(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
主系統に送電線を介して接続された中間母線にそれぞれ送電線を介して発電所母線が接続され前記発電所母線にそれぞれ遮断器を介して接続された複数台の発電機で構成された複数の発電所の各々に系統安定化制御装置を設け、送電線での事故発生時に前記各発電所において前記系統安定化制御装置が作動し自発電所内の複数台の発電機を自発電所の前記発電所母線から遮断器により選択的に切り離す制御を行う系統安定化システムであって、前記各系統安定化制御装置が、事故発生中の自端での電気量からの至近端事故であるかどうかの判定、前記自端での電気量からの遠方事故であるかどうかの判定、前記自端での電気量からの自端減速であるかどうかの判定、及び前記自端での電気量からの自端加速であるかどうかの判定に基づき、自発電所の発電機を切り離し制御するモードであるか否かを判定し、自発電所の発電機を切り離し制御するモードではないと判定すると自発電所の発電機切り離し制御をロックする系統安定化制御システム。
【請求項２】
請求項１に記載の系統安定化制御システムにおいて、前記各系統安定化制御装置は、自端での電気量から至近端事故であり前記自発電所の発電機を切り離し制御するモードであると判定した場合は、前記自発電所の発電機切り離し制御を続行することを特徴とする系統安定化制御システム。
【請求項３】
請求項２に記載の系統安定化制御システムにおいて、前記各系統安定化制御装置は、事故中における自端から電圧最低点までのリアクタンスが所定値より小さい場合に至近端事故であると判定することを特徴とする系統安定化制御システム。
【請求項４】
請求項３に記載の系統安定化制御システムにおいて、事故中における自端から電圧最低点までのリアクタンスをXc、事故中における自端電圧をVT、事故中における自端から流れる有効電力をP、事故中における自端から流れる無効電力をQとした場合、前記事故中における自端から電圧最低点までのリアクタンスXcを、Xc＝VT２＊Q/（P２＋Q２）の式で前記各系統安定化制御装置が算出することを特徴とする系統安定化制御システム。
【請求項５】
請求項１に記載の系統安定化制御システムにおいて、前記各系統安定化制御装置は、事故中における自端での電気量から自端発電機が加速傾向にあり前記自発電所の発電機を切り離し制御するモードであると判定した場合は前記自発電所の発電機切り離し制御を続行することを特徴とする系統安定化制御システム。
【請求項６】
請求項５に記載の系統安定化制御システムにおいて、前記各系統安定化制御装置は、事故中における自端から前記中間母線までの位相角差が所定値より大きい場合に加速傾向にあると判定することを特徴とする系統安定化制御システム。
【請求項７】
請求項６に記載の系統安定化制御システムにおいて、事故中における自端から前記中間母線までの位相角差をδ、事故中における中間母線電圧をV2、事故中における自端から前記中間母線までのリアクタンスをX、事故中における自端電圧をVT、事故中における自端から流れる有効電力をP、事故中における自端から流れる無効電力をQとした場合、前記事故中における自端から前記中間母線までの位相角差δを、δ＝cos-１〔{VT２＋V2２−X２＊（P２＋Q２）/VT２}/（２＊VT*V2）〕の式で前記各系統安定化制御装置が算出することを特徴とする系統安定化制御システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
この発明は、複数台の発電機で構成された複数の発電所から送電線を介して主系統に電力を供給する電力系統における事故時に必要最小限の発電機を遮断することにより重大事故時に生じる不安定現象を抑制する所謂系統安定化制御システムに関するものである。
【背景技術】
【０００２】
基本的な系統安定化制御システムは、非特許文献であるT.IEEJapan,Vol.110-B,No.8,‘90の６５２〜６６１ページに掲載された「大容量電源系統のオンライン安定化制御方式の開発」に示されている。
【０００３】
この系統安定化制御方式では、電力系統の特性を表す電力相差角曲線の計数Ｐ１，Ｐ２を用いて図５のフロー図に示してあるように、以下の(10),(11)式をベースにオンライン計算したＰ１，Ｐ２であるＰ1*，Ｐ2*を算出する（ステップＳＴ５１）。
【数１】
0004667260.tif 000002
【数２】
0004667260.tif 000003
【０００４】
次いで、以下の(1),(12)式より加速エネルギーＶk（運動エネルギーとも言う），減速エネルギーＶc（臨界エネルギーとも言う）を算出する（ステップＳＴ５２）。
【数３】
0004667260.tif 000004
【数４】
0004667260.tif 000005
【０００５】
次いで、Ｖk＜Ｖcであるかどうか、即ち、安定しているかどうか、判定する（ステップＳＴ５３）。このステップＳＴ５３における判定の結果、ＹＥＳであれば、つまり安定しておれば、発電機の選択遮断はしない（図５のフロー図におけるストップ）。このステップＳＴ５３における判定の結果、ＮＯであれば、つまり不安定であれば、次のステップＳＴ５４に進む。
【０００６】
ステップＳＴ５４では、最小ＭＷ量の制御パターンを選択する。即ち、最も少ない発電機選択遮断量である安定化最小制御量ＭＷの制御パターンを選択する。
次いで、以下の(20),(21)式より発電機選択遮断想定後のＰ１，Ｐ２であるＰ1*´，Ｐ2*´を算出する（ステップＳＴ５５）。
【数５】
0004667260.tif 000006
【数６】
0004667260.tif 000007
【０００７】
次いで、以下の(22),(23)式より発電機選択遮断想定後の加速エネルギー（運動エネルギー）であるＶk´，発電機選択遮断想定後の減速エネルギー（臨界エネルギー）Ｖc´を算出する（ステップＳＴ５６）。
【数７】
0004667260.tif 000008
【数８】
0004667260.tif 000009
【０００８】
次いで、発電機選択遮断想定後Ｖk´＜Ｖc´であるかどうか、即ち、安定しているかどうか、判定する（ステップＳＴ５７）。このステップＳＴ５７での判定の結果、ＹＥＳであれば、つまり安定しておれば、前記最小制御量ＭＷの選択制御パターンの発電機を遮断する（ステップＳＴ５９）。このステップＳＴ５７における判定の結果、ＮＯであれば、つまり不安定であれば、次のステップＳＴ５８に進む。
【０００９】
ステップＳＴ５８では、次にＭＷ量の多い制御パターンを選択し、前述のステップＳＴ５５に戻る。
【００１０】
前述のようなステップＳＴ５１〜ＳＴ５９の動作フローにより、事故時に必要最小限の発電機を遮断し不安定現象を抑制する所謂系統安定化制御が行われる。
【００１１】
事故の状況により発電所ごとに発電機を切り離すことによる系統安定化の効果の度合いは異なるが、非特許文献１の系統安定化制御方式では、そのことは考慮されていない。また、系統安定化制御を行う場合、端末装置と伝送路とを使って相手端情報を用いる系統安定化方式もある（特開平８−３３２０８号公報（特許文献１）を参照）。
【００１２】
【非特許文献１】「大容量電源系統のオンライン安定化制御方式の開発」、電気学会論文誌Ｂ分冊、社団法人電気学会、１９９０年８月、Ｖｏｌ．１１０−Ｂ、Ｎｏ．８、６５２〜６６１
【特許文献１】特開平８−３３２０８号公報（図１、図４、及びそれらの説明）
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【００１３】
特許文献１に記載の系統安定化方式では、相手端情報を用いるため、相手端情報を自端に伝送するための端末装置と伝送路とが必要である。
複数台の発電機で構成された複数の発電所から送電線を介して主系統に電力を供給する電源系統における事故時に必要最小限の発電機を遮断することにより重大事故時に生じる不安定現象を抑制する所謂電源系統向けの系統安定化制御システムでは、端末装置と伝送路とを用いることなく各発電所の系統安定化制御装置が所期の系統安定化制御を行えるようにする方が好ましい。
【００１４】
この発明は、前述のような実情に鑑みてなされたもので、端末装置と伝送路とを用いることなく各発電所の系統安定化制御装置が所期の系統安定化制御を行えるようにすることを目的とするものである。
【課題を解決するための手段】
【００１５】
この発明に係る系統安定化制御システムは、主系統に送電線を介して接続された中間母線にそれぞれ送電線を介して発電所母線が接続され前記発電所母線にそれぞれ遮断器を介して接続された複数台の発電機で構成された複数の発電所の各々に系統安定化制御装置を設け、送電線での事故発生時に前記各発電所において前記系統安定化制御装置が作動し自発電所内の複数台の発電機を自発電所の前記発電所母線から遮断器により選択的に切り離す制御を行う系統安定化システムであって、前記各系統安定化制御装置が、事故発生中の自端での電気量からの至近端事故であるかどうかの判定、前記自端での電気量からの遠方事故であるかどうかの判定、前記自端での電気量からの自端減速であるかどうかの判定、及び前記自端での電気量からの自端加速であるかどうかの判定に基づき、自発電所の発電機を切り離し制御するモードであるか否かを判定し、自発電所の発電機を切り離し制御するモードではないと判定すると自発電所の発電機切り離し制御をロックするものである。
【発明の効果】
【００１６】
この発明は、主系統に送電線を介して接続された中間母線にそれぞれ送電線を介して発電所母線が接続され前記発電所母線にそれぞれ遮断器を介して接続された複数台の発電機で構成された複数の発電所の各々に系統安定化制御装置を設け、送電線での事故発生時に前記各発電所において前記系統安定化制御装置が作動し自発電所内の複数台の発電機を自発電所の前記発電所母線から遮断器により選択的に切り離す制御を行う系統安定化システムであって、前記各系統安定化制御装置が、事故発生中の自端での電気量からの至近端事故であるかどうかの判定、前記自端での電気量からの遠方事故であるかどうかの判定、前記自端での電気量からの自端減速であるかどうかの判定、及び前記自端での電気量からの自端加速であるかどうかの判定に基づき、自発電所の発電機を切り離し制御するモードであるか否かを判定し、自発電所の発電機を切り離し制御するモードではないと判定すると自発電所の発電機切り離し制御をロックするので、端末装置と伝送路とを用いることなく各発電所の系統安定化制御装置が系統安定化制御を行う効果がある。
【発明を実施するための最良の形態】
【００１７】
実施の形態１．
以下この発明の実施の形態１を図１〜図４により説明する。図１は複数台の発電機で構成された複数の発電所から送電線を介して主系統に電力を供給する電力系統の構成の事例を示す図、図２は系統安定化制御システムの動作フローの事例を示す図、図３は至近端事故発生時の状態の事例を示す図で、（ａ）は簡略系統図上に事故発生箇所および電気的諸量を示し、（ｂ）は各部の電気的諸量の関係をベクトル図的に示してある。図４は電力動揺モード判定動作フローの事例を示す図である。なお、図１〜図５において、同一符合は同一部分を示す。
【００１８】
図１に示すように、Ａ発電所１は、例えば電力会社の既存火力発電所で、複数台の例えば大容量クラスの発電機ＧA1・・・ＧAnで構成され、Ｂ発電所２は、例えばIPP（独立系発電事業者）等の新設発電設備で、複数台の例えば中小容量クラスの発電機ＧB1・・・ＧBnで構成されている。
【００１９】
Ａ発電所１の発電機ＧA1・・・ＧAnは何れも個別の遮断器CBを介して発電所母線ＢＡに接続され、Ｂ発電所２の発電機ＧB1・・・ＧBnも各々個別の遮断器CBを介して発電所母線ＢＢに接続されている。
【００２０】
Ａ発電所１には系統安定化制御装置１０Ａが設けられ、Ｂ発電所２にも系統安定化制御装置２０Ｂが設けられている。
【００２１】
系統安定化制御装置１０Ａは、発電機ＧA1・・・ＧAnの各発電機母線ＢGA1・・・ＢGAnに接続されたPT（計器用変圧器）の出力である自端オンライン電圧、各発電機の出力電流であるCT出力（自端オンライン電流）を入出力装置I/Oを介して入力し、前述の各式や後述の各式の演算を演算装置10A1で演算し、送電線事故等の重大事故時に不安定状態となると予測された場合に、各発電機に対応の遮断器CB，・・・CBを選択的にトリップし、発電機ＧA1・・・ＧAnを選択的に遮断し、安定状態となるように制御する。
【００２２】
系統安定化制御装置２０Ｂは、発電機ＧB1・・・ＧBnの各発電機母線ＢGB1・・・ＢGBnに接続されたPT（計器用変圧器）の出力である自端オンライン電圧、各発電機の出力電流であるCT出力（自端オンライン電流）を入出力装置I/Oを介して入力し、前述の各式や後述の各式の演算を演算装置20B1で演算し、送電線事故等の重大事故時に不安定状態となると予測された場合に、各発電機に対応の遮断器CB，・・・CBを選択的にトリップし、発電機ＧB1・・・ＧBnを選択的に遮断し、安定状態となるように制御する。
【００２３】
つまり、前記系統安定化制御装置１０Ａおよび前記系統安定化制御装置２０Ｂは、何れも、他端の電気量情報を入力せずに自端のオンライン電気量により自律的に安定化制御動作をする。但し、従来とは異なるのは、前記系統安定化制御装置１０Ａおよび前記系統安定化制御装置２０Ｂの何れも、自端のオンライン電気量から事故点及び発電機加減速状態に依存する電力動揺モード（自端での安定化制御の要否を判定する複数の基準モード）から自発電所の発電機を切り離し制御するモードであるか否かを判定し、自発電所の発電機を切り離し制御するモードではないと判定すると自発電所の発電機切り離し制御をロックする。このモード判定の詳細は、図３と図４とにより詳述する。
【００２４】
前記Ａ発電所１および前記Ｂ発電所２は何れも個別の各々２回線の送電線Ｆ31，Ｆ32を介して変電所母線等の中間母線Ｂ４に接続され、さらに２回線の送電線Ｆ５を介して主系統との連系点にあたる変電所母線Ｂ６に接続されている。
【００２５】
次に、図２、図３および図４により動作を説明する。
【００２６】
先ず、電力動揺モードの判定（図３、図４により追って詳述する）の結果により、制御ロックかどうか判別する（ステップＳＴ２２０）。
【００２７】
ステップＳＴ２２０での判別結果がＮＯであれば、即ち制御ロックではなく安定化制御継続の場合は、各安定化制御装置１０Ａ，２０Ｂは、図５で前述したステップＳＴ５１乃至ＳＴ５９を順に実行していく。
【００２８】
ステップＳＴ２２０での判別結果がＹＥＳであれば、即ち制御ロックであれば、安定化制御演算を停止する（図２のフロー図におけるストップ）。
【００２９】
次に、前記電力動揺モード判定に用いる諸量の算出について以下に説明する。
【００３０】
電力動揺モード判定手法では、自端情報（P，Q，V）から算出可能な指標値として、
・自端から電圧最低点（通常は事故点）F1までの距離Xc
・自端から中間母線Ｂ４までの位相差δ
を使用する。これら距離Xc、位相差δは図３（ｂ）に示すとおりベクトル図的に算出する。算出式は以下の式（26）、式（27）の通りである。
【００３１】
（１）自端から電圧最低点（通常は事故点）F1までの距離Xc
自端から電圧最低点（通常は事故点）F1までの距離Xcは、図３（ｂ）のベクトル図から以下のように算出される。事故中の電圧最低点は事故点F1相当となることから、Xcにより事故が至近端事故か否かが簡便に判定できる。
【数９】
0004667260.tif 000010
【００３２】
（２）自端から中間母線Ｂ４までの位相差δ
自端から中間母線Ｂ４までの位相差δは、図３（ｂ）のベクトル図から以下のように算出される。この位相差δから系統安定化制御論理による安定判別時点（例えば事故発生後210ms）での自端発電機位相角の傾向が把握できる。
【数１０】
0004667260.tif 000011
【００３３】
（３）中間母線電圧V2
上記（２）項における位相差δを演算して求める際は、中間母線電圧V2が必要となる。この中間母線電圧V2は、以下の式（28）のように自端情報のみから算出できる。
【数１１】
0004667260.tif 000012
【００３４】
次に、電力動揺モード判定動作フローの事例を示す図４により、系統安定化制御論理のロック条件判定手法（基準）の基本的考え方を説明する。
【００３５】
上記（１）項に示す距離Xcから簡略的に自端から電圧最低点までの電気的距離を把握する手法、および上記（２）項および（３）項に示す自端から中間母線Ｂ４までの位相差δから自端発電機位相角の傾向が把握できる手法を組み合わせ、系統安定化制御論理のロック条件を判定する手法（基準）を構築する。この手法（基準）の判定動作フローを図４に示してある。
【００３６】
図４に示してあるとおり、δ算出に用いるXの値は、事故区間により変化する。即ち、自回線での事故の場合は、事故除去後に１回線開放されるため、リアクタンスの値が２倍となる。この点を考慮し、自端から中間母線Ｂ４までのリアクタンスにX、2Xを用いた場合の２通りのδを算出しておく。
【００３７】
図４において、αは、自端近傍事故、中間母線近傍事故の判別マージン、δ(X)は自端から中間母線Ｂ４までのリアクタンスがXの時の自端から中間母線Ｂ４までの位相差、δ(2X)は自端から中間母線Ｂ４までのリアクタンスが2Xの時の自端から中間母線Ｂ４までの位相差である。
【００３８】
次に、図４のフローに沿って系統安定化制御論理のロック条件のモード判定手法を以下に説明する。
【００３９】
先ず、最初のステップＳＴ４１について説明する。
このステップＳＴ４１では、前記XcとX−αとの大小関係により至近端事故か否かを判定する。
前記Xcは自端から事故点までの電気的距離を表しており、この値が中間母線Ｂ４までのリアクタンスXより小さい場合は至近端事故と判定する。但し、事故除去後は回線開放によりXの値が変化するケースも存在するため、事故中のXcを用いることとする。
また、本手法では中間母線近傍事故を至近端事故と誤判断することを避けるため、マージンとしてαを設け、Xの代わりにX−αを用いている。このαはケーススタディにより決定する。
本ステップＳＴ４１で至近端事故と判定された場合は、系統安定化制御論理の主制御ロジックは有効とする、即ち、系統安定化制御論理での制御を継続実行する。
本ステップＳＴ４１で至近端事故と判定されなかった場合は、つぎのステップＳＴ４２へ進む。
【００４０】
次に、ステップＳＴ４２について説明する。
このステップＳＴ４２では、前記XcとX−αとの大小関係により遠方事故か否かを判定する。
前記Xcは自端から事故点までの電気的距離を表しており、この値が中間母線Ｂ４までのリアクタンスXよりも大きい場合は遠方事故と判定する。この判定も前記ステップＳＴ４１と同様に事故中のXcを用いることとする。
また、本手法では中間母線近傍事故を遠方事故と誤判断することを避けるため、マージンとしてαを設け、Xの代わりにX−αを用いている。このαはケーススタディにより決定する。ケーススタディの結果として、本ステップＳＴ４２におけるαは、前記ステップＳＴ４１におけるαと異なる値とする必要が生じる場合もあり得る。
本ステップＳＴ４２で遠方事故と判定された場合はステップＳＴ４３へ、それ以外（中間母線Ｂ４近傍事故時）はステップＳＴ４４へ進む。
【００４１】
次に、ステップＳＴ４３について説明する。
このステップＳＴ４３では、δ(X)の正負により、自端発電機が加速しているか否かを判定する。
本ステップＳＴ４３は遠方事故時の判定であり、事故除去による自回線開放がないため、自回線のリアクタンスは事故前後で変化せず、Xとなる。このため、δ(X)を用いて自端発電機位相角の傾向を判定し、加速している場合は、系統安定化制御論理の主制御ロジックは有効とする、即ち、系統安定化制御論理での制御を継続実行し、減速している場合は、系統安定化制御論理での制御をロックする。
【００４２】
次に、ステップＳＴ４４について説明する。
このステップＳＴ４４では、δ(X)，δ(2X)の正負により、自端発電機が加速しているか否かを判定する。
本ステップＳＴ４４では、自端事故でも遠方事故でもないケース、即ち、中間母線Ｂ４近傍での事故であり、自回線のリアクタンスは事故前後で変化している可能性がある。つまり、他回線の中間母線近傍事故の場合はリアクタンスがXで変化しないが、自回線の中間母線近傍事故の場合はリアクタンスが事故除去後に2Xに変化する。従って、δ(X)，δ(2X)の何れを用いるのが妥当であるかの判断は困難であるため、この両変数δ(X)，δ(2X)を用いて自端発電機位相角の傾向判定することとしてある。
つまり、具体的には、両変数δ(X)，δ(2X)が共に負の場合は自端発電機は減速していると判定し、系統安定化制御論理での制御をロックする。両変数δ(X)，δ(2X)が共に負の場合以外のケースは、自端発電機は減速していないものとし、系統安定化制御論理の主制御ロジックは有効とする、即ち、系統安定化制御論理での制御を継続実行する。
【００４３】
以上のように、ステップＳＴ４１，ステップＳＴ４２による電圧最低点までの電気的距離算出手法と、ステップＳＴ４３，ステップＳＴ４４による自端発電機位相角の傾向把握手法とを組み合わせたロック条件のモード判定することで、系統安定化制御論理での制御をロックするか継続実行するかを、各発電所１，２の各系統安定化制御装置１０Ａ，１０Ｂが自端の電気量情報のみで、他発電所のローカルモードであるかどうかの判断を含めて自律的に判定する。
【００４４】
前述の説明からも判るように、図４において、Ａは自端のローカルモードのため系統安定化制御実施（系統安定化制御をロックせず）、Ｂは全系モードのため系統安定化制御実施（系統安定化制御をロックせず）、Ｃは他発電所のローカルモードのため系統安定化制御をロック、Ｄはモード不明であるが加速傾向のため系統安定化制御実施（系統安定化制御をロックせず）、Ｅはモード不明であるが明らかに減速傾向のため系統安定化制御をロック、をそれぞれ意味する。
【００４５】
また、前述の説明からも判るように、本実施の形態１は、主系統に送電線Ｆ５を介して接続された中間母線Ｂ４にそれぞれ送電線Ｆ31，Ｆ32を介して発電所母線ＢＡ，ＢＢが接続され前記発電所母線ＢＡ，ＢＢにそれぞれ遮断器CBを介して接続された複数台の発電機で構成された複数の発電所１，２の各々に系統安定化制御装置１０Ａ，２０Ｂを設け、送電線での事故発生時に前記各発電所１，２において自己の前記系統安定化制御装置が自律的に作動し自発電所内の複数台の発電機を自発電所の前記発電所母線から遮断器CBにより選択的に切り離す制御を行う系統安定化制御システムであって、前記各系統安定化制御装置が事故発生中の自端での電気量から自発電所の発電機を切り離し制御するモードであるか否かを判定し、自発電所の発電機を切り離し制御するモードではないと判定すると自発電所の発電機切り離し制御をロックする系統安定化制御システムであり、端末装置と伝送路とを用いることなく各発電所の系統安定化制御装置が自律的に所期の系統安定化制御を行える系統安定化制御システムである。
【００４６】
また、前述の説明からも判るように、本実施の形態１は、前記各系統安定化制御装置１０Ａ，２０Ｂは、自端での電気量から至近端事故であり前記自発電所の発電機を切り離し制御するモードであると判定した場合は、前記自発電所の発電機切り離し制御を続行する系統安定化制御システムである。
【００４７】
また、前述の説明からも判るように、本実施の形態１は、前記各系統安定化制御装置１０Ａ，２０Ｂは、事故中における自端から電圧最低点までのリアクタンスが所定値より小さい場合に至近端事故であると判定する系統安定化制御システムである。
【００４８】
また、前述の説明からも判るように、本実施の形態１は、事故中における自端から電圧最低点までのリアクタンスをXc、事故中における自端電圧をVT、事故中における自端から流れる有効電力をP、事故中における自端から流れる無効電力をQとした場合、前記事故中における自端から電圧最低点までのリアクタンスXcを、Xc＝VT２＊Q/（P２＋Q２）の式で前記各系統安定化制御装置１０Ａ，２０Ｂが算出する系統安定化制御システムである。
【００４９】
また、前述の説明からも判るように、本実施の形態１は、前記各系統安定化制御装置１０Ａ，２０Ｂは、事故中における自端での電気量から自端発電機が加速傾向にあり前記自発電所の発電機を切り離し制御するモードであると判定した場合は前記自発電所の発電機切り離し制御を続行する系統安定化制御システムである。
【００５０】
また、前述の説明からも判るように、本実施の形態１は、前記各系統安定化制御装置１０Ａ，２０Ｂは、事故中における自端から前記中間母線Ｂ４までの位相角差δが所定値より大きい場合に加速傾向にあると判定する系統安定化制御システムである。
【００５１】
また、前述の説明からも判るように、本実施の形態１は、事故中における自端から前記中間母線までの位相角差をδ、事故中における中間母線電圧をV2、事故中における自端から前記中間母線までのリアクタンスをXとした場合、前記事故中における自端から前記中間母線までの位相角差δを、δ＝cos-１〔{VT２＋V2２−X２＊（P２＋Q２）/VT２}/（２＊VT*V2）〕の式で前記各系統安定化制御装置１０Ａ，２０Ｂが算出する系統安定化制御システムである。
【００５２】
なお、前述の図４のフローによる系統安定化制御論理のロック条件のモード判定手法は、中間母線を共用する発電所が２つの場合に限らず、発電所が３つ以上ある場合にも適用できる。
【図面の簡単な説明】
【００５３】
【図１】この発明の実施の形態１を示す図で、複数台の発電機で構成された複数の発電所から送電線を介して主系統に電力を供給する電力系統の構成の事例を示す図である。
【図２】この発明の実施の形態１を示す図で、系統安定化制御システムの動作フローの事例を示す図である。
【図３】この発明の実施の形態１を示す図で、至近端事故発生時の状態の事例を示す図であり、（ａ）は簡略系統図上に事故発生箇所および電気的諸量を示し、（ｂ）は各部の電気的諸量の関係をベクトル図的に示してある。
【図４】この発明の実施の形態１を示す図で、電力動揺モード判定動作フローの事例を示す図である。
【図５】従来の代表的な系統安定化制御方式を示すフロー図である。
【符号の説明】
【００５４】
Ｆ５    主系統への送電線、
Ｂ４    中間母線、
Ｆ31，Ｆ32    中間母線への送電線、
ＢＡ，ＢＢ    発電所母線、
CB    遮断器、
１，２    発電所、
１０Ａ，２０Ｂ    系統安定化制御装置。
【図１】
0004667260.tif 000013
【図２】
0004667260.tif 000014
【図３】
0004667260.tif 000015
【図４】
0004667260.tif 000016
【図５】
0004667260.tif 000017