(57)【要約】【課題】電力系統の制御量を抑制しつつ同電力系統の動揺を抑制することにある。【解決手段】電力系統の上流側と下流側との間に配設された送電線の事故を検出する検出装置と、電力系統の状態を示す系統情報を取得する取得装置と、送電線に接続される複数の変電所等の母線に配置され、母線に供給される無効電力を制御する調相器と、検出装置が送電線の事故を検出した場合、取得装置が取得する系統情報に基づいて、電力系統の上流側と下流側との間の発電機の相差角が所定範囲内となるように、調相器を開閉制御する制御装置と、を備えた電力系統安定化装置。【選択図】図１
2011097704.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
電力系統の上流側と下流側との間に配設された送電線の事故を検出する検出装置と、
前記電力系統の状態を示す系統情報を取得する取得装置と、
前記送電線に接続される複数の変電所等の母線に配置され、前記母線に供給される無効電力を制御する調相器と、
前記検出装置が前記送電線の事故を検出した場合、前記取得装置が取得する前記系統情報に基づいて、前記電力系統の上流側と下流側との間の発電機の相差角が所定範囲内となるように、前記調相器を開閉制御する制御装置と、
を備えたことを特徴とする電力系統安定化装置。
【請求項２】
前記系統情報は、前記送電線の事故が検出される前に過渡安定度計算を行うための情報、前記送電線の事故が検出されたときに前記電力系統の上流側と下流側との間の発電機の相差角の拡大又は縮小を判別するための情報、潮流を示す情報の何れかの情報である
ことを特徴とする請求項１に記載の電力系統安定化装置。
【請求項３】
前記制御装置は、前記系統情報に基づいて、前記相差角が拡大する場合、前記母線の電圧が上昇するように前記調相器を開閉制御し、前記相差角が縮小する場合、前記母線の電圧が下降するように前記調相器を開閉制御する
ことを特徴とする請求項２に記載の電力系統安定化装置。
【請求項４】
前記制御装置は、前記母線の電圧が上昇するように前記調相器を開閉制御する動作と、前記母線の電圧が下降するように前記調相器を開閉制御する動作とを、所定回数繰り返す
ことを特徴とする請求項３に記載の電力系統安定化装置。
【請求項５】
前記制御装置は、前記母線の電圧が上昇するように前記調相器を開閉制御する動作と、前記母線の電圧が下降するように前記調相器を開閉制御する動作とを、前記相差角が所定範囲内となるまで繰り返す
ことを特徴とする請求項４に記載の電力系統安定化装置。
【請求項６】
前記制御装置は、前記発電機の遮断よりも前記調相器の開閉制御を優先する
ことを特徴とする請求項１乃至５の何れかに記載の電力系統安定化装置。
【請求項７】
前記送電線の事故の位置と開閉制御するべき前記調相器との関係を示す情報が予め格納される記憶装置を備え、
前記制御装置は、前記検出装置が前記送電線の事故の位置を検出した場合、前記記憶装置内の情報に応じて選択された前記調相器を開閉制御する
ことを特徴とする請求項１乃至６の何れかに記載の電力系統安定化装置。
【請求項８】
前記制御装置は、前記検出装置が前記送電線の事故の位置を検出した場合、前記記憶装置内の情報に基づいて、前記送電線の事故の位置に隣接する前記調相器を開閉制御することを特徴とする請求項７に記載の電力系統安定化装置。
【請求項９】
前記調相器は、電力用コンデンサ又は分路リアクトルである
ことを特徴とする請求項１乃至８の何れかに記載の電力系統安定化装置。
【請求項１０】
電力系統の上流側と下流側との間に配設された送電線の事故が検出された場合、前記電力系統の状態を示す系統情報に基づいて、前記電力系統の上流側と下流側との間の発電機の相差角が所定範囲内となるように、前記送電線に接続される複数の変電所等の母線に配置されるとともに前記母線に供給される無効電力を制御する調相器を開閉制御する
ことを特徴とする電力系統安定化方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、電力系統安定化装置及び電力系統安定化方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
電力系統における潮流の上流側と下流側との間の送電線に回線断事故等が発生した場合、同事故が発生していない送電線の潮流及び電力系統のインピーダンスが急増する。もしこれを放置すれば、電力系統の上流側と下流側との間の発電機の相差角が拡大して脱調状態に陥り、結果的に下流側の負荷に対し大規模な停電を引き起こす虞がある。
【０００３】
そこで、例えば、事故発生直後に、電力系統から発電機を遮断したり（「電制」と称する）負荷を遮断したり（「負制」と称する）することによって、同電力系統の安定化（即ち、発電機の脱調状態を回避すること）を図る電力系統安定化装置が知られている（例えば、特許文献１参照）。
【０００４】
また、例えば、前述した電制及び負制を行なうと同時に、電力系統における変電所等に設置された電力用コンデンサや分路リアクトル等の調相器の開閉を行なうことによって、同電力系統の安定化を図る電力系統安定化装置が知られている（例えば、特許文献２参照）。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００５】
【特許文献１】特開昭６１−４６１２３号公報
【特許文献２】特開２００１−３５２６７８号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
ところで、前述した電制は結果的に電力の供給量を低下させることとなり、前述した負制は結果的に負荷に該当する地域を停電させることとなる。つまり、電制量や負制量等といった「制御量」が大きくなると、電力の供給量が低下したり停電が発生したりするという問題が生じる。
【０００７】
本発明は、かかる課題に鑑みてなされたものであり、その目的とするところは、電力系統の制御量を抑制しつつ同電力系統の動揺を抑制することにある。
【課題を解決するための手段】
【０００８】
前記課題を解決するための発明は、電力系統の上流側と下流側との間に配設された送電線の事故を検出する検出装置と、前記電力系統の状態を示す系統情報を取得する取得装置と、前記送電線に接続される複数の変電所等の母線に配置され、前記母線に供給される無効電力を制御する調相器と、前記検出装置が前記送電線の事故を検出した場合、前記取得装置が取得する前記系統情報に基づいて、前記電力系統の上流側と下流側との間の発電機の相差角が所定範囲内となるように、前記調相器を開閉制御する制御装置と、を備えた電力系統安定化装置である。
【０００９】
この電力系統安定化装置によれば、送電線の事故を契機として、系統情報が示す電力系統の状態に応じた調相器の開閉制御を通じて該当の母線の電圧を上下させることによって、電力系統の上流側と下流側との間の発電機の相差角を所定範囲内に収束させて同電力系統の動揺を抑制し、よってその第一波脱調のみならずその後の脱調を防止できる。つまり、電力系統の電制量や負制量等といった制御量が抑制されつつ同電力系統の動揺が抑制される。
【００１０】
また、かかる電力系統安定化装置において、前記系統情報は、前記送電線の事故が検出される前に過渡安定度計算を行うための情報、前記送電線の事故が検出されたときに前記電力系統の上流側と下流側との間の発電機の相差角の拡大又は縮小を判別するための情報、潮流を示す情報の何れかの情報であることが好ましい。  
この電力系統安定化装置によれば、例えば電力系統の動揺を表わす発電機の相差角又は潮流の時間変化に応じて母線の電圧を上下させることができるため、電力系統の電制量や負制量等といった制御量を抑制しつつ同電力系統の動揺を効果的に抑制できる。
【００１１】
また、かかる電力系統安定化装置において、前記制御装置は、前記系統情報に基づいて、前記相差角が拡大する場合、前記母線の電圧が上昇するように前記調相器を開閉制御し、前記相差角が縮小する場合、前記母線の電圧が下降するように前記調相器を開閉制御することが好ましい。  
一般に、電力相差角曲線によれば、発電機の相差角が拡大する際に母線の電圧が上昇すると、この相差角が拡大から縮小へ転じるときにとり得る相差角の最大値が小さくなり、発電機の相差角が縮小する際に母線の電圧を下降させると、この相差角が縮小から拡大へ転じるときにとり得る相差角の最小値が大きくなる。よって、この電力系統安定化装置によれば、制御装置による調相器の開閉制御によって、相差角の範囲がより速く狭くなる。つまり、相差角がより速く所定範囲内に収束する。
【００１２】
また、かかる電力系統安定化装置において、前記制御装置は、前記母線の電圧が上昇するように前記調相器を開閉制御する動作と、前記母線の電圧が下降するように前記調相器を開閉制御する動作とを、所定回数繰り返すこととしてもよい。  
この電力系統安定化装置によれば、例えば発電機の相差角が効果的に所定範囲内に収束するような予め定められた所定回数だけ母線の電圧を上下させることによって、電力系統の動揺をより効果的且つ効率的に抑制できる。
【００１３】
また、かかる電力系統安定化装置において、前記制御装置は、前記母線の電圧が上昇するように前記調相器を開閉制御する動作と、前記母線の電圧が下降するように前記調相器を開閉制御する動作とを、前記相差角が所定範囲内となるまで繰り返すこととしてもよい。  
この電力系統安定化装置によれば、電力系統の動揺をより効果的且つ確実に抑制できる。
【００１４】
また、かかる電力系統安定化装置において、前記制御装置は、前記発電機の遮断よりも前記調相器の開閉制御を優先することが好ましい。  
この電力系統安定化装置によれば、送電線の事故により例えば上流側の発電機が加速した場合であっても、調相器の開閉制御を通じて同発電機の加速の抑制が同発電機の遮断よりも優先して行なわれるため、電力系統の制御量が抑制されつつ同電力系統の動揺がより効果的且つ確実に抑制される。
【００１５】
また、かかる電力系統安定化装置において、前記送電線の事故の位置と開閉制御するべき前記調相器との関係を示す情報が予め格納される記憶装置を備え、前記制御装置は、前記検出装置が前記送電線の事故の位置を検出した場合、前記記憶装置内の情報に応じて選択された前記調相器を開閉制御することが好ましい。  
この電力系統安定化装置によれば、例えば、送電線の事故の位置と、これに応じて発電機の相差角が効果的に所定範囲内に収束するような調相器との関係を示す情報を記憶装置に予め格納することによって、電力系統の動揺がより効果的且つ確実に抑制される。
【００１６】
また、かかる電力系統安定化装置において、前記制御装置は、前記検出装置が前記送電線の事故の位置を検出した場合、前記記憶装置内の情報に基づいて、前記送電線の事故の位置に隣接する前記調相器を開閉制御することが好ましい。  
送電線の事故の位置に隣接する調相器を開閉制御すれば、同事故に起因して時間とともに変化する発電機の相差角はより効果的に所定範囲内に収束し得るため、この電力系統安定化装置によれば、電力系統の動揺がより一層効果的且つ確実に抑制される。
【００１７】
また、かかる電力系統安定化装置において、前記調相器は、電力用コンデンサ又は分路リアクトルであることが好ましい。  
電力用コンデンサは、これを投入すれば母線の電圧が上昇し、遮断すれば母線の電圧が下降する。分路リアクトルは、これを遮断すれば母線の電圧が下降し、投入すれば母線の電圧が下降する。これらを開閉制御（投入及び遮断制御）することによって、電力系統の動揺を効果的に抑制できる。また、例えば、普段は電力系統の安定化とは異なる用途で使用されている電力用コンデンサ及び分路リアクトルを事故時に限って電力系統の安定化のために活用できれば、その分だけ低コストで電力系統の安定化を実現できる。
【００１８】
また、前記課題を解決するための発明は、電力系統の上流側と下流側との間に配設された送電線の事故が検出された場合、前記電力系統の状態を示す系統情報に基づいて、前記電力系統の上流側と下流側との間の発電機の相差角が所定範囲内となるように、前記送電線に接続される複数の変電所等の母線に配置されるとともに前記母線に供給される無効電力を制御する調相器を開閉制御する電力系統安定化方法である。  
この電力系統安定化方法によれば、電力系統の電制量や負制量等といった制御量が抑制されつつ同電力系統の動揺が抑制される。
【発明の効果】
【００１９】
本発明によれば、電力系統の制御量を抑制しつつ同電力系統の動揺を抑制できる。
【図面の簡単な説明】
【００２０】
【図１】本実施の形態の電力系統安定化装置の構成例を示すブロック図である。
【図２】本実施の形態の電力系統の構成例を示す系統図である。
【図３】（ａ）は、発電機の相差角が拡大する際に母線の電圧が一定の場合の電力相差角曲線を示すグラフであり、（ｂ）は、発電機の相差角が拡大する際に母線の電圧が上昇する場合の電力相差角曲線を示すグラフである。
【図４】（ａ）は、発電機の相差角が縮小する際に母線の電圧が一定の場合の電力相差角曲線を示すグラフであり、（ｂ）は、発電機の相差角が縮小する際に母線の電圧が下降する場合の電力相差角曲線を示すグラフである。
【図５】図１の電力系統安定化装置の親局及び演算装置の動作例を説明するためのフローチャートである。
【図６】本実施の形態の発電機の相差角の時間変化の一例を示すダイアグラムである。
【発明を実施するための形態】
【００２１】
===電力系統安定化装置===
図１及び図２を参照しつつ、本実施の形態の電力系統安定化装置１の構成例について説明する。尚、図１は、電力系統安定化装置１の構成例を示すブロック図であり、図２は、本実施の形態の電力系統の構成例を示す系統図である。
【００２２】
図１に例示されるように、電力系統安定化装置１は、系統情報収集装置（取得装置）２０と、演算装置（制御装置）１１と、親局（制御装置）１０と、事故検出装置（検出装置）１２、４４と、子局（制御装置）４０、３０と、遮断器３１、４１と、電力用コンデンサ（ＳＣ：Shunt Capacitor、調相器）４２と、分路リアクトル（ＳｈＲ：Shunt Reactor、調相器）４３と、伝送路５０とを備えている。
【００２３】
系統情報収集装置２０は、電力系統内に配置されて、同電力系統における発電機の端子電圧Ｖｓ、送電線の有効電力Ｐ、送電線の無効電力Ｑ、変電所母線の電圧Ｖｒ等の運用情報の全て又は一部と、同電力系統における遮断器３１、４１、電力用コンデンサ４２、分路リアクトル４３等の開閉状態の機器情報とを有する系統情報を取得する情報処理装置である。尚、本実施の形態の系統情報収集装置２０は、例えば中央給電指令所に設置されている。
【００２４】
演算装置１１は、系統情報収集装置２０により取得された系統情報に基づいて、電力系統の過渡安定度を計算する情報処理装置である。この演算装置１１は、具体的には、事故ごとに、電力系統の動特性モデルを用いた過渡安定度計算を通じて同電力系統の安定度（即ち、脱調するか否か）を判定しつつ、開閉制御するべき調相器４２、４３の選択、同開閉制御のタイミング、開制御するべき遮断器３１、４１（即ち、遮断するべき発電機及び負荷）の選択等を行なう。ここで、本実施の形態の過渡安定度計算では、調相器４２、４３の開閉制御を、遮断器３１、４１の開制御よりも優先させることを前提として行なわれる。つまり、例えば、事故後に調相器４２、４３のみの開閉制御を行なう想定で電力系統の過渡安定度計算が行われ、もしこの計算結果が電力系統の安定度として不十分という結果になった場合には、調相器４２、４３の開閉制御とともに遮断器３１、４１の開制御（即ち、電制、負制）を行なう想定で電力系統の過渡安定度計算が再度行われる。尚、本実施の形態の演算装置１１は、例えば変電所Ｈ（図２参照）に設置され、中央給電指令所に設置された系統情報収集装置２０と接続されている。
【００２５】
親局１０は、ＣＰＵ１０１、ＲＯＭ１０２、ＲＡＭ１０３、タイマ１０４、及び記憶装置１０５を備えた制御装置である。ＣＰＵ１０１は、事故ごとに、演算装置１１により過渡安定度計算に基づいて選択された調相器４２、４３及び遮断器３１、４１にそれぞれ対応する子局４０、３０に対し所定の制御信号（投入指令及び遮断指令）を送信する処理等を実行する。ＲＯＭ１０２は、例えばこのような処理の手順を定めるプログラム等を記憶する。ＲＡＭ１０３は、例えばこのような処理に用いられる各種データ等を記憶する。タイマ１０４は、子局４０、３０に対し所定の制御信号を送信するタイミングを定める時間を計時する。記憶装置１２は、例えば、事故位置及び事故様相ごとに、演算装置１１による過渡安定度計算に基づいて選択された調相器４２、４３及び遮断器３１、４１にそれぞれ対応する子局４０、３０を示す情報を予め格納する。尚、本実施の形態の親局１０は、例えば変電所Ｈに設置され、同変電所Ｈに設置された演算装置１１及び事故検出装置１２と接続されるとともに、伝送路５０に接続されている。
【００２６】
事故検出装置１２、４４は、例えば送電線に設けられた複数の保護リレー（不図示）の状態に基づいて、事故が発生した送電線や同送電線における事故点等を示す事故位置の情報と、同事故の種類や内容等を示す事故様相の情報とを生成し、この情報を検出信号として親局１０に送信する検出器である。尚、本実施の形態の事故検出装置１２は、前述したように、例えば変電所Ｈに設置され、本実施の形態の事故検出装置４４は、例えば変電所Ｄ、Ｅ、Ｆ、Ｇ、Ｉ、Ｊ（図２参照）にそれぞれ設置されている。
【００２７】
子局４０、３０は、親局１０から受信した所定の制御信号に基づいて、電力系統に対し、電力用コンデンサ（ＳＣ）４２及び分路リアクトル（ＳｈＲ）４３を投入又は遮断したり、発電機及び負荷を接続又は遮断したりする制御装置である。尚、本実施の形態の子局４０は、例えば変電所Ｄ、Ｅ、Ｆ、Ｇ、Ｉ、Ｊにそれぞれ設置され、事故検出装置４４からの事故位置及び事故様相の情報を親局１０に送信する機能も果たす。また、本実施の形態の子局３０は、例えば発電所Ａ、Ｂ、Ｃ、Ｋ（図２参照）にそれぞれ設置されている。
【００２８】
遮断器４１、３１は、子局４０、３０に制御されて、電力系統と発電機及び負荷とを接続又は遮断する装置である。尚、本実施の形態の遮断器４１は、例えば変電所Ｄ、Ｅ、Ｆ、Ｇ、Ｉ、Ｊにそれぞれ設置され、電力系統と負荷（不図示）とを接続又は遮断し、本実施の形態の遮断器３１は、例えば発電所Ａ、Ｂ、Ｃ、Ｋにそれぞれ設置され、電力系統と発電機とを接続又は遮断する。
【００２９】
電力用コンデンサ（以後「ＳＣ」と略称する）４２は、子局４０を通じて電力系統に対し投入又は遮断されることによって、母線の無効電力（Ｑ）を制御する調相器である。具体的には、ＳＣ４２の投入によって、該当の変電所における母線（不図示）の電圧が上昇し、ＳＣ４２の遮断によって、該当の変電所における母線の電圧が下降するようになっている。尚、本実施の形態のＳＣ４２は、例えば変電所Ｄ、Ｅ、Ｆ、Ｇ、Ｉ、Ｊにそれぞれ設置されている。
【００３０】
分路リアクトル（以後「ＳｈＲ」と略称する）４３は、子局４０を通じて電力系統に対し投入又は遮断されることによって、母線の無効電力（Ｑ）を制御する調相器である。具体的には、ＳｈＲ４３の遮断によって、該当の変電所における母線（不図示）の電圧が上昇し、ＳｈＲ４３の投入によって、該当の変電所における母線の電圧が下降するようになっている。尚、本実施の形態のＳｈＲ４３は、例えば変電所Ｄ、Ｅ、Ｆ、Ｇ、Ｉ、Ｊにそれぞれ設置されている。
【００３１】
伝送路５０は、親局１０と子局４０、３０との間を通信可能に接続する例えばＬＡＮ（Local Area Network）等の通信網である。
【００３２】
図２に例示される電力系統では、発電所Ａ、Ｂ、Ｃから変電所Ｄまでが３本の送電線でそれぞれ接続されており、この変電所Ｄは、変電所Ｅ、Ｆ、Ｇ、Ｊを経由して、発電所Ｋと送電線で接続されるとともに、変電所Ｈ、Ｉ、Ｊを経由して、発電所Ｋと送電線で接続されている。また、変電所Ｅ及び変電所Ｈどうしが送電線で接続され、変電所Ｆ及び変電所Ｉどうしが送電線で接続されている。つまり、本実施の形態の電力系統は、発電所Ａ、Ｂ、Ｃ（上流側）から発電所Ｋ（下流側）へ大きな潮流が形成されるべく構成されているとともに、変電所Ｄ、Ｅ、Ｈをつなぐ送電線のループ状の経路と、変電所Ｈ、Ｅ、Ｆ、Ｉをつなぐ送電線のループ状の経路と、変電所Ｉ、Ｆ、Ｇ、Ｊをつなぐ送電線のループ状の経路とが連なって構成されている。このような構成によって、例えば２つの変電所を通る複数の送電線のうちの何れかの送電線に事故が発生しても、同送電線を除いた経路が再形成可能となっている。
【００３３】
尚、図２に例示される電力系統では、変電所Ｄ、Ｅ、Ｆ、Ｇ、Ｉ、Ｊの母線（不図示）にはそれぞれ負荷（不図示）が適宜接続されているものとする。また、同図の例示では、各変電所Ｄ、Ｅ、Ｆ、Ｇ、Ｉ、ＪにはＳＣ４２及びＳｈＲ４３が１台ずつ設置されているように図示されているが、これに限定されるものではなく、各変電所には例えば２台以上のＳＣ４２や２台以上のＳｈＲ４３等が設置されていてもよい。
【００３４】
そこで、以後、「調相器４２、４３」は、１台の調相器４２、４３及び複数台の調相器４２、４３の双方を含み、複数台の調相器４２、４３は、特にことわりがなければ、（１）異なる変電所に設置された異なる調相器４２、４３、及び（２）同一の変電所に設置された異なる調相器４２、４３、の双方を含むものとする。
【００３５】
また、以後、「調相器４２、４３を開閉制御し、次に調相器４２、４３を開閉制御する」等の場合、これらの調相器４２、４３は、特にことわりがなければ、（１）異なる変電所に設置された異なる調相器４２、４３、（２）同一の変電所に設置された異なる調相器４２、４３、及び（３）同一の調相器４２、４３、の全てを含むものとする。
【００３６】
===電力系統安定化方法===
図３乃至図６を参照しつつ、前述した構成を備えた電力系統安定化装置１の動作例について説明する。尚、図３（ａ）は、発電機の相差角が拡大する際に母線の電圧が一定の場合の電力相差角曲線を示すグラフであり、図３（ｂ）は、発電機の相差角が拡大する際に母線の電圧が上昇する場合の電力相差角曲線を示すグラフである。図４（ａ）は、発電機の相差角が縮小する際に母線の電圧が一定の場合の電力相差角曲線を示すグラフであり、図４（ｂ）は、発電機の相差角が縮小する際に母線の電圧が下降する場合の電力相差角曲線を示すグラフである。図５は、図１の電力系統安定化装置１の親局１０及び演算装置１１の動作例を説明するためのフローチャートである。図６は、発電機の相差角の時間変化の一例を示すダイアグラムである。
【００３７】
先ず、電力系統における送電線の事故後の調相器（ＳＣ４２及びＳｈＲ４３）の開閉制御によって、同電力系統における発電機の相差角の変化範囲を狭めるメカニズムについて説明する。
【００３８】
<<<相差角拡大時に電圧上昇>>>
図３（ａ）に例示されるように、事故前の電力系統の状態（即ち、発電機の運転状態）は、発電機の相差角と同発電機からの出力（有効電力）との関係を示す「事故前」の電力相差角曲線と、同発電機への入力（機械的入力Ｐｍ）を示す直線とが交差する２点のうち、相差角が小さい方の運転点ａで表わされる。尚、図３及び図４の電力相差角曲線は、一機無限大母線系統のモデルに基づくものである。例えば、図２における発電所Ａの発電機及び発電所Ｋの発電機の間の相差角と、図２における変電所Ｄから変電所Ｊまでの可能な線路上の有効電力との関係は、一機無限大母線系統のモデルに基づく図３及び図４の電力相差角曲線によって近似的に表わされるものとする。つまり、これから図３及び図４を参照しつつ詳述する電力相差角曲線は、図２に例示される本実施の形態の電力系統の状態を概ね表わしているものとする。
【００３９】
電力系統の送電線で事故が発生した場合、電力系統の状態は、「事故前」の電力相差角曲線上の運転点ａから「事故中」の電力相差角曲線上の運転点ｂへ相差角δ０を維持したままで遷移し、その後、相差角がδ０からδ１へと拡大するように「事故中」の電力相差角曲線に沿って運転点ｂから運転点ｃへ移動する。尚、図３（ａ）に例示されるように、「事故中」の電力相差角曲線は、「事故前」の電力相差角曲線よりも有効電力が小さい側に延在している。
【００４０】
例えば送電線の事故原因が運転点ｃで除去された場合、電力系統の状態は、「事故中」の電力相差角曲線上の運転点ｃから「事故後」の電力相差角曲線上の運転点ｄへ相差角δ１を維持したままで遷移し、その後、相差角がδ１からδ２へと拡大するように「事故後」の電力相差角曲線に沿って運転点ｄから運転点ｅへ移動する。ここで、相差角が拡大から縮小へ転じる運転点ｅは、以下述べる等面積の条件によって一義的に定まる。即ち、図３（ａ）に例示される機械的入力Ｐｍを示す直線と「事故中」の電力相差角曲線との間の運転点ｂから運転点ｃまでの加速エネルギーに相当する面積ＳＡは、同図に例示される「事故後」の電力相差角曲線と機械的入力Ｐｍを示す直線との間の運転点ｄから運転点ｅまでの減速エネルギーに相当する面積ＳＢに等しい。尚、同図に例示されるように、「事故後」の電力相差角曲線は、一般に、「事故前」の電力相差角曲線よりも有効電力が小さい側且つ「事故中」の電力相差角曲線よりも有効電力が大きい側に延在している。
【００４１】
図３（ｂ）に例示されるように、前述した電力系統の状態が「事故後」の電力相差角曲線に沿って運転点ｄから運転点ｅへ移動する途中で、発電機の母線の電圧を上昇させた場合について説明する。尚、同図に例示されるように、発電機の母線の電圧を上昇させた場合の「電圧上昇後」の電力相差角曲線は、「事故後」の電力相差角曲線よりも有効電力がより大きい側に延在している。
【００４２】
電力系統の状態が運転点ｄ及び運転点ｅの間の運転点ｄ１にあるときに発電機の母線の電圧を上昇させると、電力系統の状態は、「事故後」の電力相差角曲線上の運転点ｄ１から「電圧上昇後」の電力相差角曲線上の運転点ｄ２へ遷移し、その後、相差角が拡大するように「電圧上昇後」の電力相差角曲線に沿って運転点ｄ２から運転点ｅ１へ移動する。ここで、相差角が拡大から縮小へ転じる運転点ｅ１は、前述と同様の等面積の条件によって一義的に定まる。即ち、図３（ｂ）に例示される「事故後」の電力相差角曲線及び「電圧上昇後」の電力相差角曲線と機械的入力Ｐｍを示す直線との間の運転点ｄから運転点ｄ１、ｄ２を経由して運転点ｅ１までの減速エネルギーに相当する面積ＳＢ’は、前述した面積ＳＡに等しい。つまり、面積ＳＢ’と、前述した面積ＳＢ（＝面積ＳＡ）とは等しい。図３（ｂ）の面積ＳＢ’の一部を画成する「電圧上昇後」の電力相差角曲線は、図３（ａ）の面積ＳＢを画成する「事故後」の電力相差角曲線よりも有効電力がより大きい側に延在しているため、面積ＳＢ’及び面積ＳＢが等しいという条件の下では、この有効電力が大きい分だけ、運転点ｅ１の相差角δ３が運転点ｅの相差角δ２よりも小さい側に位置する。
【００４３】
尚、図３（ｂ）では、電力系統の状態が減速エネルギーの領域に入った時点で母線の電圧を上昇させたが、これに限定されるものではなく、加速エネルギーの領域内の時点で母線の電圧を上昇させても同様の結果が得られる。
【００４４】
<<<相差角縮小時に電圧下降>>>
図４（ａ）に例示されるように、例えば図３（ｂ）に引き続いて「電圧上昇後」の電力相差角曲線上の運転点ｅ１で拡大から縮小へ転じた場合、電力系統の状態（即ち、発電機の運転状態）は、相差角がδ３からδ６へと縮小するように「電圧上昇後」の電力相差角曲線に沿って運転点ｅ１から運転点ｆへ移動する。ここで、相差角が縮小から拡大へ転じる運転点ｆは、前述と同様の等面積の条件によって一義的に定まる。即ち、図４（ａ）に例示される、機械的入力Ｐｍを示す直線と、「電圧上昇後」の電力相差角曲線との交差点を境とする減速エネルギーに相当する面積ＳＣ及び加速エネルギーに相当する面積ＳＤは互いに等しい。
【００４５】
図４（ｂ）に例示されるように、前述した電力系統の状態が「電圧下降前（前述した電圧上昇後）」の電力相差角曲線に沿って運転点ｅ１から運転点ｆへ移動する途中で、発電機の母線の電圧を下降させた場合について説明する。尚、同図に例示されるように、発電機の母線の電圧を下降させた場合の「電圧下降後」の電力相差角曲線は、「電圧下降前」の電力相差角曲線よりも有効電力がより小さい側に延在している。
【００４６】
電力系統の状態が運転点ｅ１及び運転点ｆの間の運転点ｅ２であるときに発電機の母線の電圧を下降させると、電力系統の状態は、「電圧下降前」の電力相差角曲線上の運転点ｅ２から「電圧下降後」の電力相差角曲線上の運転点ｅ３へ遷移し、その後、相差角が縮小するように「電圧下降後」の電力相差角曲線に沿って運転点ｅ３から運転点ｆ１へ移動する。ここで、相差角が縮小から拡大へ転じる運転点ｆ１は、前述と同様の等面積の条件によって一義的に定まる。即ち、「電圧下降後」の電力相差角曲線が「電圧下降前」の電力相差角曲線よりも有効電力がより小さい側に延在している分だけ、前述した減速エネルギーに相当する面積ＳＣ’は前述した面積ＳＣより小さくなる。これにより、加速エネルギーに相当する面積ＳＤ’（＝面積ＳＣ’）は前述した面積ＳＤ（＝面積ＳＣ）よりも小さくなった分だけ、運転点ｆ１の相差角δ５が運転点ｆの相差角δ６よりも大きい側に位置する。
【００４７】
尚、図４（ｂ）では、電力系統の状態が減速エネルギーの領域内の時点で母線の電圧を下降させたが、これに限定されるものではなく、加速エネルギーの領域に入った時点で母線の電圧を下降させても同様の結果が得られる。
【００４８】
以上から、電力系統における送電線の事故後に発電機の相差角が拡大する場合、同電力系統に対しＳＣ４２を投入又はＳｈＲ４３を遮断することによって、発電機の母線の電圧を上昇させれば、相差角が拡大から縮小へ転じる最大値が小さくなる（図３（ａ）のδ２が図３（ｂ）のδ３となる）。また、電力系統における送電線の事故後に発電機の相差角が縮小する場合、同電力系統に対しＳＣ４２を遮断又はＳｈＲ４３を投入することによって、発電機の母線の電圧を下降させれば、相差角が縮小から拡大へ転じる最小値が大きくなる（図４（ａ）のδ６が図４（ｂ）のδ５となる）。つまり、電力系統における送電線の事故後に、調相器（ＳＣ４２及びＳｈＲ４３）の開閉制御によって、電力系統における発電機の相差角の変化範囲を狭めることができる。
【００４９】
<<<親局及び演算装置の処理手順>>>
図５に例示されるように、電力系統安定化装置１の親局１０は、電力系統に含まれる送電線において事故が検出されたか否かを判定する（Ｓ１００）。具体的には、親局１０は、送電線における例えば事故位置に最も近い事故検出装置１２、４４から、事故位置の情報及び事故様相の情報を検出信号として受信したか否かを判定する。
【００５０】
事故が検出されたと判定した場合（Ｓ１００：ＹＥＳ）、親局１０は、記憶装置１０５から制御情報を読み出す（Ｓ１０１）。尚、この制御情報は、例えば、変電所のＳＣ４２の投入・遮断指令、変電所のＳｈＲ４３の投入・遮断指令、発電所の発電機用の遮断器３１の遮断指令、変電所の負荷用の遮断器４１の遮断指令等を示す情報である。ＳＣ４２に対しては、もし後述するステップＳ１０３又はＳ１０４で動作させる場合には投入指令が出されるが、もし後述するステップＳ１０９及びＳ１１２で動作させる場合には投入指令のみならず遮断指令が出され得る。同様に、ＳｈＲ４３に対しては、もし後述するステップＳ１０３又はＳ１０４で動作させる場合には遮断指令が出されるが、もし後述するステップＳ１０９及びＳ１１２で動作させる場合には遮断指令のみならず投入指令も出され得る。
【００５１】
具体的には、親局１０は、記憶装置１０５から、前述した検出信号が示す事故位置及び事故様相に関係付けられているＳＣ４２、ＳｈＲ４３、遮断器３１、４１等に係る制御情報を読み出す。記憶装置１０５に格納されているこの制御情報は、演算装置１１が一定周期ごとに系統情報を取り込んでは過渡安定度計算を実行して得られた結果である。この過渡安定度計算では、一定周期で系統情報が更新される都度、（１）調相器４２、４３の開閉制御のみで電力系統の安定化を図った後に後述する発電機の相差角の拡大又は縮小に応じた調相器４２、４３の開閉制御によって相差角を所定範囲内に収束させるという条件（以下述べるステップＳ１０３以降に対応）で計算が実行される。そして、もしこの条件下の計算結果が電力系統の動揺を十分に抑制しきれない場合、（２）調相器４２、４３の開閉制御と電制及び負制とを併用して電力系統の安定化を図った後に後述する発電機の相差角の拡大又は縮小に応じた調相器４２、４３の開閉制御によって相差角を所定範囲内に収束させるという条件（以下述べるステップＳ１０４以降に対応）で改めて計算が実行される。これは、調相器の開閉制御を、電制及び負制よりも優先させることを意味している。本実施の形態では、以上の計算結果である、或る事故位置に或る事故様相の事故が発生した電力系統を安定化させるために投入するべきＳＣ４２、遮断するべきＳｈＲ４３、開状態とするべき遮断器３１、４１等を示す情報等が、一定周期で更新されつつ記憶装置１０５に格納されている。
【００５２】
前述したステップＳ１０１で記憶装置１０５から読み出された制御情報が調相器（即ち、ＳＣ４２及びＳｈＲ４３）のみを示している場合（Ｓ１０２：「ＳＣ／ＳｈＲのみ」）、親局１０は、選択されたＳＣ４２やＳｈＲ４３等の子局４０に対し母線の電圧を上昇させるべく開閉制御をする動作を実行させる（Ｓ１０３）。
【００５３】
また、前述したステップＳ１０１で記憶装置１０５から読み出された制御情報が調相器（即ち、ＳＣ４２及びＳｈＲ４３）と遮断器３１、４１（即ち、電制及び負制）とを示している場合（Ｓ１０２：「ＳＣ／ＳｈＲ＋電制／負制」）、親局１０は、母線の電圧を上昇させるべく、選択されたＳＣ４２やＳｈＲ４３等の子局４０に対し開閉制御をする動作と、選択された遮断器３１、４１の子局３０、４０に対し開制御をする動作とを同時に実行させる（Ｓ１０４）。
【００５４】
尚、前述したステップＳ１０２は、前述したステップＳ１０１で読み出された投入又は遮断指令を説明の便宜上場合分けするものであって、親局１０の具体的な判定動作を表わすものではない。
【００５５】
親局１０からの制御信号を受けて、演算装置１１は、系統情報収集装置２０に対し系統情報を取り込ませる（Ｓ１０７）。尚、この系統情報は、前述したように、電力系統における送電線の有効電力Ｐ、無効電力Ｑ、電流Ｉといった発電機の潮流を示す情報である。本実施の形態の演算装置１１は、例えば、これらの潮流を示す情報を、所定のタイマ（不図示）で計時した（事故後の）経過時間と対応付けて所定の記憶部（不図示）に格納し、同記憶部に格納された潮流の時間変化から発電機の相差角の時間変化を逐次求めているものとする。
【００５６】
親局１０は、取り込んだ系統情報に基づく演算装置１１の計算結果を参照して、発電機の相差角が縮小しているか否かを判定する（Ｓ１０８）。発電機の相差角が縮小していないと判定した場合（Ｓ１０８：ＮＯ）、親局１０は、演算装置１１に対しステップＳ１０７の処理を再度実行させる。
【００５７】
発電機の相差角が縮小していると判定した場合（Ｓ１０８：ＹＥＳ）、親局１０は、前述したステップＳ１０１で読み出された制御情報における所定のＳＣ４２の遮断指令又は所定のＳｈＲ４３の投入指令を、該当する子局４０に送信する（Ｓ１０９）。尚、この制御情報は、例えば、事故位置及び事故様相ごとに、発電機の相差角を所定範囲内に収束させるために好適なＳＣ４２又はＳｈＲ４３に対しそれぞれ送信するべき遮断指令又は投入指令を含んでいる。
【００５８】
次に、親局１０からの制御信号を受けて、演算装置１１は、系統情報収集装置２０に対し系統情報を取り込ませる（Ｓ１１０）。前述したように、演算装置１１は、事故後の潮流の時間変化から発電機の相差角の時間変化を求める。
【００５９】
親局１０は、取り込んだ系統情報に基づく演算装置１１の計算結果を参照して、発電機の相差角が拡大しているか否かを判定する（Ｓ１１１）。発電機の相差角が拡大していないと判定した場合（Ｓ１１１：ＮＯ）、親局１０は、演算装置１１に対しステップＳ１１０の処理を再度実行させる。
【００６０】
発電機の相差角が拡大していると判別した場合（Ｓ１１１：ＹＥＳ）、親局１０は、前述したステップＳ１０１で読み出された制御情報における所定のＳｈＲ４３の投入指令又は所定のＳｈＲ４３の遮断指令を、該当する子局４０に送信する（Ｓ１１２）。尚、この制御情報は、例えば、事故位置及び事故様相ごとに、発電機の相差角を所定範囲内に収束させるために好適なＳＣ４２又はＳｈＲ４３に対しそれぞれ送信するべき遮断指令又は投入指令を含んでいる。
【００６１】
本実施の形態では、発電機の相差角の拡大・縮小に応じたＳＣ４２又はＳｈＲ４３の投入・遮断指令は、系統情報を用いた演算装置１１の計算結果に基づいて親局１０により生成される。但し、これに限定されるものではなく、例えば、子局３０、４０に対し、個別に演算装置を設けて、親局１０の代わりに相差角の拡大・縮小の判定機能をそれぞれ持たせてもよい。これにより、例えばＳＣ４２又はＳｈＲ４３の投入・遮断指令を親局１０から該当の子局３０、４０へ送信するために費やされる情報伝送時間等を省くことができる。つまり、ＳＣ４２又はＳｈＲ４３の投入・遮断に係る制御遅れを抑制できる。
【００６２】
また、本実施の形態では、電力系統の送電線に事故が発生すると、発電機の相差角の拡大・縮小が検出され、その検出結果に応じてＳＣ４２又はＳｈＲ４３の投入・遮断が行なわれるが、これに限定されるものではない。例えば、電力系統において想定される様々な事故位置及び事故様相ごとに、予め演算装置１１が計算によって電力系統の動揺を抑制するのに最適なＳＣ４２又はＳｈＲ４３の投入・遮断の時刻（例えば事故が発生した基準となる時刻を０秒とする）及び回数を求め、これらの時刻及び回数の情報を事故位置及び事故様相ごとに記憶装置１０５に予め格納しておいてもよい。事故が発生すると、同事故に対応する予め求められた時刻及び回数の情報を記憶装置１０５から読み出し、タイマ１０４及びカウンタ（不図示）を参照しつつ、事故前に求められた時刻に、事故前に求められた回数だけ、ＳＣ４２又はＳｈＲ４３の投入・遮断指令を出力することにより、事故中の計算に費やされる時間を省ける分だけ、ＳＣ４２又はＳｈＲ４３の投入・遮断に係る制御遅れを抑制できる。
【００６３】
次に、親局１０からの制御信号を受けて、演算装置１１は、系統情報収集装置２０に対し系統情報を取り込ませる（Ｓ１１３）。演算装置１１は、事故後の潮流から発電機の相差角を求める。
【００６４】
親局１０は、取り込んだ系統情報に基づく演算装置１１の計算結果を参照して、発電機の相差角が所定範囲内にあるか否かを判定する（Ｓ１１４）。発電機の相差角が所定範囲内にないと判別した場合（Ｓ１１４：ＮＯ）、親局１０は、前述したステップＳ１０７を再度実行する。一方、発電機の相差角が所定範囲内にあると判別した場合（Ｓ１１４：ＹＥＳ）、親局１０は、処理を終了する。尚、このステップＳ１１４では、発電機の相差角が所定範囲内にあるか否かを判別する代わりに、例えば前述したＳＣ４２又はＳｈＲ４３の投入・遮断の回数が所定回数に達したか否かを判別してもよい。つまり、ＳＣ４２又はＳｈＲ４３の投入・遮断（ステップＳ１０９、Ｓ１１２）の回数を前述したカウンタ（不図示）によって計数し、ステップＳ１１４においてこのカウンタにより計数された回数が所定回数に達したか否かを判別してもよい。この所定回数を示す情報は、前述した演算装置１１により事故前に事故位置及び事故様相ごとに予め計算されて記憶装置１０５に格納されている。
【００６５】
図６において、発電機の相差角が時間とともに正弦的に減衰振動する実線の例示（本実施の形態）では、事故が発生し（この時刻を０秒とする）、事故を除去した直後に所定のＳＣ４２を投入し（前述したステップＳ１０３）、例えば相差角が最初に拡大から縮小へ転じた直後の時刻で、所定のＳｈＲ４３を投入し（前述したステップＳ１０９）、次に、例えば相差角が最初に縮小から拡大へ転じた直後の時刻で、投入されたＳｈＲ４３を遮断することによって（前述したステップＳ１１２）、相差角が所定範囲内に収束している。
【００６６】
一例として、図２における隣接する変電所Ｄ及び変電所Ｅの間の送電線にルート断事故が発生すると、もう一方の送電線（隣接する変電所Ｄ及び変電所Ｈの間の送電線）に潮流が集中するため、発電所Ｋの発電機（下流側）に対する発電所Ａ、Ｂ、Ｃの発電機（上流側）の相差角は拡大し続け、同発電機は脱調に至ってしまう。
【００６７】
もし事故の直後に事故原因が除去される際に電制及び負制のみが行なわれても、図６の一点鎖線の例示では、発電機の相差角は縮小に転じることなく拡大し続け、同発電機は脱調に至ってしまう。
【００６８】
もし事故の直後に事故原因が除去される際に例えば事故位置に隣接する変電所Ｄ、ＥのＳＣ４２が投入されれば、図６の点線の例示では、第一波脱調は回避される。しかし、同図の点線の例示では、発電機の相差角は、例えば、２度目に拡大から縮小へ転じる際の最大値がより大きい方向に変位したことを契機として、３度目には拡大から縮小に転じることなく発散し、結局、発電機は脱調に至ってしまう。
【００６９】
図６に例示される本実施の形態では、発電機の相差角が最初に拡大から縮小へ転じた直後の時刻で、事故位置に隣接する変電所Ｄ、Ｅにおいて事故中に遮断されていたＳｈＲ４３を投入し、例えば変電所Ｄ、Ｅの母線の電圧を下降させることによって、図４（ｂ）で説明した原理に基づいて、発電機の相差角が最初に縮小から拡大へ転じた時刻での相差角の最小値をより大きくしている。また、発電機の相差角が最初に縮小から拡大に転じた直後の時刻で、前述の投入されたＳｈＲ４３を遮断し、例えば変電所Ｄ、Ｅの母線の電圧を上昇させることによって、図３（ｂ）で説明した原理に基づいて、発電機の相差角が第２番目に拡大から縮小へ転じた時刻での相差角の最大値をより小さくしている。このように、発電機の相差角の最大値を小さくし最小値を大きくすることによって、同相差角を所定範囲内に収束させることができる。
【００７０】
尚、図６の例示では、事故直後の調相器４２、４３の開閉制御の後、発電機の相差角の拡大又は縮小に応じた調相器４２、４３の開閉制御の回数は、相差角の縮小時に母線の電圧を下降させるためのＳｈＲ４３の投入と、相差角の拡大時に母線の電圧を上昇させるためのＳｈＲ４３の遮断との２回だけであった。これは、図５におけるステップＳ１０７乃至Ｓ１１３の処理が事故後に初めて実行された直後に、ステップＳ１１４で発電機の相差角が所定範囲内に収束していると判定された（Ｓ１１４：ＹＥＳ）場合に相当する。但し、このような図５の処理手順に限定されるものではない。例えば、ステップＳ１１３及びＳ１１４の処理を行うことなく、演算装置１１の計算結果に基づいて調相器４２、４３の開閉制御の回数（所定回数）が予め定められ、この所定回数の情報が前述した制御情報に含まれていてもよい。また、図５のステップＳ１０７乃至Ｓ１０９（Ａ）と、ステップＳ１１０乃至Ｓ１１２（Ｂ）とは、発電機の相差角が先ず縮小し（Ａに対応する）、次に拡大する（Ｂに対応する）ことが前提の処理であるが、これに限定されるものではない。例えば、発電機の相差角が拡大又は縮小の何れであるかを判定しつつ、この判定結果に応じて調相器４２、４３の開閉制御を行なうものであってもよい。
【００７１】
また、図６の例示では、開閉制御の対象の調相器４２、４３は送電線の事故位置に隣接する調相器であるとしたが、これに限定されるものではない。例えば、たとえ事故位置から距離的に遠い調相器４２、４３であっても、該当の母線の電圧を効果的に上昇及び下降するためには好適であるような電力系統に対しては、送電線の事故位置に隣接していない調相器を開閉制御してもよい。
【００７２】
更に、図６の例示では、ＳｈＲ４３を遮断する際、この直前に投入されたＳｈＲ４３と同一のＳｈＲ４３を遮断するとしたが、これに限定されるものではない。先に定義したように、第１回目で投入されたＳｈＲ４３と、第２回目で遮断されたＳｈＲ４３とは、異なる変電所における異なる調相器であってもよいし、或いは同一の変電所における異なる調相器であってもよい。
【００７３】
本実施の形態の電力系統安定化装置１は、少なくとも、電力系統の上流側（例えば発電所Ａ、Ｂ、Ｃの発電機）と下流側（例えば発電所Ｋの発電機）との間にループを形成するように配設された送電線の事故を検出する検出装置（例えば事故検出装置１２、４４）と、電力系統の状態を示す系統情報を取得する取得装置（例えば系統情報収集装置２０）と、送電線に接続される複数の変電所等（例えば変電所Ｄ、Ｅ、Ｆ、Ｇ、Ｉ、Ｊ）の母線に配置され、母線に供給される無効電力を制御する調相器（例えばＳＣ４２やＳｈＲ４３等）と、検出装置が送電線の事故を検出した場合、取得装置が取得する系統情報に基づいて、電力系統の上流側と下流側との間の発電機の相差角が所定範囲内となるように、調相器４２、４３を開閉制御する制御装置（例えば、演算装置１１、親局１０、子局４０）と、を備えていればよい。
【００７４】
この電力系統安定化装置１によれば、送電線の事故を契機として、系統情報が示す電力系統の状態に応じた調相器４２、４３の開閉制御を通じて該当の母線の電圧を上下させることによって、電力系統の上流側と下流側との間の発電機の相差角を所定範囲内に収束させて同電力系統の動揺を抑制し、よってその第一波脱調のみならずその後の脱調を防止できる。つまり、電力系統の電制量や負制量等といった制御量が抑制されつつ同電力系統の動揺が抑制される。
【００７５】
また、前述した電力系統安定化装置１において、系統情報は、電力系統の上流側と下流側との間の発電機の相差角又は潮流を示す情報である。  
この電力系統安定化装置１によれば、例えば電力系統の動揺を表わす発電機の相差角又は潮流の時間変化に応じて母線の電圧を上下させることができるため、電力系統の電制量や負制量等といった制御量を抑制しつつ同電力系統の動揺を効果的に抑制できる。
【００７６】
また、前述した電力系統安定化装置１において、制御装置は、系統情報に基づいて、相差角が拡大する場合、母線の電圧が上昇するように調相器４２、４３を開閉制御し、相差角が縮小する場合、母線の電圧が下降するように調相器４２、４３を開閉制御している。  
発電機の相差角が拡大する際に母線の電圧が上昇すると、この相差角が拡大から縮小へ転じる最大値が小さくなり（図３（ｂ））、発電機の相差角が縮小する際に母線の電圧を下降させると、この相差角が縮小から拡大へ転じる最小値が大きくなる（図４（ｂ））。よって、この電力系統安定化装置１によれば、制御装置による前述した調相器４２、４３の開閉制御によって、相差角の範囲がより速く狭くなる。つまり、相差角がより速く所定範囲内に収束する。
【００７７】
また、前述した電力系統安定化装置１において、制御装置は、母線の電圧が上昇するように調相器４２、４３を開閉制御する動作と、母線の電圧が下降するように調相器４２、４３を開閉制御する動作とを、所定回数繰り返している（つまり、図６に例示される２回は、前述したように、予め定められた所定回数であってもよい）。  
この電力系統安定化装置１によれば、例えば発電機の相差角が効果的に所定範囲内に収束するような予め定められた所定回数だけ母線の電圧を上下させることによって、電力系統の動揺をより効果的且つ効率的に抑制できる。
【００７８】
また、前述した電力系統安定化装置１において、制御装置は、母線の電圧が上昇するように調相器４２、４３を開閉制御する動作と、母線の電圧が下降するように調相器４２、４３を開閉制御する動作とを、相差角が所定範囲内となるまで繰り返している（例えば図５のステップＳ１１４：ＮＯ及びＳ１０７を参照）。  
この電力系統安定化装置１によれば、電力系統の動揺をより効果的且つ確実に抑制できる。
【００７９】
また、前述した電力系統安定化装置１において、制御装置は、発電機の遮断よりも調相器４２、４３の開閉制御を優先している。  
この電力系統安定化装置１によれば、送電線の事故により例えば上流側の発電機が加速した場合であっても、調相器４２、４３の開閉制御を通じて発電機の加速の抑制が発電機の遮断よりも優先して行なわれるため、電力系統の電制量や負制量等といった制御量が抑制されつつ同電力系統の動揺がより効果的且つ確実に抑制される。
【００８０】
また、前述した電力系統安定化装置１において、送電線の事故の位置と開閉制御するべき調相器４２、４３との関係を示す情報が予め格納される記憶装置１０５を備え、制御装置は、検出装置が送電線の事故の位置を検出した場合、記憶装置１０５内の情報に応じて選択された調相器４２、４３を開閉制御している。  
この電力系統安定化装置１によれば、例えば、送電線の事故の位置と、これに応じて発電機の相差角が効果的に所定範囲内に収束するような調相器４２、４３との関係を示す情報を記憶装置１０５に予め格納することによって、電力系統の動揺がより効果的且つ確実に抑制される。
【００８１】
また、前述した電力系統安定化装置１において、制御装置は、検出装置が送電線の事故の位置を検出した場合、記憶装置１０５内の情報に基づいて、送電線の事故の位置に隣接する調相器４２、４３を開閉制御している。  
送電線の事故の位置に隣接する調相器４２、４３を開閉制御すれば、同事故に起因して時間とともに変化する発電機の相差角はより効果的に所定範囲内に収束し得るため、この電力系統安定化装置１によれば、電力系統の動揺がより一層効果的且つ確実に抑制される。
【００８２】
また、前述した電力系統安定化装置１において、調相器は、電力用コンデンサ４２又は分路リアクトル４３である。  
電力用コンデンサ４２は、これを投入すれば母線の電圧が上昇し、遮断すれば母線の電圧が下降する。分路リアクトル４３は、これを遮断すれば母線の電圧が下降し、投入すれば母線の電圧が下降する。これらを開閉制御（投入及び遮断制御）することによって、電力系統の動揺を効果的に抑制できる。また、例えば、普段は電力系統の安定化とは異なる用途で使用されている電力用コンデンサ４２及び分路リアクトル４３を事故時に限って電力系統の安定化のために活用できれば、その分だけ低コストで電力系統の安定化を実現できる。
【００８３】
また、本実施の形態の電力系統安定化方法は、少なくとも、電力系統の上流側と下流側との間に配設された送電線の事故が検出された場合、電力系統の状態を示す系統情報に基づいて、電力系統の上流側と下流側との間の発電機の相差角が所定範囲内となるように、送電線に接続される複数の変電所等の母線に配置されるとともに母線に供給される無効電力を制御する調相器４２、４３を開閉制御すればよい。  
この電力系統安定化方法によれば、電力系統の電制量や負制量等といった制御量が抑制されつつ同電力系統の動揺が抑制される。
【００８４】
前述した実施の形態は、本発明の理解を容易にするためのものであり、本発明を限定して解釈するためのものではない。本発明は、その趣旨を逸脱することなく変更、改良されるとともに、本発明にはその等価物も含まれる。
【符号の説明】
【００８５】
１  電力系統安定化装置
１０  親局
１１  演算装置
１２、４４  事故検出装置
２０  系統情報収集装置
３０、４０  子局
３１、４１  遮断器
４２  電力用コンデンサ（ＳＣ）、調相器
４３  分路リアクトル（ＳｈＲ）、調相器
１０１  ＣＰＵ
１０２  ＲＯＭ
１０３  ＲＡＭ
１０４  タイマ
１０５  記憶装置
【図１】
2011097704.tif 000003
【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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