資料１

１相開放故障事象（OPC）に対する原⼦⼒発電所の対応について

２０２０年８⽉５⽇
原⼦⼒エネルギー協議会

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⽬次
１．１相開放故障事象（OPC）の概要について

１

２．国内のOPC対応状況と事業者の認識

２

３．国内におけるこれまでの取組みと今後の計画

３

４．OPC⾃動検知システムの設置対象変圧器の選定

４５．外部電源受電ライン構成及び検知システム設置対象変圧器

５６．OPC⾃動検知システムの運⽤⽅針（１）システムの運⽤⽅法

15（２）誤検知への対応

16

７．各社の設置計画

17

８．⽶国におけるOPC対応状況

19

９．まとめ

21

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１．１相開放故障事象（OPC）の概要について
OPC（Open Phase Condition）の概要（⽶国におけるOPC発⽣事例より）・2012年1⽉30⽇、⽶国Byron２号機において定格出⼒運転中、以下の事象が発⽣した。
1. 起動⽤変圧器につながる架線の碍⼦の破損により、３相交流電源の１相が開放状態となり、起動⽤変圧器から給電されていた常⽤⺟線のRCPが低電圧リレー動作でトリップ、さらに原⼦炉がトリップした。
2. ⼀⽅、当該起動変圧器から同時に給電されていた⾮常⽤⺟線については、低電圧リレーが動作せず、３相交流電圧が不平衡のまま外部電源への接続が維持された。
3. 原⼦炉トリップ後に起動した安全系補機類が、⾮常⽤⺟線の電圧不平衡に起因する過電流等により連続的にトリップしたが、運転員は事象発⽣当初、その原因を特定することができなかった。
4. その後、運転員が１相開放故障状態に気付き、外部電源の遮断器を⼿動で動作させることにより、外部電源系から⾮常⽤⺟線が開放され、⾮常⽤ディーゼル発電機が⾃動起動し、電源を
回復した。
碍⼦
所内電源側
（変圧器側）

導体を吊り下げていた碍⼦が破損し、断路器の所内⺟線側（変圧器側）の導体が落下した（地絡検出せず）。

鉄構
導体

外部電源側

断路器

⽶国Byron２号機の１相開放故障の概要

・上記のようにOPCは主に架線部で発⽣し、地絡を伴わない場合や⾮常⽤⺟線の電圧・電流低下が⼩さい場合は、既設の保護リレー等で検出できない事象である。設備の構造や設置環境から、架線
参考１・２
部以外ではOPCの発⽣は考えにくく、仮に発⽣しても、地絡を伴うため、検知可能である。
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1

２

２．国内のOPC対応状況と事業者の認識• OPCへの対応については、設置許可基準規則33条に基づき、既設の保護リレー等で検知できない箇所について、運転員の巡視点検や受電ライン切替前後の点検等により事象を検知する運⽤としており、また、OPC
発⽣時の兆候及びその対応を運転員に教育し、⼿順として定める等、OPCによるプラント影響を防⽌できる体制を構築している。したがって、仮に常時外部電源を受電している起動変圧器のラインでOPCが発⽣したとしても、⾮常⽤⾼圧⺟線の電動機が連続的に過電流トリップする等の兆候にて、速やかに⾮常⽤ディーゼル
発電機等の健全な電源に切り替えることが可能であり、リスク上喫緊の問題はないと考えている。
• ただし、⾮常⽤⾼圧⺟線への外部電源受電ラインに架線を含む場合で、OPCを既設の保護リレー等で検知できない変圧器については、事象発⽣から把握までにタイムラグがあることから、更なる改善が必要と認識。
BWRの外部電源受電ライン構成（柏崎刈⽻の例）

PWRの外部電源受電ライン構成（⾼浜の例）
外部電源系統⾼浜線
500kV系統（2回線）

⻘葉線
500kV系統（2回線）

500kV特⾼開閉所
(GIS)

起動変圧器
（３号炉⽤）

(3号炉）

所内
変圧器
(3号炉）

500kV開閉所

図中の架線部のOPC発⽣有無については、
現状、運転員が点検
予備変圧器（１~４号炉⽤） 等により確認している。

1,2号炉へ

⾼起動変圧器
（1〜7号炉⽤）

主変圧器
（7号炉）

予備変圧器
（1〜7号炉⽤）

66kV開閉所
所内
変圧器
（7号炉）

変圧器1次側の設備構成

3G

荒浜線154kV系統（1回線）

外部電源系統77kV特⾼開閉所
(GIS)

主変圧器

発電機
負荷開閉装置(GLBS)

新新潟幹線500kV系統（2回線）
南新潟幹線500kV系統（2回線）

⾼浜連絡線
77kV系統（1回線）

低起動変圧器
（6〜7号炉⽤）

変圧器1次側の設備構成

常⽤⾼圧⺟線（6.9kV）

架線
GIS、GCB常⽤⾼圧⺟線 (6.6kV)

DG

⾮常⽤⾼圧⺟線 (6.6kV)

架線
⾮常⽤⾼圧⺟線（6.9kV）

OFケーブル
相分離⺟線

7G

DG

※他プラントを含めたすべての構成パターン

５

GIS, GCB
CVケーブル~ 14

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３

３．国内におけるこれまでの取組みと今後の計画••

国内では、これまで海外情報等の収集も⾏いながら、OPC⾃動検知システムの開発・検証を⾏い、実機導⼊に向けて検討・準備を進めてきた。
参考３~７
その結果、実機導⼊の⽬途が⽴ってきたため、今後、代表プラントにて試運⽤を開始し、早期の本格導⼊を⽬指す。
2015年〜

これまでの対応

国内における取組み

2015年
2018年

2019年
〜

今後

2020年

〜

2021年

⽶国状況・国内設備等からOPC⾃動検知システム設置に向けて課題の整理システムの開発・検証
実機導⼊検討設置計画の策定
代表プラント試験導⼊

各プラントへ実機導⼊•検知システムの開発、動作性の検証を実施。

•

実機導⼊検討

参考３~７

 システムの設置対象変圧器

４

~ 14

 システムの運⽤⽅針

15

16

•

設備構成や既設保護設備から、設備対象・設
置時期を決定。

•

代表プラントにOPC⾃動検知システムを設置し、実機環境にて、OPC以外の事象による誤検知の有無等を確認・検証する。
16•

試験導⼊時の検証結果を踏まえ、改善要否を検討した後、各プラント毎に計画的に設置。
参考８~13Copyright © Atomic Energy Association All Rights Reserved.

４

４．OPC⾃動検知システムの設置対象変圧器の選定

設置対象として、１相開放故障を⼈的運⽤によって検知する必要がある変圧器を以下のフローにより選定。ＰＷＲ／ＢＷＲ共に主に通常運転中は待機状態の予備変圧器が対象になる。
５ ~ 14
設置対象変圧器の選定フロー
⾮常⽤⾼圧⺟線に給電可能な変圧器①通常運転状態において既存の設備・検知器
で検知可能か︖【YES】︓低電圧リレー、中性点過電流リレー、CT断線検出回路等で検知可能。
（従来から運転員の⼈的運⽤による検知の対象外）【NO】︓既存設備で検知が不能。
【YES】︓変圧器１次側の接続がIPB、OFケーブル、⾦属遮蔽層付き
CVケーブル等で構成されており、１相開放故障発⽣時に地絡②変圧器１次側の接続
警報等により、検知可能。
に架線設備を含まない変参考２
圧器か︖【NO】︓変圧器１次側に架線設備（送電線含む）がある。
③通常運転状態において常時複数回線から受電しているか︖【YES】︓通常運転時は、常時複数回線から受電している。

【NO】︓単回線受電構成、もしくは複数回線のうち１回線で受電する運⽤

対策要

対策不要
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５

５．外部電源受電ライン構成及び検知システム設置対象変圧器（PWR1/6）
外部電源系統PWR電源構成例①
対象
プラント

275kV系統

275kV系統
（2回線）

（2回線）

77kV系統
（1回線）

美浜3号
検知器
設置対象

検知器
設置対象
主変圧器＋起動変圧器＋予備変圧器 構成

特徴

※１

主変圧器

起動変圧器

発電機負荷
開閉装置
個別
プラント
における
相違点

美浜
3号機

※１）
美浜３号機のNo.2起動変圧器については、275kV系統からの受電ラインに⼀部架線があるため、検知器設置対象としている。

予備変圧器

所内
変圧器
G
⾮常⽤⾼圧⺟線(6.6kV)

常⽤⾼圧⺟線(6.6kV)
DG

変圧器1次側の設備構成
架線
GIS、GCBCVケーブル
相分離⺟線

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６

５．外部電源受電ライン構成及び検知システム設置対象変圧器（PWR2/6）
PWR電源構成例②
対象
プラント

泊1号、泊2号、⾼浜1号、⾼浜2号、⾼浜3号、⾼浜4号、敦賀２号（発電機負荷開閉装置の有無の差は割愛している。また、廃⽌措置予定プラントは除く）

220kV~500kV
系統
（2回線）

220kV~500kV
系統
（2回線）

66~275kV
系統
（1回線）
※２

主変圧器＋起動変圧器＋予備変圧器 構成

特徴

泊
１,２
号機

個別
プラント
における
相違点

外部電源系統

検知器
設置対象

※１）
主変圧器、所内変圧器から⾮常⽤
⾼圧⺟線へ接続するラインはない。
※２）
予備変圧器に接続する66kV系統
は２回線構成となっているが、常時１回線受電のため、検知器設置対象としている。
※１）
主変圧器、所内変圧器から⾮常⽤
⾼圧⺟線へ接続するラインはない。

※２）
予備変圧器に接続する275kV系統
敦賀 は２回線構成となっているが、常時２号機 ２回線受電ではないため、検知器設置対象としている。
※３）
予備変圧器に加えて、今後新設する予定の後備変圧器についても、検知器設置対象としている。

※３
起動変圧器

主変圧器

発電機負荷
開閉装置

所内
変圧器

予備変圧器

※１

G
常⽤⾼圧⺟線(6.6kV)

⾮常⽤⾼圧⺟線(6.6kV)
DG

変圧器1次側の設備構成
架線
GIS,GCB
OFケーブルCVケーブル
相分離⺟線

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７

５．外部電源受電ライン構成及び検知システム設置対象変圧器（PWR3/6）
PWR電源構成例③
外部電源系統対象
プラント

泊3号、⼤飯3号、⼤飯4号（発電機負荷開閉装置の有無の差は割愛している。また、廃⽌措置予定プラントは除く）

66~77kV
系統
（1回線）
※３

220kV~500kV
系統
（2回線）

220kV~500kV
系統
（2回線）

検知器
設置対象

主変圧器＋予備変圧器＋後備変圧器 構成

特徴

※２
⼤飯
3,4
号機

個別
プラント
における
相違点

※１）
後備変圧器として、77kV系統のNo.1予備変圧器が設置されている。

※２）
当該ラインはGIS設備となっている。
泊
３号機

※３）
今後新設する予定の後備変圧器
は、接続する66kV系統が２回線構成となっているが、常時１回線
受電のため、検知器設置対象とし
ている。

※１
後備
変圧器

予備変圧器

主変圧器

発電機負荷
開閉装置

所内
変圧器

G
⾮常⽤⾼圧⺟線(6.6kV)

常⽤⾼圧⺟線(6.6kV)
DG

変圧器1次側の設備構成
架線
GIS、GCB
OFケーブルCVケーブル
相分離⺟線

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８

５．外部電源受電ライン構成及び検知システム設置対象変圧器（PWR4/6）
PWR電源構成例④

外部電源系統220kV系統（2回線）

500kV系統
（2回線）

※１

対象
プラント

⽞海３号、⽞海４号
検知器
設置対象

特徴

主変圧器＋予備変圧器 構成
予備変圧器

主変圧器

発電機負荷
開閉装置
個別
プラント
における
相違点

⽞海
３,4
号機

※１）
予備変圧器に接続する220kV
系統は２回線構成となっているが、常時２回線受電ではないため、検知器設置対象としている。

所内
変圧器
G
常⽤⾼圧⺟線(6.6kV)

⾮常⽤⾼圧⺟線(6.6kV)
DG

変圧器1次側の設備構成
架線
GIS、GCB
OFケーブルCVケーブル
相分離⺟線

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９

５．外部電源受電ライン構成及び検知システム設置対象変圧器（PWR5/6）
PWR電源構成例⑤
対象
プラント

川内１号、川内２号

特徴

主変圧器＋予備変圧器 構成（複数回線受電、連絡⽤変圧器あり）

外部電源系統（2回線）

連絡⽤変圧器
予備変圧器

主変圧器

発電機負荷
開閉装置
個別
プラント
における
相違点

川内
1,2
号機

予備変圧器については、常時複数回線から受電する構成であることか
ら、検知器設置対象外としている。

220kV系統（2回線）

220kV系統

500kV系統
（2回線）

所内
変圧器
G
⾮常⽤⾼圧⺟線(6.6kV)

常⽤⾼圧⺟線(6.6kV)
DG

変圧器1次側の設備構成
架線
GIS、GCB
OFケーブルCVケーブル
相分離⺟線

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10

５．外部電源受電ライン構成及び検知システム設置対象変圧器（PWR6/6）
PWR電源構成例⑥

外部電源系統

対象
プラント

伊⽅３号

特徴

主変圧器＋予備変圧器 構成（複数回線受電）

500kV系統

187kV系統

187kV系統

（2回線）

（2回線）

（2回線）

予備変圧器

主変圧器

発電機負荷
開閉装置
個別
プラント
における
相違点

伊⽅
3号機

予備変圧器については、常時複数回線から受電する構成であることか
ら、検知器設置対象外としている。

所内
変圧器
G
⾮常⽤⾼圧⺟線(6.6kV)

常⽤⾼圧⺟線(6.6kV)
DG

変圧器1次側の設備構成
架線
GIS、GCB
OFケーブルCVケーブル
相分離⺟線

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11

５．外部電源受電ライン構成及び検知システム設置対象変圧器（BWR1/4）
BWR電源構成例①
対象
プラント

特徴

⼥川２／３号、志賀１号、島根２号、
東海第⼆、⼤間

220kV〜500kV等
系統（2〜4回線）

外部電源系統66kV〜154kV等
系統
（1回線）

（発電機負荷開閉装置の有無の差は割愛している。また、廃⽌措置予定プラントは除く）

主変圧器＋起動変圧器＋予備変圧器 構成（主変圧器・起動変圧器を同⼀⺟線から受電。
予備変圧器を別⺟線から受電。）

志賀
1号機
個別
プラント
における
相違点

起動
変圧器

主変圧器

※1）
予備変圧器については、⾮常⽤⾼圧⺟線との間に専⽤の常⽤⾼圧⺟線があり、既存設備（低電圧リレー）で検知可能であることから、検知器設置対象外としている。

発電機
負荷開閉
装置

変圧器1次側の設備構成
架線

⼤間

※2）
起動変圧器から直接、⾮常⽤⾼圧
⺟線に給電。

GIS、GCB
OFケーブルCVケーブル所内
変圧器

常⽤⾼圧⺟線（6.9kV）
⼥川
3号機、

予備
検知器
変圧器 設置対象

相分離⺟線

※１
※２

⾮常⽤⾼圧⺟線（6.9kV）
G

DG
注）電源構成図に記載の各変圧器の名称はプラントにより異なる場合がある。
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12

５．外部電源受電ライン構成及び検知システム設置対象変圧器（BWR2/4）
BWR電源構成例②
対象
プラント

志賀２号、島根３号

特徴

主変圧器＋起動変圧器＋予備変圧器 構成（主変圧器・起動変圧器・予備変圧器をそれ
ぞれ別⺟線から受電。）

500kV
系統
（2回線）

220kV〜275kV等
系統
（2回線）

66kV
系統
（1回線）
外部電源系統

※１

志賀
2号機
島根
3号機
個別
プラントに
おける相
違点
志賀
2号機

予備
検知器
変圧器 設置対象
変圧器1次側の設備構成※1）
起動変圧器に接続する系統は２回
線構成となっているが、常時２回線
受電ではないため、検知器設置対象としている。

※2）
予備変圧器（志賀2号機は緊急電源変圧器）については、⾮常⽤⾼圧⺟線との間に専⽤の常⽤⾼圧⺟線があり、既存設備（低電圧リレー）で検知可能であることから、検知器設置対象外としている。

起動
検知器
変圧器
設置対象

主変圧器

発電機
負荷開閉
装置

架線
GIS、GCB
OFケーブルCVケーブル

所内
変圧器

相分離⺟線

※2

常⽤⾼圧⺟線（6.9kV）
⾮常⽤⾼圧⺟線（6.9kV）
G

DG
注）電源構成図に記載の各変圧器の名称はプラントにより異なる場合がある。
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13

５．外部電源受電ライン構成及び検知システム設置対象変圧器（BWR3/4）
BWR電源構成例③
対象
プラント

特徴

浜岡３号、４号、５号（発電機負荷開閉装置の有無の差は割愛している。また、廃⽌措置予定プラントは除く）

外部電源系統主変圧器＋起動変圧器＋緊急時変圧器 構成（主変圧器・起動変圧器・緊急時変圧器を同⼀⺟線から受電。）

浜岡
3,4,5
号機

500kV
系統
（2回線）

※１
起動
変圧器

主変圧器

主変圧器、起動変圧器、緊急時
変圧器は、同⼀の⺟線に接続しており、既存設備（CT断線検出等）で検知可能であることから、検知器設置対象外としている。

発電機
負荷開閉
装置

500kV
系統
（2回線）

緊急時
変圧器

変圧器1次側の設備構成
架線
GIS、GCB
OFケーブルCVケーブル

所内
変圧器

相分離⺟線

個別
プラントに
おける相
違点
浜岡
5号機

常⽤⾼圧⺟線（6.9kV）※1）
起動変圧器を補助変圧器に読み替え。
※2）
補助変圧器から直接、⾮常⽤⾼圧
⺟線に給電。

※２

⾮常⽤⾼圧⺟線（6.9kV）
G

DG
注）電源構成図に記載の各変圧器の名称はプラントにより異なる場合がある。
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14

５．外部電源受電ライン構成及び検知システム設置対象変圧器（BWR4/4）
BWR電源構成例④
対象
プラント

東通１号、
柏崎刈⽻１号、2号、3号、４号、5号、6号、7号（廃⽌措置予定プラントは除く）

500kV
系統
（2〜4回線）

外部電源系統66kV〜154kV等
系統
（1回線）

⾼起動変圧器＋低起動変圧器＋予備変圧器 構成
特徴

個別
プラントに
おける相
違点

※１

（⾼圧起動変圧器と予備変圧器は別⺟線から受電。⾼起動変圧器⇒低起動変圧器を介して安全系を受電。）

東通
1号機

主変圧器

所内
変圧器

※1）
予備変圧器がなく、⺟線が66kV東
北⽩糠線に直接接続されている。低起動変圧器は、既存設備（低電圧リレー等）で検知可能であることから、検知器設置対象外としている。

⾼起動
変圧器

予備
検知器
変圧器 設置対象

低起動
変圧器

変圧器1次側の設備構成
架線
GIS、GCB
OFケーブルCVケーブル

常⽤⾼圧⺟線（6.9kV）

相分離⺟線

⾮常⽤⾼圧⺟線（6.9kV）
G

DG
注）電源構成図に記載の各変圧器の名称はプラントにより異なる場合がある。
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６．OPC⾃動検知システムの運⽤⽅針（１／２）

15（１）システムの運⽤⽅法
以下の点より、OPC⾃動検知システムは、警報発信⽤としての使⽤を考えている。
（警報発信運⽤による設置で⼗分な効果が得られると考えている。）①警報発信（⾃動的な検知）による効果
現状、１相開放故障の機械的検知（低電圧リレーの動作、中性点過電流リレーの動作、CT断線
検出回路等）ができない外部電源受電ラインは、運転員の巡視点検や受電ライン切替前後の点検等により１相開放故障を検知する運⽤のため、事象発⽣から把握までにタイムラグがあるが、OPC⾃動検知システ
ムの設置により、即時の警報発信が可能となり、従来より、早く、確実な検知が⾏える。
参考15・16（電源系の⼿動切替操作は、⾮常に容易な操作で中央から実施可能である）
仮に誤検知によって警報が発信しても、運転員はOPC検知器における検知状態の継続有無、３相の電圧・電流計指⽰値のバランス状況、安全系補機の運転状態や現場架線設備の健全性を確認した上で、最終的に遮断器の開放操作を⾏うことから誤検知による悪影響はない。また、OPC警報発信中にSI信号が発信した場合は、誤検知が否かに関わらず即座に遮断器を開放する運⽤とする。
②検知後の⾃動インターロック化による懸念
１相開放故障発⽣と⾄急注⽔を⾏うべき事象（⼤LOCA等）が重畳して発⽣した場合、短時間で炉⼼注⼊を実施する観点では、OPC⾃動検知システムの信号を遮断器切替のインターロックに組み込むことは有効である。
しかし、 OPC⾃動検知システムの動作しきい値は、事象の早期把握の観点で保守的な（動作しやすい）設定とする必要があることから、⾃動化インターロックを組み込んだ場合、システムの誤動作で健全な電源が⾃動的に系統から切り離され、⾮常⽤電源系の冗⻑性が不要に失われる可能性があることも併せて考慮する必要がある。
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６．OPC⾃動検知システムの運⽤⽅針（２／２）16（２）誤検知への対応

誤検知とは、実際の設備でOPCが発⽣していない状況において、OPC検知器の誤動作でOPC検知信号が出⼒される状態をいう。⽶国では誤検知による遮断器⾃動開放（不要動作）が問題となっているため、国内においてもその対応を検討したものである。
• ⽶国では、①変圧器中性点注⼊⽅式（PSSTec）、②巻線CT＋デジタルリレー（PCS2000）、③巻線CT＋デジタルリレー（SEL）、④磁界による光の偏向を利⽤した⽅式（光CT⽅式）、⑤Class1Eの既設低電圧
リレー（既設UVリレー）が採⽤されているが、現状、①PSSTec、②PCS2000、③SELにて、誤検知があったとの情報を⼊⼿している。なお、⽶国においては誤検知を考慮し、多くのプラントが、モニタリング期間中である。
•

NEI加盟プラントのうちの4割が採⽤している①PSSTecは、 EPRIが開発した変圧器の⾼圧側中性点に探査電流（周波数、電流値可変）を注⼊し、⽋相発⽣による零相電流の変化を監視するものであるが、誤検知の発⽣が確認されている。これについては、実機に応じた探査電流の設定と⽋相判断のしきい値設定に苦慮しているものと考えられる。（なお、当該検知器は⾼圧側中性点がない変圧器には適⽤できない検出⽅式である。）•

また、②PCS2000を採⽤する⼀部のプラントにおいては、試運⽤期間中（モニタリング期間中）でも、運転員の弊害になるほど誤検知があり、検知発信をバイパスする電⼒も確認されている。これについては、採⽤されているデジタル
リレーは実績があるものだが、巻線CTから⼊⼒される微弱な電流変化から、⽋相を判断するしきい値設定に苦慮しているものと考えられる。

•

国内では、変圧器の型式に左右されない汎⽤性と⾼い検知信頼性の確保を⽬標に、⽶国の状況も踏まえて誤検知に配慮した検知器開発、具体的には、２メーカーがノイズ影響を受けにくく、電流検出精度が⾼い光CT⽅式（
⽶国の④光CT⽅式に類似）を、１メーカーが巻線CTからの信号⼊⼒部⾼精度化などOPC検知⽤に改良したデ
ジタルリレーを採⽤した検知器開発を実施している。なお、OPC検知の有効性については電中研の実証試験にて確認している。
参考３•

ただし、実機適⽤にあたっては⼗分な現地検証が必要と認識しており、まずは代表プラント（⾼浜の予備変圧器）に設置し、国内メーカが検知器開発にあたり、事業者と協議しながら開発の前提としてきた実機環境（落雷、⼤型ポンプの起動・停⽌、変圧器の受電・停⽌等）に⼤きな相違がないこと、ならびに現地での誤検知有無等を確認するために検証期間を約１年設けることとしている。
17 18
参考８~13Copyright © Atomic Energy Association All Rights Reserved.

17

７．各社の設置計画（１／２）
PWR電⼒⼯程概要

Copyright © Atomic Energy Association All Rights Reserved.

※⼯程は現状予定であり、再稼働時期や関連機器の点検等に伴い変更可能性あり

18

７．各社の設置計画（２／２）
BWR電⼒⼯程概要

Copyright © Atomic Energy Association All Rights Reserved.

※⼯程は現状予定であり、再稼働時期や関連機器の点検等に伴い変更可能性あり

19

８．⽶国におけるOPC対応状況（１／２）
・Byron2号機の事象後、NEIはOPC対応内容を計画し、NEI-initiativeとして宣⾔した。NRCは事業者のOPC対応状況が、当該宣⾔内容に合致しているかについて、2018年に代表４プラントで短期検査を実施済。（Temporary Instruction）
評価項⽬

River Bend

Palo Verde(PWR︓APS社)

St. Lucie

Byron(PWR︓FPL社)(PWR︓Exelon社)

安全系に給電する変圧器で以下の変圧器
安全系に給電する変圧 が対象。
・既存の検知器で検知器。
できないもの・架線設備を含むもの

安全系に給電する変圧器で以下の変圧器が対象。
・既存の検知器で検知できないもの・架線設備を含むもの

安全系に給電する変圧器で以下の変圧器が対象。
・既存の検知器で検知できないもの・架線設備を含むもの

OPC検出場所

受電変圧器⾼圧側

受電変圧器⾼圧側

受電変圧器⾼圧側

受電変圧器⾼圧側

OPC検出⽅式

PCS2000（デジタルリレー）

PSSTec（デジタルリレー）

光CT⽅式（デジタルリレー）

SEL（デジタルリレー）

対象変圧器／⺟線(BWR︓Entergy社)

・NRCは事業者の対応が概ね妥当と評価している。また、NEIはNEI-initiativeに基づく産業界の⾃主対応で解決していくことをNRCに提案しており、NRCはこの提案を基本的に容認している。
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20

８．⽶国におけるOPC対応状況（２／２）（前⾴の続き）・NRCとNEIは、OPC関連で、2019年に複数回の公開会議を実施しており、OPC検知器（OPIS）による遮断器⾃動トリップ機能を必須とするか否かについて議論を⾏っている。
・NEIは、OPISで誤動作が発⽣していることを踏まえて、⾃動トリップ機能の要否についてはプラント毎に「定性的」「定量的」にリスクを評価し、設計内容を決定すべきと提案した。
・NEIは、NEI-initiativeにおいてOPISの仕様は、検知＋⾃動トリップ機能を標準仕様としていたが、⾃動トリップ機能については、プラント状況次第では、リスクを増⼤させる可能性もあるため、リスク評価に基づき⾃動トリップ機能なし（警報機能のみでトリップは⼿動で担保）を可能とするガイドラインを整備し、NRCに承認を求めている。
・NRCは、８プラントに対して、OPIS⾃動トリップ機能のリスク低減効果を評価した報告書を2020年1⽉付で公表しており、OPIS⾃動トリップ機能による安全性の向上は⾼くないと結論付けている。
⽶国における誤検知情報と国内事例

参考17~19

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21

９．まとめ

○OPC⾃動検知システム設置の⽬的
・１相開放故障を既設リレー等で検知することが困難な変圧器を対象に、OPC⾃動検知システムを設置する。OPC⾃動検知システムは、⼈的運⽤の信頼性を向上するものとして導⼊することとし、事業者として現在の技術基準解釈の中で⾃主的・計画的に取り組んでいく。
参考20・21○設置対象変圧器
・⾮常⽤⾼圧⺟線に給電可能な変圧器のうち以下を除く変圧器を対象とする。
【対策不要な対象】
 変圧器１次側の接続に架線設備を含まない変圧器（例︓変圧器１次側の接続がIPB、OFケーブル、⾦属遮蔽層付きのCVケーブル等で構成されており、⼀相開放故障発⽣時に地絡警報等により、検知可能。 ） 通常運転状態において常時複数回線から受電している変圧器○システムの運⽤⽅法
・OPC⾃動検知システムは運転員に対する警報発信⽤として使⽤する。
（１相開放故障検知後は運転員による容易な中央操作で電源系の切替が可能。システムは、１相開放故障に対する運転員の初動信頼性を⾼める⽤途に使⽤する。）〇OPC⾃動検知システムの設置計画（代表プラントの試験導⼊~各プラントの本格運⽤）
・2020年度内に代表プラント（⾼浜の予備変圧器）に試験導⼊・実機環境での誤検知の有無等の検証を開始し、その後、試運⽤の状況を踏まえて各社が計画的に設置していく。
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以下、参考資料

発電所構内における開閉所設備構成の⽶国設備との違い

参考１（2019年４⽉15⽇⾯談時資料から抜粋再掲）
発電所構内に架線設備を多く有する⽶国設備に⽐べ、国内における発電所構内の開閉所設備の多 凡例︓
くは、引込線以降はＧＩＳ設備になっており設備構造的に１相開放故障が発⽣する可能性は⾮常
架線電路部
埋設電路部
に⼩さい。

気中（架線）設備（例）

変圧器へ

ＧＩＳ設備（例）

変圧器へ

送電線

⺟線

避雷器 ケーブルヘッド
（AR)
（CH)

変流器 遮断器（CT) （GCB
/ACB）

変流器
（CT)

遮断器
（GCB
/ACB）

断路器
（DS)

計器⽤変成器
（PD)

送電線

ガス絶縁
断路器 変流器 遮断器 変流器 避雷器 ブッシング
避雷器 断路器 変流器 遮断器 変流器 断路器
⺟線
（Ｂｓｇ）
（ＡＲ）
（ＡＲ）
（ＤＳ）
（ＣＴ）
（ＤＳ）（ＣＴ） （ＣＢ）
（ＣＴ）（ＣＢ） （ＣＴ） （ＤＳ）
（ＧＩＢ）

設備構成と故障検知の例（１／３） ＧＩＳ，ＧＣＢ

参考２­1

ＧＩＳの構造上、内部の導体が切断するようなモードは想定しにくいため、内部で１相開放故障が発⽣す
ることは考えにくい。
仮にケーブルヘッド部の破損等により接続部が脱落するようなモードを仮定した場合、導体は周囲の接地された⾦属筐体に接触し、地絡を伴う故障となることから、異常の検知が可能である。
なお、ＧＣＢ内部も同様の構造であるため、異常の検知が可能である。
ＧＩＳ内部にてケーブルヘッド破損を想定した場合の故障検知例

接続導体

導体
⾦属筐体 ケーブルヘッド
破損

地絡発⽣
⾦属筐体は
接地されている
地絡警報発信ケーブルヘッド設備構成と故障検知の例（２／３） 相分離⺟線

参考２­2

相分離⺟線の構造上、内部の導体が切断するようなモードは想定しにくいため、内部で1相開放故障が発⽣することは考えにくい。
仮に建屋取合部等にあるフレキシブル導体部やその接続部が、相対変位等による外⼒の影響で破断するようなモードを仮定した場合、導体は周囲の接地された⾦属筐体に接触することで、地絡を伴う故障となることから、異常の検知が可能である。

相分離⺟線に相対変位によるフレキシブル導体部の破断を想定した場合の故障検知例

導体
フレキシブル導体
⾦属筐体
フレキシブルブーツ

相対変位による
導体の破断

地絡発⽣
⾦属筐体は
接地されている
地絡警報発信設備構成と故障検知の例（３／３） ケーブル

参考２­3

⾼圧ケーブルの構造上、完全断線するようなモードは想定しにくいため、ケーブルで1相開放故障が発⽣す
ることは考えにくい。
仮にケーブルに想定を超える⼤きな荷重が加わり、断線に⾄るようなモードを仮定した場合、導体だけでなく周囲の各層（絶縁体，遮へい層等）にも損傷が⽣じ、その際に接地された遮へい層と導体が接触する、または、アークが発⽣することにより導通し、地絡を伴う故障となることから、異常の検知が可能である。
なお、OFケーブルについては油圧異常等によっても検知が可能である。
ケーブルに荷重が加わり損傷した場合の故障検知例
CVケーブル構造

荷重※OFケーブルも同様

導体
内部半導電層
絶縁体
外部半導電層
遮へい層
シース

ケーブル
損傷
荷重

地絡発⽣
ケーブルの遮へい層は接地されている
地絡警報発信参考３

OPC⾃動検知システムの検証試験結果（2019年４⽉15⽇⾯談時資料から抜粋再掲）○以下、2017年度に実施した検証試験概要
 3メーカー（⽇⽴GE、東芝ESS、三菱電機）とも電中研の模擬電⼒系統にて実際に⽋相を模擬、検知器による検証可否を確認した結果、ロジックどおりの検知が可能との検証結果を得た。
 2017年度の第1Q（4⽉〜6⽉）にて、既存改造/新規
検知器による、１相開放故障事象の検出性についてP/B
全電⼒共同委託にて、検証試験を実施完了。

検証結果
三菱電機製品

検知率 100％ （128／128）

日立GE製品

検知率 100％ （128／128）

東芝ESS製品

検知率 100％ （128／128）

 現地適⽤時には、模擬電⼒系統で確認した検知ロジックどおりに、各実プラント構成にておいても動作可能である事の確認や、検知器の動作しきい値、プラント毎の時限設定等のために、個別の電気解析等にて確認する事が必要となる。
（試験概要）
 1相、2相⽋相において、事故
点・接地⽅式・負荷状況等を変化し128ケースを実施
 試験は実系統（模擬）において、検知器がメーカーの社内における試験内容と同様の挙動を⽰すかを、代表例で確認する位置づけで実施。

電中研 模擬電⼒系統

Y-Δ︓220V/3300V，30kVA（8号負荷⽤変圧器を使⽤）

国内のOPC⾃動検知システム概要について（１/４）

参考４

各メーカ製品のOPC検出アルゴリズム
三菱電機製

⽇⽴GE製

東芝ESS製

電流
検出⽤
設備

微⼩な電流の検出が可能な光CT※１を新規に設置

微⼩な電流の検出が可能な光CT※１を新規に設置

既設の変流器の精度※２を評価し、適⽤可能な場合、既設の変流器を使⽤

検出
アルゴリ
ズム

電流がしきい値以下の場合１相開放
故障と判定

３相の電流の偏差以上の場合１相開放 電流がしきい値以下の場合１相開放
故障と判定
故障と判定

min(|Ia|,|Ib|,|Ic|) < しきい値（相電流）max(|Ia|,|Ib|,|Ic|)-min(|Ia|,|Ib|,|Ic|)＞ しきい値（電流偏差）

検出箇所

min(|Ia|,|Ib|,|Ic|) < しきい値（相電流）※１.光CT︓既設の変流器は巻線型であり、⼀次側に流れる⼤電流を⼆次側接続機器に応じた⼩電流に変成する⽅式である。従って、⼀次通電電流が微⼩なケースでは⼆次電流が更に⼩さくなるが、光CTは、ファラデー効果による光の偏波を電気量に変換する⽅式のため、⼀次通電電流を⼀律に変成するのではなく、⼆次側接続機器に必要な電流情報に変換して伝達することができる。
※２.精度 ︓電流が流れているか流れていないかを判定できることであり、具体的には、励磁電流（変圧器定格電流の約0.1%の電流値）の有無を判別可能なことを要求精度としている。

国内のOPC⾃動検知システム概要について（２/４）

参考５（2019年5⽉29⽇⾯談資料より抜粋再掲）（１）三菱電機製品概要【⽋相検知システム概要】＜検知⽅法＞
本システムは、変圧器⾼圧側電流及び対称成分の⼤きさから⽋相を検知。
＜機器構成＞
検出器︓変圧器励磁電流(約0.1A)を測定可能な光CTを採⽤。
検知器︓光信号を⼊⼒可能なデジタルリレーを採⽤＜発信信号＞
検出器からの信号を検知器に⼊⼒し、検知器から⽋相検知・警報信号等を発信。
【検知器構成】
送電線

VT

光ケーブル
①検出器
(光CT)

2300

②検知器
（ﾃﾞｼﾞﾀﾙﾘﾚｰ）

変圧器
266

①検出器(光CT(1相分))③⽋相検知盤
315

6.6kV所内⺟線②検知器(デジタルリレー)

警報発信③⽋相検知盤国内のOPC⾃動検知システム概要について（３/４）

参考６（2019年5⽉29⽇⾯談資料より抜粋）（２）⽇⽴GE製品概要【⽋相検知システム概要】＜検知⽅法＞
本システムは、変圧器⾼圧側電流、所内側電圧の３相偏差およびその挙動変化から⽋相を検知する。
＜機器構成＞
検出器︓変圧器励磁電流(約50mA以上)を計測可能。
主機の改造無く取付可能なケーブル型光電流センサを使⽤。
同径にてセンサ部多重化対応可能。
検知器︓事象判定ロジックを装荷したディジタルリレーを使⽤。
＜発信信号＞
検出器からの信号を⽋相検知盤に⼊⼒し、⽋相検知盤から⽋相検知・警報信号等を発信。
【検知器構成】

送電線

VT

位相補正信号②⽋相検知盤①検出器(ケーブル型光電流センサ)

光ケーブル（取付例:３相分）

信号処理
装置

クロージャ
変圧器
①検出器
(ケーブル型光電流センサ,Φ18mm)

6.9kV
所内⺟線
VT

検知器

（ディジタルリレー）

警報発信②⽋相検知ラック（試作品）（W700×H2200×D1000）

国内のOPC⾃動検知システム概要について（４/４）

参考７（2019年5⽉29⽇⾯談資料より抜粋）（３）東芝ESS製品概要（１）検知⽅法
３相の電圧、電流を監視し、⽋相した相で⽣じる電圧または電流変動により⽋相を検知する。
（２）検知システム構成
 変流器
検知対象変圧器が無負荷時などの微⼩電流においても、
鉄⼼形変流器を⽤いて⽋相検知が可能。
そのため、既設変流器の特性や設置位置等の条件によっては、既設変流器を使⽤できる可能性がある。
 ⽋相検知盤開閉所の系統保護盤等で使⽤実績があるデジタルリレーを搭載。
⽋相検知時には、盤⾯や中操への警報信号を出⼒する。

鉄⼼形変流器
外観例

⽋相検知盤

システム概略図

国内のOPC⾃動検知システムの試験導⼊時の現地検証計画（１/６）

参考８（2019年11⽉14⽇⾯談時資料から抜粋再掲）

三菱電機製品概要（１）⽬的OPC検知システムは開発検証が完了し、今後はプラント個別に所内回路を模擬したシミュレーションで整定値の検討を実施することで計画している。
 但し、⽶国での誤検知等の状況を踏まえ、実プラントでのフィールド試験を⾏い、そこで新たな知⾒が得られる場
合は、OPC検知システムへフィードバックさせることが、より確実なOPS検知システムを構築するうえで望ましいことから、現地検証を⾏う。
（２）検証内容概要①対象回路 ︓発電所 変圧器②導⼊機器 ︓OPCリレー盤(保護リレー、光変換器)、光CT、記録⽤デバイス③システム ︓既設警報回路への組込みは⾏わず、スタンドアローンのシステムとする(但し、直流電源の引込み、GIS信号取込み等の改造は発⽣)④検証内容 ︓通常プラント操作、⽋相以外の事故、外的要因(振動、外部ノイズ)によりリレーが不要動作しないこと(整定値の妥当性)を確認する(次⾴参照)➢リレー動作した場合は、保護リレーが記録した動作時の波形データ、プラント運転状態から要因を特定⑤実施期間 ︓以下2ケースのいずれかで対応
・最⻑ プラント起動〜停⽌の運転1サイクル
・最短 OPCシステム導⼊後の現地試験にて完結➢不要動作有無を確認する上では、運転1サイクルの中で試運転することが望ましい。
（なお、製品性能の確認は現地試験で完結するため、1サイクルの期間は必須でない）

国内のOPC⾃動検知システムの試験導⼊時の現地検証計画（２/６）

参考９（2019年11⽉14⽇⾯談時資料から抜粋再掲）

三菱電機製品概要（３）確認項⽬
No.

項⽬

内容

確認時期
運転中 現地試験

1

通常、待機状態にある予変に対して、現在停補機起動・停⽌動作時におけ ⽌中の⾼浜1/2号機のいづれかの⺟線を利⽤るOPCリレー動作有無確認 し、補機の起動・停⽌操作を実施し、OPCリ
レー不要動作有無を確認

2

現在停⽌中の⾼浜1/2号機のいづれかの⺟線
動変励磁突⼊電流流⼊時のを利⽤し、無電圧の動変に電圧印加し、励磁
OPCリレー不要動作有無確
突⼊電流を発⽣させ、OPCリレー不要動作有
認
無を確認

○

○

3

落雷時の再閉路によるOPC動 落雷による再開路を模擬した瞬時遮断器開閉作有無確認操作を実施し、OPCリレー動作有無を確認

－

○

4

その他電気事故の影響による 予変受電時における短絡、地絡等電気事故のOPCリレー動作有無確認
影響でOPCリレーが不要動作しないかを確認

※

－

○

備考

○
実施⽅法・時期はユーザ側（電⼒）との調整結
果による※︓電気事故は偶発的な⾃然現象のため意図的な模擬・確認は不可（４）補⾜フィールド試験では、保護リレー動作時の要因特定のためプラント運転状態のデータを⽤いる必要がある。
➢補機運転状態や電源構成等の各種必要なパラメータについては、ユーザー側（電⼒）より情報提⽰する。

国内のOPC⾃動検知システムの試験導⼊時の現地検証計画（３/６）

参考10（2019年11⽉14⽇⾯談時資料から抜粋再掲）

⽇⽴GE製品概要（１）⽬的• ＯＰＣ発⽣時に、確実に検知できることを確認する。（期間内に発⽣した場合）• 系統擾乱発⽣時等、ＯＰＣ以外の事象で本機器が誤動作しないことを確認する。
• 設計時の想定条件と実機適⽤時の条件（想定外を含む）による本機器への影響有無を確認する。
• その他、初期不良の有無等、機器の不具合発⽣状況をモニタリングし、本運⽤前に改善を図る。
（２）検証内容概要• 試験期間は、季節による系統条件の変動、季節要因事象の検証、屋外機器に対する環境条件の影響• 評価を考慮して、最低１年間を前提とする。
• 対象プラントは、系統条件や環境条件が各プラントで異なり、この間の試験結果をもとに、運⽤前の改善を図ることを本試験の⽬的としていることから、メーカとしては全プラント対象を基本とする。
光ﾌｧｲﾊﾞ
電流ｾﾝｻ

⽋相
検知盤

光変換装置
信号処理装
置他
OPCリレー（１）

通常の警報発信とするか、仮設レコーダなどでの監視するかは、検証プラントの電⼒と調整して決定する。

OPC発⽣
警報

図１ 回路構成

国内のOPC⾃動検知システムの試験導⼊時の現地検証計画（４/６）

参考11（2019年11⽉14⽇⾯談時資料から抜粋再掲）

⽇⽴GE製品概要（３）確認項⽬
項⽬
リレー
健全性確認

内容
ＯＰＣ検知システムには複数の誤動作防⽌ロジックを組み込んでおり、基本的には系統の過渡的事象によって影響を受けることは無いが、本ロジックがいかなる条件においても適切に動作し、誤動作しないことを確認するため、以下の試験を実施する。
【検証項⽬】（短期試験）①励磁突⼊電流による影響評価のため、変圧器遮断器の開閉を実施②開閉ｻｰｼﾞによる影響評価のため、系統側の遮断器及び断路器の開閉を実施③負荷変動による影響評価のため、⼤型電動機の始動、負荷遮断を実施（⻑期試験）①系統の静電容量等による影響評価のため、環境条件の季節変動等考慮し、１年以上設置運⽤する。
②プラント通常運転時における負荷変動による影響評価のため、定検間隔以上の期間（約１年）設置運⽤する。
誤動作した際は、原因を検討したうえで、改善案を検討・整定値の⾒直し等を実施する。

光変換装置からのデータの分析

本試験期間中に光変換装置からのデータを収集し、内部の各リレー要素の動作を検証する。
ロジックを⾒直すことで、更なる誤動作の防⽌と精度の向上を⾒込むことが可能であれば、改善案を検討し、ロジックや整定値の⾒直し等を実施する。

国内のOPC⾃動検知システムの試験導⼊時の現地検証計画（５/６）

参考12（2019年11⽉14⽇⾯談時資料から抜粋再掲）

東芝ESS製品概要（１）⽬的• ＯＰＣ検知システムの開発検証は完了し、今後の実機導⼊における各プラント個別検討は解析および⼯場試験により検討・確認を⾏う。ただし、検知対象として新規性があるＯＰＣを扱うことから、電源系統で⽣じる想定事象によるシステムへの影響をフィールドレベルで検証する。
（２）検証内容概要•

電源系統の運⽤時には、以下に⽰すような電気的な過渡事象が想定されることから、ＯＰＣ検知システ
ムはこれら事象による不要動作を防⽌する構成としている。そのフィールドレベルでの確認として、システムを実際に導⼊したうえで⼀定期間の試運⽤により不要動作が⽣じないことを確認する。
①想定事象
• 落雷
• 送電系統または発電所構内の地絡、短絡事故• 系統変動（電圧変動、周波数変動、⾼調波）• 変圧器受電時（励磁突⼊電流）• 開閉サージ• 負荷電動機始動、停⽌時（始動電流）• 周囲設備からの誘導ノイズなど②試運⽤期間
上記の想定事象がプラント運⽤、系統側電⼒潮流および季節変動に起因する部分もあることを考慮し、試運⽤期間はプラント運転期間１サイクル分を⽬安として、電⼒側との協議により決定する。

国内のOPC⾃動検知システムの試験導⼊時の現地検証計画（６/６）

参考13（2019年11⽉14⽇⾯談時資料から抜粋再掲）

東芝ESS製品概要（３）確認項⽬• ①想定事象のうち、⼈為的に再現可能な、変圧器受電時、線路遮断器開閉時および電動機始動・停⽌時の影響に関し、試験による確認についても実施する。
No.

試験項⽬

内容

1

変圧器受電時の不要動作確認

検知対象変圧器に運転電圧を印加し、通常運⽤時の変圧器受電時に発⽣する励磁突⼊電流に対し、ＯＰ
Ｃ検知リレーが不要動作しないことを確認する。

2

遮断器開閉サージによる不要動作確認

送電線事故時の再閉路による開閉サージを想定し、遮断器を開閉し、不要動作しないことを確認する。

電動機始動・停⽌時の不要動作確認

検知対象変圧器から⼆次側⺟線へ給電している状況
で、当該⺟線に接続される電動機を始動・停⽌させ、その際の電流変動に対して、ＯＰＣ検知リレーが不要動
作しないことを確認する。

3

通常運転状態において外部電源から受電している⾮常⽤⺟線負荷について

参考14（美浜３号機起動変圧器の例）
起動変圧器 容量 ︓ 45MVA
設置台数

１台あたり
容量（kW）

Ｂ系

通常運転台数（最⼤）

合計負荷
容量（kW）

Ａ系

１次系冷却⽔ポンプ

２４５

２

２

２

４９０

２次系冷却⽔ポンプ

２５０

１

１

２

５００

チラーユニット

２１８

１

１

１

２１８

海⽔ポンプ

３９０

２

２

３

１１７０

充てん／⾼圧注⼊ポンプ

７８０

７８０

⾮常⽤⺟線負荷名称

安全系パワーセンタ

１（+Yﾄﾚﾝ１）（+Yﾄﾚﾝ１）

１

１（下流の原⼦炉コントロール
センタを含む）

－

１

２

２

常⽤系パワーセンタ

－

０

１

１
合計

１５２２
４６８０

（⼒率0.8とした場合、５．８５MVA）

起動変圧器については、通常運転状態において、負荷率は約１３％である。
なお、起動変圧器と共にOPC⾃動検知システムを設置する予備変圧器については、通常待機状態にあり、変圧器１次側には励磁電流相当しか流れていない。

OPC検知時の⾃動隔離有無（⾃動／⼿動）による運転操作の差異

参考15（2019年5⽉29⽇⾯談資料より抜粋再掲）（⼿動の場合）①︓OPC検知器による検知
警報発信②︓運転員による⼿動操作（１操作）（給電中変圧器の受電遮断器開放）③－１︓
UV信号発信③－２︓
⾮常⽤D/G⾃動起動【⾃動／⼿動の差異】●⼿動の場合は、
OPC検知器動作＋その他状況確認
により、運転員がOPCを判断し中央からの１操作で受電遮断器を開放する。
●⾃動の場合は、
OPC検知器動作により、受電遮断器が⾃動開放する。
以降の処理は両⽅とも同様に⾃動処理となる。

④︓待機系変圧器の受電遮断器投⼊

受電成功

待機系
変圧器
投⼊

⑤－ａ
待機系変圧器にて受電・待機変圧器が無い
・待機変圧器が故障
・受電失敗（⾃動の場合）①︓OPC検知器による検知
インターロック信号出⼒②︓遮断器の⾃動開放（給電中変圧器の受電遮断器開放）③－１︓
UV信号発信③－２︓
⾮常⽤D/G⾃動起動④︓待機系変圧器の受電遮断器投⼊凡例
⼿動処理・信号

待機系
変圧器
投⼊

⾃動処理・信号・待機変圧器が無い
・待機変圧器が故障
・受電失敗

受電成功

⑤－ｂ
⾮常⽤D/Gにて受電⑤－ａ
待機系変圧器にて受電⑤－ｂ
⾮常⽤D/Gにて受電参考16

外部電源受電ラインの構成、遮断器⾃動切替順番（PWR）の例（⼤飯発電所3/4の受電順番）（⾼浜発電所3/4の受電順番）
⾼浜線
500kV系統（2回線）

⻘葉線
500kV系統
（2回線）

⾼浜連絡線
77kV系統（1回線）

第⼆⼤飯幹線
500kV系統（2回線）
外部電源系統外部電源系統特⾼開閉所(GIS)

77kV特⾼開閉所
(GIS)

②

予備変圧器
（１~４号炉⽤）

起動変圧器（3号炉⽤）

主変圧器
（３号炉）

③

1,2号炉へ3G

77kV特⾼開閉所(GIS)

500kV特⾼開閉所
(GIS)

②

No.1
予備変圧器

No.2
予備変圧器

主変圧器
（３号炉）

①

所内
変圧器
（3号炉）

発電機
負荷開閉装置(GLBS)

⼤飯⽀線
77kV系統（1回線）

⼤飯幹線
500kV系統
（2回線）

①

所内
変圧器
（３号炉）

発電機
負荷開閉装置(GLBS)④

1,2号炉へ

3G
常⽤⾼圧⺟線(6.6kV)④

常⽤⾼圧⺟線(6.6kV)

⾮常⽤⾼圧⺟線(6.6kV)DG

受電優先順位①⇒②⇒③⇒④

変圧器1次側の設備構成
架線

通常時︓①で受電②〜④︓⾃動電源切替

地中線

︓電源受電の流れ

GIS

不⾜電圧継電器(27)が動作した場合BOシーケンスに基づき切替え

OFケーブル
相分離⺟線

受電優先順位①⇒②⇒③⇒④③

⾮常⽤⾼圧⺟線(6.6kV)

DG

変圧器1次側の設備構成

通常時︓①で受電

架線②〜③︓⾃動電源切替

地中線④︓⼿動電源切替

GIS

︓電源受電の流れ

OFケーブル

不⾜電圧継電器(27)が動作した場合BOシーケンスにもとづき切替え

相分離⺟線

名称（例）

①予備変圧器②起動変圧器③主変－所変⽤途･備考

・⾮常時⽤の待機⽤途。
（②が無い場合は通常時受電）
・単回線構成の場合が多い。

・通常運転時、安全系⺟線への給電⽤途。
・送電線は③と同様。

・発電時の送電⽤途
・GLBSが設置されている場合、定検時等に安全系への受電が可能。

GLBS︓Generator Line Breaker Switchの略で、事故電流を遮断する容量はないが、定格負荷電流は遮断できる発電機主回路上の開閉装置である。

⽶国におけるOPC最新情報（１／２）

参考17（１）⽶国各プラントの定期監査（instruction状況）︓最新レポートの概要• NRCはNEIの現⾏のOPCの対応計画が合致しているかについて2018年、代表４プラント（River Bend(BWR︓Entergy社)、Palo Verde(PWR︓APS社)、St. Lucie(PWR︓FPL社)、Byron(PWR︓Exelon社)）で短期検査を実施している。
• その後、NRCが実施した代表プラント以外の８プラントに対する検査を実施し、その報告書を2019年度に発⾏している。
以下、８プラントのレポート内容

評価項⽬
運⽤状況
対象変圧器／⺟線
OPC検出場所
OPC検出⽅式
誤警報の有無システムの設計
評価項⽬
運⽤状況

Grand Gulf
（BWR:Entergy ）モニタリング期間
変圧器・サービス変圧器
・ESF変圧器
受電変圧器⾼圧側
PCS2000（デジタルリレー）
度重なる誤警報で警報をバ
イパス
常⽤系

Catawba（PWR:Duke）

Wolf Creek（PWR:WCNOC）

Arkansas(PWR:Entergy)

Robinson（PWR:Duke）

モニタリング期間

運⽤中モニタリング期間

変圧器
・起動変圧器他

変圧器
・起動変圧器

変圧器
起動変圧器

受電変圧器⾼圧側
PSSTec（デジタルリレー）

受電変圧器⾼圧側
PCS2000（デジタルリレー）

受電変圧器⾼圧側
SEL(デジタルリレー）

記載なし

記載なし

記載なし

常⽤系

常⽤系

常⽤系

Quad Cities(BWR:Exelon)

Farley（PWR:SNOC）

South Texas（PWR:STP）

モニタリング期間

モニタリング期間

モニタリング期間

運⽤中変圧器
・主変圧器:昇圧変圧器
受電変圧器⾼圧側
PSSTec(デジタルリレー）

変圧器
・予備変圧器（RAT）
受電変圧器⾼圧側
SEL(デジタルリレー）

⺟線
・3つの⾼圧⾮常⽤⺟線
⾮常⽤⺟線
⾮常⽤⺟線
既設UVリレー
の既設UVリ（アナログリレー）

誤警報の有無

記載なし

記載なし

変圧器
・起動変圧器
受電変圧器⾼圧側
PSSTec(デジタルリレー）
度重なる誤警報で警報をバ
イパス

システムの設計

常⽤系

常⽤系

対象変圧器／⺟線
OPC検出場所
OPC検出⽅式

常⽤系

誤警報無し
安全系

レーで検知できるため、OPC検知器は設置せず

⽶国におけるOPC最新情報（２／２）

参考18（２）⽶国におけるOPC検知器の運⽤状況等、誤検知に関連する情報
各レポートから、OPC誤検知の運⽤状況等、誤検知に関連する記載がいくつか確認できた。（以下、⼀部抜粋）(a)Grand Gulf 検査レポート
・PCS2000を採⽤しているが、「中央制御室への警報出⼒も度重なる誤警報発信により、負担軽減の観点で、バイパスしている」との記載があり、誤信号の対応に苦慮している。
(b)South Texas 検査レポート
・South Texas Projectでは、安全系の従来の保護を⽤いて、OPC検出と保護が可能としている。（解析評価結果をベース）(c)Wolf Creek 検査レポート
・5つの変圧器がOPCによる影響を受ける可能性があるが、実際OPC検出器を設置しているのは、2つの変圧器としており、その理由は、残りの3つの変圧器を⽤いた電源供給ルートはほとんど使⽤されておらず（25年のうち積算で47.5⽇間のみ）、また、開閉所から変圧器への接続距離も150ヤードと短いためとしている。
(d) Arkansas 検査レポート
・PCS2000を採⽤しているが、特に誤検知の対応については記載なし。
(e) Catawba 検査レポート
・発電機遮断器か断路器が開放されている時のみOPCの検出回路が動作。
（発電機が動作していないときにOPC検出装置を活かしている。発電機動作時には発電機保護での対応と考察される。）(f) Quad Cities 検査レポート
・回路には時限リレーを使⽤し、誤動作防⽌が可能としている。
(g) Farley 検査レポート
・EPRIのPSSTecを使⽤したOPC検出リレーを採⽤しているが、検査時にはモニタリング期間でありながら、あまりにも多くの誤警報発
信の為、警報発信⾃体を変圧器盤でブロックしている模様。
・OPCの警報ブロックを解除する時期やモニタリング期間の終了時期は記載なし。
(h) Robinson 検査レポート
・SELを使⽤した変圧器⾼圧側のOPC検出リレーと低圧⾮常⽤⺟線にABB 60Qを⽤いたOPC検出リレーのハイブリッドを採⽤している。（検査時はモニタリング期間中）

国内においてOPC検知器を先⾏設置し、誤検知が発⽣した事例

浜岡発電所４号機の事例（ニューシア情報2017-中部-S002より）
２０１７年７⽉１４⽇７時５９分，落雷の影響により，愛岐幹線（５００ｋV送電線）１号線，２号線をルート遮断し，中速再閉路する事象が発⽣した。その影響を受け，浜岡原⼦⼒発電所の所内電源の電圧が瞬時低下した。浜岡４号機６．９ｋV⾮常⽤⺟線 (E)，(F)，(H) については，その電圧低下を⼀相開放事象対策※１として設置した検出器が検知し、常⽤と⾮常⽤⺟線の間に設置された遮断器が開放し、６．９ｋV⾮常⽤⺟線（E)，(F)，(H)が停電した。これにより⾮常⽤ディーゼル
発電機 (A)，(B) が⾃動起動し、６．９ｋV⾮常⽤⺟線⺟線 (E)，(F) は受電された。⾮常⽤ディーゼル発電
機 (H) については、⾮常⽤ディーゼル発電機 (H) 関連の作業により，安全措置として停⽌としていたため，６．
９ｋV⾮常⽤⺟線 (H) は停電状態が継続した。
なお、３，５号機については，⼀相開放事象対策が未実施であることから⾮常⽤⺟線の停電には⾄らなかった。
※１ 外部電源に直接接続している変圧器の⼀次側において３相のうち⼀相の電路の開放が⽣じた場合に，安全施設への電⼒の供給が不安定になったことを検知し，故障個所の隔離⼜は⾮常⽤⺟線の接続変
更その他の異常の拡⼤を防⽌する対策。

参考19

現⾏の技術基準における位置付け（１／２）

参考20

現状、規則の解釈は、以下のとおりである。OPC⾃動検知システムを⼈的運⽤の信頼性を向上・補完するものとし、現在解釈の中で、事業者として計画的に取り組んでいく。
○実⽤発電⽤原⼦炉及びその附属施設の技術基準に関する規則の解釈（抜粋）1/2

現⾏の技術基準における位置付け（２／２）○実⽤発電⽤原⼦炉及びその附属施設の技術基準に関する規則の解釈（抜粋）2/2

参考21