JP4990951B2 - 電力系統安定化装置及び電力系統安定化方法 - Google Patents

Description

本発明は、電力系統安定化装置及び電力系統安定化方法に関する。

電力系統における潮流の上流側と下流側との間の送電線に事故等が発生した場合、同事故が発生していない送電線の潮流及び電力系統のインピーダンスが急増する。もしこれを放置すれば、電力系統の上流側と下流側との間の発電機の相差角が拡大して脱調状態に陥り、結果的に下流側の負荷に対し大規模な停電を引き起こす虞がある。

そこで、例えば、事故発生直後に、電力系統から発電機を遮断したり（「電制」と称する）負荷を遮断したり（「負制」と称する）することによって、同電力系統の安定化（即ち、発電機の脱調状態を回避すること）を図る電力系統安定化装置が知られている（例えば、特許文献１参照）。

また、例えば、前述した電制及び負制を行なうと同時に、電力系統における変電所等に設置された電力用コンデンサや分路リアクトル等の調相器の開閉を行なうことによって、同電力系統の安定化を図る電力系統安定化装置が知られている（例えば、特許文献２参照）。

特開昭６１−４６１２３号公報 特開２００１−３５２６７８号公報

ところで、前述した電制は結果的に電力の供給量を低下させることとなり、前述した負制は結果的に負荷に該当する地域を停電させることとなる。つまり、電制量や負制量等といった「制御量」が大きくなると、電力の供給量が低下したり停電が発生したりするという問題が生じる。

本発明は、かかる課題に鑑みてなされたものであり、その目的とするところは、電力系統の制御量を抑制しつつ同電力系統の動揺を抑制することにある。

前記課題を解決するための発明は、電力系統の上流側と下流側との間に配設された第１の送電線の事故を検出する検出装置と、前記電力系統の状態を示す系統情報を取得する取得装置と、前記検出装置が前記第１の送電線の事故を検出した場合、前記取得装置が取得する前記系統情報に基づいて、前記電力系統の上流側と下流側との間の発電機の相差角が所定範囲内となるように、前記検出装置が前記第１の送電線の事故を検出しない状態では前記電力系統とループを常時形成しない第２の送電線が、前記電力系統とループを形成するように制御する制御装置と、を備えた電力系統安定化装置である。

尚、電力系統と第２の送電線とがループを形成することは、（１）第２の送電線が、電力系統における事故が発生した第１の送電線と並列回路のループを形成すること、（２）第２の送電線が、電力系統における事故が発生した第１の送電線以外の上流側又は下流側とループを形成すること、（３）以上の２つの複合、の何れかを意味する。

この電力系統安定化装置によれば、第１の送電線の事故を契機として、系統情報が示す電力系統の状態に応じて、電力系統及び第２の送電線が互いにループを形成する制御を通じて、電力系統のインピーダンスを低減させることによって、例えば第一波脱調を抑制できる。また、電力系統の上流側と下流側との間の発電機の相差角を所定範囲内に収束させて同電力系統の動揺を抑制し、よって例えば第一波脱調のみならずその後の振動脱調を防止できる。つまり、電力系統の電制量や負制量等といった制御量が抑制されつつ同電力系統の動揺が抑制される。尚、第２送電線が、例えば、普段は異なる用途で使用されているものであれば、これを事故時に限って電力系統の動揺の抑制のために活用できるため、その分だけ低コストになる。

また、かかる電力系統安定化装置において、前記制御装置は、前記検出装置が前記第１の送電線の事故を検出した場合、前記取得装置が取得する前記系統情報に基づいて、前記電力系統の上流側と下流側との間の発電機の相差角が所定範囲内となるように、前記検出装置が前記第１の送電線の事故を検出しない状態では前記電力系統とループを常時形成しない第２の送電線が、前記電力系統とループを形成するように制御するか、又は、前記検出装置が前記第１の送電線の事故を検出しない状態では前記電力系統とループを常時形成する第３の送電線が、前記電力系統とループを形成しないように制御することが好ましい。

尚、電力系統と第３の送電線とがループを形成することは、（１）第３の送電線が、電力系統における事故が発生した第１の送電線と並列回路のループを形成すること、（２）第３の送電線が、電力系統における事故が発生した第１の送電線以外の上流側又は下流側とループを形成すること、（３）以上の２つの複合、の何れかを意味する。

この電力系統安定化装置によれば、第１の送電線の事故を契機として、系統情報が示す電力系統の状態に応じて、電力系統及び第２の送電線が互いにループを形成する制御を通じて電力系統のインピーダンスを低減させたり、電力系統及び第３の送電線が互いにループを形成しない制御を通じて電力系統のインピーダンスを増加させたりすることによって、電力系統の上流側と下流側との間の発電機の相差角を所定範囲内に効果的に収束させて同電力系統の動揺を効果的に抑制し、よって例えば第一波脱調のみならずその後の振動脱調を防止できる。つまり、電力系統の電制量や負制量等といった制御量が抑制されつつ同電力系統の動揺が抑制される。尚、第２及び第３の送電線が、例えば、普段は異なる用途で使用されているものであれば、これらを事故時に限って電力系統の動揺の抑制のために活用できるため、その分だけ低コストになる。

また、かかる電力系統安定化装置において、前記制御装置は、前記系統情報に基づいて、前記相差角が拡大する場合、前記第２の送電線が前記電力系統とループを形成するように制御し、前記相差角が縮小する場合、前記第３の送電線が前記電力系統とループを形成しないように制御することが好ましい。

一般に、電力相差角曲線によれば、発電機の相差角が拡大する際に電力系統のインピーダンスを低減させると、この相差角が拡大から縮小へ転じるときにとり得る相差角の最大値が小さくなり、発電機の相差角が縮小する際に電力系統のインピーダンスを増加させると、この相差角が縮小から拡大へ転じるときにとり得る相差角の最小値が大きくなる。よって、この電力系統安定化装置によれば、電力系統及び第２の送電線が互いにループを形成する制御又は電力系統及び第３の送電線が互いにループを形成しない制御を通じて電力系統のインピーダンスを増減させることによって、相差角の範囲がより速く狭くなる。つまり、相差角がより速く所定範囲内に収束する。

また、かかる電力系統安定化装置において、前記制御装置は、前記第２の送電線が前記電力系統とループを形成するように制御する動作と、前記第３の送電線が前記電力系統とループを形成しないように制御する動作とを、所定回数繰り返すこととしてもよい。
この電力系統安定化装置によれば、例えば発電機の相差角が効果的に所定範囲内に収束するような予め定められた所定回数だけ電力系統のインピーダンスを増減させることによって、電力系統の動揺をより効果的且つ効率的に抑制できる。

また、かかる電力系統安定化装置において、前記制御装置は、前記第２の送電線が前記電力系統とループを形成するように制御する動作と、前記第３の送電線が前記電力系統とループを形成しないように制御する動作とを、前記相差角が所定範囲内となるまで繰り返すこととしてもよい。
この電力系統安定化装置によれば、電力系統の動揺をより効果的且つ確実に抑制できる。

また、かかる電力系統安定化装置において、前記系統情報は、前記送電線の事故が検出される前に過渡安定度計算を行うための情報、前記送電線の事故が検出されたときに前記電力系統の上流側と下流側との間の発電機の相差角の拡大又は縮小を判別するための情報、潮流を示す情報の何れかの情報であることが好ましい。
この電力系統安定化装置によれば、例えば電力系統の動揺を表わす発電機の相差角又は潮流の時間変化に応じて電力系統のインピーダンスを低減させることができるため、電力系統の電制量や負制量等といった制御量を抑制しつつ同電力系統の動揺を効果的に抑制できる。

また、かかる電力系統安定化装置において、前記制御装置は、前記検出装置が前記第１の送電線の事故を検出した場合、前記電力系統に対して前記発電機を遮断することとしてもよい。具体的には、前述したループを形成する又は形成しない制御は、電力系統に対して発電機を遮断する制御と共に実行してもよい。
この電力系統安定化装置によれば、電制と、例えば電力系統の一部及び第２の送電線が互いにループを形成する制御とにより第一波脱調を防止するとともに、例えば電力系統の一部及び第２の送電線が互いにループを形成する制御を通じて電力系統のインピーダンスを低減させることによって第一波脱調回避の後の振動脱調を防止できる。このとき、第一波脱調及び振動脱調を回避するために必要な電制量は、第２の送電線が例えば電力系統の一部とループを形成するように制御する動作を行わない場合よりも小さくなる。

また、かかる電力系統安定化装置において、前記電力系統に接続される複数の変電所等の母線に配置され、前記母線に供給される無効電力を制御する調相器を備え、前記制御装置は、前記検出装置が前記第１の送電線の事故を検出した場合、前記第２の送電線が前記電力系統とループを形成するように制御する動作の前に、前記調相器を開閉制御することとしてもよい。

この電力系統安定化装置によれば、例えば、第１の送電線の事故に起因して電力系統が不安定となることが予想されるときに調相器の開閉制御により第一波脱調を防止するとともに、例えば電力系統の一部及び第２の送電線が互いにループを形成する制御を通じて電力系統のインピーダンスを低減させることによって第一波脱調回避の後の振動脱調を防止できる。尚、以上に限定されるものではなく、調相器の開閉制御の開始のタイミング（タイミングＡ）は、電力系統及び第２の送電線がループを形成する制御の開始のタイミング（タイミングＢ）と同時であってもよいし又は後であってもよい。例えば、タイミングＡとタイミングＢとが同時の場合、調相器の開閉制御と電力系統及び第２の送電線がループを形成する制御とを共に実行することによって第１波脱調を防止し、引き続き電力系統及び第２の送電線がループを形成する制御を通じて電力系統のインピーダンスを低減させることによって第一波脱調回避の後の振動脱調を防止する。

また、かかる電力系統安定化装置において、前記電力系統に接続される複数の変電所等の母線に配置され、前記母線に供給される無効電力を制御する調相器を備え、前記制御装置は、前記検出装置が前記第１の送電線の事故を検出した場合、前記第２の送電線が例えば前記電力系統とループを形成するように制御する動作と、前記第３の送電線が前記電力系統とループを形成しないように制御する動作との前に、前記調相器を開閉制御することとしてもよい。

この電力系統安定化装置によれば、例えば、第１の送電線の事故に起因して電力系統が不安定となることが予想されるときに調相器の開閉制御により第一波脱調を防止するとともに、例えば電力系統の一部及び第２の送電線が互いにループを形成する制御又は例えば電力系統の一部及び第３の送電線が互いにループを形成しない制御を通じて電力系統のインピーダンスを増減させることによって第一波脱調回避の後の振動脱調を防止できる。尚、以上に限定されるものではなく、調相器の開閉制御の開始のタイミング（タイミングＣ）は、電力系統及び第２の送電線がループを形成する制御又は電力系統及び第３の送電線がループを形成しない制御の開始のタイミング（タイミングＤ）と同時であってもよいし又は後であってもよい。例えば、タイミングＣとタイミングＤとが同時の場合、調相器の開閉制御と電力系統及び第２の送電線がループを形成する制御又は電力系統及び第３の送電線がループを形成しない制御とを共に実行することによって第１波脱調を防止し、引き続き電力系統及び第２の送電線がループを形成する制御又は電力系統及び第３の送電線がループを形成しない制御を通じて電力系統のインピーダンスを増減させることによって第一波脱調回避の後の振動脱調を防止する。

また前記課題を解決するための発明は、電力系統の上流側と下流側との間に配設された第１の送電線の事故が検出された場合、前記電力系統の状態を示す系統情報に基づいて、前記電力系統の上流側と下流側との間の発電機の相差角が所定範囲内となるように、前記第１の送電線の事故が検出されない状態では前記電力系統とループを常時形成しない第２の送電線が、前記電力系統とループを形成するように制御する電力系統安定化方法である。
この電力系統安定化方法によれば、電力系統の電制量や負制量等といった制御量が抑制されつつ同電力系統の動揺が抑制される。尚、第２送電線が、例えば、普段は異なる用途で使用されているものであれば、これを事故時に限って電力系統の動揺の抑制のために活用できるため、当該方法をその分だけ低コストで実施できる。

本発明によれば、電力系統の制御量を抑制しつつ同電力系統の動揺を抑制できる。

本実施の形態の電力系統安定化装置の構成例を示すブロック図である。 本実施の形態の電力系統の構成例を示す系統図である。 （ａ）は、発電機の相差角が拡大する際に送電線のインピーダンスが一定の場合の電力相差角曲線を示すグラフであり、（ｂ）は、発電機の相差角が拡大する際に送電線のインピーダンスが低減する場合の電力相差角曲線を示すグラフである。 （ａ）は、発電機の相差角が縮小する際に送電線のインピーダンスが一定の場合の電力相差角曲線を示すグラフであり、（ｂ）は、発電機の相差角が縮小する際に送電線のインピーダンスが増加する場合の電力相差角曲線を示すグラフである。 図１の電力系統安定化装置の親局及び演算装置の動作例を説明するためのフローチャートである。 本実施の形態の発電機の相差角の時間変化の一例を示すダイアグラムである。

===電力系統安定化装置===
図１及び図２を参照しつつ、本実施の形態の電力系統安定化装置１の構成例について説明する。尚、図１は、電力系統安定化装置１の構成例を示すブロック図であり、図２は、本実施の形態の電力系統２の構成例を示す系統図である。

図１に例示されるように、電力系統安定化装置１は、系統情報収集装置（取得装置）１２と、演算装置（制御装置）１１と、親局（制御装置）１０と、事故検出装置（検出装置）７１及び子局７０と、後述する送電線２１１、２０９の開閉器２３、２１及び子局２２、２０（制御装置）と、発電機用の遮断器３１及び子局３０（制御装置）と、負荷用の遮断器４１及び子局４０（制御装置）と、電力用コンデンサ（ＳＣ：Shunt Capacitor、調相器）５１及び子局５０（制御装置）と、分路リアクトル（ＳｈＲ：Shunt Reactor、調相器）６１及び子局６０（制御装置）と、伝送路８０とを備えている。

系統情報収集装置１２は、電力系統２内に配置されて、同電力系統２における発電機の端子電圧Ｖｓ、送電線の有効電力Ｐ、送電線の無効電力Ｑ、送電線の電流Ｉ、負荷母線の電圧Ｖｒ等の運用情報と、同電力系統２における開閉器２３、２１、遮断器３１、４１、電力用コンデンサ５１、分路リアクトル６１等の開閉状態の機器情報とを有する系統情報を取得する情報処理装置である。

演算装置１１は、系統情報収集装置１２により取得された系統情報に基づいて、電力系統２の過渡安定度を計算する情報処理装置である。この演算装置１１は、具体的には、事故ごとに、電力系統２の動特性モデルを用いた過渡安定度計算を通じて同電力系統２の安定度（即ち、脱調するか否か）を判定しつつ、開閉制御するべき開閉器２３、２１（即ち、当該送電線とループを形成する又はしない送電線）の選択、同開閉制御のタイミング、開閉制御するべき調相器５１、６１の選択、開制御するべき遮断器３１、４１の選択等を行なう。ここで、本実施の形態では、事故後に調相器５１、６１の開閉制御及び送電線どうしでループを形成する又はしない制御のみを行なう想定で電力系統２の過渡安定度計算が行われ、もしこの計算結果が電力系統２の安定度として不十分という結果になった場合には、これらとともに遮断器３１、４１の開制御（即ち、電制、負制）を行なう想定で電力系統２の過渡安定度計算が再度行われる。

親局１０は、ＣＰＵ１０１、ＲＯＭ１０２、ＲＡＭ１０３、タイマ１０４、及び記憶装置１０５を備えた制御装置である。ＣＰＵ１０１は、事故ごとに、演算装置１１により過渡安定度計算に基づいて選択された開閉器２３、２１、調相器５１、６１、及び遮断器３１、４１にそれぞれ対応する子局２２、２０、５０、６０、３０、４０に対し所定の制御信号（投入指令及び遮断指令）を送信する処理等を実行する。ＲＯＭ１０２は、例えばこのような処理の手順を定めるプログラム等を記憶する。ＲＡＭ１０３は、例えばこのような処理に用いられる各種データ等を記憶する。タイマ１０４は、子局２２、２０、５０、６０、３０、４０に対し所定の制御信号を送信するタイミングを定める時間を計時する。記憶装置１０５は、例えば、事故位置及び事故様相ごとに、演算装置１１による過渡安定度計算に基づいて選択された開閉器２３、２１、調相器５１、６１、及び遮断器３１、４１にそれぞれ対応する子局２２、２０、５０、６０、３０、４０を示す情報を予め格納する。

事故検出装置７１は、例えば送電線に設けられた複数の保護リレー（不図示）の状態に基づいて、事故が発生した送電線や同送電線における事故点等を示す事故位置の情報と、同事故の種類や内容等を示す事故様相の情報とを生成し、この情報を検出信号として子局７０を介して親局１０に送信する検出器である。

子局２２、２０、３０、４０、５０、６０は、親局１０から受信した所定の制御信号に基づいて、当該送電線と他の送電線とでループを形成する・しない制御を行なったり、電力系統２に対し、電力用コンデンサ（ＳＣ）５１及び分路リアクトル（ＳｈＲ）６１を投入又は遮断したり、発電機及び負荷を接続又は遮断したりする制御装置である。

開閉器２３、２１は、子局２２、２０に制御されて、当該送電線に対し他の送電線を接続又は遮断する装置である。
遮断器３１、４１は、子局３０、４０に制御されて、電力系統２と発電機及び負荷とを接続又は遮断する装置である。

電力用コンデンサ（以後「ＳＣ」と略称する）５１は、子局５０を通じて電力系統２に対し投入又は遮断されることによって、母線の無効電力（Ｑ）を制御する調相器である。具体的には、ＳＣ５１の投入によって、該当の変電所における母線（例えば図２の母線２０１ａ）の電圧が上昇し、ＳＣ５１の遮断によって、該当の変電所における母線の電圧が下降するようになっている。

分路リアクトル（以後「ＳｈＲ」と略称する）６１は、子局６０を通じて電力系統２に対し投入又は遮断されることによって、母線の無効電力（Ｑ）を制御する調相器である。具体的には、ＳｈＲ６１の遮断によって、該当の変電所における母線（例えば図２の母線２０５ａ）の電圧が上昇し、ＳｈＲ６１の投入によって、該当の変電所における母線の電圧が下降するようになっている。

伝送路８０は、親局１０と子局２２、２０、３０、４０、５０、６０、７０との間を通信可能に接続する例えばＬＡＮ（Local Area Network）等の通信網である。

図２に例示される電力系統２は、同図の紙面の略上下方向に延在する送電線２１４（第１の送電線）を備えて構成されている。この電力系統２は、例えば３つの系統２ａ、２ｂ、２ｃから構成されており、これらの系統２ａ、系統２ｂ、系統２ｃは、それぞれ、送電線２０４ａ（第１の送電線）、送電線２０４ｂ（第１の送電線）、送電線２０４ｃ（第１の送電線）を備えている。本実施の形態では、図２の紙面の上下方向に短い線路として離散的に延在する送電線２１３（第１の送電線）、送電線２０８（第１の送電線）、送電線２１０（第１の送電線）、送電線２１２（第１の送電線）と、前述した系統２ａ、２ｂ、２ｃごとに図２の紙面の左右方向に延在する短い線路である送電線２０４ａ、２０４ｂ、２０４ｃとを全て接続して、前述した「送電線２１４」と総称する。尚、本実施の形態では、送電線２０４ａ、２０４ｂ、２０４ｃ、２１３、２０８、２１０、２１２のそれぞれは、一対の線路である。また、本実施の形態では、系統２ｃにも発電機（不図示）が設けられており、潮流全体の方向は、送電線２１４の図２の紙面下側から上側へ向いており、同潮流の上流側は系統２ｃ側であり、同潮流の下流側は系統２ｂ側であるものとする。

系統２ａは、例えば１つの変電所等に対応し、図２の紙面の上下方向に平行に示される母線２０７ａ、２０５ａ、２０１ａのうち、母線２０７ａが前述した送電線２０８、２１０どうしを接続し、母線２０７ａ及び母線２０５ａの間に一対の変圧器２０６ａが並列に接続され、母線２０５ａ及び母線２０１ａの間に前述した送電線２０４ａが接続されている。尚、本実施の形態では、母線２０１ａに発電機２０２ａ、２０３ａ及びＳＣ５１が接続され、母線２０５ａにＳｈＲ６１が接続されている。また、母線２０１ａには、所定の送電線（不図示）を介して負荷（不図示）が適宜接続されている。

系統２ｂは、例えば１つの変電所等に対応し、図２の紙面の上下方向に平行に示される母線２０７ｂ、２０５ｂ、２０１ｂのうち、母線２０７ｂが前述した送電線２１３、２０８どうしを接続し、母線２０７ｂ及び母線２０５ｂの間に一対の変圧器２０６ｂが並列に接続され、母線２０５ｂ及び母線２０１ｂの間に前述した送電線２０４ｂが接続されている。尚、母線２０１ｂには、所定の送電線（不図示）を介して負荷（不図示）が適宜接続されている。

系統２ｃは、例えば１つの変電所等に対応し、図２の紙面の上下方向に平行に示される母線２０７ｃ、２０５ｃ、２０１ｃのうち、母線２０７ｃが前述した送電線２１０、２１２どうしを接続し、母線２０７ｃ及び母線２０５ｃの間に一対の変圧器２０６ｃが並列に接続され、母線２０５ｃ及び母線２０１ｃの間に前述した送電線２０４ｃが接続されている。尚、母線２０１ｃには、所定の送電線（不図示）を介して負荷（不図示）が適宜接続されている。

本実施の形態では、系統２ａの母線２０１ａと、系統２ｂの母線２０１ｂとは、途中に開閉器２１が設けられた送電線２０９（第２の送電線、第３の送電線）で接続されている。この送電線２０９は一対の線路であり、開閉器２１は一対の送電線２０９のそれぞれに設けられる一対の開閉器である。尚、図２に例示される開閉器２１は開状態であるため、送電線２１４（第１の送電線）と送電線２０９（第２の送電線）とは、この時点で、ループを形成していない。一方、後述するように、例えば一対の送電線２０４ａの何れか一方が事故等により開放されたときに、発電機２０２ａ、２０３ａの相差角を収束させるべくこの開閉器２１を開状態から閉状態にすると、送電線２１４と送電線２０９とは、ループＬ１（図２の紙面を時計方向に見て、送電線２０９、母線２０１ａ、送電線２０４ａ、母線２０５ａ、変圧器２０６ａ、母線２０７ａ、送電線２０８、母線２０７ｂ、変圧器２０６ｂ、母線２０５ｂ、送電線２０４ｂ、母線２０１ｂ）を形成することになる。

また、本実施の形態では、系統２ａの母線２０１ａと、系統２ｃの母線２０１ｃとは、途中に開閉器２３が設けられた送電線２１１（第２の送電線、第３の送電線）で接続されている。この送電線２１１は一対の線路であり、開閉器２３は一対の送電線２１１のそれぞれに設けられる一対の開閉器である。尚、図２に例示される開閉器２３は閉状態であるため、送電線２１４（第１の送電線）と送電線２１１（第３の送電線）とは、この時点で、ループＬ２（図２の紙面を時計方向に見て、送電線２１１、母線２０１ｃ、送電線２０４ｃ、母線２０５ｃ、変圧器２０６ｃ、母線２０７ｃ、送電線２１０、母線２０７ａ、変圧器２０６ａ、母線２０５ａ、送電線２０４ａ、母線２０１ａ）を形成している。一方、後述するように、例えば一対の送電線２０４ａの何れか一方が事故等により開放されたときに、発電機２０２ａ、２０３ａの相差角を収束させるべくこの開閉器２３を閉状態から開状態にすると、送電線２１４と送電線２１１とは、ループを形成しないことになる。

尚、図２では、母線２０１ａ、２０５ａにＳＣ５１及びＳｈＲ６１がそれぞれ１台ずつ設置されているように図示されているが、これに限定されるものではなく、図２における各母線には例えば１台以上のＳＣ５１や１台以上のＳｈＲ６１等が設置されていてもよい。以後、「調相器５１、６１」は、１台の調相器５１、６１及び複数台の調相器５１、６１の双方を含み、複数台の調相器５１、６１は、特にことわりがなければ、（１）異なる母線に設置された異なる調相器５１、６１、及び（２）同一の母線に設置された異なる調相器５１、６１、の双方を含むものとする。

また、一対の開閉器２１及び一対の開閉器２３についても、以後、「開閉器２１、２３を開制御し、次に開閉器２１、２３を閉制御する」等の場合、これらの開閉器２１、２３は、特にことわりがなければ、（１）一対の開閉器２１の双方を開制御し、これと異なる一対の開閉器２３の双方を閉制御する、（２）一対の開閉器２１の双方を開制御し、これと同一の一対の開閉器２１の双方を閉制御する、の双方を含むものとする。或いは、一対の開閉器のそれぞれが個別に開閉制御されてもよい。

===電力系統安定化方法===
図３乃至図６を参照しつつ、前述した構成を備えた電力系統安定化装置１の動作例について説明する。尚、図３（ａ）は、発電機２０２ａ、２０３ａの相差角が拡大する際に送電線２１４のインピーダンスが一定の場合の電力相差角曲線を示すグラフであり、図３（ｂ）は、発電機２０２ａ、２０３ａの相差角が拡大する際に送電線２１４のインピーダンスが低減する場合の電力相差角曲線を示すグラフである。図４（ａ）は、発電機２０２ａ、２０３ａの相差角が縮小する際に送電線２１４のインピーダンスが一定の場合の電力相差角曲線を示すグラフであり、図４（ｂ）は、発電機２０２ａ、２０３ａの相差角が縮小する際に送電線２１４のインピーダンスが増加する場合の電力相差角曲線を示すグラフである。図５は、図１の電力系統安定化装置１の親局１０及び演算装置１１の動作例を説明するためのフローチャートである。図６は、発電機２０２ａ、２０３ａの相差角の時間変化の一例を示すダイアグラムである。

先ず、電力系統２における送電線２１４の事故後の開閉器２１、２３の開閉制御によって、同電力系統２における発電機２０２ａ、２０３ａの相差角の変化範囲を狭めるメカニズムについて説明する。

<<<相差角拡大時にインピーダンス低減>>>
図３（ａ）に例示されるように、事故前の電力系統２の状態（即ち、発電機２０２ａ、２０３ａの運転状態）は、発電機２０２ａ、２０３ａの相差角と同発電機２０２ａ、２０３ａからの出力（有効電力）との関係を示す「事故前」の電力相差角曲線と、同発電機２０２ａ、２０３ａへの入力（機械的入力Ｐｍ）を示す直線とが交差する２点のうち、相差角が小さい方の運転点ａで表わされる。尚、図３及び図４の電力相差角曲線は、一機無限大母線系統のモデルに基づくものである。例えば、図２における発電機２０２ａ、２０３ａ及び送電線２１４に接続された負荷（不図示）や発電機（不図示）等の間の相差角と、図２における送電線２１４上の有効電力との関係は、一機無限大母線系統のモデルに基づく図３及び図４の電力相差角曲線によって近似的に表わされるものとする。つまり、これから図３及び図４を参照しつつ詳述する電力相差角曲線は、図２に例示される本実施の形態の電力系統２の状態を概ね表わしているものとする。

電力系統２の送電線２１４で事故が発生した場合（例えば一対の送電線２０４ａの何れか一方の線路の回線断事故等）、電力系統２の状態は、「事故前」の電力相差角曲線上の運転点ａから「事故中」の電力相差角曲線上の運転点ｂへ相差角δ０を維持したままで遷移し、その後、相差角がδ０からδ１へと拡大するように「事故中」の電力相差角曲線に沿って運転点ｂから運転点ｃへ移動する。尚、図３（ａ）に例示されるように、「事故中」の電力相差角曲線は、「事故前」の電力相差角曲線よりも有効電力が小さい側に延在している。

例えば送電線２１４の事故原因が運転点ｃで除去された場合、電力系統２の状態は、「事故中」の電力相差角曲線上の運転点ｃから「事故後」の電力相差角曲線上の運転点ｄへ相差角δ１を維持したままで遷移し、その後、相差角がδ１からδ２へと拡大するように「事故後」の電力相差角曲線に沿って運転点ｄから運転点ｅへ移動する。ここで、相差角が拡大から縮小へ転じる運転点ｅは、以下述べる等面積の条件によって一義的に定まる。即ち、図３（ａ）に例示される機械的入力Ｐｍを示す直線と「事故中」の電力相差角曲線との間の運転点ｂから運転点ｃまでの加速エネルギーに相当する面積ＳＡは、同図に例示される「事故後」の電力相差角曲線と機械的入力Ｐｍを示す直線との間の運転点ｄから運転点ｅまでの減速エネルギーに相当する面積ＳＢに等しい。尚、同図に例示されるように、「事故後」の電力相差角曲線は、一般に、「事故前」の電力相差角曲線よりも有効電力が小さい側且つ「事故中」の電力相差角曲線よりも有効電力が大きい側に延在している。

図３（ｂ）に例示されるように、前述した電力系統２の状態が「事故後」の電力相差角曲線に沿って運転点ｄから運転点ｅへ移動する途中で、送電線２１４のインピーダンスを低減させた場合について説明する。尚、同図に例示されるように、送電線２１４のインピーダンスを低減させた場合の「インピーダンス低減後」の電力相差角曲線は、「事故後」の電力相差角曲線よりも有効電力がより大きい側に延在している。

電力系統２の状態が運転点ｄ及び運転点ｅの間の運転点ｄ１にあるときに送電線２１４のインピーダンスを低減させると、電力系統２の状態は、「事故後」の電力相差角曲線上の運転点ｄ１から「インピーダンス低減後」の電力相差角曲線上の運転点ｄ２へ遷移し、その後、相差角が拡大するように「インピーダンス低減後」の電力相差角曲線に沿って運転点ｄ２から運転点ｅ１へ移動する。ここで、相差角が拡大から縮小へ転じる運転点ｅ１は、前述と同様の等面積の条件によって一義的に定まる。即ち、図３（ｂ）に例示される「事故後」の電力相差角曲線及び「インピーダンス低減後」の電力相差角曲線と機械的入力Ｐｍを示す直線との間の運転点ｄから運転点ｄ１、ｄ２を経由して運転点ｅ１までの減速エネルギーに相当する面積ＳＢ’は、前述した面積ＳＡに等しい。つまり、面積ＳＢ’と、前述した面積ＳＢ（＝面積ＳＡ）とは等しい。図３（ｂ）の面積ＳＢ’の一部を画成する「インピーダンス低減後」の電力相差角曲線は、図３（ａ）の面積ＳＢを画成する「事故後」の電力相差角曲線よりも有効電力がより大きい側に延在しているため、面積ＳＢ’及び面積ＳＢが等しいという条件の下では、この有効電力が大きい分だけ、運転点ｅ１の相差角δ３が運転点ｅの相差角δ２よりも小さい側に位置する。

尚、図３（ｂ）では、電力系統２の状態が減速エネルギーの領域に入った時点で送電線２１４のインピーダンスを低減させたが、これに限定されるものではなく、加速エネルギーの領域内の時点で送電線２１４のインピーダンスを低減させても同様の結果が得られる。

<<<相差角縮小時にインピーダンス増加>>>
図４（ａ）に例示されるように、例えば図３（ｂ）に引き続いて「インピーダンス低減後」の電力相差角曲線上の運転点ｅ１で拡大から縮小へ転じた場合、電力系統２の状態（即ち、発電機２０２ａ、２０３ａの運転状態）は、相差角がδ３からδ６へと縮小するように「インピーダンス低減後」の電力相差角曲線に沿って運転点ｅ１から運転点ｆへ移動する。ここで、相差角が縮小から拡大へ転じる運転点ｆは、前述と同様の等面積の条件によって一義的に定まる。即ち、図４（ａ）に例示される、機械的入力Ｐｍを示す直線と、「インピーダンス低減後」の電力相差角曲線との交差点を境とする減速エネルギーに相当する面積ＳＣ及び加速エネルギーに相当する面積ＳＤは互いに等しい。

図４（ｂ）に例示されるように、前述した電力系統２の状態が「インピーダンス増加前（前述したインピーダンス低減後）」の電力相差角曲線に沿って運転点ｅ１から運転点ｆへ移動する途中で、送電線２１４のインピーダンスを増加させた場合について説明する。尚、同図に例示されるように、送電線２１４のインピーダンスを増加させた場合の「インピーダンス増加後」の電力相差角曲線は、「インピーダンス増加前」の電力相差角曲線よりも有効電力がより小さい側に延在している。

電力系統２の状態が運転点ｅ１及び運転点ｆの間の運転点ｅ２であるときに送電線２１４のインピーダンスを増加させると、電力系統２の状態は、「インピーダンス増加前」の電力相差角曲線上の運転点ｅ２から「インピーダンス増加後」の電力相差角曲線上の運転点ｅ３へ遷移し、その後、相差角が縮小するように「インピーダンス増加後」の電力相差角曲線に沿って運転点ｅ３から運転点ｆ１へ移動する。ここで、相差角が縮小から拡大へ転じる運転点ｆ１は、前述と同様の等面積の条件によって一義的に定まる。即ち、「インピーダンス増加後」の電力相差角曲線が「インピーダンス増加前」の電力相差角曲線よりも有効電力がより小さい側に延在している分だけ、前述した減速エネルギーに相当する面積ＳＣ’は前述した面積ＳＣより小さくなる。これにより、加速エネルギーに相当する面積ＳＤ’（＝面積ＳＣ’）は前述した面積ＳＤ（＝面積ＳＣ）よりも小さくなった分だけ、運転点ｆ１の相差角δ５が運転点ｆの相差角δ６よりも大きい側に位置する。

尚、図４（ｂ）では、電力系統２の状態が減速エネルギーの領域内の時点で送電線２１４のインピーダンスを増加させたが、これに限定されるものではなく、加速エネルギーの領域に入った時点で送電線２１４のインピーダンスを増加させても同様の結果が得られる。

以上から、例えば、電力系統２における送電線２１４の事故後に発電機２０２ａ、２０３ａ相差角が拡大する場合、同電力系統２において当初開状態にある開閉器２１を閉制御することによって送電線２１４と送電線２０９とでループＬ１を形成することにより同送電線２１４のインピーダンスを低減させれば、相差角が拡大から縮小へ転じる最大値が小さくなる（図３（ａ）のδ２が図３（ｂ）のδ３となる）。

また、例えば、電力系統２における送電線２１４の事故後に発電機２０２ａ、２０３ａの相差角が縮小する場合、同電力系統２において当初閉状態にある開閉器２３を開制御することによって送電線２１４と送電線２１１とで当初形成されていたループＬ２を遮断することにより同送電線２１４のインピーダンスを増加させれば、相差角が縮小から拡大へ転じる最小値が大きくなる（図４（ａ）のδ６が図４（ｂ）のδ５となる）。或いは、この場合、先の手順で閉状態とされた開閉器２１を開制御することによって送電線２１４と送電線２０９とで形成されていたループＬ１を遮断することにより同送電線２１４のインピーダンスを増加させてもよい。

つまり、電力系統２における送電線２１４の事故後に、開閉器２１、２３の開閉制御によって、電力系統２における発電機２０２ａ、２０３ａの相差角の変化範囲を狭めることができる。

<<<親局及び演算装置の処理手順>>>
図５に例示されるように、電力系統安定化装置１の親局１０は、電力系統２に含まれる送電線２１４において事故が検出されたか否かを判定する（Ｓ１００）。具体的には、親局１０は、送電線２１４における例えば事故位置に最も近い事故検出装置７１から、事故位置の情報及び事故様相の情報を検出信号として受信したか否かを判定する。

事故が検出されたと判定した場合（Ｓ１００：ＹＥＳ）、親局１０は、記憶装置１０５から制御情報を読み出す（Ｓ１０１）。尚、この制御情報は、例えば、線路用の開閉器２１、２３の投入・遮断指令、ＳＣ５１の投入・遮断指令、ＳｈＲ６１の投入・遮断指令、発電機用の遮断器３１の遮断指令、負荷用の遮断器４１の遮断指令等を示す情報である。

具体的には、親局１０は、記憶装置１０５から、前述した検出信号が示す事故位置及び事故様相に関係付けられている開閉器２１、２３、ＳＣ５１、ＳｈＲ６１、遮断器３１、４１等に係る制御情報を読み出す。記憶装置１０５に格納されているこの制御情報は、演算装置１１が一定周期ごとに系統情報を取り込んでは過渡安定度計算を実行して得られた結果である。この過渡安定度計算では、一定周期で系統情報が更新される都度、（１）調相器５１、６１及び線路用の開閉器２１、２３の開閉制御のみで電力系統２の安定化を図った後に後述する発電機２０２ａ、２０３ａの相差角の拡大又は縮小に応じた開閉器２１、２３の開閉制御によって相差角を所定範囲内に収束させるという条件（以下述べるステップＳ１０３以降に対応）で計算が実行される。そして、もしこの条件下の計算結果が電力系統２の動揺を十分に抑制しきれない場合、（２）調相器５１、６１及び線路用の開閉器２１、２３の開閉制御と電制及び負制とを併用して電力系統２の安定化を図った後に後述する発電機２０２ａ、２０３ａの相差角の拡大又は縮小に応じた線路用の開閉器２１、２３の開閉制御によって相差角を所定範囲内に収束させるという条件（以下述べるステップＳ１０４以降に対応）で改めて計算が実行される。本実施の形態では、以上の計算結果である、或る事故位置に或る事故様相の事故が発生した電力系統２を安定化させるために開閉制御するべき線路用の開閉器２１、２３、投入するべきＳＣ５１、遮断するべきＳｈＲ６１、開状態とするべき遮断器３１、４１等を示す情報等が、一定周期で更新されつつ記憶装置１０５に格納されている。

前述したステップＳ１０１で記憶装置１０５から読み出された制御情報が調相器５１、６１及び線路用の開閉器２１、２３のみを示している場合（Ｓ１０２：「ＳＣ／ＳｈＲ」＋「線路接続」）、親局１０は、選択されたＳＣ５１、ＳｈＲ６１、線路用の開閉器２１、２３の子局５０、６０、２０、２２に対し、母線２０１ａの電圧を上昇させるべく且つ送電線２１４のインピーダンスを低減させるべく開閉制御をする動作を実行させる（Ｓ１０３）。

また、前述したステップＳ１０１で記憶装置１０５から読み出された制御情報が調相器５１、６１及び線路用の開閉器２１、２３と遮断器３１、４１とを示している場合（Ｓ１０２：「ＳＣ／ＳｈＲ」＋「線路接続」＋「電制／負制」）、親局１０は、選択されたＳＣ５１、ＳｈＲ６１、線路用の開閉器２１、２３の子局５０、６０、２０、２２に対し、母線２０１ａの電圧を上昇させるべく且つ送電線２１４のインピーダンスを低減させるべく開閉制御をする動作と、選択された遮断器３１、４１の子局３０、４０に対し開制御をする動作とを同時に実行させる（Ｓ１０４）。

尚、前述したステップＳ１０２は、前述したステップＳ１０１で読み出された投入又は遮断指令を説明の便宜上場合分けするものであって、親局１０の具体的な判定動作を表わすものではない。

親局１０からの制御信号を受けて、演算装置１１は、系統情報収集装置１２に対し系統情報を取り込ませる（Ｓ１０７）。尚、この系統情報は、前述したように、電力系統２における送電線の有効電力Ｐ、無効電力Ｑ、電流Ｉといった発電機２０２ａ、２０３ａの潮流を示す情報である。本実施の形態の演算装置１１は、例えば、これらの潮流を示す情報を、所定のタイマ（不図示）で計時した（事故後の）経過時間と対応付けて所定の記憶部（不図示）に格納し、同記憶部に格納された潮流の時間変化から発電機２０２ａ、２０３ａの相差角の時間変化を逐次求めているものとする。

親局１０は、取り込んだ系統情報に基づく演算装置１１の計算結果を参照して、発電機２０２ａ、２０３ａの相差角が縮小しているか否かを判定する（Ｓ１０８）。発電機２０２ａ、２０３ａの相差角が縮小していないと判定した場合（Ｓ１０８：ＮＯ）、親局１０は、演算装置１１に対しステップＳ１０７の処理を再度実行させる。

発電機２０２ａ、２０３ａの相差角が縮小していると判定した場合（Ｓ１０８：ＹＥＳ）、親局１０は、前述したステップＳ１０１で読み出された制御情報における閉状態にある線路用の開閉器２１、２３の遮断指令を、該当する子局２０、２２に送信する（Ｓ１０９）。尚、この制御情報は、例えば、事故位置及び事故様相ごとに、発電機２０２ａ、２０３ａの相差角を所定範囲内に収束させるために好適な送電線２０９、２１１の開閉器２１、２３に対し送信するべき遮断指令、投入指令を含んでいる。

次に、親局１０からの制御信号を受けて、演算装置１１は、系統情報収集装置１２に対し系統情報を取り込ませる（Ｓ１１０）。前述したように、演算装置１１は、事故後の潮流の時間変化から発電機２０２ａ、２０３ａの相差角の時間変化を求める。

親局１０は、取り込んだ系統情報に基づく演算装置１１の計算結果を参照して、発電機２０２ａ、２０３ａの相差角が所定範囲内にあるか否かを判定する（Ｓ１１１）。発電機２０２ａ、２０３ａの相差角が所定範囲内にあると判定した場合（Ｓ１１１：ＹＥＳ）、親局１０は、処理を終了する。

発電機２０２ａ、２０３ａの相差角が所定範囲内にないと親局１０が判定した場合（Ｓ１１１：ＮＯ）、親局１０からの制御信号を受けて、演算装置１１は、系統情報収集装置１２に対し系統情報を取り込ませる（Ｓ１１２）。前述したように、演算装置１１は、事故後の潮流の時間変化から発電機２０２ａ、２０３ａの相差角の時間変化を求める。

親局１０は、取り込んだ系統情報に基づく演算装置１１の計算結果を参照して、発電機２０２ａ、２０３ａの相差角が拡大しているか否かを判定する（Ｓ１１３）。発電機２０２ａ、２０３ａの相差角が拡大していないと判定した場合（Ｓ１１３：ＮＯ）、親局１０は、演算装置１１に対しステップＳ１１２の処理を再度実行させる。

発電機２０２ａ、２０３ａの相差角が拡大していると判定した場合（Ｓ１１３：ＹＥＳ）、親局１０は、前述したステップＳ１０１で読み出された制御情報における開状態にある線路用の開閉器２１、２３の投入指令を、該当する子局２０、２２に送信する（Ｓ１１４）。尚、この制御情報は、例えば、事故位置及び事故様相ごとに、発電機２０２ａ、２０３ａの相差角を所定範囲内に収束させるために好適な送電線２０９、２１１の開閉器２１、２３に対し送信するべき遮断指令、投入指令を含んでいる。

次に、親局１０からの制御信号を受けて、演算装置１１は、系統情報収集装置１２に対し系統情報を取り込ませる（Ｓ１１５）。前述したように、演算装置１１は、事故後の潮流の時間変化から発電機２０２ａ、２０３ａの相差角の時間変化を求める。

親局１０は、取り込んだ系統情報に基づく演算装置１１の計算結果を参照して、発電機２０２ａ、２０３ａの相差角が縮小しているか否かを判定する（Ｓ１１６）。発電機２０２ａ、２０３ａの相差角が縮小していないと判定した場合（Ｓ１１６：ＮＯ）、親局１０は、演算装置１１に対しステップＳ１１５の処理を再度実行させる。

発電機２０２ａ、２０３ａの相差角が縮小していると判定した場合（Ｓ１１６：ＹＥＳ）、親局１０は、前述したステップＳ１０１で読み出された制御情報における閉状態にある線路用の開閉器２１、２３の遮断指令を、該当する子局２０、２２に送信し（Ｓ１１７）、前述したステップＳ１１０の処理を再度実行する。尚、この制御情報は、例えば、事故位置及び事故様相ごとに、発電機２０２ａ、２０３ａの相差角を所定範囲内に収束させるために好適な送電線２０９、２１１の開閉器２１、２３に対し送信するべき遮断指令、投入指令を含んでいる。

図６において、発電機２０２ａ、２０３ａの相差角が時間とともに正弦的に減衰振動する実線の例示（本実施の形態）では、事故が発生し（この時刻を０秒とする）、事故を除去した直後に所定のＳＣ５１を投入するとともに当初開状態にある開閉器２１を投入して線路を接続し（前述したステップＳ１０３）、例えば相差角が最初に拡大から縮小へ転じた直後の時刻で、先の投入により閉状態にある開閉器２１を遮断することによって先に接続された線路を遮断することによって（前述したステップＳ１０９）、相差角が所定範囲内に収束している（前述したステップＳ１１１：ＹＥＳ）。

一例として、図２における一対の送電線２０４ａの何れか一方の線路に事故が発生すると、発電機２０２ａ、２０３ａの相差角は拡大し続け、同発電機２０２ａ、２０３ａは脱調に至ってしまう。

もし事故の直後に事故原因が除去される際に電制及び負制のみが行なわれても、図６の一点鎖線の例示では、発電機２０２ａ、２０３ａの相差角は縮小に転じることなく拡大し続け、同発電機２０２ａ、２０３ａは脱調に至ってしまう。

もし事故の直後に事故原因が除去される際に例えば事故位置の近傍のＳＣ５１が投入され且つ開閉器２１を投入することにより送電線２１４と送電線２０９とでループＬ１が形成されれば、図６の点線の例示では、第一波脱調は回避される。しかし、同図の点線の例示では、発電機２０２ａ、２０３ａの相差角は、例えば、２度目に拡大から縮小へ転じる際の最大値がより大きい方向に変位したことを契機として、３度目には拡大から縮小に転じることなく発散し、結局、発電機２０２ａ、２０３ａは脱調に至ってしまう。

図６に例示される本実施の形態では、発電機２０２ａ、２０３ａの相差角が最初に拡大から縮小へ転じた直後の時刻で、先に送電線２１４と送電線２０９とで形成されたループＬ１を開閉器２１を通じて遮断することによって、図４（ｂ）で説明した原理に基づいて、発電機２０２ａ、２０３ａの相差角が最初に縮小から拡大へ転じた時刻での相差角の最小値をより大きくしている。このように、発電機２０２ａ、２０３ａの相差角の最小値を大きくすることによって、同相差角を所定範囲内に収束させることができる。ここで、ループＬ１は常時形成されるものではない場合、図６に例示されるように、事故直後にループＬ１を形成した後に例えば数秒以内で遮断して元の状態に戻して終了することによって、電力系統２全体に及ぼす影響をできるだけ小さくしつつ同電力系統２の動揺を抑制できる。

尚、図６の例示では、事故直後の調相器５１、６１の開閉制御とともに行なわれたループＬ１の形成制御の後は、相差角の縮小時に送電線２１４のインピーダンスを増加させるためのループＬ１の遮断は、１回だけ実施された。但し、この１回は、調相器５１、６１の開閉制御と同時に行なったループＬ１の形成制御も１回分として加算して、２回と数えてもよい。これは、図５におけるステップＳ１０７乃至Ｓ１１０の処理が実行された直後に、ステップＳ１１１で発電機２０２ａ、２０３ａの相差角が所定範囲内に収束していると判定された（Ｓ１１１：ＹＥＳ）場合に相当する。しかし、このような図５の処理手順に限定されるものではない。例えば、ステップＳ１１２乃至Ｓ１１７の処理を行うことなく、演算装置１１の計算結果に基づいてループＬ１、Ｌ２の形成・遮断制御の回数（所定回数）が予め定められ、この所定回数の情報が前述した制御情報に含まれていてもよい。

また、図５のステップＳ１０３（Ａ）と、ステップＳ１０７乃至Ｓ１０９（Ｂ）とは、事故直後にループＬ１、Ｌ２を形成制御し（Ａに対応する）、発電機２０２ａ、２０３ａの相差角が先ず縮小する（Ｂに対応する）ことが前提の処理であるが、これに限定されるものではない。例えば、ステップＳ１０３では、ループＬ１、Ｌ２の形成制御を行なうことなく、先ず調相器５１、６１のみの開閉制御によって母線２０１ａの電圧を上昇させ（ＡからループＬ１の形成制御を省く）てもよい。また、例えば、発電機２０２ａ、２０３ａの相差角が拡大又は縮小の何れであるかを判定しつつ、この判定結果に応じて開閉器２１、２３の開閉制御を通じてループＬ１、Ｌ２の形成・遮断制御を行なうものであってもよい。或いは、例えば、発電機２０２ａ、２０３ａの相差角の拡大又は縮小を判定することなく、ループＬ１．Ｌ２の形成・遮断制御は、過渡安定度計算等によって予め定められた所定時間ごとのタイミングで実施されてもよい。以上の場合、図２に例示されるように、ループＬ１は、常時形成されていないことが好ましい場合、電力系統２全体に及ぼす影響をできるだけ小さくしつつ同電力系統２の動揺を抑制するためには、先ず、形成されていないループＬ１を形成し、次に、形成されたループＬ１を遮断する、という一対の処理を１回以上繰り返して、ループＬ１を形成しない状態で終了することが好ましい。一方、図２に例示されるように、ループＬ２は、常時形成されることが好ましい場合、電力系統２全体に及ぼす影響をできるだけ小さくしつつ同電力系統２の動揺を抑制するためには、先ず、形成されているループＬ２を遮断し、次に、遮断されたループＬ２を形成する、という一対の処理を１回以上繰り返して、ループＬ２を形成する状態で終了することが好ましい。

更に、図６の例示では、ループＬ１を遮断する際、この直前に形成された同一のループＬ１を遮断するとしたが、これに限定されるものではない。先に定義したように、第１回目で形成されたループ及び第２回目で遮断されたループは、例えばループＬ１及びループＬ２のように、異なっていてもよい。

本実施の形態の電力系統安定化装置１は、少なくとも、電力系統２の上流側（例えば系統２ｃ側）と下流側（例えば系統２ａ側）との間に配設された第１の送電線（例えば送電線２１３、２０８、２１０、２１２、２０４ａ、２０４ｂ、２０４ｃからなる送電線２１４）の事故を検出する検出装置（例えば事故検出装置７１）と、電力系統２の状態を示す系統情報を取得する取得装置（例えば系統情報収集装置１２）と、検出装置が第１の送電線の事故（例えば送電線２１４における一対の送電線２０４ａの何れか一方の線路）を検出した場合、取得装置が取得する系統情報に基づいて、電力系統２の上流側と下流側との間の発電機２０２ａ、２０３ａの相差角が所定範囲内となるように、検出装置が第１の送電線の事故を検出しない限り電力系統２とループを常時形成しない第２の送電線（例えば送電線２０９）が電力系統２とループ（例えばループＬ１）を形成するように制御する制御装置（例えば、演算装置１１、親局１０、子局２０）と、を備えていればよい。

この電力系統安定化装置１によれば、第１の送電線の事故を契機として、系統情報が示す電力系統２の状態に応じて、電力系統２及び第２の送電線が互いにループを形成する制御を通じて、電力系統２のインピーダンスを低減させることによって、例えば第一波脱調を抑制できる。また、電力系統２の上流側と下流側との間の発電機２０２ａ、２０３ａの相差角を所定範囲内に収束させて同電力系統２の動揺を抑制し、よって例えば第一波脱調のみならずその後の振動脱調を防止できる。つまり、電力系統２の電制量や負制量等といった制御量が抑制されつつ同電力系統２の動揺が抑制される。尚、第２送電線が、例えば、普段は異なる用途で使用されているものであれば、これを事故時に限って電力系統２の動揺の抑制のために活用できるため、その分だけ低コストになる。

また、前述した電力系統安定化装置１において、制御装置は、検出装置が第１の送電線（例えば送電線２１４）の事故を検出した場合、取得装置が取得する系統情報に基づいて、電力系統２の上流側と下流側との間の発電機２０２ａ、２０３ａの相差角が所定範囲内となるように、検出装置が第１の送電線の事故を検出しない限り電力系統２とループを常時形成しない第２の送電線（例えば送電線２０９）が電力系統２とループ（例えばループＬ１）を形成するように制御するか、又は、検出装置が第１の送電線の事故を検出しない限り電力系統２とループ（例えばループＬ２）を常時形成する第３の送電線（例えば送電線２１１）が電力系統２とループを形成しないように制御している。

この電力系統安定化装置１によれば、第１の送電線の事故を契機として、系統情報が示す電力系統２の状態に応じて、電力系統２及び第２の送電線が互いにループ（例えばループＬ１）を形成する制御を通じて電力系統２のインピーダンスを低減させたり、電力系統２及び第３の送電線が互いにループ（例えばループＬ２）を形成しない制御を通じて電力系統２のインピーダンスを増加させたりすることによって、電力系統２の上流側と下流側との間の発電機２０２ａ、２０３ａの相差角を所定範囲内に効果的に収束させて同電力系統２の動揺を効果的に抑制し、よって例えば第一波脱調のみならずその後の振動脱調を防止できる。つまり、電力系統２の電制量や負制量等といった制御量が抑制されつつ同電力系統２の動揺が抑制される。尚、第２及び第３の送電線が、例えば、普段は異なる用途で使用されているものであれば、これらを事故時に限って電力系統２の動揺の抑制のために活用できるため、その分だけ低コストになる。また、電力系統２のインピーダンスの増減を交互に行なう場合、第２の送電線と第３の送電線とは同一の送電線であってもよい。

また、前述した電力系統安定化装置１において、制御装置は、系統情報に基づいて、相差角が拡大する場合（例えば図５のステップＳ１１３：ＹＥＳ）、第２の送電線が電力系統２とループを形成するように制御し（例えば図５のステップＳ１１４）、相差角が縮小する場合（例えば図５のステップＳ１０８：ＹＥＳ、ステップＳ１１６：ＹＥＳ）、第３の送電線が電力系統２とループを形成しないように制御している（例えば図５のステップＳ１０９、ステップＳ１１７）。

発電機２０２ａ、２０３ａの相差角が拡大する際に電力系統２のインピーダンスを低減させると、この相差角が拡大から縮小へ転じる最大値が小さくなり（図３（ｂ））、発電機２０２ａ、２０３ａの相差角が縮小する際に電力系統２のインピーダンスを増加させると、この相差角が縮小から拡大へ転じる最小値が大きくなる（図４（ｂ））。よって、この電力系統安定化装置１によれば、電力系統２及び第２の送電線が互いにループ（例えばループＬ１）を形成する制御又は電力系統２及び第３の送電線が互いにループ（例えばループＬ２）を形成しない制御を通じて電力系統２のインピーダンスを増減させることによって、相差角の範囲がより速く狭くなる。つまり、相差角がより速く所定範囲内に収束する。

また、前述した電力系統安定化装置１において、制御装置は、第２の送電線が電力系統２とループを形成するように制御する動作と、第３の送電線が電力系統２とループを形成しないように制御する動作とを、所定回数繰り返している（つまり、図６に例示される１回（又は２回）は、前述したように、予め定められた所定回数であってもよい）。
この電力系統安定化装置１によれば、例えば発電機２０２ａ、２０３ａの相差角が効果的に所定範囲内に収束するような予め定められた所定回数だけ電力系統２のインピーダンスを増減させることによって、電力系統２の動揺をより効果的且つ効率的に抑制できる。

また、前述した電力系統安定化装置１において、制御装置は、第２の送電線が電力系統２とループを形成するように制御する動作と、第３の送電線が電力系統２とループを形成しないように制御する動作とを、相差角が所定範囲内となるまで繰り返している（例えば図５のステップＳ１１０乃至Ｓ１１７を参照）。
この電力系統安定化装置１によれば、電力系統２の動揺をより効果的且つ確実に抑制できる。

また、前述した電力系統安定化装置１において、系統情報は、電力系統２の上流側と下流側との間の発電機２０２ａ、２０３ａの相差角又は潮流を示す情報である。
この電力系統安定化装置１によれば、例えば電力系統２の動揺を表わす発電機２０２ａ、２０３ａの相差角又は潮流の時間変化に応じて電力系統２のインピーダンスを低減させることができるため、電力系統２の電制量や負制量等といった制御量を抑制しつつ同電力系統２の動揺を効果的に抑制できる。

また、前述した電力系統安定化装置１において、制御装置は、検出装置が第１の送電線の事故を検出した場合、電力系統２に対して発電機２０２ａ、２０３ａを遮断している（例えば図５のステップＳ１０４以降を参照）。
この電力系統安定化装置によれば、例えば、第１の送電線の事故に起因して不安定となると想定される発電機２０２ａ、２０３ａを電力系統２から切り離すとともに、電力系統２及び第２の送電線が互いにループを形成する制御を通じて電力系統２のインピーダンスを低減させることによって第一波脱調を防止し且つその後の振動脱調を防止できる。

また、前述した電力系統安定化装置１において、電力系統２に接続される複数の変電所等の母線（例えば母線２０１ａ、２０５ａ）に配置され、母線に供給される無効電力を制御する調相器５１、６１を備え、制御装置は、検出装置が第１の送電線の事故を検出した場合、第２の送電線が電力系統２とループを形成するように制御する動作の前に、調相器を開閉制御している。

つまり、これは、図５及び図６とは別の態様として前述したように、先ず調相器５１、６１のみの開閉制御によって母線２０１ａの電圧を上昇させ、次に、発電機２０２ａ、２０３ａの相差角の拡大に応じて、開閉器２１、２３の閉制御を通じてループＬ１、Ｌ２の形成制御を行なうことに対応する。

この電力系統安定化装置１によれば、例えば、第１の送電線の事故に起因して電力系統２が不安定となると予想されるときに、調相器５１、６１の開閉制御とともに、電力系統２及び第２の送電線が互いにループを形成する制御を通じて電力系統２のインピーダンスを低減させることによって第一波脱調のみならずその後の振動脱調を防止できる。

また、前述した電力系統安定化装置１において、電力系統２に接続される複数の変電所等の母線に配置され、母線に供給される無効電力を制御する調相器５１、６１を備え、制御装置は、検出装置が第１の送電線の事故を検出した場合、第２の送電線が電力系統２とループを形成するように制御する動作と、第３の送電線が電力系統２とループを形成しないように制御する動作との前に、調相器を開閉制御している。

つまり、これは、図５及び図６とは別の態様として前述したように、先ず調相器５１、６１のみの開閉制御によって母線２０１ａの電圧を上昇させ、次に、発電機２０２ａ、２０３ａの相差角の拡大・縮小に応じて、開閉器２１、２３の閉制御を通じてループＬ１、Ｌ２の形成・遮断制御を行なうことに対応する。

この電力系統安定化装置１によれば、例えば、第１の送電線の事故に起因して電力系統２が不安定となると予想されるときに調相器５１、６１の開閉制御とともに、電力系統２及び第２の送電線が互いにループを形成する制御又は電力系統２及び第３の送電線が互いにループを形成しない制御を通じて電力系統２のインピーダンスを増減させることによって第一波脱調のみならずその後の振動脱調を防止できる。

また本実施の形態の電力系統安定化方法は、少なくとも、電力系統２の上流側と下流側との間に配設された第１の送電線の事故が検出された場合、電力系統２の状態を示す系統情報に基づいて、電力系統２の上流側と下流側との間の発電機２０２ａ、２０３ａの相差角が所定範囲内となるように、第１の送電線の事故が検出されない状態では電力系統２とループを常時形成しない第２の送電線が、電力系統２とループを形成するように制御すればよい。

この電力系統安定化方法によれば、電力系統２の電制量や負制量等といった制御量が抑制されつつ同電力系統２の動揺が抑制される。尚、第２送電線が、例えば、普段は異なる用途で使用されているものであれば、これを事故時に限って電力系統２の動揺の抑制のために活用できるため、当該方法をその分だけ低コストで実施できる。

前述した実施の形態は、本発明の理解を容易にするためのものであり、本発明を限定して解釈するためのものではない。本発明は、その趣旨を逸脱することなく変更、改良されるとともに、本発明にはその等価物も含まれる。

前述した実施の形態では、発電機の相差角の拡大・縮小に応じた、第２の送電線とループを形成する指令及び第３の送電線とループを形成しない指令は、系統情報を用いた演算装置１１の計算結果に基づいて親局１０により生成される。但し、これに限定されるものではなく、例えば、子局２０、２２に対し、個別に演算装置を設けて、親局１０の代わりに相差角の拡大・縮小の判定機能をそれぞれ持たせてもよい。これにより、例えば第２の送電線とループを形成する指令及び第３の送電線とループを形成しない指令を親局１０から該当の子局２０、２２へ送信するために費やされる情報伝送時間等を省くことができる。つまり、ループ形成する・しない制御の遅れを抑制できる。

また、前述した実施の形態では、電力系統の送電線に事故が発生すると、発電機の相差角の拡大・縮小が検出され、その検出結果に応じて電力系統に対し第２の送電線とループを形成する及び第３の送電線とループを形成しない制御が行なわれるが、これに限定されるものではない。例えば、電力系統において想定される様々な事故位置及び事故様相ごとに、予め演算装置１１が計算によって電力系統の動揺を抑制するのに最適なループ形成する・しない制御の時刻（例えば事故が発生した基準となる時刻を０秒とする）及び回数を求め、これらの時刻及び回数の情報を事故位置及び事故様相ごとに記憶装置１０５に予め格納しておいてもよい。事故が発生すると、同事故に対応する予め求められた時刻及び回数の情報を記憶装置１０５から読み出し、タイマ１０４及びカウンタ（不図示）を参照しつつ、事故前に求められた時刻に、事故前に求められた回数だけ、第２の送電線とループを形成する指令及び第３の送電線とループを形成しない指令を出力することにより、事故中の計算に費やされる時間を省ける分だけ、ループ形成する・しない制御の遅れを抑制できる。

１ 電力系統安定化装置
２ 電力系統
２ａ、２ｂ、２ｃ 系統
１０ 親局
１１ 演算装置
１２ 系統情報収集装置
２０、２２、３０、４０、５０、６０、７０ 子局
２１、２３ 開閉器
３１、４１ 遮断器
５１ 電力用コンデンサ（ＳＣ）、調相器
６１ 分路リアクトル（ＳｈＲ）、調相器
７１ 事故検出装置
１０１ ＣＰＵ
１０２ ＲＯＭ
１０３ ＲＡＭ
１０４ タイマ
１０５ 記憶装置
２０１ａ、２０１ｂ、２０１ｃ 母線
２０５ａ、２０５ｂ、２０５ｃ 母線
２０７ａ、２０７ｂ、２０７ｃ 母線
２０２ａ、２０３ａ 発電機
２０４ａ、２０４ｂ、２０４ｃ 送電線
２０８、２１０、２１２、２１３、２１４ 送電線
２０６ａ、２０６ｂ、２０６ｃ 変圧器
２０９、２１０ 送電線

Claims (10)

1. 電力系統の上流側と下流側との間に配設された第１の送電線の事故を検出する検出装置と、
   前記電力系統の状態を示す系統情報を取得する取得装置と、
   前記検出装置が前記第１の送電線の事故を検出した場合、前記取得装置が取得する前記系統情報に基づいて、前記電力系統の上流側と下流側との間の発電機の相差角が所定範囲内となるように、前記検出装置が前記第１の送電線の事故を検出しない状態では前記電力系統とループを常時形成しない第２の送電線が、前記電力系統とループを形成するように制御する制御装置と、
   を備えたことを特徴とする電力系統安定化装置。
2. 前記制御装置は、前記検出装置が前記第１の送電線の事故を検出した場合、前記取得装置が取得する前記系統情報に基づいて、前記電力系統の上流側と下流側との間の発電機の相差角が所定範囲内となるように、前記検出装置が前記第１の送電線の事故を検出しない状態では前記電力系統とループを常時形成しない第２の送電線が、前記電力系統とループを形成するように制御するか、又は、前記検出装置が前記第１の送電線の事故を検出しない状態では前記電力系統とループを常時形成する第３の送電線が、前記電力系統とループを形成しないように制御する
   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. 前記制御装置は、前記系統情報に基づいて、前記相差角が拡大する場合、前記第２の送電線が前記電力系統とループを形成するように制御し、前記相差角が縮小する場合、前記第３の送電線が前記電力系統とループを形成しないように制御する
   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. 前記制御装置は、前記第２の送電線が前記電力系統とループを形成するように制御する動作と、前記第３の送電線が前記電力系統とループを形成しないように制御する動作とを、所定回数繰り返す
   ことを特徴とする請求項３に記載の電力系統安定化装置。
5. 前記制御装置は、前記第２の送電線が前記電力系統とループを形成するように制御する動作と、前記第３の送電線が前記電力系統とループを形成しないように制御する動作とを、前記相差角が所定範囲内となるまで繰り返す
   ことを特徴とする請求項４に記載の電力系統安定化装置。
6. 前記系統情報は、前記送電線の事故が検出される前に過渡安定度計算を行うための情報、前記送電線の事故が検出されたときに前記電力系統の上流側と下流側との間の発電機の相差角の拡大又は縮小を判別するための情報、潮流を示す情報の何れかの情報である
   ことを特徴とする請求項１乃至５の何れかに記載の電力系統安定化装置。
7. 前記制御装置は、前記検出装置が前記第１の送電線の事故を検出した場合、前記電力系統に対して前記発電機を遮断する
   ことを特徴とする請求項１乃至６の何れかに記載の電力系統安定化装置。
8. 前記電力系統に接続される複数の変電所等の母線に配置され、前記母線に供給される無効電力を制御する調相器を備え、
   前記制御装置は、前記検出装置が前記第１の送電線の事故を検出した場合、前記第２の送電線が前記電力系統とループを形成するように制御する動作の前に、前記調相器を開閉制御する
   ことを特徴とする請求項１、６、７の何れかに記載の電力系統安定化装置。
9. 前記電力系統に接続される複数の変電所等の母線に配置され、前記母線に供給される無効電力を制御する調相器を備え、
   前記制御装置は、前記検出装置が前記第１の送電線の事故を検出した場合、前記第２の送電線が前記電力系統とループを形成するように制御する動作と、前記第３の送電線が前記電力系統とループを形成しないように制御する動作との前に、前記調相器を開閉制御する
   ことを特徴とする請求項２乃至７の何れかに記載の電力系統安定化装置。
10. 電力系統の上流側と下流側との間に配設された第１の送電線の事故が検出された場合、前記電力系統の状態を示す系統情報に基づいて、前記電力系統の上流側と下流側との間の発電機の相差角が所定範囲内となるように、前記第１の送電線の事故が検出されない状態では前記電力系統とループを常時形成しない第２の送電線が、前記電力系統とループを形成するように制御する
    ことを特徴とする電力系統安定化方法。

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