JP2011135688A - 電力系統安定化装置およびその制御方法 - Google Patents

Abstract

【課題】分離系統の周波数と電圧を共に安定化させることができる電力系統安定化装置およびその制御方法を得る。
【解決手段】制御実行部２９では第１段制御と第２段制御という２段階の制御を順次実行する。第２段制御選定部２４は第１段制御の実行から一定時間経過後の周波数偏差の正負と電圧偏差の正負の組合せに基づいて、発電機１ａ〜１ｃまたは負荷５ａ〜５ｃの遮断、あるいは調相設備６ａ〜６ｃの遮断または投入のいずれかを、第２段制御の制御動作として選定する。第２段制御における操作量に関しては、補正有効電力制御演算部２５、補正無効電力制御演算部２６、緊急有効電力制御演算部２７、緊急無効電力制御演算部２８が、これを演算する。
【選択図】図１

Description

本発明は、電力系統から切り離した分離系統を安定化対象とした電力系統安定化装置に係り、特に、第１段制御と第２段制御という段階を追った制御を実行して周波数と電圧の両方を共に安定化させる電力系統安定化装置およびその制御方法に関するものである。

電力系統ではルート断故障などの事故によって送電線が開放されると、その一部が独立状態となって分離系統が生じることになる。この分離系統内では発電電力量と消費電力量のバランスが崩れて周波数が乱れ易くなる。そこで、系統分離後の周波数変動量を許容範囲内に維持する装置として、電力系統安定化装置が広く用いられている。

電力系統安定化装置は、分離系統を安定化対象として、分離系統内の発電機や負荷などの機器を制御して需給バランスをとり、周波数の安定化を図る装置である。需給バランスを取るための各機器の制御量は、故障発生前の分離系統に流れる事前ルート潮流の方向によって決定する。

すなわち、事前ルート潮流が外部系統への送電方向であれば、分離系統に移行した後は負荷量が不足することになるので、不足した負荷量に見合うだけの発電機の遮断量が、電力系統安定化装置における制御量となる。逆に、事前ルート潮流が外部系統からの流入である受電方向であれば、分離系統に移行した後は発電量が不足することになる。そのため、不足した発電量に見合うだけの負荷の遮断量が、電力系統安定化装置における制御量となる。

以上のような電力系統安定化装置の従来例としては、具体的には特許文献１が知られている。特許文献１記載の技術では、送電線故障などにより分離系統になった場合に、第１の制御手段により系統分離点の事前有効電力潮流に基づいて遮断量を求めて発電機や負荷の遮断を実行する。そして、この第１の制御手段による制御から一定時間後に、第２の制御手段によって周波数偏差などから遮断量を求めて発電機や負荷の遮断を実行している。

ところで、単独状態となった分離系統では、有効電力がアンバランスになるだけではなく、無効電力の供給量と消費量にも不均衡が生じることがある。このため、電力系統安定化装置には、調相設備であるコンデンサの遮断や投入といった操作を行うことにより、無効電力制御を行うことも要求されている。

例えば、特許文献２の技術では、送電線故障などにより分離系統になった場合に、系統分離点の事前有効電力潮流に基づいて負荷遮断を実行すると共に、調相設備の制御を行っている。調相設備の操作量は、負荷遮断後の有効電力負荷量、無効電力負荷量、変圧器のリアクタンス値などを含む計算式によって、分離系統における電圧の目標値を計算している。

特公平７−１０８０６３号公報 特許 第２５０４４０５号公報

電力系統安定化装置によって、調相設備であるコンデンサの投入や遮断といった無効電力制御を行うと、電圧特性によって負荷の消費電力が増減するので、周波数も変動することになる。つまり、無効電力制御は分離系統の電圧に対する制御にとどまらず、周波数にも影響を与える。

特に、大容量発電機が遠隔地にあり、長距離送電線により大電力を送電している電力系統の一部が分離系統になると、分離系統はリアクタンス値の大きい長距離送電線を含むことになる。したがって、有効電力潮流の変化に伴う送電線の無効電力損失の変化が顕著となり、大きな電圧変動として表れる。

すなわち、有効電力制御は周波数だけでなく電圧とも密接な関係にあり、無効電力制御は電圧だけでなく周波数とも密接な関係にある。したがって、分離系統の周波数と電圧を共に安定化させるためには、有効電力制御と無効電力制御の両方を適切に行うことが不可欠である。

しかしながら、従来の電力系統安定化装置では、多段階に電力制御を行うことはしていても、先に実行した制御によって周波数と電圧がどのように変化するかを考慮した上で、後から実行する制御の制御量を決めるといったことはなされていなかった。例えば上記の特許文献１は、発電機や負荷の遮断といった有効電力制御により分離系統後の需給アンバランスの是正を目的とした技術なので、分離系統に生じる無効電力のアンバランスは考慮していなかった。

また、特許文献２は、対地静電容量の大きい地中ケーブルなどからなる電力系統が他の電力系統から受電していることを前提としている。この前提に立つ特許文献２では、負荷脱落量を考慮せずに求めた量の負荷遮断と、遮断後の負荷量などから求めた調相設備の投入を一度、実行するだけである。このため、負荷脱落量が多くなると、周波数偏差や電圧偏差が大きくなる場合がある。また、特許文献２は、他の電力系統から受電している電力系統を安定化対象としたものなので、他の電力系統へ送電している場合には対応できていなかった。

本発明は、このような状況を鑑みて提案されたものであり、有効電力、無効電力と周波数、電圧の関係性が密な電力系統を安定化対象とした場合に、単独系統となった分離系統内の周波数と電圧を共に安定化させることができる、安定化性能に優れた電力系統安定化装置を得ることを目的とするものである。

上記目的を達成するために、本発明は、系統の分離によって発電電力量と消費電力量および無効電力の供給量と消費量に不均衡が生じた場合に、分離系統内にある発電機または負荷の遮断による有効電力制御と、分離系統内にある調相設備の遮断または投入による無効電力制御を実行することで、分離系統の周波数および電圧を共に安定化させる電力系統安定化装置において、系統分離後の一定時間は系統分離後の周波数変動が所定の範囲内に収まるようにした前記発電機または前記負荷の遮断量を求める第１段有効電力制御演算部と、系統分離後の一定時間は系統分離後の電圧変動幅が所定の範囲内に収まるようにした前記調相設備の操作量を求める第１段無効電力制御演算部と、前記第１段有効電力制御演算部の求めた遮断量に基づいた前記発電機または前記負荷の遮断による分離系統の周波数変化を受けて、変化した周波数を微調整するための前記発電機または前記負荷の補正遮断量を求める補正有効電力制御演算部と、前記第１段無効電力制御演算部の求めた操作量に基づいた前記調相設備の操作による分離系統の電圧変動を受けて、変動した電圧を微調整するための前記調相設備の補正操作量を求める補正無効電力制御演算部、を備えたことを特徴とするものである。

本発明の電力系統安定化装置によれば、発電機や負荷の遮断、調相設備の遮断または投入操作といった第１段制御を実行した後、分離系統の周波数と電圧の変化傾向を観測して、その変化を考慮に入れて第２段制御を実行するため、周波数と電圧の偏差を改善することが可能であり、分離系統の周波数と電圧を同時に安定化することができる。

本発明に係る代表的な実施形態の構成図。 負荷脱落と第１段制御後の周波数変動の関係を表した図。 発電機の質点系を表した図。 第１段無効電力制御量の演算方法を説明するための説明図。 補正制御の選定基準を示す説明図。 補正制御と緊急制御の例示図。 本実施形態の処理手順を表したフローチャート。 本実施形態の処理手順を表したフローチャート。 本実施形態の処理手順を表したフローチャート。

（１）代表的な実施形態
（構成）
以下、本発明に係る電力系統安定化装置の代表的な実施形態の一例について、図１〜図９を参照して具体的に説明する。

（電力系統）
まず図１を用いて、電力系統安定化装置３０の安定化対象となる電力系統の構成について述べる。図１に示すように、電力系統は、発電機１ａ〜１ｃと、母線２ａ〜２ｄと、送電線３ａ〜３ｄと、変圧器４ａ〜４ｃと、負荷５ａ〜５ｃと、調相設備６ａ〜６ｃと、遮断器７ａ〜７ｉとから構成されている。なお、図１中では、変圧器４ａ〜４ｃや負荷５ａ〜５ｃなどをはじめとして系統の主要な構成要素は、便宜上３つ程度で表しているが、数量を限定するものではない。

このような電力系統は本系統１０に接続されている。ここでは、ある送電線が開放されることによって独立状態となった安定化対象の電力系統を分離系統、他方の電力系統を本系統と呼称している。図１では、一例として送電線３ａが落雷などによる送電線故障の発生で開放されて分離系統となる場合を示している。

電力系統の構成部のうち、送電線３ａ〜３ｄは、本系統１０に近い順から発電機１ａ〜１ｃに向かって接続されている。そして、送電線３ａと送電線３ｂの間に母線２ａが、送電線３ｂと送電線３ｃの間に母線２ｂが、送電線３ｃと送電線３ｄの間に母線２ｃが、送電線３ｄと発電機１ａ〜１ｃの間に母線２ｄが、それぞれ配置されている。発電機１ａ〜１ｃには遮断器７ａ〜７ｃが設置されており、これら遮断器７ａ〜７ｃを介して発電機１ａ〜１ｃが母線２ｄに接続されている。

母線２ａ〜２ｃには変圧器４ａ〜４ｃ、負荷５ａ〜５ｃおよび調相設備６ａ〜６ｃが接続されている。また、負荷５ａ〜５ｃには遮断器７ｄ〜７ｆが設置され、調相設備６ａ〜６ｃには遮断器７ｇ〜７ｉが設置されている。遮断器７ａ〜７ｉは、後述する制御実行部２９からの制御信号を受けることにより、発電機１ａ〜１ｃ、負荷５ａ〜５ｃおよび調相設備６ａ〜６ｃを解並列させるものである。

さらに、図１に示した電力系統には、発電機１ａ〜１ｃや送電線３ａ〜３ｄなどの電力や電圧、機器の状態を示す情報などを収集するために、情報端末１１ａ〜１１ｎが設置されている。これら情報端末のうち、１１ａ、１１ｂ、１１ｃは発電機１ａ、１ｂ、１ｃに、１１ｄ、１１ｅ、１１ｆは負荷５ａ、５ｂ、５ｃに、１１ｇ、１１ｈ、１１ｉは調相設備６ａ、６ｂ、６ｃに、それぞれ取り付けられている。さらに、１１ｊは送電線３ａと母線２ａの間に、１１ｋは送電線３ｂと母線２ｂの間に、１１ｍは送電線３ｃと母線２ｃの間に、１１ｎは送電線３ｄと母線２ｄの間に、それぞれ取り付けられている。

（電力系統安定化装置３０の概要）
続いて、電力系統安定化装置３０の概要について図１を参照して説明する。電力系統安定化装置３０は図１に示した電力系統を安定化対象としており、系統を安定化させるための制御動作としては、発電機１ａ〜１ｃの遮断、負荷５ａ〜５ｃの遮断、調相設備６ａ〜６ｃの入り切りであるコンデンサの遮断ならびにコンデンサ投入の４つがある。

電力系統安定化装置３０の内部には、機能的なブロックとして、系統情報収集部２１と、第２段制御選定部２４と、制御実行部２９と、さらに６つの演算部が設けられている。演算部とは、第１段有効電力制御演算部２２と、第１段無効電力制御演算部２３と、補正有効電力制御演算部２５と、補正無効電力制御演算部２６と、緊急有効電力制御演算部２７と、緊急無効電力制御演算部２８がある。

電力系統安定化装置３０を構成する要素のうち、系統情報収集部２１は電力系統に組み込んだ各情報端末１１ａ〜１１ｎからの情報を入力する部分である。系統情報収集部２１は各情報端末１１ａ〜１１ｎから入力した情報を、６つの演算部２２、２３、２５〜２８および第２段制御選定部２４に出力するようになっている。

演算部２２、２３、２５〜２８は、それぞれ別の制御量を求める部分として示している。これら演算部２２、２３、２５〜２８は、系統情報収集部２１から得た各情報端末１１ａ〜１１ｎの情報に基づいて制御量を演算し、その演算結果を制御実行部２９に出力する部分である。

制御実行部２９は、演算部２２、２３、２５〜２８から入力した制御量を基づいて、遮断器７ａ〜７ｉに対して制御信号を出力する部分である。制御実行部２９では第１段制御と第２段制御という２段階の制御を順番に実行するように構成されている。

ここで言う第１段制御とは、第１段有効電力制御演算部２２および第１段無効電力制御演算部２３の演算結果に基づいた制御である。一方、第２段制御とは、補正有効電力制御演算部２５、補正無効電力制御演算部２６、緊急有効電力制御演算部２７、緊急無効電力制御演算部２８の演算結果に基づいた制御である。

これらの制御において、有効電力制御演算では、「第１段」、「補正」、「緊急」を問わず、発電機１ａ〜１ｃおよび負荷５ａ〜５ｃの遮断量を求める。また、無効電力制御演算でも、「第１段」、「補正」、「緊急」を問わず、調相設備６ａ〜６ｃの制御量を求めるようになっている。

（第１段有効電力制御演算部２２）
次に、演算部２２、２３、２５〜２８について具体的に説明する。まず、第１段有効電力制御演算部２２は、第１段有効電力制御の制御量として、発電機１ａ〜１ｃまたは負荷５ａ〜５ｃの遮断を行う場合の遮断量を演算する部分である。

第１段有効電力制御演算部２２の求める遮断量は、分離系統に負荷脱落が無いといった最も過酷な条件であっても、一定時間以内であれば、発電機１ａ〜１ｃにとって、保護などの問題とならない許容範囲内の周波数低下に収まる量に設定されている。以下、第１段有効電力制御演算部２２による遮断量の求め方について説明する。

第１段有効電力制御演算部２２では、分離点の事前有効電力が送電方向であれば、下記（１）式で発電機１ａ〜１ｃの遮断量を演算し、受電方向であれば、下記（２）式で負荷５ａ〜５ｃの遮断量を演算する。式中の符号Ｐ_Ｔは分離前に本系統へ流れていた有効電力、ＧＭＶＡは分離系統に並列されている発電機１ａ〜１ｃの定格容量の総和、Ｋ_１は係数である。

（数１）
発電機遮断量＝Ｐ_Ｔ＋Ｋ_１＊ＧＭＶＡ…（１）
（数２）
負荷遮断量＝−Ｐ_Ｔ−Ｋ_１＊ＧＭＶＡ…（２）
すなわち、第１段有効電力制御演算部２２では、負荷脱落量０の条件で一定時間後に指定の周波数低下となる需給アンバランス分が、Ｋ_１＊ＧＭＶＡにて計算される。

ここで、Ｋ_１＊ＧＭＶＡと周波数低下との関係について述べる。通常、分離前の電力系統では、分離系統に並列される発電機１ａ〜１ｃの有効電力の総和Ｐ_Ｇが、分離前の有効電力Ｐ_Ｔと総負荷Ｐ_Ｌとの和と等しいことで、周波数が一定に保たれている(下記の（３）式が成立している状態)。ただし、簡単化のため送電損失は除外する。
（数３）
Ｐ_Ｇ＝Ｐ_Ｌ＋Ｐ_Ｔ…（３）

（３）式の成立状態から、系統分離によって、分離前の有効電力Ｐ_Ｔが０になると、Ｐ_Ｔ＞０（送電）だった場合には、分離前の有効電力Ｐ_Ｔの分だけ、有効電力の総和Ｐ_Ｇ＞総負荷Ｐ_Ｌとなる。つまり、電源過剰となって、分離系統後は周波数が上昇する。

また同じく、（３）式の成立状態から、系統分離によって、分離前の有効電力Ｐ_Ｔが０になる時、Ｐ_Ｔ＜０（受電）だった場合には、分離前の有効電力Ｐ_Ｔの絶対値｜Ｐ_Ｔ｜分だけ有効電力の総和Ｐ_Ｇ＜総負荷Ｐ_Ｌとなる。すなわち、負荷過剰となって、分離系統後は周波数が低下する。

負荷脱落量が０という条件を満たすならば、送電時は、制御後の状態をＰ_Ｇ’＝Ｐ_Ｇ−Ｐ_Ｔ＝Ｐ_Ｌとするように発電機１ａ〜１ｃの遮断量を求めることになる。また、受電時であれば、制御後の状態をＰ_Ｇ＝Ｐ_Ｌ’＝Ｐ_Ｌ−Ｐ_Ｔとするように負荷５ａ〜５ｃの遮断量を計算することになる。

上述した遮断量の制御を実行することで、分離系統の需要と供給のバランスをとることができ、周波数変動は概ね０となる。上記の（１）式と（２）式では負荷脱落量０のときは、Ｋ_１＊ＧＭＶＡ分だけ負荷過剰となるため、分離系統の周波数は低下することになる。

（１）式または（２）式の演算結果に基づき、制御実行部２９による制御を実行した場合、負荷脱落量の多少による周波数変動の概要は、図２のようになる。すなわち、負荷脱落量がＫ_１＊ＧＭＶＡより少なければ周波数は低下し、負荷脱落量がＫ_１＊ＧＭＶＡと等しければ周波数は一定となり、負荷脱落量がＫ_１＊ＧＭＶＡより多ければ周波数は上昇となる。

Ｋ_１は、負荷脱落が無い最過酷条件下でも一定時間以内ならば、発電機１ａ〜１ｃの保護が働かないなど、問題とならない程度の周波数低下にするための係数である。このようなＫ_１は次のようにして求める。発電機１ａ〜１ｃの質点系を図３として考えたとき、周波数変動が厳しい条件としてダンピング係数Ｄを０とすると、発電機１ａ〜１ｃの角速度偏差Δωは（４）式で表される。
（数４）
Δω＝（Ｔｍ−Ｔｅ）／Ｍｓ…（４）
Ｍは発電機の慣性定数、Ｔｍは機械入力トルク、Ｔｅは電気トルク、ｓは微分演算子である。

周波数変動が厳しい条件として調速機の効果を無視すれば、機械入力トルクＴｍは一定であり、おおまかには分離前の発電機有効電力Ｐ_ＧＯに等しい(Ｔｍ＝Ｐ_ＧＯ)。また、電気トルクＴｅは分離系統の総負荷Ｐ_Ｌと分離点の事前有効電力Ｐ_Ｔの合計に等しい(Ｔｅ＝Ｐ_Ｌ＋Ｐ_Ｔ)。

さらに、電力系統の周波数偏差Δｆは発電機１ａ〜１ｃの角速度偏差Δωに概ね等しい(Δω＝Δｆ)。したがって、上記（４）式は、次の（５）式とほぼ等価である。
（数５）
Δｆ＝（Ｐ_ＧＯ−（Ｐ_Ｌ＋Ｐ_Ｔ））／Ｍｓ…（５）

上記（５）式中のＰ_ＧＯ−（Ｐ_Ｌ＋Ｐ_Ｔ）、つまり、分離前の発電機有効電力Ｐ_ＧＯから、分離系統の総負荷Ｐ_Ｌおよび分離点の事前有効電力Ｐ_Ｔを差し引いた分が、需給アンバランス分を表しており、単位は発電機定格容量ベースのｐｕ値である。

既に述べたように、Ｋ_１は、第１段制御から第２段制御に至るまでの期間、所定の周波数低下となる需給アンバランス分を求めるための発電機定格容量ベースの係数である。したがって、係数Ｋ_１となるＰ_ＧＯ−（Ｐ_Ｌ＋Ｐ_Ｔ）は、第１段制御の実行後から第２段制御までの所要時間と周波数低下幅に基づく周波数変化率ｄΔｆ／ｄｔを、下記の（６）式に代入することで得られる。ここで、Δｆの単位は基準周波数ベースのｐｕ値である。
（数６）
Ｋ_１＝Ｐ_ＧＯ−（Ｐ_Ｌ＋Ｐ_Ｔ）＝Ｍ・（ｄΔｆ／ｄｔ）…（６）

（第１段無効電力制御演算部２３）
第１段無効電力制御演算部２３は、調相設備６ａ〜６ｃの遮断または投入を行う場合の操作量を演算する部分である。第１段無効電力制御演算部２３の求める操作量は、調相設備６ａ〜６ｃの入り切りにより電圧偏差が極端に大きくならない程度とする。

ここで、第１段無効電力制御演算部２３における演算方法を図３に示す単純な例に基づいて説明する。第１段有効電力制御演算部２２で求めた制御を実行した後、無効電力アンバランス分ΔＱは（７）式で求めることができる。なお、（７）式は、発電機１ａ〜１ｃの遮断、負荷５ａ〜５ｃの遮断の両条件に対応できる式として両方の遮断量を含めている。

（数７）
ΔＱ＝ΔＱ_ＬＮ＋ΔＱ_ＴＲ＋Ｑ_Ｌ２＋Ｑ_Ｌ３−Ｑ_Ｔ−Ｑ_Ｇ２…（７）
上記（７）式における送電線の無効電力損失の変化分ΔＱ_ＬＮは、単純化のため有効電力だけに着目し、電圧を１．０ｐｕとして（８）式で求め、同様に変圧器の無効電力損失の変化分ΔＱ_ＴＲは、（９）式で求める。

（数８）
ΔＱ_ＬＮ＝Ｘ_ＬＮ＊（Ｐ_ＬＮ ^２−（Ｐ_Ｌ−Ｐ_Ｌ２−Ｐ_Ｌ３）^２）…（８）
（数９）
ΔＱ_ＴＲ＝Ｘ_ＴＲ＊（Ｐ_Ｌ ^２−（Ｐ_Ｌ−Ｐ_Ｌ２−Ｐ_Ｌ３）^２）…（９）

上記の（７）式〜（９）式における各変数は、図４に記載の変数に対応している。図４に示す変数のうち、Ｐ_Ｇ２＋ｊＱ_Ｇ２は、発電機１ａ〜１ｃ遮断の結果として失われる発電電力である。また、Ｐ_Ｌ２＋ｊＱ_Ｌ２は、負荷５ａ〜５ｃ遮断の結果として失われる消費電力である。発電機１ａ〜１ｃの遮断量および負荷５ａ〜５ｃの遮断量は第１段有効電力制御演算部２２で求めた値であるが、ここでは系統情報収集部２１から得た実測値を用いている。

Ｐ_Ｌ３＋ｊＱ_Ｌ３は負荷脱落量であり、事前の負荷実測値Ｐ_Ｌ＋ｊＱ_Ｌに予め設定しておいた比率を乗じて求める。Ｐ_Ｇ１＋Ｑ_Ｇ１は残る発電機の発電電力であり、事前の発電電力Ｐ_ＬＮ＋ｊＱ_ＬＮからＰ_Ｇ２＋ｊＱ_Ｇ２を減じたものである。Ｐ_Ｌ１＋ｊＱ_Ｌ１は残る負荷であり、事前負荷Ｐ_Ｌ＋ｊＱ_ＬからＰ_Ｌ２＋ｊＱ_Ｌ２とＰ_Ｌ３＋ｊＱ_Ｌ３を減じたものである。また、ｊＸ_ＬＮは送電線３ａ〜３ｄのリアクタンス値、ｊＸ_ＴＲは変圧器４ａ〜４ｃのリアクタンス値、Ｐ_Ｔ＋ｊＱ_Ｔは分離点の事前電力、ｊＱ_Ｃは調相設備６ａ〜６ｃであるコンデンサによる供給無効電力を示している。

（第２段制御選定部２４）
残りの演算部２５〜２８の前に、第２段制御選定部２４について説明する。第２段制御選定部２４は、演算部２２、２３の演算結果に基づいて制御実行部２９が第１段制御を実行した後、第２段制御の動作を選ぶ部分である。

第２段制御選定部２４では、第１段制御の実行により変化した周波数や電圧の変動を考慮に入れて第２段制御の動作を選択する。なお、第２段制御選定部２４による第２段制御の選定方法に関しては、後段の(第２段制御の選定)にて詳述する。

第２段制御には補正制御と緊急制御がある。補正制御とは、制御実行部２９による第１段制御の実行から一定時間経過後に実行する制御であって、次の２つの制御がある。すなわち、発電機１ａ〜１ｃまたは負荷５ａ〜５ｃを遮断する補正有効電力制御と、調相設備６ａ〜６ｃの入り切りを行う補正無効電力制御である。このうちの補正有効電力制御の制御量を演算する部分が補正有効電力制御演算部２５、補正無効電力制御の制御量を演算する部分が補正無効電力制御演算部２６である。

また、緊急制御とは、第１段制御の実行から一定時間の経過を待たずに、上記補正制御の内容を実行する制御であって、前記補正制御に対応して２つの制御がある。一つは、補正有効電力制御の実行前に発電機１ａ〜１ｃまたは負荷５ａ〜５ｃを遮断する緊急有効電力制御である。

もう一つは、補正無効電力制御の実行前に調相設備６ａ〜６ｃの入り切りを行う緊急無効電力制御である。このうちの緊急有効電力制御の制御量を演算する部分が緊急有効電力制御演算部２７、緊急無効電力制御の制御量を演算する部分が緊急無効電力制御演算部２８である。

第２段制御選定部２４は、選定した第２段制御に基づいて、各演算部に起動指令を出力するようになっている。すなわち、第２段制御選定部２４が、補正有効電力制御を選んだ場合には補正有効電力制御演算部２５に、補正無効電力制御を選んだ場合には補正無効電力制御演算部２６に、緊急有効電力制御を選んだ場合には緊急有効電力制御演算部２７に、緊急無効電力制御を選んだ場合には緊急無効電力制御演算部２８に、それぞれ起動指令を出力する。

（補正有効電力制御演算部２５）
補正有効電力制御演算部２５は、第１段有効電力制御による分離系統の周波数変化傾向を受けて、変化した周波数を微調整するための補正遮断量を演算する部分である。補正有効電力制御演算部２５が発電機１ａ〜１ｃの遮断量を演算する方法の一例としては、先述の（６）式に観測した周波数の変化率を代入して求める方法がある。

（補正無効電力制御演算部２６）
補正無効電力制御演算部２６は、第１段無効電力制御による分離系統の電圧変動を受けて、変動した電圧を微調整するための補正操作量を演算する部分である。補正無効電力制御演算部２６における補正操作量演算の一例としては、各変電所で一定の調相設備６ａ〜６ｃを入り切りしたときの電圧変動幅を計算する方法などがある。

より詳しくは、無効電力変化に対する電圧変化を表すＶＱ特性を予め求めておき、観測した各変電所の電圧の上昇幅または低下幅とＶＱ特性から求める。このとき、演算結果としては、電圧上昇時には無効電力の供給量を減らす解が得られ、電圧低下時には無効電力の供給量を増やす解が得られる。つまり、各変電所で増減させるべき無効電力量として、補正無効電力制御の制御量が得られる。

（緊急有効電力制御演算部２７）
緊急有効電力制御演算部２７は、周波数の上昇が顕著であるといった判断に基づいて、発電機１ａ〜１ｃの遮断量を演算する部分である。緊急有効電力制御演算部２７における遮断量演算の一例としては、予め定めておいた遮断量を設定する方法がある。

（緊急無効電力制御演算部２８）
緊急無効電力制御演算部２８は、電圧の上昇または低下が顕著であるとの判断に基づいて、調相設備６ａ〜６ｃの制御量を演算する部分である。緊急無効電力制御演算部２８の演算方法の一例としては、上記の補正無効電力制御演算部２６による演算と同じく、ＶＱ特性を用いる方法がある。

（本実施形態による制御の基本的な考え方）
続いて、本実施形態による制御の基本的な考え方について記載する。まず本実施形態は、系統分離直後に負荷脱落量を正確に把握することは困難であるということを前提としている。

そして、最初に実施する第１段制御では、負荷脱落が生じていなかった場合に、続く第２段制御を実施するまでの間、発電機１ａ〜１ｃにとって問題とならない程度の周波数低下となる発電機１ａ〜１ｃや負荷５ａ〜５ｃの遮断と、電圧偏差が極端に大きくならない程度の調相設備６ａ〜６ｃの入り切りを行うものとする。

このような第１段制御の実行後、分離系統における周波数と電圧の変遷を観測し、周波数と電圧の変遷に応じて、発電機遮断、負荷遮断、調相設備の入り切りといった第２段制御の種別を選定する。さらに、選定した第２段制御に関する制御量を演算して、第２段制御を実行する。

このとき、第１段制御の実行後、一定時間を経過した後で実行する第２段制御を補正制御とし、一定時間の経過を待つことなく即座に実行する第２段制御を緊急制御とする。このように本実施形態による多段階にわたる制御では、相互に独立しているのではなく、１つの制御により導かれる変化を観測し、その制御による変化を考慮した上で、次なる制御を実行する。以上のような観測と制御を繰り返すことにより、分離系統における周波数と電圧が共に一定範囲に収まるようにするものである。

（制御動作による周波数と電圧の変化の相関）
遠隔地に大容量発電機があり、長距離送電線で大電力を送電している電力系統の一部が分離系統となったとき、つまり分離系統がリアクタンス値の大きい送電線を有するとき、制御動作に対する周波数変化と電圧変化の相関は、次の表１のようになる。
（表１）

すなわち、電力系統安定化装置による制御動作が、発電機１ａ〜１ｃの遮断であれば、主たる影響として、系統の周波数変化が低下方向になると共に、従属的な影響として、系統の電圧が次のように変化する。発電機１ａ〜１ｃの遮断直前に、発電機１ａ〜１ｃが分離系統に無効電力を供給していた場合は系統の電圧は低下傾向となる。また、発電機１ａ〜１ｃの遮断直前に発電機１ａ〜１ｃが分離系統から無効電力を吸収していた場合には、系統の電圧は上昇傾向となる。

電力系統安定化装置による制御動作が、負荷５ａ〜５ｃの遮断であれば、主たる影響として系統の周波数が上昇方向になると共に、従属的な影響として系統の電圧も上昇する。この時の電圧上昇の変化は、負荷５ａ〜５ｃの無効電力分の減少と送電線３ａ〜３ｄの有効電力潮流の減少に伴う無効電力損失の減少によるものである。

電力系統安定化装置による制御動作が、調相設備６ａ〜６ｃであるコンデンサ遮断では、主たる影響として、系統の電圧が低下すると共に、従属的な影響として、系統の周波数は上昇方向となる。コンデンサの遮断に伴う系統周波数の上昇は、負荷５ａ〜５ｃの電圧特性と電圧の変化により負荷５ａ〜５ｃの消費電力が減少するためである。

逆に、電力系統安定化装置による制御動作が、コンデンサ投入であれば、主たる影響として、系統の電圧が上昇すると共に、従属的な影響として、系統の周波数は低下方向となる。この系統周波数の低下は、負荷５ａ〜５ｃの電圧特性と電圧の変化により負荷５ａ〜５ｃの消費電力が増加するためである。

（第２段制御の選定）
周波数と電圧に関して上記の相関を持つ４つの制御動作（上記表１参照）は、図５に示した選定基準に基づいて選定されている。すなわち、最初の第１段制御を実行した後の周波数偏差と電圧偏差の２つの状態量をもとにして、図５の平面上のどの位置に前記状態量があるかによって、第２段制御選定部２４は、第１段制御の次に実行する第２段制御を選定している。

分離系統が最も安定化している理想的な状態は、２軸の交点である周波数偏差と電圧偏差が０の状態となる場合である。分離系統がこの理想的な状態から離れるにしたがって、つまり交点から離れていく順番で、制御打ち切り範囲、補正制御範囲、緊急制御範囲が設定されている。

（制御打ち切り範囲）
第１段制御による周波数と電圧の変化を観測し、その変化が十分に小さく、制御打ち切り範囲内であれば、第１段制御だけで制御を打ち切る。図５では、周波数偏差に関してはレベルｆ＿Ｌ２よりも大きくレベルｆ＿Ｈ２未満、電圧偏差に関してはレベルＶ＿Ｌ２よりも大きくレベルＶ＿Ｈ２未満の範囲が、制御打ち切り範囲である。

（緊急制御範囲）
負荷脱落量などの不確定要因の影響が大きく、急激な周波数変動や大幅な電圧変動が生じた場合は、直ちに第２段制御を実行する緊急制御範囲となる。周波数や電圧の変化量がこの範囲に達した場合には、一定の経過時間を待つことなく、変動量が所定の大きさを超えた時点で即座に第２段制御を実行することになる。図５に示した例では、緊急制御範囲は、次のようになっている。

すなわち、周波数偏差がレベルｆ＿Ｈ１以上であれば、発電機１ａ〜１ｃのうちの制御対象のものが緊急遮断となる。また、周波数偏差がレベルｆ＿Ｌ１以下であれば、負荷５ａ〜５ｃのうちの制御対象のものが緊急遮断となる。また、電圧偏差に関しては、レベルＶ＿Ｈ１以上であれば、調相設備６ａ〜６ｃのうちの制御対象のものがコンデンサの緊急遮断となり、レベルＶ＿Ｌ１以下であれば、調相設備６ａ〜６ｃのうちの制御対象のものがコンデンサの緊急投入となる。

（補正制御範囲）
周波数と電圧の変化が、上記の制御打ち切り範囲を超え、且つ上記の緊急制御範囲に達することがないレベルであれば、第１段制御の実行後、一定時間が経過してから、補正制御を実行する。この補正制御範囲は、図５の平面図において、周波数偏差および電圧偏差が上記緊急制御範囲よりも内側(つまり小さく)で、前記制御打ち切り範囲よりも外側(つまり大きい)の範囲である。

補正制御範囲において実行される４つの制御動作の範囲は、次の通りである。すなわち、周波数偏差がレベルｆ＿Ｈ３以上でレベルｆ＿Ｈ１未満、電圧偏差も正でレベルＶ＿Ｈ１未満の範囲であれば、発電機１ａ〜１ｃの遮断を行う(図５中の(ａ)の範囲)。また、周波数偏差が負でレベルｆ＿Ｌ１より大きく、電圧偏差も負でレベルＶ＿Ｌ１より大きい範囲であれば、負荷５ａ〜５ｃを遮断する(図５中の(ｂ)の範囲)。

さらに、周波数偏差がレベルｆ＿Ｈ３未満でレベルｆ＿Ｌ１より大きく、電圧偏差が正でレベルＶ＿Ｈ１未満の範囲において、調相設備６ａ〜６ｃでのコンデンサ遮断を実行する(図５中の(ｃ)の範囲)。コンデンサの投入は、周波数偏差が正でレベルｆ＿Ｈ１未満、電圧偏差が負でレベルＶ＿Ｌ１よりも大きい範囲である(図５中の(ｄ)の範囲)。

（補正制御と緊急制御の実行タイミング）
上述した周波数偏差、電圧偏差と補正制御、緊急制御の関係について図６を用いて説明する。図６では、横軸に時間をとり、縦軸に偏差をとっており、図６に示す４つのグラフ（Ａ）〜（Ｄ）のうち、上の２つである（Ａ）、（Ｂ）は周波数偏差の時間的な変化を示したグラフ、下の２つである（Ｃ）、（Ｄ）は電圧偏差の時間的な変化を示したグラフである。

第１段制御の実行後、周波数偏差もしくは電圧偏差がそれぞれレベルｆ＿Ｈ１もしくはレベルＶ＿Ｈ１を超えなければ、一定の時間を経過してから第２段制御として補正制御を行う(図６の左側のグラフである（Ａ）、（Ｃ）参照)。これに対して、補正制御の開始時刻よりも前に、周波数偏差もしくは電圧偏差が大きくなって、それぞれレベルｆ＿Ｈ１もしくはレベルＶ＿Ｈ１を超えた場合には、補正制御の開始時刻を待たずに、第２段制御として緊急制御を開始する(図６の右側のグラフである（Ｂ）、（Ｄ）参照)。

（処理の流れ１・第１段制御）
次に、本実施形態の具体的な処理について、図７〜図９のフローチャートを参照しつつ、図１の各構成要素と関連づけながら動作を説明する。

まず、図７のフローチャートに示すように、分離系統になったことを検出すると、Ｓｔｅｐ１として、系統情報収集部２１が分離点の事前有効電力、分離直前の電圧などの情報を情報端末１１ａ〜１１ｃ、１１ｊ、１１ｋ、１１ｍ、１１ｎから集める。そして、第１段有効電力制御演算部２２がこれらの情報を系統情報収集部２１から取り込む。

第１段有効電力制御演算部２２では、Ｓｔｅｐ２として分離直前の電圧の大きさを、予め定められた閾値Ｖｆａｕｌｔと比較する。そして、分離直前の電圧が閾値Ｖｆａｕｌｔ以下ならば(Ｓｔｅｐ２のＹｅｓ)、Ｓｔｅｐ３Ａに進む。また、分離直前の電圧が閾値Ｖｆａｕｌｔを超過していれば(Ｓｔｅｐ２のＮｏ)、Ｓｔｅｐ３Ｂに進む。

Ｓｔｅｐ３Ａでは、負荷脱落有りを前提として、第１段有効電力制御演算部２２が制御量を演算する。このとき、分離点の事前有効電力が送電方向であれば、上記（１）式で発電機遮断量を演算し、受電方向であれば、上記（２）式で負荷遮断量を演算して、Ｓｔｅｐ４Ａに進む。

Ｓｔｅｐ４Ａでは、第１段無効電力制御演算部２３が、系統分離前後の有効電力潮流の概算値から送電線３ａ〜３ｄおよび変圧器４ａ〜４ｃによる無効電力損失の変化分を演算する。さらにその結果に、系統分離の事前無効電力と遮断する発電機１ａ〜１ｃの事前無効電力を加味した無効電力アンバランスΔＱ分を、調相設備６ａ〜６ｃの制御量として前記（７）式で求める。このとき、分離系統後の状態はＳｔｅｐ３Ａで求めた発電機１ａ〜１ｃの遮断または負荷５ａ〜５ｃの遮断を実行した後を想定して求める。このようにして無効電力損失の変化分を演算した後、Ｓｔｅｐ５に進む。

Ｓｔｅｐ３Ｂでは、負荷脱落が無いことを前提として、第１段有効電力制御演算部２２が制御量を演算している。前述したように、係数Ｋ_１は、負荷脱落が無い最過酷条件でも補正制御（第２段制御）を実行するまでに、発電機１ａ〜１ｃで問題とならない程度の周波数低下になるように設定されたものである。

したがって、分離点の事前有効電力が送電方向ならば、係数Ｋ_１＝０とした（１）式で発電機遮断量を演算する。また、受電方向ならば、係数Ｋ_１＝０とした（２）式で負荷５ａ〜５ｃの遮断量を演算する。このような演算を行った後、Ｓｔｅｐ４Ｂに移行する。

Ｓｔｅｐ４Ｂでは、負荷脱落が無いことを前提として、第１段無効電力制御演算部２３が、Ｐ_Ｌ３＝０、Ｑ_Ｌ３＝０とした（７）式〜（９）式でＳｔｅｐ４Ａと同様に無効電力制御量を求め、Ｓｔｅｐ５に進む。

Ｓｔｅｐ５では、Ｓｔｅｐ３ＡとＳｔｅｐ４Ａ、または、Ｓｔｅｐ３ＢとＳｔｅｐ４Ｂで遮断することとした発電機１ａ〜１ｃや負荷５ａ〜５ｃ、遮断または投入することとした調相設備６ａ〜６ｃに対して、制御実行部２９が制御信号を送ることで制御が実行され、Ｓｔｅｐ６に進む（図７のＡから図８のＡへ）。これにより、負荷脱落のような不確定要因が想定範囲内であれば、周波数の低下幅と電圧変動幅を、誘導目標とした所望の範囲に収めることができる。

（処理の流れ２・第２段制御として緊急制御を実行する場合）
続いて、図８のフローチャートにて示すように、第２段制御選定部２４では、Ｓｔｅｐ６として、１つ前の制御から次の補正制御までの待ち時間を表す変数Ｔｗａｉｔに定数Ｔｗ０を設定し、緊急制御を実行した後の待ち時間を表す変数Ｔｓｋｉｐに０を設定して、Ｓｔｅｐ７に進む。

ここで設定した定数Ｔｗ０は、第１段制御から次の補正制御（第２段制御）までの待ち時間である。Ｓｔｅｐ７では、系統情報収集部２１を介して、周波数や電圧といった制御に必要な情報を、情報端末１１ａ〜１１ｃ、１１ｊ、１１ｋ、１１ｍ、１１ｎから得る。

Ｓｔｅｐ８として、変数Ｔｓｋｉｐが０以下であるか判定し、判定結果が真ならば(Ｓｔｅｐ８のＹｅｓ)、緊急制御実行の待ち時間および緊急制御の効果が表れるまでの待ち時間が無いものとして、Ｓｔｅｐ９以降の緊急制御を実行するかどうかの判定処理に進む。

また、Ｓｔｅｐ８の判定結果が偽ならば(Ｓｔｅｐ８のＮｏ)、緊急制御を実行するまでの待ち時間または緊急制御の効果が表れるまでの待ち時間中であるとして、緊急制御実行の判定処理をスキップしてＳｔｅｐ１９に進む（図８のＢから図９のＢへ）。

Ｓｔｅｐ９からＳｔｅｐ１８の処理は、緊急制御の動作を表したものである。緊急制御は周波数変動や電圧変動が顕著で補正制御までの時間的余裕が無い場合に実行する。Ｓｔｅｐ９として、第２段制御選択部２４では、周波数偏差Δｆが周波数上昇側の緊急有効電力制御の実行レベルであるｆ＿Ｈ１を超過しているかを判定する。

判定結果が真ならば(Ｓｔｅｐ９のＹｅｓ)、第２段制御選定部２４は発電機１ａ〜１ｃに対する緊急有効電力制御を選んだことになり、緊急有効電力制御演算部２７に対し起動指令を出力する。そして、緊急制御を実行するためにＳｔｅｐ１０に進む。一方、判定結果が偽ならば(Ｓｔｅｐ９のＮｏ)、発電機１ａ〜１ｃに対する緊急有効電力制御は不要となって、次の判定処理であるＳｔｅｐ１２に進む。

Ｓｔｅｐ１０では、変数Ｔｓｋｉｐに定数Ｔｓ１を設定し、変数Ｔｗａｉｔには定数Ｔｗ１を設定して、Ｓｔｅｐ１１に進む。ここで設定した定数Ｔｓ１は、緊急有効電力制御により発電機１ａ〜１ｃの遮断指令が送信されて効果が表れるまでの待ち時間である。また、同じく設定した定数Ｔｗ１は、緊急有効電力制御により発電機１ａ〜１ｃの遮断を実行した後に次の補正制御を実行するまでの待ち時間である。

Ｓｔｅｐ１１として、第２段制御選定部２４から起動指令を入力した緊急有効電力制御演算部２７では、周波数上昇が顕著であるとの判断に基づいて発電機１ａ〜１ｃの遮断量を演算し、Ｓｔｅｐ１８に進む。前述したように、遮断量演算の一例としては予め定めておいた遮断量を設定する方法がある。

Ｓｔｅｐ１８に進むと、制御実行部２９は緊急有効電力制御演算部２７の演算結果に基づき、遮断器７ａ〜７ｃに制御信号を送信して発電機１ａ〜１ｃの遮断を実行し、Ｓｔｅｐ１９に進む（図８のＢから図９のＢへ）。これにより、電源過剰状態が解消されれば、上昇していた分離系統の周波数は低下に転じる。一方、周波数が低下しない場合には、Ｔｓ１秒経過後、すなわち、Ｓｔｅｐ８の判定が真になると、Ｓｔｅｐ９の判定も真となって、再度、遮断量を演算のうえ、発電機１ａ〜１ｃの遮断を実行し、いずれは周波数低下に転じる。

Ｓｔｅｐ１２として、第２段制御選定部２４では、周波数偏差Δｆが周波数低下側の緊急有効電力制御の実行レベルであるｆ＿Ｌ１を下回るかどうかを判定する。判定結果が真ならば(Ｓｔｅｐ１２のＹｅｓ)、第２段制御選定部２４は負荷５ａ〜５ｃに対する緊急有効電力制御を選んだことになり、緊急有効電力制御演算部２７に対し起動指令を出力する。そして、緊急制御を実行するためＳｔｅｐ１３に進む。一方、判定結果が偽ならば(Ｓｔｅｐ９のＮｏ)、負荷５ａ〜５ｃに対する緊急有効電力制御は不要として次の判定処理であるＳｔｅｐ１５に進む。

Ｓｔｅｐ１３では、変数Ｔｓｋｉｐに定数Ｔｓ２を設定すると共に、変数Ｔｗａｉｔに定数Ｔｗ２を設定して、Ｓｔｅｐ１４に進む。ここで、定数Ｔｓ２は緊急有効電力制御で負荷５ａ〜５ｃの遮断指令を送信した後に効果が表れるまでの待ち時間である。また、定数Ｔｗ２は緊急有効電力制御で負荷５ａ〜５ｃの遮断した後に次の補正制御を実行するまでの待ち時間である。

Ｓｔｅｐ１４として、第２段制御選定部２４から起動指令を入力した緊急有効電力制御演算部２７では、周波数低下が顕著であるとの判断に基づき負荷５ａ〜５ｃの遮断量を演算し、Ｓｔｅｐ１８に進む。遮断量演算の一例としては、既に述べたように、予め定めておいた遮断量を設定する方法がある。

Ｓｔｅｐ１８として、制御実行部２９では緊急有効電力制御演算部２７の演算結果に基づき遮断器７ｄ〜７ｆに制御信号を送信する。その結果、遮断器７ｄ〜７ｆが負荷５ａ〜５ｃの遮断を実行し、Ｓｔｅｐ１９に進む（図８のＢから図９のＢへ）。

これにより、負荷過剰状態が解消されれば、低下していた分離系統の周波数は上昇に転じる。周波数が上昇しない場合は、Ｔｓ２秒経過後、すなわち、Ｓｔｅｐ８の判定が真になると、Ｓｔｅｐ１２の判定も真となって再度遮断量を演算のうえ負荷５ａ〜５ｃの遮断を実行し、いずれは周波数上昇に転じる。

Ｓｔｅｐ１５として、第２段制御選定部２４では、電圧偏差ΔＶが上昇側の緊急無効電力制御の実行レベルであるＶ＿Ｈ１を超過しているか、または、低下側の緊急無効電力制御の実行レベルであるＶ＿Ｌ１を下回るか判定する。判定結果が真ならば(Ｓｔｅｐ１５のＹｅｓ)、第２段制御選定部２４は緊急無効電力制御を選んだことになり、緊急無効電力制御演算部２８に起動指令を出力して緊急制御を実行するためのＳｔｅｐ１６に進む。一方、判定結果が偽ならば(Ｓｔｅｐ１５のＮｏ)、緊急無効電力制御は不要としてＳｔｅｐ１９に進む（図８のＢから図９のＢへ）。

Ｓｔｅｐ１６では、変数Ｔｓｋｉｐに定数Ｔｓ３を、変数Ｔｗａｉｔに定数Ｔｗ３を設定し、Ｓｔｅｐ１７に進む。ここで、定数Ｔｓ３は緊急無効電力制御で調相設備６ａ〜６ｃの遮断、投入指令が送信されて効果が表れるまでの待ち時間であり、定数Ｔｗ３は緊急無効電力制御で調相設備６ａ〜６ｃの遮断、投入後に、次の補正制御を実行するまでの待ち時間である。

Ｓｔｅｐ１７として、第２段制御選定部２４から起動指令を入力した緊急無効電力制御演算部２８では、電圧上昇または電圧低下が顕著であるとの判断に基づいて調相設備６ａ〜６ｃの制御量を演算し、Ｓｔｅｐ１８に進む。制御量演算としては、例えば、各変電所で一定の調相設備６ａ〜６ｃを入り切りしたときの電圧変動幅を計算する。

そして、無効電力変化に対する電圧変化を表すＶＱ特性を予め求めておき、観測した各変電所の電圧上昇幅または低下幅とＶＱ特性から求める方法がある。演算結果として、電圧上昇時には無効電力の供給量を減らし、低下時には増やす解が、各変電所で増減させるべき無効電力量として得られる。

Ｓｔｅｐ１８として、制御実行部２９では緊急無効電力制御演算部２８の演算結果に基づき調相設備６ａ〜６ｃの遮断または投入を実行し、Ｓｔｅｐ１９に進む（図８のＢから図９のＢへ）。これにより、無効電力が余剰で分離系統の電圧が上昇していた場合はコンデンサの遮断などで供給が減らされるので、当該電圧は低下する。

また、分離系統における電圧の低下が足りずに緊急制御レベルＶ＿Ｈ１以下にならなければ、Ｔｓ３秒経過後、すなわち、Ｓｔｅｐ８の判定が真になると、Ｓｔｅｐ１５の判定も真となって再度、調相制御量を演算のうえ、調相設備６ａ〜６ｃの遮断・投入を実行し、いずれは緊急制御レベルＶ＿Ｈ１以下にまで、分離系統の電圧が低下する。

逆に、無効電力が不足して分離系統の電圧が低下していた場合は、コンデンサの投入などで供給が増やされるので電圧は上昇する。また、分離系統の電圧上昇が足りずに緊急制御レベルＶ＿Ｌ１以上にならなければ、Ｔｓ３秒経過後、すなわち、Ｓｔｅｐ８の判定が真になると、Ｓｔｅｐ１５の判定も真となる。

そのため、再度、調相制御量を演算のうえ調相設備６ａ〜６ｃの遮断・投入を実行して、いずれは緊急制御レベルＶ＿Ｌ１以上にまで、分離系統の電圧は上昇する。以上の動作が、分離系統の周波数偏差や電圧偏差が想定よりも顕著となった場合の緊急制御動作である。

（処理の流れ３・第２段制御として補正制御を実行する場合）
図９に示すフローチャートにおいて、Ｓｔｅｐ１９からＳｔｅｐ２７の処理は、周波数変動や電圧変動が誘導目標範囲内にあるものの、制御を打ち切るほど周波数偏差と電圧偏差が小さくない場合の補正制御の動作を表したものである。Ｓｔｅｐ１９として、第２段制御選定部２４では一つ前の制御の実行から予め定められた待ち時間が経過したかを変数Ｔｗａｉｔが０以下であるかで判定する。

判定結果が真ならば(Ｓｔｅｐ１９のＹｅｓ)、補正制御を実行する時刻であるとして、Ｓｔｅｐ２０に進む。判定結果が偽ならば(Ｓｔｅｐ１９のＮｏ)、未だ補正制御を実行する時刻ではないものとしてＳｔｅｐ２８へスキップする。Ｓｔｅｐ２０に進むと、図５にて示した補正制御選定基準と周波数偏差、電圧偏差から実行すべき制御を第２段制御選定部２４が選定し、補正制御選定部２４の選定結果によって処理が分岐する。

第２段制御選定部２４の選定結果が発電機１ａ〜１ｃの遮断であれば、補正有効電力制御演算部２５に対し起動指令を出力してＳｔｅｐ２１に進む。Ｓｔｅｐ２１において、第２段制御選定部２４では変数Ｔｗａｉｔに定数Ｔｗ４を、変数Ｔｓｋｉｐに定数Ｔｓ４を設定し、Ｓｔｅｐ２２に進む。定数Ｔｗ４は補正制御による発電機１ａ〜１ｃの遮断を実行してから次の補正制御までの待ち時間であり、定数Ｔｓ４は補正制御で発電機１ａ〜１ｃの遮断指令となる制御信号が送信されて効果が表れるまでの待ち時間である。

Ｓｔｅｐ２２に進むと、第２段制御選定部２４から起動指令を入力した補正有効電力制御演算部２５が発電機１ａ〜１ｃの遮断量を演算してＳｔｅｐ２７に進む。補正有効電力制御演算部２５の発電機１ａ〜１ｃの遮断量に関する演算方法の一例としては、先述の（６）式に観測した周波数の変化率を代入して求める方法がある。

Ｓｔｅｐ２７に進むと、制御実行部２９では補正有効電力制御演算部２５で求められた発電機１ａ〜１ｃの遮断量に基づいて遮断指令となる制御信号を遮断機７ａ〜７ｃに送信し、遮断機７ａ〜７ｃが動作して発電機１ａ〜１ｃの遮断を実行してＳｔｅｐ２８に進む。

発電機１ａ〜１ｃの遮断により電源過剰状態が緩和されて分離系統の周波数上昇は改善されると共に、遮断された発電機１ａ〜１ｃが無効電力を供給していた場合は電圧が低下する。また、遮断された発電機１ａ〜１ｃが無効電力を吸収していた場合は電圧が上昇する。

第２段制御選定部２４の選定結果が負荷５ａ〜５ｃの遮断であれば、第２段制御選定部２４は補正有効電力制御演算部２５に起動指令を出力してＳｔｅｐ２３に進む。Ｓｔｅｐ２３では変数Ｔｗａｉｔに定数Ｔｗ５を、変数Ｔｓｋｉｐに定数Ｔｓ５を設定し、Ｓｔｅｐ２４に進む。ここで、Ｔｗ５は補正制御による負荷５ａ〜５ｃの遮断を実行してから次の補正制御までの待ち時間であり、Ｔｓ５は補正制御で負荷５ａ〜５ｃの遮断指令が送信されて効果が表れるまでの待ち時間である。

Ｓｔｅｐ２４に進むと、第２段制御選定部２４から起動指令を入力した補正有効電力制御演算部２５が負荷５ａ〜５ｃの遮断量を演算してＳｔｅｐ２７に進む。負荷５ａ〜５ｃの遮断量を演算する方法としては、前記発電機１ａ〜１ｃの遮断量を演算する方法と同じ方法を用いることができる。

Ｓｔｅｐ２７に進むと、制御実行部２９では補正有効電力制御演算部２５で求められた負荷５ａ〜５ｃの遮断量に基づいて遮断器７ｄ〜７ｆに遮断指令を送信する。これにより、遮断器７ｄ〜７ｆが負荷５ａ〜５ｃの遮断を実行してＳｔｅｐ２８に進む。負荷遮断により負荷過剰状態が緩和されて周波数低下は改善されると共に、電圧は上昇傾向となる。

第２段制御選定部２４の選定結果が調相設備６ａ〜６ｃの入り切り（調相制御）であれば、第２段制御選定部２４は補正無効電力制御演算部２６に起動指令を出力してＳｔｅｐ２５に進む。Ｓｔｅｐ２５において、第２段制御選定部２４では変数Ｔｗａｉｔに定数Ｔｗ６を、変数Ｔｓｋｉｐに定数Ｔｓ６を設定し、Ｓｔｅｐ２６に進む。ここで、Ｔｗ６は補正制御で調相設備６ａ〜６ｃの入り切りを実行してから次の補正制御までの待ち時間であり、Ｔｓ６は補正制御による調相設備６ａ〜６ｃの入り切り指令が送信されて効果が表れるまでの待ち時間である。

Ｓｔｅｐ２６に進むと、第２段制御選定部２４からの起動指令を入力した補正無効電力制御演算部２６では、調相設備６ａ〜６ｃの制御量を演算してＳｔｅｐ２７に進む。調相設備６ａ〜６ｃの制御量に関する演算方法の一例としては、緊急制御の調相制御量演算と同じＶＱ特性を用いる方法がある。

Ｓｔｅｐ２７に進むと、制御実行部２９では補正無効電力制御演算部２６で求められた調相制御量に基づいて遮断指令である制御信号を遮断器７ｄ〜７ｆに送信する。これにより、遮断器７ｄ〜７ｆが調相設備６ａ〜６ｃの入り切りを実行してＳｔｅｐ２８に進む。

以上のようにして無効電力のアンバランスが緩和されることにより、電圧上昇および電圧低下は改善される。電圧上昇が改善された場合、負荷５ａ〜５ｃの消費電力が電圧特性に従って減少するため、周波数は上昇傾向となる。また、電圧低下が改善された場合、負荷５ａ〜５ｃの消費電力が電圧特性に従って増加するため、周波数は低下傾向となる。

さらに、周波数の変化が制御打ち切り範囲にあって、第２段制御選定部２４の選定結果が補正制御不要であれば、制御無しとして演算処理をスキップする。このとき、Ｓｔｅｐ２０からＳｔｅｐ２８に進む。

Ｓｔｅｐ２８に進むと、第２段制御選定部２４では変数Ｔｗａｉｔと変数Ｔｓｋｉｐのそれぞれから制御周期ΔＴを減じ、Ｓｔｅｐ２９に進む。これは、次の補正制御までの待ち時間を表すＴｗａｉｔと緊急制御を有効とするまでの待ち時間Ｔｓｋｉｐのカウントダウン処理に相当する。

Ｓｔｅｐ２９では制御打ち切り時間を経過したかどうかを判定し、判定結果が真ならば(Ｓｔｅｐ２９のＹｅｓ)、制御の繰り返し処理を停止する。また、判定結果が偽ならば(Ｓｔｅｐ２９のＮｏ)、Ｓｔｅｐ７に戻って（図９のＣから図８のＣへ）、再び緊急制御または補正制御の必要性を判定し、適した制御を実行する。

（作用効果）
本実施形態によれば、発電機１ａ〜１ｃの遮断や負荷５ａ〜５ｃの遮断、調相設備６ａ〜６ｃの制御といった制御を実行した後の周波数と電圧の変化傾向を観測する。そして、観測結果と、各構成部の制御を実行した場合に周波数と電圧がそれぞれどのように変化するかを考慮し、制御選定基準に基づいて補正制御の種別を決定する。

そのうえで、周波数偏差に基づいた発電機１ａ〜１ｃの遮断量や負荷５ａ〜５ｃの遮断量、電圧偏差に基づいた調相設備６ａ〜６ｃの制御量を求めて補正制御を実行することを繰り返す。これにより、周波数と電圧の偏差を改善して、分離系統の周波数と電圧を同時に安定化することができる。

（他の実施形態）
なお、本発明は上記実施形態に限定されるものではなく、例えば、調相設備の操作については、コンデンサの遮断および投入に代えて、リアクトルの投入および遮断を行うようにしてもよい。また、緊急制御の制御量に関しては、その都度、演算するのではなく、予め一定量を規定しておくことも可能である。さらに、系統分離の電圧低下幅が予め定めた値よりも小さい場合には第１段有効電力制御演算部は、分離点の事前有効電力を遮断量とすることで、演算処理の軽減化が可能である。

１ａ〜１ｃ…発電機
２ａ〜２ｄ…母線
３ａ〜３ｄ…送電線
４ａ〜４ｃ…変圧器
５ａ〜５ｃ…負荷
６ａ〜６ｃ…調相設備
７ａ〜７ｉ…遮断器
２１…系統情報収集部
２２…第１段有効電力制御演算部
２３…第１段無効電力制御演算部
２４…第２段制御選定部
２５…補正有効電力制御演算部
２６…補正無効電力制御演算部
２７…緊急有効電力制御演算部
２８…緊急無効電力制御演算部
２９…制御実行部
３０…電力系統安定化装置

Claims (10)

1. 系統の分離によって発電電力量と消費電力量および無効電力の供給量と消費量に不均衡が生じた場合に、分離系統内にある発電機または負荷の遮断による有効電力制御と、分離系統内にある調相設備の遮断または投入による無効電力制御を実行することで、分離系統の周波数および電圧を共に安定化させる電力系統安定化装置において、
   系統分離後の一定時間は系統分離後の周波数変動幅が所定の範囲内に収まるようにした前記発電機または前記負荷の遮断量を求める第１段有効電力制御演算部と、
   系統分離後の一定時間は系統分離後の電圧変動幅が所定の範囲内に収まるようにした前記調相設備の操作量を求める第１段無効電力制御演算部と、
   前記第１段有効電力制御演算部の求めた遮断量に基づいた前記発電機または前記負荷の遮断による分離系統の周波数変化を受けて、変化した周波数を微調整するための前記発電機または前記負荷の補正遮断量を求める補正有効電力制御演算部と、
   前記第１段無効電力制御演算部の求めた操作量に基づいた前記調相設備の操作による分離系統の電圧変動を受けて、変動した電圧を微調整するための前記調相設備の補正操作量を求める補正無効電力制御演算部、を備えたことを特徴とする電力系統安定化装置。
2. 前記第１段有効電力制御演算部の求めた遮断量および前記第１段無効電力制御演算部の求めた操作量に応じて第１段制御を実行した後、一定時間経過後の周波数偏差と電圧偏差の組合せに基づいて、前記発電機または前記負荷の遮断、あるいは前記調相設備の遮断または投入のいずれかを、第２段制御の制御動作として選定する第２段制御選定部を備えた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。
3. 前記第１段有効電力制御演算部の求めた遮断量および前記第１段無効電力制御演算部の求めた操作量に応じて第１段制御を実行した後、一定時間が経過するよりも前に、系統分離後の周波数低下幅または電圧変動幅が所定の範囲を逸脱した場合には、前記第２段制御選定部の選定した第２段制御の制御動作を緊急制御として実行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。
4. 前記第２段制御選定部は、前記第２段制御選定部の選定した第２段制御の制御動作を実行した後、予め決められた条件に従って第２段制御を繰り返す必要があるか否かを判定し、第２段制御の実行が不要であるという判定結果が下るまで第２段制御の選定を継続することを特徴とする請求項２または３に記載の電力系統安定化装置。
5. 前記第１段有効電力制御演算部は、分離系統内にある前記発電機の慣性定数に基づいて決定した係数と分離点の事前有効電力から前記遮断量を求めることを特徴とする請求項１〜４のいずれか１項に記載の電力系統安定化装置。
6. 前記第１段有効電力制御演算部は、系統分離の電圧低下幅が予め定めた値よりも小さい場合には分離点の事前有効電力を前記遮断量とすることを特徴とする請求項１〜５のいずれか１項に記載の電力系統安定化装置。
7. 前記第１段無効電力制御演算部は、前記系統分離前の電力潮流分布から計算した送電線と変圧器の無効電力損失合計と、前記第１段有効電力制御の内容を反映して概算した系統分離後の電力潮流分布から計算した送電線と変圧器の無効電力損失合計の差分、および、前記第１段有効電力制御による無効電力の変化分を合計した系統分離前後の無効電力変動分を、前記操作量とすることを特徴とする請求項１〜６のいずれか１項に記載の電力系統安定化装置。
8. 前記補正無効電力制御演算部は、予め計算しておいた電圧−無効電力特性の逆数と調整すべき電圧変化幅の乗算値を前記補正操作量とすることを特徴とする請求項１〜７のいずれか１項に記載の電力系統安定化装置。
9. 系統の分離によって発電電力量と消費電力量および無効電力の供給量と消費量に不均衡が生じた場合に、分離系統内にある発電機または負荷の遮断による有効電力制御と、分離系統内にある調相設備の遮断または投入による無効電力制御を実行することで、分離系統の周波数および電圧を共に安定化させる電力系統安定化装置の制御方法において、
   系統分離後の一定時間は系統分離後の周波数変動幅が所定の範囲内に収まるようにした前記発電機または前記負荷の遮断量を求める第１段有効電力制御演算ステップと、
   系統分離後の一定時間は系統分離後の電圧変動幅が所定の範囲内に収まるようにした前記調相設備の操作量を求める第１段無効電力制御演算ステップと、
   前記第１段有効電力制御演算ステップにて求めた遮断量に基づいた前記発電機または前記負荷の遮断による分離系統の周波数変化を受けて、変化した周波数を微調整するための前記発電機または前記負荷の補正遮断量を求める補正有効電力制御演算ステップと、
   前記第１段無効電力制御演算ステップにて求めた操作量に基づいた前記調相設備の操作による分離系統の電圧変動を受けて、変動した電圧を微調整するための前記調相設備の補正操作量を求める補正無効電力制御演算ステップ、を含むことを特徴とする電力系統安定化装置の制御方法。
10. 前記第１段有効電力制御演算ステップにて求めた遮断量および前記第１段無効電力制御演算ステップにて求めた操作量に応じて第１段制御を実行する第１段制御実行ステップと、
    前記第１段制御実行ステップを行ってから一定時間経過後の周波数偏差と電圧偏差の組合せに基づいて、前記発電機または前記負荷の遮断、あるいは前記調相設備の遮断または投入のいずれかを、第２段制御の制御動作として選定する第２段制御選定ステップと、
    前記第２段制御選定ステップにて選定した第２段制御を実行する第２段制御実行ステップと、
    前記第２段制御実行ステップを行った後、予め決められた条件に従って第２段制御を繰り返す必要があるか否かを判定する第２段制御継続判定ステップ、を含み、
    前記第２段制御選定ステップでは、前記第２段制御継続判定ステップにて第２段制御が不要であるという判定結果が下るまで第２段制御の選定を続けることを特徴とする請求項９に記載の電力系統安定化装置の制御方法。

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