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付録 6.7
系統解析用の発電機定数
付録 6.7
1
付録 6.7 系統解析用の発電機定数
1. 発電機モデル
(1) Type: GENSAL
T’do (>0) (sec) 直軸開路時定数 T”do (>0) (sec) 直軸開路初期過渡時定数 T”qo (>0) (sec) 横軸開路初期過渡時定数 H (pu) 慣性定数 D (pu) ダンピング定数 Xd (pu) 直軸同期リアクタンス Xq (pu) 横軸同期リアクタンス X’d (pu) 直軸過渡リアクタンス X”d (=X”q) (pu) 直軸初期過渡リアクタンス Xl (pu) 電機子もれリアクタンス S(1.0) 飽和係数 S(1.2) 飽和係数
2
(2) Type: GENROU
T’do (>0) (sec) 直軸開路時定数 T”do (>0) (sec) 直軸開路初期過渡時定数 T’qo (>0) (sec) 横軸開路時定数 T”qo (>0) (sec) 横軸開路初期過渡時定数 H (pu) 慣性定数 D (pu) ダンピング定数 Xd (pu) 直軸同期リアクタンス Xq (pu) 横軸同期リアクタンス X’d (pu) 直軸過渡リアクタンス X’q (pu) 横軸過渡リアクタンス X”d (=X”q) (pu) 直軸初期過渡リアクタンス Xl (pu) 電機子もれリアクタンス S(1.0) 飽和係数 S(1.2) 飽和係数
付録 6.7
3
2. 励磁系モデル
Type: SCRX
Ta/Tb 係数 Tb (>0) (sec) 時定数 K ゲイン Te (sec) 時定数 Emin (pu) リミッター下限 Emax (pu) リミッター上限 Cswitch 0:自励, 1:他励 rc/rfd バイパスサイリスタ抵抗／界磁抵抗
4
3. ガバナー系モデル
(1) Type: IEEEG1
K ゲイン T1 (sec) 時定数 T2 (sec) 時定数 T3 (>0) (sec) 時定数 Uo (pu/sec) 制御弁開限界速度 Uc (<0) (pu/sec) 制御弁閉限界速度 Pmax (pu) 制御弁上限 Pmin (pu) 制御弁下限 T4 (sec) 時定数 K1 ゲイン K2 ゲイン T5 (sec) 時定数 K3 ゲイン K4 ゲイン T6 (sec) 時定数 K5 ゲイン K6 ゲイン T7 (sec) 時定数 K7 ゲイン K8 ゲイン
付録 6.7
5
(2) Type: IEEEG3
Tg (>0) (sec) 制御弁時定数 Tp (>0) (sec) 検出値時定数 Uo (pu/sec) 制御弁開限界速度 Uc (<0) (pu/sec) 制御弁閉限界速度 Pmax (pu) 制御弁上限 Pmin (pu) 制御弁下限 Sig 持続速度垂下係数 Del 過渡速度垂下係数 Tr (>0) (sec) 時定数 Tw (>0) (sec) 水時定数 A11 (>0) 係数 A13 係数 A21 係数 A23 (>0) 係数
6
4. PSSモデル
Type: IEEEST
A1 係数 A2 係数 A3 係数 A4 係数 A5 係数 A6 係数 T1 (sec) 時定数 T2 (sec) 時定数 T3 (sec) 時定数 T4 (sec) 時定数 T5 (sec) 時定数 T6 (>0) (sec) 時定数 Ks 係数 Lsmax リミッター上限 Lsmin リミッター下限 Vcu (pu) 出力リミッター上限
Vcl (pu) 出力リミッター下限
付録 6.8-1
潮流と年経費の関係
"潮
流"と
"年
経費
"の
関係
115 k
V A
CSR
240 m
m2
1回
線鉄
塔（平
地・硬
質地
盤）
建設
費（1回
線当
たり
）：C
[$/km
]56
926
割引
率：i 1
[%]
10Fr
om1
to10
[yea
r]: n
1.10
割引
率：i 2
[%]
12Fr
om11
to30
[yea
r]: N
1.12
送電
線の
耐用
年数
：N
[年]
30残
存価
値：v
[%]
0資
本回
収係
数：K
10.
117
K1
= {
1 - v
/ ( 1
+ i 2
)N }
/ [ [
{ 1
- 1 /
( 1 +
i 1 )n
} / i
1 ] +
[ {
1 / (
1 +
i 2 )n -1
/ ( 1
+ i 2
)N }
/ i2 ] ]
送電
線の
運転
保守
費：s
[%]
1
送電
線の
抵抗
値（100M
VA
ベー
ス）：r
[%/km
]0.
091
潮流
の力
率：P
f[%
]95
年負
荷率
：L
f[%
]60
損失
係数
：K
20.
432
K2
= ( 0
.3 *
Lf )
+ (
0.7
* L f
2 )
送電
損失
費：電
力輸
出単
価：u
[$/kW
h]
0.03
Bah
t1.1
4/kW
h, B
aht3
8/$
潮流
：L
d[M
W]
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
80.0
90.0
100.
011
0.0
120.
013
0.0
140.
015
0.0
kW損
失 *
1[k
W]
1.0
4.0
9.1
16.1
25.2
36.3
49.4
64.5
81.7
100.
812
2.0
145.
217
0.4
197.
622
6.9
kWh損
失 *
2[k
Wh]
3816
1526
334
342
6105
295
394
1373
6818
6973
2442
0930
9077
3815
7746
1708
5494
7164
4865
7478
9185
8548
年経
費[$
/年
]73
4476
8782
6090
6110
091
1135
112
839
1455
616
502
1867
721
081
2371
426
576
2966
632
986
資本
回収
関連
年経
費 *
3[$
/年
]66
6066
6066
6066
6066
6066
6066
6066
6066
6066
6066
6066
6066
6066
6066
60運
転保
守費
関連
年経
費 *
4[$
/年
]56
956
956
956
956
956
956
956
956
956
956
956
956
956
956
9送
電損
失関
連年
経費
*5
[$/年
]11
445
810
3018
3228
6241
2156
0973
2692
7211
447
1385
116
484
1934
622
437
2575
6
*1. "kW
損失
" =
r *
{ L
d/ (
100 *
Pf)
}2 *
100,0
00
*2. "kW
h損
失" =
"kW
損失
" *
8760 *
K2
*3. "資
本回
収関
連年
経費
" =
C *
K1
*4. "運
転保
守費
関連
年経
費" =
C *
s*5. "送
電損
失関
連年
経費
" =
"kW
h損
失" *
u
"潮
流"と
"年
経費
"の
関係
115 k
V A
CSR
410 m
m2
1回
線鉄
塔（平
地・硬
質地
盤）
建設
費（1回
線当
たり
）：C
[$/km
]71916
割引
率：i 1
[%]
10
1～
10
年：n
1.1
0割
引率
：i 2
[%]
12
11
～30
年：N
1.1
2送
電線
の耐
用年
数：N
[年]
30
残存
価値
：v
[%]
0資
本回
収係
数：K
10.1
17
K1= { 1
- v
/ (
1 +
i2)N
} / [
[ { 1
- 1
/ (
1 +
i1)n
} / i
1]
+ [
{ 1
/ (
1 +
i2)n
-1 /
( 1
+ i
2)N
} / i
2]
]
送電
線の
運転
保守
費：s
[%]
1
送電
線の
抵抗
値（100M
VA
ベー
ス）：r
[%/km
]0.0
55
潮流
の力
率：P
f[%
]95
年負
荷率
：L
f[%
]60
損失
係数
：K
20.4
32
K2= (
0.3
* L
f)
+ (
0.7
* L
f2 )
送電
損失
費：電
力輸
出単
価：u
[$/kW
h]
0.0
3B
aht1
.14/kW
h, B
aht3
8/$
潮流
：L
d[M
W]
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
80.0
90.0
100.0
110.0
120.0
130.0
140.0
150.0
kW損
失 *
1[k
W]
0.6
2.4
5.5
9.8
15.2
21.9
29.9
39.0
49.4
60.9
73.7
87.8
103.0
119.4
137.1
kWh損
失 *
2[k
Wh]
2306
9225
20756
36900
57656
83024
113005
147599
186805
230623
279054
332098
389754
452022
518903
年経
費[$
/年
]9203
9410
9756
10240
10863
11624
12523
13561
14737
16052
17505
19096
20826
22694
24700
資本
回収
関連
年経
費 *
3[$
/年
]8414
8414
8414
8414
8414
8414
8414
8414
8414
8414
8414
8414
8414
8414
8414
運転
保守
費関
連年
経費
*4
[$/年
]719
719
719
719
719
719
719
719
719
719
719
719
719
719
719
送電
損失
関連
年経
費 *
5[$
/年
]69
277
623
1107
1730
2491
3390
4428
5604
6919
8372
9963
11693
13561
15567
*1. "kW
損失
" =
r *
{ L
d/ (
100 *
Pf)
}2 *
100,0
00
*2. "kW
h損
失" =
"kW
損失
" *
8760 *
K2
*3. "資
本回
収関
連年
経費
" =
C *
K1
*4. "運
転保
守費
関連
年経
費" =
C *
s*5. "送
電損
失関
連年
経費
" =
"kW
h損
失" *
u
"潮
流"と
"年
経費
"の
関係
115 k
V A
CSR
610 m
m2
1回
線鉄
塔（平
地・硬
質地
盤）
建設
費（1回
線当
たり
）：C
[$/km
]86047
割引
率：i 1
[%]
10
1～
10
年：n
1.1
0割
引率
：i 2
[%]
12
11
～30
年：N
1.1
2送
電線
の耐
用年
数：N
[年]
30
残存
価値
：v
[%]
0資
本回
収係
数：K
10.1
17
K1= { 1
- v
/ (
1 +
i2)N
} / [
[ { 1
- 1
/ (
1 +
i1)n
} / i
1]
+ [
{ 1
/ (
1 +
i2)n
-1 /
( 1
+ i
2)N
} / i
2]
]
送電
線の
運転
保守
費：s
[%]
1
送電
線の
抵抗
値（100M
VA
ベー
ス）：r
[%/km
]0.0
35
潮流
の力
率：P
f[%
]95
年負
荷率
：L
f[%
]60
損失
係数
：K
20.4
32
K2= (
0.3
* L
f)
+ (
0.7
* L
f2 )
送電
損失
費：電
力輸
出単
価：u
[$/kW
h]
0.0
3B
aht1
.14/kW
h, B
aht3
8/$
潮流
：L
d[M
W]
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
80.0
90.0
100.0
110.0
120.0
130.0
140.0
150.0
kW損
失 *
1[k
W]
0.4
1.6
3.5
6.2
9.7
14.0
19.0
24.8
31.4
38.8
46.9
55.8
65.5
76.0
87.3
kWh損
失 *
2[k
Wh]
1468
5870
13208
23482
36690
52834
71913
93927
118876
146760
177580
211335
248025
287650
330211
年経
費[$
/年
]10972
11104
11324
11632
12029
12513
13085
13746
14494
15331
16255
17268
18369
19557
20834
資本
回収
関連
年経
費 *
3[$
/年
]10067
10067
10067
10067
10067
10067
10067
10067
10067
10067
10067
10067
10067
10067
10067
運転
保守
費関
連年
経費
*4
[$/年
]860
860
860
860
860
860
860
860
860
860
860
860
860
860
860
送電
損失
関連
年経
費 *
5[$
/年
]44
176
396
704
1101
1585
2157
2818
3566
4403
5327
6340
7441
8630
9906
*1. "kW
損失
" =
r *
{ L
d/ (
100 *
Pf)
}2 *
100,0
00
*2. "kW
h損
失" =
"kW
損失
" *
8760 *
K2
*3. "資
本回
収関
連年
経費
" =
C *
K1
*4. "運
転保
守費
関連
年経
費" =
C *
s*5. "送
電損
失関
連年
経費
" =
"kW
h損
失" *
u
"潮
流"と
"年
経費
"の
関係
115 k
V A
CSR
240 m
m2
2回
線鉄
塔（平
地・硬
質地
盤）
建設
費（1回
線当
たり
）：C
[$/km
]48996.5
割引
率：i 1
[%]
10
1～
10
年：n
1.1
0割
引率
：i 2
[%]
12
11
～30
年：N
1.1
2送
電線
の耐
用年
数：N
[年]
30
残存
価値
：v
[%]
0資
本回
収係
数：K
10.1
17
K1= { 1
- v
/ (
1 +
i2)N
} / [
[ { 1
- 1
/ (
1 +
i1)n
} / i
1]
+ [
{ 1
/ (
1 +
i2)n
-1 /
( 1
+ i
2)N
} / i
2]
]
送電
線の
運転
保守
費：s
[%]
1
送電
線の
抵抗
値（100M
VA
ベー
ス）：r
[%/km
]0.0
91
潮流
の力
率：P
f[%
]95
年負
荷率
：L
f[%
]60
損失
係数
：K
20.4
32
K2= (
0.3
* L
f)
+ (
0.7
* L
f2 )
送電
損失
費：電
力輸
出単
価：u
[$/kW
h]
0.0
3B
aht1
.14/kW
h, B
aht3
8/$
潮流
：L
d[M
W]
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
80.0
90.0
100.0
110.0
120.0
130.0
140.0
150.0
kW損
失 *
1[k
W]
1.0
4.0
9.1
16.1
25.2
36.3
49.4
64.5
81.7
100.8
122.0
145.2
170.4
197.6
226.9
kWh損
失 *
2[k
Wh]
3816
15263
34342
61052
95394
137368
186973
244209
309077
381577
461708
549471
644865
747891
858548
年経
費[$
/年
]6337
6680
7253
8054
9084
10344
11832
13549
15495
17670
20074
22707
25569
28659
31979
資本
回収
関連
年経
費 *
3[$
/年
]5733
5733
5733
5733
5733
5733
5733
5733
5733
5733
5733
5733
5733
5733
5733
運転
保守
費関
連年
経費
*4
[$/年
]490
490
490
490
490
490
490
490
490
490
490
490
490
490
490
送電
損失
関連
年経
費 *
5[$
/年
]114
458
1030
1832
2862
4121
5609
7326
9272
11447
13851
16484
19346
22437
25756
*1. "kW
損失
" =
r *
{ L
d/ (
100 *
Pf)
}2 *
100,0
00
*2. "kW
h損
失" =
"kW
損失
" *
8760 *
K2
*3. "資
本回
収関
連年
経費
" =
C *
K1
*4. "運
転保
守費
関連
年経
費" =
C *
s*5. "送
電損
失関
連年
経費
" =
"kW
h損
失" *
u
"潮
流"と
"年
経費
"の
関係
115 k
V A
CSR
410 m
m2
2回
線鉄
塔（平
地・硬
質地
盤）
建設
費（1回
線当
たり
）：C
[$/km
]61207.5
割引
率：i 1
[%]
10
1～
10
年：n
1.1
0割
引率
：i 2
[%]
12
11
～30
年：N
1.1
2送
電線
の耐
用年
数：N
[年]
30
残存
価値
：v
[%]
0資
本回
収係
数：K
10.1
17
K1= { 1
- v
/ (
1 +
i2)N
} / [
[ { 1
- 1
/ (
1 +
i1)n
} / i
1]
+ [
{ 1
/ (
1 +
i2)n
-1 /
( 1
+ i
2)N
} / i
2]
]
送電
線の
運転
保守
費：s
[%]
1
送電
線の
抵抗
値（100M
VA
ベー
ス）：r
[%/km
]0.0
55
潮流
の力
率：P
f[%
]95
年負
荷率
：L
f[%
]60
損失
係数
：K
20.4
32
K2= (
0.3
* L
f)
+ (
0.7
* L
f2 )
送電
損失
費：電
力輸
出単
価：u
[$/kW
h]
0.0
3B
aht1
.14/kW
h, B
aht3
8/$
潮流
：L
d[M
W]
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
80.0
90.0
100.0
110.0
120.0
130.0
140.0
150.0
kW損
失 *
1[k
W]
0.6
2.4
5.5
9.8
15.2
21.9
29.9
39.0
49.4
60.9
73.7
87.8
103.0
119.4
137.1
kWh損
失 *
2[k
Wh]
2306
9225
20756
36900
57656
83024
113005
147599
186805
230623
279054
332098
389754
452022
518903
年経
費[$
/年
]7843
8050
8396
8880
9503
10264
11164
12201
13378
14692
16145
17736
19466
21334
23340
資本
回収
関連
年経
費 *
3[$
/年
]7161
7161
7161
7161
7161
7161
7161
7161
7161
7161
7161
7161
7161
7161
7161
運転
保守
費関
連年
経費
*4
[$/年
]612
612
612
612
612
612
612
612
612
612
612
612
612
612
612
送電
損失
関連
年経
費 *
5[$
/年
]69
277
623
1107
1730
2491
3390
4428
5604
6919
8372
9963
11693
13561
15567
*1. "kW
損失
" =
r *
{ L
d/ (
100 *
Pf)
}2 *
100,0
00
*2. "kW
h損
失" =
"kW
損失
" *
8760 *
K2
*3. "資
本回
収関
連年
経費
" =
C *
K1
*4. "運
転保
守費
関連
年経
費" =
C *
s*5. "送
電損
失関
連年
経費
" =
"kW
h損
失" *
u
"潮
流"と
"年
経費
"の
関係
115 k
V A
CSR
610 m
m2
2回
線鉄
塔（平
地・硬
質地
盤）
建設
費（1回
線当
たり
）：C
[$/km
]76453
割引
率：i 1
[%]
10
1～
10
年：n
1.1
0割
引率
：i 2
[%]
12
11
～30
年：N
1.1
2送
電線
の耐
用年
数：N
[年]
30
残存
価値
：v
[%]
0資
本回
収係
数：K
10.1
17
K1= { 1
- v
/ (
1 +
i2)N
} / [
[ { 1
- 1
/ (
1 +
i1)n
} / i
1]
+ [
{ 1
/ (
1 +
i2)n
-1 /
( 1
+ i
2)N
} / i
2]
]
送電
線の
運転
保守
費：s
[%]
1
送電
線の
抵抗
値（100M
VA
ベー
ス）：r
[%/km
]0.0
35
潮流
の力
率：P
f[%
]95
年負
荷率
：L
f[%
]60
損失
係数
：K
20.4
32
K2= (
0.3
* L
f)
+ (
0.7
* L
f2 )
送電
損失
費：電
力輸
出単
価：u
[$/kW
h]
0.0
3B
aht1
.14/kW
h, B
aht3
8/$
潮流
：L
d[M
W]
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
80.0
90.0
100.0
110.0
120.0
130.0
140.0
150.0
kW損
失 *
1[k
W]
0.4
1.6
3.5
6.2
9.7
14.0
19.0
24.8
31.4
38.8
46.9
55.8
65.5
76.0
87.3
kWh損
失 *
2[k
Wh]
1468
5870
13208
23482
36690
52834
71913
93927
118876
146760
177580
211335
248025
287650
330211
年経
費[$
/年
]9754
9886
10106
10414
10810
11295
11867
12527
13276
14112
15037
16050
17150
18339
19616
資本
回収
関連
年経
費 *
3[$
/年
]8945
8945
8945
8945
8945
8945
8945
8945
8945
8945
8945
8945
8945
8945
8945
運転
保守
費関
連年
経費
*4
[$/年
]765
765
765
765
765
765
765
765
765
765
765
765
765
765
765
送電
損失
関連
年経
費 *
5[$
/年
]44
176
396
704
1101
1585
2157
2818
3566
4403
5327
6340
7441
8630
9906
*1. "kW
損失
" =
r *
{ L
d/ (
100 *
Pf)
}2 *
100,0
00
*2. "kW
h損
失" =
"kW
損失
" *
8760 *
K2
*3. "資
本回
収関
連年
経費
" =
C *
K1
*4. "運
転保
守費
関連
年経
費" =
C *
s*5. "送
電損
失関
連年
経費
" =
"kW
h損
失" *
u
"潮
流"と
"年
経費
"の
関係
115 k
V A
CSR
240 m
m2
1回
線鉄
塔（山
地・硬
質地
盤）
建設
費（1回
線当
たり
）：C
[$/km
]70444
割引
率：i 1
[%]
10
1～
10
年：n
1.1
0割
引率
：i 2
[%]
12
11
～30
年：N
1.1
2送
電線
の耐
用年
数：N
[年]
30
残存
価値
：v
[%]
0資
本回
収係
数：K
10.1
17
K1= { 1
- v
/ (
1 +
i2)N
} / [
[ { 1
- 1
/ (
1 +
i1)n
} / i
1]
+ [
{ 1
/ (
1 +
i2)n
-1 /
( 1
+ i
2)N
} / i
2]
]
送電
線の
運転
保守
費：s
[%]
1
送電
線の
抵抗
値（100M
VA
ベー
ス）：r
[%/km
]0.0
91
潮流
の力
率：P
f[%
]95
年負
荷率
：L
f[%
]60
損失
係数
：K
20.4
32
K2= (
0.3
* L
f)
+ (
0.7
* L
f2 )
送電
損失
費：電
力輸
出単
価：u
[$/kW
h]
0.0
3B
aht1
.14/kW
h, B
aht3
8/$
潮流
：L
d[M
W]
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
80.0
90.0
100.0
110.0
120.0
130.0
140.0
150.0
kW損
失 *
1[k
W]
1.0
4.0
9.1
16.1
25.2
36.3
49.4
64.5
81.7
100.8
122.0
145.2
170.4
197.6
226.9
kWh損
失 *
2[k
Wh]
3816
15263
34342
61052
95394
137368
186973
244209
309077
381577
461708
549471
644865
747891
858548
年経
費[$
/年
]9061
9404
9977
10778
11808
13067
14556
16273
18219
20394
22798
25431
28292
31383
34703
資本
回収
関連
年経
費 *
3[$
/年
]8242
8242
8242
8242
8242
8242
8242
8242
8242
8242
8242
8242
8242
8242
8242
運転
保守
費関
連年
経費
*4
[$/年
]704
704
704
704
704
704
704
704
704
704
704
704
704
704
704
送電
損失
関連
年経
費 *
5[$
/年
]114
458
1030
1832
2862
4121
5609
7326
9272
11447
13851
16484
19346
22437
25756
*1. "kW
損失
" =
r *
{ L
d/ (
100 *
Pf)
}2 *
100,0
00
*2. "kW
h損
失" =
"kW
損失
" *
8760 *
K2
*3. "資
本回
収関
連年
経費
" =
C *
K1
*4. "運
転保
守費
関連
年経
費" =
C *
s*5. "送
電損
失関
連年
経費
" =
"kW
h損
失" *
u
"潮
流"と
"年
経費
"の
関係
115 k
V A
CSR
410 m
m2
1回
線鉄
塔（山
地・硬
質地
盤）
建設
費（1回
線当
たり
）：C
[$/km
]87446
割引
率：i 1
[%]
10
1～
10
年：n
1.1
0割
引率
：i 2
[%]
12
11
～30
年：N
1.1
2送
電線
の耐
用年
数：N
[年]
30
残存
価値
：v
[%]
0資
本回
収係
数：K
10.1
17
K1= { 1
- v
/ (
1 +
i2)N
} / [
[ { 1
- 1
/ (
1 +
i1)n
} / i
1]
+ [
{ 1
/ (
1 +
i2)n
-1 /
( 1
+ i
2)N
} / i
2]
]
送電
線の
運転
保守
費：s
[%]
1
送電
線の
抵抗
値（100M
VA
ベー
ス）：r
[%/km
]0.0
55
潮流
の力
率：P
f[%
]95
年負
荷率
：L
f[%
]60
損失
係数
：K
20.4
32
K2= (
0.3
* L
f)
+ (
0.7
* L
f2 )
送電
損失
費：電
力輸
出単
価：u
[$/kW
h]
0.0
3B
aht1
.14/kW
h, B
aht3
8/$
潮流
：L
d[M
W]
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
80.0
90.0
100.0
110.0
120.0
130.0
140.0
150.0
kW損
失 *
1[k
W]
0.6
2.4
5.5
9.8
15.2
21.9
29.9
39.0
49.4
60.9
73.7
87.8
103.0
119.4
137.1
kWh損
失 *
2[k
Wh]
2306
9225
20756
36900
57656
83024
113005
147599
186805
230623
279054
332098
389754
452022
518903
年経
費[$
/年
]11175
11382
11728
12213
12835
13596
14496
15534
16710
18024
19477
21069
22798
24666
26673
資本
回収
関連
年経
費 *
3[$
/年
]10231
10231
10231
10231
10231
10231
10231
10231
10231
10231
10231
10231
10231
10231
10231
運転
保守
費関
連年
経費
*4
[$/年
]874
874
874
874
874
874
874
874
874
874
874
874
874
874
874
送電
損失
関連
年経
費 *
5[$
/年
]69
277
623
1107
1730
2491
3390
4428
5604
6919
8372
9963
11693
13561
15567
*1. "kW
損失
" =
r *
{ L
d/ (
100 *
Pf)
}2 *
100,0
00
*2. "kW
h損
失" =
"kW
損失
" *
8760 *
K2
*3. "資
本回
収関
連年
経費
" =
C *
K1
*4. "運
転保
守費
関連
年経
費" =
C *
s*5. "送
電損
失関
連年
経費
" =
"kW
h損
失" *
u
"潮
流"と
"年
経費
"の
関係
115 k
V A
CSR
610 m
m2
1回
線鉄
塔（山
地・硬
質地
盤）
建設
費（1回
線当
たり
）：C
[$/km
]102547
割引
率：i 1
[%]
10
1～
10
年：n
1.1
0割
引率
：i 2
[%]
12
11
～30
年：N
1.1
2送
電線
の耐
用年
数：N
[年]
30
残存
価値
：v
[%]
0資
本回
収係
数：K
10.1
17
K1= { 1
- v
/ (
1 +
i2)N
} / [
[ { 1
- 1
/ (
1 +
i1)n
} / i
1]
+ [
{ 1
/ (
1 +
i2)n
-1 /
( 1
+ i
2)N
} / i
2]
]
送電
線の
運転
保守
費：s
[%]
1
送電
線の
抵抗
値（100M
VA
ベー
ス）：r
[%/km
]0.0
35
潮流
の力
率：P
f[%
]95
年負
荷率
：L
f[%
]60
損失
係数
：K
20.4
32
K2= (
0.3
* L
f)
+ (
0.7
* L
f2 )
送電
損失
費：電
力輸
出単
価：u
[$/kW
h]
0.0
3B
aht1
.14/kW
h, B
aht3
8/$
潮流
：L
d[M
W]
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
80.0
90.0
100.0
110.0
120.0
130.0
140.0
150.0
kW損
失 *
1[k
W]
0.4
1.6
3.5
6.2
9.7
14.0
19.0
24.8
31.4
38.8
46.9
55.8
65.5
76.0
87.3
kWh損
失 *
2[k
Wh]
1468
5870
13208
23482
36690
52834
71913
93927
118876
146760
177580
211335
248025
287650
330211
年経
費[$
/年
]13067
13200
13420
13728
14124
14608
15181
15841
16590
17426
18351
19364
20464
21653
22930
資本
回収
関連
年経
費 *
3[$
/年
]11998
11998
11998
11998
11998
11998
11998
11998
11998
11998
11998
11998
11998
11998
11998
運転
保守
費関
連年
経費
*4
[$/年
]1025
1025
1025
1025
1025
1025
1025
1025
1025
1025
1025
1025
1025
1025
1025
送電
損失
関連
年経
費 *
5[$
/年
]44
176
396
704
1101
1585
2157
2818
3566
4403
5327
6340
7441
8630
9906
*1. "kW
損失
" =
r *
{ L
d/ (
100 *
Pf)
}2 *
100,0
00
*2. "kW
h損
失" =
"kW
損失
" *
8760 *
K2
*3. "資
本回
収関
連年
経費
" =
C *
K1
*4. "運
転保
守費
関連
年経
費" =
C *
s*5. "送
電損
失関
連年
経費
" =
"kW
h損
失" *
u
"潮
流"と
"年
経費
"の
関係
115 k
V A
CSR
240 m
m2
2回
線鉄
塔（山
地・硬
質地
盤）
建設
費（1回
線当
たり
）：C
[$/km
]64457.5
割引
率：i 1
[%]
10
1～
10
年：n
1.1
0割
引率
：i 2
[%]
12
11
～30
年：N
1.1
2送
電線
の耐
用年
数：N
[年]
30
残存
価値
：v
[%]
0資
本回
収係
数：K
10.1
17
K1= { 1
- v
/ (
1 +
i2)N
} / [
[ { 1
- 1
/ (
1 +
i1)n
} / i
1]
+ [
{ 1
/ (
1 +
i2)n
-1 /
( 1
+ i
2)N
} / i
2]
]
送電
線の
運転
保守
費：s
[%]
1
送電
線の
抵抗
値（100M
VA
ベー
ス）：r
[%/km
]0.0
91
潮流
の力
率：P
f[%
]95
年負
荷率
：L
f[%
]60
損失
係数
：K
20.4
32
K2= (
0.3
* L
f)
+ (
0.7
* L
f2 )
送電
損失
費：電
力輸
出単
価：u
[$/kW
h]
0.0
3B
aht1
.14/kW
h, B
aht3
8/$
潮流
：L
d[M
W]
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
80.0
90.0
100.0
110.0
120.0
130.0
140.0
150.0
kW損
失 *
1[k
W]
1.0
4.0
9.1
16.1
25.2
36.3
49.4
64.5
81.7
100.8
122.0
145.2
170.4
197.6
226.9
kWh損
失 *
2[k
Wh]
3816
15263
34342
61052
95394
137368
186973
244209
309077
381577
461708
549471
644865
747891
858548
年経
費[$
/年
]8301
8644
9216
10018
11048
12307
13795
15512
17458
19633
22037
24670
27532
30623
33943
資本
回収
関連
年経
費 *
3[$
/年
]7542
7542
7542
7542
7542
7542
7542
7542
7542
7542
7542
7542
7542
7542
7542
運転
保守
費関
連年
経費
*4
[$/年
]645
645
645
645
645
645
645
645
645
645
645
645
645
645
645
送電
損失
関連
年経
費 *
5[$
/年
]114
458
1030
1832
2862
4121
5609
7326
9272
11447
13851
16484
19346
22437
25756
*1. "kW
損失
" =
r *
{ L
d/ (
100 *
Pf)
}2 *
100,0
00
*2. "kW
h損
失" =
"kW
損失
" *
8760 *
K2
*3. "資
本回
収関
連年
経費
" =
C *
K1
*4. "運
転保
守費
関連
年経
費" =
C *
s*5. "送
電損
失関
連年
経費
" =
"kW
h損
失" *
u
"潮
流"と
"年
経費
"の
関係
115 k
V A
CSR
410 m
m2
2回
線鉄
塔（山
地・硬
質地
盤）
建設
費（1回
線当
たり
）：C
[$/km
]77333.5
割引
率：i 1
[%]
10
1～
10
年：n
1.1
0割
引率
：i 2
[%]
12
11
～30
年：N
1.1
2送
電線
の耐
用年
数：N
[年]
30
残存
価値
：v
[%]
0資
本回
収係
数：K
10.1
17
K1= { 1
- v
/ (
1 +
i2)N
} / [
[ { 1
- 1
/ (
1 +
i1)n
} / i
1]
+ [
{ 1
/ (
1 +
i2)n
-1 /
( 1
+ i
2)N
} / i
2]
]
送電
線の
運転
保守
費：s
[%]
1
送電
線の
抵抗
値（100M
VA
ベー
ス）：r
[%/km
]0.0
55
潮流
の力
率：P
f[%
]95
年負
荷率
：L
f[%
]60
損失
係数
：K
20.4
32
K2= (
0.3
* L
f)
+ (
0.7
* L
f2 )
送電
損失
費：電
力輸
出単
価：u
[$/kW
h]
0.0
3B
aht1
.14/kW
h, B
aht3
8/$
潮流
：L
d[M
W]
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
80.0
90.0
100.0
110.0
120.0
130.0
140.0
150.0
kW損
失 *
1[k
W]
0.6
2.4
5.5
9.8
15.2
21.9
29.9
39.0
49.4
60.9
73.7
87.8
103.0
119.4
137.1
kWh損
失 *
2[k
Wh]
2306
9225
20756
36900
57656
83024
113005
147599
186805
230623
279054
332098
389754
452022
518903
年経
費[$
/年
]9891
10098
10444
10928
11551
12312
13212
14249
15426
16740
18193
19784
21514
23382
25388
資本
回収
関連
年経
費 *
3[$
/年
]9048
9048
9048
9048
9048
9048
9048
9048
9048
9048
9048
9048
9048
9048
9048
運転
保守
費関
連年
経費
*4
[$/年
]773
773
773
773
773
773
773
773
773
773
773
773
773
773
773
送電
損失
関連
年経
費 *
5[$
/年
]69
277
623
1107
1730
2491
3390
4428
5604
6919
8372
9963
11693
13561
15567
*1. "kW
損失
" =
r *
{ L
d/ (
100 *
Pf)
}2 *
100,0
00
*2. "kW
h損
失" =
"kW
損失
" *
8760 *
K2
*3. "資
本回
収関
連年
経費
" =
C *
K1
*4. "運
転保
守費
関連
年経
費" =
C *
s*5. "送
電損
失関
連年
経費
" =
"kW
h損
失" *
u
"潮
流"と
"年
経費
"の
関係
115 k
V A
CSR
610 m
m2
2回
線鉄
塔（山
地・硬
質地
盤）
建設
費（1回
線当
たり
）：C
[$/km
]100158
割引
率：i 1
[%]
10
1～
10
年：n
1.1
0割
引率
：i 2
[%]
12
11
～30
年：N
1.1
2送
電線
の耐
用年
数：N
[年]
30
残存
価値
：v
[%]
0資
本回
収係
数：K
10.1
17
K1= { 1
- v
/ (
1 +
i2)N
} / [
[ { 1
- 1
/ (
1 +
i1)n
} / i
1]
+ [
{ 1
/ (
1 +
i2)n
-1 /
( 1
+ i
2)N
} / i
2]
]
送電
線の
運転
保守
費：s
[%]
1
送電
線の
抵抗
値（100M
VA
ベー
ス）：r
[%/km
]0.0
35
潮流
の力
率：P
f[%
]95
年負
荷率
：L
f[%
]60
損失
係数
：K
20.4
32
K2= (
0.3
* L
f)
+ (
0.7
* L
f2 )
送電
損失
費：電
力輸
出単
価：u
[$/kW
h]
0.0
3B
aht1
.14/kW
h, B
aht3
8/$
潮流
：L
d[M
W]
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
80.0
90.0
100.0
110.0
120.0
130.0
140.0
150.0
kW損
失 *
1[k
W]
0.4
1.6
3.5
6.2
9.7
14.0
19.0
24.8
31.4
38.8
46.9
55.8
65.5
76.0
87.3
kWh損
失 *
2[k
Wh]
1468
5870
13208
23482
36690
52834
71913
93927
118876
146760
177580
211335
248025
287650
330211
年経
費[$
/年
]12764
12896
13116
13425
13821
14305
14877
15538
16286
17123
18047
19060
20161
21350
22626
資本
回収
関連
年経
費 *
3[$
/年
]11718
11718
11718
11718
11718
11718
11718
11718
11718
11718
11718
11718
11718
11718
11718
運転
保守
費関
連年
経費
*4
[$/年
]1002
1002
1002
1002
1002
1002
1002
1002
1002
1002
1002
1002
1002
1002
1002
送電
損失
関連
年経
費 *
5[$
/年
]44
176
396
704
1101
1585
2157
2818
3566
4403
5327
6340
7441
8630
9906
*1. "kW
損失
" =
r *
{ L
d/ (
100 *
Pf)
}2 *
100,0
00
*2. "kW
h損
失" =
"kW
損失
" *
8760 *
K2
*3. "資
本回
収関
連年
経費
" =
C *
K1
*4. "運
転保
守費
関連
年経
費" =
C *
s*5. "送
電損
失関
連年
経費
" =
"kW
h損
失" *
u
付録 6.8-2
乾季保証出力における検討
付録 6.8-2
1
付録 6.8-2 乾季保証出力における検討
乾季には、定格出力で運転できない発電所があり、これらの発電所は乾季保証出力で運転される。この
ため、乾季保証出力における系統解析も併せて行った。なお、Xeset 2 PS と Xeset 3 PS（Xeset 3 PS の乾季
保証出力は 0 MW）は、国内供給用送電系統に発電力を供給するため 115kV 送電線により Xeset 1 PS に
連系することとした。
1. 乾季保証出力
EDL から提示された乾季保証出力は表 1 のとおり。
表1 定格出力と乾季保証出力
発電所名 運転開始年定格出力
[MW] 乾季保証出力
[MW] Nam Ngum 既設 150 110.0 Selabam 既設 5 1.0 Xeset 既設 45 13.5 Nam Dong 既設 1 0.0 Nam Leuk 既設 60 60.0 Nam Mang 3 2004 35 35.0 Xeset 2 2005 76 38.0 Nam Ngum 5 2006 100 82.1 Nam Beng 2006 45 31.2 Tha Kho 2008 36 36.0 Nam Theun 2 2008 75 75.0 Xeset 3 2008 20 0.0 Houay Lamphan Gnai 2010 65 35.5 Hongsa Lignite 2010 40 40.0 Nam Ngum 4B 2012 54 45.3 Xepon 2012 75 66.3 Nam Pot 2014 23 21.6 Nam Kong 3 2016 34 24.7 Nam Bak 2B 2016 116 100.0 Nam Ngum 4A 2018 54 45.3 Xexou 2020 59 41.3 Nam Sane 2 2020 60 40.7
2. 系統解析結果
(1) 潮流・電圧解析結果
(a) 2005 年計画送電系統
2005 年における設備健全時の潮流・電圧解析結果は図 1 のとおりであり、過負荷や電圧異常
は生じない。
2005 年における単一設備事故時の潮流・電圧解析結果は表 2 のとおりであり、発電機が定格
出力の場合と同様な結果である。
(b) 2010 年計画送電系統
2010 年における設備健全時の潮流・電圧解析結果は図 2 のとおりであり、過負荷や電圧異常
2
は生じない。
2010 年における単一設備事故時の潮流・電圧解析結果は表 3 のとおりである。発電機が定
格出力の場合と比較して、Selabam PS の出力低下により、Bang Yo SS の変圧器 1 台事故時
の同変電所変圧器の過負荷が追加となる。しかしながら、発電機が定格出力の場合に生じた
“Thalat SwS ～ Phonesoung SS” 、 ”Phonesoung SS ～ Phonetong SS” 、 “Vangvieng SS ～
Phoukhoun SwS”, “Thalat SwS～Nam Ngum PS”または“Phonetong SS～Udon 2 SS”の送電線
1 回線事故時の 115 kV 送電線の過負荷は、乾季保証出力においては北部および中央-1 地
域の発電所出力が低下するため解消される。
(c) 2015 年計画送電系統
2015 年における設備健全時の潮流・電圧解析結果は図 3 のとおりであり、過負荷や電圧異常
は生じない。
2015 年における単一設備事故時の潮流・電圧解析結果は表 4 のとおりである。発電機が定
格出力の場合と比較して、Selabam PS の出力低下により、Bang Yo SS の変圧器 1 台事故時
の同変電所変圧器の過負荷が追加となる。しかしながら、基幹系統においては、単一設備事
故時にも、過負荷や電圧異常は生じない。
(d) 2020 年計画送電系統
2020 年における設備健全時の潮流・電圧解析結果は図 4 のとおりであり、過負荷や電圧異常
は生じない。
2020 年における単一設備事故時の潮流・電圧解析結果は表 5 のとおりである。発電機が定
格出力の場合と比較して、Selabam PS の出力低下により、Bang Yo SS の変圧器 1 台事故時
の同変電所変圧器の過負荷が追加となる。また、Nam Dong PS の出力低下により、Luang
Prabang SS の変圧器 1 台事故時の同変電所変圧器の過負荷も追加となる。しかしながら、基
幹系統においては、単一設備事故時にも、過負荷や電圧異常は生じない。
(2) 事故電流解析結果
2005 年、2010 年、2015 年および 2020 年における 3 相短絡電流の解析結果は図 5、6、7、8 のとおり
である。また、2005 年、2010 年、2015 年および 2020 年における 1 線地絡電流の解析結果は図 9、10、11、
12 のとおりである。発電機が定格出力の場合と比較して、Xeset 2 PS から流入する事故電流が加わるため
南部と中央-2 地域の事故電流は増加するが、乾季保証出力の場合は停止となる発電機があるため、系統
全体での最大事故電流は小さくなる。各年における最大事故電流値と発生箇所は表 6、7 のとおり。
表6 最大3相短絡電流値と発生箇所
年 115 kV 母線 22 kV 母線 2005 6.1 kA Phonetong SS 13.7 kA Phonetong SS 2010 8.2 kA Phonetong SS 15.4 kA Phonetong SS 2015 8.4 kA Phonetong SS 18.4 kA Phonetong SS 2020 9.3 kA Phonetong SS 19.3 kA Thakhek SS
許容最大事故電流 25 – 31.5 kA 25 – 31.5 kA
付録 6.8-2
3
表7 最大1線地絡電流値と発生箇所
年 115 kV 母線 22 kV 母線 2005 6.9 kA Nam Ngum PS 0.3 kA Bang Yo SS 2010 8.5 kA Nam Ngum PS 0.3 kA Bang Yo SS 2015 8.8 kA Nam Ngum PS 0.4 kA Lakxaosi SS 2020 9.5 kA Nam Ngum PS 0.4 kA Lakxaosi SS
許容最大事故電流 25 – 31.5 kA 25 – 31.5 kA
(3) 安定度解析結果
2005 年、2010 年、2015 年および 2020 年における安定度の解析結果は表 8、9、10、11 のとおりである。
発電機が定格出力の場合と比較して、2005 年にアイランディングによる発電機脱落として Xeset 2 PS が追
加となるが、国内供給用送電系統そのものは安定度を維持できる。2010 年、2015 年および 2020 年の計
画送電系統も安定度を維持できる。
表8 安定度解析結果 2005年 （ベース・プラン 発電機：乾季保証出力）
事故送電線 起点 終点 番線 結果
発変電所名 kV 発変電所名 kV Nam Ngum (3,4,5G) 115 Phonetong (3,4B) 115 1 安定 Nam Ngum (3,4,5G) 115 Nam Leuk 115 1 安定 Thalat 115 Vangvieng 115 2 安定 Thalat 115 Phonesoung 115 1 安定 Thalat 115 Nam Ngum (L) 115 1 安定 Vangvieng 115 Xieng Nguen 115 1 Luang Prabang 115 Xieng Nguen 115 1 安定 Xieng Nguen 115 Xayabury 115 1 Phonesoung 115 Naxaithong 115 1 Tha Ngon 115 Naxaithong 115 1 安定 Phonetong (3,4B) 115 Naxaithong 115 1 Phonetong (3,4B) 115 Thanaleng 115 1 安定
(Nam Mang 3の発電機脱落) Phonetong (3,4B) 115 Udon 2 (EGAT) 115 3 安定 Nam Leuk 115 Pakxan 115 1 安定 Pakxan 115 Bungkhan (EGAT) 115 1 安定 Nam Mang 3 115 Lakxaosi 115 1 安定 Thakhek 115 Pakbo 115 1 安定 Thakhek 115 Nakonphanom (EGAT) 115 1 安定 Pakbo 115 Mukudahan 2 (EGAT) 115 1 安定 Xeset 1 115 Xeset 2 115 1 安定 Xeset 1 115 Lakpet 115 1 安定
(Xeset 1, 2の発電機脱落) Xeset 2 115 Pakson 115 1 安定
4
表9 安定度解析結果 2010年 （ベース・プラン 発電機：乾季保証出力）
事故送電線 起点 終点 番線 結果
発変電所名 kV 発変電所名 kV Nam Ngum (3,4,5G) 115 Nam Leuk 115 1 安定 Nam Ngum (3,4,5G) 115 Naxaithong 115 2 安定 Thalat 115 Vangvieng 115 2 安定 Thalat 115 Phonesoung 115 1 安定 Vangvieng 115 Phoukhoun 115 2 安定 Luang Prabang 115 Xieng Ngeun 115 2 Xieng Nguen 115 Xayabury 115 1 安定 Xieng Nguen 115 Phoukhoun 115 2 Phonesoung 115 Phonetong (3,4B) 115 1 安定 Phonetong (3,4B) 115 Nong Khai (EGAT) 115 2 安定 Pakxan 115 Bungkhan (EGAT) 115 1 安定 Xayabury 115 Hongsa S/S 115 1 安定 Kengkok 115 Xepone 115 1 安定 Kengkok 115 Lakpet 115 1 安定 Bang Yo 115 Lakpet 115 1 安定 Bang Yo 115 Sirindhorn (EGAT) 115 1 安定
表10 安定度解析結果 2015年 （ベース・プラン 発電機：乾季保証出力）
事故送電線 起点 終点 番線 結果
発変電所名 kV 発変電所名 kV Nam Ngum (3,4,5G) 115 Nam Leuk 115 1 安定 Nam Ngum (3,4,5G) 115 Naxaithong 115 2 安定 Thalat 115 Phonesoung 115 1 安定 Vangvieng 115 Phoukhoun 115 2 安定 Luang Prabang 115 Xieng Nguen 115 2 Xieng Nguen 115 Xayabury 115 1 安定 Xieng Nguen 115 Phoukhoun 115 2 Phonesoung 115 Phonetong (3,4B) 115 1 安定 Nam Leuk 115 Nam Mang 3 115 1 安定 Nam Leuk 115 Nam Pot 115 1 安定 Phonsavan 115 Nam Pot 115 1 安定 Pakxan 115 Bungkhan (EGAT) 115 1 安定 Xayabury 115 Hongsa S/S 115 1 安定 Nam Mang 3 115 Lakxaosi 115 1 安定 Kengkok 115 Xepone 115 1 安定 Xepone 115 Xepon Gen 115 1 安定 Oudomxai 115 Namo 115 1 安定 Bang Yo 115 Lakpet 115 1 安定
付録 6.8-2
5
表11 安定度解析結果 2020年 （ベース・プラン 発電機：乾季保証出力）
事故送電線 起点 終点 番線 結果
発変電所名 kV 発変電所名 kV Nam Ngum (3,4,5G) 115 Naxaithong 115 2 安定 Thalat 115 Phonesoung 115 1 安定 Vangvieng 115 Phoukhoun 115 2 安定 Luang Prabang 115 Xieng Nguen 115 2 Xieng Nguen 115 Xayabury 115 1 安定 Xieng Nguen 115 Phoukhoun 115 2 Luang Prabang 115 Phoukhoun 115 3 安定 Nam Leuk 115 Pakxan 115 1 安定 Nam Leuk 115 Nam Mang 3 115 1 安定 Nam Leuk 115 Nam Pot 115 1 安定 Nam Leuk 115 Nam Bak 2 115 1 安定 Pakxan 115 Bungkhan (EGAT) 115 1 安定 Nam Mang 3 115 Lakxaosi 115 1 安定 Kengkok 115 Lakpet 115 1 安定 Xepone 115 Xepon Gen 115 1 安定 Oudomxai 115 Namo 115 1 安定 Bang Yo 115 Lakpet 115 1 安定 Bang Yo 115 Sirindhorn (EGAT) 115 1 安定 Attapeu 115 Ban Boun 115 1 安定
(4) 系統解析まとめ
計画送電系統は、設備健全時には過負荷や電圧異常を生じない。単一設備事故時に、発電機が定格
出力の場合と同様に、電圧異常が 2005 年に基幹系統に生じるが、少量の負荷遮断により解消できる。
2010 年、2015 年と 2020 年は、基幹系統において、単一設備事故時にも過負荷や電圧異常を生じない。
計画送電系統は、事故電流面と安定度面において問題はない。このため、ベース・プランは、発電機が乾
季保証出力の場合にも、潮流・電圧、事故電流、安定度において系統計画基準を同時に満足していると言
える。
1114
NG
12
-57.9
1.0
30
1113
NG
L1
-57.9
1.0
30
1101
NG
345
-57.9
1.0
30
1901
NG
1 H
1-8
4.8
0.9
90
1902
NG
1 H
2-8
4.8
0.9
90
1011
NG
L1
-58.9
1.0
31
1903
NG
1 H
3-8
3.9
0.9
90
1904
NG
1 H
4-8
3.9
0.9
90
1905
NG
1 H
50.0
0.0
00
1110
NLE
K-5
6.0
1.0
43
1908
NLK
H1
-80.9
0.9
90
1907
NLK
H2
-80.9
0.9
90
1112
PX
-60.7
1.0
21
1122
NA
KH
0.0
0.0
00
2101
TK
K-6
1.2
1.0
08
21705
BK
N-6
1.1
1.0
19
1102
TLT
-58.4
1.0
27
1105
PS
-59.3
1.0
14
1107
TG
NE
-60.9
0.9
87
11
31
NM
3-6
1.4
0.9
87
1910
NM
3 H
1-8
7.2
1.0
00
1108
PT
34
-61.0
0.9
90
11
09
TN
L-6
2.0
0.9
78
21742
NK
-61.2
0.9
81
111
5N
HA
I-5
8.8
1.0
36
1120
BD
-58.7
1.0
36
1125
PLA
Y0.0
0.0
00
1117
XY
BR
-66.9
1.0
11
11
03
VV
-59.6
1.0
26
1127
PK
0.0
0.0
00
1116
XN
G-6
6.2
1.0
06
1104
LP
B-6
6.6
1.0
05
3104
XA
I-6
7.5
1.0
08
3103
LN
TH
A0.0
0.0
00
3106
BN
EU
A0.0
0.0
00
3105
NA
MO
0.0
0.0
00
1111
PS
V-5
7.0
1.0
43
1016
TLT
0.0
0.0
00
1008
PS
-61.1
1.0
33
1009
TG
NE
-63.4
1.0
29
1001
PT
-64.0
1.0
27
21765
UD
1-5
9.4
0.9
89
21766
UD
2-5
9.5
0.9
88
1010
TN
L-6
5.3
1.0
32
1019
BD
ON
-59.1
1.0
28
1012
NH
AI
-59.2
1.0
28
1006
VV
-32.8
1.0
32
1007
LP
B-3
9.9
1.0
23
1017
PS
V-5
8.3
1.0
36
1018
XB
R-6
8.8
1.0
23
1123
HS
A0.0
0.0
00
3101
BK
EO
0.0
0.0
00
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VP
KH
A0.0
0.0
00
11
41
HS
A0.0
0.0
00
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HS
A0.0
0.0
00
111
8N
AM
P0.0
0.0
00
1015
PX
-61.8
1.0
34
1013
XN
K0.0
0.0
00
1140
NB
EN
G0.0
0.0
00
1943
NB
EN
H1
0.0
0.0
00
3002
PS
L0.0
0.0
00
3001
BN
EU
A0.0
0.0
00
1143
NG
50.0
0.0
00
1946
NG
5 H
10.0
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00
1947
NG
5 H
20.0
0.0
00
1124
NG
4A
0.0
0.0
00
1134
NG
4B
0.0
0.0
00
1937
NG
4B
H0.0
0.0
00
1909
NG
4A
H1
0.0
0.0
00
3102
XN
EU
A0.0
0.0
00
11
35
NP
OT
0.0
0.0
00
1938
NP
OT
H0.0
0.0
00
1138
NB
AK
20.0
0.0
00
1940
NB
A2 H
10.0
0.0
00
1942
NB
A2 H
30.0
0.0
00
1941
NB
A2 H
20.0
0.0
00
1137
NS
AN
E0.0
0.0
00
1939
NS
AN
H0.0
0.0
00
11
29
TH
PC
0.0
0.0
00
1130
KM
20
0.0
0.0
00
1014
ND
-39.9
1.0
24
1906
ND
H1
0.0
0.0
00
1911
NM
3 H
2-8
7.2
1.0
00
1142
NB
ON
G0.0
0.0
00
1501
NB
G0.0
0.0
00
111
9P
T12
-61.0
0.9
90
1002
DN
S0.0
0.0
00
1003
SS
K0.0
0.0
00
1004
TT
L0.0
0.0
00
1005
SP
L0.0
0.0
00
1025
PLA
Y0.0
0.0
00
1023
HS
A0.0
0.0
00
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BK
EO
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0.0
00
3007
VP
KH
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0.0
00
3003
LN
TH
A0.0
0.0
00
3005
NA
MO
0.0
0.0
00
3004
XA
I-6
8.7
1.0
33
3012
XN
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A0.0
0.0
00
1022
NA
KH
0.0
0.0
00
1029
TH
PC
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0.0
00
1030
KM
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0.0
00
1146
NX
T-6
0.7
0.9
92
1040
NB
EN
G L
0.0
0.0
00
1043
NG
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0.0
0.0
00
1031
NLE
K L
-56.8
1.0
30
11
26
NH
ET
0.0
0.0
00
1046
NX
T0.0
0.0
00
11
50
LK
X-6
2.1
0.9
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1050
LK
X-6
5.2
1.0
35
1151
NM
O0.0
0.0
00
1948
NM
O H
10.0
0.0
00
1949
NM
O H
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EV
N0.0
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00
1156
HS
A L
G0.0
0.0
00
1956
HS
A L
G0.0
0.0
00
1950
NB
EN
H2
0.0
0.0
00
4.7
2.3
4.7
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1.0
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1.0
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30.0
40.0
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40.0
5.1
1.0
522
30.0
30.0
5.6
30.0
5.6
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1.1
21.4
2.6
1.0
1.5
1.0
0.6
22.8
0.2
22.8
0.0
16.0
3.7
16.0
2.9
1.0
402
5.9
0.7
5.9
0.4
1.0
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13.1
1.6
13.1
0.8
1.0
283
9.0
6.3
9.0
5.6
0.9
875
-30.0
0.0
0.0
0.0
0.0
1.0
0.6
1.0
0.6
1.0
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1.0
4.5
1.0
4.7
1.0
875
41.4
6.2
41.4
6.2
5.2
3.3
5.2
3.2
0.9
750
3.5
2.3
3.5
4.2
33.6
1.5
32.8
0.8
68.9
2.5
69.1
2.1
5.3
3.3
5.3
3.5
0.9
625
3.5
2.2
3.5
2.3
1.0
375
11.9
7.4
11.9
7.9
0.9
625
11.8
7.3
11.8
8.0
0.9
326
11.8 8.0
11
.8
7.7
9.0
5.6
9.0
6.3
1.0
000
-30.0
2.7
4.8
2.7
1.7
2.7
1.7
2.7
4.8
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2.9
10.2
5.7
8.6
4.5
8.5
2.3
10.6
3.6
10.5
1.1
10.6
3.6
10.5
1.1
20.9
8.9
20.9
7.6
0.9
250
20.9
8.9
20.9
7.6
0.9
250
17.5
8.1
17.4
8.9
17.5
8.1
17.4
8.9
17.5
9.7
17.5
8.1
1.0
250
30.0
2.4
2.0
2.4
5.5
2.4
2.0
2.4
5.5
30.0
0.8
30.0
1.9
1.0
522
30.0
30.0
0.8
30.0
1.9
1.0
522
30.0
1.3
0.8
1.3
0.8
1.0
500
17.5
9.7
17.5
8.1
1.0
250
30.0
15.0
3.6
15.0
2.8
1.0
522
30.0
2.3
1.4
2.3
1.5
0.9
875
40.0
7.9
40.0
5.1
1.0
522
30.0
4.7 2.
1
4.7 4.
9
26.2
0.3
25.9
0.5
7.4
8.6
7.3
9.5
3.5
0.0
3.5
0.9
3.5
0.9
3.5
0.0
2.0
7.8
2.0
6.1
16.0
3.7
16.0
2.9
1.0
402
16.0
3.7
16.0
2.9
1.0
402
32.0
7.5
32.0
7.5
36.9
16.8
37.1
16.9
19.1
8.6
20.6
10.914.4
3.6
14.3
3.2
29.3 10
.4
30.0
9.5
29.3 10
.4
30.0
9.5
12.8
2.2
12.8
1.8
24.7
9.5
25.0
8.8
1
15.0
3.6
2
15.0
3.6
1
2.3
1.4
3
40.0
7.9
4
40.0
7.9
5
0.0
0.0
1
30.0
0.8
2
30.0
0.8
1
17.5
9.7
1
11.8
7.3
1
11.9
7.41
0.0
0.0
1
19.0
11.8
1
1.0
0.6 1
1.0
0.6
1
4.7
2.9
1
9.0
5.6
1
9.0
5.6
1
3.5
2.2
1
5.2
3.2
1
0.0
0.0
1
0.0
0.0
1
0.0
0.0
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1
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0.0
0.0
2
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1
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1
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:2005 G
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001 9
:53
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S -
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)/A
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LE
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UIP
ME
NT
- M
W/M
VA
RB
RA
NC
H -
MW
/MV
AR
図1(a) 潮流・電圧解析結果 2005年
(ベース・プラン 発電機：乾季保証出力)
2101
TK
K-6
1.2
1.0
08
2001
TK
K-6
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1.0
28
2102
PB
O-6
3.9
1.0
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21728
NN
-60.8
1.0
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21726
MD
2-6
4.0
1.0
06
2002
PB
O-6
5.8
1.0
28
2103
CH
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P-6
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0.9
83
2107
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SV
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00
2003
CH
AM
P-3
7.9
1.0
24
4102
BY
O-5
7.0
1.0
30
4001
BY
O-2
9.3
1.0
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SR
D-5
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15
4103
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O H
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4101
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T1
-47.2
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4901
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T1 H
1-7
6.6
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XS
T-4
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4104
XS
T2
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411
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ST
3-4
7.1
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0.0
00
2104
XP
ON
-66.8
0.9
65
2004
XP
ON
-68.3
1.0
25
2105
GM
INE
0.0
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AT
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OU
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XX
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XX
OU
H1
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411
2N
K3
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00
4941
NK
3 H
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NT
5 H
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411
4B
SO
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00
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BS
OK
0.0
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SLB
-28.4
1.0
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SLB
H1
-57.9
1.0
00
4108
XP
ON
-G0.0
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ON
H1
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00
411
3X
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00
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2 H
10.0
0.0
00
4943
XD
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2 H
20.0
0.0
00
4304
PS
G-5
1.7
1.0
37
2005
GLD
MN
0.0
0.0
00
4005
SR
V0.0
0.0
00
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SK
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0.0
00
4007
AT
P0.0
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00
411
9X
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-T2
0.0
0.0
00
411
8B
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-53.2
1.0
45
4018
BB
OU
N-5
4.0
1.0
35
2006
NT
2 L
-61.4
1.0
35
4008
XP
ON
-G L
0.0
0.0
00
2109
XB
T-6
1.7
1.0
06
2009
XB
T-6
2.2
1.0
27
4120
XP
N-T
30.0
0.0
00
111
2P
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0.7
1.0
21
4324
XS
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0.0
0.0
00
4317
XS
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0.0
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00
411
6P
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-47.2
1.0
45
4121
LK
P-5
2.9
1.0
43
4021
LK
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0.0
00
4944
XP
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0.0
00
21769
NN
-60.8
1.0
09
27.2
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27.1
5.5
0.6
9.2
0.6
9.7
17.2
7.4
17.3
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1.6
0.1
1.6
2.6
1.6
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1.6
0.1
6.9
4.3
6.9
4.6
0.9
250
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
454
30.0
27.2
5.6
27.1
5.5
3.8
2.4
3.8
2.5
1.0
000
1.4
2.0
1.3
0.9
1.3
0.9
1.4
2.0
2.7
1.7
2.7
1.7
1.0
125
6.9
4.6
7.0
0.4
3.2
0.2
3.2
2.0
16.9
4.6
16.7
1.7
16.9
4.6
16.7
1.7
11.0
6.8
11.0
7.20.9
625
11.0
6.8
11.0
7.2
0.9
625
3.2
2.0
3.2
2.0
0.9
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0.1
8.3
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0.9
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8.3
0.1
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0.9
750
5.1
3.1
5.1
3.5
0.9
750
-30.0
5.1
3.2
5.1
3.5
0.9
750
-30.0
3.4
1.6
3.4
1.4
1.0
875
-30.0
3.5
1.6
3.5
1.5
1.0
875
-30.0
7.4
3.5
7.4
3.1
1.0
402
-30.0
2.4
2.0
2.4
5.5
2.4
2.0
2.4
5.5
0.7
1.3
0.7
0.6
0.0
0.0
0.0
0.0
0.9
750
18.3
1.5
18.3
1.6
18.3
1.6
18.3
1.5
38.0
5.8
38.0
4.3
1.0
500
30.0
0.7
0.6
0.7
0.4
0.7
1.3
0.7
0.6
0.7
0.6
0.7
0.4
20.1
2.5
20.4
0.8
35.5
5.7
34.7
5.2
3.3
0.7
3.3
3.4
3.3
0.7
3.3
3.4
1.0
1.0
1.0
1.0
43.3
11.4
42.0
12.5
4.6
3.1
4.6
2.9
1.0
740
30.0
2.3
1.4
2.3
1.6
1.0
740
30.0
6.6
8.3
6.6
8.1
1.0
463
30.0
1
22.0
13.6
1
16.6
10.3
1
10.2
6.3
1
15.3
9.5
1
0.0
0.0
2
0.0
0.0
1
2.7
1.7
1
3.0
-0.8
2
0.0
0.0
3
10.5
-2.7
4
0.0
0.0
5
0.0
0.0
1
6.9
4.3
1
38.0
-4.3
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0.0
0.0
1
0.0
0.0
1
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2
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1
0.0
0.0
1
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0.0
1
0.0
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2
0.0
0.0
1
0.0
0.0
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0.0
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0.0
1
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2
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1
0.5
0.5
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0.5
0.5
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1
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0.0
1
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1
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0.0
0.0
0.0
1
0.0
0.0
1
0.0
0.0
1
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0.0
1
3.8
2.4
1
0.0
0.0
1
0.0
0.0
1
3.2
2.0
0.0
0.0
0.0
-10.6
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0.0
0.0
0.0
0.0
-15.2
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0.0
1
1.3
0.8
1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
3
0.0
0.0
4
0.0
0.0
DO
ME
ST
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:2005 G
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02 2
001 9
:53
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MW
/MV
AR
図1(b) 潮流・電圧解析結果 2005年
(ベース・プラン 発電機：乾季保証出力)
表2
単一
設備
事故
時の
潮流
・電
圧解
析結
果
2005年
（ベ
ース
・プ
ラン
発
電機
：乾
季保
証出
力）
発変
電所
名kV
発変
電所
名kV
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,4B
)11
53
Phon
tong
22Ph
onto
ng (1
,2B
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51
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ng22
Van
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ng11
51
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支障
Van
gvie
ng22
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51
供給
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Luan
gpra
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22 k
V電
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115
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onso
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115
1供
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51
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Nam
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51
供給
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Non
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kxan
115
2供
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kxan
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van
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van
115
1供
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115
1供
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障X
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115
1供
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51
供給
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Nam
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115
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113
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114
発電
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115
Van
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115
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Phon
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115
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Luan
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LE
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MW
/MV
AR
図2(a) 潮流・電圧解析結果 2010年
(ベース・プラン 発電機：乾季保証出力)
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-0.4
2
0.0
0.0
3
10.5
-1.6
4
0.0
0.0
5
0.0
0.0
1
4.9
3.0
1
38.0
-4.6
2
0.0
0.0
1
0.0
0.0
1
17.7
-3.8
2
17.7
-3.8
1
0.0
0.0
1
16.1
10.0
0.0
0.0
1
0.0
0.0
2
0.0
0.0
1
0.0
0.0
1
37.5
3.3
2
37.5
3.3
1
0.0
0.0
2
0.0
0.0
1
0.0
0.0
1
0.5
0.5
2
0.5
0.5
3
0.0
0.0
4
0.0
0.0
1
0.0
0.0
2
0.0
0.0
1
0.0
0.0
2
0.0
0.0
1
0.0
0.0
1
0.0
0.0
0.0
0.0
1
5.6
3.5
1
1.3
0.8
1
0.0
0.0
1
6.8
4.2
1
1.9
1.2
1
0.0
0.0
1
9.1
5.6
0.0
-10.6
0.0
-10.5
0.0
-10.5
0.0
-10.6
0.0
-20.0
0.0
0.0
1
1.9
1.2
1
4.7
2.9
0.0
0.0
0.0
-10.5
3
0.0
0.0
4
0.0
0.0
DO
ME
ST
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TR
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CA
SE
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:2010 G
EN
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02 2
001 9
:54
BU
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NG
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UIP
ME
NT
- M
W/M
VA
RB
RA
NC
H -
MW
/MV
AR
図2(b) 潮流・電圧解析結果 2010年
(ベース・プラン 発電機：乾季保証出力)
表3 単一設備事故時の潮流・電圧解析結果 2010年（ベース・プラン 発電機：乾季保証出力）
発変電所名 kV 発変電所名 kVPhontong 22 Phontong (3,4B) 115 3Phontong 22 Phontong (1,2B) 115 1Vangvieng 22 Vangvieng 115 1 過負荷 From Vangvieng 22 kV To Vangvieng 115 kV CKT 2Vangvieng 22 Vangvieng 115 2 過負荷 From Vangvieng 22 kV To Vangvieng 115 kV CKT 1Luangprabang 22 Luangprabang 115 2 供給支障 Luangprabang 22 kVPhonsoung 22 Phonsoung 115 2 供給支障 Phonsoung 22 kVThangon 22 Thangon 115 1 供給支障 Thangon 22 kVThanaleng 22 Thanaleng 115 1Thanaleng 22 Thanaleng 115 2 過負荷 From Thanaleng 22 kV To Thanaleng 115 kV CKT 1Nam Ngum (L) 22 Nam Ngum (L) 115 1 供給支障 Nam Ngum (L) 22 kVNon Hai 22 Non Hai 115 1 供給支障 Non Hai 22 kVPakxan 22 Pakxan 115 2 供給支障 Pakxan 22 kVPhonsavan 22 Phonsavan 115 1 供給支障 Phonsavan 22 kVXayabury 22 Xayabury 115 1 供給支障 Xayabury 22 kVBan Don 22 Ban Don 115 1 供給支障 Ban Don 22 kVHongsa S/S 22 Hongsa S/S 115 1 供給支障 Hongsa S/S 22 kVParklay 22 Parklay 115 1 供給支障 Parklay 22 kVNam Leuk (L) 22 Nam Leuk 115 1 供給支障 Nam Leuk (L) 22 kVNam Beng (L) 22 Nam Beng 115 1 供給支障 Nam Beng (L) 22 kVNaxaythong 22 Naxaythong 115 1Lakxaosi 22 Lakxaosi 115 1 過負荷 From Lakxaosi 22 kV To Lakxaosi 115 kV CKT 2,3Nam Ngum (3,4,5G) 115 Nam Leuk 115 1Nam Ngum (3,4,5G) 115 Naxaythong 115 2Nam Ngum (3,4,5G) 115 Nam Ngum (3T) 11 3 発電機脱落 Nam Ngum (3T) 11 kVNam Ngum (3,4,5G) 115 Nam Ngum (4T) 11 4 発電機脱落 Nam Ngum (4T) 11 kVThalat 115 Vangvieng 115 1Thalat 115 Vangvieng 115 2Thalat 115 Phonsoung 115 1Thalat 115 Nam Ngum (L) 115 1Thalat 115 Ban Don 115 1 供給支障 Non Hai 115 kV , Ban Don 115 kVVangvieng 115 Luangprabang 115 1Vangvieng 115 Phoukhoun 115 2Luangprabang 115 Xieng Ngeun 115 2Xieng Ngeun 115 Xayabury 115 1Xieng Ngeun 115 Phoukhoun 115 2Luangprabang 115 Phoukhoun 115 3Luangprabang 115 Oudomxai 115 1Phonsoung 115 Phontong (3,4B) 115 1Thangon 115 Naxaythong 115 1Thangon 115 Naxaythong 115 2Phontong (3,4B) 115 Thanaleng 115 1Phontong (3,4B) 115 Naxaythong 115 2Phontong (3,4B) 115 Nong Khai (EGAT) 115 2Phontong (3,4B) 115 Udon 2 (EGAT) 115 3Thanaleng 115 Lakxaosi 115 1Nam Leuk 115 Phonsavan 115 2 供給支障 Phonsavan 115 kVNam Leuk 115 Pakxan 115 1Nam Leuk 115 Pakxan 115 2Nam Leuk 115 Nam Mang 3 115 1Nam Leuk 115 Nam Leuk (2T) 11 2 発電機脱落 Nam Leuk (2T) 11 kVNam Leuk 115 Nam Leuk (1T) 11 1 発電機脱落 Nam Leuk (1T) 11 kVPakxan 115 Thakhek 115 1Pakxan 115 Bungkhan (EGAT) 115 1Nam Ngum (1,2G) 115 Nam Ngum (1T) 11 1 発電機脱落 Nam Ngum (1T) 11 kVNam Ngum (1,2G) 115 Nam Ngum (2T) 11 2 発電機脱落 Nam Ngum (2T) 11 kVNon Hai 115 Ban Don 115 1 供給支障 Non Hai 115 kVXayabury 115 Hongsa S/S 115 1Xayabury 115 Parklay 115 1 供給支障 Parklay 115 kVHongsa S/S 115 Nam Beng 115 1Hongsa S/S 115 Hongsa Lignite 115 1Phoukhoun 115 Nam Ngum 5 115 1Nam Mang 3 115 Lakxaosi 115 1
問題発生箇所
事故箇所
番線 問題点起点 終点
解析結果
表3 単一設備事故時の潮流・電圧解析結果 2010年（ベース・プラン 発電機：乾季保証出力）
発変電所名 kV 発変電所名 kV問題発生箇所
事故箇所
番線 問題点起点 終点
解析結果
Nam Mang 3 115 Nam Mang 3 (1T) 11 1 発電機脱落 Nam Mang 3 (1T) 11 kVNam Mang 3 115 Nam Mang 3 (2T) 11 2 発電機脱落 Nam Mang 3 (2T) 11 kVNam Beng 115 Nam Beng (1T) 11 1 発電機脱落 Nam Beng (1T) 11 kVNam Beng 115 Nam Beng (2T) 11 2 発電機脱落 Nam Beng (2T) 11 kVNam Beng 115 Oudomxai 115 1Nam Ngum 5 115 Nam Ngum 5 (1T) 11 1 発電機脱落 Nam Ngum 5 (1T) 11 kVNam Ngum 5 115 Nam Ngum 5 (2T) 11 2 発電機脱落 Nam Ngum 5 (2T) 11 kVNam Mo 115 Nam Mo (1T) 11 1 発電機脱落 Nam Mo (1T) 11 kVNam Mo 115 Nam Mo (2T) 11 1 発電機脱落 Nam Mo (2T) 11 kVNam Mo 115 EVN(EVN) 115 1Hongsa Lignite 115 Hongsa Lignite 11 1 発電機脱落 Hongsa Lignite 11 kVThakhek 22 Thakhek 115 1 過負荷 From Thakhek 22 kV To Thakhek 115 kV CKT 2Pakbo 22 Pakbo 115 1 過負荷 From Pakbo 22 kV To Pakbo 115 kV CKT 2Kengkok 22 Kengkok 115 1 過負荷 From Kengkok 22 kV To Kengkok 115 kV CKT 2Kengkok 22 Kengkok 115 2 過負荷 From Kengkok 22 kV To Kengkok 115 kV CKT 1Xepone 22 Xepone 115 1 供給支障 Xepone 22 kVNam Theun 2 22 Nam Theun 2 115 1 供給支障 Nam Theun 2 22 kVXaybouathong 22 Xaybouathong 115 1 供給支障 Xaybouathong 22 kVThakhek 115 Pakbo 115 1Thakhek 115 Nam Theun 2 115 1Thakhek 115 Nakonphanom (EGAT) 115 1Pakbo 115 Kengkok 115 1Pakbo 115 Mukudahan 2 (EGAT) 115 1Kengkok 115 Xepone 115 1 供給支障 Xepone 115 kVKengkok 115 Lakpet 115 1Nam Theun 2 115 Xaybouathong 115 1 供給支障 Xaybouathong 115 kVNam Theun 2 115 Nam Theun 2 (1T) 11 1 発電機脱落 Nam Theun 2 (1T) 11 kVNam Theun 2 115 Nam Theun 2 (2T) 11 2 発電機脱落 Nam Theun 2 (2T) 11 kVBoun Neua 22 Boun Neua 115 1 供給支障 Boun Neua 22 kVLauangnamtha 22 Lauangnamtha 115 1 供給支障 Lauangnamtha 22 kVOudomxai 22 Oudomxai 115 1 供給支障 Oudomxai 22 kVLauangnamtha 115 Namo 115 1 供給支障 Lauangnamtha 115 kVOudomxai 115 Namo 115 1 供給支障 Lauangnamtha 115 kV , Boun Neua 115 kVNamo 115 Boun Neua 115 1 供給支障 Boun Neua 115 kVBang Yo 22 Bang Yo 115 1Bang Yo 22 Bang Yo 115 2Bang Yo 22 Bang Yo 115 3 過負荷 From Bang Yo 22 kV To Bang Yo 115 kV CKT 1,2Thakho 22 Thakho 115 1 供給支障 Thakho 22 kVSaravan 22 Saravan 115 1 供給支障 Saravan 22 kVSekong 22 Sekong 115 1 供給支障 Sekong 22 kVBan Boun 22 Ban Boun 115 1 供給支障 Ban Boun 22 kVLakpet 22 Lakpet 115 1 供給支障 Lakpet 22 kVXeset 1 115 Xeset 2 115 1Xeset 1 115 Saravan 115 1Xeset 1 115 Lakpet 115 1Xeset 1 115 Lakpet 115 2Xeset 1 115 Xeset 1 (1T) 11 1 発電機脱落 Xeset 1 (1T) 11 kV
供給支障 Xeset 22 kVBang Yo 115 Lakpet 115 1Bang Yo 115 Sirindhorn (EGAT) 115 1Thakho 115 Ban Boun 115 1Thakho 115 Thakho (1T) 11 1 発電機脱落 Thakho (1T) 11 kVXeset 2 115 Xeset 3 115 1Xeset 2 115 Xeset 2 (1T) 11 1 発電機脱落 Xeset 2 (1T) 11 kVSaravan 115 Sekong 115 1Sekong 115 Houay Lamphan Gnai 115 1Houay Lamphan Gnai 115 Houay Lamphan Gnai (1T) 11 1 発電機脱落 Houay Lamphan Gnai (1T) 11 kVHouay Lamphan Gnai 115 Houay Lamphan Gnai (2T) 11 2 発電機脱落 Houay Lamphan Gnai (2T) 11 kVPaksong 115 Xeset 3 115 1Ban Boun 115 Lakpet 115 1
1114
NG
12
-14.1
1.0
18
1113
NG
L1
-14.1
1.0
18
1101
NG
345
-14.1
1.0
18
1901
NG
1 H
1-4
1.0
0.9
90
1902
NG
1 H
2-4
1.0
0.9
90
1011
NG
L1
-16.1
1.0
35
1903
NG
1 H
3-4
0.0
0.9
90
1904
NG
1 H
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0.0
0.9
90
1905
NG
1 H
50.0
0.0
00
1110
NLE
K-1
5.8
1.0
21
1908
NLK
H1
-40.6
1.0
00
1907
NLK
H2
-40.6
1.0
00
1112
PX
-19.9
1.0
02
1122
NA
KH
0.0
0.0
00
2101
TK
K-2
1.4
0.9
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BK
N-2
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1.0
00
1102
TLT
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PS
-15.4
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1107
TG
NE
-18.5
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11
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NM
3-1
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1.0
04
1910
NM
3 H
1-4
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1.0
00
1108
PT
34
-18.7
0.9
78
11
09
TN
L-1
9.9
0.9
83
21742
NK
-19.0
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111
5N
HA
I-1
4.8
1.0
07
1120
BD
-14.5
1.0
10
1125
PLA
Y-9
.51.0
14
1117
XY
BR
-8.1
1.0
32
11
03
VV
-11.7
1.0
23
1127
PK
-7.8
1.0
43
1116
XN
G-8
.91.0
35
1104
LP
B-9
.31.0
33
3104
XA
I-9
.51.0
25
3103
LN
TH
A-1
1.0
1.0
03
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BN
EU
A-1
1.0
1.0
10
3105
NA
MO
-10.4
1.0
15
1111
PS
V-8
.11.0
39
1016
TLT
0.0
0.0
00
1008
PS
-17.5
1.0
29
1009
TG
NE
-20.1
1.0
36
1001
PT
-21.9
1.0
29
21765
UD
1-1
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21766
UD
2-1
7.0
0.9
99
1010
TN
L-2
2.1
1.0
21
1019
BD
ON
-15.9
1.0
27
1012
NH
AI
-16.0
1.0
27
1006
VV
15.5
1.0
24
1007
LP
B-1
1.4
1.0
34
1017
PS
V-1
1.8
1.0
27
1018
XB
R-1
1.0
1.0
31
1123
HS
A-6
.01.0
43
3101
BK
EO
-7.7
1.0
31
3107
VP
KH
A0.0
0.0
00
11
41
HS
A0.0
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HS
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1.0
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111
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AM
P0.0
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00
1015
PX
-22.2
1.0
28
1013
XN
K0.0
0.0
00
1140
NB
EN
G-6
.71.0
44
1943
NB
EN
H1
-33.8
1.0
00
3002
PS
L0.0
0.0
00
3001
BN
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A-1
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1.0
29
1143
NG
5-6
.31.0
47
1946
NG
5 H
1-3
3.0
1.0
20
1947
NG
5 H
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1.0
20
1124
NG
4A
0.0
0.0
00
1134
NG
4B
-7.2
1.0
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1937
NG
4B
H-3
4.0
1.0
15
1909
NG
4A
H1
0.0
0.0
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XN
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NP
OT
-9.4
1.0
42
1938
NP
OT
H-3
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1.0
20
1138
NB
AK
20.0
0.0
00
1940
NB
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10.0
0.0
00
1942
NB
A2 H
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0.0
00
1941
NB
A2 H
20.0
0.0
00
1137
NS
AN
E0.0
0.0
00
1939
NS
AN
H0.0
0.0
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11
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PC
0.0
0.0
00
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KM
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0.0
0.0
00
1014
ND
-11.4
1.0
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1906
ND
H1
0.0
0.0
00
1911
NM
3 H
2-4
3.7
1.0
00
1142
NB
ON
G0.0
0.0
00
1501
NB
G-0
.21.0
44
111
9P
T12
-18.7
0.9
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1002
DN
S0.0
0.0
00
1003
SS
K0.0
0.0
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TT
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L0.0
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PLA
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1023
HS
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.31.0
30
3011
BK
EO
-9.1
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3007
VP
KH
A0.0
0.0
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LN
TH
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1.0
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NA
MO
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3004
XA
I-1
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3012
XN
EU
A-1
2.8
1.0
29
1022
NA
KH
0.0
0.0
00
1029
TH
PC
0.0
0.0
00
1030
KM
20
0.0
0.0
00
11
46
NX
T-1
8.3
0.9
80
1040
NB
EN
G L
-8.6
1.0
09
1043
NG
5 L
0.0
0.0
00
1031
NLE
K L
-17.6
1.0
32
11
26
NH
ET
0.0
0.0
00
1046
NX
T-1
9.9
1.0
27
11
50
LK
X-1
9.7
0.9
90
1050
LK
X-2
2.3
1.0
27
1151
NM
O2.8
1.0
25
1948
NM
O H
1-2
3.1
1.0
00
1949
NM
O H
2-2
2.9
1.0
005101
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N0.0
1.0
00
1156
HS
A L
G-6
.01.0
43
1956
HS
A L
G-3
1.9
1.0
00
1950
NB
EN
H2
-33.8
1.0
00
20.2
0.6
20.0
1.2
7.8
4.8
7.8
5.4
1.0
125
15.0
6.8
15.0
5.8
1.0
522
30.0
40.0
14.3
40.0
11.2
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522
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- M
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MW
/MV
AR
図3(a) 潮流・電圧解析結果 2015年
(ベース・プラン 発電機：乾季保証出力)
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5.2
12.4
4.0
36.0
2.6
36.0
0.1
1.0
500
30.0
10.3
6.4
10.3
7.0
0.9
875
14.5
0.3
14.7
2.2
14.7
2.2
14.5
0.3
6.7
4.2
6.7
4.5
1.0
000
5.2
3.2
5.2
3.5
1.0
250
-30.0
2.6
3.5
2.6
1.8
2.6
1.8
2.6
3.5
28.3
3.5
27.5
2.0
7.4
0.1
7.4
1.7
9.3
1.3
9.4
5.2
17.9
2.1
17.6
0.5
17.9
2.1
17.6
0.5
20.6
5.7
20.6
6.90.9
375
20.6
5.7
20.6
6.9
0.9
375
20.6
5.7
20.6
6.9
0.9
375
16.7
0.4
16.7
0.4
0.9
750
25.1
0.4
25.1
1.3
0.9
375
25.1
0.4
25.1
1.3
0.9
375
12.9
2.7
12.9
3.4
0.9
375
12.9
2.7
12.9
3.4
0.9
375
5.5
4.1
5.5
3.6
1.1
000
-30.0
5.6
4.2
5.6
3.7
1.1
000
-30.0
11.8
8.9
11.8
7.8
1.0
522
-30.0
8.5
5.3
8.5
5.7
0.9
875
17.7
4.5
17.7
3.91
7.7
3.9
17.7
4.5
5.4
1.4
5.3
5.6
5.4
1.4
5.3
5.6
1.5
0.8
1.5
0.1
4.1
2.5
4.1
2.7
0.9
625
37.5
8.6
37.5
5.8
1.0
250
30.0
37.5
8.6
37.5
5.8
1.0
250
30.0
17.8
3.8
17.8
4.5
1.0
500
30.0
17.5
2.3
17.5
2.2
17.5
2.2
17.5
2.3
31.6
4.2
32.4
3.0
31.6
4.2
32.4
3.0
38.0
2.9
38.0
4.3
1.0
500
30.0
1.5
0.1
1.5
0.9
1.5
0.8
1.5
0.1
1.5
0.1
1.5
0.9
13.8
7.8
13.9
5.9
14.9
8.2
15.4
2.3
14.9
8.2
15.4
2.3
37.7
9.1
36.7
9.1
6.8
0.2
6.8
2.9
6.8
0.2
6.8
2.9
1.0
0.5
1.0
0.5
22.2
1.2
22.5
3.4
22.2
1.2
22.5
3.4
21.3
2.8
21.0
0.8
10.5
6.5
10.5
7.1
1.0
000
4.7
3.2
4.7
2.9
1.0
740
30.0
2.4
1.5
2.4
1.6
1.0
740
30.0
6.4
6.2
6.4
6.1
1.0
463
30.0
33.2
5.6
33.2
3.5
1.0
500
30.0
33.2
5.6
33.2
3.5
1.0
500
30.0
1.5
0.9
1.5
0.9
1.0
000
1
61.7
38.2
1
50.3
31.2
1
25.9
16.1
1
23.8
14.7
1
18.0
1.3
2
18.0
1.3
1
6.7
4.2
1
3.0
-0.3
2
0.0
0.0
3
10.5
-1.0
4
0.0
0.0
5
0.0
0.0
1
7.1
4.4
1
38.0
4.3
2
0.0
0.0
1
0.0
0.0
1
17.7
-3.8
2
17.7
-3.8
1
0.0
0.0
1
25.4
15.7
0.0
0.0
1
0.0
0.0
2
0.0
0.0
1
0.0
0.0
1
37.5
8.6
2
37.5
8.6
1
0.0
0.0
2
0.0
0.0
1
0.0
0.0
1
0.5
0.3
2
0.5
0.3
3
0.0
0.0
4
0.0
0.0
1
16.6
2.8
2
16.6
2.8
1
0.0
0.0
2
0.0
0.0
1
0.0
0.0
1
0.0
0.0
0.0
0.0
1
8.5
5.3
1
1.7
1.1
1
5.2
3.2
1
10.3
6.4
1
4.1
2.5
1
1.5
0.9
1
16.7
10.3
0.0
-21.2
0.0
-31.9
0.0
-10.7
0.0
0.0
0.0
-31.4
0.0
0.0
1
2.9
1.8
1
10.5
6.5
0.0
0.0
0.0
-10.7
3
16.6
2.8
4
16.6
2.8
DO
ME
ST
IC C
EN
TR
AL
-2 &
SO
UT
HE
RN
PO
WE
RT
EC
HN
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SE
CA
SE
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:2015 G
EN
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02 2
001 9
:55
BU
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UIP
ME
NT
- M
W/M
VA
RB
RA
NC
H -
MW
/MV
AR
図3(b) 潮流・電圧解析結果 2015年
(ベース・プラン 発電機：乾季保証出力)
表4 単一設備事故時の潮流・電圧解析結果 2015年（ベース・プラン 発電機：乾季保証出力）
発変電所名 kV 発変電所名 kVPhontong 22 Phontong (3,4B) 115 3Phontong 22 Phontong (3,4B) 115 4Phontong 22 Phontong (1,2B) 115 1Vangvieng 22 Vangvieng 115 1 過負荷 From Vangvieng 22 kV To Vangvieng 115 kV CKT 2Vangvieng 22 Vangvieng 115 2 過負荷 From Vangvieng 22 kV To Vangvieng 115 kV CKT 1Luangprabang 22 Luangprabang 115 2 過負荷 From Luangprabang 22 kV To Luangprabang 115 kV CKT 3Phonsoung 22 Phonsoung 115 2 供給支障 Phonsoung 22 kVThangon 22 Thangon 115 1Thanaleng 22 Thanaleng 115 1Thanaleng 22 Thanaleng 115 2Nam Ngum (L) 22 Nam Ngum (L) 115 1 供給支障 Nam Ngum (L) 22 kVNon Hai 22 Non Hai 115 1 供給支障 Non Hai 22 kVPakxan 22 Pakxan 115 2 供給支障 Pakxan 22 kVPhonsavan 22 Phonsavan 115 1 供給支障 Phonsavan 22 kVXayabury 22 Xayabury 115 1 供給支障 Ban Don 22 kVBan Don 22 Ban Don 115 1 供給支障 Ban Don 22 kVHongsa S/S 22 Hongsa S/S 115 1 供給支障 Hongsa S/S 22 kVParklay 22 Parklay 115 1 供給支障 Parklay 22 kVNam Leuk (L) 22 Nam Leuk 115 1 供給支障 Nam Leuk (L) 22 kVNam Beng (L) 22 Nam Beng 115 1 供給支障 Nam Beng (L) 22 kVNaxaythong 22 Naxaythong 115 1Lakxaosi 22 Lakxaosi 115 1Nam Ngum (3,4,5G) 115 Nam Leuk 115 1Nam Ngum (3,4,5G) 115 Nam Ngum (L) 115 1Nam Ngum (3,4,5G) 115 Naxaythong 115 2Nam Ngum (3,4,5G) 115 Nam Ngum (3T) 11 3 発電機脱落 Nam Ngum (3T) 11 kVNam Ngum (3,4,5G) 115 Nam Ngum (4T) 11 4 発電機脱落 Nam Ngum (4T) 11 kVThalat 115 Vangvieng 115 1Thalat 115 Vangvieng 115 2Thalat 115 Phonsoung 115 1Thalat 115 Nam Ngum (L) 115 1Thalat 115 Ban Don 115 1 供給支障 Non Hai 115 kV , Ban Don 115 kVVangvieng 115 Luangprabang 115 1Vangvieng 115 Phoukhoun 115 2Luangprabang 115 Xieng Ngeun 115 2Xieng Ngeun 115 Xayabury 115 1Xieng Ngeun 115 Phoukhoun 115 2Luangprabang 115 Phoukhoun 115 3Luangprabang 115 Oudomxai 115 1Phonsoung 115 Phontong (3,4B) 115 1Thangon 115 Naxaythong 115 1Thangon 115 Naxaythong 115 2Phontong (3,4B) 115 Thanaleng 115 1Phontong (3,4B) 115 Naxaythong 115 2Phontong (3,4B) 115 Nong Khai (EGAT) 115 2Phontong (3,4B) 115 Udon 2 (EGAT) 115 3Thanaleng 115 Lakxaosi 115 1Nam Leuk 115 Pakxan 115 1Nam Leuk 115 Pakxan 115 2Nam Leuk 115 Nam Mang 3 115 1Nam Leuk 115 Nam Pot 115 1Nam Leuk 115 Nam Leuk (2T) 11 2 発電機脱落 Nam Leuk (2T) 11 kVNam Leuk 115 Nam Leuk (1T) 11 1 発電機脱落 Nam Leuk (1T) 11 kVPhonsavan 115 Nam Ngum 4B 115 1Phonsavan 115 Nam Pot 115 1Phonsavan 115 Xamneua 115 1 供給支障 Xamneua 115 kVPakxan 115 Thakhek 115 1Pakxan 115 Bungkhan (EGAT) 115 1Nam Ngum (1,2G) 115 Nam Ngum (1T) 11 1 発電機脱落 Nam Ngum (1T) 11 kVNam Ngum (1,2G) 115 Nam Ngum (2T) 11 2 発電機脱落 Nam Ngum (2T) 11 kVNon Hai 115 Ban Don 115 1 供給支障 Non Hai 115 kVXayabury 115 Hongsa S/S 115 1Xayabury 115 Parklay 115 1 供給支障 Parklay 115 kVHongsa S/S 115 Nam Beng 115 1Hongsa S/S 115 Hongsa Lignite 115 1Phoukhoun 115 Nam Ngum 4B 115 1Phoukhoun 115 Nam Ngum 5 115 1Nam Mang 3 115 Lakxaosi 115 1Nam Mang 3 115 Nam Mang 3 (1T) 11 1 発電機脱落 Nam Mang 3 (1T) 11 kVNam Mang 3 115 Nam Mang 3 (2T) 11 2 発電機脱落 Nam Mang 3 (2T) 11 kVNam Ngum 4B 115 Nam Ngum 4B (1T) 11 1 発電機脱落 Nam Ngum 4B (1T) 11 kVNam Pot 115 Nam Pot (1T) 11 1 発電機脱落 Nam Pot (1T) 11 kVNam Beng 115 Nam Beng (1T) 11 1 発電機脱落 Nam Beng (1T) 11 kVNam Beng 115 Nam Beng (2T) 11 2 発電機脱落 Nam Beng (2T) 11 kV
事故箇所 解析結果
番線 問題点起点 終点
問題発生箇所
表4 単一設備事故時の潮流・電圧解析結果 2015年（ベース・プラン 発電機：乾季保証出力）
発変電所名 kV 発変電所名 kV
事故箇所 解析結果
番線 問題点起点 終点
問題発生箇所
Nam Beng 115 Houayxay 115 1 供給支障 Houayxay 115 kVNam Beng 115 Oudomxai 115 1Nam Ngum 5 115 Nam Ngum 5 (1T) 11 1 発電機脱落 Nam Ngum 5 (1T) 11 kVNam Ngum 5 115 Nam Ngum 5 (2T) 11 2 発電機脱落 Nam Ngum 5 (2T) 11 kVNam Mo 115 Nam Mo (1T) 11 1 発電機脱落 Nam Mo (1T) 11 kVNam Mo 115 Nam Mo (2T) 11 1 発電機脱落 Nam Mo (2T) 11 kVNam Mo 115 EVN(EVN) 115 1Hongsa Lignite 115 Hongsa Lignite 11 1 発電機脱落 Hongsa Lignite 11 kVThakhek 22 Thakhek 115 1 過負荷 From Thakhek 22 kV To Thakhek 115 kV CKT 2,3Pakbo 22 Pakbo 115 1 過負荷 From Pakbo 22 kV To Pakbo 115 kV CKT 2Kengkok 22 Kengkok 115 1 過負荷 From Kengkok 22 kV To Kengkok 115 kV CKT 2Xepone 22 Xepone 115 1 過負荷 From Xepone 22 kV To Xepone 115 kV CKT 2Xepone 22 Xepone 115 2 過負荷 From Xepone 22 kV To Xepone 115 kV CKT 1Nam Theun 2 22 Nam Theun 2 115 1 供給支障 Nam Theun 2 22 kVXaybouathong 22 Xaybouathong 115 1 供給支障 Xaybouathong 22 kVThakhek 115 Pakbo 115 1Thakhek 115 Nam Theun 2 115 1Thakhek 115 Nakonphanom (EGAT) 115 1Pakbo 115 Kengkok 115 1Pakbo 115 Mukudahan 2 (EGAT) 115 1Kengkok 115 Xepone 115 1Kengkok 115 Lakpet 115 1Xepone 115 Xaybouathong 115 1Xepone 115 Xepon Gen 115 1Nam Theun 2 115 Xaybouathong 115 1Nam Theun 2 115 Nam Theun 2 (1T) 11 1 発電機脱落 Nam Theun 2 (1T) 11 kVNam Theun 2 115 Nam Theun 2 (2T) 11 2 発電機脱落 Nam Theun 2 (2T) 11 kVBoun Neua 22 Boun Neua 115 1 供給支障 Boun Neua 22 kVLauangnamtha 22 Lauangnamtha 115 1 供給支障 Lauangnamtha 22 kVOudomxai 22 Oudomxai 115 1 過負荷 From Oudomxai 22 kV To Oudomxai 115 kV CKT 2Houayxay 22 Houayxay 115 1 供給支障 Houayxay 22 kVXamneua 22 Xamneua 115 1 供給支障 Xamneua 22 kVLauangnamtha 115 Namo 115 1 供給支障 Lauangnamtha 115 kVOudomxai 115 Namo 115 1 供給支障 Lauangnamtha 115 kV , Boun Neua 115 kVNamo 115 Boun Neua 115 1 供給支障 Boun Neua 115 kVBang Yo 22 Bang Yo 115 1 過負荷 From Bang Yo 22 kV To Bang Yo 115 kV CKT 2,3Bang Yo 22 Bang Yo 115 2 過負荷 From Bang Yo 22 kV To Bang Yo 115 kV CKT 1,3Bang Yo 22 Bang Yo 115 3 過負荷 From Bang Yo 22 kV To Bang Yo 115 kV CKT 1,2Thakho 22 Thakho 115 1 供給支障 Thakho 22 kVSaravan 22 Saravan 115 1 供給支障 Saravan 22 kVSekong 22 Sekong 115 1 供給支障 Sekong 22 kVAttapeu 22 Attapeu 115 1 供給支障 Attapeu 22 kVXepon Gen 22 Xepon Gen 115 1 供給支障 Xepon Gen 22 kVBan Boun 22 Ban Boun 115 1 供給支障 Ban Boun 22 kVLakpet 22 Lakpet 115 1 供給支障 Lakpet 22 kVXeset 1 115 Xeset 2 115 1Xeset 1 115 Saravan 115 1Xeset 1 115 Lakpet 115 1Xeset 1 115 Lakpet 115 2Xeset 1 115 Xeset 1 (1T) 11 1 発電機脱落 Xeset 1 (1T) 11 kV
供給支障 Xeset 22 kVBang Yo 115 Lakpet 115 1Bang Yo 115 Sirindhorn (EGAT) 115 1Thakho 115 Ban Boun 115 1Thakho 115 Thakho (1T) 11 1 発電機脱落 Thakho (1T) 11 kVXeset 2 115 Xeset 3 115 1Xeset 2 115 Xeset 2 (1T) 11 1 発電機脱落 Xeset 2 (1T) 11 kVSaravan 115 Sekong 115 1Sekong 115 Houay Lamphan Gnai 115 1Attapeu 115 Ban Boun 115 1Xepon Gen 115 Xepon Gen (1T) 11 1 発電機脱落 Xepon Gen (1T) 11 kVXepon Gen 115 Xepon Gen (2T) 11 2 発電機脱落 Xepon Gen (2T) 11 kVHouay Lamphan Gnai 115 Houay Lamphan Gnai (1T) 11 1 発電機脱落 Houay Lamphan Gnai (1T) 11 kVHouay Lamphan Gnai 115 Houay Lamphan Gnai (2T) 11 2 発電機脱落 Houay Lamphan Gnai (2T) 11 kVPaksong 115 Xeset 3 115 1Ban Boun 115 Lakpet 115 1
1114
NG
12
-13.7
1.0
23
1113
NG
L1
-13.7
1.0
23
1101
NG
345
-13.7
1.0
23
1901
NG
1 H
1-4
0.6
0.9
90
1902
NG
1 H
2-4
0.6
0.9
90
1011
NG
L1
-16.5
1.0
30
1903
NG
1 H
3-3
9.7
0.9
90
1904
NG
1 H
4-3
9.7
0.9
90
1905
NG
1 H
50.0
0.0
00
1110
NLE
K-1
1.5
1.0
37
1908
NLK
H1
-36.4
1.0
00
1907
NLK
H2
-36.4
1.0
00
1112
PX
-16.5
1.0
25
1122
NA
KH
0.0
0.0
00
2101
TK
K-2
3.1
0.9
88
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BK
N-1
7.5
1.0
21
1102
TLT
-14.0
1.0
18
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PS
-15.3
1.0
11
1107
TG
NE
-18.1
1.0
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11
31
NM
3-1
5.2
1.0
17
1910
NM
3 H
1-4
1.1
1.0
00
1108
PT
34
-18.0
0.9
99
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09
TN
L-1
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1.0
01
21742
NK
-18.2
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111
5N
HA
I-1
5.1
1.0
02
1120
BD
-14.7
1.0
08
1125
PLA
Y-1
3.1
1.0
27
1117
XY
BR
-11.1
1.0
33
11
03
VV
-11.6
1.0
21
1127
PK
-7.1
1.0
39
1116
XN
G-9
.91.0
28
1104
LP
B-1
0.4
1.0
23
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XA
I-1
3.1
1.0
21
3103
LN
TH
A-1
5.8
1.0
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BN
EU
A-1
5.8
1.0
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3105
NA
MO
-14.7
1.0
23
1111
PS
V-5
.51.0
40
1016
TLT
0.0
0.0
00
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PS
-18.4
1.0
30
1009
TG
NE
-20.4
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TU
DY
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MA
ST
ER
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JIC
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CA
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:2020 G
EN
:FIR
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FR
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001 9
:56
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VO
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GE
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NT
- M
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RB
RA
NC
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MW
/MV
AR
図4(a) 潮流・電圧解析結果 2020年
(ベース・プラン 発電機：乾季保証出力)
2101
TK
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88
2001
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2102
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NN
-22.8
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MD
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6.8
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65
2002
PB
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2103
CH
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2107
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SV
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17
2003
CH
AM
P-2
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26
4102
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1.0
22
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BY
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H1
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2006
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2009
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4.5
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ME
ST
IC C
EN
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-2 &
SO
UT
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EC
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MW
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AR
図4(b) 潮流・電圧解析結果 2020年
(ベース・プラン 発電機：乾季保証出力)
表5 単一設備事故時の潮流・電圧解析結果 2020年（ベース・プラン 発電機：乾季保証出力）
発変電所名 kV 発変電所名 kVPhontong 22 Phontong (3,4B) 115 3Phontong 22 Phontong (1,2B) 115 1Vangvieng 22 Vangvieng 115 1 過負荷 From Vangvieng 22 kV To Vangvieng 115 kV CKT 2Vangvieng 22 Vangvieng 115 2 過負荷 From Vangvieng 22 kV To Vangvieng 115 kV CKT 1Luangprabang 22 Luangprabang 115 2 過負荷 From Luangprabang 22 kV To Luangprabang 115 kV CKT 3Phonsoung 22 Phonsoung 115 2 供給支障 Phonsoung 22 kVThangon 22 Thangon 115 1Thanaleng 22 Thanaleng 115 1Thanaleng 22 Thanaleng 115 2Nam Ngum (L) 22 Nam Ngum (L) 115 1 供給支障 Nam Ngum (L) 22 kVNon Hai 22 Non Hai 115 1 供給支障 Non Hai 22 kVPakxan 22 Pakxan 115 2 供給支障 Pakxan 22 kVPhonsavan 22 Phonsavan 115 1 過負荷 From Phonsavan 22 kV To Phonsavan 115 kV CKT 2Phonsavan 22 Phonsavan 115 2 過負荷 From Phonsavan 22 kV To Phonsavan 115 kV CKT 1Xayabury 22 Xayabury 115 1 供給支障 Xayabury 22 kVBan Don 22 Ban Don 115 1 供給支障 Ban Don 22 kVHongsa S/S 22 Hongsa S/S 115 1 供給支障 Hongsa S/S 22 kVParklay 22 Parklay 115 1Parklay 22 Parklay 115 2Nam Leuk (L) 22 Nam Leuk 115 1 供給支障 Nam Leuk (L) 22 kVNam Beng (L) 22 Nam Beng 115 1 供給支障 Nam Beng (L) 22 kVNaxaythong 22 Naxaythong 115 1Lakxaosi 22 Lakxaosi 115 1Nam Ngum (3,4,5G) 115 Nam Leuk 115 1Nam Ngum (3,4,5G) 115 Nam Ngum (L) 115 1Nam Ngum (3,4,5G) 115 Naxaythong 115 2Nam Ngum (3,4,5G) 115 Nam Ngum (3T) 11 3 発電機脱落 Nam Ngum (3T) 11 kVNam Ngum (3,4,5G) 115 Nam Ngum (4T) 11 4 発電機脱落 Nam Ngum (4T) 11 kVThalat 115 Vangvieng 115 1Thalat 115 Vangvieng 115 2Thalat 115 Phonsoung 115 1Thalat 115 Phontong (3,4B) 115 2Thalat 115 Nam Ngum (L) 115 1Thalat 115 Ban Don 115 1 供給支障 Non Hai 115 kV , Ban Don 115 kVVangvieng 115 Luangprabang 115 1Vangvieng 115 Phoukhoun 115 2Luangprabang 115 Xieng Ngeun 115 2Xieng Ngeun 115 Xayabury 115 1Xieng Ngeun 115 Phoukhoun 115 2Luangprabang 115 Phoukhoun 115 3Luangprabang 115 Oudomxai 115 1Phonsoung 115 Phontong (3,4B) 115 1Thangon 115 Naxaythong 115 1Thangon 115 Naxaythong 115 2Phontong (3,4B) 115 Thanaleng 115 1Phontong (3,4B) 115 Naxaythong 115 2Phontong (3,4B) 115 Nong Khai (EGAT) 115 2Phontong (3,4B) 115 Udon 2 (EGAT) 115 3Thanaleng 115 Lakxaosi 115 1Nam Leuk 115 Pakxan 115 1Nam Leuk 115 Pakxan 115 2Nam Leuk 115 Nam Mang 3 115 1Nam Leuk 115 Nam Pot 115 1Nam Leuk 115 Nam Bak 2 115 1Nam Leuk 115 Nam Leuk (2T) 11 2 発電機脱落 Nam Leuk (2T) 11 kVNam Leuk 115 Nam Leuk (1T) 11 1 発電機脱落 Nam Leuk (1T) 11 kVPhonsavan 115 Nam Ngum 4B 115 1Phonsavan 115 Nam Pot 115 1Phonsavan 115 Xamneua 115 1 供給支障 Xamneua 115 kVPakxan 115 Nam San 2 115 1Pakxan 115 Thakhek 115 1Pakxan 115 Bungkhan (EGAT) 115 1Nam Ngum (1,2G) 115 Nam Ngum (1T) 11 1 発電機脱落 Nam Ngum (1T) 11 kVNam Ngum (1,2G) 115 Nam Ngum (2T) 11 2 発電機脱落 Nam Ngum (2T) 11 kVNon Hai 115 Ban Don 115 1 供給支障 Non Hai 115 kVXayabury 115 Hongsa S/S 115 1Xayabury 115 Parklay 115 1 供給支障 Parklay 115 kVHongsa S/S 115 Nam Beng 115 1Hongsa S/S 115 Hongsa Lignite 115 1Nam Ngum 4A 115 Nam Ngum 4B 115 1Nam Ngum 4A 115 Nam Ngum 4A (1T) 11 1 発電機脱落 Nam Ngum 4A (1T) 11 kVPhoukhoun 115 Nam Ngum 4B 115 1Phoukhoun 115 Nam Ngum 5 115 1Nam Mang 3 115 Lakxaosi 115 1Nam Mang 3 115 Nam Mang 3 (1T) 11 1 発電機脱落 Nam Mang 3 (1T) 11 kVNam Mang 3 115 Nam Mang 3 (2T) 11 2 発電機脱落 Nam Mang 3 (2T) 11 kVNam Ngum 4B 115 Nam Ngum 4B (1T) 11 1 発電機脱落 Nam Ngum 4B (1T) 11 kVNam Pot 115 Nam Pot (1T) 11 1 発電機脱落 Nam Pot (1T) 11 kVNam San 2 115 Nam San 2 (1T) 11 1 発電機脱落 Nam San 2 (1T) 11 kVNam Bak 2 115 Nam Bak 2 (1T) 11 1 発電機脱落 Nam Bak 2 (1T) 11 kVNam Bak 2 115 Nam Bak 2 (2T) 11 2 発電機脱落 Nam Bak 2 (2T) 11 kVNam Bak 2 115 Nam Bak 2 (3T) 11 3 発電機脱落 Nam Bak 2 (3T) 11 kV
事故箇所 解析結果
番線 問題点起点 終点
問題発生箇所
表5 単一設備事故時の潮流・電圧解析結果 2020年（ベース・プラン 発電機：乾季保証出力）
発変電所名 kV 発変電所名 kV
事故箇所 解析結果
番線 問題点起点 終点
問題発生箇所
Nam Beng 115 Nam Beng (1T) 11 1 発電機脱落 Nam Beng (1T) 11 kVNam Beng 115 Nam Beng (2T) 11 2 発電機脱落 Nam Beng (2T) 11 kVNam Beng 115 Houayxay 115 1 供給支障 Houayxay 115 kVNam Beng 115 Oudomxai 115 1Nam Ngum 5 115 Nam Ngum 5 (1T) 11 1 発電機脱落 Nam Ngum 5 (1T) 11 kVNam Ngum 5 115 Nam Ngum 5 (2T) 11 2 発電機脱落 Nam Ngum 5 (2T) 11 kVNam Mo 115 Nam Mo (1T) 11 1 発電機脱落 Nam Mo (1T) 11 kVNam Mo 115 Nam Mo (2T) 11 1 発電機脱落 Nam Mo (2T) 11 kVNam Mo 115 EVN(EVN) 115 1Hongsa Lignite 115 Hongsa Lignite 11 1 発電機脱落 Hongsa Lignite 11 kVThakhek 22 Thakhek 115 1Pakbo 22 Pakbo 115 1 過負荷 From Pakbo 22 kV To Pakbo 115 kV CKT 2,3Kengkok 22 Kengkok 115 1 過負荷 From Kengkok 22 kV To Kengkok 115 kV CKT 2Xepone 22 Xepone 115 1 過負荷 From Xepone 22 kV To Xepone 115 kV CKT 2Xepone 22 Xepone 115 2 過負荷 From Xepone 22 kV To Xepone 115 kV CKT 1Nam Theun 2 22 Nam Theun 2 115 1 供給支障 Nam Theun 2 22 kVXaybouathong 22 Xaybouathong 115 1 供給支障 Xaybouathong 22 kVThakhek 115 Pakbo 115 1Thakhek 115 Nam Theun 2 115 1Thakhek 115 Nakonphanom (EGAT) 115 1Pakbo 115 Kengkok 115 1Pakbo 115 Mukudahan 2 (EGAT) 115 1Kengkok 115 Xepone 115 1Kengkok 115 Lakpet 115 1 過負荷 From Bang Yo 22 kV To Bang Yo 115 kV CKT 2,3Xepone 115 Xaybouathong 115 1Xepone 115 Xepon Gen 115 1Nam Theun 2 115 Xaybouathong 115 1Nam Theun 2 115 Nam Theun 2 (1T) 11 1 発電機脱落 Nam Theun 2 (1T) 11 kVNam Theun 2 115 Nam Theun 2 (2T) 11 2 発電機脱落 Nam Theun 2 (2T) 11 kVBoun Neua 22 Boun Neua 115 1 供給支障 Boun Neua 22 kVLauangnamtha 22 Lauangnamtha 115 1 供給支障 Lauangnamtha 22 kVOudomxai 22 Oudomxai 115 1 過負荷 From Oudomxai 22 kV To Oudomxai 115 kV CKT 2Houayxay 22 Houayxay 115 1 供給支障 Houayxay 22 kVXamneua 22 Xamneua 115 1 供給支障 Xamneua 22 kVLauangnamtha 115 Namo 115 1 供給支障 Lauangnamtha 115 kVOudomxai 115 Namo 115 1 供給支障 Lauangnamtha 115 kV , Boun Neua 115 kVNamo 115 Boun Neua 115 1 供給支障 Boun Neua 115 kVBang Yo 22 Bang Yo 115 1Bang Yo 22 Bang Yo 115 2 過負荷 From Bang Yo 22 kV To Bang Yo 115 kV CKT 1,3Bang Yo 22 Bang Yo 115 3 過負荷 From Bang Yo 22 kV To Bang Yo 115 kV CKT 1,2Thakho 22 Thakho 115 1 供給支障 Thakho 22 kVSaravan 22 Saravan 115 1 供給支障 Saravan 22 kVSekong 22 Sekong 115 1 供給支障 Sekong 22 kVAttapeu 22 Attapeu 115 1 供給支障 Attapeu 22 kVXepon Gen 22 Xepon Gen 115 1 供給支障 Xepon Gen 22 kVBan Boun 22 Ban Boun 115 1 供給支障 Ban Boun 22 kVLakpet 22 Lakpet 115 1 過負荷 From Lakpet 22 kV To Lakpet 115 kV CKT 2Xeset 1 115 Xeset 2 115 1Xeset 1 115 Saravan 115 1Xeset 1 115 Lakpet 115 1Xeset 1 115 Lakpet 115 2Xeset 1 115 Xeset 1 (1T) 11 1 発電機脱落 Xeset 1 (1T) 11 kV
供給支障 Xeset 22 kVBang Yo 115 Lakpet 115 1Bang Yo 115 Sirindhorn (EGAT) 115 1Thakho 115 Ban Boun 115 1Thakho 115 Thakho (1T) 11 1 発電機脱落 Thakho (1T) 11 kVXeset 2 115 Xeset 3 115 1Xeset 2 115 Xeset 2 (1T) 11 1 発電機脱落 Xeset 2 (1T) 11 kVSaravan 115 Sekong 115 1Sekong 115 Houay Lamphan Gnai 115 1Attapeu 115 Xexou 115 1Attapeu 115 Nam Kong 3 115 1Attapeu 115 Ban Boun 115 1Xepon Gen 115 Xepon Gen (1T) 11 1 発電機脱落 Xepon Gen (1T) 11 kVXepon Gen 115 Xepon Gen (2T) 11 2 発電機脱落 Xepon Gen (2T) 11 kVHouay Lamphan Gnai 115 Houay Lamphan Gnai (1T) 11 1 発電機脱落 Houay Lamphan Gnai (1T) 11 kVHouay Lamphan Gnai 115 Houay Lamphan Gnai (2T) 11 2 発電機脱落 Houay Lamphan Gnai (2T) 11 kVXexou 115 Xexou (1T) 11 1 発電機脱落 Xexou (1T) 11 kVXexou 115 Xexou (2T) 11 2 発電機脱落 Xexou (2T) 11 kVNam Kong 3 115 Nam Kong 3 (1T) 11 1 発電機脱落 Nam Kong 3 (1T) 11 kVPaksong 115 Xeset 3 115 1Xeset 3 115 Xeset 3 (1T) 11 1 発電機脱落 Xeset 3 (1T) 11 kVBan Boun 115 Lakpet 115 1
1114
NG
12
6074
-132.0
1113
NG
L1
6074
-132.0
1101
NG
345
6074
-132.0
1901
NG
1 H
115367
-172.3
1902
NG
1 H
215434
-172.3
1011
NG
L1
2934
-146.3
1903
NG
1 H
338695
-170.4
1904
NG
1 H
438646
-170.4
1905
NG
1 H
5
1110
NLE
K3834
-132.0
1908
NLK
H1
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-167.8
1907
NLK
H2
21113
-167.8
1112
PX
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-128.4
1122
NA
KH
2101
TK
K4461
-122.5
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N2897
-128.2
1102
TLT
5390
-131.3
1105
PS
4284
-130.4
1107
TG
NE
3417
-127.7
11
31
NM
32871
-130.6
1910
NM
3 H
114544
-172.6
1108
PT
34
6125
-126.4
11
09
TN
L3678
-124.4
21742
NK
5876
-122.1
111
5N
HA
I1241
-131.9
1120
BD
211
7-1
31.6
1125
PLA
Y
1117
XY
BR
547
-121.7
11
03
VV
3147
-129.4
1127
PK
1116
XN
G729
-116.2
1104
LP
B679
-116.7
3104
XA
I515
-121.7
3103
LN
TH
A3106
BN
EU
A
3105
NA
MO
1111
PS
V790
-129.9
1016
TLT
1008
PS
6853
-143.0
1009
TG
NE
5040
-143.6
1001
PT
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-139.1
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UD
17030
-119.6
21766
UD
27739
-119.4
1010
TN
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-142.4
1019
BD
ON
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-144.4
1012
NH
AI
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-142.5
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VV
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-115.0
1007
LP
B1997
-103.5
1017
PS
V2034
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XB
R1692
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HS
A
3101
BK
EO
3107
VP
KH
A
11
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HS
A
1502
HS
A
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8N
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P
1015
PX
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-144.0
1013
XN
K
1140
NB
EN
G
1943
NB
EN
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3002
PS
L
3001
BN
EU
A
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NG
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NG
5 H
1
1947
NG
5 H
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1124
NG
4A
1134
NG
4B
1937
NG
4B
H1909
NG
4A
H1
3102
XN
EU
A 11
35
NP
OT
1938
NP
OT
H
1138
NB
AK
2
1940
NB
A2 H
11942
NB
A2 H
3
1941
NB
A2 H
2
1137
NS
AN
E
1939
NS
AN
H
11
29
TH
PC
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KM
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ND
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1906
ND
H1
1911
NM
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-172.6
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NB
ON
G
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NB
G
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9P
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DN
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SS
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SP
L
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PLA
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BK
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VP
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A
3003
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A
3005
NA
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XN
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NA
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TH
PC
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EN
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NG
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K L
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ET
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NX
T
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LK
X9090
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NM
O H
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NM
O H
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A L
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A L
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0.0
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-121.7
258
-121.7
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-132.2
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-136.8
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4545
-136.8
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-127.6
378
-137.9
1042
-127.6
378
-137.9
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-175.5
399
-138.5
549
-128.5
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-129.6
549
-128.5
403
-129.6
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-173.1
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-131.0
11958
-173.1
558
-131.0
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-144.5
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8482
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360
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767
-128.9
842 -1
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図5(a) 3相短絡電流解析結果 2005年
(ベース・プラン 発電機：乾季保証出力)
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図5(b) 3相短絡電流解析結果 2005年
(ベース・プラン 発電機：乾季保証出力)
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(ベース・プラン 発電機：乾季保証出力)
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HA
SE
FLT
ALL B
US
ES
I A
MP
S P
OLA
R S
AT, N
OV
03 2
001 14:1
9
図7(a) 3相短絡電流解析結果 2015年
(ベース・プラン 発電機：乾季保証出力)
2101
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ST
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EN
TR
AL
-2 &
SO
UT
HE
RN
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PLA
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A)
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FY
:2015 G
EN
:FIR
M C
AP
AC
ITY
3 P
HA
SE
FLT
ALL B
US
ES
I A
MP
S P
OLA
R S
AT, N
OV
03 2
001 14:2
0
図7(b) 3相短絡電流解析結果 2015年
(ベース・プラン 発電機：乾季保証出力)
1114
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12
9217
-87.9
1113
NG
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5
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LP
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図8(a) 3相短絡電流解析結果 2020年
(ベース・プラン 発電機：乾季保証出力)
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図8(b) 3相短絡電流解析結果 2020年
(ベース・プラン 発電機：乾季保証出力)
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図9(a) 1線地絡電流解析結果 2005年
(ベース・プラン 発電機：乾季保証出力)
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図9(b) 1線地絡電流解析結果 2005年
(ベース・プラン 発電機：乾季保証出力)
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図10(a) 1線地絡電流解析結果 2010年
(ベース・プラン 発電機：乾季保証出力)
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図10(b) 1線地絡電流解析結果 2010年
(ベース・プラン 発電機：乾季保証出力)
1114
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3
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OV
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0
図11(a) 1線地絡電流解析結果 2015年
(ベース・プラン 発電機：乾季保証出力)
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DO
ME
ST
IC C
EN
TR
AL
-2 &
SO
UT
HE
RN
PO
WE
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CA
SE
FY
:2015 G
EN
:FIR
M C
AP
AC
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L-G
FLT
ALL B
US
ES
3
*I0 A
MP
S P
OLA
R S
AT, N
OV
03 2
001 14:2
0
図11(b) 1線地絡電流解析結果 2015年
(ベース・プラン 発電機：乾季保証出力)
1114
NG
12
9469
-92.2
1113
NG
L1
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L1
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5
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TK
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UD
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XB
R92
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P
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PX
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NG
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ND
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G
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A L
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-125.9
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ME
ST
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N &
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NT
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L-1
PO
WE
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:2020 G
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:FIR
M C
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L-G
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ALL B
US
ES
3
*I0 A
MP
S P
OLA
R S
AT, N
OV
03 2
001 14:2
3
図12(a) 1線地絡電流解析結果 2020年
(ベース・プラン 発電機：乾季保証出力)
2101
TK
K2688
-98.2
2001
TK
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AM
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BY
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BY
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PN
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2006
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100
-18.8
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111
2P
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19532
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9108
-130.3
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3
*I0 A
MP
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OLA
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OV
03 2
001 14:2
3
図12(b) 1線地絡電流解析結果 2020年
(ベース・プラン 発電機：乾季保証出力)
付録 6.8-3
Thalat 開閉所の変電所への増強ケース における検討
Appendix 6.8-3
1
付録 6.8-3 Thalat 開閉所の変電所への増強ケースにおける検討
EDL からの依頼により、2010 年までに Thalat 開閉所を変電所に増強し、Nam Ngum PS の負荷を Thalat
SS に切り替える場合の追加検討を行った。
2010 年、2015 年および 2020 年における潮流・電圧解析を行った。2010 年、2015 年および 2020 年にお
ける設備健全時の潮流・電圧解析結果は図 1、2、3 の通りであり、過負荷や電圧異常は生じない。ベース・
ケースとの意味のある相違は Nam Ngum PS-Thalat SS 間の送電線の潮流だけであり、その潮流の相違も
2010 年に 3 MW、2015 年に 4 MW、2020 年に 6 MW とわずかなものである。このため、本変化ケースの系
統はベース・ケースの系統とほぼ同等であると言える。
2010 年、2015 年および 2020 年における単一設備事故時の潮流・電圧解析結果は表 1、2、3 のとおりで
あり、ベース・ケースと同様な結果となった。すなわち、2010 年にいくつかの 115 kV 送電線の 1 回線事故時
に 115 kV 送電線の過負荷が生じるが、少量の発電力抑制により解消できる。また、2015 年と 2020 年は単
一設備事故時にも基幹系統において過負荷や電圧異常を生じない。
なお、Nam Ngum PS から Thalat SS に切り替える負荷は 2010 年に 3 MW、2020 年に 6 MW と非常に小
さく、さらに Nam Ngum PS と Thalat SS の距離も 5 km と非常に近いため、本変化ケースが事故電流および
安定度に与える影響はないと考えられることから、事故電流解析および安定度解析は省略した。
111
4N
G12
1.9
1.0
19
111
3N
GL1
1.9
1.0
19
11
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1.9
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19
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NG
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NG
1 H
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NG
L1
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0.0
00
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NG
1 H
3-2
4.1
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1904
NG
1 H
4-2
4.1
0.9
90
1905
NG
1 H
5-2
4.2
0.9
90
111
0N
LE
K-2
.91.0
14
1908
NLK
H1
-27.6
0.9
90
1907
NLK
H2
-27.6
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111
2P
X-7
.81.0
03
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NA
KH
0.0
0.0
00
2101
TK
K-9
.30.9
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BK
N-8
.71.0
00
11
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NE
-4.9
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NM
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NM
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PT
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-9.2
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1.0
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Y16.4
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YB
R17.4
1.0
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VV
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PK
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NG
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B13.9
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.20.9
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ON
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PS
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23
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XN
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EN
H1
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UIP
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MW
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AR
図1
(a) 潮流・電圧解析結果 2010年
(Thala
t開閉所の変電所への増強ケース 発電機：定格出力
)
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T2
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MW
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AR
図1
(b) 潮流・電圧解析結果 2010年
(Thala
t開閉所の変電所への増強ケース 発電機：定格出力
)
111
4N
G12
-3.0
1.0
20
111
3N
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5
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UIP
ME
NT
- M
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VA
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H -
MW
/MV
AR
図2(
a) 潮流・電圧解析結果 2015年
(Thala
t開閉所の変電所への増強ケース 発電機：定格出力
)
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PB
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0.9
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1.0
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1.0
500
-30.0
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-30.0
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2.0
6.6
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2.0
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18.0
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3.3
4
18.7
3.3
DO
ME
ST
IC C
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TR
AL
-2 &
SO
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015 G
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EB
06 2
002 15:2
6
BU
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VO
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)/A
NG
LE
EQ
UIP
ME
NT
- M
W/M
VA
RB
RA
NC
H -
MW
/MV
AR
図2(
b) 潮流・電圧解析結果 2015年
(Thala
t開閉所の変電所への増強ケース 発電機：定格出力
)
111
4N
G12
0.7
1.0
24
111
3N
GL1
0.7
1.0
24
11
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24
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NG
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1011
NG
L1
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0.0
00
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NG
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NG
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90
1905
NG
1 H
5-2
5.4
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111
0N
LE
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X-2
.91.0
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11
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A3.6
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MO
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PS
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PT
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UD
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AK
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NB
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NB
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ND
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LK
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11
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NB
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002 15:2
7
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UIP
ME
NT
- M
W/M
VA
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H -
MW
/MV
AR
図3(
a) 潮流・電圧解析結果 2020年
(Thala
t開閉所の変電所への増強ケース 発電機：定格出力
)
2101
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21726
MD
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PB
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750
32.5
1.8
32.3
1.53
2.3
1.5
32.5
1.8
26.8
3.4
25.7
0.3
26.8
3.4
25.7
0.3
38.0
2.6
37.8
2.7
6.3
3.9
6.3
4.3
0.9
500
37.5
9.7
37.5
6.9
1.0
250
30.0
37.5
9.7
37.5
6.9
1.0
250
30.0
32.5
0.5
32.5
1.8
1.0
500
30.0
29.5
2.6
29.5
0.5
1.0
500
30.0
29.2
1.7
29.5
2.6
29.2
1.7
29.5
2.6
35.4
6.8
36.5
6.6
35.4
6.8
36.5
6.6
76.0
5.2
76.0
10.8
1.0
500
30.0
47.8
4.2
47.4
3.8
90.5
1.3
90.5
4.9
1.0
000
20.0
3.1
20.0
4.6
1.0
500
30.0
38.0
2.6
37.8
2.7
47.8
4.2
47.4
3.8
39.6
6.8
40.6
6.1
39.6
7.2
42.5
4.9
39.6
7.2
42.5
4.9
62.9
13.8
60.0
19.5
46.3
6.6
45.6
7.7
46.3
6.6
45.6
7.7
5.0
0.2
4.9
0.3
28.1
0.4
28.6
1.8
28.1
0.4
28.6
1.8
27.0
1.2
26.6
0.0
13.1
3.0
13.1
3.8
0.9
875
13.1
3.8
13.1
3.0
0.9
875
6.6
4.6
6.6
4.1
1.0
740
30.0
3.3
2.0
3.3
2.3
1.0
740
30.0
35.1
4.4
35.1
6.5
1.0
463
30.0
37.5
10.0
37.5
7.2
1.0
500
30.0
37.5
10.0
37.5
7.2
1.0
500
30.0
2.0
1.2
2.0
1.2
0.9
875
1
80.9
50.1
1
71.7
44.4
1
36.6
22.7
1
24.3
15.1
1
18.0
6.4
2
18.0
6.4
1
9.3
5.8
1
3.0
0.9
2
3.0
0.9
3
13.0
3.9
4
13.0
3.9
5
13.0
3.9
1
9.9
6.1
1
38.0
5.4
2
38.0
5.4
1
20.0
4.6
1
32.5
0.5
2
32.5
0.5
1
0.0
0.0
1
37.4
23.2
0.0
0.0
1
29.5
-0.5
2
29.5
-0.5
1
34.0
-0.5
1
37.5
9.7
2
37.5
9.7
1
0.0
0.0
2
0.0
0.0
1
0.0
0.0
1
0.7
0.1
2
0.7
0.13
0.7
0.1
4
3.0
0.2
1
18.7
5.0
2
18.7
5.0
1
0.0
0.0
2
0.0
0.0
1
0.0
0.0
1
0.0
0.0
0.0
0.0
1
11.9
7.4
1
2.3
1.4
1
7.6
4.7
1
14.7
9.1
1
6.3
3.9
1
2.0
1.2
1
20.2
12.5
0.0
-52.5
0.0
-53.9
0.0
-31.7
0.0
0.0
0.0
-30.5
0.0
0.0
1
4.2
2.6
1
26.2
16.2
0.0
-10.2
0.0
-10.5
3
18.7
5.0
4
18.7
5.0
DO
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7
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図3(
b) 潮流・電圧解析結果 2020年
(Thala
t開閉所の変電所への増強ケース 発電機：定格出力
)
第 II 部
最優先プロジェクトに対する設備設計
付録 5.2
運転・保守マニュアル（案）
付録 5.2 運転・保守マニュアル案
1
付録 5.2 運転・保守マニュアル（案）
A. 送電線マニュアルの記載内容
A1 巡視作業
A1-1 日常巡視
送電線設備の正常状態を確認するための巡視であり、送電線事故、設備被害、近隣住民に対する被
害の未然防止を目的とする。
巡視中に確認すべき項目を具体的に記載する。例えば下記の項目。
設備の確認項目
(a) 鉄塔と基礎 ： 部材変形、部材紛失、錆の発生状況、基礎沈下、基礎周辺の地盤沈下など (b) 碍子 ： クラック・破損・汚損の有無、金具の変形、紛失など (c) 電線・地線 ： 素線の切断、振動、付属品の紛失など (d) 柵 ： 損傷と錆発生の状況
送電線周辺の確認項目
(a) 建造物の状況 ： 新築・改築建造物、通信設備の新設、道路の新設・拡幅など (b) 土地造成 ： 土地の新造成、土・砂などの掘削の有無など (c) 地すべり ： 送電線近郊の土地のすべり、崩壊など (d) 植物の成長 ： 用地近辺の樹木の状況、鉄塔への草の巻付きなど (e) 巡視路 ： 破損、通行不能など (f) 不法投棄 ： 危険物・可燃物の用地内への投棄など (g) 障害物の有無 ： アドバルーン、大型重機の稼動など
季節による障害物
(a) 伐採作業 ： 設備に影響ある樹木伐採の有無 (b) 急速成長植物 ： 設備に影響する竹などの成長度 (c) 鳥類 ： 設備上での巣造り (d) 魚釣 ： 竿・釣り糸の電線への接触の危険
A1-2 緊急巡視
事故発生時に実施する巡視で、事故点・状況・必要な補修程度などの調査を実施する。
A1-3 特別巡視
異常気象（強風や大雨）の発生予報による事前巡視と通過後に実施する巡視で、地すべり・倒木・洪
水・水路・道路・橋などの状況を対象とする。
2
A1-4 巡視計画
各送電線区間の日、年、季節巡視の計画を下記に基づき設定する。
(a) 巡視方法：徒歩、車輛、ヘリコプターの区別
(b) 日常巡視の頻度：例えば、同 1 区間を年間最低 4 回巡視するなど
(c) 他区間に比べて事故や問題発生の可能性が高い地域の巡視回数の規定
A1-5 巡視のフォローアップ
(a) 設備の損傷
設備が損傷を受けた場合には、修復作業を実施するが、その損傷・修復の事実に基づき、必
要な場合にはマニュアルを随時修正することを規定する。
(b) 設備周辺の安全確保と用地保全の異常事態
異常事態の詳細調査を実施の上対応策を講じるが、これを参考にマニュアルの修正を行うこと
を規定する。下記は、その一例である。
異常事態の例 処置対策 ・送電線用地や所有地への侵害 権利の確認と対応策の調整 ・鉄塔基礎周辺の土地崩壊・盛り土・切り土 鉄塔への影響調査と対策
A2 点検
A2-1 初期点検
測定器具や工具を使用した検査を実施する。異常または欠損を発見した場合には、田立に修復し、そ
の後の保守の参考とする。
A2-2 定期点検
日常巡視時に目視にて各設備の点検を行うことを規定する。
A2-3 特定点検
全区間について実施することが前提であるが、特に重要な対象設備と定期点検では実施し得ないケ所
を測定器具や工具を使用して行う。
A2-4 特別点検
下記のケースで設備の特定ケ所に障害または損傷が予想される場合に行う点検を規定する。
(a) 嵐、豪雨、長雨が生じた場合、障害や損害が予想される区間
(b) ある区間または特定設備に問題が発見された場合、可能性を有する他の区間または同様な設
備に対して実施
(c) 老朽設備に対して必要と思われる場合
付録 5.2 運転・保守マニュアル案
3
A2-5 点検計画
年間および長期点検計画を予め設定しておく必要がある。
A2-6 点検の実施項目
具体的な点検項目を決定し厳守させる必要がある。下記は、一例である。
(a) 点検項目
対象設備 点検項目 点検頻度 初期点検 鉄塔 ボルトの緩み・欠損、部材の変形・欠損 建設後 1-2 年の間に実施
がいし がいし欠損・損傷、金具の変形 すること 電線付属品 欠損、変形、ボルトの緩み 完成後 1 年以内 定期点検 鉄塔 傾斜、変形、部材の欠損、錆、腐食 基礎 沈下・移動、盛土・切土の状況、コンクリートのクラ
ック・欠損 6 ケ月に 1 度
接地線 ボルトの緩み、線の腐食・欠損 がいし 損傷、クラック、汚損、変形、錆、金具の異常 電線・地線 素線の腐食・断線、撚りの緩み、付属品の異常 特定点検 鉄塔 ボルトの緩み・欠損、部材の変形、錆び・腐食 基礎 沈下の測定、軟弱地盤地帯の盛・切土状況 4 年に 1 度 がいし 不良がいしの調査、クラック、ボルトの緩み 電線付属品 欠損、変形、ボルトの緩み 接地線 接地抵抗の測定 3 年に 1 度 特別点検 嵐・豪雨後 基礎の変位、山岳地・切土・地すべり地帯の崩壊 地形の変化 接地抵抗の測定 発生時の直後 故障電流発生 電線クランプの内部
(b) 点検のフォローアップ
i) 修復が必要な場合には、対策を検討し直ちに実施する。
ii) 点検結果・対処した方策がその後の O&M の指針になる場合にはマニュアルを修正する。
A3 事故対策
A3-1 事前準備
嵐や部分豪雨が予測された場合には、事前に下記対策をとることを規定する。
(a) 復旧作業の実施組織の編成
(b) 復旧に必要な資材の準備
A3-2 緊急巡視
事故発生語、事故地点の特定と状況把握のために緊急巡視を実施する。
4
A3-3 復旧
事故状況を確認しつつ保守班は復旧対策を計画し必要な資材を手配し事故復旧を実施する。
A3-4 類似事故の事前対策
復旧後事故原因を究明し防止対策を講じる。
A3-5 安全距離
送電線の作業中に充電部から確保すべき安全距離を下記の様に明示する。
系統電圧 (kV) 3.3/6.6 22 33 66 115 220 500 最小距離 (cm) 15 30 45 75 150 200 370
付録 5.2 運転・保守マニュアル案
5
B 変電所マニュアルの記載事項
B1 巡視
B1-1 日常巡視
変電所内の全ての機器・設備の正常状態を毎日 1 回確認する。
B1-2 定期巡視
2 ケ月に 1 度の割合で変電所機器・設備が損傷を受けていないか、正常な運転状態にあるか、修復の
必要性などを詳細巡視する。
B1-3 特別巡視
異常気象が予測された場合に事前に機器・設備の状態を確認することと気象が回復した直後の状態確
認を行う。
B1-4 巡視のチェック項目
対象機器 チェック項目 記録に残す項目 日常巡視 定期巡視 変圧器 騒音、異臭、振動、油漏れ、塗装、過熱、ブッシング
の汚損・クラック、損傷など 油、温度、油
レベル 油、温度、油
レベル 遮断器 騒音、空気・ガス・油漏れ、端子の過熱、ブッシング
の汚損・クラック、損傷、On-Off 指示計の状態 圧力、作動回
数 GIS 騒音、異臭、ガス・油漏れ、接続部分、On-Off 指示
計の状態 圧力、作動回
数 避雷器 がいしのクラック・損傷・汚損、リード線の破断など 作動回数 開閉器類 がいしのクラック・損傷・汚損、接続部の過熱、
On-Off 指示計の状態
変成器・変流器 騒音、異臭、振動、油漏れ、端子の過熱、リード線
の破断、ブッシングの汚損・クラック、損傷など
キュービクル 騒音、異臭、振動、リレー・開閉器の状態、計器類
の指示状態、端子の緩み、小動物の侵入 各フィーダの
電流・電圧 各フィーダの
電流・電圧 並列コンデンサ 騒音、異臭、振動、油漏れ、端子の過熱、リード線
の破断、ブッシングの汚損・クラック、損傷など
リアクタ 騒音、異臭、振動、油漏れ、端子の過熱、リード線
の破断、ブッシングの汚損・クラック、損傷、錆び、塗
装状態など
温度、オイル・
レベル
空気圧縮機 汚損、錆び、空気・油漏れ、バルブの緩み、予備機
の試運転、全てのバルブの状態 圧 力 、 作 動
回数 圧力、作動回
数 リレー・配電盤 騒音、異臭、振動、リレイ・開閉器の状況、計器の指
示、端子の緩み、小動物の侵入、ランプ 各 指 示 器 の
指示値 遠方監視制御 騒音、異臭、振動、リレイ・開閉器の状況、計器の指
示、端子の緩み、小動物の侵入、ランプ 電圧・電流
バッテリー・チャー
ジャー 騒音、異臭、振動、リレイ・開閉器の状況、計器の指
示、端子の緩み、ランプ、液のレベル、液の比重 電圧・電流 電圧・電流、
各セルの温度
6
B1-5 留意点 (a) 担当者が機器の損傷や異常を発見した場合には、直ちに責任者に連絡すること。緊急の場合
には充分に安全な方法にて緊急処置を施した上で、責任者に報告すること。
(b) 巡視は、機器の特性・構成、変電所の当日の特殊運転、天候、事態処理などを充分勘案した
上で実施すること。
(c) 担当者は、慎重な点検と過去の経験を踏まえて事故の事前予知を行うこと。
(d) 定期巡視は、特に下記の点について行うこと。
- 充電部から安全距離を保持して可能な限りの詳細チェックを行う。
- 指示計器の数値は、標準計器による数値と比較して実施すること。
- 状況が許す範囲で設備の運転状態の確認を行うこと。
- 巡視の結果は上記 B1-4 項に従って記録すること。
B2 点検
下記の点検を実施する。
(a) 通常点検：外観からの点検で損傷があった場合には処置を施す。
(b) 細部点検：この点検は対象機器を分解した上で行う。
(c) 特殊点検：異常気象の後に発見された設備の障害・損傷の点検と修復を行う。
B2-1 点検の準備 (1) 点検の責任者は、点検項目、各自に割り当てた修復作業、停電時間、接地場所、安全対策の
詳細について打ち合わせの上確認する。
(2) 点検の責任者は、運転員との確認事項を点検員に充分に説明すること。
B2-2. 点検中の作業変更 (1) 責任者は、作業現場を離れてはならない。止むを得ない場合には、代理人を指名しなければ
ならない。
(2) 責任者が点検が規定時間内に終了しないと判断した場合には、事前に運転員に時間延長を
求めること。
(3) 予定していた点検項目以外の項目が作業中に判明した場合には、責任者はその上司と運転
員に報告し、上司の指示に従うこと。
B2-3 点検の終了 (1) 点検終了後、責任者は点検に使用した工具・資材・メータおよび取替えた部品が全て作業現
場から持ち出されたことを確認すること。
(2) 責任者は、点検員に対して点検員自身と機器の安全のために、現場への立ち入りを禁止する
こと。
(3) 責任者は、上司と変電所運転員に点検終了の報告を行い、運転員と共に下記を確認するこ
と。
付録 5.2 運転・保守マニュアル案
7
(a) 接地工具の撤去
(b) 点検済みおよび修復した機器
(c) 予定検査項目の漏れのないこと、および間違いのないこと。
(d) 点検員の現場残留のないこと。
B2-4 安全対策 (1) 充電機器の周辺に備える安全ロープ類、危険表示板、足場、照明装置などの配置
(2) ロープと安全表示板の設置は運転員に任せること。点検要員はこれを確認しなければならな
い。
(3) 充電部付近・高所での点検作業は、責任者によって指名された安全担当の管理の下で実施
すること。
(4) 充電部付近での点検要員は、絶縁保護作業衣を着服し、活線作業工具を使用すること。キュ
ービクル等の狭い場所での作業には、作業場所を充電部から完全に分離する方策を講じるこ
と。
(5) 高所における点検員は、常に安全ベルトを着用し、適切な足場の上で作業すること。作業場所
から工具などの落下防止には万全の配慮を施すこと。
B3 機器の点検項目
B3-1 変圧器 (1) 変圧器タンク（日常点検）
点検項目 点検頻度 (a) 外観・洗浄 年 1 度 (b) タップ・チェンジャー 年 1 度 (c) 主要接続点の再締付 年 1 度 (d) ブッシングの洗浄 年 1 度 (e) コントロール・ボックスの回路 年 1 度 (f) 絶縁抵抗の測定 年 1 度 (g) 警報回路の試験 年 1 度 (h) 冷却装置 年 1 度 (i) ダクトの内部 年 1 度 (j) その他ケ所 年 1 度 (k) 絶縁油の試験 年 1 度 (l) 油中ガスの分析 年 1 度
(2) 空気冷却装置 点検項目 点検頻度 註 通常点検 (a) 外観・洗浄 年 1 度 (b) ラジエータ・洗浄 年 1 度 (c) モーター 年 1 度 (d) 空気量と圧力の測定 年 1 度 同じ装置 詳細点検 (a) ベアリング・パッキング・ファンベルトの取替え 6 年に 1 度 (b) 油中ガスの分析 6 年に 1 度
(3) 水冷却装置
8
点検項目 点検頻度 通常点検 (a) モーター駆動機能の確認 年 1 度 (b) バルブ機能の確認 年 1 度 (c) ストレーナーの点検・洗浄 年 1 度 (d) その他（外観点検） 年 1 度 詳細点検 (a) モーター駆動機能の確認 3 年に 1 度 (b) バルブ機能の確認 3 年に 1 度 (c) 流量・レベル計の検査 3 年に 1 度 (d) リレー動作 3 年に 1 度 (e) その他 3 年に 1 度
(4) タップ・チェンジャー（詳細点検） 点検項目 点検頻度 (a) 接点 100,000 回動作毎 (b) モーター駆動装置 100,000 回動作毎 (c) 制御回路 100,000 回動作毎 (d) 切替開閉器の試験 100,000 回動作毎 (e) 駆動機構のトルク 100,000 回動作毎 (f) モーター入力電流の測定 100,000 回動作毎 (g) 油中耐電圧試験 100,000 回動作毎 (h) シーケンス・テスト 100,000 回動作毎
B3-2 コンデンサ・リアクター・放電コイル 点検項目 点検頻度 註 通常点検 (a) タンクの 1 般点検 3 年に 1 度 (b) フィーディングタンクの外観点検 3 年に 1 度 (c) ブッシング・支持がいし 3 年に 1 度 洗浄と共に (d) 端子の締付の確認 3 年に 1 度 (e) 接地装置 3 年に 1 度 (f) 終端ボックスの内部 3 年に 1 度 詳細点検 (a) 静電容量の測定 異常が検出された都度 (b) その他 異常が検出された都度
B3-3 ガス遮断器 点検項目 点検頻度 註 通常点検-1 (a) 動作試験 2 年に 1 度 (b) 開極時間の測定 2 年に 1 度 (c) トリップ・フリー試験 2 年に 1 度 (d) 圧力開閉器の動作試験 2 年に 1 度 (e) 絶縁抵抗の測定 2 年に 1 度 (f) ガス漏れ試験 2 年に 1 度 (g) 最小トリップ電圧の測定 2 年に 1 度 (h) ガス消費量の測定 2 年に 1 度 通常点検-2 (a) 外観・洗浄 4 年に 1 度 (b) 主回路端子・制御回路 4 年に 1 度 (c) 動作機構の点検・改善 4 年に 1 度 (d) 通常点検-1 (a)~(h)の試験 4 年に 1 度 (e) 全てのバルブの動作試験 4 年に 1 度
付録 5.2 運転・保守マニュアル案
9
(f) 接触抵抗の測定 4 年に 1 度 (g) レジュース・バルブの機能 4 年に 1 度 初期点検 (a) 外観目視点検 運転開始 1 年以内 充電状態にて (b) ガス漏れ 運転開始 1 年以内 (c) パイプ・バルブのガス・水
漏れ 運転開始 1 年以内
(d) ガス分析 運転開始 1 年以内 ガス・チェッカー
B3-4 空気遮断器 点検項目 点検頻度 註 通常点検 (a) 外観目視点検 2 年に 1 度 (b) 動作機構 2 年に 1 度 (c) ブッシング・がいし 2 年に 1 度 (d) 主回路端子・制御回路 2 年に 1 度 (e) 遮断部 2 年に 1 度 (f) 空気漏れ 2 年に 1 度 (g) 各種バルブの動作 2 年に 1 度 (h) トリップ・フリー試験 2 年に 1 度 (i) On-Off 時間の測定 2 年に 1 度 (j) 空気消費量の測定 2 年に 1 度 (k) 圧力開閉器の動作試験 2 年に 1 度 (l) 絶縁抵抗の測定 2 年に 1 度 詳細点検 (a) 主遮断部 4 年に 1 度 分解後 (b) 副遮断部 4 年に 1 度 分解後 (c) 絶縁エアパイプ 4 年に 1 度 (d) 分流抵抗・コンデンサー 4 年に 1 度 (e) 制御ブロックの各種バルブ 4 年に 1 度 (f) 制御ボックス 4 年に 1 度 (g) 漏気試験 4 年に 1 度 (h) 空気消費量の測定 4 年に 1 度 (i) 相開放保護試験 4 年に 1 度 (j) 動作最小空気圧試験 4 年に 1 度
B3-5 真空遮断器 点検項目 点検頻度 註 詳細点検 (a) 外観目視点検 4 年に 1 度 モールドのひび (b) 動作機構 4 年に 1 度 (c) 主回路・制御回路の端子 4 年に 1 度 清浄とともに (d) 電流回路の清浄 4 年に 1 度 (e) 各単機の動作状態 4 年に 1 度 (f) 絶縁抵抗の測定 4 年に 1 度 (g) 真空度のチェック 4 年に 1 度 (h) 電極劣化の測定 4 年に 1 度 (i) 最小動作空気圧力 4 年に 1 度 (j) 遮断時間測定 4 年に 1 度 (k) トリップ・フリー試験 4 年に 1 度 (l) スプリング蓄積時間の測定 4 年に 1 度 初期点検 運転開始後 1 年以内 詳細点検と同じ
10
B3-6 油遮断器 点検項目 点検頻度 註 通常点検 (a) 外観目視点検 2 年に 1 度 清浄・油補給 (b) オイル・レベルと油漏れ 2 年に 1 度 (c) ブッシング・がいし 2 年に 1 度 洗浄 (d) 動作機構の外観目視点検 2 年に 1 度 (e) 主回路端子・制御回路 2 年に 1 度 (f) 絶縁抵抗の測定 2 年に 1 度 (g) 動作試験 2 年に 1 度 (h) 動作時間の測定 2 年に 1 度 (i) トリップ・フリー試験 2 年に 1 度 (j) 絶縁油の耐電圧測定 2 年に 1 度 (k) 最小動作電圧・電流の測定 2 年に 1 度 詳細点検 (a) 主遮断部 4 年に 1 度 分解後 (b) 動作機構 4 年に 1 度 (c) 各種バルブ 4 年に 1 度 (d) 油の耐電圧試験 4 年に 1 度 (e) 絶縁油の濾過 4 年に 1 度 (f) 相バランス 4 年に 1 度 (g) 補助開閉器類の接触抵抗 4 年に 1 度
B3-7 GIS 点検項目 点検頻度 註 通常点検-1 (1) 遮断器 2 年に 1 度 ガス遮断器と同じ (2) 断路器・接地開閉器 (a) 動作機構 2 年に 1 度 洗浄 (b) 動作試験 2 年に 1 度 (c) ガス漏れ 2 年に 1 度 (3) 制御ボックス (a) 圧力開閉器の動作試験 2 年に 1 度 (b) 絶縁抵抗の測定 2 年に 1 度 (4) ガス循環装置 2 年に 1 度 (5) 計器用変圧器 (a) ２次側端子 2 年に 1 度 (b) 絶縁抵抗の測定 2 年に 1 度 (c) 保護ギャップ 2 年に 1 度 (d) ケーブル端子 2 年に 1 度 (e) 接地線 2 年に 1 度 (6) 避雷器 (a) 外部目視点検 2 年に 1 度 (b) 接地端子 2 年に 1 度 (c) ガス漏れ 2 年に 1 度 (d) 絶縁抵抗の測定 2 年に 1 度 (e) 漏れ電流の測定 2 年に 1 度 通常点検-2 (1) 遮断器 4 年に 1 度 ガス遮断器と同じ (2) 断路器・接地開閉器 (a) 動作機構 4 年に 1 度 改善 (b) 動作試験 4 年に 1 度 (c) 開閉ストロークの測定 4 年に 1 度 (d) ガス漏れ 4 年に 1 度
付録 5.2 運転・保守マニュアル案
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(e) ガス中水分の測定 4 年に 1 度 (f) 遮断部の接触抵抗の測定 4 年に 1 度 (3) 制御ボックス (a) 圧力開閉器の動作試験 4 年に 1 度 (b) 圧力ゲージ 4 年に 1 度 (c) 逆流・低減バルブの機能 4 年に 1 度 (d) 安全弁のリセット圧力 4 年に 1 度 (e) 絶縁抵抗の測定 4 年に 1 度 (f) シーケンス・テスト 4 年に 1 度 (4) ガス循環装置 空気圧縮機と同じ (5) 計器用変圧器 (a) ２次側端子 4 年に 1 度 (b) 絶縁抵抗の測定 4 年に 1 度 (c) 保護ギャップ 4 年に 1 度 (d) ケーブル端子 4 年に 1 度 (e) 接地線 4 年に 1 度 (6) 避雷器 (a) 外部目視点検 4 年に 1 度 (b) 接地端子 4 年に 1 度 (c) ガス漏れ 4 年に 1 度 (d) 絶縁抵抗の測定 4 年に 1 度 (e) 漏れ電流の測定 4 年に 1 度 初期点検 (1) 遮断器 運転開始 1 年以内 ガス遮断器と同じ (2) 断路器・接地開閉器 (a) 外部目視点検 運転開始 1 年以内 (b) ガス漏れ 運転開始 1 年以内 (c) ガス・チェッカーによる分析 運転開始 1 年以内 (3) 制御ボックス (a) 外部目視点検 運転開始 1 年以内 (4) 避雷器 (a) 外部目視点検 運転開始 1 年以内 (b) ガス漏れ 運転開始 1 年以内 (c) 漏れ電流の測定 運転開始 1 年以内 (d) ガス・チェッカーによる分析
B3-8 キュービクル 点検項目 点検頻度 註 詳細点検 (a) 外観目視点検 4 年に 1 度 清浄 (b) 接続ボルトの締め付け 4 年に 1 度 (c) 母線と分離母線 4 年に 1 度 (d) ヒーター関連 4 年に 1 度 (e) 配線 4 年に 1 度 (f) 絶縁抵抗の測定 4 年に 1 度 (g) シーケンス・テスト 4 年に 1 度 (h) その他全ての機器・装備 4 年に 1 度
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B3-9 空気圧縮機 点検項目 点検頻度 通常点検 (a) 外観目視点検 500 時間経過後または年 1 度 (b) 潤滑油・補助装置のチェック 500 時間経過後または年 1 度 (c) エア・フィルター 500 時間経過後または年 1 度 (d) オイル・セパレーターからの水分除去 500 時間経過後または年 1 度 (e) パイプ・バルブ 500 時間経過後または年 1 度 (f) エア・タンクからの漏気・排水 500 時間経過後または年 1 度 (g) 制御盤 500 時間経過後または年 1 度 (h) オートバルブの機能 500 時間経過後または年 1 度 (i) 圧力開閉器の機能 500 時間経過後または年 1 度 (j) 自動スタート・ストップ試験 500 時間経過後または年 1 度 (k) 警報試験 500 時間経過後または年 1 度 (l) 充気測定 500 時間経過後または年 1 度 詳細点検 1,000 時間経過後または年 1 度 (a) クランク室の清掃 分解後 (b) ピストンの検査 分解後 (c) シリンダー内部、吸気・排気バルブ 分解後 (d) 油と水の分離器 分解後 (e) 全てのベアリング 分解後 (f) オートバルブ 分解後 (g) オイルポンプと濾過器 分解後 (h) 接続機構 分解後 (i) 圧力計 分解後 (j) 安全弁の調整と機能試験 分解後 (k) 通常点検の全ての項目 分解後
B3-10 計器用変成器 点検項目 点検頻度 通常点検 (a) ブッシングの点検・清掃 停電期間に随時 (b) 1 次側端子 停電期間に随時 (c) 2 次側端子 停電期間に随時 (d) 絶縁抵抗の測定 停電期間に随時 (e) 保護ギャップ 停電期間に随時 (f) 外観目視点検・洗浄 停電期間に随時 (g) ケーブル引留点 停電期間に随時 (h) 接地線 停電期間に随時
B3-11 母線 点検項目 点検頻度 註 通常点検 (a) ブッシングの点検・清掃 2 年に 1 度 目視による (b) 電線・端子の接続部の過熱 2 年に 1 度 抵抗測定または赤外線センサーによる 詳細点検 (a) 絶縁抵抗の測定 随時 (b) 2 次側の端子 随時 (c) 外観目視点検と清浄 随時 (d) ボルトの増締め 随時 (e) 接触抵抗の測定 随時 (f) コロナ測定 随時
付録 5.2 運転・保守マニュアル案
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B3-12 断路器 点検項目 点検頻度 註 通常点検 (a) 外観目視点検 2 年に 1 度 (b) 開閉操作の確認 2 年に 1 度 (c) 操作機構の目視点検 2 年に 1 度 詳細点検 (a) 接触部 随時 チェック・洗浄 (b) 支持がいし 随時 チェック・洗浄 (c) 操作確認装置 随時 チェック・洗浄 (d) ボルトの緩み 随時 (e) 操作機構函の内部 随時 チェック・洗浄 (f) 空気系統の漏気 随時 (g) 絶縁抵抗の測定 随時 (h) 各機能部の操作試験 随時 (i) 電磁バルブとシリンダー 随時 分解・清浄 (j) パッキングの交換 随時 (k) ゴムピストンとダッシュポットの交換 随時
B3-13 中性点の接地抵抗器 点検項目 点検頻度 註 通常点検 (a) ブッシング・支持がいし 4 年に 1 度 チェック・洗浄 (b) ボルトの緩み 4 年に 1 度 (c) 接地線 4 年に 1 度 (d) 変流器 4 年に 1 度 計器用変成器と同じ
(e) 抵抗器本体 4 年に 1 度 (f) 抵抗器の抵抗測定 4 年に 1 度 (g) 絶縁抵抗の測定 4 年に 1 度 (h) 制御・終端函 4 年に 1 度 (i) 断路器の操作機構 4 年に 1 度 断路器と同じ (j) 警報試験 4 年に 1 度 各種試験 (a) 絶縁油の特性 4 年に 1 度 (b) 油中ガス分析 随時
B3-14 蓄電池 点検項目 点検頻度 註 通常点検 Lead-bent 型蓄電池 (a) 均等充電 6 ケ月に 1 度 (b) 電圧測定 6 ケ月に 1 度 充電の前後 (c) バッテリー液の比重測定 6 ケ月に 1 度 充電の前後 (d) 外観目視点検 6 ケ月に 1 度 (e) バッテリー液のレベル調整 6 ケ月に 1 度 Lead-sealed 型蓄電池 (a) 電圧測定 6 ケ月に 1 度 (b) 外部目視点検 6 ケ月に 1 度 アルカリ電池 (a) 均等充電 6 ケ月に 1 度 (b) 電圧測定 6 ケ月に 1 度 充電の前後 (c) バッテリー液の比重測定 6 ケ月に 1 度 充電の前後 (d) 外観目視点検 6 ケ月に 1 度 (e) バッテリー液のレベル調整 6 ケ月に 1 度
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B3-15 電池充電器 点検項目 点検頻度 註 通常点検-1 (a) フローティング・均等充電切替 6 ケ月に 1 度 (b) ドロッパー運転の確認 6 ケ月に 1 度 (c) 指示計の確認 6 ケ月に 1 度 通常点検-2 (a) 充電器内部 4 年に 1 度 清浄 (b) 電圧測定 4 年に 1 度 マニュアル・浮動・均等 (c) ドロッパー機能 4 年に 1 度 (d) 指示計の試験 4 年に 1 度 (e) 絶縁抵抗の測定 4 年に 1 度 (f) メータの較正 4 年に 1 度 (g) リレイ試験 4 年に 1 度 (h) 入力・出力波の確認 4 年に 1 度
B3-16 開閉器盤・制御回路 点検項目 点検頻度 註 通常点検 (a) 配線 2 年に 1 度 (b) 総合機能試験 2 年に 1 度 シーケンス試験を含む (c) 絶縁抵抗の測定 2 年に 1 度 (d) 電圧・電流の測定 2 年に 1 度 変圧器回路 詳細点検 (a) 計器特性試験 4 年に 1 度 (b) 計器構造検査 4 年に 1 度 (c) リレー構造検査 4 年に 1 度 (d) リレー機能試験 4 年に 1 度 (e) 変圧器回路の設置確認 4 年に 1 度 初期点検 運転開始後 1 年以内 詳細点検と同じ
B4 運転の特別留意点
(1) 運転担当部の責任者は、各変電所の主任オペレータおよびその代理者を任命する。
(2) 変電所の運転は、系統指令所からの指示に厳格に従って行わなければならない。各変電所の
主任オペレーターがその指示を受け、担当オペレータ全てにその指示を徹底させる。
(3) 機器すべての操作は、各変電所に備えられているマニュアルに厳密に従って行わなければな
らない。マニュアルは、変電所の運転の標準操作規定および想定される緊急時の対応も規定
したものでなければならない。
(4) 変電所機器の操作は、その変電所のオペレータが、主任オペレータから与えられる指示により
操作するものとする。
(5) 機器の特殊運転または修復が系統指令所から指示された場合には、主任オペレータは、その
指示操作または修復作業の終了を報告する義務を有する。
(6) 修復作業は全て、オペレータの安全および他の機器との短絡から機器を保全するために、接
地装置を設置した後に実施すること。関連作業の終了後には、主任オペレータ自身が接地装
置の撤去を確認すること。相試験、絶縁抵抗測定などの特殊な作業は、他の回線との混同の
可能性がないことを確認の上、接地装置なしで実施する。
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