(57)【要約】【課題】電力系統の安定化を図るための系統安定化制御システムにおいて、事故中のデータを用いて制御演算を行うこと。【解決手段】電力系統に事故が発生し、主保護による事故除去が為されずに後備保護動作に至った場合、事故中の発電機出力または送電線有効電力に関するデータを蓄積するとともに、蓄積したデータから算出される発電機位相角（δ）の情報と蓄積した発電機出力（ＰE）の情報とを用いて事故中および事故除去後のＰ−δ曲線を推定し、推定したＰ−δ曲線から加速エネルギー（ＶＡ）および減速エネルギー（ＶＤ）を算出し、算出したＶＡ，ＶＤの大小比較から安定度判別を行い、不安定な場合は発電機遮断を行う。【選択図】        図２
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
電力系統に事故が発生し、主保護による事故除去が為されずに後備保護動作に至った場合、事故中の発電機出力または送電線有効電力に関するデータを蓄積するとともに、蓄積したデータから算出される発電機位相角の情報と蓄積した発電機出力の情報とを用いて事故中および事故除去後の電力相差角曲線を推定し、推定した電力相差角曲線から加速エネルギーおよび減速エネルギーを算出し、算出した加速エネルギー、減速エネルギーの大小比較から安定度判別を行い、不安定の場合は発電機遮断を行うことを特徴とする系統安定化制御システム。
【請求項２】
事故中の電力相差角曲線を事故発生前の発電機出力-発電機位相角平面上の動作点へ平行移動することで、事故除去後の電力相差角曲線として用いることを特徴とする請求項１に記載の系統安定化制御システム。
【請求項３】
時間経過に伴い蓄積データを増加させて、同一の制御演算を一定周期で繰り返し実施する逐次監視型制御演算を適用することを特徴とする請求項１または２に記載の系統安定化制御システム。
【請求項４】
事故中には把握できない事故除去時間を予め整定値として与えることを特徴とする請求項１〜３の何れか１項に記載の系統安定化制御システム。
【請求項５】
発電機遮断が行われていない場合と、すでに１台以上の発電機遮断が行われている場合とに分け、それぞれの場合において異なる事故除去時間の整定値を適用することを特徴とする請求項４に記載の系統安定化制御システム。
【請求項６】
予め整定で与えるバックアップ制御判定時間、バックアップ制御判定電圧、バックアップ制御判定電圧変化率と、逐次監視している時間、電圧、電圧変化率とをそれぞれ比較し、制御演算を行う時点がバックアップ制御判定時間を過ぎており、かつ、電圧がバックアップ制御判定電圧を下回っており、かつ、電圧変化率がバックアップ制御判定電圧変化率を下回っている場合に、事故除去後の電力相差角曲線を用いずに、事故中の電力相差角曲線のみを用いて、その後の制御演算を行う逐次監視バックアップ制御方式を適用することを特徴とする請求項１〜３の何れか１項に記載の系統安定化制御システム。
【請求項７】
予め整定で与える電圧ロック判定時間、電圧ロック判定電圧と、逐次監視している時間、電圧とをそれぞれ比較し、制御演算時点が電圧ロック判定時間を過ぎており、かつ、電圧が電圧ロック判定電圧を上回っている場合に、逐次監視型制御演算をロックすることを特徴とする請求項１〜３の何れか１項に記載の系統安定化制御システム。
【請求項８】
推定した電力相差角曲線における正弦関数に付される係数に、予め整定された調整係数を乗算することによって得られた新たな係数を、当該正弦関数の係数として用いることを特徴とする請求項１〜７の何れか１項に記載の系統安定化制御システム。
【請求項９】
予め整定で与える不連続検出有効電力と、逐次監視している発電機出力あるいは送電線有効電力の変化成分とを比較し、当該比較成分が不連続検出有効電力を上回っている場合には、不連続点であることを検出するとともに、検出された不連続点を破棄し、不連続点の前後の蓄積データを連結することを特徴とする請求項１〜８の何れか１項に記載の系統安定化制御システム。
【請求項１０】
自端の計測情報のみから事故発生および事故除去をそれぞれ検出し、かつ、自端の計測情報のみから主保護動作か後備保護動作かを判断することを特徴とする請求項１〜３の何れか１項に記載の系統安定化制御システム。
【請求項１１】
前記事故除去の検出に、無効電力の回復率の情報を用いることを特徴とする請求項１０に記載の系統安定化制御システム。
【請求項１２】
予め整定で与える電圧階級判定有効電力変化量と、事故発生時点の発電機出力あるいは送電線有効電力の変化量とを比較し、事故発生時点の変化量が電圧階級判定有効電力変化量を上回っている場合は１５４ｋＶ系統事故と判定し、電圧階級判定有効電力変化量を下回っている場合は７７ｋＶ系統事故と判定するとともに、それぞれの各場合において、第１回目の制御演算の実施時刻を異なる整定時刻に設定することを特徴とする請求項１〜３の何れか１項に記載の系統安定化制御システム。
【請求項１３】
制御演算の起動条件として、事故発生時点の電圧変化、事故発生時点の発電機出力変化または送電線有効電力変化、事故発生時点の送電線無効電力変化要素、無効電力一定時間不継続要素、事故発生時点の三相電流アンバランス率、事故発生時点の三相電圧アンバランス率、事故発生時点の電圧低下要素、事故発生時点の過電流、事故発生前の発電機出力または送電線有効電力、周波数上昇要素、および周波数低下要素の中から１以上の要素を適宜適用して制御演算処理の起動判定を行うことを特徴とする請求項１〜１２の何れか１項に記載の系統安定化制御システム。
【請求項１４】
前記安定度判別の判定結果に基づく発電機遮断制御は、発電機遮断による安定化効果および発電機復旧作業の容易性の双方を考慮して行われることを特徴とする請求項１〜１３の何れか１項に記載の系統安定化制御システム。
【請求項１５】
前記発電機出力の初期値を計器用変圧器を介して得ずに、サイクリックデジタル伝送装置を介して得ることを特徴とする請求項１〜１４の何れか１項に記載の系統安定化制御システム。
【請求項１６】
自所負荷バンク電流を計測しない場合、各発電機に対する制御量の合計値および送電線潮流の初期値を用いて自所負荷初期値を算出し、算出した自所負荷初期値に自所負荷の電圧静特性を考慮して自所負荷量を算出し、算出した自所負荷量および送電線潮流に基づいて前記発電機出力を算出することを特徴とする請求項１５に記載の系統安定化制御システム。
【請求項１７】
自所負荷バンク電流を計測する場合、自端で計測した送電線潮流および自端で計測した自所負荷量に基づいて前記発電機出力を算出することを特徴とする請求項１５に記載の系統安定化制御システム。
【請求項１８】
電力系統に対する安定度判別を行い、不安定の場合に発電機遮断を行う系統安定化制御方法であって、
電力系統に事故が発生し、主保護による事故除去が為されずに後備保護動作に至った場合、事故中の発電機出力または送電線有効電力を蓄積する第１ステップと、
蓄積したデータから算出される発電機位相角と蓄積した発電機出力とによって関係付けられる電力相差角曲線を推定する第２ステップと、
推定した電力相差角曲線から加速エネルギーおよび減速エネルギーを算出する第３ステップと、
算出した加速エネルギー、減速エネルギーの大小比較から安定度判別を行う第４ステップと、
を含むことを特徴とする系統安定化制御方法。
【請求項１９】
前記第１ステップでは、自端で得られた発電機電流および発電機電圧の各情報を用いて算出した発電機出力の情報を蓄積することを特徴とする請求項１８に記載の系統安定化制御方法。
【請求項２０】
前記第１ステップでは、自端で得られた送電線電流および送電端電圧の各情報を用いて算出した送電線有効電力の情報を蓄積し、
前記第１ステップと前記第２ステップとの間に、前記蓄積された送電線有効電力の情報と、外部システムを通じて得られた発電機出力の初期情報とを用いて発電機出力を算出するステップが含まれることを特徴とする請求項１８に記載の系統安定化制御方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、発電所から送電線を介して主系統に電力を供給する電力系統に適用され、当該電力系統の安定化を図るための系統安定化制御システムおよび系統安定化制御方法に関するものである。
【背景技術】
【０００２】
基本的な系統安定化制御システムとして、下記非特許文献１に示されたものがある。この非特許文献１に示された系統安定化制御システムの主たる特徴は、以下のとおりである。
（１）系統安定化制御システムの制御において、事故発生後の動揺中に必要となるオンラインデータは、制御対象発電機の電気的出力のみである。
（２）エネルギー法（等面積法）をベースに構築したものであり、対象とする電力系統の過渡安定度を、予測的かつ定量的に評価することができる。
（３）オンラインデータに基づいて電力相差角曲線（以下「Ｐ−δ曲線」という）を推定するので、事故条件や系統状態に適応して最適な安定化制御量（発電機遮断量）を算出することができる。
【０００３】
また、相手端の情報を用いた制御を行う系統安定化制御装置として、下記特許文献１に示されたものがある。この特許文献１に示された系統安定化制御方式では、相手端情報を自端に伝送するための端末装置と伝送路とが必要であり、装置やシステムの規模が大きくなり、設置コストや維持コストが増大し、制御も複雑になるという課題があった。
【０００４】
一方、下記特許文献２に示される系統安定化制御システムは、特許文献１に示される系統安定化制御装置の課題を解決するとともに、非特許文献１に示される系統安定化制御方式には示されていない技術的事項を開示している。
【０００５】
具体的に、この特許文献２に示される系統安定化制御システムでは、複数台の発電機で構成された複数の発電所の各々に系統安定化制御装置が設けられ、各系統安定化制御装置が事故発生中の自端での電気量から自発電所の発電機を切り離し制御するモードであるか否かを判定し、自発電所の発電機を切り離し制御するモードではないと判定した場合には、自発電所の発電機切り離し制御をロックすることで、端末装置と伝送路とを用いることなく各発電所の系統安定化制御装置が系統安定化制御を行うことを可能としている。
【０００６】
【特許文献１】特開平８−３３２０８号公報
【特許文献２】特開２００７−２０９０８５号公報
【非特許文献１】「大容量電源系統のオンライン安定化制御方式の開発」、電気学会論文誌Ｂ分冊、社団法人電気学会、１９９０年８月、Ｖｏｌ．１１０−Ｂ、Ｎｏ．８、６５２〜６６１
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００７】
しかしながら、事故中のデータを用いる場合には、以下に示すような課題があった。
（１）事故中のデータを蓄積して制御演算を行う場合、事故除去後のＰ−δ曲線や事故除去時間が不明である。
（２）事故中データを用いて早い段階で制御演算を行う場合、通常の事故除去後に制御演算を行う場合に比べて、Ｐ−δ曲線の推定精度が低下し、発電機遮断台数が過剰あるいは不足となる虞がある。
（３）事故中データを用いて早い段階で制御演算を開始する場合、主保護動作ケースで不要な発電機遮断を行う虞がある。
（４）事故中データを用いて早い段階で制御演算を開始する場合、主保護除去時間の遅い７７ｋＶ系の後備保護ケースで不要な発電機遮断を行う虞がある。
【０００８】
本発明は、上記に鑑みてなされたものであって、事故中のデータを用いた制御演算に基づいて発電機遮断制御を行うことができる系統安定化制御システムおよび系統安定化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】
【０００９】
上述した課題を解決し、目的を達成するため、本発明にかかる系統安定化制御システムは、電力系統に事故が発生し、主保護による事故除去が為されずに後備保護動作に至った場合、事故中の発電機出力または送電線有効電力に関するデータを蓄積するとともに、蓄積したデータから算出される発電機位相角の情報と蓄積した発電機出力の情報とを用いて事故中および事故除去後の電力相差角曲線を推定し、推定した電力相差角曲線から加速エネルギーおよび減速エネルギーを算出し、算出した加速エネルギー、減速エネルギーの大小比較から安定度判別を行い、不安定の場合は発電機遮断を行うことを特徴とする。
【発明の効果】
【００１０】
本発明にかかる系統安定化制御システムによれば、事故中の発電機出力または送電線有効電力を蓄積し、蓄積したデータから算出される発電機位相角と蓄積した発電機出力とを用いて事故中および事故除去後の電力相差角曲線を推定し、推定した電力相差角曲線から求められる加速エネルギーと減速エネルギーとの大小比較に基づいて安定度判別を行うようにしているので、事故中のデータを用いた制御演算に基づいて発電機遮断制御を行うことができるという効果を奏する。
【発明を実施するための最良の形態】
【００１１】
以下に添付図面を参照して、本発明にかかる系統安定化制御システムおよび系統安定化制御方法の実施の形態を詳細に説明する。なお、以下に示す実施の形態により本発明が限定されるものではない。
【００１２】
実施の形態１．
図１は、複数台の発電機を有する発電所から送電線を介して主系統に電力を供給する電力系統にかかる典型的な構成例を示す図である。図１に示すように、発電所１は、例えば電力会社の既存火力発電所であり、複数台の発電機Ｇ１〜Ｇｎを備えている。発電所１の発電機Ｇ１〜Ｇｎは、何れも個別の遮断器ＣＢを介して発電所母線２に接続されている。また、発電所１には、系統安定化制御装置４が設けられている。
【００１３】
系統安定化制御装置４は、入出力部４ａ、制御演算起動信号生成部４ｂ、および制御演算部４ｃを備えている。入出力部４ａには、発電機Ｇ１〜Ｇｎの各発電機母線に接続されたＰＴ（計器用変圧器）の出力である自端オンライン電圧、および各発電機Ｇ１〜Ｇｎの出力電流であるＣＴ出力（自端オンライン電流）が入力される。制御演算部４ｃは、入出力部４ａに入力された自端オンライン電圧および自端オンライン電流を用いて、後述する各式に基づく演算処理を実行するとともに、当該演算結果に基づき、例えば送電線事故等の重大事故時等において電力系統が不安定状態となると予測された場合に、各発電機に対応の遮断器ＣＢ，・・・ＣＢを選択的にトリップさせることで、発電機Ｇ１〜Ｇｎを選択的に遮断し、電力系統が安定状態となるように制御する。なお、制御演算部４ｃが演算を行うタイミング信号（制御演算起動信号）は、制御演算起動信号生成部４ｂによって生成され、制御演算部４ｃに入力される。
【００１４】
つぎに、系統安定化制御システムにおいて実行される制御処理の全体フローについて、図２を参照して説明する。ここで、図２は、系統安定化制御システムの制御処理に関する全体フローを示すフローチャートである。
【００１５】
まず、制御演算起動信号生成部４ｂは、制御演算処理を起動するタイミングか否かを判定する（ステップＳ１０１）。制御演算処理を起動するタイミングではないと判定した場合（ステップＳ１０１，Ｎｏ）、ステップＳ１０１の判定処理が継続的に実行される。一方、制御演算処理を起動するタイミングであると判定した場合（ステップＳ１０１，Ｙｅｓ）、制御演算起動信号生成部４ｂは、制御演算起動信号を出力して制御演算部４ｃを起動する。
【００１６】
制御演算部４ｃは、等価発電機出力ＰE、等価発電機の角速度偏差Δω、および等価発電機の位相角偏差Δδを算出し（ステップＳ１０２）、Ｐ−δ（Ｐ−Δδ）曲線を推定し（ステップＳ１０３）、加速エネルギー（運動エネルギーともいう）ＶＡおよび減速エネルギー（臨界エネルギーともいう）ＶＤを算出する（ステップＳ１０４）。なお、これらの等価発電機出力ＰE、角速度偏差Δω、位相角偏差Δδ、加速エネルギーＶＡ、および減速エネルギーＶＤの詳細については後述する。
【００１７】
つぎに、制御演算部４ｃは、加速エネルギーＶＡと減速エネルギーＶＤとを比較することにより、安定度判別を行う（ステップＳ１０５）。ここで、電力系統が不安定であると判定した場合（ステップＳ１０５，Ｙｅｓ）、後述する発電機遮断制御（以下「電制」という）を実行する（ステップＳ１０６）。一方、電力系統が安定であると判定した場合（ステップＳ１０５，Ｎｏ）、制御演算を終了してよいかの判定処理を実行する（ステップＳ１０７）。
【００１８】
ステップＳ１０７の処理では、所定の終了条件を満足するか否かが判定される。所定の終了条件として、例えば演算時間がある一定時間を超えたか否か、電制台数が発電所の発電機台数を超えたか否かなどを用いることができる。無論、これら以外の条件を適用することも可能である。一方、制御演算の終了条件を満足しない場合、ステップＳ１０２〜Ｓ１０６までの制御処理が繰り返し実行される。
【００１９】
つぎに、系統安定化制御装置４に具備される制御演算起動信号生成部４ｂの機能について、図３を参照して説明する。なお、図３は、制御演算起動信号生成部４ｂの機能構成の一例を示す図である。
【００２０】
図３に示すように、制御演算起動信号生成部４ｂは、事故発生検出部１２、事故除去検出部１４および制御演算ロック検出部１６を備えるとともに、論理和回路２１、論理反転回路２２、論理積回路２３およびタイマ２４を備えている。事故除去検出部１４および制御演算ロック検出部１６の各出力は論理和回路２１および論理反転回路２２を介して論理積回路２３の一方の入力となり、事故発生検出部１２の出力は論理積回路２３の他方の入力となる。論理積回路２３の出力は、タイマ２４によって所定の遅延時間が与えられ制御演算起動信号として出力される。すなわち、図３に示す構成では、事故発生検出部１２にて事故が検出され、かつ、事故除去検出部１４にて事故の除去が検出されず、かつ、制御演算ロック検出部１６にてロックがかけられていないときに、制御演算起動信号が出力されることになる。
【００２１】
図４は、図３に示した機能構成をさらに具現化した構成を示す図である。事故発生検出部１２は、有効電力変化幅要素（以下「ΔＰF」と表記）１２ａ、電圧変化幅要素（以下「ΔＶF」と表記）１２ｂ、無効電力変化幅要素（以下「ΔＱF」と表記）１２ｃおよび、これらの起動要素の論理積をとる論理積回路１２ｄを備えている。
【００２２】
これらの起動要素のうち、ΔＰF１２ａおよびΔＶF１２ｂは、安定度問題の発生要因からの起動要素である。安定度問題は、後備保護動作による電圧低下継続時間が長く、対象発電機出力が低下することが要因となって発生するものである。このため、安定度問題の発生要因からの起動要素としては、例えば次式に示すような条件式を用いることができる。
【００２３】
・△ＰF：有効電力変化幅要素（減少側）
ＰＬ(t-720°)−ＰＬ(t)≧整定値（積分３回照合）    …（１）
上式において、ＰＬ(t)は時間ｔにおける実効電力値であり、ＰＬ(t-720°)は２周期前の実効電力値である。
・△ＶF：電圧変化幅要素（低下側）
Ｖm-a−Ｖa(t)≧整定値（積分３回照合）    …（２）
Ｖm-b−Ｖb(t)≧整定値（積分３回照合）    …（３）
Ｖm-c−Ｖc(t)≧整定値（積分３回照合）    …（４）
上式において、Ｖm-aはａ相における事故直前の凍結値であり、Ｖa(t)は時間ｔにおけるａ相の実効値である（多相についても同様）。
【００２４】
また、ΔＱF１２ｃは、事故以外での誤動作防止対策のための起動要素である。上記（１）〜（４）式に示す起動要素のみだと、事故発生時の変動が比較的小さい場合や、事故以外の発電機トリップ等で誤動作に至る可能性がある。そこで、事故発生時の変動が大きく、事故以外では変動が小さい特徴を持つ無効電力変動を起動要素に加えることとしている。この起動要素は、例えば次式に示すような条件式を用いることができる。
【００２５】
・ΔＱF：無効電力変化幅要素（増加側）
ＱＬ(t)−ＱＬ(t-720°)≧整定値（積分３回照合）    …（５）
【００２６】
つぎに、制御演算ロック検出部１６の要素（起動ロック要素）について説明する。図４に示すように、制御演算ロック検出部１６は、不継続要素（以下「ΔＱNoCnt」と表記）１６ａ、電圧低下要素（以下「ＵＶLOK」と表記）１６ｂ、安定限界潮流（以下「ＰLOK」と表記）１６ｃ、電流３相アンバランス要素（以下「ΔＩUBLok」と表記）１６ｄ、電圧３相アンバランス要素（以下「ΔＶUBLok」と表記）１６ｅ、上側周波数ロック要素（以下「９５ＯＦ」と表記）１６ｆ、下側周波数ロック要素（以下「９５ＵＦ」と表記）１６ｇ、電流フルスケールオーバーロック要素（以下「ＯＣLok」と表記）１６ｈ、これらの要素の論理和をとる論理和回路１６ｊを備えている。
【００２７】
上記した制御演算ロック検出部１６における起動ロック要素のうち、ΔＱNoCnt１６ａは、不継続対策のための起動ロック要素である。無事故ルート断などで真値としての△Ｑ（無効電力の変化幅）が上昇しない場合においても、フィルタによる影響などにより、上記したΔＱF１２ｃ（無効電力変化幅要素）が不要動作する虞がある。このため、事故前と比較してＱが一定時間継続しないときには装置をロックさせることとする。この起動要素は、フィルタなどの影響が残る事故後１〜３サイクル程度間の△Ｑを監視するものとして、例えば次式に示すような条件式を用いることができる。
【００２８】
・ΔＱNoCnt
ＱＬ(t)−Ｑm＜整定値（積分３回照合）      …（６）
上式において、Ｑmは、無効電力における事故直前の凍結値である。
【００２９】
また、ΔＩUBLok１６ｄおよびΔＶUBLok１６ｅは、ローカルバックアップ（基幹系１相ＣＢ不動作）対策のための起動ロック要素である。基幹系１相ＣＢの不動作時には、事故除去時間が遅いローカルバックアップによる除去となる。この場合には、例えば２７５ｋＶ以上の基幹系の安定度維持のために通常設けられている安定度維持システム（ＴＳＣ）が動作するが、事故除去時間が遅いために、本実施の形態にかかる系統安定化制御システムも動作する可能性がある。一方、安定度維持システムおよび系統安定化制御システムの双方が同時動作する場合には、過剰電制となる虞がある。このため、基幹系１相ＣＢ不動作時には、系統安定化制御システムは起動させないことが好ましい。なお、基幹系ＣＢの２相以上が同時に不動作になることは稀頻度であるため、本実施の形態にかかる系統安定化制御システムでは、基幹系２相以上のＣＢ不動作対策は実施しないものとする。
【００３０】
基幹系１相ＣＢの不動作時では、電圧、電流のアンバランスが生じていることから、これらを検出した場合には系統安定化制御装置が起動しないよう、電流３相アンバランス要素および電圧３相アンバランス要素を起動ロック要素に加える。なお、線路キャパシタンスなどの影響により事故前にもある程度のアンバランスが生じていることから、事故前のアンバランス率と比較して一定値以上の差を生じた場合にアンバランスロックをかけることとして、例えば次式に示すような条件式を用いることができる。
【００３１】
・ΔＩUBLok
Min(Im-a,Im-b,Im-c)／Max(Im-a,Im-b,Im-c)−Min(Ia(t),Ib(t),Ic(t))
／Max(Ia(t),Ib(t),Ic(t))≧整定値(積分３回照合)      …（７）
・ΔＶUBLok
Min(Vm-a,Vm-b,Vm-c)／Max(Vm-a,Vm-b,Vm-c)−Min(Va(t),Vb(t),Vc(t))
／Max(Va(t),Vb(t),Vc(t))≧整定値(積分３回照合)      …（８）
上式において、Min(…）およびMax(…）は、それぞれかっこ内の要素の最小値、最大値を選択することを意味している。
【００３２】
さらに、ＵＶLOK１６ｂおよびＯＣLok１６ｈは、至近端事故対策のための起動ロック要素である。至近端事故時等においては、事故電流が大きくなり、ＣＴ飽和による計測精度悪化が懸念されることから、系統安定化制御装置４の起動をロックさせることとしている。これらの起動ロック要素は、例えば次式に示すような条件式を用いることができる。
【００３３】
・ＵＶLOK
Ｖa(t)≦整定値（積分３回照合）            …（９）
Ｖb(t)≦整定値（積分３回照合）          …（１０）
Ｖc(t)≦整定値（積分３回照合）          …（１１）
・ＯＣLok
Ｉa(t)＞整定値（積分３回照合）          …（１２）
Ｉb(t)＞整定値（積分３回照合）          …（１３）
Ｉc(t)＞整定値（積分３回照合）          …（１４）
【００３４】
また、ＰLok１６ｃは、安定限界潮流以下での起動ロック要素である。系統安定化制御装置は、安定である事故時に起動する必要はなく、不安定な事故時のみ起動することで支障はない。このため、系統安定化制御装置の起動範囲を限定させることを目的として、事故発生時点の潮流値が安定限界潮流以下では、系統安定化制御装置４の起動をロックさせる要素を追加することとしている。この起動ロック要素は、例えば次式に示すような条件式を用いることができる。
【００３５】
・ＰLok
Ｐｍ＜整定値（積分３回照合）            …（１５）
上式において、Ｐｍは、有効電力における事故直前の凍結値である。
【００３６】
さらに、９５ＯＦ１６ｆ、９５ＵＦ１６ｇは、ルート断事故による系統周波数変動時の起動ロック要素である。ルート断事故時などにおいて、電力系統の周波数が大きく変動した場合に、電圧値や電力値を正しく計測できなくなり、系統安定化制御装置が適正な演算を行うことができなくなる虞がある。このため、周波数の上限および下限に関する起動ロック要素を設けることとしている。これらの起動ロック要素は、例えば次式に示すような条件式を用いることができる。
【００３７】
・９５ＯＦ
ｆ≧整定値（積分１６回照合）            …（１６）
・９５ＵＦ
ｆ≦整定値（積分１６回照合）            …（１７）
【００３８】
つぎに、事故除去検出部１４の要素（事故除去検出要素）について説明する。図４に示すように、事故除去検出部１４は、事故除去検出要素として作用する無効電力変化率要素（以下「ΔＱRCV」と表記）１４ａを備えている。
【００３９】
事故除去の判断は、前述のように、状態変化時の無効電力回復率を用いることとしている。なお、状態変化時の無効電力回復率を用いた判定基準として、例えば次式を用いることができる。
【００４０】
・ΔＱRCV
[ＱＬ(t-720°)−ＱＬ(t)]／[ＱＬ(t-720°)−Ｑm]≧整定値（積分３回照合）    …（１８）
【００４１】
上式のように、ΔＱRCVが、整定値よりも大きい場合には事故除去と判断し、整定値よりも小さい場合には事故中と判断する。なお、フィルタなどによる影響により、事故除去時の△Ｑ波形が鈍り、△Ｑ波形の回復率動作が想定よりも遅れる場合が考えられるため、無効電力回復率の窓長は２サイクル程度とすることが好ましい。
【００４２】
ところで、上述した等価発電機出力ＰE［ｐｕ］、角速度偏差Δω［ｒａｄ／ｓ］、位相角偏差Δδ［ｒａｄ］、加速エネルギーＶＡ［ｐｕ］、および減速エネルギーＶＤ［ｐｕ］については、一般的な次式で与えられる。
【００４３】
ＰE（Δδ）＝Ｐ１*ｓｉｎ(Δδ)＋Ｐ２*ｃｏｓ(Δδ)    …（１９）
(ｄΔω／ｄｔ)＝(ω0／Ｍ)*(ＰM*ＫPM−ＰE)              …（２０）
(ｄΔδ／ｄｔ)＝Δω                                 …（２１）
ＶＡ＝(Ｍ／２)*(Δω(ｔc)／ω0)＾２                   …（２２）
ＶＤ＝∫(ＰE−ＰM*ＫPM)ｄΔδ                          …（２３）
【００４４】
ここで、上記各式に含まれる記号の意味およびその単位は、つぎのとおりである。
ＰM：等価発電機の機械的入力［ｐｕ］
ＫPM：機械入力調整係数
Ｍ：等価発電機の慣性定数［ｓ］
ω0：基準角周波数［ｒａｄ／ｓ］
ｔc：制御実施時刻［ｓ］
【００４５】
上記（１９）〜（２３）式から明らかなように、加速エネルギーＶＡおよび減速エネルギーＶＤを算出するためには、（１９）式における係数Ｐ１，Ｐ２を推定する必要がある。この推定処理は、上記したステップＳ１０３の処理に対応し、系統安定化制御装置４に具備される制御演算部４ｃによって実行される。
【００４６】
つぎに、制御演算部４ｃが実行するＰ−δ曲線の推定処理について、図５を参照して説明する。ここで、図５は、電力相差角曲線の推定手法を説明するための図である。なお、以下の説明は、等価発電機の位相角偏差（Δδ）に対する等価発電機出力ＰEの関係を表したＰ−Δδ曲線を用いた説明とするが、本質的な点はＰ−δ曲線と何ら変わるものではない。
【００４７】
（１）まず、図５の太実線Ｌ１で示す部分（ΔδSPS〜ΔδnE）のデータを取得する。すなわち、太実線Ｌ１で示す部分のデータは、電力相差角曲線の推定に用いるサンプリングデータである。
（２）つぎに、このサンプリングデータを用いて、細実線Ｌ２で示す部分の波形を推定する。この推定処理には、例えば最小二乗法などが用いられる。
（３）つぎに、推定した曲線Ｌ２がＡ点を通るように平行移動する。ここで、図５に示すＡ点は、電力系統が安定であればここに留まることになる動作点（事故発生前の運転点）である。すなわち、曲線Ｌ２をＡ点を通るように平行移動した細実線で示す曲線Ｌ３は、事故除去後の波形となる。
（４）なお、図５に示すように、ΔδFCは事故除去時刻における位相角偏差であり、曲線Ｌ２におけるΔδFCよりも左側の部分の波形と、曲線Ｌ３におけるΔδFCよりも右側の部分の波形と、これらの曲線を結ぶ直線（図６の太実線部参照）とが、加速エネルギーＶＡおよび減速エネルギーＶＤを求める際に用いられる曲線（演算用曲線）となる。
【００４８】
図６は、推定した演算用曲線を用いて加速エネルギーＶＡおよび減速エネルギーＶＤを算出する手法を説明するための図である。なお、この手法は、背景技術の項でも触れた等面積法と呼ばれている手法である。図６において、ΔδCは、安定化制御の実施時刻（以下「制御実施時刻」という）であり、Δδuは、動作点Ａを通り横軸に平行な直線と演算用曲線との交点である。なお、このΔδuは、上記（２３）式における積分区間（範囲）の上限値となる。
【００４９】
図６において、左下がりのハッチングで示す部分の面積（ＶＡ1＋ＶＡ2）が加速エネルギーＶＡを表し、右下がりのハッチングで示す部分の面積が減速エネルギーＶＤを表すことになる。
【００５０】
実施の形態１の系統安定化制御装置４では、加速エネルギーＶＡと減速エネルギーＶＤとの大小比較により、安定度判別を行う。この安定度判別により安定と判定された場合には、電制処理を行わない。一方、安定度判別により不安定と判定された場合には、任意に選択した１台の発電機を電制するとともに、制御演算の終了条件に従って所要の演算処理を実行する。
【００５１】
なお、加速エネルギーＶＡと減速エネルギーＶＤとの大小比較では、整定値ＫVDsetを用いて、次式のような判定処理としてもよい。
ＶＡ≧ＶＤ・ＫVDset：の場合（不安定）        …（２４）
ＶＡ＜ＶＤ・ＫVDset：の場合（安定）          …（２５）
【００５２】
以上説明したように、本実施の形態にかかる系統安定化制御システムによれば、事故中の発電機出力を蓄積し、蓄積したデータから算出される発電機位相角（δ）と蓄積した発電機出力（ＰE）とを用いて事故中および事故除去後のＰ−δ曲線を推定し、推定したＰ−δ曲線から求められる加速エネルギー（ＶＡ）と減速エネルギー（ＶＤ）との大小比較に基づいて安定度判別を行うようにしているので、事故中のデータを用いた制御演算に基づいて発電機遮断制御を行うことができるとともに、後備事故のような事故除去時間が遅いものであっても、発電機遮断の遅れを回避することが可能となる。
【００５３】
また、本実施の形態にかかる系統安定化制御システムによれば、自端の計測情報のみから事故発生および事故除去をそれぞれ検出しているが、各種制御演算ロック機能を有しているため、主保護動作や事故以外の発電機トリップや、対象外の軽微事故等に起因する不要な発電機遮断を回避することが可能となる。
【００５４】
実施の形態２．
系統安定化制御システムが対象とする後備保護動作ケースでは、事故除去を待ってからの制御演算では電制が遅れ、脱調現象を回避できない場合がある。このため、実施の形態１を含む各実施の形態にかかる系統安定化制御システムでは、事故中から制御演算を逐次実施する方式（逐次演算方式）が採用される。この場合、事故除去が為されていない時点でも制御演算を行うため、等面積法の安定度判別演算に用いる事故除去時刻が不明となる場合がある。そこで、実施の形態１を含み各実施の形態にかかる系統安定化制御システムでは、事故除去時刻を想定することで制御演算の実施に支障がないようにしている。以下、本実施の形態では、予め想定しておく事故除去時刻（以下「想定事故除去時刻」）の設定手法について説明を行う。
【００５５】
図７は、無電制時における想定事故除去時刻を説明するための図であり、図８は、１台以上の電制を行った場合の想定事故除去時刻を説明するための図である。実施の形態１を含み各実施の形態にかかる系統安定化制御システムでは、電制を行っていない場合と１台以上の電制を行った場合とで、想定事故除去時刻の設定を異なるものとしている。以下、その設定値の差異について説明する。
【００５６】
図７および図８において、横軸は実時間、縦軸は設定時間を表している。また、図７および図８に示された記号の意味は以下のとおりである。
ｔFC：調整された想定事故除去時刻（以下単に「想定事故除去時刻」という）
ｔSPS：サンプリング開始時刻
ｔnE：逐次演算における第ｎ回目の制御演算実施時刻
ｔaFC1set：無電制時の想定事故除去時刻
ｔaFC2set：想定事故除去時刻調整時間
【００５７】
また、想定事故除去時刻ｔFCは、半サイクル毎の逐次演算の中で、次式に基づいて決定される。
（１）無電制時
（ａ）ｔnE+ｔaFC2set＜ｔaFC1set：ｔFC＝ｔaFC1set
（ｂ）ｔnE+ｔaFC2set≧ｔaFC1set：ｔFC＝ｔnE+ｔaFC2set
（２）１台以上の電制時
ｔFC＝ｔnE+ｔaFC2set
【００５８】
なお、図７に示す例は、無電制時の実施例である。また、図８に示す例は、２回目の逐次演算実施時に電制を行った場合を示している。図８に示すように、第３回目の逐次演算実施時では、ｔnE+ｔaFC2set＜ｔaFC1set：の関係にあるにも関わらず、想定事故除去時刻（ｔFC）の値を、ｔFC＝ｔnE+ｔaFC2setの関係式に基づいて設定している。
【００５９】
事故除去の想定が実際の事故除去時間よりも長い場合、不安定側の判断となり、過剰電制傾向となる。逆に、事故除去の想定が実際の事故除去時間よりも短い場合、安定側の判断となり、不足電制傾向となる。このことから、本実施の形態で説明する系統安定化制御システムでは、現時刻（逐次演算の実施時刻）までの系統安定化制御装置による電制の有無に応じ、逐次演算の各回における想定事故除去時刻を切り替えるようにして安定化制御量（以下「制御量」という）の最適化を図っているということができる。
【００６０】
以上説明したように、本実施の形態にかかる系統安定化制御システムによれば、時間経過に伴い蓄積データを増加させて、同一の制御演算を一定周期で繰り返し実施する逐次監視型制御演算を適用するようにしているので、制御演算を行う時点において、発電機遮断台数の適正化が可能となる。
【００６１】
また、本実施の形態にかかる系統安定化制御システムによれば、事故中には把握できない事故除去時間を予め整定値として与えるようにしているので、事故中のデータを用いた場合であっても、発電機遮断制御の精度を低下させることなく、発電機遮断台数の適正化が可能となる。
【００６２】
また、本実施の形態にかかる系統安定化制御システムによれば、発電機遮断が行われていない場合と、すでに１台以上の発電機遮断が行われている場合とに分け、それぞれの場合において異なる事故除去時間の整定値を適用するようにしているので、電制の実施態様に応じた適正な発電機遮断制御が可能となる。
【００６３】
実施の形態３．
実施の形態３では、バックアップ制御について説明する。上述してきた逐次演算は、過剰制御を抑制するために、真に厳しい現象の場合のみ電制を行うことを趣旨としている。このため、逐次演算の制御タイミングは遅れ傾向になる。しかしながら、非常に厳しい事故ケースでは、制御遅れのために脱調防止が困難となる場合がある。本実施の形態にかかる系統安定化制御システムでは、このような制御遅れに起因する脱調を防止するため、所定の条件に基づくバックアップ制御を行うようにする。
【００６４】
バックアップ制御では、系統現象として最も厳しい条件を想定し、事故除去の想定時間を無限大に設定する。すなわち、バックアップ制御では、等面積法による安定判別を行う際に、事故が除去されていないものとして安定判別を行う。また、バックアップ制御の期間では、事故除去後のＰ−δ曲線を用いずに、事故中のＰ−δ曲線のみを用いて、その後の制御演算を行うようにする。なお、バックアップ制御への移行条件としては、例えば次式に示すような条件式を用いることができる。
【００６５】
・時間条件          ：ｔnE＞ｔBKupset（整定値）
・電圧条件          ：ＶnE＜ＶBKupset（整定値）
・電圧変化率条件    ：dＶ/dｔ＜dＶBKupset（整定値）
【００６６】
本手法を適用した系統安定化制御システムによれば、予め整定で与える時間（ｔBKupset）、電圧（ＶBKupset）、電圧変化率（dＶBKupset）と、逐次監視している時間、電圧、電圧変化率とをそれぞれ比較し、制御演算を行う時点がｔBKupsetを過ぎており、かつ、電圧がＶBKupsetを下回っており、かつ、電圧変化率がdＶBKupsetを下回っている場合に、事故除去後のＰ−δ曲線を用いずに、事故中のＰ−δ曲線のみを用いて、その後の制御演算を行うようにしているので、発電機遮断制御の精度を低下させることなく、発電機遮断台数の適正化が可能となる。
【００６７】
実施の形態４．
実施の形態４では、電圧ロック条件付制御について説明する。系統安定化制御システムは、基本的に過渡１波の脱調現象を回避するシステムであるため、逐次演算はある時間（ｔEND：整定値）で打ち切られて演算終了となる。また、ある一定時間（ｔVLokset：整定値）以降から打ち切り時間ｔENDまでは、安定となりつつある系統現象における過剰電制を回避するため、電圧がある一定値（ＶVLokset：整定値）を超えていれば、制御演算をロックすることが好ましい。その一方で、電圧条件が解除となった場合には、再度打ち切り時間ｔENDまで、制御演算を実施することが好ましい。これらの条件を纏めると、次式のように表すことができる。
【００６８】
・時間条件          ：ｔnE＞ｔVLokset（整定値）
・電圧条件          ：Ｖ＞ＶVLokset（整定値）
【００６９】
本手法を適用した系統安定化制御システムによれば、予め整定で与える時間（ｔVLokset）、電圧（ＶVLokset）と、逐次監視している時間、電圧とをそれぞれ比較し、制御演算時点がｔVLoksetを過ぎており、かつ、電圧がＶVLoksetを上回っている場合に、逐次監視型制御演算をロックするようにしているので、発電機遮断制御の精度を低下させることなく、発電機遮断台数の適正化が可能となる。
【００７０】
実施の形態５．
上記実施の形態１では、電力相差角曲線を、
ＰE（Δδ）＝Ｐ１*ｓｉｎ(Δδ)＋Ｐ２*ｃｏｓ(Δδ)  …（１９）（再掲）
として表すとともに、上式における係数Ｐ１，Ｐ２を最小二乗法を用いて推定するようにしていた。
【００７１】
一方、電力相差角曲線は最小二乗法による推定演算を用いていることから、実際の電力相差角曲線よりも安定側に推定されることもあると考えられる。そこで、本実施の形態では、不足制御になることを回避するため、より厳しい側の電力相差角曲線を得るための一手法について開示する。
【００７２】
具体的には、上記（１９）式における「ｓｉｎ」の項の係数Ｐ１に調整係数ＫP1を乗ずることにある。この手法により、（１９）式は、次式で表される。
ＰE（Δδ）＝Ｐ１*ＫP1*ｓｉｎ(Δδ)＋Ｐ２*ｃｏｓ(Δδ)  …（２６）
【００７３】
上記（２６）式において、調整係数ＫP1を１より小さく設定すれば、（２６）式で示される電力相差角曲線は、下方左側に移動する。すなわち、調整係数ＫP1を１より小さく設定することにより、不安定側（厳しい側）の設定になり、不足制御の回避に効果的な電力相差角曲線となる。
【００７４】
なお、調整係数ＫP1については、最小二乗法の推定とは切り離して考えることが好ましい。この場合、まず、最小二乗法を用いて電力相差角曲線の係数Ｐ１，Ｐ２を推定し、その後、理論的もしくは経験的な観点、あるいはシミュレーション結果などに基づいて調整係数ＫP1を設定する手順を踏むことになる。
【００７５】
本手法を適用した系統安定化制御システムによれば、推定したＰ−δ曲線における正弦関数に付される係数（Ｐ１）に、予め整定された調整係数（ＫP1）を乗算することによって得られた新たな係数（Ｐ１*ＫP1）を、当該正弦関数の係数として用いるようにしているので、不足制御の回避に効果的な電力相差角曲線の推定が可能となる。また、調整係数ＫP1を１以上に設定することで、過剰制御を回避するような調整も可能となる。
【００７６】
実施の形態６．
上述した実施の形態では、サンプリングデータの取得中に事故が除去された場合や、電制等によって系統の状態が変化した場合については、特に、触れていなかった。そこで、この実施の形態では、サンプリングデータの取得中に事故が除去された場合や、電制等によって系統の状態が変化した場合におけるサンプリングデータの処理要領について明らかにする。
【００７７】
図９は、サンプリングデータにおける不連続点の検出処理の概念を示す図であり、図１０は、不連続点の前後におけるサンプリングデータの連結処理の概念を示す図である。
【００７８】
サンプリングデータの取得中に事故除去、電制等の状態変化が生じた場合、サンプリングデータには、ステップ的な変動成分が含まれてくる。この場合、制御演算精度が悪化するため、以下の処理を行う。
【００７９】
（１）まず、算出された等価発電機出力ＰE（図２のステップＳ１０２などを参照）において、例えば半サイクル毎にその時点のＰEと１サイクル前のＰEとを比較し、その絶対値を保持する。図９の例では、データ（１）とデータ（３）、データ（２）とデータ（４）、データ（３）とデータ（５）、およびデータ（４）とデータ（６）とを比較する。
（２）つぎに、上記絶対値と所定のしきい値（ΔＰSPDPS）とを比較し、しきい値を超えた場合に状態変化と判定する。図９の例では、データ（３）〜（５）の時点でしきい値を超えているので、このときに状態変化があったと判定し、当該データを破棄する。
【００８０】
図９のように状態変化を検出した場合、例えば、以下の５段階の手順にてサンプリングデータを処理する。
（１）状態変化を検出した場合、検出した時点のサンプリングデータを破棄する（ステップ１１：図９の「×」で示すデータ）。
（２）状態変化前のデータであり、ステップ１１にて破棄されずに残ったデータが連続して所定数以上残っている場合には、サンプリングデータとして処理し、所定数よりも少ない場合には破棄する（ステップ１２）。
（３）状態変化後のデータであり、ステップ１１にて破棄されずに残ったデータが連続して所定数以上残っている場合には、サンプリングデータとして処理し、所定数よりも少ない場合には破棄する（ステップ１３）。
（４）ステップ１１〜１３で破棄されずに残ったデータを用いて破棄された期間のデータを生成する（ステップ１４）。
（５）サンプリングデータおよびステップ１４で生成したデータを状態変化後で使用するデータの、例えば３点目のサンプリング点を通るように平行移動する（ステップ１５）。
【００８１】
上記ステップ１４，１５の処理については、さらに図１０を参照して説明する。
（１）まず、上記ステップ１２，１３の処理で破棄されずに残った状態変化前のデータを用いて最小二乗法による一次近似式を生成する（ステップ１４−１：図１０（１）参照）。
（２）ステップ１４−１の処理で生成した一次近似式を用い、上記ステップ１２，１３の処理で破棄された期間のデータを生成する（ステップ１４−２：図１０（２）参照）。
（３）状態変化後のデータで上記ステップ１５において指定されたデータ（図１０の例では、状態変化後の３点目のデータ）と、同時刻における一次近似式データとの差分値を算出する（ステップ１５−１：図１０（３）参照）。
（４）ステップ２３の処理で算出した差分値だけ平行移動し、状態変化前のデータおよび生成データと状態変化後のデータとを連結する（ステップ１５−２：図１０（４）参照）。
【００８２】
上記ステップ１１〜１５の処理を行うことにより、サンプリング期間中に状態変化があった場合でも、制御演算精度の維持が可能となる。なお、サンプリング期間中に状態変化が複数回存在する場合には、サンプリング期間の初めから順に全ての状態変化に対して上記の処理を行うようにすればよい。
【００８３】
以上説明したように、本実施の形態にかかる系統安定化制御システムによれば、予め整定で与える（ΔＰSPDPS）と、逐次監視している発電機出力あるいは送電線有効電力の変化成分とを比較し、当該比較成分がΔＰSPDPSを上回っている場合には、不連続点であることを検出するとともに、検出された不連続点を破棄し、不連続点の前後の蓄積データを連結するようにしているので、Ｐ−δ曲線の推定精度を維持することができ、発電機遮断制御の精度を低下させることなく、発電機遮断台数の適正化が可能となる。
【００８４】
実施の形態７．
図１１は、実施の形態７にかかる制御演算起動信号生成部４ｂ’の機能構成の一例を示す図である。図１１に示す制御演算起動信号生成部４ｂ’では、図３に示す制御演算起動信号生成部４ｂの構成に加え、主保護動作時間の早い１５４ｋＶ系の事故であるのか、主保護動作時間の遅い７７ｋＶ系の事故であるのかを判定する電圧階級判定部１８を備えている。また、後述するように１５４ｋＶ系の事故と７７ｋＶ系の事故とでは異なる遅延時間を与える必要があるため、当該異なる遅延時間を与える構成部として、それぞれ論理積回路２６ａおよびタイマ２８ａ、ならびに論理積回路２６ｂおよびタイマ２８ｂを備えている。なお、その他の構成部については、図３に示すものと同一または同等であり、同一の符号を付して示している。
【００８５】
図１１において、論理積回路２３の出力は、論理積回路２６ａおよび論理積回路２６ｂの各一方の入力となる。電圧階級判定部１８の一方の出力（１５４ｋＶ系の事故を表す旨の信号出力）は論理積回路２６ａの他方の入力となり、電圧階級判定部１８の他方の出力（７７ｋＶ系の事故を表す旨の信号出力）は論理積回路２６ｂの他方の入力となる。論理積回路２６ａの出力は、タイマ２８ａによって比較的短い遅延時間（ｔej）が与えられ、早期判定用の制御演算起動信号として出力される。また、論理積回路２６ｂの出力は、タイマ２８ｂによって比較的長い遅延時間（ｔsj：ｔsj＞ｔej）が与えられ標準判定用の制御演算起動信号として出力される。
【００８６】
すなわち、図１１に示す構成では、事故発生検出部１２にて事故が検出され、かつ、事故除去検出部１４にて事故の除去が検出されず、かつ、制御演算ロック検出部１６にてロックがかけられておらず、かつ、電圧階級判定部１８から１５４ｋＶ系の事故である旨の信号が出力されているときに、早期判定用の制御演算起動信号が出力されることになる。また、事故発生検出部１２にて事故が検出され、かつ、事故除去検出部１４にて事故の除去が検出されず、かつ、制御演算ロック検出部１６にてロックがかけられておらず、かつ、電圧階級判定部１８から７７ｋＶ系の事故である旨の信号が出力されているときに、標準判定用の制御演算起動信号が出力されることになる。
【００８７】
図１２は、図１１に示した機能構成をさらに具現化した構成を示す図である。事故発生検出部１２、事故除去検出部１４、および制御演算ロック検出部１６については、図４に示す構成と同一または同等であり、同一の符号を付してその説明を省略する。
【００８８】
つぎに、電圧階級判定部１８の起動要素について説明する。図１２に示すように、電圧階級判定部１８は、早期判定／標準判定を判断するための起動要素（以下「ΔＰSE」と表記）１８ａを備えている。
【００８９】
系統安定化制御装置４では、安定度問題の深刻さを事故発生時点の送電線有効電力の低下度合いで判断し、送電線の有効電力の低下度合いが大きい場合には、早期判定として早急に制御演算を実施する（事故発生からｔej後）。一方、送電線の有効電力の低下度合いが小さい場合には、標準判定として一定時間後に制御演算を実施する（事故発生からｔsj後）。なお、送電線の有効電力の低下度合いを用いた判定基準として、例えば次式を用いることができる。
【００９０】
・ΔＰSE
[Ｐm−ＰＬ(t)]／Ｐm≧整定値（積分３回照合）    …（２７）
上式において、Ｐmは、有効電力における事故直前の凍結値である。
【００９１】
ここで、系統安定化制御装置（以下「ＡＳＣ装置」と略記）の起動条件、ならびに早期判定および標準判定と上記（２７）式との関係等について説明する。
【００９２】
まず、主保護動作時においては、電圧階級によらずＡＳＣ装置を起動させないようにする必要がある。このため、事故発生検出部１２が主保護動作時間ｔFDの範囲内で事故除去が行われたと判断した場合には、ＡＳＣ装置が起動することはない。ただし、後述のように、ＡＳＣ装置の制御対象である１５４ｋＶ系統および７７ｋＶ系統において、全ての主保護動作時間と後備保護動作時間とをｔFDという一つの時間領域で完全に切り分けることは困難である。このため、上記（２７）式に基づき、ΔＰSEが整定値よりも大きいときには主保護動作／後備保護動作の判定時間にｔejを設定し、ΔＰSEが整定値よりも小さいときには主保護動作／後備保護動作の判定時間にｔsjを設定するようにしている。
【００９３】
なお、図１２に示す制御演算起動信号生成部４ｂ’の構成では、電圧階級判定部１８の出力を、論理積回路２６ａの他方にはそのまま入力し、論理積回路２６ｂの他方には論理反転回路２９を介して入力するようにしており、電圧階級判定部１８の単一出力を用いて図１１に示す機能を実現している。
【００９４】
図１３〜図１５は、判定時間（ｔej，ｔsj）の設定の概念を説明するための図である。より詳細には、図１３は、リレーの全てが理想的に動作すると仮定した場合の動作イメージを示した図であり、図１４は、実際のリレー動作時間を考慮した場合の動作イメージを示した図であり、図１５は、２通りの判定時間（ｔej，ｔsj）を設定した場合の動作イメージを示した図である。
【００９５】
まず、リレーの全てが理想的に動作すると仮定した場合では、図１３に示すように、一つのｔFDを設定することにより、主保護動作／後備保護動作を完全に切り分けることが可能である。
【００９６】
一方、実際のリレーでは代表的な値よりも高速に動作する可能性がある。このため、時間的な要素のみでは主保護動作／後備保護動作を完全に切り分けることが不可能となる場合がある。図１４に示す例では、１５４ｋＶ系統の後備保護動作であるのにもかかわらずＡＳＣ装置を起動できないという事象が生じている。
【００９７】
このように時間的要素のみでは主保護動作／後備保護動作を完全に切り分けることが不可能であり、本実施の形態では、前述したような電圧階級判定部１８という起動要素および、この起動要素に付随して設けられる論理回路を追加している。
【００９８】
図１５において、事故発生時点のΔＰ（上記（２７）式におけるΔＰSEに対応）がΔＰSEset（上記（２７）式における整定値に対応）よりも大きい場合には１５４ｋＶ系統の事故と判定されて早期判定用の判定時間ｔEJset（上記のｔejに対応）が設定されるので、主保護動作／後備保護動作の切り分けが可能となる。
【００９９】
また、事故発生時点のΔＰがΔＰSEsetよりも小さい場合には７７ｋＶ系統の事故と判定されて標準判定用の判定時間ｔSJset（上記のｔｓjに対応）が設定されるので、この場合にも、主保護動作／後備保護動作の切り分けが可能となる。
【０１００】
以上説明したように、本実施の形態にかかる系統安定化制御システムによれば、予め整定で与える有効電力変化量（ΔＰSEset）と、事故発生時点の発電機出力あるいは送電線有効電力の変化量（ΔＰSE）とを比較し、ΔＰSEがΔＰＳＥsetを上回っている場合には１５４ｋＶ系統の事故と判定し、ΔＰSEsetを下回っている場合は７７ｋＶ系統の事故と判定するとともに、それぞれの各場合において、第１回目の制御演算の実施時刻を異なる整定時刻（ｔejおよびｔsj）に設定するようにしているので、主保護動作／後備保護動作の切り分けが可能となる。この効果により、例えば、実際のリレーが高速に動作した場合であっても、系統安定化制御システムを起動することができないといった不具合の抑制が可能となる。
【０１０１】
実施の形態８．
一般的に、ボイラ（Ｂ）・タービン（Ｔ）・発電機（Ｇ）を組み合わせた発電プラント（各要素の頭文字をとって「ＢＴＧプラント」と呼称する）においては、複数台のボイラから発生した蒸気によって複数台のタービンを運転し、各タービンに結合した発電機を駆動して電力を発生する。このようなＢＴＧプラントの最適運用を行うためには、ＢＴＧプラントを構成する各機器（以下「ＢＴＧ」という）の特性を考慮した運用を行う必要がある。
【０１０２】
ＢＴＧプラントでは、一度停止した後の再起動をかけるのに容易なものもあれば、容易ではないものもある。そこで、ＢＴＧプラントでは、発電機復旧作業の容易性を考慮した識別がなされている。例えば、ＢＴＧが複数組にグルーピングされ、これら複数組にグルーピングされたＢＴＧが「同一ＢＴＧ」として管理されている。また、「同一ＢＴＧ」においても、発電機復旧作業が容易ではないものを「全台遮断回避ＢＴＧ」として識別することが行われる。なお、ＢＴＧプラントでは、通常、１つの「全台遮断回避ＢＴＧ」が設定される。
【０１０３】
そこで、本実施の形態では、電制機選択の優先順位について図１６を参照して説明する。図１６は、系統安定化制御システムでの電制機選択の論理フローを示すフローチャートである。
【０１０４】
まず、無制御（今回の演算）での加速エネルギー（ＶＡ）および減速エネルギー（ＶＤ）を算出する（ステップＳ２０１）。すなわち、ステップＳ２０１では、以下に説明するステップＳ２０２〜Ｓ２１５の処理を考慮しない純粋な加速エネルギー（ＶＡ）および減速エネルギー（ＶＤ）を算出する。つぎに、算出したＶＡ，ＶＤの大小比較から安定度判別を行う（ステップＳ２０２）。ここで、安定の場合（ステップＳ２０２，Ｎｏ）、以下の処理をスキップする。一方、不安定の場合（ステップＳ２０２，Ｙｅｓ）、これまでのＡＳＣ装置における電制台数をｎに格納し（ステップＳ２０３）、さらに電制台数が整定値（ＮCMAXset）以下に収まるか否かについて判定する（ステップＳ２０４）。
【０１０５】
電制台数が整定値（ＮCMAXset）を超える場合（ステップＳ２０４，Ｎｏ）、以下の処理をスキップする。一方、電制台数が整定値（ＮCMAXset）以下に収まる場合（ステップＳ２０４，ｙｅｓ）、１台電制となる全てのパターンでＶＡ，ＶＤを再計算する（ステップＳ２０５）。なお、ＶＡ，ＶＤの再計算は、例えば以下の手順で行えばよい。
（１）電制を想定して等価発電機出力ＰEを再予測した上で、Δω、Δδを再計算する。
（２）Ｐ−δ曲線を再推定する。
（３）ＶＡ，ＶＤを再計算する。
【０１０６】
ＶＡ，ＶＤの再計算後、最も制御効果の大きい電制パターン（パターン（ａ）とする）を選択する（ステップＳ２０６）。ここで、最も制御効果の大きい電制パターンとは、安定度判別時における「ＶＤ・ＫVDset−ＶＡ」が最大となるパターンである。
【０１０７】
つぎに、過去に電制している発電機と今回選択した電制パターンを合わせて、全台遮断回避ＢＴＧが全台遮断となるか否かについて判定する（ステップＳ２０７）。ここで、全台遮断回避ＢＴＧが全台遮断とならない場合（ステップＳ２０７，Ｎｏ）、さらに過去に電制している発電機と今回選択した電制パターンを合わせて、同一ＢＴＧの発電機が選択されているか否かについて判定する（ステップＳ２０８）。
【０１０８】
ここで、同一ＢＴＧの発電機が選択されていない場合（ステップＳ２０８，Ｎｏ）、選択パターン、すなわちパターン（ａ）にて電制を実施し（ステップＳ２１４）、本処理フローを終了する。一方、同一ＢＴＧの発電機が選択されている場合（ステップＳ２０８，Ｙｅｓ）、他に安定パターン（パターン（ｃ）とする）が存在するか否かについて判定し（ステップＳ２０９）、安定パターンが存在する場合（ステップＳ２０９，Ｙｅｓ）、パターン（ｃ）を選択して電制を実施し（ステップＳ２１０，Ｓ２１４）、安定パターンが存在しない場合（ステップＳ２０９，Ｎｏ）、パターン（ａ）を選択して電制を実施する（ステップＳ２１３，Ｓ２１４）。
【０１０９】
また、全台遮断回避ＢＴＧが全台遮断となる場合（ステップＳ２０７，Ｙｅｓ）、さらに全台遮断回避ＢＴＧが全台遮断とならない電制パターンで安定化可能なパターン（パターン（ｂ）とする）が存在するか否かについて判定し（ステップＳ２１１）、安定化可能なパターンが存在する場合（ステップＳ２１１，Ｙｅｓ）、パターン（ｂ）を選択して電制を実施し（ステップＳ２１２，Ｓ２１４）、安定化可能なパターンが存在しない場合（ステップＳ２１１，Ｎｏ）、パターン（ａ）を選択して電制を実施する（ステップＳ２１３，Ｓ２１４）。
【０１１０】
上述の処理を要約すると、つぎのようになる。
（１）電制機選択の優先順位は、電制台数を極小化するように、電制効果が大きい発電機を遮断することが基本となる。
（２）ただし、全台遮断回避ＢＴＧ、同一ＢＴＧを考慮した下記の優先順位にしたがって電制するものとする。
（ａ）全台遮断回避ＢＴＧが全台遮断とならず、かつ、同一ＢＴＧ電制とならない発電機のうち、最も制御効果が大きい発電機
（ｂ）全台遮断回避ＢＴＧが全台遮断とならず、同一ＢＴＧ電制となる発電機のうち、最も制御効果が大きい発電機
（ｃ）全台遮断回避ＢＴＧが全台遮断となる発電機のうち、最も制御効果が大きい発電機
（３）上記優先順位にしたがって選択した電制パターンについて、例えばＰ１，Ｐ２などを再計算した上で、ＶＡ，ＶＤを再計算すればよい。
（４）再計算後のＶＡ，ＶＤを基に安定度判別を行い、安定の場合は当該の選択パターンにて電制を実施する。不安定の場合は、当該の選択パターンを破棄し、全発電機のうち、最も制御効果が大きい発電機を電制する。
【０１１１】
なお、上記フローチャートは、１回の制御演算で１台の電制を行うことを前提としたフローとなっているが、これは逐次演算を念頭においたものである。したがって、ＡＳＣ装置において、逐次演算を採用しない場合、本フローのような１台電制に限定されるものではない。この場合、図１６に示したフローチャートは、上記した各実施の形態の趣旨を逸脱しない範囲で変更を加えることも無論可能であり、本発明の一部を構成する。
【０１１２】
実施の形態９．
図１７は、実施の形態９にかかる系統安定化制御システムの構成を示す図である。図１に示す系統安定化制御システムでは、発電機Ｇ１〜Ｇｎの各発電機母線に接続されたＰＴの出力および各発電機Ｇ１〜Ｇｎの出力電流であるＣＴの出力をそれぞれ自端オンライン電圧および自端オンライン電流として入出力部４ａに入力するように構成していたが、本実施の形態にかかる系統安定化制御システムでは、発電所母線２に接続されたＰＴの出力と、発電所１と主系統１０との間に敷設された送電線６に流れる電流であるＣＴの出力を入出力部４ａに入力するように構成している。また、発電機の出力に関する情報は、初期値のみをＣＤＴ（サイクリックデジタル伝送装置）５０を通じて入力するように構成されている。
【０１１３】
すなわち、実施の形態１の系統安定化制御システムが、発電機出力を自端で得るように構成されているのに対し、本実施の形態の系統安定化制御システムは、自端のＰＴおよびＣＴを通じて送電線の有効電力を取得し、発電機出力の算出に必要な情報は、初期値のみ外部システムに接続された伝送装置を介して入手するように構成されている。なお、その他の構成については、図１の構成と同一または同等であり、同一符号を付して詳細な説明を省略する。
【０１１４】
つぎに、ＣＤＴなどの外部システムから伝送された情報を用いて、電制後のＶＡ，ＶＤを計算する上で必要となる発電機出力ＰEの算出式について説明する。なお、等価発電機出力ＰEについては、自所負荷バンクにおける負荷バンク電流（以下「自所負荷バンク電流」という）を計測するか否かで算出式が異なるが、本実施の形態では、自所負荷バンク電流を計測しない場合について説明する。
【０１１５】
ここで、自所負荷バンク電流を計測しない場合の等価発電機出力ＰEの算出式は、次式で与えられる。なお、ｎは演算対象発電機の全台数であり、ｉは演算対象発電機を識別するための識別番号である。また、本算出式は一例を示すものであり、等価発電機出力ＰEおよび制御量ＰCiの算出が、本算出式のみに限定されるものではない。
【０１１６】
ＰE＝ＰT＋ＰLa                           …（２８）
ＰLa＝ＰLa0*(ＶT／ＶT0)^α                …（２９）
ＰLa0＝ΣＰCi−ＰT0(i＝1〜ｎ)             …（３０）
ＰCi＝ＰGi−ＰLbi                         …（３１）
ＰLbi＝ＰGi*ＰSTi                         …（３２）
【０１１７】
なお、上式における各記号の意味は、以下のとおりである。
ＰE        ：等価発電機出力（ｐｕ）
ＰT,ＰT0    ：送電線潮流（ｐｕ）、送電線潮流初期値（ｐｕ）
ＰLa,ＰLa0  ：自所負荷量（ｐｕ）、自所負荷量初期値（ｐｕ）
ＶT,ＶT0    ：計測電圧（ｐｕ）、計測電圧初期値（ｐｕ）
ＰCi       ：発電機ｉに対する制御量（制御可能量）（ｐｕ）
ＰGi       ：発電機ｉの出力（ｐｕ）
α        ：自所負荷の電圧静特性（整定値）
ＰLbi      ：所内負荷量（ｐｕ）
ＰSTi      ：所内率（整定値）（０〜１で設定）
【０１１８】
また、自所負荷バンク電流を計測しない場合の等価発電機出力ＰEおよび各発電機に対する制御量は、以下の手順にて算出することができる。
【０１１９】
（１）所内率ＰSTiおよびＣＤＴより入手した発電機出力ＰGiを用いて所内負荷量ＰLbiを算出する（（３２）式）。
（２）（３２）式で算出した所内負荷量ＰLbiおよびＣＤＴより入手した発電機出力ＰGiを用いて、発電機ｉに対する制御量ＰCiを算出する（（３１）式）。
（３）（３１）式で算出した発電機ｉに対する制御量ＰCiおよびＣＴより入手した送電線潮流初期値ＰT0を用いて、自所負荷量初期値ＰLa0を算出する（（３０）式）。
（４）ＰＴよりそれぞれ入手した計測電圧初期値ＶT0および計測電圧ＶT、（３０）式で算出した自所負荷量初期値ＰLa0、ならびに自所負荷の電圧静特性αを用いて自所負荷量ＰLaを算出する（（２９）式）。
（５）（２９）式で算出した自所負荷量ＰLa、およびＣＴより入手した送電線潮流ＰTを用いて等価発電機出力ＰEを算出する（（２８）式）。
【０１２０】
すなわち、自所負荷バンク電流を計測しない場合の等価発電機出力ＰEは、各発電機に対する制御量の合計値である制御量ＰCiから送電線潮流の初期値ＰT0を差し引くことで、自所負荷の初期値（自所負荷初期値）ＰLa0を算出するとともに、自所負荷初期値ＰLa0に自所負荷の電圧静特性αを考慮して算出した自所負荷量ＰLaを送電線潮流ＰTに加算することにより算出することができる。また、各発電機に対する制御量ＰCiは、所内負荷量ＰLbiおよびＣＤＴより入手した発電機出力ＰGi、つまり所内率ＰSTiおよびＣＤＴより入手した発電機出力ＰGiを用いて算出することができる。
【０１２１】
以上説明したように、本実施の形態にかかる系統安定化制御システムによれば、事故中における送電線の有効電力の情報を用いてＰ−δ曲線を推定することができ、また、電制後のＶＡ，ＶＤを計算する上で必要となる各発電機出力および各発電機に対する制御量は、ＣＤＴなどの外部システムから伝送された情報を用いて算出することができるので、実施の形態２〜８に示した手法を適宜に用いることにより、実施の形態２〜８による効果を得ることができる。
【０１２２】
また、本実施の形態の系統安定化制御システムによれば、実施の形態１のように自端のＣＴ出力の情報を用いることなく安定度判別を行うことができるので、ＣＴによる電流データの取り込み箇所を削減することができ、コストの低減と、作業停電の容易性を確保とが可能になるという効果も得られる。
【０１２３】
実施の形態１０．
図１８は、実施の形態１０にかかる系統安定化制御システムの構成を示す図であり、図１７の構成から、発電所母線２に自所負荷バンクが接続された構成を示している。なお、その他の構成については、図１７の構成と同一または同等であり、同一符号を付して詳細な説明を省略する。
【０１２４】
実施の形態９の系統安定化制御システムでは、自所負荷バンク電流を計測しない場合の等価発電機出力ＰEの算出手法について説明したが、本実施の形態では、自所負荷バンク電流を計測する場合の等価発電機出力ＰEの算出手法について説明する。
【０１２５】
ここで、自所負荷バンク電流を計測する場合の等価発電機出力ＰEおよび各発電機に対する制御量ＰCiの算出式は、次式で与えられる。なお、ｎは演算対象発電機の全台数であり、ｉは演算対象発電機を識別するための識別番号である。また、本算出式は一例を示すものであり、等価発電機出力ＰEおよび制御量ＰCiの算出が、本算出式のみに限定されるものではない。
【０１２６】
ＰE＝ＰT＋ＰLa                           …（３３）
ＰCi＝ＰGi−ＰLbi                         …（３４）
ＰLbi＝ＰGi*ＰSTi                         …（３５）
【０１２７】
すなわち、自所負荷バンク電流を計測する場合の等価発電機出力ＰEは、ＣＴより入手した送電線潮流ＰTにＣＴより入手した自所負荷量ＰLaを加算することにより算出することができる。また、各発電機に対する制御量ＰCiは、所内負荷量ＰLbiおよびＣＤＴより入手した発電機出力ＰGi、つまり所内率ＰSTiおよびＣＤＴより入手した発電機出力ＰGiを用いて算出することができる。
【０１２８】
以上説明したように、本実施の形態にかかる系統安定化制御システムによれば、事故中における送電線の有効電力の情報を用いてＰ−δ曲線を推定することができ、また、電制後のＶＡ，ＶＤを計算する上で必要となる各発電機出力および各発電機に対する制御量は、ＣＤＴなどの外部システムから伝送された情報を用いて算出することができるので、実施の形態２〜８に示した手法を適宜に用いることにより、実施の形態２〜８による効果を得ることができる。
【０１２９】
また、本実施の形態の系統安定化制御システムによれば、自所負荷バンク電流を計測するようにしているので、自所負荷バンク電流を計測しない実施の形態９の場合と比較して、等価発電機出力ＰEの算出を簡素化できるという効果が得られる。
【産業上の利用可能性】
【０１３０】
以上のように、本発明にかかる系統安定化制御システムは、事故中のデータを用いた制御演算に基づいて発電機遮断制御を行うことができる発明として有用である。
【図面の簡単な説明】
【０１３１】
【図１】本発明にかかる系統安定化制御システムの構成を示すブロック図である。
【図２】系統安定化制御システムの制御処理に関する全体フローを示すフローチャートである。
【図３】制御演算起動信号生成部の機能構成の一例を示す図である。
【図４】図３に示した機能構成をさらに具現化した構成を示す図である。
【図５】電力相差角曲線の推定手法を説明するための図である。
【図６】推定した演算用曲線を用いて加速エネルギーＶＡおよび減速エネルギーＶＤを算出する手法を説明するための図である。
【図７】無電制時における想定事故除去時刻を説明するための図である。
【図８】１台以上の電制を行った場合の想定事故除去時刻を説明するための図である。
【図９】サンプリングデータにおける不連続点の検出処理の概念を示す図である。
【図１０】不連続点の前後におけるサンプリングデータの連結処理の概念を示す図である。
【図１１】実施の形態７にかかる制御演算起動信号生成部の機能構成の一例を示す図である。
【図１２】図１１に示した機能構成をさらに具現化した構成を示す図である。
【図１３】リレーの全てが理想的に動作すると仮定した場合の動作イメージを示した図である。
【図１４】実際のリレー動作時間を考慮した場合の動作イメージを示した図である。
【図１５】２通りの判定時間（ｔej，ｔsj）を設定した場合の動作イメージを示した図である。
【図１６】本実施の形態にかかる系統安定化制御システムでの電制機選択の論理フローを示すフローチャートである。
【図１７】実施の形態９にかかる系統安定化制御システムの構成を示す図である。
【図１８】実施の形態１０にかかる系統安定化制御システムの構成を示す図である。
【符号の説明】
【０１３２】
１  発電所
２  発電所母線
４  系統安定化制御装置
４ａ  入出力部
４ｂ  制御演算起動信号生成部
４ｃ  制御演算部
６  送電線
１０  主系統
１２  事故発生検出部
１２ａ  ΔＰF
１２ｂ  ΔＶF
１２ｃ  ΔＱF
１２ｄ  論理積回路
１４  事故除去検出部
１４ａ  ΔＱRCV
１６  制御演算ロック検出部
１６ａ  ΔＱNoCnt
１６ｂ  ＵＶLOK
１６ｃ  ＰLOK
１６ｄ  ΔＩUBLok
１６ｅ  ΔＶUBLok
１６ｆ  ９５ＯＦ
１６ｇ  ９５ＵＦ
１６ｈ  ＯＣLok
１６ｊ  論理和回路
１８  電圧階級判定部
１８ａ  ΔＰSE
２１  論理和回路
２２，２９  論理反転回路
２３，２６ａ，２６ｂ  論理積回路
２４，２８ａ，２８ｂ  タイマ
【図１】
2010057253.tif 000003
【図２】
2010057253.tif 000004
【図３】
2010057253.tif 000005
【図４】
2010057253.tif 000006
【図５】
2010057253.tif 000007
【図６】
2010057253.tif 000008
【図７】
2010057253.tif 000009
【図８】
2010057253.tif 000010
【図９】
2010057253.tif 000011
【図１０】
2010057253.tif 000012
【図１１】
2010057253.tif 000013
【図１２】
2010057253.tif 000014
【図１３】
2010057253.tif 000015
【図１４】
2010057253.tif 000016
【図１５】
2010057253.tif 000017
【図１６】
2010057253.tif 000018
【図１７】
2010057253.tif 000019
【図１８】
2010057253.tif 000020