合わせ先及び技術的質問状の送付先
この基準に関するご質問は下記までお問い合わせください。また、技術的質問状については書面で下記宛てにお送りください。
記
高圧ガス保安協会 高圧ガス部 技術基準担当宛〒105-8447 東京都港区虎ノ門 4-3-13 ヒューリック神谷町ビル
E-mail：hpg@khk.or.jp
ＴＥＬ：03-3436-6103
ＦＡＸ：03-3438-4163
以上

目
Ⅰ
1
2
3
4

Ⅱ

次

総則
適用範囲
検査項目及び検査方法
技術基準条項と対応する検査方法の該当箇所
検査の周期(時期)

保安検査の方法

1 警戒標 等
1.1 境界線・警戒標
1.2 可燃性ガスの貯槽であることが容易にわかる措置
1.3 バルブ等の操作に係る適切な措置
2 保安距離・施設レイアウト 等
2.1 保安距離
2.2 設備間距離
2.3 火気取扱施設までの距離
2.4 保安区画
2.4.1 区分・面積
2.4.2 高圧ガス設備の位置・燃焼熱量数値
2.5 滞留しない構造
2.6 計器室
3 高圧ガス設備の基礎・耐震設計構造
3.1 基礎3.2 耐震設計構造

等

4 ガス設備（導管を除く。）
4.1 ガス設備に使用する材料
4.2 高圧ガス設備の耐圧性能及び強度
4.3 高圧ガス設備の気密性能
4.3.1 岩盤貯槽（特定設備）及びその他の地下設備の気密性能
4.3.2 高圧ガス設備（岩盤貯槽（特定設備）及びその他の地下設備を除く。）の気密
性能
5 計装・電気設備
5.1 計装設備
5.1.1 圧力計
5.1.2 液面計
5.1.3 界面計
5.2 電気設備
5.2.1 電気設備の防爆構造(1)5.2.25.2.3

保安電力等
静電気除去措置

6 保安・防災設備
6.1 安全装置
6.2 安全弁等の放出管
6.3 貯槽の配管に設けたバルブ
6.4 緊急遮断装置(貯槽配管)
6.5 インターロック機構
6.6 ガス漏えい検知警報設備
6.7 防消火設備
6.8 ベントスタック、フレアースタック
6.9 保安用不活性ガス等
6.10 通報措置
6.11 金属管の腐食防止措置
6.12 金属管の漏えい遮断措置
6.13 金属管地上部分の破損防止措置
7

水封機能を維持するための措置

8 その他
8.1 コンビナート製造者の連絡用直通電話(2)

附属書 A(参考) 液化石油ガス岩盤貯槽について
附属書 B(参考) 検査周期（時期）を 10 年とした理由について
附属書 C(参考) 腐食・劣化損傷による異常が生じていないことの確認の具体例(フレキシブルチューブ類)
附属書 D(参考) 肉厚測定箇所選定についての参考資料
付属書 A 腐食・エロ－ジョンが起こりやすい箇所
附属書 E(参考) 劣化損傷が発生するおそれがない設備の具体例
附属書 F(規定) 供用中探傷試験
附属書 G(規定) 運転状態の高圧ガス、圧力を用いて行う気密試験

(3)

(4)

KHK/JOGMEC S 0850-8 (2018)

Ⅰ

総

1

則

KHK/JOGMEC S 0850-8 (2018)
適用範囲
本基準は、コンビナート等保安規則(以下「コンビ則」という。)の適用を受ける
液化石油ガス岩盤備蓄基地 1)（以下｢岩盤備蓄基地｣という。）の製造施設の内、コン
ビ則第 34 条第 1 項に規定する特定施設に係る高圧ガス保安法(以下「法」という。)
第 35 条の保安検査について適用する。
注 1)コンビ則第 2 条第 9 号の 2 に該当する液化石油ガス岩盤貯槽を有する岩盤備
蓄基地の製造施設には、特定設備としての岩盤貯槽（以下｢岩盤貯槽（特定設備）｣という。）、その他の地下設備及び地上設備がある。
岩盤貯槽（特定設備）は貯槽本体である底水排水槽を除く貯槽空洞、プラグ及び第一フランジまでの配管竪坑内金属管（以下｢金属管｣という。）並びに貯槽本体の付属設備として配管竪坑、水封トンネル、水封ボーリング孔、地下水位観測孔、底水排水槽等で構成されている。
その他の地下設備として液化石油ガス払出ポンプ、金属管の腐食防止設備、
金属管の漏えい遮断設備等がある。
この他、液化石油ガス岩盤備蓄基地には、地上設備として金属管地上部分の破損防止設備（以下｢防護構等｣という。）、液化石油ガス配管、脱水設備等がある。
岩盤備蓄基地の概念図を６ページに示す。岩盤貯槽（特定設備）の範囲については附属書 A が参考にできる。
な お 、 本 基 準 に 定 め の な い 製 造 施 設 の 検 査 項 目 及 び 方 法 に つ い て は KHKS
0850-3(2017)保安検査基準「コンビナート等保安規則関係（スタンド及びコールド・エバポレータ関係を除く。）」による。
1

検査項目及び検査方法
技術基準の適合状況(許可時に要求された性能を満足しているかどうか)について、
Ⅱ保安検査の方法に示す検査項目に応じた方法又は当該方法に基づき実施された検査についての記録確認により行う。
なお、コンビ則第 54 条等の規定により経済産業大臣が認めた基準に係る保安検査の方法等であって、本基準を適用することが適当でない場合にあっては、本基準の内容に係わらず経済産業大臣が認めた適切な方法により行うことができる。
2

技術基準条項と対応する検査方法の該当箇所
コンビ則の技術基準条項とそれに対応する検査方法の該当箇所の一覧を表 1 に示す。

3コンビ則条項
第 5 条第 1 項
第1号
第2号
第3号
第4号
第5号
第6号

表 1－コンビ則条項と対応する検査項目
検査項目
1.1 境界線・警戒標
2.1 保安距離
2.1 保安距離
該当せず（毒性ガス）
該当せず（可燃性ガス以外のガス）
2.1 保安距離2

KHK/JOGMEC S 0850-8 (2018)
コンビ則条項
第7号
第8号
第9号
第 10 号
第 11 号
第 12 号
第 13 号
第 14 号
第 15 号
第 16 号
第 17 号
第 18 号
第 19 号
第 20 号
第 21 号
第 22 号
第 23 号
第 24 号
第 25 号
第 26 号
第 27 号
第 28 号
第 29 号
第 30 号(削除)第 31 号
第 32 号
第 33 号
第 34 号
第 35 号
第 36 号
第 37 号
第 38 号
第 39 号
第 40 号
第 41 号
第 42 号
第 43 号
第 44 号
第 45 号
第 46 号
第 47 号
第 48 号

検査項目
2.1 保安距離
2.1 保安距離
2.4.1 区分・面積
2.4.2 高圧ガス設備の位置・燃焼熱量数値
2.2 設備間距離
2.2 設備間距離
2.2 設備間距離
2.3 火気取扱施設までの距離
該当せず（高圧ガス設備を除く）
4.2 ガス設備に使用する材料
4.3 高圧ガス設備の耐圧性能及び強度
4.4 高圧ガス設備の気密性能
4.3 高圧ガス設備の耐圧性能及び強度該当せず（特定液化石油ガスの高圧ガス設備を除く）
5.1.1 圧力計、6.1 安全装置
6.2 安全弁等の放出管
3.1 基礎3.2 耐震設計構造
該当せず（特殊反応設備）
該当せず（特殊反応設備）
該当せず（特殊反応設備）
該当せず（50.2 ギガジュールを超える）
1.2 可燃性ガスの貯槽であることが容易にわかる措置－
該当せず（特定液化石油ガスを除く）
該当せず（地盤面上に設置する）
5.1.2 液面計
該当せず（可燃性ガス低温貯槽）
該当せず（液化石油ガス岩盤貯槽を除く）
該当せず（防液堤）－
該当せず（埋設貯槽）
該当せず（埋設貯槽）
該当せず（アルシン、五フッ化ヒ素、…）
該当せず（毒性ガス）
該当せず（アルシン等、…）
6.3 貯槽の配管に設けたバルブ
6.4 緊急遮断装置(貯槽配管)
1.3 バルブ等の操作に係る適切な措置該当せず（除害のための措置）
5.2.3 静電気除去措置
5.2.1 電気設備の防爆構造
3

KHK/JOGMEC S 0850-8 (2018)
コンビ則条項
第 49 号
第 50 号
第 51 号
第 52 号
第 53 号
第 54 号
第 55 号
第 56 号
第 57 号(削除)第 58 号
第 59 号
第 60 号
第 61 号
第 62 号
第 63 号
第 64 号
第 64 号の 2 ｲ
第 64 号の 2 ﾛ
第 64 号の 2 ﾊ
第 64 号の 2 ﾆ
第 64 号の 2 ﾎ
第 65 号ｲ
第 65 号ﾛ
第 65 号ﾊ
第 65 号ﾆ
第 65 号ﾎ
第 65 号ﾍ
第 65 号ﾄ第 65 号ﾁ
第 65 号ﾘ
第 65 号ﾇ
第 65 号ﾙ

検査項目
6.5 インターロック機構
5.2.2 保安電力等
2.5 滞留しない構造
該当せず（毒性ガス）
6.6 ガス漏えい検知警報設備
6.7 防消火設備
6.8 ベントスタック、フレアースタック
6.8 ベントスタック、フレアースタック－
該当せず（圧縮アセチレンガス）
該当せず（圧縮アセチレンガス）
該当せず（10 メガパスカル以上の圧縮ガス）
2.6 計器室
6.9 保安用不活性ガス等
6.10 通報措置
該当せず（岩盤貯槽を除く）
5.1.3 界面計
7 水封機能を維持するための措置
6.11 金属管の腐食防止措置
6.12 金属管の漏えい遮断措置
6.13 金属管地上部分の破損防止措置
1.1 境界線・警戒標－
該当せず（毒性ガス）
2.1 保安距離
2.1 保安距離
該当せず(直射日光を遮るための措置)
2.5 滞留しない構造
該当せず（ジシラン、…）
該当せず（除害のための措置）該当せず（二階建容器置場の構造）
6.7 防消火設備

第9条

該当せず（コンビナート製造事業所間の導管以外の導管）

第 10 条該当せず（コンビナート製造事業所間の導管）

第 11 条
第2項

8.1

コンビナート製造者の連絡用直通電話

検査の周期(時期)
保安検査は、Ⅱ保安検査の方法に示す周期(時期)により行う。ただし、製造施設の位置、構造及び設備並びに製造の方法等に関する技術基準の細目を定める告示（以44KHK/JOGMEC S 0850-8 (2018)
下「告示」という。）第 14 条に規定する製造施設については、告示第 14 条の表の上欄に掲げる製造施設に応じ、同表下欄に掲げる期間により行う。

5

KHK/JOGMEC S 0850-8 (2018)

6

KHK/JOGMEC S 0850-8 (2018)

Ⅱ

保安検査の方法

7

KHK/JOGMEC S 0850-8 (2018)
1 警戒標 等
1.1 境界線・警戒標
事業所の境界線､警戒標及び容器置場の警戒標に係る検査は目視検査とし､外観に腐食、損傷、変形、汚れ及びその他の異常 1)のないことを 1 年に 1 回目視(必要に応じて図面と照合して行うものをいう。以下同じ。)により確認する。
注 1) 取付位置、方向、記載事項等の確認を含む。

1.2 可燃性ガスの貯槽であることが容易にわかる措置
可燃性ガスの貯槽であることが容易にわかる措置に係る検査は目視検査とし、次による。
a)
標識の掲示による場合
外観 1)に腐食、損傷、変形、汚れ及びその他の異常のないことを 1 年に 1 回目
視により確認する。
b) 防護構等への塗色、ガス名朱書又は標紙等貼付による場合
当該措置が明確、明瞭であることを 1 年に 1 回目視により確認する。
注 1) 外観には、取付位置、方向、記載事項等を含む。

1.3 バルブ等の操作に係る適切な措置
バルブ等の操作に係る適切な措置に係る検査は目視検査及び作動検査とし、次による。
1.3.1 目視検査a) 標示板等
外観1)に腐食、損傷、変形、汚れ及びその他の異常のないことを1年に1回目視により確認する。
b) 名称又は塗色等の表示及び流れ方向の表示
当該措置が明確、明瞭であることを1年に1回目視により確認する。
c) 施錠、封印等
外観1)に腐食、損傷、変形及びその他の異常のないことを1年に1回目視により確認する。
d) 操作用足場及び照明等
外観1)に腐食、損傷、変形、汚れ及びその他の異常のないことを1年に1回目視により確認する。
注 1) 外観には、取付位置、方向、記載事項等を含む。
1.3.2 作動検査
照明等の点灯状況について、1 年に 1 回作動(点灯)させて確認する。

8

KHK/JOGMEC S 0850-8 (2018)
2 保安距離・施設レイアウト 等
2.1 保安距離a) 保安距離に係る検査は距離測定とし、2.1.1 による。ただし、前回保安検査以降に製造施設の設置位置及び保安物件の設置状況に変更のないことを記録により確認した場合は、その確認をもって距離測定に代えることができる。
b) 保安距離の緩和のために設けられている障壁等の検査は目視検査とし、2.1.2 による。
2.1.1 距離測定
配管竪坑内面からの保安距離の確保状況について、1 年に 1 回巻き尺その他の測定器具を用いた保安距離の実測による検査又は図面上で確認する。ただし、規定の距離を満たしていることが目視又は図面により容易に判定できる場合は、目視又は図面による確認とすることができる。
2.1.2 目視検査
外観1)に破損、変形及びその他の異常のないことを1年に1回目視により確認する。
注 1)外観には、位置、方向等を含む。

2.2 設備間距離配管竪坑内面からの距離に係る検査は距離測定とし、設備間距離の確保状況について、1年に1回巻き尺その他の測定器具を用いた設備間距離の実測により確認する。
ただし、規定の距離を満たしていることが目視又は図面により容易に判定できる場
合は、目視又は図面による確認とすることができる。
なお、前回保安検査以降製造設備の設置状況に変更のないことを記録により確認した場合は、その確認をもって距離測定に代えることができる。

2.3 火気取扱施設までの距離
火気取扱施設までの距離に係る検査は、次のいずれかの措置の内、該当する措置について検査する。
a) 配管竪坑内面から火気取扱施設までの距離に係る検査は距離測定とし、2.3.1 による。ただし、前回保安検査以降製造設備及び火気取扱施設の設置状況に変更のないことを記録により確認した場合は、その確認をもって距離測定に代えることができる。
b) 流動防止措置の内、防火壁、障壁、防火戸、網入ガラス及び二重扉に係る検査
は目視検査とし、2.3.2 による。
c) 連動装置に係る検査は目視検査及び作動検査とし、2.3.2 及び 2.3.3 による。
2.3.1 距離測定
配管竪坑内面からの距離の確保状況について、1 年に 1 回巻き尺その他の測定器具を用いた距離の実測により確認する。ただし、規定の距離を満たしていることが目視又は図面により容易に判定できる場合は、目視又は図面による確認とすることができる。
2.3.2 目視検査
外観 1)に腐食、損傷、変形及びその他の異常がないことを１年に１回目視により確認する。
9

KHK/JOGMEC S 0850-8 (2018)注 1) 外観には、取付位置、方向等を含む。
2.3.3 作動検査
連動装置の機能について、１年に１回試験用標準ガスの使用により確実に作動す
ることを確認する。
2.4 保安区画
2.4.1 区分・面積
保安区画の区分・面積に係る検査は目視検査及び図面確認とし、保安区画の区分の状況及び面積について、1 年に 1 回目視及び図面により確認する。ただし、前回
保安検査以降区分・面積に変更のないことを記録により確認した場合は、その確認をもって目視検査及び図面確認に代えることができる。
2.4.2 高圧ガス設備の位置・燃焼熱量数値
保安区画内の高圧ガス設備の位置及び燃焼熱量の数値に係る検査は距離測定及び記録確認とし、次による。ただし、前回保安検査以降高圧ガス設備の位置及び燃焼熱量の数値に変更のないことを記録により確認した場合は、その確認をもって距離測定及び記録確認に代えることができる。
2.4.2.1 距離測定1)
隣接保安区画内の高圧ガス設備に対する距離の確保状況について、1年に1回巻
き尺その他の測定器具を用いた距離の実測による確認又は図面上で確認する。ただし、規定の距離を満たしていることが目視又は図面により容易に判定できる場
合は、目視又は図面による検査とすることができる。
注 1) 液化石油ガス岩盤貯槽の起点は配管竪坑の内面である。
2.4.2.2 記録確認
保安区画内の高圧ガス設備の燃焼熱量の合計の数値が規定値以下であることを、
1年に1回記録により確認する。

2.5 滞留しない構造
可燃性ガス製造設備を設置する室1)、可燃性ガス容器置場の滞留しない構造に係る検査は目視検査及び作動検査とし、次による。
注 1) 液化石油ガス岩盤貯槽は、防護構等が該当する。
2.5.1 目視検査
開口部、換気装置等の外観 2)に破損、変形及びその他の異常のないことを 1 年に
1 回目視により確認する。
注 2) 外観には、取付位置、方向等を含む。
2.5.2 作動検査
換気装置の機能について、1年に1回作動させ、確実に作動することを確認する。

2.6 計器室
計器室の位置に係る検査は距離測定とし、2.6.1 による。ただし、前回保安検査
以降製造設備及び計器室の設置状況に変更のないことを記録により確認した場合
10

KHK/JOGMEC S 0850-8 (2018)
は、その確認をもって距離測定に代えることができる。
計器室の構造(耐火構造、防火戸、二重扉等)に係る検査は目視検査とし、2.6.2 による。
2.6.1 距離測定a) 計器室と特殊反応設備等との距離について、1 年に 1 回巻き尺その他の測定器具を用いた距離の実測により確認する。ただし、規定の距離を満たしていることが目視又は図面により容易に判定できる場合は、目視又は図面による確認とすることができる。
b) 可燃性ガス等の侵入防止措置として計器室入口の床面位置を地上より高くした
場合にあっては、1 年に 1 回巻き尺その他の測定器具を用いた床面位置の実測により確認する。ただし、規定の床面位置を満たしていることが目視又は図面により容易に判定できる場合は、目視又は図面による確認とすることができる。
2.6.2 目視検査
計器室出入口、窓ガラス等について破損、変形、その他の異常のないこと及び保圧措置を講じている場合はその状況を1年に1回目視により検査する。

11

KHK/JOGMEC S 0850-8 (2018)
3 高圧ガス設備の基礎・耐震設計構造 等
3.1 基礎 1)
基礎に係る検査は記録(図面を含む。以下この細分箇条において同じ。)確認及び目視検査とし、次による。ただし、記録確認については、前回保安検査以降地盤の許容支持力等と地盤上の重量物の荷重との関係に変更のないことを記録により確認した場合は、その確認をもって記録確認に代えることができる。
注 1) 配管、ポンプ、圧縮機、岩盤貯槽（特定設備）は、コンビ則第 5 条第 1
項第 23 号により対象から除かれている。
3.1.1 記録確認
地盤の許容支持力等と地盤上の重量物の荷重との関係について、1 年に 1 回記録
により確認する。
3.1.2 目視検査
基礎立ち上り部と基礎の緊結状況について、腐食、損傷、変形及びその他の異常のないことを 1 年に 1 回目視(目視での検査が可能な部分に限る。)により確認する。

3.2 耐震設計構造
耐震設計構造に係る検査は記録(図面を含む。以下この細分箇条において同じ。)
確認及び目視検査とし、次による。ただし、記録確認については、前回保安検査以
降耐震設計上変更のないことを記録により確認した場合は、その確認をもって記録確認に代えることができる。
3.2.1 記録確認
耐震設計構造に係る計算結果等について、1 年に 1 回記録により確認する。
3.2.2 一般構造物の目視検査
基礎立ち上り部、ベースプレート、スカート、サドル、支柱及び本体接合部、アンカーボルト等について、腐食、損傷、変形及びその他の異常のないことを 1 年に
1 回目視(目視での検査が可能な部分に限る。)により確認する。
3.2.3 液化石油ガス岩盤貯槽 1)に係る構造物の目視検査
a) 防護構等の基礎立ち上り部、支柱及び本体接合部、アンカーボルト等について、腐食、損傷、変形及びその他の異常のないことを 1 年に 1 回目視(目視での検査が可能な部分に限る。)により確認する。
b) 目視可能な部分（気液界面近傍を含む。）の金属管、金属管サポート架構及び
配管竪坑等について、腐食、損傷、変形及びその他の異常のないことを 1 年に
1 回目視により確認する。
c) 水没部の金属管、金属管サポート架構、配管竪坑等は、損傷、変形及びその他の異常のないことを 10 年 2)以内に 1 回目視(目視での検査が可能な部分に限る。)
により確認する。ただし、b)の目視検査で異常が認められた場合には、その都度確認する。
注 1)岩盤貯槽空洞は、耐震設計構造に係る検査は適用しない。
注 2)10 年以内に 1 回の検査周期（時期）については 6.11 の金属管の腐食防止措置に合わせた。

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4 ガス設備(導管を除く。)
4.1 ガス設備に使用する材料
ガス設備に使用されている材料に係る検査は、1 年に 1 回記録確認又は図面確認により行う。ただし、前回保安検査以降材料に変更のないことを記録により確認した場合は、その確認をもって記録確認又は図面確認に代えることができる。

4.2 高圧ガス設備の耐圧性能及び強度
4.2.1 一般
高圧ガス設備の耐圧性能及び強度に係る検査は 4.2.3 の目視検査及び 4.2.4 の非破壊検査(肉厚測定を含む。)によるか 4.2.5 の耐圧試験等とし、耐圧性能及び強度に支障を及ぼす減肉、劣化損傷、その他の異常がないことを確認する。
この場合、配管にあっては、配管付属品を含めた相互に連結された配管系 1)で管理する。
注 1) 配管系とは、直管部のみならず、エルボ、ティー、ボス等の継手部及び配管付属品(弁、ノズル、ストレーナ、フィルター等であって特定設備に該当しないもの)、並びにローディングアームを含め、相互に連結された系をいう。なお、配管系は、ほぼ同一の腐食環境下にあって類似の腐食形態を受ける範囲(腐食系)単位で管理する。
4.2.2 耐圧性能及び強度の確認を必要としない設備又は代替検査
4.2.2.1 耐圧性能及び強度の確認を必要としない高圧ガス設備
岩盤貯槽（特定設備）は、4.2 高圧ガス設備の耐圧性能及び強度に係る検査は適用しない。
4.2.2.2 内部からの検査が不可能な高圧ガス設備の代替検査
設備の大きさ、形状、構造等により内部の検査を行うことができない次の設備 1)にあっては、4.2.3 a)及び 4.2.4 b)の検査に代えて外部からの適切な検査方法(超音波探傷試験、放射線透過試験等)により、内部の減肉及び劣化損傷がないことを確認しなければならない。
a) 配管
b) 特定設備検査規則の機能性基準の運用について(平成 28 年 10 月 3 日
20160920 商局第 4 号）の別添 1 特定設備の技術基準の解釈(以下「特定則例示
基準別添 1」という。）第 45 条第 1 項(1)から(5)又は同別添 7 第二種特定設備の技術基準の解釈第 45 条第 1 項(1)から(5)までに掲げる特定設備c) 特定設備以外の圧力容器であって、b)の特定設備に準じるもの
注 1)これらの設備であって、点検口、接続フランジ開放部、接続する機器内部等から当該設備の内部の減肉及び劣化損傷がないことを適切に確認できないもの
4.2.2.3 検査を行うことが困難な箇所を有する高圧ガス設備の代替検査
設備の大きさ、形状、構造(二重管、ジャケット構造等)、他の設備との接合状況(溶接接合等)等により内部からも外部からも検査を行うことが困難な箇所 2)を有する設備の当該箇所の検査にあっては、当該設備に接続されている同等の腐食及び劣化損傷が発生するおそれのある環境下の複数の検査箇所の検査結果をもとに、当該箇所の減肉及び劣化損傷のないことを確認する。ただし、この様な設備であっても、
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検査可能な箇所については可能な限り当該設備について検査を実施しなければならない。
注 2) 内部からも外部からも検査を行うことが困難な箇所とは、例えば、次の箇所をいう。
・フルジャケット構造の二重管式熱交換器の内管部4.2.3 目視検査a) 内部の目視検査
高圧ガス設備の内部の目視検査は、次のとおりとする。
1) 原則として、高圧ガス設備の種類、材料等に応じて表 2 に定める期間内に行う。
2) 1)にかかわらず、高圧ガス設備のうち、弁類及び動機器の内部の目視検査は、
分解点検・整備のための開放時 3)に行う。
注 3) 分解点検・整備のための開放時とは、摺動部の消耗品についてメーカーが定める推奨交換時期又は運転時間・状況、日常点検結果、過去の分解点検実績等を参考に定めた分解点検・整備の計画時期をいう。以下同じ。
3) 腐食性のない高圧ガスを取り扱う設備 4)(エロージョンによる減肉が発生する
おそれがあるものを除く。)については、内部の目視検査は不要とする。
注 4) 腐食性のない高圧ガスを取り扱う設備とは、次に掲げる設備であって、不純物や水分の混入等による腐食や劣化損傷が生じないよう管理されているものをいう。以下同じ。
・腐食性のない不活性ガス設備
・フレキシブルチューブ類（高圧ガス設備に設置される金属、ゴム、樹脂製等の可とう管をいい、断面の形状を変化させずに金属製の配管等を螺
旋状又はループ状に加工して可とう性を確保したものを除く。以下同じ。）
なお、この場合の腐食や劣化損傷が生じないよう管理されている例として
附属書 C を参考に示す。
b) 外部の目視検査
1) 高圧ガス設備の外部(断熱材等で被覆されているものにあってはその外面)の目視検査 5)は、1 年に 1 回行う。
注 5) 外部の目視検査については、附属書 D 肉厚測定箇所選定についての参考資料 b)項が参考にできる。
2) 1)にかかわらず、岩盤貯槽のその他の地下設備の外部の目視検査は、分解・点検整備のための開放時に行う。
c) フレキシブルチューブ類の目視検査a) 及び b) の他、フレキシブルチューブ類については、設置状況が適切に維持されていること (使用場所･目的等に応じた適切な製品の選定、設置したフレキ
シブルチューブ類に無理な曲げ、捻れがないこと等)を、1 年に 1 回目視により確認する 6)。
また、充塡枝管、充塡ホース等頻繁に取付け･取外しを行う箇所に用いられるフレキシブルチューブ類のうち、金属製のものにあっては、ブレード部の破損（切断、ほぐれ等）及びブレード部と継手部との接続部における割れ･膨れ等の異常のないことを、ゴム、樹脂製のもの（金属との多層構造のものを含む。）にあっ14

KHK/JOGMEC S 0850-8 (2018)ては、補強層の露出、外層のき裂・膨れ、折れ、つぶれ、金属部分との接続部
における割れ・膨れ等の異常のないことを、1 年に 1 回確認する。
注 6) 設置状況が適切に維持されていることの確認については、例えば、次のものが参考にできる。
・製造メーカーの指定する条件
・JIS 規格に適合するものにあっては、当該 JIS による条件
・JLPA209 金属フレキシブルホース基準(2010)
4.2.4 非破壊検査a) 肉厚測定
高圧ガス設備が十分な肉厚を有していることを確認するため、肉厚測定を 1 年に 1 回実施する。ただし、次の設備にあっては、1)又は 2)に掲げる時期に実施する。この場合、肉厚測定箇所 7)は、使用環境及び目視検査の結果を十分考慮した上で選定すること。
なお、フレキシブルチューブ類(エロージョンによる減肉が発生するおそれがあるものを除く。)のうち、構造、材質等により肉厚測定の実施が困難なもの 8)については、腐食による異常が生じていないことを確認した場合、肉厚測定は不要とする。この場合、腐食による異常が生じていないことの確認については附属書 C が参考にできる。
注 7) 測定箇所の選定については、附属書 D 肉厚測定箇所選定についての参考資料が参考にできる。
8)
注 ブレードで覆われた薄肉のベローズ部を有する場合や、ゴム、樹脂、金属等による多層構造のもの等をいう。
1) 過去の実績、経験等により内部の減肉のおそれがないと評価できる弁類(配管系から除外される圧力容器に直結されたもの(圧力容器の直近に設けられた弁をいう。))及び動機器(ポンプ、圧縮機等の回転機械をいう。また、範囲は、
ケーシング、シリンダー、ノズルなど動機器本体のみとし、連結されたスナッ
バー、配管、小型容器などの付属機器は含まない。)については、分解点検・整備のための開放時の目視検査で異常が認められたとき
2) 腐食性のない高圧ガスを取り扱う設備(フレキシブルチューブ類 ＊ 及びエロー
ジョンによる減肉が発生するおそれがあるものを除く。)については、外部の目視検査で減肉が認められたとき＊ 4.2.3 a) 3)の注 4)において、腐食性のない高圧ガスを取り扱う設備としてフレキシブルチューブ類も含むものとして定義しているが、ここでいう腐食性のない高圧ガスを取り扱う設備はフレキシブルチューブ類を除くものとする。
b) 肉厚測定以外の非破壊検査
肉厚測定以外の非破壊検査(磁粉探傷試験、浸透探傷試験、超音波探傷試験、放射線透過試験、渦流探傷試験等)は、高圧ガス設備の内部について、原則として、
設備の種類、材料等に応じて表 2 に定める期間内に行う。ただし、動機器及び配管系から除外される圧力容器に直結された弁類(4.2.4 a) 1)の弁類)は、分解点検・整備のための開放時に行う。この場合、当該高圧ガス設備の減肉及び劣化損傷の検出に対して適切な検査方法を用いて行い、非破壊検査箇所は、使用環境及び目視検査の結果を十分考慮のうえ選定すること。
なお、次の設備にあっては、1)、2)又は 3)によることができる。
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腐食性のない高圧ガスを取り扱う設備(エロージョンによる減肉が発生する
おそれがあるものを除く。)については、非破壊検査は不要とする。
2) 劣化損傷が発生するおそれがない設備 9)については、非破壊検査は不要とする。
注 9) 劣化損傷が発生するおそれがない設備とは、流体及び材料の組み合わせ又は使用条件等によって発生する次の劣化損傷を受けない設備をいう。
・割れ：応力腐食割れ(塩化物応力腐食割れ等)、疲労(疲労、熱疲労等)、ク
リープ(クリープ破壊等)等
なお、劣化損傷が発生するおそれがない設備の評価に際しては、附属書E 及び KHK/PAJ/JPCA S 0851(2014)高圧ガス設備の供用適性評価に基づく耐圧性能及び強度に係る次回検査時期設定基準の附属書 4 損傷の種類と特徴(参考)が参考にできる。
3) 内部の状況を外部から代替検査できる設備(附属書 F 参照)については、外部から適切な非破壊検査方法で検査する。
1)

設備の種類

貯槽以外の
高圧ガス設
備

表 2－高圧ガス設備の開放検査の周期
使用材料
期間 a)
内容物の種類、性状及び温度を 勘 案 し て 腐 食 そ の 他 の 材 完成検査を行った日又は保安検査
質 劣 化 を 生 じ る お そ れ の な 実施日から 3 年以内
い材料 b)
完成検査を行った日から 2 年以内
その他材料
その後保安検査実施日から 3 年以内
c)

注 a)
b)

c)

期間は、減肉又は劣化損傷の状況に応じて短縮しなければならない。
4.2.4 b) 2)の｢劣化損傷が発生するおそれがない設備｣は、肉厚測定以外の非破壊検査を不要とするための条件で、腐食、減肉を考慮していないのに対し、
本表の｢内容物の種類、性状及び温度を勘案して腐食その他の材質劣化を生じるおそれのない材料｣は、腐食、減肉も考慮した上で評価、判断しなければならない。
同一配管系内を一部取り替える場合において、取替え前と同等の運転条件で使用される場合であって、当該取替え部位について、3 年以上問題なく使用した実績があり、既存設備と同一形状、同一材料での取替えの場合、取替え部分の開放検査の期間は、取替え箇所の既存配管系と同じとすることができる。

4.2.5 耐圧試験等a) 耐圧試験
4.2.3 a)の内部の目視検査、4.2.4 a) の肉厚測定又は 4.2.4 b)の肉厚測定以外の非破壊検査の適用が困難な場合又は余裕のある肉厚、安全率となっていて、耐圧試験を行うことによって過大な応力が負荷されるおそれのない高圧ガス設備については、常用の圧力の 1.5 倍(第二種特定設備にあっては 1.3 倍)以上の圧力で水その他の安全な液体を使用して行う耐圧試験(液体を使用することが困難であると認められるときは常用の圧力の 1.25 倍(第二種特定設備にあっては 1.1倍)以上の圧力で空気、窒素等の気体を使用して行う耐圧試験)を 1 年に 1 回実
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施すれば、4.2.3 a)、4.2.4 a)及び 4.2.4 b)の検査は不要とする。
なお、耐圧試験は、設備及び試験の安全性を十分に配慮した上で行わなければならない。
b) 溶接補修を行った場合の耐圧試験の適用等について保安検査の結果、減肉、割れ等の欠陥が発見され、当該欠陥が表 3 左欄に掲げる欠陥の箇所及び同表中欄に掲げるグラインダー加工等による仕上がりの深さに応じ、同表の右欄に掲げる点数に、表 4 左欄に掲げる欠陥の長さ又は長径に応じ同表の右欄に掲げる点数を乗じて得た点数の和が 6 点(溶接補修を行った場
合の欠陥の点数は累計し、耐圧試験を実施した時点で累計されていた点数は 0点に戻る。)を超え溶接補修した場合には、耐圧試験を実施し、さらに 1 年以上
2 年以内に開放検査を実施し割れ等がないことを確認するものとする。ただし、管台、マンホール部等の取付部に使用される引張強さが 570N/mm2 未満の炭素鋼(母材)及び当該炭素鋼(高張力鋼にあっては、溶接後に炉内で応力除去焼鈍したものに限る。)の溶接部の欠陥の溶接補修については、耐圧試験及び 1 年以上
2 年以内の開放検査を省略してもよい。

表 3－欠陥の箇所、仕上がり深さに応じた点数
欠陥の箇所
グラインダー加工等による仕上がりの深さ
管台及びマンホール部
深さにかかわらず
3mm 又は板厚の 30%に相当する深さのうちいずれか小さい値以下
胴板及び鏡板
3mm 又は板厚の 30%に相当する深さのうちいずれか小さい値を超え 4mm 以下 a)
注 a) 4mm を超える欠陥は、6 点を超える欠陥として評価する。

点数
1
1
2

表 4－欠陥の長さ又は長径に応じた点数
欠陥の長さ又は長径
点数10mm 以下
1
10mm を超え 20mm 以下
2a)
20mm を超え 30mm 以下
3a)
注30mm を超える欠陥は、6 点を超える欠陥として評価する。
4.3 高圧ガス設備の気密性能
4.3.1 岩盤貯槽（特定設備）及びその他の地下設備の気密性能
岩盤貯槽（特定設備）の気密性能に係る検査は、当該高圧ガス設備の運転状態の圧力で、運転状態の高圧ガスを用いて 1 年に 1 回漏えい等の異常がないことを
4.3.1.1 に掲げる方法により確認する。その他の地下設備については、4.3.1.2 に掲
げる方法により確認する。
4.3.1.1 岩盤貯槽（特定設備）
漏えい等の異常のないことを次により確認する。
a) 貯槽内圧の状況 1)b) 金属管第一フランジへの発泡液の塗布
17

KHK/JOGMEC S 0850-8 (2018)c) 配管竪坑内の水面の状況（連続した気泡の有無）
d) 貯槽液位に異常な低下がないこと
注 1) 貯槽内圧が常用圧力以下で安定していること。
4.3.1.2 その他の地下設備
高圧ガス設備の開放(分解点検・整備、清掃等のために行う開放を含む。)時に行う。原則として、当該高圧ガス設備の常用の圧力以上の圧力 2)で、危険性のない気体を用いて気密試験を実施する。
注 2) 検査の状況によって危険がないと判断される場合は、当該高圧ガス設備の常用の圧力以上の圧力で、運転状態の高圧ガスを用いて気密試験を実施してもよい。
ただし、運転状態の高圧ガスを用いることが適当な場合には、当該高圧ガス設備の運転状態の圧力で、運転状態の高圧ガスを用いて気密試験を実施することができる(附属書 G 参照)。
4.3.2 高圧ガス設備（岩盤貯槽(特定設備)及びその他の地下設備を除く）の気密性能
高圧ガス設備の気密性能に係る検査は 4.3.2.1～4.3.2.3 に掲げる気密試験とし、1
年に 1 回当該高圧ガス設備から漏えい等の異常がないことを確認する。
4.3.2.1 気密試験
漏えい等の異常がないことを確認する方法として、発泡液の塗布、ガス漏えい検知器等を用いた測定又は放置法漏れ試験があり、設備の状況、検査条件等を考慮して、これらの方法の内最適な試験(必要に応じ組み合わせて)を採用して気密性能を確認すること。
なお、放置法漏れ試験は、採用に当たって試験体の温度変化及び圧力変化の影響を補正すること。
4.3.2.2 高圧ガス設備を開放した場合の気密試験
高圧ガス設備を開放(分解点検・整備、清掃等のために行う開放を含む。4.3.2.3
において同じ。)した場合にあっては、原則として、当該高圧ガス設備の常用の圧力
以上の圧力で、危険性のない気体 1)を用いて気密試験を実施する。
注 1) 検査の状況によって危険がないと判断される場合は、当該高圧ガス設備の常用の圧力以上の圧力で、運転状態の高圧ガスを用いて気密試験を実施してもよい。
ただし、運転状態の高圧ガスを用いることが適当な場合には、当該高圧ガス設備の運転状態の圧力で、運転状態の高圧ガスを用いて気密試験を実施することができる(附属書 G 参照)。
4.3.2.3 高圧ガス設備を開放しない場合の気密試験
当該高圧ガス設備の運転状態の圧力で、運転状態の高圧ガス又は危険性のない気体を用いて気密試験を実施する。

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5 計装・電気設備
5.1 計装設備
5.1.1 圧力計
高圧ガス設備の圧力計に係る検査は目視検査及び精度検査とし、 5.1.1.1 及び5.1.1.2 による。
5.1.1.1 目視検査
圧力計に破損、変形及びその他の異常がないことを、2年に1回目視により確認する。
5.1.1.2 精度検査
圧力計精度確認用器具 1)を用いて精度を測定し、圧力計の誤差があらかじめ定め
られた許容差以内であることを 2 年に 1 回確認する。
注 1) 圧力計精度確認用器具は、計量法等に基づきトレーサビリティの取れた計測器とすること。
許容差は次のいずれかを満足すること。
a) 該当するJIS規格に定める許容差又はこれと同等若しくは精度の高いもの
b) 当該圧力計の1/2目量(一定間隔をもって断続的に指示又は記録をする装置を有する圧力計2)の場合にあっては通常用いられる測定範囲の最大値の5/1000)
注 2) 一定間隔を持って断続的に指示又は記録をする装置を有する圧力計とは、検出部、変換器部、DCS、記録計等の指示又は記録を行う装置により構成された圧力計測装置の検出部のことをいう。
5.1.2 液面計
液化石油ガス岩盤貯槽に設けられた液面計に係る検査は目視検査とし、外観1)に破損、変形及びその他の異常のないことを1年に1回目視により確認する。
注 1) 外観には、位置、方向等を含み、地上部で目視可能な部分に限定して実施する。
5.1.3 界面計
液化石油ガス岩盤貯槽に設けられた界面計に係る検査は目視検査及び作動検査とし、次による。
5.1.3.1 目視検査
外観1)に破損、変形及びその他の異常のないことを1年に1回目視により確認する。
注 1) 外観には、位置、方向等を含み、地上部で目視可能な部分に限定して実施する。
5.1.3.2 作動検査
界面計は、作動範囲を超えた場合に警報装置を作動させ安全性を確保しているた
め、1年に1回以上検知警報設備等が正常に作動2)することを確認する。ただし、検知警報設備等の作動状況が記録で確認できる場合は、記録確認に代えることができる。
注2) 界面の作動範囲を超えさせて、検知警報装置が作動することを確認する。
5.2 電気設備
5.2.1 電気設備の防爆構造
可燃性ガスの高圧ガス設備に設けられた電気設備の防爆構造に係る検査は目視検
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査とし、外観 1)に破損、腐食、変形及びその他の異常 2)がないことを 1 年に 1 回目
視により確認する。
注 1) 外観には、取付位置、構造等を含む。
注 2) ボルト緩み、腐食、異物衝突等による電気設備本体、端子箱の合わせ面等の破損、変形等をいう。
5.2.2 保安電力等
保安電力等に係る検査は目視検査、図面確認及び作動検査とし、5.2.2.1、5.2.2.2
及び 5.2.2.3 による。ただし、図面確認については、前回保安検査以降変更がない
ことを記録により確認した場合は、その確認をもって図面確認に代えることができる。また、岩盤貯槽（特定設備）の水封機能を維持するための措置に係る設備のうち、底水排水ポンプの保安電力等を余裕空間で対応する場合は測定とし、5.2.2.4 による。
5.2.2.1 目視検査
保安電力等について、次に掲げる事項を 1 年に 1 回目視により確認する。
a) 設備の状態
1) 電源装置
状態表示灯、電圧・周波数、スイッチ類の位置、各部の温度や異音の有無等を確認する。
2) 停止待機中のエンジン駆動発電機等
表示灯、燃料や潤滑油のレベル、スイッチ類の状態等について確認する。
3) 空気又は窒素だめを用いる設備、ワイヤー等により駆動する緊急遮断装置
外観に腐食、損傷、変形及びその他異常のないことを確認する。
4) 通常電池を使用する設備（予備電池又は充電式電池のもの）
外観に腐食、損傷、変形及びその他異常のないことを確認する。また、予備電池の必要個数、充電状況等を確認する。
b) 周囲の状態
保安電力等が作動した時に運転に支障となる物がないことを確認する。
5.2.2.2 図面確認
保安電力等について、次に掲げる事項を 1 年に 1 回図面により確認する。
a) 自動又は遠隔手動によって直ちに安全側に作動する設備
自動又は遠隔手動によって直ちに安全側に作動する機構を備えていることを図面により確認する。
b) 常時必要水量を必要な水頭圧をもつタンク又は貯水池等に保有する設備（ポンプを使用しない場合）
必要な水頭圧を保有する構造であることを図面により確認する。
5.2.2.3 作動検査
停電等により設備の機能が失われることのないよう、直ちに保安電力等に切り替わることについて、次に掲げる事項を作動検査により 1 年に 1 回確認する。
a) 保安電力
模擬の停電状態にして作動させ、確実に保安電力が供給できることを確認する。
また、買電 2 系統受電や買電と自家発電との組合せ受電設備にあっては、保安電力が給電されていることを電圧確認で行う。
b) 空気又は窒素だめを用いる設備
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確実に空気又は窒素が供給されることを確認する。ただし、圧縮機等を使用して空気又は窒素だめに供給する場合にあっては、模擬の停電状態にして作動させ、確実に空気又は窒素が供給されることを確認する。
c) 自動又は遠隔手動によって直ちに安全側に作動する設備及びワイヤー等で駆動する緊急遮断装置
確実に作動することを確認する。
5.2.2.4 測定
底水排水ポンプの保安電力等を余裕空間で対応する場合は、貯槽の気相部の容積を測定し、規定の容積以上あることを 1 年に 1 回確認する。
5.2.3 静電気除去措置
可燃性ガスの製造設備に設けられた静電気除去措置に係る検査は目視検査及び接地抵抗値測定とし、次による。
5.2.3.1 目視検査
外観に腐食、破損、変形及びその他の異常 1)がないことを1年に1回目視により確認する。
注 1) 静電気除去措置としての接地極、配管や塔槽類の接地ピース、避雷針、ボンディング用接続線等及びそこに接続する接地線等について、取付忘れ、接続の状態並びに締付部での割れや破断がないことを確認する。
5.2.3.2 接地抵抗値測定
接地抵抗値について、1 年に 1 回接地抵抗測定器具を用いた測定により確認する。

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6 保安・防災設備
6.1 安全装置
高圧ガス設備の安全装置に係る検査は目視検査及びバネ式安全弁等作動検査を行うことが可能な装置について行う作動検査とし、次による。
6.1.1 目視検査
外観に腐食、損傷、変形及びその他の異常のないことを 1 年(表 5 に掲げるバネ式
安全弁については、その種類に応じた期間)に 1 回目視により確認する。
6.1.2 作動検査
バネ式安全弁等を設置した状態又は取り外した状態で、作動検査用器具若しくは設備を用いた作動検査を 1 年(表 5 に掲げるバネ式安全弁については、その種類に応じた期間)に 1 回行う。
表 5－バネ式安全弁の目視検査及び作動検査期間
バネ式安全弁の種類
検査の期間
日本工業規格 B8210(1994)蒸気用及びガス用ばね安全弁(揚程式でリフトが弁座口の径の 1/15 未満のもの、呼び径が 25
2年未満のソフトシート形のもの及び以下に掲げるものを除く。)
日本工業規格 B8210(1994)全量式の蒸気用及びガス用ばね
安全弁(呼び径が 25 未満のソフトシート形以外のもので4年あって法第 35 条第 1 項第 2 号の認定に係る特定施設に係るものに限る。)

6.2 安全弁等の放出管
高圧ガス設備の安全弁又は破裂板の放出管に係る検査は目視検査及び測定とし、次による。ただし、測定については、前回保安検査以降放出管に変更のないことを記録により確認した場合は、その確認をもって測定に代えることができる。
6.2.1 目視検査
外観に腐食、損傷、変形及びその他の異常のないこと 1)を 1 年に 1 回目視により確認する。
注 1) 開口部位置付近の状況確認を含む。
6.2.2 測定
放出管の開口部の位置を、1 年に 1 回巻き尺その他の測定器具を用いた実測により確認する。ただし、規定の高さを満たしていることが目視又は図面により容易に判定できる場合は、目視又は図面による確認とすることができる。

6.3 貯槽の配管に設けたバルブ
貯槽の配管に設けたバルブに係る検査は目視検査及び作動検査とし、次による。
6.3.1 目視検査
外観に腐食、破損、変形及びその他の異常がないことを 1 年に 1 回目視により確認する。
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6.3.2 作動検査
バルブの作動について、1 年に 1 回良好に作動 1)することを検査する。
注 1) 良好に作動とは、弁軸等の固着がないことを確認するための検査であり、必ずしも弁を全域作動させることを要しない。

6.4 緊急遮断装置(貯槽配管)
貯槽の配管に講じた液化ガスが漏えいしたときに安全に、かつ、速やかに遮断するための措置に係る検査は目視検査、作動検査及び弁座の漏れ検査とし、次による。
6.4.1 目視検査
緊急遮断に係る設備が、緊急遮断に支障の無い状態であることを 1 年に 1 回目視により確認 1)する。
注 1) 設備の腐食、損傷、変形、汚れ、シグナルランプ等の表示を確認する。
6.4.2 作動検査
作動検査は、作動域全域について遠隔操作にて正常に作動することを 1 年に 1 回確認する。ただし、弁座漏れ検査を行わない年の検査においては、部分作動検査(弁を全域動作させるものでなく、弁軸等の固着が無いことを確認する検査)にて代替することができる。
6.4.3 弁座漏れ検査
弁座漏れ検査は、保安上支障のない漏れ量以下であることを、5 年以内の間に実施する。

6.5 インターロック機構
可燃性ガスの製造設備又はこれらの製造設備の計装回路のインターロック機構に係る検査は目視検査及び作動検査とし、次による。
6.5.1 目視検査
外観に破損その他の異常がないことを 1 年に 1 回目視により確認する。
6.5.2 作動検査
計装回路のインターロック機構が正常に機能することを 1 年に 1 回作動検査 1)により確認する。ただし、運転状態で行う検査においては、模擬信号により検査する。
また、操作端については、操作端への出力が正常に出力されていることを確認する。
注 1) 停止中のインターロック機構の作動検査は、インターロックに組み込まれている遮断弁の作動検査を含む。また、運転中のインターロック機構の作動検査とは、模擬信号によりインターロック機構を動作させ操作端への出力が正常に出力されているかを確認する検査であり、インター
ロックに組み込まれている遮断弁及び併用されている調節弁の実作動検査は含まない。

6.6 ガス漏えい検知警報設備
可燃性ガスの製造施設におけるガス漏えい検知警報設備に係る検査は目視検査及23

KHK/JOGMEC S 0850-8 (2018)
び作動検査とし、次による。
6.6.1 目視検査
外観に腐食、損傷、変形及びその他の異常がないことを 1 年に 1 回目視により確認する。
6.6.2 作動検査
検知警報設備について、1 年に 1 回その検知及び警報に係る作動検査を次のとおり行い、正常に作動することを確認する。
a) 試験用標準ガスにより実施する。
b) 検知警報設備の発信に至るまでの遅れは、警報設定値の 1.6 倍の濃度において、
通常 30 秒以内であること。なお、検知警報設備の構造上又は理論上これより遅れる特定のガスについては 60 秒以内であること。
c) 取扱説明書又は仕様書に記載された点検事項(表示灯・指示計の指針・検知部の状態、サンプリング系の状態等)を確認する。

6.7 防消火設備
防火設備に係る検査は目視検査及び作動検査とし、6.7.1 及び 6.7.2 による。
消火設備に係る検査は目視検査とし、6.7.1 による。
6.7.1 目視検査
外観に腐食、破損、変形及びその他の異常がなく、使用可能な状態となっている
ことを 1 年に 1 回目視により確認する。
6.7.2 作動検査
防火設備の機能について、1 年に 1 回作動検査により確認する。ただし、作動させることにより被対象設備へ悪影響を及ぼす可能性がある場合 1)は、当該措置について、次の a)～d)全てを確認することにより空気等安全な気体を用いた通気テストによることができる。
a) 用役の保有状況若しくは供給を確実に受けられること。
b) 対象設備直近の一次弁まで通水作動させ、当該措置の直近弁一次側に適正な圧が確保されていること。
c) 試験流体本管内の流体の適当量のブローを行い、錆等の詰まりがないこと。
d) 出口ノズル及び給水配管に異常がないこと。
注 1) 作動させることにより被対象設備へ悪影響を及ぼす可能性がある場合とは、水利として海水を使用している場合や冷却効果により被対象設備の保安に影響を与える(漏えい等)可能性のある場合等をいう。

6.8 ベントスタック、フレアースタック
ベントスタック及びフレアースタックに係る検査は、目視検査、図面確認及び記録確認とし、次による。ただし、図面確認及び記録確認については、前回保安検査
以降ベントスタック及びフレアースタックに変更がないことを記録により確認した
場合は、その確認をもって図面確認及び記録確認に代えることができる。
6.8.1 目視検査
ベントスタックの着火防止措置、ドレン滞留防止措置等について、劣化、損傷及24

KHK/JOGMEC S 0850-8 (2018)
びその他の異常がないことを 1 年に 1 回目視により確認する。ただし、運転状態で行う検査においては、ドラムの液面管理等により確認する。
フレアースタックのパイロットバーナー、逆火防止措置等について、劣化、損傷、その他の異常がないことを 1 年に 1 回目視により確認する。ただし、運転状態で行う検査においては、DCS による温度監視、監視カメラ、水封式ドラムの液面管理等
により確認する。
6.8.2 図面確認
ベントスタックの高さ、放出口の位置及びフレアースタックの位置、高さについて、1 年に 1 回図面により確認する。
6.8.3 記録確認
フレアースタックの燃焼能力及び材質等について、1 年に 1 回記録により確認する。

6.9 保安用不活性ガス等
可燃性ガスの製造をする特定製造事業所の保安用不活性ガス又はスチームの保有状況若しくは供給を確実に受けるための措置に係る検査は目視検査とし、1 年に 1回措置の状況を確認する。

6.10 通報措置
緊急時に必要な通報を速やかに行うための措置に係る検査は目視検査及び作動検査とし、次による。
6.10.1 目視検査
通報設備の外観について、破損、変形及びその他の異常がないことを 1 年に 1 回
目視により確認する。
6.10.2 作動検査
通報設備について、設備が正常に機能することを 1 年に 1 回確認する。

6.11 金属管の腐食防止措置
腐食防止措置として電気防食を採用した場合の検査は、目視検査、非破壊検査及び電位測定とし、6.11.1、6.11.2 及び 6.11.3 による。
6.11.1 目視検査a) 腐食防止措置に係る設備の外観（取り付け位置を含む）に腐食、損傷、変形及びその他の異常 1)がないことを 1 年に 1 回目視により確認する。
b) 金属管の気液界面近傍における外観に腐食、損傷、変形及びその他の異常がないことを 1 年に 1 回目視により確認する。
c) 配管竪坑内金属管の水没部における外観に腐食、損傷、変形及びその他の異常がないことを 10 年 2)以内に 1 回目視 3)により確認する。ただし、b)の目視検査
で異常があったときも、その都度確認する。
注 1) 目視で検査可能な部分に限定して実施する。
25

KHK/JOGMEC S 0850-8 (2018)注 2) 10 年以内に 1 回の検査周期(時期)については附属書 B による。
注 3) 水中ビデオカメラ等により目視で検査可能な部分に限定して実施する。
6.11.2 非破壊検査
金属管の腐食による減肉及び欠陥を適切な非破壊検査方法で 10 年以内に 1 回検査する。ただし、6.11.1、b)の目視検査で異常があったときも、その都度行う。
6.11.3 電位測定
電位を 1 年に 1 回測定し、確認する。

6.12 金属管の漏えい遮断措置
金属管の破損により液化石油ガスが漏えいしたときに安全に、かつ、速やかに遮断するための措置としてのフェールセーフバルブに係る検査は目視検査、作動検査
及び漏れ検査とし、6.12.1、6.12.2 及び 6.12.3 による。
6.12.1 目視検査
フェールセーフバルブの地上部設備の外観 1)に異常がないことを 1 年に 1 回目視により確認する。
注 1) 外観には地上部の油圧発生設備等の取付位置、構造を含み、目視で検査可能な部分に限定して実施する。
6.12.2 作動検査
作動検査は、作動域全域について遠隔操作にて正常に作動することを 1 年に 1 回確認する。ただし、漏れ検査を行わない年の検査においては、フェールセーフバル
ブの作動油圧の圧力を低下させた後に、金属管上部を開放し金属管上部の圧力が低下することを確認することにより作動検査の代替とすることができる。
6.12.3 漏れ検査
漏れ検査は、保安上支障のない漏れ量以下であることを 5 年以内に 1 回確認する。

6.13 金属管地上部分の破損防止措置
金属管地上部分の破損を防止するための措置に係る検査は目視検査とし、設備 1)の外観 2)に破損、変形、劣化損傷等の異常がないことを 1 年に 1 回目視により確認する。
注 1) 破損を防止するための措置に係る設備には、防護構、つり荷の落下防止器具（常設の器具がある場合）、車両止めがある。
2)
注 外観には取付位置、構造を含み、目視で検査可能な部分に限定して実施する。

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水封機能を維持するための措置
水封機能を維持するための措置に係る設備の検査は目視検査及び作動検査とし、7.1 及び 7.2 による。水封機能の検査は、7.3 による。
7.1 目視検査
水封機能を維持するための措置に係る設備の外観に腐食、損傷、変形及びその他の異常がないことを 1 年に 1 回目視により確認する。
7

7.2 作動検査
水封水供給ポンプ及び底水排水ポンプの機能について、1 年に 1 回作動させ、確実に作動することを確認する。

7.3 水封機能の検査
水封機能が維持されていることを下記項目について 1 年に 1 回確認する。
a) 地下水位が限界地下水位以上であること。
b) 湧水量が設計湧水量以下であること。
c) 間隙水圧が管理値以上であること。

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8 その他
8.1 コンビナート製造者の連絡用直通電話
関連事業所の事務所間及び作業場間の緊急連絡の用に供する直通電話等に係る検査は目視検査及び作動検査とし、次による。
8.2 目視検査
外観に破損、変形及びその他の異常がないことを 1 年に 1 回目視により確認する。
8.3 作動検査
設備が正常に使用できることを 1 年に 1 回使用して確認する。

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附属書 A
（参考）
液化石油ガス岩盤貯槽について
コンビ則第２条第１項第９号の２による液化石油ガス岩盤貯槽は、「液化石油ガスを貯蔵するための貯槽（当該貯槽の内面の零パスカルを超える圧力を受ける部分に岩盤を使用するものに限る。）であって、当該貯槽の周囲に作用する水圧により液化石油ガスの漏えいを防止する機能（以下｢水封機能｣という。）を有するもの」と定義されている。
また、コンビ則第５条第１項６４号の２では、「液化石油ガス岩盤貯槽にあっては、次に掲げる措置を講ずること。」と以下の項目が要求されている。
イ．水と液化石油ガスの境界面を測定する計器（以下「界面計」という。）の設置
ロ．水封機能を維持するための措置
ハ． 腐食の恐れのある金属管には、腐食を防止するための措置
ニ．金属管の破損により液化石油ガスが漏えいしたときに安全に、かつ、速やかに遮断するための措置
ホ．金属管の地上部分の破損を防止するための措置
岩盤貯槽の特徴は、貯槽周辺地下水圧を貯槽内圧より高く保つことにより貯蔵物の液化石油ガスの漏えいを防ぐ方式（水封方式）を採用していることである。
従来の貯槽は、鋼板製の構造物により、液化石油ガスの液密、気密を確保するのに対し、岩盤貯槽は、地下深い堅固な岩盤を掘削した空洞を貯槽とし、岩盤の空隙、割れ目等を満たしている地下水による水封機能により液密、気密を確保している。
特定設備としての岩盤貯槽の概要を図 A、構成説明表を表 A に示す。
この方式による貯蔵を安定状態に保つ上での主たる留意点は、貯槽空洞周辺の水圧が、所定の水圧に確保されていること（水封機能の確保）と貯槽空洞が安定していることに集約される。
貯槽空洞は、健全な岩盤内に空洞を計画・設計した上で、入念な施工、施工中検査を行い、貯槽空洞の変位が収束したことを確認すること等により、完成時に貯槽空洞の安定性を確認することができる。操業中は液化石油ガスによる内圧が作用することにより、安定性が増す状態となるが、万が一、貯槽空洞の安定に支障が生じた場合には、水封状態に変化が生じる。
水封機能を維持することは、保安管理上最も重要な要素である。この水封機能の維持の確認は、完成時の気密試験により異常のないことを確認し、操業中は地下水圧の確保、貯槽内圧を設計圧力以下に維持することが重要なポイントとなる。
また、金属管の健全性も重要である。金属管（水封機能により気密性を有する部
分に囲まれた空間に通じる金属製の配管）が損傷を受ければ、配管竪坑内に液化石油ガスが漏えいし、水中を上昇て配管竪坑上部に達し、地表部に漏えいする。この金属管には耐久性、耐腐食性を考慮した材料が使用されているが、長期的にみた健全性を定期的に確認する必要がある。万一の金属管の損傷に対しては、漏えいを遮断するフェールセーフバルブシステムを採用している。
岩盤貯槽は耐圧性能及び強度に係る検査は適用しないため、この点を十分考慮に入れた点検・検査方法を検討する必要がある。

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第１フランジ
水封水供給坑地下水位

限界地下水位地下水位観測孔

地下水位観測孔

金属管
水封トンネル

受入管
揚液管
底水排水管

水封ボーリング孔

液面・界面計測

配管竪坑

ガス圧力計測管／ベント管／パージ管

プラグ
液面

貯槽空洞
作業トンネル

プラグ
界面
底水排水槽
底水排水ポンプ

液化石油ガス払出ポンプ

図A

特定設備としての岩盤貯槽の概要図

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岩盤貯槽

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表A
名

称

岩盤貯槽
（特定設
備）

特定設備としての岩盤貯槽の構成説明表
構表 示（図 A 参照）

成考

作業トンネルを除き、地下に設置されるで囲ま １．図のポンプ、揚液管、設備れた部分
底水排水管、水封水供給坑等を除いた部分は
１．貯槽本体特定則に基づいて建設
貯槽空洞（底水排水槽を除く）、プラ
される。
グ、金属管（第一フランジまで）
２．液化石油ガス払出ポ
２．付属設備
ンプは高圧ガス設備である。
配管竪坑、水封トンネル・水封ボーリ
ング孔、地下水位観測孔、底水排水槽

貯槽本
体

備

３．底水排水ポンプ、底水排水管、水封水供給
坑等は高圧ガス設備ではないが、コンビ則の「水封機能を維持するための設備」である。

貯蔵可能な部分で貯槽本体（耐圧部分）
貯槽空洞（底水排水槽を除く）

れた部分

で 囲 ま ・金属管を含め液化石油ガスが貯蔵される部分

プラグ、金属管（第一フランジま
で）
貯
槽
空
洞
付属設
備

金属管を除いた貯蔵可能な部分

プラグ、岩盤部分 ・掘削された空洞（底水でで囲排水槽を除く）及びプ
まれた部分
ラグ内面

１．配管竪坑金属管を収納する竪坑でプラグ上面
より地表面まで。
２．水封トンネル・水封ボーリング孔
貯槽空洞周辺の水圧を確保するために必要に応じ、水を供給するトンネルとボーリング孔
３．地下水位観測孔
貯槽空洞周辺の地下水位を観測するためのボーリング孔
４．底水排水槽
貯槽空洞に侵出して来た水を一時的に溜めるピット

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・底水排水槽は貯槽本体ではないが、機能上、保安上必要な部分

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附属書 B
（参考）
検査周期（時期）を 10 年以内とした理由について
金属管及び金属管サポート架構は耐腐食性に優れた材質の SUS316 系を使用する
とともに電気防食を行っているので基本的には腐食環境には無いといえる。
参考にできる例として、フランスの液化石油ガスの岩盤貯槽における金属管は炭素鋼+電気防食であるが、検査は 10 年毎に検査機関と打合せの上、代表的な金属管を検査し、異常がなければ、その他の金属管は次回の検査としている。次回の検査
では、前回検査していないものを優先して選定し、検査を実施している。
なお、我が国の原油における岩盤タンクの金属管は SUS316 であるが、危険物の規制に関する政令第 8 条の 4 第 2 項第 2 号における岩盤タンクの保安検査時期を10 年以内としている。
液化石油ガス岩盤貯槽の金属管等は、上記の他事例より腐食しにくいことから健全性の検査は、10 年以内毎に全線にわたる目視検査及び肉厚測定を実施することとした。なお、腐食環境としては最も厳しい箇所と考えられる配管竪坑内の気液界面近傍を 1 年に 1 回検査し、異常が認められた場合には全線にわたる検査を実施することとした。
《参考》危険物の規制に関する政令第 8 条の 4 第 2 項第 2 号
岩盤タンクに係る特定屋外タンク貯蔵所及び特殊液体危険物タンクのうち総務省令で定めるものに係る特定屋外タンク貯蔵所 完成検査を受けた日又は直近において行われた法第 14 条の 3 第 1 項若しくは第 2 項の規定による保安に関する検査を受けた日の翌日から起算して 10 年を経過す
る日前 1 年目に当たる日から、当該経過する日の翌日から起算して 1 年を経過する日までの間

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附属書 C
（参考）
フレキシブルチューブ類の管理について
序文
この附属書は、腐食や劣化損傷を生じさせないためのフレキシブルチューブ類の管理について参考のために記載するものであって、規定の一部ではない。
C.1 適用範囲
フレキシブルチューブ類に関して、腐食や劣化損傷を生じさせないための管理について、以下の確認事項を示す。
1) 高圧ガスの圧力
2)
3)
4)
5)

高圧ガスの種類
選定及び設置状況
漏えい等の異常の有無
総合評価

C .2 高圧ガスの圧力使用される高圧ガスの常用の圧力が 25MPa 以下であること。
C .3 高圧ガスの種類使用される高圧ガスが次のものであること。
C .3.1 液化石油ガス
次のとおり不純物が管理されているものであること。
a) 水分 遊離水分 1)がないこと。
注 1) 遊離水分の確認は、LP ガスの品質に関するガイドライン(平成 22 年 7 月
日本 LP ガス協会)に基づき、JLPGA-S-02 LP ガスの水分試験法の 1.カール
フィッシャー法(平成 11 年 2 月)又は JLPGA-S-02T LP ガスの水分試験法(水晶発振式水分計法)(平成 11 年 2 月)による含有水分の確認若しくは JLPGA-S-02
LP ガスの水分試験法の 3.遊離水分確認法(平成 22 年 7 月)による遊離水分の有無の確認による。
b) 硫化物 銅板腐食試験方法 2)による判定で 2 以上でないこと。
注 2) 銅板腐食試験方法は、JIS K 2240(2007)液化石油ガス(LP ガス)による。
c)水銀 3)(使用材料がアルミニウム合金等、水銀とアマルガムを生成する場合に限る。)
1) プロパン中 0.009mg/Nm3 を超えないこと。
2) ブタン中
0.08mg/Nm3 を超えないこと。
注 3) 水銀の分析方法は、JLPGA-S-07 LP ガス中の水銀分析方法(平成 21 年
6 月)による。
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C .3.2

液化石油ガス以外の高圧ガス

使用材料に対して腐食性を有する高圧ガス以外のものであって、次のとおり不純物が管理されているものであること。
a) 水分 高圧ガス中の水分が露点温度-50℃以下に脱湿されていること。
b) 水分以外の不純物 フレキシブルチューブ類の耐圧部を構成する材料に影響を及ぼすおそれのある有害な不純物が含まれていないこと。
C .4 選定及び設置状況
次の事項について、適切な状況にあること。
a) 使用されるフレキシブルチューブ類の接ガス部の材料と内容物の性状(高圧ガスの種類、温度、圧力等)の組み合わせb) 使用場所･目的等に応じた製品の選定及びその設置
C .5 漏えい等の異常の有無
次の事項の確認により、漏えい等の異常がないこと。
a) 本文における 4.2.3 b)及び c)の目視検査b) 本文における 4.3 高圧ガス設備の気密性能
C .6 総合評価
C .2～C .5 の確認事項、過去の使用実績、当該フレキシブルチューブ類の製造メー
カーが耐用期間を推奨している場合にあってはその期間等を勘案し、評価すること。

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KHK/JOGMEC S 0850-8 (2018)

附属書 D
(参考)
肉厚測定箇所選定についての参考資料
序文
この附属書は、肉厚測定箇所の選定について参考のために記載するものであって、規定の一部ではない。
D.1 公益社団法人石油学会規格の掲載(抜粋)
高圧ガス設備の外部の目視検査及び肉厚測定の実施に際しての参考に、
JPI-8S-1-2014 配管維持規格（2014 年 11 月 27 日追補、2015 年 12 月 2 日追補を含む）の一部を抜粋し、掲載する。
なお、本抜粋の中で、配管維持規格の抜粋箇所以外の章番号や事例などを引用している部分の詳細については、JPI-8S-1-2014 の該当部分を参照されたい。
5.1.1 検査箇所の選定
下に示す。

配管系の腐食･エロ-ジョンの検査箇所の選定手順を以a） 配管系内面の腐食･エロージョン
1） 腐食･エロージョンの種類

略略2） 腐食･エロージョンの検査箇所

略

一般部に比べて腐食・エロージョンが発生しやすい部位は、以下のとおりである。具体的な詳細箇所は、付属書 A に示す。
― 滞留部及びスケール堆積部
通常運転時に他端が閉止状態にある枝管（事例２３）（事例１００）やクーラー出入口ヘッダー両端のキャップ部など （事例３）
で流動がない滞留範囲にはスケールなどの堆積が生じやすく、堆積物下（事例８０）（事例１２５）（事例１２６）（事例１２７）（事例１４３）の腐食が生じる。
滞留部と流動部との境界付近は特異な流れ状態となっていることが多く一様な腐食とはならない。更に、流れの遅い配管系では、立上がり部や分岐部近傍の配管下部にスケールが堆積しやすく、スケール堆積部位では水分が凝縮して溜まり、腐食しやすい傾向にある。（事例４）（事例４０）（事例５６）（事例７１）（事例８１）（事例１０１）（事例１０２）（事例１２８）（事例１４４）

また、滞留部がスチームトレースで加熱されていたために、配管下部よりもむしろスチームトレース近傍で流体中の塩分が濃縮して局部的に腐食した事例がある。（事例１０３）
ドレン抜き配管部は、長期間経過中に水分が滞留し腐食傾向にあるので、定期的なパージなどが望ましい。（事例８２） スチームパージ後、長期間停止した配管でも同様の腐食が発生する。（事例４１） また、長期停止中にスケール堆積部の境界で配管側面が減肉した事例もある。（事例１４５）
また、通常空の状態の配管においては、間欠使用時の流体衝突や流体中の金属（例えば Cu）の析出による電位差腐食が局部的減肉を起こした例もある。（事例３６）
オフサイトスロップ配管など広範囲に及ぶ配管では、間欠運転など、運35

KHK/JOGMEC S 0850-8 (2018)
転状況が多様であり、スロップの発生元の違いによって高濃度の塩素イオンが存在する場合があるなど、スケール堆積や腐食状況が一様とはな（事例４２）（事例４３）（事例４４）（事例５７）（事例８３）（事例８
らないので注意が必要である。
７）（事例９０）（事例１１５）（事例１４６）（事例１４７）（事例１４８）（事例１４９）

―

―

―

―

異種金属、異種組織の接触部
異種金属溶接部において異種金属接触
腐食により局部腐食が発生する。海水などの電気伝導度の大きい水溶液中において生じやすい。（事例１４２）
管路の曲り箇所
エルボやベンドなどの流れ方向が急激に変化する箇
所では、流速の増大、偏流及び旋回流が発生し、局所的に大きい腐食・
エロージョンを生ずる。
流れの分流・合流箇所
分流、合流及びそれに伴う偏流によって流れの状態が変化する箇所及び流体が管壁に衝突する箇所では、エロージョ
ン及びエロージョンコロージョンが発生する。特にティー部のような構造上流動状態が変化する部位では局所的な乱流が発生するため、減肉は広範囲に及ぶ可能性があることに留意する必要がある。写真 5.1.1 参照（事例６３）
また、遊離水を含む常圧蒸留装置由来の
LPG と塩素を含むドライな接触改質装
写真5.1.1 事例63
置由来の LPG とが、運転条件の変更に伴う配管新設によって混合されるようになり、配管合流部で腐食環境を形成した事例がある。（事例９２）
さらに、配管合流部において、主配管の運転条件が連続からバッチ運転に変更された結果、枝配管側からのエロ－ジョンコロージョンが加速した事例がある。（事例９３）
流れが絞られるなど、急変する箇所
オリフィスの挿入箇所、バルブ
下流など、管径や流路が急変する箇所では、流れの状態が変化する。オ
リフィスの例では、オリフィス口での流速の上昇､オリフィス下流における渦流の発生が挙げられ、静圧回復点近傍までの箇所に腐食の発生事例が多い。空気抜きなどのためオリフィス上部にベント孔が設けられている場合は、下流部にエロージョンコロージョンが発生する可能性がある。
（事例２５）―

また、バルブ下流側に生じる流れの乱れによって、エロ－ジョンコロー
（事例６４）
ジョンが発生する事例も報告されている。
流量調整のため仕切り弁を極端に絞り込んで使用する等、本来の使用方法とは異なる目的で使用した場合にも生じやすい。（事例８４）
注入箇所
水や薬品を注入する箇所では、注入される流体の物性と運転条件によって局部腐食が生じる。注入流体の拡散が十分でない場合は、偏流が生じ、この影響は上下流に及ぶ。直管部の主流が乱流の場合の腐食範囲は、注入点より上流方向へはおおよそ管径の 3 倍、下流方向へは
おおよそ管径の 20 倍までである。インナーノズルがない場合では注入された流体は本管内壁に沿って流れたり、注入水が直接衝突する部位が、注入頻度の変化などの影響によって激しく腐食した事例があるので注意
36

KHK/JOGMEC S 0850-8 (2018)―を要する。（事例５）
また、インナーノズルで水等を注入している場合は定期的にインナーノ
ズルの点検を行う必要がある。（事例２４）（事例１１６）
凝縮部
蒸留装置の塔頂系、リアクター下流の反応生成物系、高温油のベント配管（事例２６）及び排ガス回収系統などで蒸気が部分的に凝縮する
際、凝縮液（特に凝縮水）中に腐食性物質が濃縮し、配管系が腐食されることがある。特に初期の凝縮液は、腐食性物質で飽和され高濃度となるので腐食が激しくなる。初期凝縮の起る位置は運転条件、局部的冷却（フィン効果による）の有無（事例６）（事例４５）（事例１２４）などにも影響される。
（事例１１７）―――

蒸発する箇所
ホットバイパスが混入する箇所、減圧箇所、本管の流れが停滞している場合のジャケット配管、トレース付き配管などで配管
系内の液体が蒸発することがある。このとき気相中に腐食性物質が濃縮され、配管が腐食される。スチームトレースとの接触部は配管内部での液体の激しい蒸発によって、配管内面に形成されていた硫化鉄皮膜が破壊され、エロージョンが発生した事例があるので注意が必要である（事例３３）（事例１５０）。また、スチームコンデンセートの部分フラッシュによって調節弁下流では、エロージョンが発生することがある。
また、装置停止時しか使用せず、運転中はドレンが滞留している滞油移送配管で、高温の本管との境界にて蒸発・凝縮が繰り返されて著しい減肉が発生した事例がある。（事例１１８）
固体又は液滴､気泡を含む流速のある流体の配管系
スラリー、触媒などの固体を含む流体や、スチームコンデンセートなどの液滴を含む気体が流れの方向を変える部位でエロージョンが発生しやすい。ベンド管下流にノズル、マンホール、温度計などが設置されている場合、取り付け部近傍は流れの乱れが発生しエロージョンを受ける恐れがあることに留意する。（事例２７） また、圧力の変動によって液体中で気泡が発生と消滅を繰り返す環境では、キャビテーションエロージョンを生じる可能性がある。
高流速で乱流の激しい箇所
腐食とエロージョンが同時に発生・進展
すると、各々が単独に発生する場合よりも著しい減肉がある。このようなエロージョンコロージョンは、高流速で乱流の激しいところで発生する。特に、流体中に水硫化アンモニウム及び硫酸を含む環境では流速による影響に注意する。

b） 配管系外部の腐食
配管外部の腐食の検査箇所について、以下の 1）及び 2）に示す。
1） 保温のある配管系（保冷、火傷防止及び耐火施工配管も含む）
保温配管では、保温材への雨水浸入などによって保温材下の配管に腐食や損傷が発生する。
最も一般的な現象は、炭素鋼では局部腐食、オーステナイト系ステンレス鋼では塩化物応力腐食割れである。これら保温材下腐食発生の可能性を評価するた
め、保温、外装板、外装板継目のシールなどの健全性を点検することが重要である。（事例７）（事例６５）（事例１０４）（事例１０５） また、火傷防止対策（保温）が行われているようなケースで外面腐食が生じた事例 （事例１０６） があることから、可能な37

KHK/JOGMEC S 0850-8 (2018)
限り不要な保温は撤去することが望ましい。
保温材下腐食が起りやすい配管例及び共通的な部位を表 5.1.2 及び表 5.1.3 に示す。
保温材下腐食の起りやすい箇所例を付属書 A に示す。
オーステナイト系ステンレス鋼の塩化物応力腐食割れについては、5.2.1 b）に記載する。

38

KHK/JOGMEC S 0850-8 (2018)
表 5.1.2

保温材下腐食などの発生しやすい環境と配管系

周囲の環境

噴霧､水蒸気、海水飛沫 （事例８）に直接さらされる。

該 当 配 管 の 例
・冷水塔付近の配管・スチームトラップ近傍の配管・スチームトレース配管の保温内継手（事例１５１）・桟橋上の保温配管（事例８）・エアフィンクーラー下部近傍の配管（事例７６）・大雨、高潮などによって冠水した配管（事例９６）（事例１０７）（事例
１５２）

・－4℃～150℃程度で運転されている炭素鋼配管 （事例１５３）
・使用中は 150℃以上であるが､間欠運転される炭素鋼配管
・本管から分岐され 150℃以下となる滞留部及び付属品（事例８９）（事例１１９）

保温材内に湿気を吸収蓄積す
・本管に設置されたサポート及びストッパーのフィン効果にる可能性がある。
よって局部的に 150℃以下となる本管（事例６６）・火傷防止対策施工配管（事例９）（事例１０６）・コンクリートなどの構造物に接している保温施工配管（事例９５）保温材に含まれる塩素が応力 ・65℃～210℃程度で運転されているオーステナイト系ステン
腐食割れに対して活性となる。 レス鋼配管
・振動配管
保温外装が損傷して水分が浸・塗材（マスチックなど）が劣化（亀裂、剥離、防水性能の入する。
劣化など）している配管
備考 表中の温度は、配管内部流体温度を示す。

表 5.1.3
部

保温材下腐食の発生しやすい共通的部位

位

保温及び外装材の貫通 部又は切欠き部（事例１０）（事例６７）

具体的な箇所
ベント､ドレン部
ハンガー保持部
パイプシュー取付部
トレース管貫通部
ステージなどの貫通部
サポート取付けなどのため保温を切欠いた箇所 （事例１０）（事例６７）（事例１２９）

抱線取付けのために配管上面の保温材に設けた貫通部（事例９７）

保温末端部

外装の損傷又は欠落部

フランジ､バルブ（事例１３０）、付属品
鉛直配管末端膨れ部（腐食生成物が予想される）
変色部(高温やけ)
止めバンドの外れ部
重ね合せ部の外れ部
はぜ掛けの弛み部

39

KHK/JOGMEC S 0850-8 (2018)2） 保温のない配管系― 裸配管
目視検査にて、配管外面の腐食状況の確認を行う。配管下部で土壌と接触している箇所、地面との距離がほとんどない箇所であって、湿潤環境となっている部位や配管上部の構造物の影響で雨滴に著しく晒される箇所では外面腐食の有無を検査する。（事例７１）（事例１０８）（事例１３１）― 塗装、コーティング、メッキ、防食テープ施工配管など
塗装、コー
ティング、メッキ、防食テープなどの外観を目視検査する。塗装、コー
ティングなどに欠陥あるいは錆コブ状やうろこ状の錆を認めた場合には、その欠陥部から雨水が浸入し局部的な腐食が生じることがあることから（事例８８）（事
それらの欠陥部を除去して配管本体の腐食の有無を検査する。
例５８）（事例５９）（事例６０）
また、防食テープの劣化が認められた場合はそれらの劣化部位を剥がして腐食の有無を検査する。（事例７２）（事例１２０）（事例１２１）
桟橋上のサポート接触部で防食シートが処置されていたにもかかわらず、
防食シートが劣化し海水が浸入し腐食開口した事例がある。（事例９４）
なお、再塗装の際には特に下地処理を十分に行わないと、期待したとおりの塗装の効果が得られないことがあるので注意が必要である。
― サポートなどの取付部
サポート取付部の配管表面に注意して、目視検査を行う。特に、ダミーサポート取付部、ハンガー取付部などのサポート接触面（事例１１）には、腐食が発生しやすい。また、サポートの構造によっては目視検査できない箇所（事例８５）があるので留意する。サポート取付部の腐食の発生しやすい箇所例を付属書 A に示す。
― 防油堤貫通部
貫通部は一般に防食テープ巻きによる防食対策を行い、配管部材が貫通部のコンクリートなどと直接接触しないように施工するが、シール材が経年劣化すると雨水侵入によって貫通部内が湿潤雰囲気となり、防食テープ端部付近が腐食を受けやすい。また、スリーブタイ
プの場合は、隙間部に雨水が浸入し隙間腐食を発生しやすいので留意す
る（事例２８）（事例４６）（事例１３２）（事例１５４）。
なお検査計画立案時や掘削補修時には、配管の防油堤部のジャンプオー
バー化を検討する。

40

KHK/JOGMEC S 0850-8 (2018)※この付属書 A は JPI-8S-1 の付属書であり、本基準の附属書ではない。

付属書 A

腐食･エロージョンが起りやすい箇所

この付属書は、本文の 5.1.1 a）2）の“腐食・エロージョンが起こりやすい箇所”の中で記述されている事例を、一部の自明な例を除き、具体的に図示したものである。石油精製装置の配管系は、その構造上、分流・合流箇所、管路の曲り箇所、滞留箇所、流れが急変する箇所などが多く、このような箇所では、腐食・エロージョ
ンによる減肉速度が増加することがある。配管の維持管理を充実させるためには、
このような減肉しやすい箇所を高い確度で予測することが重要であり、そのためには、石油精製事業所における長年の経験を生かし、共通に経験すると予測される事
例を整理する必要がある。このような事例は、文章表現だけでは適確に把握することが難しいため、できるだけ目に見える形で示し、必要に応じて注釈を付けることにした。この付属書で採用した事例は、下記の 13 類別の全 32 例であり、上述の配管構造上流れが変化しやすい箇所のほかに、本文の表 5.1.3 に示した保温配管の保温材下腐食など、石油精製事業所で共通に起こりやすいと推定されるその他の事例も含めて図示した。なお保温材下腐食については、一般財団法人 エンジニアリン
グ協会の「被覆配管等の運転中検査技術に関する調査研究」も参考とした。
図示例の類別1. 流れの滞留箇所
2. 管路の曲り箇所
3. 流れの分流・合流箇所
4. 流れが絞られるなど、流れが急変する箇所
5. 注入箇所
6. 凝縮箇所
7. 蒸発する箇所
8. 撓み配管下部
9. 保温材施工部
10. サポート取付部
11. 埋設配管立上り部
12. 土壌との接触部
13. 防油堤貫通部
14. CUI1)の発生しやすい箇所と環境例
注 1) CUI：保温材下腐食（Corrosion Under Insulation）

41

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1. 流れの滞留箇所
コントロールバルブ上流（スケール堆積下部の腐食）

閉止バルブ上流（スケール堆積下部の腐食）

スケール

腐食部

スケール

腐食部
ドレンノズル廻り（滞留部）

オリフィスプレート上流（スケール堆積下部の腐食）

スケール
腐食部

2. 管路の曲り箇所
エルボー背面42

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3. 流れの分流・合流箇所
配管分岐部（1）スケール

エロージョンコ
ロージョン

エロージョンコロージョン

流れと管体の衝突する箇所にエロージョンコ
ロージョンを生じやすい。分岐配管のサイズが減少する場合、流れが絞られるため、上流配管にスケールが堆積しやすく、その近傍にエロー
ジョンコロージョンを発生することがある。

配管分岐部（2）4. 流れが絞られるなど、流れが急変する箇所

仕切弁及び下流配管
玉形弁及び下流配管

オリフィスプレート下流配管

レデューサー及び下流配管

43

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5. 注入箇所（インナーノズルタイプ）（インナーノズルなし）

6. 凝縮箇所
サポート取付部及び溶接部
サポート取付部はフィン効果による局部冷却により、優先的に腐食されやすい。
また、溶接部は、裏波ビードの形状により、流れが乱れ、局部的な初期凝縮部となりやすい。

保温を施工していない部位

局部的に保温を施工していない部分で水分が凝縮しやすく、優先的に腐食を受けやすい。

44

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7. 蒸発する箇所（ベーパーゾーンの腐食）

硫化物を含む減圧配管等で、気液分離が起こり、硫化水素が滞留する上部に腐食が発生しやすい。

8. 撓み配管下部

長い導管の撓み部分にドレンが滞留し、下部に腐食を受けやすい。

45

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9. 保温材施工部（保温が施工しにくい部位で、雨水の浸入により発生する腐食）

フランジ部（外装材端部から雨水浸入）

サポート取付部（外装材切欠部から雨水浸入）

ノズル廻り（外装材切欠部から雨水浸入）

雨水ステージ貫通部（外装材端部から雨水浸入）
雨水
雨水

抱線入口出口（外装材切欠部から雨水浸入）

46

KHK/JOGMEC S 0850-8 (2018)10. サポート取付部
ダミーサポート取付部（エンドプレートなし）
ハンガーサポート部
雨水、湿気の浸入により エ ル ボ ー背 面 に 腐
食をうけやすい。

ダミーサポート取付部（エンドプレートあり）

サ ポ ー ト取 付部 が 全周溶
接 さ れ てい ない 場 合雨水が浸入しやすい。

Uバンド下部及びサポート接触部

また、ウィープホールからの湿気の浸入もある。

ダミーサポート取付部（縦形サポート）

サポート・スリーパー接触部

47

縦形でも、上図と同様に、雨水又は湿気の浸入によりエルボーの背面が腐食される。

KHK/JOGMEC S 0850-8 (2018)11. 埋設配管立上り部

12. 土壌との接触部←防食テープ
地下水位

地表面付近及び防食テープ端部に腐食を受けやすい。特に防食テープが地中部分にしか巻いてないものは注意を払う必要がある。また、地下水位レベル付近にも腐食を受けやすい。

13. 防油堤貫通部

防食テープが防油堤内又は法面までしか巻いてない場合、防食
テープ端部付近に腐食を受けやすい。また、スリーブタイプの場合は、隙間部に雨水が浸入し隙間腐食を発生しやすい。

48

KHK/JOGMEC S 0850-8 (2018)
14. CUIの発生しやすい箇所と環境例
1)

保温材の不連続部
保温材の切欠き構造となる保温材の不連続部は、雨水等の侵入により保温材が吸湿し湿潤環境を形成して配管外面腐食環境となるためにCUI発生箇所となる。代表的箇所の事例を以下に提示する。
(1) 保温材貫通・切欠き部
事例① ドレン、ベント配管の保温材貫通部のCUI
保温材の貫通・切欠き部として雨水の侵入対策が講じられていない個所や、長期使用により当該個所のシール部が損傷してしまった箇所等では、侵入した雨水により湿潤環境を形成してCUI発生箇所となる。図-1は「ドレン、ベント配管の保温材貫通部のCUI」の発生箇所を示す。

雨水の侵入経路

CUI発生箇所

CUI発生箇所

雨水の侵入経路

図-1

ドレン、ベント配管の保温材貫通部のCUI

事例② フロアー貫通部などの構造欠陥部のCUI
フロアー貫通部などで、設置された保温配管で、貫通部の雨養生が不良な場合は、構造欠陥部からの雨水などの侵入により、CUIが発生する。図-2に「フロアー貫通部の雨養生不良状況
によるCUI」の発生箇所を示す。

49

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配管
外装板
保温材
雨水の侵入経路
フロアプレート

CUI発生箇所図-2

フロアー貫通部の雨養生不良状況によるCUI事例③ 保温配管サポート部の保温材切欠き部のCUI
保温配管のサポート部外装板との隙間など、雨養生不良部の保温材切欠き部より侵入する雨
水によりCUI発生箇所となる。図-3は「保温配管サポート部の保温材切欠き部のCUI」の発生箇所を示す。
外装板

保温材

配管

Uバンドサポート部

雨水の侵入経路

シール部の劣化・損傷

CUI発生箇所
図-3

保温配管サポート部の保温材切欠き部のCUI

事例④ 圧力容器ノズル部の保温材切欠き部のCUI
圧力容器の出入り口ノズル配管や、ゲージ等配管の保温材の貫通切欠き部において雨水の侵入防止対策が不備な個所において、CUI発生対象箇所となる。図-4は「圧力容器ノズル部の保温材養生不良箇所のCUI」の発生箇所を示す。

50

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外装板
雨水の侵入

保温材

配管

圧
力
容
器

CUI発生箇所（

保温材取り付け構造

A図

）
外装板
雨水の侵入

保温材

配管

圧
力
容
器

CUI発生箇所（

保温材取り付け構造

B図

）

図-4

圧力容器ノズル部の保温材養生不良箇所のCUI

事例⑤ 温度計や圧力計の取り出し計装配管の保温材切欠き部のCUI
温度計や圧力計の取り出し計装配管の保温材貫通部は切欠き部があれば、前記の場合と同様
でCUI発生対象箇所になる。図-5は「（圧力計）計装配管の取り出し部の保温材養生不良箇所のCUI」の発生箇所を示す。

51

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配管
雨水の

外装板

侵入経路

保温材

CUI発生箇所（

保温材取り付け構造

A図

）

配管
雨水の
外装板

侵入経路

保温材

CUI発生箇所（

保温材取り付け構造

B図

）

図-5

計装配管の取り出し部の保温材養生不良箇所のCUI(2) 保温材末端部
事例⑥ 保温材末端部フランジ・付属品
図-6は「保温配管の末端部のCUI」が発生する部分を示すものである。端部の処理としてキャップで保温材を被覆したもので雨養生のシール不良箇所や、フランジ締結でフランジ部を雨養生していない場合などと、その構造も色々とあるが、いずれも外装板等の損傷が発生して雨水侵入し易い場所や雨水侵入防止処理していないものはCUI発生箇所として対象となる。

52

KHK/JOGMEC S 0850-8 (2018)
雨水の侵入経路
シール＆防食テープなど劣化・損傷

保温材

雨水の侵入経路

配管

保温材

CUI発生箇所

外装板
CUI発生箇所（

保温材取り付け構造

配管
A図

外装板

）

（
図-6

保温材取り付け構造

B図）

保温配管末端部のCUI

事例⑦ フランジ締結部の保温材養生不良箇所のCUI
図-7は「フランジ締結部の保温養生不良箇所のCUI」で、当該個所は配管連結部としてフランジ接続箇所に対しての保温材の雨養生効果が不十分な箇所や、雨養生が無い場合では大気中の水分が凝縮する湿潤環境の影響も想定される相乗効果などで起こるCUI発生箇所を示す。
外装板
保温材
雨水の侵入

配管

雨養生用箱（無い場合も有る）
CUI発生箇所
図-7

フランジ締結部の保温材養生不良箇所のCUI

事例⑧ 保温材連結部の防食不良箇所のCUI防食対策で実施した防食テープなどによる雨水侵入防止対策の施工箇所が経年劣化等でシール効果が無くなり、逆に浸透した水分が抜けきれずに湿潤環境を形成するようになった箇所の劣化によるCUIも見逃せない。図-8に「保温材の連結部のシール不良箇所のCUI」を示すが当該図は、シールのために施した防水対策が、劣化等で雨水が侵入し、また逆に排水効果が悪いと言う観点から構造欠陥となり、CUI発生箇所となる例を示す。

53

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シールなど劣化・損傷
保温材

雨水の侵入経路防護箱＆防食テープ等

外装板

配管
CUI発生箇所

図-8

保温材連結部のシール不良箇所のCUI

2)

外装板の劣化・損傷箇所
保温材外装板の腐食・劣化等の損傷による雨水等の侵入により保温材部分が湿潤環境になってCUI発生箇所となる。代表的な箇所の事例を以下に提示する。
事例⑨ 保温配管外装板の損傷によるCUI
保温材の切欠き構造箇所のCUIとして、最も典型的なCUI発生箇所は、保温材外装板損傷（捲れ、ズレ、破損、落下等）により、雨水侵入箇所となり、保温材が湿潤環境になって配管にCUIが発生する。図-9は「保温配管の外装板の損傷によるCUI」を示すもので、保温材の長期使用に伴う外装板損傷による雨水侵入個所を示す。
雨水の侵入経路
外装板

配管
CUI発生箇所
図-9

保温配管の外装板の損傷によるCUI事例⑩ 配管エルボ背側の外装板の損傷箇所部のCUI
保温配管のエルボ部の背側がエビ構造外装板の場合は、外装板の長期使用によるずれや損傷
により、雨水侵入し易い開口箇所を形成する。当該箇所から侵入した雨水により配管のCUIが発生する。図-10に「保温配管エルボ部の外装板の損傷によるCUI」の発生箇所を示す。

54

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CUI発生箇所
外装板
保温材
配管

エルボ背側外装板のずれ

雨水の侵入

図-10

配管エルボ背側の外装板の損傷箇所部のCUI

3)

水の滞留箇所
保温材と配管メタルの間で設計・施工・経年劣化等の不具合個所から発生する水滞留箇所等で湿潤環境を形成するCUI発生箇所である。この場合は保温材の損傷や劣化、または板金の繋ぎ部が雨水の侵入経路となり、雨水が貯まる箇所がいつまでも乾燥しきらずにCUI発生箇所となる場合
で、代表個所の特徴を以下に提示する。
事例⑪ 垂直保温配管の直下部（エルボ部）のCUI垂直配管で保温板金の繋ぎ部から雨水が侵入して、立下り直下のエルボ部で水が貯まり、いつまでも湿潤環境になったままでCUIが発生してしまう箇所を示す。図-12は、タワーなどの大型機器のオーバーヘッド配管を示すもので、ノズル保温材の貫通部などや、板金のつなぎ目から雨水が侵入するケースで、腐食箇所の様子を示したものである。
オーバーヘッド配管

タワー、大型圧力容器等

雨
水
の
侵
入
経
路

CUI発生箇所
配管

垂直配管下部の水溜り

図-11

垂直保温配管直下部のCUI

事例⑫ 水平保温配管の垂れ下がり部位のCUI
図-12は主に施工時の不具合で、水平配管が撓んでしまったなどの不良施工のために、配管が水平な構造とならずに、保温板金の繋ぎ部から雨水が侵入して垂れ下がり中央部が湿潤環境になったCUIを示す。

55

KHK/JOGMEC S 0850-8 (2018)
板金損傷箇所

配管

保温材

雨水の侵入経路
CUI発生箇所
図-12

水平配管垂れ下がり部のCUI

4)

保温材中に湿気を吸収蓄積する環境
保温材配管内部流体温度が温度降下等などの理由により、露点環境を形成するような接続配管（枝管等）箇所では湿潤環境を形成してCUI発生箇所となる。代表的箇所事例を以下に提示する。
事例⑬ 露点以下になる分岐枝管等のCUI本配管から分岐して、配管の温度が露点以下になる流れの停留部や停止部、又は不規則な流れによる配管、もしくは停止・休止配管に関してはCUI発生の対象箇所になる恐れがある。これらの事例箇所では結露により発生した水膜や、雨水の侵入により湿潤環境を形成してCUI発
生箇所となる。図-14は「デッド部（使用停止）配管&温度降下のある配管のCUI」の発生箇所を示す。

締め切りバルブ

締め切りバルブ

本配管から分岐し150℃
以下の流れの滞留部

本配管から分岐し150℃
以下の流れの滞留部

CUI発生箇所

CUI発生箇所
保温材

外装板

保温材

外装板

本配管

本配管

高温内部流体高温内部流体（保温材取り付け構造
図-13

A図

）

（

保温材取り付け構造

B図）

デッド部（使用停止）配管＆温度降下のある配管のCUI

事例⑭ 枝管の取り出し部のCUI
大気の水分が配管内部流体温度の降下する影響で露点環境になり、凝縮して湿潤環境になる事例に関しては、該当箇所が多数考えられるが、ここでは代表的な２事例について示す。図-15は「（枝管等の接続配管）保温施工目地部のCUI」の発生箇所を示すもので、保温配管に接続している枝管の取り出し部で、保温材の切れ目部に内部流体温度からの温度勾配により、大気中の水分が凝縮した湿潤環境で発生するCUIである。

56

KHK/JOGMEC S 0850-8 (2018)
外装板

保温材

配管

CUI発生箇所
枝管（ドレン配管）
水分の侵入経路バルブ

図-14（枝管等の接続配管）保温施工目地部のCUI

5)

水噴霧・水蒸気・海水飛沫に曝される環境
保温被覆材と配管メタルの間で湿潤環境を形成する部位は同様であるが、この場合は該当保温配管の上側に水分が滴り落ちる構造になっていて、滴り落ちた水分が保温材の損傷や劣化から板金の繋ぎ部などを介して保温材の中に浸透するもので、水分は雨水の他に保冷配管の凝縮水や圧力容器の冷却用に用いた散水の漏水などがある。
事例⑮、⑯ 水滴直下に位置する保温配管
図-15並びに、図-16は「水滴直下に位置する保温配管のCUI」の発生箇所を示すが、フロアーの雨水抜き穴や、常時外表面が結露して水分が滴り落ちるような結露配管直下に保温配管が位置した時のCUIの発生箇所を示したものである。
雨水等の水膜

フロアプレート

滴り落ちる水滴配管
保温材

CUI発生箇所

図-15

水滴直下に位置する保温配管のCUI（その1）57

KHK/JOGMEC S 0850-8 (2018)

結露した配管の水分滴り落ちる水滴配管

CUI発生箇所

図-16

水滴直下に位置する保温配管のCUI（その2）58

KHK/JOGMEC S 0850-8 (2018)

附属書 E
(参考)
劣化損傷が発生するおそれがない設備の具体例
序文
この附属書は、劣化損傷が発生するおそれがない設備について参考のために記載するものであって、規定の一部ではない。
E.1 劣化損傷が発生するおそれがない設備について劣化損傷が発生するおそれがない設備についての具体例(参考)を、損傷形態毎に分類し、次に示す。
E.2. 損傷形態が割れであるもの
E.2.1 塩化物応力腐食割れによる損傷
応力腐食割れとは、腐食と引張応力の共同作用により陽極溶解が局部的に生じてき裂となり、さらにき裂先端の陽極溶解によりき裂が進展する現象であり、時間依
存型破壊である。
応力腐食割れは特定の環境、材料及び引張応力の組合せのもとで生じるが、その種類としては、塩化物応力腐食割れ、ポリチオン酸応力腐食割れ、アルカリ応力腐
食割れ、アミン応力腐食割れ、アンモニア応力腐食割れ、カーボネイト応力腐食割れ等がある。また、陽極溶解により発生する水素が材料に拡散侵入して生じる水素
誘起割れも応力腐食割れの一種である。
発生する条件：
塩化物応力腐食割れは、工業用水、海水その他塩化物(主に塩化物イオン)を含む水溶液、または流体中に塩化物イオンを含むプロセス流体中で、溶接、冷間加工などによる引張残留応力の存在する箇所に起こる割れである。熱交換器の例でいうと、濃縮しない限り塩化物イオン濃度の限界は 10ppm で、温度 75℃
以上で割れが生じることが報告されている。割れ形態は主に粒内割れであるが、鋭敏化された溶接熱影響部などは粒界割れを生じる。塩化物イオン濃度及び温度は、高いほど塩化物応力腐食割れは生じやすく、また、pH は低いほど応力
腐食割れの発生可能範囲は拡大する。
オーステナイト・フェライト系２相ステンレス鋼 SUS329J4L の塩化物応力腐
食割れの発生限度は、中性付近の pH では約 200℃である。低 pH 環境では約100℃以上で応力腐食割れが発生する可能性がある。高純度フェライト系ステ
ンレス鋼の SUS444 は 100～200℃の温度範囲で低塩化物イオン濃度において、塩化物応力腐食割れ対策鋼として最も多く採用されている。しかし、SUS444を採用する際には孔食、隙間腐食に注意する必要がある。
劣化損傷を受けない事例：
応力腐食割れは、特定の環境、材料及び引張応力の影響の組合せにより発生するため、劣化損傷を防止するためには、特定の組合せとならないような措置を講ずることが必要である。すなわち、環境制御としてプロセス溶液中の塩化物
イオンと溶存酸素を低減させる処置をし、材料選定についての配慮をし(例えば、オーステナイト系ステンレス鋼への Ni、Si の添加及び P の低減、フェライト系
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ステンレス鋼の採用、2 相ステンレス鋼の採用、銅合金、チタン合金等の非鉄金属の採用等)、さらに引張残留応力を軽減する措置を行い、劣化損傷が発生す
る特定の組合せにならないようにすれば、劣化損傷が発生するおそれはないと考えられる。
E.2.2 疲労による損傷
a) 疲労
発生する条件：疲労は、静的に負荷されれば問題ない応力または変位が繰り返されることにより、き裂が発生・進展する現象である。あらゆる金属材料が発生の可能性を持つ。また一般に、繰返し応力が降伏点未満で破断までの負荷回数が多いのが高サイクル疲労、降伏点以上の繰返し応力により比較的少ない繰返し回数で破断に至る現象を低サイクル疲労という。
疲労は材料表面に優先的に発生・進展し、主に構造不連続部等の応力集中部を起点とする。また、繰返し応力の原因は、圧力等の荷重に加えて、流体振動(脈動、カルマン渦列などを含む)及び機械的振動、さらには温度変動(熱応力)がある。疲労による損傷を及ぼす因子としては、材料、部材の形状、繰返し応力(応力振幅と平均応力)等があり、設計・製作時に考慮する必要がある。
劣化損傷を受けない事例：
運転圧力による圧力変動が少なく、起動・停止が少ない条件で使用される設備については、107 回に及ぶ高サイクル疲労はほとんど想定されず、起動・停止に伴う 104 回程度の低サイクル疲労が考慮の対象となる。一般に金属材料の疲
労限度（107 回疲労強度）は材料の引張強さの 0.5 倍であり、特定設備検査規則の許容応力の引張強さに対する設計マージンが 4 又は 3.5 としていることから、設計裕度は 2 又は 1.75 と十分に考慮されている。また 104 回程度の低サイ
クル疲労の疲労強度としては 107 回のそれに比して約 2 倍の余裕があるため、上記設計裕度は 4 又は 3.5 となり、切欠きによる応力集中係数が 3 を超えるよ
うな場合でも、設計裕度がなくなることはない。
したがって、圧力変動、振動等による繰返し回数条件で使用される設備を除いて、特定則に従い製造された設備であれば、劣化損傷が発生するおそれはないと考えられる。
ただし、圧力変動、振動等による繰返し回数の多い条件で使用される設備と部位については、疲労を考慮した設計を行う措置が必要であることに注意を要す
る。
b) 熱疲労発生する条件：
熱疲労は、熱応力の繰り返しにより発生する損傷であり、損傷の基本的な特徴
は一般的な疲労と同じである。熱的過渡による低サイクル熱疲労に加えて、高温と低温の流体が共存する設備では、熱成層化、間欠流、混合流、熱的衝突による高サイクル熱疲労が問題となる。また熱サイクルの過程において、高温域での保持時間は熱疲労寿命に大きく影響し、高温で一定時間保持される場合にはクリープ効果を考慮に入れる必要がある。設備の部材が起動・停止に伴って温度変動を受ける場合に、熱疲労が発生することがある。また、圧力容器の支持部、ノズル部などの構造不連続部で、設備の起動・停止による温度変動により熱疲労が発生することがある。さらに配管内部を流れる流体の温度が変動す60

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る場合に、高サイクル熱疲労が発生する例がある。
劣化損傷を受けない事例：
対策としては、材料面では使用環境が許される範囲でインバー、コバール、ニ
レジストなどのいわゆる低線膨張係数材料を使用する。また、設計的には異材を接合する場合は線膨張係数の近い材料を使用したり、部材の拘束を少なくして温度変化による変形の自由度を増して、急激な温度勾配にならない構造にする。さらに、構造不連続部などの応力集中部をなくし、板厚の変化をできるだけ減らす。同時に設備の起動・停止時に温度をコントロールする。そのような対策を施した設備は、劣化損傷が発生するおそれはないと考えられる。
E.2.3 クリープによる損傷
a) クリープ破壊発生する条件：
金属材料は、高温条件下(金属材料の融点の約 1/2 以上の温度)において、一定応力のもとで、ひずみが時間的に増大し続け、破壊に至る現象である。このよ
うに応力により時間とともに変形が進行する現象をクリープといい、これによる破断をクリープ破壊という。クリープが問題となる概略の温度は、特定則の許容応力算定基準でいえば、炭素鋼と低合金鋼では 440℃、オーステナイト系
ステンレス鋼では 540℃、Ni 基耐熱合金では 650℃程度である。
劣化損傷を受けない事例：
設計・使用条件がクリープ温度領域でない設備は、原則としてクリープによる劣化損傷が発生しないと考えられる。また、クリープ温度領域において使用される設備であっても、ラーソンミラーカーブ等を使用しクリープ損傷を評価して適切な設計マージンを採用すれば、少なくとも設計寿命の間はクリープ損傷が問題となることはない。

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附属書 F
(規定)
供用中探傷試験F.1 適用範囲
高圧ガス設備の内部の状況を外部から代替検査できる設備について、次の事項について規定する。
1) 適用できる高圧ガス設備の条件
2) 外部から行う代替検査(以下｢供用中探傷試験｣という。)の方法
F.2 供用中探傷試験を行うことができる高圧ガス設備の条件a) 次の条件に適合する第一種製造者の高圧ガス設備であること。
1) 供用中探傷試験に係る方法及び基準を適切かつ明確に定め、文書化していること。
2) 試験設備の作動前における精度の確認等性能についての点検に係る方法及び基準を適切かつ明確に定め、文書化していること。
3) 欠陥が検出された場合における検出以後の欠陥の状態に対する定期的な確認、欠陥の除去及び修理等検出された欠陥についての対応策を適切かつ明確に定め、文書化していること。
4) 検査の一部又は全部を委託する場合にあっては、その委託先の管理に関する事項を適切かつ明確に定め、文書化していること。
5) 検査のデータを適切に評価できる担当者((社)日本非破壊検査協会が認定する
非破壊検査技術者のうち、超音波 2 種(UT2 種)以上又は甲種機械責任者免状の資格を有している者をいう。)を置いていること。
6) 検査のデータ及び検査結果を時系列順に保管し、これらを適切に把握できる体制を有すること。
b) 高圧ガス設備は、次の条件に適合するものであること。
1) 炭素鋼又は低合金鋼を材料として使用するものであること。
2) 応力腐食割れ、著しい腐食その他欠陥の原因となる物質を取り扱っていないものであること。
3) 溶接部の表面が供用中探傷試験の実施に支障がないように仕上げ処理されているものであること。
4) 高圧ガス設備の減肉及び劣化損傷箇所が検査箇所として明確になっていること。
5) 前回の開放検査の時点から溶接を伴う修理又は改造(以下「溶接修理等」という。)が行われていないものであること。
F.3 供用中探傷試験a) 供用中探傷試験は、次に該当する試験であること。
1) 超音波探傷試験により高圧ガス設備外部から高圧ガス設備の内面における欠陥を検査すること。
2) 検査のデータが自動記録され、欠陥の程度又は位置の確認が再現できること。
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高圧ガス設備の内面における深さ 0.5mm 以上の欠陥を確認できる性能を有していること。
4) 適切な技能を有する者((社)日本非破壊検査協会が認定する非破壊検査技術者のうち、超音波 2 種(UT2 種)以上の資格及び高圧ガス設備の検査に十分な経験がある者をいう。)が行うこと。
b) 供用中探傷試験の採用等について
1) 供用中探傷試験は、連続して採用することはできない。
2) 供用中探傷試験にあっては、高圧ガス設備の内面の傷又は割れが高圧ガス設
備の材料の最小厚さに達せず、かつ、その深さが 2mm 以下のものであるときは、当該高圧ガス設備の内部は欠陥がないものとみなす。この場合において、当該箇所に関する供用中探傷試験を毎年 1 回以上行わなければならない。
高圧ガス設備の内面の傷又は割れの深さが 2mm を超えるか又は最小肉厚に達するときは、直ちに開放検査を実施し、必要な補修及び試験を行う。
なお、供用中探傷試験は、目視検査における内部の目視検査の代替検査にも
なる。
3)

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附属書 G
(規定)
運転状態の高圧ガス、圧力を用いて行う気密試験
G.1 適用範囲
高圧ガス設備を開放した場合の気密試験方法として、運転状態の高圧ガス、圧力により気密試験を行う場合について、次の事項について規定する。
1) 適用要件
2) 気密試験の手順
G.2 適用要件
運転状態の高圧ガスを用いることが適当な場合とは、停止した状態での試験用ガスを用いた気密試験では、気密試験の目的を達せない場合(ポンプ等の動機器の軸封部は、運転状態において内部流体の漏えいを防ぐ目的で設計されており、停止時にガスを用いて試験すれば漏えいが生じるので、運転状態の高圧ガスを用いることが適当である。)
G.3 気密試験の手順a) まず、ユーティリティ窒素等危険性のない気体を用いた試験により、漏えいの有無を確認する。ただし、軸封部を有する動機器又は多段式の圧縮機等で危険性のない気体による漏えいの確認が適切でない場合は、軸封部、出入口配管等の組立状態等の確認を行い、十分な安全確認をした上で、運転状態の高圧ガスを用いて気密試験を行うことができる。
b) 次に、運転状態の高圧ガスを用いた気密試験を行う。この場合、圧力は段階的に上げることとし、異常のないことを確認しながら昇圧する。
なお、a)及びb)に先立つ開放検査に際して、並びにa)及びb)の気密試験に際しては、気密試験要領及びフランジ等の継手開放部のボルトの締付管理、ホットボルティ
ングその他の入念な施工管理に関する規定・基準類が整備され、現に設備管理に活用されていなければならない。

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KHK/JOGMEC S 0850-8 (2018)
保安検査基準 液化石油ガス岩盤備蓄基地関係
解 説
この解説は、基準に規定・記載した事柄を説明するものであり、規格の一部では
ない。
1

制定の趣旨
高圧ガス製造施設（液化石油ガス岩盤備蓄基地関係）については、従来の高圧ガス保安法の省令においてその検査方法の詳細が規定されておらず、今後、液化石油ガス岩盤備蓄基地関係の設備についての保安の維持・向上の観点から実効性のある望ましい検査の方法を検討し、関係法令との調和を図ることを目的に 2012
年にこの基準を制定した。

2

主な検討内容液化石油ガス岩盤備蓄基地の運用は、日本国内において初めてのこころみであり、従来の保安検査基準（コンビナート等保安規則関係）と異なる部分があるた
め、次の事項について検討を行った。
a)
従来の保安検査基準（コンビナート等保安規則関係）の考え方をベースとして液化石油ガス岩盤備蓄基地における特有項目を選定して追加し、液化石油ガ
ス岩盤備蓄基地に関連性のない項目については削除した。
b)
配管竪坑内深部の検査のあり方について検討を行った。また、参考として附属書 B に検査周期を 10 年以内に 1 回とした理由について整理した。
c) 底水排水ポンプの保安電力に対する検査のあり方について、その方法を検討した。
d) 金属管の腐食防止措置及び破損による漏えいを遮断するための措置について検討を行った。
e) 岩盤貯槽の健全性を確認するための方法について検討を行った。

3

今回(2018 年)の改正の趣旨
本基準の制定から 5 年が経過したため定期見直しを行うこととし、前年に改正された保安検査基準（コンビナート等保安規則関係）との共通部分について整合を図ると共に、事業者の要望を踏まえた改正を行った。
a) 4.2.4 非破壊検査 同一配管系内を一部取り替える場合の開放検査周期の整理、見直しを行った。
b) 5.1.2 液面計 液面計の検査項目について、完成検査の検査項目と整合を図り、精度検査を削除した。
c) 5.1.3 界面計 界面計の検査項目について、完成検査の検査項目と整合を図り、精度検査を削除し、作動検査を追加した。
d) 5.2.2 保安電力等 電力以外の措置に係る検査方法について整理、見直しを行い、検査方法を追加した。
e) その他 解釈の明確化のため、字句の修正、表現の見直し等を行った。

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解説事項
液化石油ガス岩盤備蓄基地における特有項目で、コンビナート等保安規則第 5
条第 1 項第 64 号の 2 におけるものとコンビナート等保安規則に記載はあるが検査方法が異なるものは以下の通りである。
4.1 コンビナート等保安規則第 5 条第 1 項第 64 項の 2 におけるもの
イ．水と液化石油ガスの境界面を測定する計器（以下「界面計」という。）の設置
ロ．水封機能を維持するための措置
ハ．腐食のおそれのある金属管には、腐食を防止するための措置
ニ．金属管の破損により液化石油ガスが漏えいしたときに安全に、かつ、速やかに遮断するための措置
ホ．金属管の地上部分の破損を防止するための措置
4.2 コンビナート等保安規則における保安検査基準には記載されているが、岩盤貯槽では検査方法が異なるもの
イ．耐震設計構造
ロ．気密性能ハ．保安電力等
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