"複数台の発電機を備えた発電所から主系統に電力を供給する電力系統に適用され、事故発生時に発電所からの電力供給量を制御して電力系統の安定化を図る系統安定化制御装置を備えた系統安定化制御システムであって、前記系統安定化制御装置は、自端の計測情報のみに基づき、電力動揺第1波における脱調の発生の有無を判定し脱調が生ずると予測した場合には必要最小限の発電機を選択的に遮断して脱調の発生を抑制する第1波対応制御と、電力動揺第2波における脱調の発生の有無を判定し脱調が生ずると予測した場合には必要最小限の発電機を選択的に遮断して脱調の発生を抑制する第2波対応制御と、電力動揺NNは3以上の整数波における脱調の発生の有無を判定し脱調が生ずると予測した場合には必要最小限の発電機を選択的に遮断して脱調の発生を抑制するN波対応制御とを順次実施し、かつ、弱制動現象の発生の有無を判定し弱制動現象が生じていると判定した場合には必要最小限の発電機を選択的に遮断して弱制動現象を抑制する弱制動対応制御を前記N波対応制御と並行して実施することを特徴とする系統安定化制御システム。前記系統安定化制御装置は、前記弱制動対応制御において、前記自端の計測情報のみに基づいて算出された状態量の時系列データから動揺各波の振幅を算出し、当該振幅の経時変化に基づいて前記弱制動現象を検出することを特徴とする請求項1に記載の系統安定化制御システム。前記系統安定化制御装置は、前記時系列データから極大値および極小値を検出し、当該極大値と前記極小値の差分として前記状態量の振幅を動揺各波に対して算出することを特徴とする請求項2に記載の系統安定化制御システム。前記系統安定化制御装置は、連続する動揺波についての前記振幅の比に少なくとも基づいて制動係数を算出し、当該制動係数の値が予め設定された制動係数閾値以上となる状態が一定回数連続した場合に、前記弱制動現象を検出することを特徴とする請求項2または3に記載の系統安定化制御システム。前記系統安定化制御装置は、連続する動揺波についての前記振幅の比に少なくとも基づいて制動係数を算出し、当該制動係数の値が予め設定された制動係数閾値以上となる状態が一定回数連続し、かつ、前記振幅の値が予め設定された振幅閾値以上となる場合に、前記弱制動現象を検出することを特徴とする請求項2または3に記載の系統安定化制御システム。前記振幅閾値は、指数部を前記制動係数閾値と前記事故発生時からの経過時間の積とする指数関数であることを特徴とする請求項5に記載の系統安定化制御システム。前記状態量は自端発電機の位相角であり、前記系統安定化制御装置は、前記自端発電機の出力の偏差の2階積分により、前記位相角を算出することを特徴とする請求項1~6のいずれか1項に記載の系統安定化制御システム。前記系統安定化制御装置は、前記自端発電機の出力の偏差を2階積分した後、その積分値に長周期成分を除去するリセットフィルタを施したものを前記位相角とすることを特徴とする請求項7に記載の系統安定化制御システム。複数台の発電機を備えた発電所から主系統に電力を供給する電力系統に適用され、自端の計測情報のみに基づき、事故発生時に発電所からの電力供給量を制御して電力系統の安定化を図る系統安定化制御方法であって、電力動揺第1波における脱調の発生の有無を判定し、脱調が生ずると予測した場合には必要最小限の発電機を選択的に遮断して脱調の発生を抑制する第1波対応制御を実施するステップと、電力動揺第2波における脱調の発生の有無を判定し、脱調が生ずると予測した場合には必要最小限の発電機を選択的に遮断して脱調の発生を抑制する第2波対応制御を実施するステップと、電力動揺NNは3以上の整数波における脱調の発生の有無を判定し、脱調が生ずると予測した場合には必要最小限の発電機を選択的に遮断して脱調の発生を抑制するN波対応制御を実施するとともに、弱制動現象の発生の有無を判定し弱制動現象が生じていると判定した場合には必要最小限の発電機を選択的に遮断して弱制動現象を抑制する弱制動対応制御を前記N波対応制御と並行して実施することを特徴とする系統安定化制御方法。非特許文献1~3および5に記載の系統安定化制御システムは、N波脱調現象の適切な検出および対処という点では安定化に効果的と考えられる。但し、この系統安定化制御システムでは、次波脱調の有無から制御要否を判断するため、比較的脱調タイミングが遅い現象の場合には制御時点における動揺振幅が既に大きくなり、安定化のために必要な制御量が増加するという問題点を有していた。一方、N波脱調現象以外にも、系統の運用上では問題となる、持続振動現象動揺が同程度の振幅で継続して収束しない現象または弱制動現象動揺がなかなか収束しない現象が存在し、これらに対する適切な対処が課題となっている。しかしながら、非特許文献1~3および5に記載の系統安定化制御システムは、持続振動現象または弱制動現象に対しては制御の対象外であることから、その適用が困難であるという根本的な問題を有していた。また、非特許文献4に記載の系統安定化制御システムでは、持続振動現象または弱制動現象への対処が可能となるが、系統モデルについて理想的な条件を想定しており、実際の多機系統への適用を考えた場合には検証すべき点も多い。例えば、非特許文献4の制御論理を多機系統にそのまま適用した場合、電力動揺に多様なモードが含まれることによる推定精度低下、発電所間の動作協調が取れないことによる過剰制御の可能性等が懸念される。この発明は、上記に鑑みてなされたもので、脱調現象および弱制動現象を適切に抑制し、より少ない制御量で不安定現象の抑制を実現可能とする系統安定化制御システムおよび系統安定化制御方法を提供することを目的とする。上述した課題を解決し、目的を達成するために、本発明に係る系統安定化制御システムは、複数台の発電機を備えた発電所から主系統に電力を供給する電力系統に適用され、自端の計測情報のみに基づき、事故発生時に発電所からの電力供給量を制御して電力系統の安定化を図る系統安定化制御装置を備えた系統安定化制御システムであって、前記系統安定化制御装置は、電力動揺第1波における脱調の発生の有無を判定し脱調が生ずると予測した場合には必要最小限の発電機を選択的に遮断して脱調の発生を抑制する第1波対応制御と、電力動揺第2波における脱調の発生の有無を判定し脱調が生ずると予測した場合には必要最小限の発電機を選択的に遮断して脱調の発生を抑制する第2波対応制御と、電力動揺NNは3以上の整数波における脱調の発生の有無を判定し脱調が生ずると予測した場合には必要最小限の発電機を選択的に遮断して脱調の発生を抑制するN波対応制御とを順次実施し、かつ、弱制動現象の発生の有無を判定し弱制動現象が生じていると判定した場合には必要最小限の発電機を選択的に遮断して弱制動現象を抑制する弱制動対応制御を前記N波対応制御と並行して実施することを特徴とする。この発明によれば、脱調現象および弱制動現象を適切に抑制し、より少ない制御量で不安定現象の抑制を実現することができる、という効果を奏する。以下に、本発明に係る系統安定化制御システムおよび系統安定化制御方法の実施の形態を図面に基づいて詳細に説明する。なお、この実施の形態によりこの発明が限定されるものではない。実施の形態.図1は、本実施の形態に係る系統安定化制御システムの構成例を示す図である。図1に示すように、この系統安定化制御システムは、複数台の発電機G1~Gnを有する発電所1から送電線F1,F2を介して主系統に電力を供給する電力系統に適用され、電力系統の事故発生時に遮断機CB1~CBnの開閉を制御することにより発電所1からの電力供給量を制御して電力系統の安定化を図る系統安定化制御装置10を備えて構成されたシステムである。発電機G1~Gnは、例えば揚水発電機である。発電所1の発電機G1~Gnは、それぞれ個別の遮断器CB1~CBnを介して発電所母線B1に接続されている。また、発電所1は、例えば2回線の送電線F1,F2を介し、主系統との連系点にあたる変電所2の変電所母線B2に接続されている。系統安定化制御装置10は、例えば発電所1に設けられ、入出力装置21および演算装置22を備えている。系統安定化制御装置10には、発電機Gii=1~nの発電機母線BGii=1~nに接続された計器用変圧器PTの出力である自端オンライン電圧と、発電機Gii=1~nからの出力電流を検出する計器用変流器CTの出力である自端オンライン電流とが入出力装置21を介して入力される。演算装置22は、自端オンライン電圧および自端オンライン電流を用いて安定化制御のための演算処理を実施する。系統安定化制御装置10は、演算装置22が例えば送電線事故の事故発生時に電力系統が不安定状態になると判定予測した場合、遮断器CB1,...,CBnを選択的に開放し、発電機G1......Gnを選択的に遮断して、電力系統が安定状態となるよう制御する。以下に説明するように、本実施の形態は、事故発生時に生ずる可能性のある動揺各波第1波~N波Nは3以上での脱調現象を未然に防止するとともに、弱制動現象等への対策を実施するものである。近時の系統解析によれば、過酷事故時においては、動揺第2波目以降で発電機が脱調する現象および第3波目以降で弱制動現象が顕在化することが判明しているが、従来はこのような現象を想定していなかったため、適切な対処が困難であった。ここで、例えば動揺第1波または第2波での脱調現象に対する対応制御方法について図2~図4を参照して説明する例えば、非特許文献1参照。図2は2機系統モデルを示す図であり、図3は1機無限大母線系統モデルを示す図である。また、図4は、動揺第1波または第2波対応の制御処理を示すフローチャートである。電力動揺モードに着目した場合、多機系統である電力系統は、自端等価発電機1機と相手端等価発電機1機の2機系統モデル図2に簡略化して取り扱うことができる非特許文献1。そこで、動揺各波対応制御において、この2機系統モデルを基本モデルとして用いる。また、第1波対応制御および第2波対応制御では、更にこの2機系統モデルと安定度的に等価な1機無限大母線系統モデル図3に基づいて制御演算を行う非特許文献1。図2では、E1は自端発電機の背後電圧、δ1は自端発電機の位相角、XLは自端-相手端間の等価線路リアクタンス、E2は相手端発電機の背後電圧、δ2は相手端発電機の位相角である。なお、第1波対応制御では、相手端発電機の背後電圧E2が変化しない前提で相差角δ=δ1-δ2を算出する。他方、第2波対応制御では、自端-相手端間の線路リアクタンスXLが変化しない前提で相差角δ=δ1-δ2を算出することで、電圧変動が大きい時間領域においても適切な算出を可能とする。図3では、等価発電機M1は、発電機G1......Gnを1台の発電機に集約したものであり、PMは等価発電機M1に対する機械的入力、PEjQEは等価発電機M1の出力、V1は等価発電機M1の過度リアクタンス背後電圧、V2は変電所母線B2の電圧、I1は等価発電機M1から系統側に流れる電流、I2は変電所母線B2から系統側に流れる電流、GjBは系統の等価アドミタンス行列である。ここで、変電所母線B2は無限大母線を想定しており、その慣性は大きいため、位相を0°に固定することができる。なお、等価発電機出力PEjQE、過度リアクタンス背後電圧V1、電圧V2、電流I1I2、等価アドミタンス行列GjBに関し、これらの各変数間には、次の1,2式の関係が成り立つ。次に、図4について説明する。なお、詳細は、例えば非特許文献1を参照。まず、系統安定化制御装置10は、計測データ自端オンライン情報から演算に用いるデータ例えば一つ前の動揺におけるデータをサンプリングしST301、これらのデータを基に必要に応じて予測演算または推定演算を行うことにより、系統モデルである電力相差角曲線下記3式の推定に必要な複数時点のデータを準備するST302。系統モデルの推定に必要なデータが充足していないときは、ST301に戻ってデータ充足した後に推定処理に移行する。電力相差角曲線P-δ曲線は次式で与えられる。ここで、Δδは位相角偏差であり、初期位相角からの偏差を表す。また、P0~P2は未知係数である。次に、準備した複数時点のデータをそれぞれ3式に代入した後、これらを4式~7式のように行列の形式で表現する。続いて4式に例えば最小二乗法を適用することで、系統安定化制御装置10は、下記8式の形で電力相差角曲線P-δ曲線の未知係数P0~P2を推定することができるST303。次に、系統安定化制御装置10は、得られた電力相差角曲線と計測データから、等価発電機の加速エネルギーVAおよび減速エネルギーVDを下記9式および10式に従って算出するST304。この際、等面積法を利用することができる例えば非特許文献1を参照。これらのエネルギーの演算は、脱調予測のための演算である。ここで、Mは発電機の慣性定数、ω0は基準角周波数、Δωは等価発電機の角周波数偏差、ΔδUは不安定平衡点でのΔδの値を表している。なお、PE-Δδ平面上における電力相差角曲線とPE=PMとの交点として不安定平衡点および安定平衡点が定まる。次に、系統安定化制御装置10は、これらのエネルギー値を比較しST305、減速エネルギーVDの方が大きい場合ST305,Yes、電力系統は安定であるとして演算を終了する。逆に、加速エネルギーVAの方が大きい場合ST305,No、電力系統は不安定であるとしてST306に移行する。ここで、系統安定化制御装置10は、電力系統が不安定であると判定された場合、まず、発電機の遮断量が最小となる遮断パターンを選択の上ST306、当該遮断パターンを選択した後のエネルギー値VA,VDを再計算するST307。そして、系統安定化制御装置10は、これらのエネルギー値VA,VDを再度比較しST308、減速エネルギーVDの方が大きい場合ST308,Yes、選択した遮断パターンによる制御が安定であるとして当該遮断パターンに基づいた制御を実施するST310。逆に、加速エネルギーVAの方が大きい場合ST308,No、系統安定化制御装置10は、制御後も不安定であるとして、次に制御量の多い遮断パターン即ち、遮断量が次に少ない遮断パターンを選択した上でST309、ST307に移行してエネルギー算出処理ST307および安定度判別処理ST308を継続的に実行する。これらST301~ST310の動作フローにより、事故発生時に必要最小限の発電機を遮断することで、電力系統の不安定現象脱調を抑制する制御、即ち系統安定化制御が行われる。N≧3波以降の脱調現象に対する対応制御は、例えば非特許文献5に記載のN波脱調未然防止制御方式を利用することができる。ここで、このN波脱調未然防止制御方式の概略を、図5を参照して説明する。図5は、動揺N波対応の制御処理を示すフローチャートである。図5に示すように、系統安定化制御装置10は、まず、リアルタイムモデリングを行うST401。ここでリアルタイムモデリングの概略は以下の通りである。まず、系統の基本モデルとして、図2に示す2機系統モデルを用いる。2機系統モデルでは、自端-相手端間の線路リアクタンスXL、自端-相手端間の位相角δ、および相手端発電機の発電機定数慣性定数、制動定数等は未知となる。しかし、自端オンライン情報のみからこれらのすべての未知量を算出することは困難である。そこで、演算時に一部変数を固定化する等の仮定を設けることにより未知量を算出可能とするモデル化を行う。これらの未知数は調整変数という。自端-相手端間の位相角δおよび線路リアクタンスXLの算出では、未知量である相手端背後電圧E2の変動幅は比較的小さいと考えられるので、その初期値を定数と仮定し、まず、自端オンライン情報に基づいて相手端位相角を算出する。一方、相手端位相角が最大となる時点において、相手端背後電圧E2の設定誤差の影響が最も小さくなることから、線路リアクタンスXLは動揺各波における位相角最大のタイミングで算出する。また、線路リアクタンスXLを算出した後は、この算出した線路リアクタンスXLを用いて再度相手端位相角を計算することができる。そして、自端-相手端間の位相角は、相手端位相角および自端オンライン情報を用いて算出することができる。また、演算では相手端背後電圧E2の初期値を定数と仮定しているが、自端オンライン情報を用いて補正を行うことにより、その初期値に影響されない適切な相手端位相角の算出が可能である。また、発電機定数の算出では、自端-相手端間の位相角δの時系列データを発電機の運動方程式に当てはめ、例えば最小二乗情報を適用する。この際、2機系統モデルを、安定度的に等価な1機無限大母線系統モデル図3に変換した後に算出することができる。次に、系統安定化制御装置10は、動揺が収束したか否かを判定しST402、収束した場合ST402,Yesは処理を終了する。この収束判定は、例えば所定の状態量の振幅を閾値と比較することでなされる。一方、収束していない場合ST402,Noは、系統安定化制御装置10は、動揺予測演算を行うST403。ここで動揺予測演算では、リアルタイムモデリングにより得られた調整変数を用いてオンライン安定度計算を行う。具体的には、調整変数を運動方程式および回路網方程式に代入し、両方程式をオンラインで解くことにより、動揺現象、具体的には脱調の予測を行う。次に、系統安定化制御装置10は、安定度判別ST404を行う。具体的には、系統安定化制御装置10は、動揺現象の予測演算結果に基づき、位相角差δが増大するにつれて等価発電機の電気的出力値PEが機械入力PMを下回った時点、即ち、不安定平衡点を越えた時点で脱調すると判断できる。このようにして、系統安定化制御装置10は、予測結果が脱調現象の発生を示している否かを判定しST405、発電機が脱調すると予測される場合はST405,Yes、自端側に複数存在する発電機の遮断台数を逐次増加させST406、自端側モデルを修正しながら予測演算を繰り返すことにより、脱調を未然に防止するために必要な発電機遮断台数の算出を行う。また、系統安定化制御装置10は、発電機が脱調すると予測されない場合はST405,No、再度ST401に移行する。このように、非特許文献5に記載のN波脱調未然防止制御方式においては、自端情報のみを用いて制御演算を実施し、リアルタイムモデリングによる系統モデルの同定を行い、オンライン安定度計算による予測制御を実施することにより、N波脱調現象に対処することができる。次に、本実施の形態の動作について説明する。図6は、本実施の形態における制御論理の概略を示すフローチャートである。事故発生後に図6の制御論理が起動すると、系統安定化制御装置10は、計測データを取得するST1。ここで、計測データは、自端オンライン電圧および自端オンライン電流からなる自端オンライン情報である。なお、本実施の形態では、自端オンライン情報のみに基づく制御演算を行うことから、伝送系の介在によるシステムの大規模化を回避することができる。次に、系統安定化制御装置10は、ST2にて、第2波対応制御への移行条件が成立するか否かを判定する。ここで移行条件は、例えば、運転中の発電機が減速から加速に転じ、更に加速状態が一定時間継続したこと、安定平衡点を通過したこと、または、起動後、予め設定された一定時間を経過したこと、の何れかの条件とすることができる。なお、安定平衡点については既に説明した通りである。判定の結果、移行条件が成立しない場合はST2,No、系統安定化制御装置10は、第1波対応制御の制御演算を実施するST3。第1波対応制御は、動揺第1波での脱調現象に対する対応制御として、図4を用いて既に説明した通りである。ST1~ST3の動作は、一定周期例えば数十ms周期で繰り返し実施されるが、ST2にて移行条件が成立した場合はST2,Yes、第2波対応制御に移行するST6。第2波対応制御は、動揺第2波での脱調現象に対する対応制御として、図4を用いて既に説明した通りである。その後、系統安定化制御装置10は、データ計測ST4とN波対応制御への移行判定ST5と第2波対応制御の制御演算ST6とを、N波対応制御への移行条件が成立ST5,Yesするまで一定周期で繰り返し実施する。この場合の移行条件も上記の通りである。また、データ計測ST4は、ST1と同様に、自端オンライン情報の計測である。ST5にて移行条件が成立した場合はST5,Yes、N波対応制御に移行し、系統安定化制御装置10はN波対応制御の制御演算を実施するST9。ここで、N波対応制御は、動揺N波での脱調現象に対する対応制御として、図5を用いて既に説明した通りである。更に、系統安定化制御装置10は、N波対応制御開始後、弱制動対応制御を開始しST10、N波対応制御と並列して弱制動対応制御を実施するST10。即ち、同図ではN波対応制御ST9終了後に弱制動対応制御ST10が起動するように記載されているが、実際には並列して処理が実施される。N波対応制御の内容については、後述する。系統安定化制御装置10は、N波対応制御ST9および弱制動対応制御ST10の終了後に、終了条件が成立するか否かを判定するST11。ここで、制御演算の終了条件は、例えば、電力動揺が収束したこと、または起動後一定時間が経過したこと、の何れかの条件とすることができる。なお、前者は、所定の状態量の振幅を閾値と比較することで判断できる。判定の結果、終了条件が成立すればST11,Yes、一連の制御処理を終了し、終了条件が成立しない場合はST11,No、ST7のデータ計測自端オンライン情報の計測に移行し、系統安定化制御装置10は、計測データ取得後、新たな事故が発生したか否かを判定するST8。なお、事故発生の判定は、計測データに基づいて行われる。判定の結果、新たな事故が発生していた場合はST8,Yes、ST3に移行し、新たな事故の発生に応じて再度第1波対応制御を実施する。判定の結果、新たな事故が発生していない場合はST8,No、ST9に移行する。このように、系統安定化制御装置10は、データ計測ST7と事故判定ST8とN波対応制御の制御演算ST9と弱制動対応制御の制御演算ST10と終了判定ST11とを一定周期で繰り返し実施する。この制御処理は、第1波対応制御への移行条件が成立ST8,Yesするか、または、制御演算の終了条件が成立ST11,Yesするまで継続する。以上のように、系統安定化制御装置10は、図6のフローに従って、電力動揺第1波からN波における脱調現象、および弱制動現象に対応した制御演算を実施する。次に、図7を参照して、弱制動対応制御ST10の内容について説明する。図7は、本実施の形態における弱制動対応制御の動作を示すフローチャートである。まず、系統安定化制御装置10は、自端オンライン情報から算出される例えば発電機出力等の所定の計測情報を基に位相角等の動揺波形θを算出することにより電力動揺の状態を把握するST501。動揺波形θが例えば自端発電機の位相角である場合の具体的な算出方法については後述する。なお、動揺波形θは、位相角に限定されず、自端オンライン情報から算出可能な他の状態波形状態量の時系列データであってもよい。次に、系統安定化制御装置10は、動揺波形θの波形時間変化を調べることにより、動揺がピークを迎えているか否かを判断するST502。その結果、動揺がピークを迎えたと判断した場合にはST502,Yes、系統安定化制御装置10は、ピーク時点での状態量ピーク値または極大値を記憶装置図示せずに記録するとともに、既に当該ピーク直前のボトム時点での状態量ボトム値または極小値が得られている場合は、これらのピーク値およびボトム値の差から動揺振幅を算出するST503。その上で、系統安定化制御装置10は、既に動揺振幅が2点以上得られている場合は、時系列的に連続する二つの動揺振幅の値から制動係数を算出するST504。ここで、k波k≧3における制動係数αkは、例えば、下記11式により算出される。この式においてAkはk波における動揺振幅図8参照、tkはk波の発生タイミングを示す時刻であり、例えばピーク値とボトム値の中間の値における時刻とすることができる。なお、図8は、状態量動揺波形θの時間変化の例を示した図である。図示例では、時間経過とともに動揺各波に対して動揺振幅が次第に増大している。なお、ST504にて、動揺振幅が2点以上得られていない場合は、制動係数を算出できないので、処理を終了する。一方、動揺がピークを迎えていない場合はST502,No、系統安定化制御装置10は、動揺波形θの波形時間変化を調べることにより、動揺がボトムを迎えているか否かを判断するST505。その結果、動揺がボトムを迎えたと判断した場合はST505,Yes、系統安定化制御装置10は、ボトム時点での状態量ボトム値を記憶装置図示せずに記録するST506。これに対して、動揺がボトムを迎えていないと判断した場合ST505,No、即ち、動揺はピークでもなくかつボトムでもない場合は、系統安定化制御装置10は、弱制動検出処理を行うST507。ここで、弱制動検出処理ST507では、系統安定化制御装置10は、制動係数αの値が閾値予め設定された制動係数閾値以上となる状態が一定回数連続した場合に、弱制動状態であると判断する。即ち、本実施の形態では、振幅の経時変化、具体的にはその増大傾向図8参照に基づいて弱制動状態の検出を行う。その際、例えば式11のような制動係数を定義してこれを弱制動状態の検出に利用することができる。図10aでは、制動係数αに基づいて弱制動検出処理を行う例を示している。この場合、弱制動状態を検出するための上記一定回数連続回数を例えば3回としている。制動係数αが閾値αSETよりも大きい状態がk-2波、k-1波、およびk波の3波連続で生じていることから、k波において弱制動状態を検出できる。なお、電力動揺にうなりが見られる場合などは、弱制動判定のための上記一定回数連続回数を多目の値とすることで、誤検出を回避することができる。ST507での判定の結果、弱制動が検出された場合にはST508、Yes、遮断制御を実施すべく遮断器に対して遮断指令を出力するST509。他方、弱制動が検出されなかった場合にはST508、No、系統安定化制御装置10は、遮断制御指令を出力することなく処理を終了する。なお、図7の動作は、図6で説明した通り、一定周期で繰り返し実施される。なお、図7では、ST507~ST509の処理を、動揺がピークでもなくかつボトムでもない場合に行っている。これにより、弱制動検出のタイミングとピーク又はボトムの検出タイミングとが同期しないので、演算装置22の処理負荷が軽減される。なお、ST507~ST509の処理を、例えばST504後に行うようにしてもよい。次に、ST501において、発電機の位相角θを算出する方法について説明する。図7では、電力動揺の状態を把握するためST501、例えば発電機出力等の計測量を用いている。この方法は簡便である反面、安定度限界脱調等の不安定状態が生ずる直前で安定と不安定の境界に近づくと動揺波形の非線形性が強まり、波形が三角関数的な形状から外れてくるため、適切な状態把握ピーク、ボトムの検出等が難しくなる可能性がある。一方、非特許文献4に記載されているように発電機のガバナ調速機モデルを模擬して発電機位相角相当の値を正確に算出することで、非線形性を回避する手法が存在するが、システムの演算能力等を考えると現実的な手法とは言い難い。そこで、本実施の形態では、例えば揚水発電機の機械入力PMが一定であるとしてガバナモデルを無視し、単純に発電機出力偏差の2階積分により発電機位相角相当の値即ちθを算出し、ガバナモデルを無視することにより生じる影響についてはリセットフィルタを通すことで対処する図9参照。図9は、本実施の形態における発電機の位相角の算出方法を示す図である。PEは発電機出力電力、PE0は発電機出力電力の初期値、sはラプラス演算子、ω0は基準角周波数、Mは発電機の慣性定数、ωRはリセット周波数を意味する。図9に示すように、PE0-PEに1/sが2回作用するので発電機出力偏差について2回積分をすることとなり、更にその積分値にs/sωRを作用させることにより波形に含まれる長周期成分を除去している。ガバナモデルでは、発電機の回転数を一定に保つために、発電機の機械入力PMを調整しているが、本実施の形態ではガバナモデルを用いないので、周波数が本来制御すべき値からずれる可能性があり、その結果、周波数の積分としての位相角の値もずれることとなる。そこで、算出された位相角をリセットフィルタに通すことで、位相角に含まれる直流成分または動揺周期の大きな成分を取り除き即ち、長周期成分をリセットする、結果としてずれの小さな波形を得ることができる。これにより、安定度限界に近い状態においても適切な状態把握が可能となり、制御性能向上が期待できる。なお、リセットフィルタのパラメータωRを適宜調整することにより、適切な状態把握が可能となる。弱制動検出を目的としては、ピークおよびボトムを検出し振幅が算出できればよいので、発電機の位相角の正確な値を求める必要はなく、図9の算出方法による多少のずれは許容範囲内である。なお、上記電力系統安定化制御システムを複数発電所に分散設置することは可能であるが、システム間の動作協調のため、制動係数と比較する閾値の値を個別に調整する必要が生じる可能性があり、運用サイドにおける整定負担の増大が懸念される。そこで、弱制動検出判定条件として、制動係数が所定回数連続して一定値以上であること以外に、動揺振幅が一定値予め設定された振幅閾値以上であることを加えることが考えられる。一般的に、発電機位相角の振幅は発電所毎に異なること、また、動揺振幅の大きい発電所から遮断制御を行う方が、より高い制御効果が得られることから、本実施の形態の制御手法を適用したシステムを複数発電所に分散設置した場合、システム毎に閾値の調整を行わずとも、優先して遮断すべき発電所から遮断を行うことが可能となり、さらなる制御性能の向上が期待できる。ここで、動揺振幅の閾値ASETは、一定値として与える方法、または、時間の指数関数として与える方法などが考えられる。指数関数とする場合は、下記12式に示すように、指数部を、制動係数の閾値αSETに事故発生からの経過時間tを乗じた形とすると、より論理として整合が取れた形となる。ここで、Asは振幅の閾値の初期値である。図10は、弱制動検出判定条件を説明するための図である。図10aは、既に説明したように、制動係数αの値が閾値αSET以上である状態が一定回数図示例では3回連続したときに弱制動状態にあると判定するものである条件1。図示例では、k波に対しては3波連続でα≧αSETとなったので、この時点で弱制動状態にあると判定することができる。図10bは、弱制動検出判定条件として、動揺振幅が一定値以上であることを更に加えたものである条件2。図10bでは、動揺振幅の閾値ASETが指数関数的である場合を示したものであり、k波に対してはAk≧αSETを満たしているので、条件1と条件2がともに成立し、弱制動状態にあると判定することができる。図11~図13に、詳細安定度計算に基づき、本実施の形態の制御方式の妥当性検証を行った結果を示す。図11は、無制御時における揚水発電機群の位相角波形の例を示す図である。即ち、本実施の形態の制御を適用していない場合の自端発電機と相手端発電機との位相差分である相対位相角の時間変化の一例である。この例では、事故発生0秒から20秒を経過しても動揺が持続しており、弱制動現象として検出すべきケースであることがわかる。図12は、図10に示すケースに対して本実施の形態の制御方式を適用した場合に算出される制動係数および振幅の検出結果を示す図である。ここでは、制動係数がその閾値この例では-005[1/s]を3回連続して超えたこと図12a、および、動揺振幅がその閾値を超えたことを条件に、10秒付近で弱制動検出を行い、対応制御を行っていることがわかる。なお、図12bでは、弱制動制御を行った場合と行わない場合を対比させて表示している。図13は、系統安定化制御装置10による演算結果に基づき、発電機遮断制御を実施した場合の位相角波形を示す図である。図13に示すように、この遮断制御により動揺の傾向は大きく収束傾向に転じており、制御が適切であったことが確認できる。以上説明したように、本実施の形態によれば、自端オンライン情報に基づき、第1波、第2波、およびN波における脱調現象、ならびに弱制動現象に対して適切に制御要否を判断し、必要最小限の発電機を遮断することにより、脱調現象および弱制動現象の双方を抑制することができる。即ち、本実施の形態では、脱調現象の抑制を目的とした動揺各波対応制御第1波対応制御、第2波対応制御、N波対応制御と、弱制動現象の抑制を目的とした弱制動対応制御を組み合わせている。ここで、弱制動対応制御では、例えば電力動揺の振幅の発散増大傾向制動係数の挙動上記条件1から弱制動現象を検出するようにしている。そのため、この弱制動対応制御によれば、振幅が増大し安定化のために必要な制御量が増大する前の比較的早いタイミングでの制御が可能となる。また、動揺各波対応制御では、次波脱調の有無から制御要否を判断するため、比較的脱調タイミングが遅い現象の場合には制御時点における振幅が既に大きくなり、安定化のために必要な制御量が増加するという問題点を有していたが、弱制動対応制御を組み合わせることにより、このような脱調現象についても早いタイミングでの抑制が可能となる。このように、本実施の形態によれば、より少ない制御量で不安定現象の抑制を実現することができる。本実施の形態は、例えば揚水発電機の脱調防止と弱制動現象の対策に好適である。本実施の形態のその他の効果については、構成または動作の説明とともに既に説明した通りである。なお、本実施の形態では、第1波対応制御、第2波対応制御、およびN波対応制御の制御演算をそれぞれ異なるものとしたが、それぞれの制御で同じ制御演算例えば、第1波対応制御の制御演算を適用することもできる。"