アジアにおけるセキュアな電力系統運用技術導入による送配 …BPDP Bangladesh Power Development Board BREB Bangladesh Rural Electrification Board E/O Emergency

平成３０年度質の高いエネルギーインフラの海外展開に向けた事業実施可能性調査事業

（我が国企業によるインフラの海外展開促進調査事業）

アジアにおけるセキュアな電力系統運用技術

導入による送配電網の運用効率化可能性調査

報告書

2019 年 3 月

経済産業省

委託先

TEPCO IEC 株式会社

（バングラデシュ編）

i

Contents

Contents .................................................................................................................................................................................. i

Abbreviation ........................................................................................................................................................................ iv

1 事業内容 .......................................................................................................................................................................1-1

1.1 事業目的 ...........................................................................................................................................................1-1

1.2 事業内容 ...........................................................................................................................................................1-1

1.3 事業実施体制 .................................................................................................................................................1-3

1.4 実施スケジュール ........................................................................................................................................1-3

2 調査対象国の実態 ....................................................................................................................................................2-1

2.1 国の基本情報 .................................................................................................................................................2-1

経済事情 .................................................................................................................................................2-1

(1) GDP ...........................................................................................................................................................2-1

(2) 産業構造 .................................................................................................................................................2-1

経済発展政策 ........................................................................................................................................2-3

2.2 電力政策 ...........................................................................................................................................................2-3

電力セクター概要 ...............................................................................................................................2-3

(1) Power Division ......................................................................................................................................2-4

(2) Power Cell ..............................................................................................................................................2-5

(3) Bangladesh Power Development Board (BPDB)......................................................................2-5

(4) Bangladesh Rural Electrification Board (BREB) ........................................................................2-5

(5) Sustainable and Renewable Energy Development Authority (SREDA) ...........................2-5

(6) Power Grid Company of Bangladesh Ltd. (PGCB) ...................................................................2-5

電力セクター政策 ...............................................................................................................................2-6

Grid Code ...............................................................................................................................................2-6

3 電力供給設備の現状と展望 ..................................................................................................................................3-1

3.1 Existing Substations, Power Stations ....................................................................................................3-1

3.2 Ongoing, Planned Substations ............................................................................................................. 3-10

3.3 Revisiting PSMP2016 Plan ...................................................................................................................... 3-10

3.4 検証用データ .............................................................................................................................................. 3-11

4 電力制御運用および制御設備の現状 ...............................................................................................................4-1

4.1 運用 ....................................................................................................................................................................4-1

監視制御体制 ........................................................................................................................................4-1

オペレーション....................................................................................................................................4-2

(1) 監視業務 .................................................................................................................................................4-2

(2) 操作業務 .................................................................................................................................................4-3

(3) 記録業務 .................................................................................................................................................4-4

(4) 電圧調整 .................................................................................................................................................4-6

(5) データメンテナンス ....................................................................................................................... 4-13

トレーニング ..................................................................................................................................... 4-13

(1) トレーニングポリシー ................................................................................................................... 4-13

(2) トレーニングリソース ................................................................................................................... 4-13

(3) オペレータに対するトレーニング ............................................................................................ 4-13

(4) その他のプログラム ....................................................................................................................... 4-14

4.2 設備 ................................................................................................................................................................. 4-14

SCADA/EMS ........................................................................................................................................ 4-14

ii

(1) ハードウェア構成 ............................................................................................................................ 4-15

(2) アプリケーション ............................................................................................................................ 4-15

通信ネットワーク ............................................................................................................................ 4-15

5 今後の設備増強を踏まえた電力制御運用および制御設備の課題 ........................................................5-1

5.1 運用 ....................................................................................................................................................................5-1

監視制御体制 ........................................................................................................................................5-1

(1) 役割分担 .................................................................................................................................................5-1

(2) 業務量 ......................................................................................................................................................5-1

オペレーション....................................................................................................................................5-1

(1) 監視業務 .................................................................................................................................................5-1

(2) 操作業務 .................................................................................................................................................5-1

(3) 記録業務 .................................................................................................................................................5-1

(4) 電圧調整 .................................................................................................................................................5-2

(5) データメンテナンス ..........................................................................................................................5-2

トレーニング ........................................................................................................................................5-2

5.2 設備 ....................................................................................................................................................................5-3

SCADA/EMS ...........................................................................................................................................5-3

(1) ハードウェア構成 ...............................................................................................................................5-3

(2) アプリケーション ...............................................................................................................................5-3

通信ネットワーク ...............................................................................................................................5-3

6 事業スキームの改善検討.......................................................................................................................................6-1

6.1 運用 ....................................................................................................................................................................6-1

監視制御体制 ........................................................................................................................................6-1

(1) 権限の委譲 .............................................................................................................................................6-1

(2) 組織配置 .................................................................................................................................................6-1

オペレーション....................................................................................................................................6-3

(1) 監視業務 .................................................................................................................................................6-3

(2) 操作業務 .................................................................................................................................................6-3

(3) 記録業務 .................................................................................................................................................6-3

(4) 電圧調整 .................................................................................................................................................6-3

(5) データメンテナンス ..........................................................................................................................6-4

トレーニング ........................................................................................................................................6-4

6.2 設備 ....................................................................................................................................................................6-4

SCADA .....................................................................................................................................................6-4

(1) ハードウェア構成 ...............................................................................................................................6-4

(2) アプリケーション構成 ......................................................................................................................6-5

通信ネットワーク ...............................................................................................................................6-5

6.3 事業実施体制、スケジュール .................................................................................................................6-5

6.4 Result of Pre-Feasibility Study .................................................................................................................6-6

7 事業改善による効果 ................................................................................................................................................7-1

7.1 相手国に対する効果予測 ..........................................................................................................................7-1

人件費増大の抑制 ...............................................................................................................................7-1

停電時間の短縮による経済損失の低減 .....................................................................................7-2

託送料金損失の低減 ..........................................................................................................................7-3

7.2 CO2排出抑制量試算 ....................................................................................................................................7-3

7.3 日本国への効果予測....................................................................................................................................7-4

7.4 日本企業の優位性評価 ...............................................................................................................................7-4

iii

7.5 ファイナンス、政策支援の活用見込み ...............................................................................................7-4

7.6 他国への展開促進策....................................................................................................................................7-4

iv

Abbreviations

ABBREVIATION FULL TYTLE

ALDC Area Load Dispatching Center

BLDC Bulk Load Dispatch Center

BPDB Bangladesh Power Development Board

BPDP Bangladesh Power Development Board

BREB Bangladesh Rural Electrification Board

E/O Emergency Outage

EMS Energy Management System

HRM Human Resource Management Department

IPP Independent Power Producer

MPEMR Ministry of Power, Energy and Mineral Resources

NLDC National Load Dispatching Center

ODA Official Development Assistance

OPGW Optical Ground Wire

PGCB Power Grid Company of Bangladesh Limited

PLC Power Line Carrier

PSMP Power System Master Plan

S/O Scheduled Outage

SCADA Supervisory Control And Data Acquisition

SREDA Sustainable and Renewable Energy Development Authority

1-1

1 事業内容

1.1 事業目的

バングラデシュの電力網は、全て Power Grid Company of Bangladesh Limited（PGCB）によっ

て所有、運営、そして維持管理されている国営網である。バングラデシュの発電容量は現在約

15,000 メガワットに達しており、発展途上国であるバングラデシュでは、電力需要が急増してい

ます。継続的に増加する電力需要を満たすために、Government of Bangladesh（GoB）は、公共部

門と民間部門の両方で新しい発電所を設立する許可を与えるとともに奨励しています。現在、バ

ングラデシュのグリッドシステムは、132/33kV、230/132kV、400/230kV、および 400/132kV 変

電所と、132kV、230kV、および 400kV の送電線で稼働している。バングラデシュの PSMP（Power

System Master Plan）の発電容量によれば、2030 年までに約 40,000MW に達するであろう。この

膨大な量の発電電力を送電し配給するには、電力網を拡張する必要がある。参考に 2010 年と 2018

年の PGCB のグリッドネットワークを Figure 1-1 に示す。

PGCB は現在、National Load Dispatch Center（NLDC）の EMS/SCADA を使用して、全ての変電

所を監視、制御（電話連絡による）している。発電所が増強され、系統が拡張するにつれて、現在

の NLDC の組織は限界に達すると推定される。発電所の容量は増大し、NLDC は需要と供給の管

理により深く関与するようになる。そのため、NLDC の組織構造を改革し、電力網の監視制御のた

めの新しい仕組みを確立する必要がある。現時点では 2 つの ALDC しか機能していないが、変電

所数が増加した将来の電力系統ではさらに多くの ALDC を設置する必要がある。

本事業では PGCB の監視制御組織、オペレーション、SCADA を調査・分析することで日本の高

品質な電力系統運用技術の導入実現可能性調査を行うことを目的とする。

1.2 事業内容

本事業では以下の項目について調査を実施する。

i. 背景調査

a. 相手国の政策動向

b. 相手企業の戦略動向

ii. 電力系統運用技術導入に必要な情報収集

a. 電力インフラの現状の実態把握

b. 相手企業のニーズ・課題把握

c. 監視制御体制の現状と今後の動向

d. 人材育成体系

iii. エネルギー起源 CO2 排出抑制量調査

a. 現状排出量の把握

b. 電力系統運用技術導入による抑制量の試算

iv. 日本企業の優位性確認

a. 運用の優位性評価

1-2

(Source: PGCB Annual report 2009-2010) (Source: PGCB Website https://www.pgcb.org.bd/PGCB/?a=user/home.php)

Figure 1-1 Grid network of PGCB in 2010(left) and 2018(right)

https://www.pgcb.org.bd/PGCB/?a=user/home.php

1-3

1.3 事業実施体制

本事業に係る実施体制は以下の通り。

本事業の実施主体は TEPCO IEC 株式会社である。また、サイバーセキュリティ分野の現状分析・

事業スキーム検討はマカフィー株式会社、SCADA 調査・分析は東芝エネルギーシステムズ株式会

社の協力により実施した。

1.4 実施スケジュール

Figure 1-2 のスケジュールで調査を実施した。

Figure 1-2 Schedule of Pre-Feasibility Study

2-1

2 調査対象国の実態

2.1 国の基本情報

経済事情

(1) GDP

バングラデシュ経済は持続的な成長を維持しており、過去 10 年平均で 6%以上の GDP 成長率

を達成した。Bangladesh Bureau of Statistics (BBS)によると、GDP 成長率は 2015～16 年度に 7%

を超え、7.11%となり、2016～17 年度は 7.28%となった。

GDP の推計は農業、産業、サービスの 3 つのセクターから構成される。セクター別の実質 GDP

成長率を Figure 2-1 に示す。

(Source: Finance Division, Ministry of Finance, Bangladesh Economic Review 2017)

Figure 2-1 Growth of GDP by Sectors

(2) 産業構造

農業、産業、サービスの 3 つのセクターはさらに 15 のセクターに分割されている。2016-17

の 15 セクターの実質 GDP におけるセクター別シェアを Figure 2-2 に示す。

6.1

5

4.4

6

3.0

1

2.4

6

4.3

7

3.3

3

2.7

9

2.9

7

7.0

3

9.0

2

9.4

4

9.6

4

8.1

6

9.6

7

11.0

9

10.2

2

5.5

3

6.2

2

6.5

8

5.5

1

5.6

2

5.8

6.2

5

6.6

9

5.57

6.46 6.526.01 6.06

6.557.11 7.28

0

2

4

6

8

10

12

2009-10 2010-11 2011-12 2012-13 2013-14 2014-15 2015-16 2016-17

[%]

Agriculture Industry Service GDP

2-2


Figure 2-2 Sectoral Share of GDP at Constant Prices (2016-17)

GDP における農業、産業、サービス各セクターの割合の推移を Figure 2-3 に示す。1980 年代

からサービスのシェアが約 50%であることは 1980 年代から変わりはない。農業セクターと産業

セクターに関しては、徐々に産業セクターへの構造的変化が続いていることが分かる。


Figure 2-3 Trend of Structural Transformation of Sectoral Shares in GDP

11%

3%

2%

18%

1%

8%

13%1%

10%

4%

8%

4%

3%

2%

12%

Agriculture and Forestry

Fishing

Mining and Quarrying

Manufacturing

Electricity, Gas and Water Supply

Construction

Wholesale and Retail Trade

Hotel and Restaurants

Transport, Storage & Communication

Financial Intermediations

Real Estate, Renting and Business Activities

Public Administration and Defence

Education

Health and Social Works

Community, Social and Personal Services

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1980-81 1985-86 1990-91 1995-96 2000-01 2005-06 2010-11 2013-14 2014-15 2015-16 2016-17

Agriculture Industry Service

2-3

経済発展政策

バングラデシュは 2021 年に独立 50 周年を迎える。シェイク・ハシナ首相の始動のもと、政府

はバングラデシュの最上位の国家計画として Vision2021 を採択した。Vision2021 を実現するため

に General Economics Division は最も基本となる長期計画である Perspective Plan (2010-2021)が

策定された。Vision2021 が達成されればバングラデシュの社会経済的環境は低所得経済から中所

得経済へと変化する。

優先事項としては以下 9 項目が挙げられている。

Ensuring broad-based growth and reducing poverty

Ensuring effective governance and sound institutions but creating a caring society

Addressing globalization and regional cooperation

Providing energy security for development and welfare

Building a sound infrastructure and managing the urban challenge

Bitigating the impacts of climate change

Promoting innovation in a knowledge-based society

2.2 電力政策

電力セクター概要

バングラデシュの電力セクターは、Bangladesh Power Development Board (BPDB)が発電、送電、

配電を一貫して運用してきたが、1996 年以降、発送配電部門の分社化を進めてきており、現在は

Figure 2-4 に示す体制となっている。

発電事業者は Independent Power Producer (IPP)を含めて複数社おり、配電事業者もエリアごと

に複数社ある。送電網については PGCB が全て運用している。

2-4

(Source: The Study Team)

Figure 2-4 Overview of Energy Sector of Bangladesh

以下に各組織の概要を示す。

(1) Power Division

The main functions of Power Division are as follows.

All activities related to power generation, transmission and distribution;

Manage all matters and policies related to the Power sector;

Expand, rehabilitate and modernize power generation, transmission and distribution

services in line with the increasing national demand and prepare action plans and

programs accordingly;

Encourage private and joint venture investment in the Power sector in addition to the

government investment;

Improve the standard of living of the rural poor through rural electrification and the

introduction of renewable energy;

Monitor revenue earnings and commercial activities of the utilities ;

Promotion of renewable energy and energy efficiency through formulation of

policy/regulation, different incentive mechanism and R&D.

2-5

(2) Power Cell

Power Cell は電力セクターの改革を行い、民間の電力参入を促進するために 1995 年に MPEMR

のもとに設立された。

(3) Bangladesh Power Development Board (BPDB)

BPDB は主にダッカとバングラデシュの西部の発電と配電の大部分を担っている。理事会は

Power Division of the Ministry of power, Energy and Mineral Resources, Government of

Bangladesh のもとに位置する。改革と再編により組織形態が変化しており、現在では以下の会

社を子会社として持つ。

Ashuganj Power Station Company Ltd. (APSCL)

Electricity Generation Company of Bangladesh (EGCB)

North West Power Generation Company Ltd. (NWPGCL)

West Zone Power Distribution Company Ltd. (WZPDCL)

(4) Bangladesh Rural Electrification Board (BREB)

1977 年に制定された Rural Electrification Board Ordinance の代わりに、2013 年に Rural

Electrification Board Act が制定され設立された。農村部農業生産を改善する手段として電力を使

用することを目的として設立された。

現在のところ、Palli Bidyuit Samity (PBS)と呼ばれる 76 の農村電気協同組合が運営されている。

(5) Sustainable and Renewable Energy Development Authority (SREDA)

バングラデシュでは 1 次エネルギー資源が徐々に枯渇しており、長期的なエネルギーセキュリ

ティと持続可能な経済発展を確実にするために、持続可能な再生可能エネルギーの開発を促進す

るために 2012 年に設立された。主な役割は以下の通り。

Coordinate renewable energy and energy efficiency issues of the government.

Promote sustainable energy.

Standardize and labialize the products for RE and EE.

Pilot new technologies, and take initiatives for its expansion.

Create congenial environment for the investors.

Research and development on RE and EE.

Capacity development.

Create awareness for RE and EE and

Establish linkage with regional and international organizations .

(6) Power Grid Company of Bangladesh Ltd. (PGCB)

バングラデシュの電力セクター再編のもとで 1996 年に設立された。バングラデシュ全土の送

電網を運用、拡大していく責任が与えられている。BPDP と Dhaka Electric Supply Authority (DESA)

から全ての送電資産を譲渡するという政府の決定に従い、2002 年に全ての送電資産を引き継ぎ、

運用している。

2-6

電力セクター政策

「2.1.2 経済発展政策」でバングラデシュの社会経済的環境を中所得経済とするために

Vision2021 を策定したことを述べたが、さらに 2041 年までに先進国の一つになるという新たな

政策 Vision2041 が発表された。バングラデシュではエネルギー源を主に国内の天然ガスに依存し

ているが、将来的に天然ガスの減少が予想されるため、長期的なエネルギー多様化を目標とした

Power System Master Plan 2010 (PSMP2010)を策定した。

しかし PSMP2010 通りに計画は進んでおらず、見直しが必要となった。そこで中長期的な課題

とリスクを把握し、エネルギーセクターの戦略を策定しなおすために Power System Master Plan

2016 (PSMP2016)が作成された。さらに先進国を目指すためには、産業の高度化が不可欠であり、

そのためには電力供給品質の向上が不可欠である。そのため、PSMP の改定では電力開発計画と

電力供給計画の見直しがされ、電力供給品質の改善について検討されている。PSMP2016 の 5 つ

の着眼点は以下の通りである。

i. Enhancement of imported energy infrastructure and its flexible operation

ii. Efficient development and utilization of domestic natural resources (gas and coal)

iii. Construction of a robust, high-quality power network

iv. Maximization of green energy and promotion of its introduction

v. Improvement of human resources and mechanisms related to the stable supply of

energy

さらにバングラデシュの発電所では指定された電力、効率通りに発電できない発電所があり、

様々な理由で契約通りに商業運転できない発電所もある。そのため、全体で発電力が不足し、予

め計画された点検のための設備停止ができないという事態が起こっている。これらの課題を解決

するために、PSMP2016 は見直され、2018 年に”Revisiting PSMP2016”が発行された。

Grid Code

系統運用規則 2012(ELECTRICITY GRID CODE 2012)は 2012 年 1 月 2 日、バングラデシュエネル

ギー規制委員会(Bangladesh Energy Regulatory Commission)によって発効された。

系統運用規定はライセンスを受けた送電事業者と利用者の境界を管理する文書で、送電系統を

用いる設備の運用手続き定めている。ライセンスを受けた送電事業者と利用者の関係を管理する

ための情報の要件と手続きを規定している。

系統運用規則の内、系統運用と SCADA システムに関わる規定を Table 2-1 に示す。また、Table

2-2 には Table 2-1 で使われている用語の定義を示す。

Table 2-1 Summary of Grid Code

SUBJECT Details

TRANSMISSION

SYSTEM PLANNING This identifies the method for data submissions by Users to the

Licensee for the planning and development of the Transmission

System.

2-7

Transmission System planning and security standards;

- Voltage limits at 132 kV, 230 kV and 400 kV Bus:

+/- 10% during emergencies. +/-5% during normal

operations.

- Line outages: single contingency of a permanent

three-phase outage of any one circuit element or

transformer.

- Stability: to be maintained stable during a

temporary fault clearance by three-phase trip within

5 cycles and followed by successful reclosure within

15 cycles.

- Power factor: on 400 kV side of 400/230/132 kV

substation 0.95 lagging on 230 kV side of 230/132 kV

substation 0.95 lagging on 132 kV side of 132/33 kV

substation 0.9 lagging

CONNECTION

CONDITIONS Connection Conditions specify the technical, design and

operational criteria that must be complied with by any User

connected to the Transmission System.

OUTAGE PLANNING This describes the process by which the Licensee carries out the

planning of Transmission System Outages, including interface

coordination with Users.

SCHEDULE AND

DESPATCH This specifies the procedure to be adopted for the scheduling

and dispatch of Generating Units to meet system demand.

FREQUENCY AND

VOLTAGE

MANAGEMENT

This describes the method by which all Users of the

Transmission System shall cooperate with the Licensee in

contributing towards effective control of the system frequency

and managing the EHV voltage of the Transmission System.

VOLTAGE MANAGEMENT;

The NLDC and the Licensee shall jointly take appropriate

measures to control Transmission System voltages that may

include but not be limited to transformer tap changing and use

of MVAR reserves with Generating units within technical limits

agreed to between the NLDC, Licensee and Generating units.

CONTINGENCY

PLANNING This describes the recovery process to be followed by the

Licensee and all Users in the event of Transmission System

total or partial blackouts.

CROSS BOUNDARY

SAFETY This sets down the requirements for maintaining safe working

practices associated with cross boundary operations.

OPERATIONAL

EVENT/ACCIDENT

REPORTING

This describes the requirements for reporting, in writing,

incidents that were initially reported orally by/to other Users.

REPORTABLE INCIDENTS;

i. Exceptionally high/low system voltage or frequency. ii. Serious

equipment problem, e.g. major circuit, transformer or bus-bar. iii.

Loss of major Generating Unit. iv. Falling of Transmission line /

2-8

Tower due to natural calamity. v. System split, Transmission

System breakaway or Black Start. vi. Major fire incidents. vii.

Major failure of protection. viii. Equipment and transmission line

overload. ix. Minor equipment alarms.

PROTECTION In order to safeguard a User’s system from faults that may occur

on another User’s system, it is essential that certain minimum

standards of protection be adopted.

METERING,

COMMUNICATION

ANDDATA

ACQUISITION

This specifies the minimum operational and commercial

metering, communication and data acquisition requirements to

be provided by each User at the inter-connection points and

also at the cross boundary circuits.

DATA ACQUISITION for Transmission System;

i. MW generated in each Power Station. ii. MW consumed at

each Grid substation. iii. MVAR generated or absorbed in each

Power Station. iv. MVAR consumed at each Grid substation. v.

Voltage at all system buses. vi. Frequency in Transmission

System. vii. MW & MVAR flow in each transmission line.

TESTING This specifies the responsibilities and procedures for arranging

and carrying out Tests which have (or may have) an effect on the

Transmission System or the Generator’s or Distributor’s

systems.

PERFORMANCE

STANDARDS FOR

TRANSMISSION

(a) To ensure the quality of electric power in the Grid;

(b) To ensure that the Grid will be operated in a safe and efficient

manner and with a high degree of reliability; and

(c) To specify safety standards for the protection of personnel in

the work environment.

Table 2-2 Definitions

Defined Term Definition

Connection

Conditions The technical conditions to be complied with by any User having

a Connection to the Transmission System

Generating Unit The combination of an alternator and a turbine set (whether

steam, gas, water or wind driven) or a reciprocating engine and

all of its associated equipment, which together represents a

single electricity generating machine.

Generator An organization that has a License to generate electricity and

who is subject to the Grid Code.

Licensee The holder of the Transmission License for the bulk

transmission of electricity between Generators and

Distributors.

Outage The reduction of capacity or taking out of service of a

Generating Unit, Power Station or part of the Transmission

System or Distribution System

Transmission System The system of EHV electric lines and electrical equipment owned

2-9

and/or operated by the Licensee for the purpose of the

transmission of electricity between Power Stations, External

Interconnections and the Distribution System.

User A person or establishment, including the Licensee, Buyer,

Generator and the Supplier, who uses the Transmission

System and who must comply with the provisions of the Grid

Code.

3-1

3 電力供給設備の現状と展望

3.1 Existing Substations, Power Stations

現状の変電所、発電所をエリア別に以下に示す。PGCB ではオペレーションのエリアを 9 つに

分けて需要などを管理している。

なお、PGCB は自社の変電所だけではなく、他社の変電所に対してもオペレーションを実施する

ため、以下の表には他社設備も含む。以降の検討に際しても、他社の設備を含んだものとして検

討することとする。

Table 3-1 Existing substations in Dhaka area

NO. NAME CAPACITY [MVA] O&M ENTITY VOLTAGE LEVEL

1 Ashuganj (N) 650 APSCL 400/230kV

2 Bhulta 1040 PGCB 400/230kV

3 Kaliakoir 650 PGCB 400/132kV

4 Kaliakoir 230 520 PGCB 400/230kV

5 Agargaon 600 PGCB 230/132kV

6 Aminbazar 675 PGCB 230/132kV

7 Ashuganj 300 APSCL 230/132kV

8 Ghorasal 250 BPDB 230/132kV

9 Haripur 675 PGCB 230/132kV

10 Hasnabad 675 PGCB 230/132kV

11 Maniknagar 600 PGCB 230/132kV

12 Meghnaghat Switching - PGCB 230/132kV

13 Rampura 675 PGCB 230/132kV

14 Siddhirganj 600 PGCB 230/132kV

15 Shyampur 600 PGCB 230/132kV

16 Tongi 675 PGCB 230/132kV

17 Agargaon 240 PGCB 230/132kV

18 Ashuganj 116 APSCL 132/33kV

19 Bangabhaban 70 DPDC 132/33kV

20 Bashundhara 225 DESCO 132/33kV

21 Bhasantek 240 PGCB 132/33kV

22 Bhulta 240 PGCB 132/33kV

23 BMPIL 75 Private 132/33kV

24 Dhamrai 150 PGCB 132/33kV

25 Dhanmondi 345 DPDC 132/33kV

26 Ghorasal 126 BPDB 132/33kV

27 Gulshan 240 PGCB 132/33kV

28 Haripur 240 REB 132/33kV

29 Hasnabad 300 PGCB 132/33kV

30 Joydevpur 270 PGCB 132/33kV

31 Kabirpur 360 PGCB 132/33kV

32 Kallayanpur 225 PGCB 132/33kV

33 Kamrangirchar 225 DPDC 132/33kV

34 Kodda 300 PGCB 132/33kV

35 Lalbagh 150 DPDC 132/33kV

3-2


36 Madanganj 100 DPDC 132/33kV

37 Madartek 150 DPDC 132/33kV

38 Manikganj 150 PGCB 132/33kV

39 Maniknagar 150 PGCB 132/33kV

40 Matuail 150 DPDC 132/33kV

41 MI Cement 28 Private 132/33kV

42 Mirpur 200 PGCB 132/33kV

43 Moghbazar 225 DPDC 132/33kV

44 Munshiganj 240 PGCB 132/33kV

45 Narinda 150 DPDC 132/33kV

46 Narsingdi 150 PGCB 132/33kV

47 New Tongi 240 PGCB 132/33kV

48 RSRM 25 Private 132/33kV

49 Satmasjid 240 PGCB 132/33kV

50 Savar 150 PGCB 132/33kV

51 Shyampur 300 PGCB 132/33kV

52 Siddhirganj 240 PGCB 132/33kV

53 Sitalakhya 225 DPDC 132/33kV

54 Sonargaon 150 PGCB 132/33kV

55 Tongi 225 PGCB 132/33kV

56 Ullon 150 PGCB 132/33kV

57 Uttara 3P 240 DESCO 132/33kV

58 Uttara 150 DESCO 132/33kV (Source: The Study Team)

Table 3-2 Existing substations in Chittagong area


1 AKSPL 380 Private 230/33kV

2 BSRM 280 Private 230/33kV

3 Hathazari 600 PGCB 230/132kV

4 Sikalbaha 300 PGCB 230/132kV

5 AKSML 80 Private 132/33kV

6 Bakulia 203 PGCB 132/33kV

7 Baroaulia 184 PGCB 132/33kV

8 Baroirhat 75 PGCB 132/33kV

9 BSRM 80 Private 132/33kV

10 Chandraghona 61 PGCB 132/33kV

11 Cox's Bazar 157 PGCB 132/33kV

12 Dohazari 150 PGCB 132/33kV

13 Halishahar 190 PGCB 132/33kV

14 Hathazari 195 PGCB 132/33kV

15 Juldah 64 PGCB 132/33kV

16 Kaptai 20 BPDB 132/33kV

17 Khagrachari 78 PGCB 132/33kV

18 Khulshi 240 PGCB 132/33kV

3-3


19 KSRM 100 Private 132/33kV

20 KYCR 20 Private 132/33kV

21 Madunaghat 82 PGCB 132/33kV

22 Matarbari 82 PGCB 132/33kV

23 MSML 30 Private 132/33kV

24 Shahmirpur 128 PGCB 132/33kV

25 Sikalbaha 116.6 BPDB 132/33kV

26 SSML 30 Private 132/33kV

27 TKCCL 75 Private 132/33kV (Source: The Study Team)

Table 3-3 Existing substations in Khulna area


1 Bheramara HVDC 500 PGCB HVDC 400kV

2 Bheramara 2nd HVDC 500 PGCB HVDC 400kV

3 Bheramara 450 PGCB 230/132kV

4 Khulna (S) 450 PGCB 230/132kV

5 Bagerhat 157 PGCB 132/33kV

6 Bheramara PGCB 102 PGCB 132/33kV

7 Chuadanga 150 PGCB 132/33kV

8 Faridpur 240 PGCB 132/33kV

9 Gallamari 82 PGCB 132/33kV

10 Goalpara 82 PGCB 132/33kV

11 Gopalganj 161 PGCB 132/33kV

12 Jashore 323.3 PGCB 132/33kV

13 Jhenaidah 240 PGCB 132/33kV

14 Khulna (C) 192 PGCB 132/33kV

15 Kushtia 240 PGCB 132/33kV

16 Madaripur 191 PGCB 132/33kV

17 Magura 82 PGCB 132/33kV

18 Mongla 82 PGCB 132/33kV

19 Noapara 143 PGCB 132/33kV

20 Patuakhali 191 PGCB 132/33kV

21 Satkhira 161 PGCB 132/33kV (Source: The Study Team)

Table 3-4 Existing substations in Rajshahi area


1 Baghabari 225 PGCB 230/132kV

2 Bogura 750 PGCB 230/132kV

3 Ishurdi 675 PGCB 230/132kV

4 Sirajganj Switching PGCB 230/132kV

5 Amnura 100 PGCB 132/33kV

6 Bogura 390 PGCB 132/33kV

7 Chapai Nawabganj 135 PGCB 132/33kV

3-4


8 Ishurdi 115 PGCB 132/33kV

9 Joypurhat 164 PGCB 132/33kV

10 Naogaon 225 PGCB 132/33kV

11 Natore 206 PGCB 132/33kV

12 Niyamatpur 141 PGCB 132/33kV

13 Pabna 150 PGCB 132/33kV

14 Rajshahi 245 PGCB 132/33kV

15 Rooppur 41 PGCB 132/33kV

16 Shahjadpur 191 PGCB 132/33kV

17 Sirajganj 207 PGCB 132/33kV (Source: The Study Team)

Table 3-5 Existing substations in Comilla area


1 Cumilla (N) 450 PGCB 230/132kV

2 Brahmanbaria 202 PGCB 132/33kV

3 Chandpur 150 PGCB 132/33kV

4 Chowmuhani 270 PGCB 132/33kV

5 Cumilla (N) 150 PGCB 132/33kV

6 Cumilla (S) 300 PGCB 132/33kV

7 Daudkandi 150 PGCB 132/33kV

8 Feni 195 PGCB 132/33kV

9 Ramganj 150 PGCB 132/33kV (Source: The Study Team)

Table 3-6 Existing substations in Mymensingh area


1 Jamalpur 232 PGCB 132/33kV

2 Kishoreganj 207.6 PGCB 132/33kV

3 Mymensingh 360 PGCB 132/33kV

4 Netrokona 157 PGCB 132/33kV

5 Sherpur 100 PGCB 132/33kV

6 Tangail 225 PGCB 132/33kV (Source: The Study Team)

Table 3-7 Existing substations in Sylhet area


1 Bibiyana 1040 PGCB 400/230kV

2 Fenchuganj 300 PGCB 230/132kV

3 Beanibazar 150 PGCB 132/33kV

4 Chhatak 81 PGCB 132/33kV

5 Fenchuganj 81 PGCB 132/33kV

6 Kulaura 82 PGCB 132/33kV

7 Shahjibazar 157 PGCB 132/33kV

3-5


8 Srimangal 60 PGCB 132/33kV

9 Sunamganj 78 PGCB 132/33kV

10 Sylhet 244 PGCB 132/33kV (Source: The Study Team)

Table 3-8 Existing substations in Barisal area


1 Barishal (N) 600 PGCB 230/132kV

2 Barishal 150 PGCB 132/33kV

3 Barishal(N) 240 PGCB 132/33kV

4 Bhandaria 82 PGCB 132/33kV

5 Bhola 60 BPDB 132/33kV (Source: The Study Team)

Table 3-9 Existing substations in Rangpur area


1 Barapukuria 750 PGCB 230/132kV

2 Barapukuria 122 PGCB 132/33kV

3 Lalmonirhat 168 PGCB 132/33kV

4 Palashbari 197 PGCB 132/33kV

5 Panchagarh 82 PGCB 132/33kV

6 Purbasadipur 211 PGCB 132/33kV

7 Rangpur 176.6 PGCB 132/33kV

8 Saidpur 207 PGCB 132/33kV

9 Thakurgaon 750 PGCB 230/132kV (Source: The Study Team)

Table 3-10 Existing Power Stations in Dhaka area

NO. NAME INSTALLED

CAPACITY [MVA]

DERATED

CAPACITY [MVA]

1 a) Ghorasal ST Unit-1 55 40

2 b) Ghorasal ST 2 55 45

3 Ghorasal ST :Unit-3 210 170

4 Ghorashal ST Unit-4 210 180

5 Ghorashal ST Unit-5 210 190

6 Ghorashal CCPP Unit -7 365 365

7 Ghorashal Regent 108 108

8 Ghorashal 78.5MW (MAX) 78 78

9 Tongi GT 105 105

10 Horipur GT:Unit 1,2 64 40

11 Horipur NEPC (HFO) 110 110

12 Horippur Power CCPP 360 360

13 Meghnaghat CCPP 450 450

14 Shiddirganj ST 210 115

3-6

NO. NAME INSTALLED

CAPACITY [MVA]

DERATED

CAPACITY [MVA]

15 Horipur 412 MW CCPP 412 412

16 Siddirganj GT Unit- 1,2 210 210

17 Siddhirganj CCPP 335 MW GT 217 217

18 Siddirgonj (Desh) 100 100

19 Siddhirganj (Dutch Bangla) 100 100

20 Pagla (DPA) 50 50

21 Meghnaghat CCPP (Summit) 305 305

22 Meghnaghat IEL 100 100

23 Madanganj (Summit) 102 100

24 Madanganj-55 55 55

25 Keraniganj (Powerpac) 100 MW 100 100

26 Gagnagar (Orion) 102 102

27 Narshingdi (Doreen) 22 22

28 Summit Power (Madhbdi+ Ashulia) 80 80

29 Summit Power (Maona) 33 33

30 Summit Power, Rupgonj 33 33

31 Gazipur RPCL 52 52

32 Kodda Gazipur 149 149

33 Kathpotti 52 mw 51 51

34 Kamalaghat Munshigonj

(Banco Energy 54 MW) 54 54

35 Summit Gazipur-2 300 300

36 APR Energy, Keranigonj 300 300

37 Aggreco Bramhangoan 100 100

38 Aggrako aurahati 100 mw 100 100

39 Southern Power 55 55

40 Northen 55 MW 55 55

41 Bosila 108 CLCPC Keranigonj 108 108 (Source: BPDB Website, http://www.bpdb.gov.bd/bpdb_new/)

Table 3-11 Existing Power Stations in Chittagong area

NO. NAME INSTALLED

CAPACITY [MVA]

DERATED

CAPACITY [MVA]

1 Kaptai Hydro:Unit-1,2,3,4,5 230 230

2 Chittagong RaozanST(Gas):Unit-1 210 180

3 Chittagong RaozanST(Gas):Unit-2 210 180

4 Raozan 25MW 25 25

5 Shikalbaha ST 60 40

6 Patenga 50 MW 50 50

7 b) Shikalbaha Peaking (GT) 150 150

8 Shikalbaha 225 MW GT 225 225

9 Shikalbaha(Energis) 51 51

10 Julda 100 100

11 Dohazari Sangu 102 102

http://www.bpdb.gov.bd/bpdb_new/

3-7

NO. NAME INSTALLED

CAPACITY [MVA]

DERATED

CAPACITY [MVA]

12 Hathazari 98 98

13 Barabkunda (Regent) 22 22

14 Malancha, Ctg.EPZ (United) 0 0

15 Chittagong ECPV 108 108 (Source: BPDB Website, http://www.bpdb.gov.bd/bpdb_new/)

Table 3-12 Existing Power Stations in Khulna area

NO. NAME INSTALLED

CAPACITY [MVA]

DERATED

CAPACITY [MVA]

1 Bheramara GT (Unit-1,2,3) 60 46

2 Bherama 360 MW 410 410

3 Faridpur 54 54

4 Gopalganj Peaking 109 109

5 Khulna CCPP 230 230

6 Khulna (KPCL-2) 115 115

7 Bangla Track (Noapara) 100 100

8 Noapara (khanjahan ali) 40 40

9 Bheramara HVDC Interconnector 1000 1000 (Source: BPDB Website, http://www.bpdb.gov.bd/bpdb_new/)

Table 3-13 Existing Power Stations in Rajshahi area

NO. NAME INSTALLED

CAPACITY [MVA]

DERATED

CAPACITY [MVA]

1 a)Baghabari GT 1 71 71

2 a)Baghabari GT2 100 100

3 Baghabari Peaking 52 52

4 Bera Peaking 71 71

5 Amnura 50 50

6 Chapainawabgonj 100 MW 104 104

7 Katakhali (Peaking) 50 50

8 Khtakhali (Northern) 50 50

9 Santahar Peaking 50 50

10 Sirajganj CCPP1 210 210

11 Sirajgonj CCPP 2 220 220

12 Sirajganj unit 3 141 141

13 Bogra GBB 22 22

14 Bogra(Energyprima) 20 10

15 Ullapara (Summit) 11 11

16 Rajlanka 52 MW 52 52 (Source: BPDB Website, http://www.bpdb.gov.bd/bpdb_new/)




3-8

Table 3-14 Existing Power Stations in Comilla area

NO. NAME INSTALLED

CAPACITY [MVA]

DERATED

CAPACITY [MVA]

1 c) Ashuganj ST 3 150 135

2 Ashugonj ST 4 150 129

3 Ashugonj ST 5 150 134

4 ASHUGONJ ENGINES 53 45

5 c) Ashuganj CCPP-225MW 221 221

6 Asuganj CCPP South 360 360

7 Asugonj CCPP NORTH 360 360

8 Ashuganj (Precision) 55 55

9 d) Ashuganj (United) 53 53

10 Ashuganj (Modular) 195MW 195 195

11 Ashuganj (Midland) 51 51

12 Brahmanbaria (Agrico) (Gas) 85 85

13 Titas(Dautkandi) 52 52

14 Chandpur 163 163

15 Feni (Doreen) 22 22

16 Feni, Mahipal (Doreen) 11 11

17 Jangalia (Summit) 33 33

18 Jangalia(Lakdamavi) 52 52

19 Summit Power, Comilla 25 25

20 Daudkandi 200 MW 200 200

21 Tripura 160 160 (Source: BPDB Website, http://www.bpdb.gov.bd/bpdb_new/)

Table 3-15 Existing Power Stations in Mymensingh area

NO. NAME INSTALLED

CAPACITY [MVA]

DERATED

CAPACITY [MVA]

1 RPCL,CCPP, Mymensingh 210 202

2 Tangail (Doreen) 22 22

3 Jamalpur RPP 95 95

4 United Mymensingh PPL 200 200

5 Sarishabari Solar Plant 3 3 (Source: BPDB Website, http://www.bpdb.gov.bd/bpdb_new/)

Table 3-16 Existing Power Stations in Sylhet area

NO. NAME INSTALLED

CAPACITY [MVA]

DERATED

CAPACITY [MVA]

1 Fenchuganj CCPP-1 (Gas) 97 70

2 Fenchuganj CCPP-2(New) 104 90

3 Fenchuganj (Barakatullah) 51 51

4 Fenchuganj (Energyprima) 44 44

5 Kushiara 163 MW Fenchugonj 163 163

6 Hobiganj (Confidence-EP) 11 11

7 Shajibazar GT Unit-8, 9 70 66



3-9

NO. NAME INSTALLED

CAPACITY [MVA]

DERATED

CAPACITY [MVA]

8 Shahjibazar 330 MW 330 330

9 Shajibazar (Shajibazar ) 86 86

10 Shajibazar(ENERGYPRIMA) 50 50

11 Sylhet 150MW GT 142 142

12 Sylhet 20MW GT 20 20

13 Sylhet (Energyprima) 50 50

14 Sylhet(Desh) 10 10

15 Shahjahanulla 25mw 25 25

16 Summit Bibiana-2 341 341 (Source: BPDB Website, http://www.bpdb.gov.bd/bpdb_new/)

Table 3-17 Existing Power Stations in Barisal area

NO. NAME INSTALLED

CAPACITY [MVA]

DERATED

CAPACITY [MVA]

1 Barishal GT-unit-1,2 40 30

2 Summit Barisal 110MW 110 110

3 Bhola Venture 33 33

4 Bhola CCPP GT-1,2,ST 194 194

5 Bhola Agreeco 95 mw 95 95 (Source: BPDB Website, http://www.bpdb.gov.bd/bpdb_new/)

Table 3-18 Existing Power Stations in Rangpur area

NO. NAME INSTALLED

CAPACITY [MVA]

DERATED

CAPACITY [MVA]

1 Barupukuria ST 1 125 85

2 Barupukuria ST 2 125 85

3 Barapukuria ST Unit-3 274 274

4 Rangpur GT 20 20

5 Syedpur GT 20 20 (Source: BPDB Website, http://www.bpdb.gov.bd/bpdb_new/)




3-10

3.2 Ongoing, Planned Substations

PGCB は 2023 年まで変電所の建設を具体的に計画しており、Figure 3-1 にその計画を示す。


Figure 3-1 Substation construction plan of PGCB until 2023

3.3 Revisiting PSMP2016 Plan

Revisiting PSMP2016 における変電所建設の計画を Figure 3-2 に示す。

(Source: Revisiting PSMP2016)

Figure 3-2 Year-wise the number of substations up to 2041 in Revisiting PSMP2016

0

100

200

300

2018 2019 2020 2021 2022 2023

Nu

mb

er

Year

400/230 kV

400/132 kV

230/132 kV

230/33 kV

132/33 kV

0

100

200

300

400

500

2018 2023 2028 2033 2038

Nu

mb

er

Year

765/400kV

400/230kV

400/132kV

230/132kV

132/33kV

3-11

3.4 検証用データ

PSMP2016 の計画を適宜見直しながら近い将来の計画を立てているため、「3.2 Ongoing,

Planned Substations」と「3.3 Revisiting PSMP2016 Plan」のデータでは 2023 年までの計画に差が

生じている。2023,2024 年ごろには大規模な石炭火力発電所が運用開始予定のため、それまでに

大きく設備を増強する計画となっている。

今回事業スキームを検討するにあたっては、「3.2 Ongoing, Planned Substations」が最新の計画

であるため、2023 年まではこちらのデータを用い、以降は最終的な 2041 年に「3.3 Revisiting

PSMP2016 Plan」と整合するよう補正したデータで検証を実施する。

検証用データを Figure 3-3 に示す。


Figure 3-3 Data used in this Pre-FS

また、今回監視制御組織の検討のためには、エリアごとの変電所数のデータが必要となる。地

域に供給するための 230/132kV, 132/33kV 変電所の数は地域の需要におおよそ比例すると考えら

れるため、Revisiting PSMP の 2041 年における各地域の需要に応じて変電所の数を按分する。

エリアごとの変電所数についても 2023 年までは「3.2 Ongoing, Planned Substations」のデータ

を用い、最終的に「3.3 Revisiting PSMP2016 Plan」と整合するよう補正したデータを用いる。

さらに系統制御のオペレーションは発電所の開閉器の操作も実施するため、発電所の数も含め

て検討する。発電所についても基幹系統に接続するものと、地方供給系統に接続するもので分け

て検討を行うが、発電所が接続する電圧階級が不明の物もあるため、ある程度容量が大きいもの

は基幹系統に接続すると仮定している。

また、将来の計画に見直しがかかることも想定し、設備増強がさらに 20%増えると仮定したデー

タで検証を行う。ただし、近い将来で急激に設備増強が必要となることは考えにくいため、2024

年以降に設備増強が 20%増加すると仮定する。変電所と発電所の数がそれぞれ 20%増加したケー

スを以下に示す。以降の検討では、これらのデータを用いて検討を行う。

0

100

200

300

400

500

600

2018 2023 2028 2033 2038

Nu

mb

er

Year

PGCB Plan

Revisiting PSMP2016

3-12


Figure 3-4 The case where the number of substations and power stations increased by 20%

0

50

100

150

200

250

300

2018 2023 2028 2033 2038

Nu

mb

er

Year

BulkDhakaChittagongKhulnaRajshahiComillaMymensinghSylhetBarisal

4-1

4 電力制御運用および制御設備の現状

4.1 運用

監視制御体制

PGCB では、Figure 4-1 に示すように、Managing Director を筆頭に大きく Finance、Human

Resorce Managiment、Planning & Development、Operation & Maintenance の 4 部門がある。

Operation & Maintenance はさらに Transmission-1、Transmission-2、System Operation の 3 グ

ループに分かれ、監視制御を担当する Load Dispatch チームは System Operation に所属する。


Figure 4-1 Company Structure of PGCB

さらに Load Dispatch の中には 1 箇所の National Load Dispatch Center (NLDC)、1 箇所の Backup

Control Center (BCC)、3 箇所の Area Load Dispatch Center (ALDC)があり、Figure 4-2 に示すよう

に NLDC では電気の使用量の増減に合わせて発電出力の調整を行うとともに、各設備に流れる電

力に応じた適正なネットワークの構成、電圧の維持、電力潮流の管理など電力系統の安定運用を

行っている。ALDC では受け持ち区域内における供給系統の日常の運用を行っているが、操作を実

施する権限は NLDC にあるため、NLDC の指示に基づき操作を実施する。

BCC にもオペレータが常駐し、非常時には NLDC のオペレータが移動するまでオペレーション

を行う。常時は NLDC の業務を一部担うことで技能の維持を図っている。変電所は全て有人変電

所であり、適宜 NLDC や ALDC と連絡を取り合って運用している。

4-2


Figure 4-2 The monitoring and control organization of PGCB

各監視制御拠点の計画上の要員は Table 4-1 の通りで、3 交替勤務となっている。

Table 4-1 Standard personnel at each control center

CONTROL CENTER THE NUMBER OF OPERATORS

NLDC 25

ALDC 7

BACKUP CONTROL CENTER 5

SUBSTATION 8 (Source: The Study Team)

NLDC は 5 名 1 班が 5 班あり、3 交替で勤務をしており、5 名の役割分担は以下の通りとなって

いる。

Emergency Shutdown などの決定を行う責任者

周波数調整を行う発電の担当者

送電系統の操作を行う担当者

記録を収集する担当者

記録を報告する担当者

ALDC, BCC, Substation は 1 名または 2 名 1 班の 3 班体制となっており、班内での役割分担は特

にない。

オペレーション

(1) 監視業務

系統監視については、一部遠方監視不可能な変電所を除いて ALDC の受け持ち区域内は ALDC、

その他の変電所は NLDC という役割分担で監視している。

4-3

(2) 操作業務

操作について、予定停止操作であれば業務フローは Figure 4-3 のようになる。Figure 4-4 の

フォーマットに従い変電所で作成した手順を、NLDC へ事前に送付し、NLDC はそれを確認して

承認する。操作する時間になれば NLDC から変電所へ操作を指令し、変電所は操作終了後、NLDC

に完了連絡をする。操作指令は開閉器 1 つ 1 つの操作を指令するのではなく、Figure 4-4 の操作

目的のみが伝えられ、指令をもとに変電所はスイッチングオーダーの内容を実施する。

ALDC の受け持ち区域の変電所の場合には、変電所、ALDC、NLDC の 3 者間で内容を確認して

操作を実施する。

NLDC では操作の数日前に手順を作成し、SCADA 内に保存しておく。手順作成に際しては過去

の同様の手順を再利用することが可能である。


Figure 4-3 Work flow of preparation of procedure and operation

4-4

(Source: PGCB Web site https://www.pgcb.org.bd/PGCB/)

Figure 4-4 Switching Order Form of PGCB

(3) 記録業務

NLDC では変電所の

i) Bus (Primary & Secondary)

a) Voltage

ii) Transformer (Primary & Secondary)

a) MW

b) MVAR

c) Power Factor

d) Current

e) TAP

f) Winding Temp

g) Oil Temp

iii) Transmission line

a) MW

https://www.pgcb.org.bd/PGCB/

4-5

b) MVAR

c) Current

d) Voltage

iv) その他停電や緊急停止に関する情報

などを収集している。

変電所側ではこれらのデータのうち、数値記録を LOG SHEET に毎時間記入し、電話で NLDC

または ALDC に連絡している。ALDC では地域でまとめたデータを NLDC に報告する。これらの

記録を収集することは Grid Code でも定められている。

発電機に対しても同様の記録の収集を行っているが、発電機のデータは PGCB のイントラネッ

ト上に入力し、NLDC で確認する運用となっている。

仮に各変電所の変圧器の数を Table 4-2 のように仮定すると、1 変電所あたりの数値記録の数

は 16～30 であり、さらに接続する送電線の数値記録を加えたデータを報告する。

Table 4-2 Number of model case logs

765/

400KV

765/

400KV

400/

230KV

400/

132KV

230/

132KV

230/

33KV

132/

33KV

TRANSMISSION

LINE

Tr×4 Tr×2 Tr×3 Tr×2 Tr×2 Tr×2 Tr×2

VOLTAGE 2 2 2 2 2 2 2 1

MW 4 2 3 2 2 2 2 1

MVAR 4 2 3 2 2 2 2 1

POWER

FACTOR 4 2 3 2 2 2 2 -

CURRENT 4 2 3 2 2 2 2 1

TAP 4 2 3 2 2 2 2 -

WINDING

TEMP 4 2 3 2 2 2 2 -

OIL TEMP 4 2 3 2 2 2 2 -

TOTAL 30 16 23 16 16 16 16 4 (Source: The Study Team)

NLDC にて収集されたデータは他部門に渡され、停電や緊急停止に関する情報とともに Daily

Report や Monthly Report としてまとめられ、PGCB の Web ページ上に公開される。これらのレ

ポートでは、需要や発電量などの主要なデータに加え、例えば Monthly Report では以下のよう

な詳細な情報も提供されている。

i) Outage of Sub-Station equipment due to tripping/emergency maintenance

ii) Outage of Transmission lines due to tripping/emergency maintenance

iii) Outage of Sub-Station equipment due to schedule maintenance/project work

iv) Outage of Transmission lines due to schedule maintenance/project work

v) Summary of tripping and outage (Emergency / scheduled )

vi) Summary of unserved Energy

vii) Consolidated Statement of Sub-Station performance

viii) Consolidated Statement of Transmission line's performance

ix) Power Interruption due to trouble in Transmission/Generation System

4-6

x) Over all Power interruption report of the system

xi) Maximum Load recorded at different Sub-Station

xii) Area & Zone wise maximum load served during peak hour

xiii) Maximum & Minimum Voltages of Grid Sub-Stations

xiv) Maximum load of 230/132KV Auto transformer

xv) Report on load shedding

これらの情報の公開も国から義務付けられているとのことであった。

(4) 電圧調整

a. 最高電圧

2017 年 7 月から 2018 年 6 月までの各変電所の最高電圧の記録を Table 4-3, Table 4-4, Table

4-5 に示す。電圧品質維持の指標として、全ての電圧階級において常時は基準電圧の±5%以内、

緊急時は±10%以内の変動とすることが Grid Code で定められている。

各表において、基準電圧を+5%逸脱しているセルを薄く、+10%逸脱しているセルを濃く色分

けしている。最高電圧が指標を逸脱してしまう原因の 1 つとして、バングラデシュの東北の地

域は需要が少なく、発電機が多いため、無効電力が過剰となり電圧が上昇する傾向にある。

Table 4-3 MAX Voltage of 400kV Grid Sub-Station (2017-2018)

No. Name Jul. Aug. Sep. Oct. Nov. Dec. Jan. Feb. Mar. Apr. May. Jan.

1 Bibiyana 424 425 428 413 417 413 425 416 397

2 Bheramara 424 395 425 425 422 417 418 419 495

3 Kaliakoir 396 399 403 409 410 396 428 416 384 (Source: The Study Team)

4-7



1 Ghorasal 230 230 230 230 235 240 242 240 232 235 240

2 Ishurdi 236 236 240 236 241 243 242 250 237 238 243

3 Ashuganj 242 240 240 238 245 245 247 244 240 240 245

4 Serajganj 225 224 235 225 230 231 232 248 234 232 231

5 Baghabari 228 227 235 230 232 237 232 253 239 232 237

6 Barapukuria 230 227 238 230 231 232 240 240 245 246 232

7 Bogra 229 226 236 230 233 234 231 264 240 237 234

8 Khulna South 242 242 244 241 244 244 244 238 241 239 244

9 Rampura 221 220 221 236 230 233 231 233 228 228 233

10 Haripur 219 227 219 221 226 232 232 235 230 228 232

11 Hasnabad 223 224 223 225 230 236 236 236 233 232 236

12 Aminbazar 222 222 223 224 244 235 237 242 234 231 235

13 Tongi 231 222 227 226 242 235 234 232 233 230 235

14 Comilla (N) 229 227 230 232 237 241 242 236 236 235 241

15 Hathazari 222 222 227 222 230 233 232 230 230 230 233

16 Megnaghat 224 225 224 228 240 238 240 242 235 232 238

17 Fenchuganj 239 240 243 243 248 245 245 240 248 240 245

18 Siddhirganj 234 237 244 242 241 242 242 240 237 228 242

19 Maniknagar 231 236 243 240 243 240 242 239 236 230 240

20 Old Airport 221 221 220 224 229 233 236 241 240 231 233

21 Barisal 238 241 246 239 244 241 240 248 243 244 241

22 AKSML 220 220 224 224 227 233 233 228 227 227 233

23 BSRM 221 223 226 226 230 236 236 230 235 232 236

24 Bibiyana 236 240 244 243 245 247 236 247 238 245 (Source: The Study Team)

4-8



1 Siddhirganj 138 139 141 140 138 140 141 140 138 139 140

2 Munsiganj 138 139 141 140 138 140 141 140 138 140 140

3 Megnaghat 137 134 136 138 137 139 140 145 134 138 139

4 Shyampur 132 135 134 134 135 138 137 139 137 136 138

5 Bhulta 127 130 130 129 132 139 143 145 140 142 139

6 Madanganj 135 134 137 138 137 140 140 140 142 139 140

7 Shitalakhya 137 139 136 138 141 140 141 146 144 140 140

8 Rahim Steal 136 137 138 138 139 140 140 138 138 138 140

9 Matuail 136 136 138 138 137 139 139 140 138 137 139

10 Ghorasal 140 140 140 140 140 144 142 145 144 145 144

11 Narsinghdi 139 137 138 139 137 136 142 138 141 136 136

12 Haripur (SBU) 136 137 139 138 138 141 140 138 137 138 141

13 Ullon 134 135 136 137 136 137 138 139 139 140 137

14 Hasnabad 135 136 136 136 138 138 138 143 140 138 138

15 Magbazar 134 135 137 135 135 138 138 134 149 141 138

16 Maniknagar 136 138 143 139 139 135 142 140 144 139 135

17 Bangabhaban 132 136 135 135 139 138 142 144 140 140 138

18 Narinda 134 135 136 136 135 136 136 140 139 141 136

19 Dhanmondi 135 135 138 138 136 137 139 140 144 140 137

20 Lalbag 132 136 134 135 139 138 142 145 140 140 138

21 Madartek 134 135 136 136 135 137 136 140 139 141 137

22 Mirpur 131 132 132 135 139 139 138 140 141 138 139

23 Kalyanpur 135 135 136 137 140 140 138 142 141 137 140

24 Gulshan 134 135 136 136 135 137 136 139 139 140 137

25 Uttara 133 132 134 140 137 138 136 143 138 136 138

26 Kamrangirchar 134 136 135 136 139 139 142 145 141 138 139

27 Savar 133 134 134 135 137 137 135 141 139 136 137

28 Bhasantec 132 134 136 138 138 136 136 144 136 136 136

29 Agargaon 132 135 137 139 138 136 136 144 137 135 136

30 Satmosjid 136 134 136 138 138 136 136 144 136 134 136

31 Tongi 138 138 141 141 140 140 140 142 146 142 140

32 Kabirpur 139 138 140 138 138 141 140 140 139 142 141

33 Basundhara 138 135 137 137 137 137 137 138 135 137 137

34 Manikganj 141 141 146 145 146 145 144 145 145 144 145

35 Joydevpur 140 143 147 142 143 143 144 145 145 144 143

36 New Tongi 138 139 141 141 141 141 140 144 140 142 141

37 Kodda 138 140 140 142 140 144 144 140

38 Tangail 137 140 143 140 140 140 140 140 145 145 140

39 Mymensing 136 138 144 137 140 140 138 144 140 142 140

40 Kishorganj 137 136 140 138 137 138 138 143 142 140 138

41 Netrokona 134 140 142 137 140 140 140 142 144 140 140

42 Jamalpur 134 137 141 135 135 140 138 147 138 142 140

43 Sherpur 136 138 143 138 141 141 145 145 140 143 141

44 Srimongal 140 140 141 142 142 144 145 143 145 142 144

45 Shahjibazar 138 139 141 142 142 143 143 144 140 141 143

46 Fenchuganj 137 137 139 140 140 143 142 141 141 138 143

47 Khulawara 136 137 138 139 140 144 141 140 140 136 144

48 Sylhet 136 135 137 139 138 142 141 139 140 142 142

49 Chattak 135 135 138 137 138 142 142 139 139 139 142

50 Comilla(South) 133 133 135 136 133 134 135 138 138 139 134

51 Comilla (North) 136 137 138 138 140 145 144 145 142 140 145

52 Chandpur 131 138 140 138 138 140 140 139 142 138 140

53 Feni 137 124 127 135 137 131 130 128 135 130 131

54 Chowmuhani 128 129 136 133 133 137 136 136 136 137 137

55 Ashuganj 140 140 144 143 145 145 145 146 142 143 145

4-9

56 Daudkandi 137 135 138 140 138 141 141 141 141 142 141

57 Brahminbaria 138 139 141 141 142 143 144 146 142 142 143

58 Madanhat 134 135 138 136 138 140 140 138 136 141 140

59 Hathazari 132 132 137 132 136 138 140 135 135 134 138

60 Khulshi 133 129 137 130 138 136 137 133 134 137 136

61 Halishahar 131 131 134 132 136 140 140 135 136 140 140

62 Baraulia 130 130 134 132 135 137 138 134 133 133 137

63 Sikalbaha 131 132 134 133 136 139 139 136 134 138 139

64 Dohazari 130 133 135 132 136 139 140 134 136 135 139

65 Cox'sbazar 128 131 132 129 133 136 136 132 132 135 136

66 Chandraghona 131 131 135 135 136 138 139 134 135 139 138

67 Kaptai 134 132 135 134 136 140 140 135 136 135 140

68 A. Khaer Stl. 130 130 134 130 134 136 136 132 136 133 136

69 Bakulia 129 131 132 131 134 137 138 132 134 137 137

70 Julda 130 132 134 134 135 138 139 133 133 135 138

71 TK Chemical 133 134 136 135 138 141 142 137 138 137 141

72 Modern Steel 130 131 134 133 136 137 137 132 134 133 137

73 Shahmirpur 129 131 134 132 135 138 137 132 135 134 138

74 Goalpara 139 138 138 138 139 140 142 140 140 141 140

75 Khulna Central 139 139 139 139 139 139 141 140 140 139 139

76 Noapara 138 137 138 137 137 137 140 137 140 139 137

77 Jessore 133 136 136 130 132 133 135 134 138 136 133

78 Jhenida 135 134 135 136 136 135 140 139 140 139 135

79 Bottail 135 135 138 137 140 140 144 141 142 144 140

80 G.K.Project 137 137 140 138 144 142 146 145 144 144 142

81 Faridpur 136 134 138 133 135 135 140 139 140 141 135

82 Madaripur 136 135 140 135 136 136 140 142 142 142 136

83 Gopalganj 141 138 143 138 139 139 142 145 146 146 139

84 Bagerhat 138 141 140 138 140 140 140 140 141 141 140

85 Mongla 137 136 136 135 137 136 138 135 140 138 136

86 Satkhira 138 137 138 137 138 139 141 139 141 141 139

87 Gallamari 139 139 139 139 139 140 140 140 141 141 140

88 Magura 134 130 138 135 137 138 142 140 142 140 138

89 Chuadanga 130 129 136 134 136 136 137 139 138 139 136

90 Barisal 140 142 140 138 139 141 140 142 142 142 141

91 Patuakhali 140 142 140 138 139 141 140 142 142 142 141

92 Bhandaria 137 135 140 136 137 140 137 140 140 140 140

93 Ishurdi 136 135 139 136 139 140 145 160 144 145 140

94 Ruppur Paromanobik 134 138 134 134 141 142 138

95 Natore 137 137 140 137 140 140 144 160 144 141 140

96 Bogra 137 136 143 138 139 140 142 160 142 143 140

97 Noagaon 135 132 141 134 134 136 142 150 140 146 136

98 Rajshahi 138 137 138 136 137 136 140 146 142 138 136

99 C.Nawabganj 135 138 138 135 137 134 138 144 140 138 134

100 Amnura 140 140 140 140 139 142 140 140 142 140 142

101 Pabna 138 131 135 132 135 135 135 152 140 140 135

102 Shahjadpur 140 139 142 139 140 142 145 150 145 145 142

103 Serajganj 136 134 140 136 137 138 143 150 142 142 138

104 Niyamatpur 135 135 143 134 135 137 143 150 143 142 137

105 Joypurhat 136 136 142 135 137 137 144 150 144 144 137

106 Rangpur 129 127 133 129 136 130 134 141 136 138 130

107 Lalmonirhat 127 128 137 130 130 130 135 143 141 143 130

108 Saidpur 129 125 135 130 130 130 134 138 138 140 130

109 Purbasadipur 132 132 135 130 132 132 134 140 143 145 132

110 Thakurgaon 130 121 132 124 130 126 130 138 140 145 126

111 Palashbari 127 127 135 130 131 131 136 142 140 140 131

112 Barapukuria 130 127 135 130 131 132 140 140 145 146 132

113 Panchagar 125 119 130 124 130 125 129 137 138 147 125 (Source: The Study Team)

4-10

b. 最低電圧

2017年 7月から 2018年 6月までの各変電所の最低電圧の記録をに Table 4-6, Table 4-7, Table

4-8 に示す。こちらも基準電圧を-5%逸脱しているセルを薄く、-10%逸脱しているセルを濃く

色分けしている。

最高電圧に比べて、最低電圧は基準電圧よりも 10%以上低下している変電所が多く見受けら

れる。ダッカやチッタゴンなど需要の多い地域の近くには発電機が少なく、無効電力が不足す

ることによって電圧が低くなってしまう地域があるとのことであった。

Table 4-6 min Voltage of 400kV Grid Sub-Station (2017-2018)


1 Bibiyana 371 400 365 393 379 368 374 380 376

2 Bheramara 362 357 373 401 396 393 379 388 384

3 Kaliakoir 347 269 365 383 363 344 340 353 353 (Source: The Study Team)



1 Ghorasal 220 220 220 220 220 225 226 220 220 222 225

2 Ishurdi 226 223 225 226 215 227 218 213 211 220 227

3 Ashuganj 229 225 227 228 228 234 228 225 214 225 234

4 Serajganj 210 210 206 212 208 214 212 202 208 210 214

5 Baghabari 216 212 214 200 213 219 217 208 202 200 219

6 Barapukuria 214 210 208 213 215 216 212 220 214 220 216

7 Bogra 210 204 200 209 206 212 208 200 203 207 212

8 Khulna South 138 229 228 222 211 218 211 214 215 206 218

9 Rampura 210 206 209 208 214 214 217 212 205 216 214

10 Haripur 211 205 206 208 213 213 218 215 215 215 213

11 Hasnabad 212 206 201 206 215 215 220 214 215 212 215

12 Aminbazar 211 203 205 206 215 215 219 215 210 213 215

13 Tongi 202 200 200 203 212 220 212 203 204 205 220

14 Comilla (N) 220 216 216 218 220 228 225 215 215 220 228

15 Hathazari 208 205 200 205 206 205 210 203 205 202 205

16 Megnaghat 217 208 210 210 217 221 218 218 220 219 221

17 Fenchuganj 229 227 227 224 210 235 224 218 211 225 235

18 Siddhirganj 213 211 208 217 212 209 213 212 208 207 209

19 Maniknagar 210 208 206 215 212 210 211 209 208 205 210

20 Old Airport 210 202 202 204 211 216 218 213 212 210 216

21 Barisal 218 200 219 221 219 226 224 224 213 218 226

22 AKSML 203 202 197 201 205 206 205 201 203 202 206

23 BSRM 206 204 203 207 208 211 210 207 206 206 211

24 Bibiyana #N/A 215 227 231 231 233 227 217 218 223 233 (Source: The Study Team)

4-11



1 Siddhirganj 128 127 125 127 128 131 124 124 123 125 131

2 Munsiganj 127 126 125 127 128 130 124 125 124 126 130

3 Megnaghat 126 126 126 127 128 130 124 125 122 126 130

4 Shyampur 119 122 114 117 120 125 120 120 119 120 125

5 Bhulta 118 117 115 114 119 120 120 126 124 118 120

6 Madanganj 124 124 125 122 126 130 123 125 125 124 130

7 Shitalakhya 123 124 123 122 125 126 124 126 126 125 126

8 Rahim Steal 127 126 124 126 129 132 126 125 123 126 132

9 Matuail 125 124 124 126 119 118 118 123 122 124 118

10 Ghorasal 130 128 130 130 135 135 133 125 130 130 135

11 Narsinghdi 123 122 119 125 127 134 120 121 119 122 134

12 Haripur (SBU) 128 126 124 129 129 130 127 125 124 125 130

13 Ullon 124 120 121 122 123 125 122 120 120 126 125

14 Hasnabad 125 124 125 123 125 126 125 124 127 126 126

15 Magbazar 122 120 121 120 115 125 122 110 120 125 125

16 Maniknagar 123 120 122 126 118 119 120 124 125 123 119

17 Bangabhaban 123 120 122 126 118 119 120 124 125 123 119

18 Narinda 123 121 122 127 118 116 120 126 125 128 116

19 Dhanmondi 123 120 122 122 118 120 122 120 120 126 120

20 Lalbag 120 118 118 118 122 121 120 124 124 119 121

21 Madartek 123 120 121 121 124 126 122 120 121 126 126

22 Mirpur 121 116 119 116 124 126 120 125 122 123 126

23 Kalyanpur 123 124 123 123 129 128 120 125 123 125 128

24 Gulshan 124 120 121 121 123 126 121 120 120 119 126

25 Uttara 119 114 120 118 125 126 122 118 120 113 126

26 Kamrangirchar 122 119 120 117 124 123 122 124 121 123 123

27 Savar 123 118 120 119 125 126 122 121 120 119 126

28 Bhasantec 122 120 120 123 124 126 121 120 121 118 126

29 Agargaon 123 121 123 123 126 127 124 121 119 120 127

30 Satmosjid 120 120 121 124 125 125 123 121 120 119 125

31 Tongi 124 121 122 124 126 128 125 120 124 122 128

32 Kabirpur 120 118 120 122 125 127 120 118 120 120 127

33 Basundhara 122 119 120 122 120 127 122 118 117 120 127

34 Manikganj 96 120 123 126 130 134 124 123 128 126 134

35 Joydevpur 113 124 124 127 132 129 129 127 124 125 129

36 New Tongi 123 120 122 124 128 130 123 118 123 121 130

37 Kodda #N/A #N/A #N/A 127 131 130 130 124 121 126 130

38 Tangail 116 115 115 119 121 125 120 112 118 120 125

39 Mymensing 111 112 117 120 124 119 107 109 111 107 119

40 Kishorganj 115 120 123 125 127 126 115 114 115 113 126

41 Netrokona 104 110 117 121 120 115 113 108 110 105 115

42 Jamalpur 111 108 113 117 114 115 107 108 107 108 115

43 Sherpur 110 109 111 116 115 115 108 105 110 107 115

44 Srimongal 132 133 134 127 137 137 136 125 129 127 137

45 Shahjibazar 130 130 124 131 136 137 134 125 127 127 137

46 Fenchuganj 131 131 131 133 135 133 133 128 126 126 133

47 Khulawara 130 131 130 133 132 132 130 127 125 122 132

48 Sylhet 128 127 126 131 133 131 129 122 123 120 131

49 Chattak 124 123 120 129 132 125 127 121 122 124 125

50 Comilla(South) 117 110 118 119 122 123 122 118 119 117 123

51 Comilla (North) 129 121 128 124 133 126 133 128 120 125 126

52 Chandpur 120 112 120 120 125 122 128 115 116 119 122

53 Feni 115 110 115 118 120 120 118 114 113 113 120

54 Chowmuhani 115 110 109 118 122 111 117 114 111 116 111

55 Ashuganj 131 131 135 122 137 138 135 121 127 125 138

4-12

56 Daudkandi 125 123 124 127 129 121 129 108 126 125 121

57 Brahminbaria 128 129 132 128 134 136 125 120 127 123 136

58 Madanhat 126 125 121 126 127 126 126 120 126 123 126

59 Hathazari 124 121 120 124 125 125 124 119 107 120 125

60 Khulshi 120 119 116 119 122 119 121 109 120 118 119

61 Halishahar 121 119 118 121 122 122 118 110 122 121 122

62 Baraulia 120 119 118 110 121 120 123 113 115 107 120

63 Sikalbaha 121 119 118 120 120 121 123 117 123 122 121

64 Dohazari 122 120 119 119 122 122 122 120 115 118 122

65 Cox'sbazar 115 109 111 115 119 116 113 112 110 111 116

66 Chandraghona 123 122 120 124 125 122 125 114 107 115 122

67 Kaptai 125 125 125 124 126 124 126 125 125 122 124

68 A. Khaer Stl. 119 121 120 120 122 124 124 116 121 120 124

69 Bakulia 119 119 116 119 121 120 122 118 121 120 120

70 Julda 121 117 118 120 121 121 123 110 122 120 121

71 TK Chemical 124 123 121 124 123 125 127 125 123 124 125

72 Modern Steel 120 119 117 119 121 122 108 115 120 119 122

73 Shahmirpur 121 117 118 121 121 120 123 115 122 121 120

74 Goalpara 127 131 130 128 120 122 119 124 120 118 122

75 Khulna Central 127 124 132 128 121 121 120 125 125 120 121

76 Noapara 125 127 127 125 120 118 120 121 120 118 118

77 Jessore 118 119 120 120 115 111 110 114 117 117 111

78 Jhenida 116 117 115 117 113 106 107 113 110 109 106

79 Bottail 120 117 124 125 125 125 110 120 112 120 125

80 G.K.Project 131 125 123 128 129 130 127 116 122 130 130

81 Faridpur 123 118 122 120 123 125 123 122 121 120 125

82 Madaripur 122 121 123 123 124 123 122 120 120 122 123

83 Gopalganj 121 116 118 118 119 120 119 118 118 118 120

84 Bagerhat 129 130 130 121 120 121 120 121 122 120 121

85 Mongla 124 127 127 118 120 118 117 121 120 113 118

86 Satkhira 127 129 130 128 121 123 121 125 122 121 123

87 Gallamari 129 119 132 127 123 122 121 121 122 122 122

88 Magura 115 115 115 115 119 110 106 112 108 107 110

89 Chuadanga 109 109 109 115 115 101 104 106 104 105 101

90 Barisal 125 128 130 130 126 130 123 127 125 126 130

91 Patuakhali 125 128 130 130 126 130 123 127 125 126 130

92 Bhandaria 124 122 125 120 125 120 125 124 120 120 120

93 Ishurdi 129 127 128 127 124 129 124 124 122 130 129

94 Ruppur Paromanobik #N/A #N/A #N/A #N/A 130 130 129 129 121 131 130

95 Natore 126 125 122 125 123 127 119 120 121 126 127

96 Bogra 122 118 118 124 123 124 113 111 106 119 124

97 Noagaon 118 115 114 121 119 120 111 110 113 115 120

98 Rajshahi 123 124 123 124 123 123 121 119 121 125 123

99 C.Nawabganj 121 116 122 120 120 120 119 116 118 120 120

100 Amnura 120 120 120 122 120 120 120 119 115 118 120

101 Pabna 124 122 106 124 122 120 120 120 118 124 120

102 Shahjadpur 130 124 117 131 129 131 125 130 115 131 131

103 Serajganj 120 123 119 125 125 123 122 114 115 123 123

104 Niyamatpur 112 111 113 118 117 113 105 107 108 111 113

105 Joypurhat 116 113 114 120 118 117 111 111 110 111 117

106 Rangpur 106 109 107 109 112 109 104 105 100 108 109

107 Lalmonirhat 100 100 100 104 103 102 97 104 105 100 102

108 Saidpur 104 105 104 108 108 106 101 103 108 104 106

109 Purbasadipur 107 108 103 110 110 112 105 104 118 112 112

110 Thakurgaon 98 95 95 100 100 104 95 103 103 105 104

111 Palashbari 110 103 110 115 114 112 110 108 105 110 112

112 Barapukuria 114 110 108 113 115 116 112 108 122 120 116

113 Panchagar 93 90 94 95 96 99 92 98 100 98 99 (Source: The Study Team)

4-13

c. 電圧監視・制御

電圧の監視については Grid Code にて”Strategic Substation”を継続的に監視するよう定めら

れており、各表の赤字の変電所が”Strategic Substation”に該当する。

(5) データメンテナンス

設備の新設における、SCADA の設備データのメンテナンスについては、変電所新設や送電線

新設の工事はフルターンキー契約で発注するため、建設工事の契約の中に SCADA データメンテ

ナンスも含まれているとのことであった。建設工事の受注者は SCADA ベンダーにデータメンテ

ナンスを委託し、新設設備を含む電力系統が SCADA に反映される。

実施時期については、設備新設から約 1,2 ヶ月で実施することが多いが、さらに期間が空く

ケースもある。

トレーニング

(1) トレーニングポリシー

PGCB の訓練の種類は Figure 4-1 の通りとなっている。オフジョブトレーニングには海外、ま

たは外部機関にて受けるものと、国内で受けるものがあり、国内で受けるものにも、センターに

集合して行うものと、各地方で実施されるものがある。PGCB では全社員にこれらのトレーニン

グを年間 70 時間受講するよう義務付けている。

年間 70 時間のトレーニングはメーカーや外部機関が提供するプログラムも含まれる。内容は

一般管理的なものから、役職や担当業務によって異なるものを総じて 70 時間としている。


Figure 4-5 Types of training

(2) トレーニングリソース

PGCB ではインハウスでトレーニングを行うためのプログラムを実施している。まずは鉄塔と

送電線の保守部隊を対象に、5～7 名のチームをトレーナーとして育成するプログラム”Training

of Trainer”を実施する予定である。このプログラムに成功した後は、他の業務担当者を対象に同

様のプログラムを実施し、今後 3 年間で 30 人程度のトレーナーを育成する計画である。

(3) オペレータに対するトレーニング

現在のところ、オペレーション業務に関するオフジョブトレーニングはなく、基本はオンジョ

ブトレーニングによる育成である。BCC では月に 1,2 回、オペレータを NLDC に派遣し、NLDC

のオペレータとともに操作することで技能を維持するよう努めているとのことであったが、

4-14

ALDC や変電所では要員不足の箇所は直員が 1 名しかいない箇所もあり、職場の責任者や NLDC

からの電話指示によるオンジョブトレーニングという状況であった。

(4) その他のプログラム

その他の試みとして、これまでは国外のトレーニングは管理職が対象となっていたが、スタッ

フレベル対象として、インドの電力会社に 30 人ほどの技術者を 1 カ月間派遣するという計画が

ある。

技術者の場合は、英語でコミュニケーションが十分に取れないために海外のトレーニングに派

遣することができないという言葉の壁があるが、インド西部であればベンガル語でコミュニケー

ションが取れるため、今回の交流を計画したとのことであり、このプログラムが成功すれば、今

後も関係を継続していくとのことであった。

4.2 設備

SCADA/EMS

現在の SCADA/EMS は 2010 年に運用を開始し、8 年程度経過している。ハードウェアの寿命が

過ぎているものの、次世代の SCADA/EMS の方針が定まっていない。また、今後の設備増強を考

慮すると監視制御体制にも課題を抱えているが、その方針も定まっていないため、リプレースの

計画が立てられていない。そこで今年、または来年に SCADA/EMS のハードウェアをリプレース

する計画が立てられ、決定済みである。これにより現在の SCADA/EMS は今後 5～8 年程度は延命

できる見込みである。

4-15

(1) ハードウェア構成

RTU LAN には変電所の RTU が接続し、SCADA LAN には SCADA の各機能サーバやオペレー

ションのためのワークステーション、メンテナンスのためのワークステーション、系統盤等がつ

ながっている。

(2) アプリケーション

需給調整のための機能は現地機器との接続の課題もあり使用できていないが、これから実施予

定の”Bangladesh Power System Reliability and Efficiency Improvement Project of the World Bank”

にて整備予定である。

通信ネットワーク

PGCB の所有する光ファイバーネットワークの構成を Figure 4-6 に示す。

PGCB では高圧送電線を直撃雷から保護するために設置している架空地線の内部に光ファイ

バーケーブルを実装した Optical Ground Wire (OPGW)を設置している。PGCB は独自の Power Line

Carrier (PLC)通信システムを構築しているが、既存の PLC 通信機器の速度が不十分であるため、マ

ルチプレクサを使用した高速光ファイバを設置することにより、通信システムの改善を図ってい

る。

その結果、2012 年 6 月時点で 4,300km、ヒアリングの結果、現在は 5,000km を超える OPGW

が設置されており、国の大部分をカバーしている。光ファイバーは PGCB 自身だけではなく、国

の通信インフラを成長させるために、ローカルな通信事業者に対してリースされているほど充実

している。

4-16


Figure 4-6 PGCB Optical Fiber Network


5-1

5 今後の設備増強を踏まえた電力制御運用および制御設備の課題

5.1 運用

監視制御体制

「3 電力供給設備の現状と展望」の通りに今後変電所が増加していくと、「4.1.1 監視制御体制」

で述べた体制では限界が来ると予想される。その理由を以下に述べる。

(1) 役割分担

常時の操作については NLDC からの電話指令により変電所が実施するとのことであったが、需

給ひっ迫時の負荷遮断操作に限っては NLDC からの遠方操作による遮断とのことであった。今後

変電所数が増加した際に、全ての変電所に電話指令をすることは NLDC の負荷を増加させること

になる。

(2) 業務量

設備増加に伴い、NLDC の業務量が増大すると予想される。詳細は「5.1.2 オペレーション」で

記述するが、系統制御に関わる業務が設備増強に比例して増加する。さらに発電機も増設が計画

されているため、需給調整の複雑さが増すことも予想される。担当者の業務量が増えるだけでは

なく、責任者が判断に割かれる時間も増えるため、パフォーマンスの低下が予想される。


(1) 監視業務

変電所の機器レベルのアラーム監視は現状、変電所側で実施しているとのことであった。電力

系統の運用に影響を及ぼす異常であれば NLDC に報告する必要があるが、その報告件数は設備の

数が増えれば増加すると考えられる。NLDC では送電系統制御は 1 名が担当しているため、複数

の異常が発生した場合は、対応の遅れが懸念される。

(2) 操作業務

バングラデシュでは冬以外は需要が多いことやサイクロンが発生することから Scheduled

Outage が冬に集中している。ヒアリングでは、設備は年に一度停止して点検する必要があると

のことであったので、Scheduled Outage の数も設備が増加するほど多くなる。

その場合、系統運用の制約で、設備が停止できないといった問題が発生することが予想される。

さらに NLDC のオペレータの操作輻輳による誤操作の発生や、操作が遅れることにより点検時間

が確保できず、作業安全確保がおろそかになってしまうことが懸念される。

(3) 記録業務

「4.1.2(3) 記録業務」で仮定した変電所の数値記録の数と、「3.4 検証用データ」により、今後

の記録報告の業務量を推測すると、以下のようになる。ただし、発電所の記録はイントラを活用

して報告しているので、このポイント数からは除いている。

5-2


Figure 5-1 Rough estimation of the log point of substations and transmission lines

現状でも負担感を感じている記録報告の業務をこれからも続けるとすると、業務量は 2022 年

に現在の 2 倍、2033 年には現在の 3 倍となる。増員または業務の見直しを行わない限り、ALDC

や NLDC のオペレータが対応できる範囲を超えると予想される。

(4) 電圧調整

PGCB は各変電所の電圧が指標から逸脱していることは認識していたが、どのような対応を取

れば電圧が指標内に戻るのか、判断できないという課題を抱えているということであった。

電力系統の電圧をシミュレーションし、適切な対応を示唆するアプリケーションを導入すれば

解決すると思われるが、一見して最高電圧も最低電圧も指標を逸脱している箇所が多く、電圧調

整のオペレーションが増加してしまうことが懸念される。


SCADA のデータメンテナンスについては、PGCB 自らが SCADA ベンダーに発注していないこ

とで、メンテナンス時期が遅れるという状況が発生しているように思われる。また今後も新しい

設備が急速に増加していくため、いつ、どの設備が SCADA に追加されるのか把握できなくなる

恐れがある。

トレーニング

現状でも”Training Policy”により社内トレーニングや社外トレーニングが分類化されており、ま

た全社員に導入研修や年間計画の策定を義務付け、各部門の責任者も明確化されて良く体系化で

きている。さらに社外、国外のトレーニングも積極的に受講している様子があった。

0

4000

8000

12000

16000

20000

24000

2018 2023 2028 2033 2038

Total Substation Transmission line

5-3

しかし、トレーニングは全てが机上であり、実技に関しては全て on-Job トレーニングとなって

いる。また、スタッフレベルでは言語の壁から社外のトレーニングを受ける機会が限られてしま

うという課題があった。

現在、限られた分野でトレーナーの育成プログラムが進行中とのことなので、今後は他の分野

に広げるとともに、実技トレーニングを off-Job トレーニングで実施する環境が必要である。

5.2 設備

SCADA/EMS


まず SCADA 内部の構成であるが、LAN には現地設備から収集した開閉器の ON/OFF 情報や、

計測値情報を運用者に伝えるための信号、現地設備へ制御信号を伝えるための信号といったリア

ルタイムに処理すべき信号が流れている。

またその他にも操作手順の作成、保存、呼出や記録の Archive への保存、系統計算の処理など

上記ほどリアルタイム性が求められない信号も流れている。現状のアーキテクチャでは全ての信

号が SCADA LAN を介してやり取りされているが、今後、変電所の数が増えていくにつれ、SCADA

内部の信号も増えていくため、トラフィックが発生する可能性があり、リアルタイム性の求めら

れる信号とそれ以外の信号を区別して処理する仕組みが必要である。


需給調整のための機能は”Bangladesh Power System Reliability and Efficiency Improvement

Project of the World Bank”にて整備予定であることを述べたが、機器との接続の問題で使用でき

ない状況であるにもかかわらず全ての機能を実装した SCADA/EMS を導入しているところに課

題が見える。SCADA/EMSの導入にあたっては、自社で SCADA/EMSを設計し、最適な SCADA/EMS

を導入すべきである。

また、系統制御のための機能はほぼ全ての機能を使用できているが、全て一般的な機能であり、

「5.1.2 オペレーション」で述べた課題を解決するためには機能が不十分である。


現状の通信ネットワーク設備はローカルな通信事業者に対してリースされているほど充実して

おり、特に課題はない。今後、設備増強された場合のフィールドデバイスと SCADA 間のトラフィッ

クに備える必要がある。

6-1

6 事業スキームの改善検討

6.1 運用

監視制御体制

(1) 権限の委譲

まずは「5.1.1(1) 役割分担」で述べた課題を解決するために、NLDC が持つ系統制御に関する

責任と権限をどこかに委譲することが最適である。

系統制御の権限を委譲することにより Figure 6-1 に示すように、これまで NLDC では系統制

御、需給制御ともに緊急性が高いものから対応していたと推測するが、権限移譲により緊急性が

低いものも含めて需給制御に注力できるため、付加価値の高いオペレーションが実現できるとい

う利点がある。

現状、NLDC から権限と責任を委譲するのに適する組織は ALDC であるが、詳細は次項で述べ

る。


Figure 6-1 Advantage of empowerment

(2) 組織配置

NLDC から系統監視制御の権限を委譲するためには、バングラデシュの全エリアをカバーする

ように Load Dispatch Centre を新たに何か所か設置する必要がある。バングラデシュの全エリア

をカバーするように ALDC を設置した上で、ALDC に系統監視制御の権限と責任を与える。しか

し、電力系統は全ての地域とつながっているため、常時の操作時や停電時には他の地域に影響を

及ぼし、連携を取る必要がある。特に基幹系の送電線は発電された電力をバングラデシュ全土に

送るためのものであり、全体の潮流監視などが必要となるため、地域に分けられた監視制御拠点

で監視制御することは困難である。

そこで、基幹系の送電線の監視制御を行い、また全ての ALDC をとりまとめる役割を担う Load

Dispatch Centre を設置することを提案する。提案する最適な組織構造を Figure 6-2 に示す。

6-2


Figure 6-2 Suitable monitoring and control organization

新たに Bulk Load Dispatch Centre(BLDC)と呼ぶ組織を設置する。BLDC の役割は以下の通りで

ある。

基幹系統の電力網の監視、制御を行う

需給調整を行う NLDC と常時、非常時の情報連携を行う

系統監視制御に関して ALDC と連携を取り、取りまとめる

ALDC の人材を育成するまでサポートを行う

この案により、NLDC は最も重要な需給調整のオペレーションに集中することができ、質の

高いオペレーションを目指すことが可能となる。需給ひっ迫時や停電発生時には NLDC は BLDC

とのみ連携を取ればよいため、NLDC の負担は最小限に抑えられる。

BLDC と ALDC の役割分担としては、BLDC は 400/230kV, 400/132kV の変電所と 400kV, 230kV

の送電線を監視制御し、ALDC は 230/132kV, 132/33kV の変電所と 132kV の送電線の監視制御

を行うという案が考えられる。

BLDC はバングラデシュ全体の 230kV 以上の基幹系統の監視制御を行い、ALDC は受持区域の

132kV のエリア系統の監視制御を行う。ただし 400/132kV 変電所の 132kV 側や、230/132kV 変

電所の 230kV 側は関係する BLDC, ALDC 間で連絡を取り合うなど、ルール作りが必要となる。

最終的には 132kV 以下の系統の権限は BLDC から ALDC に委譲することが望ましい。権限を

委譲するということは委譲先に相応の能力を持った人材が必要となるが、最初から ALDC に人

材を確保することは現実的に困難であるため、BLDC には NLDC で系統監視制御を経験した人

材を配置し、BLDC が ALDC をサポート、育成しながら徐々に理想の姿に近づいていくことが望

ましい。

BLDC を設置する場所に制約はないため、場所が確保できるならば NLDC と BLDC を同じ場所

に設置すれば効率的に連携をとることが可能となる。または、BLDC を NLDC の Backup Control

Center と同じ場所に設置すれば、NLDC が監視制御不能になった際には BLDC からバックアッ

プをすることが可能となる。

6-3


本節では、人員不足の問題を解決するために、オペレーションの中の作業で SCADA による自動

化する余地を検討する。

(1) 監視業務

1 つの監視制御拠点では数十か所の変電所を監視するため、警報を鳴らす情報と鳴らさない情

報の分類や、必要な情報を素早く把握できるための画面が必要となる。

(2) 操作業務

操作に関しては事前に手順を作成して保存することができ、また作成に際しては過去の手順を

参照することが可能とのことなので、ある程度は効率化ができていると推測される。さらに効率

化するとすれば、手順作成を自動化することが考えられる。単一設備の停止であれば定型的な手

順による操作が可能であるので、自動で手順を作成することが可能と推測する。

また、現在は NLDC または ALDC から変電所へ電話で Figure 4-4 の”Purpose of Switching”のみ

を伝え、変電所で機器 1 つ 1 つの操作を実施しているが、SCADA から直接遠方操作を実施した

方が効率が良い。さらにその際は”Purpose of Switching”を実行すれば自動で機器 1 つ 1 つの操

作が実行される仕様にすればこれまで通りの運用と同じになるため、スムーズに移行できると思

われる。

(3) 記録業務

記録作業も自動化を志向すべきである。毎時間、記録を電話で報告することは変電所でもNLDC,

ALDC でも負担となっている。報告するフォーマットは既に決まっているため、SCADA で収集し

たデータを決められたフォーマットで出力する機能があれば大幅な効率化が期待される。

ただし、運用を変更するためにはルール作りが必要である。現在 SCADA で収集したデータを

利用していない理由として、データの欠損があることと、計測値の誤差が挙げられる。

データの欠損については、例えば明らかに異常なデータがあれば排除し、前後のデータから推

測したデータを正として扱うという SCADA の機能とルールの決定が必要となる。

計測値の誤差については、設備が運用開始する際に、変電所と NLDC で表示されている値に相

違がないか確認し、誤差があれば較正する試験が必要である。また、運用中の設備についても定

期的に変電所の値と NLDC の値で相違がないか確認する必要がある。

(4) 電圧調整

電圧調整に関しては、目標電圧を逸脱した際に適正電圧に戻すためには変圧器のタップを上げ

るもしくは下げれば良いのか、調相設備の開閉器を投入もしくは開放すればよいのか分かるよう

な機能を入れるべきである。

現在はバングラデシュの 1 日のロードカーブは大きな変化がない曲線であるが、今後需要増に

伴い、ロードカーブがどのように変化するかは分からない。さらに、今後再生可能エネルギーが

増加してくると、天候の変化により需要が変化し、電圧が変動する可能性もある。

将来的には頻繁に電圧を調整する可能性もあることから、電圧を自動で調整する機能を

SCADA に導入することを推奨する。将来的には「5.1.2(2) 操作業務」で述べたように、Scheduled

Outage の数も増加が予想され、オペレーションの数も増えることから電圧を自動で調整するこ

とを推奨する。

6-4


設備新設等における SCADA の設備データメンテナンスであるが、PGCB から SCADA ベンダー

に直接業務を委託して実施することを推奨する。例えば毎月複数設備のデータメンテナンスを実

施するようにするなど、PGCB が SCADA の設備データメンテナンスのスケジュールを管理する

ことによって、設備の運用開始からデータメンテナンスが遅れてしまうことを防ぐことができる。


Figure 6-3 Proposal of SCADA data maintenance ordering method

トレーニング

現状でも積極的に社外トレーニングを受講していることは継続すべきであるが、社外トレーニ

ングは単発で完結してしまい、期間をかけて育成することは難しいため実務に生かすのは不十分

である。仮に期間をかけて育成するようなトレーニングを計画としても社外トレーニングでは費

用面の負担が大きく、オペレータ全員が受講することはできない。さらに語学の壁があるため、

受講できるオペレータも限られる。

そこで、オペレータ全員のスキルを向上するためには、インハウスでのトレーニングが必要で

ある。さらに社内のルールを熟知した社内トレーナーによる実技訓練であれば、会社の実態に即

した指導が可能となるため、実務に直接役立つスキルを身に着けることができ、習得したスキル

の確認も容易であるため、成長を確認しながら継続的に育成することができる。

しかし、オペレータ全員を対象としたインハウスの実技トレーニングを実施するには社内ト

レーナーと、トレーニング環境が必要となり、これらを整備するためには時間を要する。

そこで段階的に環境を整備しながら人材を育成する案を提案する。

6.2 設備

SCADA


a. システム構成

大まかなシステム構成は現状と変わらず、サーバ拠点に FEP とサーバを設置し、監視制御箇

6-5

所にはシンクライアント端末を設置し、電力系統を監視制御する。ディスプレイ端末を監視す

る必要がある箇所に設置する。

b. Service Bus

情報には優先順位があるため、様々な情報を 1 つの Bus に束ねた場合、優先順位の低い情報

のトラフィックによって優先順位の高い情報がリアルタイムで処理できない恐れがある。情報

の優先順位によって Bus を使い分けることでこの課題を解決することができる。

c. Gateway

変電所の SAS, RTU と SCADA の FEP の間に Gateway を設置する。詳細は「6.2.2 通信ネット

ワーク」で述べる。

(2) アプリケーション構成

a. 自動手順作成、操作機能

BLDC または ALDC から現地設備を直接制御することを考えた場合、BLDC または ALDC で

は”Purpose of Switching”の手順だけではなく、機器の個別の手順を作成する必要がある。SCADA

機能の中に、”Purpose of Switching”を作成すれば対応する機器の個別の手順を読み込み、作成

する機能を備えれば手順作成業務の効率化が見込める。

また、操作実行時は、”Purpose of Switching”を実行すれば対応する機器の個別手順が自動で

実行されるようにすればオペレータの負担も少なくなる。

b. 記録出力機能

記録報告の時刻とフォーマットは既に定まっているため、決まった時刻に決まったフォー

マットで保存、出力する機能を備えれば大きな効率化効果が見込める。

c. 電圧調整機能

各変電所の母線電圧を監視し、適正電圧から逸脱した場合には適正な操作内容を通知する、

または自動で操作する機能が必要である。今後調相設備を導入していく計画があるならば、無

効電力を監視する機能も必要である。


通信ネットワークは充実しており、当面の課題はないが、変電所が増加し、取得する情報が増

えていった場合にはトラフィックが発生する可能性もあるため、より効率の良い通信方法を採用

する必要が生じる可能性がある。

6.3 事業実施体制、スケジュール

本調査結果からの提案内容により、新しい監視制御体制を構築するとともに、系統を監視制御

するための新しい SCADA を導入する必要がある。今は PGCB にとって最適な SCADA がどのよう

な仕様であるか設計する技術がないため、まずは人材を育成することから始める。

6-6

現状の PGCB には電力系統を監視制御するオペレータ（System Operator）は NLDC にいるオペ

レータのみである。多くの変電所オペレータ(Substation Operator)はいるが、彼らは電力系統の監

視制御の経験はない。新しい監視制御体制では、BLDC と ALDC に System Operator が必要とな

る。そのため、現状よりも多くの System Operator が必要となる。

しかし、PGCB には System Operator に対する育成計画やトレーニングプログラムがない。今後

必要となる多くの System Operator を育成するためにも、まずは System Operator のトレーニン

グを実施することを提案する。トレーニングによって育成された System Operator は電力系統の

運用と SCADA に必要な要件を理解する。育成された System Operator が新しい監視制御体制にお

いて、各監視制御拠点のオペレータとなり、また新しい SCADA に必要な要件を設計する技術者と

なる。

6.4 Result of Pre-Feasibility Study

本調査に基づいた提案内容は監視制御体制、SCADA、オペレーション、トレーニング全てに関

して導入可能であると確認できた。オペレーションについては導入にあたって細かいルールを定

める必要があり、技術的に支援する必要がある。

7-1

7 事業改善による効果

7.1 相手国に対する効果予測

人件費増大の抑制

現状の要員計画のまま今後の設備増強を続けた場合、変電所のオペレータを大量に確保しなけ

ればならない。しかし「6.1 運用」で述べたような監視制御体制を確立し、BLDC で監視制御を行

い、新しい SCADA の機能を導入することにより業務を効率化すれば、変電所のオペレータは現状

ほどは必要なくなる。

各監視制御拠点に要員を配置し、変電所の監視制御を直接行うことになれば、変電所のオペレー

タは現状の計画ほどの要員を配置しなくても運用可能であると考える。無人化も可能であると考

えるが、ここでは変電所の三交替勤務を廃止し、配置する要員を現状の半分と仮定する。

要員配置を行った場合の要員のシミュレーションを Figure 7-1 に示す。


Figure 7-1 Comparison of personnel in each plan

仮に新しい SCADA を 2024 年から導入し、同時に新しい体制で監視制御を始めると仮定すると

オペレータの要員の推移は Figure 7-1 のオレンジの実線となり、2041 年時点で現状通りの計画に

比べて約 75%の要員となる。しかし 2023 年までに多くの設備増強が計画されていることを考え

ると、その前に要員計画の見直しをすべきである。現在はまだ系統規模が大きくないことを考え

ると、体制を早期に構築し、現状の SCADA の端末を新しい監視制御拠点に設置することで対応は

可能と考えられる。この場合の要員の推移は Figure 7-1 のオレンジの破線のようになり、2023 年

時点でも現状通りの計画に比べて約 80%の要員で済み、2041 年時点では約 65%の要員となる。

SCADA 導入よりも体制構築を早期に実施するためにも、シミュレータを先行して導入し、オペ

レータのトレーニングを開始する必要がある。体制構築後、新しい SCADA の導入とトレーニング

の拡大をしていくことによってその後も拡大していく電力系統を効率的に運用することが可能と

なる。

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

2018 2023 2028 2033 2038

Pers

on

nel

Year

Operator (In current plan)

Operator (In tentative plan from 2024)

Operator (In tentative plan from 2021)

7-2

停電時間の短縮による経済損失の低減

停電が発生した場合、バングラデシュでもある程度の経済活動が止まることが予想できる。そ

の経済損失の大きさを概算で検討する。

まず、バングラデシュでの年間の停電発生状況は Figure 7-2 の通りである。


Figure 7-2 Summary of unserved energy (2017-2018)

日本のデータではあるが、電力中央研究所の試算1では、停電による経済損失は 1kWh あたり

300～1000 円という水準で考えられている。ここでは 1 つの手法で試算された 883 円/kWh とい

う値を用いて考える。

日本における損失額をそのままバングラデシュに適用することはできないため、試算された

2011 年の日本の GDP と 2017, 2018 年のバングラデシュの GDP をもとに、バングラデシュでの

経済損失額を試算すると 0.43$/kWh(2017), 0.48$/kWh(2018)となる。この損失額と Figure 7-2 の

実績をもとに経済損失額を試算すると次のようになる。


Figure 7-3 The economical loss caused by outage

1 今中健雄、需給対策コストカーブの概観、㈶電力中央研究所、2011

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

Jul. Aug. Sep. Oct. Nov. Dec. Jan. Feb. Mar. Apr. May Jun.

[MW

h]

T E/O S/O

0

2

4

6

8

10

12

14

0

1

2

3

4

5

Jul. Aug. Sep. Oct. Nov. Dec. Jan. Feb. Mar. Apr. May. Jun.

Cu

mu

lati

ve l

oss

[m

illi

on

$]

Mo

nth

ly L

oss

[m

illi

on

$]

T E/O S/O Cumulative


7-3

ここでの試算では年間 12million $もの経済損失が停電により発生しているという試算となった。

監視制御体制の整備、SCADA のアップグレード、オペレータに対する訓練により停電復旧時間を

短縮し、停電時間が 1 割削減されれば、1 million $以上の経済損失を低減できる。

今回の試算のベースとなっているのは日本における経済損失額であるため、バングラデシュに

おいて停電により同様の経済損失が発生するかは定かではない。しかし 2041 年に先進国入りを

目指すバングラデシュにとっては、今後、停電による経済損失は現在よりも大きくなっていくこ

とが予想されるため、停電時間短縮に努めていくことが重要である。

託送料金損失の低減

Unserved Energy の量は Figure 7-2 の通りであり、停電が発生した分だけ、託送料金の収入の機

会を損失している。停電時間を減らすことが託送料金損失を低減することになる。

7.2 CO2排出抑制量試算

Wold Bank のデータによると、バングラデシュの二酸化炭素排出量は 2014 年で約 73,000kt で

ある。エネルギー消費のうち、電力部門が約 3 分の 1 を占めるため、電力部門で排出される二酸

化炭素は約 24,000kt となる。

送電会社である PGCB は Figure 7-4 の送電ロスを低減することによって二酸化炭素排出量抑制

に貢献することができる。

(Source: PGCB Annual Report 2016-2017)

Figure 7-4 Transmission Loss of PGCB

送電ロスを低減するための 1 つの有効な策として、送電電圧の適正管理が挙げられる。「4.1.2(4)

電圧調整」で述べたように多くの変電所で基準の電圧から逸脱しており、特に基準よりも低い電

圧となっている変電所が多く見受けられた。

高い電圧で送電した方が送電ロスは少なくなるため、「6.2.1(2)c 電圧調整機能」で提案した機能

を導入し、電圧管理を改善することで送電ロスの低減が見込まれる。電力部門の排出する二酸化

炭素量を 24,000kt と考えた場合、2014 年から現在までの電力需要の伸びを鑑みて補正し、仮に送

電ロスが 0.01%改善された場合は年間約 33.8kt の二酸化炭素排出を抑制できるとの試算になる。

2.72% 2.70%2.92% 2.82% 2.77% 2.86%

2.67%

0%

1%

2%

3%

4%

5%

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

7-4

7.3 日本国への効果予測

これまではクローズな世界であった Operational Technology (OT)の世界は、コスト削減のため

に汎用製品や標準プロトコルの採用が進み、効率化のために事務処理系のシステム（IT システム）

との接続が進んできた。産業界においてはビジネスの中心に製品、設備がある。その情報を活用

することは必要不可欠であり、OT と IT を融合することは大きなメリットがある。一般的に OT 部

門は設備のデータを収集し、そのデータに基づき設備を効率的に監視制御する。IT 部門は製品の

販売情報や製造情報を活用して市場予測や製造計画を立案する。

電力会社でも、設備の稼働状況や電気の使用状況などのデータを基に、設備の拡張、修繕計画

などを立案する。つまり OT のデータが電力会社のビジネスの中心となっており、SCADA は OT

の中心に位置するものである。今後バングラデシュでも IT/OT の融合や ioT 技術の導入が促進さ

れると予想される。日本製の SCADA を導入し、OT の中心に入り込むことで、将来日本企業のビ

ジネス機会が増加するとともに競争優位性を獲得することができる。

7.4 日本企業の優位性評価

PGCB では電力系統運用技術と SCADA の設計技術が乏しいという課題がある。日本の高い電力

品質を実現している電力系統運用技術と SCADA 設計技術をトレーニングを通じ S 手技術支援す

ることで PGCB に日本式の電力系統運用技術の優位性やサイバーセキュリティ対策の重要性を認

識・浸透させ、SCADA の調達要件として仕様書に反映することができれば、海外ベンダーのプロ

ダクトアウト型の SCADA 調達ではなく、相手国のニーズに合わせた開発を基本とする日本製の

マーケットイン型 SCADA を優位に展開させることができる。

7.5 ファイナンス、政策支援の活用見込み

資金面では PGCB が自社の費用で事業を実施していくことは困難である。そこで「6.3 事業実施

体制、スケジュール」で記載したフェーズ 1 とフェーズ 2 は ODA 等の資金により技術協力の枠

組みで、フェーズ 3 はローン等のプロジェクトを組成することが適切であると考える。

7.6 他国への展開促進策

本事業における提案事項は技術的に PGCB へ導入することが可能であると確認できた。経済発

展がバングラデシュと同程度の他国への展開可能性としては、やはり電力系統、規模、監視制御

体制、電力設備等が国によって異なり、監視制御体制や SCADA は国ごとに最適なものが異なるた

め、他国へ展開する場合は、再度調査する必要がある。

ベトナム編

i

目次

目次 ................................................................................ i

略語表 ............................................................................. iv

1 事業内容 ...................................................................... 1-1

1.1 事業目的 .................................................................. 1-1

1.2 事業内容 .................................................................. 1-1

1.3 事業実施方法 .............................................................. 1-2

1.3.1 事業実施体制 .......................................................... 1-2

1.3.2 実施スケジュール ...................................................... 1-3

2 調査対象国の実態 .............................................................. 2-1

2.1 国の基本情報 .............................................................. 2-1

2.1.1 経済事情 .............................................................. 2-1

2.1.2 経済発展政策 .......................................................... 2-3

2.2 電力政策 .................................................................. 2-3

2.2.1 電力概要 .............................................................. 2-3

2.2.2 電力政策 .............................................................. 2-4

2.3 Regarding electric power Circular ......................................... 2-5

2.3.1 Basic structure of the Vietnamese law ..................................... 2-5

2.3.3 Circular 25/2016/TT-BCT ................................................. 2-6

(1) Scope ................................................................. 2-6

(2) Subjects of application .................................................. 2-6

(3) 主な記載事項 .......................................................... 2-6

2.3.4 Circular 28/2016/TT-BCT ................................................. 2-7

(1) Scope ................................................................. 2-7


(3) 主な記載事項 .......................................................... 2-8

2.3.6 Circular 39/2015/TT-BCT ................................................. 2-9

(1) Scope ................................................................. 2-9


(3) 主な記載事項 .......................................................... 2-9

2.3.7 Circular 40/2014/TT-BCT ................................................ 2-10

(1) Scope ................................................................ 2-10

(2) Subjects of application ................................................. 2-10

(3) 主な記載事項 ......................................................... 2-11

2.3.8 Circular 44/2014/TT-BCT ................................................ 2-14

(1) Scope ................................................................ 2-14


(3) 主な記載事項 ......................................................... 2-14

2.3.9 Circular 55/2017/QD-DTDL .............................................. 2-15

(1) Scope ................................................................ 2-15


(3) 主な記載事項 ......................................................... 2-15

2.3.10 Circular 69/2018/QD-DTDL ............................................ 2-17

(1) Scope ................................................................ 2-17


ii

(3) 主な記載事項 ......................................................... 2-17

2.3.11 Circular 03/2017/TT-BTTTT ............................................ 2-19

(1) Scope ................................................................ 2-19

(2) Regulated entities ..................................................... 2-19

(3) 主な記載事項 ......................................................... 2-19

3 電力供給の現状と展望 .......................................................... 3-1

3.1 電力供給体制 .............................................................. 3-1

3.2 EVN SMART GRID PLAN の概要 ............................................... 3-2

3.3 設備増強計画 .............................................................. 3-4

3.3.1 Plan of total installes generation capacity .................................. 3-4

3.3.2 Plan of transmission and transformer ...................................... 3-5

4 電力制御運用および制御設備の現状 .............................................. 4-1

4.1 運用 ...................................................................... 4-1

4.1.1 監視制御組織 .......................................................... 4-1

4.1.2 電力系統の責任分界 .................................................... 4-5

4.1.3 オペレーション ........................................................ 4-7

(1) 監視業務 .............................................................. 4-7

(2) 操作業務 .............................................................. 4-7

(3) 記録業務 .............................................................. 4-9

(4) データメンテナンス .................................................... 4-9

4.2 設備 ..................................................................... 4-10

4.2.1 SCADA/EMS .......................................................... 4-10

(1) 機能構成 ............................................................. 4-10

(2) ハードウェア構成 ..................................................... 4-10

(3) バックアップ SCADA .................................................. 4-11

4.2.2 通信ネットワーク ..................................................... 4-11

5 今後の設備増強を踏まえた電力制御運用および制御設備の課題 ...................... 5-1

5.1 運用 ...................................................................... 5-1

5.1.1 監視制御体制 .......................................................... 5-1

(1) 役割分担 .............................................................. 5-1

(2) 業務量 ................................................................ 5-1

5.1.2 オペレーション ........................................................ 5-1

(1) 操作業務 .............................................................. 5-1

(2) TEPCO Power Grid との比較による EVN におる課題の推定 ................... 5-1

(3) 記録業務 .............................................................. 5-3

5.2 設備 ...................................................................... 5-3

5.2.1 SCADA/EMS ........................................................... 5-3

(1) ハードウェア構成 ...................................................... 5-3

(2) アプリケーション ...................................................... 5-3

6 事業スキームの改善検討 ........................................................ 6-1

6.1 運用 ...................................................................... 6-1

6.1.1 監視制御体制 .......................................................... 6-1

(1) 組織の見直し .......................................................... 6-1

(2) TEPCO Power Grid の系統制御の組織体制 .................................. 6-2

6.1.2 オペレーション ........................................................ 6-2

(1) 操作手順書の作成 ...................................................... 6-2

7 事業改善による効果 ............................................................ 7-1

7.1 相手国に対する効果予測) .................................................... 7-1

iii

7.1.1 送電ロスの削減 ........................................................ 7-1

(1) 送電ロス .............................................................. 7-1

(2) 送電線停止による送電ロスの増加 ........................................ 7-1

(3) NLDC オペレーションの自動化による送電ロスの低減 ....................... 7-2

(4) 送電ロス削減量の試算 .................................................. 7-3

7.1.2 高効率電源の発電抑制期間の低減 ........................................ 7-4

7.1.3 停電復旧時間の短縮 .................................................... 7-4

7.2 CO2排出抑制量試算 ........................................................ 7-4

7.3 日本国への効果予測 ........................................................ 7-5

7.4 日本企業の優位性評価 ...................................................... 7-5

7.5 ファイナンス、政策支援の活用見込み ........................................ 7-5

7.6 他国への展開促進策 ........................................................ 7-5

iv

略語表

略語名称

EVN Electricity of Vietnam

MOIT Ministry of Industry and Trade of the Socialist

republic of Vietnam

NLDC National Load Dispatching Center

RLDC Regional Load Dispatching Center

HRM Human Resource Management Department

SCADA Supervisory Control And Data Acquisition

EMS Energy Management System

E/O Emergency Outage

S/O Scheduled Outage

PLC Power Line Carrier

OPGW Optical Ground Wire

BSLDC Bulk System Load Dispatching Center

PDP7 Power Development Plan 7

1-1

1 事業内容

1.1 事業目的

ベトナムの全ての発電と全ての送配電網は、国営電力会社である Electricity of Vietnam（EVN）

によって所有、運営、そして維持管理されていた。昨今、発電領域は 03/2013/TT-BCT、79/QD-

DTDL をもとに競争力のある発電市場となっている。

現在、ベトナムの電圧階級は、500kV、220kV、110kV の高圧、1kV から 35kV、1kV 以下の低圧

の 3 つの階級に分かれている。500kV と 220kV は、ベトナムの北部、中部、南部を連係する送電

系統である。110kV は、主要な供給エリアの送配電系統に適用されており、1kV から 35kV は更に

会の配電系統に適用されている。

ベトナムの総発電量は約 18 万 2,000GWｈ、発電設備容量は約 40,000MW に達しており、発展

途上国であるベトナムでは年々増加している。ベトナムの電力開発計画は、政府が 2016 年 3 月

に見直しを行った第 7 次電力開発計画（PDP7）をもとに進められている。PDP7 は、2030 年を見

据えた 2011 年から 2020 年までの電力開発計画が記されており、2030 年までに総発電量 57 万

2000GWh、発電設備容量 12 万 9,500MW を目標としている。この膨大な量の電力を送配電するた

めには、電力網を拡張する必要がある。

EVN は現在、ハノイにある National Load Dispatch Center（NLDC）の EMS/SCADA を使用して、

全ての変電所を監視、制御（電話連絡による）している。発電所が増強され、系統が拡張するに

つれて、現在の NLDC は業務逼迫、人員不足等により組織は限界に達すると推定される。2030 年

に向けて発電所の容量が増大すると、NLDC は需要と供給の管理に対してより深く関与すること

となる。そのため、NLDC の組織構造を改革し、電力網の監視制御のための新しい仕組みを確立す

る必要がある。

また、LNDC の配下の組織として、地域給電指令所が存在する。地域給電指令所は、現時点で北

部、中部、南部に 3 箇所存在し、Regional Load Dispatching Center （RLDC)と呼ばれている。現

在では、この 3 箇所しか機能していないが、将来、発電所の増強及び変電所数が増加することで

電力系統はさらに多くの RLDC を設置する必要がでてくる。

本事業では EVN 傘下の NLDC の監視制御の組織、オペレーション、SCADA を調査・分析し、

その結果より、日本の高品質な電力系統の運用技術に対する導入実現可能性について調査を行う

ことを目的とする。

1.2 事業内容

本事業では以下の項目について調査を実施する。

i. 背景調査

a. 電相手国の政策動向

b. 相手企業の戦略動向

ii. 電力系統運用技術導入に必要な情報収集

a. 電力インフラの現状の実態把握

b. 相手企業のニーズ・課題把握

c. 監視制御体制の現状と今後の動向

d. 人材育成体系

1-2

iii. エネルギー起源 CO2 排出抑制量調

a. 現状排出量の把握

b. 電力系統運用技術導入による抑制量の試算

iv. 日本企業の優位性確認

a. 運用の優位性評価

1.3 事業実施方法

1.3.1 事業実施体制

本事業に係る実施体制を Figure 1-1 に示す。

Figure 1-1 Pre-FS の実施体制

本事業の実施主体は TEPCO IEC, Inc である。また、サイバーセキュリティ分野の現状分析・事

業スキーム検討は McAfee Co., Ltd、ネットワークの調査・分析は NTT DATA Corporation の協力

により実施した。

1-3

1.3.2 実施スケジュール

本事業の実施スケジュールを Figure 1-2 に示す。

Figure 1-2 Pre-FS の実施スケジュール

2-1

2 調査対象国の実態

2.1 国の基本情報

2.1.1 経済事情

ベトナムの経済成長は持続的な成長を維持している。Figure 2-1 に示した通り、過去 10 年平

均で GDP 成長率は約 6.01%となっている。2017 年は 6.8%に上昇した。世界銀行のレポートによ

ると 2019 年は 6.6%，2020 年は 6.5%と減速する見通しであるが，これは世界的な動向であると

予想されている。経済の世界的減速が予想される中，ベトナムの GDP 成長率の予想は東アジア・

太平洋地域の平均水準 6.3%を上回っており，ベトナムの上昇率は 2020 年までに+4%を維持する

と予想される。

Figure 2-1 GDP 成長率 of Vietnam

2017 年の Agriculture，Industry，Service の GDP におけるセクター別シェアを Figure 2-2，GDP

における Agriculture，Industry，Service の各セクターの割合の推移を Figure 2-3 に示す。Figure

2-3より，Agriculture，Industry，Serviceは2010年から劇的な変化は見られないものの，Agriculture

は徐々に縮退傾向にあり，サービス業が少しずつ増加していることが伺える。

GDP は，電力需要に密接に関係している。日本においても GDP の急激な成長期間は電力需要

も増加していた。ベトナムにおいても同様に GDP の成長が今後も見込めることから電力需要は

伸びると予想される。MOIT による今後の電力需要の予測を Figure 2-4 に示す。

参考：JETRO

一般概況～数字で見るベトナム経済～

https://www.jetro.go.jp/ext_images/world/asia/vn/data/vn_overview201811.pdf

2-2

Figure 2-2 Sectoral Share of GDP at Constant Prices (2017)

Figure 2-3 Trend of Structural Transformation of Sectoral Shares in GDP

References：VIET NAM ENERGY POLICY

MINISTYR OF INDUSTRY AND TRADE General Directorate of Energy

https://eneken.ieej.or.jp/data/6238.pdf#search='Vietnam+GWh

References：VIET NAM ENERGY POLICY

MINISTYR OF INDUSTRY AND TRADE General Directorate of Energy

https://eneken.ieej.or.jp/data/6238.pdf#search='Vietnam+GWh

2-3

Figure 2-4 Power consumption forecast

2.1.2 経済発展政策

ベトナムは，過去 10 年の平均 GDP 成長率が 6.01%と高い成長率を維持している。この経済成

長の発端は 1986 年に宣言されたドイモイ政策に起因する。ドイモイ政策は以下の 4 つの政策が

柱となっている。

1. 資本主義経済の導入

2. 国際社会への協調

3. 国民の生活に必要な産業への投資

4. 社会主義政策の緩和

ドイモイ政策により，企業の自主権の拡大や対外的な経済の開放，市場経済を導入。2000 年に

は外国投資法を改正し，投資機関や外資系企業によりベトナムでの開発やインフラ整備に対して

海外からベトナムへ直接投資を増加させた。その結果 2000 から 2010 年には特に高成長を遂げ，

世界銀行とアジア開発銀行によって後発展途上国から中所得国へ認定された。を進め済成長率は

高成長を遂げた。

2.2 電力政策

2.2.1 電力概要

ベトナムの電力事業は，監督官庁として Ministry of Industry and Trade(MOIT)が電力・エネル

ギーの分野，Ministry of Planning and Investment（MPI）が国家の開発計画や投資分野，Ministry

of Natural Resources and Environment（MONRE）が環境規制分野を管轄している。

2-4

電力市場や電気料金の規制は，MOIT 直下の Electricity Regulatory Authority of Vietnam（ERAV）が行う。

エネルギー政策の立案や電力開発計画策定，電力関連の調査・研究は，MOIT 直下の Institute of

Energy（IE）が行う。

EVN への調査より，ベトナムは電力総公社 EVN が電力市場を独占していたが商工省より正式に

電力卸市場の自由化が決定した。現在，発電事業者は外資含む Independent Power Producer (IPP)

の参入が可能となっている。発電事業以外は EVN の垂直統合となっているが，自由化に向けて分

社化を進めている。

ベトナムの電力事業の体制を Figure 2-5 に示す。

(Reference: The Study Team)

Figure 2-5 ベトナム電力事業体制

EVN group 会社は，EVN の 100%子会社である直轄企業，独立採算企業の他に EVN が部分的に

株式を保有する JSC（Joint Stock Company）が存在する。

EVN group の発電事業は，競争的発電市場の影響により 2012 年 6 月に発電所を GENCO1，

GENCO2，GENCO3 に分割された。直轄企業，独立採算企業，JSC は，これら 3 社の傘下に入って

いる。IPP 事業者としては，ベトナム石炭鉱産グループの VINACOMIN や国営石油ガスグループの

PVN などが発電事業に参入している。

2.2.2 電力政策

ベトナムの電力政策は電源開発計画（PDP）に記されている。PDP は電源開発の中期計画を示

したもので，おおよそ 5 年に 1 回見直しが行われている。PDP は，MOIT を中心に IE，EVN 等と

共に作成され，その後，政府・首相に申請し，承認されることで発行される。PDP の内容は，電

力マスタープランとビジョン及びそれらの計画対象期間が示されている。現在，PDP は PDP７の

改定版が発行されている状況である。

PDP７は，2011 年 7 月に発行された，2013 年 12 月，2016 年 3 月と改定されてきた。現在の

PDP7 の計画対象期間は下記の通り。

計画対象期間

電力マスタープラン：2011 年～2020 年

ビジョン：2030 年迄

2-5

2.3 Regarding electric power Circular

2.3.1 Basic structure of the Vietnamese law

ベトナムにおいて憲法は基本法であり、最高の法的効力を有する。すべての法規範はこれに適

合しなければならな。国会が制定権を有する憲法および法律の他に主な法規範およびその制定権

を有する国家機関は順に以下のようになっている。

(i) Constitution

(ii) Law

(iii) Resolution(Resolution of a national assembly)

(iv) Ordinance(Ordinance of Standing Committee of the National Assembly)

(v) Decree(Agreement of Government)

(vi) Decision(Decision of Prime Minister)

(vii) Circular(Circular of Ministries)

ベトナムの法律の基本構造を Figure 2-6 に示す。ベトナムの法律の基本構造を Figure 2-6 に示

す。この中で、LNDC に関わりがあるものは MOIT が作成する Circular であり、以下の 4 つが存在

する。

(i) Circular 25/2016/TT-BCT

(ii) Circular 28/2016/TT-BCT

(iii) Circular 39/2015/TT-BCT

(iv) Circular 40/2014/TT-BCT

(v) Circular 44/2014/TT-BCT

(vi) Circular 55/2017/QD-DTDL

(vii) Circular 69/2018/QD-DTDL

(viii) Circular 03/2017/TT-BTTTT


Figure 2-6 Basic structure of law

2-6

2.3.3 Circular 25/2016/TT-BCT

Circular 25/2016/TT-BCT は、Technical requirements and operation management of SCADA

system の Regulation が記載されている。

(1) Scope

本通達(Circular 25/2016/TT-BCT)の規制の範囲を以下に示す。

1. Requirements of operation of the electricity transmission system

2. Load forecasts

3. Transmission grid development plan

4. Technical requirements and procedures for connection to transmission grid

5. Assessment of electricity system security

6. Operation of electricity transmission system

(2) Subjects of application

本通達(Circular 25/2016/TT-BCT)の Subjects of application を以下に示す。

1. Transmission network operator;

2. Electricity system and market operator;

3. Electricity wholesalers;

4. Electricity distribution units;

5. Electricity retailers;

6. Generating units;

7. Electricity customers receiving electricity from transmission grid (hereinafter referred to as

“electricity customers”);

8. Vietnam Electricity;

9. Other organizations, individuals.

Note that Generating sets of a power plant with total installed capacity greater than 30 MW

connected to distribution grid must meet technical requirements of equipment connected to

transmission grid and other relevant requirements prescribed herein.

(3) 主な記載事項

a. Requirements in operation of transmission power system

周波数(Frequency)

電圧(Voltage)

電圧変動(Voltage fluctuation)

送電網の信頼性(Reliability of transmission network)

送電網の電力損失(Power loss of transmission network)

b. 負荷予測(Load forecast)

General provisions on forecasting electricity demand for the national electricity system

月負荷予測(Monthly load forecast)

2-7

週負荷予測(Weekly load forecast)

日負荷予測(Daily load forecast)

c. 送電系統の開発計画(Development plan of transmission system)

一般原則(General principle)

送電系統の開発計画の内容(Details of development plan of transmission system)

d. 送電システムの操作

1. 送電システムの操作原理

- 送電系統の運転モード

- 送電系統の運用

- トラブルシューティングの取り扱い

- 送電系統のセキュリティ

2. 送電システムの運用における責任

– 送電系統および市場運営の責任

– 送電ユニットの責任

- 配電ユニットの責任

3. 送電システムのメンテナンス

– 送電系統の保守及修繕に関する一般規定

– 送電系統の保守及び修繕計画

4. 操作の調整・連絡・報告

5. – トラブル時の連絡


Circular 28/2014/TT-BCT は、Regulations on troubleshooting process in the national electricity

system が記載されている。

(1) Scope

本通達は、国の電力システムを通常の運用体制に復旧するための事故処理の原則と手順を規定

している。


本通達(Circular 28/2016/TT-BCT)の Subjects of application は以下の通り。

1. The national electricity system moderation unit (the national electricity system regulation

center).

2. Generator unit.

10. Power transmission unit.

11. Power distribution unit.

12. Electricity distribution and retail unit.

13. Customers using electricity receive electricity directly from transmission grid, customers use

distribution grid with own station.

2-8

14. Operators of units.

15. Other related organizations and individuals..


a. Requirements and principles of handling national electric system incidents

1. Setting up the line of electric system

- Principles for making basic wiring diagrams in the electricity system

2. Protection and automatic

- Protection relay requirements when operating equipment

1. Requirements, principles and distribution of national electricity system treatment

- General requirements for troubleshooting national electricity system

- Principles of troubleshooting national electricity system

2. Handling wired incidents

b. Handling wired incidents

1. 500KV のトラブルシューティングの取り扱い

- Transmission limits on 500 kV lines

2. 35kV から 220ｋV の間のトラブルシューティングの取り扱い

- Handling of overloaded overhead lines, supplying voltage over 35 kV to 220 kV

3. 35kV 以下の取り扱い

– 35kV 以下で供給している架空線事故の取り扱い

4. 電力ケーブルのトラブルシューティングの取り扱い

c. 発電所等のトラブルシューティングの取り扱い

1. 発電所のトラブルシューティングの取り扱い

2. 変圧器のトラブルシューティングの取り扱い

- 変圧器の復旧について

6. その他デバイスのトラブルシューティングの取り扱い

7. 発電所の全停

- スタッフの対応

d. Handling of warning, emergency and emergency policy

1. Handling the warning mode

- Warning regime

2. Handling emergency mode

- Emergency regime

3. Handling extremely emergency mode

- Extremely urgent regime

e. Organization of implementation

1. Organization of implementation

2. Implementation effect

2-9


Circular 39/2015/TT-BCT は、Technical requirements and operation management of SCADA


(1) Scope

本通達(Circular 39/2015/TT-BCT) の規制の範囲を以下に示す。

7. Requirements in operating power distribution systems.

8. Forecast of electricity load demand.

9. Plan for investment in distribution grid development.

10. Technical conditions and requirements and procedures for connection to distribution grids.

11. Operating distribution electricity system.





3. National electricity system regulation unit.


5. Customers use distribution grid.

6. Vietnam Electricity Group.

7. Other relevant organizations and individuals.


a. 配電の運用要件

1. 技術要件

– 周波数

- 電圧

- 許容電流

2. 電力供給の信頼性と電力損失

b. 配電系統の負荷予測

c. 配電系統の投資計画

1. 配電系統の投資計画に関する一般規定

2. 投資計画の内容

3. 投資計画の承認順序

d. 配電系統への接続

1. 原則

– 情報システム要件

- SCADA システムを接続するための要件

- コントロールセンターの技術的要求事項

2-10

e. 配電系統の運用

1. 運用における責任

– 配電ユニットの責任

– 電力システムのデモレーションユニットの責任

2. 運用計画

– 配電系統の運用

- 離島の配電系統の運用

3. 緊急事態の操作

- 110kV 配電系統に重大事故が発生した時の運用

– 配電系統の復旧

4. 電圧制御

– 負荷制御

– 負荷軽減措置

– 電圧調整の実施

- 監視及びリモート操作

- 運用中の連絡

- インシデント発生時の通知

5. 配電系統の運用に関する報告


Circular 40/2014/TT-BCT は、National Power System の Dispatching に関す規定が記載されて

いる。National power system は、全国電力システムは全国的に統一された電力システムを指す。

(National power system is a power system uniformly directed nationwide)。Dispatching は、給電、

もしくは給電指令による各発電所の出力制御のことを指す。

(1) Scope

本通達(Circular 40/2014/TT-BCT)の規制の範囲を以下に示す。

1. Dispatching hierarchy of the national power system;

2. National power system の Dispatching および運営に関与する組織および個人の責任。

3. National power system の運転モードの策定と承認。

4. National power system のリアルタイムでの Dispatching と運営。

5. National power system の Dispatching に関わる部門の義務。発電所、発電所、電力網お

よび制御センターの運営。

6. National power system の Dispatching と運営に直接関係するタイトルの訓練。



1. Vietnam Electricity Group

2. National power system dispatching unit.

3. Power generating unit.

4. Power transmitting unit.

5. Power distributing unit.

2-11

6. Power retailing and distributing unit.

7. Customers receiving power directly from the transmission power network, customers using

distribution power network with separate substation.


9. Other relevant organizations and individuals


a. ディスパッチの階層とディスパッチレベルの権利

1. 国家電力システムのヒエラルキーと管理権および検査権および情報の権利のヒエラル

キー

- 国営電力システムのディスパッチヒエラルキー

- Principles of hierarchy of control and inspection authority

2. CONTROL AUTHORITY, INSPECTION AUTHORITY AND INFORMATION GRASPING RIGHT

- Control authority

- Inspection authority of superior dispatching level

3. Right of national dispatching level

- Control authority of national dispatching Level

- Inspection authority of the national dispatching Level

4. Right of Regional dispatching level

- Control authority of regional dispatching level

- Inspection authority of regional dispatching level

5. Right of provincial dispatching level

- Control authority of provincial dispatching level

- Inspection authority of provincial dispatching level

6. Right of district distribution dispatching level

- Control authority of district distribution dispatching level

- Inspection authority of district distribution dispatching level

7. Right of unit managing and operating power plant, power station and control center

- Control authority of power plant, power station and control center

b. 国内電力系統の運用に関するレベルと責任

1. Responsibility of dispatching levels

- Responsibility of national dispatching Level

- Responsibility of regional dispatching level

- Responsibility of provincial distribution dispatching level

- Responsibility of district distribution dispatching level

2. Responsibility of district distribution dispatching level

- Responsibility of power generating units

- Responsibility of power transmission units

- Responsibility of power distributing units

- Responsibility of the power retailing and distributing units

- Responsibility of telecommunications services providers

- Responsibility of gas suppliers for power generation

2-12

c. Operation mode of power system

1. Registration and approbal of operation mode of power system

- Main contents of operation mode of power system

- Approval of operation mode of power system

2. Development of operation mode of power system

- Basic one line diagram of power system

- Forcasting of power load demand

d. Dispatching and operation of national power system in real time

1. General provisions

- Contents of dispatching instructions

- Form of dispatching instructions

- Requirements for compliance with dispatching instructions

- National dispatching Level

- Regional dispatching level

- Provincial distribution dispatching level

- District distribution dispatching level

- Working relationship in dispatching and operation of power system

- Report on daily operation and breakdown

2. Operation shift regulation

- Regulation on shift handover and acceptance

- Regulations for operator during shift duty

3. Frequency control

- Measures of frequency

- Limit of voltage

- Regulation on voltage adjustment

4. Power network control

- Automatic power network control

- Outage of lines and electrical equipment

5. Power source control

6. Load control

- Notification of control of non-emergency usable capacity

- Dispatching instructions on control of emergency usable capacity

- Breakdown load switching due to shortage of power source as per dispatching

instruction

- Automatic load shedding under low frequency

- Load switching due to overloading or low voltage

7. Breakdown troubleshooting

- Breakdown troubleshooting of power system

e. Duties of divisions directly involved in dispatching and operation activities of national

power system

1. National dispatching level

- Divisions directly involved in dispatching activities of national power system

- Duties, powers and responsibilities of national dispatcher

2-13

2. Regional dispatching level

- Divisions directly involved in dispatching activities of regional power system

- Regulations on employees of regional dispatching division on duty

- Duties, powers and responsibilities of regional dispatchers

3. Provincial distribution level

- Divisions directly involved in dispatching activities of distribution power

system

- Responsibilities, powers and responsibilities of provincial distributing

dispatchers

4. District distribution dispatching level

5. Operators at power plants, power stations and control centers

f. Training of titles directly involved in dispatching and operation of national power system

1. General provisions

- Training of operator at dispatching levels

2. Training at national power system

- Regulation on new training for national dispatchers

- Regulation on re-training for national dispatcher

- Regulation on training of power system planning and analysis engineer for

national power system

- Regulation on training for SCADA/EMS engineer of national power system

3. Training at the regional dispatching level

- Regulations on new training for regional dispatcher

- Regulation on re-training for regional dispatcher

- Regulation on training for power system planning and analysis engineer of

regional power system

- Regulation on training for SCADA/EMS engineer of regional power system

4. Training at provincial distribution dispatching level

- Regulation on re-training for provincial distributing dispatcher

- Regulation on training for engineer of distribution power system

- Regulation on training for SCADA/DMS engineer of distribution power system

5. Training at district distribution dispatching level

- Regulation on new training of district distributing dispatcher

- Regulation on re-training for district distributing dispatcher

6. Training at power plant, power station and control center

g. Implementation organization

1. Implementation organization

2. Effect

2-14


Circular 44/2014/TT-BCT は、Regulation of working prosess in the National electric system が

記載されている。

(1) Scope

本通達(Circular 40/2014/TT-BCT)の規制は範囲は,業務遂行の順序に関する記述である。




2. Generator unit.





distribution grid with own station.


8. Other related organizations and individuals.


a. Order to work

1. Action organization

- General requirements on manipulating electrical equipment in the national

electricity system

- Verbal manipulation order(電話指令)

- 操作手順表

- 停止計画の作成と承認

- 予定外操作手順の作成と承認

- 操作記録

2. Execute action

- Requirements for manipulation commanders

- Performing operations involving secondary circuits

- Manipulation during high demand for electricity and shift delivery

- Manipulate in bad weather conditions

- Suspend operation

3. Action

- リモート操作の一般規定

- リモート操作の条件

b. Regulation of basic activities

1. Action device close cut

– 切断操作

2. Workshop transformer

- Power cut operation of transformers

2-15

- Operation of transformers

3. Line working

- Operation of power cut off lines

4. Bars action

– Operation of the busbar

5. Working other electrical devices

c. Number of devices in the national electric system

6. General principles

- 機器の名称および番号付けのルール

2.3.9 Circular 55/2017/QD-DTDL

Circular 55/2017/QD-DTDL は、Technical requirements and operation management of SCADA


(1) Scope

本通達(Circular 55/2017/QD-DTDL)の規制の範囲は、電気システムにおける SCADA システムの

technical requirements、signal connection および operation management である。


本通達(Circular 55/2017/QD-DTDL)の Subjects of application は以下の通り。

3. The electricity system and market operating unit (National Electricity Moderation Center).




7. Power generation unit.

8. The channel operator.

9. Customers use electricity to receive electricity directly from the transmission grid.

10. Customers use distribution grid with separate transformer station.

11. Vietnam Electricity Corporation.

12. Other relevant organizations and individuals. Other related organizations and individuals.


a. General technical requirements of SCADA/EMS/DMS system

13. Technical requirements of SCADA system

- National electricity system における電気機器の操作に関する一般要件

- Technical requirements of SCADA system

- Basic components of SCADA system in electrical system

- Configuration and function of central SCADA system

- Requirements for connection, data sharing and network security

14. Technical request of SCADA/EMS system

- System structure of SCADA/EMS

- Application of EMS system

2-16

15. Technical requirements SCADA/DMS system

- Configuration of SCADA / DMS system

- Application of DMS system

16. Request engineering communication channel system

- General requirement

- Speed of data transmission channel

- Interface for connecting channels

- Communication protocol

17. Technical requirements for RTU terminals/Gateway

- General technical requirements

- Technical requirements for RTU equipment

- Technical requirements for Gateway equipment

- Technical requirements for converters A

b. Scada system connection in electric system

7. Register to SCADA system connection for electric factory and transformers

- Registration of connection

- Technical design agreement

- Registration of End-to-End inspection

- Examination and acceptance of End-to-End

8. Register scada connections for power plant and improved pressure palaces

- Registration for renovation or expansion of RTU / Gateway terminals

- Technical design agreement for cases of renovation or expansion of RTU/Gateway

terminals

- End-to-End inspection registration for cases of renovation or expansion of

RTU/Gateway terminals

- Checking End-to-End for cases of improving or extending RTU/Gateway terminals

9. Content test point-to-point and end-to-end testing

- Contents of checking and acceptance of Point-to-Point from RTU to electrical

equipment

- Contents of acceptance testing of Point-to-Point from SAS/DCS system to Gateway

computers

- Contents of checking and acceptance of transmission channels

- Contents of checking and acceptance of End-to-End

c. MANAGEMENT OF OPERATION OF SCADA/EMS/DMS

10. responsibilities of participants and operation system of SCADA/EMS/DMS

- The responsibility of the Regime has control

- Responsibilities of operation management units

- Responsibilities of the channel operator

11. SCADA DATA LIST

- Requesting the SCADA data list of the power plant

- Requesting SCADA data list of substation

- Request for SCADA data list of Control Center

12. Handling of incidents in SCADA system operation

- General principles

2-17

- Troubleshooting central SCADA system

- Troubleshooting RTU / Gateway terminals and transmission channels

d. Appendix

3. 新しい発電所および変圧器の接続、登録をするためのチャート

4. Table of SCADA data list

5. Testing into channel

6. Test of point-to-point

7. Collection test of end-to-end

2.3.10 Circular 69/2018/QD-DTDL

Circular 69/2018/QD-DTDL は、電力規制当局より National electricity system へ規制及び運用

に関する証明書の発行及び審査のプロセスが記載されている。

(1) Scope

本通達(Circular 69/2018/QD-DTDL)の規制の範囲は、発電所、変電所及び管制センターの全て

のレベルの運転員のための訓練、審査、証明書の犯行についての規制であり、以下の内容を含む。

1. Conditions for persons appointed to train positions to directly participate in the work of

moderation and operation.

2. Content of training for titles to directly participate in moderation, operation at all levels and

operating management units.

3. Procedures for inspection and certification of operation certificates.

4. Managing and using Operation Certificates.


本通達(Circular 69/2018/QD-DTDL)の Subjects of application は以下の通り。

1. Vietnam Electricity Corporation.


3. Generator unit.





distribution grid with own power station.

8. Operating staff.The channel operator.

9. Electric project investor.


a. Training conditions and contents/Direct participles/National electricity control and

operation

1. Training participatory lists/Direct conditions at the national level

- 国家レベルのトレーニングへの参加条件

- 研修の種類の概要

2-18

- National electricity system の技術者に関する研修内容

- National electricity system の SCADA/EMS の技術者に関する研修内容

- 国家レベルのトレーニングプログラム

2. Training list

- ドメインレベルのトレーニングへの参加条件

- 地域電力システムの技術者に関する研修内容

- ドメインレベルのトレーニングプログラム

3. Training distribution district

- 地方配電レベルのトレーニングへの参加条件

- 地方配電会社に関する研修内容

- 地方配電システムの技術者に関する研修内容

- 地方配電系統の SCADA/DMS に関する研修内容

- 地方配電レベルのトレーニングプログラム

b. Inspection and grant of operation certifcation

1. Responsibilities of the units

- 試験期間の責任

2. To get a certificate of operation

- 証明書の科目

- 審査条件

3. Content, form and assessment of test results

- 審査内容

- 審査の形態

- 審査結果の評価

4. Organization of inspection and granting of operation certification

- 審査の組織

- Announcement of results and issuance of operation certificates

c. Management, classification and use of operation certification

1. Types of operation certificates

- Operation certificate form

- 証明書の付与

2. Management and use of operation certificate

- Usage term of operation certificate

- New level of operation certificate

- Re-issuance of operation certificates

- Management and use of operation certificates

d. Appendix

1. Form of operation certification

2-19

2.3.11 Circular 03/2017/TT-BTTTT

Circular 03/2017/TT-BTTTT は、情報システムに関する政府の法令 No.85/2016/ND-CP のガイド

ラインである。

(1) Scope

This Circular regulates the security of information system by classification, including: guide the

classification of information system by class; request the security of information system by

classification; inspect and evaluate the security of information; keep and verify the proposal for the

classification; report and share information.

(2) Regulated entities

The entities regulated by this Circular are specified in Article 2 of the Government’s Decree No.

85/2016/ND-CP dated July 01, 2016 on the security of information system by classification

(hereinafter referred to as Decree No. 85/2016/ND-CP)


a. Guideline for the determination and classification of information system

- Determination of specific information system

b. Requirements for security of information systems by classification

- General requirements

c. Inspection and assessment of information security

- Contents and forms of inspection and assessment

d. Receipt and verification of the classification proposal

- Submission and receipt of the classification proposal

3-1

3 電力供給の現状と展望

3.1 電力供給体制

EVN の組織は Figure 3-1 に示す体制になっている。

Figure 3-1 Organization Chart

References : EVN annual report 2017

3-2

3.2 EVN SMART GRID PLAN の概要

1. Objectives

Objectives of Smart grid development

- Enhancing the stability and reliability of power system

- Increasing the productivities

- Reduction of the technical and commercial loss

- Reduction of the peak load

- Reduction of electric system reliability indices (10-20% per year)

- Better information for management

- Improvement of customer satisfaction

2. Dispatching section

1. New SCADA/EMS project

- Scope of project: modernizing National Load dispatching centre and 3 Regional load

dispatching centers and 1 backup center in order to implement EMS at 2016

- Bidder: OSI – USA

- The project implementation period: 12/2012 – 3/2015

- Status: ongoing

2. Fault recorder and PMU project (2 phases)

- Scope: Purchasing and installing Fault recording equipment at 73 substations

(500/220kV substations and power stations)

- The project implementation period: 2014 – 2015

- Status: Project initiation document has been submitted

3. International Consulting Services

- Scope: Evaluation, analysis and propose solution for enhancing the stability and

reliability of Vietnamese power system


- Status: Project initiation document has been submitted

3. Transmission section

1. Upgrading substation control system projects

- Scope of projects: Replace the traditionalsubstation control panels by Computerized

control system at the 500/220kV substations


- Status: PDO submitted to WB (TEP – Transmission Efficiency Project)

2. Remote control center projects

- Scope: Set up remote control systems at substations and from there can control

remotely about 5 – 10 substations around (without operators)


- Status: TEP

- Scope of projects: Replace the traditionalsubstation control panels by Computerized

control system at the 500/220kV substations

3-3

4. Distribution section

1. SCADA/DMS and 110kV substations without operators in EVNSPC

- Scope of projects: Scope of projects: Replace the traditionalsubstation control panels

by Computerized control system at the 500/220kV substations


- Status: Bid document submitted to WB (DEP – Distribution Efficiency Project)

2. Upgrading SCADA/DMS in EVNHCMC

- Scope: Upgrade the existing SCADA/DMS system in Ho Chi Minh City


3. Status: Project initiation – DEP Upgrading SCADA/DMS in EVNHCMC

- MiniSCADA/DMS in Gia Lai and Quang Nam province (EVNCPC)


- Status: PDO submitted to Finland ODA

4. DAS Pilot project in Ho Chi Minh City

- Scope of projects: Installing DAS for 2-4 MV lines (including many MV/LV substations,

Recloses)


- Status: Japanese sponsor - Tepco

5. AMI Pilot project in Ho Chi Minh City

- Scope: AMI system with 48.000 smart meters in Ho Chi Minh City


- Consultant: AF Mercados – Spain

- Status: Project initiation – DEP

6. AMR projects

- Scope: Power companies invest many AMR projects (many phases) in order to install

millions of electronic meters (PLC, GPRS, RF…)


- Status: ongoing

5. Renewable energy integration

- Scope of projects: installing a solar and wind generation (4,500 W) in a smart building

connected to LV network in Da Nang (EVNCPC – Central Power Corporation)


- Status: Project initiation submitted

6. Challenges

- Lack of experiences

- Choosing “Right” Smart Grid solusions

- Integrating multi vendors products into unique system

- Integration AMR and AMI

- New jobs and retraining reduced employees

- Enterprise change: Organization restructure, Rules, Business procedures…

- Project Budgeting: Estimated cost for Smart Grid is about 2 bil. USD (exclude AMI

investment: 4 bil. USD)

3-4

3.3 設備増強計画

3.3.1 Plan of total installes generation capacity

PDP7 に基づき，EVN の 2030 年に向けた各発電所種別毎の発電容量の増強を Figure 3-2，Table

3-1 に示す。

Figure 3-2 Graph of Total installes capacity to 2030

Table 3-1 Table of Total installes capacity to 2030

References：Ministry of Industry and Trade General Directorate of Energy

Viet Nam’s Power Development Plan



3-5

3.3.2 Plan of transmission and transformer

EVN の 2030 年に向けた Length of transmission lines and Capacity of transformer 500/220kV の

増強計画を Figure 3-3 に示す。



Figure 3-3 Transmission network Investment Plan

4-1

4 電力制御運用および制御設備の現状

4.1 運用

4.1.1 監視制御組織

EVN NLDC は Vietnam Electricity の子会社であり，Figure 4-1，Figure 4-2 に示すように、Borad

of Directors を筆頭に 8 つの部門を有し，さらにベトナム国の北部と南部，中央部に配置された

Division Center がある。

(Reference:EVN NLDC Webpage)

Figure 4-1 Company Structure of NLDC)

(Reference:EVN NLDC Webpage)

Figure 4-2 Load Dispatching Organization Structure

4-2

また，発電制御と電力系統の監視制御を担う Load Dispatch Center(LDC)という組織があり，こ

の Load DispatchingCenter は EVN NLDC の事業上の組織構造とは別の体制として 4 つのグループ

で分権化し運用されている。それぞれ National Load Dispatching Center(NLDC)はベトナム全域の

基幹系統(500kV)を管轄し，Regional Load Dispathing Center(RLDC)はベトナム国土の北部，南部，

中央部の地域ごとに分割され 3 箇所配置されている。

4-3

各階層ごとの責任を Table 4-1 に示す。

Table 4-1 the Roles of Each Load Dispatching Center

Division Responsibility

National Load

Dispatching

Center

1. Control of frequency of national power system

2. Control of voltage on 500 kV

3. Control of capacity of generating units of large power plant

4. Switching and handling of breakdowns of 500 kV

5. Black start and restoration of 500 kV

6. Control of load of national power system

7. manage of breakdown of large power plant

8. reservoir of hydroelectric sources

9. Sets up the basic operation mode

10. Performs calculation and inspection upon requirement for

operation(operation modes, setting form of automatic and

protective relay on 500kV, parameters (short circuit power, short

circuit currents), stability, load shedding)

11. Analysis and identification of cause of breakdowns on 500 kV

12. Management of operation of SCADA/EMS system

13. Aggregation of actual operation and report

North Regional

Load

Dispatching

Center

1. Complies with the direction of the national dispatching Level

2. Control of voltage

3. Control of frequency in case of separation

4. Control of capacity of generating units

5. -Switching and handling of breakdowns

6. Black start and restoration

7. Coordination with the relevant regional dispatching level upon

switching and handling of breakdown of inter-region transmission

lines

8. Notification regarding affecting the normal operation mode

9. Control of load

10. Registers the estimated operation mode with the national

dispatching Level

11. calculation and inspection as per the operational

requirement(operation modes, setting form of protective relay (220

kV, 110 kV), parameters (short circuit power, short circuit

currents),automatic relays on distribution power network, protective

and automatic relays of equipment on distribution power network)

12. evaluating the effect of connection of new power works

Sourth Regional

Load

Dispatching

Center

Central Regional

Load

Dispatching

Center

4-4

13. -setting and operation of automatic load shedding system under

the frequency and voltage

14. analysis and identification of cause of breakdowns

15. Manages the operation of SCADA/EMS system

16. Makes the prescribed aggregation of regional power system and

report

Provincial Load

Dispatching

Center

1. Complies with the direction of regional dispatching leve

2. Control of voltage

3. Control of frequency in case of separation

4. Control of capacity of generating units

5. Switching and handling of breakdowns

6. Restoration of distribution power system

7. Control of load

8. Coordination with relevant provincial distribution dispatching level

upon switching of lines

9. Notification regarding affecting the normal operation mode

10. Notification of cause of breakdown to customers

11. Registers the estimated operation mode with the regional

dispatching level

12. calculation and inspection as per the operational

requirement(operation modes, setting form of protective and

automatic relay, calculation, inspection and approval for setting

values for protective equipment of relay)

13. power loss and recommendation of measures to reduce the power

loss

14. setting and operation of automatic load shedding system under the

frequency

15. Analysis and identification of cause of breakdowns

16. Management of operation of SCADA/DMS system, automation

system

17. Aggregation, report and provision of data as required by the

regional dispatching level

4-5

4.1.2 電力系統の責任分界

EVN NLDC では電圧レベルと地域で系統運用の役割を分担している。

それぞれ NLDC(1 箇所)は 500kV 系統のベトナム全域，RLDC(3 箇所)は 220K～110kV の各地域

で分割している。電圧階級による役割分担を Figure 4-3，各 Load Dispatching Center の担当エリ

ア概要を Figure 4-4 に示す。


Figure 4-3 電圧階級による役割分担

4-6


Figure 4-4 Load Dispatching Center の担当エリア概要

4-7

4.1.3 オペレーション

(1) 監視業務

基本的に各 Load Dispatching Center は，管轄する変電所の情報を取得し SCADA を通じて遠隔

で設備の状態を監視している。

尚，A0 から A3 までの各 NLDC，RLDC で運用する変電所の情報はすべて相互の SCADA シス

テムで連携しており，各 NLDC，RLDC で遮断器や開閉器の情報を必要により取得可能である

(2) 操作業務

操作については電圧階級とエリアごとに区切られた管理区域内の設備を各々の計画・判断に

よって操作を実施できるものの，電力系統は互いに電気的に接続関係にあることから，

Dispatching Hierarchy に基づき定められたルールに従って計画，操作手順書の作成，操作の指示，

操作の実施，記録報告を運用している。

操作の実施方法としては，Circular 44/2014/TT-BCT において厳格に手続き手順が定められてい

る。具体的には以下の通り。

a. 電話指令

a) The commander must clearly state the full name

b) The commander must specify the name and title of the order recipient.

c) Operation orders must be recorded and fully recorded in the operation diary at the

units.

d) Operation instructions must be short, clear, accurate and specify the purpose of

operation.

e) The operator must understand the sequence of all expected operation steps, the

conditions that allow it to follow the actual diagram status and the device operation

mode.

f) In case of forecasting, it is impossible to communicate with mobile operators, allowing

to order and manipulate multiple operation tasks at the same time. mobile work.

g) When ordering, the commander must ask the receiver to compare and adjust the time

according to the clock of the commander.

h) The order commander must repeat the command, record the operation command,

the commander's name and the time of the operation request.

i) Only when the commander determines that it is absolutely correct and allows the

operation to be performed, the receiver will be able to perform the operation.

j) The finishing operation must record the end time and report back to the commander.

b. 遠隔操作

遠隔操作実行にあたっての具体的な運用ルールに関する規定はなく，遠隔操作を実現する

SCADA，通信回線，現地通信端末（Remote Terminal Unit）の健全性確保に関し規定されいる。

c. 操作手順書の作成

操作手順表は定められたフォーマットがあり，主に下記のような記事があり，操作の実施にあ

4-8

たっては審査，承認プロセスを経て適用される。

A) Name of operation card

B) Writer, Examiner, Approver

C) Operator(commander)

D) Purpose of operation

E) Intend time

F) Conditions required for proceed

G) Operation item sequence

H) Signature

4-9

(3) 記録業務

A) 日常の運転実績の記録・報告

運転実績の報告は毎日実施される。日常行われる Report line を Figure 4-5 に示す。

Figure 4-5 Report line

全国から集まった報告データは NLDC で集約される。NLDC のレポート担当者が専用の

パソコンにより Excel マクロなどを活用して集約している。

B) EVN 本社幹部への定時報告

毎週開催される EVN 本社幹部と子会社トップによる経営会議に対し，NLDC から発電や

需要見通しについて報告している。


SCADA のデータメンテナンスは NLDC が SCADA Development Team としてエンジニアを保有

し，変電所や送電線の新設工事などによるデータメンテナンス作業が発生する都度，データ変更

作業，試験を行っている。

4-10

4.2 設備

4.2.1 SCADA/EMS

現在の SCADA/EMS は第 4 世代 SCADA と称され，米国 OSI 社製 SCADA/EMS を採用しており，

NLDC と 3 箇所の RLDC を同一時期に導入している。

(1) 機能構成

SCADA の主要機能を Table 4-2 に示す。

Table 4-2 Main functions of SCADA

FUNCTION NAME DESCRIPTION

SCADA Server The real-time applications

Security Server Virus check and extermination for Virus

Historian Server Retrieves real-time data from the front end processor

Development Server Engineering for SCADA data

Front End Processor Scanning, Monitoring & Receiving of field data from RTU

Training Server Training simulation function

Planning Server Generation planning

Data Acquisition Server Acquiring and refering from RTU data

Terminal Server Protocol Converting (Reference: The Study Team)


サーバーは機能単位に配置され，それぞれデュアル構成となっている。LAN 構成もまた機能ご

とにグループ化されており，System LAN, RTU LAN, Management/Engineering LAN, SCADA

system LAN, Maintenance LAN, Training LAN の様な構成になっている。また，イーサネットス

イッチ，ファイアウォール，各サーバのネットワークインターフェースなどの物理装置はすべて

デュアル構成になっているものと想定する。デュアル化された各サーバ，イーサネットスイッチ，

ファイアウォールの運転状態は，重要度(必要信頼度)に応じてホットスタンバイ構成或いはコー

ルドスタンバイ構成を使い分けていると想定する。

異なる LAN 分類に所属するサーバ同士の情報交換は，LAN 構成の中心部分に設置された Layer

3 スイッチによってスター状に接続されており，ルーティング構成によって各 LAN セグメント

間の接続を実現しており，論理的にネットワークが分割されていおり，各サーバの機能上無関係

な LAN へは接続されない仕様となっている。

変電所/発電所に設置された Remote Terminal Unit と SCADA 間の情報送信・受信は，通信仕様

がシリアルプロトコルを採用している場合には，SCADA 内の Terminal Server を介して接続され，

Terminal Server にてシリアルプロトコル→インターネットプロトコル変換，またはインターネッ

トプロトコル→シリアルプロトコルに逆変換して情報交換を実現している。

また，変電所/発電所の Remote Terminal Unit がインターネットプロトコルに対応している場

合は，RTU WAN と呼ばれるイーサネット網を通じ，SCADA 直近の Layer3 スイッチによって

SCADA RTU LAN に直接接続されている。Remote Terminal Unit からの情報は Front End Processor

と呼ばれるサーバで SCADA 内部で利用可能なデータとして言語変換或いはフォーマット変換さ

れている。

Office 側には SCADA と接続された Office LAN が配置されており，経営層や NLDC のエンジニ

アが電力系統の運用状態或いは SCADA の状態をリアルタイムで確認できる Management HMI

が設置されている。

4-11

Management/Engineering LAN, Maintenance LAN ならびに Training LAN から中心部分に設置

された Layer3 スイッチへのルートは，物理的にイーサネット回線を遮断可能な分離装置が設置

されていて，サイバー攻撃などによるインシデント発生時には監視制御機能に絞って SCADA を

守るための，縮退機能運転の状態にすることが可能である。

(3) バックアップ SCADA

NLDC ならびに，3 箇所の RLDC はそれぞれバックアップ SCADA を配備している。基本的な仕

様は Simulator 機能が実装されていないこと以外同一である。

4.2.2 通信ネットワーク

EVN NLDC では EVN が自社保有する広域のコミュニケーションネットワークを利用して NLDC,

各 RLDC，各変電所/発電所を接続しており，その概要を Figure 4-6 に示す。

A0

A3

A1

A2RTU

RTU

RTU

A0=National Load Dispatching Center,

A1=North Regional Load Dispatching Center,

A2=Sourth Regional Dispatching Center,

A3=Central Regianal Load Dispatching Center (Reference: The Study Team)

Figure 4-6 各 Load Dispatching center と RTU 間の接続イメージ

5-1

5 今後の設備増強を踏まえた電力制御運用および制御設備の課題

5.1 運用

5.1.1 監視制御体制

今後変電所が増加していくと，監視制御体制は限界が来ると予想される。その理由を以下に述

べる。

(1) 役割分担

設備増加に伴い、NLDC の需給調整(発電量の調整)と送電系統の操作業務量が増大すると予想

される。詳細は「5-1 オペレーション」で記述するが、系統制御に関わる業務が設備増強に比例

して増加する。さらに発電機も増設が計画されているため、需給調整の複雑さが増すことも予想

されることから，NLDC が担う役割が過多となることが想定される。

(2) 業務量

日常の変電所の機器操作では，「5.1.3(2)電話指令」に記述している通り，電話による操作指令

を実施しており，電話の相手，役職，指令内容を確認し，また相互に操作内容の齟齬が生じない

よう復唱する時間が必要であり，操作指令に多くの時間を要しており，今後の電力系統の拡大に

伴い操作量が多くなった場合，電話指令による業務がボトルネックとなり，必要な操作量をこな

しきれない可能性がある。

また，操作業務のひっ迫により，ディスパッチャ―の注意力が散漫となり，操作指令の正確性

の低下，或いは必要な確認作業の省略などによってヒューマンエラーが増加することが想定され，

誤停電の発生や人身災害などを引き起こす因子となり，結果してベトナム国全体の電力品質の低

下要因になることが想定される。


(1) 操作業務

Power Development Plan 7 に示されているとおり，今後ベトナム国では更に送電系統が拡大

する計画がある。これに伴い設備量が増加し定期点検，設備改修，設備新設作業が急激に増加し

ていくことが想定される。

その場合、操作業務の制約で、設備が停止できないといった問題が発生することが予想される。

さらに NLDC のオペレータの操作輻輳による誤操作の発生や、操作が遅れることにより点検時間

が確保できず、作業安全確保がおろそかになってしまうことが懸念される。これはつまり電力品

質の低下に直結する懸念である。

(2) TEPCO Power Grid との比較による EVN におる課題の推定

a. TEPCO PG での系統操作実績に基づく EVN での操作量の推定

下表は EVN と TEPCO Power Grid の設備規模を比較したものである。データ上では 2018 年

時点で EVN はすでに TEPCO Power Grid の設備規模を上回っている。これは地理的な条件の違

いによるものと推測し，EVN ではより広範な面積を供給するために送電線の長さ，地域供給系

統の 220kV の変電所の数が多くなっているものと考える。EVN は TEPCO PG と同等かそれ以上

の大規模なの送電系統を監視制御していると想定し，さらに EVN では今後も電力系統が拡大し

ていく計画である。EVN(July, 2018)と TEPCO PG(2017)の Basic Quantity Comparison を Table

5-1 に示す。

5-2

Table 5-1 Basic Quantity Comparison

BASIC QUANTITY EVN(JULY,2018) TEPCO PG(2017)

500KV TRANSMISSION LINE 7500km 4500km

220KV(275KV TRANSMISSION LINE 16900km 2300km

500KV SUBSTATION 28 SS 28 SS

220KV(275KV) SUBSTATION 114 SS 51 SS

DISPATCHING AREA 331,000 ㎢ 32,000 ㎢


送電系統が拡大していくとともに，系統操作の数も増加する。Figure 5-1は Power Dvelopment

Plan 7 で導入/計画されている EVN の 220kV 以上の変圧器の総容量データに基づいて，Planned

Outages を推計したものである。Power Development Plan 7 によれば，2030 年までに変圧器の

容量が 2015 年比で 3.3 倍になると想定している。成長段階にあるベトナム国の送電系統では当

面は設備を新設する局面であるが，将来は設備を維持していく局面に突入すると設備の点検，

改修，更新工事が増加し，系統制御のオペレーションが急速に増加していくことが想定される。

シミュレーション結果では，2025 年では 2015 年比で 3.3 倍の Planned Outage Operation が発

生し，系統制御における操作件数は急増するものと想定する。尚，この INdex には送電線，制

御機器，開閉器の点検/改修は含まないため，実際はこの数値を上回るものと考える。


*Outage Index の算出; 変圧器のライフサイクルを 40 年間として，運用期間中に発生する停止操作を新設 1 回，点検 2 回，，改修 1 回，更新

工事 1 回として Planned Outage の発生件数を指数化。

Figure 5-1 Estimation of Planned Outages

0.30

1.00

1.93

3.30

5.15

6.67

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

8.00

0

100000

200000

300000

400000

500000

600000

2010 2015 2020 2025 2030 2035

Estimation of Planned Outages

Total Capacity Deploy Outage Index

5-3

(3) 記録業務

NLDC では毎日の RLDC からの報告データの集約や，毎週の EVN 経営層への電力供給実績報

告を行っており，ヒアリングの結果において業務負担感があるとのコメントがあった。手作業に

よる記録報告の業務をこれからも続けるとすると、電力系統の拡大により記録すべき情報量も

増加し，増員または業務の見直しを行わない限り、RLDC や NLDC のオペレータが対応できる範

囲を超えることが懸念される。

5.2 設備

5.2.1 SCADA/EMS


まず SCADA 内部の構成であるが、LAN には現地設備から収集した開閉器の ON/OFF 情報や、

計測値情報を運用者に伝えるための信号、現地設備へ制御信号を伝えるための信号といったリア

ルタイムに処理すべき信号が流れている。

またその他にも操作手順の作成、保存、呼出や記録の Archive への保存、系統計算の処理など

上記ほどリアルタイム性が求められない信号も流れている。現状のアーキテクチャでは全ての信

号が SCADA LAN を介してやり取りされているが、今後、変電所の数が増えていくにつれ、NLDC

で処理する情報量も増えていくため、SCADA LAN 内でのトラフィックも増加し、処理速度が遅

延する可能性があることから，リアルタイム性の求められる信号とそれ以外の信号を分離してリ

アルタイム性の求められる信号の遅延を生じさせない仕組みが必要である。


TEPCO PG を一つの指標にして将来の NLDC の系統制御での業務量を推定したとおり，NLDC

では操作に係る業務が過多になることが想定され，要求された計画停止を処理しきれなくなる可

能性があり，オペレータの業務を自動化する対策が必要である。

6-1

6 事業スキームの改善検討

6.1 運用

6.1.1 監視制御体制

(1) 組織の見直し

今後の発電設備や送電設備の増強により NLDC の業務量が増大してしまうため、NLDC が持つ

責任を分割することが最適である。

これまで NLDC では系統制御、需給制御ともに対応していたが、責任分割によって NLDC は需

給制御に注力できるため、付加価値の高いオペレーションが実現できるという利点がある。


Figure 6-1 Advantage of NLDC Reorganization

既存の NLDC の役割を元にして新たに設置する BSLDC と NLDC の役割分担を整理すると Table

6-1 のようになる。

Table 6-1 BSLDC と NLDC の役割分担

NATIONAL LOAD DISPATCHING CENTER BULK SYSTEM LOAD DISPATCHING CENTER

1. CONTROL OF FREQUENCY OF

NATIONAL POWER SYSTEM

2. CONTROL OF CAPACITY OF

GENERATING UNITS OF LARGE POWER

PLANT

3. BLACK START AND RESTORATION OF

500 KV

4. MANAGE OF BREAKDOWN OF LARGE

POWER PLANT

5. RESERVOIR OF HYDROELECTRIC

SOURCES

6. MANAGEMENT OF OPERATION OF

EMS FUNCTION

7. AGGREGATION OF ACTUAL

OPERATION AND REPORT

1. Control of voltage on 500 kV

2. Switching and handling of breakdowns of 500

kV

3. Control of load of national power system

4. Sets up the basic operation mode

5. Performs calculation and inspection upon

requirement for operation(operation modes,

setting form of automatic and protective relay

on 500kV, parameters (short circuit power,

short circuit currents), stability, load shedding)

6. Analysis and identification of cause of

breakdowns on 500 kV

7. Management of operation of SCADA function

8. Aggregation of actual operation and report

6-2

(2) TEPCO Power Grid の系統制御の組織体制

a. TEPCO PG での監視制御体制

ここでは需給制御と系統制御の分割を提案する根拠として TEPCO Power Grid での運用体制

を説明する。TEPCO Power Grid では，需給制御と系統制御が組織的に分割して運用している。

各組織の役割と組織体制を以下に記載する。

Responsibility of Load Dispatching Center in TEPCO Power Grid

ORGANIZATION NAME RESPONSIBILITY

CENTRAL LOAD

DISPATCHING CENTER - Short-term balance planning

- Day ahead and intraday scheduling

- Load forecasting

- Frequency regulation

BULK SYSTEM LOAD

DISPATCHING CENTER

Supervising and/or controlling grid to conduct

Power flow and voltage regulation

Restoration operation of unplanned network outage

Operation for planned network outage

REIGIONAL LOAD

DISPATCHING CENTER

Supervising and/or controlling grid to conduct

Power flow and voltage regulation

Restoration operation of unplanned network outage

Operation for planned network outage


本節では、人員不足の問題を解決するために、オペレーションの中の作業で SCADA による自動

化する余地を検討する。

(1) 操作手順書の作成

今後の設備増強の進展，そして既設設備の定期点検，改修工事の発生によってオペレータの業

務は増加していくことが想定される。計画的な設備停止は定型的な手順となるのである程度自動

で作成することが可能と推定する。

そこで，このような定型的な手順書の作成を SCADA/EMS で自動化することで，オペレータの

業務を省力化することができる。

7-1

7 事業改善による効果

7.1 相手国に対する効果予測)

7.1.1 送電ロスの削減

(1) 送電ロス

送電ロスとは主に発電所から需要地まで電力を送電する際に生じる熱損失（ロス）のことを指

し，送電線の導体にあるわずかな電気抵抗に電流が流れることで熱エネルギーとなって大気に放

出され消費される。基本式を Figure 7-1 に示す。

Figure 7-1 送電ロス計算の基本式

一般的に，水力発電所や湾岸の火力発電所は電力の消費地から地理的に離れているケースが多

く，送電線が長距離化することによって送電ロスは大きくなるため，この送電ロスを極力低減さ

せるためにより高い電圧（通過する電流を減らす）で消費地まで送り届けられるよう電力系統は

形成される。

(2) 送電線停止による送電ロスの増加

通常，送電線は１経路あたり２回線以上で形成する。これは点検によって送電線を停止するこ

とによって需要地が停電しないためのバックアップであり，また設備が故障しても残りの回線で

送電を継続できるようにするためである。通常時の 2 回線を並行して送電している場合の送電ロ

スの基本式を Figure 7-2 に示す。

7-2

Figure 7-2 500kV 送電線(2 回線併用)の送電ロス計算の基本式

送電線は設備の維持管理のために数年に一度の頻度で数日間にわたって停止することがある。

この間，通常 2 回線で送電している送電線では 1 回線での送電となる。このときの送電ロスは基

本的に Figure 7-3 の数式で算出し，通常の送電時より 4 倍に送電ロスが増加する。

Figure 7-3 500kV 送電線(2 回線併用)1 回線停止時の送電ロス想定

(3) NLDC オペレーションの自動化による送電ロスの低減

このため，送電線停止期間は極力短い方が良い。送電線を停止する場合，基本的に Figure 7-4 の

7-3

ような手続きを行う

Figure 7-4 設備停止手続きの手順

ここで，Outage Operation と Restoration Operation の時間を短くすると，総停止時間を短縮で

きる可能性がある。停止時間を短縮する要因としては以下が考えられる。

1. オペレーション操作時間そのものを短縮する。

2. オペレーション時間短縮により，送電日を前倒しする。

1 のソリューションはオペレーションを SCADA アプリケーションによりオペレーション手続

き（操作実行，関係先連絡，機器状態確認など）を自動化し，操作時間を短縮することである。

2 のソリューションは 1 のソリューションを行った結果，1 日当たりの操作可能件数，時間帯が

改善し，送電操作を前倒することで停止期間を短縮することである。

このソリューション 1,2 は SCADA に操作を自動化するアプリケーションを実装することであ

り，これは「6.1.2 オペレーション」に詳述した改善策によって実現する。

(4) 送電ロス削減量の試算

Figure 7-5 は一般的な 500kV 送電線仕様の例示である。これはベトナム国の 500kV 送電線を

想定している。

Figure 7-5 一般的な 500kV送電線仕様の例

上記送電線の形態における 2 回線運用，1 回線運用（1 回線）時のそれぞれの送電ロスを以下に

示す。

7-4

1 回線運用時 = 51MW

2 回線運用時 = 13MW

前述したオペレーションの自動化により送電線停止時間が 1 日（24 時間）短縮された場合の送

電ロスの削減量は下記の通り。

(51[MW]-13[MW]) × 24[h] = 912[MWh]

7.1.2 高効率電源の発電抑制期間の低減

高効率火力発電所に接続されている送電線が停止することが計画されている場合、発電所は出

力制限される可能性がある。

出力制限への対応として他の発電所を増出力運転する。このとき，出力制限を受けた発電機よ

りも効率が悪い場合には経済的なデメリットが生じ，また Co2 排出量の増加につながる。

よって，Outage Operation の時間を短縮し高効率電源の発電抑制期間を低減することで，発電

所の発電抑制率を低減しより経済性のある電源の確保ができ，また Co2 排出量の低減に寄与する

ことになる。

7.1.3 停電復旧時間の短縮

設備故障などによって送電線が停止し停電が起きた場合には，SCADA が指し示す電力系統や設

備の状態の情報を元に故障箇所を特定し，復旧方針を決定し，復旧操作を行う。

しかし，停電事故の際には多くの設備状態を示す情報を受信してしまうことから，Load

Dispatching Center ではこれらの情報を的確に整理して現在の電力系統の状態を把握し，復旧の

指示を出さなければならない。また情報が錯そうした状況下であっても常に冷静沈着に対応し正

確な状態を判断し，誤った操作をしないよう的確に処理されることが必要である。

本 FS 報告では，操手順書の作成を自動化また半自動化するアプリケーションによってオペレー

タの負担を軽減することを提案している。オペレータは復旧状況の把握など操作以外の重要な作

業に集中することができることから，停電時間全体の時間短縮が図れ，停電復旧時間の削減つな

がり電力品質が向上することが考えられる。

7.2 CO2排出抑制量試算

Figure 7-5に示す 500kV送電線 1回線を計画停止した時に復旧時間を 24h短縮した場合のCO2

排出量の削減効果について検討する。また先に試算した送電ロス削減量に基づき，CO2 排出量を

計算した。

CO2 排出計数α=0.66kgCO2/kWh[石油]を用いて CO2 排出量に換算すると

912 × 103[kWh] × 0.66 ×10-3[α] = 602 [tCO2/日]

※400km の 500kV 送電線 1 回線を 24 時間停止した場合

の削減量となる。

また，ベトナム国内全域で 500kV 送電線が約 7000km 運用(2016 PDP7)されていることから，約

5 年に 1 度の停止があると想定した場合，年間 1400km の送電線が停止していることになり，年

間の CO2排出抑制量は概算で

7-5

602 × 1400/400 = 2107 [tCO2/年]

となる。

7.3 日本国への効果予測

EVN では引き続き経済成長に伴う電力需要の増加が見込まれることから，当面電源開発と電力

系統の開発は続く。

しかしこれらの開発は電源不足への対応ではなく将来の需要増への対応である。

つまり EVN の現在の経営課題は量的目標から質的目標へと転換しつつあると想定している。

質的な対応面では，世界屈指の電力品質を達成する日本の電力会社やベンダーが得意とする分

野であり，海外ベンダーからの優位性を確保できる可能性のある領域である。

この転換期を逃すことなく EVN での今後の活動を支援していくことで，日本企業のビジネス機

会創出につながると考える。

7.4 日本企業の優位性評価

日本の高い電力品質は，電力系統運用技術の高さと運用技術に応えるための SCADA の設計技

術から実現している。つまり，ベンダー主導型ではない。

今後，日本が SCADA 設計技術の支援を行い，官民一体となって SCADA 設計技術の優位性やサ

イバーセキュリティの対策の重要性を認識・浸透させ，SCADA の調達要件として NLDC が仕様書

に反映することができれば，海外ベンダーのプロダクトアウト型の SCADA 調達ではなく、相手国

のニーズに合わせた開発を基本とする日本製のマーケットイン型 SCADA を優位に展開させるこ

とができる。

7.5 ファイナンス、政策支援の活用見込み

ベトナム国では既に多くの ODA 案件が展開されており，SCADA 調達のための資金獲得は難し

いもの想定される。

よって，ODA 実現の可能性を模索しつつも，SCADA 調達による企業価値向上効果を示し，投資

案件としてのプライオリティを上げることで資金調達をしていく提案する必要がある。

7.6 他国への展開促進策

他国への展開可能性としては、電力系統、規模、監視制御体制、運用，電力設備等の条件は各

国の状況によって異なるため、どのような監視制御体制や SCADA が最適か調査しながら展開し

ていく必要がある。

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アジアにおけるセキュアな電力系統運用技術 導入による送配 …BPDP Bangladesh Power Development Board BREB Bangladesh Rural Electrification Board E/O Emergency

アジアにおけるセキュアな電力系統運用技術導入による送配 …BPDP Bangladesh Power Development Board BREB Bangladesh Rural Electrification Board E/O Emergency