JP5294993B2 - 電力系統安定化装置 - Google Patents

Description

本発明は、電力系統安定化装置に関する。

例えば発電機側から負荷側へ潮流を形成する電力系統の送電線にルート断事故等が発生した場合、事故が発生していない送電線の潮流が急増するとともに、発電機側から負荷側への送電線ルートのインピーダンスも急増する。これにより、電力系統は、事故位置から発電機側が電源過剰状態となり加速する一方、同事故位置から負荷側が電源不足状態となり減速するため、このまま放置すれば、発電機側の電圧と負荷側の電圧との位相差が拡大し脱調状態に陥り、結果的に負荷側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から前述した脱調状態に至る前までに、電力系統の過渡安定度計算を通じて同系統の安定度と電圧を維持するために遮断するべき発電機や負荷等を選択し、選択した発電機や負荷等を同系統から実際に遮断することによって、同系統の安定化（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）。

特開昭６１−４６１２３号公報

ところで、電力系統の安定化のために発電機を遮断すれば（「電制」と称する）、これは結果的に電力の供給量を低下させることとなり、同安定化のために負荷を遮断すれば（「負制」と称する）、これは結果的に同負荷に該当する地域を停電させることとなる。
つまり、電力系統の安定化のために電制量や負制量等の制御量が多くなると、同系統における電力の供給量が低下したり停電をもたら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安定化を図ることにある。

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ループ状に配設された送電線の事故位置を検出する検出器と、前記送電線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と、前記検出器が前記送電線の事故位置を検出した場合、前記母線の電圧が上昇するように、前記送電線の事故位置に隣接する前記調相器を開閉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。

この電力系統安定化装置によれば、事故が発生した場合、検出器により検出された事故位置に隣接する調相器の開閉制御を通じて変電所等の母線の無効電力を制御することによって、事故に起因する同母線の電圧の低下を抑制できる。これにより、同母線に接続された例えば発電機や負荷等をできるだけ遮断することなく、脱調状態に至ることを回避できる。つまり、電力系統の電制量や負制量等の制御量を抑制しつつ同電力系統の安定化を図れる。

また、かかる電力系統安定化装置において、前記送電線の事故位置と開閉制御するべき前記調相器との関係を示す情報が予め格納される記憶装置を備え、前記制御装置は、前記検出器が前記送電線の事故位置を検出した場合、前記記憶装置内の情報を参照し、前記送電線の事故位置に隣接する前記調相器を開閉制御することが好ましい。

この電力系統安定化装置によれば、事故位置に隣接する調相器として、記憶装置において同事故位置と関係付けられた調相器が選択される。よって、例えば事故位置と調相器との関係を求めるための過渡安定度計算にたとえ時間がかかる場合でも、想定される事故に備えて同計算を予め実行しその計算結果を記憶装置に格納しておくことによって、実際の事故が発生したときに電力系統を精度良く且つ迅速に安定化できる。

また、かかる電力系統安定化装置において、前記送電線は、複数の変電所を通してループ状に配設され、前記送電線の上流側は、発電所内の発電機と接続され、前記送電線の下流側は、負荷と接続され、前記検出器は、前記送電線の保護リレーの状態に基づいて前記送電線の事故位置を検出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、例えば或る送電線の短絡事故を保護リレーの状態に基づいて精度良く且つ迅速に検出できる。また、例えばこのような短絡事故を起因として変電所等の母線の電圧が低下しても、同母線に接続された発電機及び負荷をできるだけ遮断することなく、同送電線の電圧を事故前の電圧に維持に寄与できる。

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、前記発電機の遮断よりも前記調相器の開閉制御を優先することが好ましい。
この電力系統安定化装置によれば、調相器を開閉制御することによって、例えば発電機を遮断することなく電力系統が安定化すれば、同電力系統の電力供給量を維持しつつ安定化を図れることになる。一方、調相器を開閉制御してもこれだけでは電力系統の安定化に不十分な場合、例えばこれに加えて発電機を遮断することによって電力系統が安定化すれば、同電力系統の電力供給量の低下を少なくとも調相器による寄与分だけ抑制しつつ安定化を図れることになる。以上から、電力系統の電力供給量を維持しつつ同電力系統を確実に安定化できる。

また、かかる電力系統安定化装置において、前記送電線は、複数の変電所を通してループ状に配設され、前記送電線の上流側は、第１の発電所内の第１の発電機と接続され、前記送電線の下流側は、第２の発電所内の第２の発電機と接続され、前記制御装置は、前記第１及び第２の発電機の位相差の拡大に伴い脱調ローカスが入った位置に隣接する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、事故に起因する第１及び第２の発電機の位相差の拡大に伴い送電線に脱調ローカスが入っても、同送電線における脱調ローカスが入った位置の電圧を前述した調相器の開閉制御を通じて上昇させることによって、電力系統を安定化できる。

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１及び第２の発電機の遮断よりも前記調相器の開閉制御を優先することが好ましい。
この電力系統安定化装置によれば、電力系統の電力供給量を維持しつつ同電力系統を確実に安定化できる。

また、かかる電力系統安定化装置において、前記調相器は、電力用コンデンサ又は分路リアクトルであり、前記制御装置は、前記検出器が前記送電線の事故位置を検出した場合、前記送電線の事故位置に隣接する前記電力用コンデンサを投入するか前記分路リアクトルを遮断することが好ましい。
この電力系統安定化装置によれば、電力用コンデンサの投入又は分路リアクトルの遮断によって、例えば該当の変電所等の母線の電圧を事故前の電圧に維持に寄与できる。また、電力用コンデンサ及び分路リアクトルは、電力系統の安定化以外の用途で各変電所等に設置されていることがあるため、例えば電力系統の安定化のために静止型無効電力補償装置（ＳＶＣ：Static Var Compensator）等の専用装置を用いる場合に比べて、設備コストをはるかに低減できる。

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、前記検出器が前記送電線の事故位置を検出した場合、前記母線の電圧が上昇するように、前記送電線の事故位置に隣接する前記調相器と、当該調相器に更に隣接する前記調相器とを開閉制御することが好ましい。
この電力系統安定化装置によれば、電力系統の電制量や負制量等の制御量を抑制しつつ同電力系統の安定化をより一層効果的に図れる。

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ループ状に配設された送電線の事故位置を検出し、前記送電線の事故位置が検出された場合、前記送電線に接続される変電所等の母線の電圧が上昇するように、前記送電線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のうち、前記送電線の事故位置に隣接する前記調相器を開閉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の制御量を抑制しつつ同電力系統の安定化を図れる。

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安定化を図れる。

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。 事故発生前の本実施の形態の電力系統の状態の一例を示す系統図である。 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。 事故発生直後の本実施の形態の電力系統の状態の一例を示す系統図である。 事故発生後に電力系統安定化装置により安定化された本実施の形態の電力系統の状態の一例を示す系統図である。 本実施の形態の電力系統の発電所Ａの内部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の構成===
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、事故発生前の本実施の形態の電力系統の状態の一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２０と、演算装置１０と、親局（制御装置）１１及び記憶装置１１ａと、事故検出装置（検出器）１２、５３と、子局（制御装置）３０、４０、５０と、遮断器３１、４１と、電力用コンデンサ（ＳＣ：Shunt Capacitor、調相器）５１と、分路リアクトル（ＳｈＲ：Shunt Reactor、調相器）５２と、伝送路６０とを備えている。

系統情報収集装置２０は、例えば電力系統に分散配置されており、同系統における発電機の端子電圧Ｖｓ、送電線の有効電力Ｐ及び無効電力Ｑ、負荷母線の電圧Ｖｒ等の運用情報を収集するとともに、同系統における遮断器３１、４１の開閉状態等の機器情報を収集する情報処理装置であり、本実施の形態では、中央給電指令所に設置されている。

演算装置１０は、系統情報収集装置２０により収集された前述の系統情報（運用情報及び機器情報）に基づいて電力系統の過渡安定度を計算する情報処理装置であり、本実施の形態では、変電所Ｈ（図２参照）に設置されている。この演算装置１０は、予め想定した事故が発生した場合の電力系統の動特性モデルを用いた過渡安定度計算に基づいて、同電力系統の安定判定（即ち、脱調判定）、開閉制御するべき調相器５１、５２の選択、開状態とするべき遮断器３１、４１（即ち、遮断するべき発電機及び負荷）の選択等を予め行なうようになっている。また、この演算装置１０は、電力系統を安定化させるための手段として、調相器５１、５２の開閉制御を、発電機及び負荷の遮断よりも優先させることを前提とした過渡安定度計算を予め行うようになっている。

親局１１は、予め想定した事故（即ち、事故位置）ごとに、前述した演算装置１０によって事前に選択された調相器５１、５２や遮断器３１、４１等を特定する情報を格納する記憶装置１１ａを備え、事故発生時に、その事故位置に関係付けられた調相器５１、５２や遮断器３１、４１等に対応する子局５０に対し制御信号を送信する制御装置であり、本実施の形態では、変電所Ｈ（図２参照）に設置されている。

事故検出装置１２、５３は、送電線に設けられた保護リレー（不図示）の状態に基づいて、同送電線における事故位置及び事故様相を示す情報を生成し、同情報を検出信号として親局１１に送信する検出器である。本実施の形態では、事故検出装置１２は、変電所Ｈ（図２参照）に設置され、事故検出装置５３は、変電所Ｄ、Ｅ、Ｆ、Ｇ、Ｉ、Ｊ（図２参照）に設置されている。

子局３０、４０、５０は、前述した親局１１から受信した制御信号に基づいて、電力系統と発電機や負荷等とを接続又は遮断したり、電力用コンデンサ（ＳＣ）５１や分路リアクトル（ＳｈＲ）５２等を投入又は遮断したりする制御装置である。本実施の形態では、子局３０、４０、５０は、全ての発電所Ａ、Ｂ、Ｃ及び変電所Ｄ、Ｅ、Ｆ、Ｇ、Ｈ、Ｉ、Ｊ（図２参照）に設置されている。

遮断器３１、４１は、子局３０、４０に制御されて、電力系統と発電機や負荷等とを接続状態又は遮断状態とする装置である。本実施の形態では、遮断器３１は、発電所Ａ、Ｂ、Ｃに設置されて、電力系統と発電機とを接続状態又は遮断状態とし、遮断器４１は、変電所Ｊに設置されて、電力系統と負荷とを接続状態又は遮断状態とする。

電力用コンデンサ（ＳＣ）５１は、子局５０を通じて電力系統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り、後述するように、ＳＣ５１の投入によって、同ＳＣ５１が設置された変電所における母線の電圧が上昇するようになっている。尚、本実施の形態では、電力系統における全ての変電所Ｄ、Ｅ、Ｆ、Ｇ、Ｈ、Ｉ、Ｊ（図２参照）にＳＣ５１が設置されている。

分路リアクトル（ＳｈＲ）５２は、子局５０を通じて電力系統に対し投入又は遮断されることによって、送電線の無効電力（Ｑ）を制御する調相器であり、後述するように、ＳｈＲ５２の遮断によって、同ＳｈＲ５２が設置された変電所における母線の電圧が上昇するようになっている。尚、本実施の形態では、電力系統における全ての変電所Ｄ、Ｅ、Ｆ、Ｇ、Ｈ、Ｉ、Ｊ（図２参照）にＳｈＲ５２が設置されている。

伝送路６０は、親局１１と子局３０、４０、５０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。

尚、図２に例示される電力系統では、発電所Ａ、Ｂ、Ｃから変電所Ｄまでが３本の送電線でそれぞれ接続されており、変電所Ｄから変電所Ｅ、Ｆ、Ｇ、Ｊを経由して負荷母線に至る送電線の経路と、変電所Ｄから変電所Ｈ、Ｉ、Ｊを経由して負荷母線に至る送電線の経路との２つの経路が形成されている。また、変電所Ｅ及び変電所Ｈどうしが送電線で接続され、変電所Ｆ及び変電所Ｉどうしが送電線で接続されている。つまり、本実施の形態の電力系統は、発電所Ａ、Ｂ、Ｃ（上流側）から負荷母線（下流側）へ大きな潮流が形成されるべく構成されているとともに、変電所Ｄ、Ｅ、Ｈをつなぐ送電線のループ状の経路と、変電所Ｈ、Ｅ、Ｆ、Ｉをつなぐ送電線のループ状の経路と、変電所Ｉ、Ｆ、Ｇ、Ｊをつなぐ送電線のループ状の経路とが連なって構成されている。このような構成によって、例えば２つの変電所を通る複数の送電線のうちの何れかの送電線に事故が発生しても、同送電線を除いた他の変電所を経由する経路が再形成可能となっている。

===電力系統安定化装置の動作===
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は、電力系統安定化装置１の親局１１及び演算装置１０の動作例を説明するためのフローチャートであり、図４は、事故発生直後の電力系統の状態の一例を示す系統図であり、図５は、事故発生後に電力系統安定化装置１により安定化された電力系統の状態の一例を示す系統図であり、図６は、電力系統の発電所Ａの内部相差角の時間変化の一例を示すダイアグラムである。

図３に例示されるように、電力系統安定化装置１の親局１１は、電力系統を構成する送電線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１１は、送電線における例えば事故位置に最も近い事故検出装置（例えば事故検出装置１２）から、事故位置及び事故様相を示す検出信号を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１１は、記憶装置１１ａから制御情報を読み出す（Ｓ１０１）。尚、この制御情報は、例えば、変電所ＤのＳＣ５１の投入指令（図４参照）、変電所ＥのＳｈＲ５２の遮断指令（図４参照）、発電所Ａ、Ｂ、Ｃの発電機用の遮断器３１の遮断指令、変電所Ｊの負荷用の遮断器４１の遮断指令等を示す情報である。

図４に例示されるように、本実施の形態では、電力系統における変電所Ｄ、Ｈ間の送電線に短絡事故が発生しているものとする。前述した図２に例示される事故前の状態において、変電所Ｄからの潮流は、変電所Ｅへ向かう潮流と、変電所Ｈへ向かう潮流との２つの潮流に分かれているのに対し、図４に例示される事故直後の状態において、変電所Ｄからの潮流は、変電所Ｅへ向かう潮流のみとなってその値が急増している。この潮流の急増に伴って、例えば変電所Ｄ、Ｅを通る送電線の潮流も急増するため、このままでは、発電所Ａ、Ｂ、Ｃの発電機の電圧と、負荷母線の電圧との位相差が拡大する脱調状態に陥る虞がある。

具体的には、親局１１は、記憶装置１１ａから、前述した検出信号が示す事故位置に関係付けられているＳＣ５１、ＳｈＲ５２、遮断器３１、４１等の制御情報を読み出す。ここで、演算装置１０は、一定周期ごとに系統情報を取り込んで過渡安定度計算を行い、その結果を親局１１の記憶装置１１ａに格納している。この結果とは、例えば、或る事故位置に事故が発生した電力系統を安定化させるために投入するべきＳＣ５１、遮断するべきＳｈＲ５２、開状態とするべき遮断器３１、４２を示す情報である。

図３に例示されるように、前述したステップＳ１０１で記憶装置１１ａから読み出された電力系統を安定化させるために選択するべき制御手段が調相器（即ち、ＳＣ５１及びＳｈＲ５２）のみの場合（Ｓ１０２：「ＳＣ／ＳｈＲのみ」）、親局１１は、選択されたＳＣ５１の子局５０に対し同ＳＣ５１を投入させると同時に、選択されたＳｈＲ５２の子局５０に対し同ＳｈＲ５２を遮断させる（Ｓ１０３）。尚、このステップＳ１０２は、ステップＳ１０１で読み出された制御指令を説明の便宜上場合分けするものであって、親局１１の具体的な判別動作を表わすものではない。

また、図３に例示されるように、前述したステップＳ１０１で記憶装置１１ａから読み出された電力系統を安定化させるために選択するべき制御手段が調相器（即ち、ＳＣ５１及びＳｈＲ５２）と遮断器３１、４１（即ち、電制及び負制）とである場合（Ｓ１０２：「ＳＣ／ＳｈＲ＋電制／負制」）、親局１１は、選択されたＳＣ５１の子局５０に対し同ＳＣ５１を投入させ、選択されたＳｈＲ５２の子局５０に対し同ＳｈＲ５２を遮断させ、選択された遮断器３１の子局３０に対し同遮断器３１を開状態とさせ、選択された遮断器４１の子局４０に対し同遮断器４１を開状態とさせる制御を同時に行なう（Ｓ１０４）。尚、このステップＳ１０２は、ステップＳ１０１で読み出された制御指令を説明の便宜上場合分けするものであって、親局１１の具体的な判別動作を表わすものではない。

図５に例示されるように、前述したステップＳ１０３における系統安定化装置１は、潮流が形成されている経路上にあって変電所Ｄ、Ｈ間の送電線の途中の事故位置に隣接する変電所ＤのＳＣ５１を投入するとともに、同潮流が形成されている経路上にあって同事故位置に隣接する変電所ＥのＳｈＲ５２を遮断して、変電所Ｄ、Ｅを通る送電線の電圧を上昇させることによって、事故後に発電所Ａ、Ｂ、Ｃの発電機と負荷母線との間の位相差が拡大する脱調状態を回避する。つまり、潮流の有効電力Ｐは、電力系統の上流側の電圧、電力系統の下流側の電圧、及びこれら２つの電圧の内部相差角δの正弦（ｓｉｎδ）の積に比例するとともに、送電線のインピーダンスに反比例するため、事故に起因して同インピーダンスが急増した場合、有効電力Ｐを維持するべく内部相差角が急拡大する傾向が生じる（図６の点線（「ＳＣ／ＳｈＲ制御なし」参照）。そこで、変電所ＤのＳＣ５１の投入によって電力系統の上流側の電圧を上昇させるとともに、変電所ＥのＳｈＲの遮断によって電力系統の下流側の電圧を上昇させることによって、潮流の有効電力Ｐを維持しつつ内部相差角の拡大を回避できる（図６の実線「ＳＣ／ＳｈＲ制御あり」参照）。図６に実線として例示されるように、内部相差角は、所定周期で振動しながらその平均値が時間の経過とともに小さくなる。

尚、事故位置に隣接する調相器とは、送電線における事故位置より上流に隣接する変電所の調相器と、事故後の残経路（例えば図５において潮流を表わす矢印で示される経路）上にあって前記変電所より下流に隣接する変電所の調相器との少なくとも一方を意味し、図５の例示では、変電所ＤのＳＣ５１及び変電所ＥのＳｈＲ５２の少なくとも一方がこれに相当する。また、後述するように、事故後の残経路に沿って、上流の調相器の更に上流に隣接する調相器や、下流の調相器の更に下流に隣接する調相器等も、本実施の形態の事故位置に隣接する調相器に含まれる。ここで、前述したように、事故位置に隣接するＳＣ５１、ＳｈＲ５２は、予め想定した事故が変電所Ｄ、Ｈ間の送電線に発生した場合の電力系統の動特性モデルを用いた演算装置１０による過渡安定度計算に基づいて予め選択されている。

また、図５に例示されてはいないが、前述したステップＳ１０４における系統安定化装置１は、変電所Ｄ、Ｈ間の送電線の途中の事故位置に隣接する変電所ＤのＳＣ５１を投入するとともに、同事故位置に隣接する変電所ＥのＳｈＲ５２を遮断し、同時に、発電所Ａの発電機を遮断するとともに（電制）、負荷を遮断する（負制）。尚、この場合、事故位置に基づく過渡安定度計算によって、ＳＣ５１、ＳｈＲ５２の開閉制御のみでは、電力系統の安定化には不十分であることが予め判定されているため、同ＳＣ５１、ＳｈＲ５２の開閉制御に加えて、電力系統を十分に安定化するのに必要な電制及び負制も予め計算されており、以上の結果が記憶装置１１ａに格納されている。

以上述べたステップＳ１０３の処理又はステップＳ１０４の処理を親局１１が実行することは、電力系統を安定化させるための手段として、調相器の開閉制御を、電制及び負制よりも優先させることを意味している。

尚、本実施の形態の調相器の開閉制御については、変電所ＤのＳＣ５１を投入し変電所ＥのＳｈＲ５２を遮断するとしたが、これに限定されるものではない。例えば、これらのＳＣ５１及びＳｈＲ５２の何れか一方のみを開閉制御するとしてもよい。また、例えば、潮流が形成されている経路上にあってこれらのＳＣ５１の上流及びＳｈＲ５２の下流に更に隣接する調相器（ＳＣ、ＳｈＲ、不図示）を開閉制御してもよい。一例として、事故後の残経路として、変電所Ｄ、Ｅ、Ｆ、Ｇ、Ｊの順に潮流が形成される経路の場合、変電所Ｅに隣接する変電所ＦのＳＣ５１又はＳｈＲ５２を更に開閉制御してもよいし、これに順次隣接する変電所Ｇ、ＪのＳＣ５１又はＳｈＲ５２を更に開閉制御してもよい（以上、例えば図５参照）。或いは、事故後の残経路として、変電所Ｄ、Ｅ、Ｈ、Ｉ、Ｊの順に潮流が形成される経路において、変電所Ｅに隣接する変電所ＨのＳＣ５１又はＳｈＲ５２を更に開閉制御してもよいし、これに順次隣接する変電所Ｉ、ＪのＳＣ５１又はＳｈＲ５２を更に開閉制御してもよい（以上、例えば図５参照）。また、これは、電制及び負制についても同様であり、例えば、電制及び負制の何れか一方のみであってもよい。更に、電制の対象は、発電所Ａの発電機に限定されるものではなく、他の発電機（例えば、発電所Ｂ、Ｃの発電機）であってもよいし、負制の対象も、図２の負荷母線に限定されるものではなく、他の負荷母線（不図示）であってもよい。

図３に例示されるように、親局１１は、内蔵するタイマ（不図示）にリセットした後に計時を開始させ（Ｓ１０５）、同タイマにより計時された時間ｔが予め定められた所定時間に達したか否かを判定する（Ｓ１０６）。尚、この所定時間は、前述したステップＳ１０３、Ｓ１０４で所定の安定化制御が開始されてから、電力系統の動揺が収束し安定化するまでの時間であって、これも演算装置１０による過渡安定度計算に基づいて予め求められているものとする。

タイマにより計時された時間ｔが所定時間に達したと判定した場合（Ｓ１０６：ＹＥＳ）、演算装置１０は、系統情報収集装置２０から系統情報を取り込む（Ｓ１０７）。尚、この系統情報は、例えば、発電所Ａ、Ｂ、Ｃの発電機の端子電圧Ｖｓ、変電所Ｄ、Ｅを通る送電線の有効電力Ｐ及び無効電力Ｑ、同送電線の変電所Ｄにおける電圧Ｖｄ、同送電線の変電所Ｅにおける電圧Ｖｅ、負荷母線の電圧Ｖｒ等を示す運用情報である。

演算装置１０は、前述したステップＳ１０７で取り込んだ系統情報のうちの例えば発電機の端子電圧Ｖｓ、送電線の変電所Ｄにおける電圧Ｖｄ、送電線の変電所Ｅにおける電圧Ｖｅ、負荷母線電圧Ｖｒ等がそれぞれ所定の範囲内であるか否かを判定する（Ｓ１０８）。

電圧Ｖｓ、Ｖｄ、Ｖｅ、Ｖｒ等が所定の範囲外であると判定した場合（Ｓ１０８：ＮＯ）、演算装置１０は、各電圧が所定の範囲内となるために必要な調相器を演算により選択し、その内容を親局１１に送信する。親局１１は、選択された調相器に対応する子局４０、５０に対し、制御信号を送信して、調相器を開閉し、各電圧を所定の範囲内にする（Ｓ１０９）。

前述したステップＳ１０５乃至Ｓ１０９の処理では、親局１１は、電力系統の安定化制御を開始した後に、演算装置１０による過渡安定度計算に基づいて予め求められた前述した所定時間が経過したとき、系統情報に基づいて実際の電圧判定を行い、電力系統の電圧が所定の範囲から逸脱していると判定したとき、調相器等を制御し，各電圧を所定の範囲内に収めるものである。

以上述べた本実施の形態の電力系統安定化装置１によれば、事故が発生した場合、事故検出装置１２、５３により検出された事故位置（例えば変電所Ｄ、Ｈ間の送電線の途中）に隣接する調相器（例えばＳＣ５１やＳｈＲ５２等）の開閉制御を通じて送電線の無効電力Ｑを制御することによって、事故に起因する送電線の電圧の低下を抑制できる。これにより、送電線に接続された例えば発電機や負荷等をできるだけ遮断することなく、脱調状態に至ることを回避できる。つまり、電力系統の電制量や負制量等の制御量を抑制しつつ同電力系統の安定化を図れる。

また、本実施の形態の電力系統安定化装置１によれば、事故位置に隣接する調相器として、記憶装置１１ａにおいて同事故位置と関係付けられた調相器（例えばＳＣ５１やＳｈＲ５２等）が選択される。よって、例えば事故位置と調相器との関係を求めるための過渡安定度計算にたとえ時間がかかる場合でも、想定される事故に備えて同計算を予め実行しその計算結果を記憶装置１１ａに格納しておくことによって、実際の事故が発生したときに電力系統を精度良く且つ迅速に安定化できる。

また、本実施の形態の電力系統安定化装置１によれば、事故検出装置１２、５３は、送電線（例えば、変電所Ｄ、Ｈ間の送電線）の短絡事故を保護リレーの状態に基づいて精度良く且つ迅速に検出できる。また、このような短絡事故を起因として他の送電線（例えば、変電所Ｄ、Ｅを通る送電線）の電圧が低下しても、同送電線に接続された発電機及び負荷をできるだけ遮断することなく、同送電線の電圧を事故前の電圧の維持に寄与できる。

また、本実施の形態の電力系統安定化装置１によれば、前述した図３のステップＳ１０３に例示されるように、調相器（例えばＳＣ５１やＳｈＲ５２等）を開閉制御することによって、発電機や負荷等を遮断することなく電力系統が安定化すれば、同電力系統の電力供給量を維持しつつ安定化を図れることになる。一方、前述した図３のステップＳ１０３、Ｓ１０４に例示されるように、調相器を開閉制御してもこれだけでは電力系統の安定化に不十分な場合、例えばこれに加えて発電機や負荷等を遮断することによって電力系統が安定化すれば、同電力系統の電力供給量の低下を少なくとも調相器による寄与分だけ抑制しつつ安定化を図れることになる。以上から、電力系統の電力供給量を維持しつつ同電力系統を確実に安定化できる。

また、本実施の形態の電力系統安定化装置１によれば、電力用コンデンサ（ＳＣ）５１の投入又は分路リアクトル（ＳｈＲ）５２の遮断によって、例えば該当の送電線の電圧を事故前の電圧に維持できる。また、ＳＣ５１及びＳｈＲ５２は、電力系統の安定化以外の用途で各変電所等に設置されているため、例えば電力系統の安定化のために静止型無効電力補償装置（ＳＶＣ：Static Var Compensator）等の専用装置を用いる場合に比べて、設備コストをはるかに低減できる。

<<<第１の発電機、第２の発電機>>>
前述した実施の形態では、電力系統の下流側が負荷母線であったが（例えば図２参照）、これに限定されるものではなく、同負荷母線が発電機であってもよい。この場合でも、本実施の形態の電力系統安定化装置１によれば、事故が発生した場合、事故検出装置１２、５３により検出された事故位置（例えば変電所Ｄ、Ｈ間の送電線の途中）に隣接する調相器（例えばＳＣ５１やＳｈＲ５２等）の開閉制御を通じて送電線の無効電力Ｑを制御することによって、事故に起因する送電線の電圧の低下を抑制できる。つまり、変電所Ｄ、Ｈ間の送電線の途中に発生した事故に起因して、電力系統の上流側の発電所Ａ、Ｂ、Ｃ（第１の発電所）の発電機（第１の発電機）と、下流側の発電所（第２の発電所）の発電機（第２の発電機）との間の位相差が拡大し、これに伴い変電所Ｄ、Ｅ間の送電線に脱調ローカスが入った場合、同送電線における脱調ローカスが入った位置に隣接する調相器（例えばＳＣ５１やＳｈＲ５２等）の開閉制御を通じて変電所等の母線の無効電力Ｑを制御することによって、事故に起因する送電線の電圧の低下を抑制できる。ここで、脱調ローカスとは、例えば、変電所Ｄ、Ｈ間の送電線の途中の事故によって、前述した第１の発電機と第２の発電機との間の位相差が拡大し、結果的に、変電所Ｄ、Ｅ間の送電線の途中の電圧がゼロになることを意味する。つまり、前述した脱調ローカスが入った位置に隣接する調相器を選択することは、前述した事故位置に隣接する調相器を選択することと等価である。以上により、送電線に接続された上流側の発電機や下流側の発電機等をできるだけ遮断することなく、脱調状態に至ることを回避できる。つまり、電力系統の電制量を抑制しつつ同電力系統の安定化を図れる。

尚、前述した実施の形態では、送電線の事故として短絡事故について述べたが、これに限定されるものではなく、例えば地絡事故等の他の事故であってもよい。特に、事故の発生した送電線に対し事故直後の潮流がゼロではなく残存している場合でも、本実施の形態に電力系統安定化装置１が、事故位置に隣接する調相器の開閉制御を通じて送電線の無効電力Ｑを制御することによって、事故に起因する変電所等の母線の電圧の低下を抑制できる。例えば、図２における変電所Ｄ、Ｈ間の送電線で事故が発生して、同送電線の潮流が減少する一方、変電所Ｄ、Ｅ間の送電線の潮流が増加した場合でも、前述と同様に、事故位置に隣接する調相器として、例えば変電所ＤのＳＣ５１や変電所ＥのＳｈＲ５２等を選択すればよい。また、例えば、図２において負荷母線が発電機の場合、例えば変電所Ｄ、Ｈ間の送電線と変電所Ｄ、Ｅ間の送電線との双方に脱調ローカスが入った場合でも、前述と同様に、これら双方の送電線における脱調ローカスが入った位置に隣接する調相器として、例えば変電所ＤのＳＣ５１や変電所ＥのＳｈＲ５２等を選択すればよい。

また、前述した実施の形態では、事故検出装置１２、５３は、送電線に設けられた保護リレー（不図示）の状態に基づいて、同送電線における事故位置及び事故様相を示す情報を生成するものであったが、これに限定されるものではない。事故検出装置は、例えば、地絡事故といった短絡以外の事故を検出するための地絡検出装置等であってもよく、要するに、少なくとも送電線の事故位置を検出するための手段であれば如何なるものであってもよい。

===第２の実施の形態===
前述した実施の形態では、変電所ごとに１つの調相器（電力用コンデンサ（ＳＣ）５１又は分路リアクトル（ＳｈＲ）５２）が設置されており、事故位置に隣接する変電所のＳＣ５１又はＳｈＲ５２が開閉制御されるものであったが、これに限定されるものではない。

例えば、変電所（例えば図２の変電所Ｄ乃至Ｊ）ごとに複数の調相器が設置されていてもよい。各変電所に設置される複数の調相器は、例えば、同変電所内の母線に対し並列接続されている。

この場合、親局１１の記憶装置１１ａ（図１）は、例えば、事故位置及び事故様相ごとに、同事故位置に隣接する変電所において電力系統の安定化に必要なＳＣ５１の投入量やＳｈＲ５２の遮断量等を示す情報を記憶している。ＳＣ５１の投入量やＳｈＲ５２の遮断量等は、演算装置１０（図１）によって、予め過渡安定度計算を通じて求められている。例えば、前述した図４に例示される変電所Ｄ、Ｈ間の送電線の事故が短絡事故（事故様相）の場合と、地絡事故（事故様相）の場合とについて、電力系統を安定化させるためのＳＣ５１の投入量やＳｈＲ５２の遮断量等が予め個別に定められている。

尚、各ＳＣ５１の投入量は、同一でもよいし、異なっていてもよい。つまり、これは、ＳＣ５１の容量が、同一であるか又は異なっていることと等価である。ここで、各ＳＣ５１の投入量が同一の場合、記憶装置１１ａに記憶される前述したＳＣ５１の投入量を示す情報は、例えば個々の変電所Ｄ乃至Ｊの中で投入するべきＳＣ５１の数である。一方、各ＳＣ５１の投入量が異なる場合、記憶装置１１ａに記憶される前述したＳＣ５１の投入量を示す情報は、例えば個々の変電所Ｄ乃至Ｊの中で投入するべきＳＣ５１を特定する情報である。また、各ＳｈＲ５２の遮断量は、同一でもよいし、異なっていてもよい。つまり、これは、ＳｈＲ５２の値が、同一であるか又は異なっていることと等価である。ここで、各ＳｈＲ５２の遮断量が同一の場合、記憶装置１１ａに記憶される前述したＳｈＲ５２の遮断量を示す情報は、例えば個々の変電所Ｄ乃至Ｊの中で遮断するべきＳｈＲ５２の数である。一方、各ＳｈＲ５２の遮断量が異なる場合、記憶装置１１ａに記憶される前述したＳｈＲ５２の遮断量を示す情報は、例えば個々の変電所Ｄ乃至Ｊの中で遮断するべきＳｈＲ５２を特定する情報である。

例えば、事故位置に隣接する変電所（例えば図２の変電所Ｄ、Ｅ）に複数のＳＣ５１のみが設置されており、各ＳＣ５１の投入量が同一の場合、事故発生時に、親局１１は、記憶装置１１ａを参照し、事故位置及び事故様相に対応付けられた前述した数のＳＣ５１を投入する。一方、各ＳＣ５１の投入量が異なる場合、親局１１は、記憶装置１１ａを参照し、事故位置及び事故様相に対応付けられた前述したＳＣ５１を投入する。尚、以上の処理は、前述した図３のステップＳ１０１、Ｓ１０２：「ＳＣ／ＳｈＲのみ」、及びＳ１０３に対応する。

例えば、事故位置に隣接する変電所（例えば図２の変電所Ｄ、Ｅ）に複数のＳｈＲ５２のみが設置されており、各ＳｈＲ５２の遮断量が同一の場合、事故発生時に、親局１１は、記憶装置１１ａを参照し、事故位置及び事故様相に対応付けられた前述した数のＳｈＲ５２を遮断する。一方、各ＳｈＲ５２の遮断量が異なる場合、親局１１は、記憶装置１１ａを参照し、事故位置及び事故様相に対応付けられた前述したＳｈＲ５２を遮断する。尚、以上の処理は、前述した図３のステップＳ１０１、Ｓ１０２：「ＳＣ／ＳｈＲのみ」、及びＳ１０３に対応する。

例えば、事故位置に隣接する変電所（例えば図２の変電所Ｄ、Ｅ）に１以上のＳＣ５１及び１以上のＳｈＲ５２が設置されている場合も、前述と同様に、親局１１は、電力系統の安定化に必要なＳＣ５１の投入量及びＳｈＲ５２の遮断量のそれぞれについて、記憶装置１１ａを参照して、該当するＳＣ５１を投入したり該当するＳｈＲ５２を遮断したりする。尚、以上の処理は、前述した図３のステップＳ１０１、Ｓ１０２：「ＳＣ／ＳｈＲのみ」、及びＳ１０３に対応する。

以上の何れの場合についても、過渡安定度計算の段階で、例えば事故位置に隣接する変電所の全ての調相器を開閉制御しても電力系統の安定化に不十分と判定された場合、再計算によって、この不足している分に相当する電制及び負制の少なくとも１つが予め選択されている。この場合、記憶装置１１ａは、例えば、事故位置及び事故様相ごとに、同事故位置に隣接する変電所において電力系統の安定化に必要なＳＣ５１の投入量、ＳｈＲ５２の遮断量、電制量、負荷量等を示す情報を記憶している。事故発生時に、親局１１は、記憶装置１１ａを参照し、該当するＳＣ５１の投入、ＳｈＲ５２の遮断、電制、負制等を実行する。尚、以上の処理は、前述した図３のステップＳ１０１、Ｓ１０２：「ＳＣ／ＳｈＲ＋電制／負制」、及びＳ１０４に対応する。

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。

１ 電力系統安定化装置
１０ 演算装置
１１ 親局
１１ａ 記憶装置
１２ 事故検出装置
２０ 系統情報収集装置
３０、４０、５０ 子局
３１、４１ 遮断器
５１ 電力用コンデンサ（ＳＣ）
５２ 分路リアクトル（ＳｈＲ）
５３ 事故検出装置

Claims (3)

1. 電力系統の上流側と下流側との間にループ状に配設された送電線の事故位置を検出する検出器と、
   前記送電線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と、
   前記送電線の上流側に接続される発電所内の発電機を遮断する遮断器と、
   前記検出器が前記送電線の事故位置を検出した場合、前記母線の電圧が上昇するように、前記送電線の事故位置に隣接する前記調相器を前記遮断器による前記発電機の遮断よりも優先して開閉制御する制御装置と、
   を備え、
   前記送電線は、複数の変電所を通してループ状に配設され、
   前記送電線の上流側は、第１の発電所内の第１の発電機と接続され、
   前記送電線の下流側は、第２の発電所内の第２の発電機と接続され、
   前記制御装置は、前記第１及び第２の発電機の位相差の拡大に伴い脱調ローカスが入った位置に隣接する前記調相器を前記第１及び第２の発電機の遮断よりも優先して開閉制御する
   ことを特徴とする電力系統安定化装置。
2. 前記調相器は、電力用コンデンサ又は分路リアクトルであり、
   前記制御装置は、前記検出器が前記送電線の事故位置を検出した場合、前記送電線の事故位置に隣接する前記電力用コンデンサを投入するか前記分路リアクトルを遮断する
   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、前記検出器が前記送電線の事故位置を検出した場合、前記母線の電圧が上昇するように、前記送電線の事故位置に隣接する前記調相器と、当該調相器に更に隣接する前記調相器とを開閉制御する
   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。

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