(57)【要約】【課題】再閉路時間の短いローカル系統に適用しても発電機を過剰遮断することなく系統の安定化を図ることにある。【解決手段】電力系統の脱調が予測される発電機群の近傍における送電線の事故発生前後の発電機運転台数と出力、発電機近傍の母線電圧及び発電機電流の実測値に基づいて事故除去後における発電機群の位相角動揺を算出し、さらに短時間先の発電機群の位相角動揺を予測演算し、その結果から発電機群の脱調が予測されると一部の発電機を遮断する電力系統の安定化装置において、事故送電線の再閉路想定時間における発電機群の位相角動揺の予測値、事故発生前の発電機群の合計出力、発電機近端母線から電力系統側を見た場合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定する再閉路時安定度評価手段９を備え、不安定と判定されると発電機遮断を実行する。【選択図】    図１
2004282887.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
発電機群を送電線を経て連系してなる電力系統の脱調が予測される前記発電機群の近傍における前記送電線の事故発生前後の発電機運転台数、発電機出力、発電機近傍の母線電圧及び発電機電流を実測し、この実測値に基づいて事故除去後における発電機群の位相角動揺を算出し、さらに短時間先の発電機群の位相角動揺を予測演算し、その演算結果から発電機群の脱調が予測される場合は一部の発電機を遮断する電力系統の安定化装置において、
事故送電線の再閉路想定時間における発電機群の位相角動揺の予測値、事故発生前の発電機群の合計出力、発電機近端母線から電力系統側を見た場合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演算により再閉路後の安定度を求め、安定か不安定かを判定する再閉路時安定度評価手段を備え、この再閉路時安定度評価手段により不安定と判定されたとき前記位相角動揺に基づき算出された発電機を遮断することを特徴とする電力系統の安定化装置。
【請求項２】
請求項１記載の電力系統の安定化装置において、再閉路時安定度評価手段は再閉路後の安定度を等面積法に基づき判定することを特徴とする電力系統の安定化装置。
【請求項３】
請求項２記載の電力系統の安定化装置において、等面積法による判定は、下記式から求められる加速エネルギーＳ１と減速エネルギーＳ２との関係が（１）式を満足した場合に不安定と判定することを特徴とする電力系統の安定化装置。
【数１】
2004282887.tif 000005
但し、ＥＧ：等価縮約発電機の背後電圧の大きさ、Ｅｉｎｆ：電力系統側を無限大母線で表した時の無限大母線電圧の大きさ、Ｍ，ＸＧ，Ｐ０：等価縮約発電機の慣性定数、内部リアクタンス、初期出力
加速エネルギーＳ１≧減速エネルギーＳ２  …  （１）
【請求項４】
請求項２記載の電力系統の安定化装置において、等面積法による判定は、（２）式を満足した場合に不安定と判定することを特徴とする電力系統の安定化装置。
Ｓ１／Ｓ２≧Ｋ  …  （２）
但し、Ｋは安定化装置の事前設定された整定値
【請求項５】
請求項１記載の電力系統の安定化装置において、前記再閉路時安定度評価手段に入力される前記駆動点リアクタンス値は、安定化制御の対象となる送電線の内、最も距離の長い送電線の１回線停止を想定して整定されたものである電力系統の安定化装置。
【請求項６】
請求項１記載の電力系統の安定化装置において、前記再閉路時安定度評価手段に入力される前記駆動点リアクタンス値は、安定化制御の対象となる送電線毎に整定され、これらを切替えて利用するようにしたものである電力系統の安定化装置。
【発明の詳細な説明】
【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、複数台の発電機を備えて構成される電力系統に事故が発生し、発電機群の脱調が予測される場合に、一部の発電機を高速に遮断して電力系統の安定化を図る安定化装置に関する。
【０００２】
【従来の技術】
従来、電力系統の安定化を図る手段として種々のものが採用されているが、その中に発電機の動揺、即ち、角速度ω、位相角δを事故後にリアルタイムで演算し、且つ短時間先の予測演算結果に基づき安定度を判定し、脱調が予測される場合は一部の発電機を遮断することにより電力系統の安定度を図るようにしたリアルタイム事後演算タイプがある（例えば特許文献１）。
【０００３】
以下、従来装置の構成及び作用について図７により説明する。図７は従来の安定化装置が適用されている電力系統の構成例を示すものである。
【０００４】
図７において、１は複数台（ここでは３台）の発電機であり、これらの発電機１は各々しゃ断器２を介して母線３に接続され、さらにこの母線３は平行２回線の送電線４を経て電力系統５に連系されている。
【０００５】
一方、６は脱調が予測される発電機１の近端における事故発生前後の発電機運転台数、発電機出力、発電機近端の母線３の電圧及び電流を測定する測定手段、７はこの測定手段６による電圧、電流、電力などの実測値に基づいて事故除去後における発電機１の位相角及び電力系統５に属する代表ノード（以下単に代表ノードと称す）の電圧位相角を演算し、さらにこれら発電機１の位相角及び代表ノードの電圧位相角の予測値を算出してその両者の相対位相角差が発散傾向で且つ一定の閾値以上であることを条件に脱調と判定する脱調判定手段、８はこの脱調判定手段７により脱調と判定されたことを条件に、上記発電機１の位相角と代表ノードの電圧位相角との相対位相角差に基づいて遮断すべき発電機の台数を決定して遮断を実行する遮断台数決定手段であり、これらの手段により電力系統の安定化装置を構成している。
【０００６】
次にかかる構成の従来装置の作用について説明する。
【０００７】
まず、事故発生前において、発電機１の出力値Ｐ０が測定手段６により測定される。次に、事故発生後において、Δｔ間隔で測定手段６により実測される発電機１の出力をＰ（ｔ）とすると、脱調判定手段７は、下式より事故発生後ｔｋ時点の発電機１の動揺、即ち角速度ω、位相角δＧが算出される。
【０００８】
ｔｋ＝ｔｋ−１＋Δｔ                                  …  （３）
Δω（ｔｋ）＝（Ｐ０−Ｐ（ｔｋ））Δｔ／Ｍ                …  （４）
ω（ｔｋ）＝ω（ｔｋ−１）＋Δω                          …  （５）
δＧ（ｔｋ）＝δＧ（ｔｋ−１）＋（ω（ｔｋ）＋ω（ｔｋ−１））Δｔ／２  …（６）
ここで、Ｍは発電機１（複数台）を等価的な１台の発電機で表現した場合の等価慣性定数である。
【０００９】
一方、事故発生後において、母線３の電圧ベクトルＶ＊Ａと発電機１の電流ベクトルＩ＊が測定手段６により実測される。そして、この実測されたＶ＊ＡとＩ＊と母線３から電力系統側を見た場合の駆動点リアクタンスＸＳ（通常、基幹系統の抵抗分は非常に小さいので、駆動点インピーダンスＸＳ＊は純リアクタンスｊＸｓで表現できる。特許文献１のＺ＊ＡＢ、Ｚ＊ＳＣとこのＸＳ＊の間にはＸＳ＊＝Ｚ＊ＡＢ＋Ｚ＊ＳＣの関係がある）を用いて、代表ノードＳの電圧ベクトルＶＳ＊（ｔｋ）が（７）式より算出される。そして、この代表ノードＳの電圧ＶＳ＊（ｔｋ）の位相角を計算し、δＳ（ｔｋ）とする。
【００１０】
ＶＳ＊（ｔｋ）＝Ｖ＊Ａ−ｊＸＳ・Ｉ＊                            （７）
次に、発電機１の位相角の予測値δＧが（８）〜（９）式より、代表ノードＳの位相角の予測値δｓが（１０）式より計算され、さらにこの両者の相対位相角差δＧＳが発散傾向を示し、かつある一定の閾値以上の値になれば脱調と判定される。そして、この脱調判定手段７により脱調と判定された場合、遮断台数決定手段８において発電機１の遮断すべき台数が決定され、遮断が実行される。
【００１１】
ω（ｔ）＝ω（ｔｋ−２）＋α１（ｔ−ｔｋ−２）＋α２（ｔ−ｔｋ−１）（ｔ−ｔｋ−２）  …  （８）
ここで、
α１＝（ω（ｔｋ−２）−ω（ｔｋ−１））／（ｔｋ−２−ｔｋ−１）
α０＝（ω（ｔｋ−１）−ω（ｔｋ））／（ｔｋ−１−ｔｋ）
α２＝（α１−α０）／（ｔｋ−２−ｔｋ）
2004282887.tif 000003
ここで、
α１＝（δＳ（ｔｋ−２）−δＳ（ｔｋ−１））／（ｔｋ−２−ｔｋ−１）
α０＝（δＳ（ｔｋ−１）−δＳ（ｔｋ））／（ｔｋ−１−ｔｋ）
α２＝（α１−α０）／（ｔｋ−２−ｔｋ）
なお、（８）〜（１０）式において、ｔｋは現時点、ｔｋ−１は１時点前、ｔｋ−２は２時点前を示す。
【００１２】
【特許文献１】
特開昭６３−１１０２５号公報
【００１３】
【発明が解決しようとする課題】
以上のような説明からも分かるように、従来の電力系統の安定化装置では、保護リレーによる事故除去後の系統構成が、その装置の動作期間中（過渡一波脱調を対象にすると事故発生後１秒程度は）変化しないと仮定している。これは、従来の安定化装置は主に事故除去後１秒以上で再閉路する５００ｋＶ系統に適用されているためである。
【００１４】
従って、従来の安定化装置を再閉路時間の短いローカル系統（１５４ｋＶ及び２７５ｋＶ）に適用すると、再閉路による系統構成変化を反映できないため、発電機を過剰遮断する傾向にある。
【００１５】
本発明は上記のような事情に鑑みてなされたもので、リアルタイム事後演算タイプの従来装置に再閉路に伴う安定度チェック機能を持たせることにより、再閉路時間の短いローカル系統にも適用することができる電力系統の安定化装置を提供することを目的とする。
【００１６】
【課題を解決するための手段】
本発明は上記の目的を達成するため、次のような手段により電力系統の安定化装置を構成する。
【００１７】
本発明は、発電機群を送電線を経て連系してなる電力系統の脱調が予測される前記発電機群の近傍における前記送電線の事故発生前後の発電機運転台数、発電機出力、発電機近傍の母線電圧及び発電機電流を実測し、この実測値に基づいて事故除去後における発電機群の位相角動揺を算出し、さらに短時間先の発電機群の位相角動揺を予測演算し、その演算結果から発電機群の脱調が予測される場合は一部の発電機を遮断する電力系統の安定化装置において、事故送電線の再閉路想定時間における発電機群の位相角動揺の予測値、事故発生前の発電機群の合計出力、発電機近端母線から電力系統側を見た場合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演算により再閉路後の安定度を求め、安定か不安定かを判定する再閉路時安定度評価手段を備え、この再閉路時安定度評価手段により不安定と判定されたとき前記位相角動揺に基づき算出された発電機を遮断する。
【００１８】
また、本発明は、上記再閉路時安定度評価手段は再閉路後の安定度を等面積法に基づき求め、その判定は、加速エネルギーＳ１と減速エネルギーＳ２との関係が（１）式又は（２）式を満足した場合に不安定と判定する。
【００１９】
加速エネルギーＳ１≧減速エネルギーＳ２  …  （１）
Ｓ１／Ｓ２≧Ｋ                          …  （２）
但し、Ｋは安定化装置の事前設定された整定値
【００２０】
【発明の実施の形態】
以下本発明の実施形態について図面を参照して説明する。
【００２１】
本発明は、５００ＫＶ系統に連系されている２７５ｋＶ又は１５４ｋＶｋのローカル系統の至近端に事故が発生した場合、発電機の過剰遮断となる前に、等面積法により再閉路後の安定度を推定し、この安定度が不安定と判定されたときのみ位相角動揺に基づき演算された発電機の遮断を実行するものである。
【００２２】
まず、本実施形態を説明する前に、等面積法による再閉路後の安定度チェック法について図２乃至図４を参照して説明する。
【００２３】
本発明の対象は、再閉路時間の短い１５４ｋＶｋあるいは２７５ｋＶに連系しているローカル発電機群の脱調現象である。一般に、ローカル発電機群が脱調する様相（以下脱調モードと呼ぶ）は、５００ｋＶ系統に連系する残りの多くの発電機群に対して、事故発生後１秒程度で脱調する過渡一波脱調モードである。
【００２４】
この時電力系統は、図２に示すようにローカル発電機を表す等価縮約発電機（同一ローカル系統で運転する複数の発電機群を１台の等価発電機で表現したもの）と残りの発電機群を表す５００ｋＶ系統に連系する発電機群及び連系母線（通常は、脱調するローカル発電機群が連系するローカル発電所の高圧母線）、ローカル発電機の昇圧トランス、２台の発電機群を結ぶ駆動点リアクタンスで表現することができる。ここで、駆動点リアクタンスは、制御対象発電所から基幹系統側を見たときの短絡インピーダンスのリアクタンス分である。
【００２５】
図２において、５００ｋＶ系統に連系する他の発電機群の慣性定数は、一般的に等価縮約発電機に比べ非常に大きいので、図３に示すように５００ｋＶ系統の発電機群を無限大母線で表現した１機無限大母線系統でモデル化できる。
【００２６】
図３において、Ｘｄ´は等価縮約発電機のｄ軸過渡リアクタンス、Ｘｔｒは同じく昇圧トランスのリアクタンス、ＥＧは等価縮約発電機のＸｄ´背後電圧の大きさ、δＧＳは等価縮約発電機と電力系統側代表ノードＳとの相対位相角差である。
【００２７】
脱調モードが図３に示す１機無限大母線系統で表現できれば、以下に示す等面積法により再閉路後の安定度をチェックできる。
【００２８】
以下前述した（８），（９）式を用いて、等価縮約発電機の再閉路時点ｔＲの角速度予測値ωＲ、位相角予測値δＧＲを、（１０）式を用いて代表ノードＳの位相角予測値δＳＲを求める。そして、等価縮約発電機と代表ノードＳの相対位相角差をδＲ（＝δＧＲ−δＳＲ）、再閉路後の駆動点リアクタンスの想定値をＸＲとすると、ｔＲ時点の加速エネルギーＳ１と減速エネルギーＳ２は（１１）〜（１３）式で計算できる。
【００２９】
図４に等面積法におけるＰ−δカーブと加速エネルギーＳ１及び減速エネルギーＳ２の関係を示す。
【００３０】
【数２】
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（１１）〜（１３）式において、
ＥＧは等価縮約発電機のＸｄ´背後電圧の大きさで、事故発生前に計算しておく。
【００３１】
Ｅｉｎｆは５００ｋＶ系統側を無限大母線で表した時の無限大母線電圧の大きさで、例えば１．１Ｐ．Ｕ．と想定し事前に整定しておく。
【００３２】
Ｍ，ＸＧ，Ｐ０は等価縮約発電機の慣性定数、内部リアクタンス、初期出力であり、事故発生前の発電機運転状態及び安定化装置による遮断状況に応じて計算する。
【００３３】
次に、安定度判定は、等面積法の理論に基づき、（１４）式が成立した時に不安定、即ち、等価縮約発電機は再閉路後脱調すると判定する。
【００３４】
加速エネルギーＳ１≧減速エネルギーＳ２  …  （１４）
ここで、問題となるのは再閉路後の駆動点リアクタンスＸＲをどのように想定するかということである。即ち、本発明の対象とする安定化装置では、一般的に事故点又は事故種別の情報が入力されず、再閉路後の系統構成を想定することができない。一方、安定化装置は、安定なケースを不安定と判定することは許されるが、不安定なケースを安定と判定することは許されない。即ち、安定度に対して厳し目の判断が必要になる。
【００３５】
そこで、安定化装置が対象とする最過酷ケース（通常は、最も長い送電線の１回線停止）の時の駆動点リアクタンスをＸＲとすることが考えられる。
【００３６】
次に、以上のような考え方に基づく本発明の実施形態を図１を参照して説明する。
【００３７】
図１は本発明による安定化装置の第１の実施形態を適用した電力系統の構成例を示すもので、図７の従来装置と同一部分には同一符号を付してその説明を省略し、ここでは異なる部分について述べる。
【００３８】
本実施形態では、図１に示すように脱調判定手段７により脱調と判定されたことを条件に、遮断台数決定手段８において、発電機１の位相角と代表ノードの電圧位相角との相対位相角差に基づいて遮断すべき発電機の台数が決定されると、将来の位相角予測時点が再閉路想定時点を越えることを条件に再閉路後の安定度を評価する再閉路時安定度評価手段９と、この再閉路時安定度評価手段９で不安定と判定された場合のみ遮断台数決定手段８の結果に基づき発電機遮断を実行する遮断実行手段１０とを設ける構成としたものである。
【００３９】
次にこのように構成された電力系統の安定化装置の作用を述べる。
【００４０】
まず、事故発生前において、発電機１の出力値Ｐ０、電流ベクトルＩ＊及び母線３の電圧ベクトルＶ＊Ａが測定手段６により実測され、再閉路時安定度評価手段９により、等価縮約発電機、即ち発電機１のＸｄ´背後電圧の大きさＥＧが次式より求められる。
【００４１】
ＥＧ＝ＡＢＳ（Ｖ＊Ａ＋ｊＸＧ・Ｉ＊）                …  （１５）
ここで、ＸＧは発電機１の過渡リアクタンスＸｄ´に昇圧トランスのリアクタンスＸｔｒを加えたものである。また、ＡＢＳはベクトルの大きさを求める演算を意味する。
【００４２】
次に、事故発生後においてΔｔ間隔で測定手段６により実測される発電機１の出力をＰ（ｔ）とすると、脱調判定手段７は、（３）〜（６）式より事故発生後ｔｋ時点の発電機１の動揺、即ち角速度ω、位相角δＧが算出される。
【００４３】
一方、事故除去後においては母線３の電圧ベクトルＶ＊Ａと発電機１の電流ベクトルＩ＊と母線３から電力系統側を見た場合の駆動点リアクタンスＸＳを用いて、代表ノードＳの電圧ベクトルＶ＊Ｓ（ｔｋ）の位相角を計算し、δＳ（ｔｋ）とする。
【００４４】
次に、発電機１の位相角の予測値δＧが（８），（９）式より、代表ノードＳの位相角予測値δＳが（１０）式より計算され、さらにこの両者の相対位相角差δＧＳが発散傾向を示し、且つある一定のしきい値以上の値になれば脱調と判定される。この脱調判定手段７により脱調と判定された場合は、遮断台数決定手段８において発電機１の遮断すべき台数が決定される。
【００４５】
そして、再閉路時安定度評価手段９には、脱調判定手段７、遮断台数決定手段８の演算結果が入力され、位相角予測時点が再閉路想定時点を跨ぐ場合は、脱調判定手段７で演算された再閉路時点の相対位相角差δＲ、事故発生前に演算・記憶していた発電機１のＸｄ´背後電圧の大きさＥＧ、初期出力Ｐ０、現時点の発電機１の運転状態に応じた慣性定数Ｍ、内部リアクタンスＸＧ及び事前に設定しておいた無限大母線電圧の大きさＥｉｎｆ、再閉路後の駆動点リアクタンスＸＲを入力し、（１１）〜（１３）式により加速エネルギーＳ１、減速エネルギーＳ２を計算し、（１４）式より再閉路後の安定度を評価する。その結果、不安定と判定された場合は、遮断台数決定手段８の演算結果を遮断実行手段１０に出力する。
【００４６】
一方、安定と判定した場合は、遮断台数決定手段８の演算結果を無効にし、遮断指令を遮断実行手段１０に出力しない。最後に遮断実行手段１０は、再閉路時安定度評価手段９により出力された遮断台数決定手段８の演算結果に基づき当該発電機を遮断する。
【００４７】
このように本発明の第１の実施形態によれば、従来装置に再閉路時の安定度評価手段９を備える構成としたので、再閉路時間の短い２７５ｋＶ又は１５４ｋＶのローカル系統に適用しても、適切な電源制限量を算出することができ、発電機の過剰遮断をなくして電力系統の安定化を図ることができる。
【００４８】
また、再閉路時の安定度評価手段９として、再閉路後の安定度を自端で検出あるいは演算できる状態量のみを用いて等面積法により安定度を求めて判定するようにしたので、最小の設備で安価にして精度の高い安定度判定が可能となる。
【００４９】
さらに、再閉路後の安定度判定に用いる駆動点リアクタンスの設定値を安定化制御の対象となる送電線の１回線停止を想定し、整定するようにしたので、安定度の判定に際して厳し目の判定を行なうことができる。
【００５０】
次に本発明よる安定化装置の第２の実施形態について説明する。
【００５１】
まず、本発明の基本である再閉路後の安定度判定式の考え方について述べる。
【００５２】
第１の実施形態では、加速エネルギーＳ１、減速エネルギーＳ２を用いて（１４）式により再閉路後の安定度を判定するようにしたが、本実施形態では、安定化装置の責務を考慮してより厳し目に判定できるように、次式により安定度判定を行なう。即ち、再閉路時の安定度評価手段９に対して、整定値として１．０より小さいＫを事前に設定しておくことにより、（１４）式よりも厳しく安定度を判定できる。
【００５３】
Ｓ１／Ｓ２≧Ｋ                          …  （１５）
但し、Ｋは再閉路時安定度評価手段９に事前設定された整定値
次に、本実施形態の安定化装置の具体例を述べる。ここでは第１の実施形態と異なる再閉路時安定度評価手段９の作用についてのみ説明する。
【００５４】
再閉路時安定度評価手段９は、脱調判定手段７、遮断台数決定手段８の演算結果を入力し、位相角予測時点が再閉路想定時点を跨ぐ場合は、脱調判定手段７で演算された再閉路時点の相対的位相角差δＲ、事故発生前に演算・記憶していた発電機１のＸｄ´背後電圧の大きさＥＧ、初期出力Ｐ０、現時点の発電機１の運転状態に応じた慣性定数Ｍ、内部リアクタンスＸＧ及び事前に設定された無限大母線電圧の大きさＥｉｎｆ、再閉路後の駆動点リアクタンスＸＲを入力し、（１１）〜（１３）式より加速エネルギーＳ１、減速エネルギーＳ２を計算し、予め安定化装置に設定されている整定値Ｋを用いて（１５）式より再閉路後の安定度を評価する。
【００５５】
このように第２の実施形態によれば、等面積法の理論に基づく安定度判定を加速エネルギーと減速エネルギーの比と事前設定値とを用いて行なうようにしたので、事前設定値に応じた厳し目の判定（安定限界に近い安定現象を不安定と判定すること）が可能となる。
【００５６】
次に本発明による安定化装置の第３の実施形態を図５及び図６を参照して説明する。なお、安定化装置の各部の構成は図１のそれと同様なので、ここではその図示を省略してある。
【００５７】
まず、本発明の基本である再閉路後の安定度判定に用いる駆動点リアクタンスの切替え方式について述べる。
【００５８】
図５は発電機１が送電線Ａ、送電線Ｂを介して連系している電力系統の構成例を示すものである。従来では送電線のどの区間で事故が発生したかを判定する手段として、事故中の電圧ベクトルＶ＊、電流ベクトルＩ＊を用いたインピーダンス方式がある。
【００５９】
図６は母線３からの距離と母線３から見た事故インピーダンス（Ｚ＊＝Ｖ＊／Ｉ＊）の大きさＺの関係を示したものである。
【００６０】
図６に示すように送電線Ａ、送電線Ｂの何れかの事故かを判定するしきい値Ｚ１を導入すれば、以下の判定式により事故送電線を想定できる。
【００６１】
Ｚ＜Ｚ１⇒送電線Ａの事故  Ｚ≧Ｚ１⇒送電線Ｂの事故  …  （１６）
事故送電線が（１６）式により想定できれば、事前に設定された送電線毎の再閉路後の駆動点リアクタンスの中から適切なものを選択することが可能になる。例えば、送電線Ａの駆動点リアクタンスをＸＡ、送電線Ｂの駆動点リアクタンスをＸＢとし、（１６）式の判定の結果、送電線Ｂの事故であると判定される場合は、ＸＢを再閉路後の安定度判定に用いる駆動点リアクタンスＸＲとする。
【００６２】
次に、本実施形態の安定化装置の具体例を述べる。ここでは第１の実施形態と異なる再閉路時安定度評価手段９の作用についてのみ説明する。
【００６３】
事故発生時、再閉路時安定度評価手段９は、母線３の電圧、連系送電線（例えば図５の送電線Ａ）の電流を入力して事故インピーダンスの大きさＺを計算し、（１６）式を用いて事故送電線を判定し、最適な再閉路後の駆動点リアクタンスＸＲを事前に選択しておく。
【００６４】
そして、脱調判定手段７により脱調と判定された場合は、脱調判定手段７と遮断台数決定手段８の演算結果を入力し、位相角予測時点が再閉路想定時点を跨ぐことを条件に、脱調判定手段７で演算された再閉路時点の相対位相角差δＲ、事故発生前に演算・記憶している発電機１のＸｄ´背後電圧の大きさＥＧ、初期出力Ｐ０、事故発生時に選択した再閉路後の駆動点リアクタンスＸＲ、現時点の発電機１の運転状態に応じた慣性定数Ｍ、内部リアクタンスＸＧ及び事前に設定された無限大母線電圧の大きさＥｉｎｒを入力し、（１１）〜（１３）式より加速エネルギーＳ１、減速エネルギーＳ２を計算して（１４）式あるいは（１５）式より再閉路後の安定度を評価する。
【００６５】
このように第３の実施形態によれば、再閉路後の安定度判定に用いる駆動点リアクタンスの設定値を安定化制御の対象となる送電線毎に整定し、事故中の現象により切替えて利用するようにしたので、精度の高い安定度判定が可能となる。
【００６６】
【発明の効果】
以上述べたように本発明によれば、リアルタイム事後演算タイプの従来装置に再閉路に伴う安定度チェック機能を持たせることにより、再閉路時間の短いローカル系統に適用しても過剰遮断することなく系統の安定化を図ることができる電力系統の安定化装置を提供できる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明による電力系統の安定化装置の第１の実施形態及び第２の実施形態を説明するための構成図。
【図２】１５４ｋＶまたは２７５ｋＶのローカル系統に連系した発電機の脱調現象をモデル化した２機系統モデル図。
【図３】２機系統を１機無限大母線系統に変換した場合の回路構成図。
【図４】同実施形態において、等面積法による安定度判定方法を説明するための図。
【図５】本発明の第３の実施形態を説明するための電力系統の構成例を示す図。
【図６】同実施形態において、母線からの距離と母線から見た事故インピーダンスの大きさの関係を示す図。
【図７】従来の安定化装置が適用されている電力系統の構成図。
【符号の説明】
１：発電機、２：遮断器、３：母線、４：送電線、５：電力系統、６：測定手段、７：脱調判定手段、８：遮断台数決定手段、９：再閉路時安定度評価手段、１０：遮断実行手段
【図１】
2004282887.tif 000006
【図２】
2004282887.tif 000007
【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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