JPH09512699A

JPH09512699A - 送電系統の電圧安定性の確実性を改善する方法

Info

Publication number: JPH09512699A
Application number: JP7528275A
Authority: JP
Inventors: ロバートアントニーシュルーター
Original assignee: ミシガンステイトユニヴァーシティー
Priority date: 1994-04-29
Filing date: 1995-04-17
Publication date: 1997-12-16
Also published as: EP0758498A1; US5610834A; WO1995030267A1; CA2188674A1

Abstract

(57)【要約】複数のバス及びそれに接続された複数の無効性蓄積源を有する送電系統の電圧安定性の確実性を改善するための改善手段を配置する方法が提供される。複数のバスは複数の電圧制御エリアにグループ分けされ、各電圧制御エリア内の各バスが同様の対応する無効電力対電圧の関係を有するようにされる。第１の改善手段を配置するための第１の電圧制御エリアが決定され、この第１の電圧制御エリアは、ロススレッシュホールドを越える内部無効性ロスの差を示す。更に、第２の改善手段を配置するための第２の電圧制御エリアが決定され、この第２の電圧制御エリアは、無効性蓄積のスレッシュホールドを越える無効性蓄積の差を示す。第１及び第２の改善手段は、切り換え可能な分路キャパシタ、同期電圧コンデンサ、静的なｖａｒ部品、又はその組み合わせを含む。更に、直列キャパシタ、並列ライン又はその組み合わせを含む第３の改善手段が、所定のスレッシュホールドを越える無効電力流又は無効電力ロスの差を示すと決定された２つの隣接する電圧制御エリア間の界面に配置される。

Description

【発明の詳細な説明】送電系統の電圧安定性の確実性を改善する方法発明の分野本発明は一般に送電系統のプランニング及び制御に係り、より詳細には、送電系統の電圧安定性の確実性を改善する方法に係る。先行技術の説明送電系統には多数の潜在的な電圧不安定性の問題が生じる。これら不安定性の問題の幾つかは、電力を利用顧客に配電するのに使用される配電系統に生じる。これら配電系統の電圧不安定性の問題の多くの原因は、長年にわたって存在するもので、それらの原因と解決策は公知である。発電ステーションから負荷センターへ大量の電力を搬送するのに使用される送電系統には、別の問題が生じる。これら安定性の問題は、施設の停電、短絡事故の処理、及び送電網における負荷電力又はエリア間電力転送の増加といった原因で発生する。これら送電系統の電圧不安定性の問題の多くは、近年になって生じたものである。これら不安定性の問題は、発電ステーションが負荷センターから離れたところに位置するために電圧制御の有効性が制限され、電力会社が独立した電力発生装置や他の電力会社によりそれらの送電系統にわたって電力搬送できるようにすることが要求され、更に、必要な送電網の建設を躊躇させるといった最近の傾向により生じる。電圧崩壊として知られているゆっくりと広がる制御不能な電圧の減少は、送電系統の電圧不安定性の特定の形式である。電圧崩壊は、発電機がそれらの界磁電流限界に到達してそれらの励磁電圧制御システムを動作不能にするときに発生する。電圧崩壊は、最近、世界中の多くの国々で大停電を引き起こしている。電力系統に電圧崩壊が生じるおそれを減少し、そして更に一般的には電力系統の安定性を改善するために、多数の電力会社によってシステムのプランニングが実行される。第１に、電力系統の基本的な要素及びそれらの相互接続を表す数学モデルが構成される。これらの基本的な要素は、発電ステーション、変圧器、送電線、及び無効性蓄積源(sources of reactive reserves)、例えば、同期電圧コンデンサ及びキャパシタバンクを含む。次いで、システムの安定性を分析するための種々の計算技術が、適当にプログラムされたコンピュータを用いて実行される。この分析に基づき、提案された改善策が、電圧安定性の確実性を向上するための特別な仕方で公式化される。数学的モデルは、これらの提案された改善策に基づいて更新し、得られるシステム安定性の確実さを分析できるようにされる。所定の設計目的を達成する改善策が、次いで、実際の電力系統において物理的に実施される。システムプランニングのプロセスは、状況の変化に鑑み定期的に実行しなければならないという点で連続的である。数学的に言えば、電圧崩壊は、送電系統の数学的モデルに関連した平衡方程式が独特の局部的な解をもたないときに発生する。これは、局部的な解が存在しないか又は多数の解が存在するときに生じる。平衡方程式がもはや解又は独特の解をもたない点は、電力系統のある物理的な限界又は制御能力限界にしばしば関連している。シュルーター氏等の「電圧崩壊への近似を決定する方法(Methods For Determi ning Proximity To Voltage Collapse)」、ＩＥＥＥトランザクションズ・オン・パワー・システムズ、第６巻、第１号、１９９１年２月、第２８５−２９ページに開示されたような古典的な電圧不安定性への近似を評価する現在の方法は、負荷の流れのヤコビアンが特異点条件にいかに接近してるかの尺度に基づくものである。というのは、特異な負荷の流れのヤコビアンは、独特の解がないことを意味するからである。これら近似尺度は、（ｉ）ゼロに接近する最小の固有値、（ii）最小の特異値、（iii）種々の感度マトリクス、（iv）無効性電力流−電圧レベル（Ｑ−Ｖ）曲線限界、（ｖ）有効電力流−電圧レベル（Ｐ−Ｖ）曲線限界及び（vi）負荷の流れのヤコビアン特異点の固有値近似尺度を含む。固有値及び最小特異値方法は、電圧不安定性の実際の位置及び原因の指示性に欠けるという点で欠点がある。更に、これらの方法は、電圧不安定性の原因、並びに電圧安定性の確実さを向上するに必要な改善手段の位置及び形式に関して誤った結果を招くことが知られている。更に、固有値及び最小特異値方法のための計算の必要性は比較的高い。感度マトリクス方法でも、非常に非直線的な不連続プロセスに対し直線的に増加する尺度であることから、固有値及び特異値方法と同じ多数の困難さが生じる。古典的な電圧不安定性への近似を評価するのに使用する方法には関わりなく、多くの電力会社により使用されている既存の方法は、電圧不安定性の問題が１つしかないことを仮定している。更に、１つの配電無効電力負荷パターンテストが１つの電圧不安定性の問題を検出すると仮定している。電圧制御エリアは、電力系統において電気的に分離されたバスグループとして定義されることが知られている。各電圧制御エリアにおける無効性の蓄積源は、二次電圧制御を介して分配され、発電機又は発電ステーションが電圧制御エリアにおける他の全ての発電機の前に蓄積を消耗しないようにすることができる。この二次電圧制御は、古典的な電圧不安定性を防止するのに有効であるが、既に定義されている電圧制御エリアは、バスグループがもはや分離されないように元々存在する送電グリッドが改善されたときには、もはや有効でなくなる。この解決策の更に別の欠点は、各電圧制御エリアを制御するための無効性蓄積がその電圧制御エリア内に制限されることである。１つ以上の密接結合された発電機Ｐ−Ｖバスのグループとして定義された電圧ゾーンを、相互にサポートする負荷バスの組の結合体と一緒に使用する方法も知られている。このような方法においては、受け入れられる電圧レベルを維持するための無効性供給の量が制御される。しかしながら、この解決策の欠点は、電圧安定性限界を電圧に関して特徴付けしても、古典的な電圧崩壊に対して保護することにならないことである。潜在的な電圧不安定性の問題を位置付ける現在の工学的方法は、全ての単一ライン停電の不測事態をシュミレーションし、そして電圧不安定性を生じるものとして解けないものを識別することを含む。しかしながら、解の欠如は、電圧不安定性を保証するものではなく、解の欠如が生じる理由は、負荷の流れのニュートン・ラフソンベースのアルゴリズムが、特定の出発解から収斂するように保証されず、出発点が解に充分に接近するときだけ収斂し；負荷の流れの収斂は、解が分岐点に接近している場合にはシステムが解に接近したときでも保証されず；丸めエラーが負荷の流れの収斂に影響し；そして分路素子の切り換え、或いは発電機又はラインの停電による不連続な変化が、負荷の流れのアルゴリズムが解へ収斂するかどうかに大きく影響し得るからである。全ての単一停電に対する収斂した解は、分岐がないことしか指示しない。収斂した解の不存在が電圧不安定性により生じることを立証するよう試みるためには、相当の人力及び計算処理時間が必要となる。１つのこのような方法において、収斂した解の不存在は、あるバスに無限の無効性供給をもつ偽の発電機を追加して、収斂した負荷の流れの解を得ることができれば、電圧崩壊によるものであると決定される。この方法は、フールプルーフではない上に、電圧不安定性の原因も、それがどこに生じたかも指示しない。電圧不安定性の問題が検出されると、その不安定性の問題を改善するための適切な改善手段の配置及び選択が行われる。これらの改善手段について考えられる位置を決定するために電力会社によって多数の特別な大雑把なやり方が使用されている。これらのやり方は、最も苛酷な電圧崩壊で誘起される不測事態が生じる界面に並列ライン及び／又は直列補償装置を追加し；電圧崩壊で誘起される不測事態の前後に大きなＩ²Ｘロスをもつラインに並列ライン及び／又は直列補償装置を追加し；発電センターからの大きな無効性の流れの経路上にある負荷センターの付近で超高電圧（ＥＨＶ）バスに同期電圧コンデンサを使用し；これら装置を設置するためのスペースを有するシステムの周りでＥＨＶバスに同期電圧コンデンサを配置し；そして発電機が無効性蓄積を消耗しないように（短時間又は長時間）切り換え可能な分路キャパシタ又は静的なｖａｒコンデンサを追加することを含む。しかしながら、現在の方法は、送電系統に生じ得る多数の異なる電圧安定性の問題の全てを識別することはできない。非常に定常的な動作の変化或いはシステムの遠隔領域におそらく意味のない不測事態が生じた後に別の不測事態が生じると、電圧不安定性が生じることになる。更に、電圧不安定性は、システムの多数の異なるサブ領域にも生じることがある。現在の方法は、特定の電圧安定性の問題の原因を識別するための診断的手順、並びに電圧不安定性の問題を防止するための系統的及びインテリジェントな改善手順が欠如している。発明の要旨上記した理由で、電圧不安定性の問題の潜在的な場所を識別すると共に、電圧不安定性のおそれを低減するための修正手段を決定する方法が必要とされる。従って、本発明の目的は、送電系統において潜在的な電圧不安定性の問題を修正するための改良された方法を提供することである。本発明の別の目的は、各電圧制御エリアを制御するのに使用される無効性蓄積が電圧制御エリア内に限定されないような送電系統のインテリジェントな制御を提供することである。上記目的を達成するために、本発明は、複数のバス及びそれに接続された複数の無効性蓄積源を有する送電系統の領域において電圧安定性を改善する方法を提供する。複数のバスは、複数の電圧制御エリアにグループ分けされ、各電圧制御エリア内の各バスが同様の対応する無効電力対電圧の関係をもつようにされる。２つの隣接する電圧制御エリア間の少なくとも１つの界面であって、送電系統の第１の動作点と第２の動作点との間に無効流スレッシュホールドを越えるような無効電力流の差をその界面を横切って示すような界面が決定される。この少なくとも１つの決定された界面に少なくとも１つの改善手段が配置される。更に、本発明は、複数のバス及びそれに接続された複数の無効性蓄積源を有する送電系統の領域において電圧安定性を改善する方法を提供する。複数のバスは複数の電圧制御エリアにグループ分けされ、各電圧制御エリア内の各バスが同様の対応する無効電力対電圧の関係をもつようにされる。２つの隣接する電圧制御エリア間の少なくとも１つの界面であって、送電系統の第１の動作点と第２の動作点との間に無効性ロススレッシュホールドを越えるような無効電力ロスの差をその界面を横切って示すような界面が決定される。この少なくとも１つの決定された界面に少なくとも１つの改善手段が配置される。更に、本発明は、複数のバス及びそれに接続された複数の無効性蓄積源を有する送電系統の領域において電圧安定性を改善する方法を提供する。複数のバスは複数の電圧制御エリアにグループ分けされ、各電圧制御エリア内の各バスが同様の対応する無効電力対電圧の関係をもつようにされる。送電系統の第１の動作点と第２の動作点との間に無効性蓄積スレッシュホールドを越えるような無効性蓄積の差を示す少なくとも１つの電圧制御エリアが決定される。この少なくとも１つの決定された電圧制御エリア内に少なくとも１つの改善手段が配置される。更に、本発明は、複数のバス及びそれに接続された複数の無効性蓄積源を有する送電系統の領域において電圧安定性を改善する方法を提供する。複数のバスは複数の電圧制御エリアにグループ分けされ、各電圧制御エリア内の各バスが同様の対応する無効電力対電圧の関係をもつようにされる。送電系統の第１の動作点と第２の動作点との間にロススレッシュホールドを越えるような内部無効性ロスの差を示す少なくとも１つの電圧制御エリアが決定される。この少なくとも１つの決定された電圧制御エリア内に少なくとも１つの改善手段が配置される。更に、本発明は、複数のバス及びそれに接続された複数の無効性蓄積源を有する送電系統の電圧安定性を改善するために改善手段を配置する方法を提供する。複数のバスは複数の電圧制御エリアにグループ分けされ、各電圧制御エリア内の各バスが同様の対応する無効電力対電圧の関係をもつようにされる。第１の改善手段を配置するために第１の電圧制御エリアが決定され、この第１の電圧制御エリアは、送電系統の第１対の動作点間にロススレッシュホールドを越えるような内部無効性ロスの差を示す。第２の改善手段を配置するために第２の電圧制御エリアが決定され、この第２の電圧制御エリアは、送電系統の第２対の動作点間に無効性蓄積スレッシュホールドを越えるような無効性蓄積の差を示す。上記及び他の目的、特徴及び効果は、添付図面を参照した以下の詳細な説明より容易に明らかとなろう。図面の簡単な説明図１は、本発明の方法により不測事態の分析を実行するためのフローチャートである。図２は、本発明の方法によりバスを電圧制御エリアにグループ分けするフローチャートである。図３は、本発明の方法により無効性蓄積容器を決定するためのフローチャートである。図４は、本発明の方法により単一不測事態の分析を実行するためのフローチャートである。図５は、本発明の方法により多数の不測事態の分析を実行するためのフローチャートである。図６は、本発明の方法により電圧制御エリアを決定するためのフローチャートである。図７は、本発明の方法により不測事態の選択を実行するためのフローチャートである。図８は、本発明の方法により無効性蓄積容器の確実性の評価を実行するためのフローチャートである。図９は、本発明の方法により無効性蓄積容器の頑丈さを実証するためのフローチャートである。図１０は、本発明の方法により安定性の確実さの評価を実行すためのフローチャートである。図１１は、本発明の方法により送電系統の領域において電圧安定性を改善するためのフローチャートである。図１２は、本発明の方法により送電系統の領域において電圧安定性を改善するための別の実施形態のフローチャートである。図１３は、本発明の方法により送電系統の領域を改善する更に別の実施形態のフローチャートである。図１４は、本発明の方法により送電系統の領域を改善する更に別の実施形態のフローチャートである。図１５は、本発明の方法により送電系統をプランニングするシステムのフローチャートである。好ましい実施形態の詳細な説明本発明は、先ず、一般的に説明し、その後、詳細に説明する。一般に、本発明の方法は、１つ以上の電力会社の充分に分離された区分に影響を及ぼす完全に独立した電圧安定性の問題を識別することができる。充分にコヒレントなグループにおいていずれかのバスで計算されたＱ−Ｖ曲線が同じ形状の最小の無効性蓄積容器(reactive reserve basin)を有するときに、独特の電圧安定性の問題が生じる。ある重要な電圧制御エリアにおいて計算されたＱ−Ｖ曲線の最小値に到達する際にほぼ全ての無効性蓄積を消耗する無効性供給装置を有する隣接電圧制御エリアは、その重要な電圧制御エリアに対する無効性蓄積容器である。多数の電圧制御エリアにおける無効性蓄積を使い尽くしたときに、グローバルな電圧安定性の問題が生じる。異なるグローバルな電圧安定性の問題に対するグローバルな無効性蓄積容器は、同じ電圧制御エリアをいずれも含まない。各々のグローバルな電圧安定性の問題は、その無効性蓄積容器に属する無効性供給装置の独特な非重畳組により防止される。各々のグローバルな安定性の問題に対し、大きな１組の局部的安定性の問題がネスト状に配される。次いで、各々の局部的な安定性の問題は、それに関連した異なる無効性蓄積容器を有する。しかしながら、これらの局部的な無効性蓄積容器は重畳する。その結果、発電機、切り換え可能な分路キャパシタ又はＳＶＣが多数の局部的な無効性蓄積容器に属するおそれが存在する。電圧制御エリアにおける無効性蓄積が尽きたときに、その電圧制御エリアが属する全ての無効性蓄積容器は、電圧不安定性に向かう著しい段階的な変化を受ける。不測事態又は動作の変化により全ての電圧制御エリアにおいて全ての無効性蓄積を使い尽くす局部的な無効性蓄積容器は、その不測事態又は動作の変化が、その無効性蓄積容器を決定するためにＱ−Ｖ曲線が計算された重要な電圧制御エリアに直接的に衝撃を及ぼす限り、電圧不安定性を経験する局部的な無効性蓄積容器となる。局部的な無効性蓄積容器における全ての電圧制御エリアの全ての無効性蓄積が尽きると、その重要な電圧制御エリアに対し電圧不安定性が生じる。というのは、その重要な電圧制御エリアは、不測事態又は動作の変化に対抗するのに必要な全ての無効性供給を得ることができないからである。ここで使用する「不測事態」とは、装置の損失（例えば、発電機、送電線又は変圧器の）或いは短絡（通常は欠陥不測事態と称する）による送電系統の予期しない個別の変化である。局部的に最も影響を受け易い電圧制御エリア及び無効性蓄積容器は、グローバルな無効性蓄積容器にも属しているほとんど各々の局部的な無効性蓄積容器に属するものである。この局部的に最も影響を受け易い無効性蓄積容器は、比較的小さな蓄積を有するもので、これは、グローバルな無効性蓄積容器のサブセットである局部的な無効性蓄積容器を有するほとんど各々の局部的に重要な電圧制御エリアについて計算されたＱ−Ｖ曲線のストレステストに対して迅速に尽きる。このような局部的に最も影響を受け易い無効性蓄積容器は、システム改善の焦点でなければならない。局部的な電圧安定性の問題は、不測事態又は動作の変化によって生じるものであって、分散する局部的な電圧安定性の問題からのみ頻繁に発生するグローバルな電圧安定性の問題ではない。一般に、局部的に最も影響を受け易いものだけでなく、このような全ての局部的な電圧安定性の問題に対処しなければならない。というのは、局部的に最も影響を受け易いものを含む各々の局部的安定性の問題は、重要な電圧制御エリアに関連した無効性蓄積の減少又は部分的な遮断を生じさせる異なる不測事態又は動作の変化によって生じることがあるからである。より詳細には、本発明の方法は、Ｑ−Ｖ曲線テストを使用し、制御能力の欠如が明らかなときに電圧不安定性が生じることを指示するハイアラーキ制御構造を決定する。多数の不測事態の分析の実行が、図１のフローチャートに示されている。多数の不測事態の分析は、複数のバス及びそれに接続された複数の無効性蓄積源を有する電力系統の領域に対して実行しなければならない。ブロック１００において、複数のバスは、各バスに対する対応する無効電力対電圧の関係に基づいて電圧制御エリアにグループ分けされる。より詳細には、各電圧制御エリアは、グループ内のいずれかのバスに無効性負荷を追加すると、形状及び大きさがほぼ同一のＱ−Ｖ曲線が生じるようなコヒレントなバスグループとして定義される。その結果、各電圧制御エリアは、増加的な局部的無効性供給問題により生じる独特の電圧不安定性を有する。ブロック１０２において、少なくとも１つの電圧制御エリアの各々に対し対応する無効性蓄積容器の決定が行われる。各無効性蓄積容器は、電力系統の所定の動作点に枯渇した無効性蓄積を表す量に基づいて選択された少なくとも１つの無効性蓄積源を備えている。無効性蓄積容器内に含まれた少なくとも１つの無効性蓄積源は、対応する電圧制御エリアに対し１組の安定制御を形成する。電力系統の所定の動作点は、Ｑ−Ｖ曲線の最小値であるのが好ましい。又、電圧制御エリアの全蓄積は、電圧制御エリアの無効源が無効性蓄積容器に追加される前に、ある割合だけ及び／又はあるレベルより低く枯渇されるのが好ましい。単一の不測事態の分析は、ブロック１０４により実行される。より詳細には、複数の単一不測事態の各々に応答して枯渇された無効性蓄積を表す量が計算される。これらの単一不測事態は、単一ライン停電及び単一発電機停電を含む。単一不測事態分析で計算された情報を用いて、多数の不測事態の分析がブロック１０６で実行される。分析のために選択される多数の不測事態は、対応する無効性蓄積の枯渇量が所定のスレッシュホールドを越えるような少なくとも２つの単一不測事態を含む。多数の不測事態の分析は、少なくとも１つの無効性蓄積容器に対して実行される。図２のフローチャートは、本発明によりバスを電圧制御エリアにグループ分けするところを示す。電圧制御エリアは、グループの任意のバスにおいて計算されたＱ−Ｖ曲線がそのＱ−Ｖ曲線の最小値において実質上同一の電圧及び無効性限界を有するようなコヒレントなバスグループとして定義される。更に、電圧制御エリアの任意のバスにおいて計算されたＱ−Ｖ曲線の形状及び傾斜は、ほぼ同一でなければならない。上記定義に基づき、電圧制御エリアは、コヒレントなグループクラスターアルゴリズムを用いて決定される。クラスターアルゴリズムの制御パラメータαの初期値は、ブロック１２０において選択される。使用するコヒレントなグループクラスターアルゴリズムは、除去されるブランチに対する無効性電力−電圧ヤコビアン素子の和が、パラメータαと無効性電力−電圧ヤコビアンマトリクスの最大の対角素子との積よりも小さくなるまで、各ネットワークバスから最も弱い接続を除去することに基づく。特定のαに対して識別される分離されたバスグループは、そのα値に対するコヒレントなバスグループである。α パラメータに基づいてバスグループを分離するこの段階は、ブロック１２２に示されている。ブロック１２０で選択されたαの小さな値に対し、各バスグループが単一バスを構成するまでバスグループが連続的に分割される。これに対し、αがブロック１２０において比較的大きく選択された場合には、全てのバスが１つのバスグループに属する。ブロック１２４において、バスグループ内のコヒレンスレベルとバスグループ間の付随するインコヒレンス性は、Ｑ−Ｖ曲線に基づいて検査される。特に、Ｑ−Ｖ曲線は、各バスクラスターの全てのバスが実質的に同じＱ−Ｖ曲線最小値を有するかどうか決定するように検査される。Ｑ−Ｖ曲線最小値が実質的に同じでない場合には、ルーチンの流れがブロック１２０へ戻り、αの新たな値が選択される。Ｑ−Ｖ曲線最小値が実質的に同じである場合には、ルーチンは、復帰ブロック１２６により退出する。少なくとも１つの電圧制御エリアの各々に対する無効性蓄積容器の決定が図３のフローチャートに示されている。ブロック１４０において、１組のテスト電圧制御エリアが選択される。選択されるテスト電圧制御エリアは、隣接するテスト電圧制御エリアにおいてＱ−Ｖ曲線が計算されるときに、大きな分路容量性供給又は無効性ロスの増加或いは無効性供給を有するエリアである。ラインの充電、分路容量性取り消し、直列Ｉ²Ｘの直列無効性ロス、負荷タップチェンジャーのもとにあることによる増加した無効性誘導性又は容量性の分路、或いは切り換え可能な分路キャパシタ又はリアクタは、電圧制御エリアに無効性ロス又は供給の増加を生じさせる。Ｑ−Ｖ曲線は、他の電圧制御エリアにおいてＱ−Ｖ曲線が計算されたときにこれらの条件を満足した各テスト電圧制御エリアにおいて計算される。無効性蓄積容器は、Ｑ−Ｖ曲線がその最小値において大きな電圧及び小さな無効性限界を有する状態で、重要な電圧制御エリアと称するテスト電圧制御エリアについてのみ決定される。実際に、Ｑ−Ｖ曲線の最小値は、標準的なニュートン−ラフソンアルゴリズムを用いて得ることができる。各々の重要な電圧制御エリアに対し、Ｑ−Ｖ曲線の最小値において所定のスレッシュホールドより大きい蓄積の減少を経験する電圧制御エリアがブロック１４２において選択される。実際に、所定のスレッシュホールドは、相対的なスケールにおいて測定され、１００％未満となるように選択される。１つの実施形態では、無効性蓄積容器は、Ｑ−Ｖ曲線の最小値までＱ−Ｖ曲線を計算する際に７５％より大きい蓄積の減少を経験する電圧制御エリアを備えている。このロジックは、テスト電圧制御エリアに電圧不安定性を生じさせる不測事態又は動作の変化は、計算された無効性蓄積容器に含まれた電圧制御エリア以外の電圧制御エリアにおいて無効性供給及び電圧制御蓄積の全てを枯渇し得ないという意味で、各々の無効性蓄積容器が丈夫であることを保証する。図３のフローチャートにおいて、無効性蓄積容器は、あるスレッシュホールドより大きなＱ−Ｖ曲線電圧最小値及び別のスレッシュホールドより小さい無効性最小値を有する他のテスト電圧制御エリアにおいてＱ−Ｖ曲線が計算されたときに、大きな容量性供給を有するか、大きな分路容量性供給の増加を経験するか、又は誘導性増加を経験することにより、電圧不安定性の影響を受け易いと予想される電圧制御エリアの選択されたサブセットに対してのみ計算される。更に、無効性蓄積量の使用は、電圧安定性の評価を実用的なものにする累積近似尺度を与える。というのは、これは、電圧不安定性に対する近似と常に良く相関し且つ不測事態に対して容易に計算される枯渇性リソースだからである。このように、多数の電圧制御エリアを有しそしてほぼ分離した独特のグローバルな電圧安定性の問題を識別することができる。絶えず発生する電圧安定性の問題は、全部でなくてもそのほとんどが局部的なものである。更に、多数の局部的な電圧安定性の問題が各々のグローバルな電圧安定性の問題に関連している。実際に、局部的な電圧安定性の問題は、実質的にあるグローバルな無効性蓄積容器のサブセットである局部的な無効性蓄積容器と共に決定される。各々の局部的な安定性の問題及びそれらの無効性蓄積容器に対して重要な電圧制御エリアを識別することは、各安定性の問題の位置、どんな無効性蓄積が各々の局部的な安定性の問題の発生を防止するか、及びなぜ各々の局部的な電圧不安定性が生じるかを識別する。更に、ほぼ最大の電圧最大値及びほぼ最小の無効性最小値をもつＱ−Ｖ曲線に基づき実質上各々の他の局部的な無効性蓄積容器内に存在する局部的に最も影響を受け易い無効性蓄積容器が決定される。その後、グローバルなそして全ての値スト状の局部的な無効性蓄積容器に関連した重要な電圧制御エリアにおいて計算されたＱ−Ｖ曲線に対しその蓄積が迅速に枯渇される。しかしながら、Ｑ−Ｖ曲線は、最も大きな電圧最小値と最も大きな無効性限界とを有することがあるにも関わらず、最もあり得べき局部的電圧安定性の問題とはならない。というのは、系統の離れた低電圧部分に存在するためにその重要な電圧制御エリアに直接的に衝撃を及ぼす苛酷な不測事態がないからである。これは、各々の局部的な無効性蓄積容器に対する不測事態の選択を招き、ある電力会社においては、同じ不測事態がグローバルな全ての局部に影響し、そして他の電力会社においては、異なる不測事態がグローバルな無効性蓄積容器内の異なる局部に影響するようにする。単一不測事態の分析の実行が図４のフローチャートに示されている。この単一不測事態の分析は、各々の重要な電圧制御エリア及びそれに関連した無効性蓄積容器に対して実行される。ブロック１６０において、単一不測事態がシュミレーションされる。単一不測事態の特定形式は、単一発電機の停電及び単一ラインの停電を含む。ブロック１６２では、単一不測事態に対し各無効性蓄積容器における無効性蓄積が計算される。条件ブロック１６４は、シュミレーションされるべき単一不測事態が更にあるかどうか検査する。もしあれば、ルーチンの流れは、ブロック１６０へ戻り、別の単一不測事態がシュミレーションされる。シュミレーションされるべき単一不測事態が更にない場合には、各無効性蓄積容器における不測事態が、ブロック１６６により枯渇された無効性蓄積に基づいて最小から最大までランク付けされる。ブロック１６８においては、各電圧制御エリアにおける蓄積の所定の割合以上を枯渇する単一ライン停電がリストされる。ブロック１７０において、ある不測事態に対し蓄積の所定の割合以上を枯渇する各無効性蓄積容器の２つの最も大きな無効性容量の発電機が選択される。これらの発電機は、発電機リストに入れられる。ブロック１６８及び１７０で形成された２つのリストを用いて、その後の多数の不測事態の分析における多数の不測事態が形成される。多数の不測事態の分析の実行が、図５のフローチャートに示されている。ブロック１６８で形成された単一不測事態のリストを使用し、ブロック１８０において二重ライン停電のリストが形成される。同様に、ブロック１７０で形成された発電機のリストを用いて、ブロック１８２において二重発電機停電のリストが形成される。ブロック１８４では、ブロック１６８及び１７０で形成されたリストからのライン及び発電機停電の組み合わせを用いて、組み合わせリストが形成される。ブロック１８０、１８２及び１８４で形成されたリストに基づく不測事態の分析がブロック１８６により示されている。電圧制御エリアを決定するためのソフトウェアが図６のフローチャートに示されている。ブロック２００において初期化段階が実行され、当該領域を定義するために、シードバス、ブランチの数及び最小電圧レベルが選択される。次いで、ブロック２０２において、Ｑ−Ｖ曲線が実行され、そして当該領域の全てのバスにおいて無効性蓄積容器が決定される。ブロック２０４において、選出手順を用いて、各バスクラスターの全てのバスにおいて計算されたＱ−Ｖ曲線が実質的に同じＱ−Ｖ曲線最小値及び無効性蓄積容器を有するところのαが選択される。パラメータαは、電圧制御エリアを形成するコヒレントなバスクラスターのサイズを判断する。αが減少するときに、コヒレントなバスクラスターのサイズは、大きなα値に対して識別されたコヒレントなバスクラスターの集合を介して増加する。このサーチ手順は、コヒレントなバスグループ内のバスにおける電圧変化の差が非常に小さな値から増加しそして擾乱に対する異なるバスグループのバス間の電圧変化の差がαの減少と共に大きな値へと急激に増加する場所についてユーザが判断する必要性を排除する。 αのサーチ手順において、αの潜在的な値の境界定めされたインターバルが最初に選択される。この手順は、あるシードバスに擾乱即ち電圧変化を入れ、そしてこの擾乱により各バスに生じる電圧及び角度の変化を計算する。この手順は、この境界定めされたインターバルにおいて１０個の等離間されたα値に対しバスクラスターを見つけ、そしてバスグループ内の電圧及び角度変化が次の式を満足するような最小のα値を見つける。 ΔＶ_j−ΔＶ_i≦ｋ₁ΔＶ_i Δθ_j−Δθ_i≦ｋ₂Δθ_i 但し、ΔＶは電圧変化であり、Δθは角度変化であり、ｉ及びｊはバスグループ内の２つのバスを表す指数であり、そしてｋ₁及びｋ₂は固定のパラメータである。その結果は、電圧制御エリアの全てのバスにおいてＱ−Ｖ曲線を実行することにより電圧制御エリアとして確認され、Ｑ−Ｖ曲線の最小値とＱ−Ｖ曲線の最小値から得た無効性蓄積容器とが同じになるようにαが適切に選択されたかどうか確立する。α値が正しく選択されて、Ｑ−Ｖ曲線の最小値と、選択されたバスクラスターの各バスにおいて計算された無効性蓄積容器とが同じである場合には、ユーザは、電圧制御エリア及びこれらの電圧制御エリアを得るための適切なα値を得たことになる。Ｑ−Ｖ曲線の最小値と無効性蓄積容器とが電圧制御エリアのバスに対し同じでないためにα値が正しく選択されなかった場合には、ほぼ同じＱ−Ｖ曲線最小値と無効性蓄積容器とを有するバスクラスターが見つかるまで、小さなバスクラスターグループを形成する多数の大きなα値を検査することができる。従って、このように電圧制御エリアを計算することは、バスクラスター内のコヒレンスレベルと、バスクラスターにわたるインコヒレンスのレベルの両方に基づく。 αを見つけるために電圧制御エリアの定義を明確に使用する別の実施形態を構成することができる。より詳細には、別の実施形態は、できるだけ小さなαの値をサーチし、即ち最も大きなバスクラスターを形成し、しかも各バスクラスターの各バスにおいて計算されたＱ−Ｖ曲線がほぼ同じＱ−Ｖ曲線最小値及び無効性蓄積容器を有するように保証するαの値をサーチする。αのサーチは、ある電圧定格より高いバスと、あるシードバスからのせいぜい３つの回路ブランチである当該領域のバスクラスターのみに集中される。図７は、不測事態の選択プログラムのフローチャートである。電圧不安定性に最も近い特定のテスト電圧制御エリア及びその無効性蓄積容器を生じる不測事態及び動作の変化に対する不測事態の選択及びランク付けが実行される。不測事態の選択及びランク付けは、各々の重要な電圧制御エリア及びそれに関連した無効性蓄積容器について実行される。ブロック２１０において、単一ライン停電の不測事態がシュミレーションされる。ブロック２１２において、各無効性蓄積容器における蓄積がその不測事態に対して計算される。条件ブロック２１４では、シュミレーションされるべき他の不測事態があるかどうか決定される。シュミレーションされるべき不測事態が皿にある場合には、この方法の流れは、ブロック２１０へ戻る。シュミレーションされるべき付加的な不測事態がない場合には、ルーチンの流れはブロック２１６へ進む。ブロック２１６において、不測事態は、無効性蓄積に基づき各無効性蓄積容器においてランク付けされる。ブロック２１８では、各電圧制御エリアにおいて蓄積のＰ％以上を枯渇するライン停電が選択され、リストに入れられる。更に、あるライン停電に対しその蓄積のＰ％を枯渇する各無効性蓄積容器の最も大きな２つの無効性容量発電機も選択される。これらの発電機は、別のリストに入れられる。発電機のリストは、１組の苛酷な単一及び二重の発電機停電不測事態を形成するのに使用される。ライン停電のリストは、１組の苛酷な単一及び二重のライン停電不測事態を形成するのに使用される。発電機及びライン停電のリストは、ライン停電及び発電ロス不測事態の１組の組合せを形成するのに使用される。ブロック２２０において、苛酷な単一及び二重の不測事態は、無効性蓄積容器における無効性蓄積に基づいてシュミレーションされ、ランク付けされる。不測事態の選択ルーチンは、順次に何回も実行され、特定の無効性蓄積容器が電圧不安定性をなぜ受け易いかについての全ての情報を得ることができる。最初の実行は、電圧不安定性を調査すべき１つ以上のエリア或いは１つ以上のゾーン又はエリアもしくは全システムモデルに全ての単一ライン停電を取り込むことを伴う。好ましい実施形態では、不測事態の選択ルーチンは、各々の重要な無効性蓄積容器に対し最悪の５つの不測事態の影響を要約するレポートを出力する。各無効性蓄積容器の出力は、不測事態前の場合における状態の初期の要約を有し、これは、各々の無効性蓄積容器の電圧制御エリアにおける全てのバスの名前及び個数と、発電機の無効性供給容量及び蓄積と、同期コンデンサと、要素が配置されたバスにおける切り換え可能な分路キャパシタとを含む。無効性蓄積容器の初期状態が与えられた後に、その無効性蓄積容器に対する５つの最悪の不測事態が与えられる。各々の不測事態が記述され、そして各々の無効性蓄積容器の電圧制御エリアの全ての発電機及び切り換え可能な分路キャパシタにおける無効性供給蓄積が与えられる。特定の無効性蓄積容器に対する電圧制御エリアの無効性供給蓄積のレポートにおける電圧制御エリアの順序は、Ｑ−Ｖ曲線の計算中の蓄積枯渇のシーケンスに基づく。電圧制御エリアの順序は、その無効性蓄積容器の不測事態に対し電圧崩壊が近似されるときに枯渇の程度を指示する上で助けとなる。無効性蓄積容器の出力レポートに与えられる不測事態の順序は、最初に報告された最大の割合の減少を生じる不測事態で枯渇された不測事態前の無効性蓄積の割合に基づく。出力レポートに表される無効性蓄積容器の順序は、その無効性蓄積容器の最悪の不測事態に対する発電機及び切り換え可能な分路キャパシタの無効性供給の最大の割合の枯渇を経験する無効性蓄積容器のが最初に報告されるように分類される。不測事態選択ルーチンは、最初に報告されるべきものであるために電圧不安定性を経験する無効性蓄積容器をユーザが決定する上で助けとなる。電圧不安定性を経験する無効性蓄積容器がない場合には、全蓄積における最大の割合の減少の程度についての無効性蓄積容器の報告が、最も苛酷な不測事態を伴う無効性蓄積容器の部分的な指示しか与えない。無効性蓄積容器の全無効性蓄積における割合減少は、系統が電圧不安定性を経験するか又はほぼ経験するときに、無効性蓄積容器及び最も影響を受け易い無効性蓄積容器における最悪の不測事態の優れた指示である。蓄積を枯渇する無効性蓄積容器における電圧制御エリアの数と、その無効性蓄積容器について与えられたリストの終わりに示された電圧制御エリアにおいて無効性蓄積が枯渇されるかどうかの状態は、不測事態が無効性蓄積容器を電圧不安定性に近づけないときに電圧不安定性への近似を判断する上で有効な指示である。無効性蓄積の割合減少ではなくて電圧崩壊近似に対する両方の指示を用いる理由は、各次々の電圧制御エリアが蓄積の枯渇を経験した後にシステムが電圧不安定性に向かう量子ステップを経験し、そしてその経験が、不測事態前の場合のＱ−Ｖ曲線最小値付近に蓄積を枯渇する電圧制御エリアがほとんどの不測事態に対しＱ−Ｖ曲線最小値の付近にあることを指示するためである。不測事態選択ルーチンの別の実施形態は、更に、無効性蓄積容器の電圧制御エリアとテスト電圧制御エリアとの間の経路に生じる不測事態に対し１組の無効性蓄積容器電圧制御エリアの蓄積レベルを修正することを含む。このような不測事態は、ライン停電不測事態によりテスト電圧制御エリアから完全に又は部分的に切断された不測事態前の蓄積容器電圧制御エリアを含まない無効性蓄積容器をもつことができる。修正された無効性蓄積容器と、不測事態前の無効性蓄積容器から削除すべき電圧制御エリアとを有する不測事態は、両方とも、無効性蓄積容器の電圧制御エリアが他の苛酷な不測事態に比してほとんど減少を経験しない不測事態を探すことにより検出できる。これらの不測事態に対し無効性蓄積容器からこれらの電圧制御エリアを削除することにより、ユーザが判断を行う必要なく、無効性蓄積容器の無効性蓄積に基づく不測事態のランク付けをより正確なものにする。図８には、無効性蓄積容器の確実さの評価の実行がフローチャートで示されている。初期化段階がブロック２３０において行われ、選択されたデータが検索される。このデータは、基本的ケースのシュミレーションデータと、αの値と、Ｑ −Ｖ曲線最小値を計算する試みが中止されるところの低電圧限界の値と、無効性蓄積容器の電圧制御エリアを選択するのに使用される基準とを含む。ブロック２３２において、各々の重要な電圧制御エリアがそのテストバスと共に特定される。単一ライン停電、二重ライン停電、単一発電ロス、二重発電ロス及び組み合わせ不測事態のリストがブロック２３４において読み取られる。ブロック２３６において、各電圧制御エリアごとに基本的ケースについて特定された各不測事態に対しＱ−Ｖ曲線が計算される。条件ブロック２３８では、正のＱ−Ｖ曲線最小値についてのチェックが行われる。Ｑ−Ｖ曲線が正の最小値を有する場合には、ルーチンの実行が停止される。正のＱ−Ｖ曲線最小値がない場合には、ルーチンの実行は、ブロック２４０へ進む。ブロック２４０において、転送パターン及びレベルが読み取られ、そして各々の不測事態及び電圧制御エリアに対してＱ−Ｖ曲線が計算される。条件ブロック２４２は、正の最小値をもつＱ−Ｖ曲線があるかどうかチェックする。正の最小値をもつＱ−Ｖ曲線が存在する場合には、ルーチンの実行が停止される。さもなくば、ブロック２４４において、正のＱ−Ｖ曲線最小値が得られるまで転送レベルが増加される。ブロック２４６において、評価を必要とする付加的な転送パターンがある場合には、ルーチンの流れは、ブロック２４０へ戻る。評価を必要とする付加的な転送パターンがない場合には、負荷パターン及びレベルがブロック２４８において読み取られ、そして各々の不測事態及び電圧制御エリアについてＱ−Ｖ曲線が計算される。正の最小値をもつＱ−Ｖ曲線が条件ブロック２５０により検出された場合には、ルーチンの実行が停止される。さもなくば、ブロック２５２において正のＱ−Ｖ曲線最小値が得られるまで負荷レベルが増加される。ブロック２５４において、付加的な転送パターンが評価を必要とする場合には、ルーチンの流れがブロック２４８へ戻る。評価を必要とする付加的な転送パターンがない場合には、ルーチンの実行が完了となる。理想的には、計算された無効性蓄積容器が頑丈である。頑丈さとは、不測事態前のケースにおいてＱ−Ｖ曲線崩壊点で全ての無効性供給及び電圧制御装置に対して蓄積がほぼ枯渇するのを経験する電圧制御エリアが、単一不測事態、転送又は負荷パターンの変化の後に、或いはライン停電及び無効性リソースロスの不測事態の組み合わせの後に、或いはライン停電／無効性リソースロスの不測事態及び転送又は負荷のパターン変化の組み合わせの後に、Ｑ−Ｖ曲線崩壊点において蓄積の枯渇を経験し得ることを意味する。無効性蓄積容器が頑丈であることを上記定義に基づいて立証することが、図９のフローチャートに示されている。ブロック２６０において、各々の無効性蓄積容器を形成するＱ−Ｖ曲線を計算するための重要な電圧制御エリアの１つ以上の特定の無効性蓄積容器及びテストバスにおいて無効性蓄積を枯渇すると分かっている１組のライン停電不測事態、リソースロスの不測事態、転送、真の電力負荷パターンの変化、動作の変化及びライン停電／リソースロスの組み合わせ不測事態がルーチンへの入力として与えられる。これらの入力は、不測事態選択ルーチンの出力から付与することができる。ブロック２６２において、指定された無効性蓄積容器に属する電圧制御エリアが、各々の指定の単一又は二重不測事態或いは動作変化に対してＱ−Ｖ曲線及びその最小値を計算することにより決定される。各々の単一又は二重不測事態或いは動作変化に対し重要な電圧制御エリアのテストバスにおいて計算されたＱ−Ｖ曲線の無効性蓄積容器が、ブロック２６４により、その重要な電圧制御エリアに対するテーブルへと出力される。このテーブルは、不測事態前のケースに対して重要な電圧制御エリアのテストバスにおいてＱ−Ｖ曲線が計算されたときに、全ての無効性供給及び電圧制御蓄積がほぼ又は完全に枯渇されない電圧制御エリアにおいて不測事態又は動作の変化が蓄積を枯渇しないことを確認するのに使用される。インテリジェントな電圧安定性の確実さの評価の実行を図１０のフローチャートにより説明する。この手順は、ブロック２７０において、バスにおいて計算されたＱ−Ｖ曲線が同じ形状及び同じ曲線最小値を有すると共に同じ無効性蓄積容器を有するような電圧制御エリア即ちバスクラスターを決定することを含む。これらのバスクラスターは、コヒレンス性に基づいて見つけられ、換言すれば、何らかの擾乱により電圧制御エリアの全てのバスにおいて同じ電圧及び角度変化が示される。或いは又、バスクラスターは、制御性、観察性又はモード特性に基づいて見つけられる。次いで、テスト電圧制御エリアのバスにおいて計算されたＱ−Ｖ曲線の最小値において全ての無効性供給を枯渇する電圧制御エリア内の全ての無効性供給リソースのサブセットがブロック２７２で決定される。Ｑ−Ｖ曲線の最小値は、一般に、通常のニュートン・ラフソンアルゴリズムを使用し、ニュートン・ラフソンアルゴリズムを直接適用して最小値以外の解の取得を停止したときに最小値を得る標準的な手順を用いて得ることができる。バスが電圧制御エリアに属するための第２の条件は、テスト電圧制御エリアの各バスにおいて計算したＱ−Ｖ曲線が、同じ１組の電圧制御エリアの同じ無効性供給リソースをＱ−Ｖ曲線の最小値において枯渇することである。Ｑ−Ｖ曲線の最小値において枯渇される系統の無効性供給リソースのサブセットは、その電圧制御エリアの無効性蓄積容器と称される。Ｑ−Ｖ曲線の傾斜は、無効性蓄積容器の１つの電圧制御エリアにおける全ての無効性供給蓄積が枯渇されるたびに、不連続に減少する。無効性蓄積容器の電圧制御エリアからテスト電圧制御エリアまでの無効性供給は、電圧制御エリアの無効性供給装置に関連した１つの電圧制御器がアクティブであって、その電圧制御エリアの電圧を保持する限り、維持される。Ｑ−Ｖ曲線の傾斜の不連続性は、無効性蓄積容器の電圧制御エリアからの無効性供給のロスによって生じるだけでなく、電圧制御エリアにおける全ての電圧制御のロスを伴う電圧低下と共に無効性ロスの増加率が増加することによっても生じる。無効性蓄積容器は、電圧不安定性の影響を受けると予想される電圧制御エリアの選択されたサブセットのみに対して計算される。電圧崩壊を経験し得る電圧制御エリアは、隣接電圧制御エリアの無効性蓄積容器を決定するために計算されたＱ−Ｖ曲線に対し大きな分路容量性供給を有するか又は大きな無効性ネットワークロス変化を経験するものを決定することにより、予想される。更に別の段階は、ブロック２７４において、単一又は多数の不測事態の影響を最も受け易い無効性蓄積容器及びそれに関連したテスト電圧制御エリアを決定することを含む。無効性蓄積容器の全ての無効性蓄積を枯渇することにより電圧崩壊を生じさせるか、又はその無効性蓄積容器の無効性蓄積の大部分を枯渇することにより無効性蓄積容器を電圧不安定性に最も近づけるような５つの最悪の不測事態も、ブロック２７６において見つけられる。無効性蓄積容器の無効性蓄積のＰ％以上を枯渇する単一の最悪ライン停電不測事態のリストがブロック２８０において形成される。更に、１つ以上のライン停電不測事態が無効蓄積容器の蓄積のＰ％以上を枯渇するような２つの最大容量の発電機を各々の無効性蓄積容器から識別することにより、最悪発電機停電不測事態のリストがブロック２８０において形成される。これらの２つの不測事態のリストは、ブロック２８２において、全ての単一ライン停電、全ての単一発電機停電、全ての二重ライン停電、全ての二重発電機停電、及びライン及び発電機停電の組み合わせのリストを形成するのに使用される。又、無効性蓄積のＰ％以上が単一ライン停電によって枯渇されるようなテスト電圧制御エリアのリストも形成される。これらのファイルは、指定の各無効性蓄積容器テスト電圧制御エリアごとに、リストの各不測事態に対し、Ｑ−Ｖ曲線最小値と、無効性蓄積をもつ無効性蓄積容器電圧制御エリアを計算するのに使用される。リストにおける不測事態の数は投射された１０個の最悪の不測事態に制限されるのが好ましいが、ユーザは、他の全ての不測事態を実行することが許される。ブロック２８４において、異なる転送及び負荷パターンをもつ単一及び多数の不測事態についての確実さの評価が実行される。転送限界は、各々の予想される転送パターン（全転送レベルのある割合で発電が増加する発電機のグループと、全転送レベルのある割合で発電が減少する発電機のグループとで特定された）に対して決定される。転送レベルは、増分的に増加され、そしてＱ−Ｖ曲線は、全ての無効性蓄積容器の重要な電圧制御エリア、並びに全ての単一及び多数の不測事態に対して計算される。各重要な電圧制御エリアの全ての単一及び多数の不測事態に対する全てのＱ−Ｖ曲線が負のＱ−Ｖ無効性最小値（電圧安定性を意味する）を有する場合には、全転送レベルが再び増加され、全てのＱ−Ｖが再計算される。このプロセスは、１つのＱ−Ｖ曲線が正のＱ−Ｖ曲線最小値（電圧不安定性を意味する）をもつまで繰り返される。従って、転送パターンに対する全転送レベル限界が決定される。転送パターンレベル限界は、各々の予想される転送パターンについて計算され、そして１つ以上の単一又は多数の不測事態に対しＱ− Ｖ曲線が正となる無効性蓄積容器が注目される。１つ以上の不測事態に対し正のＱ−Ｖ曲線最小値を有する無効性蓄積容器を見つけるために負荷パターンに対して同じプロセスが繰り返される。各転送（又は負荷パターン）を制約する無効性蓄積容器と、その転送（又は負荷パターン）に対して電圧不安定性を生じる不測事態は、これらの不測事態及び所望の転送レベル（おそらくは現在の転送限界より大きい）に対しその無効性蓄積容器における電圧不安定性を防止する改善を設計するための基礎として使用される。電圧不安定性に対する一般的なプランニング設計基準は、電力系統が発電機及びラインの停電の最悪の組み合わせを逃れることだけを必要とし、電力系統が二重ライン停電の不測事態を逃れることを必要としていないことに注意されたい。ある不測事態、転送パターン及びレベル、又は負荷パターン及びレベルに対し負荷の流れが解けない場合には、無効性蓄積が各グローバルな無効性蓄積容器において全ての発電機で一度に１つづつ増加される。あるグローバルな無効性蓄積容器に無効性蓄積を追加することによりＱ−Ｖ曲線の負荷の流れの解を計算できる場合には、不測事態、転送パターン及びレベル並びに負荷パターン及びレベルがそのグローバルな無効性蓄積容器に電圧不安定性を生じさせる。この特徴は、不測事態或いは転送又は負荷パターンが、検討中のもの以外のグローバルな無効性蓄積容器に電圧不安定性を生じさせるかどうか決定できるようにする。各々の予想される転送パターンの転送限界及び各々の予想される負荷パターンの負荷限界についての上記評価を実行した場合に、増加する必要のある転送パターン限界及び所望のレベル、並びに増加する必要のある負荷パターン限界及びそれらの所望のレベルを決定することができる。所望の限界に対し設計基準を満足しない各転送（又は負荷）パターンについて、局部的な無効性蓄積容器（１つ又は複数）、及びその無効性蓄積容器に電圧不安定性を生じる不測事態を知ることができる。この無効性蓄積容器転送パターン及び不測事態は、その無効性蓄積容器に対する改善手段を構成するのに使用される。単一及び多数の不測事態、転送パターン及びレベルの変化、並びに確実さの評価により識別される負荷パターン及びレベルの変化の特定の組み合わせに対して行われるべき改善策は、電圧制御エリア間の界面、電圧制御エリアの境界、及び観察される電圧安定性の問題の原因を示唆する制御エリア内の内部量を決定することを必要とする。電圧不安定性の１つの原因は、素子に対する「ブラックホール」作用であり、これは、両方の端子から部品モデルの直列誘導素子へ無効電力が流れ込むときに生じる。この「ブラックホール」は、系統全体から大きな（１１ｐ．ｕ．ＭＶＡＲ）の無効電力流を引き出し、そして重要なことに、素子に流れる無効流を停止し得る。「ブラックホール」は、有効及び無効流が増加するにつれて発生し、そして有効及び無効流の方向並びに素子を通しての増加が同じであるときに最も苛酷となる。又、「ブラックホール」は、両方の端子において電圧が低下するときにも発生する。「ブラックホール」は、電圧制御エリアの境界、又は電圧制御エリア間の界面のみにおいて検出されている。「ブラックホール」それ自体が電圧不安定性を生じ得るので、確実さの評価で決定された各々の苛酷な不測事態、転送パターン及びレベルの変化、並びに負荷パターン及びレベルの変化に対してそれらをサーチしなければならない。又、不測事態又は動作の変化により影響を受けるある重要な電圧制御エリアではＱ−Ｖ曲線ストレステストと組み合わせて「ブラックホール」をサーチしなければならない。ラインの直列容量補償又は並列ラインの追加は、そのブランチに観察されるＩ²Ｘロスにより最悪の「ブラックホール」問題が明らかとなった界面及び境界だけではなく、多数の界面及び境界における「ブラックホール」を排除することができる。電圧不安定性の別の原因は、系統の他部分に対して大きな正味分路容量供給を有していて、電圧の減少と共に著しい分路容量供給引き出しを経験する電圧制御エリアである。従来の工学知識者は、電圧不安定性の影響を最も受けない大きな容量性供給を有する電圧制御エリアを考えた。というのは、それらは、電圧不安定性がバス、電圧制御エリア又は領域への無効性供給の欠乏によるものであると分かったときに大きな容量性供給を有するからである。しかしながら、本当のところは、電圧制御エリアが、不充分な電圧制御により大きな分路容量引き出しを経験する場合に、無効電力は、系統全体からその電圧制御エリアに向かって流れる。大きな分路誘導性増加を伴う電圧制御エリアも、分路容量性供給引き出し又は分路誘導性無効負荷増加に合致するに充分な無効電力を搬入できない場合には、電圧不安定性の影響を受ける。電圧制御エリアは、大きなライン充電部品を伴う多数の長い高電圧ラインの端末であるか、切り換え可能な分路キャパシタ又は固定のキャパシタを有するか、又はタップ設定を増加すると電圧が上昇するような負荷状態タップ充電変圧器の低電圧側にある場合に約４．０ｐ．ｕ．の正味容量性無効性供給を有することができる。これら変圧器は、ほとんど常に電圧制御エリアの界面にあり、１つのバスが１つの電圧制御エリアにあると、別のバスが別の電圧制御エリアにあるようにされる。従って、タップチェンジャーは、タップ設定が電圧を上昇するよう意図される場合に、ある電圧制御エリアが大きな分路容量性無効性供給を有し、そしてそれに接続された他の電圧制御エリアが大きな分路誘導性無効性ロスを有するようにすることができる。高電圧定格にあるタップチェンジャーにより接続された両方の電圧制御エリアは、タップ設定が変化するか又は限界に達した場合に影響を受けることになる。タップチェンジャーの設定が変化すると、無効性供給をもつか又は無効性供給に接近する電圧制御エリアにおいて誘導性分路ロスが増加する。タップ設定の限界に達すると、電圧が上昇していた他の電圧制御エリアの分路容量性供給を、タップチェンジャーの設定が限界にあるために電圧が降下するときに引き出すことができる。おそらく、不測事態又は動作の変化により影響される重要な電圧制御エリアにおけるＱ−Ｖ曲線ストレステストと組み合わせて、確実さの評価で決定された苛酷な不測事態、転送パターン及びレベルの変化、並びに負荷パターン及びレベルの変化による大きな分路容量性無効性供給引き出し又は大きな分路誘導性無効性ロス増加をもつ電圧制御エリアを見つけるためのサーチが必要とされる。電圧不安定性の更に別の原因は、あるローカル又はグローバルな無効性蓄積容器における全ての電圧制御エリアの全ての無効性蓄積の枯渇である。これらの無効性蓄積は、同期発電機、同期コンデンサ、静的ｖａｒ補償装置及び切り換え可能な分路キャパシタにおける蓄積を含む。重要な電圧制御エリアでのＱ−Ｖ曲線の計算により全ての無効性蓄積がほぼ枯渇した無効性蓄積容器の電圧制御エリアを識別するためのサーチが最終的に必要となる。各電圧制御エリアの無効性蓄積の枯渇は、Ｑ−Ｖ曲線が計算された重要な電圧制御エリアにおける電圧降下により、その電圧制御エリアからの無効性供給率のカットオフを生じさせる。又、電圧制御エリアにおける無効性蓄積の枯渇は、ブラックホール作用による無効性ロスの急激な増加、分路容量性引き出し、及び無効性蓄積容器の電圧制御エリアにおける電圧制御装置の電圧制御の消失による分路誘導性増加も生じさせる。電圧制御エリアの境界、並びに重要な電圧制御エリアで計算されたＱ−Ｖ曲線に対して特に識別された電圧制御エリアの境界及び界面における全ての素子の全直列Ｉ²Ｘロスの変化を示すプロットが必要となる。これらのプロットは、これらのブラックホール問題及びその大きさを解く際の各改善策の相対的な有効性を示す。全ての電圧制御エリア及び特に識別された電圧制御エリアにおける全分路容量性引き出し及び分路誘導性ロス増加のプロットも必要とされる。これらのプロットは、これらの分路容量性供給引き出し及び分路誘導性増加の問題を解決する際の各改善策の相対的な有効性を示す。これらのプロットは、無効性蓄積容器の各電圧制御エリアにおける無効性蓄積のプロットと共に、Ｑ−Ｖ曲線ストレステストを重要な電圧制御エリアに適用したときに無効性蓄積容器の電圧制御エリアにおいて全ての無効性蓄積が枯渇するときに瞬間的にのみ生じる破壊的作用を示す。これらのプロットは、確実さの評価で識別される苛酷な単一及び多数の不測事態、転送パターン及びレベル、負荷パターン及びレベルにより影響される全ての重要な電圧制御エリアに対して計算されるＱ−Ｖ曲線について形成する必要がある。おそらく、改善策の設計の最も重要な観点は、電圧制御境界及び界面においてＩ²Ｘロスがいかに発生するか、電圧制御エリアにおいて分路容量性引き出し又は誘導性分路増加がいかに生じるか、そして重要な電圧制御エリアにおいてＱ−Ｖ曲線を計算するときに無効性蓄積容器の電圧制御エリアで蓄積の枯渇がいかに生じるかのシーケンスに注目することである。このシーケンスは、この重要な電圧制御エリアに影響するライン停電、発電機停電、負荷パターン及び転送パターンに対して生じると思われる。このシーケンスを理解することにより、相当に改善され整合されたインテリジェントな設計が可能となり、ひいては、著しく低い財政投資で電圧不安定性に対して著しく改善された頑丈な保護を提供することができる。このような電圧安定性の確実さの評価を実行した後に、潜在的な電圧不安定性の問題を矯正するように適当な改善策が選択され設計される。ローカル又はグローバルな無効性蓄積容器に対し電圧安定性の消失を防止する４つの方法について以下に説明する。同期電圧コンデンサは、無効性蓄積容器の重要な電圧制御エリアに配置することができる。説明上、この改善策は、タイプＩ改善策と称する。これは、追加される無効性負荷又は無効性ロスに対しＱ−Ｖ曲線が最も敏感なところに無効性供給源を配置するので電力会社により使用されている従来の論理である。これは、一般に、放射状の電圧不安定性に対しては良好な技術的選択であるが、古典的な電圧不安定性に対しては良好な技術的選択ではない。同期電圧コンデンサをテスト電圧制御エリアに配置する場合には、古典的な電圧不安定性の原因、即ち無効性蓄積容器における無効性蓄積の欠乏、及び非無効性蓄積容器発電から無効性供給源を閉止する無効性ロスを引き起こさない。タイプＩＩの改善策は、ライン又は補償手段をラインに追加して、１つ以上の非無効性蓄積容器電圧制御エリアから、Ｑ−Ｖ曲線が計算されるグローバルなテスト電圧制御エリアへの無効性供給率を増加することである。電圧制御エリアからの無効性供給の率は、これら電圧制御エリアにおける蓄積のプロットによって監視される。ライン又はラインの直列補償を追加すると、電圧制御エリアの境界におけるＩ²Ｘロス及び電圧制御エリア内の無効性ロスが減少する。タイプＩＩの改善策は、一般に、評価されるべき４つの改善策オプションの最後である。というのは、これらの改善策は非常に経費がかかり、ラインのＩ²Ｘロスが系統における重大な設計欠陥である場合しか改善策として選択されないからである。タイプＩＩ改善策の上記説明に基づいて、送電系統の領域において電圧安定性を改善する実施形態を図１１のフローチャートにより説明する。改善されるべき送電系統は、複数のバス及びそれに接続された複数の無効性蓄積源を含む。ブロック２９０では、複数のバスが複数の電圧制御エリアにグループ分けされる。その結果、各電圧制御エリアは、同様の対応する無効電力対電圧の関係を有するバスを含む。ブロック２９０で行われたグループ分けに基づいて、ブロック２９２は、送電系統の２つの動作状態の間に無効電力流の大きな相違を示す少なくとも１つの界面を２つの隣接電圧制御エリア間に決定する。より詳細には、送電系統の第１の動作点における無効電力流と、送電系統の第２の動作点における無効電力流との間の相違が無効流スレッシュホールドに対して比較される。送電系統の第１の動作点は、所定のストレス状態の又は非ストレス状態の不測事態前ケースに対応する。送電系統の第２の動作点は、所定の崩壊点、不測事態後ケース、又は不測事態前ケースに対する所定の臨界点に対応する。無効流スレッシュホールドを越えるような無効電力流の差を示す界面については、少なくとも１つのタイプＩＩ改善手段がその界面に位置される。この段階は、フローチャートのブロック２９４により表される。タイプＩＩ改善策は、１つ以上の直列キャパシタ、１つ以上の並列ライン、又はその両方の組み合わせを含む。送電系統の領域における別のタイプＩＩ改善策が図１２のフローチャートに示されている。図１１の実施形態と同様に、送電系統のバスは、ブロック３００において複数の電圧制御エリアにグループ分けされる。ブロック３０２において、送電系統の２つの動作状態の間に無効性ロスのスレッシュホールドを越えるような無効電力ロスの差を示す少なくとも１つの界面を２つの隣接電圧制御エリア間に決定する段階が実行される。送電系統の２つの動作状態は、図１１の実施形態の場合と同様に、不測事態前の動作点及び不測事態後の動作点から形成することができる。ブロック３０４においては、少なくとも１つのタイプＩＩ改善手段がブロック３０２で決定された少なくとも１つの界面に配置される。タイプＩＩＩの改善策は、ライン停電／リソースロス不測事態、負荷パターン及びレベルの変化、転送パターン及びレベルの変化の組み合わせに対し、電圧不安定性の影響を受け易い全ての重要なローカル及びグローバルな無効性蓄積容器に無効性蓄積を追加するように同期電圧コンデンサを配置することに基づく。ＳＶＣの場所は、局部的に最も影響を受け易い無効性蓄積容器に電気的にしばしば接近し、この無効性蓄積容器は、グローバルな無効性蓄積容器の電圧制御エリアの同様の電圧制御エリアサブセットを含むローカルな無効性蓄積容器のセットであって、電圧制御エリアの無効性蓄積のプロットからグローバルなテスト電圧制御エリアのＱ−Ｖ曲線を計算する際に無効性蓄積を最初の消耗するようなローカルな無効性蓄積容器のセットに属する。好ましい改善策は、同じ全無効性容量の１つのＳＶＣではなく、２つ以上のＳＶＣであって、無効性蓄積が無効性蓄積容器の電圧制御エリアに分散されて、各々の苛酷なグローバル又はローカルな不測事態ごとにグローバル又はローカルな重要な電圧制御エリアで計算されるＱ−Ｖ曲線に対し電圧制御エリアができるだけ電圧最小値に接近して蓄積を枯渇するようにしてもよい。苛酷な不測事態は、ローカルな無効性蓄積容器の蓄積のほとんど又は全部を枯渇する。無効性蓄積が同時に枯渇されるときには、電圧制御エリアが蓄積を枯渇しそして他の無効性蓄積容器の電圧制御エリアにおける蓄積の枯渇を加速した後に迅速に確立する無効性ロスが排除される。従って、無効性蓄積は、不測事態で誘起される無効性供給のロス、即ち無効性ソースの停電の不測事態における無効性供給及びライン停電の不測事態におけるラインの充電に主として役立つように分配され、そして完全には消費されず、不測事態で誘起された電圧低下、及び電圧不安定性を加速する無効性ロスに対処する。タイプＩＩＩの解決手段を配置する第２のそしてより重要な目的は、上記のように無効性蓄積を分配するように同期電圧コンデンサが配置された後も依然として大きなものである分路容量性引き出しを防止することである。付加的なＳＶＣ又は同期発電機は、無効性蓄積容器のサブ領域に著しい分路容量引き出しをもつ１組の非無効性蓄積容器電圧制御エリアの中心に配置することが必要である。これらのＳＶＣ又は同期発電は、非無効性蓄積容器電圧制御エリアに電圧を保持して、この分路容量引き出しを防止する。これらのＳＶＣは、分路容量引き出しを防止するだけでなく、グローバルな無効性蓄積容器に別の電圧制御エリアを追加する。タイプＩＩＩの改善策の上記説明に基づき、送電系統の領域を改善する実施形態が図１３のフローチャートに示されている。ブロック３１０では、送電系統のバスを複数の電圧制御エリアにグループ分けし、各電圧制御エリア内の各バスが同様の対応する無効電力対電圧の関係を有するようにする段階が行われる。このグループ分け段階は、各電圧制御エリア内の各バスが、対応する無効電力対電圧の関係の最小値において実質的に同様の電圧値及び無効性限界を有するかどうか検討する段階を含む。ブロック３１２において、送電系統の２つの動作状態の間に無効性ロスのスレッシュホールドを越えるような内部無効性ロスの差を示す電圧制御エリアを決定する段階が行われる。２つの動作状態は、ストレス状態又は非ストレス状態の不測事態前のケースに基づく第１の動作点と、崩壊点、不測事態後のケース、又は不測事態前のケースの臨界点に基づく第２の動作点とを含む。これらの決定された電圧制御エリアに、少なくとも１つのタイプＩＩＩの改善手段が配置される。この段階は、フローチャートのブロック３１４により代表的に実行される。少なくとも１つのタイプＩＩＩの改善手段は、１つ以上の同期電圧コンデンサ、１つ以上の同期発電機、又はその両方の組み合わせを含むことができる。無効性蓄積容器の電圧制御エリアに無効性蓄積を追加するものを、タイプＩＶの改善策と称する。タイプＩＶの改善策は、不測事態が生じたときに切り換え可能な分路キャパシタを切り換えることができるので、多くの場合に経費がかからない。これら改善策は、送電系統がライン停電の不測事態並びに激しい負荷及び転送の後に甚だしく妨げられないとき、及びグローバルな電圧制御エリアの無効性蓄積が適切に分配されて各無効性蓄積容器の電圧制御エリアの無効性蓄積が同時に枯渇されるときに分路容量性引き出しがほとんどないときに、有効である。タイプＩＶの改善策は、無効性蓄積容器の電圧制御エリアに無効性蓄積を分配して、苛酷なグローバルな不測事態の後にそれらの全てが同時に電圧最小値付近まで枯渇するように使用することができる。タイプＩＶの改善策の上記説明に基づき、送電系統の領域を改善する実施形態が図１４のフローチャートに示されている。ブロック３２０において、送電系統のバスが電圧制御エリアにグループ分けされ、各電圧制御エリア内の各バスが同様の対応する無効電力対電圧の関係を有するようにする。ブロック３２２では、送電系統の２つの動作状態の間に無効性蓄積のスレッシュホールドを越えるような無効性蓄積の差を示す少なくとも１つの電圧制御エリアが決定される。ブロック３２４において、少なくとも１つのタイプＩＶの改善手段が、手前の段階で決定された少なくとも１つの電圧制御エリアに配置される。少なくとも１つのタイプＩＶの改善手段は、１つ以上の切り換え可能な分路キャパシタ、１つ以上の同期電圧コンデンサ、又はその組み合わせを含む。タイプＩＶの改善手段は、ほとんどの電力会社で試験される第１の形式の改善手段でなければならない。というのは、送電及び無効性蓄積容器のリソースにおける現在の投資物、即ちＳＶＣ、同期コンデンサ及び同期発電を最大にするからである。切り換え可能な分路キャパシタは、不測事態により影響されるグローバルな又はローカルな無効性蓄積容器の電圧制御エリアにおいて蓄積を枯渇し得る重大な不測事態が生じたときに各々の無効性蓄積容器の電圧制御エリアへ切り換えられる。切り換え可能な分路キャパシタは、グローバル又はローカルな各無効性蓄積容器の電圧制御エリアが、ライン停電及び発電ロスの不測事態の全ての苛酷な組み合わせに対して蓄積を同時に枯渇するように無効性蓄積容器に分配される。各々の苛酷なグローバルな不測事態の後に全ての転送及び負荷パターンに対し無効性蓄積がほぼ同時に枯渇するようにグローバル又はローカルな無効性蓄積容器の電圧制御エリアに無効性蓄積を分配することは困難であるが、考えられる最大の程度に試みるのが好ましい。無効性蓄積容器の電圧制御エリアにおける同時の枯渇ではなく順次の枯渇は、電圧制御エリアに分路容量引き出しが順次に確立するのを防止すると共に、電圧低下によって電圧制御エリアの境界にＩ²Ｘロスが生じて非無効性蓄積容器の電圧制御エリアからの無効性供給を閉止するを防止する。不測事態、負荷パターン又はレベルの変化、或いは転送パターン又はレベルの変化の後に、０．９０パー・ユニット（ｐｕ）より高い電圧で電圧制御エリアにおいて無効性蓄積が枯渇しない場合には、その電圧制御エリアでバスに追加された分路キャパシタが効果的に機能する。タイプＩＶキャパシタを投入することにより追加された分路容量性無効電力は、電圧が変化しないので、一定電力無効性電源として働く。しかし、転送パターン及びレベルのもっともらしい変化、負荷パターン及びレベルのもっともらしい変化、或いはタイプＩＶ分路キャパシタを投入しない他の不測事態により、０．９０ｐｕより高い電圧で無効性蓄積容器の電圧制御エリアにおいて無効性蓄積が枯渇し得る場合には、不測事態の後に無効性蓄積をもたない電圧制御エリアにおいてキャパシタを投入しても、大きな有益な効果は達せられない。更に、システムは、その後の不測事態に対し電圧不安定性の影響を更に受け易くなる。無効性蓄積及び電圧制御を伴わない電圧制御エリアに対し分路容量性引き出しの量の３ないし１０倍程度の付加的な無効性ロスが生じることが観察される。著しい容量性引き出しが生じたときには、ある不測事態の後に切り換え可能な分路キャパシタが投入され、そして各々の不測事態に対するＱ−Ｖ曲線を計算するために無効性蓄積容器の制御エリアにおいてほぼ同時の無効性蓄積の枯渇を生じさせるために切り換え可能な分路キャパシタが追加されたときでも、一定電力の無効性電源、即ちタイプＩＩＩの改善手段が使用される。又、タイプＩＩＩの改善手段は、タイプＩＶの切り換え可能な分路キャパシタが投入される以外の不測事態、転送パターン及びレベルのもっともらしい変化、或いは負荷パターン及びレベルのもっともらしい変化により、幾つかの又は全ての無効性蓄積容器の電圧制御エリアが蓄積を枯渇するときにも使用される。これらのケースにおいて、ＳＶＣ、同期コンデンサ、又は付加的な同期発電無効性蓄積を一定電源として追加して、タイプＩＶの改善手段が一定電源として働くようにしなければならない。タイプＩＩＩの改善手段は、タイプＩＶの切り換え可能な分路キャパシタと同様に、無効性蓄積容器の電圧制御エリアに配置することができる。又、タイプＩＩＩの改善手段は、既存の無効性蓄積容器の電圧制御エリアの外側に配置することもできる。これは、別の無効性蓄積容器の電圧制御エリアを追加し、そして適切に配置されるならば、他の無効性蓄積容器の電圧制御エリアに無効性蓄積を分配する。非無効性蓄積容器の電圧制御エリアに適切に配置される場合は、タイプＩＩＩの改善手段は、適切な電圧設定点で動作しそして充分な無効性容量をもつサイズにされて、Ｑ−Ｖ曲線の最小値の電圧又はその付近で枯渇し、これら非無効性蓄積容器の電圧制御エリアに内部電圧制御エリアの無効性ロスが発生し得ないようにする。２つ以上のＳＶＣを配置することにより、改善手段の設計の目的を達成するのに大きな融通性を発揮することができる。図１５は、最もコストのかからない形式の改善手段で特定の電圧安定性の問題を解決するよう試みるシステムプランニングのフローチャートである。更に、この最もコストのかからない形式の改善手段を設計する際に向けられる因果ファクタが唯一の因果ファクタでない場合には、更にコストのかかる形式の改善手段では設計が拡大される。より詳細には、各形式を実施するのに必要なハードウェアのコストの順序であるタイプＩＶ、タイプＩＩＩ及びタイプＩＩの順序で改善手段が試験された。更にコストのかかる形式の改善手段の使用を検討するときは、更に、設計手順は、その更にコストのかかる形式の改善手段によって特に矯正されずに依然として残っている因果ファクタの影響を矯正するための補足手段としてコストのかからない改善手段の設計に注目する。この手順は、有効性を高めると共に設計のコストを最小にするようにコストのかからない形式の改善手段と組み合わせて各形式の改善手段の設計を最適化するように試みる。図１５を参照すれば、電圧安定性の確実さの評価を実行する段階がブロック３３０により示されている。この広い段階において、送電系統のバスを電圧制御エリアにグループ分けし、対応する無効性蓄積容器を決定し、不測事態の分析を実行するという段階が実施される。更に、不安定なグローバルなそしてそれに関連したローカルな無効性蓄積容器は、それらの重要な電圧制御エリアにおいてＱ− Ｖ曲線を実行した後に決定することができる。グローバルな及びそれに関連したローカルな無効性蓄積容器に対する最悪の単一及び多数の不測事態は、不測事態分析に基づいて決定することができる。ブロック３３２では、タイプＩＶの改善手段は、無効性蓄積容器の電圧制御エリアにおいて、各電圧制御エリアの無効性蓄積がほぼ同時に枯渇するように設計される。より詳細には、タイプＩＶの改善手段は、電圧制御エリアに無効性蓄積を分配して、全ての電圧制御エリアが、更に苛酷な不測事態、もっともらしい転送パターン及びレベルの変化、並びに全てのもっともらしい負荷パターン及びレベルの変化に対しＱ−Ｖ曲線の最小値又はその付近で実質的に同時に蓄積を枯渇するようにする。無効性蓄積容器の電圧制御エリアにおける蓄積の枯渇を転送パターン及びレベルの変化、負荷パターン及びレベルの変化、並びにあまり苛酷でない不測事態に対して防止することができ、そして全ての無効性蓄積容器の電圧制御エリアにおける蓄積の枯渇を動作の変化における更に苛酷な不測事態に対してＱ−Ｖ曲線の最小値で達成できる場合には、タイプＩＶの改善手段のみが実施される。タイプＩＶの改善手段がこれら２つの目的のいずれも達成できない場合には、タイプＩＩＩの解決手段が無効性蓄積容器の電圧制御エリアの外側で実施され、電圧制御エリアの減少する内部無効性ロスを使用することによりこれらの目的を良好に達成する。これは、次いで、全ての最悪の不測事態に対しＱ−Ｖ曲線の最小値又はその付近で全ての無効性蓄積容器の電圧制御エリアにおける蓄積の枯渇を困難にし、そして他の不測事態、もっともらしい転送パターン及びレベルの変化、並びにもっともらしい負荷パターン及びレベルの変化に対し無効性蓄積容器の電圧制御エリアにおける蓄積の枯渇を防止する。タイプＩＩＩの改善手段は、電圧制御エリアの内部無効性ロスを防止し、全ての苛酷な不測事態に対しＱ−Ｖ曲線最小値まで全ての電圧制御エリアにおける無効性蓄積を維持し、そして全ての苛酷な不測事態、もっともらしい転送パターン及びレベルの変化、並びにもっともらしい負荷パターン及びレベルの変化に対し無効性蓄積容器の電圧制御エリアの無効性蓄積を維持するように実施される。タイプＩＶ及びタイプＩＩＩの改善手段を設計した後に、タイプＩＩの改善手段を設計する段階がブロック３３６において実行される。タイプＩＩの改善手段は、電圧制御エリアの境界の直列Ｉ²Ｘロスが苛酷なグローバル又はローカルな不測事態の後に大きくなった場合に実施されねばならない。大きなＩ²Ｘロスをもつ電圧制御エリアの界面に直列ライン補償を追加するか又は並列ラインを追加することは、一般に、好ましいタイプＩＩ改善手段である。非無効性蓄積容器の電圧制御エリアへの経路におけるタイプＩＩの改善手段は、その非無効性蓄積容器の電圧制御エリアを無効性蓄積容器に追加し、これにより、大きなＩ²Ｘロスを排除すると共に、既存の非無効性蓄積容器の無効性供給源を無効性蓄積容器の一部分として使用する。このような解決手段がＩ²Ｘロスを減少しそして無効性蓄積容器の電圧制御エリア（１つ又は複数）を追加する場合には、タイプＩＩＩ及びタイプＩＶの改善手段の設計を繰り返さねばならない。というのは、タイプＩＩの改善手段は、必要とされる目的を部分的に解決するだけであり、タイプＩＩＩ及び／又はタイプＩＶの改善手段を必要とするからである。例えば、タイプＩＩＩ及びタイプＩＶの改善手段が最初の繰り返しにおいて設計されそして電圧制御エリアの境界におけるＩ²Ｘロスが大きい場合には、タイプＩＩの改善手段が必要となり、そしてタイプＩＩＩ及びタイプＩＶの改善手段を設計し直すことが必要となる。タイプＩＩＩ及びタイプＩＶの改善手段は、無効性蓄積容器の電圧制御エリアに無効性蓄積を分配しそして増加すると共に、非無効性蓄積容器の電圧制御エリアにおける内部の無効性ロスを減少するための補足手段として構成し直す必要がある。電圧制御エリアの境界のＩ²Ｘロスが小さい場合には、タイプＩＩの改善手段が必要とされず、タイプＩＩＩ及びタイプＩＶの改善手段が、実施する必要のある全てである。本発明の上記した実施形態は、多数の効果を有する。１つの効果は、インテリジェントな制御方法が、局部的に最も影響を受け易い電圧不安定性の問題、ローカルな電圧不安定性の問題、及びグローバルな電圧不安定性の問題を克服できることである。別の効果として、本発明は、グローバルな無効性蓄積容器に属する電圧制御エリアのサブセットを含む無効性蓄積容器を有するグローバルな安定性の問題及びそれに関連した各々のローカルな電圧安定性の問題を識別する。各々のこのような問題に対する安定性の消失は、その重要な電圧制御エリアへの充分な無効性供給に欠けることにより生じる。無効性蓄積容器は、電圧を維持し、ひいては、各々の無効性蓄積容器の外部及び内部からの無効性供給を消費し閉止する無効性ロスが重要な電圧制御エリアに到達するのを防止するような重要な電圧制御器である。ローカル又はグローバルな電圧安定性の消失は、無効性蓄積容器の蓄積を枯渇することにより生じ、これら蓄積は、重要な電圧制御エリアへの無効性供給を除去すると共に、無効性ロスの発生を許して重要な電圧制御エリアへの残りの無効性供給を閉止する重要な電圧制御を不能にするものである。グローバルな電圧安定性の問題は、一般に、多数の個々のローカルな電圧安定性の問題が関連している。各々のローカルな電圧安定性の問題は、異なる不測事態により生じ、或いはある場合には同じ苛酷な不測事態によって生じる。更に別の効果は、多数のローカルな無効性蓄積容器に電圧不安定性を生じさせそしてグローバルな電圧不安定性を生じさせることもある苛酷な単一及び多数の不測事態を各々の重要な電圧制御エリア及びその無効性蓄積容器において検出することを含む。本発明の種々の実施形態は、電圧不安定性により個々に影響を受ける１つ又は多数のローカルな無効性蓄積容器のための改善策を選択的に設計することができる。例えば、異なる単一及び多数の不測事態、負荷パターン及びレベルのもっともらしい変化、並びに転送パターン及びレベルのもっともらしい変化によって影響を受けると分かった場合に、グローバルな電圧安定性の問題に関連した地理的に北方、中央及び南方のローカルな電圧安定性の問題に対する改善策を設計することができる。好ましい実施形態は、全ての無効性蓄積容器に蓄積を追加し、考えられる最大の程度まで、全ての単一又は多数の不測事態、転送パターン及びレベルのもっともらしい変化、並びに負荷パターン及びレベルのもっともらしい変化が、ローカルな電圧安定性の問題は生じないが、グローバルな電圧安定性の問題のみを生じるように、改善手段を配置及び選択することにより、本発明の方法を頑強なものにならしめる。というのは、グローバルな無効性蓄積容器の全ての無効性蓄積は各々のローカルな重要な電圧制御エリアを効果的に保護するからである。この目的は、限定された財源では決して達し得ないが、本発明は、このような限定された財源で達し得るものを示す方法を提供する。本発明の更に別の効果は、電圧不安定性への近似が、特別な手順で選択される改善策に比して著しく改善されることである。更に別の効果は、特別な手順に関連したコストに比して改善策のコストが相当に低減されることである。更に、電圧不安定性を伴わずに持続することのできる負荷及び転送レベルが特別な改善策に比して相当に減少される。本発明を実施する最良の態様を詳細に説明したが、本発明に関与した当業者であれば、請求の範囲内で本発明を実施する別の構成及び実施形態が明らかとなろう。

【手続補正書】特許法第１８４条の８【提出日】１９９６年４月４日【補正内容】請求の範囲１．複数のバス及びそれに接続された複数の無効性蓄積源を有する送電系統の領域において電圧安定性を改善する方法において、上記複数のバスを複数の電圧制御エリアにグループ分けし(290)、各電圧制御エリア内の各バスが同様の対応する無効電力対電圧の関係を有するようにし；２つの隣接する電圧制御エリア間の少なくとも１つの界面であって、上記送電系統の第１の動作点と第２の動作点との間に無効流スレッシュホールドを越える無効電力流の差を界面にまたがって示す少なくとも１つの界面を決定し(292)；そして上記少なくとも１つの界面に少なくとも１つの改善手段を配置する(294)、という段階を備えたことを特徴とする方法。２．複数のバスをグループ分けする(290)上記段階は、各電圧制御エリア内の各バスが、それに対応する無効電力対電圧の関係の最小値に実質的に同様の無効性限界を有するかどうか決定し；各電圧制御エリア内の各バスが、それに対応する無効電力対電圧の関係の最小値に実質的に同様の電圧を有するかどうか決定し；そして各電圧制御エリア内の各バスが、それに対応する無効電力対電圧の関係の最小値に実質的に同様の無効性蓄積容器を有するかどうか決定する、という段階を含む請求項１に記載の方法。３．上記少なくとも１つの改善手段は、直列キャパシタを含む(294)請求項１に記載の方法。４．上記少なくとも１つの改善手段は、並列ラインを含む(294)請求項１に記載の方法。５．第１の動作点は不測事態前の動作点であり、そして第２の動作点は不測事態後の動作点である請求項１に記載の方法。６．複数のバス及びそれに接続された複数の無効性蓄積源を有する送電系統の領域において電圧安定性を改善する方法において、上記複数のバスを複数の電圧制御エリアにグループ分けし(300)、各電圧制御エリア内の各バスが同様の対応する無効電力対電圧の関係を有するようにし；２つの隣接する電圧制御エリア間の少なくとも１つの界面であって、上記送電系統の第１の動作点と第２の動作点との間に無効性ロスのスレッシュホールドを越えるような無効電力ロスの差を界面にまたがって示す少なくとも１つの界面を決定し(300)；そして上記少なくとも１つの界面に少なくとも１つの改善手段を配置する(304)、という段階を備えたことを特徴とする方法。７．複数のバス及びそれに接続された複数の無効性蓄積源を有する送電系統の領域において電圧安定性を改善する方法において、上記複数のバスを複数の電圧制御エリアにグループ分けし(320)、各電圧制御エリア内の各バスが同様の対応する無効電力対電圧の関係を有するようにし；上記送電系統の第１の動作点と第２の動作点との間に無効性蓄積のスレッシュホールドを越えるような無効性蓄積の差を示す少なくとも１つの電圧制御エリアを決定し(322)；そして上記少なくとも１つの電圧制御エリアに少なくとも１つの改善手段を配置する (324)という段階を備えたことを特徴とする方法。８．上記少なくとも１つの改善手段は、切り換え可能な分路キャパシタを含む (324)請求項７に記載の方法。９．上記少なくとも１つの改善手段は、同期電圧コンデンサを含む(324)請求項７に記載の方法。１０．上記少なくとも１つの改善手段は、静的なｖａｒ補償手段を含む(324) 請求項７に記載の方法。１１．複数のバス及びそれに接続された複数の無効性蓄積源を有する送電系統の領域において電圧安定性を改善する方法において、上記複数のバスを複数の電圧制御エリアにグループ分けし(310)、各電圧制御エリア内の各バスが同様の対応する無効電力対電圧の関係を有するようにし；上記送電系統の第１の動作点と第２の動作点との間にロススレッシュホールドを越えるような内部無効性ロスの差を示す少なくとも１つの電圧制御エリアを決定し(312)；そして上記少なくとも１つの電圧制御エリアに少なくとも１つの改善手段を配置する (314)という段階を備えたことを特徴とする方法。１２．上記少なくとも１つの改善手段は、同期発電機を含む(314)請求項１１に記載の方法。１３．上記少なくとも１つの改善手段は、同期電圧コンデンサを含む(314)請求項１１に記載の方法。１４．上記少なくとも１つの改善手段は、静的なｖａｒ補償手段を含む(314) 請求項１１に記載の方法。１５．複数のバス及びそれに接続された複数の無効性蓄積源を有する送電系統の領域において電圧安定性を改善するための改善手段を配置する方法において、上記複数のバスを複数の電圧制御エリアにグループ分けし(310,320)、各電圧制御エリア内の各バスが同様の対応する無効電力対電圧の関係をもつようにし；第１の改善手段を配置するための第１の電圧制御エリアを決定し(312)、この第１の電圧制御エリアは、送電系統の第１対の動作点の間にロススレッシュホールドを越えるような内部無効性ロスの差を示し；そして第２の改善手段を配置するための第２の電圧制御エリアを決定し(322)、この第２の電圧制御エリアは、送電系統の第２対の動作点の間に無効性蓄積のスレッシュホールドを越えるような内部無効性蓄積の差を示すものであることを特徴とする方法。１６．上記第１の改善手段は、同期発電機を含む(314)請求項１５に記載の方法。１７．上記第１の改善手段は、同期電圧コンデンサを含む(314)請求項１５に記載の方法。１８．上記第１の改善手段は、静的なｖａｒ補償手段を含む(314)請求項１５に記載の方法。１９．上記第２の改善手段は、切り換え可能な分路キャパシタを含(324)む請求項１５に記載の方法。２０．上記第２の改善手段は、同期電圧コンデンサを含む(324)請求項１５に記載の方法。２１．上記第２の改善手段は、静的なｖａｒ補償手段を含む(324)請求項１５に記載の方法。２２．第３の改善手段を配置するための２つの隣接する電圧制御エリア間の界面を決定する(302)段階を更に備え、この界面は、送電系統の第３対の動作点の間に無効性ロスのスレッシュホールドを越えるような無効電力ロスの差をその界面にわたって示すものである請求項１５に記載の方法。２３．上記第３改善手段は、直列キャパシタを含む(304)請求項２２に記載の方法。２４．上記第３の改善手段は、並列ラインを含む(304)請求項２２に記載の方法。２５．第３の改善手段を配置するための２つの隣接する電圧制御エリア間の界面を決定する(292)段階を更に備え、この界面は、送電系統の第３対の動作点の間に無効流スレッシュホールドを越えるような無効電力流の差をその界面にわたって示すものである請求項１５に記載の方法。

Claims

【特許請求の範囲】１．複数のバス及びそれに接続された複数の無効性蓄積源を有する送電系統の領域において電圧安定性を改善する方法において、上記複数のバスを複数の電圧制御エリアにグループ分けし、各電圧制御エリア内の各バスが同様の対応する無効電力対電圧の関係を有するようにし；２つの隣接する電圧制御エリア間の少なくとも１つの界面であって、上記送電系統の第１の動作点と第２の動作点との間に無効流スレッシュホールドを越えるような無効電力流の差を界面にまたがって示す少なくとも１つの界面を決定し；そして上記少なくとも１つの界面に少なくとも１つの改善手段を配置する、という段階を備えたことを特徴とする方法。２．複数のバスをグループ分けする上記段階は、各電圧制御エリア内の各バスが、それに対応する無効電力対電圧の関係の最小値に実質的に同様の無効性限界を有するかどうか決定し；各電圧制御エリア内の各バスが、それに対応する無効電力対電圧の関係の最小値に実質的に同様の電圧を有するかどうか決定し；そして各電圧制御エリア内の各バスが、それに対応する無効電力対電圧の関係の最小値に実質的に同様の無効性蓄積容器を有するかどうか決定する、という段階を含む請求項１に記載の方法。３．上記少なくとも１つの改善手段は、直列キャパシタを含む請求項１に記載の方法。４．上記少なくとも１つの改善手段は、並列ラインを含む請求項１に記載の方法。５．第１の動作点は不測事態前の動作点であり、そして第２の動作点は不測事態後の動作点である請求項１に記載の方法。６．複数のバス及びそれに接続された複数の無効性蓄積源を有する送電系統の領域において電圧安定性を改善する方法において、上記複数のバスを複数の電圧制御エリアにグループ分けし、各電圧制御エリア内の各バスが同様の対応する無効電力対電圧の関係を有するようにし；２つの隣接する電圧制御エリア間の少なくとも１つの界面であって、上記送電系統の第１の動作点と第２の動作点との間に無効性ロスのスレッシュホールドを越えるような無効電力ロスの差を界面にまたがって示す少なくとも１つの界面を決定し；そして上記少なくとも１つの界面に少なくとも１つの改善手段を配置する、という段階を備えたことを特徴とする方法。７．複数のバス及びそれに接続された複数の無効性蓄積源を有する送電系統の領域において電圧安定性を改善する方法において、上記複数のバスを複数の電圧制御エリアにグループ分けし、各電圧制御エリア内の各バスが同様の対応する無効電力対電圧の関係を有するようにし；上記送電系統の第１の動作点と第２の動作点との間に無効性蓄積のスレッシュホールドを越えるような無効性蓄積の差を示す少なくとも１つの電圧制御エリアを決定し；そして上記少なくとも１つの電圧制御エリアに少なくとも１つの改善手段を配置するという段階を備えたことを特徴とする方法。８．上記少なくとも１つの改善手段は、切り換え可能な分路キャパシタを含む請求項７に記載の方法。９．上記少なくとも１つの改善手段は、同期電圧コンデンサを含む請求項７に記載の方法。１０．上記少なくとも１つの改善手段は、静的なｖａｒ補償手段を含む請求項７に記載の方法。１１．複数のバス及びそれに接続された複数の無効性蓄積源を有する送電系統の領域において電圧安定性を改善する方法において、上記複数のバスを複数の電圧制御エリアにグループ分けし、各電圧制御エリア内の各バスが同様の対応する無効電力対電圧の関係を有するようにし；上記送電系統の第１の動作点と第２の動作点との間にロススレッシュホールドを越えるような内部無効性ロスの差を示す少なくとも１つの電圧制御エリアを決定し；そして上記少なくとも１つの電圧制御エリアに少なくとも１つの改善手段を配置するという段階を備えたことを特徴とする方法。１２．上記少なくとも１つの改善手段は、同期発電機を含む請求項１１に記載の方法。１３．上記少なくとも１つの改善手段は、同期電圧コンデンサを含む請求項１１に記載の方法。１４．上記少なくとも１つの改善手段は、静的なｖａｒ補償手段を含む請求項１１に記載の方法。１５．複数のバス及びそれに接続された複数の無効性蓄積源を有する送電系統の領域において電圧安定性を改善するための改善手段を配置する方法において、上記複数のバスを複数の電圧制御エリアにグループ分けし、各電圧制御エリア内の各バスが同様の対応する無効電力対電圧の関係を有するようにし；第１の改善手段を配置するための第１の電圧制御エリアを決定し、この第１の電圧制御エリアは、送電系統の第１対の動作点の間にロススレッシュホールドを越えるような内部無効性ロスの差を示し；そして第２の改善手段を配置するための第２の電圧制御エリアを決定し、この第２の電圧制御エリアは、送電系統の第２対の動作点の間に無効性蓄積のスレッシュホールドを越えるような内部無効性蓄積の差を示すものであることを特徴とする方法。１６．上記第１の改善手段は、同期発電機を含む請求項１５に記載の方法。１７．上記第１の改善手段は、同期電圧コンデンサを含む請求項１５に記載の方法。１８．上記第１の改善手段は、静的なｖａｒ補償手段を含む請求項１５に記載の方法。１９．上記第２の改善手段は、切り換え可能な分路キャパシタを含む請求項１５に記載の方法。２０．上記第２の改善手段は、同期電圧コンデンサを含む請求項１５に記載の方法。２１．上記第２の改善手段は、静的なｖａｒ補償手段を含む請求項１５に記載の方法。２２．第３の改善手段を配置するための２つの隣接する電圧制御エリア間の界面を決定する段階を更に備え、この界面は、送電系統の第３対の動作点の間に無効性ロスのスレッシュホールドを越えるような無効電力ロスの差をその界面にわたって示すものである請求項１５に記載の方法。２３．上記第３改善手段は、直列キャパシタを含む請求項２２に記載の方法。２４．上記第３改善手段は、並列ラインを含む請求項２２に記載の方法。２５．第３の改善手段を配置するための２つの隣接する電圧制御エリア間の界面を決定する段階を更に備え、この界面は、送電系統の第３対の動作点の間に無効流スレッシュホールドを越えるような無効電力流の差をその界面にわたって示すものである請求項１５に記載の方法。