東海第二発電所 工事計画審査資料
資料番号補足-290-1

改3

提出年月日

平成 30 年 4 月 17 日

工事計画に係る補足説明資料
その他発電用原子炉の附属施設（常用電源設備）
変更箇所抜粋

平成３０年４月
日本原子力発電株式会社

1.

添付書類に係る補足説明資料
添付書類の記載内容を補足するための説明資料リストを以下に示す。
資料
No.

工認添付資料

補足説明資料1. 発電所構内における電気系統の信頼性確保

1

2. 電線路の独立性及び物理的分離
Ⅴ-1-9-2-1

2

常用電源設備の健全性に

3. 発電用原子炉施設の電力供給確保
1. 電気設備の異常の予防等に関する設計事項関する説明書
3

1. 常用電源設備の改造，取替について
1. 常用電源設備の冷却能力等を踏まえた運転制限等の4

評価による，設備の健全性を維持するための電気出力上限について

5

Ⅴ-1-9-2-2

1. 275kV 超高圧開閉所遮断器の三相短絡電流計算結果

三相短絡容量計算書

2. 275kV 系統設備の既工認との比較資料－４

常用電源設備の健全性に関する説明書に係る補足説明資料（常用電源設備の冷却能力等を踏まえた運転制限等の評価による，設備の健全性を維持するための電気出力上限について）

１．常用電源設備の冷却能力等を踏まえた運転制限等の評
価による，設備の健全性を維持するための電気出力上限について

1.

評価方針
東海第二発電所の電気設備については，発電機，主要変圧器の運転制限曲線をすべて満足する範囲内で発電機を運転することにより，電気設備の健全性が確保される。
定格熱出力一定運転の実施により，電気出力（有効電力）が増加することから，有効電力が増加する側について発電機の運転制限範囲及び電気出力の上限値を算出する。

2.

電源構成及び定数発電機で発生した電力は，主要変圧器を経由して送電線に電力を供給するルートと，所内変圧器を経由して発電所の運転に必要な電力（所内電力）を供給するルートに分かれる。電源構成を
図 1 に示す。

送電線へ

Ｐ Ｇ Ｐ Ｈ,

ＰＧ：発電機有効電力

ＱＧ ＱＨ ＱＴ

ＱＧ：発電機無効電力
二次側

ＰＨ：所内有効電力

主要変圧器 損失：ＱＴ

ＱＨ：所内無効電力
ＱＴ：主変圧器無効電力損失

一次側ＰＨ, Ｑ Ｈ

ＰＧ，ＱＧ

所内変圧器Ｇ発電機
所内負荷へ

図1

電源構成

これらの電気設備の定数は以下のとおりである。
・定格電気出力

ＰＬ= 1100.0・発電機定格容量

ＸＧ= 1300.0 MVA

・主要変圧器定格容量

ＸＴ= 1300.0 MVA

・主要変圧器リアクタンス降下率（主要変圧器定格容量ベース）％ｑＴ= 13.96 %1

・所内率（定格電気出力ベース，所内変圧器による損失を含む）

ｒＨ= 3.0 %・所内力率（所内負荷設計値 0.85 を使用）

cosθＨ= 0.85

上記定数より,所内有効電力ＰＨ,所内無効電力ＱＨ,主要変圧器無効電力損失ＱＴを求めると以下のとおりとなる。
所内有効電力 P = P × r
所内無効電力 Q = (P100cos θ ) × sinθ

主要変圧器無効電力損失 Q = X × %q3.

=33.0 MW=20.5 MVar

100 = 181.48 MVar

発電機（固定子コイル温度上昇限度）による運転制限
発電機は,構成部品各部の温度上昇限度から決められる運転制限曲線を超えない事が運転条件である。このうち,有効電力が増加する側については,固定子コイルの温度上昇限度より運転制限範囲が決められる。運転制限範囲は以下の式で表される。
P+Q

X………（１）

よって,運転制限範囲を定める制限曲線は,以下のとおりとなる。
P
4.

+Q

= 1300. 0………（１）’主要変圧器による発電機運転制限
主要変圧器の定格容量は二次側の通過皮相電力にて定義されているため,二次側通過皮相電力が主要変圧器定格容量を超えないことが運転条件である。図 1 に示すように,二次側の通過皮相電力は，発電機出力から所内電力と主要変圧器の無効電力損失を差し引いたものであるので,運転条件を数式で表現すると,(PP ) + (QQQ )X………（２）となり,発電機の出力（ＰＧ，ＱＧ）はこの範囲内で運転する必要がある。
よって，2.項で求めた，ＰＨ，ＱＨ，ＱＴより,運転制限範囲を定める制限曲線は,以下のとおりとなる。
(P5.

33.0) + (Q201.98)= 1300. 0 ………（２）’発電機,主要変圧器の制限による電気出力上限値の算出
発電機の電気出力上限値は,発電機,主要変圧器による運転制限曲線それぞれの領域を満たす有効電力ＰＧの最大値となる。
発電機及び主要変圧器による運転制限曲線を図 2 に示す。図 2 より，曲線（１）’，（２）’を満たしＰＧが最大となる点は,曲線（１）’の下端の点（ｂ点）となり,有効電力,無効電力,力率は，以下のとおりとなる。
ＰＧ（ｍａｘ）＝1300.0 MW
ＱＧ（ｍａｘ）＝0 MVar
力率＝1

よって,運転制限曲線によって定まる電気出力の上限値は,1300.0 MW（定格電気出力の 118.1 %）,力率 1 となる。
2

：発電機固定子コイル温度上昇限度による運転制限曲線（曲線（１）’）：主要変圧器(1300.0MVA)による運転制限曲線（曲線（２）’）：発電機回転子コイル温度上昇限度による運転制限曲線：運転範囲
ａ点 ：主要変圧器の出力制限点（1333.0 MVA，201.98 Mvar）
ｂ点 ：発電機の出力制限点（1300.0 MVA，0 Mvar）【電気出力上限値】

図 2 発電機・主要変圧器による運転制限曲線

3

資料－５

三相短絡容量計算書に係る補足説明資料（275kV 超高圧開閉所遮断器の三相短絡電流計算結果）（275kV 系統設備の既工認との比較）

1. 275kV 超高圧開閉所遮断器の三相短絡電流計算結果

1.1 概要
本資料は，添付書類「Ⅴ-1-9-2-2 三相短絡容量計算書」における短絡容量の計算過程及び線路用 275kV 遮断器と合わせて取替えを行う，工事計画対象外の 275kV 超高圧開閉所遮断器を含めた定格遮断電流選定の妥当性について補足説明するものである。
(1)

275kV 超高圧開閉所遮断器の定格遮断電流等について
超高圧開閉所遮断器は以下の遮断器である。
（工事計画対象遮断器）
・線路用 275kV 遮断器（1 号）
・線路用 275kV 遮断器（2 号）（工事計画対象外遮断器）
・発電機並列用 275kV 遮断器
・起動変圧器 2A 受電用 275kV 遮断器
・起動変圧器 2B 受電用 275kV 遮断器
これらの遮断器について，定格遮断電流選定に至る三相短絡容量の計算過程等について以下に示す。

1-1

a.

インピーダンス(a) 東海第二発電所％インピーダンス（2026 年度末想定）
東海第二発電所％インピーダンス(1)（2026 年度末想定）を図 1-1 に示す。
送電系統（東京電力パワーグリッド株式会社管内）
21622.7 MVA
j4.625（＝1000/21622.7×100）
東京電力パワーグリッド株式会社
那珂変電所 275kV 母線
j6.452
j6.452ACSR 810 mm2×2 ACSR 810 mm2×2
東海原子力線２Ｌ

東海原子力線１Ｌ計算対象遮断器① 線路用275kV遮断器（1号）② 線路用275kV遮断器（2号）③ 発電機並列用275kV遮断器④ 起動変圧器2A受電用275kV遮断器①②⑤ 起動変圧器2B受電用275kV遮断器

東海第二発電所 275kV 母線④③⑤

起動変圧器 2A
j537.200

主要変圧器
j10.738起動変圧器 2B
j537.200

インピーダンス単位：％
基準MVA：1000 MVA

発電機
Ｇ j18.846

図 1-1 東海第二発電所％インピーダンス(1)（2026 年度末想定）

1-2

(b) 東海第二発電所超高圧開閉所各遮断器における％インピーダンスの計算
東海第二発電所％インピーダンスを「(a) 東海第二発電所％インピーダンス（2026 年度末想定）」に示した諸元より，以下のとおり計算する。
東海原子力線を含めた送電系統側 2 回線分の％インピーダンスは，送電系統と東海原子力線 1L,2L の％インピーダンスを合成し，以下の計算から j7.851 となる。

ｊ4.625111ｊ6.452 ｊ6.452

ｊ7.851

上記の東海原子力線を含めた送電系統側 2 回線分の合成％インピーダンスから，送電系統側 1 回線分の％インピーダンスを算出すると，以下の通り j15.702 となる。

ｊ7.851 2 ｊ
15.702発電機並列用 275kV 遮断器の所内側％インピーダンスは，発電機及び主要変圧器の％インピーダンスを合成し，以下の計算から j29.584 となる。

ｊ10.738 ｊ
18.846 ｊ29.584
超高圧開閉所各遮断器における％インピーダンスは以下の通り。
線路用 275kV 遮断器(1 号)又は(2 号)（図 1-1 ①，②の遮断器）における％インピーダンスは，送電系統側 1 回線，発電機，主要変圧器，起動変圧器 2A 及び起動変圧器 2Bの％インピーダンスを合成し，以下の計算から j9.880 となる。

111
11ｊ537.200 ｊ537.200 ｊ29.584 ｊ15.702≒ｊ9.880

発電機並列用 275kV 遮断器（図 1-1 ③の遮断器）における％インピーダンスは，送電系統側 2 回線，起動変圧器 2A 及び起動変圧器 2B の％インピーダンスを合成し，以下の計算から j7.628 となる。

1111ｊ7.851 ｊ537.200 ｊ537.200≒ｊ7.628起動変圧器 2A 受電用 275kV 遮断器又は起動変圧器 2B 受電用 275kV 遮断器（図 1-1④，⑤の遮断器）における％インピーダンスは，送電系統側 2 回線，発電機，主要変圧器及び起動変圧器 1 台の％インピーダンスを合成し，以下の計算から j6.133 となる。

111
1
ｊ7.851 ｊ29.584 ｊ537.200≒ｊ6.133

1-3

b.

計算結果
「a.(b) 東海第二発電所％インピーダンスの計算」から，東海第二発電所％インピー

ダンス(2)を図 1-2 に，遮断器短絡電流計算結果を表 1-1 に示す。

送電系統（東京電力パワーグリッド株式会社管内）

東海原子力線２Ｌ

東海原子力線１Ｌ

東京電力パワーグリッド株式会社
那珂変電所 275kV 母線

j15.702j15.702j9.880j9.880
東海第二発電所 275kV 母線

j6.133

j7.628j537.200
起動変圧器 2A

j6.133

j29.584
主要変圧器

j537.200
起動変圧器 2B

インピーダンス単位：％
基準MVA：1000 MVA
故障点
：

Ｇ 発電機

図 1-2 東海第二発電所％インピーダンス(2)1-4表 1-1 遮断器短絡電流計算結果
No.

遮断器
設置場所

％Z

短絡容量

（1000 MVA

100/％Z

ベース(％)）

×1000(MVA)

短絡電流(kA)

設置遮断器

設置遮断器

定格遮断電流定格遮断電流(kA)

選定理由
275kV ガス遮①

線路用 275kV遮断器（1 号）

9.880

10121.521.350断器の定格遮断電流 50kAを選定する。
275kV ガス遮②線路用 275kV遮断器（2 号）

9.880

10121.5

21.3

50断器の定格遮断電流 50kAを選定する。
275kV ガス遮③発電機並列用 275kV遮断器

7.628

13109.6

27.6

50断器の定格遮断電流 50kAを選定する。
275kV ガス遮④起動変圧器受電用
275kV 遮断器（2A）

6.133

16305.3

34.3

50断器の定格遮断電流 50kAを選定する。
275kV ガス遮⑤起動変圧器受電用
275kV 遮断器（2B）

6.133

16305.3

34.3

50断器の定格遮断電流 50kAを選定する。

1-5

(2) 東海原子力線 1L 及び東海原子力線 2L の％インピーダンスについて
東海原子力線 1L 及び東海原子力線 2L の％インピーダンスは，電線サイズ，条数等から決定される単位長（km）あたりの%インピーダンスをもとに，送電線の亘長から算出する。各送電線の諸元からの算出結果を表 1-2 に示す。
表 1-2 東海原子力線 1L 及び東海原子力線 2L の％インピーダンス
送電線種

電線サイズ
（mm2）

条数％インピーダンス

亘長％インピーダンス（％/km）（km）（％）

j0.39033

16.53

j6.452

ACSR（鋼心アルミより8102線）

1-6

2.

275kV 系統設備の既工認との比較

2.1 概要
添付書類「Ⅴ-1-9-2-2三相短絡容量計算書」に用いる各設備の％インピーダンスは，既工事計画書（昭和 49 年 6 月 17 日付け建建発第 30 号工事計画認可申請書）の三相短絡容量計算書と異なる値を用いている。本資料は，計算に用いている％インピーダンスが既工事計画書と異なる理由について補足説明するものである。
2.2275kV 系統設備の既工認との比較
既工事計画書の三相短絡容量計算書にて計算に用いられている％インピーダンスは，送電系統，主要変圧器，発電機である。それらの設備について，既工事計画書記載の値，今回計算に用いる値及びその異なる理由について表 2-1 に示す。
表 2-1 遮断器短絡電流計算結果
No.

対象設備

既工事計画書記載の今回の計算に用いる％ｲﾝﾋﾟｰﾀﾞﾝｽ(％)*1％ｲﾝﾋﾟｰﾀﾞﾝｽ(％)*2

異なる理由1976 年 4 月から 2026 年度末までの，東海第二発電所からの上流にある東京

1

送電系統

23.1157.851

電力パワーグリッド㈱管内系統設備の追設，改造(計画含む)を反映したため。
主要変圧器の取替（平成 23 年 11 月 42

主要変圧器

11.65

10.738日付け発室発第 298 号工事計画届出書）を反映したため。
既工認においては，％過渡リアクタン

3発電機

26.95

18.846

ス xd'を用いたが，今回の計算では短絡電流の値が保守的となる％初期過渡リアクタンス Xd”を用いたため。

注記 ＊1：昭和 51 年(1976 年)4 月受電時想定値＊2：平成 29 年度(2017 年度)供給計画の平成 38 年度末(2026 年度末)想定値

2-1