規制委員長、下北の活断層調査に関心

8/14東奥日報WEBが伝えておりました。

-下北半島の活断層調査に「関心」-

　原子力規制委員会の田中俊一委員長は14日の会見で、下北半島の活断層調査について「非常に大きな関心がある」と述べ、安全性確認の必要性をあらためて強調した。

-引用終わり-

ちなみにHP規制委定例記者会見議事録にはまだ載っていませんでした。

とても重要なので明日の朝刊紙面の詳細記事に要注目です。

断層は連動を考慮すべき

8/14日経新聞WEBが伝えておりました。

-泊原発の津波想定、断層連動の可能性指摘　規制委-

　原子力規制委員会は14日、北海道電力泊原子力発電所（泊村）３号機の再稼働に関し、安全性審査の会合を開いた。津波想定が適切かどうかがテーマで、規制委は日本海の海底にある断層が広範囲に連動する可能性を考える必要があると指摘。北電は原発の西にある断層だけが動く想定で津波を試算しており、今後の議論次第で想定見直しを迫られることになる。

　北電は泊原発への最大津波を高さ7.3メートルと試算。この日は根拠として、泊の西にある日本海東縁部の一帯で長さ131キロメートルの地層が動いて地震が発生した状況を想定したことを示した。秋田県による津波想定は泊原発に影響しないとの分析結果も公表した。

　これに対し規制委の島崎邦彦氏は「隣接領域と連動する可能性も考えないといけない」と指摘。想定海域の北側にある北海道西方沖の断層や、青森県西方沖の断層も考慮すべきだとした。

　北電は各海域の間に山や盆のような地形があったり、断層の傾斜方向が逆だったりするため「各領域は連動するものではない」と主張した。

　地震規模が1993年の北海道南西沖地震をわずかに上回る設定としたことについて、島崎氏はより大きな地震を想定すべきだとした。

-引用終わり-

この規制委の見解は、そのまま大間原発に当てはまるものでしょう。

前回このブログでも述べた日本海側の地震による大津波は、何処に発生しても可笑しくない危険性をはらんでいます。

それにしても大間原発で調査していた津波痕跡の結果はどうなんでしょうか。結果の発表を見落としたのかなぁ・・・。

むつ市で道の駅の整備検討

8/14デーリー東北で伝えておりました。

-むつ市、「道の駅」の整備検討-

　むつ市が、同市田名部地区の国道２７９号バイパスと国道３３８号バイパスの結節点に、観光情報発信機能や災害時の防災機能などを備えた「道の駅」の整備を検討している。

　このエリアには、青森県が建設を進める下北半島縦貫道路（同市―七戸町）が将来的に交わる予定で、実現すればむつ下北地方の交通の要衝に観光と防災の拠点施設が誕生することになる。

　完成時期などは未定だが、２０１３年度中に基本構想を策定、事業の具体化を目指す。

-引用終わり-

交通の重要結節点に道の駅の計画をしているようです。

私も2～3設計したことがありますが、ここの細部は分かりませんので以下は想定です。
①交通結節点に単に設置するだけでなく、交通の流れを十分に把握し、交通量や流動を推定しないとなりません。交差点に隣接するだけでは渋滞を招く恐れがあります。防災拠点も兼ねるのであれば尚更です。
②除雪ステーションも兼ねてはどうでしょうか。除雪車の待機場所には絶好の位置だと思います。
③インフラ設備のみ誘致しても中身が重要です。運営方法、維持管理等ソフト面も同時に検討してほしいです。
④どうせ防災拠点を作るなら原発のオフサイトセンターを併設したらどうでしょう。もう決まっているかどうか分かりませんが・・・。ここなら東通原発、むつ中間貯蔵、大間原発、少し遠いですが六ヶ所サイクルなどのおおまか中間地でアクセス性も抜群です。
⑤さらにどうせならエネルギーパークも併設したらどうでしょう。私はここに下北再生エネルギー半島の統括拠点の役割を期待します。

小水力の課題

8/14スマートジャパンが伝えておりました。

-小水力発電の3つの課題－水利権、採算性、維持管理－

　日本中に流れる川の水を有効に利用すれば、小水力発電の規模を飛躍的に拡大することができる。実際に各地域の自治体が導入プロジェクトを進めているが、期待ほどには設置件数が増えていない。維持管理に手間がかかるほか、天候によって水量が変動して採算性を見込みにくい点が課題だ。[石田雅也，スマートジャパン]

　小水力発電は他の再生可能エネルギーと比べて、設備に必要なスペースが小さくて済む利点がある。横幅が1メートルしかない水路に発電設備を取り付けることも可能だ。小水力発電の対象になる場所は日本全国に膨大にあって、例えば東京都の江東区は公園の中を流れる水路で可能性を検証している。

　環境省が地域別の中小水力発電（出力3万kW未満）の導入可能性を調べたところ、全国で合計2万カ所以上にのぼる設置対象地点を特定できた。ところが実際に発電設備を導入した件数は最近でもほとんど増えていない。

　2012年7月に始まった固定価格買取制度では、太陽光発電を中心に8カ月間で38万件以上の設備が認定を受けた。しかし中小水力発電は38件しかなく、そのうち小規模な200kW未満の発電設備でも25件にとどまっている。

　再生可能エネルギーの中では最も導入しやすいはずの小水力発電だが、それでも設置までにさまざまな手続きが必要なうえに、事業規模が小さい割には維持管理に手間がかかる。農業用水路などを活用した小水力発電を検討してみたものの、採算性が見込めずに断念する事業者は少なくないのが現状だ。

【河川にも用水路にも「水利権」の制約】

　太陽光発電の場合には農地法の制約によって土地を利用できない問題があったが、小水力発電にも同様に「河川法」の制約がある。大きな河川だけではなくて、河川から取水する農業用水や工業用水も規制の対象になる。流れる水を利用するための許可（「水利権」と呼ぶ）を得なくてはならない。

　小水力発電を実施する場合も例外ではなく、国や自治体から水利権を取得することが前提になる。ただし自治体が運営する浄水場や下水処理場などには水利権の問題は発生しない。こうした点で自治体みずからが小水力発電を実施する場合は有利と言える。

　ようやく2013年4月になって河川法が改正されて、出力が1000kW未満の小水力発電に対しては認可の手続きが大幅に簡素化された。一般の事業者でも小水力発電を導入しやすい環境が整ってきたわけだ。

【発電コストは風力より高く、太陽光より低い】

　残る課題は採算性と維持管理の2つである。水力による発電能力は「水量」と「落差」で決まる。小水力発電の対象になる農業用水などでは、水量はさほど多くなく、水流の落差も小さい。そのために発電能力は200kW未満のものが多いが、水流が安定していれば年間の発電量は太陽光や風力よりも大きくなる。

　発電能力に対する実際の発電量（設備利用率）を比較すると、太陽光は12％、風力は20～30％が標準的であるのに対して、小水力は平均して60％程度になる。同じ発電能力であれば、小水力の発電量は太陽光の5倍、風力と比べても2～3倍も多い。

　ただし発電能力の割に設備費と維持管理費が大きいのが難点だ。1kWhの電力を発電するのに必要なコストを比べると、陸上風力や地熱よりは高く、洋上風力と同程度で、バイオマスや太陽光（住宅用）よりは低い。再生可能エネルギーの中では平均的な水準だ。

　ここで問題になるのは、発電量に影響する水量の変動である。雨が少ない季節には河川の水量が少なくなるため、発電量も減ってしまう。そうした変動分を織り込んで年間の発電量の割合を60％程度と見込んでいるが、最近の気候変動によって降水量が従来とは違ってきている。

　小水力発電の設備は稼働年数を40年に設定して採算性を判断するのが通常だが、今後40年間の水量の変化を現時点で予測することは難しい。水量が増えれば問題ないが、水量が減った場合には売電による収入も減少してしまう。

【1日2回の清掃作業が必要に】

　もうひとつの課題である維持管理については、長年にわたって要員を確保できるかが重要になる。小水力発電は意外に維持管理に手間がかかる。水路を流れてくる木の枝や枯葉、もろもろのゴミが発電設備に溜まってしまうためだ。

　小水力発電の導入量が全国で最も多い長野県がモデルケースを示している。県内を流れる馬曲川（まぐせがわ）から取水した水流を活用した発電能力95kWの「馬曲川水力発電所」で実施している維持管理作業の例である。それを見ると、ゴミの除去や発電機の稼働確認を1日に2回のほか、季節ごとに必要なメンテナンス作業がいくつかある。

　馬曲川水力発電所の場合には、近くの温泉設備の監視員が兼務で維持管理を担当している。こうした要員の確保が小水力発電を長年にわたって安定稼働させるためには不可欠である。定期的な清掃を怠ると、発電設備にゴミが溜まって故障する可能性が大きくなり、結果として売電収入を減らしてしまうことになる。

-引用終わり-