JP6091004B2

JP6091004B2 - 電力系統安定化システム、方法及びサーバ

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Publication number: JP6091004B2
Application number: JP2013193649A
Authority: JP
Inventors: 英佑黒田; 佐藤　康生; 康生佐藤; 昌洋谷津; 弘一原
Original assignee: Hitachi Ltd
Current assignee: Hitachi Ltd
Priority date: 2013-09-19
Filing date: 2013-09-19
Publication date: 2017-03-08
Anticipated expiration: 2033-09-19
Also published as: JP2015061400A

Description

本発明は、電力系統の安定化運用を行う電力系統安定化システム、方法及びサーバに関する。

今後電力系統には、再生可能エネルギー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み、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）。重潮流の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、電力系統の事故（系統事故）発生時には電力の安定供給が困難になる。そのため、このような現象に対応可能な電力系統安定化システムが求められている。

従来の電力系統安定化システムは、事故発生後に、緊急の制御を行う方式（事後制御方式）であり高コストであった。例えば、電源遮断制御（電制）や負荷遮断制御（負制）や調相制御があった。しかし、事後制御方式は、系統データの計測に高速で信頼性の高い計測装置および通信ネットワークが必要であるため、コストが高くなるという課題があった。

本技術分野の背景技術として、特許文献１には、電力系統監視制御対象の送電線事故が安定領域Ａの場合に、送電線の受電端の有効電力潮流を安定領域Ａから不安定領域Ｂになる直前まで増加させ、安定領域Ａで送電を監視維持し、安定領域Ａで突発的に負荷が急変して事故が生じても発電機は平衡状態にあり、事故が解決すれば、直ちに発電機は運転を開始することで、停電時間を少なくして経済的であると共に、電力の供給に対する信頼性を確保することができることが記載されている。

また、非特許文献１には、以下の３つの条件を満足する最大通過可能電力量を該当送電線の運用目標としている。（１）送電線の熱容量最大限度を最大通過可能電力量の最大値とする。（２）系統事故発生時に母線電圧が許容値以内に入るような最大の送電線有効電力潮流を最大通過可能電力量の最大値とする。（３）系統事故発生時に特定の母線間の位相差が許容値以内に入るような最大の送電線有効電力潮流を最大通過可能電力量の最大値とするという内容が記載されている。

電力市場では、特許文献１および非特許文献１に示されるように、送電線の熱容量制約や系統事故発生時に母線電圧や母線間の位相差が許容値以内に入るように最大通過可能電力量を該当送電線の運用目標としている。今後は、さらに、系統事故時の過渡安定度が維持できるような最大の送電線有効電力潮流を最大通過可能電力量の最大値とする必要がある。

このように電力系統の運用制約を考慮しつつ経済的な電力市場の運用を実現するための方法として、非特許文献２にあるようにLMP（Locational Marginal Price、地域別限界価格）を利用した電力市場管理方法がある。LMPは、発電限界費用と送電混雑費用と限界損失費用の総和で表され、送電線制約を考慮して電力市場内における電気の卸売価格を決定することができる。LMPは系統接続点毎に設定される電力料金のことであり、系統接続点を電力が通る場合は、LMPが発生することになる。そのため、発電事業者からすれば、電力料金がなるべく高いときに売電することが目的となり、LMPが低いときには送電線に流れる潮流が増加する。一方、LMPが高いときには、送電線に流れる潮流が減少する。

このような電力市場の原理と、電力系統の安定度を維持するための安定化料金をLMPに付加することで、系統に流れる潮流を間接的に制御することができる。

特開２００３−３４８７５４号公報

PJM Manual 03: Transmission Operations、 Revision: 41 (2012) 混雑緩和におけるLMP手法の検討：P1-2、2004発行

しかし、上記のように系統事故発生時に、電源又は負荷制御によって、発電事業者等が失うコストは大きく、今後再生可能エネルギーが大量に導入された場合には、さらにその影響度は大きくなる可能性が高い。

また、発生する確率の低い事故に対して、当該事業者に事前に発電力抑制の運用対策を課すのは困難である。

上記目的を達成するために、本発明の一態様である電力系統の安定化運用を行う電力系統安定化システムにおいて、想定事故が発生したときに前記電力系統における潮流変動が大きくなる潮流断面を探索する潮流断面探索部と、前記潮流断面における前記電力系統に接続する機器に対する制御内容を決定する制御内容事前決定部と、前記制御内容を用いて前記電力系統における所定の接続点ごとに安定化料金を決定する安定化料金決定部とを備えることを特徴とする。

また、当該安定化料金を送信又は表示する機能、及び関連する方法発明も含む。

本発明によれば、発電事業者と需要家が電力の売買を行う電力市場において、系統事故発生前に予め電制等に係る制御量並びに損失するコストを求め、当該制御量及びコストに基づいた安定化料金を電気料金に反映することで、事故発生前に間接的に安定化制御を行い、電力系統の安定度を向上することができる。また、想定事故発生時の制御内容と電力料金の関係を明示することで、電力料金の変更理由の透明性を確保する。

電力系統安定化サーバの全体構成と電力市場管理サーバへの出力データの例である。電力系統安定化サーバのハード構成と電力市場管理サーバと電力系統の全体図の例である。プログラムデータＤ８の内容を示す図の例である。電力系統需給管理サーバ（EMS：Energy Management System）と電力系統安定化サーバの送受信データと、電力系統安定化サーバと電力市場管理サーバの送受信データの一例を示す図である。電力市場管理サーバ上の電力市場に対する発電事業者と需要家それぞれの送受信データと、発電事業者と需要家間のやりとりの一例を示す図である。電力系統安定化サーバの処理の全体を示すフローチャートの例である。潮流断面探索ステップＳ２の処理の全体を示すフローチャートの例である。各発電機出力に対する制御内容の計算ステップＳ３の処理の全体を示すフローチャートの例である。安定化料金計算ステップＳ４の処理の全体を示すフローチャートの例である。潮流変動範囲データＤ１の一例を示す図である。想定事故データＤ４の一例を示す図である。発電機出力に対する制御内容を繰り返し計算によって求めた、発電機出力に対する制御内容データＤ６の一例を示す図である。安定化料金換算データＤ５における事故発生確率と損失と利得の一例を示す図である。安定化料金換算データＤ５における制御内容と容量とその損失の一例を示す図である。安定化料金換算データＤ５における制御内容を料金換算するために必要な安定化料金換算係数の一例を示す図である。安定化料金換算データＤ５における制御内容と安定化料金換算係数を用いて安定化料金に換算する一例を示す図である。系統接続点毎の安定化料金データＤ７の一例を示す図である。電力系統安定化サーバから電力市場管理サーバに安定化料金を送信し、安定化料金を使用することで、間接的な安定化制御を実施した際の効果の一例を示す図である。本発明の電力系統安定化サーバで算出した安定化料金と電力系統における安定化料金マップと事故発生時コストを表示することで間接的な安定化制御を実施した際の効果の一例を示す画面インターフェースの一例である。本発明の電力系統安定化サーバで算出した安定化料金による間接的な安定化制御の根拠となる制御内容の一例を示す画面インターフェースの一例である。

以下、本発明の実施例を、図面を用いて説明する。尚、下記はあくまでも実施の例に過ぎず、下記具体的内容に発明自体が限定されることを意図する趣旨ではない。

本実施例では、電力系統安定化サーバ１０で発電機出力に対する制御内容データ５１と系統接続点毎の安定化料金データ５２を算出し、電力市場管理サーバ２００に送信する電力系統安定化システムの例について、まず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、次に電力系統安定化サーバ１０と電力系統１００と電力市場管理サーバ２００のハード構成を図２で説明する。

図１は、潮流変動範囲データＤ１と潮流断面探索部３５と発電機出力に対する制御内容計算部３６と系統接続点毎の安定化料金決定部からなる電力系統安定化サーバ１０と電力市場管理サーバ２００の構成を示した図である。電力系統安定化サーバ１０の最低限の入力データは、潮流変動範囲データＤ１である。その他の入力データとしてもよいデータに関しては、図２において説明する。電力系統安定化サーバ１０の潮流断面探索部３５では、潮流変動範囲データＤ１と予めセットされた系統データＤ２と発電機データＤ３と想定事故データＤ４を用いて、ある設定回数まで繰り返し計算を行い過酷な潮流断面を探索する。また、発電機出力に対する制御内容の計算部３６では、潮流断面探索部３５の計算結果である過酷な潮流断面と予めセットされた系統データＤ２と発電機データＤ３と想定事故データＤ４を用いて、発電機出力に対する制御内容データＤ６を計算する。また、系統接続点毎の安定化料金決定部３７では、発電機出力に対する制御内容の計算部３６の計算結果である発電機出力に対する制御内容データＤ６と安定化料金換算データＤ５を用いて系統接続点毎の安定化料金データＤ７を計算する。前記発電機出力に対する制御内容データＤ６と安定化料金換算データＤ５は、発電機出力に対する制御内容データ５１と系統接続点毎の安定化料金データ５２という情報として、電力市場管理サーバ２００に送信される。前記発電機出力に対する制御内容データ５１と系統接続点毎の安定化料金データ５２の情報を受けた電力市場管理サーバ２００は、前記情報に従い、電力市場を管理運営する。なお、電力市場管理サーバ２００内に電力系統安定化サーバ１０に係る機能構成を有する形態も考えられる。

図２は、電力系統安定化サーバ１０と電力系統１００と電力市場管理サーバ２００と通信ネットワーク３００のハード構成を示した図である。電力系統１００は、ノード（母線）１２０および１２１を介してそれぞれ接続する、発電機１１０と変圧器１３０とブランチ１４０と負荷１５０のいずれか又は複数で構成される。電力系統１００に接続する電力系統需給管理サーバ２１０は、通信ネットワーク３００を介して電力系統安定化サーバ１０の通信部１３と接続し、データを送受信する。また、電力系統需給管理サーバ２１０に代わって、発電機１１０や負荷１５０などの電力系統に設置される計測通信装置から、通信ネットワーク３００を介して電力系統安定化サーバ１０の通信部１３と接続し、データを送受信してもよい。電力市場管理サーバ２００は、通信ネットワーク３００を介して電力系統安定化サーバ１０の通信部１３と接続し、データを送受信する。また、電力市場管理サーバ２００は、通信ネットワーク３００を介して電力系統１００の発電機事業者と需要家１５０と接続し、データを送受信する。送受信する各種データに関しては、図４および図５にて説明する。

ここで、電力市場管理サーバ２００にアクセスする電源１１０は一つまたは複数の電源を所有する発電所を運営する発電事業者であってもよい。また、電力市場管理サーバ２００にアクセスする負荷１５０は、一つまたは複数の需要家やその他の分散型電源を含む電源やバッテリーや制御機器を含んだ負荷であってもよい。また、電源１１０と負荷１５０は、ある範囲の電力系統において各種機器を一括で管理するシステムであってもよい。例えば、地域エネルギー管理システム（ＣＥＭＳ：Community Energy Management System）である。

次に、電力系統安定化サーバ１０の構成について説明する。表示部１１、キーボードやマウス等の入力部１２、通信部１３、コンピュータや計算機サーバ（ＣＰＵ：Central Processing Unit）１４、メモリ１５、各種データベース（潮流変動範囲データベース２１と系統データベース２２と発電機データベース２３と想定事故データベース２４と安定化料金換算データベース２５と発電機出力に対する制御内容データベース２６と系統接続点毎の安定化料金データベース２７とプログラムデータベース２８）がバス線４０に接続されている。表示部１１は、例えば、ディスプレイ装置として構成される。

表示部１１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１２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。通信部１３、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。ＣＰＵ１４は、プログラムデータベース３１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。ＣＰＵ１４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１５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３１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１５に格納された画面データは、表示部１１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３を参照して、プログラムデータベース２８の記憶内容を説明する。プログラムデータベース２８には、例えば、状態推定計算プログラムＰ１０と潮流計算プログラムＰ２０と潮流断面探索プログラムＰ３０と過渡安定度計算プログラムＰ４０と制御内容計算算プログラムＰ５０と安定化料金計算プログラムＰ６０が格納されている。

図２に戻り、ＣＰＵ１４は、プログラムデータベース２８からメモリ１５に読み出された計算プログラム（状態推定計算プログラムＰ１０と潮流計算プログラムＰ２０と潮流断面探索プログラムＰ３０と過渡安定度計算プログラムＰ４０と制御内容計算算プログラムＰ５０と安定化料金計算プログラムＰ６０）を実行して、状態推定計算、潮流計算、潮流断面探索、過渡安定度計算、安定化料金計算、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１５は表示用の画像データ、状態推定計算データ、潮流計算データ、潮流断面探索データ、過渡安定度計算データ、安定化料金計算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、ＣＰＵ１４によって必要な画像データを生成して表示部１１（例えば表示ディスプレイ画面）に表示する。

次に、図４を参照して、電力系統需給管理サーバ２１０と電力系統安定化サーバ１０と電力市場管理サーバ２００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。電力系統需給管理サーバ２１０から電力系統安定化サーバ１０には、系統データ５０が送信される。系統データ５０は、例えば、計測通信装置で計測された電力系統各所の電圧と電流と電圧位相角からなるデータと、各計測情報を識別するための固有番号と、タイムスタンプとを含む。電力系統安定化サーバ１０から電力系統需給管理サーバ２１０には、発電機出力に対する制御内容データ５１が送信される。ただし、送信されなくてもよい。発電機出力に対する制御内容データ５１は、例えば、想定事故ケース毎の各発電機出力が増減した際の制御量の増減量からなるデータと、各制御内容を識別するための固有番号と、タイムスタンプとを含む。電力系統安定化サーバ１０から電力市場管理サーバ２００には、発電機出力に対する制御内容データ５１と系統接続点毎の安定化料金データ５２が送信される。発電機出力に対する制御内容データ５１は、例えば、想定事故ケース毎の各発電機出力が増減した際の制御量の増減量からなるデータと、各情報を識別するための固有番号と、タイムスタンプとを含む。系統接続点毎の安定化料金データ５２は、発電事業者の一つまたは複数の発電所が電力系統に接続するノードである系統接続点毎に算出した安定化料金データ５２と、各情報を識別するための固有番号と、タイムスタンプとを含む。電力市場管理サーバ２００から電力系統安定化サーバ１０には、電力価格データ５３が送信される。電力価格データ５３は、例えば、発電事業者と需要家が電力市場において電力売り入札データ５４と電力買い入札データ５５をした際に、系統安定度を保つために計算された安定化料金を加味した電力料金の情報と、各情報を識別するための固有番号と、タイムスタンプとを含む。各情報には事前に固有番号が設定されており、電力系統需給管理サーバ２１０と電力系統安定化サーバ１０と電力市場管理サーバ２００では、各機器の固有番号を予め把握している。なお、通信ネットワーク３００を介して、各計測通信装置および各機器は、図外のタイムサーバに接続されている。

次に、図５を参照して、電力市場管理サーバ２００と発電事業者１１０と需要家１５０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。発電事業者１１０から電力市場管理サーバ２００には、電力売り入札データ５４が送信される。電力売り入札データ５４は、例えば、電力を売りたい時間帯とその価格と電力量からなるデータと、発電事業者を識別するための固有番号と、タイムスタンプとを含む。また、需要家１５０から電力市場管理サーバ２００には、電力買い入札データ５５が送信される。電力売り買いデータ５５は、例えば、電力を買いたい時間帯と希望価格と電力量からなるデータと、需要家を識別するための固有番号と、タイムスタンプとを含む。電力市場管理サーバ２００から発電事業者１１０および需要家１５０には、電力系統安定化サーバ１０において系統安定度を保つために計算された安定化料金を加味した電力料金の情報である電力価格データ５３が送信される。電力価格データ５３は、例えば、電力の売買価格と電力量からなるデータと、電力市場を識別するための固有番号と、タイムスタンプとを含む。需要家１５０は発電事業者１１０から約定された電力価格データ５３に基づいた時間帯に電力５７を契約した量だけ契約した価格で電力系統１００を介して受電する。また、需要家１５０から発電事業者１１０には、約定された電力価格データ５３に基づいた電力料金をある一定期間ののちに支払う。

次に電力系統安定化サーバ１０の計算処理内容について説明する。図６は、電力系統安定化サーバ１０に格納された潮流変動範囲データＤ１と、電力系統需給管理サーバから受信したもしくは予めセットもしくは入力された統データＤ２と発電機データＤ３と想定事故データＤ４と安定化料金換算データＤ５をメモリに読み込み（ステップＳ１）、潮流変動範囲データＤ１と系統データＤ２と発電機データＤ３と想定事故データＤ４を用いて、ある設定回数まで繰り返し計算を行い過酷な潮流断面を探索し（ステップＳ２）、過酷な潮流断面と系統データＤ２と発電機データＤ３と想定事故データＤ４を用いて、発電機出力に対する制御内容データＤ６を計算し（ステップＳ３）、発電機出力に対する制御内容データＤ６と安定化料金換算データＤ５を用いて系統接続点毎の安定化料金データＤ７を計算し（ステップＳ４）、発電機出力に対する制御内容データ５１と系統接続点毎の安定化料金データ５２という情報として、電力市場管理サーバ２００に送信し（ステップＳ５）、発電機出力に対する制御内容データ５１と系統接続点毎の安定化料金データ５２という情報を画面に表示して（ステップＳ６）、計算終了となる。以上の処理の流れを説明する。

まずステップＳ１では、潮流断面探索と各発電機出力に対する制御内容の計算と安定化料金計算に必要なデータの設定を行う。電力系統安定化サーバ１０に格納された潮流変動範囲データＤ１と、電力系統需給管理サーバから自動で受信し記憶した、もしくは予めセットし記憶された、もしくは入力され記憶された系統データＤ２と発電機データＤ３と想定事故データＤ４と安定化料金換算データＤ５をメモリに読み込む。なお、各データの入力の際はＣＰＵ１４によって必要な画像データを生成して表示部１１に表示する。入力の際は、補完機能を利用して、大量のデータを設定できるように半手動にしてもよい。自動で入力する場合は、発電事業者や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を介して間接的にデータを受信し設定してもよい。

ここで、各種データベースについて説明を加える。電力系統安定化サーバ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２８を除く、潮流変動範囲データベース２１と系統データベース２２と発電機データベース２３と想定事故データベース２４と安定化料金換算データベース２５と発電機出力に対する制御内容データベース２６と系統接続点毎の安定化料金データベース２７について説明する。

潮流変動範囲データベース２１には、各電源や負荷におけるある計測周期内における出力変動の範囲が記憶されている。ここで、図１０のデータを参照する。図１０は、潮流変動範囲データの一例である。各時刻でこの上下限値が設定されている。

系統データベース２２には、電力系統１００内に設置された計測通信装置によって計測されたり電力系統の構成情報などの電力系統の情報（系統データ）が記憶されている。前記系統データとは、例えば、ネットワーク構成データとブランチと変圧器に関する定数である正相抵抗と正相リアクタンスと正相キャパシタンスとバンク数とタップ比などや、ブランチと変圧器と発電機と負荷とノードの接続関係が分かるデータや、時間断面毎に、計測通信装置で計測されたデータ、電圧Ｖ、電流Ｉ、力率が記憶されている。また、状態推定に必要な計測通信装置の計測誤差が記憶されている。電力系統の構成情報や計測データは、電力系統需給管理サーバ２１０や中央給電指令所のような系統管理サーバを介して受信してもよい。また、前記計測通信装置で計測できない場合は、計画値を予め入力し使用してもかまわない。

発電機データベース２３には、発電機１１０の系統連系地点と定格容量と定格出力と現在出力と発電機モデルと発電機定数と制御系モデルと各計測通信装置の計測値または計画値が記憶されている。

想定事故データベース２４には、想定する事故の箇所や機器とその様相が記憶されている。ここで、図１１のデータを参照する。図１１は、想定事故データの一例である。想定事故は、過酷な順に並んでいてもよい。はじめは、入力手段によって手入力されるが、周期的な過渡安定度計算およびスクリーニング計算により、現在の潮流断面に対する安定度を把握し、過酷なものだけをリストアップしてもよい。

安定化料金換算データベース２５には、想定事故の発生確率と発生時の制御による経済的損失と発生時の制御によって得る事のできる社会的な利得リストや、電源遮断制御や負荷遮断制御、調相設備制御などの制御を実施することで生じる経済的損失リストや、各発電機出力が増減した際に発生する制御に対して掛け合わせるとコストとなるコスト換算係数データや、想定事故毎の発電機出力に対する制御内容をコストに換算しさらに安定化料金に換算するためのデータ、が記憶されている。ここで、図１３〜１６のデータを参照する。図１３は、安定化料金換算データＤ５における事故発生確率と損失と利得の一例である。図１４は、安定化料金換算データＤ５における制御内容と容量とその損失の一例である。図１５は、安定化料金換算データＤ５における制御内容を料金換算するために必要な安定化料金換算係数の一例である。図１６は、安定化料金換算データＤ５における制御内容と安定化料金換算係数を用いて安定化料金に換算する一例である。前記安定化料金換算データは、予め入力しておく必要がある。安定化料金換算方法については、後述する。

発電機出力に対する制御内容データベース２６には、各想定事故発生時の各発電機出力の増減時の制御量が記憶されている。ここで、図１２のデータを参照する。図１２は、各発電機出力に対する想定事故発生時の制御量を算出してプロットした一例である。発電機出力に対する制御内容の計算方法については、後述する。

系統接続点毎の安定化料金データベース２７には、系統接続点に対する安定化料金が記憶されている。ここで、図１７のデータを参照する。図１７は、系統接続点に対する安定化料金リストの一例である。安定化料金の算出方法については、後述する。

ここで、電力系統安定化サーバ１０の計算処理内容の説明に戻る。

ステップＳ２では、過酷な潮流断面の探索を行う。電力系統安定化サーバ１０の潮流断面探索部３５において、潮流変動範囲データＤ１と予めセットされた系統データＤ２と発電機データＤ３と想定事故データＤ４を用いて、潮流断面探索プログラムＰ３０を用いて、各種プログラムを設定回数まで繰り返し計算を行い過酷な潮流断面を探索する。

ここで、図７を参照して、潮流断面探索ステップＳ２の処理フローを説明する。

ステップＳ２０１では、初期潮流断面の設定を行う。ステップＳ１で記憶した系統データＤ２と潮流計算に必要な有効電力Ｐ、無効電力Ｑ、電圧Ｖ、電圧の位相δ、の計測可能な値と計測誤差を用いて、状態推定プログラムＰ１０および潮流計算プログラムＰ２０の計算により、計測時刻における系統の初期潮流断面を計算し、記憶する。なお、状態推定計算とは、変電所、発電所、送電線をはじめとした電力送配電機器の観測データ、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を判定と除去を行い特定の時間断面におけるもっともらしい系統状態を推定する計算機能のことである。ここで、状態推定計算は、例えば、Lars Holten, Anders Gjelsvlk, Sverre Adam, F. F. Wu, and Wen-Hs Iung E. Liu, Comparison of Different Methods for State Estimation, IEEE Transaction on Power Systems, Vol. 3 (1988), p.1798-1806の各種方法などに即して行う。また、潮流計算では、系統データベース２２の潮流計算に必要な各ノード１２０の電圧Ｖと負荷の出力指令値ＰとＱを用いて、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をＰＶ指定し、変電所ノードと負荷ノードをＰＱ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したノード電圧Ｖと位相角θを指定し、系統データベース２５から作成したアドミタンス行列Ｙijと共に、ニュートンラプソン法を用いて、潮流計算を実施し、計算結果を記憶する。なお、潮流計算手法は、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、各計測通信装置によって計測した現在の潮流状態を基に潮流計算をする場合は、各計測通信装置で計測した電圧Ｖと電流Ｉと力率cosφから、ＰとＱを求める。

ステップＳ２０２では、ステップＳ２０３〜ステップＳ２１０の繰り返し計算回数をカウントし、事前に入力されたもしくはデータベースに記述された設定回数まで繰り返し完了されたかどうかを判定する。前記カウントが設定回数以内の場合には、ステップＳ２０３へ進み、設定回数より大きい場合には、ステップＳ２１１へ進む。

ステップＳ２０３では、潮流変動の設定を行う。潮流変動とは、再生可能エネルギーを代表する出力変動型電源や負荷の計測周期間の出力変動のことである。図１０に示すような各接続ノードの機器に関する出力変動範囲データＤ１の上下限値のいずれかをランダムに選択し、初期潮流断面から潮流変動した状態を設定する。この各接続ノードは、潮流変動を生じる出力変動型電源や負荷が接続されるノードに限られる。ここで、ランダムに選択するために、乱数を用いる。乱数は、プログラム上で使用するため、疑似乱数であるメルセンヌ・ツイスタなどを用いる。ステップＳ２０３〜ステップＳ２１０の繰り返し計算は、疑似乱数を用いたモンテカルロ法で実施することで、計算量を削減することができる。

ステップＳ２０４では、ステップＳ２０５〜ステップＳ２０９の繰り返し計算した想定事故を記憶し、事前に入力されたもしくはデータベースに記述された想定事故が全て選択されたかどうかを判定する。前記想定事故が全て選択された場合には、ステップＳ２１０へ進み、まだ全て選択されていない場合には、ステップＳ２０５へ進む。

ステップＳ２０５では、想定事故の選択を実施する。図１１に示す想定事故データＤ４のリストから、優先される事故の順番で選択する。再度、ステップＳ２０４から想定事故の選択の必要が生じた場合、次の事故を選択する。

ステップＳ２０６では、過渡安定度計算プログラムＰ４０を用いて過渡安定度計算を実施する。ステップＳ２０１で計算された状態推定と潮流計算の結果と、ステップＳ１でメモリ１５に読み出された、想定事故データと、系統データと、発電機データを使用して、過渡安定度計算を行う。計算結果をメモリ１５に保存する。前記過渡安定度計算とは、電力系統の事故に対する過渡安定性を計算する手法である。過渡安定度計算の方法は、PRABHA KUNDUR、The EPRI Power System Engineering Series、Power System Stability and Control、EPRI、(１９９４)に記載の計算方法などに即して行う。

ステップＳ２０７では、ステップＳ２０６の過渡安定度計算の結果である発電機内部相差角などが予め設定された閾値を逸脱しているか評価することで、過渡安定かどうかを評価している。過渡安定である場合には、ステップＳ２１０に進み、過渡不安定である場合には、ステップＳ２０８に進む。

ステップＳ２０８では、一時制御内容をメモリ１５に保存した後に、再度過渡安定度計算を実施し過渡安定とするために、ステップＳ２０６の処理に戻る。

ステップＳ２０９では、過渡安定となった想定事故に対する制御内容を決定し、メモリ１５に保存する。その後、ステップＳ２０４に戻り、全想定事故を選択終了となるまで、上記計算を繰り返す。

ステップＳ２１０では、ステップＳ２０４の全想定事故を選択終了となった時に、ステップＳ２１０に進み、制御内容をメモリ１５に保存する。ここで、計算された制御内容と１ステップ前に計算された制御内容を比較して制御量が大きいものの制御内容と潮流変動条件をメモリ１５に保存し、ステップＳ２０２に戻る。

ステップＳ２１１では、ステップＳ２０２で設定回数まで繰り返し計算が終了した時に、動作し、それまでにステップＳ２１０において保存された最も制御量が大きく最も過酷な制御内容と潮流変動条件をメモリ１５に保存し、保存された初期潮流断面に潮流変動が生じた場合の発電機出力に対する制御内容を、発電機出力に対する制御内容データＤ６に保存する。

以上で、図６のステップＳ２の処理が終了となる。

ステップＳ３では、制御内容計算プログラムＰ５０を用いて、各発電機出力が変化した場合の制御内容の計算を行う。ステップＳ２で保存された初期潮流断面に潮流変動が生じた場合の潮流断面と、初期潮流断面に潮流変動が生じた場合の発電機出力に対する制御内容と、ステップＳ１でメモリ１５に読み出された、想定事故データと、系統データと、発電機データを使用して、制御内容計算プログラムＰ５０および各種プログラムを設定の発電機出力変動範囲まで繰り返し計算を行い、各発電機出力に対する制御内容を計算する。

ここで、図８を参照して、各発電機出力に対する制御内容の計算ステップＳ３の処理フローを説明する。

ステップＳ３０１では、ステップＳ２で保存された初期潮流断面に潮流変動が生じた場合の潮流断面をメモリ１５に読み出す。

ステップＳ３０２では、ステップＳ３０３〜ステップＳ３１０の繰り返し計算に対して、発電機が全て選択されたかをカウントし、事前に入力されたもしくはデータベースに記述された全ての発電機に対する繰り返し計算が完了されたかどうかを判定する。前記カウントにより全ての発電機が選択完了した場合には、ステップＳ３０２は終了となり、選択すべき発電機がある場合には、ステップＳ３０３へ進む。

ステップＳ３０３では、全ての発電機に対する繰り返し計算が完了されるまでデータベースに設定された順番通りに発電機の選択を行う。

ステップＳ３０４では、ステップＳ３０５〜ステップＳ３１０の繰り返し計算した想定事故を記憶し、事前に入力されたもしくはデータベースに記述された想定事故が全て選択されたかどうかを判定する。前記想定事故が全て選択された場合には、ステップＳ３０２へ進み、まだ全て選択されていない場合には、ステップＳ３０５へ進む。

ステップＳ３０５では、想定事故の選択を実施する。図１１に示す想定事故データＤ４のリストから、優先される事故の順番で選択する。再度、ステップＳ３０４から想定事故の選択の必要が生じた場合、次の事故を選択する。

ステップＳ３０６では、予め設定された設定範囲内で発電機出力を予め設定された変動幅で変更が完了したかを判定する。すべての変動幅まで変更が完了している場合にはステップＳ３０４に戻り、変更が完了していない場合にはステップＳ３０７に進む。

ステップＳ３０７では、予め設定された設定範囲内で発電機出力を予め設定された変動幅で変更を行う。変動幅には上下限値があるため、増加方向と減少方向にそれぞれ変更する。

ステップＳ３０８は、過渡安定度計算プログラムＰ４０を用いて過渡安定度計算を実施する。ステップＳ２で計算された状態推定と潮流計算の結果と、ステップＳ１でメモリ１５に読み出された、想定事故データと、系統データと、発電機データを使用して、過渡安定度計算を行う。計算結果をメモリ１５に保存する。前記過渡安定度計算とは、電力系統の事故に対する過渡安定性を計算する手法である。過渡安定度計算の方法は、ステップＳ２と同様である。

ステップＳ３０９では、ステップＳ３０８の過渡安定度計算の結果である発電機内部相差角などが予め設定された閾値を逸脱しているか評価することで、過渡安定かどうかを評価している。過渡安定である場合には、ステップＳ３０９に進み、過渡不安定である場合には、ステップＳ３１０に進む。

ステップＳ３１０では、一時制御内容をメモリ１５に保存した後に、再度過渡安定度計算を実施し過渡安定とするために、ステップＳ３０８の処理に戻る。

ステップＳ３１１では、過渡安定となった各発電機出力に対する制御内容を決定し、メモリ１５および発電機出力に対する制御内容データＤ６に保存する。その後、ステップＳ３０６に戻り、予め設定された設定範囲内で変更終了となるまで、上記計算を繰り返す。また、ステップＳ３０４とステップＳ３０２の繰り返し計算が終了するまで上記計算を繰り返す。

以上で、図８のステップＳ３の処理が終了となる。ここで、発電機出力に対する制御内容は図１２のように保存され、画面でみることができ、電力市場管理サーバ２００に送信される。また、発電機出力に対する制御内容はＣＰＵ１４によって必要な数値データや画像データの一方または両方を生成して表示部１１に表示する。また、図１２のように保存された発電機出力に対する制御内容は、（１）式のように対象となる発電機出力の変化量に対する想定事故発生時の制御量の総和として計算される。

ここで、Ptは各発電機出力、iは想定事故の種類、F_i(Pt)は各発電機出力に対する想定事故iの制御量、F_sum(Pt)はF_i(Pt)の総和、である。

次に、ステップＳ４では、安定化料金計算プログラムＰ６０を用いてステップＳ５の計算結果である発電機出力に対する制御内容を安定化料金に換算する計算を行う。ステップＳ１で保存された安定化料金換算データＤ５と、ステップＳ１でメモリ１５に読み出された、系統データと、発電機データと、ステップＳ３で保存された発電機出力に対する制御内容データＤ６、を使用して、安定化料金計算プログラムＰ６０を系統データと発電機データからわかる系統接続点数の最大まで繰り返し計算を行い、系統接続点毎の安定化料金を計算し保存する。なお、以下では系統接続点毎に当該安定化料金を計算するフローを説明するが、系統接続点毎だけでなく、ある系統接続エリアに対して決定しても良い。

ここで、図９を参照して、系統接続点毎の安定化料金の計算ステップＳ４の処理フローを説明する。

ステップＳ４０１では、ステップＳ３で保存された発電機出力に対する制御内容をメモリ１５に読み出し、ステップＳ４０２〜ステップＳ４０６の繰り返し計算に対して、発電機が全て選択されたかをカウントし、事前に入力されたもしくはデータベースに記述された全ての発電機に対する繰り返し計算が完了されたかどうかを判定する。前記カウントにより全ての発電機が選択完了した場合には、ステップＳ４０１は終了となり、選択すべき発電機がある場合には、ステップＳ４０２へ進む。

ステップＳ４０２では、全ての発電機に対する繰り返し計算が完了されるまでデータベースに設定された順番通りに発電機の選択を行う。

ステップＳ４０３では、（２）式で示すコスト換算係数K_iと（３）式で示す発電機jのコストCost_jの計算を行う。

ここで、f_iは想定事故の発生確率、Ldは電制や負制などの各制御内容によって失われる経済的なコスト（例えば電制することによって、発電機会を失うことで経済的損失が生じる）、Lidは前記電制や負制の各制御内容を実施することで防止できる被害発生時のコスト（利得）、iは想定事故の種類、K_iはコスト換算係数、である。f_iが不明の場合は統計データから求められる統計値によって事前に設定されるが、統計データがない場合には、全ての想定事故の発生確率を同一値としてもよい。また、LdおよびLidは、予め系統データ内の設備に対して設定しておく。f_iとLdとLidは図１３に示されるようなリストとして、予め入力・記憶されている。また、図１３の損失を計算するために必要な各制御内容に対する損失は、図１４に示されるようなリストとして、予め入力・記憶されている。また、PtとK_i(Pt)の関係は、図１５に示すように計算することができる。図１５は、画面でみることもでき、制御内容の透明性確保の一つの証拠として電力市場管理サーバ２００に送信される。

ここで、K_iはコスト換算係数、Ptは各発電機出力、K_i(Pt)はPtにおけるコスト換算係数、F_i(Pt)は各発電機出力に対する想定事故iの制御量、jは各発電機の種類、Cost_jは発電機jにおけるコスト、である。

次に、ステップＳ４０４では、（４）式で示す料金設定係数a_jによって安定化料金PPSS_j(発電機jのPrice of Power Ssytem Stabilizationを、PPSS_jと略した)の計算を行い、メモリ１５に保存される。a_jの大きさは電力系統安定化システムの必要性に応じて重みを変更することが可能である。また、a_jは、基本的に正の値をとる。この理由は、電力市場の原理を利用するためである。LMPを利用した電力料金設定では、系統接続点を電力が通る場合は、LMPが発生することになる。そのため、 LMPが低いとき（送電コストが安いとき）には送電線に流れる潮流が増加し、一方、LMPが高いとき（送電コストが高いとき）には送電線に流れる潮流が減少する。つまり、安定化料金を電力料金に付加する際には、安定化料金がマイナスであればLMPは安くなることになり、発電事業者の売電量は増え、送電線に流れる潮流が増大する。また、安定化料金がプラスであれば電力料金は高くなり、系統安定度が悪化していた送電線に流れる潮流が減少する。そのため、発電事業者は，LMPが高い送電線を介して電力供給するのではなく、LMPが低い送電線を介して電力供給をしようと考えるため、系統安定度の余裕がない送電線に流れる潮流は減少し、系統安定度に余裕のある送電線に流れる潮流が増加することとなり、系統安定度悪化を防止する効果がある。

ここで、a_jは発電機jの料金設定係数、Cost_jは発電機jにおけるコスト、PPSS_jは発電機jの安定化料金、である。Cost_jに対するPPSS_jは図１６のように示され、この直線の傾きがa_jとなる。

ステップＳ４０５では、ステップＳ４０４で求めた発電機j毎に算出されたPPSS_jに関して、発電機を集約した発電所の接続ノード（系統接続点）に対して合計を算出する。なお、安定化料金に換算するまえから、系統接続点に集約されて、安定化料金に換算されてもよい。PPSS_jは図１７のようにリストとして、系統接続点毎の安定化料金データベースＤ７に保存され、画面でみることもでき、電力市場管理サーバ２００に保存される。

ステップＳ４０５の処理を実施後、ステップＳ４０１に戻って、全ての発電機を選択完了したところで、図９のステップＳ４の処理が終了となる。

なお、以上のステップＳ１〜Ｓ４の間の繰り返し計算において、無限ループが発生しないように、ある程度の回数のループが回った場合には、強制的にループの外にでるように設定しておく。

ここで、図６の電力系統安定化サーバの処理の全体を示すフローチャートの説明に戻る。

ステップＳ５では、ステップＳ１〜Ｓ４までで求めた発電機出力に対する制御内容データＤ６と系統接続点毎の安定化料金データＤ７を電力市場管理サーバ２００に送信する。この安定化料金を送信後、電力市場管理サーバ２００で電力市場の電力の売買価格が変更されると、図１８に示すように事故発生時コストが時間経過後に低下するという効果が得られる。これにより系統安定度を向上することができる。

ステップＳ６では、ステップＳ１〜Ｓ４までで求めた発電機出力に対する制御内容データＤ６と系統接続点毎の安定化料金データＤ７を系統安定化サーバ１０および電力市場管理サーバ２００において表示する。

ここで、ステップＳ６の電力系統安定化サーバにおける、表示方法を説明する。ここでは、ディスプレイ画面への表示を説明する。

図１９を用いて系統状態（ステータス）３１０と安定化料金リスト３２０と電力系統の安定化料金マップ３３０と事故発生時コスト３４０のディスプレイ画面の一例を説明する。いつ安定化料金を送信し、どのように事故発生時コストが低下したかを時系列的に表示することによって、簡単に効果を確認可能である。また、安定化料金マップを表示することで、現状の系統の安定度が悪化している地域および安定化料金が、直感的に把握し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。

次に、図２０を用いて系統状態（ステータス）３１０と各発電機出力に対する制御内容３５０と各発電機出力に対するコスト換算係数３６０のディスプレイ画面の一例を説明する。前記安定化料金の換算経過を表示することによって、系統安定度の厳しさの把握と安定化料金の透明性の確保が可能である。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。

なお、本発明によって算出した安定化料金は、LMPに適用した場合について説明を行ったが、LMP以外にも、全体の需給バランスに基づいて電力価格を決定し、混雑が発生する場合には、地域間の混雑に応じて各地域価格を決定する仕組みであるNord Poolシステムや、発電事業者の発電機の需給計画にも活用できると考えられる。

１０：電力系統安定化サーバ
１１：表示部
１２：入力部
１３：通信部
１４：ＣＰＵ
１５：メモリ
２１：潮流変動範囲データ（潮流変動範囲データベース）
２２：系統データ（系統データベース）
２３：発電機データ（発電機データベース）
２４：想定事故データ（想定事故データベース）
２５：安定化料金換算データ（安定化料金換算データベース）
２６：発電機出力に対する制御内容データ（発電機出力に対する制御内容データベース）
２７：系統接続点毎の安定化料金データ（系統接続点毎の安定化料金データベース）
２８：プログラムデータ（プログラムデータベース）
３５：潮流断面探索部
３６：発電機出力に対する制御内容の計算部
３７：系統接続点毎の安定化料金決定部
４０：バス線
５０：系統データ
５１：発電機出力に対する制御内容データ
５２：系統接続点毎の安定化料金データ
５３：電力価格
５４：電力売り入札
５５：電力買い入札
５６：電力料金
５７：電力
１００：電力系統
１１０、１１０ａ、１１０ｂ：電源（発電事業者）
１２０ａ〜１２０ｃ、１２１ａ〜１２１ｃ：ノード（母線）
１３０ａ〜１３０ｃ：変圧器
１４０ａ〜１４０ｃ：ブランチ（線路）
１５０：負荷（需要家）
２００：電力市場管理サーバ
２１０：電力系統需給管理サーバ
２２０：発電事業者
３００：通信ネットワーク

Claims

電力系統の安定化運用を行う電力系統安定化システムにおいて、
想定事故が発生したときに前記電力系統における潮流変動が大きくなる潮流断面を探索する潮流断面探索部と、
前記潮流断面における前記電力系統に接続する機器に対する制御内容を決定する制御内容事前決定部と、
前記制御内容を用いて前記電力系統における所定の接続点ごとに安定化料金を決定する安定化料金決定部と、
を備え、
前記安定化料金決定部は、前記制御内容によって生じるコストに基づいて、安定化料金を決定すること
を特徴とする電力系統安定化システム。
請求項１に記載の電力系統安定化システムおいて、
前記制御内容事前決定部で決定する制御内容は、各想定事故における電源及び/又は負荷遮断制御量の総和であること
を特徴とする電力系統安定化システム。
請求項１又は２に記載の電力系統安定化システムおいて、
前記制御内容は、前記潮流断面から各発電機出力の増減量に応じて変化すること
を特徴とする電力系統安定化システム。
請求項１又は３の何れかに記載の電力系統安定化システムおいて、
前記制御内容事前決定部で決定する制御内容は、想定事故が発生したときの各発電機の過渡安定度に基づいて求めること
を特徴とする電力系統安定化システム
請求項４に記載の電力系統安定化システムおいて、
前記過渡安定度は、各発電機の内部相差角が予め設定された閾値の範囲内外かについて評価すること
を特徴とする電力系統安定化システム
請求項１に記載の電力系統安定化システムおいて、
前記コストが増加したとき安定化料金は増加し、前記コストが減少したとき安定化料金は減少すること
を特徴とする電力系統安定化システム。
請求項１又は６の何れかに記載の電力系統安定化システムおいて、
前記コストは、想定事故の発生確率、前記制御内容によって失われる経済的なコスト、前記制御内容を実施することで防止できるコスト及び前記制御内容における前記制御量に基づいて決定すること
を特徴とする電力系統安定化システム。
請求項１に記載の電力系統安定化システムおいて、
前記安定化料金は、系統の接続点ごとに、接続される単数又は複数の発電機を纏めて求めること
を特徴とする電力系統安定化システム
請求項１に記載の電力系統安定化システムおいて、
前記電力系統の接続点ごとにおける安定化料金を電力管理サーバに送信する
ことを特徴とする電力系統安定化システム。
請求項１に記載の電力系統安定化システムおいて、
前記電力系統の接続点ごとにおける安定化料金を表示する安定化料金表示部を更に備えること
を特徴とする電力系統安定化システム。
請求項１に記載の電力系統安定化システムおいて、
前記電力系統の潮流が混雑した場合、混雑状況に応じて、所定の電力価格から前記安定化料金に基づいて修正することを特徴とする電力系統安定化システム。
電力系統の潮流変動を抑制する制御を行う電力系統安定化方法において、
想定事故が発生したときに前記電力系統における潮流変動が大きくなる潮流断面を探索する潮流断面探索ステップと、
前記潮流断面における前記電力系統に接続する機器に対する制御内容を決定する制御内容事前決定ステップと、
前記制御内容を用いて前記電力系統における所定の接続点ごとに安定化料金を決定する安定化料金決定ステップと、
を含み、
前記安定化料金決定ステップは、前記制御内容によって生じるコストに基づいて、安定化料金を決定すること
を特徴とする電力系統安定化方法。
電力系統の安定化運用を行う電力系統安定化サーバにおいて、
想定事故が発生したときに前記電力系統における潮流変動が大きくなる潮流断面を探索する潮流断面探索部と、
前記潮流断面における前記電力系統に接続する機器に対する制御内容を決定する制御内容事前決定部と、
前記制御内容を用いて前記電力系統における所定の接続点ごとに安定化料金を決定する安定化料金決定部と、
を備え、
前記安定化料金決定部は、前記制御内容によって生じるコストに基づいて、安定化料金を決定すること
を特徴とする電力系統安定化サーバ。
電力系統の安定化運用を行う電力系統安定化システムにおいて、
想定事故が発生したときに前記電力系統における潮流変動が大きくなる潮流断面を探索する潮流断面探索部と、
前記潮流断面における前記電力系統に接続する機器に対する制御内容を決定する制御内容事前決定部と、
前記制御内容を用いて前記電力系統における所定の接続点ごとに安定化料金を決定する安定化料金決定部と、
前記安定化料金に基づいて電力料金を含む電力価格データを作成する電力市場管理サーバと、を備え、
前記安定化料金決定部は、前記制御内容によって生じるコストに基づいて、安定化料金を決定し、
前記電力価格データに基づいて系統の運用管理を行うことを特徴とする電力系統安定化システム。