(57)【要約】【課題】複数の負荷や発電所で構成される任意の系統における過剰な電制を抑えた上で系統を安定化する。【解決手段】実施形態によれば、系統安定化装置は、電力系統の事故発生後から事故点の区間の開放を経た脱調判定時刻における電力系統が不安定である際に、脱調判定時刻以後の安定判別時刻における発電機の内部位相角に基づいて、安定判別時刻において電力系統が不安定であると判別した際に、脱調判定時刻以後の電源制御実施時刻における電源制御の対象となる発電機を決定する電制対象発電機決定手段と、電力系統が安定であると電制対象発電機決定手段により判別した際に、電源制御の後における再閉路失敗後における再閉路安定判別時刻における発電機の内部位相角の予測値に基づいて、再閉路安定判別時刻において電力系統が不安定であると判別した際に、電源制御実施時刻における電源制御の対象となる発電機を再度決定する再閉路時安定度評価手段とをもつ。【選択図】図４
2014075939.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
発電機を送電線を介して連系してなる電力系統に事故が発生した際に、事故が発生した前記電力系統に接続されている発電機の電気量と前記電力系統に接続されている送電線の電気量とを計測する計測手段と、
前記計測手段による計測結果に基づいた、事故発生後における前記発電機の角速度偏差および内部位相角の算出結果に基づいて、事故発生後から事故点の区間の開放を経た所定の脱調判定時刻までの間において前記算出した角速度偏差と所定値とを比較し、かつ、前記算出した内部位相角が前記脱調判定時刻において増加傾向にあるか否かを判定することで、前記脱調判定時刻における前記電力系統が安定であるか不安定であるかを判定する脱調判定手段と、
前記電力系統が不安定であると前記脱調判定手段により判定した際に、前記脱調判定時刻以後の所定の安定判別時刻における前記発電機の内部位相角を予測し、前記予測した内部位相角と所定値とを比較することで、前記安定判別時刻において前記電力系統が安定であるか不安定であるかを判別し、前記電力系統が不安定であると判別した際に、前記脱調判定時刻と前記安定判別時刻との間の所定の電源制御実施時刻における、前記電力系統を安定化するための、前記発電機のそれぞれに定められた電制の優先度を考慮して電源制御の対象となる発電機を決定し、前記発電機を決定することを前記安定判別時刻において前記電力系統が安定であると判別するまで繰り返す電制対象発電機決定手段と、
前記電力系統が安定であると前記電制対象発電機決定手段により判別した際に、前記電源制御の後における事故線路の再閉路失敗を想定した際の、前記再閉路失敗後における所定の再閉路安定判別時刻における前記発電機の内部位相角を予測し、前記再閉路安定判別時刻における前記予測した内部位相角と所定値とを比較することで、前記再閉路安定判別時刻において前記電力系統が安定であるか不安定であるかを判別し、前記電力系統が不安定であると判別した際に、前記電源制御実施時刻における、前記電力系統を安定化するための、前記発電機のそれぞれに定められた電制の優先度を考慮して電源制御の対象となる発電機を再度決定し、前記電源制御の対象となる発電機を前記再度決定することを前記再閉路安定判別時刻において前記電力系統が安定であると判別するまで繰り返す再閉路時安定度評価手段と
を備えたことを特徴とする系統安定化装置。
【請求項２】
前記再閉路時安定度評価手段は、
前記電源制御の対象となる発電機を決定した後に、この決定した電源制御の後における事故線路の再閉路失敗を想定した際の、前記再閉路失敗後における前記再閉路安定判別時刻における前記発電機の内部位相角を再度予測し、前記再閉路安定判別時刻における前記予測した内部位相角と所定値とを比較することで、前記再閉路安定判別時刻において前記電力系統が安定であるか不安定であるかを再度判別する
ことを特徴とする請求項１に記載の系統安定化装置。
【請求項３】
前記計測手段は、事故が発生した電力系統に接続されている発電機の等価１機発電機相当の電気量を計測し、
前記脱調判定手段は、
前記計測手段による計測結果に基づいた、事故発生後における前記発電機の等価１機発電機相当の角速度偏差と内部位相角との算出結果に基づいて、事故発生後から事故点の区間の開放を経た所定の脱調判定時刻までの間において前記算出した角速度偏差と所定値とを比較し、かつ、前記算出した内部位相角が前記脱調判定時刻において増加傾向にあるか否かを判定することで、前記電力系統が安定であるか不安定であるかを判定することで、前記電力系統に対する追加での電源制御を要するか否かを判定する
ことを特徴とする請求項２に記載の系統安定化装置。
【請求項４】
発電機を送電線を介して連系してなる電力系統に事故が発生した際に、事故が発生した前記電力系統に接続されている発電機の電気量と前記電力系統に接続されている送電線の電気量とを計測し、
前記計測した結果に基づいた、事故発生後における前記発電機の角速度偏差および内部位相角の算出結果に基づいて、事故発生後から事故点の区間の開放を経た所定の脱調判定時刻までの間において前記算出した角速度偏差と所定値とを比較し、かつ、前記算出した内部位相角が前記脱調判定時刻において増加傾向にあるか否かを判定することで、前記脱調判定時刻における前記電力系統が安定であるか不安定であるかを判定し、
前記電力系統が不安定であると判定した際に、前記脱調判定時刻以後の所定の安定判別時刻における前記発電機の内部位相角を予測し、前記予測した内部位相角と所定値とを比較することで、前記安定判別時刻において前記電力系統が安定であるか不安定であるかを判別し、前記電力系統が不安定であると判別した際に、前記脱調判定時刻と前記安定判別時刻との間の所定の電源制御実施時刻における、前記電力系統を安定化するための、前記発電機のそれぞれに定められた電制の優先度を考慮して電源制御の対象となる発電機を決定し、前記発電機を決定することを前記安定判別時刻において前記電力系統が安定であると判別するまで繰り返し、
前記安定判別時刻において前記電力系統が安定であると判別した際に、前記電源制御の後における事故線路の再閉路失敗を想定した際の、前記再閉路失敗後における所定の再閉路安定判別時刻における前記発電機の内部位相角を予測し、前記再閉路安定判別時刻における前記予測した内部位相角と所定値とを比較することで、前記再閉路安定判別時刻において前記電力系統が安定であるか不安定であるかを判別し、前記電力系統が不安定であると判別した際に、前記電源制御実施時刻における、前記電力系統を安定化するための、前記発電機のそれぞれに定められた電制の優先度を考慮して電源制御の対象となる発電機を再度決定し、前記電源制御の対象となる発電機を前記再度決定することを前記再閉路安定判別時刻において前記電力系統が安定であると判別するまで繰り返す
ことを特徴とする系統安定化方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明の実施形態は、電力系統についての系統安定化装置および系統安定化方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
従来、電力系統での電源新設などに伴い、重大事故発生時における広域停電を防止するために、系統安定化システムが導入されている。電力系統安定化システムとしては種々のものが採用されている。電力系統安定化システムの中には、事故送電線の再閉路想定時間における発電機の位相角動揺の予測値、事故発生前の発電機の合計出力、発電機近端母線から電力系統側をみた際の再閉路後の駆動点リアクタンス値、及び、予め設定した発電機定数を含むパラメータを入力して再閉路後の安定度を判別するものがある。
【０００３】
また、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際、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、この蓄積したデータに基づいて発電機の位相角と出力の情報を算出して用いる電力系統安定化システムもある。この電力系統安定化システムは、発電機の位相角と出力の情報を用いて事故中および事故除去後のＰ−δ曲線を推定し、この推定したＰ−δ曲線に基づいて加速エネルギーおよび減速エネルギーを算出する。そして、この電力系統安定化システムは、この２種類のエネルギーの大小比較に基づいて安定度判別を行い、不安定な際に発電機を電力系統から遮断する。
【０００４】
従来の系統安定化システムでは、系統の過渡安定度維持や周波数を５０Ｈｚまたは６０Ｈｚ付近に制御することが主な課題であった。これに対して、今般、過渡安定度と電圧変動との関係、及び、周波数安定化と電圧変動との関係といった、電圧を含む複合問題に対応することが必要になっている。よって、複数の機能を統合した新たな系統安定化システムの構築が不可欠となっている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００５】
【特許文献１】特開２００４−２８２８８７号公報
【特許文献２】特開２０１０−５７２５３号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
電力系統において落雷の発生や障害物の送電線への接触によって事故が発生すると、通常時と比べて系統の構成が変化する。場合によっては、発電機からの出力エネルギーと負荷で消費される消費エネルギーとのアンバランスによって系統内の電圧や周波数が発電機の運転可能な範囲から逸脱してしまい、系統運用上重要度の高い発電機が脱調し、広域大停電に至る可能性がある。
【０００７】
これを防止するための安定化制御に関して、第一段制御と呼ばれる制御がある。この第一段制御では、系統に接続される発電機の定格出力や運転状態、また、この状態を反映した系統内における潮流や電圧、周波数などの情報に基づいて、系統内における事故発生点の位置や３φ４ＬＧ（３相４線地絡故障）などの過酷な事故様相に対して必要な電源制御（以降、電制と称する）量を予め決めておく。そして、この第一段制御では、事故発生時において、直前に計測した電気量を用いて電制の要否を判定して制御する。
【０００８】
第一段制御は事故発生後に実施される。しかし、事故発生により発散傾向にある等価１機発電機の角速度偏差や内部位相角が第一段制御によって収束せずに、発散が予想される際には追加制御（以降、第二段制御と称する）が必要となることがある。
【０００９】
第二段制御の実施にあたっては、事故後の系統内の潮流や電圧等の情報に基づいて電制量を決める。事故線路は一定時間開放された後に再閉路される。しかし、この時に事故が継続していると、再度の線路開放となり（再閉路失敗）、タイミングによっては、その際の外乱で系統が不安定になることがある。
【００１０】
前述した、Ｐ−δ曲線に基づいた安定度判別では、再閉路後の安定度の演算に駆動点リアクタンス値を用い、等面積法に基づき安定判別を行っている。しかし、この安定度判別では、事故線路が電源線であって、同一発電所内の複数台の発電機が電制対象であるなど、対象が限定されている。このため、Ｐ−δ曲線に基づいた安定度判別は、複数の負荷や発電所で構成される任意の系統には適用困難である。また、再閉路の成否に関係なく、再閉路失敗を想定して電制量を決めると再閉路成功時には過剰電制となり、電力供給に支障が出る恐れもある。
【００１１】
本発明が解決しようとする課題は、複数の負荷や発電所で構成される任意の系統における過剰な電制を抑えた上で系統を安定化することが可能になる系統安定化装置および系統安定化方法を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【００１２】
実施形態によれば、系統安定化装置は、発電機を送電線を介して連系してなる電力系統に事故が発生した際に、事故が発生した前記電力系統に接続されている発電機の電気量と前記電力系統に接続されている送電線の電気量とを計測する計測手段をもつ。この系統安定化装置は、前記計測手段による計測結果に基づいた、事故発生後における前記発電機の角速度偏差および内部位相角の算出結果に基づいて、事故発生後から事故点の区間の開放を経た所定の脱調判定時刻までの間において前記算出した角速度偏差と所定値とを比較し、かつ、前記算出した内部位相角が前記脱調判定時刻において増加傾向にあるか否かを判定することで、前記脱調判定時刻における前記電力系統が安定であるか不安定であるかを判定する脱調判定手段をもつ。
【００１３】
この系統安定化装置は、前記電力系統が不安定であると前記脱調判定手段により判定した際に、前記脱調判定時刻以後の所定の安定判別時刻における前記発電機の内部位相角を予測する電制対象発電機決定手段をもつ。この電制対象発電機決定手段は、前記予測した内部位相角と所定値とを比較することで、前記安定判別時刻において前記電力系統が安定であるか不安定であるかを判別する。この電制対象発電機決定手段は、前記電力系統が不安定であると判別した際に、前記脱調判定時刻と前記安定判別時刻との間の所定の電源制御実施時刻における、前記電力系統を安定化するための、前記発電機のそれぞれに定められた電制の優先度を考慮して電源制御の対象となる発電機を決定する。この電制対象発電機決定手段は、前記発電機を決定することを前記安定判別時刻において前記電力系統が安定であると判別するまで繰り返す。
【００１４】
この系統安定化装置は、前記電力系統が安定であると前記電制対象発電機決定手段により判別した際に、前記電源制御の後における事故線路の再閉路失敗を想定した際の、前記再閉路失敗後における所定の再閉路安定判別時刻における前記発電機の内部位相角を予測する再閉路時安定度評価手段をもつ。この再閉路時安定度評価手段は、前記再閉路安定判別時刻における前記予測した内部位相角と所定値とを比較することで、前記再閉路安定判別時刻において前記電力系統が安定であるか不安定であるかを判別する。この再閉路時安定度評価手段は、前記電力系統が不安定であると判別した際に、前記電源制御実施時刻における、前記電力系統を安定化するための、前記発電機のそれぞれに定められた電制の優先度を考慮して電源制御の対象となる発電機を再度決定する。この再閉路時安定度評価手段は、前記電源制御の対象となる発電機を前記再度決定することを前記再閉路安定判別時刻において前記電力系統が安定であると判別するまで繰り返す。
【発明の効果】
【００１５】
本発明によれば、複数の負荷や発電所で構成される任意の系統における過剰な電制を抑えた上で系統を安定化することが可能になる。
【図面の簡単な説明】
【００１６】
【図１】実施形態における系統安定化装置の構成例を説明するための図。
【図２】発電機間位相角差の時間特性の一例を示す図。
【図３】１機無限大母線系統を説明するための図。
【図４】実施形態における系統安定化装置の動作手順の一例を示すフローチャート。
【図５】安定判別時刻ｔｓでの内部位相角を予測し、閾値より小さくなるまで、系統から遮断する発電機を変更することを説明するための図。
【図６】再閉路失敗で追加電制の必要性に関する判別について説明するための図。
【発明を実施するための形態】
【００１７】
以下、実施の形態について、図面を参照して説明する。  
図１は、実施形態における系統安定化装置の構成例を説明するための図である。  
この系統安定化装置では、いくつかの発電機が集合してなるｎ台の発電機１ａ，１ｂ，…１ｎと、同様に発電機を１台ごとに系統から遮断できるｎ台の遮断器２ａ，２ｂ，…２ｎが、送電線３ａ１，３ｂ１…３ｎ１を介して連系母線５ａ，５ｂ，…５ｎに１対１で接続される。連系母線５ａ，５ｂ，…５ｎには負荷（Ｌ）４ａ，４ｂ，…４ｎが１対１で接続される。
【００１８】
連系母線５ａ，５ｂ，…５ｎは送電線３ａ２，３ｂ２，…３ｎ２を介して連系母線６に接続される。  
連系母線６には２回線分の送電線７ａ，７ｂが接続される。それぞれの送電線、つまり、送電線３ａ１，３ｂ１…３ｎ１、送電線３ａ２，３ｂ２，…３ｎ２、送電線７ａ，７ｂの回線はインピーダンスを含む。
【００１９】
また、連系母線６には負荷（Ｌ）４Ａが接続される。  
２回線分の送電線７ａ，７ｂは連系母線８に接続される。他の電力系統９も連系母線８に接続される。
【００２０】
本実施形態で想定する事故は、送電線７ａ，７ｂの区間内で起こるものとする。  
系統安定化装置１０は、データ計測部１１、データ伝送部１２、電制量決定部１３、発電機定格出力・優先度データ格納部１４、および制御指令伝送部１８を有する。発電機定格出力・優先度データ格納部１４は、不揮発性メモリなどの記憶装置により実現される。
【００２１】
データ計測部１１は、電力系統９に接続しているｎ台の発電機１ａ〜１ｎのそれぞれの出カデータ、および送電線７ａ，７ｂの潮流や、連系母線６および連系母線８の電圧等のデータを計測する。  
データ伝送部１２は、データ計測部１１によって計測したデータを電制量決定部１３に伝送する。  
電制量決定部１３は、データ伝送部１２によって伝送されたデータに基づいて電制量を決定する。  
制御指令伝送部１８は、電制量決定部１３によって決定した電制量に基づいて、電制の対象となる発電機に遮断指令を送る。
【００２２】
電制量決定部１３は、電制量を決定するために発電機１ａ〜１ｎの出力データを利用する。ただし、この際、発電機１ａ〜１ｎのデータは、等価的に１台の発電機に置き換えられた等価１機発電機３０１のデータであるとして演算が行われ、このデータが利用される。
【００２３】
等価１機発電機３０１について、データ計測部１１は、事故後第１波目での脱調を防ぐことができるように、数十ｍｓごとに計測を行い、内部メモリにデータを保持する。データ伝送部１２は、データ計測部１１で計測したデータを電制量決定部１３へ伝送する。
【００２４】
電制量決定部１３は、脱調判定部１５、電制対象発電機決定部１６、および再閉路時安定度評価部１７を有する。  
電制対象発電機決定部１６と再閉路時安定度評価部１７は、発電機定格出力・優先度データ格納部１４に格納されるデータをそれぞれ相互に参照する。
【００２５】
電制量決定部１３は、動作開始前に次のように必要変数の演算を行う。  
まず、ｎ台の発電機１ａ〜１ｎの事故発生前の電気量の出力値Ｐａ０〜Ｐｎ０は、データ計測部１１により計測される。  
また、事故発生中においてもデータ計測部１１で計測を行う。後述する図６（ａ）中においては、事故発生時の等価１機発電機３０１の有効出力電力ＰＧについて説明する。
【００２６】
次に、事故発生後において、以下の式（１）で示されるΔt間隔でデータ計測部１１により計測される発電機１ａ〜１ｎの出力値をＰａ（ｔ）〜Ｐｎ（ｔ）とした条件を考える。この条件で、電制量決定部１３は、事故発生後における時刻ｔｋ時点での発電機１ａ〜１ｎの動揺、即ち角速度偏差ωＧ（ｔｋ）を以下の式（３）にしたがって算出する。そして、電制量決定部１３は、時刻ｔｋ時点での発電機１ａ〜１ｎ内部位相角δ（ｔｋ）を式（４）にしたがって算出する。  
ｔｋ＝ｔｋ−１＋Δｔ  …式（１）
【数１】
2014075939.tif 000003
【００２７】
ωＧ（ｔｋ）＝ωｇ（ｔｋ−１）＋Δω  …式（３）
【数２】
2014075939.tif 000004
【００２８】
対象系統の各発電機のデータ、等価１機発電機３０１の慣性定数Ｍ（式（２）参照）などは事故発生前に演算されて、発電機定格出力・優先度データ格納部１４に予め格納される。  
なお、慣性定数Ｍは、等価１機発電機容量ベースで換算した発電機１ａ〜１ｎ各々の慣性定数Ｍｇｉを用いて以下の式（５）で表される。
【数３】
2014075939.tif 000005
【００２９】
式（５）中のｉは発電機番号であり、ｎは発電機数である。  
次に、第二段制御における電制量決定部１３において必要な時刻に関する情報を示す。図２は、発電機間位相角差の時間特性の一例を示す図である。この図では、脱調判定時刻ｔｌまでのデータを用いて第二段階の制御の必要・不必要を判別することを説明するための図である。  
まず、事故発生時刻ｔｈの後、開放時刻ｔｕで第一段の制御として事故点の区間が開放される。ここで、開放後の脱調判定時刻をｔｌとする。また、その後の第二段制御を実施する時刻をｔ２とする。また、第二段制御実施時刻ｔ２の後の予測に必要な時刻である安定判別時刻をｔｓとする。また、安定判別時刻ｔｓ以降の事故点の再閉路実施時刻をｔｒとする。  
再閉路を実施した際に、事故が除去されていないときには、再閉路失敗であるとして、再度の線路開放を要する。再閉路失敗の際に線路を再度開放する時刻を再開放時刻ｔｏとする。
【００３０】
さらに、再閉路失敗の際の電力系統が安定であるか不安定であるかの判別を想定する時刻を再閉路安定判別時刻ｔｐとする。なお、電制量決定部１３は、予測を行うにあたっては、脱調判定時刻ｔｌ以前の計測データを用いる。
【００３１】
次に、図１に示した発電機１ａ〜１ｎおよび遮断器２ａ〜２ｎ、送電線３ａ１〜３ｎ１の各々を縮約する考え方について説明する。図３は、１機無限大母線系統を説明するための図である。  
等価１機発電機３０１は、ｄ軸過渡リアクタンスＸｄ‘Ｇ３０２と併せて連系母線６と接続している。図１中の電力系統９には対象系統以外の発電機が全て含まれている。その合成等価慣性定数は対象系統内の発電機１ａ〜１ｎの等価慣性定数よりも非常に大きい値を想定できる。よって、図１に示した連系母線６より電力系統９側を無限大母線相当の連系母線６でモデル化する。また、図１に示した発電機１ａ〜１ｎを等価１機発電機３０１でモデル化する。
【００３２】
対象系統内の発電機１ａ〜１ｎの定格容量ＳＧＲｉ（ＭＶＡ）、定格出力ＰＧＲｉ（ＭＷ）、慣性定数Ｍｉ（ｓ）に基づいて、等価１機発電機３０１の定格容量ＳＧＲＴ（ＭＶＡ）は以下の式（６）で示される。また、等価１機発電機３０１の定格出力ＰＧＲＴ（ＭＷ）は以下の式（７）で示される。また、等価１機発電機３０１の等価慣性定数Ｍ（ｓ）は以下の式（８）で示される。
【数４】
2014075939.tif 000006
【００３３】
また、事故発生前の計測値である発電機１ａ〜１ｎの有効電力出力ＰＧｉ０（ＭＷ）に基づいて、等価１機発電機３０１の機械入力Ｐｍの初期値Ｐｍ０は以下の式（９）で示される。
【数５】
2014075939.tif 000007
【００３４】
事故後の計測値である発電機１ａ〜１ｎの有効電力出力ＰＧｉ（ＭＷ）に基づいて、等価１機発電機３０１の事故後の計測時刻ｔｋにおける有効出力電力ＰＧｋは以下の式（１０）で与えられる。
【数６】
2014075939.tif 000008
【００３５】
図３に示した等価１機発電機３０１の縮約モデルを数式で表す方法の代表例として、以下の式（１１）で表される簡略モデルなどがある。
【数７】
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【００３６】
ｉはｎ台の発電機１ａ〜１ｎの発電機番号である。ｎは発電機数である。Ｍｉは慣性定数である。Ｐｍｉは機械入力である。Ｅｉは発電機１ａ〜１ｎの内部電圧である。ＢｉＪは縮小Ｙ行列（縮小アドミッタンス）（＝Ｇ＋ｊＢ）のサセプタンス部分である。発電機の安定性は、系の中心となる基準位相と対象発電機の位相との差で判別される。
【００３７】
このため、一般には、発電機の位相角および角周波数のそれぞれに対し、以下の式（１２）で示される、系統の慣性中心（δ０,ω０）からの変化量を状態変数として導入する。
【００３８】
θｉ＝δｉ−δ０，ω＝ωｉ−ω０  …式（１２）
ただしδ０、ω０については、以下の式（１３）により算出される。
【数８】
2014075939.tif 000010
【００３９】
等価１機発電機３０１の出力や発電機端電圧などの情報は、事故前の運用状態において、あらかじめ演算される。この情報は、発電機定格出力・優先度データ格納部１４に登録される。そして、事故発生後、電制実施に伴い状況が変化する際に、情報の設定が変更され、等価１機発電機３０１の出力や発電機端電圧などの情報が改めて演算し直されて発電機定格出力・優先度データ格納部１４上で上書き更新される。
【００４０】
また、発電機定格出力・優先度データ格納部１４には、系統に接続されている発電機の定格出力や、事故時における発電機の遮断可否や、遮断が可能な際の遮断優先度の情報が格納される。対象系統内で発電機の増設や廃止など、運用上で発電機の設置形態に変化があった際は、発電機定格出力・優先度データ格納部１４内のデータベース上での発電機の情報が随時更新される。
【００４１】
図４に記したフローチャートを用いて、電制量決定部１３の作用を説明する。  
電力系統内の事故発生時における安定化制御に関して、第一段階の制御実施の結果、系統が安定にならずに追加で電制が必要となることがある。
【００４２】
脱調判定部１５は、この追加での電制の必要可否を判別する機能を有する。脱調判定部１５は、図２に示すように、事故後の等価１機発電機３０１の角速度偏差ωＧ（ｔ）と内部位相角δとについて、事故発生後から脱調判定時刻ｔｌまでの間でのデータ計測部１１による計測データを複数取得する（ステップＳ１）。  
脱調判定部１５は、予測部１５１、比較処理部１５２、比較処理部１５３を有する。予測部１５１は、各々設定した推定式に基づいて、取得済みの計測データを用いて、計測時点以降の角速度偏差ωＧ（ｔ）と内部位相角δとを予測する（ステップＳ２）。
【００４３】
予測方法の例としては次のものがある。時刻ｔにおける発電機１ａ〜１ｎの角速度偏差の予測値ωＧ（ｔ）および内部位相角の予測値δ（ｔ）は、以下の式（１４）および式（１５）のように表される。
【００４４】
ωＧ（ｔ）＝ωＧ（ｔｋ−２）＋α１（ｔ−ｔｋ−２）＋α２（ｔ−ｔｋ−１）（ｔ−ｔｋ−２）
…式（１４）
【数９】
2014075939.tif 000011
【００４５】
ここで、
【数１０】
2014075939.tif 000012
【００４６】
比較処理部１５２は、等価１機発電機３０１の内部位相角について、脱調判定時刻ｔｌまでに閾値δｌｉｍｉｔを超えたとの条件を満たすか否かの判別を行う（ステップＳ３）。また、比較処理部１５３は、脱調判定時刻ｔｌにおける角速度偏差ωＧ（ｔｌ）が増加傾向にあるか否か、つまり、ｄωＧ（ｔｌ）／ｄｔ＞０の条件を満たすか否かの判別を行う（ステップＳ４）。脱調判定部１５は、Ｓ３、Ｓ４での判別結果に基づいて、双方の条件を満たした場合に、脱調判定時刻ｔｌにおいて電力系統が不安定と判別する。双方の条件とは、等価１機発電機３０１の内部位相角について、脱調判定時刻ｔｌまでに閾値δｌｉｍｉｔを超え、かつ脱調判定時刻ｔｌにおける角速度偏差ωＧ（ｔｌ）が増加傾向にあるとの条件である。
【００４７】
脱調判定時刻ｔｌにおいて電力系統が不安定であると脱調判定部１５が判別した際は、電制対象発電機決定部１６は、電制が必要な発電機を決定する。電制対象発電機決定部１６は、予測部１６１、比較処理部１６２、電制量更新部１６３を有する。予測部１６１は、脱調判定部１５で使用した、等価１機発電機３０１の内部位相角を用いて、安定判別時刻ｔｓまでの内部位相角の推移を予測する（ステップＳ５）。
【００４８】
安定判別時刻ｔｓまでの等価１機発電機３０１の角速度偏差ωＧ（ｔｓ）は以下の式（１６）で与えられる。また、安定判別時刻ｔｓまでの等価１機発電機３０１の内部位相角δ（ｔｓ）は以下の式（１７）で与えられる。
【数１１】
2014075939.tif 000013
【００４９】
Ｐｍは等価１機発電機３０１の機械入力である。Ｍは等価慣性定数である。ＰＧＫは事故後の計測時刻ｔｋにおける有効出力電力である。ω０は事故発生前の角速度偏差である。ωＧ（ｔ）は時刻ｔにおける角速度偏差の予測値である。
【００５０】
式（１７）は式（１６）を以下の式（１８）で示すように移項し、tに関して積分を実施した結果である。
【数１２】
2014075939.tif 000014
【００５１】
データ計測部１１では、事故発生後から脱調判定時刻ｔｌまでの間でデータの計測を行っている。よって、予測部１６１は、この脱調判定時刻ｔｌまでの計測データを利用する。予測部１６１は、前述した式（２）〜式（４）を利用して、脱調判定時刻ｔｌにおける角速度偏差ωＧ（ｔｌ）と内部位相角δ（ｔｌ）とを算出する。
【００５２】
安定判別時刻ｔｓにおける等価１機発電機３０１の内部位相角δ（ｔｓ）は以下の式（１９）で与えられる。
【数１３】
2014075939.tif 000015
【００５３】
この式（１９）は、式（１７）のｔを脱調判定時刻ｔｌに置き換えたものである。図５に安定判別時刻ｔｓでの内部位相角を予測して、この内部位相角が、設定した安定判別閾値より小さくなるまで、系統から遮断する発電機を変更していくことを説明するための図を示す。  
比較処理部１６２での安定判別においては、この安定判別閾値を用いる。安定判別閾値は、事故前の発電機運転状態や潮流などの情報をもとに、複数種類あるデータの中から適切なものを選択することで設定される。例えば、安定判別閾値は、事前のシミュレーションにより、発電機運転状態や潮流などを変更し、安定になるケースと不安定になるケースとで区分けし、内部位相角δ（ｔｓ）に関して境目となる値を選択することで決められる。
【００５４】
比較処理部１６２は、図５（ａ）および図５（ｂ）に示すように、安定判別時刻ｔｓにおける、予測した内部位相角δ（ｔｓ）が安定判別閾値よりも小さければ（ステップＳ６のＮＯ）、この安定判別時刻ｔｓにおいて電力系統が安定であると判別する。また、比較処理部１６２は、図５中（ｃ）に示すように、安定判別時刻ｔｓにおける、予測した内部位相角δ（ｔｓ）が安定判別閾値以上であれば（ステップＳ６のＹＥＳ）、安定判別時刻ｔｓにおいて電力系統が不安定であると判別する。
【００５５】
安定判別時刻ｔｓにおいて電力系統が不安定であると比較処理部１６２により判別した場合には、電制量更新部１６３は、発電機定格出力・優先度データ格納部１４から、各発電機についての、系統から遮断する優先度と定格出カデータと発電機の運転状態とを参照する。さらに、電制量更新部１６３は、運転している発電機に関しては有効電力の出力値を参照し、系統から遮断する発電機を、電制量が少なくなる順に変更する（ステップＳ７）。
【００５６】
そして、予測部１６１は、式（１７）を利用して、安定判別時刻ｔｓにおける等価１機発電機３０１の内部位相角δ（ｔｓ）を再予測する。比較処理部１６２は、この再予測した内部位相角δ（ｔｓ）と安定判別閾値とを比較して、安定判別時刻ｔｓにおいて電力系統が安定であるか不安定であるかを再度判別する。
【００５７】
予測部１６１による再予測の実施として、式（１９）を利用した演算が挙げられる。式（１９）の右辺第３項は、等価１機発電機３０１の機械入力Ｐｍや慣性定数Ｍによるので、系統から遮断する発電機を除いた際に、式（１９）の右辺第３項の値が変化する。
【００５８】
遮断する発電機を除くと、有効出力電力ＰＧＫは変化しない一方で、機械入力Ｐｍは減少する。例えば発電機１ａ〜１ｎのうち、発電機１ｆを系統から遮断する際、その定格出力ＰＧＲｉがαであれば電制量はαとなる。このとき、新たな等価１機発電機３０１の機械入力Ｐｍ'と有効出力電力ＰＧＫ'は、以下の式（２０）で表される。
【数１４】
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【００５９】
前述のように発電機を系統から遮断すると、式（２０）において、発電機１台ごとの出力電力ＰＧｉが増加する。よって、有効出力電力の総量は変化せず、式（２０）で示したＰＧＫ＝ＰＧＫ'となる。  
また、新たな等価１機発電機３０１の等価慣性定数Ｍ'は以下の式（２１）で表される。
【数１５】
2014075939.tif 000017
【００６０】
脱調判定部１５で第二段制御が必要と判別された際は、脱調判定時刻ｔｌにおける角速度偏差ωＧ（ｔｌ）は増加傾向であり、式（１６）における、等号を挟んだ両辺の値がともに正の値となる。よって、Ｐｍ＞ＰＧＫとなる。
【００６１】
このまま第二段制御を行わないと内部位相角δについても増加傾向は変わらずに発散する。発電機１ｆを系統から遮断することによって機械入力Ｐｍ'がＰｍよりも減少してＰＧＫよりも小さくなると、内部位相角δ（ｔ）が減少傾向となる。この際、電制量更新部１６３は、系統から遮断する発電機を変更する。そして電制量更新部１６３は、安定判別時刻ｔｓにおいて電力系統が安定であると判別するまで、式（１７）を用いた演算を順次繰り返す。
【００６２】
安定判別時刻ｔｓにおいて電力系統が安定であると比較処理部１６２により判別されたときの、系統から遮断する発電機が電制対象発電機となる。発電機１ｆを系統から遮断することで電制量がαとなり、内部位相角δ（ｔ）が減少傾向となっても安定判別時刻ｔｓにおける内部位相角δ（ｔｓ）は安定判別閾値を下回らない。よって、電制量更新部１６３は、系統から遮断する発電機を変更する。
【００６３】
発電機１ｇを系統から遮断する際、定格出力がβで電制量はβとなる。図５（ｂ）に示すように、この際で予測部１６１による再度の予測を行っても、比較処理部１６２は、安定判別時刻ｔｓにおいて電力系統が不安定になると判別する。また、発電機１ｆおよび発電機１ｇを系統から遮断し、電制量がγとなる際は、図５（ｃ）に示すように内部位相角が安定判別閾値を下回り、安定判別時刻ｔｓにおいて電力系統が安定になると比較処理部１６２により判別される。この判別結果に基づいて、電制対象発電機決定部１６は、発電機１ｆおよび発電機１ｇを電制対象発電機と決定する。
【００６４】
図６に、再閉路時安定度評価部１７における、再閉路失敗による追加の電制の必要性に関する判別について説明するための図を示す。再閉路時安定度評価部１７は、予測部１７１、比較処理部１７２および電制量更新部１７３を有する。  
図６（ａ）は、脱調判定時刻ｔｌ以降、再閉路安定判別時刻ｔｐまでの追加電制を行う場合の等価１機発電機３０１の機械入力Ｐｍと有効出力電力ＰＧとの差異、および、追加電制を行わない場合の等価１機発電機３０１の機械入力Ｐｍと有効出力電力ＰＧとの差異を示す。
【００６５】
また、図６（ｂ）は、脱調判定時刻ｔｌ以降、再閉路安定判別時刻ｔｐまでの追加電制を行う場合の角速度偏差ωＧと、追加電制を行わない場合の角速度偏差ωＧとの差異を示す。  
図６（ｃ）は、脱調判定時刻ｔｌ以降、再閉路安定判別時刻ｔｐまでの追加電制を行う場合の内部位相角δと、追加電制を行わない場合の内部位相角δとの差異を示す。
【００６６】
次に、再閉路時安定度評価部１７における再閉路安定度の評価手段の実施形態を示す。電制対象発電機決定部１６によって第二段制御実施時刻ｔ２以降に減少傾向となる角速度偏差ωＧは、再閉路成功の際には図６（ｂ）の点線部で示すような、時刻経過にともなって減少する推移が想定される。これに対して、再閉路失敗の際には、図６（ｂ）の実線部で示すように、角速度偏差ωＧが再び増加する。
【００６７】
図６（ａ）に示すように、再閉路失敗により有効出力電力ＰＧは事故発生時と同様に少なくなる。本実施形態では、有効出力電力ＰＧは、再閉路失敗の際にはＰＧｆになるとする。
【００６８】
式（１６）では、再閉路実施時刻ｔｒにおける有効出力電力ＰＧＫがＰＧｆに相当する。再閉路実施までＰｍ≒ＰＧであった関係が再閉路実施によりＰｍ＞ＰＧｆに変わることで、式（１６）の右辺第二項が寄与して正に大きくなる。このことから、再閉路失敗で角速度偏差ωＧが増加することが分かる。
【００６９】
再閉路失敗を受けて、再開放時刻ｔｏで事故点が含まれる区間が再び開放されると有効出力電力ＰＧは大きくなる。しかしながら、有効出力電力ＰＧが再閉路実施前と同じ出力になるとは限らず、等価１機発電機３０１の機械入力Ｐｍに対しての差分が大きくなることもある。すると、角速度偏差ωＧは減少の程度が弱まり、積分値である内部位相角δも追従して減少が弱まる。
【００７０】
式（１６）で再閉路実施前のＰｍ≒ＰＧの関係に戻らず、機械入力Ｐｍと有効出力電力ＰＧとの差分が大きいと、内部位相角δが増加する。再閉路失敗によって、等価１機発電機３０１の内部位相角δが増加する際や、減少の程度が弱まる際は、電制対象発電機決定部１６によって電力系統が安定であると判定された際も、この電力系統は再度不安定になる。  
これを避けるために、再閉路時安定度評価部１７の予測部１７１は、再開放時刻ｔｏ以降の再閉路安定判別時刻ｔｐにおける内部位相角δ（ｔｐ）を式（１４）および式（１５）を用いて推測する（ステップＳ８）。
【００７１】
ただし、再閉路実施時刻ｔｒから再開放時刻ｔｏの間においては、事故発生時と同様に、等価１機発電機３０１の機械入力ＰｍはＰＧｒとする。また、再開放時刻ｔｏ以降の有効出力電力ＰＧは再閉路実施時刻ｔｒ前の値を用いる。
【００７２】
再閉路時安定度評価部１７の比較処理部１７２は、予測した内部位相角と、あらかじめ発電機定格出力・優先度データ格納部１４に設定している発電機運転状態ごとの安定判別閾値との比較を行う。比較処理部１７２は、この比較を行うことで、再閉路安定判別時刻ｔｐにおいて電力系統が安定であるか不安定であるかの判別を行う（ステップＳ９）。
【００７３】
本実施形態では、再閉路安定判別時刻ｔｐにおける安定判別閾値は、電制対象発電機決定部１６が用いる閾値と同様に、事故前の発電機運転状態や潮流などの情報に応じて、複数種類あるデータの中から適切なものが選択される。例えば、事前のシミュレーションにより、発電機運転状態や潮流などを変更し、安定になるケースと不安定になるケースとで区分けし、再閉路安定判別時刻ｔｐにおける内部位相角δ（ｔｐ）に関して境目となる値を閾値として決めておく。
【００７４】
比較処理部１７２により不安定と判別された場合、つまり再閉路安定判別時刻ｔｐにおける内部位相角δ（ｔｐ）が再閉路安定判別時刻ｔｐにおける安定判別閾値以上である場合（ステップＳ９のＹＥＳ）には、再閉路時安定度評価部１７の電制量更新部１７３は追加の電制を行う（ステップＳ１０）。電制量更新部１７３は、電制対象発電機決定部１６の電制量更新部１６３と同様に、発電機定格出力・優先度データ格納部１４から各発電機についての、系統から遮断する優先度、定格出カデータ、および発電機の運転状態と運転している発電機に関しては有効電力の出力値を参照する。そして、電制量更新部１７３は、参照の結果に基づいて、電制量が少なくなる順を考慮して、遮断する発電機を変更する。
【００７５】
変更実施後、予測部１７１は、等価１機発電機３０１の機械入力Ｐｍと等価慣性定数Ｍの演算を再度行う。予測部１７１は、新たな等価１機発電機３０１の機械入力Ｐｍと等価慣性定数Ｍを用いて、第二段制御実施時刻ｔ２以降の内部位相角δ（ｔｐ）の推測を再度行なう。比較処理部１７２は、この内部位相角δ（ｔｐ）と、発電機定格出力・優先度データ格納部１４に設定している閾値とを比較することで、再閉路安定判別時刻ｔｐにおいて電力系統が安定にあるか不安定にあるかの判別を再度行う。再閉路時安定度評価部１７は、このような処理を、比較処理部１７２により、再閉路安定判別時刻ｔｐにおいて電力系統が安定にあると判別できるまで順次繰り返す。この実施形態で説明した方法で、電制量決定部１３は、電力系統から除いた電制対象発電機に応じた電制量を決定することができる（ステップＳ１１）。  
制御指令伝送部１８は、電制量決定部１３によって決定された電制量に基づき、必要な発電機を系統から遮断する指令を遮断機２に伝送する（ステップＳ１２）。
【００７６】
以上述べたように、実施形態における系統安定化装置では、複数の負荷や発電所で構成される任意の系統において、事故発生で第二段制御の実施が必要な際に必要電制量を決定し、さらに、再閉路時において失敗が想定されるときにのみ必要電制量を追加する。よって、再閉路成功時には過剰な電制とならず、再閉路失敗時には必要な電制量で系統安定化をすることができる。
【００７７】
発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。
【符号の説明】
【００７８】
１ａ〜１ｎ…発電機、２ａ〜２ｎ…遮断器、３ａ１〜３ｎ１…負荷、３ａ２〜３ｎ２…送電線、４ａ〜４ｎ、４Ａ…負荷、５ａ〜５ｎ…連系母線、６…連系母線、７ａ，７ｂ…送電線、８…連系母線、９…電力系統、１０…系統安定化装置、１１…データ計測部、１２…データ伝送部、１３…電制量決定部、１４…発電機定格出力・優先度データ格納部、１５…脱調判定部、１６…電制対象発電機決定部、１７…再閉路時安定度評価部、１８…制御指令伝送部、１５１…予測部、１５２…第１比較処理部、１５３…第２比較処理部、１６１，１７１…予測部、１６２，１７２…比較処理部、１６３，１７３…電制量更新部、３０１…等価１機発電機、３０２…ｄ軸過渡リアクタンス。
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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