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１相開放故障事象（OPC）自動検知システムの実機検証結果について

2022年7月20日
原子力エネルギー協議会

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目次
１．はじめに

1

２．国内におけるこれまでの取組みと今後の計画

2

３．代表プラントのOPC自動検知システム設置概要

3

４．試運用・現地検証内容

4５．試運用・現地検証結果

５

６．検証結果及び米国の状況を踏まえた誤検知に対する対応方針

7

７．システム導入に伴う手順書の整備及び教育・訓練

8８．各社の設置計画（PWR・BWR）

9

９．設置計画の進捗状況確認

11

10. 最後に

12
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1

1．はじめに
１．経緯
１相開放故障事象（OPC：Open Phase Condition ）への対応については、設置許可基準規則第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、機械的にOPC事象を検知可能な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。
今回、代表プラントへのOPC自動検知システムの設置ならびに試運用・現地検証が完了したため、その結果について報告するものである。
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）

青葉線
500kV系統（2回線）

500kV特高開閉所(GIS)【OPC事象】
導体を吊り下げていた碍子の破損等により、非常用高圧母線の外部電源受電ラインが開放（既設リレーによる地絡検出せず）

77kV特高開閉所
(GIS)

主変圧器
(3号炉）

起動変圧器
（３号炉用）

発電機
負荷開閉装置(GLBS)

高浜連絡線
77kV系統
（1回線）

所内
変圧器
(3号炉）

予備変圧器
（１~４号炉用）

1,2号炉へ3G

碍子

変圧器1次側の設備構成
架線
GIS、GCB

常用高圧母線 (6.6kV)

DG

非常用高圧母線 (6.6kV)

所内電源側（変圧器側）

鉄構
導体
断路器

外部電
源側

OFケーブル
相分離母線

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2

２．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を行いながら、OPC自動検知システムの開発・検証及び実機導入について検討し、設置計画の策定まで実施済である。（2020年8月5日の公開会合にてご説明済）• その後、設置計画に基づき、代表プラントとして高浜発電所予備変圧器にOPC自動検知システムを設置し、試運用・現地検証を実施したので、その結果について報告する。今後、各プラントへの実機導入を進めていく。

2015年

国
内
に
お
け
る
取
組
み

こ
れ
ま
で
の
対
応

今
後

2015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•

検知システムの開発、動作性の検証を実施。

•

実機導入検討2018年

 システムの設置対象変圧器

参考1

 システムの運用方針

参考2•

設備構成や既設保護設備から、設置対象・設
置時期を決定。

•
2020年
代表プラント試験導入～

高浜発電所予備変圧器に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。
3 ～ 6

•
2022年
各プラントへ実機導入～

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。

2019年

設置計画の策定

7
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8

3

3．代表プラントのOPC自動検知システム設置概要
１．対象変圧器
高浜発電所 予備変圧器
２．工事期間2020年9月~2021年3月（現地施工は2021年2月~2021年3月）

３．工事内容OPC検出器（光CT）及び自動検知盤を現場に設置し、OPC警報発信機能を追加。
高浜発電所 外部電源受電ライン構成
外部電源系統220kV~500kV
系統
（2回線）

220kV~500kV 66~275kV
系統
系統
（1回線）
（2回線）

光ＣＴハウジング

OPC発生時
に警報発信
中央制御室

起動変圧器

主変圧器

発電機負荷
開閉装置

予備変圧器

検知器
設置対象

所内
変圧器

OPC自動検知盤
OPC検出器（光CT）
屋外トレンチ内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

保守ツール

波形記録器

記録装置
500kVリレー室

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44．試運用・現地検証内容

１．現地検証の目的
以下の項目を確認することを目的に現地検証を実施した。
①これまでの開発において前提としてきた実機環境*に大きな相違がないこと。
②現地での誤検知の有無等。 ＊:開発段階での想定事象は、①雷･開閉ｻｰｼﾞ、②変圧器の短絡･地絡、③系統電圧･周波数の変動、④単相再閉路、⑤系統切替によるﾙｰﾌﾟ潮流、⑥安全系負荷の負荷一斉脱落、⑦励磁突入電流の7事象。下線部の③⑤⑥⑦は現地試験により検証、①②④は自然現象又は事故によるものであり、試運用中の発生状況に応じて検証を実施することとした。

２．検証期間2021年3月度に現地設置を完了し、2021年3月~2022年3月の約1年間を検証期間とした。
現地検証期間中は、検知システム動作時の要因調査のために記録装置を設置し、試運用では外乱影響を幅広く採取するため、本来は数秒程度に設定する不要動作防止タイマーの設定値を0秒として検証した。

３．検証内容（１）システム設計の妥当性に関する検証①現地試験による動作検証
実機環境において実施する可能性がある運転操作を行い、警報発信（不要動作）の有無を確認し、システム設計への反映の必要性を検討した。
②通常運用状態における動作検証
実機環境での通常運用状態において、警報発信（不要動作）の有無を確認し、システム設計への反映の必要性を検討した。
（２）システムの監視性や運転操作に関する検証
通常運用状態及び誤検知等による監視性や運転業務への影響を聞き取り等により確認した。
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55．試運用・現地検証結果（1/2）
１．検証結果（１）システム設計の妥当性に関する検証結果①現地試験による動作検証

開発段階での想定事象①雷･開閉ｻｰｼﾞ、②変圧器の短絡･地絡、③系統電圧･周波数の変動、④単相再閉路、⑤系統切替によるﾙｰﾌﾟ潮流、⑥安全系負荷の負荷一斉脱落、⑦励磁突入電流
検証結果（不要動作の有無）

対応する開発段階での想定事象No

試験項目

試験内容（試験日）

1

予備変圧器しゃ断器
E10投入

予備変圧器しゃ断器E10投入時の励磁突
入電流による不要動作の有無を確認（2021.3.11）

不要動作あり（動作時間6.7秒）③⑦

2

補機起動・停止

大型補機（1次系冷却水ポンプ）起動時の起動電流による不要動作の有無を確認（2021.3.11）

不要動作なし③⑥

3

動力変圧器しゃ断器
投入

動力変圧器投入時の励磁突入電流による不要動作の有無を確認（2021.3.11）

不要動作なし（負荷の状態により不要
動作可能性あり）

③⑦

4

電源切替
（非常用DG⇔予備変圧器）

非常用DGから予備変圧器への負荷切替による不要動作の有無を確認（2021.3.11）

不要動作あり（動作時間71.4秒）③⑤

・開発段階での想定事象③⑤⑥⑦については、試験項目No.1、No.4は不要動作あり、No.3は負荷の状態により不要動作の可能性ありであり、不要動作を防止するためには、タイマーの設定値を100秒程度とする必要があることを確認した。ただし、これらの不要動作は運転操作にあたり予め想定し得るもので警報発信時に即時対応が可能であることを考慮し、不要動作防止より１相開放故障事象の検知を優先し、タイマー設定はメーカ設定値※に従い、短時間の設定として本格運用を開始することとした。
※：メーカ設定値は機密情報のため開示不可

・開発段階での想定事象①②④については、システム開発の段階で事象継続時間（10秒以内）を評価済みであり、タイマー設定で不要動作を防止できることを確認している。

参考３・以上より、システム設計へ反映が必要な事項は確認されなかった。
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65．試運用・現地検証結果（2/2）
１．検証結果（前頁の続き）（１）システム設計の妥当性に関する検証結果②通常運用状態における動作検証
・検証期間中における不要動作（誤検知）なしであり、システム設計へ反映が必要な事項は確認されなかった。
ただし、今回の検証は、誤検知の可能性がある事象について網羅的に動作確認したものではないため、本格運用開始以降も引き続き、誤検知の可能性を念頭に対応が必要である。

（２）システムの監視性や運転操作に関する検証
・実機環境での運用において監視性や運転業務に影響するような懸案は抽出されなかった。

（発電所意見・要望等の調査結果）
設計反映／意見要
望の有無

項 目

所管課／室

調査結果

監視操作性

第一発電室
第二発電室

監視操作性への問題なし

無運転業務への影響

第一発電室
第二発電室

運転業務への支障、問題点なし

無

設計変更の
見直し必要性

電気保修課

設計段階での想定事象、検知ロジック等の見直し必要性なし

無以上の（１）（２）の検証結果より、システム設計及び運用面へ反映が必要な事項がないことを確認した。なお、誤検知に対する対応方針は、次ページに示す。

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６．検証結果及び米国の状況を踏まえた誤検知に対する対応方針

7

１．誤検知に係る検証結果の考察
検証期間中、運転操作時を除き、通常運用状態において誤検知は確認されなかったが、落雷や系統ショック等の突発事象に対するシステム挙動を十分に確認できていないため、今後も誤検知がないとは言い切れないため、運用面で誤検知を考慮した対応が必要である。
参考16
２．米国における誤検知対応状況（１）誤検知の発生状況
NRCがこれまでに発行しているOPC検査レポートでは、43発電所の内、少なくとも8発電所が誤検知を経験しており、原因が分かっていないものもあるとされている。そこで、ATENAとして誤検知の原因を把握するため、2020年7月から9月にかけて独自にNEIのシステムエンジニアと面談し、OPC検出器に係る誤検知の経験について聞き取りを行った。その結果、OPC検知器の運用開始後における電源系統の変更を設定値に反映できていなかったケース、非常用ディーゼル発電機の系統並列運転を考慮したOPC検知器の設定ができていなかったケース等、OPC判断の閾値設定に関する問題
が誤検知の主な原因であることが分かった。

（２）OPC警報発信時の対応
2021年度に新たにNRC検査レポートが発行された30発電所のすべてが、リスク情報を活用してOPC警報発信時に運転員が手動で対応する意向であり、これまでに発行されたNRC検査レポートから、43発電所のうち約7割が運転員による手動対応を適用又は適用する予定であることを確認した。
３．国内における誤検知に対する対応方針
上記の状況を踏まえ、国内ではOPC警報発信時に運転員が誤検知か否かを判断し、OPCと判断した場合は手動でしゃ断器を開放し、OPC警報とSI/BO信号が重畳した場合は、原子炉の安全停止を優先して、誤検知か否かに関わらずしゃ断器を開放し、速やかに非常用DGからの受電に切替えることを社内マニュアルに明記する。
なお、2017年7月に中部電力浜岡4号機で発生した誤検知事象の原因は、落雷による系統電圧の瞬時低下であることが分かっており、誤検知防止の観点からOPC判断の閾値設定と同様に、不要動作防止タイマーの設定も重要であり、プラント毎に必要な試運用・現地検証を行い設定値の妥当性を確認した上で、本格運用を開始する方針とする。
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8

７．システム導入に伴う手順書の整備及び教育・訓練
１．手順書の整備

OPC自動検知システムの導入にあたり、以下の社内標準（手順書）を整備した。OPC検知システム導入に伴う改定内容は以下のとおり。
社内標準名称システム導入前

システム導入後

改定のポイント(1)発電室業務所
則・変圧器の巡視点検（1回／日）時にOPCの発生がないことを確認する。
・OPCを検知した場合、故障箇所の隔離または非常用母線を健全な電源系に切替える。
・当直課長は、予備変圧器から所内負荷へ給電時は、77kV送電線の電流値測定を電気保修課長に依頼し、その結果を確認する。

・変圧器の巡視点検（1回／日）時にOPCの発生がないことを確認する。
・OPCを検知した場合、故障箇所の隔離または非常用母線を健全な電源系に切替える。
・当直課長は、予備変圧器から所内負荷へ給電時は、77kV送電線の電流値を確認する。

・高浜の保安規定第73条（外部電源）の「予備変圧器から所内負荷へ給電時は、77kV
送電線の電流値を確認する。」の対応について、電気保修課員
が電流値を測定し運転員が確認する方法から、運転員が直接電流値を確認する方法に変更(OPC検知盤で電流値を確認)(2)運転操作所則・予備変圧器受電前に巡視点検を行い、OPCの有無を確認する。

・予備変圧器受電前に巡視点検を行い、OPCの有無を確認する。

変更なし

記載なし

・OPC警報発信時の確認、操作・OPC警報とSI/BO信号が重畳した
場合は予備変圧器しゃ断器を開放(3)警報時操作所
則・OPC警報発信時の対応手順を追加

２．警報発報時の対応
・OPC警報を確認後、中央制御室で77kV送電線の各相電圧ならびに所内負荷給電時は運転パラメータを確認し、現場のOPC検知盤で各相電流を確認する。異常がない場合は、OPC検知盤で警報リセット操作を行い、警報がリセットできた場合は誤検知と判断する。
・警報がリセットできない場合は検知盤の故障又は実際にOPC発生と考えられるため、電気保修課に検知盤の点検を依頼するとともに、現地で予備変圧器および架線設備の目視点検を行い、断線等の異常がないか確認する。点検、確認の結果、OPC発生と判断した場合は予備変圧器しゃ断器を開放する。
・OPC警報とSI/BO信号が重畳した場合は、速やかに予備変圧器しゃ断器を開放し、予備変圧器を待機除外とする。

３．教育・訓練
社内標準（教育訓練要綱）に基づき、運転員に対して定期的（１回／年以上）にOPC対応の机上教育及び実技訓練を実施している。
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98．各社の設置計画（1/2）
PWR電力工程概要

2020年8月5日公開会合時からの変更点と理由を併せて記載

注）各社の設置計画は最新の工程より見直しを実施、今後も再稼働時期や関連機器の点検時期等に伴い変更の可能性あり
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10

8．各社の設置計画（2/2）
BWR電力工程概要

2020年8月5日公開会合時からの変更点と理由を併せて記載

注）各社の設置計画は最新の工程より見直しを実施、今後も再稼働時期や関連機器の点検時期等に伴い変更の可能性あり
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119．設置計画の進捗状況確認
各社の設置計画については、ATENA会員の責任者が出席するATENAステアリング会議でコミットし、責任を持って自律的かつ計画通りに実施するよう、ATENAで引き続き進捗状況のフォローを行う。

①ATENAから事業者に対し、設置計画の提出を要求。
②事業者は年に一度、ATENAへ「最新の設置計画（現地着工時期、工事完了時期、試運用完了時期）」および「実績」について報告する。計画変更が必要となった場合は、その理由を付して適宜報告する。
また、試運用完了時には、「本格運用開始日」および「システム導入に伴い整備した手順書類名」についてATENAへ報告する。
③ATENAは②の進捗情報について、ATENAホームページへ公開する。
④ATENAは年に一度および計画変更時、各社の進捗状況について原子力規制庁へ報告する。
１相開放故障自動検知システムの設置計画・実績管理（例）
事業者

Ａ電力

Ｂ電力

Ｃ電力

発電所名

高浜
発電所

□発電所

△発電所

設置計画／実績

設置対象
変圧器

予備
変圧器

計画

現地着工

工事完了

2020年9月

2021年3月

試運用完了（手順整備含む）

2022年4月

備 考

本格運用開始計画変更の理由

2020年4月－

実績

2020年9月

2021年3月

2022年4月

2022年4月12日

計画

2022年9月

2024年○月※

2025年○月※

2025年○月※

実績

2022年12月※

計画

2023年10月

2024年5月

2025年5月

2025年5月□変圧器・システム導入に伴い整備した
手順書類名・その他特記事項

・発電業務所則（電流計測）
・警報時所則（警報時対応、SI/BO信号発信時操作手順等）※○○による
着工時期
変更のため

△変圧器
実績

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12

10．最後に・代表プラントでの試運用・現地検証結果

国内メーカにより設計開発されたOPC自動検知システムの実機適用にあたり、代表プラントの高浜発電所（予備変圧器）に設置し、2021年3月より試運用・現地検証を実施した結果、システム設計及び運用面へ反映が必要な事項がないことを確認した。
従って、国内の各プラントへの実機導入に問題はないと判断する。

・各プラントへの実機導入計画
代表プラントでの試運用・現地検証結果を踏まえ、今後、国内各プラント※にOPC自動検知システムの実機導入を進め、OPC検知に係る人的運用の信頼性向上を図る。
なお、プラントによって採用する１相開放故障検知システムのメーカ及び実機環境に違いがあることを踏まえ、プラント毎に設置及び必要な試運用・現地検証を実施し、本格運用を開始す
ることとする。
※：電源開発を含む9社のプラント。中部,四国,原燃は既存設備により対応可能であり、追加対策なし。

・事業者としては、技術基準規則第45条の要求事項に基づき、現在実施している運転員の巡視点検等によるOPC検知運用はそのまま継続し、OPC
自動検知システムを人的運用の信頼性を向上・補完するものと位置付け、
自主的かつ計画的にシステムを導入していく予定である。
・ATENAにて、引き続き工事進捗状況のフォローを行う。
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以下、参考資料

参考１

OPC自動検知システムの設置対象変圧器の選定（2020年8月5日公開会合資料より抜粋再掲）

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。
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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参考２

OPC自動検知システムの運用方針（2020年8月5日公開会合資料より抜粋再掲）

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。
（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
又はBO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、非常用電源系の冗長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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参考３

OPC自動検知システムの検証試験結果（2020年8月5日公開会合資料より抜粋再掲）○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（2020年8月5日公開会合資料より抜粋再掲）

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（2020年8月5日公開会合資料より抜粋再掲）（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（2020年8月5日公開会合資料より抜粋再掲）（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

検知器
（ディジタルリレー）①検出器(ケーブル型光電流センサ,Φ18mm)

6.9kV
所内母線
警報発信
VT

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（2020年8月5日公開会合資料より抜粋再掲）（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（2020年8月5日公開会合資料より抜粋再掲）

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
・最長 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（2020年8月5日公開会合資料より抜粋再掲）

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（2020年8月5日公開会合資料より抜粋再掲）

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（2020年8月5日公開会合資料より抜粋再掲）

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（長期試験）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（2020年8月5日公開会合資料より抜粋再掲）

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（2020年8月5日公開会合資料より抜粋再掲）

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

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14（2020年8月5日公開会合資料より抜粋再掲）（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）③－２：
非常用D/G自動起動③－１：
UV信号発信【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

待機系
変圧器
投入

・待機変圧器が無い
・待機変圧器が故障
・受電失敗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

受電成功

⑤－ａ
待機系変圧器にて受電（自動の場合）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

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

参考15（2020年8月5日公開会合資料より抜粋再掲）

米国におけるOPCに係る対応状況について（1/2）

参考16

NRC及びNEIを代表とする産業界のOPCに係る対応について、過去からの経緯を含め、以下にまとめる。
2012年1月 Byron2号機において定格出力運転中にOPC発生
2012年7月 NRCは、Bulletin 2012-01を発行
2013年12月 NEIは、OPCへの対応について産業界ガイダンスNEI 13-12及びその付属文書として産業界の対応とスケジュールを示したOPCイニシアチブ（自主的措置）を発行 ←対策完了は2017年12月31日
2014年11月 NRCは、各事業者にOPCイニシアチブに従い対策完了した場合はNRCに通知するようレターを発行
2015年3月 NEIは、OPCイニシアチブの改訂１版をNRCに提出←対策完了は2018年12月31日
2017年5月 NRCは、8プラントを対象にOPCによる炉心損傷頻度（CDF）への寄与、OPC隔離システム（
OPIS）のリスク低減効果を評価し、OPISの使用によりOPCの脆弱性は大きく低減できるとした評価
結果を公表
2017年10月 NRCは、OPCイニシアチブの実施状況確認を目的とした暫定検査要領（TI 2515/194）を公表→NRCがOPC対応不要と判断したプラント、10CFR50.90「変更、検査、試験」に基づく変更申請
中のプラント、2020年1月30日までに廃炉予定を通知したプラントを除く全プラントが検査対象
2018年9月 NEIは、OPISの設置を完了した複数のプラントにおいて、設置後のモニタリング期間中にOPISの誤作動が発生していることを踏まえ、モニタリング期間を１年延長するため、OPCイニシアチブの改訂２版をNRCに提出←対策完了は2019年12月31日
2019年5月 NEIは、OPISの自動電源切替機能の代替オプションとして運転員の手動対応を採用する場合のリスク評価手法をまとめた産業界ガイダンスNEI 19-02を発行し、各事業者がNEI 19-02を使用できる
よう、OPCイニシアチブの改訂３版をNRCに提出
2019年7月 NRCは、NEI 19-02の使用を承認
2020年1月 NRCは、8プラントを対象にOPISの自動電源切替機能のリスク低減効果を評価し、OPISの自動電源切替機能による安全性の向上は高くないと結論付けた報告書を公表
2020年4月 NRCは、OPCイニシアチブの改訂3版でリスク情報を活用するオプションが追加されたことを踏まえ、暫定検査要領（TI 2515/194）の改訂１版を公表
これまでに発行されたNRC検査レポートから、43発電所のうち約7割が運転員による手動対応を適用又は適用する予定であることを確認している。

米国におけるOPCに係る対応状況について（2/2）

参考17

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。
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。
・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。

現行の技術基準における位置付け（１／２）

参考18（2020年8月5日公開会合資料より抜粋再掲）

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）

参考19（2020年8月5日公開会合資料より抜粋再掲）○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