JPH11289669A - 電力系統の安定化装置 - Google Patents

Abstract

(57)【要約】 【課題】 予め外部リアクタンスを設定する必要がなく
運用上の支障を解消する。 【解決手段】 演算部３では、主系統の等価発電機Ｓの
内部電圧Ｖ_S大きさを予め想定する想定値Ｖ_SAとして固
定値を定める。そして、この固定値と定常時に検出部２
によって測定された各種測定量とに基づいて所定演算を
実行し、定常時の主系統等価発電機Ｓの内部電圧Ｖ_SAを
算出する。さらに、この固定値と故障除去後の各種測定
量とに基づいて所定演算を実行し、故障発生後の主系統
の等価発電機Ｓの位相角δ_Sを算出する。

Description

【発明の詳細な説明】

【０００１】

【発明の属する技術分野】本発明は、電力系統の送電線
故障等によって複数の発電機が脱調する現象を検出し、
一部の発電機を電力系統から解列することにより、残り
の発電機を安定化する電力系統の安定化装置に関する。

【０００２】

【従来の技術】図１４は、電力系統の安定化装置を適用
する電力系統図である。

【０００３】図において、電力系統１内には、監視対象
とする特定の発電機群Ｇ₁と主系統５１とが電源線５０
を介して接続され、また、主系統５１にはその他の多数
の発電機群Ｇ₂〜Ｇ_nが接続されている。電力系統１の電
源線５０の各部には、変流器５２と変成器５３が配置さ
れ、電力系統の安定化装置５へ接続している。電力系統
の安定化装置５は、検出部２と演算部３と制御部４とか
ら構成されている。

【０００４】検出部２は、電力系統１の例えば電源線５
０で故障が発生した場合、発電機群Ｇ₁がその他の発電
機群Ｇ₂〜Ｇ_nに対して脱調する現象を検出するために、
発電機群Ｇ₁近端の測定点Ｒで測定した電圧Ｖ_R ^*と電流
Ｉ_R ^*、電圧と電流の積で求まる有効電力Ｐを時々刻々と
測定する。演算部３は、検出部２で得られた電気量を用
いて監視対象の発電機群Ｇ₁が将来脱調するかどうかを
予測する。さらに、演算の結果、脱調すると予測した場
合には脱調現象を防止するのに必要な発電機解列（又は
遮断）台数（通称、電源制限量または略して電制量）を
求める。制御部４は、演算部３によって求めた解列台数
情報を基に遮断器開放指令を出力し、監視対象の発電機
群Ｇ₁の一部を求めた台数だけ高速に解列する。これに
よって、残りの監視対象の発電機の脱調を未然に防止し
ている。

【０００５】ここで、演算部３は、初期状態算出手段３
１、事故判定手段３２、位相角推定手段３３、脱調判定
手段３４、制御量決定手段３５で構成され、これらの各
手段の概要を以下に示す。なお、各手段の詳細な説明
は、参考文献（電学論Ｂ，１１２巻７号，平成４年７
月，Ｐ５９３〜６０１「電源系統の事故波及防止システ
ムの方式と構成」）にて説明されている。

【０００６】まず、演算部３で扱う電力系統のモデルに
ついて説明する。

【０００７】電力系統の安定化装置５では、図１４に示
した測定点Ｒを基準に監視対象とする特定の発電機群Ｇ
₁と主系統に属するその他の発電機群Ｇ₂〜Ｇ_nとをそれ
ぞれ１台の等価発電機モデルで表し、図１５に示すよう
な監視対象側等価発電機Ｇと主系統側等価発電機Ｓとの
等価２機系統モデルで考える。

【０００８】ここで、測定点Ｒと各等価発電機間のイン
ピーダンスは、測定点Ｒから主系統側を見たときの外部
リアクタンスＸ_s，監視対象側を見た発電機の内部リア
クタンスＸ_gと発電機用変圧器のリアクタンスＸ_tを合計
した等価リアクタンスＸ_Gである。

【０００９】また、等価２機系統モデルにおいて、測定
点Ｒの電圧Ｖ_R ^*，電流Ｉ_R ^*と等価発電機Ｇ，Ｓの内部電
圧Ｖ_G ^*，Ｖ_S ^*との位相関係は、図１６に示すようにな
る。ここで、監視対象側等価発電機の内部電圧の位相角
δ_GはＶ_G ^*とＶ_R ^*，主系統側等価発電機の内部電圧の位
相角δ_SはＶ_R ^*とＶ_S ^*間の各位相角差を示す。

【００１０】なお、図１４に示した測定点Ｒで時々刻々
と測定した電流Ｉ_R ^*の時系列的変化は、Ｖ_G ^*とＶ_S ^*の間
の位相角差の変化を反映する。また、Ｖ_G ^*，Ｖ_R ^*，Ｖ_S ^*
間の関係は、故障発生前と故障除去後においても成立す
るので、故障発生後の等価発電機Ｇ，Ｓの位相角δ_G，
δ_Sの変化を時々刻々と観測することで、各等価発電機
間の相対的な動揺を把握することができる。

【００１１】次に、演算部３の各手段の処理を説明す
る。

【００１２】初期状態算出手段３１は、故障発生前の定
常時の等価発電機Ｇ，Ｓの内部電圧Ｖ_G ^*，Ｖ_S ^*の算出
と、有効電力Ｐの初期設定を行っている。

【００１３】具体的には、図１７に示すように、故障発
生前に検出部２により測定した測定点Ｒの電圧Ｖ_R ^*，電
流Ｉ_R ^*と予め設定した等価リアクタンスＸ_G（発電機の
内部リアクタンスＸ_gと発電機用変圧器のリアクタンス
Ｘ_tの合計値）と外部リアクタンスＸ_Sを用いて、
（１），（２）式から求めている（Ａ１，Ａ２）。この
Ｖ_G ^*とＶ_S ^*は、後述する脱調判定手段３４により用いら
れる。

【００１４】Ｖ_G ^*＝Ｖ_R ^*＋ｊＸ_G・Ｉ_R ^* …（１） Ｖ_S ^*＝Ｖ_R ^*−ｊＸ_S・Ｉ_R ^* …（２）

【００１５】ここで、Ｖ^*，Ｉ^*は複素数であり、大きさ
と位相を持ったベクトル量である。ｊは虚数であること
を示す。

【００１６】また、検出部２によって測定した有効電力
Ｐを用いて、故障発生前の定常時に測定した有効電力Ｐ
を発電機の機械入力に相当する一定の値として扱った定
常時の有効電力Ｐ_Mと設定する（Ａ３）。

【００１７】事故判定手段３２は、電力系統１での故障
発生と故障除去を判定する。

【００１８】具体的には、図１８に示すように初期状態
算出部３１で設定した定常時の有効電力Ｐ_Mと検出部２
で測定した時々刻々と変化する有効電力Ｐを用いて、定
常時の有効電力Ｐ_Mと時々刻々と変化する有効電力Ｐと
の差分がある設定値以上となる場合に、電力系統で故障
が発生したと判定する（Ｂ１〜Ｂ４）。一方、故障発生
後も時々刻々と測定した有効電力Ｐがある設定値以上に
回復した場合に、故障が除去されたと判定する（Ｂ５，
Ｂ６）。

【００１９】位相角推定手段３３は、故障発生後の等価
発電機Ｇ，Ｓの位相角δ_G，δ_Sの推定と将来時点の等価
発電機Ｇ，Ｓの位相角δ_G’，δ_S’の予測を行ってい
る。

【００２０】具体的には、図１９に示すように等価発電
機Ｇの位相角δ_Gの推定は、事故判定手段３２において
故障発生と判定した場合に、故障発生後に検出部２によ
り測定した有効電力Ｐを用いて、（３）〜（６）式から
求めている（Ｃ１）。以下、時間変化を示す量には
（ｔ）で記す。

【００２１】

【数１】

【００２２】ここで、Ｍは等価発電機Ｇの慣性、Ｐ₀は
故障発生前の定常時の等価発電機Ｇの出力＝初期状態算
出部３１で設定した定常時の有効電力Ｐ_M，ω（ｔ）は
等価発電機Ｇの角速度である。

【００２３】一方、等価発電機Ｓの内部電圧の位相角δ
_Sの推定は、事故判定手段３２において故障除去と判定
した場合に、故障除去後に検出部２で測定した測定点Ｒ
の電圧Ｖ_R ^*電流Ｉ_R ^*と予め設定された外部リアクタンス
Ｘ_Sを用いて前記（２）式から求めている（Ｃ２）。

【００２４】さらに、将来時点の等価発電機Ｇ，Ｓの位
相角δ_G’，δ_S’の予測は、発電機は慣性が大きいため
角速度ω及び位相角δは滑らかに変動するので、過去数
点の角速度ω又は位相角δを通る曲線を２次式から求
め、その延長上の点として将来を予測している（Ｃ
３）。

【００２５】脱調判定手段３４は、監視対象の発電機が
脱調するかどうかを判定する安定度判定を故障除去後に
行う。

【００２６】具体的には、故障発生前では、初期状態算
出手段３１によって求められた時々刻々と変化する故障
発生前のＶ_G ^*とＶ_S ^*等を用いて図１６に示す関係から故
障発生前の等価発電機Ｇ，Ｓの位相角δ_Gと位相角δ_Sを
求める。そして、この位相角δ_Gと位相角δ_Sとから等価
発電機Ｇ，Ｓの位相角差δ_GSを求めて、予め設定したし
きい値δ_limitと比較して判定する。また、故障発生後
には、位相角推定手段３３で求めた等価発電機Ｇ，Ｓの
位相角δ_G’，δ_S’の予測値を用いて、予測したある将
来時点の等価発電機Ｇ，Ｓの位相角δ_G’，δ_S’の位相
角差δ_GS’が、発散傾向を示し、且つ、予め設定したし
きい値δ_limit以上の値ならば脱調と判定し、それ以外
では安定と判定する。

【００２７】ここで、脱調判定手段３４と後述する制御
量決定手段３５で使用するしきい値δ_limitは、事前の
オフラインの安定度シミュレーションによって得た安定
と不安定なケースの位相角差δ_GSの分布を用いた学習に
よって求める。従来の安定化装置で用いている学習の方
法を以下に示す。なお、しきい値δ_limitの求め方の詳
細な説明は、参考文献（電学論Ｂ，１０４巻８号，昭和
５９年８月，Ｐ４８９〜４９６「電源系統の動揺把握を
基にしたオンライン高速安定化方式とアルゴリズム」）
にて説明されている。

【００２８】制御量決定手段３５は、脱調判定手段３４
により脱調と判定された場合に、監視対象発電機の脱調
を防止するのに必要な発電機の解列台数を決定する。

【００２９】具体的には、まず、ある時点Ｔ₀におい
て、将来時点ｔ_Pより短い将来時点ｔ_Cにおいて監視対象
とする発電機群ｎ台のうちｍ台を解列したときの将来時
点ｔ_Pの位相角差δ_GS’（ｔ_P）を予測する。予測方法の
具体的説明は、前記した参考文献で説明されている。

【００３０】次に、将来時点ｔ_Pの予測した位相角差δ
_GS’（ｔ_P）と予め設定したしきい値δ_limitを用いて、
両者を次のように比較する。すなわち、（ｍ−１）台を
解列したときの位相角差δ_GS’（ｔ_P）がしきい値δ
_limit以上となる、つまり脱調するが、ｍ台を解列した
ときの位相角差δ_GS’（ｔ_P）はしきい値δ_limit以下と
なる、つまり安定となるならば、ｍ台を解列する台数と
決定する。

【００３１】従来の電力系統の安定化装置５では、ま
ず、いろいろな故障ケースを設定し、事前のオフライン
の安定度シミュレーションを行い、故障発生後のある特
定時点の位相角差δ_GSと発電機の解列台数ｍの関係を求
める。そして、得られた位相角差δ_GSと解列台数ｍの分
布を用いて、しきい値δ_limitを決定している。具体的
には、図２０に示すように以下のステップでしきい値δ
_limitを求める。

【００３２】（ｓｔｅｐ１） 発電機の解列なし（ｍ＝
０）の状態で各故障ケースごとの安定度シミュレーショ
ンを実施する。図２０に示した例では（○，△，□）は
安定、（○，△，□）の黒塗りマークは不安定（脱調）
を示している。 （ｓｔｅｐ２） 不安定となった故障ケースのうち最小
の位相角差δ_GSをしきい値δ_limitとする。図２０に示
した例では、故障ケース２の位相角差δ_GSに対応してδ
（１）をしきい値δ_limitとする。 （ｓｔｅｐ３） 不安定となった故障ケースについて、
位相角差δ_GS＜しきい値δ_limitとなるような台数ｍを
解列したときの安定度シミュレーションを実施する。図
２０に示した例では、故障ケース１，２に対してそれぞ
れ１台解列した安定度シミュレーションを実施する。 （ｓｔｅｐ４） 再び脱調したケースがあれば、更に解
列台数ｍを増加するようにしきい値δ_limitを更新す
る。図２０に示した例では、故障ケース１に対して解列
台数ｍ＝２と増加するように、しきい値δ_limit＝δ
（２）と更新する。

【００３３】以上の方法で求めた解列台数が制御部４へ
渡され、この解列台数情報を基に制御部４において遮断
器の開放指令が出力され、実際に監視対象の発電機の一
部を解列する。これにより、残りの監視対象発電機の脱
調を未然に防止している。

【００３４】

【発明が解決しようとする課題】上記した従来の電力系
統の安定化装置５では、次の問題がある。

【００３５】第１には、主系統側等価発電機Ｓの内部電
圧の位相角δ_Sを求める際に外部リアクタンスＸ_Sを使用
しており、事前に外部リアクタンスＸ_Sを求めて設定し
ておく必要があり、運用上の問題が大きい。

【００３６】例えば、初期状態算出手段３１及び位相角
推定手段３３は、（２）式によって外部リアクタンスＸ
_Sを用いて主系統側等価発電機Ｓの内部電圧の位相角δ_S
を求めている。ところが、外部リアクタンスＸ_Sは電力
系統の構成が変化するとその値は変動する。このため、
系統構成が変化した場合に外部リアクタンスＸ_Sを変更
せずに用いると位相角推定の誤差要因となる。この誤差
要因を除くためには、系統構成が変わるたびに外部リア
クタンスＸ_Sの設定を変更すればよいが、送電線や機器
の定期点検等により頻繁に系統構成は変わることが予想
されるので、その都度、設定を変更するのは系統運用者
にとって負担となることが予想される。

【００３７】第２には、安定度判定と発電機の解列台数
を決定する際に用いる各しきい値δ_limitも事前に求め
て設定しておく必要があり、運用上の問題がある。

【００３８】このしきい値δ_limitも系統構成の変化、
需要（潮流断面）の変化により変わるので、系統条件が
変化した場合にそのまま用いると、不要な発電機遮断
（解列）やまた逆の不足遮断（解列）となる場合が考え
られる。ところが、従来の電力系統の安定化装置５では
しきい値δ_limitを決めるためにオフラインでの安定度
シミュレーションを多数実施する必要があり、頻繁なし
きい値δ_limitの設定変更は、系統運用者に膨大な作業
量を伴わせることが予想される。

【００３９】第３には、将来時点の等価発電機Ｇ，Ｓの
角位相角δ_G，δ_Sの予測は、過去の位相角又は角速度の
動揺状態を用いて、過去数点の位相角又は角速度を通る
曲線を２次式から求めて将来の位相角を予測するので、
現象の遅いケースに対して的確に対応することができな
いという問題がある。

【００４０】すなわち、従来の手段では、数百ミリ秒程
度先の予測となり、約１秒以降に脱調するような現象の
遅いケースに対しては、発見が遅れ発電機の解列台数が
多くなることが予想される。

【００４１】本発明は、上記課題を解決するためになさ
れたもので、系統運用者の負担を軽減すべく、系統条件
の変化の影響を受けない位相角の推定及びしきい値の設
定と、脱調現象の遅いケースにおいても、脱調の早期発
見と発電機の解列台数の最小化を可能とする位相角の推
定の各手段を有した電力系統の安定化装置を提供するこ
とを目的としている。

【００４２】

【課題を解決するための手段】請求項１の発明は、監視
対象とする発電機群とその他の主系統側の発電機群の２
つの発電機群の間の電力系統に送電線故障等が発生した
際の現象を主系統等価発電機と監視対象等価発電機とに
よる等価２機系統モデルにおける動揺現象としてとら
え、監視対象とする発電機群近端の測定点の電圧と電流
と有効電力等の各種測定量を測定する検出部と、この検
出部により得られた各種測定量を用いて故障発生前の定
常時の主系統等価発電機と監視対象等価発電機との各内
部電圧の推定と有効電力の初期設定を行うと共に、電力
系統での故障発生と故障除去の判定を実行し、故障発生
と判定された場合に、故障発生後の主系統等価発電機と
監視対象等価発電機との各位相角の推定により将来時点
の各位相角の予測を行い、さらに、予測された将来時点
の各位相角としきい値とに基づいて監視対象の発電機が
脱調するか否かを判定し、脱調と判定された場合に、将
来時点の各位相角としきい値とに基づいて監視対象の発
電機の脱調を防止するのに必要な発電機の解列台数を決
定する各演算を実行する演算部と、この演算部によって
決定された解列台数の情報に基づいて、監視対象の発電
機群の内の一部を解列する制御部とにより構成する電力
系統の安定化装置において、演算部は、主系統等価発電
機の内部電圧の大きさを予め想定する想定値を定め、こ
の想定値と各種測定量とに基づいて所定演算を実行し、
主系統等価発電機の位相角を算出する手段を設けるよう
にしたものである。この手段によれば、主系統等価発電
機の内部電圧の位相角を推定する際に、外部リアクタン
スを使用せずに想定値に基づいて位相角を推定でき、従
来において必要であった外部リアクタンスの事前設定が
不要となる。従って、系統構成が代わる度に外部リアク
タンスを設定変更する不都合が解消でき、運用者の負担
を低減でき、運用性や保守性に優れる。

【００４３】請求項２の発明は、請求項１記載の電力系
統の安定化装置において、主系統等価発電機の内部電圧
の大きさを予め想定する想定値として固定値を定め、こ
の固定値と定常時に検出部によって測定された各種測定
量とに基づいて所定演算を実行し、定常時の主系統等価
発電機の内部電圧を算出する手段と、この固定値と故障
除去後の各種測定量とに基づいて所定演算を実行し、故
障発生後の主系統等価発電機の位相角を算出する手段を
設けるようにしたものである。この手段によれば、想定
値として予め設定した固定値を用いるので、想定値を多
数設定する必要がなく想定値の設定が簡素化できるの
で、運用者の負担を低減でき、運用性や保守性に優れ
る。

【００４４】請求項３の発明は、請求項１記載の電力系
統の安定化装置において、系統運用上あり得る範囲の主
系統等価発電機の内部電圧の大きさを想定する想定値を
複数定め、これらの想定値と定常時に検出部によって測
定された測定点の電圧、電流とを用いて主系統等価発電
機の内部電圧の位相角を各想定値に対応して所定演算に
より求め、求めた複数の位相角の中から適切な想定値を
選び出す手段と、この手段により選び出された想定値と
定常時に検出部により測定された各種測定量とに基づい
て所定演算によって定常時の主系統等価発電機の内部電
圧を算出する手段と、想定値と故障除去後の各種測定量
とに基づいて所定演算により、故障発生後の主系統等価
発電機の位相角を算出する手段を設けるようにしたもの
である。この手段によれば、運用上あり得る範囲で複数
の想定値を用いて主系統等価発電機の位相角が得られる
ような想定値を選択するので、必ず位相角を推定でき、
電力系統状態を正確に、確実に把握できる。

【００４５】請求項４の発明は、主系統等価発電機の内
部電圧の大きさを予め想定する想定値として、故障発生
前に検出部により測定された測定点の電圧の大きさに所
定の調整量を加えて想定値を定め、この想定値と故障発
生前の定常時に検出部によって測定された各種測定量と
に基づいて所定演算により故障発生前の定常時の主系統
等価発電機の内部電圧を算出する手段と、想定値と故障
除去後の各種測定量とに基づいて所定演算により、故障
発生後の主系統等価発電機の位相角を算出する手段を設
けるようにしたものである。この手段によれば、調整量
を用いて想定値を設定できるので、必ず主系統等価発電
機の位相角を推定でき、電力系統状態を確実に把握でき
る。また、調整量を予め設定しておくので、系統状態が
変化しても想定値を自動で設定でき、運用者の負担を低
減でき、信頼性が高く運用性に優れた装置となる。

【００４６】請求項５の発明は、請求項１記載の電力系
統の安定化装置において、主系統等価発電機の内部電圧
の大きさを想定する想定値として予め固定値を定め、こ
の固定値と故障発生前の定常時の各種測定量とに基づい
て所定演算により主系統等価発電機の内部電圧の位相角
を推定して内部電圧を仮定する手段と、この手段により
仮定された内部電圧と各種測定量とから外部リアクタン
スを推定する手段と、この手段により推定された外部リ
アクタンスと各種測定量とから故障発生前の定常時の主
系統等価発電機の内部電圧を算出する手段と、固定値と
故障除去後の各種測定量とに基づいて所定演算を行って
主系統等価発電機の内部電圧の位相角を推定して内部電
圧を仮定する手段と、この手段により仮定された内部電
圧と各種測定量とから外部リアクタンスを推定する手段
と、この手段により推定された外部リアクタンスと各種
測定量とから故障発生後の主系統等価発電機の内部電圧
の位相角を算出する手段とを設けるようにしたものであ
る。この手段によれば、予め設定した固定値を想定値と
して用いて外部リアクタンスを推定しているので、従来
において必要であった外部リアクタンスの事前設定が不
要となり、系統構成が変わる度に外部リアクタンスを設
定変更する不都合が解消でき、運用者の負担を低減で
き、運用性や保守性に優れた装置となる。

【００４７】請求項６の発明は、請求項１記載の電力系
統の安定化装置において、系統運用上あり得る範囲の主
系統等価発電機の内部電圧の大きさを想定する想定値を
複数定め、これらの想定値と故障発生前の定常時に検出
部によって測定された各種測定量とを用いて、主系統等
価発電機の内部電圧の位相角を各想定値に対応して所定
演算により求め、求めた位相角の中から適切な想定値を
選び出す手段と、この手段により選び出された想定値と
故障発生前の定常時の各種測定量とに基づいて所定演算
を行って主系統等価発電機の内部電圧の位相角を推定し
て内部電圧を仮定する手段と、この手段により仮定され
た内部電圧と各種測定量とから外部リアクタンスを推定
する手段と、この手段により推定された外部リアクタン
スと各種測定量とから故障発生前の定常時の主系統等価
発電機の内部電圧を算出する手段と、想定値と故障除去
後の各種測定量とに基づいて所定演算を行って主系統等
価発電機の内部電圧の位相角を推定して内部電圧を仮定
する手段と、この手段により仮定された内部電圧と各種
測定量とから外部リアクタンスを推定する手段と、この
手段により推定された外部リアクタンスと故障除去後の
各種測定量とから故障発生後の主系統等価発電機の内部
電圧の位相角を算出する手段とを設けるようにしたもの
である。この手段によれば、運用上あり得る範囲で主系
統等価発電機の位相角が得られるよな想定値を選択し、
外部リアクタンスを推定するので、必ず外部リアクタン
スを推定でき、電力系統の初期状態を確実に把握できる
ので、信頼性の高い装置となる。

【００４８】請求項７の発明は、請求項１記載の電力系
統の安定化装置において、主系統等価発電機の内部電圧
の大きさを想定する想定値として故障発生前に検出部に
より測定された電圧の大きさに所定の調整量を加えて想
定値を定め、この想定値と故障発生前の定常時の各種測
定量とに基づいて所定演算を行って主系統等価発電機の
内部電圧の位相角を推定して内部電圧を仮定する手段
と、この手段により仮定された内部電圧と各種測定量と
から外部リアクタンスを推定する手段と、この手段によ
り推定された外部リアクタンスと各種測定量とから故障
発生前の定常時の主系統等価発電機の内部電圧を算出す
る手段と、想定値と故障除去後の各種測定量とに基づい
て所定演算を行って主系統等価発電機の内部電圧の位相
角を推定して内部電圧を仮定する手段と、この手段によ
り仮定された内部電圧と各種測定量とから外部リアクタ
ンスを推定する手段と、この手段により推定された外部
リアクタンスと各種測定量とから故障発生後の主系統等
価発電機の内部電圧を算出する手段とを設けるようにし
たものである。この手段によれば、調整量を用いて想定
値を設定できるので、必ず外部リアクタンスを推定で
き、電力系統の状態を確実に把握できる。また、調整量
を予め設定しておくので、系統状態が変化しても想定値
を自動で設定できるので、従来において必要であった多
数のオフライン計算による設定が不要となり、運用者の
負担を低減でき、信頼性が高く運用性に優れた装置とな
る。

【００４９】請求項８の発明は、監視対象とする発電機
群とその他の主系統側の発電機群の２つの発電機群の間
の電力系統に送電線故障等が発生した際の現象を主系統
等価発電機と監視対象等価発電機とによる等価２機系統
モデルにおける動揺現象としてとらえ、監視対象とする
発電機群近端の測定点の電圧と電流と有効電力等の各種
測定量を測定する検出部と、この検出部により得られた
各種測定量を用いて故障発生前の定常時の主系統等価発
電機と監視対象等価発電機との各内部電圧の推定と有効
電力の初期設定を行うと共に、電力系統での故障発生と
故障除去の判定を実行し、故障発生と判定された場合
に、故障発生後の主系統等価発電機と監視対象等価発電
機との各位相角の推定により将来時点の各位相角の予測
を行い、さらに、予測された将来時点の各位相角としき
い値とに基づいて監視対象の発電機が脱調するか否かを
判定し、脱調と判定された場合に、将来時点の各位相角
としきい値とに基づいて監視対象の発電機の脱調を防止
するのに必要な発電機の解列台数を決定する各演算を実
行する演算部と、この演算部によって決定された解列台
数の情報に基づいて、監視対象の発電機群の内の一部を
解列する制御部とにより構成する電力系統の安定化装置
において、演算部は、主系統等価発電機の故障除去後の
外部リアクタンスと定常時の検出部により測定された各
種測定量とに基づいて所定演算によって主系統等価発電
機の内部電圧の位相角を算出する第１位相角算出手段
と、監視対象等価発電機の外部リアクタンスと定常時の
各種測定量とに基づいて所定の演算によって監視対象等
価発電機の内部電圧の位相角を算出する第２位相角算出
手段と、主系統等価発電機の内部電圧の位相角と監視対
象等価発電機の内部電圧の位相角との位相角差に基づい
て所定演算によって脱調判定するしきい値を算出する手
段を有する脱調判定手段を設けるようにしたものであ
る。この手段によれば、脱調判定に用いるしきい値を自
動的に設定するため、従来のように系統構成や条件が変
わる度にしきい値を求めるための多数のオフライン計算
を行う必要がなく、また、正確な実情に沿った安定判定
ができ、運用者の負担を低減できる。

【００５０】請求項９の発明は、請求項８記載の電力系
統の安定化装置において、脱調判定手段の第１位相角算
出手段は、主系統等価発電機の内部電圧の大きさを予め
想定値として固定値、あるいは、故障発生前の定常時に
検出部により測定された電圧の大きさに所定の調整を加
えて想定値を定める手段と、この手段によって定められ
た想定値と故障除去後の各種測定量とに基づいて判定演
算を行って主系統等価発電機の内部電圧の位相角を推定
して内部電圧を仮定する手段と、この手段により仮定さ
れた内部電圧と各種測定量とから故障除去後の外部リア
クタンスを推定する手段と、この手段により推定された
故障除去後の外部リアクタンスと定常時の各種測定量と
に基づいて所定演算を行って、主系統等価発電機の内部
電圧の位相角を算出する手段とを設けるようにしたもの
である。この手段によれば、故除去後の測定値から外部
リアクタンスを推定するので、オフライン計算を行って
外部リアクタンスを設定することなくしきい値を求める
ことができ、系統状態の変化に柔軟に対応可能な、運用
や保守に優れた装置とすることができる。

【００５１】請求項１０の発明は、請求項８記載の電力
系統の安定化装置において、脱調判定手段の第１位相角
算出手段は、系統運用上あり得る範囲の主系統等価発電
機の内部電圧の大きさを想定する想定値を複数定め、こ
れらの想定値と故障発生前の定常時に検出部によって測
定された各種測定量とを用いて、主系統等価発電機の内
部電圧の位相角を各想定値に対応して所定演算により求
め、求めた位相角の中から適切な想定値を選び出す手段
と、この手段により選び出された想定値と故障除去後の
各種測定量とに基づいて所定演算を行って主系統等価発
電機の内部電圧の位相角を推定して内部電圧を仮定する
手段と、この手段により仮定された内部電圧と各種測定
量とから故障除去後の外部リアクタンスを推定する手段
と、この手段により推定された故障除去後の外部リアク
タンスと定常時の各種測定量とに基づいて所定演算を行
って、主系統等価発電機の内部電圧の位相角を算出する
手段とを設けるようにしたものである。この手段によれ
ば、運用上あり得る範囲の等価発電機の位相角が得られ
るような想定値を選択するので、様々な動揺現象につい
ても位相角差及びしきい値を確実に算出でき、かつ、実
際の系統現象に近い系統状態を推定でき、信頼性の高い
装置とすることができる。

【００５２】請求項１１の発明は、請求項８記載の電力
系統の安定化装置において、脱調判定手段の第１位相角
算出手段は、過去の時間帯において、複数の主系統等価
発電機の外部リアクタンスを想定する手段と、この手段
により想定された複数の外部リアクタンス毎に所定演算
を行い得られた主系統等価発電機の内部電圧の内で電力
系統の運用範囲内のもののみ選び出し、選び出された内
部電圧の内で時間帯で変化の最も小さい内部電圧を特定
する手段と、この手段で特定された内部電圧に対応する
故障除去後の外部リアクタンスと定常時の前記各種測定
量とに基づいて所定演算を行って主系統等価発電機の位
相角を算出する手段を設けるようにしたものである。こ
の手段によれば、故障除去後の主系統等価発電機の内部
電圧の変化分が小さい内部電圧による位相角を用いてし
きい値が自動設定できるので、実際の系統現象に近い状
態の位相角による脱調判定ができ、装置の信頼性を向上
できる。

【００５３】請求項１２の発明は、請求項８乃至請求項
１１記載のいずれかの電力系統の安定化装置において、
得られたしきい値に対して一定の調整値、あるいは、監
視対象等価発電機の容量等の条件により定めた調整値に
よって増減する補正を行い、補正後のしきい値を脱調判
定するしきい値とする脱調判定手段を設けるようにした
ものである。この手段によれば、得られたしきい値に対
して所定の位相余裕分を補正するので、複数の発電所に
設置されている複数の装置の間で脱調判定のしきい値を
異なるようにすることができ、協調を取った安定化制御
により必要以上の解列を防止できる。また、複数の装置
の間で各装置の監視対象とする発電機の容量に応じて脱
調判定のしきい値を異なるようにすることができ、協調
を取った安定化制御により必要以上の解列を防止するこ
とができる。

【００５４】請求項１３の発明は、監視対象とする発電
機群とその他の主系統側の発電機群の２つの発電機群の
間の電力系統に送電線故障等が発生した際の現象を主系
統等価発電機と監視対象等価発電機とによる等価２機系
統モデルにおける動揺現象としてとらえ、監視対象とす
る発電機群近端の測定点の電圧と電流と有効電力等の各
種測定量を測定する検出部と、この検出部により得られ
た各種測定量を用いて故障発生前の定常時の主系統等価
発電機と監視対象等価発電機との各内部電圧の推定と有
効電力の初期設定を行うと共に、電力系統での故障発生
と故障除去の判定を実行し、故障発生と判定された故障
発生後の主系統等価発電機と監視対象等価発電機との各
位相角の推定により将来時点の各位相角の予測を行い、
さらに、予測された将来時点の各位相角としきい値とに
基づいて監視対象の発電機が脱調するか否かを判定し、
脱調と判定された場合に、将来時点の各位相角としきい
値とに基づいて監視対象の発電機の脱調を防止するのに
必要な発電機の解列台数を決定する各演算を実行する演
算部と、この演算部によって決定された解列台数の情報
に基づいて、監視対象の発電機群の内の一部を解列する
制御部とにより構成する電力系統の安定化装置におい
て、演算部は、主系統等価発電機の故障除去後の外部リ
アクタンスと想定する解列台数と定常時の検出部により
測定された各種測定量とに基づいて所定演算によって主
系統等価発電機の内部電圧の位相角と監視対象等価発電
機の内部電圧の位相角との位相角差を算出する手段と、
この手段によって算出された位相角差に基づいて所定演
算によって解列台数を決めるしきい値を算出する手段を
有する制御量決定手段を設けるようにしたものである。
この手段によれば、解列台数の算出に用いるしきい値を
自動的に設定することが可能なため、系統構成や系統状
態が変わる度にしきい値を求めるための多数のオフライ
ン計算を行う必要がないので、運用者の負担を低減でき
る。

【００５５】請求項１４の発明は、請求項１３記載の電
力系統の安定化装置において、制御量決定手段は、主系
統等価発電機の内部電圧の大きさを予め想定値として固
定値、あるいは、故障発生前の定常時に検出部により測
定された電圧の大きさに所定の調整を加えて想定値を定
める手段と、この手段によって定められた想定値と故障
除去後の各種測定量とに基づいて判定演算を行って主系
統等価発電機の内部電圧の位相角を推定して内部電圧を
仮定する手段と、この手段により仮定された内部電圧と
各種測定量とから故障除去後の外部リアクタンスを推定
する手段と、この手段により推定された故障除去後の外
部リアクタンスと定常時の各種測定量とに基づいて所定
演算を行って、主系統等価発電機の内部電圧の位相角と
監視対象等価発電機の内部電圧の位相角との位相角差を
算出する手段とを設けるようにしたものである。この手
段によれば、故障除去後の測定値から外部リアクタンス
を推定するので、オフライン計算を行って予め外部リア
クタンスを設定することなくしきい値を求めることがで
き、系統状態の変化に柔軟に対応可能な、運用や保守に
優れた装置とすることができる。

【００５６】請求項１５の発明は、請求項１３記載の電
力系統の安定化装置において、制御量決定手段は、系統
運用上あり得る範囲の主系統等価発電機の内部電圧の大
きさを想定する想定値を複数定め、これらの想定値と故
障発生前の定常時に検出部によって測定された各種測定
量とを用いて、主系統等価発電機の内部電圧の位相角を
各想定値に対応して所定演算により求め、求めた位相角
の中から適切な想定値を選び出す手段と、この手段によ
り選び出された想定値と故障除去後の各種測定量とに基
づいて所定演算を行って主系統等価発電機の内部電圧の
位相角を推定して内部電圧を仮定する手段と、この手段
により仮定された内部電圧と各種測定量とから故障除去
後の外部リアクタンスを推定する手段と、この手段によ
り推定された故障除去後の外部リアクタンスと定常時の
各種測定量とに基づいて所定演算を行って主系統等価発
電機の内部電圧の位相角と監視対象等価発電機の内部電
圧の位相角との位相角差を算出する手段とを設けるよう
にしたものである。この手段によれば、故障除去後の様
々な動揺現象についてもしきい値を算出でき、かつ、実
際の系統現象に近い系統状態を推定できるので、信頼性
の高い装置とすることができる。

【００５７】請求項１６の発明は、請求項１３記載の電
力系統の安定化装置において、制御量決定手段は、過去
の時間帯において、複数の主系統等価発電機の外部リア
クタンスを想定する手段と、この手段により想定された
複数の外部リアクタンス毎に所定の演算を行い得られた
主系統等価発電機の内部電圧の内で電力系統の運用範囲
内のもののみ選び出し、選び出された内部電圧の内で時
間帯で変化の最も小さい内部電圧を特定する手段と、こ
の手段で特定された内部電圧に対応する故障除去後の外
部リアクタンスと想定する解列台数と定常時の各種測定
量とに基づいて所定演算によって主系統等価発電機の内
部電圧の位相角と監視対象等価発電機の内部電圧の位相
角との位相角差を算出する手段を設けるようにしたもの
である。この手段によれば、故障除去後の測定値から外
部リアクタンスを推定し、オフライン計算を行って予め
外部リアクタンスを設定することなくしきい値を求める
ことができるので、系統状態の変化に柔軟に対応可能
な、運用性や保守性に優れ、また、より実際の系統現象
に近い系統状態を推定できるので、従来の装置より信頼
性を向上させることができる。

【００５８】請求項１７の発明は、請求項１３乃至請求
項１６記載のいずれかの電力系統の安定化装置におい
て、制御量決定手段は、得られたしきい値に基づいて演
算された解列台数に対して予想演算の結果、監視対象等
価発電機と主系統等価発電機の周波数偏差が予測範囲を
越える場合に、予め設定した一定の解列台数を追加補正
し、あるいは、周波数偏差が予測範囲を越える場合に予
測範囲に入るように解列台数を補正するようにしたもの
である。この手段によれば、算出された解列台数に対し
て、従来の周波数偏差が予測範囲を越えるとき解列台数
を補正するので、より安定度の向上が期待できる。

【００５９】請求項１８の発明は、監視対象とする発電
機群とその他の主系統側の発電機群の２つの発電機群の
間の電力系統に送電線故障等が発生した際の現象を主系
統等価発電機と監視対象等価発電機とによる等価２機系
統モデルにおける動揺現象としてとらえ、監視対象とす
る発電機群近端の測定点の電圧と電流と有効電力等の各
種測定量を測定する検出部と、この検出部により得られ
た各種測定量を用いて故障発生前の定常時の主系統等価
発電機と監視対象等価発電機との各内部電圧の推定と有
効電力の初期設定を行うと共に、電力系統での故障発生
と故障除去の判定を実行し、故障発生と判定された故障
発生後の主系統等価発電機と監視対象等価発電機との各
位相角の推定により将来時点の各位相角の予測を行い、
さらに、予測された将来時点の各位相角としきい値とに
基づいて監視対象の発電機が脱調するか否かを判定し、
脱調と判定された場合に、将来時点の各位相角としきい
値とに基づいて監視対象の発電機の脱調を防止するのに
必要な発電機の解列台数を決定する各演算を実行する演
算部と、この演算部によって決定された解列台数の情報
に基づいて、監視対象の発電機群の内の一部を解列する
制御部とにより構成する電力系統の安定化装置におい
て、主系統等価発電機を無限大母線として把え、監視対
象等価発電機と無限大母線とによる１機対無限大母線モ
デルを用いて、主系統等価発電機側の故障発生前の位相
角を故障除去後の位相角に擬制し、モデルによって監視
対象等価発電機の位相角を演算し、得られた位相角と擬
制された位相角とから故障発生後の位相角差を演算する
ようにしたものである。この手段によれば、主系統等価
発電機を無限大母線として把えて故障発生前の主系統等
価発電機の内部電圧の位相角を故障発生後の位相角と擬
制したので、早期に主系統等価発電機の内部電圧の位相
角を算出することができる。

【００６０】請求項１９の発明は、請求項１８記載の電
力系統の安定化装置において、演算によって得られた事
故発生後の位相角差に基づいて所定演算によって脱調判
定、あるいは、解列台数決定の各しきい値を算出するよ
うにしたものである。この手段によれば、主系統等価発
電機を無限大母線として把えて、故障発生前の主系統等
価発電機の内部電圧の位相角を故障発生後の位相角とし
て擬制したので、脱調する発電機を早期に特定するだけ
でなく、あるいは、適切な発電機の解列台数も求めら
れ、電力系統の安定度向上が期待でき、より安定度の高
い装置となる。

【００６１】

【発明の実施の形態】以下、本発明の実施の形態につい
て図面を参照して説明する。

【００６２】本発明による電力系統の安定化装置は、従
来の電力系統の安定化装置と同様の系統構成としている
ので、図１４を参照して本発明に係わる電力系統の安定
化装置の構成図として説明する。

【００６３】監視対象とする特定の発電機群Ｇ₁は電源
線を介して主系統５１と接続し、主系統５１にはその他
の発電機群Ｇ₂〜Ｇ_nを接続しており、各発電機は電力を
電力系統１に供給している。主系統５１には、その他の
発電機群Ｇ₂〜Ｇ_nが多数含まれている。電力系統１の電
源線５０の各部には、変流器５２と変成器５３が配置さ
れ、電力系統の安定化装置５へ接続している。電力系統
の安定化装置５は、検出部２と演算部３と制御部４とか
ら構成されている。

【００６４】検出部２は、例えば、電源線５０で故障が
発生した場合、発電機群Ｇ₁が主系統５１に属するその
他の発電機群Ｇ₂〜Ｇ_nに対して脱調する現象を検出する
ために、発電機群Ｇ₁近端の測定点Ｒで測定した電圧Ｖ_R
^*と電流Ｉ_R ^*、電圧と電流の積で求まる有効電力Ｐを時
々刻々と測定する。

【００６５】演算部３は、検出部２で得られた電気量を
用いて監視対象の発電機群Ｇ₁が将来脱調するかどうか
を予測する。さらに、演算の結果、脱調すると予測した
場合には脱調現象を防止するのに必要な発電機解列（又
は遮断）台数（通称、電源制限量または略して電制量）
を求める。制御部４は、演算部３によって求めた解列台
数情報を基に遮断器開放指令を出力し、監視対象の発電
機群Ｇ₁の一部を求めた台数だけ高速に解列する。

【００６６】演算部３は、初期状態手段３１と事故判定
手段３２と位相角推定手段３３と脱調判定手段３４と制
御量決定手段３５で構成されている。初期状態算出手段
３１は、故障発生前の定常時の各等価発電機の内部電圧
の推定と有効電力Ｐの初期設定をする。事故判定手段３
２は、電力系統での故障発生と故障除去の判定をする。
位相角推定手段３３は、故障発生後の各等価発電機の位
相角の推定と将来時点の位相角の予測を行う。脱調判定
手段３４は、位相角推定手段３３の予測結果を基に、監
視対象の発電機が脱調するかどうかを判定する。制御量
決定手段３５は、脱調判定手段３４において脱調と判定
された場合に、監視対象の発電機の脱調を防止するのに
必要な発電機の解列台数を決定する。

【００６７】次に、第１実施の形態乃至第７実施の形態
に係わる電力系統の安定化装置について説明する。

【００６８】まず、検出部２は図１４に示すように、監
視対象とする発電機群Ｇ₁と主系統５１とを接続する電
源線５０上の発電機近端の測定点Ｒに設置された測定機
器を介して、測定点Ｒの電圧（母線電圧）Ｖ_R ^*と電流Ｉ
_R ^*（電源線電流）、発電機電流Ｉ_G ^*，Ｖ_R ^*とＩ_R ^*の積で
求まる有効電力Ｐを常時測定し、これらを演算部３へ渡
す。

【００６９】演算部３では、測定点Ｒを基準に監視対象
とする特定の発電機群Ｇ₁と主系統に属するその他の発
電機群Ｇ₂〜Ｇ_nとをそれぞれ１台の等価発電機モデルで
表す図１５に示すような監視対象発電機側の等価発電機
Ｇと主系統側の等価発電機Ｓとの等価２機系統モデルで
考え、検出部２で測定した各種電気量を用いて、等価発
電機Ｇが将来脱調するかどうかを予測し、脱調すると予
測した場合には脱調を防止するのに必要な発電機解列台
数を求め、求めた解列台数情報を制御部４へ渡す。

【００７０】ここで、図１５に示す測定点Ｒと各等価発
電機間のインピーダンスは、測定点Ｒから主系統側を見
たときの外部リアクタンスＸ_sがあり、また、監視対象
側を見たときの発電機の内部リアクタンスＸ_gと発電機
用変圧器のリアクタンスＸ_tを合計した等価リアクタン
スＸ_Gがある。

【００７１】次に、第１実施の形態について説明する。

【００７２】まず、初期状態算出部３１による故障発生
前の定常時の等価発電機Ｇの内部電圧Ｖ_G ^*と等価発電機
Ｓの内部電圧Ｖ_G ^*の推定と、有効電力Ｐの初期設定を行
う。故障発生前の定常時の等価発電機Ｇの内部電圧Ｖ_G ^*
の推定は、図１に示す処理のように検出部２で測定した
測定点Ｒの電圧Ｖ_R ^*，電流Ｉ_R ^*と予め設定した等価リア
クタンスＸ_G（発電機の内部リアクタンスＸ_gと発電機用
変圧器のリアクタンスＸ_tの合計値）を用いて、（１．
１）式から求める（Ａ１）。

【００７３】Ｖ_G ^*＝Ｖ_R ^*＋ｊＸ_G・Ｉ_R ^* …（１．１） ここで、Ｖ^*，Ｉ^*は複素数であり、大きさと位相を持っ
たベクトル量である。ｊは虚数であることを示す。

【００７４】一方、第１実施の形態として、故障発生前
の定常時の等価発電機Ｓの内部電圧Ｖ_S ^*の推定は、第１
実施の形態として、検出部２にて測定した測定点Ｒの電
圧Ｖ_R ^*，電流Ｉ_R ^*と等価発電機Ｓの内部電圧の大きさの
想定値Ｖ_SAを用いて、次の（１．２）〜（１．４）式か
ら推定して求める。

【００７５】以下、本方式をＶ_S設定法と呼び、次にＶ_S
設定法について詳細に説明する。

【００７６】電力系統１の主系統側には多数の発電機
（電圧源）が接続されているので、故障発生前の定常時
の主系統側の電圧は定格電圧を保持し、また、故障除去
後も大きく変動することなく定格電圧近傍の値を保持す
るので、等価発電機Ｓの内部電圧の大きさ｜Ｖ_S ^*｜は、
常に一定の想定値Ｖ_SA（例えば、１．０[P.U.]（定格電
圧））として、（１．２）式のように与える。

【００７７】｜Ｖ_S ^*｜＝Ｖ_SA …（１．２） ここで、Ｖ_S ^*は複素数であり、大きさと位相を持ったベ
クトル量である。

【００７８】検出部２において測定した測定点Ｒの電圧
Ｖ_R ^*，電流Ｉ_R ^*と等価発電機Ｇ，Ｓの内部電圧Ｖ_G ^*，Ｖ
_S ^*の位相関係は、図１６に示したような関係が、故障発
生前と故障除去後においても成立するので、Ｉ_R ^*とＶ_S ^*
間の位相角差δ₂は（１．３）式で求めることができ
る。

【００７９】

【数２】

【００８０】ここで、等価発電機Ｓの内部電圧Ｖ_R ^*とＩ
_R ^*間の位相角差δ₁は、Ｖ_R ^*，Ｉ_R ^*共に測定値で既知で
あり既存の演算方法を用いれば求められる。等価発電機
Ｓの内部電圧Ｖ_S ^*の大きさ｜Ｖ_S ^*｜は、（１．２）式の
通り常に一定の値である。｜Ｖ_R ^*｜は測定点Ｒの電圧の
大きさである。Ｖ^*は複素数であることを示す。

【００８１】等価発電機Ｓの内部電圧の位相角δ_Sは、
Ｖ_R ^*とＶ_S ^*間の位相角差、つまり、Ｖ_R ^*とＩ_R ^*間の位相
角差δ₁とＩ_R ^*とＶ_S ^*間の位相角差δ₂を合計した値であ
るので、（１．４）式で求めることができる。

【００８２】δ_S＝δ₁＋δ₂ …（１．４） 以上の手順により、時々刻々と測定した測定点Ｒの電圧
Ｖ_R ^*，電流Ｉ_R ^*と（１．２）〜（１．４）式から故障発
生前の定常時の等価発電機Ｓの内部電圧Ｖ_S ^*を求める。

【００８３】次に、図１に示すように故障発生前の定常
時の有効電力ＰをＰ_Mとして設定する。（Ａ３）。

【００８４】次に、事故判定手段３２によって、図１８
に示す処理と同様に、有効電力Ｐ_Mと時々刻々と変化す
る有効電力Ｐとの差分がある設定値以上の場合に故障発
生と判定され、有効電力Ｐがある設定値以上に回復した
とき故障除去が判定される。

【００８５】次に、位相角推定手段３３では、図２に示
す処理を行い、まず、故障発生後の等価発電機Ｇの位相
角δ_Sを前記（３）〜（６）式を用いて求める（Ｃ
１）。さらに、故障発生後の等価発電機Ｓの位相角δ_S
を想定値に基づいて（１．２）〜（１．４）式を用いて
求める（Ｃ２ａ）。そして、将来時点の各等価発電機
Ｇ，Ｓの各位相角δ_G’，δ_S’を予測する（Ｃ３）。

【００８６】このように第１実施の形態によれば、等価
発電機Ｓの内部電圧の位相角δ_Sを推定する際に、外部
リアクタンスＸ_sを使用せずに位相角δ_Sを推定できるの
で、従来において必要であった外部リアクタンスＸ_sの
事前設定が不要となり、運用者の負担を低減でき、運用
性や保守性に優れた電力系統の安定化装置を提供でき
る。

【００８７】次に、第２実施の形態について説明する。

【００８８】第２実施の形態による電力系統の安定化装
置５では、初期状態算出手段３１によって検出部２にお
いて測定した測定点Ｒの電圧Ｖ_R ^*，電流Ｉ_R ^*と等価発電
機Ｓの内部電圧の大きさの想定値Ｖ_SAを予め設定した固
定値として用いて、前記（１．２）〜（１．４）式から
故障発生前の等価発電機Ｓの内部電圧を求めるものであ
る。例えば、事前に想定値Ｖ_SAを１．１０[P.U.]固定と
設定しておく。

【００８９】また、位相角推定手段３３によって等価発
電機Ｓの内部電圧Ｖ_S ^*を想定値Ｖ_SAとして固定値を用い
故障発生後の等価発電機Ｓの位相角δ_Sを前記（１．
２）〜（１．４）式を用いて求める。

【００９０】このように第２実施の形態によれば、予め
設定した固定値を想定値Ｖ_SAとして用いるので、想定値
Ｖ_SAを多数設定する必要がなく想定値の設定が簡素化で
きるので、運用者の負担を低減でき、運用性や保守性に
優れた電力系統の安定化装置を提供できる。

【００９１】次に、第３実施の形態を説明する。

【００９２】まず、初期状態算出手段３１では、図３に
示す処理を行い、故障発生前の定常時の等価発電機Ｇの
内部電圧Ｖ_G ^*を前記（１．１）式によって求める（Ａ
１）。

【００９３】次に、系統運用上あり得る範囲で等価発電
機Ｓの内部電圧の大きさの想定値Ｖ_SAiを複数設定する
（（１．５）式）。すなわち、電力系統１の電圧は、定
格電圧を基準に常にある範囲内となるように運用される
ので、例えば、運用範囲が定格電圧１．００[P.U.]近辺
の０．９０〜１．１０[P.U.]の範囲であるとすると、
０．９０〜１．１０[P.U.]までの間で０．０１[P.U.]刻
み（０．９０，０．９１， …，１．０９，１．１０
[P.U.]）で想定値Ｖ_SAiを設定する（Ａ４）。

【００９４】 α≦Ｖ_SAi≦β（ｉ＝１，…，ｎ） …（１.５） ここで、α，βは想定値Ｖ_SAiの想定範囲を示す値。ｎ
は想定値Ｖ_SAiの総数。

【００９５】上記の条件内で複数設定した等価発電機Ｓ
の内部電圧の大きさの想定値Ｖ_SAiと検出部２において
測定した測定点Ｒの電圧Ｖ_R ^*，電流Ｉ_R ^*を用いて、前記
（１．２）〜（１．４）式から等価発電機Ｓの内部電圧
の位相角δ_Sを推定する（Ａ５）。そして、上記計算で
δ_Siの解があるＶ_SAiを抽出し、保存する（Ａ６）。さ
らに、位相角δ_Sの解が求まった複数の想定値Ｖ_SAiの中
から最小の想定値Ｖ_SAiを選出して、想定値Ｖ_SAとして
決定する（（１．６）式）（Ａ７）。

【００９６】例えば、前記のように０．９０〜１．１０
[P.U.]までの間で０．０１[P.U.]刻みで複数設定した想
定値Ｖ_SAiを用いて、Ｖ_S設定法を用いて位相角δ_Sの演
算を行い、０．９０，０．９１[P.U.]では位相角δ_Sの
解が無し（（１．２）式で｜Ｖ_R ^*｜・ＣＯＳδ₁＞｜Ｖ_S
^*｜の時、解無し）であるが、０．９２〜１．１０[P.
U.]の想定値では解が求まった場合、解が求まった想定
値の中で最小の０．９２[P.U.]を想定値Ｖ_SAとして決定
する（Ａ７）。

【００９７】 Ｖ_SA＝Ｍｉｎ（Ｖ_SA1，Ｖ_SA2…Ｖ_SAm） …（１．６）

【００９８】ここで、Ｖ_SAmは、演算にて位相角δ_Sの解
が求まった想定値。ｍは、解の求まった想定値の総数。

【００９９】上記条件で設定した等価発電機Ｓの内部電
圧の大きさの想定値Ｖ_SAと検出部２において測定した測
定点Ｒの電圧Ｖ_R ^*，電流Ｉ_R ^*を用いて、前記（１．２）
〜（１．４）式から等価発電機Ｓの内部電圧の位相角δ
_Sを求めてＶ_S ^*を求める（Ａ２ａ）。

【０１００】次に、位相角推定手段３３では、図２と同
様の処理により故障発生後の等価発電機Ｇの位相角δ_G
を前記（３）〜（６）式を用いて求める。

【０１０１】そして、故障発生後の等価発電機Ｓの位相
角δ_Sを想定値Ｖ_SAを用いて前記（１．２）〜（１．
４）式によって求める。そして、将来時点の各等価発電
機Ｇ，Ｓの各位相角δ_G’，δ_S’を予測する。

【０１０２】このように第３実施の形態によれば、運用
上あり得る範囲で等価発電機Ｓの位相角δ_Sが得られる
ような想定値Ｖ_SAを選択するので、必ず位相角δ_Sを推
定でき、電力系統の初期状態を確実に把握できるので、
信頼性の高い電力系統の安定化装置を提供できる。

【０１０３】次に、第４実施の形態について説明する。

【０１０４】まず、初期状態算出手段３１によって、故
障発生前に検出部２において測定した測定点Ｒの電圧の
大きさ｜Ｖ_R ^*｜に予め設定した調整量Ｖ_adjを加えて、
（１．７）式のように等価発電機Ｓの内部電圧の大きさ
の想定値Ｖ_SAとするこの場合、想定値Ｖ_SAが常に測定点
Ｒの電圧の大きさ｜Ｖ_R ^*｜より大きな値となるような、
調整量Ｖ_adjを設定する。例えば、発電機近端の測定点
Ｒの電圧の大きさ｜Ｖ_R ^*｜は、定格電圧１．００[P.U.]
近傍の値となるので、想定値Ｖ_SAがこれより常に大きな
値となるように、調整量Ｖ_adjを例えば、＋０．２０[P.
U.]と設定する。

【０１０５】Ｖ_SA＝｜Ｖ_S ^*｜±Ｖ_adj …（１．７）

【０１０６】上記条件で設定した等価発電機Ｓの内部電
圧の大きさの想定値Ｖ_SAと検出部２において測定した測
定点Ｒの電圧Ｖ_R ^*，電流Ｉ_R ^*を用いて、前記（１．２）
〜（１．４）式から等価発電機Ｓの内部電圧Ｖ_S ^*を推定
する。これによって、上記のように、想定値Ｖ_SAが常に
測定点Ｒの電圧の大きさ｜Ｖ_R ^*｜より大きな値となるよ
うな、調整量Ｖ_adjを設定すれば、（１．２）式で｜Ｖ_R
^*｜・ＣＯＳδ₁＞｜Ｖ_S ^*｜とならないので、常に位相角
δ_Sを求めることができる。

【０１０７】次に、位相角推定手段３３によって想定値
Ｖ_SAと故障除去後の測定点の電圧Ｖ_R ^*，電流Ｉ_R ^*を用い
て、前記（１．２）〜（１．４）式によって故障除去後
の等価発電機Ｓの内部電圧Ｖ_S ^*の位相角δ_Sを求める。

【０１０８】このように第４実施の形態によれば、調整
量Ｖ_adjを用いて想定値Ｖ_SAを設定できるので、必ず位
相角δ_Sを推定でき、電力系統の初期状態を確実に把握
できる。また、調整量Ｖ_adjを予め設定しておくので、
系統状態が変化しても想定値Ｖ_SAを自動で設定できるの
で、運用者の負担を低減でき、信頼性が高く運用性に優
れた電力系統の安定化装置を提供できる。

【０１０９】次に、第５実施の形態について説明する。

【０１１０】第５実施の形態は、等価発電機Ｓの内部電
圧の大きさの想定値Ｖ_SAを予め設定した固定値として用
いて、外部リアクタンスＸ_sを推定し、推定した外部リ
アクタンスＸ_sと測定点Ｒの電圧Ｖ_R ^*，電流Ｉ_R ^*を用い
て、等価発電機Ｓの内部電圧の位相角δ_Sを時々刻々と
推定するものである。

【０１１１】具体的には、初期状態算出手段３１による
処理が図４に示すように実行され、まず、検出部２によ
って測定された電圧Ｖ_R ^*，電流Ｉ_R ^*とにより前記（１．
１）式に基づいて等価発電機Ｇの内部電圧Ｖ_G ^*が求めら
れる（Ａ１）。

【０１１２】次に、初期状態算出手段３１には、検出部
２において測定した測定点Ｒの電圧Ｖ_R ^*，電流Ｉ_R ^*と等
価発電機Ｓの内部電圧の大きさの想定値Ｖ_SAを予め設定
した固定値として用いて、前記（１．２）〜（１．４）
式から等価発電機Ｓの内部電圧の位相角δ_SYを推定する
（Ａ５）。例えば、事前に想定値Ｖ_SAを１．１０[P.U.]
固定と設定しておく。

【０１１３】推定した位相角δ_SYと等価発電機Ｓの内部
電圧の大きさの想定値Ｖ_SAを用いて、等価発電機Ｓの内
部電圧Ｖ_S ^*を（１．８）式のように仮定する（Ａ８）。

【０１１４】Ｖ_S ^* ＝Ｖ_SA∠δ_SY …（１．８）

【０１１５】仮定した等価発電機Ｓの内部電圧Ｖ_S ^*と検
出部２において測定した測定点Ｒの電圧Ｖ_R ^*，電流Ｉ_R ^*
を用いて、（１．９）式を変形した（１．１０）式から
外部リアクタンスＸ_sを推定する（Ａ９）。

【０１１６】

【数３】

【０１１７】ここで、Ｖ^*，Ｉ^*は複素数であり、大きさ
と位相を持ったベクトル量である。ｊは虚数であること
を示す。

【０１１８】（１．１０）式で推定した外部リアクタン
スＸ_sと外部リアクタンスＸ_s推定後に検出部２において
時々刻々と測定した測定点Ｒの電圧Ｖ_R ^*，電流Ｉ_R ^*を用
いて、（１．９）式より等価発電機Ｓの内部電圧Ｖ_S ^*を
求める（Ａ１０）。

【０１１９】そして、故障発生前の定常時の有効電力Ｐ
をＰ_Mとして設定する（Ａ３）。

【０１２０】次に、事故判定手段３２によって故障が発
生したと判定されると位相角推定手段３３による図５に
示す処理がされる。すなわち、故障発生後の等価発電機
Ｇの内部電圧Ｖ_G ^*の位相角δ_Gを故障発生後に測定した
有効電力Ｐを用いて前記（３）〜（６）式から求める
（Ｃ１）。

【０１２１】続いて、故障発生後の等価発電機Ｓの内部
電圧Ｖ_S ^*の位相角δ_Sを（１．２）〜（１．４）式から
求める（Ｃ２ａ）。そして、等価発電機Ｓの内部電圧Ｖ
_S ^*を前記（１．８）式のように定める（Ｃ４）。

【０１２２】さらに、図６に示すように内部電圧Ｖ_S ^*と
故障除去後のＶ_R ^*とＩ_R ^*を用いて（１．１０）式より外
部リアクタンスＸ_sを推定する（Ｃ５）。そして、推定
された外部リアクタンスＸ_sと内部電圧Ｖ_S ^*と故障除去
後の測定値Ｖ_R ^*，Ｉ_R ^*を用いて前記（１．９）式から内
部電圧の位相角δ_Sを求める（Ｃ６）。そして、将来時
点の等価発電機Ｇ，Ｓの位相角δ_G’，δ_S’を求める
（Ｃ３）。

【０１２３】このように第５実施の形態によれば、予め
設定した固定値を想定値Ｖ_SAとして用いて外部リアクタ
ンスＸ_sを推定しているので、従来において必要であっ
た外部リアクタンスＸ_sの事前設定が不要となり、運用
者の負担が低減でき、運用性や保守性に優れた電力系統
の安定化装置を提供できる。

【０１２４】次に、第６実施の形態について説明する。

【０１２５】第６実施の形態は、系統運用上あり得る範
囲で等価発電機Ｓの内部電圧の大きさの想定値Ｖ_SAiを
複数設定し、設定した各想定値を用いて等価発電機Ｓの
内部電圧の位相角δ_Sを演算にて求めて、位相角δ_Sの解
が求まった想定値Ｖ_SAの中から適切な想定値Ｖ_SAを選出
し、選出した想定値Ｖ_SAを用いて外部リアクタンスＸ_s
を推定し、推定した外部リアクタンスＸ_sを用いて、等
価発電機Ｓの内部電圧の位相角δ_Sを時々刻々と推定す
るものである。

【０１２６】具体的には、図７及び図８に示すように初
期状態算出手段３１が処理を実行し、まず、故障発生前
の定常時の等価発電機Ｇの内部電圧Ｖ_G ^*を前記（１．
１）式から求め設定する（Ａ１）。続いて、等価発電機
Ｓの内部電圧の想定値Ｖ_SAを第３実施の形態と同様に前
記（１．５）式で決定する（Ａ４）。

【０１２７】決定した想定値Ｖ_SAと検出部２において測
定した測定点Ｒの電圧Ｖ_R ^*，電流Ｉ_R ^*を用いて、前記
（１．２）〜（１．４）式から主系統等価発電機Ｓの内
部電圧の位相角δ_Sを推定する（Ａ５）。

【０１２８】上記計算でδ_Siの解があるＶ_SAiを抽出
し、保存する（Ａ６）。そして、保存した（解の求まっ
た）Ｖ_SAiの中から（１．６）式から最小のものを抽出
しＶ_SAを設定する（Ａ７）。

【０１２９】続いて、図８に示す初期状態算出手段３１
の処理によって等価発電機Ｓの内部電圧の位相角δ_SYが
（１．２）〜（１．４）式から求められる（Ａ１１）。
推定した位相角δ_SYと等価発電機Ｓの内部電圧の大きさ
の想定値Ｖ_SAを用いて、等価発電機Ｓの内部電圧Ｖ_S ^*を
前記（１．８）式のように仮定する（Ａ８）。

【０１３０】仮定した等価発電機Ｓの内部電圧Ｖ_S ^*と検
出部２において測定した測定点Ｒの電圧Ｖ_R ^*，電流Ｉ_R ^*
を用いて、（１．１０）式から外部リアクタンスＸ_sを
推定する。前記（１．１０）式で推定した外部リアクタ
ンスＸ_sと外部リアクタンスＸ_s推定後に検出部２におい
て時々刻々と測定した測定点Ｒの電圧Ｖ_R ^*，電流Ｉ_R ^*を
用いて、（１．９）式より等価発電機Ｓの内部電圧Ｖ_S ^*
を求める（Ａ１０）。

【０１３１】事故判定手段３２によって故障発生と判定
されると図５に示す第５実施の形態の位相角推定手段３
３の処理と同様に位相角推定手段３３によって外部リア
クタンスを推定して、これから故障発生後の等価発電機
Ｓの内部電圧の位相角δ_Sを求め、さらに、将来時点の
等価発電機Ｇ，Ｓの位相角δ_G’，δ_S’を求める。

【０１３２】このように第６実施の形態によれば、運用
上あり得る範囲で等価発電機Ｓの位相角δ_Sが得られる
ような想定値Ｖ_SAを選択し、外部リアクタンスを推定す
るので、必ず外部リアクタンスＸ_sを推定でき、電力系
統の初期状態を確実に把握できるので、信頼性の高い電
力系統の安定化装置を提供できる。

【０１３３】次に、第７実施の形態について説明する。

【０１３４】第７実施の形態は、測定点Ｒの電圧の大き
さ｜Ｖ_R ^*｜に予め設定した調整量Ｖ_adjを加えて、等価
発電機Ｓの内部電圧の大きさの想定値Ｖ_SAとして定め、
想定値Ｖ_SAから外部リアクタンスＸ_sを推定し、推定し
た外部リアクタンスＸ_sを用いて、等価発電機Ｓの内部
電圧の位相角δ_Sを推定するものである。

【０１３５】具体的には、初期状態算出部３１において
等価発電機Ｓの内部電圧の大きさの想定値Ｖ_SAを第４実
施の形態に係わる電力系統の安定化装置と同様の方法に
より設定する。設定した等価発電機Ｓの内部電圧の大き
さの想定値Ｖ_SAと検出部２において測定した測定点Ｒの
電圧Ｖ_R ^*，電流Ｉ_R ^*を用いて、前記（１．２）〜（１．
４）式から等価発電機Ｓの内部電圧の位相角δ_Sを推定
する。なお、想定値Ｖ_SAが常に測定点Ｒの電圧の大きさ
｜Ｖ_R ^*｜より大きな値となるような、調整量Ｖ_adjを設
定すれば、（１．２）式で｜Ｖ_R ^*｜・ＣＯＳδ₁＞｜Ｖ_S
^*｜とならないので、常に位相角δ_Sを求めることができ
る。

【０１３６】推定した位相角δ_Sと等価発電機Ｓの内部
電圧の大きさの想定値Ｖ_SAを用いて、等価発電機Ｓの内
部電圧Ｖ_S ^*を前記（１．８）式のように仮定する。仮定
した等価発電機Ｓの内部電圧Ｖ_S ^*と検出部２において測
定した測定点Ｒの電圧Ｖ_R ^*，電流Ｉ_R ^*を用いて、前記
（１．１０）式から外部リアクタンスＸ_sを推定する。
さらに、前記（１．１０）式で推定した外部リアクタン
スＸ_sと外部リアクタンスＸ_s推定後に検出部２において
時々刻々と測定した測定点Ｒの電圧Ｖ_R ^*，電流Ｉ_R ^*を用
いて、前記（１．９）式より等価発電機Ｓの内部電圧Ｖ
_S ^*を推定する。

【０１３７】次に、有効電力Ｐの初期設定は、検出部２
で測定した有効電力Ｐを用いて、故障発生前の定常時に
測定した有効電力Ｐを発電機の機械入力に相当する一定
の値として扱った定常時の有効電力Ｐ_Mと設定する。

【０１３８】以上の定常時の等価発電機Ｇ，Ｓの内部電
圧Ｖ_G ^*，Ｖ_S ^*及び内部電圧Ｖ_S ^*を推定する際に求めた外
部リアクタンスＸ_sの推定結果を脱調判定手段３４及び
制御量決定手段３５へ渡すと共に、定常時の有効電力Ｐ
_Mを事故判定手段３２及び位相角推定手段３３へ渡す。

【０１３９】事故判定手段３２は、初期状態算出部３１
で設定した定常時の有効電力Ｐ_Mと検出部２で測定した
時々刻々と変化する有効電力Ｐを用いて、定常時の有効
電力Ｐ_Mと時々刻々と変化する有効電力Ｐとの差分があ
る設定値以上となる場合に、電力系統で故障が発生した
判定し、故障発生後も時々刻々と測定した有効電力Ｐが
ある設定値以上に回復した場合に、故障が除去されたと
判定する。この判定結果を位相角推定手段３３へ渡す。

【０１４０】位相角推定手段３３は、故障発生後の等価
発電機Ｇ，Ｓの位相角δ_G，δ_Sの推定と将来時点の等価
発電機Ｇ，Ｓの位相角δ_G’，δ_S’の予測を事故判定手
段３２の判定結果を基に演算を開始する。

【０１４１】まず、等価発電機Ｇの位相角δ_Gの推定
は、事故判定手段３２において故障発生と判定した場合
に、故障発生後に検出部２で測定した有効電力Ｐを用い
て、（３）〜（６）式から推定する。なお、位相角δ_G
の推定は、故障除去後も継続して行う。

【０１４２】一方、等価発電機Ｓの位相角δ_Sの推定
は、事故判定手段３２において故障除去と判定した場合
に、初期状態算出手段３１で説明した方法で推定する。

【０１４３】将来時点の等価発電機Ｇ，Ｓの位相角
δ_G’，δ_S’の予測は、発電機は慣性が大きいため角速
度ω及び位相角δは滑らかに変動するので、過去数点の
角速度ω又は位相角δを通る曲線を２次式から求め、そ
の延長上の点として予測する。この予測結果を脱調判定
手段３４へ渡す。なお、予測方法の詳細な説明は、参考
文献（電学論Ｂ，１１２巻７号，平成４年７月，Ｐ５９
３〜６０１「電源系統の事故波及防止システムの方式と
構成」）にて説明されているので、ここでは省略する。

【０１４４】このように第７実施の形態によれば、調整
量Ｖ_adjを用いて想定値Ｖ_SAを設定できるので、必ず外
部リアクタンスＸ_sを推定でき、電力系統の初期状態を
確実に把握できる。また、調整量Ｖ_adjを予め設定して
おくので、系統状態が変化しても想定値Ｖ_SAを自動で設
定できるので、従来において必要であったオフライン計
算によるパラメータ設定が不要となり、運用者の負担を
低減でき、信頼性が高く運用性に優れた電力系統の安定
化装置を提供できる。

【０１４５】脱調判定手段３４は、位相角推定手段３３
で求めた等価発電機Ｇ，Ｓの位相角の予測値δ_G’，
δ_S’を用いて、予測したある将来時点の等価発電機
Ｇ，Ｓの位相角δ_G’，δ_S’の位相角差δ_GS’が、発散
傾向を示し、且つ、予め設定したしきい値δ_limit以上
の値ならば等価発電機Ｇが脱調すると判定し、それ以外
では安定と判定する。

【０１４６】制御量決定手段３５は、脱調判定手段３４
において脱調と判定された場合に起動され、監視対象発
電機の脱調を防止するのに必要な発電機の解列台数を決
定する。

【０１４７】具体的には、まず、ある時点Ｔ₀におい
て、将来時点ｔ_Pより短い将来時点ｔ_Cにおいて監視対象
とする発電機群ｎ台のうちｍ台を解列したときの将来時
点ｔ_Pの位相角差δ_GS’（ｔ_Ｐ）を予測する。予測方法
の詳細な説明は、前記の参考文献にて説明されているの
で、ここでは省略する。次に、予測した位相角差δ_GS’
（ｔ_P）と予め設定したしきい値δ_limitを用いて、両者
を次のように比較して、（ｍ−１）台を解列したときの
位相角差δ_GS’（ｔ_P）がしきい値δ_limit以上となる、
つまり脱調するが、ｍ台を解列したときの位相角差
δ_GS’（ｔ_P）はしきい値δ_limit以下となる、つまり安
定となるならば、ｍ台を解列する台数と決定する。この
解列台数を制御部４へ渡す。なお、検出部２で測定した
発電機電流Ｉ_G ^*を用いて、電流Ｉ_G ^*が０（ゼロ）の発電
機は停止又は既に解列されているものとみなし、解列台
数を求める際に対象から外す。

【０１４８】制御部４は、演算部３の制御量決定手段３
５で求めた発電機の解列台数を基に、解列する監視対象
の発電機が接続されている遮断器に対して、開放指令を
出力し、監視対象の発電機の一部を電力系統より解列す
ることで、残りの監視対象の発電機の脱調を未然に防止
する。

【０１４９】次に、本発明の第８実施の形態乃至第１２
実施の形態について説明する。

【０１５０】まず、初期状態算出部３１は、故障発生前
の定常時における等価発電機Ｇの内部電圧Ｖ_G ^*及び等価
発電機Ｓの内部電圧Ｖ_S ^*の推定と、有効電力Ｐの初期設
定を行う。

【０１５１】定常時の等価発電機Ｇの内部電圧Ｖ_G ^*は、
検出部２で測定した定常時における測定点Ｒの電圧
Ｖ_R ^*，電流Ｉ_R ^*と予め設定した等価リアクタンスＸ_Gを
用いて（２．１）式で推定する。なお、等価リアクタン
スＸ_Gは測定点Ｒから等価発電機Ｇの内部電圧Ｖ_G ^*まで
のリアクタンスを表し、発電機の内部リアクタンスＸ_g
と発電機用変圧器のリアクタンスＸ_tの和であり予め設
定しておく。

【０１５２】Ｖ_G ^*＝Ｖ_R ^*＋ｊＸ_G・Ｉ_R ^* …（２．１)

【０１５３】ここで、Ｖ^*，Ｉ^*は複素数であり、大きさ
と位相を持ったベクトル量である。ｊは虚数であること
を示す。

【０１５４】同様に、定常時の等価発電機Ｓの内部電圧
Ｖ_S ^*は（２．２）式で推定する。なお、外部リアクタン
スＸ_S0は故障発生前の定常時における測定点Ｒから等価
発電機Ｓの内部電圧までの外部リアクタンスを表す。

【０１５５】Ｖ_S ^*＝Ｖ_R ^*−ｊＸ_S0・Ｉ_R ^* …（２．２)

【０１５６】有効電力Ｐの初期設定は、定常時に検出部
２で測定した有効電力Ｐを発電機の機械入力に相当する
値として有効電力Ｐ_Mと設定する。

【０１５７】事故判定手段３２は、初期状態算出部３１
で設定した有効電力Ｐ_Mと検出部２で測定した時々刻々
と変化する有効電力Ｐを用いて、定常時の有効電力Ｐ_M
と時々刻々と変化する有効電力Ｐとの差分がある設定値
以上となる場合に、電力系統で故障が発生したと判定
し、故障発生後も時々刻々と測定した有効電力Ｐがある
設定値以上に回復した場合に、故障が除去されたと判定
する。

【０１５８】位相角推定手段３３は、故障発生後の等価
発電機Ｇ，Ｓの位相角δ_G，δ_Sの推定と将来時点の等価
発電機Ｇ，Ｓの位相角δ_G’，δ_S’の予測を行う。

【０１５９】すなわち、事故判定手段３２において故障
が除去されたと判定した場合、位相角推定手段３３は、
時々刻々と変化する等価発電機Ｇ，Ｓの位相角δ_G，δ_S
を検出部２で測定した電圧Ｖ_R ^*，電流Ｉ_R ^*を用いて
（２．１）式，（２．３）式でそれぞれ求める。（２．
３）式において、Ｘ_sは故障除去後の系統状態における
外部リアクタンスである。

【０１６０】Ｖ_S ^*＝Ｖ_R ^*−ｊＸ_S・Ｉ_R ^* …（２．３）

【０１６１】同時に、過去数点の位相角δ_G，δ_Sを通る
曲線をそれぞれ求め、その曲線の延長上の点として将来
時点における等価発電機Ｇ，Ｓの位相角δ_G’，δ_S’を
予測する。これは、発電機は慣性が大きいため角速度ω
及び位相角δは滑らかに変動することによる。

【０１６２】等価発電機Ｇ，Ｓの位相角δ_G，δ_Sの予測
値δ_G’，δ_S’から、将来時点における位相角差δ_GS’
を（２．４）式で求め、予測結果を脱調判定手段３４へ
渡す。

【０１６３】δ_GS’＝δ_G’＋δ_S’ …（２．４）

【０１６４】脱調判定手段３４は、位相角推定手段３３
で予測した将来時点の等価発電機Ｇ，Ｓの内部電圧の位
相角差δ_GS’が、しきい値δ_limitを超えるならば監視
対象とする等価発電機Ｇが脱調すると判定し、それ以外
では安定と判定する。つまり、δ_GS’＞δ_limitならば
脱調、δ_GS’≦δ_limitならば安定と判定する。

【０１６５】まず、第８実施の形態について説明する。

【０１６６】第８実施の形態の電力系統の安定化装置５
の脱調判定手段３４では、故障除去後の外部リアクタン
スＸ_sと定常時に検出部２により測定された各種測定量
を用いて脱調判定に用いるしきい値δ_limitを自動的に
設定するものである。

【０１６７】具体的には、定常時における測定点Ｒの電
圧Ｖ_R ^*，電流Ｉ_R ^*と故障除去後の外部リアクタンスＸ_S
を用いて（２．３）式から求めた等価発電機Ｓの内部電
圧の位相角δ_Sと等価発電機Ｇの内部電圧位相角δ_Gとを
用いて、等価発電機Ｓの内部電圧の位相角差δ_GS0を
（２．５）式で求め、（２．６）式により脱調判定のし
きい値δ_limitを求める。

【０１６８】δ_GS0＝δ_G＋δ_S …（２．５） δ_limit＝１８０−δ_GS0 …（２．６）

【０１６９】ここで、単位はdegreeである。

【０１７０】なお、（２．６）式は、図９に示す故障除
去後の系統状態における位相角差δ_GSと有効電力Ｐの関
係（Ｐ−δ曲線）からも導かれる。この関係は（２．
７）式で与えられる。図９において、δ_GS0を故障除去
後の系統状態における安定平衡点の位相角差とするとδ
_limitは不安定平衡点の位相角差であり、位相角差がδ
_limitよりも大きくなったとき発電機が脱調すると判断
できる。

【０１７１】

【数４】

【０１７２】このように第８実施の形態によれば、脱調
判定に用いるしきい値δ_limitを自動的に設定するた
め、しきい値δ_limitを求めるための多数のオフライン
計算を行う必要がないので、運用者の負担を低減でき
る。

【０１７３】次に、第９実施の形態について説明する。

【０１７４】第９実施の形態の脱調判定手段３４では、
等価発電機Ｓの内部電圧の大きさが固定値になるように
求めた等価発電機Ｓの内部電圧の位相角を用いて、しき
い値δ_limitを算出するものである。

【０１７５】具体的には、故障除去後の等価発電機Ｓの
内部電圧の位相角δ_Sを、検出部２にて測定した測定点
Ｒの電圧Ｖ_R ^*，電流Ｉ_R ^*と等価発電機Ｓの内部電圧の大
きさの想定値Ｖ_SAを用いて、次の（２．８）〜（２．１
０）式から推定する。なお、本方式は第１実施の形態で
述べたＶ_S設定法と同様の方式であるが、ここでは脱調
判定のためのしきい値δ_limitを算出するために用い
る。

【０１７６】電力系統１の主系統側には多数の発電機
（電圧源）が接続されているので、定常時の主系統側の
電圧は定格電圧を保持し、また、故障除去後も大きく変
動することなく定格電圧近傍の値を保持するので、等価
発電機Ｓの内部電圧の大きさ｜Ｖ_S ^*｜は、常に一定の想
定値Ｖ_SA（例えば、１．０[P.U.]（定格電圧））とし
て、（２．８）式で与える。

【０１７７】｜Ｖ_S ^*｜＝Ｖ_SA …（２．８）

【０１７８】ここで、Ｖ^*は複素数であり、大きさと位
相を持ったベクトル量である。

【０１７９】検出部２において測定した測定点Ｒの電圧
Ｖ_R ^*，電流Ｉ_R ^*と等価発電機Ｇ，Ｓの内部電圧Ｖ_G ^*，Ｖ
_S ^*の位相関係は、図１６に示した関係が、故障発生前と
故障除去後においても成立するので、Ｉ_R ^*とＶ_S ^*と間の
位相角差δ₂は次の（２．９）式で求めることができ
る。

【０１８０】

【数５】

【０１８１】ここで、Ｖ_R ^*とＩ_R ^*間の位相角差δ₁は、
Ｖ_R ^*，Ｉ_R ^*共に測定値で既知であり既存の演算方法を用
いれば求められる。等価発電機Ｓの内部電圧の大きさ｜
Ｖ_S ^*｜は（２．８）式で与えられるので常に一定値であ
る。｜Ｖ_R ^*｜は測定点Ｒの電圧の大きさである。Ｖ^*は
複素数であることを示す。

【０１８２】等価発電機Ｓの内部電圧の位相角δ_SはＶ_R
^*とＶ_S ^*間の位相角差、つまり、Ｖ_R ^*とＩ_R ^*間の位相角
差δ₁とＩ_R ^*とＶ_S ^*間の位相角差δ₂を合計した値である
ので、（２．１０）式で求めることができる。

【０１８３】δ_S＝δ₁＋δ₂ …（２．１０）

【０１８４】上記手順により、時々刻々と測定した測定
点Ｒの電圧Ｖ_R ^*，電流Ｉ_R ^*と等価発電機Ｓの内部電圧の
大きさの想定値Ｖ_SAから等価発電機Ｓの内部電圧の位相
角δ_Sを推定する。このとき、各時点において（２．
３）式が成り立つので、（２．３）式を用いて時々刻々
と変化する外部リアクタンスＸ_sを計算することができ
る。

【０１８５】時々刻々と変化する故障除去後の外部リア
クタンスＸ_sの平均値を定常時の外部リアクタンスＸ_sと
して、（２．３）式に代入して安定平衡点に対応する位
相角δ_Sを推定する。このとき、電圧Ｖ_R ^*，電流Ｉ_R ^*は
定常時の値を用いる。推定した安定平衡点に対応する位
相角δ_Sと位相角δ_Gを用いて（２．５）式，前記（２．
６）式からしきい値δ_limitを算出する。

【０１８６】このように第９実施の形態によれば、故障
除去後の測定値から外部リアクタンスＸ_sを推定するの
で、オフライン計算を行って予め外部リアクタンスＸ_s
を設定することなくしきい値δ_limitを求めることがで
きるので、系統状態の変化に柔軟に対応可能な、運用性
や保守性に優れた電力系統の安定化装置を提供できる。

【０１８７】また、電力系統の安定化装置の脱調判定手
段３４では、等価発電機Ｓの内部電圧の大きさが測定点
の電圧の大きさよりも大きな値の一定値になるように求
めた等価発電機Ｓの内部電圧の位相角を用いて、しきい
値δ_limitを算出するようにしてもよい。

【０１８８】前記の（２．９）式では、測定点の電圧の
大きさよりも想定値Ｖ_SAが小さい場合に解が得られない
場合があるので、想定値Ｖ_SAを測定点の電圧の大きさよ
りも大きな値に設定する。

【０１８９】このように本実施の形態によれば、故障除
去後の様々な動揺現象についても、位相角差及びしきい
値δ_limitを算出できるので、信頼性の高い電力系統の
安定化装置を提供できる。

【０１９０】次に、第１０実施の形態について説明す
る。

【０１９１】第１０実施の形態の電力系統の安定化装置
の脱調判定手段３４では、系統運用上あり得る範囲で主
系統側等価発電機の内部電圧の大きさの想定値を複数設
定し、設定した各想定値と測定した電圧，電流を用いて
主系統側等価発電機の内部電圧の位相角を演算にて求
め、位相角の解が求まった想定値の中から適切な想定値
を選出して求めた主系統側等価発電機の内部電圧の位相
角を用いて、脱調判定に用いるしきい値δ_limitを算出
するものである。

【０１９２】具体的には、第３実施の形態で記載した方
法により前記（２．８）式における等価発電機Ｓの内部
電圧の大きさの想定値Ｖ_SAを求め、その想定値を用いて
求めた等価発電機Ｓの内部電圧の位相角を用いて、しき
い値δ_limitを算出する。

【０１９３】このように第１０実施の形態によれば、運
用上あり得る範囲で等価発電機Ｓの位相角δ_Sが得られ
るような想定値Ｖ_SAを選択するので、故障除去後の様々
な動揺現象についても位相角差及びしきい値δ_limitを
確実に算出でき、かつ、実際の系統現象に近い系統状態
を推定でき、信頼性の高い電力系統の安定化装置を提供
できる。

【０１９４】次に、第１１実施の形態について説明す
る。

【０１９５】第１１実施の形態による電力系統の安定化
装置の脱調判定手段３４では、故障除去後における等価
発電機Ｓの内部電圧の大きさの変化分が小さくなるよう
に求めた等価発電機Ｓの内部電圧の位相角δ_Sを用い
て、しきい値δ_limitを算出するものである。

【０１９６】本実施の形態は、複数の外部リアクタンス
Ｘ_sと電圧Ｖ_R ^*，電流Ｉ_R ^*を用いて推定し、推定した各
外部リアクタンスＸ_sを用いて故障除去後の系統状態に
おける安定平衡点に対応する位相角δ_Sを算出する。こ
の時、電圧Ｖ_R ^*，電流Ｉ_R ^*は定常時の値を用いる。算出
した位相角δ_Sと位相角δ_Gを用いて前記（２．５）式，
前記（２．６）式からしきい値δ_limitを算出する。

【０１９７】外部リアクタンスＸ_sの推定処理について
説明する。すなわち、外部リアクタンスＸ_sの推定処理
では、図１０に示す処理がされ、ｎ個のＸ_sの想定値ｉ
＝１〜ｎについて繰返される（Ｄ１）。まず、ｉ＝１と
設定される。さらに、時刻ｔについてｔ_K−Ｔ_S時刻が設
定される（Ｄ２）。これにより、図示（２，３ａ）式の
処理が実行され、ｔ_K時刻まで繰返し行われる（Ｄ
３）。

【０１９８】 Ｖ_Si ^*（ｔ）＝Ｖ_R ^*（ｔ）−ｊＸ_Si・Ｉ_R ^*（ｔ） …（２．３ａ）

【０１９９】次に、得られた｜Ｖ_S(t）^*｜の最大値をＶ
_Smaxと設定し、｜Ｖ_S(t）^*｜の最小値をＶ_Sminと設定し
両者の差分をΔＶ_Siと保存する（Ｄ４）。続いて、ｉ＝
２から繰返しｎまで処理が行われ、ΔＶ_Siが最小のＸ_Si
を最小の外部リアクタンスＸ_sと推定する（Ｄ５，Ｄ
６）。（２．３ａ）式で表される等価発電機Ｓの内部電
圧Ｖ_S ^*は、発電機の内部インピーダンスの背後電圧と想
定するので、Ｖ_S ^*の大きさＶ_Sは数百ミリ秒程度の短時
間ではその変化分は小さい。したがって、故障除去後の
時間帯において測定した電圧Ｖ_R ^*，電流Ｉ_R ^*を用いて
（２．３ａ）式でを計算したとき、大きさＶ_S ^*の変化が
小さくなるＸ_sが現実のモデルを表すのに適していると
いえる。

【０２００】図１０に示す処理について図１１に示すタ
イミングで説明する。

【０２０１】図１１によれば、現在時刻ｔ_Kから過去ｔ_K
−Ｔ_sの間（時間幅Ｔ_s）において、いくつかのＸ_sを想
定して順次Ｖ_S ^*を計算し、最もＶ_S ^*の変化量ΔＶ_Sが小
さくなるＸ_sを選択する。図１１に示す例ではＶ_S ^*が最
も一定なのはＸ_sがＸ_s2のとき（Ｖ_S（_Xs2））なので、
時刻ｔ_Kにおいて系統インピーダンスとして値Ｘ_s2を得
る。

【０２０２】なお、Ｘ_sは動揺開始後の時間帯の観測量
を用いて推定し、その後は一定値とする。

【０２０３】推定した外部リアクタンスＸ_Sを前記
（２．３）式に代入して定常時の位相角δ_Sを算出し、
定常時の位相角δ_Sと位相角δ_Gを用いて（２．５）式，
（２．６）式からしきい値δ_limitを算出する。

【０２０４】このように第１１実施の形態によれば、故
障除去後の測定値から外部リアクタンスＸ_sを推定する
ので、オフライン計算を行って予め外部リアクタンスＸ
_sを設定することなくしきい値δ_limitを求めることがで
きるので、系統状態の変化に柔軟に対応可能な、運用性
や保守性に優れた電力系統の安定化装置を提供できる。

【０２０５】なお、電力系統の安定化装置の脱調判定手
段３４では、故障除去後における等価発電機Ｓの内部電
圧の大きさの変化分が小さく、かつ、等価発電機Ｓの内
部電圧の大きさが電力系統の運用制約範囲内なるように
求めた等価発電機Ｓの内部電圧の位相角を用いて、しき
い値δ_limitを算出するようにしてもよい。

【０２０６】基本的には、第１１実施の形態に係わる電
力系統の安定化装置と同様の方法により、故障除去後に
おける等価発電機Ｓの内部電圧の大きさの変化分が小さ
くなるように求めた等価発電機Ｓの内部電圧の位相角を
用いて、しきい値δ_limitを算出する。

【０２０７】ただし、推定された外部リアクタンスＸ_s
を用いて定常時の等価発電機Ｓの内部電圧を計算したと
き、次の（２．１１）式の条件が成立しない場合には、
（２．１１）式の条件が成立するように外部リアクタン
スＸ_sを補正し、補正された外部リアクタンスＸ_sを用い
てしきい値δ_limitを算出する。なお、Ｖ_SAmin，Ｖ
_SAmaxは電力系統の運用制約値を参考に予め設定してお
く。

【０２０８】Ｖ_SAmin＜Ｖ_S＜Ｖ_SAmax …（２．１１）

【０２０９】このように本実施の形態によれば、より実
際の系統現象に近い系統状態を推定できるので、信頼性
の高い電力系統の安定化装置を提供できる。

【０２１０】次に、第１２実施の形態について説明す
る。

【０２１１】第１２実施の形態に係わる電力系統の安定
化装置の脱調判定手段３４では、設定されたしきい値δ
_limitに対して、予め設定した位相余裕分を補正し、補
正した後のしきい値δ_limitを用いて脱調判定を行うも
のである。

【０２１２】第１２実施の形態は、第８実施の形態乃至
第１１実施の形態の手段によるしきい値δ_limitに対し
て、（２．１２）式に示すように位相余裕分δ_ADJで補
正し、補正後のしきい値δ_limit2を用いて脱調判定を行
う。

【０２１３】 δ_limit2＝δ_limit＋δ_ADJ …（２．１２）

【０２１４】このように第１２実施の形態によれば、電
力系統の安定化装置が電力系統の複数の発電所に設置さ
れている場合に、複数の安定化装置の間で脱調検出の感
度を違えることができるため、協調を取った安定化制御
により必要以上の解列を防止できる。

【０２１５】なお、脱調判定手段３４では、設定された
しきい値δ_limitに対して、予め設定した位相余裕分を
等価発電機Ｇの容量に応じて補正し、補正した後のしき
い値δ_limit2を用いて脱調判定を行うようにしてもよ
い。

【０２１６】この手段によれば、第８実施の形態乃至第
１１実施の形態のしきい値δ_limitに対して、（２．１
３）式に示すように位相余裕分δ_ADJ（Ｐ₀）を補正し、
補正後のしきい値δ_limit2を用いて脱調判定を行う。

【０２１７】 δ_limit2＝δ_limit＋δ_ADJ（Ｐ₀） …（２．１３） ただし、 δ_ADJ（Ｐ₀）＝δ_ADJ0＋Ｋ・Ｐ₀ …（２．１４）

【０２１８】ここで、δ_ADJ0は予め設定した位相余裕
分、Ｋは予め設定した係数、Ｐ_oは定常時の有効電力Ｐ
である。

【０２１９】この実施の形態によれば、本発明に係わる
電力系統の安定化装置が電力系統の複数の発電所に設置
されている場合に、複数の安定化装置の間で各安定化装
置の監視対象とする発電機の容量に応じて脱調検出の感
度を違えることができるため、協調を取った安定化制御
により必要以上の解列を防止できる。

【０２２０】次に、第１３実施の形態乃至第１７実施の
形態について説明する。

【０２２１】制御量決定手段３５は、脱調判定手段３４
において脱調と判定された場合に起動され、監視対象発
電機の脱調を防止するのに必要な発電機の解列台数を決
定する。

【０２２２】具体的には、ある時点ｔ₀において、将来
時点ｔ_Pより短い将来時点ｔ_Cにおいて監視対象とする発
電機群のｎ台の発電機のうちｍ台を解列したときの将来
時点ｔ_Pの位相角差δ_GS’（ｔ_P）を予測し、予測した位
相角差δ_GS’（ｔ_P）としきい値δ_limit’と比較する。
監視対象とする発電機群ｎ台のうち（ｍ−１）台を解列
したときの位相角差δ_GS’（ｔ_P）がしきい値を超える
が、ｍ台を解列したときの位相角差δ_GS’（ｔ_P）はし
きい値以下となるならば、ｍ台を解列する台数と決定
し、この解列台数を制御部４へ渡す。

【０２２３】ここで、遮断台数を算出するためのしきい
値δ_limit’は、脱調判定のためのしきい値δ_limitを、
将来時点ｔ_Cにおいて監視対象とする発電機群のｎ台の
発電機のうちｍ台を解列したと想定して補正した値であ
る。

【０２２４】第１３実施の形態に係わる電力系統の安定
化装置の制御量決定手段３５では、遮断台数を求めるた
めに用いるしきい値δ_limit’を（２．１５）式で求め
る。なお、（２．１５）式は、図９に示す位相角差
δ_GS’と有効電力Ｐの関係（Ｐδ曲線）から導かれる。

【０２２５】 δ_limit’＝１８０−δ_GS0’ …（２．１５）

【０２２６】ここで、単位はdegreeである。

【０２２７】（２．１５）式においてδ_GS0’はｎ台の
発電機のうちｍ台を解列したと想定して補正した定常時
の位相角である。さらに、解列後の機械入力Ｐ_M’は
（２．１６）式で表されるので、出力ＰがＰ_M’と一致
するときの位相差δ_GS0’は(２１７）式で計算できる。
（２．１６）式，（２．１７）式において、等価発電機
Ｇ，Ｓの内部電圧の大きさＶ_G，Ｖ_S、および、機械入力
Ｐ_Mは定常時の値、Ｘ_sは設定した外部リアクタンスであ
る。

【０２２８】

【数６】

【０２２９】このように第１３実施の形態によれば、解
列台数の算出に用いるしきい値δ_limit’を自動的に設
定することが可能なため、しきい値δ_limit’を求める
ための多数のオフライン計算を行う必要がなく、運用者
の負担を低減できる。

【０２３０】第１４実施の形態は、等価発電機Ｓの内部
電圧の大きさが一定値になるように求めた等価発電機Ｓ
の内部電圧の位相角を用いて、しきい値δ_limit’を算
出するものである。

【０２３１】具体的には、第９実施の形態と同様に推定
した外部リアクタンスＸ_sを用いて、ｎ台の発電機のう
ちｍ台を解列したと想定して補正した定常時の位相角δ
_GS0’を前記（２．１６）式，（２．１７）式により計
算し、その結果を用いて（２．１５）式でしきい値δ
_limit’を求める。

【０２３２】この第１４実施の形態によれば、故障除去
後の測定値から外部リアクタンスＸ_sを推定するので、
オフライン計算を行って予め外部リアクタンスＸ_sを設
定することなくしきい値δ_limitを求めることができる
ので、系統状態の変化に柔軟に対応可能な、運用性や保
守性に優れた電力系統の安定化装置を提供できる。

【０２３３】また、第１４実施の形態による電力系統の
安定化装置の制御量決定手段３５では、等価発電機Ｓの
内部電圧の大きさが測定点の電圧Ｖ_R ^*の大きさよりも大
きな値の一定値になるように求めた等価発電機Ｓの内部
電圧の位相角を用いて、しきい値δ_limit’を算出する
ようにしてもよい。

【０２３４】具体的には、推定した外部リアクタンスＸ
_sを用いて、ｎ台の発電機のうちｍ台を解列したと想定
して補正した定常時の位相角δ_GS0’を（２．１６）
式，(２．１７）式により計算し、その結果を用いて
（２．１５）式でしきい値δ_limit’を求める。この実
施の形態によれば、故障除去後の様々な動揺現象につい
ても、位相角差及びしきい値δ_limitを算出できるの
で、信頼性の高い電力系統の安定化装置を提供できる。

【０２３５】次に、第１５実施の形態について説明す
る。

【０２３６】第１５実施の形態による電力系統の安定化
装置は、系統運用上あり得る範囲で主系統側等価発電機
の内部電圧の大きさの想定値を複数設定し、設定した各
想定値と測定した電圧，電流を用いて主系統側等価発電
機の内部電圧の位相角を演算にて求め、位相角の解が求
まった想定値の中から適切な想定値を選出して求めた主
系統側等価発電機の内部電圧の位相角を用いて、しきい
値δ_limit’を算出するものである。

【０２３７】具体的には、第１０実施の形態と同様に推
定した外部リアクタンスＸ_sを用いて、ｎ台の発電機の
うちｍ台を解列したと想定して補正した定常時の位相角
δ_GS0’を前記（２．１６）式，前記（２．１７）式に
より計算し、その結果を用いて（２．１５）式でしきい
値δ_limit’を求める。

【０２３８】この第１５実施の形態によれば、故障除去
後の様々な動揺現象についても、位相角差及びしきい値
δ_limitを算出でき、かつ、実際の系統現象に近い系統
状態を推定できるので、信頼性の高い電力系統の安定化
装置を提供できる。

【０２３９】次に、第１６実施の形態について説明す
る。

【０２４０】第１６実施の形態による電力系統の安定化
装置の制御量決定手段３５では、故障除去後における等
価発電機Ｓの内部電圧の大きさの変化分が小さくなるよ
うに求めた等価発電機Ｓの内部電圧の位相角を用いて、
しきい値δ_limit’を算出するものである。

【０２４１】具体的には、第１１実施の形態と同様に推
定した外部リアクタンスＸ_sを用いて、ｎ台の発電機の
うちｍ台を解列したと想定して補正した定常時の位相角
δ_GS0’を（２．１６）式，（２．１７）式により計算
し、その結果を用いて（２．１５）式でしきい値δ
_limit’を求める。

【０２４２】この第１６実施の形態によれば、故障除去
後の測定値から外部リアクタンスＸ_sを推定するので、
オフライン計算を行って予め外部リアクタンスＸ_sを設
定することなくしきい値δ_limit’を求めることができ
るので、系統状態の変化に柔軟に対応可能な、運用性や
保守性に優れた電力系統の安定化装置を提供できる。

【０２４３】第１６実施の形態による電力系統の安定化
装置の制御量決定手段３５では、故障除去後における等
価発電機Ｓの内部電圧の大きさの変化分が小さく、か
つ、等価発電機Ｓの内部電圧の大きさが電力系統の運用
制約範囲内なるように求めた等価発電機Ｓの内部電圧の
位相角を用いて、しきい値δ_limit’を算出するように
してもよい。

【０２４４】具体的には、第１１実施の形態と同様に推
定した外部リアクタンスＸ_sを用いて、ｎ台の発電機の
うちｍ台を解列したと想定して補正した定常時の位相角
δ_GS0’を（２．１６）式，（２．１７）式により計算
し、その結果を用いて（２．１５）式でしきい値δ
_limit’を求める。

【０２４５】このように本実施の形態によれば、より実
際の系統現象に近い系統状態を推定できるので、信頼性
の高い電力系統の安定化装置を提供できる。

【０２４６】次に、第１７実施の形態について説明す
る。

【０２４７】第１７実施の形態による電力系統の安定化
装置の制御量決定手段３５では、算出された解列台数に
対して、将来時点における各等価発電機の周波数偏差が
予め設定した範囲を超える場合に、予め設定した一定の
解列台数を追加するものである。

【０２４８】具体的には、将来時点における等価発電機
Ｇ，Ｓの周波数の予測値ω_G，ω_Sについて（２．１８）
の関係式が不成立のとき、算出された解列台数を（２．
１９）式に示すように補正する。

【０２４９】ω_G−ω_S＜ε …（２．１８） ｍ＝ｍ_OLD＋ｉ …（２．１９）

【０２５０】ここで、ε，ｉは予め設定した値、ｍ_old
は算出された解列台数である。

【０２５１】なお、将来時点における等価発電機Ｇ，Ｓ
の周波数の予測値ω_G，ω_Sは、例えば、将来時点におけ
る複数時点の等価発電機Ｇ，Ｓの位相角δ_G，δ_Sを求め
その微少な単位時間ΔＴあたりの変化分として（２．２
０）式，（２．２１）式でそれぞれ算出する。

【０２５２】ω_G＝Δδ_G／ΔＴ …（２．２０） ω_S＝Δδ_S／ΔＴ …（２．２１）

【０２５３】この第１７実施の形態によれば、より安定
化効果の高い電力系統の安定化装置を提供できる。

【０２５４】なお、第１７実施の形態による電力系統の
安定化装置の制御量決定手段３５では、算出された解列
台数に対して、将来時点における各等価発電機の周波数
偏差が予め設定した範囲を超える場合に、周波数偏差が
予め設定した範囲内になるように解列台数を補正するよ
うにしてもよい。

【０２５５】具体的には、将来時点における等価発電機
Ｇ，Ｓの周波数の予測値ω_G，ω_Sについて（２．１８）
の関係式が不成立のとき、算出された解列台数を（２．
１９）式に示すように補正する。そして、補正された解
列台数を想定して再度将来時点における等価発電機の周
波数偏差を予測する。この処理を、（２．１８）の関係
式が成立するまで繰り返す。

【０２５６】この実施の形態によれば、より安定化効果
の高い電力系統の安定化装置を提供できる。

【０２５７】次に、本発明の第１８実施の形態及び第１
９実施の形態について説明する。

【０２５８】初期状態算出部３１は、故障発生前の定常
時における等価発電機Ｇの内部電圧Ｖ_G ^*及び等価発電機
Ｓの内部電圧Ｖ_S ^*の推定と、有効電力Ｐの初期設定を行
う。

【０２５９】定常時の等価発電機Ｇの内部電圧Ｖ
_G0 ^*は、検出部２で測定した定常時における測定点Ｒの
電圧Ｖ_R ^*，電流Ｉ_R ^*と予め設定した等価リアクタンスＸ
_Gを用いて（３．１）式で推定する。なお、等価リアク
タンスＸ_Gは測定点Ｒから等価発電機Ｇの内部電圧まで
のリアクタンスを表し、発電機の内部リアクタンスＸ_g
と発電機用変圧器のリアクタンスＸ_tの和であり予め設
定しておく。

【０２６０】 Ｖ_G0 ^*＝Ｖ_G0∠δ_G0＝Ｖ_R ^*＋ｊＸ_G・Ｉ_R ^* …（３．１)

【０２６１】ここで、Ｖ^*，Ｉ^*は複素数であり、大きさ
と位相を持ったベクトル量である。Ｖ_G0は電圧の大きさ
を表すスカラ量であり、δ_G0は定常時における測定点Ｒ
の電圧Ｖ_R ^*を基準とした位相角を表す。ｊは虚数である
ことを示す。

【０２６２】同様に、定常時の等価発電機Ｓの内部電圧
Ｖ_S0 ^*は（３．２)式で推定する。なお、外部リアクタン
スＸ_s0は、故障発生前の測定点Ｒから等価発電機Ｓの内
部電圧までのリアクタンスを表し、固定値として設定し
ておくか、もしくは、第５実施の形態乃至第７実施の形
態の手法により求めたＸ_s0を用いる。

【０２６３】 Ｖ_s0 ^*＝Ｖ_s0∠δ_s0＝Ｖ_R ^*−ｊＸ_S0・Ｉ_R ^* …（３．２）

【０２６４】ここで、Ｖ^*，Ｉ^*は複素数であり、大きさ
と位相を持ったベクトル量である。Ｖ_S0は電圧の大きさ
を表すスカラ量であり、δ_S0は定常時における測定点Ｒ
の電圧Ｖ_R ^*を基準とした位相角を表す。ｊは虚数である
ことを示す。

【０２６５】有効電力Ｐの初期設定は、定常時に検出部
２で測定した有効電力Ｐを発電機の機械入力に相当する
値として有効電力Ｐ_Mと設定する。

【０２６６】事故判定手段３２は、初期状態算出部３１
で設定した定常時の有効電力Ｐ_Mと検出部２で測定した
時々刻々と変化する有効電力Ｐを用いて、定常時の有効
電力Ｐ_Mと時々刻々と変化する有効電力Ｐ_e（ｔ）との差
分がある設定値以上となる場合に、電力系統で故障が発
生した判定し、故障発生後も時々刻々と測定した有効電
力Ｐがある設定値以上に回復した場合に、故障が除去さ
れたと判定されるまで、（３．３）式を用いて、等価発
電機Ｇの位相角δ_G（ｔ）を計算する。

【０２６７】

【数７】

【０２６８】ここで、δ_G0は、故障発生前の等価発電機
Ｇの位相角であり、Ｍは、等価発電機Ｇの慣性定数を表
す。

【０２６９】この判定結果と、等価発電機Ｇの位相角δ
_Gを位相角推定手段３３へ渡す。

【０２７０】第１８実施の形態による電力系統の安定化
装置では、位相角推定手段３３において、等価発電機Ｓ
を故障発生前の位相角δ_S0で固定した無限大母線と置
き、図１２に示すような、等価発電機Ｇと無限大母線Ｍ
による１機対無限大母線モデルを用いて位相角δ_Gの予
測を行う。これは、測定点Ｒから見た等価発電機Ｓは、
１００機以上に及ぶ発電機群であり、等価発電機Ｇより
も慣性定数が巨大であることから、故障除去後において
は、ほとんど位相角が変化しないものと考えられるため
である。

【０２７１】このモデルを用いることにより、有効電力
Ｐ_e（ｔ）は、（３．４）式で表される。

【０２７２】

【数８】

【０２７３】なお、外部リアクタンスＸ_sは故障除去後
の測定点Ｒから等価発電機Ｓの内部電圧までのリアクタ
ンスを表し、固定値としておくか、もしくは、第５実施
の形態乃至第７実施の形態の手段により求めたＸ_sを用
いる。前記（３．４）式と（３．３）式を繰り返し計算
することにより、１〜２秒までの等価発電機Ｇの位相角
変動δ_G（ｔ）が計算可能となる。そして、この位相角
変動δ_G（ｔ）の最大値δ_Gmaxと、固定されている故障
発生前の位相角δ_S0の値を脱調判定手段３４へ渡す。

【０２７４】すなわち、図１３に示すように位相変動δ
_G（ｔ）と有効電力Ｐ_e（ｔ）の時系列のデータにおい
て、現時点ｔ_Kの位相変動δ_G（ｔ）が（３．３）式によ
り得られると、このδ_G（ｔ）から（３．４）式により
現時点ｔ_Kの有効電力Ｐ_e（ｔ）が得られる（図示矢
印）。

【０２７５】次に、現時点ｔ_Kに微小時間Δｔを加え
て、次の時点ｔ_K＋Δｔにおいて（３．３）式に代入さ
れる（図示矢印）。これにより、（３．４）式によって
次の時点（ｔ＋Δｔ）の有効電力Ｐ_e（ｔ＋Δｔ）が得
られる。この繰返しがされて、約１〜２秒の等価発電機
Ｇの位相変動δ_G（ｔ）が得られる。

【０２７６】脱調判定手段３４は、位相角推定手段３３
で求めた等価発電機Ｇの位相角変動の最大値δ_Gmaxと、
固定されている故障発生前の位相角δ_S0の値から、等価
発電機Ｇ，Ｓの最大位相角差δ_GS0を求め、このδ_GS0が
しきい値δ_limit以上の値ならば等価発電機Ｇが脱調す
ると判定し、それ以外では安定と判定する。

【０２７７】制御量決定手段３５は、脱調判定手段３４
において脱調と判定された場合に起動され、監視対象発
電機の脱調を防止するのに必要な発電機の解列台数を決
定する。解列台数に応じて、測定点から監視対象発電機
側を見た等価リアクタンスＸ_G、及び、等価発電機Ｇの
慣性定数Ｍが変化するため、（３．３）式、及び（３．
４）式中の該当変数を変化させて、将来時点迄の位相角
δ_G’の最大値を求めて、将来時点迄の最大位相角差δ
_GS0’を予測する。

【０２７８】次に、予測した最大位相角差δ_GS0’とし
きい値δ_limitを用いて、両者を次のように比較して、
（ｍ−１）台を解列（遮断）したときの最大位相角差δ
_GS0’がしきい値δ_limit以上となる、つまり脱調する
が、ｍ台を解列したときの位相角差δ_GS0’はしきい値
δ_limit以下となる、つまり安定となるならば、ｍ台を
解列する台数と決定する。この解列台数を制御部４へ渡
す。

【０２７９】このように第１８実施の形態によれば、脱
調する発電機を早期に発見するだけで無く、適切な発電
機の解列台数も求められるため、電力系統の安定度向上
が期待できる。

【０２８０】ここで、脱調判定手段３４と制御量決定手
段３５で使用するしきい値δ_limitは、事前のオフライ
ンの安定度シミュレーションによって得た安定と不安定
なケースの位相角差δ_GSの分布を用いた学習によって求
めるか、もしくは、第８実施の形態乃至第１２実施の形
態による手段により求める。なお、オフラインによるし
きい値δ_limitの求め方の詳細な説明は、参考文献（電
学論Ｂ，１０４巻８号，昭和５９年８月，Ｐ４８９〜４
９６「電源系統の動揺把握を基にしたオンライン高速安
定化方式とアルゴリズム」）にて説明されているので、
ここでは省略する。

【０２８１】制御部４は、演算部３の制御量決定手段３
５で求めた発電機の解列台数を基に、解列する監視対象
の発電機が接続されている遮断器に対して、開放指令を
出力し、監視対象の発電機の一部を電力系統より解列す
ることで、残りの監視対象の発電機の脱調を未然に防止
する。

【０２８２】

【発明の効果】以上説明したように、請求項１の発明に
よれば、主系統等価発電機の内部電圧の位相角を推定す
る際に、外部リアクタンスを使用せずに想定値に基づい
て位相角を推定でき、従来において必要であった外部リ
アクタンスの事前設定が不要となる。従って、系統構成
が代わる度に外部リアクタンスを設定変更する不都合が
解消でき、運用者の負担を低減でき、運用性や保守性に
優れる。

【０２８３】また、請求項２の発明によれば、想定値と
して予め設定した固定値を用いるので、想定値を多数設
定する必要がなく想定値の設定が簡素化できるので、運
用者の負担を低減でき、運用性や保守性に優れる。

【０２８４】また、請求項３の発明によれば、運用上あ
り得る範囲で複数の想定値を用いて主系統等価発電機の
位相角が得られるような想定値を選択するので、必ず位
相角を推定でき、電力系統状態を正確に、確実に把握で
きる。

【０２８５】また、請求項４の発明によれば、調整量を
用いて想定値を設定できるので、必ず主系統等価発電機
の位相角を推定でき、電力系統状態を確実に把握でき
る。また、調整量を予め設定しておくので、系統状態が
変化しても想定値を自動で設定でき、運用者の負担を低
減でき、信頼性が高く運用性に優れた装置となる。

【０２８６】また、請求項５の発明によれば、予め設定
した固定値を想定値として用いて外部リアクタンスを推
定しているので、従来において必要であった外部リアク
タンスの事前設定が不要となり、系統構成が変わる度に
外部リアクタンスを設定変更する不都合が解消でき、運
用者の負担を低減でき、運用性や保守性に優れた装置と
なる。

【０２８７】また、請求項６の発明によれば、運用上あ
り得る範囲で主系統等価発電機の位相角が得られるよな
想定値を選択し、外部リアクタンスを推定するので、必
ず外部リアクタンスを推定でき、電力系統の初期状態を
確実に把握できるので、信頼性の高い装置となる。

【０２８８】また、請求項７の発明によれば、調整量を
用いて想定値を設定できるので、必ず外部リアクタンス
を推定でき、電力系統の状態を確実に把握できる。ま
た、調整量を予め設定しておくので、系統状態が変化し
ても想定値を自動で設定できるので、従来において必要
であった多数のオフライン計算による設定が不要とな
り、運用者の負担を低減でき、信頼性が高く運用性に優
れた装置となる。

【０２８９】また、請求項８の発明によれば、脱調判定
に用いるしきい値を自動的に設定するため、従来のよう
に系統構成や条件が変わる度にしきい値を求めるための
多数のオフライン計算を行う必要がなく、また、正確な
実情に沿った安定判定ができ、運用者の負担を低減でき
る。

【０２９０】また、請求項９の発明によれば、故除去後
の測定値から外部リアクタンスを推定するので、オフラ
イン計算を行って外部リアクタンスを設定することなく
しきい値を求めることができ、系統状態の変化に柔軟に
対応可能な、運用や保守に優れた装置とすることができ
る。

【０２９１】また、請求項１０の発明によれば、運用上
あり得る範囲の等価発電機の位相角が得られるような想
定値を選択するので、様々な動揺現象についても位相角
差及びしきい値を確実に算出でき、かつ、実際の系統現
象に近い系統状態を推定でき、信頼性の高い装置とする
ことができる。

【０２９２】また、請求項１１の発明によれば、故障除
去後の主系統等価発電機の内部電圧の変化分が小さい内
部電圧による位相角を用いてしきい値が自動設定できる
ので、実際の系統現象に近い状態の位相角による脱調判
定ができ、装置の信頼性を向上できる。

【０２９３】また、請求項１２の発明によれば、得られ
たしきい値に対して所定の位相余裕分を補正するので、
複数の発電所に設置されている複数の装置の間で脱調判
定のしきい値を異なるようにすることができ、協調を取
った安定化制御により必要以上の解列を防止できる。ま
た、複数の装置の間で各装置の監視対象とする発電機の
容量に応じて脱調判定のしきい値を異なるようにするこ
とができ、協調を取った安定化制御により必要以上の解
列を防止することができる。

【０２９４】また、請求項１３の発明によれば、解列台
数の算出に用いるしきい値を自動的に設定することが可
能なため、系統構成や系統状態が変わる度にしきい値を
求めるための多数のオフライン計算を行う必要がないの
で、運用者の負担を低減できる。

【０２９５】また、請求項１４の発明によれば、故障除
去後の測定値から外部リアクタンスを推定するので、オ
フライン計算を行って予め外部リアクタンスを設定する
ことなくしきい値を求めることができ、系統状態の変化
に柔軟に対応可能な、運用や保守に優れた装置とするこ
とができる。

【０２９６】また、請求項１５の発明によれば、故障除
去後の様々な動揺現象についてもしきい値を算出でき、
かつ、実際の系統現象に近い系統状態を推定できるの
で、信頼性の高い装置とすることができる。

【０２９７】また、請求項１６の発明によれば、故障除
去後の測定値から外部リアクタンスを推定し、オフライ
ン計算を行って予め外部リアクタンスを設定することな
くしきい値を求めることができるので、系統状態の変化
に柔軟に対応可能な、運用性や保守性に優れ、また、よ
り実際の系統現象に近い系統状態を推定できるので、従
来の装置より信頼性を向上させることができる。

【０２９８】また、請求項１７の発明によれば、算出さ
れた解列台数に対して、従来の周波数偏差が予測値を越
えるとき解列台数を補正するので、より安定度の向上が
期待できる。

【０２９９】また、請求項１８の発明によれば、主系統
等価発電機を無限大母線として把えて故障発生前の主系
統等価発電機の内部電圧の位相角を故障発生後の位相角
と擬制したので、早期に主系統等価発電機の内部電圧の
位相角を算出することができる。

【０３００】また、請求項１９の発明によれば、主系統
等価発電機を無限大母線として把えて、故障発生前の主
系統等価発電機の内部電圧の位相角を故障発生後の位相
角として擬制したので、脱調する発電機を早期に特定す
るだけでなく、あるいは、適切な発電機の解列台数も求
められ、電力系統の安定度向上が期待でき、より安定度
の高い装置となる。

【図面の簡単な説明】

【図１】本発明の第１実施の形態を示す電力系統の安定
化装置の初期状態算出手段の処理を示すフローチャート
である。

【図２】本発明の第１実施の形態を示す電力系統の安定
化装置の位相角推定手段の処理を示すフローチャートで
ある。

【図３】本発明の第３実施の形態を示す電力系統の安定
化装置の初期状態算出手段の処理を示すフローチャート
である。

【図４】本発明の第５実施の形態を示す電力系統の安定
化装置の初期状態算出手段の処理を示すフローチャート
である。

【図５】本発明の第５実施の形態を示す電力系統の安定
化装置の位相角推定手段の処理を示す前半のフローチャ
ートである。

【図６】本発明の第５実施の形態を示す電力系統の安定
化装置の位相角推定手段の処理を示す後半のフローチャ
ートである。

【図７】本発明の第６実施の形態を示す電力系統の安定
化装置の初期状態算出手段の処理を示す前半のフローチ
ャートである。

【図８】本発明の第６実施の形態を示す電力系統の安定
化装置の初期状態算出手段の処理を示す後半のフローチ
ャートである。

【図９】本発明の第８実施の形態を示す電力系統の安定
化装置に備える脱調判定手段のしきい値を算出するため
の説明図である。

【図１０】本発明の第９実施の形態を示す電力系統の安
定化装置に備える脱調判定手段のしきい値を算出するた
めの外部リアクタンスの推定の処理のフローチャートで
ある。

【図１１】図１０に対応するタイミングを説明する説明
図である。

【図１２】本発明の第１８実施の形態を適用する一機対
無限大母線モデルの系統図である。

【図１３】本発明の第１８実施の形態を示す位相角変動
曲線の説明図である。

【図１４】従来例及び本発明を適用する電力系統の安定
化装置の系統構成図である。

【図１５】従来例及び本発明を適用する等価２機系統モ
デルを示す説明図である。

【図１６】測定値と等価発電機モデルの状態量を示すベ
クトル図である。

【図１７】従来の電力系統の安定化装置に備える初期状
態算出手段の処理を示すフローチャートである。

【図１８】従来の電力系統の安定化装置に備える事故判
定手段の処理を示すフローチャートである。

【図１９】従来の電力系統の安定化装置に備える位相角
推定手段の処理を示すフローチャートである。

【図２０】従来の電力系統の安定化装置に備える制御量
決定手段の処理を示す説明図である。

【符号の説明】

１ 電力系統 ２ 検出部 ３ 演算部 ４ 制御部 ５ 電力系統の安定化装置 ３１ 初期状態算出部 ３２ 事故判定手段 ３３ 位相角推定手段 ３４ 脱調判定手段 ３５ 制御量決定手段 ５０ 電源線 ５１ 主系統 ５２ 変流器 ５３ 変成器

───────────────────────────────────────────────────── フロントページの続き (72)発明者 小俣 和也 東京都府中市東芝町１番地 株式会社東芝 府中工場内 (72)発明者 石原 祐二 東京都府中市東芝町１番地 株式会社東芝 府中工場内 (72)発明者 三浦 祥吾 東京都府中市東芝町１番地 株式会社東芝 府中工場内 (72)発明者 金子 武 東京都府中市晴見町２丁目24番地の１ 東 芝システムテクノロジー株式会社内

Claims (19)

【特許請求の範囲】
1. 【請求項１】 監視対象とする発電機群とその他の主系
   統側の発電機群の２つの発電機群の間の電力系統に送電
   線故障等が発生した際の現象を主系統等価発電機と監視
   対象等価発電機とによる等価２機系統モデルにおける動
   揺現象としてとらえ、前記監視対象とする発電機群近端
   の測定点の電圧と電流と有効電力等の各種測定量を測定
   する検出部と、この検出部により得られた各種測定量を
   用いて故障発生前の定常時の前記主系統等価発電機と前
   記監視対象等価発電機との各内部電圧の推定と有効電力
   の初期設定を行うと共に、電力系統での故障発生と故障
   除去の判定を実行し、故障発生と判定された場合に故障
   発生後の前記主系統等価発電機と前記監視対象等価発電
   機との各位相角の推定により将来時点の各位相角の予測
   を行い、さらに、予測された将来時点の各位相角としき
   い値とに基づいて監視対象の発電機が脱調するか否かを
   判定し、脱調と判定された場合に、前記将来時点の各位
   相角としきい値とに基づいて前記監視対象の発電機の脱
   調を防止するのに必要な発電機の解列台数を決定する各
   演算を実行する演算部と、この演算部によって決定され
   た解列台数の情報に基づいて、前記監視対象の発電機群
   の内の一部を解列する制御部とにより構成する電力系統
   の安定化装置において、前記演算部は、前記主系統等価
   発電機の内部電圧の大きさを予め想定する想定値を定
   め、この想定値と各種測定量とに基づいて所定演算を実
   行し、前記主系統等価発電機の位相角を算出する手段を
   設けることを特徴とする電力系統の安定化装置。
2. 【請求項２】 前記主系統等価発電機の内部電圧の大き
   さを予め想定する想定値として固定値を定め、この固定
   値と定常時に前記検出部によって測定された各種測定量
   とに基づいて所定演算を実行し、定常時の前記主系統等
   価発電機の内部電圧を算出する手段と、この固定値と故
   障除去後の各種測定量とに基づいて所定演算を実行し、
   故障発生後の前記主系統等価発電機の位相角を算出する
   手段を設けることを特徴とする請求項１記載の電力系統
   の安定化装置。
3. 【請求項３】 系統運用上あり得る範囲の前記主系統等
   価発電機の内部電圧の大きさを想定する想定値を複数定
   め、これらの想定値と定常時に前記検出部によって測定
   された測定点の電圧、電流とを用いて前記主系統等価発
   電機の内部電圧の位相角を各想定値に対応して所定演算
   により求め、求めた前記複数の位相角の中から適切な想
   定値を選び出す手段と、この手段により選び出された想
   定値と定常時に前記検出部により測定された各種測定量
   とに基づいて所定演算によって定常時の前記主系統等価
   発電機の内部電圧を算出する手段と、前記想定値と故障
   除去後の各種測定量とに基づいて所定演算により、故障
   発生後の前記主系統等価発電機の位相角を算出する手段
   を設けることを特徴とする請求項１記載の電力系統の安
   定化装置。
4. 【請求項４】 前記主系統等価発電機の内部電圧の大き
   さを予め想定する想定値として、故障発生前に前記検出
   部により測定された測定点の電圧の大きさに所定の調整
   量を加えて想定値を定め、この想定値と故障発生前の定
   常時に前記検出部によって測定された各種測定量とに基
   づいて所定演算により故障発生前の定常時の前記主系統
   等価発電機の内部電圧を算出する手段と、前記想定値と
   故障除去後の各種測定量とに基づいて所定演算により、
   故障発生後の前記主系統等価発電機の位相角を算出する
   手段を設けることを特徴とする請求項１記載の電力系統
   の安定化装置。
5. 【請求項５】 前記主系統等価発電機の内部電圧の大き
   さを想定する想定値として予め固定値を定め、この固定
   値と故障発生前の定常時の各種測定量とに基づいて所定
   演算により前記主系統等価発電機の内部電圧の位相角を
   推定して前記内部電圧を仮定する手段と、この手段によ
   り仮定された前記内部電圧と前記各種測定量とから外部
   リアクタンスを推定する手段と、この手段により推定さ
   れた外部リアクタンスと前記各種測定量とから故障発生
   前の定常時の前記主系統等価発電機の内部電圧を算出す
   る手段と、前記固定値と故障除去後の各種測定量とに基
   づいて所定演算を行って前記主系統等価発電機の内部電
   圧の位相角を推定して前記内部電圧を仮定する手段と、
   この手段により仮定された前記内部電圧と前記各種測定
   量とから外部リアクタンスを推定する手段と、この手段
   により推定された外部リアクタンスと前記各種測定量と
   から故障発生後の前記主系統等価発電機の内部電圧の位
   相角を算出する手段とを設けることを特徴とする請求項
   １記載の電力系統の安定化装置。
6. 【請求項６】 系統運用上あり得る範囲の前記主系統等
   価発電機の内部電圧の大きさを想定する想定値を複数定
   め、これらの想定値と故障発生前の定常時に前記検出部
   によって測定された各種測定量とを用いて、前記主系統
   等価発電機の内部電圧の位相角を各想定値に対応して所
   定演算により求め、求めた前記位相角の中から適切な想
   定値を選び出す手段と、この手段により選び出された想
   定値と故障発生前の定常時の前記各種測定量とに基づい
   て所定演算を行って前記主系統等価発電機の内部電圧の
   位相角を推定して前記内部電圧を仮定する手段と、この
   手段により仮定された内部電圧と前記各種測定量とから
   外部リアクタンスを推定する手段と、この手段により推
   定された外部リアクタンスと前記各種測定量とから故障
   発生前の定常時の前記主系統等価発電機の内部電圧を算
   出する手段と、前記想定値と故障除去後の各種測定量と
   に基づいて所定演算を行って前記主系統等価発電機の内
   部電圧の位相角を推定して前記内部電圧を仮定する手段
   と、この手段により仮定された内部電圧と前記各種測定
   量とから外部リアクタンスを推定する手段と、この手段
   により推定された外部リアクタンスと故障除去後の前記
   各種測定量とから故障発生後の前記主系統等価発電機の
   内部電圧の位相角を算出する手段とを設けることを特徴
   とする請求項１記載の電力系統の安定化装置。
7. 【請求項７】 前記主系統等価発電機の内部電圧の大き
   さを想定する想定値として故障発生前に前記検出部によ
   り測定された電圧の大きさに所定の調整量を加えて想定
   値を定め、この想定値と故障発生前の定常時の各種測定
   量とに基づいて所定演算を行って前記主系統等価発電機
   の内部電圧の位相角を推定して前記内部電圧を仮定する
   手段と、この手段により仮定された内部電圧と前記各種
   測定量とから外部リアクタンスを推定する手段と、この
   手段により推定された外部リアクタンスと前記各種測定
   量とから故障発生前の定常時の前記主系統等価発電機の
   内部電圧を算出する手段と、前記想定値と故障除去後の
   各種測定量とに基づいて所定演算を行って前記主系統等
   価発電機の内部電圧の位相角を推定して前記内部電圧を
   仮定する手段と、この手段により仮定された内部電圧と
   前記各種測定量とから外部リアクタンスを推定する手段
   と、この手段により推定された外部リアクタンスと前記
   各種測定量とから故障発生後の前記主系統等価発電機の
   内部電圧を算出する手段とを設けることを特徴とする請
   求項１記載の電力系統の安定化装置。
8. 【請求項８】 監視対象とする発電機群とその他の主系
   統側の発電機群の２つの発電機群の間の電力系統に送電
   線故障等が発生した際の現象を主系統等価発電機と監視
   対象等価発電機とによる等価２機系統モデルにおける動
   揺現象としてとらえ、前記監視対象とする発電機群近端
   の測定点の電圧と電流と有効電力等の各種測定量を測定
   する検出部と、この検出部により得られた各種測定量を
   用いて故障発生前の定常時の前記主系統等価発電機と前
   記監視対象等価発電機との各内部電圧の推定と有効電力
   の初期設定を行うと共に、電力系統での故障発生と故障
   除去の判定を実行し、故障発生と判定された場合に故障
   発生後の前記主系統等価発電機と前記監視対象等価発電
   機との各位相角の推定により将来時点の各位相角の予測
   を行い、さらに、予測された将来時点の各位相角としき
   い値とに基づいて監視対象の発電機が脱調するか否かを
   判定し、脱調と判定された場合に、前記将来時点の各位
   相角としきい値とに基づいて前記監視対象の発電機の脱
   調を防止するのに必要な発電機の解列台数を決定する各
   演算を実行する演算部と、この演算部によって決定され
   た解列台数の情報に基づいて、前記監視対象の発電機群
   の内の一部を解列する制御部とにより構成する電力系統
   の安定化装置において、前記演算部は、前記主系統等価
   発電機の故障除去後の外部リアクタンスと定常時の前記
   検出部により測定された各種測定量とに基づいて所定演
   算によって前記主系統等価発電機の内部電圧の位相角を
   算出する第１位相角算出手段と、前記監視対象等価発電
   機の等価リアクタンスと定常時の前記各種測定量とに基
   づいて所定の演算によって前記監視対象等価発電機の内
   部電圧の位相角を算出する第２位相角算出手段と、前記
   主系統等価発電機の内部電圧の位相角と前記監視対象等
   価発電機の内部電圧の位相角との位相角差に基づいて所
   定演算によって前記脱調判定する前記しきい値を算出す
   る手段を有する脱調判定手段を設けることを特徴とする
   電力系統の安定化装置。
9. 【請求項９】 前記脱調判定手段の前記第１位相角算出
   手段は、前記主系統等価発電機の内部電圧の大きさを予
   め想定値として固定値、あるいは、故障発生前の定常時
   に前記検出部により測定された電圧の大きさに所定の調
   整を加えて想定値を定める手段と、この手段によって定
   められた想定値と故障除去後の各種測定量とに基づいて
   判定演算を行って前記主系統等価発電機の内部電圧の位
   相角を推定して前記内部電圧を仮定する手段と、この手
   段により仮定された前記内部電圧と前記各種測定量とか
   ら故障除去後の外部リアクタンスを推定する手段と、こ
   の手段により推定された故障除去後の外部リアクタンス
   と定常時の前記各種測定量とに基づいて所定演算を行っ
   て、前記主系統等価発電機の内部電圧の位相角を算出す
   る手段とを設けることを特徴とする請求項８記載の電力
   系統の安定化装置。
10. 【請求項１０】 前記脱調判定手段の第１位相角算出手
    段は、系統運用上あり得る範囲の前記主系統等価発電機
    の内部電圧の大きさを想定する想定値を複数定め、これ
    らの想定値と故障発生前の定常時に前記検出部によって
    測定された各種測定量とを用いて、前記主系統等価発電
    機の内部電圧の位相角を各想定値に対応して所定演算に
    より求め、求めた前記位相角の中から適切な想定値を選
    び出す手段と、この手段により選び出された想定値と故
    障除去後の各種測定量とに基づいて所定演算を行って前
    記主系統等価発電機の内部電圧の位相角を推定して前記
    内部電圧を仮定する手段と、この手段により仮定された
    内部電圧と前記各種測定量とから故障除去後の外部リア
    クタンスを推定する手段と、この手段により推定された
    故障除去後の外部リアクタンスと定常時の前記各種測定
    量とに基づいて所定演算を行って、前記主系統等価発電
    機の内部電圧の位相角を算出する手段とを設けることを
    特徴とする請求項８記載の電力系統の安定化装置。
11. 【請求項１１】 前記脱調判定手段の第１位相角算出手
    段は、過去の時間帯において、複数の前記主系統等価発
    電機の外部リアクタンスを想定する手段と、この手段に
    より想定された複数の外部リアクタンス毎に所定演算を
    行い得られた前記主系統等価発電機の内部電圧の内で電
    力系統の運用範囲内のもののみ選び出し、選び出された
    前記内部電圧の内で前記時間帯で変化の最も小さい内部
    電圧を特定する手段と、この手段で特定された前記内部
    電圧に対応する故障除去後の外部リアクタンスと定常時
    の前記各種測定量とに基づいて所定演算を行って前記主
    系統等価発電機の位相角を算出する手段を設けることを
    特徴とする請求項８記載の電力系統の安定化装置。
12. 【請求項１２】 前記得られた前記しきい値に対して一
    定の調整値、あるいは、監視対象等価発電機の容量等の
    条件により定めた調整値によって増減する補正を行い、
    補正後のしきい値を前記脱調判定する前記しきい値とす
    る脱調判定手段を設けることを特徴とする請求項８乃至
    請求項１１記載のいずれかの電力系統の安定化装置。
13. 【請求項１３】 監視対象とする発電機群とその他の主
    系統側の発電機群の２つの発電機群の間の電力系統に送
    電線故障等が発生した際の現象を主系統等価発電機と監
    視対象等価発電機とによる等価２機系統モデルにおける
    動揺現象としてとらえ、前記監視対象とする発電機群近
    端の測定点の電圧と電流と有効電力等の各種測定量を測
    定する検出部と、この検出部により得られた各種測定量
    を用いて故障発生前の定常時の前記主系統等価発電機と
    前記監視対象等価発電機との各内部電圧の推定と有効電
    力の初期設定を行うと共に、電力系統での故障発生と故
    障除去の判定を実行し、故障発生と判定された故障発生
    後の前記主系統等価発電機と前記監視対象等価発電機と
    の各位相角の推定により将来時点の各位相角の予測を行
    い、さらに、予測された将来時点の各位相角としきい値
    とに基づいて監視対象の発電機が脱調するか否かを判定
    し、脱調と判定された場合に、前記将来時点の各位相角
    としきい値とに基づいて前記監視対象の発電機の脱調を
    防止するのに必要な発電機の解列台数を決定する各演算
    を実行する演算部と、この演算部によって決定された解
    列台数の情報に基づいて、前記監視対象の発電機群の内
    の一部を解列する制御部とにより構成する電力系統の安
    定化装置において、前記演算部は、前記主系統等価発電
    機の故障除去後の外部リアクタンスと想定する解列台数
    と定常時の前記検出部により測定された各種測定量とに
    基づいて所定演算によって前記主系統等価発電機の内部
    電圧の位相角と前記監視対象等価発電機の内部電圧の位
    相角との位相角差を算出する手段と、この手段によって
    算出された位相角差に基づいて所定演算によって前記解
    列台数を決める前記しきい値を算出する手段を有する制
    御量決定手段を設けることを特徴とする電力系統の安定
    化装置。
14. 【請求項１４】 前記制御量決定手段は、前記主系統等
    価発電機の内部電圧の大きさを予め想定値として固定
    値、あるいは、故障発生前の定常時に前記検出部により
    測定された電圧の大きさに所定の調整を加えて想定値を
    定める手段と、この手段によって定められた想定値と故
    障除去後の各種測定量とに基づいて判定演算を行って前
    記主系統等価発電機の内部電圧の位相角を推定して前記
    内部電圧を仮定する手段と、この手段により仮定された
    前記内部電圧と前記各種測定量とから故障除去後の外部
    リアクタンスを推定する手段と、この手段により推定さ
    れた故障除去後の外部リアクタンスと定常時の前記各種
    測定量とに基づいて所定演算を行って、前記主系統等価
    発電機の内部電圧の位相角と前記監視対象等価発電機の
    内部電圧の位相角との前記位相角差を算出する手段とを
    設けることを特徴とする請求項１３記載の電力系統の安
    定化装置。
15. 【請求項１５】 前記制御量決定手段は、系統運用上あ
    り得る範囲の前記主系統等価発電機の内部電圧の大きさ
    を想定する想定値を複数定め、これらの想定値と故障発
    生前の定常時に前記検出部によって測定された各種測定
    量とを用いて、前記主系統等価発電機の内部電圧の位相
    角を各想定値に対応して所定演算により求め、求めた前
    記位相角の中から適切な想定値を選び出す手段と、この
    手段により選び出された想定値と故障除去後の各種測定
    量とに基づいて所定演算を行って前記主系統等価発電機
    の内部電圧の位相角を推定して前記内部電圧を仮定する
    手段と、この手段により仮定された内部電圧と前記各種
    測定量とから故障除去後の外部リアクタンスを推定する
    手段と、この手段により推定された故障除去後の外部リ
    アクタンスと定常時の前記各種測定量とに基づいて所定
    演算を行って前記主系統等価発電機の内部電圧の位相角
    と前記監視対象等価発電機の内部電圧の位相角との前記
    位相角差を算出する手段とを設けることを特徴とする請
    求項１３記載の電力系統の安定化装置。
16. 【請求項１６】 前記制御量決定手段は、過去の時間帯
    において、複数の前記主系統等価発電機の外部リアクタ
    ンスを想定する手段と、この手段により想定された複数
    の外部リアクタンス毎に所定の演算を行い得られた前記
    主系統等価発電機の内部電圧の内で電力系統の運用範囲
    内のもののみ選び出し、選び出された前記内部電圧の内
    で前記時間帯で変化の最も小さい内部電圧を特定する手
    段と、この手段で特定された前記内部電圧に対応する故
    障除去後の外部リアクタンスと想定する解列台数と定常
    時の各種測定量とに基づいて所定演算によって前記主系
    統等価発電機の内部電圧の位相角と前記監視対象等価発
    電機の内部電圧の位相角との前記位相角差を算出する手
    段を設けることを特徴とする請求項１３記載の電力系統
    の安定化装置。
17. 【請求項１７】 前記制御量決定手段は、前記得られた
    前記しきい値に基づいて演算された解列台数に対して予
    想演算の結果、前記監視対象等価発電機と主系統等価発
    電機の周波数偏差が予測範囲を越える場合に、予め設定
    した一定の解列台数を追加補正し、あるいは、前記周波
    数偏差が予測範囲を越える場合に前記予測範囲に入るよ
    うに解列台数を補正することを特徴とする請求項１３乃
    至請求項１６記載のいずれかの電力系統の安定化装置。
18. 【請求項１８】 監視対象とする発電機群とその他の主
    系統側の発電機群の２つの発電機群の間の電力系統に送
    電線故障等が発生した際の現象を主系統等価発電機と監
    視対象等価発電機とによる等価２機系統モデルにおける
    動揺現象としてとらえ、前記監視対象とする発電機群近
    端の測定点の電圧と電流と有効電力等の各種測定量を測
    定する検出部と、この検出部により得られた各種測定量
    を用いて故障発生前の定常時の前記主系統等価発電機と
    前記監視対象等価発電機との各内部電圧の推定と有効電
    力の初期設定を行うと共に、電力系統での故障発生と故
    障除去の判定を実行し、故障発生と判定された故障発生
    後の前記主系統等価発電機と前記監視対象等価発電機と
    の各位相角の推定により将来時点の各位相角の予測を行
    い、さらに、予測された将来時点の各位相角としきい値
    とに基づいて監視対象の発電機が脱調するか否かを判定
    し、脱調と判定された場合に、前記将来時点の各位相角
    としきい値とに基づいて前記監視対象の発電機の脱調を
    防止するのに必要な発電機の解列台数を決定する各演算
    を実行する演算部と、この演算部によって決定された解
    列台数の情報に基づいて、前記監視対象の発電機群の内
    の一部を解列する制御部とにより構成する電力系統の安
    定化装置において、前記主系統等価発電機を無限大母線
    として把え、前記監視対象等価発電機と前記無限大母線
    とによる１機対無限大母線モデルを用いて、前記主系統
    等価発電機側の故障発生前の位相角を故障除去後の位相
    角と擬制し、前記モデルによって前記監視対象等価発電
    機の位相角を演算し、得られた位相角と前記擬制された
    位相角とから故障発生後の位相角差を演算することを特
    徴とする電力系統の安定化装置。
19. 【請求項１９】 前記演算によって得られた事故発生後
    の前記位相角差に基づいて所定演算によって前記脱調判
    定、あるいは、前記解列台数決定の前記各しきい値を算
    出することを特徴とする請求項１８記載の電力系統の安
    定化装置。