JP2014064382A - 系統制御装置および系統制御方法 - Google Patents

Abstract

【課題】電力系統を所望の系統状態に近づけるように、電力系統内の機器を制御する。
【解決手段】系統制御装置は、電力系統内の特定箇所における目標の電圧位相を示す目標情報と、特定箇所における計測結果の電圧位相を示す計測情報とを記憶する記憶部と、
計測情報及び目標情報の差分に基づいて、電力系統に連系する対象機器を制御する制御部と、を備える。
【選択図】図１

Description

本発明は、電力系統の電力量を制御する技術に関する。

将来、電力系統には再生可能エネルギーが大量導入される予定である。再生可能エネルギーは、天候等によって大きな出力変動を生じる。そのため、電力系統に再生可能エネルギーが大量導入されると、大きな電圧変動や潮流変動が生じ、電力系統の安定度の悪化が懸念される。

一方、衛星測位システム（ＧＰＳ：Global Positioning System）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）を計測する装置として、位相計測装置（ＰＭＵ：Phasor Measurement Units）が知られている。近年、系統監視や系統制御へのＰＭＵの利用が増加している。

ＰＭＵにより計測された絶対時刻付きの電力情報を安定化制御に活用する方法が知られている。例えば、特許文献１には、広域に配置したＧＰＳ時刻同期機能を持った電圧位相計測装置の計測データを用いて、発電機励磁系の電力系統安定化装置（ＰＳＳ：Power System Stabilizer）が発生する補助信号のモデルを含んだ電力系統動揺モデルを構成することにより、電力系統の中で支配的な電力動揺の安定度余裕を把握するとともにその安定化を行うこと、が記載されている。

また、ＰＭＵなどによる絶対時刻付きの電力情報の計測方法が知られている。例えば、特許文献２には、電力系統の異地点での各端末装置にて電圧位相を検出して相互に伝送し合い、事故発生後の電圧位相情報をもとに系統動揺の発生を検出する電力系統動揺検出装置において、各端末装置には絶対時刻を正確に計測するために設けた計時手段と、所定の時刻毎に電圧位相を計測する手段と、計測された電圧位相情報を伝送する手段と、伝送された電圧位相情報をもとに系統動揺を検出する手段とを備えたこと、が記載されている。また、特許文献３には、互いに離れた２点間の交流電気量の位相差を計測する場合に、その２点にそれぞれ計測器を設置し、ＧＰＳ信号により互いに時刻同期させた基準波形とＧＰＳ信号から取得された時刻とを用い、それぞれ同一時刻に、その基準波形の立ち上がりと交流電気量の立ち上がりゼロクロスとの時間差を計測し、これらの時間差と時刻とを計測器間で相互に伝送し、これらの時間差の差から演算することによりこの２点間の交流電気量の位相差を求めること、が記載されている。

また、計測値に基づいて電力系統の状態を推定する方法が知られている（例えば、非特許文献１）。

国際公開２００６／０９０５３８号公報 特開平９−９３７９２号公報 特開２００８−２４９４７２号公報

Lars Holten, Anders Gjelsvlk, Sverre Adam, F. F. Wu, and Wen-Hs IungE. Liu, Comparison of Different Methods for State Estimation, IEEE Transactionon Power Systems, Vol. 3 (1988), p.1798-1806

中央制御により電力系統を所望の系統状態にするためには、電力系統全体の情報の把握が必要となり、通信設備などのコストが増加する恐れがある。一方、電力系統の部分的な情報であるローカル情報を把握して電力系統の部分を制御するローカル制御の場合、系統全体を所望の系統状態にすることはできない。

電圧計測装置により計測された電圧を用いて、所望の系統状態を実現するためにローカルに設置された系統制御装置へ制御指令を与える方法も提案されている。しかし、電圧の計測誤差が大きいため、精度を向上させるためにはコストが増加する恐れがある。

本発明の一態様である系統制御装置は、電力系統内の特定箇所における目標の電圧位相を示す目標情報と、前記特定箇所における計測結果の電圧位相を示す計測情報とを記憶する記憶部と、前記計測情報及び前記目標情報の差分に基づいて、前記電力系統に連系する対象機器を制御する制御部と、を備える。

本発明によれば、電力系統を所望の系統状態に近づけるように、電力系統内の機器を制御することができる。

本発明の実施例に係る系統制御装置１０の構成を示す。 系統制御装置１０のハードウェア構成を示す。 プログラムデータベース２４ａの記憶内容を示す。 特定時刻付き電圧位相目標データＤ１を示す。 特定時刻付き電圧位相計測データＤ２を示す。 制御機器データＤ３を示す。 系統制御装置１０による系統制御処理を示す。 演算サーバ２１０の構成を示す。 演算サーバ２１０のハードウェア構成を示す。 プログラムデータベース２４ｂの記憶内容を示す。 絶対時刻付きの電力情報を示す。 ネットワーク構成情報内のブランチ情報を示す。 ネットワーク構成情報内の変圧器情報を示す。 ネットワーク構成情報内のノード情報を示す。 発電機データＤ６を示す。 電圧制約データを示す。 潮流制約データを示す。 演算サーバ２１０による演算処理を示す。 運転点を変化させる制御による電圧安定度余裕の変化を示す。 ＰＶ曲線を変化させる制御による電圧安定度余裕の変化を示す。 制御結果表示画面を示す。 系統状態表示画面を示す。

以下、本発明の実施例を、図面を用いて説明する。

本実施例では、演算サーバにより計算された特定時刻付き電圧位相目標データと、計測装置により計測された特定時刻付き電圧位相計測データの差分を算出し、算出された差分に基づいて、電力系統内の制御対象機器を制御する系統制御装置について説明する。また、本実施例では、系統制御装置が、部分電力系統の構成や線路パラメータなどを取得できない例について説明する。

――――系統制御装置の構成――――

以下、系統制御装置の構成について説明する。

図１は、本発明の実施例に係る系統制御装置１０の構成を示す。系統制御装置１０は、特定時刻付き電圧位相目標データＤ１と、特定時刻付き電圧位相計測データＤ２と、制御機器データＤ３と、電圧位相差計算部３１と、制御指令値計算部３２と、表示制御部３８とを有する。系統制御装置１０は、制御対象の機器である制御対象機器（対象機器）に接続されている。制御対象機器は例えば、電源１１０とバッテリー１６０等の分散型電源である。電源１１０は例えば、再生可能エネルギーを用いる発電機である。バッテリー１６０は、充放電を行う。

ここで、後述の表現における用語について説明する。目標情報は例えば、特定時刻付き電圧位相目標データＤ１に対応する。計測情報は例えば、特定時刻付き電圧位相計測データＤ２に対応する。

系統制御装置１０には、入力データとして、特定時刻付き電圧位相目標データＤ１と、特定時刻付き電圧位相計測データＤ２と、制御機器データＤ３が入力される。特定時刻付き電圧位相目標データＤ１は、目標の電圧位相を示す。特定時刻付き電圧位相計測データＤ２は、計測結果の電圧位相を示す。

電圧位相差計算部３１は、特定時刻付き電圧位相目標データＤ１と特定時刻付き電圧位相計測データＤ２とを用いて、目標の電圧位相と計測結果の電圧位相の電圧位相差を計算する。また、制御指令値計算部３２は、電圧位相差計算部３１の計算結果である電圧位相差と制御機器データＤ３とを用いて、制御対象機器への制御指令値を計算し、制御対象機器への制御指令を作成する。制御指令は、制御指令値と時刻とＩＤとを含む。制御指令値計算部３２は、定期的に制御指令を制御対象機器へ送信する。制御指令を受けた電源１１０とバッテリー１６０は、制御指令に従い、電力系統に出力を出す。表示制御部３８は、制御指令による制御結果を示す制御結果表示画面を生成する。

図２は、系統制御装置１０のハードウェア構成を示す。系統制御装置１０は、通信ネットワーク３００を介して、部分電力系統１０１と、演算サーバ２１０と、計測装置４０とに接続されている。部分電力系統１０１は、ノード１２０ｅを介して電力系統１００に連系している。また、系統制御装置１０と、計測装置４０とは、ノード１２０ｅに接続されている。

電力系統１００は、発電機と変圧器とブランチと負荷の何れかの要素を含む。これらの要素は、ノード（母線）に接続されている。部分電力系統１０１は、電源１１０とバッテリー１６０とブランチ１４０ｄと負荷の何れかの要素を含む。これらの要素は、ノード１２０ｆ、１２０ｇに接続されている。電力系統１００は、ブランチ１４０ｃを介してノード１２０ｅに接続されている。

部分電力系統１０１は、ブランチ１４０ｄを介してノード１２０ｅに接続されることにより、電力系統１００に連系している。部分電力系統１０１の電源１１０とバッテリー１６０は、通信ネットワーク３００を介して系統制御装置１０の通信部１３ａに接続され、系統制御装置１０との間で制御指令を送受信する。電力系統１００は、部分電力系統１０１を含む複数の部分電力系統を有する。部分電力系統１０１は、複数の配電系統を有していても良い。系統制御装置１０は例えば、部分電力系統１０１へ送電する配電用変電所に設けられる。

演算サーバ２１０は、通信ネットワーク３００を介して系統制御装置１０の通信部１３ａに接続され、特定時刻付き電圧位相目標データＤ１を算出して系統制御装置１０へ送信する。

計測装置４０は、計測部と通信部を有する。計測装置４０の計測部は、電力系統１００内の特定箇所に接続されている。本実施例において、計測装置４０の計測部は、ブランチ１４０ｅを介してノード１２０ｅに接続されている。ノード１２０ｅには、電力系統１００と部分電力系統１０１が接続されている。計測装置４０の通信部は、通信ネットワーク３００を介して系統制御装置１０の通信部１３ａに接続され、絶対時刻付き電力情報を測定して、系統制御装置１０へ送信する。絶対時刻付き電力情報は例えば、特定時刻付き電圧位相計測データＤ２である。

ここで、計測装置４０は例えば、ＰＭＵである。ＰＭＵは、ＧＰＳを利用した絶対時刻付きの電力情報を計測し、特定時刻付き電圧位相計測データＤ２として系統制御装置１０へ送信する。なお、計測装置４０は、絶対時刻付きの電力情報を計測できる他の計測機器でもよい。また、計測装置４０は、絶対時刻付きの電流を測定しても良い。計測装置４０は、系統制御装置１０の内部に含まれていてもよい。また、電力系統１００には、複数の計測装置４０が設けられても良い。また、計測装置４０は、配電用変電所に設けられていても良い。また、電力情報は、有効電力Ｐ、無効電力Ｑ、電圧Ｖ、位相δの何れかを示していても良い。

特定時刻付き電圧位相目標データＤ１及び特定時刻付き電圧位相計測データＤ２は、電圧の振幅と位相を含むフェーザ情報であっても良いし、電圧の実数部と虚数部を含む複素数情報であっても良い。

制御対象機器は、部分電力系統１０１に連系している。制御対象機器は、電源１１０とバッテリー１６０等の分散型電源の他、負荷やその他の電気機器であってもよい。この負荷は、需要家において制御されることを前提としない電力消費するだけの電気機器（エアーコンディショナー、冷蔵庫、洗濯機）等と、制御されることを前提とする可制御負荷（ヒートポンプ等）を含む。制御されることを前提としない負荷もその負荷との通信を行うホームサーバや宅内エネルギー管理システム（ＨＥＭＳ：Home Energy Management System）などの管理システムを介して制御されてもよい。また、部分電力系統１０１は、電源１１０とバッテリー１６０等の制御対象機器を一括で管理する管理システムを有していても良い。この管理システムは、例えば、地域エネルギー管理システム（ＣＥＭＳ：Community Energy Management System）であり、系統制御装置１０からの制御指令に基づいて、制御対象機器へ制御指令を送信してもよい。

バッテリー１６０は例えば、充放電可能な二次電池、ＥＶ（Electric Vehicle）の蓄電池、フライホイールである。電源１１０は例えば、電力変換装置を必要とする分散型電源、あるいは、電力変換装置を必要としない分散型電源である。電力変換装置を必要とする分散型電源は例えば、太陽光発電や風力発電等の自然エネルギーを利用した発電装置である。この電力変換装置は、電源１１０で発生した電圧Ｖ及び電流Ｉをインバータ及びコンバータを用いて位相や大きさを変換し、分電盤に変換後の電圧Ｖ及び電流Ｉを送電する装置である。電力変換装置を必要としない分散型電源は例えば、ガスタービンあるいはディーゼル発電機等の小型発電機である。ガスタービンや小型発電機の場合は電力変換装置を介さず分電盤に接続される。

系統制御装置１０は、ブランチ１４０ｆを介してノード１２０ｅに接続されている。系統制御装置１０は例えば、計算機サーバ等のコンピュータである。系統制御装置１０は、表示部１１ａと、キーボードやマウス等の入力部１２ａと、通信部１３ａと、ＣＰＵ（Central Processing Unit）１４ａと、メモリ１５ａと、データベースとを有する。このデータベースは、特定時刻付き電圧位相目標データベース２１と、特定時刻付き電圧位相計測データベース２２と、制御機器データベース２３、プログラムデータベース２４ａとを含む。系統制御装置１０の各要素は、バス線４１ａに接続されている。

ここで、後述の表現における用語について説明する。記憶部は例えば、メモリ１５ａに対応する。制御部は例えば、ＣＰＵ１４ａに対応する。計算機は例えば、演算サーバ２１０に対応する。

表示部１１ａは例えば、ディスプレイ装置である。また、表示部１１ａは、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有していても良い。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有する。通信部１３ａ、通信ネットワーク３００に接続するための回路であり、所定の通信プロトコルに従って動作する。

ＣＰＵ１４ａは、一つまたは複数の半導体チップであってもよいし、計算機サーバのようなコンピュータ装置であってもよい。ＣＰＵ１４ａは、プログラムデータベース２４ａからメモリ１５ａへ読み出されたコンピュータプログラムを実行して、電圧位相差の計算、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。このコンピュータプログラムは、コンピュータ読み取り可能な記憶媒体に格納され、コンピュータ読み取り可能な記憶媒体から系統制御装置１０へインストールされても良い。

メモリ１５ａは、例えばＲＡＭ（Random Access Memory）であり、プログラムデータベース２４ａ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、画像データ、制御データ、制御結果データ、計算一時データ、計算結果データ等を一旦格納したりする。

表示制御部３８により生成されてメモリ１５ａに格納された制御結果表示画面は、表示部１１ａにより表示される。制御結果表示画面の例は後述する。

以下、系統制御装置１０におけるデータベースについて説明する。

図３は、プログラムデータベース２４ａの記憶内容を示す。プログラムデータベース２４ａには、プログラムデータＤ４が格納されている。プログラムデータＤ４は例えば、電圧位相差計算プログラムＰ１０と、制御指令値計算プログラムＰ２０と、表示制御プログラムＰ７０とが格納されている。電圧位相差計算プログラムＰ１０は、ＣＰＵ１４ａを電圧位相差計算部３１として機能させる。制御指令値計算プログラムＰ２０は、ＣＰＵ１４ａを制御指令値計算部３２として機能させる。表示制御プログラムＰ７０は、ＣＰＵ１４ａを表示制御部３８として機能させる。

特定時刻付き電圧位相目標データベース２１には、ノード１２０ｅにおける特定時刻付き電圧位相目標データＤ１が記憶されている。演算サーバ２１０は、特定時刻付き電圧位相目標データＤ１を算出して系統制御装置１０へ送信する。電圧位相差計算部３１は、演算サーバ２１０から特定時刻付き電圧位相目標データＤ１を受信して、特定時刻付き電圧位相目標データベース２１へ保存する。図４は、特定時刻付き電圧位相目標データＤ１を示す。この特定時刻付き電圧位相目標データＤ１は、時間断面毎の電圧位相目標値を示す。この例における目標箇所は、計測装置４０により計測されるノード１２０ｅである。特定時刻付き電圧位相目標データＤ１は、目標値の番号と、目標箇所と、目標値を設定する時間断面の日付（年月日）と、その時間断面の時刻と、目標値の電圧とを有する。演算サーバ２１０による特定時刻付き電圧位相目標データＤ１の計算方法については、後述する。

特定時刻付き電圧位相計測データベース２２には、計測されたノード１２０ｅにおける特定時刻付き電圧位相計測データＤ２が記憶されている。計測装置４０は、特定時刻付き電圧位相計測データＤ２を計測して系統制御装置１０へ送信する。電圧位相差計算部３１は、計測装置４０から特定時刻付き電圧位相計測データＤ２を受信して、特定時刻付き電圧位相計測データベース２２へ保存する。図５は、特定時刻付き電圧位相計測データＤ２を示す。特定時刻付き電圧位相計測データＤ２は、時間断面毎の電圧位相計測値を示す。この例における計測装置は、目標箇所を計測する計測装置４０である。特定時刻付き電圧位相計測データＤ２は、計測値の番号と、計測装置と、計測値の時間断面の日付（年月日）と、その時間断面の時刻と、計測値の電圧とを有する。

特定時刻付き電圧位相目標データＤ１及び特定時刻付き電圧位相計測データＤ２の夫々における時間断面は、或る時間帯内の特定時刻を示していても良いし、或る時間帯内の複数の特定時刻を示していても良い。

制御機器データベース２３には、制御機器データＤ３が記憶されている。制御機器データＤ３は、部分電力系統１０１内に存在する電源１１０やバッテリー１６０等の制御対象機器について、時間断面毎の各制御対象機器のデータを示す。制御対象機器は、無効電力を制御できる機器であり、例えば、分散型電源（ＤＧ：Distributed Generator）、静止型無効電力補償装置（ＳＶＣ：Static Var Compensator）、自動電圧調整器（ＳＶＲ：Step Voltage Regulator）、電力用コンデンサ（ＳＣ：Shunt Capacitor）、分路リアクトル（ＳｈＲ：Shunt Reactor）である。図６は、制御機器データＤ３を示す。制御機器データＤ３は、目標箇所と、時間断面の日付と、その時間断面の時刻と、データの番号と、制御対象機器名と、その制御対象機器の定格容量と、その制御対象機器の定格出力と、その制御対象機器の制御コストとを有する。制御機器データＤ３は、制御対象機器を制御することが可能か否かを示す情報を含んでも良い。

――――系統制御装置１０による系統制御処理――――

以下、系統制御装置１０による系統制御処理について説明する。この系統制御処理において、系統制御装置１０は、演算サーバ２１０から受信した特定時刻付き電圧位相目標データＤ１と、計測装置４０から受信した特定時刻付き電圧位相計測データＤ２とを用いて電圧位相差を計算して記憶する。電圧位相差が予め定められた電圧位相差条件を満たす場合、系統制御装置１０は、系統状態を画面に表示して系統制御処理を終了する。一方、電圧位相差が電圧位相差条件を満たさない場合、系統制御装置１０は、電圧位相差と制御機器データＤ３とを用いて、電圧位相差を減少させるように制御対象機器への制御指令値を計算し、制御対象機器へ制御指令を送信する。系統制御装置１０は、電圧位相差が電圧位相差条件を満たすまで、制御指令値の計算と制御指令の送信と制御結果の画面表示とを繰り返す。電圧位相差が電圧位相差条件を満たした場合、系統制御装置１０は、制御結果を表示部１１ａに表示して系統制御処理を終了する。

図７は、系統制御装置１０による系統制御処理を示す。

ステップＳ１において電圧位相差計算部３１は、電圧位相差計算と制御指令値計算に必要なデータを取得する。ここで、電圧位相差計算部３１は、演算サーバ２１０から特定時刻付き電圧位相目標データＤ１を受信して、特定時刻付き電圧位相目標データベース２１へ保存する。また、電圧位相差計算部３１は、計測装置４０から特定時刻付き電圧位相計測データＤ２を受信して、特定時刻付き電圧位相計測データベース２２へ保存する。また、電圧位相差計算部３１は、部分電力系統１０１内に存在する電源１１０とバッテリー１６０等の制御対象機器について、時間断面毎の定格容量や定格出力や制御コスト等を示す制御機器データＤ３を取得して制御機器データベース２３へ保存する。

ここで、ユーザが入力部１２ａの操作により制御機器データＤ３を系統制御装置１０へ入力しても良いし、系統制御装置１０が制御対象機器や管理システム等から通信ネットワーク３００を介して制御機器データＤ３を受信しても良い。なお、制御機器データＤ３がユーザにより入力される場合、ＣＰＵ１４ａによって必要な画像データを生成して表示部１１ａに表示する。この場合、ＣＰＵ１４ａは、補完機能を利用し、入力量に比べて大量のデータを設定できるように、入力を半手動にしてもよい。系統制御装置１０が制御機器データＤ３を受信する場合、ＣＰＵ１４ａは、各需要家と契約を結ぶアグリゲータや電力会社や仲介業者の系統管理サーバやＣＥＭＳやＨＥＭＳ等の管理システムを介して、間接的に制御機器データＤ３を受信し、制御機器データベース２３へ設定してもよい。

ここで、電圧位相差計算部３１は、特定の時間帯に含まれる複数の時間断面の特定時刻付き電圧位相目標データＤ１を、演算サーバ２１０からまとめて受信しても良い。また、電圧位相差計算部３１は、特定の時間帯に含まれる複数の時間断面の特定時刻付き電圧位相計測データＤ２を、計測装置４０からまとめて受信しても良い。また、電圧位相差計算部３１は、特定の時間帯に含まれる複数の時間断面の制御機器データＤ３を、制御対象機器や管理システム等からまとめて受信しても良い。

ステップＳ２において電圧位相差計算部３１は、電圧位相差計算プログラムＰ１０により電圧位相差を計算してメモリ１５ａに保存する。ここで、電圧位相差計算部３１は、各時間断面（時刻）において特定時刻付き電圧位相計測データＤ２から特定時刻付き電圧位相目標データＤ１を減ずる事で、電圧位相目標値からの偏差である電圧位相差を計算する。

ステップＳ３において電圧位相差計算部３１は、計算された電圧位相差が電圧位相差条件を満たすか否かを判定する。電圧位相差条件は例えば、電圧位相差が予め定められた範囲内になることや、電圧位相差の絶対値が予め定められた閾値以下になることである。この閾値は、制御対象機器の設置時に、電圧位相差の上限を示す整定値として設定される。電圧位相差が電圧位相差条件を満たすと判定された場合（Ｓ３：Ｙｅｓ）、電圧位相差計算部３１は、処理をステップＳ７へ移行させる。電圧位相差が電圧位相差条件を満たさないと判定された場合（Ｓ３：Ｎｏ）、電圧位相差計算部３１は、処理をステップＳ４へ移行させる。

ここでは、ステップＳ３の結果、電圧位相差が電圧位相差条件を満たさないと判定された場合（Ｓ３：Ｎｏ）の処理について説明する。

ステップＳ４において制御指令値計算部３２は、制御機器データＤ３を用いて、電源１１０とバッテリー１６０への制御指令値を計算する。本実施例では、部分電力系統１０１の構成や線路パラメータなどが分からない場合の制御指令値の計算方法の一例を示す。制御指令値計算部３２は、予め、電源１１０とバッテリー１６０のそれぞれの出力の増減が、電圧位相差に与える影響及び感度を取得する。その後、制御指令値計算部３２は、時間断面毎の制御対象機器の制御コストが所定の範囲内でバランスするように、制御指令値を決定する。なお、感度が著しく低い場合、制御指令値計算部３２は、制御対象機器が動作していないと判定し、制御対象機器から除く。制御指令値計算部３２は、最初に制御コストの低い制御対象機器を優先して出力を増減させるように制御指令値を計算する。その後の処理において制御指令値計算部３２は、電圧位相差に与えた影響を計測し、影響をフィードバックして次の制御指令値を計算する。例えば、制御指令値を変化させた制御指令の送信後に電圧位相差が増加した場合、制御指令値計算部３２は、制御指令値の変化の方向を反転させて次の制御指令値を計算する。これにより、制御指令値計算部３２は、徐々に電圧位相差を目標範囲内に到達させる。制御指令値計算部３２は、制御指令値を計算した後、処理をステップＳ５へ移行させる。

ステップＳ５において制御指令値計算部３２は、計算された制御指令値を含む制御指令を、部分電力系統１０１内の電源１１０とバッテリー１６０に送信する。

制御対象機器が、ＨＥＭＳ、ＰＣＳ（Power Conditioning System）、監視装置、需給制御装置などの端局に接続され、或る地区に設けられた複数の端局が中継器に接続されていても良い。この場合、制御指令値計算部３２が、通信ネットワーク３００に接続された中継器へ制御指令を送信し、中継器が端局へ制御指令を送信する。このような通信方法によれば、部分電力系統１０１内の制御対象機器が多い場合に、系統制御装置１０の通信量や負荷を低減し、輻輳を回避することができる。

ステップＳ６において表示制御部３８は、計測装置４０から制御結果を受信する。制御結果は例えば、送信された制御指令に応じて電圧位相の計測値がどのように変化したかを示す。その後、表示制御部３８は、制御結果を示す制御結果表示画面を生成して表示部１１ａに表示させる。また、表示制御部３８は、送信された制御指令値の効果を示す制御効果を演算サーバ２１０から受信し、更に制御効果を示す制御結果表示画面を生成して表示部１１ａに表示しても良い。制御効果は例えば、電圧安定度余裕の増加量を示す。これらの制御結果表示画面は、数値データであっても良いし、画像データであっても良い。この制御結果表示画面については、後述する。その後、表示制御部３８は、処理をステップＳ１へ移行させる。

ステップＳ１〜ステップＳ６のループの２順目のステップＳ４において制御指令値計算部３２は、制御効果をフィードバックして徐々に目標値到達させるように制御指令値を計算しても良い。ステップＳ３において電圧位相差が目標範囲内になるまで、このループが実行される。
また、事前に演算サーバ２１０は、予め定められた時間帯別に時系列学習を行うことにより、制御対象機器への制御指令値に対する制御対象機器の無効電力や電圧の制御効果を示す時間帯別モデルを作成しても良い。この場合、制御指令値計算部３２は、時間帯別モデルを受信し、この時間帯別モデルを用いて制御指令値を算出しても良い。なお、無限ループが発生しないように、所定の回数のループが実行された場合、電圧位相差計算部３１は、強制的に処理をステップＳ７へ移行させる。

ここでは、ステップＳ３の結果、電圧位相差が電圧位相差条件を満たすと判定された場合（Ｓ３：Ｙｅｓ）の処理について説明する。

ステップＳ７において、制御指令値計算部３２は、前述の制御結果表示画面を生成して表示部１１ａに表示させ、このフローを終了する。

以上が系統制御処理のフローである。

系統制御装置１０は、特定時刻付き電圧位相計測データＤ２を特定時刻付き電圧位相目標データＤ１に近づけるように部分電力系統１０１内の制御対象機器を制御することにより、電力系統１００を所望の系統状態に近づけることができる。また、系統制御装置１０は、特定時刻付き電圧位相計測データＤ２を特定時刻付き電圧位相目標データＤ１の差を０に近づけるように制御指令値を算出することにより、電力系統１００を所望の系統状態に近づけることができる。

――――演算サーバ２１０の構成――――

図８は、演算サーバ２１０の構成を示す。演算サーバ２１０は、系統データＤ５と、発電機データＤ６と、系統制約データＤ７と、目標電力量計算部３６と、表示制御部３７と、特定時刻付き電圧位相目標データＤ１とを有する。演算サーバ２１０は、通信ネットワーク３００を介して発電機１５０ａ、１５０ｂと系統制御装置１０とに接続されている。目標電力量計算部３６は、状態推定・潮流計算部３３と、電圧位相目標値計算部３４と、発電機指令値送信部３５とを有する。

演算サーバ２１０には、入力データとして、系統データＤ５と、発電機データＤ６と、系統制約データＤ７とが入力される。

状態推定・潮流計算部３３は、系統データＤ５を用いて、系統の状態を推定し、系統の潮流を計算する。電圧位相目標値計算部３４は、状態推定結果と系統制約データＤ７とを用いて、電圧位相目標値を計算することにより、系統制御装置１０への特定時刻付き電圧位相目標データＤ１を生成する。演算サーバ２１０から発電機への制御指令が可能である場合、電圧位相目標値計算部３４は、状態推定結果と発電機データＤ６とを用いて、発電機１５０ａ、１５０ｂの夫々への制御指令値の計算を行う。電圧位相目標値計算部３４は、定期的に特定時刻付き電圧位相目標データＤ１を系統制御装置１０へ送信する。発電機指令値送信部３５は、定期的に制御指令を発電機１５０ａ、１５０ｂへ送信する。制御指令を受けた発電機１５０ａ、１５０ｂの夫々は、制御指令に従って電力系統１００への出力を設定する。表示制御部３７は、推定された系統状態や電力系統１００内のセンサにより計測された計測値を示す系統状態表示画面を生成する。

図９は、演算サーバ２１０のハードウェア構成を示す。演算サーバ２１０は、通信ネットワーク３００を介して、電力系統１００と、系統制御装置１０に接続されている。

電力系統１００は、発電機と変圧器とブランチと負荷との何れかを有する。例えば、電力系統１００は、ブランチ１４０ａと、ブランチ１４０ａに接続されたノード１２０ｂと、ノード１２０ｂに接続された変圧器１３０ａと、変圧器１３０ａに接続されたノード１２０ａと、ノード１２０ａに接続された発電機１５０ａとを有する。電力系統１００は更に、ブランチ１４０ｂと、ブランチ１４０ｂに接続されたノード１２０ｃと、ノード１２０ｃに接続された変圧器１３０ｂと、変圧器１３０ｂに接続されたノード１２０ｄと、ノード１２０ｄに接続された発電機１５０ｂとを有する。

電力系統１００内に設けられている計測装置と、発電機１５０ａ、１５０ｂに設けられている計測装置とは、通信ネットワーク３００を介して演算サーバ２１０の通信部１３ｂに接続されており、系統データＤ５と発電機データＤ６を演算サーバ２１０へ送信する。

演算サーバ２１０の通信部１３ｂは、通信ネットワーク３００を介して系統制御装置１０の通信部１３ａに接続されており、特定時刻付き電圧位相目標データＤ１を系統制御装置１０へ送信する。演算サーバ２１０は、通信ネットワーク３００を介して電力系統１００内の発電機１５０ａ、１５０ｂに接続されており、制御指令を発電機１５０ａ、１５０ｂへ送信する。

演算サーバ２１０は例えば、計算機サーバ等のコンピュータである。演算サーバ２１０は、表示部１１ｂと、キーボードやマウス等の入力部１２ｂと、通信部１３ｂと、ＣＰＵ１４ｂと、メモリ１５ｂと、データベースとを有する。このデータベースは、特定時刻付き電圧位相目標データベース２１と、系統データベース２５と、発電機データベース２６と、系統制約データベース２７と、プログラムデータベース２４ｂとを含む。演算サーバ２１０の各要素は、バス線４１ｂに接続されている。

表示部１１ｂは、例えば、ディスプレイ装置である。また、表示部１１ｂは、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有していてもよい。入力部１２ｂ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有する。通信部１３ｂ、通信ネットワーク３０１に接続するための回路であり、所定の通信プロトコルに従って動作する。

ＣＰＵ１４ｂは、一つまたは複数の半導体チップであっても良いし、または、計算機サーバのようなコンピュータ装置であってもよい。ＣＰＵ１４ｂは、プログラムデータベース２４ｂからメモリ１５ｂに読み出されたコンピュータプログラムを実行して、系統状態の計算、電圧位相目標値の計算、発電機指令値の計算、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。このコンピュータプログラムは、コンピュータ読み取り可能な記憶媒体に格納され、コンピュータ読み取り可能な記憶媒体から演算サーバ２１０へインストールされても良い。

メモリ１５ｂは、例えばＲＡＭであり、プログラムデータベース２４ｂ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、表示用の画像データ、系統状態データ、電圧位相目標値データ、発電機指令値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したりする。

表示制御部３７により生成されてメモリ１５ｂに格納された系統状態表示画面は、表示部１１ｂにより表示される。系統状態表示画面の例は後述する。

以下、演算サーバ２１０におけるデータベースについて説明する。

図１０は、プログラムデータベース２４ｂの記憶内容を示す。プログラムデータベース２４ｂには、プログラムデータＤ８が格納されている。プログラムデータＤ８は例えば、状態推定計算・潮流計算プログラムＰ３０と、電圧位相目標値計算プログラムＰ４０と、発電機指令値送信プログラムＰ５０と、表示制御プログラムＰ６０とが格納されている。状態推定計算・潮流計算プログラムＰ３０は、ＣＰＵ１４ｂを状態推定・潮流計算部３３として機能させる。電圧位相目標値計算プログラムＰ４０は、ＣＰＵ１４ｂを電圧位相目標値計算部３４として機能させる。発電機指令値送信プログラムＰ５０は、ＣＰＵ１４ｂを発電機指令値送信部３５として機能させる。表示制御プログラムＰ６０は、ＣＰＵ１４ｂを表示制御部３７として機能させる。

系統データベース２５には、系統データＤ５が記憶されている。系統データＤ５は、電力系統１００内のセンサで計測された絶対時刻付きの電力情報と、電力系統１００の電力ネットワークの構成を示すネットワーク構成情報とを含む。センサは例えば、計測装置４０である。

図１１は、絶対時刻付きの電力情報を示す。絶対時刻付きの電力情報は、電力系統１００内に設置されたセンサにより計測された計測値を示す。絶対時刻付きの電力情報は、計測値毎に、計測値の番号と、その計測値を計測したセンサの箇所と、その計測値の時間断面の日付（年月日）と、その時間断面の時刻と、計測された電圧とを有する。

その他、電力系統１００内に設置されたセンサにより、電圧、電流、力率等が計測される。演算サーバ２１０は、これらの計測値を受信し系統データＤ５として保存する。ここで、演算サーバ２１０は、図示しない中央給電指令所のような系統管理サーバを介して、センサにより計測値を受信してもよい。また、センサによる計測値が得られない場合、演算サーバ２１０は、計測値の代わりに、計画値や制御指令値を系統データＤ５として保存しても良い。

図１２は、ネットワーク構成情報内のブランチ情報を示す。ブランチ情報は、ブランチに関する定数を示す。ブランチ情報は、ブランチ毎に、ブランチの番号と、ブランチ名と、開始端と、終了端と、正相抵抗と、正相リアクタンスと、正相キャパシタンスとを有する。図１３は、ネットワーク構成情報内の変圧器情報を示す。変圧器情報は、変圧器に関する定数を示す。変圧器情報は、変圧器毎に、変圧器の番号と、変圧器名と、開始端と、終了端と、バンク数と、正相抵抗と、正相リアクタンスと、正相キャパシタンスと、タップ比とを有する。これらのネットワーク構成により、ブランチ１４０ａ、１４０ｂと変圧器１３０ａ、１３０ｂとノード１２０ａ、１２０ｂ、１２０ｃ、１２０ｄの接続関係が表される。図１４は、ネットワーク構成情報内のノード情報を示す。ノード情報は、ノードに関する定数を示す。ノード情報は、ノードの番号と、ノード名と、接続されている発電機を示す接続発電機と、接続されているバッテリーを示す接続バッテリーと、接続されている負荷を示す接続負荷と、接続されている部分電力系統を示す接続部分電力系統とを有する。これらのネットワーク構成により、ノード１２０ａ、１２０ｂ、１２０ｃ、１２０ｄ、１２０ｅと発電機１５０ａ、１５０ｂとバッテリーと負荷と部分電力系統１０１の接続関係が表される。なお、ユーザが入力部１２ａの操作によりネットワーク構成のデータを演算サーバ２１０へ入力しても良いし、演算サーバ２１０が管理システム等からネットワーク構成のデータを受信しても良い。

発電機データベース２６には、発電機データＤ６が記憶されている。発電機データＤ６は、時間断面毎の各発電機のデータを示す。図１５は、発電機データＤ６を示す。発電機データＤ６は、時間断面の日付と、その時間断面の時刻と、データの番号と、発電機名と、その発電機が電力系統１００に連系する地点である系統連系地点と、その発電機の定格容量と、その発電機の定格出力と、その発電機の現在出力と、その発電機の増分燃料費とを有する。発電機データＤ６は更に、発電機に設けられているセンサの計測値または計画値を有していても良い。なお、演算サーバ２１０により制御可能な発電機がある場合、演算サーバ２１０は、特定時刻付き電圧位相目標データＤ１と共に発電機への制御指令値を算出する。演算サーバ２１０により制御可能な発電機がない場合、演算サーバ２１０は、発電機への制御指令値を算出しない。このような場合、演算サーバ２１０は、発電機データＤ６を有していなくても良い。

系統制約データベース２７には、系統制約データＤ７が記憶されている。系統制約データＤ７は、電力系統１００の電圧制約データと潮流制約データを有する。

図１６は、電圧制約データを示す。電圧制約データは、或る時間断面における、ノード毎の電力制約を示す。電圧制約データは、ノードの番号と、ノード名と、そのノードにおける電圧の上限値及び下限値とを有する。

図１７は、潮流制約データを示す。潮流制約データは、或る時間断面における、電力系統１００内のブランチ又は変圧器等の系統設備毎の潮流制約を示す。潮流制約データは、系統設備の番号と、系統設備名と、その系統設備における潮流の上限値及び下限値とを有する。

電圧制約データ及び潮流制約データは、予め計算された値が演算サーバ２１０へ入力されてもよいし、前述の管理システムから受信してもよい。

――――演算サーバ２１０による演算処理――――

以下、演算サーバ２１０による演算処理について説明する。この演算処理において、演算サーバ２１０は、系統データＤ５を用いて、将来の特定時刻における電力系統１００の系統状態を予測して記憶し、予測された系統状態が系統状態条件を満たすかどうか判定する。系統状態条件は、系統制約データＤ７に基づいて決定される。系統状態条件は例えば、電圧安定度制約を満たすことである。この場合の電圧安定度制約は例えば、電圧安定度余裕が予め定められた範囲内になることである。また、系統状態条件は、送配電損失が最小であること（ロスミニ）であっても良い。この場合の系統状態条件は例えば、送配電損失が予め定められた範囲内になることや、送配電損失の変化が予め定められた閾値以下になることである。また、系統状態条件は、電圧安定度制約を満たしつつ、送配電損失が最小であることであっても良い。系統状態条件は、託送可能電力（ＡＴＣ：Available Transfer Capability）が最大になることであっても良い。

演算サーバ２１０は、電力系統１００の系統状態を推定する。系統状態が系統状態条件を満たさない場合、演算サーバ２１０は、特定時刻付き電圧位相目標データＤ１及び制御指令値を計算し、系統制御装置１０への特定時刻付き電圧位相目標データＤ１及び発電機１５０への制御指令を送信する。演算サーバ２１０は、系統状態が系統状態条件を満たすまでこの処理を繰り返す。系統状態が系統状態条件を満たす場合、演算サーバ２１０は、系統状態を表示部１１ｂに表示して演算処理を終了する。

図１８は、演算サーバ２１０による演算処理を示す。

ステップＳ１１において状態推定・潮流計算部３３は、状態推定計算・潮流計算と制御指令値計算と発電機指令値計算とに必要なデータを取得する。ここで、状態推定・潮流計算部３３は、電力系統１００内の計測装置から受信した系統データＤ５及び発電機データＤ６を、夫々系統データベース２５及び発電機データベース２６へ保存する。ここで、ユーザが入力部１２ｂの操作により系統データＤ５及び発電機データＤ６を入力しても良いし、演算サーバ２１０が通信ネットワーク３００を介して系統データＤ５及び発電機データＤ６を受信しても良い。なお、ユーザが系統データＤ５及び発電機データＤ６を入力する場合、ＣＰＵ１４ｂによって必要な画像データを生成して表示部１１ｂに表示する。この場合、ＣＰＵ１４ｂは、補完機能を利用して、入力量に比べて大量のデータを設定できるように、入力を半手動にしてもよい。演算サーバ２１０が系統データＤ５及び発電機データＤ６を受信する場合、ＣＰＵ１４ｂは、各需要家と契約を結ぶアグリゲータや電力会社や仲介業者の系統管理サーバやＣＥＭＳやＨＥＭＳを介して、間接的に系統データＤ５及び発電機データＤ６を受信し、夫々系統データベース２５及び発電機データベース２６へ設定してもよい。

ステップＳ１２において状態推定・潮流計算部３３は、状態推定・潮流計算プログラムＰ３０により状態推定計算及び潮流計算を行い、計算結果をメモリ１５ｂに保存する。

ここで状態推定・潮流計算部３３は、系統データＤ５を用いて、特定時刻における電力系統１００の系統状態を推定する状態推定計算を行う。系統データＤ５は、変電所、発電所、送電線をはじめとする送配電機器の観測データならびに接続データを含む。状態推定計算は、観測データならびに接続データをもとに、観測データ中の異常データの有無の判定と除去を行い、特定時刻における尤もらしい系統状態を推定する。観測データは、絶対時刻付きの電力情報や、有効電力Ｐ、無効電力Ｑ、電圧Ｖ、電圧の位相δのうち取得できた値である。接続データは、ネットワーク構成情報である。状態推定計算には例えば、非特許文献１の各種方法を用いる。

更に状態推定・潮流計算部３３は、電力系統１００内の各ノードの電圧Ｖ及び位相δと、負荷の制御指令値である有効電力Ｐ及び無効電力Ｑとを用いて、潮流計算を行う。ここで、状態推定・潮流計算部３３は例えば、電力系統１００中の発電機ノードと同期調相機と無効電力補償装置とをＰ−Ｖ指定し、変電所ノードと負荷ノードをＰ−Ｑ指定し、電力系統１００中に予め設定したスラックノードに予め設定されたノード電圧Ｖと位相δを指定する。その後、状態推定・潮流計算部３３は、系統データＤ５から作成したアドミタンス行列Ｙｉｊを用いてニュートンラプソン法により潮流計算を行う。この潮流計算の詳細については後述する。なお、潮流計算は、交流法を基本とするが、直流法やフロー法などを用いてもよい。なお、状態推定・潮流計算部３３は、電力系統１００内の各センサによって計測された現在の潮流状態を基に潮流計算をしても良い。この場合、状態推定・潮流計算部３３は、各センサで計測された電圧Ｖと電流Ｉと力率ｃｏｓφとから、ＰとＱを求める。

ステップＳ１３において状態推定・潮流計算部３３は、推定された系統状態が系統状態条件を満たすか否かを判定する。状態推定・潮流計算部３３は、系統状態が系統状態条件を満たすと判定された場合（Ｓ１３：Ｙｅｓ）に、処理をステップＳ１７へ移行させ、系統状態が系統状態条件を満たさないと判定された場合（Ｓ１３：Ｎｏ）に、処理をステップＳ１４へ移行させる。

ここでは、ステップＳ１３の結果、系統状態が系統状態条件を満たさないと判定された場合（Ｓ１３：Ｎｏ）の処理について説明する。

ステップＳ１４において電圧位相目標値計算部３４は、推定された系統状態と、発電機データＤ６と、系統制約データＤ７とを用いて、電力系統１００が所望の系統状態になるように、発電機１５０ａ、１５０ｂの制御指令値と、特定時刻付き電圧位相目標データＤ１とを計算する。所望の系統状態は、電圧安定度制約を満足しつつ、特定パラメータについて最適化された系統状態である。特定パラメータについて最適化された系統状態は例えば、総燃料費を最小にする系統状態や送電損失を最小にする系統状態である。ここで、電圧位相目標値計算部３４は例えば、電圧安定度制約付き最適潮流（ＯＰＦ：Optimal Power Flow）計算を実施する。電圧安定度制約付き最適潮流計算とは、電圧安定度の制約を組み込んだ最適潮流計算のことである。この電圧安定度制約付き最適潮流計算の詳細については後述する。

ステップＳ１５において発電機指令値送信部３５は、計算された発電機１５０ａ、１５０ｂの制御指令値を発電機１５０ａ、１５０ｂへ夫々送信する。更に電圧位相目標値計算部３４は、計算された特定時刻付き電圧位相目標データＤ１を系統制御装置１０へ送信する。

ステップＳ１６において電圧位相目標値計算部３４は、送信された制御指令値と特定時刻付き電圧位相目標データＤ１に対し、発電機１５０ａ、１５０ｂの発電機出力や電圧位相などがどのように変化したかを計測装置から受信する。その後、電圧位相目標値計算部３４は、受信結果に基づく系統状態を示す系統状態表示画面を生成して表示部１１ｂに表示させる。この系統状態表示画面については後述する。電圧位相目標値計算部３４は、送信された制御指令値と特定時刻付き電圧位相目標データＤ１の効果を示す制御効果を計算しても良い。制御効果は例えば、電圧安定度余裕の増加量を示す。その後、電圧位相目標値計算部３４は、処理をステップＳ１１へ移行させる。

ステップＳ１１〜Ｓ１６のループの２順目のステップＳ１４において、電圧位相目標値計算部３４は、制御効果をフィードバックすることにより、系統状態が系統状態条件を満たすように制御指令値と特定時刻付き電圧位相目標データＤ１を徐々に変化させても良い。ステップＳ１３において系統状態が系統状態条件を満たすまで、このループが実行される。また、事前に電圧位相目標値計算部３４は、予め定められた時間帯別に時系列学習を行うことにより、制御対象機器の無効電力や電圧の制御効果を示す時間帯別モデルを作成し、時間帯別モデルを用いて特定時刻付き電圧位相目標データＤ１を算出しても良い。なお、無限ループが発生しないように、所定の回数のループが実行された場合、状態推定・潮流計算部３３は、強制的にステップＳ１７へ移行させる。

ここでは、ステップＳ１３の結果、系統状態が系統状態条件を満たすと判定された場合（Ｓ１３：Ｙｅｓ）の処理について説明する。

ステップＳ１７において電圧位相目標値計算部３４は、前述の系統状態表示画面を生成して表示部１１ｂに表示させ、このフローを終了する。

以上が演算処理のフローである。

演算サーバ２１０は、電力系統１００の系統状態を推定し、系統状態が系統状態条件を満たすように特定時刻付き電圧位相目標データＤ１を計算することにより、電力系統１００を所望の系統状態にすることができる。

――――潮流計算――――

以下、前述のステップＳ１２における潮流計算の一例を説明する。

ここでは、ニュートンラプソン法による潮流計算を適用するための、電力方程式の変数と未知数の関係を示す。ｎノード系統の電力方程式は、次の（１）式のように表せる。

したがって、（１）式は、次の（２）式や（３）式のように表せる。

ここに、α_ｉｊは次の（４）式で表される。

この時、４ｎ個の変数で、２ｎ本の式があるので、ニュートンラプソン法を用いて２ｎ個の変数値を固定すれば残りの２ｎ個の変数値が決まることになる。通常、ｎ個のノードは、スイングノード（スラックノード）、Ｐ−Ｑ指定ノード、Ｐ−Ｖ指定ノードの何れかに分類される。電圧の位相δを計測した箇所に関しては、δ、Ｐ、Ｖ、Ｑのいずれか一つを指定したノードとしてもよい。なお、スイングノードは、Ｖ、δが既知で、Ｐ、Ｑが未知である。また、スイングノードは系統に１個必要である。Ｐ−Ｑ指定ノードは、Ｐ、Ｑが既知で、Ｖ、δが未知である。通常、多くのノードは、このＰ−Ｑ指定ノードにする。Ｐ−Ｖ指定ノードは、Ｐ、Ｖが既知で、Ｑ、δが未知である。発電機ノードは、このＰ−Ｖ指定ノードにする場合が多い。

この潮流計算によれば、電力系統１００内の必要な箇所のδの計測値が得られない場合であっても、複数の電気機器の夫々によりδ、Ｐ、Ｖ、Ｑの何れかが計測されれば、これらの計測値の組み合わせから残りのδ、Ｐ、Ｖ、Ｑを算出することができる。

電力系統１００内の複数のセンサにより必要数より多くのδ、Ｐ、Ｖ、Ｑの計測値が得られる場合、状態推定・潮流計算部３３は、計測値の精度を比較し、比較結果に基づいて精度が所定の条件を満たす計測値を選択しても良い。演算サーバ２１０が、選択された計測値を用いて特定時刻付き電圧位相目標データＤ１を計算することにより、特定時刻付き電圧位相目標データＤ１の精度を向上させることができる。

――――電圧安定度制約付き最適潮流計算――――

以下、前述のステップＳ１４における電圧安定度制約付き最適潮流計算の一例を説明する。電圧安定度制約付き最適潮流計算は以下のように定式化できる。

（５）式におけるｆ（ｘ、ｙ、ｕ）は最適化したい目的関数である。この目的関数は、特定パラメータについて最適化される。（６）式は潮流方程式を表す。λは総需要の増加率である。（７）式は総需要電圧感度ベクトルが満たすべき等式制約である。（８）式は電圧の大きさやブランチ潮流などの上下限制約を表す。ｙに含まれる電圧感度ｄＶｉ／ｄλに上下限を与えることで、全ての負荷母線の電圧感度を考慮している。

ただし、対象の電力系統１００において、総需要Ｐを、初期運転点での値Ｐ０からＰ＝（１＋λ）Ｐ０に増加させることを考える。このときの電圧感度は、電力系統１００内の負荷母線ｉにおいて、横軸を総需要の増加率λとし縦軸を母線電圧として描いたＰＶ曲線の運転点での勾配である。ここで、各負荷母線、各発電機母線における総需要Ｐの増加分の分担についてはアプリオリに与える。

ｘは母線電圧の大きさと位相角で示される電圧ベクトルである。ｕは電力用コンデンサ投入量や変圧器タップ比等の系統のアドミタンス行列に関連する制御量である。ｐはＰＶ指定母線においては母線への注入有効電力であり、それ以外の母線においては母線への注入有効・無効電力からなる指定値ベクトルである。ｙはλの変化に対する電圧解ｘの変化の感度（総需要電圧感度）である。Ｊ（ｘ、ｕ）は潮流方程式のｘに対するＪａｃｏｂｉａｎ行列である。ｄｐ（λ）／ｄλは総需要増加に対する各負荷の増加シナリオである。

（５）〜（８）式の最適化問題を解く事で、電圧安定度に予め設定された範囲の余裕を持たせつつ、特定パラメータについて最適化された系統状態を得ることができる。

――――制御効果――――

以下、演算処理及び系統制御処理による制御効果について説明する。

ここでは、制御効果として電圧安定度余裕の増加量を用いる。また、演算処理及び系統制御処理により電圧安定度余裕を増加させるための制御方法の二つの例を示す。

第一の制御方法は、運転点を変化させる制御である。図１９は、運転点を変化させる制御による電圧安定度余裕の変化を示す。この図において、横軸は負荷に供給される有効電力Ｐを示し、縦軸は送電端電圧Ｖを示す。この図に示されたＰＶ曲線において、安定限界電力をＰｌｉｍ、初期運転点をＰ０とする。運転点を初期運転点Ｐ０より低い制御後運転点Ｐ１に変化させることにより、制御後の電圧安定度余裕（Ｐｌｉｍ−Ｐ１）は、制御前の電圧安定度余裕（Ｐｌｉｍ−Ｐ０）より増加する。

第二の制御方法は、ＰＶ曲線を変化させる制御である。図２０は、ＰＶ曲線を変化させる制御による電圧安定度余裕の変化を示す。この図は、制御前のＰＶ曲線と、制御後のＰＶ曲線とを示す。制御前のＰＶ曲線において、制御前の安定限界電力をＰｌｉｍとし、制御後のＰＶ曲線において制御後の安定限界電力をＰｌｉｍ１とする。制御後運転点Ｐ１は、初期運転点Ｐ０に等しい。ＰＶ曲線を変化させ、制御後の安定限界電力Ｐｌｉｍ１を制御前の安定限界電力Ｐｌｉｍより高くすることにより、制御後の電圧安定度余裕（Ｐｌｉｍ１−Ｐ１）は、制御前の電圧安定度余裕（Ｐｌｉｍ−Ｐ０）より増加する。これにより、運転点が変化しなくても電圧安定度余裕を増加させることができる。

また、第一の制御方法と第二の制御方法とを合成して、電圧安定度余裕を増加させる制御方法が用いられても良い。

また、電圧位相目標値計算部３４は、電圧安定度余裕を計算し、計算された電圧安定度余裕を系統制御装置１０へ送信しても良い。この場合、系統制御装置１０は、制御効果として電圧安定度余裕を表示する。また、電圧位相目標値計算部３４は、計算された電圧安定度余裕を表示部１１ｂに表示させても良い。

演算サーバ２１０が電圧安定度余裕を増加させるように特定時刻付き電圧位相目標データＤ１を算出し、系統制御装置１０が特定時刻付き電圧位相目標データＤ１に基づいて制御対象機器を制御することにより、電圧安定度制約を満たす系統状態を実現することができる。

――――系統制御装置１０における表示画面――――

以下、前述のステップＳ６、Ｓ７により表示される制御結果表示画面について説明する。

表示制御部３８は、演算サーバ２１０から電圧安定度余裕を受信する。その後、表示制御部３８は、制御指令値計算部３２により作成された制御指令と、電圧位相差計算部３１により計算された電圧位相差と、受信された電圧安定度余裕とに基づいて、制御結果表示画面を生成し、表示部１１ａに表示させる。

図２１は、制御結果表示画面を示す。制御結果表示画面は、系統状況表示部５１０と、電圧位相差表示部５２０と、電圧安定度余裕表示部５３０とを有する。系統状況表示部５１０は、制御対象機器へ送信された制御指令の内容及び時刻と、制御対象機器から受信された状態変化の内容及び時刻とを示す。電圧位相差表示部５２０は、特定時刻付き電圧位相目標データＤ１の時間変化と、特定時刻付き電圧位相計測データＤ２の時間変化とを示す。電圧位相差表示部５２０において、横軸は時刻を示し、縦軸は電圧位相差を示す。電圧安定度余裕表示部５３０は、電力系統１００の電圧安定度余裕の時間変化を示す。電圧安定度余裕表示部５３０において、横軸は電圧位相差表示部５２０と同期した時刻を示し、縦軸は電圧安定度余裕を示す。

この制御結果表示画面によれば、いつ制御指令を出し、どのように電圧位相差が変化したかを時系列的に表示することによって、ユーザは簡単に効果を確認することができる。また、制御指令によって電圧位相差がどれだけ減少したか、電圧安定度余裕がどれだけ増加したかを時系列的に表示することによって、制御効果が直感的に分かり易くなる利点がある。ここでは、画面への出力例を示したが、書類等に印刷可能なフォーマットのデータとしてユーザに提供してもよい。

制御結果表示画面は、電圧位相差の変化量や、電圧安定度余裕の変化量を示しても良い。制御結果表示画面は、前述のＰＶ曲線を表示することにより、電圧安定度余裕の変化を示しても良い。また、演算サーバ２１０は、電力系統１００における送電損失を計算し、系統制御装置１０へ送信しても良い。この場合、制御結果表示画面は、送電損失の時間変化を示しても良い。また、演算サーバ２１０は、電力系統１００全体の託送可能電力を計算し、系統制御装置１０へ送信しても良い。この場合、制御結果表示画面は、託送可能電力の時間変化を示しても良い。

この制御結果表示画面によれば、系統制御装置１０の管理者は、系統制御装置１０による制御対象機器の制御の結果を確認することができる。

――――演算サーバ２１０による系統状態表示画面――――

以下、前述のステップＳ１６、Ｓ１７により表示される系統状態表示画面について説明する。表示制御部３７は、系統データＤ５と、推定された系統状態とに基づいて、系統状態表示画面を生成し、表示部１１ｂに表示させる。

図２２は、系統状態表示画面を示す。制御結果表示画面は、電力系統表示部６１０と、発電機状態表示部６２０と、電圧位相表示部６３０とを有する。電力系統表示部６１０は、電力系統１００の構成を示す系統図である。発電機状態表示部６２０は、電力系統表示部６１０内の発電機に対応して配置され、その発電機の状態を示す。発電機の状態は、例えば、発電機データＤ６に基づいて、発電機の現在出力、及び発電機の定格出力に対する現在出力の割合である。発電機の状態は、発電機の現在出力と、発電機の定格出力に対する現在出力の割合とのいずれか一つであっても良い。電圧位相表示部６３０は、電力系統表示部６１０内の計測装置４０に対応して配置され、その計測装置４０により計測された電圧位相を示す。電圧位相表示部６３０は、計測装置４０における電圧の振幅及び位相を示しても良いし、計測装置４０における電圧の波形を示しても良いし、特定時刻付き電圧位相目標データＤ１に対する計測された電圧位相の位相差を示しても良い。

この系統状態表示画面によれば、演算サーバ２１０の管理者は、系統制御装置１０による制御対象機器の制御の結果を確認することができる。

なお、演算サーバ２１０が系統状態表示画面に必要な情報を系統制御装置１０へ送信することにより、系統制御装置１０の表示制御部３８は、系統状態表示画面と同様の情報を表示部１１ａに表示させても良い。また、演算サーバ２１０の表示制御部は、制御結果表示画面と同様の情報を表示部１１ｂに表示させても良い。

本実施例では、系統制御装置１０が、部分電力系統１０１内の線路パラメータを取得でき、その線路パラメータを用いて制御対象機器への制御指令値を算出する例について説明する。

――――系統制御装置１０による制御指令値の計算方法――――

部分電力系統１０１内の線路パラメータＸ、Ｒ、Ｐが既知であると、次の（９）式によって、Ｑを制御した際のδへの制御効果を計算することができる。

制御指令値計算部３２は、この制御効果の推定値に基づいて制御対象機器の制御指令値を決定する。なお、δ≪１ｒａｄ、Ｖｓ≒Ｖｒ≒１ｐｕの場合、次の（１０）式によって、制御効果を計算することができる。

制御指令値計算部３２は、制御の精度を高めるために、計測装置４０からの絶対時刻付き電力情報に基づいて部分電力系統１０１の系統モデルを推定しても良い。或る線路の線路パラメータは、絶対時刻付き電力情報を計測する計測装置４０を、その線路の両端に設置することで推定することができる。これにより、事前に系統モデルを取得できない場合であっても、系統モデルを推定することができる。

本実施例によれば、実施例１に比べて、より正確な制御指令値を算出することができ、制御指令による制御回数を低減することができる。これにより、制御対象機器の劣化を低減することができる。また、系統制御装置１０が制御対象機器を系統状態の悪化方向に制御する可能性を低減することができる。

――――第一変形例――――

以下、系統制御装置１０が演算サーバ２１０から特定時刻付き電圧位相目標データＤ１を受信できない場合の、系統制御装置１０の処理の例について説明する。

予め演算サーバ２１０は、緊急時の特定時刻付き電圧位相目標データである緊急時目標データを計算し、緊急時目標データを系統制御装置１０へ送信する。制御指令値計算部３２は、緊急時目標データを受信し、特定時刻付き電圧位相目標データベース２１へ保存する。

後述の表現において、代替目標情報は例えば、緊急時目標データに対応する。

通信障害や機器トラブル等により、系統制御装置１０が演算サーバ２１０から特定時刻付き電圧位相目標データＤ１を受信できない場合、前述のステップＳ２において電圧位相差計算部３１は、特定時刻付き電圧位相目標データＤ１の代わりに緊急時目標データを読み出す。その後、電圧位相差計算部３１は、特定時刻付き電圧位相計測データＤ２から緊急時目標データを減ずることにより、電圧位相差を計算する。

この処理によれば、通信障害や機器トラブル等により、系統制御装置１０が演算サーバ２１０から特定時刻付き電圧位相目標データＤ１を受信できない場合であっても、緊急時目標データに基づいて制御対象機器を制御することができる。

――――第二変形例――――

以下、部分電力系統１０１が電力系統１００から分離される場合の、系統制御装置１０の処理の例について説明する。

電圧位相差計算部３１は、演算サーバ２１０からの通知等により、部分電力系統１０１が電力系統１００から分離されたことを検出した場合、特定時刻付き電圧位相計測データＤ２のうち系統分離前の電力位相の計測値を、分離前電圧位相データとして特定時刻付き電圧位相目標データベース２１へ保存する。なお、特定時刻付き電圧位相目標データＤ１のうち系統分離前の電力位相の目標値を、分離前電圧位相データとして用いても良い。

その後、電圧位相差計算部３１は、演算サーバ２１０からの通知等により、部分電力系統１０１が電力系統１００に再連系されたことを検出した場合、前述のステップＳ２において電圧位相差計算部３１は、特定時刻付き電圧位相目標データＤ１の代わりに分離前電圧位相データを読み出す。その後、電圧位相差計算部３１は、特定時刻付き電圧位相計測データＤ２から分離前電圧位相データを減ずることにより、電圧位相差を計算する。

この処理によれば、部分電力系統１０１が電力系統１００に再連系された場合に、分離前の系統状態に近づけることができ、系統連系時のショックを和らげることができる。

以上の実施例で説明された技術は、次のように表現することができる。

（表現１）
電力系統内の特定箇所における目標の電圧位相を示す目標情報と、前記特定箇所における計測結果の電圧位相を示す計測情報とを記憶する記憶部と、
前記計測情報及び前記目標情報の差分に基づいて、前記電力系統に連系する対象機器を制御する制御部と、
を備える系統制御装置。
（表現２）
前記制御部は、前記目標情報に示された電圧位相と前記計測情報に示された電圧位相との位相差を算出し、前記対象機器を制御することにより前記位相差を減少させる、
表現１に記載の系統制御装置。
（表現３）
前記目標情報は、特定時刻の前記特定箇所における目標の電圧位相を示し、
前記計測情報は、前記特定時刻の前記特定箇所における計測結果の電圧位相を示す、
表現２に記載の系統制御装置。
（表現４）
前記対象機器は、前記電力系統に連系する系統に連系している、
表現３に記載の系統制御装置。
（表現５）
前記目標情報は、前記特定時刻における前記電力系統の状態が予め定められた条件を満たすように予測される、
表現４に記載の系統制御装置。
（表現６）
前記条件は、前記特定時刻における前記電力系統の状態が予め定められた電圧安定度制約を満たすことである、
表現５に記載の系統制御装置。
（表現７）
前記条件は、前記特定時刻における前記電力系統の送電損失を最小化することである、
表現５に記載の系統制御装置。
（表現８）
複数の電気機器により、複数の電力情報が夫々計測され、
前記複数の電力情報の夫々は、有効電力、無効電力、電圧、電圧位相の何れかを含み、
前記特定時刻における前記電力系統の状態は、前記複数の電力情報に基づいて予測される、
表現５に記載の系統制御装置。
（表現９）
前記系統制御装置に接続された計算機により、前記目標情報が算出されて前記系統制御装置へ送信され、
前記制御部は、前記送信された目標情報を受信して前記記憶部へ保存し、
前記特定箇所に設けられ前記系統制御装置に接続された計測装置により、前記計測情報が計測されて前記系統制御装置へ送信され、
前記制御部は、前記送信された計測情報を受信する、
表現５に記載の系統制御装置。
（表現１０）
前記制御部は、特定時間帯に含まれる複数の特定時刻の前記特定箇所における目標の電圧位相を夫々示す複数の目標情報を、前記計算機から受信し、
前記制御部は、前記複数の特定時刻の前記特定箇所における計測結果の電圧位相を夫々示す複数の計測情報を、前記計測装置から受信する、
表現９に記載の系統制御装置。
（表現１１）
前記記憶部は、前記目標情報の代替となる代替目標情報を記憶し、
前記制御部は、前記計算機から目標情報を受信できない場合、前記計測情報及び前記代替目標情報の差分に基づいて、前記電力系統内の対象機器を制御する、
表現９に記載の系統制御装置。
（表現１２）
前記系統が、前記電力系統から分離される場合、前記制御部は、前記特定箇所における前記分離の前の電圧位相を示す分離前情報を前記記憶部へ保存し、
前記分離後に前記系統が前記電力系統に連系する場合、前記制御部は、前記計測情報及び分離前情報の差分に基づいて前記対象機器を制御する、
表現４に記載の系統制御装置。
（表現１３）
前記制御部は、前記位相差を減少させるように前記対象機器の制御指令値を算出し、前記制御指令値を含む制御指令を前記対象機器へ送信し、
前記制御指令値は、前記対象機器の無効電力及び電圧の何れかを含む、
表現２に記載の系統制御装置。
（表現１４）
前記目標情報及び前記計測情報の夫々は、前記特定箇所における電圧の位相と、前記特定箇所における電圧を示す複素数との何れかを含む、
表現１乃至１３の何れか一項に記載の系統制御装置。
（表現１５）
系統制御装置が、電力系統内の特定箇所における電圧位相の目標を示す目標情報と、前記特定箇所における電圧位相の計測結果を示す計測情報とを記憶し、
前記系統制御装置が、前記計測情報及び前記目標情報の差分に基づいて、前記電力系統に連系する対象機器を制御する、
ことを備える系統制御方法。

１０：系統制御装置、 ２１：特定時刻付き電圧位相目標データベース、 ２２：特定時刻付き電圧位相計測データベース、 ２３：制御機器データベース、 ２４：プログラムデータベース、 ２５：系統データベース、 ２６：発電機データベース、 ２７：系統制約データベース、 ３１：電圧位相差計算部、 ３２：制御指令値計算部、 ３３：状態推定・潮流計算部、 ３４：電圧位相目標値計算部、 ３５：発電機指令値送信部、 ３６：目標電力量計算部、 ３７：表示制御部、 ３８：表示制御部、 ４０：計測装置、 １００：電力系統、 １０１：部分電力系統、 ２１０：演算サーバ

Claims (15)

1. 電力系統内の特定箇所における目標の電圧位相を示す目標情報と、前記特定箇所における計測結果の電圧位相を示す計測情報とを記憶する記憶部と、
   前記計測情報及び前記目標情報の差分に基づいて、前記電力系統に連系する対象機器を制御する制御部と、
   を備える系統制御装置。
2. 前記制御部は、前記目標情報に示された電圧位相と前記計測情報に示された電圧位相との位相差を算出し、前記対象機器を制御することにより前記位相差を減少させる、
   請求項１に記載の系統制御装置。
3. 前記目標情報は、特定時刻の前記特定箇所における目標の電圧位相を示し、
   前記計測情報は、前記特定時刻の前記特定箇所における計測結果の電圧位相を示す、
   請求項２に記載の系統制御装置。
4. 前記対象機器は、前記電力系統に連系する系統に連系している、
   請求項３に記載の系統制御装置。
5. 前記目標情報は、前記特定時刻における前記電力系統の状態が予め定められた条件を満たすように予測される、
   請求項４に記載の系統制御装置。
6. 前記条件は、前記特定時刻における前記電力系統の状態が予め定められた電圧安定度制約を満たすことである、
   請求項５に記載の系統制御装置。
7. 前記条件は、前記特定時刻における前記電力系統の送電損失を最小化することである、
   請求項５に記載の系統制御装置。
8. 複数の電気機器により、複数の電力情報が夫々計測され、
   前記複数の電力情報の夫々は、有効電力、無効電力、電圧、電圧位相の何れかを含み、
   前記特定時刻における前記電力系統の状態は、前記複数の電力情報に基づいて予測される、
   請求項５に記載の系統制御装置。
9. 前記系統制御装置に接続された計算機により、前記目標情報が算出されて前記系統制御装置へ送信され、
   前記制御部は、前記送信された目標情報を受信して前記記憶部へ保存し、
   前記特定箇所に設けられ前記系統制御装置に接続された計測装置により、前記計測情報が計測されて前記系統制御装置へ送信され、
   前記制御部は、前記送信された計測情報を受信する、
   請求項５に記載の系統制御装置。
10. 前記制御部は、特定時間帯に含まれる複数の特定時刻の前記特定箇所における目標の電圧位相を夫々示す複数の目標情報を、前記計算機から受信し、
    前記制御部は、前記複数の特定時刻の前記特定箇所における計測結果の電圧位相を夫々示す複数の計測情報を、前記計測装置から受信する、
    請求項９に記載の系統制御装置。
11. 前記記憶部は、前記目標情報の代替となる代替目標情報を記憶し、
    前記制御部は、前記計算機から目標情報を受信できない場合、前記計測情報及び前記代替目標情報の差分に基づいて、前記電力系統内の対象機器を制御する、
    請求項９に記載の系統制御装置。
12. 前記系統が、前記電力系統から分離される場合、前記制御部は、前記特定箇所における前記分離の前の電圧位相を示す分離前情報を前記記憶部へ保存し、
    前記分離後に前記系統が前記電力系統に連系する場合、前記制御部は、前記計測情報及び分離前情報の差分に基づいて前記対象機器を制御する、
    請求項４に記載の系統制御装置。
13. 前記制御部は、前記位相差を減少させるように前記対象機器の制御指令値を算出し、前記制御指令値を含む制御指令を前記対象機器へ送信し、
    前記制御指令値は、前記対象機器の無効電力及び電圧の何れかを含む、
    請求項２に記載の系統制御装置。
14. 前記目標情報及び前記計測情報の夫々は、前記特定箇所における電圧の位相と、前記特定箇所における電圧を示す複素数との何れかを含む、
    請求項１乃至１３の何れか一項に記載の系統制御装置。
15. 系統制御装置が、電力系統内の特定箇所における電圧位相の目標を示す目標情報と、前記特定箇所における電圧位相の計測結果を示す計測情報とを記憶し、
    前記系統制御装置が、前記計測情報及び前記目標情報の差分に基づいて、前記電力系統に連系する対象機器を制御する、
    ことを備える系統制御方法。
    

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