JP3419970B2 - 電源安定化制御方法および制御装置 - Google Patents
電源安定化制御方法および制御装置Info
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Description
【０００１】
【発明の属する技術分野】この発明は、電力系統に事故
が発生した場合に認められる発電機の加速（動揺）現象
を対象発電機の運動エネルギーを基にして、脱調状態に
至る前に安定化制御を行う電源安定化制御方法とその制
御装置に関するものである。
が発生した場合に認められる発電機の加速（動揺）現象
を対象発電機の運動エネルギーを基にして、脱調状態に
至る前に安定化制御を行う電源安定化制御方法とその制
御装置に関するものである。
【０００２】
【従来の技術】例えば、図１１は「高速過渡安定度判定
法の系統変更時における運用限界判定指標、電気学会論
文誌Ｂ分冊、１０５卷、５号、Ｐ４４３（昭和６０
年）」に示された従来方法による運動エネルギーを基に
した発電機の安定化制御装置の構成図である。
法の系統変更時における運用限界判定指標、電気学会論
文誌Ｂ分冊、１０５卷、５号、Ｐ４４３（昭和６０
年）」に示された従来方法による運動エネルギーを基に
した発電機の安定化制御装置の構成図である。
【０００３】図において、１Ａ〜１Ｃは発電機、２Ａ〜
２Ｇは系統内の母線、３Ａ〜３Ｃは送電線５Ａ〜５Ｋを
流れる電流を検出する変流器（ＣＴ）、４Ａ〜４Ｃは遮
断器、５Ａ〜５Ｋは発電線、６は母線２Ａに印加される
電圧を検出する変成器、７はコントロール・ケーブル、
８は計測制御装置である。
２Ｇは系統内の母線、３Ａ〜３Ｃは送電線５Ａ〜５Ｋを
流れる電流を検出する変流器（ＣＴ）、４Ａ〜４Ｃは遮
断器、５Ａ〜５Ｋは発電線、６は母線２Ａに印加される
電圧を検出する変成器、７はコントロール・ケーブル、
８は計測制御装置である。
【０００４】次に動作について説明する。送電線５Ｂに
事故が発生した場合に、計測制御装置８は変流器３Ａ〜
３Ｃおよび変成器６から取り込んだ電流、電圧を基にし
て発電機１Ａ〜１Ｃの電気的出力Ｐｅを計算し、例えば
図１３に示すＰ−Δδ曲線（発電機電気的出力と発電機
内部位相角偏差の曲線）の全発電機の加速エネルギーＶ
ｋ’を各発電機の運動方程式から算出する。
事故が発生した場合に、計測制御装置８は変流器３Ａ〜
３Ｃおよび変成器６から取り込んだ電流、電圧を基にし
て発電機１Ａ〜１Ｃの電気的出力Ｐｅを計算し、例えば
図１３に示すＰ−Δδ曲線（発電機電気的出力と発電機
内部位相角偏差の曲線）の全発電機の加速エネルギーＶ
ｋ’を各発電機の運動方程式から算出する。
【０００５】なお、図１３でΔδは、発電機内部位相角
偏差（事故発生直前からの位相角偏差）で、 Δδ＝（Ｍ１・δ１＋Ｍ２・δ２＋Ｍ３・δ３）／（Ｍ１＋Ｍ２＋Ｍ３） δ１〜δ３：個々の発電機内部位相角偏差 Ｍ１〜Ｍ３：個々の発電機の慣性定数 で表される。また、Ｐｍは各発電機の機械的入力、Ｐｅ
は各発電機の電気的出力で、事故発生前は平衡状態で、
Ｐｅ＝Ｐｍとなる。
偏差（事故発生直前からの位相角偏差）で、 Δδ＝（Ｍ１・δ１＋Ｍ２・δ２＋Ｍ３・δ３）／（Ｍ１＋Ｍ２＋Ｍ３） δ１〜δ３：個々の発電機内部位相角偏差 Ｍ１〜Ｍ３：個々の発電機の慣性定数 で表される。また、Ｐｍは各発電機の機械的入力、Ｐｅ
は各発電機の電気的出力で、事故発生前は平衡状態で、
Ｐｅ＝Ｐｍとなる。
【０００６】また、Ｖｋ’の値は図１３のハッチングし
た部分の面積を表わし、Δωは、 Δω＝（Ｍ１・ω１＋Ｍ２・ω２＋Ｍ３・ω３）／（Ｍ１＋Ｍ２＋Ｍ３） ω１〜ω３：個々の発電機角周波数 となる。
た部分の面積を表わし、Δωは、 Δω＝（Ｍ１・ω１＋Ｍ２・ω２＋Ｍ３・ω３）／（Ｍ１＋Ｍ２＋Ｍ３） ω１〜ω３：個々の発電機角周波数 となる。
【０００７】このＶｋ’の値を基にして、図１２に示し
た不安定特性図から不安定判別を行い、不安定と判断し
た場合には予め設定したおいた発電機制御量（遮断量）
に従って計測制御装置８は、コントロール・ケーブル７
を通して遮断器４Ａ〜４Ｃに対して最適な組み合わせの
トリップ信号を出し、安定化制御を実施する。なお、図
１２のΣＰ［ＰＵ］は、ΣＰｅに相当し発電機出力の総
和である。
た不安定特性図から不安定判別を行い、不安定と判断し
た場合には予め設定したおいた発電機制御量（遮断量）
に従って計測制御装置８は、コントロール・ケーブル７
を通して遮断器４Ａ〜４Ｃに対して最適な組み合わせの
トリップ信号を出し、安定化制御を実施する。なお、図
１２のΣＰ［ＰＵ］は、ΣＰｅに相当し発電機出力の総
和である。
【０００８】
【発明が解決しようとする課題】従来の電源安定化制御
装置は以上のように構成されるので、１回線遮断時と２
回線遮断時のＶｋ’の値が等しく計算される。これは、
Ｖｋ’の値は図１３のようにΔωに依存するので（後述
の式（１）参照）、図１３のように事故発生前と事故発
生後１秒程度ではＰｍの変化は殆どなく、また、１回線
遮断時（３相地絡事故）と２回線遮断時（６相地絡事
故）では、事故継続中のＰｅの変化が全く同じになって
しまう（同一なインピーダンスの路線の場合）。それ
故、事故中に変化するΔωの値が同じになり、従って、
Ｖｋ’の値が等しくなる。
装置は以上のように構成されるので、１回線遮断時と２
回線遮断時のＶｋ’の値が等しく計算される。これは、
Ｖｋ’の値は図１３のようにΔωに依存するので（後述
の式（１）参照）、図１３のように事故発生前と事故発
生後１秒程度ではＰｍの変化は殆どなく、また、１回線
遮断時（３相地絡事故）と２回線遮断時（６相地絡事
故）では、事故継続中のＰｅの変化が全く同じになって
しまう（同一なインピーダンスの路線の場合）。それ
故、事故中に変化するΔωの値が同じになり、従って、
Ｖｋ’の値が等しくなる。
【０００９】以上のことから、発電機が安定に推移でき
るか否かは、事故発生中の発電機出力と事故除去後の発
電機出力に依存する。発電機の角周波数ωは、後述の式
（１）のように「ＰｍとＰｅとの差」によって加速・減
速を行うが、Ｐｅ（発電機出力）が機械的入力Ｐｍと平
衡しているときは加速・減速をしない。従って、事故に
より発電機出力Ｐｅ値が小さくなると、機械的入力エネ
ルギーが過剰となって発電機を加速するエネルギーに使
用される。なお、平衡しているときは、この機械的入力
は発電機出力に変化する。
るか否かは、事故発生中の発電機出力と事故除去後の発
電機出力に依存する。発電機の角周波数ωは、後述の式
（１）のように「ＰｍとＰｅとの差」によって加速・減
速を行うが、Ｐｅ（発電機出力）が機械的入力Ｐｍと平
衡しているときは加速・減速をしない。従って、事故に
より発電機出力Ｐｅ値が小さくなると、機械的入力エネ
ルギーが過剰となって発電機を加速するエネルギーに使
用される。なお、平衡しているときは、この機械的入力
は発電機出力に変化する。
【００１０】そこで、事故発生中のＰｅの低下分が発電
機の加速に大きく影響するが、事故後のＰｅが事故前に
対してどのくらいの値になるかによっても発電機の安定
性は変わってくる。それ故、１回線事故か２回線事故か
で事故中の発電機の振る舞いは同様でも、事故除去後の
Ｐｅの値が２回線事故の方が１回線事故に比べて小さく
なるため、発電機の加速の度合いが大きくなるので、よ
り不安定な方向へ進むことになる。
機の加速に大きく影響するが、事故後のＰｅが事故前に
対してどのくらいの値になるかによっても発電機の安定
性は変わってくる。それ故、１回線事故か２回線事故か
で事故中の発電機の振る舞いは同様でも、事故除去後の
Ｐｅの値が２回線事故の方が１回線事故に比べて小さく
なるため、発電機の加速の度合いが大きくなるので、よ
り不安定な方向へ進むことになる。
【００１１】従って、１回線事故（３相地絡）と２回線
事故（６相地絡）の両者は事故除去後の発電機の安定性
に大きな違いが生じてくるので、２回線事故時にはより
大きな制御量が必要となが、従来の制御方法では両者の
区別はつかない。
事故（６相地絡）の両者は事故除去後の発電機の安定性
に大きな違いが生じてくるので、２回線事故時にはより
大きな制御量が必要となが、従来の制御方法では両者の
区別はつかない。
【００１２】以上のように、事故の厳しさに対応した制
御量算出の決定が困難であり、またＶｋ’の値が事故中
のみの蓄積エネルギーを用いて算出されるため、事故除
去後の系統安定度の判定が困難であるという問題点があ
った。
御量算出の決定が困難であり、またＶｋ’の値が事故中
のみの蓄積エネルギーを用いて算出されるため、事故除
去後の系統安定度の判定が困難であるという問題点があ
った。
【００１３】この発明は上記のような課題を解決するた
めになされたものであり、どのような種類の事故に対し
ても的確な制御量の決定を行い、また事故除去後の系統
安定度も考慮した安定化制御を実施できる方法および装
置を得ることを目的とする。
めになされたものであり、どのような種類の事故に対し
ても的確な制御量の決定を行い、また事故除去後の系統
安定度も考慮した安定化制御を実施できる方法および装
置を得ることを目的とする。
【００１４】
【課題を解決するための手段】（１）この発明に係る電
源安定化制御方法は、保護対象の電力系統に事故が発生
すると、その電力系統の発電供給量を制御し系統を安定
化する電源安定化制御方法において、上記保護対象の電
力系統の発電制御量（発電供給量の制御量）をシミュレ
ーションする為の系統情報を入力して、シミュレーショ
ンすることにより発電機の運動エネルギーに対応した発
電制御量の第１の特性図を予め作成すると共に、上記第
１の特性図に安定領域、制御領域を決めて予め作成して
おき、事故が発生すると、事故直前から事故除去後所定
時間経過するまでの発電機の運動エネルギーを導出し、
この導出した発電機の運動エネルギーに対応する発電制
御量を上記第１の特性図から求め、上記安定領域にあれ
ば安定と判定し、上記制御領域にあれば上記求めた発電
制御量で発電供給量を制御する方法である。
源安定化制御方法は、保護対象の電力系統に事故が発生
すると、その電力系統の発電供給量を制御し系統を安定
化する電源安定化制御方法において、上記保護対象の電
力系統の発電制御量（発電供給量の制御量）をシミュレ
ーションする為の系統情報を入力して、シミュレーショ
ンすることにより発電機の運動エネルギーに対応した発
電制御量の第１の特性図を予め作成すると共に、上記第
１の特性図に安定領域、制御領域を決めて予め作成して
おき、事故が発生すると、事故直前から事故除去後所定
時間経過するまでの発電機の運動エネルギーを導出し、
この導出した発電機の運動エネルギーに対応する発電制
御量を上記第１の特性図から求め、上記安定領域にあれ
ば安定と判定し、上記制御領域にあれば上記求めた発電
制御量で発電供給量を制御する方法である。
【００１５】（２）また、保護対象の電力系統に事故が
発生すると、その電力系統の発電供給量を制御し系統を
安定化する電源安定化制御方法において、上記保護対象
の電力系統の発電制御量をシミュレーションする為の系
統情報を入力して、シミュレーションすることにより事
故直前と事故除去後所定時間経過後との発電供給量の差
に対応した発電制御量の第１の特性図を予め作成すると
共に、上記第１の特性図に安定領域、制御領域を決めて
予め作成しておき、事故が発生すると、事故直前と事故
除去後所定時間経過後との発電供給量の差を求め、この
求めた発電供給量の差に対応する発電制御量を上記第１
の特性図から求め、上記安定領域にあれば安定と判定
し、上記制御領域にあれば上記発電制御量で発電供給量
を制御する方法である。
発生すると、その電力系統の発電供給量を制御し系統を
安定化する電源安定化制御方法において、上記保護対象
の電力系統の発電制御量をシミュレーションする為の系
統情報を入力して、シミュレーションすることにより事
故直前と事故除去後所定時間経過後との発電供給量の差
に対応した発電制御量の第１の特性図を予め作成すると
共に、上記第１の特性図に安定領域、制御領域を決めて
予め作成しておき、事故が発生すると、事故直前と事故
除去後所定時間経過後との発電供給量の差を求め、この
求めた発電供給量の差に対応する発電制御量を上記第１
の特性図から求め、上記安定領域にあれば安定と判定
し、上記制御領域にあれば上記発電制御量で発電供給量
を制御する方法である。
【００１６】（３）また、保護対象の電力系統に事故が
発生すると、その電力系統の発電供給量を制御し系統を
安定化する電源安定化制御方法において、上記保護対象
の電力系統の発電制御量をシミュレーションする為の系
統情報を入力して、シミュレーションすることにより事
故直前と事故除去後所定時間経過後との発電機の最大位
相角偏差に対応した発電制御量の第１の特性図を予め作
成すると共に、上記第１の特性図に安定領域、制御領域
を決めて予め作成しておき、事故が発生すると事故直前
と事故除去後所定時間経過後との発電機の最大位相角偏
差を導出し、この導出した発電機の最大位相角偏差に対
応する発電制御量を上記第１の特性図から求め、上記安
定領域にあれば安定と判定し、上記制御領域にあれば上
記発電制御量で発電供給量を制御する方法である。
発生すると、その電力系統の発電供給量を制御し系統を
安定化する電源安定化制御方法において、上記保護対象
の電力系統の発電制御量をシミュレーションする為の系
統情報を入力して、シミュレーションすることにより事
故直前と事故除去後所定時間経過後との発電機の最大位
相角偏差に対応した発電制御量の第１の特性図を予め作
成すると共に、上記第１の特性図に安定領域、制御領域
を決めて予め作成しておき、事故が発生すると事故直前
と事故除去後所定時間経過後との発電機の最大位相角偏
差を導出し、この導出した発電機の最大位相角偏差に対
応する発電制御量を上記第１の特性図から求め、上記安
定領域にあれば安定と判定し、上記制御領域にあれば上
記発電制御量で発電供給量を制御する方法である。
【００１７】（４）また、上記（１）〜（３）のいずれ
か１項の電源安定化制御方法により制御すると共に、上
記保護対象の電力系統が再閉路が失敗したときの発電制
御量をシミュレーションする為の系統情報を入力して、
シミュレーションすることにより、再閉路が失敗したと
きに、事故直前から事故除去後所定時間経過するまでの
発電機の運動エネルギーに対応した発電制御量を予め求
めておき、再閉路が失敗したときに、事故直前から事故
除去後所定時間経過するまでの上記発電機の運動エネル
ギーを導出し、この導出した運動エネルギーに対応する
発電制御量を、上記予め求めた発電制御量から求め、こ
の求めた発電制御量で発電供給量を制御する制御する方
法である。
か１項の電源安定化制御方法により制御すると共に、上
記保護対象の電力系統が再閉路が失敗したときの発電制
御量をシミュレーションする為の系統情報を入力して、
シミュレーションすることにより、再閉路が失敗したと
きに、事故直前から事故除去後所定時間経過するまでの
発電機の運動エネルギーに対応した発電制御量を予め求
めておき、再閉路が失敗したときに、事故直前から事故
除去後所定時間経過するまでの上記発電機の運動エネル
ギーを導出し、この導出した運動エネルギーに対応する
発電制御量を、上記予め求めた発電制御量から求め、こ
の求めた発電制御量で発電供給量を制御する制御する方
法である。
【００１８】（５）また、上記（１）〜（３）のいずれ
か１項の電源安定化制御方法により制御すると共に、上
記電力系統が再閉路が失敗したときの発電制御量をシミ
ュレーションする為の系統情報を入力して、シミュレー
ションすることにより、再閉路が失敗したときに、事故
直前と事故除去後所定時間経過後との発電供給量の差に
対応した発電制御量を予め求めておき、再閉路が失敗し
たときに、事故直前と事故除去後所定時間経過後との発
電供給量の差を導出し、この導出した上記発電供給量の
差に対応する発電制御量を、上記予め求めた発電制御量
から求め、この求めた発電制御量で発電供給量を制御す
る方法である。
か１項の電源安定化制御方法により制御すると共に、上
記電力系統が再閉路が失敗したときの発電制御量をシミ
ュレーションする為の系統情報を入力して、シミュレー
ションすることにより、再閉路が失敗したときに、事故
直前と事故除去後所定時間経過後との発電供給量の差に
対応した発電制御量を予め求めておき、再閉路が失敗し
たときに、事故直前と事故除去後所定時間経過後との発
電供給量の差を導出し、この導出した上記発電供給量の
差に対応する発電制御量を、上記予め求めた発電制御量
から求め、この求めた発電制御量で発電供給量を制御す
る方法である。
【００１９】（６）また、上記（１）〜（３）のいずれ
か１項の電源安定化制御方法により制御すると共に、上
記電力系統が再閉路が失敗したときの発電制御量をシミ
ュレーションする為の系統情報を入力して、シミュレー
ションすることにより、再閉路が失敗したときに、事故
直前から再閉路失敗時までの発電機の最大位相角偏差に
対応した発電制御量を予め求めておき、再閉路が失敗し
たときに、事故直前から再閉路失敗時までの上記発電機
の最大位相角偏差を導出し、この導出した最大位相角偏
差に対応する発電制御量を、上記予め求めた発電制御量
から求め、この求めた発電制御量で発電供給量を制御す
る方法である。
か１項の電源安定化制御方法により制御すると共に、上
記電力系統が再閉路が失敗したときの発電制御量をシミ
ュレーションする為の系統情報を入力して、シミュレー
ションすることにより、再閉路が失敗したときに、事故
直前から再閉路失敗時までの発電機の最大位相角偏差に
対応した発電制御量を予め求めておき、再閉路が失敗し
たときに、事故直前から再閉路失敗時までの上記発電機
の最大位相角偏差を導出し、この導出した最大位相角偏
差に対応する発電制御量を、上記予め求めた発電制御量
から求め、この求めた発電制御量で発電供給量を制御す
る方法である。
【００２０】（７）この発明に係る電源安定化制御装置
は、上記（１）〜（６）のいずれか１項の電源安定化制
御方法を用いた電源安定化制御装置としたものである。
は、上記（１）〜（６）のいずれか１項の電源安定化制
御方法を用いた電源安定化制御装置としたものである。
【００２１】
【発明の実施の形態】実施の形態１．
この発明の実施の形態は、事故発生から事故除去後の一
定時間までの蓄積エネルギー（図３のハッチングした部
分に相当）を基に式（１）から運動エネルギーＶｋを算
出し、
定時間までの蓄積エネルギー（図３のハッチングした部
分に相当）を基に式（１）から運動エネルギーＶｋを算
出し、
【００２２】
【数１】
【００２３】Ｍ：各発電機慣性定数（系統容量ベース）
Ｐｅ：各発電機の電気的出力
Ｐｍ：各発電機の機械的入力
ωｏ：基準角周波数
Δω：各発電機の各周波数偏差
ｔｆ：事故発生時刻
ｔｅ：事故除去後の一定時刻（サンプリング終了時刻）
【００２４】このＶｋに対応した制御量をシミュレーシ
ョンにより設定した制御量特性図を作成して、どのよう
な種類の事故に対しても的確な制御量の決定を行い、ま
た事故除去後の系統安定度も考慮した安定化制御を実施
するものである。
ョンにより設定した制御量特性図を作成して、どのよう
な種類の事故に対しても的確な制御量の決定を行い、ま
た事故除去後の系統安定度も考慮した安定化制御を実施
するものである。
【００２５】なお、従来の加速エネルギーＶｋ’は、事
故発生から事故除去直後までの蓄積エネルギーで、Ｖｋ
は、事故発生から事故除去後までの蓄積エネルギーと、
事故除去後から一定時刻までの蓄積エネルギー（事故除
去後のＰｅの値によって開放エネルギーになることの方
が多いが、その場合には負の蓄積エネルギーとして取り
扱う）の和によって定義している。即ち、Ｖｋは加速・
減速のエネルギーを考慮した運動エネルギーである。
故発生から事故除去直後までの蓄積エネルギーで、Ｖｋ
は、事故発生から事故除去後までの蓄積エネルギーと、
事故除去後から一定時刻までの蓄積エネルギー（事故除
去後のＰｅの値によって開放エネルギーになることの方
が多いが、その場合には負の蓄積エネルギーとして取り
扱う）の和によって定義している。即ち、Ｖｋは加速・
減速のエネルギーを考慮した運動エネルギーである。
【００２６】この定義を用いるのは、「この発明が解決
しようとする課題」で説明したように、事故除去後の発
電機の安定性に大きく影響するためであり、事故除去後
の発電機の安定性を考慮するため、両者の和を算出して
いる。よって、図３のΣ＝Ｖｋは式（１）と同じにな
る。また、図３のδｃは事故除去直後（時刻）の発電機
位相角で、δE はサンプリング終了時の発電機位相角を
表している。
しようとする課題」で説明したように、事故除去後の発
電機の安定性に大きく影響するためであり、事故除去後
の発電機の安定性を考慮するため、両者の和を算出して
いる。よって、図３のΣ＝Ｖｋは式（１）と同じにな
る。また、図３のδｃは事故除去直後（時刻）の発電機
位相角で、δE はサンプリング終了時の発電機位相角を
表している。
【００２７】以下、この発明の実施の形態１の図に基づ
いて説明する。図１は本発明の電源安定化制御方法に基
づいた安定化制御装置の構成である。図において、１Ａ
〜１Ｃは発電機、２Ａ〜２Ｇは系統内の母線、３Ａ〜３
Ｃは送電線５Ａ〜５Ｋを流れる電流を検出する変流器
（ＣＴ）、４Ａ〜４Ｃは遮断器、５Ａ〜５Ｋは発電線、
６は母線２Ａに印加される電圧を検出する変成器、７は
コントロール・ケーブル、８は計測制御装置である。
いて説明する。図１は本発明の電源安定化制御方法に基
づいた安定化制御装置の構成である。図において、１Ａ
〜１Ｃは発電機、２Ａ〜２Ｇは系統内の母線、３Ａ〜３
Ｃは送電線５Ａ〜５Ｋを流れる電流を検出する変流器
（ＣＴ）、４Ａ〜４Ｃは遮断器、５Ａ〜５Ｋは発電線、
６は母線２Ａに印加される電圧を検出する変成器、７は
コントロール・ケーブル、８は計測制御装置である。
【００２８】次に動作について説明する。送電線５Ｉ〜
５Ｋの有効電力潮流（発電機１Ａから１Ｃの電気的出
力）は、変流器３Ａ〜３Ｃおよび変成器６を通して得ら
れる電流、電圧データにより計測制御装置８で常時算出
され、例えば送電線５Ｂで事故が発生した場合、母線２
Ａの電圧がある一定値以下になったことをキックとし
て、計測制御装置８は常時モードから監視モードに移行
し、図４に示したフローチャートに従って安定化制御を
行う。
５Ｋの有効電力潮流（発電機１Ａから１Ｃの電気的出
力）は、変流器３Ａ〜３Ｃおよび変成器６を通して得ら
れる電流、電圧データにより計測制御装置８で常時算出
され、例えば送電線５Ｂで事故が発生した場合、母線２
Ａの電圧がある一定値以下になったことをキックとし
て、計測制御装置８は常時モードから監視モードに移行
し、図４に示したフローチャートに従って安定化制御を
行う。
【００２９】即ち、図４において、
（１）ステップＳＴ１は、発電機１Ａ〜１Ｃの電気的出
力を計測制御装置８で常時計測する常時モード。 （２）ステップＳＴ２は、母線２Ａの電圧がＶｆより小
さくなった時点で、計測制御装置８が監視モードに移行
して、角周波数Δωの算出を開始する。 （３）ステップＳＴ３は、監視モードに移行した時点を
時間基準とするため、時刻ｔをリセットする。
力を計測制御装置８で常時計測する常時モード。 （２）ステップＳＴ２は、母線２Ａの電圧がＶｆより小
さくなった時点で、計測制御装置８が監視モードに移行
して、角周波数Δωの算出を開始する。 （３）ステップＳＴ３は、監視モードに移行した時点を
時間基準とするため、時刻ｔをリセットする。
【００３０】（４）ステップＳＴ４は、式（１）より運
動エネルギーＶｋ（発電機１Ａ〜１Ｃの運動エネルギー
の和）を算出する。 （５）ステップＳＴ５は、ステップＳＴ４で算出したＶ
ｋの値が、図２に示した制御量特性図の安定領域にある
かどうかを判定するブロックで、安定領域にあればステ
ップＳＴ９へ進み、その他の場合にはステップＳＴ６へ
進む。 （６）ステップＳＴ６は、Ｖｋ値に対応する必要制御量
を図２に従って算出する。
動エネルギーＶｋ（発電機１Ａ〜１Ｃの運動エネルギー
の和）を算出する。 （５）ステップＳＴ５は、ステップＳＴ４で算出したＶ
ｋの値が、図２に示した制御量特性図の安定領域にある
かどうかを判定するブロックで、安定領域にあればステ
ップＳＴ９へ進み、その他の場合にはステップＳＴ６へ
進む。 （６）ステップＳＴ６は、Ｖｋ値に対応する必要制御量
を図２に従って算出する。
【００３１】（７）ステップＳＴ７は、ステップＳＴ６
で算出した制御量を上回る最小の組み合わせ（最適制御
量）を選択して、遮断器４Ａ〜４Ｃにトリップ信号を送
信して電源制限（制御）を行って自系統内を安定化し、
ステップＳＴ８へ進む。 （８）ステップＳＴ８は、計測制御装置８を一時停止さ
せる。この一時停止とは一定時間のロック状態を意味す
るもので、計測制御装置８は常時、電圧・電流の計測
（常時稼働）はしているが、事故が発生し、制御信号を
出力（ＳＴ７）した後、一定時間計測制御装置８をロッ
クして一時、この装置の停止を行う。 （９）ステップＳＴ９は、計測制御装置８の監視モード
責務時間Ｔｅ内（注：Ｔｅはｔｅとは無関係）であるか
否かを判断し、時間内であればステップＳＴ４へ進み、
それ以外はステップＳＴ１へ進んで計測制御装置８を常
時モードへ戻す。
で算出した制御量を上回る最小の組み合わせ（最適制御
量）を選択して、遮断器４Ａ〜４Ｃにトリップ信号を送
信して電源制限（制御）を行って自系統内を安定化し、
ステップＳＴ８へ進む。 （８）ステップＳＴ８は、計測制御装置８を一時停止さ
せる。この一時停止とは一定時間のロック状態を意味す
るもので、計測制御装置８は常時、電圧・電流の計測
（常時稼働）はしているが、事故が発生し、制御信号を
出力（ＳＴ７）した後、一定時間計測制御装置８をロッ
クして一時、この装置の停止を行う。 （９）ステップＳＴ９は、計測制御装置８の監視モード
責務時間Ｔｅ内（注：Ｔｅはｔｅとは無関係）であるか
否かを判断し、時間内であればステップＳＴ４へ進み、
それ以外はステップＳＴ１へ進んで計測制御装置８を常
時モードへ戻す。
【００３２】上記の説明では、図２の制御量特性図を用
いたが、この特性図から条件式を生成し、この条件式に
基づいて、運動エネルギーに応じて発電機制御量を決定
するようにしてもよい。
いたが、この特性図から条件式を生成し、この条件式に
基づいて、運動エネルギーに応じて発電機制御量を決定
するようにしてもよい。
【００３３】以上のように、実施の形態１の発明によれ
ば、事故除去後一定時間後の運動エネルギーＶｋより制
御量を算出して電源制限を行うので、どのような種類の
事故に対しても的確な制御量の決定、および、事故除去
後の系統安定度も考慮した安定化制御が実施できる。な
お、運動エネルギーＶｋを算出する場合、若干時間がか
かるが、積分することにより計測誤差が相殺されるため
精度の良い制御を行うことができる。
ば、事故除去後一定時間後の運動エネルギーＶｋより制
御量を算出して電源制限を行うので、どのような種類の
事故に対しても的確な制御量の決定、および、事故除去
後の系統安定度も考慮した安定化制御が実施できる。な
お、運動エネルギーＶｋを算出する場合、若干時間がか
かるが、積分することにより計測誤差が相殺されるため
精度の良い制御を行うことができる。
【００３４】実施の形態２．
尚、上記実施の形態１では運動エネルギーＶｋを基に安
定判別、および安定化制御量の算出を行ったが、Ｖｋの
代わりに式（２）を用いても同様の安定化制御が実施で
きる。
定判別、および安定化制御量の算出を行ったが、Ｖｋの
代わりに式（２）を用いても同様の安定化制御が実施で
きる。
【００３５】
Ｐｆ＝Ｐｅ（０−）−Ｐav ‥‥‥‥（２）
Ｐｅ（０−）：事故直前の発電機出力の総和
Ｐav：事故除去後一定期間の発電機出力の総和平均値
【００３６】この実施の形態２の電源安定化制御方法に
基づいた安定化制御装置の構成は図１と同様である。
基づいた安定化制御装置の構成は図１と同様である。
【００３７】次に動作について説明する。図１におい
て、送電線５Ｉ〜５Ｋの有効電力潮流（発電機１Ａから
１Ｃの電気的出力）は、変流器３Ａ〜３Ｃおよび変成器
６を通して得られる電流、電圧データにより計測制御装
置８で常時算出され、例えば送電線５Ｂで事故が発生し
た場合、母線２Ａの電圧がある一定値以下になったこと
をキックとして、計測制御装置８は常時モードから監視
モードに移行し、図６に示したフローチャートに従って
安定化制御を行う。
て、送電線５Ｉ〜５Ｋの有効電力潮流（発電機１Ａから
１Ｃの電気的出力）は、変流器３Ａ〜３Ｃおよび変成器
６を通して得られる電流、電圧データにより計測制御装
置８で常時算出され、例えば送電線５Ｂで事故が発生し
た場合、母線２Ａの電圧がある一定値以下になったこと
をキックとして、計測制御装置８は常時モードから監視
モードに移行し、図６に示したフローチャートに従って
安定化制御を行う。
【００３８】即ち、図６において、
（１）ステップＳＴ１は、発電機１Ａ〜１Ｃの電気的出
力を計測制御装置８で常時計測する常時モード。 （２）ステップＳＴ２は、母線２Ａの電圧がＶｆより小
さくなった時点で、計測制御装置８が監視モードに移行
して、事故直前のＰｅ（０−）を記憶する。 （３）ステップＳＴ３は、監視モードに移行した時点を
時間基準とするため、時刻ｔをリセットする。
力を計測制御装置８で常時計測する常時モード。 （２）ステップＳＴ２は、母線２Ａの電圧がＶｆより小
さくなった時点で、計測制御装置８が監視モードに移行
して、事故直前のＰｅ（０−）を記憶する。 （３）ステップＳＴ３は、監視モードに移行した時点を
時間基準とするため、時刻ｔをリセットする。
【００３９】（４）ステップＳＴ４は、式（２）よりＰ
ｆを算出する。 （５）ステップＳＴ５は、ステップＳＴ４で算出したＰ
ｆの値が、図５に示した制御量特性図の安定領域にある
かどうかを判断するブロックで、安定領域にあれば、ス
テップＳＴ９へ進み、その他の場合はステップＳＴ６へ
進む。 （６）ステップＳＴ６は、Ｐｅ値に対応する必要制御量
を図５に従って算出する。
ｆを算出する。 （５）ステップＳＴ５は、ステップＳＴ４で算出したＰ
ｆの値が、図５に示した制御量特性図の安定領域にある
かどうかを判断するブロックで、安定領域にあれば、ス
テップＳＴ９へ進み、その他の場合はステップＳＴ６へ
進む。 （６）ステップＳＴ６は、Ｐｅ値に対応する必要制御量
を図５に従って算出する。
【００４０】（７）ステップＳＴ７は、ステップＳＴ６
で算出した制御量を上回る最小の組み合わせ（最適制御
量）を選択して、遮断器４Ａ〜４Ｃにトリップ信号を送
信して電源制限（制御）を行って自系統内を安定化し、
ステップＳＴ８へ進む。 （８）ステップＳＴ８は、計測制御装置８を一時停止さ
せる。 （９）ステップＳＴ９は、計測制御装置８の監視モード
責務時間内（Ｔｅ）であるか否かを判断し、時間内であ
ればステップＳＴ４へ進み、それ以外はステップＳＴ１
へ進んで計測制御装置８を常時モードへ戻す。
で算出した制御量を上回る最小の組み合わせ（最適制御
量）を選択して、遮断器４Ａ〜４Ｃにトリップ信号を送
信して電源制限（制御）を行って自系統内を安定化し、
ステップＳＴ８へ進む。 （８）ステップＳＴ８は、計測制御装置８を一時停止さ
せる。 （９）ステップＳＴ９は、計測制御装置８の監視モード
責務時間内（Ｔｅ）であるか否かを判断し、時間内であ
ればステップＳＴ４へ進み、それ以外はステップＳＴ１
へ進んで計測制御装置８を常時モードへ戻す。
【００４１】なお、図５の制御量特性図は、実施の形態
１の図２の制御量特性図と横軸の単位が異なるのみで安
定・不安定の分布は同しになっているが、必ずしも同一
になるものでなく、通常は異なる分布状態になる。
１の図２の制御量特性図と横軸の単位が異なるのみで安
定・不安定の分布は同しになっているが、必ずしも同一
になるものでなく、通常は異なる分布状態になる。
【００４２】上記の説明では、図５の制御量特性図を用
いたが、この特性図から条件式を生成し、この条件式に
基づいて、発電機の出力差に応じて発電機制御量を決定
するようにしてもよい。
いたが、この特性図から条件式を生成し、この条件式に
基づいて、発電機の出力差に応じて発電機制御量を決定
するようにしてもよい。
【００４３】以上のように、実施の形態２の発明によれ
ば、（２）式のＰｆより制御量を算出して電源制限を行
うので、どのような種類の事故に対しても的確な制御量
の決定、および、事故除去後の系統安定度も考慮した安
定化制御が実施できる。また、実施の形態１の運動エネ
ルギーＶｋの算出に比べて、制御の精度は若干劣るが、
発電機出力の計算であるので処理が簡易で処理速度が速
い。
ば、（２）式のＰｆより制御量を算出して電源制限を行
うので、どのような種類の事故に対しても的確な制御量
の決定、および、事故除去後の系統安定度も考慮した安
定化制御が実施できる。また、実施の形態１の運動エネ
ルギーＶｋの算出に比べて、制御の精度は若干劣るが、
発電機出力の計算であるので処理が簡易で処理速度が速
い。
【００４４】実施の形態３．
上記実施の形態１では、Ｖｋ値を基に過渡安定度の安定
判別および安定化制御量の算出を行ったが、実施の形態
１で求めたＶｋ値より安定と判定された後の系統が、高
速再閉路失敗時に安定に推移するか否かもＶｋと事前の
シミュレーションから判定、安定化制御量算出が可能で
ある。（ただし、制御量は事前のシミュレーションによ
り設定しておくものとする。）
判別および安定化制御量の算出を行ったが、実施の形態
１で求めたＶｋ値より安定と判定された後の系統が、高
速再閉路失敗時に安定に推移するか否かもＶｋと事前の
シミュレーションから判定、安定化制御量算出が可能で
ある。（ただし、制御量は事前のシミュレーションによ
り設定しておくものとする。）
【００４５】この実施の形態の電源安定化制御方法に基
づいた安定化制御装置の構成は図１と同様である。次に
動作について説明する。図１において、送電線５Ｉ〜５
Ｋの有効電力潮流（発電機１Ａから１Ｃの電気的出力）
は、変流器３Ａ〜３Ｃおよび変成器６を通して得られる
電流、電圧データにより計測制御装置８で常時算出さ
れ、例えば送電線５Ｂで事故が発生した場合、母線２Ａ
の電圧がある一定値以下になったことをキックとして、
計測制御装置８は常時モードから監視モードに移行し、
図８に示したフローチャートに従って安定化制御を行
う。
づいた安定化制御装置の構成は図１と同様である。次に
動作について説明する。図１において、送電線５Ｉ〜５
Ｋの有効電力潮流（発電機１Ａから１Ｃの電気的出力）
は、変流器３Ａ〜３Ｃおよび変成器６を通して得られる
電流、電圧データにより計測制御装置８で常時算出さ
れ、例えば送電線５Ｂで事故が発生した場合、母線２Ａ
の電圧がある一定値以下になったことをキックとして、
計測制御装置８は常時モードから監視モードに移行し、
図８に示したフローチャートに従って安定化制御を行
う。
【００４６】即ち、図８において、
（１）ステップＳＴ１は、発電機１Ａ〜１Ｃの電気的出
力を計測制御装置８で常時計測する常時モード。 （２）ステップＳＴ２は、母線２Ａの電圧がＶｆより小
さくなった時点で、計測制御装置８が監視モードに移行
して、角周波数Δωの算出を開始する。 （３）ステップＳＴ３は、監視モードに移行した時点を
時間基準とするため、時刻ｔをリセットする。
力を計測制御装置８で常時計測する常時モード。 （２）ステップＳＴ２は、母線２Ａの電圧がＶｆより小
さくなった時点で、計測制御装置８が監視モードに移行
して、角周波数Δωの算出を開始する。 （３）ステップＳＴ３は、監視モードに移行した時点を
時間基準とするため、時刻ｔをリセットする。
【００４７】（４）ステップＳＴ４は、式（１）より運
動エネルギーＶｋ（発電機１Ａ〜１Ｃの運動エネルギー
の和）を算出する。 （５）ステップＳＴ５は、ステップＳＴ４で算出したＶ
ｋの値が、図２に示した制御量特性図の安定領域にある
かどうかを判断するブロックで、安定領域にあればステ
ップＳＴ１２へ進み、その他の場合にはステップＳＴ６
へ進む。 （６）ステップＳＴ６は、Ｖｋ値に対応する必要制御量
を図２に従って算出し、制御量があればステップＳＴ１
１に進み、その他の場合にはステップＳＴ７に進む。
動エネルギーＶｋ（発電機１Ａ〜１Ｃの運動エネルギー
の和）を算出する。 （５）ステップＳＴ５は、ステップＳＴ４で算出したＶ
ｋの値が、図２に示した制御量特性図の安定領域にある
かどうかを判断するブロックで、安定領域にあればステ
ップＳＴ１２へ進み、その他の場合にはステップＳＴ６
へ進む。 （６）ステップＳＴ６は、Ｖｋ値に対応する必要制御量
を図２に従って算出し、制御量があればステップＳＴ１
１に進み、その他の場合にはステップＳＴ７に進む。
【００４８】（７）ステップＳＴ７は、高速再閉路が失
敗か否かを判定するブロックで、失敗ならばステップＳ
Ｔ８へ、その他の場合にはステップＳＴ１０へ進む。 （８）ステップＳＴ８は、Ｖｋ値に対応する必要制御量
を図７に従って算出する。 （９）ステップＳＴ９は、ステップＳＴ８で算出した制
御量を上回る最小の組み合わせ（最適制御量）を選択し
て、遮断器４Ａ〜４Ｃにトリップ信号を送信して電源制
限（制御）を行って自系統内を安定化し、ステップＳＴ
１０へ進む。
敗か否かを判定するブロックで、失敗ならばステップＳ
Ｔ８へ、その他の場合にはステップＳＴ１０へ進む。 （８）ステップＳＴ８は、Ｖｋ値に対応する必要制御量
を図７に従って算出する。 （９）ステップＳＴ９は、ステップＳＴ８で算出した制
御量を上回る最小の組み合わせ（最適制御量）を選択し
て、遮断器４Ａ〜４Ｃにトリップ信号を送信して電源制
限（制御）を行って自系統内を安定化し、ステップＳＴ
１０へ進む。
【００４９】（１０）ステップＳＴ１０は、計測制御装
置８を一時停止させる。 （１１）ステップＳＴ１１は、実施の形態１の安定化制
御を実施する。 （１２）ステップＳＴ１２は、計測制御装置８の監視モ
ード責務時間内（Ｔｅ）であるか否かを判断し、時間内
であればステップＳＴ４へ進み、それ以外はステップＳ
Ｔ１へ進んで計測制御装置８を常時モードへ戻す。
置８を一時停止させる。 （１１）ステップＳＴ１１は、実施の形態１の安定化制
御を実施する。 （１２）ステップＳＴ１２は、計測制御装置８の監視モ
ード責務時間内（Ｔｅ）であるか否かを判断し、時間内
であればステップＳＴ４へ進み、それ以外はステップＳ
Ｔ１へ進んで計測制御装置８を常時モードへ戻す。
【００５０】なお、図７の制御量特性図は、図２の制御
量特性図と安定・不安定の分布は同しになっているが、
必ずしも同一になるものでなく、通常は異なる分布状態
になる。
量特性図と安定・不安定の分布は同しになっているが、
必ずしも同一になるものでなく、通常は異なる分布状態
になる。
【００５１】上記の説明では、図２および図７の制御量
特性図を用いたが、これらの特性図から条件式を生成
し、この条件式に基づいて、運動エネルギーに応じて発
電機制御量を決定するようにしてもよい。
特性図を用いたが、これらの特性図から条件式を生成
し、この条件式に基づいて、運動エネルギーに応じて発
電機制御量を決定するようにしてもよい。
【００５２】以上のように、実施の形態３の発明によれ
ば、再閉路失敗時の安定判別、および安定化制御量を決
定することができ、精度の高い安定化制御が実施でき
る。
ば、再閉路失敗時の安定判別、および安定化制御量を決
定することができ、精度の高い安定化制御が実施でき
る。
【００５３】実施の形態４．
上記実施の形態３では、運動エネルギーＶｋより再閉路
失敗時の安定判別、および安定化制御量の算出を行った
が、Ｖｋの代わりに（３）式により算出される発電機位
相角偏差Δδを用いて安定化制御をすることも可能であ
る。
失敗時の安定判別、および安定化制御量の算出を行った
が、Ｖｋの代わりに（３）式により算出される発電機位
相角偏差Δδを用いて安定化制御をすることも可能であ
る。
【００５４】
【数２】
【００５５】ただし、ｔ２：再閉路時の時刻 即ち、再
閉路前の事故の厳しさによりその事故によってもたらさ
れる電力動揺の大きさからその時の発電機不安定度を決
定することができる。この実施の形態の電源制御安定方
法に基づいた安定化装置の構成は図１と同一である。
閉路前の事故の厳しさによりその事故によってもたらさ
れる電力動揺の大きさからその時の発電機不安定度を決
定することができる。この実施の形態の電源制御安定方
法に基づいた安定化装置の構成は図１と同一である。
【００５６】次に動作について説明する。図１におい
て、送電線５Ｉ〜５Ｋの有効電力潮流（発電機１Ａから
１Ｃの電気的出力）は、変流器３Ａ〜３Ｃおよび変成器
６を通して得られる電流、電圧データにより計測制御装
置８で常時算出され、例えば送電線５Ｂで事故が発生し
た場合、母線２Ａの電圧がある一定値以下になったこと
をキックとして、計測制御装置８は常時モードから監視
モードに移行し、図１０に示したフローチャートに従っ
て安定化制御を行う。
て、送電線５Ｉ〜５Ｋの有効電力潮流（発電機１Ａから
１Ｃの電気的出力）は、変流器３Ａ〜３Ｃおよび変成器
６を通して得られる電流、電圧データにより計測制御装
置８で常時算出され、例えば送電線５Ｂで事故が発生し
た場合、母線２Ａの電圧がある一定値以下になったこと
をキックとして、計測制御装置８は常時モードから監視
モードに移行し、図１０に示したフローチャートに従っ
て安定化制御を行う。
【００５７】即ち、図１０において、
（１）ステップＳＴ１は、発電機１Ａ〜１Ｃの電気的出
力を計測制御装置８で常時計測する常時モード。 （２）ステップＳＴ２は、母線２Ａの電圧がＶｆより小
さくなった時点で、計測制御装置８が監視モードに移行
して、角周波数Δωの算出を開始する。 （３）ステップＳＴ３は、監視モードに移行した時点を
時間基準とするため、時刻ｔをリセットする。
力を計測制御装置８で常時計測する常時モード。 （２）ステップＳＴ２は、母線２Ａの電圧がＶｆより小
さくなった時点で、計測制御装置８が監視モードに移行
して、角周波数Δωの算出を開始する。 （３）ステップＳＴ３は、監視モードに移行した時点を
時間基準とするため、時刻ｔをリセットする。
【００５８】（４）ステップＳＴ４は、式（１）より運
動エネルギーＶｋ（発電機１Ａ〜１Ｃの運動エネルギー
の和）を算出する。 （５）ステップＳＴ５は、ステップＳＴ４で算出したＶ
ｋの値が、図２に示した制御量特性図の安定領域にある
かどうかを判断するブロックで、安定領域にあれば、ス
テップＳＴ１３へ進み、その他の場合にはステップＳＴ
６へ進む。 （６）ステップＳＴ６は、Ｖｋ値に対応する必要制御量
を図２に従って算出し、制御量があればステップＳＴ１
２に進み、その他の場合にはステップＳＴ７に進む。
動エネルギーＶｋ（発電機１Ａ〜１Ｃの運動エネルギー
の和）を算出する。 （５）ステップＳＴ５は、ステップＳＴ４で算出したＶ
ｋの値が、図２に示した制御量特性図の安定領域にある
かどうかを判断するブロックで、安定領域にあれば、ス
テップＳＴ１３へ進み、その他の場合にはステップＳＴ
６へ進む。 （６）ステップＳＴ６は、Ｖｋ値に対応する必要制御量
を図２に従って算出し、制御量があればステップＳＴ１
２に進み、その他の場合にはステップＳＴ７に進む。
【００５９】（７）ステップＳＴ７は、高速再閉路が失
敗か否かを判定するブロックで、失敗ならばステップＳ
Ｔ８へ、その他の場合にはステップＳＴ１１へ進む。 （８）ステップＳＴ８は、（３）式により発電機位相角
偏差Δδを算出する。 （９）ステップＳＴ９は、ステップＳＴ８により算出さ
れる位相角偏差Δδ値の最大値ΔδＭＡＸに対応する必
要制御量を、図９に従って算出する。 （１０）ステップＳＴ１０は、ステップＳＴ９で算出し
た制御量を上回る最小の組み合わせ（最適制御量）を選
択して、遮断器４Ａ〜４Ｃにトリップ信号を送信して電
源制限（制御）を行って自系統内を安定化し、ステップ
ＳＴ１１へ進む。
敗か否かを判定するブロックで、失敗ならばステップＳ
Ｔ８へ、その他の場合にはステップＳＴ１１へ進む。 （８）ステップＳＴ８は、（３）式により発電機位相角
偏差Δδを算出する。 （９）ステップＳＴ９は、ステップＳＴ８により算出さ
れる位相角偏差Δδ値の最大値ΔδＭＡＸに対応する必
要制御量を、図９に従って算出する。 （１０）ステップＳＴ１０は、ステップＳＴ９で算出し
た制御量を上回る最小の組み合わせ（最適制御量）を選
択して、遮断器４Ａ〜４Ｃにトリップ信号を送信して電
源制限（制御）を行って自系統内を安定化し、ステップ
ＳＴ１１へ進む。
【００６０】（１１）ステップＳＴ１１は、計測制御装
置８を一時停止させる。 （１２）ステップＳＴ１２は、実施の形態１の安定化制
御を実施する。 （１３）ステップＳＴ１３は、計測制御装置８の監視モ
ード責務時間内（Ｔｅ）であるか否かを判断し、時間内
であればステップＳＴ４へ進み、それ以外はステップＳ
Ｔ１へ進んで計測制御装置８を常時モードへ戻す。
置８を一時停止させる。 （１２）ステップＳＴ１２は、実施の形態１の安定化制
御を実施する。 （１３）ステップＳＴ１３は、計測制御装置８の監視モ
ード責務時間内（Ｔｅ）であるか否かを判断し、時間内
であればステップＳＴ４へ進み、それ以外はステップＳ
Ｔ１へ進んで計測制御装置８を常時モードへ戻す。
【００６１】なお、図９の制御量特性図の位相角最大偏
差ΔδＭＡＸは、 ΔδＭＡＸ ＝（Ｍ１・Δδ１ＭＡＸ＋Ｍ２・Δδ２ＭＡＸ＋Ｍ３・Δδ３ＭＡＸ） ／（Ｍ１＋Ｍ２＋Ｍ３） Δδ１ＭＡＸ〜Δδ３ＭＡＸ：個々の発電機内部位相角偏差最大値 Ｍ１〜Ｍ３：個々の発電機の慣性定数 で表される。
差ΔδＭＡＸは、 ΔδＭＡＸ ＝（Ｍ１・Δδ１ＭＡＸ＋Ｍ２・Δδ２ＭＡＸ＋Ｍ３・Δδ３ＭＡＸ） ／（Ｍ１＋Ｍ２＋Ｍ３） Δδ１ＭＡＸ〜Δδ３ＭＡＸ：個々の発電機内部位相角偏差最大値 Ｍ１〜Ｍ３：個々の発電機の慣性定数 で表される。
【００６２】なお、図９の制御量特性図は、実施の形態
１の図２の制御量特性図と横軸の単位が異なるのみで安
定・不安定の分布は同しになっているが、必ずしも同一
になるものでなく、通常は異なる分布状態になる。
１の図２の制御量特性図と横軸の単位が異なるのみで安
定・不安定の分布は同しになっているが、必ずしも同一
になるものでなく、通常は異なる分布状態になる。
【００６３】上記の説明では、図２および図９の制御量
特性図を用いたが、これらの特性図から条件式を生成
し、この条件式に基づいて、運動エネルギーおよび位相
角偏差に応じて発電機制御量を決定するようにしてもよ
い。
特性図を用いたが、これらの特性図から条件式を生成
し、この条件式に基づいて、運動エネルギーおよび位相
角偏差に応じて発電機制御量を決定するようにしてもよ
い。
【００６４】この実施の形態４の発明によれば、再閉路
前の事故により電力系統にいかなる厳しさの擾乱が加わ
ったかを知ることができ、Δδの大きさから再閉路失敗
時の安定判別、および安定化制御量を決定することがで
き、精度の高い安定化制御が実施できる。また、この実
施の形態は、式（１）で算出されるΔωをもう１回積分
すればΔδが得られるので、若干演算速度は遅くなる
が、位相角偏差Δδは、事故除去後の再閉路までの間の
偏差を計測しているため、Ｖｋよりも事故除去後の状態
を正確に反映した値となる。
前の事故により電力系統にいかなる厳しさの擾乱が加わ
ったかを知ることができ、Δδの大きさから再閉路失敗
時の安定判別、および安定化制御量を決定することがで
き、精度の高い安定化制御が実施できる。また、この実
施の形態は、式（１）で算出されるΔωをもう１回積分
すればΔδが得られるので、若干演算速度は遅くなる
が、位相角偏差Δδは、事故除去後の再閉路までの間の
偏差を計測しているため、Ｖｋよりも事故除去後の状態
を正確に反映した値となる。
【００６５】実施の形態５．
この発明の実施の形態１では、事故除去してから所定時
間後、Ｖｋに応じた発電制御量で制御し、 実施の形態
２では、事故除去してから所定時間後、発電機の出力差
に応じた発電制御量で制御し、 実施の形態３では、事
故除去してから所定時間後、Ｖｋに応じた発電制御量で
制御し、再閉路失敗時にはＶｋに応じた発電制御量で制
御し、実施の形態４では、事故除去してから所定時間
後、Ｖｋに応じた発電制御量で制御し、再閉路失敗時に
はΔδに応じた発電制御量で制御するようにした。
間後、Ｖｋに応じた発電制御量で制御し、 実施の形態
２では、事故除去してから所定時間後、発電機の出力差
に応じた発電制御量で制御し、 実施の形態３では、事
故除去してから所定時間後、Ｖｋに応じた発電制御量で
制御し、再閉路失敗時にはＶｋに応じた発電制御量で制
御し、実施の形態４では、事故除去してから所定時間
後、Ｖｋに応じた発電制御量で制御し、再閉路失敗時に
はΔδに応じた発電制御量で制御するようにした。
【００６６】この実施の形態５では、
（１）事故除去してから所定時間後、Δδに応じた発電
制御量で制御するようにしてもよい。 （２）また、事故除去してから所定時間後、Ｖｋに応じ
た発電制御量で制御し、再閉路失敗時には、発電機の出
力差に応じた発電制御量で制御するようにしてもよい。
制御量で制御するようにしてもよい。 （２）また、事故除去してから所定時間後、Ｖｋに応じ
た発電制御量で制御し、再閉路失敗時には、発電機の出
力差に応じた発電制御量で制御するようにしてもよい。
【００６７】実施の形態６．
また、この実施の形態６では、
（１）事故除去してから所定時間後、発電機の出力差に
応じた発電制御量で制御し、再閉路失敗時にはＶｋに応
じた発電制御量で制御するようにしてもよく、 （２）事故除去してから所定時間後、発電機の出力差に
応じた発電制御量で制御し、再閉路失敗時には、発電機
の出力差に応じた発電制御量で制御するようにしてもよ
く、 （３）事故除去してから所定時間後、発電機の出力差に
応じた発電制御量で制御し、再閉路失敗時にはΔδに応
じた発電制御量で制御するようにしてもよい。
応じた発電制御量で制御し、再閉路失敗時にはＶｋに応
じた発電制御量で制御するようにしてもよく、 （２）事故除去してから所定時間後、発電機の出力差に
応じた発電制御量で制御し、再閉路失敗時には、発電機
の出力差に応じた発電制御量で制御するようにしてもよ
く、 （３）事故除去してから所定時間後、発電機の出力差に
応じた発電制御量で制御し、再閉路失敗時にはΔδに応
じた発電制御量で制御するようにしてもよい。
【００６８】実施の形態７．
また、この実施の形態７では、
（１）事故除去してから所定時間後、Δδに応じた発電
制御量で制御し、再閉路失敗時にはＶｋに応じた発電制
御量で制御するようにしてもよく、 （２）事故除去してから所定時間後、Δδに応じた発電
制御量で制御し、再閉路失敗時には、発電機の出力差に
応じた発電制御量で制御するようにしてもよく、 （３）事故除去してから所定時間後、Δδに応じた発電
制御量で制御し、再閉路失敗時にはΔδに応じた発電制
御量で制御するようにしてもよい。
制御量で制御し、再閉路失敗時にはＶｋに応じた発電制
御量で制御するようにしてもよく、 （２）事故除去してから所定時間後、Δδに応じた発電
制御量で制御し、再閉路失敗時には、発電機の出力差に
応じた発電制御量で制御するようにしてもよく、 （３）事故除去してから所定時間後、Δδに応じた発電
制御量で制御し、再閉路失敗時にはΔδに応じた発電制
御量で制御するようにしてもよい。
【００６９】実施の形態８．
上記実施の形態では電源を安定化する制御方法について
述べたが、この制御方法を用いた電源安定化制御装置と
してもよい。
述べたが、この制御方法を用いた電源安定化制御装置と
してもよい。
【図１】 この発明の実施の形態１の電源制御安定化装
置を示す構成図である。
置を示す構成図である。
【図２】 この発明の実施の形態１の運動エネルギーと
発電機制御量の関係を示す制御量特性図である。
発電機制御量の関係を示す制御量特性図である。
【図３】 この発明の実施の形態１の運動エネルギーの
概念を示すＰ−Δδ曲線である。
概念を示すＰ−Δδ曲線である。
【図４】 この発明の実施の形態１の電源制御安定化方
法を示すフローチャートである。
法を示すフローチャートである。
【図５】 この発明の実施の形態２のＰｆと発電機制御
量の関係を示す制御量特性図である。
量の関係を示す制御量特性図である。
【図６】 この発明の実施の形態２の電源制御安定化方
法を示すフローチャートである。
法を示すフローチャートである。
【図７】 この発明の実施の形態３の運動エネルギーと
再閉路失敗時の発電機制御量の関係を示す制御量特性図
である。
再閉路失敗時の発電機制御量の関係を示す制御量特性図
である。
【図８】 この発明の実施の形態３の電源制御安定化方
法を示すフローチャートである。
法を示すフローチャートである。
【図９】 この発明の実施の形態４の位相角最大値と再
閉路失敗時の発電機制御量の関係を示す制御量特性図で
ある。
閉路失敗時の発電機制御量の関係を示す制御量特性図で
ある。
【図１０】 この発明の実施の形態４の電源制御安定化
方法を示すフローチャートである。
方法を示すフローチャートである。
【図１１】 従来の電源制御安定化装置を示す構成図で
ある。
ある。
【図１２】 従来の加速エネルギーと発電機総出力の安
定度の関係を示す特性図である。
定度の関係を示す特性図である。
【図１３】 従来の電源制御安定化方法を示すフローチ
ャートである。
ャートである。
１Ａ〜１Ｃ 発電機、２Ａ〜２Ｇ 母線、３Ａ〜３Ｃ
変流器（ＣＴ）、４Ａ〜４Ｃ 遮断器、５Ａ〜５Ｋ 送
電線、６ 変成器、７ コントロール・ケーブル、８
計測制御装置。
変流器（ＣＴ）、４Ａ〜４Ｃ 遮断器、５Ａ〜５Ｋ 送
電線、６ 変成器、７ コントロール・ケーブル、８
計測制御装置。
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(56)参考文献 特開 平３−173320（ＪＰ，Ａ)
特開 平３−169226（ＪＰ，Ａ)
特開 昭56−41725（ＪＰ，Ａ)
鈴木守、柳橋健、相田忠弘、押田秀
治，大容量電源系統のオンライン安定化
制御方式，電気学会研究会資料電力技術
研究会，日本，社団法人電気学会，1988
年 ７月29日，ＰＥ−88 94〜112，第
41頁〜第50頁
(58)調査した分野(Int.Cl.7，ＤＢ名)
H02J 3/00 - 5/00
H02H 3/48
ＪＩＣＳＴファイル（ＪＯＩＳ)
Claims (7)
- 【請求項１】 保護対象の電力系統に事故が発生する
と、その電力系統の発電供給量を制御し系統を安定化す
る電源安定化制御方法において、上記保護対象の電力系統の発電制御量（発電供給量の制
御量）をシミュレーションする為の系統情報を入力し
て、シミュレーションすることにより発電機の運動エネ
ルギーに対応した発電制御量の第１の特性図を予め作成
すると共に、上記第１の特性図に安定領域、制御領域を
決めて予め作成しておき、 事故が発生すると、事故直前から事故除去後所定時間経
過するまでの発電機の運動エネルギーを導出し、この導
出した発電機の運動エネルギーに対応する発電制御量を
上記第１の特性図から求め、上記安定領域にあれば安定
と判定し、上記制御領域にあれば上記求めた発電制御量
で発電供給量を制御する ようにしたことを特徴とする電
源安定化制御方法。 - 【請求項２】 保護対象の電力系統に事故が発生する
と、その電力系統の発電供給量を制御し系統を安定化す
る電源安定化制御方法において、上記保護対象の電力系統の発電制御量をシミュレーショ
ンする為の系統情報を入力して、シミュレーションする
ことにより事故直前と事故除去後所定時間経過後との発
電供給量の差に対応した発電制御量の第１の特性図を予
め作成すると共に、上記第１の特性図に安定領域、制御
領域を決めて予め作成しておき、 事故が発生すると、事故直前と事故除去後所定時間経過
後との発電供給量の差を求め、この求めた発電供給量の
差に対応する発電制御量を上記第１の特性図から求め、
上記安定領域にあれば安定と判定し、上記制御領域にあ
れば上記発電制御量で発電供給量を制御する ようにした
ことを特徴とする電源安定化制御方法。 - 【請求項３】 保護対象の電力系統に事故が発生する
と、その電力系統の発電供給量を制御し系統を安定化す
る電源安定化制御方法において、上記保護対象の電力系統の発電制御量をシミュレーショ
ンする為の系統情報を入力して、シミュレーションする
ことにより事故直前と事故除去後所定時間経過後との発
電機の最大位相角偏差に対応した発電制御量の第１の特
性図を予め作成す ると共に、上記第１の特性図に安定領
域、制御領域を決めて予め作成しておき、事故が発生す
ると事故直前と事故除去後所定時間経過後との発電機の
最大位相角偏差を導出し、この導出した発電機の最大位
相角偏差に対応する発電制御量を上記第１の特性図から
求め、上記安定領域にあれば安定と判定し、上記制御領
域にあれば上記発電制御量で発電供給量を制御する よう
にしたことを特徴とする電源安定化制御方法。 - 【請求項４】 請求項１〜３のいずれか１項の電源安定
化制御方法により制御すると共に、 上記保護対象の電力系統が再閉路が失敗したときの発電
制御量をシミュレーションする為の系統情報を入力し
て、シミュレーションすることにより、再閉路が失敗し
たときに、事故直前から事故除去後所定時間経過するま
での発電機の運動エネルギーに対応した発電制御量を予
め求めておき、 再閉路が失敗したときに、事故直前から事故除去後所定
時間経過するまでの上記発電機の運動エネルギーを導出
し、この導出した運動エネルギーに対応する発電制御量
を、上記予め求めた発電制御量から求め、この求めた発
電制御量で発電供給量を制御する ようにしたことを特徴
とする電源安定化制御方法。 - 【請求項５】 請求項１〜３のいずれか１項の電源安定
化制御方法により制御すると共に、 上記保護対象の電力系統が再閉路が失敗したときの発電
制御量をシミュレーションする為の系統情報を入力し
て、シミュレーションすることにより、 再閉路が失敗したときに、事故直前と事故除去後所定時
間経過後との発電供給量の差に対応した発電制御量を予
め求めておき、 再閉路が失敗したときに、事故直前と事故除去後所定時
間経過後との発電供給量の差を導出し、この導出した上
記発電供給量の差に対応する発電制御量を、上記予め求
めた発電制御量から求め、この求めた発電制御量で発電
供給量を制御する ようにしたことを特徴とする電源安定
化制御方法。 - 【請求項６】 請求項１〜３のいずれか１項の電源安定
化制御方法により制御すると共に、 上記保護対象の電力系統が再閉路が失敗したときの発電
制御量をシミュレーショ ンする為の系統情報を入力し
て、シミュレーションすることにより、 再閉路が失敗したときに、事故直前から再閉路失敗時ま
での発電機の最大位相角偏差に対応した発電制御量を予
め求めておき、 再閉路が失敗したときに、事故直前から再閉路失敗時ま
での上記発電機の最大位相角偏差を導出し、この導出し
た最大位相角偏差に対応する発電制御量を、上記予め求
めた発電制御量から求め、この求めた発電制御量で発電
供給量を制御する ようにしたことを特徴とする電源安定
化制御方法。 - 【請求項７】 請求項１〜６のいずれか１項の電源安定
化制御方法を用いた電源安定化制御装置。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP24762095A JP3419970B2 (ja) | 1995-09-26 | 1995-09-26 | 電源安定化制御方法および制御装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP24762095A JP3419970B2 (ja) | 1995-09-26 | 1995-09-26 | 電源安定化制御方法および制御装置 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH0993818A JPH0993818A (ja) | 1997-04-04 |
| JP3419970B2 true JP3419970B2 (ja) | 2003-06-23 |
Family
ID=17166224
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP24762095A Expired - Fee Related JP3419970B2 (ja) | 1995-09-26 | 1995-09-26 | 電源安定化制御方法および制御装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP3419970B2 (ja) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP6081124B2 (ja) * | 2012-10-05 | 2017-02-15 | 株式会社東芝 | 系統安定化装置および系統安定化方法 |
| WO2016136630A1 (ja) * | 2015-02-23 | 2016-09-01 | 三菱電機株式会社 | 系統安定度推定装置および系統安定度推定方法 |
-
1995
- 1995-09-26 JP JP24762095A patent/JP3419970B2/ja not_active Expired - Fee Related
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 鈴木守、柳橋健、相田忠弘、押田秀治，大容量電源系統のオンライン安定化制御方式，電気学会研究会資料電力技術研究会，日本，社団法人電気学会，１９８８年 ７月２９日，ＰＥ−８８ ９４〜１１２，第４１頁〜第５０頁 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JPH0993818A (ja) | 1997-04-04 |
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