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(19)【発行国】日本国特許庁(JP)
(12)【公報種別】公開特許公報(A)
(11)【公開番号】P2025095806
(43)【公開日】2025-06-26
(54)【発明の名称】電力システムおよび電力システムの制御方法
(51)【国際特許分類】
H02J 3/46 20060101AFI20250619BHJP
【ＦＩ】
H02J3/46
【審査請求】未請求
【請求項の数】8
【出願形態】ＯＬ
(21)【出願番号】P 2023212105
(22)【出願日】2023-12-15
(71)【出願人】
【識別番号】507250427
【氏名又は名称】日立ＧＥニュークリア・エナジー株式会社
(74)【代理人】
【識別番号】110001807
【氏名又は名称】弁理士法人磯野国際特許商標事務所
(72)【発明者】
【氏名】村上 洋平
(72)【発明者】
【氏名】渡辺 雅浩
【テーマコード（参考）】
5G066
【Ｆターム（参考）】
5G066HA15
5G066HB02
(57)【要約】
【課題】発電所の出力電力を適切に制御できる電力システムを提供する。
【解決手段】発電所４０と、変電所７０との間に送電線８２，８４を介して挿入される送電潮流抑制部５０と、制御システム３０と、を備え、制御システム３０は、送電潮流抑制部５０に対して、発電所４０の出力電力Ｐを抑制すべき旨の送電潮流抑制信号ＣＰを出力し、送電潮流抑制部５０は、送電潮流抑制信号ＣＰに基づいて送電線８２，８４を介して伝送される、発電所４０の出力電力Ｐを抑制する。
【選択図】図４
【解決手段】発電所４０と、変電所７０との間に送電線８２，８４を介して挿入される送電潮流抑制部５０と、制御システム３０と、を備え、制御システム３０は、送電潮流抑制部５０に対して、発電所４０の出力電力Ｐを抑制すべき旨の送電潮流抑制信号ＣＰを出力し、送電潮流抑制部５０は、送電潮流抑制信号ＣＰに基づいて送電線８２，８４を介して伝送される、発電所４０の出力電力Ｐを抑制する。
【選択図】図４
【特許請求の範囲】
【請求項1】
復水器と、タービンと、蒸気を発生させる蒸気発生部と、前記蒸気発生部が発生した蒸気を前記復水器および前記タービンに分配するタービンバイパス弁と、前記タービンによって駆動される発電機と、を備える発電所と、変電所との間に送電線を介して挿入される送電潮流抑制部と、
制御システムと、を備え、
前記制御システムは、前記送電潮流抑制部に対して、前記発電所の出力電力を抑制すべき旨の送電潮流抑制信号を出力し、
前記送電潮流抑制部は、前記送電潮流抑制信号に基づいて前記送電線を介して伝送される、前記発電所の前記出力電力を抑制する
ことを特徴とする電力システム。
制御システムと、を備え、
前記制御システムは、前記送電潮流抑制部に対して、前記発電所の出力電力を抑制すべき旨の送電潮流抑制信号を出力し、
前記送電潮流抑制部は、前記送電潮流抑制信号に基づいて前記送電線を介して伝送される、前記発電所の前記出力電力を抑制する
ことを特徴とする電力システム。
【請求項2】
前記制御システムは、前記送電潮流抑制信号によって抑制される前記出力電力の抑制量の上限値を、前記発電所の構成に応じた値に設定する
ことを特徴とする請求項１に記載の電力システム。
ことを特徴とする請求項１に記載の電力システム。
【請求項3】
前記変電所は、電力系統に接続されるものであり、
前記制御システムは、前記発電所の前記出力電力を抑制した際の前記電力系統の系統安定度をＳＡとし、前記系統安定度の下限値をＳＢとし、前記系統安定度の上限値をＳＣとし、前記制御システムは、前記出力電力の抑制量の上限値を、「ＳＢ＜ＳＡ＜ＳＣ」を満たすように設定する
ことを特徴とする請求項２に記載の電力システム。
前記制御システムは、前記発電所の前記出力電力を抑制した際の前記電力系統の系統安定度をＳＡとし、前記系統安定度の下限値をＳＢとし、前記系統安定度の上限値をＳＣとし、前記制御システムは、前記出力電力の抑制量の上限値を、「ＳＢ＜ＳＡ＜ＳＣ」を満たすように設定する
ことを特徴とする請求項２に記載の電力システム。
【請求項4】
前記系統安定度の指標として、前記電力系統に含まれる発電機の位相角、前記電力系統における電圧、および前記電力系統における周波数のうち、少なくとも一つを含む
ことを特徴とする請求項３に記載の電力システム。
ことを特徴とする請求項３に記載の電力システム。
【請求項5】
前記制御システムは、前記タービンバイパス弁の絞り量最大値をＣ［％］とし、前記発電所の定格出力をＢとした際に、前記抑制量の前記上限値を「Ｂ×Ｃ」以下の値に設定する
ことを特徴とする請求項２に記載の電力システム。
ことを特徴とする請求項２に記載の電力システム。
【請求項6】
前記送電潮流抑制部はリアクトルを含む
ことを特徴とする請求項１に記載の電力システム。
ことを特徴とする請求項１に記載の電力システム。
【請求項7】
前記送電潮流抑制部はコンデンサを含む
ことを特徴とする請求項１に記載の電力システム。
ことを特徴とする請求項１に記載の電力システム。
【請求項8】
復水器と、タービンと、蒸気を発生させる蒸気発生部と、前記蒸気発生部が発生した蒸気を前記復水器および前記タービンに分配するタービンバイパス弁と、前記タービンによって駆動される発電機と、を備える発電所と、変電所との間に送電線を介して挿入される送電潮流抑制部と、
制御システムと、を備える電力システムの制御方法であって、
前記制御システムが、前記送電潮流抑制部に対して、前記発電所の出力電力を抑制すべき旨の送電潮流抑制信号を出力する過程と、
前記送電潮流抑制部が、前記送電潮流抑制信号に基づいて前記送電線を介して伝送される、前記発電所の前記出力電力を抑制する過程と、を有する
ことを特徴とする電力システムの制御方法。
制御システムと、を備える電力システムの制御方法であって、
前記制御システムが、前記送電潮流抑制部に対して、前記発電所の出力電力を抑制すべき旨の送電潮流抑制信号を出力する過程と、
前記送電潮流抑制部が、前記送電潮流抑制信号に基づいて前記送電線を介して伝送される、前記発電所の前記出力電力を抑制する過程と、を有する
ことを特徴とする電力システムの制御方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【0001】
本発明は、電力システムおよび電力システムの制御方法に関する。
【背景技術】
【0002】
脱炭素社会の実現に向けて、再生可能エネルギーの導入が世界的に進んでいるが、再生可能エネルギーが連結される電力系統には、需給バランス、送電容量超過、電圧変動、周波数変動、安定性などの様々な課題が生じることが予想されている。これは、太陽光や風力発電などの変動型再生可能エネルギーの導入好適地が偏在化しており、発電地から需要地までの送電潮流が増加し、局所的な送電線の過負荷が生じやすいことに起因している。
【0003】
この種の問題に対応するため、例えば下記特許文献１の要約には、「系統安定化装置は、収集した電力系統の情報に基づいて系統データを作成する系統データ作成部１０３、所定のルールに基づいて、電力系統の安定性を維持する電源制限の対象発電機を選択する基本電制機選択部１０４、電源制限から所定の時間が経過した条件にて電力系統における周波数の応動を模擬した規範周波数モデルを作成する周波数モデル作成部１０５、作成したモデルを用いて周波数安定性を判別する周波数安定性判別部１０６、該判別結果に基づいて、基本電制機選択部が選択した電源制限の対象発電機を変更する電制機対象変更部１０７、決定した電制機変更情報を記憶する記憶部１０１及び系統事故発生時に電制機変更情報によって示される電源制限の対象発電機に対して制御信号を伝送する制御信号送信部１０８を備える。」と記載されている。また、非特許文献１には、ＳＴＡＴＣＯＭ（自励式無効電力補償装置：Static Synchronous Compensator）に関する技術が記載されている。これら文献の記述は本願明細書の一部として包含される。
【先行技術文献】
【特許文献】
【0004】
【特許文献1】特開２０２３－２３１８５号公報
【非特許文献】
【0005】
【非特許文献1】倉知政英、「用語解説 ３２回テーマ：無効電力補償装置（ＳＴＡＴＣＯＭ）」、電気学会［online］、［令和５年１１月１５日検索］、〈 URL： https://www.iee.jp/pes/termb_032/ 〉
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【0006】
ところで、上述した技術において、一層適切に発電所の出力電力を制御したいという要望がある。
この発明は上述した事情に鑑みてなされたものであり、発電所の出力電力を適切に制御できる電力システムおよび電力システムの制御方法を提供することを目的とする。
この発明は上述した事情に鑑みてなされたものであり、発電所の出力電力を適切に制御できる電力システムおよび電力システムの制御方法を提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【0007】
上記課題を解決するため本発明の電力システムは、復水器と、タービンと、蒸気を発生させる蒸気発生部と、前記蒸気発生部が発生した蒸気を前記復水器および前記タービンに分配するタービンバイパス弁と、前記タービンによって駆動される発電機と、を備える発電所と、変電所との間に送電線を介して挿入される送電潮流抑制部と、制御システムと、を備え、前記制御システムは、前記送電潮流抑制部に対して、前記発電所の出力電力を抑制すべき旨の送電潮流抑制信号を出力し、前記送電潮流抑制部は、前記送電潮流抑制信号に基づいて前記送電線を介して伝送される、前記発電所の前記出力電力を抑制することを特徴とする。
【発明の効果】
【0008】
本発明によれば、発電所の出力電力を適切に制御できる。
【図面の簡単な説明】
【0009】
【図1】比較例による発電所の構成を示す模式図である。
【図2】比較例における発電所と外部系統との連携関係を示す図である。
【図3】比較例における発電機の出力電力の一例を示す図である。
【図4】第１実施形態による電力システムのブロック図である。
【図5】コンピュータのブロック図である。
【図6】第１実施形態における送電線電圧、出力電力および回転速度の例を示す図である。
【図7】第１実施形態における原子力発電所の模式的なブロック図である。
【図8】バイパス開度制御装置のブロック図である。
【図9】第１実施形態における回転速度および出力電力の例を示す図である。
【図10】第２実施形態のプラント制御装置によって表示される系統安定度評価画面の一例を示す図である。
【図11】系統安定度評価画面の他の例を示す図である。
【図12】第４実施形態による電力システムのブロック図である。
【図13】第５実施形態による電力システムのブロック図である。
【図14】第６実施形態における送電潮流抑制部のブロック図である。
【発明を実施するための形態】
【0010】
［実施形態の前提］
まず、各実施形態を説明する前に、各実施形態の前提となる技術を説明する。
図１は、比較例による発電所２０２の構成を示す模式図である。
発電所２０２は、例えば火力発電所であり、発電機２１０と、タービン２１１と、タービンバイパス弁２１２と、ボイラー２１４と、復水器２１５と、を備えている。ボイラー２１４は蒸気を発生させ、発生した蒸気は、タービンバイパス弁２１２を介してタービン２１１に供給され、タービン２１１を回転させる。発電機２１０はタービン２１１に直結され、タービン２１１とともに回転する。
まず、各実施形態を説明する前に、各実施形態の前提となる技術を説明する。
図１は、比較例による発電所２０２の構成を示す模式図である。
発電所２０２は、例えば火力発電所であり、発電機２１０と、タービン２１１と、タービンバイパス弁２１２と、ボイラー２１４と、復水器２１５と、を備えている。ボイラー２１４は蒸気を発生させ、発生した蒸気は、タービンバイパス弁２１２を介してタービン２１１に供給され、タービン２１１を回転させる。発電機２１０はタービン２１１に直結され、タービン２１１とともに回転する。
【0011】
発電所２０２は、例えば中央給電指令所である制御システム２０１から、タービンバイパス調整信号ＣＡを受信する場合がある。タービンバイパス調整信号ＣＡを受信すると、発電所２０２は、タービン２１１への蒸気量を抑制するように、タービンバイパス弁２１２の開度を制御する。これにより、タービン２１１に送られる、ボイラー２１４からの蒸気量は抑制され、抑制された分の蒸気は復水器２１５に送られる。そして、タービン２１１への蒸気量が抑制された結果、発電機２１０の出力電力は抑制される。
【0012】
図２は、比較例における発電所と外部系統との連携関係を示す図である。
図２において、発電所２０２は、送電線２０６を介して変電所２０３に接続されている。そして、変電所２０３は電力系統２２０に接続されている。例えば電力系統２２０に含まれる送電線２２６が断線した際に、電力系統２２０における電力潮流を抑制することによって、電力系統２２０の局所的な過負荷を解消する必要が生じる。その場合、上述のように、制御システム２０１は、発電所２０２に対して、タービンバイパス調整信号ＣＡを送信し、発電機２１０（図１参照）の出力電力を抑制させる。これにより、送電線２０６を通じて変電所２０３に送られる送電潮流は抑制される。
図２において、発電所２０２は、送電線２０６を介して変電所２０３に接続されている。そして、変電所２０３は電力系統２２０に接続されている。例えば電力系統２２０に含まれる送電線２２６が断線した際に、電力系統２２０における電力潮流を抑制することによって、電力系統２２０の局所的な過負荷を解消する必要が生じる。その場合、上述のように、制御システム２０１は、発電所２０２に対して、タービンバイパス調整信号ＣＡを送信し、発電機２１０（図１参照）の出力電力を抑制させる。これにより、送電線２０６を通じて変電所２０３に送られる送電潮流は抑制される。
【0013】
図３は比較例における発電機２１０の出力電力Ｐの一例を示す図である。なお、出力電力Ｐは、発電機２１０が出力する有効電力である。
時刻ｔ1において、発電所２０２にタービンバイパス調整信号ＣＡが供給されたとする。タービンバイパス調整信号ＣＡが供給される前の出力電力ＰはＰ12であり、供給後はＰ14に下げられる。
時刻ｔ1において、発電所２０２にタービンバイパス調整信号ＣＡが供給されたとする。タービンバイパス調整信号ＣＡが供給される前の出力電力ＰはＰ12であり、供給後はＰ14に下げられる。
【0014】
図１に戻り、上述したように、発電所２０２が火力発電所である場合には、タービンバイパス調整信号ＣＡに応じてタービンバイパス弁２１２を調整できる。これにより、発電機２１０の出力を抑制でき、電力系統２２０に系統故障が生じた際の系統安定度を向上させることができる。しかし、発電所２０２が原子力発電所であった場合、制御システム２０１から発電所２０２の運転パターンを変更する信号（タービンバイパス調整信号ＣＡ等）を受信できないという問題がある。これは原子力発電所においては、原子炉の運用に異常を発生させるような外部からの擾乱をなくすため、発電所内のみで発電機２１０の運用を決定するように、制御シーケンスが構成されているためである。
【0015】
制御システム２０１からの信号を受けない代替手段として、系統側で発電機を系統から切り離す電源制限も考えられる。すなわち、発電所２０２と送電線２０６（図２参照）とを切り離すことが考えられる。しかしながら原子力発電所においては、電源制限が実行された際には原子炉に制御棒が挿入され、その後（電源制限の解除後）の通常運転までに数週間を要する。
【0016】
そこで、後述する実施形態では、制御システム２０１と信号を直接入出力することなく、タービンバイパス弁の操作によって、発電機の出力を調整する。具体的な構成は後述するが、各実施形態においては、発電所と変電所との間に、送電潮流抑制部を設置し、送電線を流れる送電潮流を制御システム２０１からの信号で抑制する。発電所は、送電潮流が抑制されたことを受けて、発電所内のタービンパイパス弁の開閉を受動的に実行する。これにより、制御システム２０１と直接信号を入出力することなく、発電機のタービンバイパス弁調整により発電機の出力を調整することが可能となる。
【0017】
［第１実施形態］
〈第１実施形態の構成〉
図４は、第１実施形態による電力システムＳＹＳ１のブロック図である。
図４において、電力システムＳＹＳ１は、原子力発電所４０（発電所）と、変電所７０と、送電潮流抑制部５０と、送電線８２，８４と、制御システム３０と、を備えている。送電線８２は原子力発電所４０と送電潮流抑制部５０とを接続し、送電線８４は送電潮流抑制部５０と変電所７０とを接続する。
〈第１実施形態の構成〉
図４は、第１実施形態による電力システムＳＹＳ１のブロック図である。
図４において、電力システムＳＹＳ１は、原子力発電所４０（発電所）と、変電所７０と、送電潮流抑制部５０と、送電線８２，８４と、制御システム３０と、を備えている。送電線８２は原子力発電所４０と送電潮流抑制部５０とを接続し、送電線８４は送電潮流抑制部５０と変電所７０とを接続する。
【0018】
また、変電所は電力系統８０に接続されている。送電潮流抑制部５０の具体的な構成例は、後述する他の実施形態（図１２～図１４参照）において説明する。送電潮流抑制部５０は、コンデンサ等を等価的に送電線８２，８４に挿入し、あるいは系統故障時に送電線８２，８４の接続を遮断する装置である。制御システム３０には、プラント制御装置３２が設けられている。
【0019】
プラント制御装置３２は、原子力発電所４０の他、火力、原子力等の他の発電プラント（図示せず）も含めて、発電機の運用状態を策定するものである。プラント制御装置３２は、後述するコンピュータ９８０（図５参照）を備えており、不図示の制御プログラムを実行することによって、各種の機能を具現化させる。
【0020】
制御システム３０は、例えば中央給電指令所であるが、変電所７０等に設けてもよい。制御システム３０は、電力系統８０の故障時に他の火力発電所（図示せず）や他の変電所（図示せず）に対し、発電機の出力調整信号や保護リレーの動作指示を出力する機能を有する。そして、制御システム３０は、原子力発電所４０の出力電力Ｐ、すなわち送電線潮流を抑制すべき場合には、送電線潮流の抑制を実行すべき旨の指令、および送電線潮流の抑制量を含む、送電潮流抑制信号ＣＰを、送電潮流抑制部５０に供給する。
【0021】
原子力発電所４０は、タービン４０５と、発電機４０６と、原子炉４０７（蒸気発生部）と、復水器４０８と、タービンバイパス弁４０９と、バイパス開度制御装置４４０と、を備えている。原子炉４０７は蒸気を発生させ、発生した蒸気は、タービンバイパス弁４０９を介してタービン４０５に供給され、タービン４０５を回転させる。発電機４０６はタービン４０５に直結され、タービン４０５とともに回転する。
【0022】
バイパス開度制御装置４４０は、発電機４０６の出力電圧、出力電流および周波数等、発電機４０６の状態を監視する。そして、監視結果に応じて、タービンバイパス調整信号ＣＢを増減し、これによってタービンバイパス弁４０９の開度を制御する。すなわち、バイパス開度制御装置４４０は、タービン４０５への蒸気量を抑制するように、タービンバイパス弁４０９の開度を制御する。これにより、タービン４０５に送られる、原子炉４０７からの蒸気量は抑制され、抑制された分の蒸気は復水器４０８に送られる。そして、タービン４０５への蒸気量が抑制された結果、発電機４０６が出力する有効電力である出力電力Ｐは抑制される。
【0023】
制御システム３０が送電潮流抑制部５０に対して送電潮流抑制信号ＣＰを出力すると、原子力発電所４０から見た送電潮流抑制部５０の状態が変化する。これにより、発電機４０６の回転速度が上昇し、出力電圧も上昇する。この発電機４０６の状態変化に応じて、バイパス開度制御装置４４０は、タービンバイパス弁４０９に対して、タービン４０５への蒸気量を抑制するように、タービンバイパス調整信号ＣＢを出力する。
【0024】
図５は、コンピュータ９８０のブロック図である。図４に示したプラント制御装置３２およびバイパス開度制御装置４４０は、何れも図５に示すコンピュータ９８０を、１台または複数台備えている。
図５において、コンピュータ９８０は、ＣＰＵ９８１と、記憶部９８２と、通信Ｉ／Ｆ（インタフェース）９８３と、入出力Ｉ／Ｆ９８４と、メディアＩ／Ｆ９８５と、を備える。ここで、記憶部９８２は、ＲＡＭ９８２ａと、ＲＯＭ９８２ｂと、ＳＳＤ（Solid State Drive）９８２ｃと、を備える。通信Ｉ／Ｆ９８３は、通信回路９８６に接続される。入出力Ｉ／Ｆ９８４は、入出力装置９８７に接続される。メディアＩ／Ｆ９８５は、記録媒体９８８からデータを読み書きする。ＲＯＭ９８２ｂには、ＣＰＵによって実行されるＩＰＬ（Initial Program Loader）等が格納されている。ＳＳＤ９８２ｃには、制御プログラムや各種データ等が記憶されている。ＣＰＵ９８１は、ＳＳＤ９８２ｃからＲＡＭ９８２ａに読み込んだ制御プログラム等を実行することにより、各種機能を実現する。
図５において、コンピュータ９８０は、ＣＰＵ９８１と、記憶部９８２と、通信Ｉ／Ｆ（インタフェース）９８３と、入出力Ｉ／Ｆ９８４と、メディアＩ／Ｆ９８５と、を備える。ここで、記憶部９８２は、ＲＡＭ９８２ａと、ＲＯＭ９８２ｂと、ＳＳＤ（Solid State Drive）９８２ｃと、を備える。通信Ｉ／Ｆ９８３は、通信回路９８６に接続される。入出力Ｉ／Ｆ９８４は、入出力装置９８７に接続される。メディアＩ／Ｆ９８５は、記録媒体９８８からデータを読み書きする。ＲＯＭ９８２ｂには、ＣＰＵによって実行されるＩＰＬ（Initial Program Loader）等が格納されている。ＳＳＤ９８２ｃには、制御プログラムや各種データ等が記憶されている。ＣＰＵ９８１は、ＳＳＤ９８２ｃからＲＡＭ９８２ａに読み込んだ制御プログラム等を実行することにより、各種機能を実現する。
【0025】
図６は第１実施形態における送電線電圧Ｖ、出力電力Ｐおよび回転速度Ｍの例を示す図である。
以下、図６を参照して、第１実施形態において送電潮流が抑制される原理を説明する。
送電線電圧Ｖは、送電線８２の電圧であり、発電機４０６の出力電圧に等しい。出力電力Ｐは、発電機４０６から送電線８２を介して出力される有効電力である。また、回転速度Ｍは、発電機４０６の回転速度である。時刻ｔ10以前において、送電線電圧Ｖは電圧Ｖ１Ｈである。そして、時刻ｔ10において、プラント制御装置３２が送電潮流抑制信号ＣＰ（図４参照）を出力すると、送電潮流抑制部５０は、送電潮流抑制信号ＣＰに基づいて、送電線電圧Ｖを、所定の電圧階級以下の値である電圧Ｖ１Ｌになるように設定する。このため、送電潮流抑制部５０には、リアクトルやコンデンサ等のリアクタンスを設けるとよい。
以下、図６を参照して、第１実施形態において送電潮流が抑制される原理を説明する。
送電線電圧Ｖは、送電線８２の電圧であり、発電機４０６の出力電圧に等しい。出力電力Ｐは、発電機４０６から送電線８２を介して出力される有効電力である。また、回転速度Ｍは、発電機４０６の回転速度である。時刻ｔ10以前において、送電線電圧Ｖは電圧Ｖ１Ｈである。そして、時刻ｔ10において、プラント制御装置３２が送電潮流抑制信号ＣＰ（図４参照）を出力すると、送電潮流抑制部５０は、送電潮流抑制信号ＣＰに基づいて、送電線電圧Ｖを、所定の電圧階級以下の値である電圧Ｖ１Ｌになるように設定する。このため、送電潮流抑制部５０には、リアクトルやコンデンサ等のリアクタンスを設けるとよい。
【0026】
送電線８２を介して出力される出力電力Ｐには、送電線８２の熱容量や、同期安定性の観点から、上限値が設定されている。例えば、図示の電力Ｐ１Ｈは、この上限値である。そして、送電潮流抑制部５０は、時刻ｔ10に送電潮流抑制信号ＣＰを受信すると、出力電力Ｐの上限値を低下させる。この低下された上限値の指令は、送電潮流抑制信号ＣＰの中に含まれる。低下された上限値は、例えば図示の電力Ｐ１Ｌである。出力電力Ｐの上限値の変更は、系統故障後の送電線電圧Ｖが、系統故障前の電圧Ｖ１Ｌより低下することで実現される。具体的な送電線潮流の設備、上限値の設定方法については後述する他の実施形態（図１２～図１４参照）にて詳細を説明する。
【0027】
回転速度Ｍは、時刻ｔ10以前には、所定の基準速度Ｍ１Ｌに保たれている。そして、時刻ｔ10において、出力電力Ｐが電力Ｐ１Ｌに変更されたことにより、発電機４０６から変電所７０に送電できなくなった分の電力は、発電機４０６を加速させるために費やされる。その結果、送電潮流抑制部５０が送電潮流抑制信号ＣＰを受信した時刻ｔ10以降は、発電機４０６の回転速度Ｍは、基準速度Ｍ１Ｌから徐々に上昇してゆく。バイパス開度制御装置４４０は、上述した発電機４０６の状態変化を検出すると、タービンバイパス弁４０９に対して供給するタービンバイパス調整信号ＣＢを調節する。
【0028】
図７は、第１実施形態における原子力発電所４０の模式的なブロック図である。
図７を参照して、タービンバイパス弁４０９の動作による出力調整の原理を説明する。
先に図４にも示したように、原子力発電所４０は、原子炉４０７と、タービンバイパス弁４０９と、タービン４０５と、発電機４０６と、復水器４０８と、を備えている。さらに、原子力発電所４０は、抽気弁４０１を備えている。原子炉４０７から発生する蒸気は、タービンバイパス弁４０９によって、タービン４０５を通過した後に復水器４０８に流入するものと、直接的に復水器４０８に流入するものと、に分岐される。この図７では、沸騰水型の原子炉４０７を備える原子力発電所４０を例示しているが、原子炉４０７が加圧水型である原子力発電所４０でも同様である。
図７を参照して、タービンバイパス弁４０９の動作による出力調整の原理を説明する。
先に図４にも示したように、原子力発電所４０は、原子炉４０７と、タービンバイパス弁４０９と、タービン４０５と、発電機４０６と、復水器４０８と、を備えている。さらに、原子力発電所４０は、抽気弁４０１を備えている。原子炉４０７から発生する蒸気は、タービンバイパス弁４０９によって、タービン４０５を通過した後に復水器４０８に流入するものと、直接的に復水器４０８に流入するものと、に分岐される。この図７では、沸騰水型の原子炉４０７を備える原子力発電所４０を例示しているが、原子炉４０７が加圧水型である原子力発電所４０でも同様である。
【0029】
バイパス開度制御装置４４０は、発電機４０６の回転速度Ｍが基準速度Ｍ１Ｌ（図６参照）に近づくように（好ましくは基準速度Ｍ１Ｌに一致するように）タービンバイパス弁４０９を自動的に制御する制御ロジックを備えている。従って、図６の時刻ｔ10以降のように、回転速度Ｍが基準速度Ｍ１Ｌよりも高くなると、バイパス開度制御装置４４０は、タービン４０５に流入する蒸気量を減少させるように、タービンバイパス弁４０９を制御する。
【0030】
図８は、バイパス開度制御装置４４０のブロック図である。
バイパス開度制御装置４４０は、タービンバイパス弁開度計算部４４２を備えている。バイパス開度制御装置４４０は、発電機４０６の出力に応じてタービンバイパス弁４０９の開度を決定するものである。発電機４０６の現在の出力電力Ｐａと、目標出力電力Ｐｂと、がタービンバイパス弁開度計算部４４２に入力される。ここで、出力電力Ｐａは、例えば図６に示した出力電力Ｐであり、目標出力電力Ｐｂは、例えば図６に示した電力Ｐ１Ｈである。
バイパス開度制御装置４４０は、タービンバイパス弁開度計算部４４２を備えている。バイパス開度制御装置４４０は、発電機４０６の出力に応じてタービンバイパス弁４０９の開度を決定するものである。発電機４０６の現在の出力電力Ｐａと、目標出力電力Ｐｂと、がタービンバイパス弁開度計算部４４２に入力される。ここで、出力電力Ｐａは、例えば図６に示した出力電力Ｐであり、目標出力電力Ｐｂは、例えば図６に示した電力Ｐ１Ｈである。
【0031】
タービンバイパス弁開度計算部４４２では、出力電力Ｐａと、目標出力電力Ｐｂと、タービンバイパス調整信号ＣＢと、の関係を定めるテーブル４４４を有している。タービンバイパス弁開度計算部４４２は、このテーブル４４４を用いて、目標出力電力Ｐｂを実現するタービンバイパス弁４０９の開度を求め、求めた開度を指定するタービンバイパス調整信号ＣＢを出力する。
【0032】
図９は、第１実施形態における回転速度Ｍおよび出力電力Ｐの例を示す図である。
図９においては、制御システム３０から、送電潮流抑制信号ＣＰを受信した場合の回転速度Ｍおよび出力電力Ｐの例を示す。時刻ｔ10において、制御システム３０から送電潮流抑制部５０に対して送電潮流抑制信号ＣＰが出力されたとする。これにより、先に図６において説明したように、発電機４０６が出力する出力電力Ｐは時刻ｔ10においてＰ１ＨからＰ１Ｌに下がる。また、回転速度Ｍは時刻ｔ10以前は基準速度Ｍ１Ｌであったが、時刻ｔ10から徐々に上昇する。
図９においては、制御システム３０から、送電潮流抑制信号ＣＰを受信した場合の回転速度Ｍおよび出力電力Ｐの例を示す。時刻ｔ10において、制御システム３０から送電潮流抑制部５０に対して送電潮流抑制信号ＣＰが出力されたとする。これにより、先に図６において説明したように、発電機４０６が出力する出力電力Ｐは時刻ｔ10においてＰ１ＨからＰ１Ｌに下がる。また、回転速度Ｍは時刻ｔ10以前は基準速度Ｍ１Ｌであったが、時刻ｔ10から徐々に上昇する。
【0033】
出力電力Ｐが電力Ｐ１Ｈから電力Ｐ１Ｌに低下したことにより、バイパス開度制御装置４４０は、時刻ｔ12において、タービンバイパス調整信号ＣＢを変更する。すなわち、タービンバイパス弁４０９（図７参照）の開度を調節し、タービン４０５を介さずに復水器４０８へ流れる蒸気量を増加させる。これにより、時刻ｔ12以降は、回転速度Ｍは、基準速度Ｍ１Ｌに徐々に戻り、その後は基準速度Ｍ１Ｌに保たれる。一方、出力電力Ｐは、時刻ｔ10以降は電力Ｐ１Ｌに維持される。
【0034】
以上のアルゴリズムにより、原子力発電所４０は、制御システム３０からの送電潮流抑制信号ＣＰを直接的に受信することなく、発電機４０６から出力される出力電力Ｐを抑制することができる。すなわち、送電潮流抑制部５０が制御システム３０から送電潮流抑制信号ＣＰを受信し、出力電力Ｐの上限が設定されたことを反映して、受動的に発電機４０６の出力電力Ｐを抑制できる。
【0035】
［第２実施形態］
次に、第２実施形態による電力システムについて説明する。
第２実施形態による電力システムの全体構成は、第１実施形態のもの（図４参照）と同様である。なお、以下の説明において、上述した第１実施形態の各部に対応する部分には同一の符号を付し、その説明を省略する場合がある。
次に、第２実施形態による電力システムについて説明する。
第２実施形態による電力システムの全体構成は、第１実施形態のもの（図４参照）と同様である。なお、以下の説明において、上述した第１実施形態の各部に対応する部分には同一の符号を付し、その説明を省略する場合がある。
【0036】
上述の第１実施形態のものと同様に、本実施形態においても、制御システム３０は、必要に応じて、送電潮流抑制部５０に送電潮流抑制信号ＣＰを送信する。ここで、送電潮流抑制信号ＣＰを出力した際の電力系統８０の系統安定度の観点から、送電潮流抑制信号ＣＰを出力する必要性や、抑制する送電潮流の上限値を決定すると、一層好ましいと考えられる。これにより、送電潮流抑制部５０に送電潮流抑制信号ＣＰを供給することが、系統安定度の向上のために効果的なものになることが期待できる。そこで、本実施形態においては、制御システム３０に設けられたプラント制御装置３２において、図１０に示すような画面を表示することとした。
【0037】
図１０は、第２実施形態のプラント制御装置３２によって表示される系統安定度評価画面３４の一例を示す図である。
系統安定度評価画面３４は、系統図表示欄３６と、評価結果表示部３８と、を含んでいる。系統図表示欄３６には、同期発電機、再生エネルギー電源、負荷、変圧器、母線、線路等の接続状態を表示する。
系統安定度評価画面３４は、系統図表示欄３６と、評価結果表示部３８と、を含んでいる。系統図表示欄３６には、同期発電機、再生エネルギー電源、負荷、変圧器、母線、線路等の接続状態を表示する。
【0038】
また、評価結果表示部３８は、様々な想定した故障（想定故障ケースＣ１～Ｃ５）における、電力系統８０における安定度評価結果を表示する。ここで「故障」は、送電線の断線や、発電機の脱落、またそれ以外の電力系統の故障を対象としている。
【0039】
評価結果表示部３８は、想定故障ケースＣ１～Ｃ５が発生した際の、発電機の出力電力、発電機の位相角、発電機の出力電圧および発電機の出力周波数を、安定度の指標として示している。図中において「○」は安定、「×」は不安定を意味する。図１０の例においては、想定故障Ｃ３が発生した場合には、発電機の位相角差が不安定（×）となる課題がある旨が示されている。
【0040】
図１１は、系統安定度評価画面３４の他の例を示す図である。
図１１の評価結果表示部３８の想定故障Ｃ３においては、「発電機Ａ１」の出力電力Ｐが５００［ＭＷ］から２００［ＭＷ］に抑制されることが示されている。さらに、その結果として、発電機の位相角差が「不安定（×）」から「安定（○）」に変化し、発電機の位相角に対する課題が解消されたことを示している。なお、図中の「５００［ＭＷ］」は、図６における電力Ｐ１Ｈに対応し、「２００［ＭＷ］」は電力Ｐ１Ｌに対応する。また、「Ｐ１Ｈ－Ｐ１Ｌ」を、出力電力Ｐの「抑制量ΔＰ」と呼ぶ。
上述したような解析結果を参照し、制御システム３０は、送電潮流抑制部５０に送電潮流抑制信号ＣＰを出力するか否かを決定し、出力する場合には、出力電力Ｐの抑制量ΔＰを決定する。
図１１の評価結果表示部３８の想定故障Ｃ３においては、「発電機Ａ１」の出力電力Ｐが５００［ＭＷ］から２００［ＭＷ］に抑制されることが示されている。さらに、その結果として、発電機の位相角差が「不安定（×）」から「安定（○）」に変化し、発電機の位相角に対する課題が解消されたことを示している。なお、図中の「５００［ＭＷ］」は、図６における電力Ｐ１Ｈに対応し、「２００［ＭＷ］」は電力Ｐ１Ｌに対応する。また、「Ｐ１Ｈ－Ｐ１Ｌ」を、出力電力Ｐの「抑制量ΔＰ」と呼ぶ。
上述したような解析結果を参照し、制御システム３０は、送電潮流抑制部５０に送電潮流抑制信号ＣＰを出力するか否かを決定し、出力する場合には、出力電力Ｐの抑制量ΔＰを決定する。
【0041】
［第３実施形態］
次に、第３実施形態による電力システムについて説明する。
第３実施形態による電力システムの全体構成は、第１実施形態のもの（図４参照）と同様である。また、プラント制御装置３２が系統安定度評価画面３４（図１０参照）を表示する点については第２実施形態と同様である。なお、以下の説明において、上述した他の実施形態の各部に対応する部分には同一の符号を付し、その説明を省略する場合がある。
次に、第３実施形態による電力システムについて説明する。
第３実施形態による電力システムの全体構成は、第１実施形態のもの（図４参照）と同様である。また、プラント制御装置３２が系統安定度評価画面３４（図１０参照）を表示する点については第２実施形態と同様である。なお、以下の説明において、上述した他の実施形態の各部に対応する部分には同一の符号を付し、その説明を省略する場合がある。
【0042】
第２実施形態において、プラント制御装置３２は、電力系統８０の安定度の観点から出力電力Ｐの抑制量ΔＰを決定した。しかしながら、原子力発電所４０における抑制量ΔＰが大きすぎる場合には、タービンバイパス弁４０９から復水器４０８に流れる蒸気量を最大にしたとしても、目標となる発電機出力まで出力を抑制できない可能性がある。この場合、発電機４０６の加速を防ぐために、原子力発電所４０においてはスクラムが作動し、原子炉４０７が停止する可能性が生じる。
【0043】
この課題を解決するため、本実施形態においては、プラント制御装置３２によって決定される抑制量ΔＰの上限値を、タービンバイパス弁４０９の開度から事前に算出することとした。換言すれば、プラント制御装置３２は、抑制量ΔＰの上限値Ａを、原子力発電所４０の構成に応じた値に設定する。具体的には、抑制量ΔＰの上限値をＡ［ＭＷ］、発電機４０６の定格出力をＢ［ＭＷ］、タービンバイパス弁４０９の絞り量最大値をＣ［％］とし、下式（１）に基づいて、抑制量ΔＰの上限値Ａを算出する。
Ａ［ＭＷ］＝Ｂ［ＭＷ］×Ｃ［％］ …式（１）
Ａ［ＭＷ］＝Ｂ［ＭＷ］×Ｃ［％］ …式（１）
【0044】
ここで、絞り量最大値Ｃは、例えば３３［％］や７０［％］など、既存および新設する原子力発電所４０に設けられるタービンバイパス弁４０９に応じて設定するとよい。また、若干の余裕を確保するため、制御システム３０は、上限値Ａを、「Ｂ［ＭＷ］×Ｃ［％］」以下の値に設定してもよい。
【0045】
このように、本実施形態によれば、式（１）に示された上限値Ａ以下の範囲内で抑制量ΔＰを設定できる。これにより、原子力発電所４０の平常時の運用の範囲内で、制御システム３０等の外部系統からの信号を直接受け取ることなく、発電機４０６の出力電力Ｐに対する抑制量ΔＰを決定することが可能となる。
【0046】
評価結果表示部３８における「不安定（×）」は、各種想定故障に応じた系統安定度ＳＡ（図示せず）が、所定の下限値ＳＢ（図示せず）未満であることを示す。一方、「安定（○）」は、系統安定度ＳＡが下限値ＳＢ以上であることを示す。ここで、系統安定度ＳＡの上限値をＳＣとすると、制御システム３０は、抑制量ΔＰの上限値Ａを、「ＳＢ＜ＳＡ＜ＳＣ」を満たすように設定する。
【0047】
ここで、系統安定度ＳＡの指標として、図１０、図１１に示した例では、発電機の出力電力、発電機の位相角、発電機の出力電圧および発電機の出力周波数の全てを含んでいた。しかし、必ずしも、これらの項目の全てを系統安定度ＳＡとして含む必要はない。すなわち、発電機の出力電力、発電機の位相角、電圧または周波数のうち、少なくとも一つを、系統安定度ＳＡの指標として含めるとよい。
【0048】
［第４実施形態］
次に、第４実施形態について説明する。
図１２は、第４実施形態による電力システムＳＹＳ４のブロック図である。なお、以下の説明において、上述した他の実施形態の各部に対応する部分には同一の符号を付し、その説明を省略する場合がある。
電力システムＳＹＳ４は、電力システムＳＹＳ１（図４参照）と同様に、原子力発電所４０と、変電所７０と、送電潮流抑制部５０と、送電線８２，８４と、制御システム３０と、を備えている。これらの機能は、第１実施形態のものと同様である。
次に、第４実施形態について説明する。
図１２は、第４実施形態による電力システムＳＹＳ４のブロック図である。なお、以下の説明において、上述した他の実施形態の各部に対応する部分には同一の符号を付し、その説明を省略する場合がある。
電力システムＳＹＳ４は、電力システムＳＹＳ１（図４参照）と同様に、原子力発電所４０と、変電所７０と、送電潮流抑制部５０と、送電線８２，８４と、制御システム３０と、を備えている。これらの機能は、第１実施形態のものと同様である。
【0049】
但し、本実施形態の送電潮流抑制部５０は、送電線８２，８４の間に挿入されたリアクトル５２を備える。さらに、送電潮流抑制部５０は、他のリアクトルやコンデンサ５４等のリアクタンスを備えるとよい。これにより、第１実施形態のものと同様に、送電潮流抑制部５０は、送電潮流抑制信号ＣＰに基づいて、発電機４０６の出力電力Ｐを抑制できる。
【0050】
［第５実施形態］
次に、第５実施形態について説明する。
図１３は、第５実施形態による電力システムＳＹＳ５のブロック図である。なお、以下の説明において、上述した他の実施形態の各部に対応する部分には同一の符号を付し、その説明を省略する場合がある。
電力システムＳＹＳ４は、電力システムＳＹＳ１（図４参照）と同様に、原子力発電所４０と、変電所７０と、送電線８２，８４と、制御システム３０と、を備えている。これらの機能は、第１実施形態のものと同様である。
次に、第５実施形態について説明する。
図１３は、第５実施形態による電力システムＳＹＳ５のブロック図である。なお、以下の説明において、上述した他の実施形態の各部に対応する部分には同一の符号を付し、その説明を省略する場合がある。
電力システムＳＹＳ４は、電力システムＳＹＳ１（図４参照）と同様に、原子力発電所４０と、変電所７０と、送電線８２，８４と、制御システム３０と、を備えている。これらの機能は、第１実施形態のものと同様である。
【0051】
また、本実施形態においては、第１実施形態における送電潮流抑制部５０に代えて、送電潮流抑制部６０を備えている。そして、送電潮流抑制部６０は、リアクトル６２と、インバータ６４と、を備えている。送電潮流抑制部６０において、送電線８２，８４は直結されている。そして、その直結点とインバータ６４との間にリアクトル６２が挿入されている。すなわち、リアクトル６２は、送電線８２，８４に接続され、送電線電圧Ｖを変更するために用いられる。
【0052】
送電潮流抑制部６０は、上述した非特許文献１に示されたＳＴＡＴＣＯＭ（自励式無効電力補償装置：Static Synchronous Compensator）と類似の構成を備える。すなわち、送電潮流抑制部６０は、送電潮流抑制信号ＣＰに応じて、送電線８２，８４に無効電流を供給することによって、発電機４０６の出力電力Ｐを抑制する。
【0053】
インバータ６４の出力電圧をＶｉとし、送電線８２，８４の送電線電圧をＶとし、リアクトル６２のリアクタンス値をＸとし、送電線８２，８４に流れる電流をＩとすると、以下の式が成り立つ。
Ｖ ＝ Ｖｉ ＋ ｊＸＩ …式（２）
上記の式（２）は、リアクトル６２に代えてコンデンサ（図示せず）を適用した場合にも、共通に成り立つ関係式となる。式（２）により、インバータ６４の出力電圧Ｖｉと、リアクタンス値Ｘと、を変更することで、送電線電圧Ｖを変更することが可能となる。
Ｖ ＝ Ｖｉ ＋ ｊＸＩ …式（２）
上記の式（２）は、リアクトル６２に代えてコンデンサ（図示せず）を適用した場合にも、共通に成り立つ関係式となる。式（２）により、インバータ６４の出力電圧Ｖｉと、リアクタンス値Ｘと、を変更することで、送電線電圧Ｖを変更することが可能となる。
【0054】
［第６実施形態］
次に、第６実施形態について説明する。
第６実施形態による電力システムの全体構成は、第１実施形態のもの（図４参照）と同様である。なお、以下の説明において、上述した第１実施形態の各部に対応する部分には同一の符号を付し、その説明を省略する場合がある。
図１４は、第６実施形態における送電潮流抑制部５０のブロック図である。
本実施形態における送電潮流抑制部５０は、低域通過フィルタ部１０２と、整流回路１０４と、点弧角制御部１０６と、コンデンサ１０８と、インバータ１１０と、を備えている。
次に、第６実施形態について説明する。
第６実施形態による電力システムの全体構成は、第１実施形態のもの（図４参照）と同様である。なお、以下の説明において、上述した第１実施形態の各部に対応する部分には同一の符号を付し、その説明を省略する場合がある。
図１４は、第６実施形態における送電潮流抑制部５０のブロック図である。
本実施形態における送電潮流抑制部５０は、低域通過フィルタ部１０２と、整流回路１０４と、点弧角制御部１０６と、コンデンサ１０８と、インバータ１１０と、を備えている。
【0055】
低域通過フィルタ部１０２は、送電線８２に直列接続されたリアクトル（図示せず）と、送電線８２の三相の線間に接続されたコンデンサ（図示せず）と、を備えている。これにより、低域通過フィルタ部１０２は、送電線８２に流れる電流の高調波成分を抑制する。整流回路１０４は、６個のサイリスタ（図示せず）をブリッジ状に接続したものであり、低域通過フィルタ部１０２を介して入力された交流電流を整流し、コンデンサ１０８を充電する。点弧角制御部１０６は、送電潮流抑制信号ＣＰに基づいて、整流回路１０４内のサイリスタの点弧角を制御する。すなわち、送電潮流抑制信号ＣＰが供給されていない場合には点弧角を「０°」とし、送電潮流抑制信号ＣＰに含まれる抑制量が大きくなるほど点弧角を大きくする。
【0056】
点弧角が大きくなるほど、発電機４０６（図４参照）から見た送電潮流抑制部５０のインピーダンスが高くなるため、発電機４０６から出力される電流が抑制される。インバータ１１０は、コンデンサ１０８の端子電圧を変調し、系統周波数の交流電圧を生成し、交流電流を送電線８４を介して出力する。これにより、第１実施形態のものと同様に、送電潮流抑制部５０は、送電潮流抑制信号ＣＰに基づいて、発電機４０６の出力電力Ｐを抑制できる。
【0057】
［実施形態の効果］
以上のように上述した実施形態によれば、制御システム３０は、送電潮流抑制部５０に対して、発電所（４０）の出力電力Ｐを抑制すべき旨の送電潮流抑制信号ＣＰを出力し、送電潮流抑制部５０は、送電潮流抑制信号ＣＰに基づいて送電線８２，８４を介して伝送される、発電所（４０）の出力電力Ｐを抑制する。これにより、発電所（４０）の出力電力Ｐを適切に制御できる。
以上のように上述した実施形態によれば、制御システム３０は、送電潮流抑制部５０に対して、発電所（４０）の出力電力Ｐを抑制すべき旨の送電潮流抑制信号ＣＰを出力し、送電潮流抑制部５０は、送電潮流抑制信号ＣＰに基づいて送電線８２，８４を介して伝送される、発電所（４０）の出力電力Ｐを抑制する。これにより、発電所（４０）の出力電力Ｐを適切に制御できる。
【0058】
また、制御システム３０は、送電潮流抑制信号ＣＰによって抑制される出力電力Ｐの抑制量ΔＰの上限値Ａを、発電所（４０）の構成に応じた値に設定すると一層好ましい。これにより、発電所（４０）の構成に応じて、抑制量ΔＰの上限値Ａを設定できるため、発電所（４０）の出力電力Ｐを一層適切に制御できる。
【0059】
また、変電所７０は、電力系統８０に接続されるものであり、制御システム３０は、発電所（４０）の出力電力Ｐを抑制した際の電力系統８０の系統安定度をＳＡとし、系統安定度ＳＡの下限値をＳＢとし、系統安定度ＳＡの上限値をＳＣとし、制御システム３０は、出力電力Ｐの抑制量ΔＰの上限値Ａを、「ＳＢ＜ＳＡ＜ＳＣ」を満たすように設定すると一層好ましい。これにより、系統安定度ＳＡを、下限値ＳＢと上限値ＳＣとの間になるように設定でき、発電所（４０）の出力電力Ｐを一層適切に制御できる。
【0060】
また、系統安定度ＳＡの指標として、電力系統８０に含まれる発電機の位相角、電力系統８０における電圧、および電力系統８０における周波数のうち、少なくとも一つを含むと一層好ましい。これにより、適切な指標に基づいて、発電所（４０）の出力電力Ｐを一層適切に制御できる。
【0061】
また、制御システム３０は、タービンバイパス弁４０９の絞り量最大値ＣをＣ［％］とし、発電所（４０）の定格出力ＢをＢとした際に、抑制量ΔＰの上限値Ａを「Ｂ×Ｃ」以下の値に設定すると一層好ましい。これにより、タービンバイパス弁４０９によって実現可能な値に抑制量ΔＰを設定でき、発電所（４０）の出力電力Ｐを一層適切に制御できる。
【0062】
また、送電潮流抑制部５０はリアクトル５２を含むと一層好ましい。これにより、リアクトル５２の特性を活用して、発電所（４０）の出力電力Ｐを一層適切に制御できる。
【0063】
また、送電潮流抑制部５０はコンデンサ５４を含むと一層好ましい。これにより、コンデンサ５４の特性を活用して、発電所（４０）の出力電力Ｐを一層適切に制御できる。
【0064】
［変形例］
本発明は上述した実施形態に限定されるものではなく、種々の変形が可能である。上述した実施形態は本発明を理解しやすく説明するために例示したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。また、ある実施形態の構成の一部を他の実施形態の構成に置き換えることが可能であり、ある実施形態の構成に他の実施形態の構成を加えることも可能である。また、各実施形態の構成の一部について削除し、もしくは他の構成の追加・置換をすることが可能である。また、図中に示した制御線や情報線は説明上必要と考えられるものを示しており、製品上で必要な全ての制御線や情報線を示しているとは限らない。実際には殆ど全ての構成が相互に接続されていると考えてもよい。上記実施形態に対して可能な変形は、例えば以下のようなものである。
本発明は上述した実施形態に限定されるものではなく、種々の変形が可能である。上述した実施形態は本発明を理解しやすく説明するために例示したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。また、ある実施形態の構成の一部を他の実施形態の構成に置き換えることが可能であり、ある実施形態の構成に他の実施形態の構成を加えることも可能である。また、各実施形態の構成の一部について削除し、もしくは他の構成の追加・置換をすることが可能である。また、図中に示した制御線や情報線は説明上必要と考えられるものを示しており、製品上で必要な全ての制御線や情報線を示しているとは限らない。実際には殆ど全ての構成が相互に接続されていると考えてもよい。上記実施形態に対して可能な変形は、例えば以下のようなものである。
【0065】
（１）上記実施形態におけるプラント制御装置３２のハードウエアは一般的なコンピュータによって実現できるため、上述した各種処理を実行するプログラム等を記憶媒体（プログラムを記録したコンピュータ読み取り可能な記録媒体）に格納し、または伝送路を介して頒布してもよい。
【0066】
（２）上述した各種処理は、上記実施形態ではプログラムを用いたソフトウエア的な処理として説明したが、その一部または全部をＡＳＩＣ（Application Specific Integrated Circuit；特定用途向けＩＣ）、あるいはＦＰＧＡ（Field Programmable Gate Array）等を用いたハードウエア的な処理に置き換えてもよい。
【符号の説明】
【0067】
３０ 制御システム
４０ 原子力発電所（発電所）
５０ 送電潮流抑制部
５２ リアクトル
５４ コンデンサ
７０ 変電所
８０ 電力系統
８２ 送電線
８２，８４ 送電線
８４ 送電線
４０５ タービン
４０６ 発電機
４０７ 原子炉（蒸気発生部）
４０８ 復水器
４０９ タービンバイパス弁
Ａ 上限値
Ｂ 定格出力
Ｃ 絞り量最大値
Ｐ 出力電力
ＣＰ 送電潮流抑制信号
ＳＡ 系統安定度
ＳＢ 下限値
ＳＣ 上限値
ΔＰ 抑制量
ＳＹＳ１，ＳＹＳ４，ＳＹＳ５ 電力システム
４０ 原子力発電所（発電所）
５０ 送電潮流抑制部
５２ リアクトル
５４ コンデンサ
７０ 変電所
８０ 電力系統
８２ 送電線
８２，８４ 送電線
８４ 送電線
４０５ タービン
４０６ 発電機
４０７ 原子炉（蒸気発生部）
４０８ 復水器
４０９ タービンバイパス弁
Ａ 上限値
Ｂ 定格出力
Ｃ 絞り量最大値
Ｐ 出力電力
ＣＰ 送電潮流抑制信号
ＳＡ 系統安定度
ＳＢ 下限値
ＳＣ 上限値
ΔＰ 抑制量
ＳＹＳ１，ＳＹＳ４，ＳＹＳ５ 電力システム
【図1】
【図2】
【図3】
【図4】
【図5】
【図6】
【図7】
【図8】
【図9】
【図10】
【図11】
【図12】
【図13】
【図14】