報告書番号

GD25017

タイトル（和文）

基幹系統事故時に配電系統で生じる電圧位相変動の概算手法の提案

タイトル（英文）

A Proposal for an Approximate Method to Estimate Transient Voltage Phase Variations in Distribution Systems during Bulk Power System Faults

概要 （図表や脚注は「報告書全文」に掲載しております）

背　　景
基幹系統で地絡事故等が発生すると，事故点を中心に電圧が低下し，電圧位相跳躍等の電圧位相変動を生じさせる。この影響が配電系統に及ぶと，配電系統に連系されたPCS（Power Conditioning Subsystem）が，単独運転検出機能の不要動作によりトリップするおそれがある注1）。一方，基幹系統の解析で広く用いられる実効値解析では，解析規模が大きくなるため配電系統が詳細に模擬されない場合が多い注2）。そのため，実効値解析結果を活用してPCSのトリップの有無を判断するには，配電用変電所から配電フィーダの末端までの間で生じる電圧位相差の変動（以下，配電位相変動）を適切に考慮する必要がある。
目　　的
配電系統の送電端での電圧低下時における受電端での電圧位相変動の発生原理を明らかにする。また，配電位相変動の概算手法を提案し，その妥当性を検証する。
主な成果
1. 配電系統の送電端での電圧低下時における受電端での電圧位相変動の発生原理
配電系統では対地静電容量が十分小さいとみなし，受電端電圧の大きさVR，送電端電圧に対する受電端電圧の位相差δを，送電端情報により求める式をオームの法則に基づく電圧降下の式から導出した（図1）。これらの式は，定常時・過渡時を問わず常に成立するため，送電端電圧の大きさVSの低下によって送電端電流ISが変化すると，線路インピーダンスに応じてδは進みまたは遅れ方向に変動することがわかる（図2）。
2. 配電位相変動の概算手法の提案と妥当性検証
実効値解析で配電系統を詳細に模擬することなくPCSのトリップに関する解析精度を向上させるため，実測データ注3）に基づき配電位相変動を概算する手法を考案した（図3，図4）。本手法は，配電用変電所の高圧母線で実測した事故発生時の電圧・電流の時系列データを用い，配電用変電所の高圧母線から配電フィーダの末端までの間に，図1の式に基づく漸化式を適用することで，少ない計測点で配電位相変動を概算できる。
提案手法の検証のため，概略的な配電系統を含むモデル系統（図5）を用い，基幹系統での3φ6LG-O発生時の瞬時値解析を実施した。また，配電用変電所の高圧母線での電圧・電流の計算結果と提案手法を用いて配電位相変動を概算した。概算結果は，計算結果から得られる配電位相変動と良好に合致していることを確認した（図6）。
配電用変電所での実測と提案手法による概算結果を，電圧低下レベル等に基づいてデータベース化することで，実効値解析の際に配電フィーダの末端の電圧位相変動を概略的に把握できることが期待される。
注1）配電系統での単独運転が発生していない状況でPCSの単独運転検出機能が動作することを不要動作と呼んでいる。また，基幹系統での地絡事故等では不要動作しない設計が志向されているが，実際に不要動作しないかどうかは十分に検証されていない。大量のPCSが単独運転検出機能の不要動作によりトリップすると，大きな周波数低下が生じるおそれがある。
注2）"第99回 調整力及び需給バランス評価等に関する委員会 議事録"，電力広域的運営推進機関（2024）
注3）配電用変電所の高圧母線の精緻な電圧・電流を解析的に得ることは現状困難であるため，実測データを用いている。

概要 （英文）

When a ground fault occurs in a bulk power system, a voltage dip around the fault location causes transient voltage phase variations, that may reach the distribution systems and lead to unintended tripping of power conditioning subsystems (PCSs) due to unnecessary operation of islanding detection. In conventional RMS-based analyses, detailed modeling of distribution systems is often neglected due to the large simulation scale, making it difficult to evaluate the tripping risk of PCSs in distribution systems. Therefore, this report focuses on the mechanism of voltage phase variation occurring at the receiving end of a distribution feeder during a voltage dip at the sending end. First, analytical equations based on Ohm's law are derived to express the receiving-end voltage magnitude and the phase difference relative to the sending-end voltage using sending-end information. The derived equations show that voltage phase variations may lead or lag depending on changes in current and line impedance. Next, a simplified method for estimating voltage phase variations in distribution systems is proposed using measurement data obtained at the high-voltage bus of a distribution substation. By recursing the derived equations using time-domain voltage and current measurements, voltage phase variations at the end of a distribution feeder can be approximated with only a few measurement points. The proposed estimation method is validated using electromagnetic transient simulations that include a simplified distribution system model. The results show good agreement between the estimated phase variations and those obtained from the simulations, demonstrating the effectiveness of the proposed method.

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