(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
通信インタフェース部を備え、該通信インタフェース部を介した外部からの制御指令に応じて、該制御指令で指示される設定値に電力系統の系統母線電圧および無効電力をそれぞれ調整する電圧・無効電力制御装置と、
前記電力系統に連系される発電機と、
前記発電機の出力電圧を検出する第１検出手段と、前記発電機の出力電流を検出する第２検出手段と、前記発電機の出力電圧および出力電流に基づき無効電力を検出し、設定された無効電力との比較に基づき無効電力が一定となるよう前記発電機の出力電圧を制御するＡＱＲと、ＡＱＲモード時に前記ＡＱＲの無効電力を設定する制御手段と、を備えて、前記発電機の出力電圧および無効電力をそれぞれ制御する発電機制御装置と、
を備えた電力系統運用システムであって、
前記発電機制御装置は、
前記電圧・無効電力制御装置の通信インタフェース部と通信ネットワークを介して接続される通信インタフェース部と、
落雷位置を評定する落雷位置評定装置から落雷位置情報を受信するＬＬＳ受信機と、を有し、
前記制御手段は、
前記落雷位置情報に基づき、予め設定されている前記発電機の位置を中心とした警戒エリア内で落雷が発生したか否かを判定する警戒エリア判定手段と、
前記警戒エリア内で落雷が発生したときに、前記ＡＱＲモードでかつ進相運転時には、前記通信インタフェース部を介して前記電圧・無効電力制御装置に対して、無効電力抑制値を設定した制御指令を送信し、前記電圧・無効電力制御装置による、無効電力抑制値での系統母線電圧の電圧調整を指示する無効電力制御判定手段と、
を有することを特徴とする電力系統運用システム。
【請求項２】
前記無効電力制御判定手段は、前記電圧・無効電力制御装置から、無効電力抑制値での系統母線電圧の電圧調整が完了した旨の通知を受けて、前記発電機の無効電力抑制が可能である場合には、前記ＡＱＲの無効電力設定値を無効電力抑制値に設定して無効電力を制御することを特徴とする請求項１に記載の電力系統運用システム。
【請求項３】
通信インタフェース部を備え、該通信インタフェース部を介した外部からの制御指令に応じて、該制御指令で指示される設定値に電力系統の系統母線電圧および無効電力をそれぞれ調整する電圧・無効電力制御装置と、
前記電力系統に連系される発電機と、
前記電圧・無効電力制御装置の通信インタフェース部と通信ネットワークを介して接続される通信インタフェース部と、落雷位置を評定する落雷位置評定装置から落雷位置情報を受信するＬＬＳ受信機と、前記発電機の出力電圧を検出する第１検出手段と、前記発電機の出力電流を検出する第２検出手段と、前記発電機の出力電圧および出力電流に基づき無効電力を検出し、設定された無効電力との比較に基づき無効電力が一定となるよう前記発電機の出力電圧を制御するＡＱＲと、ＡＱＲモード時に前記ＡＱＲの無効電力を設定する制御手段と、を備えて、前記発電機の出力電圧および無効電力をそれぞれ制御する発電機制御装置と、
を備えた電力系統運用システムの電力系統運用方法であって、
前記落雷位置情報に基づき、予め設定されている前記発電機の位置を中心とした警戒エリア内で落雷が発生したか否かを判定する判定ステップと、
前記警戒エリア内で落雷が発生したとき、前記ＡＱＲモードでかつ進相運転の場合に、前記通信インタフェース部を介して前記電圧・無効電力制御装置に対して、無効電力抑制値を設定した制御指令を送信する指令送信ステップと、
を有することを特徴とする電力系統運用方法。
【請求項４】
前記電圧・無効電力制御装置から、前記無効電力抑制値での系統母線電圧の電圧調整が完了した旨の通知を受信する通知受信ステップと、
前記発電機の無効電力抑制が可能である場合に、前記ＡＱＲの無効電力設定値を前記無効電力抑制値に設定して無効電力を制御する無効電力制御ステップと、
を有することを特徴とする請求項３に記載の電力系統運用方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
この発明は、電力系統運用システムおよび電力系統運用方法に関し、特に、警戒エリア内で落雷が発生したときに、発電機がＡＱＲモードでかつ進相運転を行っている場合には、電圧・無効電力制御装置による無効電力の先行調整を行い、落雷時に速やかな無効電力調整を行い得る電力系統運用システムおよび電力系統運用方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
火力発電所の無効電力調整においては、運転員による電話指令により、一日の電力需要変化における系統電圧変動に応じて、適宜、ＡＶＲ（Ａｕｔｏｍａｔｉｃ  Ｖｏｌｔａｇｅ  Ｒｅｇｕｌａｔｏｒ）およびＡＱＲ（Ａｕｔｏｍａｔｉｃ  Ｑ−ｐｏｗｅｒ  Ｒｅｇｕｌａｔｏｒ）の運転モードの切替、並びに発電機無効電力値の調整を実施している。
【０００３】
例えば特許文献１では、発電機から出力される無効電力を所定の値に設定しつつ、発電機を安全に運転するために設けられる運転可能領域内に発電機の出力を制御する無効電力制御装置が開示されている。また、特許文献２には、電力系統における無効電力と系統電圧の変動を検出し、変圧器の負荷時切り替えタップおよび電力系統に適用された電力調相設備を制御することにより、無効電力と系統電圧の安定を図る電圧・無効電力制御装置が提案されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００４】
【特許文献１】特開２０１３−１５３５９８号公報
【特許文献２】特開２０００−７８７５２号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
ところで、発電機をＡＱＲモードで進相運転している時に，発電所付近で発雷が発生した場合の対応として，送電線ルート断事故による火力発電所の安定度を維持するために，人間系で無効電力を０［ＭＶａｒ］にする必要がある。つまり、発電所において発電機を進相運転している状況下で、発雷が発生し、送電線ルート断事故等が発生した場合には、安定度が維持できなくなり、発電機が脱調してしまう恐れがあるからである。
【０００６】
また、発雷しても、運転員が無効電力の調整を失念することもあり得る。また特に、熱雷は、夏季の強い日射による地表付近の空気が熱せられたとき、上層に寒気団が侵入すると上昇気流により発生する積乱雲に伴い発雷するもので、予測不可能である。したがって、突然、発雷が接近してくる場合には、系統側の電圧を確認後、調整してから進相運転を解除することとなり，速やかな調整を行うのが難しいという事情もある。
【０００７】
そこでこの発明は、警戒エリア内で落雷が発生したときに、発電機がＡＱＲモードでかつ進相運転を行っている場合には、電圧・無効電力制御装置による無効電力の先行調整を行い、落雷時に速やかな無効電力調整を行い得る電力系統運用システムおよび電力系統運用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】
【０００８】
上記課題を解決するために、請求項１の発明は、通信インタフェース部を備え、該通信インタフェース部を介した外部からの制御指令に応じて、該制御指令で指示される設定値に電力系統の系統母線電圧および無効電力をそれぞれ調整する電圧・無効電力制御装置と、前記電力系統に連系される発電機と、前記発電機の出力電圧を検出する第１検出手段と、前記発電機の出力電流を検出する第２検出手段と、前記発電機の出力電圧および出力電流に基づき無効電力を検出し、設定された無効電力との比較に基づき無効電力が一定となるよう前記発電機の出力電圧を制御するＡＱＲと、ＡＱＲモード時に前記ＡＱＲの無効電力を設定する制御手段と、を備えて、前記発電機の出力電圧および無効電力をそれぞれ制御する発電機制御装置と、を備えた電力系統運用システムであって、前記発電機制御装置は、前記電圧・無効電力制御装置の通信インタフェース部と通信ネットワークを介して接続される通信インタフェース部と、落雷位置を評定する落雷位置評定装置（ＬＬＳ）から落雷位置情報を受信するＬＬＳ受信機と、を有し、前記制御手段は、前記落雷位置情報に基づき、予め設定されている前記発電機の位置を中心とした警戒エリア内で落雷が発生したか否かを判定する警戒エリア判定手段と、前記警戒エリア内で落雷が発生したときに、前記ＡＱＲモードでかつ進相運転時には、前記通信インタフェース部を介して前記電圧・無効電力制御装置に対して、無効電力抑制値を設定した制御指令を送信し、前記電圧・無効電力制御装置による、無効電力抑制値での系統母線電圧の電圧調整を指示する無効電力制御判定手段と、を有することを特徴とする。
【０００９】
請求項１の発明では、警戒エリア判定手段によって予め設定されている警戒エリア内で落雷が発生したと判定した際に、ＡＱＲモードでかつ進相運転を行っている場合には、電圧・無効電力制御装置に対して、無効電力抑制値を設定した制御指令を送信し、電圧・無効電力制御装置による無効電力の先行調整を行う。例えば、電力系統の系統母線電圧を調整する負荷時切り換えタップと、無効電力を調整する電力調相設備と、を備えた構成では、電圧・無効電力制御装置は、負荷時切り換えタップの上げ／下げ、或いは、電力調相設備の投入／開放を選択的に行うことにより、電力系統の系統母線電圧および無効電力をそれぞれ調整する。
【００１０】
請求項２の発明は、請求項１に記載の電力系統運用システムにおいて、前記無効電力制御判定手段は、前記電圧・無効電力制御装置から、無効電力抑制値での系統母線電圧の電圧調整が完了した旨の通知を受けて、前記発電機の無効電力抑制が可能である場合には、前記ＡＱＲの無効電力設定値を無効電力抑制値に設定して無効電力を制御することを特徴とする。
【００１１】
請求項３の発明は、通信インタフェース部を備え、該通信インタフェース部を介した外部からの制御指令に応じて、該制御指令で指示される設定値に電力系統の系統母線電圧および無効電力をそれぞれ調整する電圧・無効電力制御装置と、前記電力系統に連系される発電機と、前記電圧・無効電力制御装置の通信インタフェース部と通信ネットワークを介して接続される通信インタフェース部と、落雷位置を評定する落雷位置評定装置（ＬＬＳ）から落雷位置情報を受信するＬＬＳ受信機と、前記発電機の出力電圧を検出する第１検出手段と、前記発電機の出力電流を検出する第２検出手段と、前記発電機の出力電圧および出力電流に基づき無効電力を検出し、設定された無効電力との比較に基づき無効電力が一定となるよう前記発電機の出力電圧を制御するＡＱＲと、ＡＱＲモード時に前記ＡＱＲの無効電力を設定する制御手段と、を備えて、前記発電機の出力電圧および無効電力をそれぞれ制御する発電機制御装置と、を備えた電力系統運用システムの電力系統運用方法であって、前記落雷位置情報に基づき、予め設定されている前記発電機の位置を中心とした警戒エリア内で落雷が発生したか否かを判定する判定ステップと、前記警戒エリア内で落雷が発生したとき、前記ＡＱＲモードでかつ進相運転の場合に、前記通信インタフェース部を介して前記電圧・無効電力制御装置に対して、無効電力抑制値を設定した制御指令を送信する指令送信ステップと、を有することを特徴とする。
【００１２】
請求項４の発明は、請求項３に記載の電力系統運用方法において、前記電圧・無効電力制御装置から、前記無効電力抑制値での系統母線電圧の電圧調整が完了した旨の通知を受信する通知受信ステップと、前記発電機の無効電力抑制が可能である場合に、前記ＡＱＲの無効電力設定値を前記無効電力抑制値に設定して無効電力を制御する無効電力制御ステップと、を有することを特徴とする。
【発明の効果】
【００１３】
請求項１，請求項３の発明によれば、警戒エリア内で落雷が発生したとき、ＡＱＲモードでかつ進相運転を行っている場合には、電圧・無効電力制御装置による無効電力の先行調整を行うので、これまで人間（運転員）が行っていた落雷時の無効電力の調整を、自動で速やかに行うことができ、発雷による送電線ルート断等の事故発生時にも発電機の安定度を維持することが可能である。特に、重負荷期などでは，需給逼迫時における安定供給に大きく寄与できる。また、警戒エリア内での落雷の発生判定、並びに、電圧・無効電力制御装置に対する制御指令の送信手続きは全て自動で行われるので、運転員の負担軽減を図ることができる。
【００１４】
請求項２，請求項４の発明によれば、電圧・無効電力制御装置から、無効電力抑制値での系統母線電圧の電圧調整が完了した旨の通知を受信し、発電機の無効電力抑制が可能である場合に、ＡＱＲの無効電力設定値を無効電力抑制値に設定して無効電力を制御する。例えば、発電機の無効電力抑制が可能でないと判断された場合に、再び、無効電力抑制値を再設定した制御指令を送信するようにすれば、落雷時の無効電力の調整を速やかに行うことができると共に、発雷による送電線ルート断等の事故発生時にも発電機の安定度を確実に維持することができる。また、電圧調整完了の受信手続き、並びに、ＡＱＲによる無効電力制御は全て自動で行われるので、運転員の負担軽減を図ることができる。
【図面の簡単な説明】
【００１５】
【図１】この発明の実施の形態に係る電力系統運用システムの構成図である。
【図２】落雷位置評定装置（ＬＬＳ）の全体構成図である。
【図３】図３（ａ）は発電所毎に設定される警戒エリアの説明図、図３（ｂ）は発電機制御装置の出力部における（発電所Ａに落雷接近時の）状況表示を例示する説明図である。
【図４】実施の形態の電力系統運用方法を説明するフローチャートである。
【図５】操作機器判定部における電力調相設備選択のための制御パターンを例示する説明図である。
【発明を実施するための形態】
【００１６】
以下、この発明を図示の実施の形態に基づいて説明する。
【００１７】
図１は、この発明の実施の形態に係る電力系統運用システムの構成図である。同図において、電力系統運用システムは、大まかに、系統側と発電所側とに分けられる。
【００１８】
先ず、系統側には、系統側１次母線６と、負荷時切り替えタップ（以下、ＬＲタップと称する）を備えた連系変圧器１５と、２次変流器（以下、２次ＣＴ（ＣＴ：Ｃｕｒｒｅｎｔ  Ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ）と称する）１６と、系統側２次母線７と、２次変成器（以下、２次ＰＴ（ＰＴ：Ｐｏｔｅｎｔｉａｌ  Ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ）と称する）１９と、電力調相設備であるスタティックコンデンサ１７（以下、ＳＣと称する）と、電力調相設備であるシャントリアクトル１８（以下、ＳｈＲと称する）と、電圧・無効電力制御装置４０と、を備えている。
【００１９】
また、発電所側には、発電機１１と、発電機制御装置２０と、変流器（以下、ＣＴと称する）１４と、変成器（以下、ＰＴと称する）１３と、発電所側母線８と、主変圧器１２と、を備えている。
【００２０】
先ず、系統側の各構成要素について詳細に説明する。電圧・無効電力制御装置４０は、通信ネットワーク７１を介して発電所側の発電機制御装置２０の通信インタフェース部２８と接続される通信インタフェース部５１を備えている。電圧・無効電力制御装置４０は、該通信インタフェース５１部を介した外部からの制御指令に応じて、該制御指令で指示される設定値に、電力系統の系統母線電圧（系統側２次母線７の電圧Ｖ２）と無効電力（系統側２次母線７の無効電力Ｑ２）とを調整するものである。
【００２１】
また、電圧・無効電力制御装置４０は、通信インタフェース部５１の他に、Ｑ２計測器４１、Ｖ２計測器４２、設定器４３、減算器４４，４５、無効電力積分リレー（ΣＱ２）４６、２次母線電圧積分リレー（ΣＶ２）４７、操作機器判定部４８、ＬＲ制御回路４９およびＳＣ／ＳｈＲ制御回路５０を備える。
【００２２】
Ｑ２計測器４１は、２次ＣＴ１６で検出された２次電流Ｉ２と、２次ＰＴ１９で検出された２次電圧Ｖ２とを入力して、系統側２次母線７の無効電力Ｑ２を計測する。また、Ｖ２計測器４２は、２次ＰＴ１９で検出された２次電圧Ｖ２を入力して、系統側２次母線７の電圧Ｖ２を計測する。
【００２３】
また、設定器４３には、操作機器判定部４８で設定された目標基準無効電力Ｑ２ｓと目標基準２次電圧Ｖ２ｓとが保持されている。減算器４４では、Ｑ２計測器４１で計測した無効電力Ｑ２と設定器４３の目標基準無効電力Ｑ２ｓとの偏差ΔＱ２が算出される。また、減算器４５では、Ｖ２計測器４２で計測した２次電圧Ｖ２と設定器４３の目標基準２次電圧Ｖ２ｓとの偏差ΔＶ２が算出される。
【００２４】
また、無効電力積分リレー（ΣＱ２）４６では、計測した無効電力Ｑ２と目標基準無効電力Ｑ２ｓの偏差ΔＱ２について積分演算が行われ、予め操作機器判定部４８により設定された判定量（無効電力積分動作判定値Ｚｑ２）との比較を行って判定結果を出力する。すなわち、偏差ΔＱ２の積分量が無効電力積分動作判定値Ｚｑ２以上となった時点で積分満了となる。
【００２５】
また、２次母線電圧積分リレー（ΣＶ２）４７では、計測した２次電圧Ｖ２と目標基準２次電圧Ｖ２ｓの偏差ΔＶ２について積分演算が行われ、予め操作機器判定部４８により設定された判定量（２次電圧積分動作判定値Ｚｖ２）との比較を行って判定結果を出力する。すなわち、偏差ΔＶ２の積分量が２次電圧積分動作判定値Ｚｖ２以上となった時点で積分満了となる。
【００２６】
操作機器判定部４８は、無効電力積分リレー（ΣＱ２）４６および２次母線電圧積分リレー（ΣＶ２）４７の判定結果に基づき最適な電力調相設備を選択する。具体的には、図５に示される制御パターンに沿って電力調相設備が選択される。図５は、Ｖ２−Ｑ２制御を行う際の制御パターンを例示する説明図である。ここで、横軸は計測した無効電力Ｑ２と目標基準無効電力Ｑ２ｓの偏差ΔＱ２であり、縦軸は計測した２次電圧Ｖ２と目標基準２次電圧Ｖ２ｓの偏差ΔＶ２である。
【００２７】
例えば、第１領域に偏差ΔＱ２および偏差ΔＶ２が位置するとき、ＬＲタップ位置を下げる制御により、系統電圧が低下し、無効電力が滅少して系統電圧の変動が抑制されることになる。また、第２領域に偏差ΔＱ２および偏差ΔＶ２が位置するとき、ＳＣ１７を電力系統から開放する制御、或いはＳｈＲ１８を電力系統に投入する制御を行うことで、系統電圧の変動が抑制される。また、第３領域に偏差ΔＱ２および偏差ΔＶ２が位置するときには、第１領域とは逆の制御（ＬＲタッブ位置上げ）が行われ、さらに、第４領域に偏差ΔＱ２および偏差ΔＶ２が位置するときには、第２領域とは逆の制御（ＳＣ１７の開放、ＳｈＲ１８の投入）が行われる。なお、図中のハッチングで表記される領域は不感帯領域であり、制御は行われない。
【００２８】
また、電圧・無効電力制御装置４０において外部からの制御指令に応じて行われる処理は、操作機器判定部４８が通信インタフェース部５１を介して該制御指令を受け取って、操作機器判定部４８における割り込み処理として実行されるものであり、操作機器判定部４８は、該制御指令で設定されている無効電力抑制値に基づき目標基準無効電力Ｑ２ｓを再設定することになる。このとき、無効電力積分リレー（ΣＱ２）４６では、積分結果ΣＱ２が０にリセットされ、移動先の領域で積分演算が開始されることになる。
【００２９】
また、ＬＲ制御回路４９は、操作機器判定部４８でＬＲタップ位置の制御（タップ下げまたはタップ上げ）が選択されたとき、連系変圧器１５のＬＲタップに対してＬＲタップ制御指令を出力する。なお、ＬＲタップ制御指令の制御後に、ＬＲタップ位置情報が操作機器判定部４８に返される。
【００３０】
さらに、ＳＣ／ＳｈＲ制御回路５０は、操作機器判定部４８でＬＲタップ位置の制御（ＳＣ１７の開放または投入、ＳｈＲ１８の投入または開放）が選択されたとき、ＳＣ１７およびＳｈＲ１８に対してＳＣ／ＳｈＲ制御指令を出力する。なお、ＳＣ／ＳｈＲ制御指令の制御後に、ＳＣ１７およびＳｈＲ１８の状態情報が操作機器判定部４８に返される。
【００３１】
次に、発電所側について説明する。発電機１１は主変圧器１２を介して上記系統側（電力系統）に連系されている。ＣＴ１４は第１検出手段に該当し、発電機１１の出力電圧を検出する。また、ＰＴ１３は第２検出手段に該当し、発電機１１の出力電流を検出する。なお、発電所は、発電機１１を備えた構成であれば良く、火力発電所または水力発電所の何れであっても良い。
【００３２】
発電機制御装置２０は、ＡＱＲ設定器３０、ＡＱＲ（Ａｕｔｏｍａｔｉｃ  Ｑ−ｐｏｗｅｒ  Ｒｅｇｕｌａｔｏｒ）３１、ＡＶＲ（Ａｕｔｏｍａｔｉｃ  Ｖｏｌｔａｇｅ  Ｒｅｇｕｌａｔｏｒ）３２、制御部（制御手段）２１、記憶部２５、入力部２６、出力部２７、通信インタフェース部２８およびＬＬＳ受信機２９Ａを備えている。
【００３３】
先ず、通信インタフェース部２８は、電圧・無効電力制御装置４０の通信インタフェース部５１と通信ネットワーク７１を介して接続されている。通信ネットワーク７１は、電圧・無効電力制御装置４０と発電機制御装置２０との間で双方向の通信を可能とするものであり、例えば、ＰＬＣにより通信を行うための電力線や、無線通信路、公衆電話回線網、イーサネット（登録商標）、通信ケーブル、或いは、インターネットなどの通信ネットワーク等で具現される。
【００３４】
また、ＬＬＳ受信機２９Ａは、落雷位置を評定する落雷位置評定装置（ＬＬＳ：Ｌｉｇｈｔｎｉｎｇ  Ｌｏｃａｔｉｏｎ  Ｓｙｓｔｅｍ）のＬＬＳ親局６１から落雷位置情報を受信する。図２に、落雷位置評定装置（ＬＬＳ）の全体構成を例示する。
【００３５】
すなわち、各ＬＬＳ子局６２で雷電波を受信し、ＬＬＳ親局６１で、各ＬＬＳ子局６２への雷電波の到達時間差に基づき落雷位置を評定する。そして、ＬＬＳ親局６１から各発電所のＬＬＳ受信機２９Ａ〜２９Ｘに対し、通信ネットワーク６３を介して落雷位置情報が送信される。なお、通信ネットワーク６３は、ＬＬＳ親局６１と各ＬＬＳ受信機２９Ａ〜２９Ｘとの間で一方向または双方向の通信を可能とするものであり、例えば、ＰＬＣにより通信を行うための電力線や、無線通信路、公衆電話回線網、イーサネット（登録商標）、通信ケーブル、或いは、インターネットなどの通信ネットワーク等で具現される。
【００３６】
次に、ＡＱＲ設定器３０は、発電機１１の出力電圧および出力電流に基づき無効電力を検出し、制御部２１に通知する。また、制御部２１により設定された基準無効電力値を保持する。
【００３７】
また、ＡＱＲ３１は、検出された無効電力についてＡＱＲ設定器３０の基準無効電力値と比較し、偏差があればＡＶＲ３２内の電圧設定器（図示せず）を制御して、無効電力が一定となるよう発電機１１の出力電圧を制御する。
【００３８】
さらに、ＡＶＲ３２は、検出された発電機１１の出力電圧を制御部２１により設定された基準電圧と比較し、偏差があれば発電機１１の界磁電流の増減を行い、発電機１１の出力電圧を一定値に制御する。
【００３９】
次に、制御部２１は、設定部２２、ＬＬＳ警戒エリア判定部（警戒エリア判定手段）２３および無効電力制御判定部（無効電力制御判定手段）２４を備えている。なお、制御部２１はＣＰＵ等のプロセッサで実現され、制御部２１内の各構成要素は、マクロ機能のプログラムとして、記憶部２５に保持され、ＣＰＵ（制御部２１）上で実行されるものである。
【００４０】
設定部２２は、発電機１１の運転モードを、ＡＶＲ３２により発電機１１の出力電圧を一定値に制御するＡＶＲモード、或いは、ＡＱＲ３１により無効電力が一定となるよう発電機１１の出力電圧を制御するＡＱＲモードの何れかに設定する。
【００４１】
また、ＬＬＳ警戒エリア判定部２３は、ＬＬＳ受信機２９Ａを介してＬＬＳ親局６１から受信した落雷位置情報に基づき、予め設定されている発電機１１の位置を中心とした警戒エリア内で落雷が発生したか否かを判定する。
【００４２】
ここで、落雷位置評定装置（ＬＬＳ親局６１）では、図３（ｂ）に示すように、地図データを格子で区切られたメッシュ単位で管理しており、各発電所の警戒エリアは、図３（ａ）に示すように、発電所が位置する単位メッシュを中心に周囲８方向の単位メッシュを合わせた計９個の単位メッシュで設定されている。
【００４３】
具体例として示すＡ発電所では、９Ｄ，９Ｅ，９Ｆ，１０Ｄ，１０Ｅ，１０Ｆ，１１Ｄ，１１Ｅ，１１Ｆの９個の何れかの単位メッシュで落雷が発生したとき、落雷位置情報が落雷発生時刻と共にＬＬＳ親局６１からＬＬＳ受信機２９Ａに送信される。なお、図３（ｂ）に示すような広域に渡る範囲について落雷位置情報を（比較的短い周期で）周期的に送信するようにしても良い。その場合、表示器等の出力部２７には図３（ｂ）に示すような表示がなされることになる。
【００４４】
また、無効電力制御判定部２４は、警戒エリア内で落雷が発生したときに、ＡＱＲモードでかつ進相運転時には、通信インタフェース部２８を介して電圧・無効電力制御装置４０に対して、無効電力抑制値を設定した制御指令を送信し、電圧・無効電力制御装置４０から、無効電力抑制値での系統母線電圧の電圧調整が完了した旨の通知を受けて、ＡＱＲ設定器３０の無効電力設定値を無効電力抑制値に設定して無効電力を制御する。
【００４５】
次に、この発明の実施の形態に係る電力系統運用方法について、図４を参照して詳細に説明する。図４はこの実施の形態の電力系統運用方法を説明するフローチャートであり、図４（ａ）は発電機制御装置２０側で行われる処理を、図４（ｂ）は電圧・無効電力制御装置４０側で行われる処理をそれぞれ示す。
【００４６】
先ず、ステップＳ１では、発電機制御装置２０のＬＬＳ警戒エリア判定部２３により、ＬＬＳ受信機２９Ａで受信した落雷位置情報に基づき、予め設定されている発電機１１の位置を中心とした警戒エリア内で落雷が発生したか否かを判定する。ステップＳ１は特許請求の範囲にいう判定ステップに該当する。落雷が発生した場合には「発雷警戒」状態に入り、ステップＳ２に進む。ステップＳ１の処理は一定周期毎に繰り返し行われ、警戒エリアの何れかの単位メッシュで落雷が発生するまで繰り返されることになる。
【００４７】
次に、ステップＳ２では、無効電力制御判定部２４により、現時点での発電機の運転がＡＱＲモードまたはＡＶＲモードの何れであるかが判断される。ＡＶＲモードである場合には、以下の処理は不要であり、ステップＳ１に戻る。また、ＡＱＲモードである場合には、ステップＳ３に進む。
【００４８】
次に、ステップＳ３では、無効電力制御判定部２４により、発電機１１の無効電力値に基づき、発電機１１の運転が進相運転であるか否か判断される。無効電力値が０［ＭＶａｒ］または運転が遅相運転である場合には、以下の処理は不要であり、ステップＳ１に戻る。また、運転が進相運転である場合には、ステップＳ４に進む。
【００４９】
次に、ステップＳ４では、通信インタフェース部２８を介して電圧・無効電力制御装置４０に対して、無効電力抑制値を設定した制御指令を送信する。ここで、無効電力抑制値は０［ＭＶａｒ］または遅れプラス方向に設定される。なお、ステップＳ２〜Ｓ４は特許請求の範囲にいう指令送信ステップに該当する。
【００５０】
一方、電圧・無効電力制御装置４０側では、ステップＳ１１で、通信インタフェース部５１を介して無効電力抑制値が設定された制御指令を受信すると、操作機器判定部４８は、図４（ｂ）の割り込み処理ルーチンを起動して、制御指令で設定されている無効電力抑制値に基づき目標基準無効電力Ｑ２ｓを再設定する。このとき、無効電力積分リレー（ΣＱ２）４６では、積分結果ΣＱ２が０にリセットされ、移動先の領域（図５参照）で、無効電力積分リレー（ΣＱ２）４６および２次母線電圧積分リレー（ΣＶ２）４７による積分演算が開始される。
【００５１】
そして、無効電力積分リレー（ΣＱ２）４６および２次母線電圧積分リレー（ΣＶ２）４７による積分判定が行われる（ステップＳ１３）。また、操作機器判定部４８は、この無効電力積分リレー（ΣＱ２）４６および２次母線電圧積分リレー（ΣＶ２）４７の判定結果に基づき、図５に示される制御パターンに沿って電力調相設備を選択する（ステップＳ１４）。
【００５２】
そして、操作機器判定部４８は、計測した無効電力Ｑ２と目標基準無効電力Ｑ２ｓの偏差ΔＱ２および計測した２次電圧Ｖ２と目標基準２次電圧Ｖ２ｓの偏差ΔＶ２が図５の不感帯領域に位置するに至ったとき、系統側母線電圧の電圧調整が完了したと判断する（ステップＳ１５）。なお、系統側母線電圧の電圧調整が完了したと判断されるまで、ステップＳ１３〜Ｓ１５の処理が繰り返される。
【００５３】
さらに、ステップＳ１６で、操作機器判定部４８は、通信インタフェース部５１を介して系統側母線電圧の電圧調整結果を発電機制御装置２０側に送信する。
【００５４】
他方、発電機制御装置２０側では、ステップＳ５で系統側１次母線電圧の電圧調整結果を受信する。ステップＳ５は特許請求の範囲にいう通知受信ステップに該当する。そして、無効電力制御判定部２４は、系統側母線電圧の電圧調整が完了したか否か、並びに、発電機１１の無効電力抑制が可能か否かを判断する（ステップＳ６）。ここで、発電機１１の無効電力抑制が可能でない旨が判断された場合には、ステップＳ４に戻って、再び、無効電力抑制値を再設定した制御指令を送信することになる。
【００５５】
また、ステップＳ６で、系統側母線電圧調整が完了し、発電機１１の無効電力抑制が可能である場合には、ステップＳ７に進み、ＡＱＲ設定器３０の無効電力設定値を無効電力抑制値に設定してＡＱＲによる無効電力一定制御を行う。なお、ステップＳ６およびＳ７は特許請求の範囲にいう無効電力制御ステップに該当する。
【００５６】
なお、制御部２１内には、今回の落雷発生の判定がなされた（ステップＳ１では「発雷警戒」状態に入った）時を起点に計時を開始する（ソフトウェア）タイマを備えている。ステップＳ８では、警戒エリア判定部２３により、該タイマの計時が３０分となるまでの期間に、警戒エリアに落雷が発生したか否かが判断される。警戒エリアに落雷が発生していない場合には、「発雷警戒」は解除され、ステップＳ９に進んで、人間系での発電機の無効電力制御に移行して終了する。また、３０分以内に警戒エリアに落雷が発生している場合には、ステップＳ２に戻って「発雷警戒」状態を維持する。ここでは、発雷警戒解除の判断を「タイマの計時が３０分となるまでの期間」で行っているが、「３０分」に限定されることなく、季節、気象条件などに応じて任意に可変設定するようにしても良い。
【００５７】
以上説明したように、この実施の形態の電力系統運用システムおよび電力系統運用方法では、ＬＬＳ警戒エリア判定部２３によって予め設定されている警戒エリア内で落雷が発生したか否かを判定し（判定ステップ）、警戒エリア内で落雷が発生したと判定した際に、ＡＱＲモードでかつ進相運転を行っている場合には、無効電力制御判定部２４により、通信インタフェース部２８を介して電圧・無効電力制御装置４０に対して、無効電力抑制値を設定した制御指令を送信し（指令送信ステップ）、電圧・無効電力制御装置４０による無効電力の先行調整を行う。
【００５８】
系統側では、電力系統の系統母線電圧を調整する負荷時切り換えタップ（ＬＲタップを備えた連系変圧器１５）と、無効電力を調整する電力調相設備（スタティックコンデンサ１７およびシャントリアクトル１８）と、を備えており、電圧・無効電力制御装置４０は、負荷時切り換えタップの上げ／下げ、或いは、電力調相設備の投入／開放を選択的に行うことにより、電力系統の系統母線電圧および無効電力をそれぞれ調整する。
【００５９】
このように、警戒エリア内で落雷が発生したとき、ＡＱＲモードでかつ進相運転を行っている場合には、電圧・無効電力制御装置４０による無効電力の先行調整を行うので、これまで人間（運転員）が行っていた落雷時の無効電力の調整を、自動で速やかに行うことができ、発雷による送電線ルート断等の事故発生時にも発電機１１の安定度を維持することが可能である。特に、重負荷期などでは，需給逼迫時における安定供給に大きく寄与できる。また、警戒エリア内での落雷の発生判定、並びに、電圧・無効電力制御装置４０に対する制御指令の送信手続きは全て自動で行われるので、運転員の負担軽減を図ることができる。
【００６０】
また、この実施の形態では、無効電力制御判定部２４は、電圧・無効電力制御装置４０から、通信インタフェース部２８を介して無効電力抑制値での系統母線電圧の電圧調整が完了した旨の通知を受信し（通知受信ステップ）、発電機の無効電力抑制が可能である場合に、ＡＱＲ３１の無効電力設定値を無効電力抑制値に設定して無効電力を制御する（無効電力制御ステップ）。
【００６１】
また、発電機１１の無効電力抑制が可能でないと判断された場合には、再び、無効電力抑制値を再設定した制御指令を送信するので、落雷時の無効電力の調整を速やかに行うことができると共に、発雷による送電線ルート断等の事故発生時にも発電機１１の安定度を確実に維持することができる。また、電圧調整完了の受信手続き、並びに、ＡＱＲ３１による無効電力制御は全て自動で行われるので、運転員の負担軽減を図ることができる。
【００６２】
以上、この発明の実施の形態について説明したが、具体的な構成は、上記の実施の形態に限られるものではなく、この発明の要旨を逸脱しない範囲の設計の変更等があっても、この発明に含まれる。
【００６３】
例えば、上述した実施の形態では、系統側において、変流器を２次側に設置した２次ＣＴ１６とする構成としたが、これを１次側に設置した構成としても良い。この場合、電圧・無効電力制御装置４０において、Ｑ１計測器により系統側１次母線７の無効電力Ｑ１を計測し、無効電力積分リレーで積分演算ΣＱ１を行い、操作機器判定部４８でＶ２−Ｑ１制御に基づく電力調相設備の選択を行うことになる。
【００６４】
また、発電機制御装置２０に、ＡＱＲ３１と同様にＡＶＲ３２内の電圧設定器を制御することにより力率を一定とするＡＰＦＲ（Ａｕｔｏｍａｔｉｃ  Ｐｏｗｅｒ  Ｆａｃｔｏｒ  Ｒｅｇｕｌａｔｏｒ）を備えた構成としても良い。
【符号の説明】
【００６５】
６                系統側１次母線
７                系統側２次母線
８                発電所側母線
１１              発電機
１２              主変圧器
１３              ＰＴ（変成器）
１４              ＣＴ（変流器）
１５              連系変圧器
１６              ２次ＣＴ（２次変流器）
１７              ＳＣ（スタティックコンデンサ）
１８              ＳｈＲ（シャントリアクトル）
２０              発電機制御装置
２１              制御部（制御手段）
２２              設定部
２３              ＬＬＳ警戒エリア判定部（警戒エリア判定手段）
２４              無効電力制御判定部（無効電力制御判定手段）
２５              記憶部
２６              入力部
２７              出力部
２８，５１        通信インタフェース部
２９Ａ〜〜２９Ｘ  ＬＬＳ受信機
３０              ＡＱＲ設定器
３１              ＡＱＲ
３２              ＡＶＲ
４０              電圧・無効電力制御装置
４１              Ｑ２計測器
４２              Ｖ２計測器
４３              設定器
４４，４５        減算器
４６              無効電力積分リレー（ΣＱ２）
４７              ２次母線電圧積分リレー（ΣＶ２）
４８              操作機器判定部
４９              ＬＲ制御回路
５０              ＳＣ／ＳｈＲ制御回路
６１              ＬＬＳ親局
６２              ＬＬＳ子局
６３，７１        通信ネットワーク
【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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