(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
保護対象の電力系統に事故が発生すると、その電力系統の発電供給量を制御し系統を安定化する系統安定化制御方法において、
上記保護対象の電力系統の、事故種別毎の発電機制御量（発電供給量の制御量）をシミュレーションするための系統情報を入力して、シミュレーションすることにより、所定の発電機端での電圧・電流・電力等のリアルタイム要素に対応した発電機制御量の、事故種別毎の制御量特性図を予め作成すると共に、上記事故種別毎の制御量特性図に安定領域、不安定領域を予め決めておき、事故が発生すると、事故直前から事故除去後所定時間経過するまでの所定の発電機端でのリアルタイム要素の実測値を導出し、この導出したリアルタイム要素の値と、事故種別情報とにもとづいて、上記事故種別毎の制御量特性図から事故種別に対応した発電機制御量を求め、上記リアルタイム要素の値が上記安定領域にあれば安定と判定し、安定領域以外であれば、上記求めた発電機制御量で発電供給量を制御するようにしたことを特徴とする系統安定化制御方法。
【請求項２】
保護対象の電力系統に事故が発生すると、その電力系統の発電供給量を制御し系統を安定化する系統安定化制御方法において、
上記保護対象の電力系統の、事故種別毎の発電機制御量をシミュレーションするための系統情報を入力して、シミュレーションすることにより、発電機の運動エネルギーに対応した発電機制御量の、事故種別毎の制御量特性図を予め作成すると共に、上記事故種別毎の制御量特性図に安定領域、不安定領域を予め決めておき、事故が発生すると、事故直前から事故除去後所定時間経過するまでの発電機の運動エネルギーの実測値を導出し、この導出した運動エネルギーの値と、事故種別情報とにもとづいて、上記事故種別毎の制御量特性図から事故種別に対応した発電機制御量を求め、上記運動エネルギーの値が上記安定領域にあれば安定と判定し、安定領域以外であれば、上記求めた発電機制御量で発電供給量を制御するようにしたことを特徴とする系統安定化制御方法。
【請求項３】
保護対象の電力系統に事故が発生すると、その電力系統の発電供給量を制御し系統を安定化する系統安定化制御方法において、
上記保護対象の電力系統の、事故種別毎の発電機制御量をシミュレーションするための系統情報を入力して、シミュレーションすることにより、発電機の位相角偏差に対応した発電機制御量の、事故種別毎の制御量特性図を予め作成すると共に、上記事故種別毎の制御量特性図に安定領域、不安定領域を予め決めておき、事故が発生すると、事故直前から事故除去後所定時間経過するまでの発電機の位相角偏差の実測値を導出し、この導出した位相角偏差の値と、事故種別情報とにもとづいて、上記事故種別毎の制御量特性図から事故種別に対応した発電機制御量を求め、上記位相角偏差の値が上記安定領域にあれば安定と判定し、安定領域以外であれば、上記求めた発電機制御量で発電供給量を制御するようにしたことを特徴とする系統安定化制御方法。
【請求項４】
保護対象の電力系統に事故が発生すると、その電力系統の発電供給量を制御し系統を安定化する系統安定化制御方法において、
上記保護対象の電力系統の、事故種別毎の発電機制御量をシミュレーションするための系統情報を入力して、シミュレーションすることにより、発電機の周波数偏差に対応した発電機制御量の、事故種別毎の制御量特性図を予め作成すると共に、上記事故種別毎の制御量特性図に安定領域、不安定領域を予め決めておき、事故が発生すると、事故直前から事故除去後所定時間経過するまでの発電機の周波数偏差の実測値を導出し、この導出した周波数偏差の値と、事故種別情報とにもとづいて、上記事故種別毎の制御量特性図から事故種別に対応した発電機制御量を求め、上記周波数偏差の値が上記安定領域にあれば安定と判定し、安定領域以外であれば、上記求めた発電機制御量で発電供給量を制御するようにしたことを特徴とする系統安定化制御方法。
【請求項５】
保護対象の電力系統に事故が発生すると、その電力系統の発電供給量を制御し系統を安定化する系統安定化制御方法において、
上記保護対象の電力系統の、事故種別毎の発電機制御量をシミュレーションするための系統情報を入力して、シミュレーションすることにより、発電機の正規化運動エネルギーに対応した発電機制御量の、事故種別毎の制御量特性図を予め作成すると共に、上記事故種別毎の制御量特性図に安定領域、不安定領域を予め決めておき、事故が発生すると、事故直前から事故除去後所定時間経過するまでの発電機の正規化運動エネルギーの実測値を導出し、この導出した正規化運動エネルギーの値と、事故種別情報とにもとづいて、上記事故種別毎の制御量特性図から事故種別に対応した発電機制御量を求め、上記正規化運動エネルギーの値が上記安定領域にあれば安定と判定し、安定領域以外であれば、上記求めた発電機制御量で発電供給量を制御するようにしたことを特徴とする系統安定化制御方法。
【請求項６】
保護対象の電力系統に事故が発生すると、その電力系統の発電供給量を制御し系統を安定化する系統安定化制御方法において、
上記保護対象の電力系統の、事故種別毎の発電機制御量をシミュレーションするための系統情報を入力して、シミュレーションすることにより、発電機の位相角偏差に対応した発電機制御量の制御量特性図、及び、位相角偏差と周波数偏差に対応した安定判別特性図を事故種別毎に予め作成しておき、事故が発生すると、事故直前から事故除去後所定時間経過するまでの発電機の位相角偏差及び周波数偏差の実測値を導出し、この導出した位相角偏差及び周波数偏差の値と、事故種別情報とにもとづいて、事故種別に対応した上記安定判別特性図を選択して、安定領域か否かを判定すると共に、安定領域以外の場合には、事故種別に対応した上記制御量特性図から発電機制御量を求め、この求めた発電機制御量で発電供給量を制御するようにしたことを特徴とする系統安定化制御方法。
【請求項７】
請求項１〜請求項６のいずれか１項の系統安定化制御方法を用いた系統安定化制御装置。
【請求項８】
請求項１〜請求項６の系統安定化制御方法における発電機制御量の制御パターン作成方法は、
対象となる系統の潮流計算を行い、この潮流計算の結果に基づいて想定する事故点、事故種別の系統の安定度を計算し、この計算結果に応じて発電機制御量の制御パターンを作成する作成方法としたことを特徴とする発電機制御量の制御パターン作成方法。
【発明の詳細な説明】
【０００１】
【発明の属する技術分野】
この発明は、電力系統に事故が発生した場合に認められる発電機の加速（動揺）現象を対象発電機のリアルタイム値を基にして、脱調状態に至る前に安定化制御を行う系統安定化制御方法に関するものである。
【０００２】
【従来の技術】
例えば、図１６は「電力中央研究所報告委員会報告：１７８００１事故波及防止方式（昭和５４年７月）電力中央研究所電力技術研究所」に示された従来方法による系統安定化制御装置の構成図である。
【０００３】
図において、１Ａ〜１Ｃは発電機、２Ａ〜２Ｆは系統内の母線、３Ａ〜３Ｇは送電線５Ａ〜５Ｇを流れる電流を検出する変流器（ＣＴ）、４Ａ〜４Ｇは遮断器、６Ａ〜６Ｂは母線２Ａ〜２Ｂに印加される電圧を検出する変成器（ＰＴ）、７Ａは遮断器４Ａ〜４Ｃにトリップ信号を出すコントロールケーブル、７Ｂ〜７Ｅは遮断器４Ｄ〜４Ｇの開閉状態を計測装置９に取り込む信号ケーブル、８は計測制御装置、９は計測装置、１０は計測装置９から計測制御装置８へ遮断器４Ｄ〜４Ｇに開閉状態、および送電線５Ａ〜５Ｄの潮流値を送信する情報伝送路である。
【０００４】
次に動作について説明する。
送電線５Ａ〜５Ｄを流れる有効電力潮流は、変流器３Ｄ〜３Ｇおよび変成器６Ｂを通して得られる電流、電圧データにより計測装置９で常時算出され、例えば送電線５Ｂで事故が発生した場合、遮断器４Ｄ〜４Ｇがトリップ（事故種別によりトリップの仕方は異なり、その方式については、別途送電線保護リレーによって決められている。）したことをキックとして、計測装置９は、送電線５Ａ〜５Ｄの事故直前潮流値と遮断器４Ｄ〜４Ｇの開閉状態を情報伝送路１０を通して、計測制御装置８に送る。
【０００５】
計測制御装置８は、この情報を基に予め設定しておいた制御パターンに従って、発電機制御量（遮断量）を決定し、コントロールケーブル７Ａを通して遮断器４Ａ〜４Ｃに対して最適な組み合わせのトリップ信号を出し、安定化制御を実施する。
尚、発電機１Ａ〜１Ｃの稼働状態は、変流器３Ａ〜３Ｃおよび変成器６Ａを通して得られる電流、電圧データにより、計測制御装置８で常時算出される出力によって把握される。
【０００６】
【発明が解決しようとする課題】
従来の電源安定化方法は以上のように構成されるので、事故点潮流および事故種別が同一であっても、系統の運用状態（発電機の稼働状態や負荷の分布状態）によって安定度が異なる場合があり、この場合にも同一の制御量しか算出できず、系統状態の運用状態に対応した最適な安定化制御ができないという問題があった。
【０００７】
この発明は上記のような課題を解決するためになされたものであり、電力系統の事故時に、事故種別と系統状態に対応した安定化制御方法と、その安定化制御装置を提供することを目的とする。
【０００８】
また、安定化制御するための発電機制御量を決定する発電機制御量の制御パターンを作成する方法を提供することを目的とする。
【０００９】
【課題を解決するための手段】
（１）この発明に係る系統安定化制御方法は、保護対象の電力系統に事故が発生すると、その電力系統の発電供給量を制御し系統を安定化する系統安定化制御方法において、
上記保護対象の電力系統の、事故種別毎の発電機制御量（発電供給量の制御量）をシミュレーションするための系統情報を入力して、シミュレーションすることにより、所定の発電機端での電圧・電流・電力等のリアルタイム要素に対応した発電機制御量の、事故種別毎の制御量特性図を予め作成すると共に、上記事故種別毎の制御量特性図に安定領域、不安定領域を予め決めておき、事故が発生すると、事故直前から事故除去後所定時間経過するまでの所定の発電機端でのリアルタイム要素の実測値を導出し、この導出したリアルタイム要素の値と、事故種別情報とにもとづいて、上記事故種別毎の制御量特性図から事故種別に対応した発電機制御量を求め、上記リアルタイム要素の値が上記安定領域にあれば安定と判断し、安定領域以外であれば、上記求めた発電機制御量で発電供給量を制御する方法である。
【００１０】
（２）また、保護対象の電力系統に事故が発生すると、その電力系統の発電供給量を制御し系統を安定化する系統安定化制御方法において、
上記保護対象の電力系統の、事故種別毎の発電機制御量をシミュレーションするための系統情報を入力して、シミュレーションすることにより、発電機の運動エネルギーに対応した発電機制御量の、事故種別毎の制御量特性図を予め作成すると共に、上記事故種別毎の制御量特性図に安定領域、不安定領域を予め決めておき、事故が発生すると、事故直前から事故除去後所定時間経過するまでの発電機の運動エネルギーの実測値を導出し、この導出した運動エネルギーの値と、事故種別情報とにもとづいて、上記事故種別毎の制御量特性図から事故種別に対応した発電機制御量を求め、上記運動エネルギーの値が上記安定領域にあれば安定と判断し、安定領域以外であれば、上記求めた発電機制御量で発電供給量を制御する方法である。
【００１１】
（３）また、保護対象の電力系統に事故が発生すると、その電力系統の発電供給量を制御し系統を安定化する系統安定化制御方法において、
上記保護対象の電力系統の、事故種別毎の発電機制御量をシミュレーションするための系統情報を入力して、シミュレーションすることにより、発電機の位相角偏差に対応した発電機制御量の、事故種別毎の制御量特性図を予め作成すると共に、上記事故種別毎の制御量特性図に安定領域、不安定領域を予め決めておき、事故が発生すると、事故直前から事故除去後所定時間経過するまでの発電機の位相角偏差の実測値を導出し、この導出した位相角偏差の値と、事故種別情報とにもとづいて、上記事故種別毎の制御量特性図から事故種別に対応した発電機制御量を求め、上記位相角偏差の値が上記安定領域にあれば安定と判断し、安定領域以外であれば、上記求めた発電機制御量で発電供給量を制御する方法である。
【００１２】
（４）また、保護対象の電力系統に事故が発生すると、その電力系統の発電供給量を制御し系統を安定化する系統安定化制御方法において、
上記保護対象の電力系統の、事故種別毎の発電機制御量をシミュレーションするための系統情報を入力して、シミュレーションすることにより、発電機の周波数偏差に対応した発電機制御量の、事故種別毎の制御量特性図を予め作成すると共に、上記事故種別毎の制御量特性図に安定領域、不安定領域を予め決めておき、事故が発生すると、事故直前から事故除去後所定時間経過するまでの発電機の周波数偏差の実測値を導出し、この導出した周波数偏差の値と、事故種別情報とにもとづいて、上記事故種別毎の制御量特性図から事故種別に対応した発電機制御量を求め、上記周波数偏差の値が上記安定領域にあれば安定と判断し、安定領域以外であれば、上記求めた発電機制御量で発電供給量を制御する方法である。
【００１３】
（５）また、保護対象の電力系統に事故が発生すると、その電力系統の発電供給量を制御し系統を安定化する系統安定化制御方法において、
上記保護対象の電力系統の、事故種別毎の発電機制御量をシミュレーションするための系統情報を入力して、シミュレーションすることにより、発電機の正規化運動エネルギーに対応した発電機制御量の、事故種別毎の制御量特性図を予め作成すると共に、上記事故種別毎の制御量特性図に安定領域、不安定領域を予め決めておき、事故が発生すると、事故直前から事故除去後所定時間経過するまでの発電機の正規化運動エネルギーの実測値を導出し、この導出した正規化運動エネルギーの値と、事故種別情報とにもとづいて、上記事故種別毎の制御量特性図から事故種別に対応した発電機制御量を求め、上記正規化運動エネルギーの値が上記安定領域にあれば安定と判断し、安定領域以外であれば、上記求めた発電機制御量で発電供給量を制御する方法である。
【００１４】
（６）また、保護対象の電力系統に事故が発生すると、その電力系統の発電供給量を制御し系統を安定化する系統安定化制御方法において、
上記保護対象の電力系統の、事故種別毎の発電機制御量をシミュレーションするための系統情報を入力して、シミュレーションすることにより、発電機の位相角偏差に対応した発電機制御量の制御量特性図、及び、位相角偏差と周波数偏差に対応した安定判別特性図を事故種別毎に予め作成しておき、事故が発生すると、事故直前から事故除去後所定時間経過するまでの発電機の位相角偏差及び周波数偏差の実測値を導出し、この導出した位相角偏差及び周波数偏差の値と、事故種別情報とにもとづいて、事故種別に対応した上記安定判別特性図を選択して、安定領域か否かを判別すると共に、安定領域以外の場合には、事故種別に対応した上記制御量特性図から発電機制御量を求め、この求めた発電機制御量で発電供給量を制御する方法である。
【００１５】
（７）この発明の系統安定化制御装置は、上記（１）〜（６）のいずれか１項の系統安定化制御方法を用いた系統安定化制御装置としたものである。
【００１６】
（８）この発明の上記（１）〜（６）の系統安定化制御方法における発電機制御量の制御パターン作成方法は、
対象となる系統の潮流計算を行い、この潮流計算の結果に基づいて想定する事故点、事故種別の系統の安定度を計算し、この計算結果に応じて発電機制御量の制御パターンを作成する作成方法である。
【００１７】
【発明の実施の形態】
実施の形態１．
以下、この発明の実施の形態１の図に基づいて説明する。
図１は本発明の系統安定化制御方法に基づいた安定化装置の構成例である。
図１において、従来のものと同一符号は同一または相当部分を示すので説明を省略する。
【００１８】
図２は発電機端でのリアルタイム要素と発電機制御量の関係を示す事故種別毎の制御量特性図である。
図３は系統安定化制御方法を示すフローチャートである。
【００１９】
次に動作について説明する。
送電線５Ｅ〜５Ｇの有効電力潮流（発電機１Ａから１Ｃの電気的出力）は、変流器３Ａ〜３Ｃおよび変成器６を通して得られる電流、電圧データにより計測制御装置８で常時算出され、例えば送電線５Ｂで事故が発生した場合、母線２Ａの電圧がある一定値以下になったことをキックとして、計測制御装置８は常時モードから監視モードに移行し、図３に示したフローチャートに従って安定化制御を行う。
【００２０】
即ち、図３において、
（１）最初はステップＳＴ１で、発電機１Ａ〜１Ｃの電気的出力を計測制御装置８により常時計測する常時モードとする。
（２）ステップＳＴ２で、母線２Ａの電圧がＶｆより小さくなった時点で計測制御装置８は監視モードに移行する。
【００２１】
（３）ステップＳＴ３で、監視モードに移行した時点を時間基準とするための時刻（Ｔ）をリセットする。
（４）ステップＳＴ４で、発電機端リアルタイム要素を計測する。  ここでリアルタイム要素とは、時系列に計測可能な電力系統における電圧・電流・電力（有効電力）等である。また、周波数・位相・無効電力などもリアルタイム要素である。
【００２２】
（５）ステップＳＴ５で、計測装置９からの情報（遮断器開閉情報と潮流値情報）より事故種別を判定し、その種別に対応した図２の制御量特性図を選択し、ステップＳＴ４で算出した発電機リアルタイム要素の値が図２に示した制御量特性図の安定領域にあるかどうかを判断する。
判定結果が安定領域にあれば、ステップＳＴ９へ進み、その他の場合にはステップＳＴ６へ進む。
ただし、図２に示した制御量特性図の発電機制御量は事前のシミュレーションにより設定しておく。
【００２３】
（６）ステップＳＴ６で、発電機端リアルタイム要素に対応する必要制御量を図２に従って算出する。
（７）ステップＳＴ７で、ステップＳＴ６で算出した制御量を上回る最小の組み合わせ（最適制御量）を選択して、遮断器４Ａ〜４Ｃにトリップ信号を送信して電源制限（制御）を行って自系統内を安定化する。
（８）ステップＳＴ８で、計測制御装置８の処理動作を停止させる。
【００２４】
（９）ステップＳＴ５で判定結果が安定領域であれば、ステップＳＴ９で、計測制御装置８の監視モード責務時間内（Ｔｅ）であるか判断する。
責務時間内（ｔ≦Ｔｅ）であればステップＳＴ４へ進み、再度ステップＳＴ４から処理動作を行う。
それ以外（ｔ＞Ｔｅの場合）は、ステップＳＴ１へ進んで計測制御装置８は常時モードへ戻る。
【００２５】
（１０）ステップＳＴ１０は、遮断器４Ｄ〜４Ｇの開閉状態をケーブル７Ｂ〜７Ｅを通して取り込み、また変流器３Ｄ〜３Ｇを通して送電線５Ａ〜５Ｄの潮流値を取り込んで、情報伝送路１０を通して、計測制御装置８に送信する処理を行う処理ブロックで、上記ステップＳＴ５の情報（遮断器開閉情報と潮流値情報）を与えるものである。
【００２６】
以上のように、この発明の実施の形態１によれば、事故種別と発電機端のリアルタイム要素とを組み合わせた制御量算出をして電源制限を行うので、従来方式よりも精度の高い安定化制御が実施できる。
しかも発電機端（自端）のみのリアルタイム要素を用いるため、相手端（本系統）との同期をとる必要性が無いため、シンプルな装置構成となる。
【００２７】
実施の形態２．
以下、この発明の実施の形態２を図に基づいて説明する。
安定化装置の構成図は図１と同様であるので図１を共用する。
図４は発電機の運動エネルギーと発電機制御量の関係を示す事故種別毎の制御量特性図である。
図５は発電機の運動エネルギーの概念を示すＰ−Δδ曲線の特性図である。
図６は系統安定化制御方法を示すフローチャートである。
【００２８】
次に動作について説明する。
送電線５Ｅ〜５Ｇの有効電力潮流（発電機１Ａから１Ｃの電気的出力）は、変流器３Ａ〜３Ｃおよび変成器６を通して得られる電流、電圧データにより計測制御装置８で常時算出され、例えば送電線５Ｂで事故が発生した場合、母線２Ａの電圧がある一定値以下になったことをキックとして、計測制御装置８は常時モードから監視モードに移行し、図６に示したフローチャートに従って安定化制御を行う。
【００２９】
即ち、図６において、
（１）最初にステップＳＴ１で、発電機１Ａ〜１Ｃの電気的出力を計測制御装置８により常時計測する常時モードとする。
（２）ステップＳＴ２で、母線２Ａの電圧がＶｆより小さくなった時点で計測制御装置８は監視モードに移行する。
（３）ステップＳＴ３で、監視モードに移行した時点を時間基準とするための時刻（Ｔ）をリセットする。
【００３０】
（４）ステップＳＴ４で、次の式（１）より発電機の運動エネルギーＶｋ（発電機１Ａ〜１Ｃの運動エネルギーの和：図５のハッチング部分）を算出する。
【００３１】
【数１】
0003629101.tif 000002
【００３２】
Ｍ：各稼働発電機慣性定数（系統容量ベース）の和
Ｐｅ：各発電機の電気的出力の和
Ｐｍ：各発電機の機械的入力の和
ωｏ：基準角周波数
Δω：発電機の角周波数偏差（周波数偏差）
ｔｆ：事故発生時刻
ｔｅ：事故除去後の一定時刻（サンプリング終了時刻）
【００３３】
（５）ステップＳＴ５で、計測装置９からの情報（遮断器開閉情報と潮流値情報）より事故種別を判定し、その種別に対応した図４の制御量特性図を選択し、ステップＳＴ４で算出したＶｋの値が図４に示した制御量特性図の安定領域にあるかどうかを判断する。
判定結果が安定領域にあれば、ステップＳＴ９へ進み、その他の場合にはステップＳＴ６へ進む。
ただし、図４に示した制御量特性図の発電機制御量は事前のシミュレーションにより設定しておく。
【００３４】
（６）ステップＳＴ６で、Ｖｋ値に対応する必要制御量を図４に従って算出する。
（７）ステップＳＴ７で、ステップＳＴ６で算出した制御量を上回る最小の組み合わせ（最適制御量）を選択して、遮断器４Ａ〜４Ｃにトリップ信号を送信して電源制限（制御）を行って自系統内を安定化する。
【００３５】
（８）ステップＳＴ８で、計測制御装置８を停止させる。
（９）ステップＳＴ５で判定結果が安定領域であれば、ステップＳＴ９で、計測制御装置８の監視モード責務時間内（Ｔｅ）であるか判断する。
責務時間内であれば（ｔ≦Ｔｅ）ステップＳＴ４へ進み、再度ステップＳＴ４から処理動作を行う。
それ以外（ｔ＞Ｔｅの場合）は、ステップＳＴ１へ進んで計測制御装置８は常時モードへ戻る。
【００３６】
（１０）ステップＳＴ１０は、遮断器４Ｄ〜４Ｇの開閉状態をケーブル７Ｂ〜７Ｅを通して取り込み、また変流器３Ｄ〜３Ｇを通して送電線５Ａ〜５Ｄの潮流値を取り込んで、情報伝送路１０を通して、計測制御装置８に送信する処理を行う処理ブロックで、上記ステップＳＴ５の情報（遮断器開閉情報と潮流値情報）を与えるものである。
【００３７】
なお、図４の制御量特性図は実施の形態１の図２の制御量特性図と横軸の単位が異なるのみで安定・不安定の分布は同じになっているが、必ずしも同一になるものでなく、通常は異なる分布状態になる。
【００３８】
以上のように、この発明の実施の形態２によれば、事故種別と発電機端で計測可能な運動エネルギーＶｋとを組み合わせた制御量算出をして電源制限を行うので、従来方式よりも精度の高い安定化制御が実施できる。
【００３９】
実施の形態３．
実施の形態２では運動エネルギーＶｋを基に安定判別、および安定化制御量の算出を行ったが、Ｖｋの代わりに次の式（４）の発電機の位相角偏差を用いても同様の安定化制御が実施できる。（ただし、（３）式は発電機の運動方程式）
【００４０】
【数２】
0003629101.tif 000003
【００４１】
Ｍ：各稼働発電機慣性定数（系統容量ベース）の和
Ｐｅ：各発電機の電気的出力の和
Ｐｍ：各発電機の機械的入力の和
ωｏ：基準角周波数
Δδ：発電機の位相角偏差
ｔｆ：事故発生時刻
ｔｅ：事故除去後の一定時刻（サンプリング終了時刻）
【００４２】
以下、この発明の実施の形態３を図に基づいて説明する。
系統安定化制御装置の構成図は図１と同様であるので図１を共用する。
図７は発電機位相角偏差と発電機制御量の関係を示す事故種別毎の制御量特性図である。
図８は系統安定化制御方法を示すフローチャートである。
【００４３】
次に動作について説明する。
送電線５Ｅ〜５Ｇの有効電力潮流（発電機１Ａから１Ｃの電気的出力）は、変流器３Ａ〜３Ｃおよび変成器６を通して得られる電流、電圧データにより計測制御装置８で常時算出され、例えば送電線５Ｂで事故が発生した場合、母線２Ａの電圧がある一定値以下になったことをキックとして、計測制御装置８は常時モードから監視モードに移行し、図８に示したフローチャートに従って安定化制御を行う。
【００４４】
即ち、図８において、
（１）最初にステップＳＴ１で、発電機１Ａ〜１Ｃの電気的出力を計測制御装置８により常時計測する常時モードとする。
（２）ステップＳＴ２は母線２Ａの電圧がＶｆより小さくなった時点で計測制御装置８は監視モードに移行する。
【００４５】
（３）ステップＳＴ３で、監視モードに移行した時点を時間基準とするための時刻（Ｔ）をリセットする。
（４）ステップＳＴ４で、式（４）より発電機の位相角偏差Δδを算出する。
【００４６】
（５）ステップＳＴ５で、計測装置９からの情報（遮断器開閉情報と潮流値情報）より事故種別を判定し、その種別に対応した図７の制御量特性図を選択し、ステップＳＴ４で算出したΔδの値が図７に示した制御量特性図の安定領域にあるかどうかを判断する。
判定結果が安定領域であれば、ステップＳＴ９へ進み、その他の場合にはステップＳＴ６へ進む。
ただし、図７に示した制御量特性図の発電機制御量は事前のシミュレーションにより設定しておく。
【００４７】
（６）ステップＳＴ６で、Δδ値に対応する必要制御量を図７に従って算出する。
（７）ステップＳＴ７で、ステップＳＴ６で算出した制御量を上回る最小の組み合わせ（最適制御量）を選択して、遮断器４Ａ〜４Ｃにトリップ信号を送信して電源制限（制御）を行って自系統内を安定化する。
（８）ステップＳＴ８で、計測制御装置８の処理動作を停止させる。
【００４８】
（９）ステップＳＴ５で判定結果が安定領域であれば、ステップＳＴ９で、計測制御装置８の監視モード責務時間内（Ｔｅ）であるか判断する。
責務時間内（ｔ≦Ｔｅ）であればステップＳＴ４へ進み、再度ステップＳＴ４から処理動作を行う。
それ以外（ｔ＞Ｔｅの場合）は、ステップＳＴ１へ進んで計測制御装置８は常時モードへ戻る。
【００４９】
（１０）ステップＳＴ１０は、遮断器４Ｄ〜４Ｇの開閉状態をケーブル７Ｂ〜７Ｅを通して取り込み、また変流器３Ｄ〜３Ｇを通して送電線５Ａ〜５Ｄの潮流値を取り込んで、情報伝送路１０を通して、計測制御装置８に送信する処理ブロックで、上記ステップＳＴ５の情報（遮断器開閉情報と潮流値情報）を与えるものである。
【００５０】
なお、図７の制御量特性図は、実施の形態１の図２の制御量特性図と横軸の単位が異なるのみで安定・不安定の分布は同じになっているが、必ずしも同一になるものでなく、通常は異なる分布状態になる。
【００５１】
以上のように、この発明の実施の形態３によれば、事故種別と発電機端で計測可能な発電機位相角偏差とを組み合わせた制御量算出をして電源制限を行うので、従来方式よりも精度の高い安定化制御が実施できる。
なお、発電機の運動エネルギー値は稼働発電機の状態（稼働台数）によって大きく変化するが、位相角偏差値は稼働発電機台数に影響を受け難い。
【００５２】
実施の形態４．
実施の形態２では運動エネルギーＶｋを基に安定判別、および安定化制御量の算出を行ったが、Ｖｋの代わりに実施の形態２の式（２）の発電機の角周波数偏差を用いても同様の安定化制御が実施できる。
【００５３】
以下、この発明の実施の形態４を図に基づいて説明する。
系統安定化制御装置の構成図は図１と同様であるので図１を共用する。
図９は発電機周波数偏差と発電機制御量の関係を示す事故種別毎の制御量特性図である。
図１０は系統安定化制御方法のフローチャートである。
【００５４】
次に動作について説明する。
送電線５Ｅ〜５Ｇの有効電力潮流（発電機１Ａから１Ｃの電気的出力）は、変流器３Ａ〜３Ｃおよび変成器６を通して得られる電流、電圧データにより計測制御装置８で常時算出され、例えば送電線５Ｂで事故が発生した場合、母線２Ａの電圧がある一定値以下になったことをキックとして、計測制御装置８は常時モードから監視モードに移行し、図１０に示したフローチャートに従って安定化制御を行う。
【００５５】
即ち、図１０において、
（１）最初にステップＳＴ１で、発電機１Ａ〜１Ｃの電気的出力を計測制御装置８により常時計測する常時モードとする。
（２）ステップＳＴ２は母線２Ａの電圧がＶｆより小さくなった時点で計測制御装置８は監視モードに移行する。
【００５６】
（３）ステップＳＴ３で、監視モードに移行した時点を時間基準とするための時刻（Ｔ）をリセットする。
（４）ステップＳＴ４で、式（２）より発電機の角周波数偏差Δωを算出する。
【００５７】
（５）ステップＳＴ５で、計測装置９からの情報（遮断器開閉情報と潮流値情報）より事故種別を判定し、その種別に対応した図９の制御量特性図を選択し、ステップＳＴ４で算出したΔωの値が図９に示した制御量特性図の安定領域にあるかどうかを判断する。
判定結果が安定領域であれば、ステップＳＴ９へ進み、その他の場合にはステップＳＴ６へ進む。
ただし、図９に示した制御量特性図の発電機制御量は事前のシミュレーションにより設定しておく。
【００５８】
（６）ステップＳＴ６で、Δω値に対応する必要制御量を図９に従って算出する。
（７）ステップＳＴ７で、ステップＳＴ６で算出した制御量を上回る最小の組み合わせ（最適制御量）を選択して、遮断器４Ａ〜４Ｃにトリップ信号を送信して電源制限（制御）を行って自系統内を安定化する。
（８）ステップＳＴ８で、計測制御装置８の処理動作を停止させる。
【００５９】
（９）ステップＳＴ５で判定結果が安定領域であれば、ステップＳＴ９で、計測制御装置８の監視モード責務時間内（Ｔｅ）であるか判断する。
責務時間内（ｔ≦Ｔｅ）であればステップＳＴ４へ進み、再度ステップＳＴ４から処理動作を行う。
それ以外（ｔ＞Ｔｅの場合）は、ステップＳＴ１へ進んで計測制御装置８は常時モードへ戻る。
【００６０】
（１０）ステップＳＴ１０は、遮断器４Ｄ〜４Ｇの開閉状態をケーブル７Ｂ〜７Ｅを通して取り込み、また変流器３Ｄ〜３Ｇを通して送電線５Ａ〜５Ｄの潮流値を取り込んで、情報伝送路１０を通して、計測制御装置８に送信する処理ブロックで、上記ステップＳＴ５の情報（遮断器開閉情報と潮流値情報）を与えるものである。
【００６１】
なお、図９の制御量特性図は、実施の形態１の図２の制御量特性図と横軸の単位が異なるのみで安定・不安定の分布は同じになっているが、必ずしも同一になるものでなく、通常は異なる分布状態になる。
【００６２】
以上のように、この発明の実施の形態４によれば、事故種別と発電機端で計測可能な角周波数偏差とを組み合わせた制御量算出をして電源制限を行うので、従来方式よりも精度の高い安定化制御が実施できる。
【００６３】
なお、発電機の周波数偏差値は、安定判別に対して発電機の稼働状態にあまり影響を受けず、また位相角偏差よりも高速に演算できる（実施の形態３の位相角偏差は運動方程式の２回積分、この実施の形態４の周波数偏差は｜回積分）。しかし、周波数偏差は発電機プラント固有の安定領域があるため、一般性にやや欠ける点がある。
【００６４】
実施の形態５．
実施の形態２では運動エネルギーＶｋを基に安定判別、および安定化制御量の算出を行ったが、Ｖｋの代わりに式（５）の正規化運動エネルギーを用いても同様の安定化制御が実施できる。
【００６５】
【数３】
0003629101.tif 000004
【００６６】
Ｍ：各稼働発電機慣性定数（系統容量ベース）の和
Ｐｅ：各発電機の電気的出力の和
Ｐｍ：各発電機の機械的入力の和
ωｏ：基準角周波数
Δω：発電機の角周波数偏差
ｔｆ：事故発生時刻
ｔｅ：事故除去後の一定時刻（サンプリング終了時刻）
Ｐ ：各発電機の初期出力（事故直前）の和
【００６７】
以下、この発明の実施の形態５を図に基づいて説明する。
系統安定化制御装置の構成図は図１と同様であるので図１を共用する。
図１１は正規化運動エネルギーと発電機制御量の関係を示す事故種別毎の制御量特性図である。
図１２は系統安定方法のフローチャートである。
【００６８】
次に動作について説明する。
送電線５Ｅ〜５Ｇの有効電力潮流（発電機１Ａから１Ｃの電気的出力）は、変流器３Ａ〜３Ｃおよび変成器６を通して得られる電流、電圧データにより計測制御装置８で常時算出され、例えば送電線５Ｂで事故が発生した場合、母線２Ａの電圧がある一定値以下になったことをキックとして、計測制御装置８は常時モードから監視モードに移行し、図１２に示したフローチャートに従って安定化制御を行う。
【００６９】
即ち、図１２において、
（１）最初にステップＳＴ１で、発電機１Ａ〜１Ｃの電気的出力を計測制御装置８により常時計測する常時モードとする。
（２）ステップＳＴ２は母線２Ａの電圧がＶｆより小さくなった時点で計測制御装置８は監視モードに移行する。
【００７０】
（３）ステップＳＴ３で、監視モードに移行した時点を時間基準とするための時刻（Ｔ）をリセットする。
（４）ステップＳＴ４で、式（５）より正規化運動エネルギーＶｋ／Ｐを算出する。
【００７１】
（５）ステップＳＴ５は計測装置９からの情報（遮断器開閉情報と潮流値情報）より事故種別を判定し、その種別に対応した図１１の制御量特性図を選択し、ステップＳＴ４で算出したＶｋ／Ｐの値が図１１に示した制御量特性図の安定領域にあるかどうかを判断する。
判定結果が安定領域であれば、ステップＳＴ９へ進み、その他の場合にはステップＳＴ６へ進む。
ただし、安定領域にあれば、図１１に示した制御量特性図の発電機制御量は事前のシミュレーションにより設定しておく。
【００７２】
（６）ステップＳＴ６で、Ｖｋ／Ｐ値に対応する必要制御量を図１１に従って算出する。
（７）ステップＳＴ７で、ステップＳＴ６で算出した制御量を上回る最小の組み合わせ（最適制御量）を選択して、遮断器４Ａ〜４Ｃにトリップ信号を送信して電源制限（制御）を行って自系統内を安定化する。
（８）ステップＳＴ８で、計測制御装置８を停止させる。
【００７３】
（９）ステップＳＴ５で判定結果が安定領域であれば、ステップＳＴ９で、計測制御装置８の監視モード責務時間内（Ｔｅ）であるか判断する。
責務時間内（ｔ≦Ｔｅ）であればステップＳＴ４へ進み、再度ステップＳＴ４から処理動作を行う。
それ以外（ｔ＞Ｔｅの場合）は、ステップＳＴ１へ進んで計測制御装置８は常時モードへ戻る。
【００７４】
（１０）ステップＳＴ１０は、遮断器４Ｄ〜４Ｇの開閉状態をケーブル７Ｂ〜７Ｅを通して取り込み、また変流器３Ｄ〜３Ｇを通して送電線５Ａ〜５Ｄの潮流値を取り込んで、情報伝送路１０を通して、計測制御装置８に送信する処理を行う処理ブロックで、上記ステップＳＴ５の情報（遮断器開閉情報と潮流値情報）を与えるものである。
【００７５】
なお、図１１の制御量特性図は、実施の形態１の図２の制御量特性図と横軸の単位が異なるのみで安定・不安定の分布は同じになっているが、必ずしも同一になるものでなく、通常は異なる分布状態になる。
【００７６】
以上のように、この発明の実施の形態５によれば、事故種別と発電機端で計測可能な正規化運動エネルギーとを組み合わせた制御量算出をして電源制限を行うので、発電機の初期出力が運用により変化する場合においても、精度の高い安定化制御が実施できる。
なお、初期出力が運用により変化することを前提にすれば、ケースによってＶｋも変化するためＶｋのみでは安定判別が困難になる場合もあるため、正規化が必要である。
【００７７】
実施の形態６．
上記実施の形態３、４では位相角偏差、周波数偏差を用いて安定判別および安定化制御量の算出を行ったが、両者を用いても同様の安定化制御が実施できる。
【００７８】
以下、この発明の実施の形態６を図に基づいて説明する。
安定化装置の構成図は図１と同様であるので図１を共用する。
図１３は位相角偏差と角周波数偏差と用いた安定判別特性図、および、位相角偏差と発電機制御量の関係を示す事故種別毎の制御量特性図である。
図１４は系統安定化制御方法のフローチャートである。
【００７９】
次に動作について説明する。
送電線５Ｅ〜５Ｇの有効電力潮流（発電機１Ａから１Ｃの電気的出力）は、変流器３Ａ〜３Ｃおよび変成器６を通して得られる電流、電圧データにより計測制御装置８で常時算出され、例えば送電線５Ｂで事故が発生した場合、母線２Ａの電圧がある一定値以下になったことをキックとして、計測制御装置８は常時モードから監視モードに移行し、図１４に示したフローチャートに従って安定化制御を行う。
【００８０】
即ち、図１４において、
（１）最初にステップＳＴ１で、発電機１Ａ〜１Ｃの電気的出力を計測制御装置８により常時計測する常時モードとする。
（２）ステップＳＴ２は母線２Ａの電圧がＶｆより小さくなった時点で計測制御装置８は監視モードに移行する。
【００８１】
（３）ステップＳＴ３で、監視モードに移行した時点を時間基準とするための時刻（Ｔ）をリセットする。
（４）ステップＳＴ４で、前述の式（２）、（４）より発電機の位相角偏差Δδと角周波数偏差Δωを算出する。
【００８２】
（５）ステップＳＴ５は計測装置９からの情報（遮断器開閉情報と潮流値情報）より事故種別を判定し、その種別に対応した図１３（Ｂ）の安定判別特性図を選択し、ステップＳＴ４で算出したΔδ、Δωの値が図１３（Ｂ）に示した安定判別特性図に安定領域にあるかどうかを判断する。
安定領域にあれば、ステップＳＴ９へ進み、その他の場合にはステップＳＴ６へ進む。
ただし、図１３に示した発電機制御量、および安定判別領域は事前のシミュレーションにより設定しておく。
【００８３】
（６）ステップＳＴ６で、Δδ値に対応する必要制御量を図１３（Ａ）に従って算出する。
（７）ステップＳＴ７で、ステップＳＴ６で算出した制御量を上回る最小の組み合わせ（最適制御量）を選択して、遮断器４Ａ〜４Ｃにトリップ信号を送信して電源制限（制御）を行って自系統内を安定化する。
（８）ステップＳＴ８で、計測制御装置８を停止させる。
【００８４】
（９）ステップＳＴ５で判定結果が安定領域であれば、ステップＳＴ９で、計測制御装置８の監視モード責務時間内（Ｔｅ）であるか判断する。
責務時間内（ｔ≦Ｔｅ）であればステップＳＴ４へ進み、再度ステップＳＴ４から処理動作を行う。
それ以外（ｔ＞Ｔｅの場合）は、ステップＳＴ１へ進んで計測制御装置８は常時モードへ戻る。
【００８５】
（１０）ステップＳＴ１０は、遮断器４Ｄ〜４Ｇの開閉状態をケーブル７Ｂ〜７Ｅを通して取り込み、また変流器３Ｄ〜３Ｇを通して送電線５Ａ〜５Ｄの潮流値を取り込んで、情報伝送路１０を通して、計測制御装置８に送信する処理を行う処理ブロックで、上記ステップＳＴ５の情報（遮断器開閉情報と潮流値情報）を与えるものである。
【００８６】
以上のように、この発明の実施の形態６によれば、事故種別と発電機端で計測可能な発電機位相角偏差および発電機周波数偏差とを組み合わせた制御量算出をして電源制限を行うので、従来方式よりも精度の高い安定化制御が実施できる。
【００８７】
実施の形態３の位相角偏差のみを用いた安定度判別方式では、発電機の初期位相角の影響によって、安定判別が不正確になる場合がある。即ち、事故直前の発電機初期位相角が本系統側に対して相当量開いている場合には、事故後の発電機位相角偏差が小さい場合でも発電機が不安定となる場合があるが、この実施の形態６ではその恐れがない。
【００８８】
実施の形態７．
上記実施の形態では、図３，図６，図８，図１０，図１２，図１４のフローチャート、ステップＳＴ２のように「母線２Ａの電圧が予め設定したＶｆより小さくなった時点で、監視モードに移行する」としたが、電圧Ｖｆ以外に「保護リレーの指令信号」「有効電力（発電機出力）の変化率」等に基づいて監視モードに移行するようにしてもよい。
【００８９】
実施の形態８．
上記実施の形態では、系統を安定化する制御方法について述べたが、この制御方法を用いた系統安定化制御装置としてもよい。
【００９０】
実施の形態９．
この実施の形態は、上記実施の形態１〜６までの制御量特性図を自動で作成する作成手法に関するものである。
図１５のフローチャートに基づいて説明する。
【００９１】
即ち、図１５において、
（１）ステップＳＴ１は、予め選定しておいた事故点、事故種別で、まだ、シミュレーションが終了していないものがあるか否かを判定する。
終了していればステップＳＴ１１へ進み、それ以外はステップＳＴ２へ進む。
【００９２】
（２）ステップＳＴ１で判定結果が未終了であれば、ステップＳＴ２で、事故点、事故種別の選定（更新）を行う。
（３）ステップＳＴ３で、予め作成しておいた潮流断面データで、まだシミュレーションが終了していないものがあるか否かを判定する。
終了していればステップＳＴ１へ進み、その他の場合はステップＳＴ４へ進む。
【００９３】
（４）ステップＳＴ３で判定結果が未終了であれば、ステップＳＴ４で、電力系統安定度解析プログラムの検討用潮流データ（このプログラムに用いるためのステップＳＴ３での潮流断面データ）を選定（更新）する。
（５）ステップＳＴ５で、ステップＳＴ２とステップＳＴ４で選定した系統データ（ステップＳＴ４の検討用潮流データ）、及び、事故パターン（ステップＳＴ２で選定された事故点、事故種別）に従って安定度計算を起動し計算する。
【００９４】
（６）ステップＳＴ６で、ステップＳＴ５で起動させた安定度計算結果を用いて、脱調している発電機が存在するか、不安定となっている発電プラントが存在するかを判別する安定判別を行う。
安定ならばステップＳＴ３へ進み、その他の場合にはステップＳＴ７に進む。
【００９５】
なお、安定判別を行う基本機能は、電力系統安定度解析プログラムに具備されているものとする。この電力系統安定度解析プログラムは公知であって、例えば、オーム社発行「電力系統過渡解析論」（関根泰次著）の８章に安定度解析プログラムに必要なアルゴリズムが掲載されており、電力関連の技術者であれば、この文献から容易にプログラムを作成できる。
【００９６】
（７）ステップＳＴ７で、予め作成しておいた制御パターン（制御量）を選定（更新）する。
この制御パターンは、図２に示すようなパターンで、各事故種別（２φ３ＬＧ等）に対応した制御量が算出できる制御量特性図である。
（８）ステップＳＴ８で、ステップＳＴ７で選定したパターンに従って、ステップＳＴ５と同様の安定度計算を再度起動し計算する。
【００９７】
（９）ステップＳＴ９で、ステップＳＴ８で起動させた安定度計算結果を用いて、脱調している発電機が存在するか、不安定となっている発電プラントが存在するかを判別する安定判別を行う。
（１０）ステップＳＴ９で判定結果が不安定であれば、ステップＳＴ７に進みステップＳＴ７からの処理動作を行う。
【００９８】
（１１）ステップＳＴ９で判定結果が安定であれば、ステップＳＴ１０で、ステップＳＴ２で選定された事故パターンとステップＳＴ７で選定された制御パターンを（ステップＳＴ４で選定された系統データも含めて）整理する。
（１２）ステップＳＴ１で判定結果が終了であれば、ステップＳＴ１１で、ステップＳＴ１０の結果を用いて整定テーブル（制御量特性図）を作成して、自動制御量特性図作成プログラムを終了させる。
【００９９】
以上のように、この発明の実施の形態９によれば、膨大な整定作業（制御量特性図作成作業）が、事前の僅かな設定事項によって自動で行えるようになる。
【０１００】
【発明の効果】
（１）以上のように、この発明の系統安定化制御方法によれば、事故種別と事故直前から事故除去後所定時間経過までの発電機端のリアルタイム要素に応じた発電機制御量で発電供給量を制御するようにしたので、系統状態に対応した精度の高い安定化制御が実施できる。
【０１０１】
（２）また、事故種別と発電機端で計測可能な運動エネルギーＶｋとに応じた発電供給量を制御するようにしたので、系統状態に対応した精度の高い安定化制御が実施できる。
【０１０２】
（３）また、事故種別と事故直前から事故除去後所定時間経過までの発電機位相角偏差に応じた発電機制御量で発電供給量を制御するようにしたので、系統状態に対応した精度の高い安定化制御が実施できる。
【０１０３】
（４）また、事故種別と事故直前から事故除去後所定時間経過までの発電機の周波数偏差に応じた発電機制御量で発電供給量を制御するようにしたので、系統状態に対応した精度の高い安定化制御が実施できる。
【０１０４】
（５）また、事故種別と事故直前から事故除去後所定時間経過までの発電機の正規化運動エネルギーとに応じた発電機制御量で発電供給量を制御するようにしたので、系統状態に対応した精度の高い安定化制御が実施できる。
【０１０５】
（６）また、事故種別と事故直前から事故除去後所定時間経過までの発電機位相角偏差および発電機周波数偏差とに応じた発電機制御量で発電供給量を制御するようにしたので、系統状態に対応した精度の高い安定化制御が実施できる。
【０１０６】
（７）この発明の系統安定制御装置によれば、上記（１）〜（６）のいづれか１項の系統安定化制御方法を用いたので、上記（１）〜（６）に対応する効果が得られる。
【０１０７】
（８）この発明の発電機制御量の制御パターン作成方法によれば、制御量特性図を自動で作成するようにしたので、膨大な制御量特性図作成作業が、事前の僅かな設定事項によって自動で行えるようになる。
【図面の簡単な説明】
【図１】この発明の実施の形態１による系統安定化制御装置の構成図である。
【図２】この発明の実施の形態１による発電機端リアルタイム要素と発電機制御量の関係を示す事故種別毎の制御量特性図である。
【図３】この発明の実施の形態１による系統安定化制御方法のフローチャートである。
【図４】この発明の実施の形態２による発電機の運動エネルギーと発電機制御量の関係を示す事故種別毎の制御量特性図である。
【図５】この発明の実施の形態２による運動エネルギーの概念を示すＰ−Δδ曲線の特性図である。
【図６】この発明の実施の形態２による系統安定化制御方法のフローチャートである。
【図７】この発明の実施の形態３による発電機位相角偏差と発電機制御量の関係を示す事故種別毎の制御量特性図である。
【図８】この発明の実施の形態３による系統安定化制御方法のフローチャートである。
【図９】この発明の実施の形態４による発電機周波数偏差と発電機制御量の関係を示す事故種別毎の制御量特性図である。
【図１０】この発明の実施の形態４による系統安定化制御方法のフローチャートである。
【図１１】この発明の実施の形態５による正規化運動エネルギーと発電機制御量の関係を示す事故種別毎の制御量特性図である。
【図１２】この発明の実施の形態５による系統安定方法のフローチャートである。
【図１３】この発明の実施の形態６による位相角偏差と角周波数偏差と用いた安定判別特性図、および、位相角偏差と発電機制御量の関係を示す事故種別毎の制御量特性図である。
【図１４】この発明の実施の形態６による系統安定化制御方法のフローチャートである。
【図１５】この発明の実施の形態９による自動制御量算出方法のフローチャートである。
【図１６】従来の系統安定化制御装置の構成図である。
【符号の説明】
１Ａ〜１Ｃ  発電機、２Ａ〜２Ｆ  母線、３Ａ〜３Ｇ  変流器、
４Ａ〜４Ｇ  遮断器、５Ａ〜５Ｇ  送電線、６Ａ〜６Ｂ  変成器、
７Ａ  コントロールケーブル、７Ｂ〜７Ｅ 信号ケーブル、
８ 計測制御装置、９  計測装置、１０  情報伝送路。
【図１】
0003629101.tif 000005
【図２】
0003629101.tif 000006
【図３】
0003629101.tif 000007
【図４】
0003629101.tif 000008
【図５】
0003629101.tif 000009
【図６】
0003629101.tif 000010
【図７】
0003629101.tif 000011
【図８】
0003629101.tif 000012
【図９】
0003629101.tif 000013
【図１０】
0003629101.tif 000014
【図１１】
0003629101.tif 000015
【図１２】
0003629101.tif 000016
【図１３】
0003629101.tif 000017
【図１４】
0003629101.tif 000018
【図１５】
0003629101.tif 000019
【図１６】
0003629101.tif 000020