JP6397760B2 - 電力系統安定化装置および方法 - Google Patents

Description

本発明は、電力系統に落雷などが原因で故障が発生した際に、故障の影響が電力系統に波及することを防止するために、発電機の制御を行う電力系統安定化装置に関する。

落雷などが原因で電力系統の構成要素である母線や送電線などに故障が発生すると、電力系統の電圧が低下し、発電機の送電出力が発電機への入力エネルギーを下回った状態となることにより、発電機が加速する。電力系統に接続する複数の発電機は相互に同期をとって運転しているため、一部の発電機に前記加速が生じると、発電機間に同期ずれが発生する。前記同期ずれが拡大すると、動揺する発電機が増加し、発電機間の同期が維持できなくなることで、脱調に至る。前記脱調が発生すると、最悪の場合、大停電に至る恐れがある。

この対策として、加速の大きな発電機を特定し、電力系統から切り離す（以下、「電制」という）ことで、前記同期ずれを抑制し、系統安定化を図る各種電力系統安定化装置が開発されてきた。前記電力系統安定化装置の演算方式は、「事前演算型」と「事後演算型」に大別される。

事前演算型の電力系統安定化装置とは、故障発生前（事前）に、周期的に計測する故障発生前の電力系統の計測データを用いて、事前に設定された電力系統に発生すると想定される故障（以下、「想定故障」という）に対する、安定化対策（電制など）を安定度演算によって周期的に決定しておき（以下、「事前演算」という）、故障発生時には事前に決定した前記安定化対策を実施することで、系統の安定性を維持する電力系統安定化装置である。故障発生後の安定化対策が早いほど、制御効果が高い。そのため、予め安定化対策を決定しておき、故障発生時には即制御ができる事前演算型は、制御効果が高いという利点がある。

事後演算型の電力系統安定化装置は、故障発生後（事後）に、常時計測していた故障発生前の電力系統の計測データと故障発生後の電力系統の計測データの一つまたは両方を用いた安定度演算によって、安定化対策を決定し（以下、「事後演算」という）、即前記安定化対策を実施することで、系統の安定性を維持する電力系統安定化装置である。事前演算型は、計測する故障発生前の電力系統の計測データを用いて安定度演算を行うのに対して、事後演算型は、常時計測していた故障発生前の電力系統の計測データと故障発生後の電力系統の計測データの一つまたは両方を用いた安定度演算を行うため、事前演算型よりも実際の系統状態に適合した制御が可能となる利点がある。

本技術分野の背景技術として、特開２０１３−６６２６２号公報（特許文献１）がある。この公報には「複数台の発電機で構成された複数の発電所を含む電力系統に適用可能に構成され、事故の状況に応じた発電機制御を行って電力系統を安定化する系統安定化制御システムであって、予め想定した事故ケース毎に等面積法ベースの安定判別を行って制御量算出を行う事前演算方式による主制御を実施すると共に、主制御では制御量が不足している場合に事故発生後の計測情報を基に等面積法ベースの安定判別を行って制御量算出を行う事後演算方式による補正制御を後追いで実施する。」と記載されている（要約参照）。

また、特開平７−１３５７３８号公報（特許文献２）がある。この公報には、「故障除去後の系統構成による安定度の差を表す減速力の発電機間のアンバランス量（ＤＰ値）を安定度指標とし、その値を予め設定されているしきい値と比較し、ＤＰ値が予め設定されているしきい値よりも大きい場合は想定外乱に対して電力系統は不安定であると仮判定（スクリーニング）し、詳細安定度計算を実施て電力系統の安定度を詳細に判定する。」と記載されている（要約参照）。

また、特許２６０３９２９号公報（特許文献３）がある。この公報には「電力系統の接続状態及び電力の需給状態を系統情報として収集する系統情報収集手段と、この系統情報収集手段により収集された系統情報及び系統設備データに基いて系統の潮流状態を算出する潮流状態演算手段と、この潮流状態演算手段で求められた現状の潮流状態での複数の想定外乱発生時点における各発電機の出力をもとに求められる発電機間の加速エネルギのアンバランス分から求めてその値と予め設定された基準値との関係から各想定外乱毎に安定か否か判定する判断手段と、この判定手段により不安定と判定された想定外乱に対しその想定外乱発生時点における発電機出力を求めて非線形計画法により過渡安定度を維持するに必要な発電機の出力調整量を演算する出力調整量演算手段と、この出力調整演算手段により求められた発電機の出力調整量に基いて発電機出力を調整して系統の過渡安定度を向上させる制御手段とを備えたことを特徴とする電力系統の予防制御装置」と記載されている（要約参照）。

特開２０１３−６６２６２号公報 特開平７−１３５７３８号公報 特許２６０３９２９号公報

将来、電力系統には、再生可能エネルギー（太陽光発電や風力発電など）をはじめとする天候によって出力が変動する電源（出力変動型電源）が大量導入される予定である。また、近年、世界各国で電力自由化が進んだ結果、電力系統の設備投資が抑制され、既存の送電線に流れる電力潮流が増加している（重潮流化している）。重潮流状態で潮流変動が大きくなると、電力系統の安定度（系統安定度）が悪化する可能性があり、電力系統の故障発生時には電力の安定供給が困難になる。最悪の場合、故障の影響が波及し、広域大停電が生じる恐れがある。このような不安定現象に対応可能な電力系統安定化装置が求められている。

従来の事前演算型の電力系統安定化装置は、前記出力変動型電源の出力変動時を想定していないため、周期的に計測する故障発生前の電力系統の計測データに誤差が生じ、事前演算の安定化対策の制御量に誤差を生じる恐れがある。前記出力変動が系統安定度を悪化する方向に変動する場合、前記制御量が不足し、最悪の場合、広域大停電が生じるという課題がある。

また、特許文献１に記載のように、事後演算型の電力系統安定化装置は、故障発生前後の発電機出力または送電線有効電力に関するデータを蓄積し、そのデータから算出される発電機位相角と蓄積した発電機出力の情報とを用いて事故中および除去後のP-δ曲線を作成し、加速エネルギーＶＡの値と減速エネルギーＶＤの値を計算し、両方のエネルギーの大小関係を比較する事で安定度判別し制御を実施するため、前記出力変動型電源の出力変動時を想定していなくても、系統の安定性を維持することが可能である。

しかし、等面積法をベースに安定度を判別し、制御を実施するため、安定化制御の対象（安定化対象）となる発電機または発電所が送電線を介して接続する電力系統を無限大母線とする必要がある。そのため、前記電力系統内のその他の発電機が前記安定化対象となる発電機または発電所に与える影響を考慮することが困難であり、実際の電力系統の電力系統安定化装置として適用するためには、多くのパラメータチューニング（パラメータの整定）に労力がかかるという課題がある。

本発明の目的は、電力系統の潮流変動が事前演算で想定していない程、増大した場合においても安定化制御によって電力系統の安定度を維持することを可能にする技術を提供することにある。

本発明の一態様による電力系統安定化装置は、電力系統の安定化制御を実施する電力系統安定化装置であって、前記電力系統に電力を供給する発電機の出力である発電機出力と、前記発電機出力の位相角の時間に対する変化を示す発電機位相差とを用いて、前記発電機の加速を表す指標である加速指標を計算する指標計算部と、前記加速指標が、予め設定された閾値を超過するか否か判定する閾値判定部と、前記加速指標が前記閾値を超過した場合に、前記閾値に対して予め設定された、前記安定化制御の補正をなす制御内容の制御指令を発する制御指令部と、を有している。

本発明によれば、事前演算で想定していない潮流変動に対して電力系統の安定度を維持することが可能な安定化制御が可能となる。

電力系統安定化装置の全体構成の一例を示す図である。 電力系統安定化装置のハード構成と電力系統の全体構成図の例である。 電力系統安定化装置と中央安定化装置と故障検出装置と計測装置と発電機制御装置の間で送受信される情報の概略を示す図である。 電力系統安定化装置のプログラムデータの内容を示す図である。 発電機位相差データに関する系統データを示す図である。 閾値および制御データに関する系統データを示す図である。 判定制御結果データに関する系統データを示す図である。 電力系統安定化装置の処理の全体を示すフローチャートである。 発電機位相差計算部の処理を示すフローチャートである。 故障直後の発電機位相差の計算を説明するための図である。 発電機位相差の計算を説明するための図である。 発電機エネルギー計算部の処理を示すフローチャートである。 発電機エネルギーの計算を説明するための図である。 閾値判定部の処理を説明するための図である。 閾値判定部の処理を説明するための図である。 中央安定化装置の全体構成を示す図である。 中央安定化装置のハード構成と電力系統の全体構成を示す図である。 中央安定化装置のプログラムデータの内容を示す図である。 中央安定化装置の処理の全体を示すフローチャートである。 安定限界探索部の処理を示すフローチャートである。 過渡安定度方向探索フローの処理を示すフローチャートである。 過渡安定度方向探索フローの処理を説明するための電力系統の構成図である。 過渡安定度方向探索フローの処理を説明するための各エリア潮流変動を示す図である。 閾値および補正制御内容計算部の処理を示すフローチャートである。 安定限界探索部による安定限界探索の様子を示す図である。 発電機エネルギー計算部の処理を説明するための図である。 閾値および補正制御内容計算部の処理を説明するための図である。 電力系統安定化装置の故障発生から各制御までのタイミングを説明するタイムチャートである。 探索範囲データの一例を示す図である。 想定故障データの一例を示す図である。 閾値判定および発電機制御による安定度が改善される様子を示す図である。

本発明の実施形態について図面を参照して説明する。

まず、本実施形態の電力系統安定化装置１０の例について、入力と出力と処理からなる全体構成の例を図１で説明し、次に電力系統１００と部分電力系統１０１と中央安定化装置２１０と電力系統安定化装置１０と故障検出装置１５０と計測装置４４ａと発電機制御装置１６０のハード構成を図２で説明する。

図１は、本実施形態の電力系統安定化装置１０の全体構成の一例を示すブロック図である。図１を参照すると、電力系統安定化装置１０は、発電機位相差計算部３０ａと、発電機エネルギー計算部３１ａと、閾値判定部３２と、制御指令部３３を有している。また、電力系統安定化装置１０は、発電機位相データＤ２０と、発電機位相差データＤ２（不図示）と、発電機出力データＤ１と、故障データＤ６と、閾値および制御データＤ３と、判定結果データＤ７とを保持し、発電機１１０ａを制御する発電機制御装置１６０に対して制御指令データＤ５を送信する。

電力系統安定化装置１０における入力データは、発電機位相データＤ２０と、発電機位相差データＤ２と、発電機出力データＤ１と、故障データＤ６と、閾値および制御データＤ３である。

電力系統安定化装置１０は、故障発生前後の発電機位相データＤ２０から発電機位相差データＤ２を算出し、発電機出力データＤ１と算出した発電機位相差データＤ２を用いて発電機エネルギーを計算する。ここで、閾値および制御データＤ３は、中央安定化装置２１０で計算され、電力系統安定化装置１０に通知されるデータであり、故障の閾値判定を行うための閾値と、どの箇所の故障時に、どの制御をするかという情報が含まれている。どのようにして閾値を定めるかについては中央安定化装置２１０の説明にて後述する。電力系統安定化装置１０は、閾値および制御データＤ３と、算出した発電機エネルギーを用いて閾値判定を行い、判定結果に基づいて、発電機１１０ａおよびそれを含む発電所に接続する発電機制御装置１６０への制御指令データＤ５を計算し、送信する。

電力系統安定化装置１０の発電機位相差計算部３０ａでは、故障発生前後の発電機位相データＤ２０を用いて、発電機位相差Ｄ２を計算する。また、電力系統安定化装置１０の発電機エネルギー計算部３１ａでは、故障データＤ６と発電機位相差Ｄ２と発電機出力データＤ１を用いて、発電機エネルギーを計算する。また、電力系統安定化装置１０の閾値判定部３２では、閾値および制御データＤ３と発電機エネルギーを用いて、発電機エネルギーが閾値を超過しているか否かを判定する。この発電機エネルギーは、発電機を加速あるいは減速させるエネルギーとなるので、加速を表す指標（加速指標）といえる。また、電力系統安定化装置１０の制御指令部３３では、その閾値判定結果と閾値および制御データＤ３から、適切な制御内容を選択し、その制御内容の制御指令データＤ５を発電機制御装置１６０に送信するとともに、判定結果データＤ７を生成する。例えば、制御内容が電源遮断制御（電制）であれば、前記制御指令を受けた発電機制御装置１６０は、前記制御指令に従い、電力系統１００から遮断される。

なお、上述した発電機位相差の計算は、電力系統安定化装置１０ではなく外部装置が行うことにしてもよい。

また、発電機位相データＤ２０、発電機出力データＤ１、故障データＤ６、閾値および制御データＤ３の各データは、必要に応じて取得することにしてもよいし、予め所定のデータベースに保存しておくことにしてもよい。

また、ここで制御指令として電源遮断制御（電制）を例示したが、それ以外に負荷遮断制御（負制）、調相設備制御などがある。

図２は、電力系統安定化装置１０のハードウェア構成と、電力系統の全体構成図の例である。図２には、電力系統１００と、その部分電力系統１０１と、中央安定化装置２１０と、電力系統安定化装置１０と、故障検出装置１５０とが示されている。ここでは計測装置４４ａと発電機制御装置１６０は部分電力系統１０１内部に示されている。

電力系統１００は、ブランチ（線路）１４０ａおよびノード（母線）１２０ａを介してそれぞれ接続する、発電機１１０ａと変圧器１３０ａと計測装置４４ａと故障検出装置１５０と図には書いていないが負荷やその他計測装置や制御装置のいずれか又は複数で構成される。

電力系統１００には１または複数の部分電力系統１０１が含まれている。部分電力系統１０１は、ノード１２０ａを介してそれぞれ接続する、発電機１１０ａとブランチ１４０ａと変圧器１３０ａとノード１２１ａと計測装置４４ａと発電機制御装置１６０のいずれか又は複数で構成される。

ここで、前記発電機１１０ａの例は、火力発電機などの緊急時には電力系統１００から遮断してもよい発電機である。電力系統安定化装置１０によって制御される発電機制御装置１６０は、この発電機１１０ａを制御対象として制御することを前提としている。しかし、電力系統安定化装置１０が過渡安定度のみならず、その他の電圧安定度および周波数安定度を維持するための制御を行う場合、直接または間接的に電源や負荷やバッテリーやその他の制御機器を制御対象として制御することとなってもよい。

前記負荷は、需要家において制御することを前提としない電力を消費するだけのエアーコンディショナーあるいは冷蔵庫あるいは洗濯機等の家電製品等と、制御対象とすることを前提とするヒートポンプ等の可制御負荷とを含む。前記制御することを前提としない装置も宅内エネルギー管理システム（ＨＥＭＳ：Home Energy Management System）などの電力を用いる機器と通信を行うホームサーバを介して制御することにしてもよい。電力系統安定化装置１０が負荷を制御する場合、個々の負荷となる機器毎に制御してもよく、また個々の需要家毎にその負荷を制御してもよく、また複数の負荷の集合に対して制御を行うことにしてもよい。更に、電力系統安定化装置１０は、集合住宅やビルのエネルギー管理を、委託を受けて提供するアグリゲータを介して、負荷を制御してもよい。

また、前記バッテリーの例は、充放電可能な二次電池、ＥＶの蓄電池、フライホイール等である。

ここで、計測装置４４ａの例としては、ノード電圧Ｖ、ブランチ電流Ｉ、力率Φ、有効電力Ｐ、無効電力Ｑ、のいずれか一つまたは複数を計測する装置（ＶＴ(Voltage Transformer)やＰＴ(Potential Transformer)やＣＴ(Current Transformer)）である。この計測装置４４ａは、データ計測箇所識別ＩＤや計測装置の内蔵タイムスタンプを含んだデータを送信する機能を備えたテレメータ（ＴＭ：Telemeter）などである。

なお、計測装置４４aには、ＧＰＳを利用した絶対時刻付きの電力情報(電圧のフェーザ情報)を計測する装置や、位相計測装置（PMU：Phasor Measurement Units）や、他の計測機器が含まれていてもよい。

また、図２では、前記計測装置４４ａは、電力系統安定化装置１０の外部にあるように描いたが、発電機制御装置１６０や電力系統安定化装置１０の内部に含まれていてもよい。

ここで、故障検出装置１５０の例は、不足電圧リレーなどの故障検出リレーである。ここで、発電機制御装置１６０の例は、発電機を一台（一軸）または複数台（複数軸）制御可能な発電所に併設された制御盤である。この制御盤は電力系統安定化装置１０などから制御指令を受ける端末装置であるため、端局装置とも呼ばれる。

ここで、図３を参照して、中央安定化装置２１０と電力系統安定化装置１０と故障検出装置１５０と計測装置４４ａと発電機制御装置１６０の通信ネットワーク３００を介して送受信する各種データについて説明する。図３は、電力系統安定化装置１０と中央安定化装置２１０と故障検出装置１５０と計測装置４４ａと発電機制御装置１６０の間で送受信される情報の概略の流れの一例を示す図である。中央安定化装置２１０は、通信ネットワーク３００を介して電力系統安定化装置１０の通信部１３ａと接続し、情報５３（閾値および制御データＤ３）を電力系統安定化装置１０に送信し、電力系統安定化装置１０から情報５７（判定制御結果データＤ７）を受信する。

また、電力系統１００に接続する故障検出装置１５０は、やはり通信ネットワーク３００を介して電力系統安定化装置１０と接続し、電力系統安定化装置１０に情報５６（故障データＤ６）を送信する。ここで、故障検出装置１５０が送信する故障データＤ６には、故障の箇所と様相が含まれる。様相は、故障の状態を示す情報であり、閾値判定が可能な値を含む。電力系統安定化装置１０は、これを閾値および制御データＤ３と照らし合わせて閾値判定し、その判定結果に基づいて制御を実施する。

また、部分電力系統１０１の発電機１１０ａと母線１２１ａと変圧器１３０ａと母線１２０ａとブランチ１４０ｂを介して接続する電力系統安定化装置１０には、やはり通信ネットワーク３００を介して計測装置４４ａが接続し、電力系統安定化装置１０に対して情報５１（発電機出力データＤ１）および情報５２（発電機位相データＤ２０）を送信する。

また、部分電力系統１０１の発電機１１０ａに制御指令を送る発電機制御装置１６０は、やはり通信ネットワーク３００を介して電力系統安定化装置１０と接続し、電力系統安定化装置１０から情報５８（制御指令データＤ８）を受信する。

なお、図３に示された各種データをやりとりするときには、本来のデータに加えて、データを識別するための固有番号と、タイムスタンプとを含むフォーマットでやりとりされてもよい。

図２に戻り、電力系統安定化装置１０の構成について説明する。

電力系統安定化装置１０は、表示部１１ａ、キーボードやマウス等の入力部１２ａ、通信部１３ａ、コンピュータや計算機サーバ（ＣＰＵ：Central Processing Unit）１４ａ、メモリ１５ａ、各種データベース（発電機位相データベース２０と発電機位相差データベース２２と発電機出力データベース２１と故障データベース２６ａと閾値および制御データベース２３ａと判定結果データベース２７ａと制御指令データベース２５とプログラムデータベース２８ａ）を含んでおり、それらがバス線４３ａに接続されている。

表示部１１ａは、例えば、ディスプレイ装置として構成される。あるいは表示部１１ａは、例えば、ディスプレイ装置に代えて、またはディスプレイ装置と共に、プリンタ装置または音声出力装置等を用いる構成でもよい。

入力部１２ａは、例えば、キーボードスイッチ、マウス等のポインティング装置、タッチパネル、音声指示装置等の少なくともいずれか一つを備えて構成できる。

なお、表示部１１ａおよび／または入力部１２ａは必ずしもある必要はない。

通信部１３ａ、通信ネットワーク３００に接続するための回路及び通信プロトコルを備える。

ＣＰＵ１４ａは、プログラムデータベース２４ａから所定のコンピュータプログラムを読み込んで実行する。ＣＰＵ１４ａは、一つまたは複数の半導体チップとして構成してもよいし、または、計算サーバのようなコンピュータ装置として構成してもよい。

メモリ１５ａは、例えば、ＲＡＭ（Random Access Memory）として構成され、プログラムデータベース２８ａから読み出されたコンピュータプログラムを記憶したり、各処理に必要な計算結果データ及び画像データ等を記憶したりする。メモリ１５ａに格納された画面データは、表示部１１ａに送られて表示される。表示される画面の例は後述する。

ここで、図４を参照して、プログラムデータベース２８ａの記憶内容を説明する。図４は、電力系統安定化装置１０のプログラムデータの一例を示す図である。この例では、プログラムデータベース２８ａには、発電機位相差計算プログラムＰ１０と、発電機エネルギー計算プログラムＰ２０と、閾値判定プログラムＰ３０と、制御指令送信プログラムＰ４０が格納されている。

図２に戻り、ＣＰＵ１４ａは、プログラムデータベース２８ａからメモリ１５ａに読み出された計算プログラム（発電機位相差計算プログラムＰ１０と、発電機エネルギー計算プログラムＰ２０と、閾値判定プログラムＰ３０と、制御指令送信プログラムＰ４０）を実行して、発電機電圧位相差の計算、発電機エネルギーの計算、閾値判定計算、制御指令値の計算、表示すべき画像データの指示、各種データベース内のデータの検索等を行う。

メモリ１５ａは、表示用の画像データ、制御データ、制御結果データ等の計算一時データ及び計算結果データを一旦格納するメモリであり、ＣＰＵ１４ａによって必要な画像データを生成して表示部１１ａ（例えば表示ディスプレイ画面）に表示する。なお、電力系統安定化装置１０の表示部１１ａは、各制御プログラムやデータベースの書き換えを行うためだけの簡単な画面だけであってもよい。

図２を見て分かるように、電力系統安定化装置１０には、大きく分けて８つのデータベースが格納される。プログラムデータベース２８ａを除く、発電機位相データベース２０と、発電機出力データベース２１と、発電機位相差データベース２２と、閾値および制御データベース２３ａと、制御指令データベース２５と、故障データベース２６ａと、判定結果データベース２７ａについて以下に説明する。

発電機位相データベース２０には、発電機位相データＤ２０として、電力系統１００と部分電力系統１０１を接続するノード１２０ａにおける電圧位相角が記憶されている。なお、電圧位相角は、ＰＭＵやＧＰＳを利用した計測機器を利用して計測したものでもよい。

発電機出力データベース２１には、発電機出力データＤ１として、電力系統１００と部分電力系統１０１を接続するノード１２０ａに接続するブランチ１４０ａの線路潮流である、発電機または発電所の出力が記憶されている。ＶＴやＰＴで計測した電流Ｉと電圧Ｖから線路潮流Ｐを計算することで、発電機または発電所の出力が計測される。発電機または発電所の出力は、発電機の軸毎の出力でもよいし、発電所の合計出力でもよい。

発電機位相差データベース２２には、発電機位相データベース２０に格納された、電力系統１００と部分電力系統１０１を接続するノード１２０ａにおける電圧位相角を用いて発電機位相差計算部３０ａによって計算される、ノード１２０ａの発電機位相差データＤ２が記憶されている。

ここで、図５のデータを参照する。図５は、ノード１２０ａの発電機位相差Ｄ２の一例である。この例では、箇所と時間断面毎に発電機位相差データＤ２が記憶されている。発電機位相差データＤ２の計算方法については、後述する。

閾値および制御データベース２３ａには、閾値および制御データＤ３が記憶されている。ここで、図６のデータを参照する。図６は、各故障箇所に対する故障様相と制御対象と閾値がそれぞれ記憶されている。なお、図６には記載されていないが、閾値は、時間が区切られて一つの故障に対して一つまたは複数が存在してもよい。また、制御の時限は予め設定されているため図６には記載していないが、制御は予め定められた時限で行われる。

また、制御対象は基本的には発電機一台（一軸）であるが、複数台であってもよい。

また、図６には記載されていないが、制御データには、後述する第一段制御データＤ１１も記憶されている。

制御指令データベース２５には、閾値超過時に発せられる制御指令データＤ５として、電力系統安定化装置１０から発電機制御装置１６０に送信される、例えばＣＢ(Circuit Breaker：遮断器)開放信号などが記憶されている。

故障データベース２６ａには、故障検出装置１５０から電力系統安定化装置１０に送信される故障データＤ６が記憶されている。故障データＤ６には、故障の箇所と、様相が記憶されている。電力系統安定化装置１０は、この故障データＤ６を閾値および制御データＤ３と照らし合わせて閾値判定を行い、実施する制御内容を決定する。

判定結果データベース２７ａには、判定結果データＤ７が記憶されている。ここで、図７のデータを参照する。図７には、各時刻に、どのような動作が発生したか、またその動作の具体的な内容はどのようなものかが記録されている。例えば、どの時刻に、どのような故障が発生したか、どの時刻に、どのようなデータの閾値判定の動作で閾値超過が発生したか、どの時刻にどのような制御が行われたか、などが記録されている。また、図７には記載されていないが、判定に使用された発電機エネルギーの値も記録される。なお、安定度が閾値を超過しなかった場合や、制御が失敗した場合、判定結果データＤ７にはその旨が記録される。また、電力系統安定化装置１０は判定結果データＤ７を中央安定化装置２１０に通知する。

次に、電力系統安定化装置１０の計算処理内容について図８を用いて説明する。図８は、電力系統安定化装置１０の全体処理の一例を示すフローチャートである。

まずは処理の流れを簡単に説明する。

電力系統安定化装置１０は、計測装置４４ａから受信した発電機出力データＤ１と発電機位相データＤ２０を用いて発電機位相差を計算し、計算結果である発電機位相差データＤ２を記憶する。更に、電力系統安定化装置１０は、計測装置４４ａから受信した発電機出力データＤ１と、算出した前期発電機位相差データＤ２を用いて、発電機エネルギーを計算してメモリ１５ａに蓄積する。更に、電力系統安定化装置１０は、計算した発電機エネルギーを、中央安定化装置２１０から受信した閾値および制御データＤ３の閾値と比較することで、閾値より発電機エネルギーが超過したか否かの判定を行う。

超過した場合には、電力系統安定化装置１０は、閾値および制御データＤ３と、故障検出装置１５０から受信する故障データＤ６を用いて、制御指令を選択し、発電機制御装置１６０に制御指令データＤ８を送信するとともに、中央安定化装置２１０に判定結果データＤ７を送信し、計算終了となる。その際、各種計算結果や計算途中でメモリに蓄積されるデータを中央安定化装置２１０に送って、その画面に逐次表示することにしてもよい。これにより、運用者が電力系統安定化装置１０の運用状況を容易に把握できる。制御指令データＤ８は、ＣＢ開放信号などの制御指令のデータであり、端局である制御盤に送られる。

また、電力系統安定化装置１０において、それらのデータを基に、監視中や閾値超過や制御実施などの運転状況を画面に表示してもよい。これにより、運用者が電力系統安定化装置１０の運用状況を容易に把握できる。更に、発電機出力を表示したり、発電機エネルギーおよび／または閾値判定結果を表示したりしてもよい。

なお、制御が実施されるまで、各種データの受信から制御指令および判定結果を夫々送信するまでの状況の画面表示を繰り返す。

以上の処理の詳細を、図８を用いて詳細に説明する。

図８を参照し、まず、電力系統安定化装置１０は、ステップＳ１では、発電機位相差計算と発電機エネルギー計算、そして、閾値判定および制御指令の選択に必要なデータの受信を行う。その際、故障データＤ６は故障検出装置１５０から自動受信する。また、発電機出力データＤ１と発電機位相データＤ２０は計測装置４４ａから一定周期で自動受信し、自動記憶する。また、閾値および制御データＤ３は、中央安定化装置２１０から一定周期で自動受信し、自動記憶する。

次に、ステップＳ２では、電力系統安定化装置１０は、前記ステップＳ１で受信した発電機位相データＤ２０を用いて、発電機位相差計算を行い、発電機位相差データＤ２を計算し、記憶する。

ここで、図９を用いて、発電機位相差計算の流れを説明する。図９は、発電機位相差計算部の処理の一例を説明するためのフローチャートである。図９は、ステップＳ１１〜Ｓ１９を通して、発電機位相データＤ２０を読込み、故障発生時には、発電機位相データＤ２０から発電機位相差データＤ２を計算する方法を示している。以上の処理の流れを以下に詳細に説明する。

図９を参照し、まず、電力系統安定化装置１０は、ステップＳ１１で、ステップＳ１で受信した発電機位相データＤ２０をメモリ１５ａに読込む。次に、ステップＳ１２で、電力系統安定化装置１０は、一定時間の位相平均値を継続的に算出してその時間変化を調べ、その結果から故障が生じたか否かを判定する。この例では、その位相平均値の時間変化が発電機位相差データＤ２となる。

また、故障判定では、発電機位相データＤ２０の時間変化、その他の受信データである発電機出力データＤ１やノード電圧Ｖや電流Ｉなどの変化量（電圧の落ち込み）などの一つまたは複数から判断してもよい。例えば、電圧の振幅が低下し、かつ、位相が規定値よりも大きくなったことで、故障が発生したと判定してもよい。

ステップＳ１２の故障判定で故障がないと判定された場合には、ステップＳ１１に戻る。

故障があった場合、ステップＳ１３では、電力系統安定化装置１０は、故障によって過渡的に電圧が低下し、位相を正確に計測できていない領域を計算から除外するため、その計算除外時間を位相の変化し始めの時刻から変化終わりの時刻に基づき計算する。例えば、位相の時間に対する変化率がある閾値を一定期間上回る期間があったら、その期間を、位相の変化し始めから変化終わりとすることにしてもよい。

ステップＳ１４では、電力系統安定化装置１０は、ステップＳ１３で計算した計算除外時間のサンプリングの一刻み前から所定数刻み前までの発電機位相の平均を計算することで、故障発生前の発電機位相を計算する。次にステップＳ１５では、電力系統安定化装置１０は、ステップＳ１３で計算した計算除外時間の一刻み後から所定数刻み後までの発電機位相の平均を計算することで、故障発生後の発電機位相を計算する。

ここで、図１０にステップＳ１２〜Ｓ１５までの計算の例を示す。図１０は、故障直後の発電機位相差の計算の一例を示す図である。

ステップＳ１２の故障判定では、電力系統安定化装置１０は、図１０に示すように、予め設定した一定時間Tの位相平均値が、急激に変化していることからその期間に故障が発生していると判定する。また、ステップＳ１３の計算除外時間の計算は、障発生時間前後の位相の変化し始めから変化終わりを予め設定した余裕をもって計算する。図１０に示すように、ここでは、Ｔ０が計算除外時間であり、ある閾値以上の変化が起きていない、連続の時間領域である。また、ステップＳ１４の故障発生前の発電機位相の計算は、図１０に示すように、一定時間Ｔ１における発電機電圧位相角δvを平均することによりδv1の平均値を求め、得られたδv1の一定時間Ｔ１の平均値を故障発生前の発電機位相とする。また、ステップＳ１５の故障発生後の発電機位相の計算は、図１０に示すように、一定時間Ｔ２における発電機電圧位相角δvを平均することによりδv2の平均値を求め、得られたδv2の一定時間Ｔ２の平均値を故障発生後の発電機位相とする。

図９に戻って、ステップＳ１６では、電力系統安定化装置１０は、ステップＳ１４およびＳ１５で求めた、故障発生前の発電機位相と故障発生後の発電機位相から、（１）式によって、発電機位相差データＤ２の初期ステップ分Δδv1を求め、記憶する。

次に、ステップＳ１７では、電力系統安定化装置１０は、故障発生後の発電機位相の次の周期に含まれる複数の発電機位相、すなわち、ステップＳ１４で計算に用いた発電機位相よりも一刻み後から所定数刻み後までの発電機位相の平均を計算することにより、次の周期の発電機位相を計算する。

ステップＳ１８では、電力系統安定化装置１０は、ステップＳ１７で算出した次の周期の発電機位相と、ステップＳ１４で算出した故障発生後の発電機位相との差分（時間偏差）から発電機位相差データＤ２を計算し、メモリに格納する。

ここで、図１１にステップＳ１７〜Ｓ１８までの計算の例を示す。図１１は、発電機位相差の計算の一例を示す図である。

ステップＳ１７の次の周期の発電機位相の計算は、図１１に示すように、一定時間Ｔ３における発電機電圧位相角δvを平均することによりδv3の平均値を求め、得られたδv3の一定時間Ｔ３の平均値を次の周期の発電機位相とする。なお、次々周期の発電機位相の計算も、同様にして、一定時間Ｔ４における発電機電圧位相角δvを平均することによりδv4の平均値を求め、得られたδv4の一定時間Ｔ４の平均値を次々周期の発電機位相とする。

また、ステップＳ１８では、電力系統安定化装置１０は、ステップＳ１７で求めた、故障発生後の発電機位相と次の周期の発電機位相の対、次の周期の発電機位相と次々周期の発電機位相の対、それぞれから、（２）式および（３）式によって、発電機位相差データＤ２の次のステップ分Δδv2および次々ステップ分Δδv3を求め、メモリに記憶する。

なお、図１０および図１１の発電機電圧位相角δｖは、発電機電圧位相角δｖの過渡的変化から高調波を取り除くために、フィルタなどを通すため、フィルタによる時間遅れが考慮され計算される。

図９に戻って、ステップＳ１９では、電力系統安定化装置１０は、発電機位相差データＤ２の計算の開始から一定期間経つまでであれば、ステップＳ１７に戻り、一定期間経った後であれば、終了となりステップＳ１１に戻る。なお、発電機位相差データＤ２は故障と判定されない場合も、計算され、一定周期分メモリに保持され、更新されている。また、発電機位相差データＤ２の計算は、計測装置４４ａで実施してもよいし、電力系統安定化装置１０で実施してもよい。また、ここでは発電機の位相によって故障判定を行ったが、発電機の電圧または電流、あるいは故障リレーから発せられる信号など他の指標により故障判定を行ってもよい。

ここで図８に戻り、ステップＳ３では、電力系統安定化装置１０は、前記ステップＳ２で計算した発電機位相差データＤ２と、発電機出力データＤ１と、閾値および制御データＤ３とを用いて、発電機エネルギー計算を行い、算出した発電機エネルギーをメモリに記憶する。

ここで、図１２を用いて、発電機エネルギー計算の流れを説明する。図１２は、発電機エネルギー計算部の処理の一例を示すフローチャートである。

図１２は、ステップＳ２０〜Ｓ２２を通して、発電機出力データＤ１と発電機位相差データＤ２を用いて、発電機出力の発電機電圧位相角の時間偏差を積分し、発電機エネルギーを計算する方法を示している。以上の処理の流れの詳細を以下に説明する。なお、以下、発電機位相差データＤ２を電圧位相角時間偏差Δδvとも呼ぶ。

まずステップＳ２０では、電力系統安定化装置１０は、ステップＳ１で受信した発電機出力データＤ１、およびステップＳ２で計算した発電機位相差データＤ２をメモリ１５ａに読込む。次に、ステップＳ２１では、電力系統安定化装置１０は、積分計算として、一定の時間刻み毎に発電機出力の発電機電圧位相角時間偏差でなす短冊面積を積算し、発電機エネルギーを計算する。

ここで、図１３を用いてステップＳ２０〜Ｓ２１までの計算の一例について説明する。図１３は、発電機エネルギーの計算の一例を説明するための図である。

ステップＳ２０における各データの読込みは、図１３に示すように、発電機出力Ｐｇ＝発電機初期出力Ｐｇ0で電圧位相角時間偏差Δδｖ＝０の点から始まり、所定の監視打ち切り時間が経過するまで行われる。なお、この監視打ち切り時間は事前に設定される。

また、ステップＳ２１の発電機出力を発電機電圧位相角時間偏差で積分し発電機エネルギーを計算するステップでは、図１３に示すように、積分計算として、一定の時間刻み毎に、その一定の時間と発電機出力の発電機電圧位相角時間偏差とでなす短冊の面積を積算していく。発電機出力Ｐｇが発電機初期出力Ｐｇ0よりも低い領域では、面積は加速エネルギーとして計算され、発電機出力Ｐｇが発電機初期出力Ｐｇ0よりも高い領域では、面積は減速エネルギーとして計算される。なお、発電機エネルギーの計算は、短冊面積を積算する積分ではなく、台形面積を積算する積分などで行ってもよい。

図１３に示すような発電機出力Ｐｇと電圧位相角時間偏差Δδｖの場合の加速エネルギーおよび減速エネルギーを（４）式および（５）式によって求めることができる。なお、発電機出力Ｐｇは発電所に含まれる複数の発電機の出力の合計である発電所出力でもよい。また、ここでは、電圧位相角時間偏差として発電機の母線の電圧位相角の時間偏差を用いているが、電圧位相角時間偏差は、発電所母線の電圧位相角の時間偏差でもよい。また、距離と伝達遅延時間の関係を考慮し、電圧位相角時間偏差として、発電機または発電所の母線の電圧位相と、その発電機から所定距離にある母線の電圧位相との差を用いてもよい。

なお、ここでは加速エネルギーをＥA’とし、減速エネルギーをＥD’とした。

図１２に戻って、ステップＳ２２では、電力系統安定化装置１０は、本発電機エネルギー計算の処理を開始してから一定期間経つまでであればステップＳ２０に戻り、一定期間経った後であれば、終了となりステップＳ４に移行する。

ここで図８に戻り、ステップＳ４では、電力系統安定化装置１０は、前記ステップＳ３で計算した発電機エネルギーと、閾値および制御データＤ３を用いて、閾値判定を行い、発電機エネルギーが閾値を超過するか否かを判定する。なお、発電機エネルギーＥlimit’は（６）式で算出される。（７）式のように、閾値Ｅlimitよりも、発電機エネルギーＥlimit’が小さければ、安定と判定される。

ここで、発電機エネルギーはＥlimit’とした。
なお、ここで、閾値はＥlimitとした。

ここで、図１４および図１５を用いて、閾値判定の流れを説明する。図１４および図１５は、閾値判定部３２の処理の一例を説明するための図であり、図１４は、発電機エネルギーが閾値を超過する場合、図１５は、発電機エネルギーが閾値を超過しない場合の例である。図１４、１５では、実線が閾値、破線が、算出した発電機エネルギーＥである。

図１４は、時間と共に変化する閾値に対し、三つの時限が設定されている例である。一つ目の時限（時限（１））は、故障除去後、従来の中央安定化装置２１０および電力系統安定化装置１０も備えている制御機能により故障発生で即実施される第一段制御が実施されたた時点から、予め設定された閾値超過判定タイミング１までの時限である。時限（１）では、第一段制御の実施後、その第一段制御の効果を確認できるように実施からΔｔだけ経過したタイミングに、閾値超過の判定が一度行われる。なお、Δｔは計測されたデータの演算にかかる時間を見込んだ値に予め設定される。

二つ目の時限（時限（２））は、閾値超過判定タイミング１から次の閾値超過判定タイミング２までの時限である。時限（２）の時限幅は予め設定される。この時限（２）でも、閾値超過判定タイミング１からΔｔだけ経過したタイミングに閾値超過判定が一度行われる。時限（２）におけるΔｔと、時限（１）のΔｔは同じである必要はない。

三つ目の時限（時限（３））は、閾値超過判定タイミング２から監視打止時間までの時限である。時限（３）の時限幅も予め設定される。この時限（３）でも、閾値超過判定タイミング２からΔｔだけ経過したタイミングに閾値超過判定が一度行われる。この時限（１）と時限（２）のΔｔと時限（３）のΔｔは同じである必要はない。

図１４には、上記閾値および時限に対して、発電機エネルギーが点線のように変化した場合の超過判定の様子が示されている。

時限（１）における閾値判定では、発電機エネルギーが閾値未満であり、安定と判定されたが、時限（２）における閾値判定では、発電機エネルギーが閾値超過であり、不安定と判定され、制御が実施されている。この制御により発電機エネルギーが低下し、時限（３）における閾値判定では、発電機エネルギーが閾値未満であり、安定と判定されている。なお、閾値判定は、時限（２）で不安定と判定された場合には即制御が実施されるため、時限（３）における閾値判定はなくてもよい。

次に、図１５は、図１４と異なり、時限（１）〜時限（３）のいずれの時限においても発電機エネルギーが閾値未満であり、安定と判定されたため、制御が不要であった場合の例である。なお、ここで時限数および監視打止時間は、制御によって安定となる限界の時間と第一波終了時間とのいずれか一方または両方に基づいて、事前に決定しておけばよい。

ここで図８に戻り、ステップＳ５では、電力系統安定化装置１０は、前記ステップＳ４で発電機エネルギーが閾値を超過したと判定された場合に、故障データＤ６と閾値および制御データＤ３を用いて、故障と判定した条件に関連した制御指令を選択し、故障が発生した旨の判定結果を記憶するとともに、選択した制御指令の内容を記憶する。なお、ここで判定結果と共に制御指令も記憶することとしたが、制御指令は記憶しなくてもよい。

ステップＳ６では、電力系統安定化装置１０は、ステップＳ５で選択された制御指令および記憶された判定結果を、夫々発電機制御装置１６０と中央安定化装置２１０に送信して処理を終了し、ステップＳ１に戻る。

なお、通信量が増加している場合などには、通信量を低減し、通信ネットワーク３００が過負荷となるのを防止するために、判定結果のリアルタイムでの送信を行わなくてもよい。

また、ステップＳ４において、監視打止時間まで閾値判定で発電機エネルギーが閾値を超過しない場合には、電力系統安定化装置１０は演算を終了し、ステップＳ１に戻る。

なお、これまで説明した閾値判定後の制御（補正制御）は、従来から行われている第一段制御を補正する制御である。

次に、中央安定化装置２１０の計算処理内容について説明する。

図１６〜１８は、中央安定化装置２１０の構成例を説明するための図である。図１９は、中央安定化装置２１０の全体プロセスを説明するためのフローチャートである。全体プロセスの概要としては、まず、手動入力あるいは自動受信した系統データＤ９と想定故障データＤ６’と探索範囲データＤ１０と判定結果データＤ７を用いて、状態推定と潮流計算を行い、それらしい系統状態を計算し、記憶する。系統データＤ９は、系統のトポロジー、有効電力、無効電力、電圧、インピーダンス、対地容量、変電所なら変圧比タップなどである。想定故障データＤ６’は、起こりうる故障のうち制御対象となる故障のリストである。探索範囲データＤ１０は、変電所で対象箇所に流れ得る潮流の範囲であり、安定限界の探索で負荷値を振る範囲がこれによって決まる。続いて、想定故障データＤ６’に対する安定度計算を行うことで、想定故障データＤ６’における、電力系統に発生しうる故障それぞれに対する第一段制御内容を決定する。その後、安定限界を探索して、さらに安定限界における発電機エネルギーを計算し、それを閾値とし、それに対応する補正制御内容を計算する。得られた結果を第一段制御データＤ１１、閾値および制御データＤ３として電力系統安定化装置１０に送信する。実際に故障が生じて第一段制御を実施し、その後、閾値判定をして得られる制御効果および判定制御結果データＤ７は画面に表示される。以上の処理の流れを以下に詳しく説明する。なお、図１〜図１５で説明した電力系統安定化装置１０の内容と重複する説明については省略する。

図１６は、本実施形態の中央安定化装置２１０の全体構成図の例である。中央安定化装置２１０は、制御内容決定部３４と、各種データベースとを有している。制御内容決定部３４は、状態推定・潮流計算部３５と、安定度計算部３６と、第一段制御内容計算部３７と、安定限界探索部３８と、発電機位相差計算部３０ｂと、発電機エネルギー計算部３１ｂと、閾値および補正制御内容計算部３９とを有している。中央安定化装置２１０が備えるデータベースは、系統データＤ９を格納した系統データベース２９と、想定故障データＤ６’を格納する想定故障データベース２６ｂと、探索範囲データＤ１０を格納する探索範囲データベース４０と、判定結果データＤ７を格納する判定結果データベース２７ｂと、第一段制御データＤ１１を格納する第一段制御データベース４１と、安定限界データＤ１２を格納する安定限界データベース４２と、閾値および制御データＤ３を格納する閾値および制御データベース２３ｂである。

中央安定化装置２１０が扱うデータは、系統データＤ９と、想定故障データＤ６’と、探索範囲データＤ１０と、判定結果データＤ７と、第一段制御データＤ１１と、安定限界データＤ１２と、閾値および制御データＤ３と、判定制御結果データＤ７である。

制御内容決定部３４の状態推定・潮流計算部３５では、系統データＤ９を用いて、それらしい系統状態を計算し、記憶する。それらしい系統状態は、例えば、想定される所定の関数の係数を実測データから最小二乗法で求めることにより得られる。また、制御内容決定部３４の第一段制御内容計算部３７が、系統データＤ９と状態推定結果と想定故障データＤ６’と安定度計算部３６を用いて、第一段制御の制御内容を決定する。また、制御内容決定部３４の安定限界探索部３８では、系統データＤ９と、上記それらしい系統状態である状態推定結果と、探索範囲データＤ１０と、想定故障データＤ６’と安定度計算部３６を用いて、安定限界を探索する。また、制御内容決定部３４の発電機位相差計算部３０ｂでは、安定度計算結果から発電機位相差を計算する。また、制御内容決定部３４の発電機エネルギー計算部３１ｂでは、発電機位相差と安定度計算結果から発電機エネルギーを計算する。また、制御内容決定部３４の閾値および補正制御内容計算部３９では、前記発電機エネルギーを閾値として時限毎に算出するとともに、安定限界探索結果と系統データＤ９と想定故障データＤ６’と安定度計算部３６を用いて、補正制御内容を決定する。また、制御内容決定部３４では、第一段制御データＤ１１と閾値および制御データＤ３を電力系統安定化装置１０に送信するとともに、判定結果データＤ７を電力系統安定化装置１０から受信する。前記第一段制御データＤ１１と閾値および制御データＤ３を受けた電力系統安定化装置１０は、閾値判定を実施する。

図１７は、中央安定化装置２１０のハード構成と電力系統の全体構成の一例を示すブロック図である。図１７では、中央電力安定化装置２１０と、電力系統安定化装置１０と、電力系統１００と、そこに含まれる部分電力系統１０１と、発電機１１０ｂとが通信ネットワーク３００に接続されている。

電力系統１００は、ブランチ１４０ａ、１４０ｂと、ノード１２０ａ、１２０ｂと、ノード１２１ａ、１２１ｂとを介して、発電機１１０ａ、１１０ｂと、変圧器１３０ａ、１３０ｂと、計測装置４４ａ、４４ｂとが接続されている。更に、図示していないが、故障検出装置１５０と、負荷やその他計測装置や制御装置のいずれか又は複数が存在する。なお、発電機１１０ａ、１１０ｂは、本例のような発電機の他、複数の発電機を含む発電所、また複数の発電所を有する発電事業者の発電設備であってもよい。

中央安定化装置２１０のハード構成としては、電力系統安定化装置１０と同様の表示部１１ｂ、入力部１２ｂ、通信部１３ｂ、ＣＰＵ１４ｂ、メモリ１５ｂ、と、電力系統安定化装置１０と異なる各種データベース（系統データベース２９と想定故障データベース２６ｂと探索範囲データベース４０と判定結果データベース２７ｂと第一段制御データベース４１と安定限界データベース４２と閾値および制御データベース２３ｂおよびプログラムデータベース２８ｂ）がバス線４３ｂに接続されている。

なお、発電機１１０ｂ、表示部１１ｂ、入力部１２ｂ、通信部１３ｂ、ＣＰＵ１４ｂ、メモリ１５ｂなどの構成は、発電機１１０ａ、表示部１１ａ、入力部１２ａ、通信部１３ａ、ＣＰＵ１４ａ、メモリ１５ａなどと同様である。

ここで、図１８を参照して、プログラムデータベース２８ｂの記憶内容を説明する。図１８は、電力系統安定化装置２１０のプログラムデータの構成例を示す図である。プログラムデータベース２８ｂには、例えば、状態推定・潮流計算プログラムＰ５０と、安定度計算プログラムＰ６０と、第一段制御内容計算プログラムＰ７０と、安定限界探索プログラムＰ８０と、発電機位相差計算プログラムＰ１０ｂと、発電機エネルギー計算プログラムＰ２０ｂと、閾値および補正制御内容計算プログラムＰ９０が格納されている。なお、第一段制御内容計算プログラムＰ７０と、閾値および補正制御内容計算プログラムＰ９０は、制御内容と閾値を電力系統安定化装置１０に送信する機能をもつ。ここに示したプログラム群は、最小限ではないが、基本的な一構成例をなすプログラム群の一例である。他の例として、判定結果に基づいて、閾値および／または制御内容を調整するプログラムが更に備えられていてもよい。

図１７に戻り、ＣＰＵ１４ｂは、プログラムデータベース２８ｂからメモリ１５ｂに読み出された計算プログラム（状態推定・潮流計算プログラムＰ５０と安定度計算プログラムＰ６０と第一段制御内容計算プログラムＰ７０と安定限界探索プログラムＰ８０と発電機位相差計算プログラムＰ１０ｂと発電機エネルギー計算プログラムＰ２０ｂと閾値および補正制御内容計算プログラムＰ９０）を実行し、状態推定・潮流計算、安定度計算、第一段制御内容計算、安定限界探索、発電機位相差計算、発電機エネルギー計算、閾値および補正制御内容計算、表示すべき画像データの指示、各種データベース内のデータの検索等の各処理を行う。メモリ１５ｂは表示用の画像データ、制御データ、制御結果データ等の計算一時データ及び計算結果データを一旦格納するメモリである。ＣＰＵ１４ｂによって生成された画像データが表示部１１ｂ（例えば表示ディスプレイ画面）に表示される。

中央安定化装置２１０には、大きく分けて８つのデータベースが格納される。ここでは、プログラムデータベース２８ｂと、判定結果データベース２７ｂと、閾値および制御データベース２３ｂを除く、系統データベース２９と、想定故障データベース２６ｂと、探索範囲データベース４０と、第一段制御データベース４１と、安定限界データベース４２について説明する。

系統データベース２９の系統データＤ９には、系統構成、線路インピーダンス、系統計測データ(Ｐ、Ｑ、Ｖ、Ｉ、Φ、時刻スタンプ付きデータやＰＭＵデータでもよい)、系統構成と状態推定に必要なデータ（バットデータの閾値など）、発電機データ、その他の潮流計算・状態推定・安定度計算に必要なデータが含まれる。例えば、発電機データには時間の概念が含まれており、時系列に発電機出力および発電機位相が蓄積されていてもよい。なお、計測値は、中央給電指令所やＥＭＳ（Energy Management System：電力系統需給管理サーバ）から入手してもよいし、系統全体の各箇所に配置された計測装置から直接入手してもよい。また、手動でデータを入力する場合、データを入力部１２ｂから手動で入力し、記憶する。なお、手動入力の際はＣＰＵ１４ｂによって所定の画像データを生成して表示部１１ｂに表示してもよい。また、手動入力の際、操作者の操作を補助する補完機能を利用して、大量のデータを容易に設定できるように半手動にしてもよい。

想定故障データベース２６ｂの想定故障データＤ６’には、図３０に示すような、電力系統において想定される故障ケースとして故障箇所と故障様相および故障除去タイミングなどの一覧が含まれる。例えば、想定故障データＤ６’の想定故障はその過酷度順に並べておくことにしてもよい。あるいは、系統の運用によっては、過酷故障ケースのみを想定故障データＤ６’に含めることにしてもよい。また、例えば、過酷度によってスクリーニングし、想定故障データＤ６’を複数のリストに分けておいてもよい。

探索範囲データベース４０の探索範囲データＤ１０には、図２２に示すような系統データに対して、図２９に示すような、エリア毎の潮流変動範囲の上下限値が含まれる。図２９に示すような潮流変動範囲は、例えば、所定の周期の間に変化する電源および／または負荷の潮流変動の計測結果に基づいて設定すればよい。

第一段制御データベース４１の第一段制御データＤ１１には、図６に示した閾値および制御データＤ３において閾値を含まないデータが含まれる。

安定限界データベース４２の安定限界データＤ１２には、探索過程における全ての各エリアの潮流変動量と発電機内部相差角第一波ピーク値の関係と、安定限界位置が含まれる。

以上説明したように、本実施形態では、事前演算では想定されていない潮流変動に対して、事前演算による第一段制御と、発電機の加速に基づく事後演算による補正的な安定化制御とを組み合わせることにより、少ない労力で自動で電力系統の安定度を維持することができる。

また、本実施形態では、発電機または発電所の母線の電圧位相の時間偏差を用いるので、
発電機または発電所の正確な安定化制御が可能である。

また、本実施形態の上述した変形例のように、電圧位相角時間偏差として、発電機または発電所の母線の電圧位相と、そこから所定距離にある母線の電圧位相との差を用いた場合、それらの母線の電圧位相の差から比較的単純な演算で時間偏差に相当する情報が得られる。

また、本実施形態では、故障発生直前と直後を除いた時間において、一定時間毎に算出した、その一定時間における発電機の出力の位相角の平均値同士の偏差を発電機位相差データとすることで、平均化により計測誤差などによる計測値の変動を除去し、安定化制御の精度を高めることができる。

また、本実施形態では、発電機出力と発電機位相差データを用いて算出されるエネルギー値を発電機の加速を示す指標として用いるので、加速エネルギーおよび減速エネルギーから発電機の加速を正確に把握することが可能である。また、発電機出力と発電機位相差データに基づく積分演算で正確に加速の指標を得ることができる。

次に中央安定化装置２１０の計算処理内容について図１９を用いて説明する。図１９は、中央安定化装置２１０の全体処理の一例を示すフローチャートである。以下、処理の流れを説明する。

まず、ステップＳ３１では、中央安定化装置２１０は計測装置４４ａ、４４ｂから系統データＤ９を受信する。また、入力部１２ｂを使用して手入力で設定された系統データＤ９を受信する。例えば、中央安定化装置２１０は、所定の周期で周期的に系統データＤ９を受信する。

ステップＳ３２では、中央安定化装置２１０は、系統データＤ９を用いて、系統の接続情報や潮流情報などから系統モデルを作成する。ステップＳ３３では、中央安定化装置２１０は、状態推定・潮流計算部３５で状態推定を行い、それらしい系統状態を計算・記憶する。ステップＳ３４では、中央安定化装置２１０は、想定故障を想定故障データＤ６’から選定する。その際、計算量を削減するために、全ての想定事故を順次選択するのではなく、所定の条件に従って、対象とする想定事故を絞り込むスクリーニングを行ってもよい。ステップＳ３５では、中央安定化装置２１０は、系統データＤ９と状態推定結果と安定度計算部３６を用いて、第一段制御内容計算部３７で第一段制御の制御内容を計算する。第一段制御の内容は、例えば、想定故障の過渡安定度を計算し、脱調が起きた場合、閾値に最も早く達した電制対象の発電機を選択し、電制した状態での過渡安定度を計算するという処理を、所望の系統状態となるまで、例えば、脱調が起こらず安定化するまで、繰り返すというものである。その際、発電機位相の計算は、計測装置４４ａで行ってもよく、また電力系統安定化装置１０で行ってもよい。所望の系統状態の例として、系統電圧無効電力が安定な系統状態、託送可能電力が最大の系統状態、送配電損失が最小の系統状態などがあり、これらは系統の制約から計算することができる。

次に、ステップＳ３６では、中央安定化装置２１０は、状態推定結果の潮流断面において、探索範囲データＤ１０内で、想定故障データＤ６’と系統データＤ９を用いて、安定限界探索部３８と安定度計算部３６を用いて、安定限界を探索する。

ここで、図２０を参照する。図２０は、安定限界の探索処理の一例を示すフローチャートである。

ステップＳ４１では、中央安定化装置２１０は、状態推定結果を用いて潮流計算によって得た潮流のデータを初期潮流断面として設定する。初期潮流断面は、故障前の運転点での潮流断面である。

ステップＳ４２では、中央安定化装置２１０は、過渡安定度悪化方向の探索を行う。

ここで、図２１を参照する。図２１は、過渡安定度悪化方向を探索する処理の一例を示すフローチャートである。ここでは、図２２に示すように電力系統１００を分割したエリアＡ〜Ｃのそれぞれに対する、ステップＳ５１〜Ｓ６４までの処理の例を示す。なお、分割されたエリア数は予め定めておくものとする。各エリアの負荷１７０ｃ〜１７０ｅの負荷量を変動させることにより、安定限界の探索を行う。

まずステップＳ５１では、中央安定化装置２１０は全エリアの潮流を増加方向に変更する。なお、このときの変更幅および以下の変更幅としては、予め設定した一定の刻み幅を用いる。ステップＳ５２では、中央安定化装置２１０は過渡安定度計算を行う。なお、ここでの安定度計算では、発電機内部相差角の第一波ピーク値さえ分かればよいので、短時間の解析を行えばよい。

ステップＳ５３では、中央安定化装置２１０は、エリアＡの潮流を減少方向に変更し、ステップＳ５４で再び過渡安定度計算を行う。次に、ステップＳ５５で、中央安定化装置２１０は、潮流を変更する前と後のそれぞれの過渡安定度計算で得た安定度を比較し、安定度が悪化しているか否かを確認する。

安定度が悪化している場合には、中央安定化装置２１０は、次のステップＳ５６において、エリアＡの潮流を増加方向に修正しておく。一方、安定度が改善されている場合は、中央安定化装置２１０は、エリアＡの潮流を減少方向のままにする。

次に、ステップＳ５７では、中央安定化装置２１０は、エリアＢの潮流を減少方向に変更し、ステップＳ５８で再び過渡安定度計算を行う。次に、ステップＳ５９で、中央安定化装置２１０は、潮流を変更する前と後の安定度を比較し、安定度が悪化しているか否かを確認する。

安定度が悪化している場合には、中央安定化装置２１０は、次のステップＳ６０において、エリアＢの潮流を増加方向に修正しておく。一方、安定度が改善されている場合は、中央安定化装置２１０は、エリアＢの潮流を減少方向のままにする。

次に、ステップＳ６１では、中央安定化装置２１０は、エリアＣの潮流を減少方向に変更し、ステップＳ６２で再び過渡安定度計算を行う。次に、ステップＳ６３で、中央安定化装置２１０は、潮流を変化させる前と後の安定度を比較し、安定度が悪化しているか否かを確認する。

安定度が悪化している場合には、中央安定化装置２１０は、次のステップＳ６４において、エリアＣの潮流を増加方向に修正しておく。一方、安定度が改善されている場合は、中央安定化装置２１０は、エリアＣの潮流を減少方向のままにする。

以上のように過渡安定度が悪化する方向を探索する処理によって各エリアの潮流の変化方向が安定度悪化する方向に自動的に設定され、それにより以降の調整労力を減らすことができる。なお、図２３は、過渡安定度の悪化方向を探索する処理における各エリア潮流変動を示す例である。全エリアの潮流を増加方向（図２３の右上）に変更した後、各エリアの潮流をそれぞれ減じて安定度が悪化する方向（過渡安定度悪化方向）を確認している。

図２０に戻り、ステップＳ４３では、中央安定化装置２１０は、ステップＳ４２で求めた過渡安定度悪化方向に対する潮流変動幅（安定限界探索の最初に用いる値）を設定する。なお、この潮流変動幅を設定する際には、安定度悪化方向の探索の際に求めた初期潮流断面（事故前の運転点）と、安定度を悪化した断面での選択エリアにおける潮流変動と、発電機内部相差角ピーク値（第一波）との関係式から、脱調判定閾値に到達する選択エリアの潮流変動値を計算し、設定する。ここでは関係式として近似式を用いる。近似は線形近似でもよいし、二次近似でもよい。

ステップＳ４４では、中央安定化装置２１０は、ステップＳ４３で設定した潮流変動が発生した場合の潮流断面を作成し、保存する。

ステップＳ４５では、中央安定化装置２１０は、ステップＳ４４で作成した潮流断面において、過渡安定度計算を実施する。そして、前回と今回の過渡安定度を比較し、過渡不安定から過渡安定へ、あるいは過渡安定から過渡不安定へと変化していたら、探索方向を反転しておく。

次にステップＳ４６において、中央安定化装置２１０は、それまでの処理過程で過渡不安定な潮流断面が登場したか否か判定する。過渡不安定の潮流断面があった場合、中央安定化装置２１０は、ステップＳ４４で設定した潮流変動幅を半分に設定し直し、次のステップへ進む。一方、過渡不安定な潮流断面がなかった場合、中央安定化装置２１０は、ステップＳ４４で設定した潮流変動幅を二倍に設定し直し、次のステップへ進む。

ステップＳ４８では、中央安定化装置２１０は、このときに設定する潮流変動幅を閾値と比較し、潮流変動幅が閾値以上ならば、ステップＳ４４へ戻る。一方、潮流変動幅が閾値以下ならば、中央安定化装置２１０は、ステップＳ４９において、最後に計算した潮流断面を安定限界として保存する。また、安定限界として潮流断面を保存した際に、一つまたは二つ前の探索条件における不安定な潮流断面についても保存しておく。

以上のようにして安定限界を探索する。なお、探索においては、探索範囲データＤ１０の制約のもと上記フローで探索する。

ここでは二分探索によって潮流変動幅を設定しながら安定限界を探索したが、他の例として、潮流変動幅を最大の変動範囲内で乱数で設定し、モンテカルロ法により安定限界を探索してもよい。また、安定限界の探索には、例えばPSO（Practice Swarm Optimization）と最適潮流計算を組み合わせた探索法を用いてもよい。また、その他の探索法によって安定限界を探索してもよい。

図１９に戻り、ステップＳ３７では、中央安定化装置２１０は、閾値と補正制御内容とを決定する。

ここで、図２４を参照する。図２４は、電制の対象となる発電機（制御対象発電機）の決定から、発電機エネルギーの算出および閾値の時限毎の計算までの処理の流れの一例を示すフローチャートである。

ステップＳ７１では、中央安定化装置２１０は、上記ステップＳ４９にて保存した、安定限界探索中に算出した安定限界に最も近い不安定潮流断面の過渡安定度の計算結果をメモリ１５ｂに読込む。この不安定潮流断面は、安定限界として潮流断面を保存した際に、一つまたは二つ前の探索条件における不安定な潮流断面として保存した潮流断面である。

ステップＳ７２では、中央安定化装置２１０は、ステップＳ７１で読込んだ不安定潮流断面を用いた安定度解析を行い、その結果から、制御対象となる発電機を決定する。その際、第一段制御の対象とする発電機の選定方法と同様に、不安定潮流断面において脱調判定閾値に最も早く達した発電機を制御対象の発電機に選定する。例えば電制の対象とする発電機の台数を増加する、あるいは電制の対象とする発電機を容量の大きなものに選択し直す。

なお、このとき他の例として、ステップＳ７１で安定限界の潮流断面を不安定潮流断面としてもよい。その場合、ステップＳ７２では発電機内部相差角第一波ピーク値が最も大きな発電機を選定する。

ステップＳ７３では、中央安定化装置２１０は、同じ不安定潮流断面において、系統データＤ９と想定故障データＤ６’とを用いた安定度計算部３６による過渡安定度計算を行い、ステップＳ７４で、その計算結果である過渡安定度が安定であるか否かの判別を行う。不安定な場合は、中央安定化装置２１０は、安定化するまで電制の対象とする発電機の台数を増加させる。その際、電制対象の発電機の台数は、予め設定した台数を上限とする。一方、過渡安定度が安定であった場合は、中央安定化装置２１０は、選定した制御対象発電機を本決定し、ステップＳ７５で、制御対象発電機のデータを保存する。

ここで、図２５を参照する。図２５では、安定限界探索部３８の処理を説明するため図である。図２５には、各エリアの潮流変動量と発電機内部相差角第一波ピーク値の関係図における安定限界探索の様子の一例と、探索と安定限界および制御対象発電機の選定時における不安定な潮流断面のイメージと、制御対象発電機の決定方法および補正制御内容の決定のイメージが示されている。

安定限界の探索が二分探索法によって行われる様子が破線矢印で示されている。また、発電機内部相差角第一波ピーク値が脱調判定閾値以上の領域の潮流断面のイメージとして、発電機内部相差角が脱調判定閾値を超える過渡状態の様子が示されている。発電機内部相差角第一波ピーク値が脱調判定閾値以下の領域の潮流断面のイメージでは、発電機内部相差角が脱調判定閾値を超えずに収束する過渡状態の様子が示されている。

次に、ステップＳ７６では、中央安定化装置２１０は、安定限界の潮流断面および過渡安定度の計算結果をメモリ１５ｂに読込む。ステップＳ７７では、中央安定化装置２１０は、安定限界の潮流断面の過渡安定度の計算結果において、発電機位相差計算部３０ｂで、ステップＳ７５で保存した制御対象発電機の発電機位相差を計算する。その際の発電機位相差の計算および発電機エネルギーの計算は、電力系統安定化装置１０と同様の処理により行う。発電機位相差を第一波ピーク値まで計算しておき、時限毎に積分によって発電機エネルギーを計算し、閾値を求める。ステップＳ７８では、中央安定化装置２１０は、発電機エネルギー計算部３１ｂで発電機エネルギーを計算する。

ここで、図２６を参照する。図２６は、発電機出力Ｐｇ−時間ｔの波形と、電圧位相角時間偏差Δδｖ−時間ｔの二つの時系列波形から描かれる、発電機出力Ｐｇ−電圧位相角時間偏差Δδｖの波形を示す図である。

図２６において、発電機出力Ｐｇが初期発電機出力Ｐｇ0よりも小さい領域におけるハッチング部分が加速エネルギーを表し、発電機出力Ｐｇが初期発電機出力Ｐｇ0よりも大きい領域におけるハッチング部分が減速エネルギーを表している。なお、図２６中で[1]〜[6]の同じ数字が描かれた箇所がそれぞれのグラフにおける対応箇所を示している。図２６の右上のように、発電機出力Ｐｇを電圧位相角時間偏差Δδｖで積分することで、発電機エネルギーを計算することができる。

なお、発電機出力Ｐｇと電圧位相角時間偏差Δδｖの加速エネルギーおよび減速エネルギーは、（８）式および（９）式によって求めることができる。発電機出力Ｐｇは、発電所に含まれる複数の発電機の出力の合計であってもよい。電圧位相角時間偏差は、発電所母線電圧位相角時間偏差であってもよい。
ここで、加速エネルギーはＥA、減速エネルギーはＥDとした。

図２４に戻り、ステップＳ７９では、中央安定化装置２１０は、また閾値および補正制御内容計算部３９により、発電機エネルギーを時限毎に算出し、閾値とする。その際、閾値は、加速エネルギーおよび減速エネルギーの和によって求められるため、（１０）式により求めることができる。
ここで、閾値はＥlimitとした。

ここで、図２７を参照する。図２７は、閾値および補正制御内容計算部３９の処理を説明するための図である。図２７には、各時限（１）〜（３）に対する閾値を算出するための発電機エネルギーの時間分割イメージが示されている。図２７には、時限（１）〜（３）の閾値を算出する様子が上から順に示されている。各時限の閾値は、故障を除去してから各時限までの積分演算により求まる発電機エネルギーに基づいて定められる。発電機エネルギーを時間分割して算出することで、各時限での閾値を設けることができる。これにより、厳しい故障に対しても閾値を設定することができる。なお、故障によっては第一段制御から補正制御まで時間的な余裕があまりないため、時限を短く設定する必要がある。

図２４に戻り、ステップ７９では、中央安定化装置２１０は、以上のように発電機エネルギーを閾値として時限毎に算出し、保存する。

図１９に戻って、ステップＳ３８では、中央安定化装置２１０は、全ての想定される故障に対して、ステップＳ３３〜Ｓ３７が終了し、第一段制御データＤ１１と閾値および制御データＤ３が決定されたか否か判定する。全ての想定される故障について処理が終わっていなければ、中央安定化装置２１０は、ステップＳ３４に戻る。全ての想定される故障に対して処理終了し、第一段制御データＤ１１と閾値および制御データＤ３が決定していれば、中央安定化装置２１０は、次にステップＳ３９に進む。

ステップＳ３９では、中央安定化装置２１０は、決定した第一段制御データＤ１１と閾値および制御データＤ３を電力系統安定化装置１０に送信する。この送信周期は例えば予め定めた一定周期とする。

なお、中央安定化装置２１０では監視中や閾値超過や制御実施などの運転状況を画面に表示してもよい。これにより、運用者が電力系統安定化装置１０の運用状況を容易に把握できる。なお、その場合、制御が実施されるまで、各種データの受信から制御指令および判定結果を夫々送信するまでの状況を繰り返し画面に表示してもよい。更に、発電機出力、発電機エネルギー、閾値判定結果を表示することで、制御判断の正しかったかどうかを後刻に検証することも可能になる。

ここで、図２８を参照する。図２８は、電力系統安定化装置１０の故障発生から各制御までのタイミングを示すタイムチャートの例である。これは、第一段制御に加え、閾値超過判定タイミング２の判定により補正制御を実施する例である。図２８のようなタイムチャートを中央安定化装置２１０の画面に表示することにしてもよい。それにより、制御タイミングやそれに対する動作を運用者が把握し易いというメリットがある。

ここで、図３１を参照する。図３１は、発電機電圧位相角δｖの時間変化を示すグラフである。図３１のようなグラフを中央安定化装置２１０の画面に表示することにしてもよい。運用者が電力系統安定化装置１０の制御効果を一目で把握できる。また、過去の想定事故に対する安定化対策を保存し、表示することで、系統計画を立案する時に参考にすることができる。

以上説明したように、本実施形態では、電力系統に発生しうる故障毎に、安定な状態から安定度が悪化するように電力系統の潮流を変化させたとき、それ以上、電力系統の潮流を変化させると不安定な状態となる安定限界を判定し、その安定限界における加速指標の値を閾値とするので、故障毎に適切な閾値を決定することができる。

また、本実施形態では、故障発生からの経過時間に対して複数の閾値を定めてもよく、そうすれば、加速指標が閾値を超過するか否かを時間経過に伴って複数回判定し、時間経過に伴う適切な判定結果を得ることが可能となる。

上述した本発明の実施形態は、本発明の説明のための例示であり、本発明の範囲をそれらの実施形態にのみ限定する趣旨ではない。当業者は、本発明の要旨を逸脱することなしに、他の様々な態様で本発明を実施することができる。

１０：電力系統安定化装置 １１ａ、１１ｂ：表示部 １２ａ、１２ｂ：入力部 １３ａ、１３ｂ：通信部 １４ａ、１４ｂ：ＣＰＵ １５ａ、１５ｂ：メモリ ２０：発電機位相データ ２１：発電機出力データベース ２２：発電機位相差データベース ２３ａ、２３ｂ：閾値および制御データベース ２４ａ、２４ｂ：プログラムデータベース ２５：制御指令データベース ２６ａ：故障データベース ２６ｂ：想定故障データベース ２７ａ、２７ｂ：判定結果データベース ２８ａ、２８ｂ：プログラムデータベース ２９：系統データベース ３０ａ、３０ｂ：発電機位相差計算部 ３１ａ、３１ｂ：発電機エネルギー計算部 ３２：閾値判定部 ３３：制御指令部 ３４：制御内容決定部 ３５：状態推定・潮流計算部 ３６：安定度計算部 ３７：第一段制御内容計算部 ３８：安定限界探索部 ３９：閾値および補正制御内容計算部 ４０：探索範囲データベース ４１：第一段制御データベース ４２：安定限界データベース ４３ａ、４３ｂ：バス線 ４４ａ、４４ｂ：計測装置 ５１：発電機出力データ ５２：発電機位相データ ５３：閾値および制御データ ５６：故障データ ５７：判定制御結果データ ５８：制御指令データ ５９：第一段制御データ １００：電力系統 １０５：基幹系統 １０１、１１１〜１１３：部分電力系統 １１０ａ〜ｃ：発電機 １２０ａ〜１２０ｅ、１２１ａ〜１２１ｅ：ノード（母線） １３０ａ〜１３０ｅ：変圧器 １４０ａ〜１４０ｆ、１４１ａ〜１４１ｅ：ブランチ（線路） １５０：故障検出装置 １６０：発電機制御装置 １７０ｃ〜１７０ｅ：負荷 ２１０：中央安定化装置 ３００：通信ネットワーク

Claims (10)

1. 電力系統の安定化制御を実施する電力系統安定化装置であって、
   前記電力系統に電力を供給する発電機の出力である発電機出力と、前記発電機出力の位相角の時間に対する変化を示す発電機位相差とを用いて、前記発電機の加速を表す指標である加速指標を計算する指標計算部と、
   前記加速指標が、予め設定された閾値を超過するか否か判定する閾値判定部と、
   前記加速指標が前記閾値を超過した場合に、前記閾値に対して予め設定された、前記安定化制御の補正をなす制御内容の制御指令を発する制御指令部と、
   を有し、
   前記閾値は、電力系統に発生しうる故障毎に、発電機内部相差角の第一波ピークが分かる時間だけの解析による過渡安定度を用い、潮流の増加と減少のどちらの方向で過渡安定度が悪化するかを確認し、過渡安定度を悪化した断面での潮流変動と、発電機内部相差角の第一波ピークとの関係を示す近似式を用いた探索をすることにより、安定な状態から安定度が悪化するように前記電力系統の潮流を変化させたとき、それ以上、前記電力系統の潮流を変化させると不安定な状態となる安定限界を判定し、前記安定限界における前記加速指標の値を前記閾値として定めたものである、
   電力系統安定化装置。
2. 請求項１に記載の電力系統安定化装置において、
   前記発電機位相差は、前記発電機の母線、または前記発電機を含む発電所の母線の電圧位相の時間偏差であることを特徴とする、電力系統安定化装置。
3. 請求項１に記載の電力系統安定化装置において、
   前記発電機位相差は、前記発電機の母線または前記発電機を含む発電所の母線の電圧位相と、前記発電機から所定距離だけ離れた場所の母線の電圧位相との差であることを特徴とする、電力系統安定化装置。
4. 請求項１〜２に記載の電力系統安定化装置において、
   前記発電機位相差は、故障発生直前と直後を除いた時間において、一定時間毎に算出した前記一定時間における前記発電機の出力の位相角の平均値同士の偏差であることを特徴とする、電力系統安定化装置。
5. 請求項１〜４に記載の電力系統安定化装置において、
   前記発電機位相差情報を保持する発電機位相データベースと、
   前記発電機出力を保持する発電機出力データベースと、
   を備えることを特徴とする電力系統安定化装置。
6. 請求項１に記載の電力系統安定化装置において、
   前記加速指標は、前記発電機出力と前記発電機位相差を用いて算出されるエネルギー値であることを特徴とする、電力系統安定化装置。
7. 請求項６に記載の電力系統安定化装置において、
   前記加速指標は、前記発電機出力を前記発電機位相差で積分して求まるエネルギー値であることを特徴とする、電力系統安定化装置。
8. 請求項１に記載の電力系統安定化装置において、
   前記閾値は、前記加速指標が前記閾値を超過するか否かを１回または複数回判定するために、故障発生からの経過時間に対して定めた１つまたは複数の閾値であることを特徴とする、電力系統安定化装置。
9. 請求項１に記載の電力系統安定化装置において、
   前記閾値判定部は、故障発生後に前記加速指標が前記閾値を超過するか否か判定し、その判定結果を、前記電力系統安定化装置が対象とする発電所を含む１つまたは複数の発電所を管理する中央安定化装置に送信することを特徴とする、電力系統安定化装置。
10. 電力系統の安定化制御を実施するための電力系統安定化方法であって、
    指標計算手段は、発電機出力と、前記発電機出力の位相角の時間に対する変化を示す発電機位相差とを用いて、前記発電機の加速を表す指標である加速指標を計算し、
    閾値判定手段は、前記加速指標が、予め設定された閾値を超過するか否か判定し、
    制御指令手段は、前記加速指標が前記閾値を超過した場合に、前記閾値に対して予め設定された、前記安定化制御の補正をなす制御内容の制御指令を発し、
    前記閾値は、電力系統に発生しうる故障毎に、発電機内部相差角の第一波ピークが分かる時間だけの解析による過渡安定度を用い、潮流の増加と減少のどちらの方向で過渡安定度が悪化するかを確認し、過渡安定度を悪化した断面での潮流変動と、発電機内部相差角の第一波ピークとの関係を示す近似式を用いた探索をすることにより、安定な状態から安定度が悪化するように前記電力系統の潮流を変化させたとき、それ以上、前記電力系統の潮流を変化させると不安定な状態となる安定限界を判定し、前記安定限界における前記加速指標の値を前記閾値として定めたものである、
    電力系統安定化方法。