JP6397999B2

JP6397999B2 - 電力系統安定化システム及び方法

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Description

本発明は、電力系統における同期安定性を維持する電力系統安定化システム及び方法に関するものである。

電力系統の安定性には複数種類あり、同期安定性、電圧安定性又は周波数安定性がある。このうち同期安定性は、電力系統の主要発電機が同期発電機であることにより生じる。同期発電機は電力系統の地点によって回転子の位相は異なっているものの、基本的には同じ回転速度で同期運転している。ところが、電力系統に地絡等の外乱が生じると電力系統には動揺が生じる。この動揺が拡大・波及すると発電機は同期をとれなくなり脱調にいたる。

このような電力系統の動揺を抑制するために、安定性を維持するように制御を行う安定化装置が電力系統には設置されている。例えば、安定化装置によって発電機の励磁電圧を変化させたり、蓄電池を含む電力貯蔵装置における有効電力や無効電力出力を変化させたり、可変インピーダンス型の直列コンデンサのインピーダンスを変化させたりすることで、系統の動揺の減衰を早めることが可能となる。

この安定化装置は、系統の動揺に応じて変動する信号、例えば線路潮流や周波数偏差を検出し、その信号に対してゲインや位相補償をかけることで制御信号を出力する。ゲインの大きさや位相補償の時定数といった制御パラメータは、安定化装置に入力する信号や、安定化装置の制御対象、あるいは電力系統の運転状態によって、動揺の抑制効果が異なる。このため、安定化装置の制御パラメータを決定する手法が検討されており、特願平１１−２２２５４５号公報に記載の技術がある。この公報には、動揺モード分析による可観測性の評価と、感度解析によるか制御性評価をもとにして、安定化装置の制御構成およびパラメータ決定を行うことで、最低限の制御入力信号によって、系統の動揺を効果的に抑制する制御技術の記載がある。

特願平１１−２２２５４５号公報

しかし、特許文献１に記載の技術は、系統シミュレーション装置によって複数の事故条件を想定した動揺モードを抽出し、制御パラメータを決定することが可能であるが、想定する事故条件が増えると更新周期前に発散時定数に関する閾値を逸脱し、制御できない動揺モードが出現してしまう。

上記課題を解決する為に本発明は、電力系統と接続する制御装置の制御パラメータを決定する電力系統安定化システムであって、電力系統の運転情報及び想定系統構成に基づいて電力系統の動揺モードを予測する動揺モード予測部と、動揺発生後の事後制御における事後制御パラメータの更新周期を予測する事後制御パラメータ更新周期予測部と、前記動揺モードと前記事後制御パラメータの更新周期に基づいて発散時定数に関する閾値を設定する閾値設定部と、前記動揺モードと前記閾値に基づいて前記制御装置の制御パラメータを決定する制御パラメータ決定部とを備えることを特徴とする。

本発明によれば、事後制御における制御パラメータの更新周期を用いて、動揺モードの発散時定数に対する閾値を調整することで、より多くの動揺モードを制御対象とし、電力系統の運転状態の変化や通信環境の変化に対してロバストに動揺を抑制することができる。

本発明の実施の形態における電力系統安定化システムのシステム構成図である。本発明の実施の形態における電力系統安定化システムの機能構成図である。電力系統安定化システムを適用する電力系統の模式図である。電力系統安定化システムの処理フロー図である。運転情報の例を示した図である。想定系統構成テーブルの例を示した図である。予測動揺モードの例を示した図である。予測更新周期の例を示した図である。閾値の例を示した図である。本発明を実施しなかった場合の電力系統の動揺モードを示した図である。本発明を実施しなかった場合の電力系統の動揺波形を示した図である。本発明を実施した場合の電力系統の動揺モードを示した図である。本発明を実施した場合の電力系統の動揺波形を示した図である。予測更新周期と閾値と動揺モードの関係を示した図である。実施例２における電力系統安定化システムの機能構成図である。実施例２における電力系統安定化システムの効果の例を示した図である。実施例３における電力系統安定化システムの機能構成図である。

以下、本発明の実施に好適な実施例について説明する。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。

図１は、本発明の電力系統安定化システムを、発電機の励磁電圧制御装置に補助信号を加えるＰＳＳ（ＰｏｗｅｒＳｙｓｔｅｍＳｔａｂｉｌｉｚｅｒ）とした場合のシステム構成例を表す図である。例として、安定化装置の制御対象を発電機としたが、電力貯蔵装置や直流連系用パワエレ機器のように有効電力や無効電力の出力が可能な装置でもよく、また、高速遮断機や可変インピーダンス型の直列コンデンサのように電力系統におけるインピーダンスの変更が可能な装置でもよい。電力系統１０１には発電機１０２およびセンサ１０４が接続されている。発電機１０２にはＰＳＳ１０３が接続されている。ＰＳＳ１０３は通信回線１０５を介して、事後ＰＳＳパラメータ決定システム１０６および電力系統安定化システム１０７に接続されている。事後ＰＳＳパラメータ決定システム１０６および電力系統安定化システム１０７はそれぞれ入力手段、出力手段、ＣＰＵ、ＲＡＭ、データベース、プログラムデータ等によって構成されており、電力系統安定化システム１０７はさらに表示装置を備えている。

図２は、電力系統安定化システム１０７におけるプログラムデータとデータベースの機能に関する機能構成例を表す図である。まず、事後ＰＳＳパラメータ決定システム１０６の機能について説明した後に、事後ＰＳＳパラメータ決定システム１０６に対する作用を説明しながら電力系統安定化システム１０７の機能について説明する。

実施例１において、事後ＰＳＳパラメータ決定システム１０６は、電力系統安定化システム１０７の並列システムである。このＰＳＳパラメータ決定システム１０６は、電力系統安定化システム１０７と分離した又は同一のソフトウェアで処理することが考えられる。また、電力系統安定化システム１０７は新設要素を含んでいるが、事後ＰＳＳパラメータ決定システム１０６は既存要素により構成されている。

事後ＰＳＳパラメータ決定システム１０６は、電力系統１０１に発生した動揺をセンサ１０４から取得し、系統上に発生している動揺モードを分析し、分析した動揺モードに対して、その動揺が減衰するようにＰＳＳのパラメータを決定する。動揺モードの分析には、例えばＰｒｏｎｙ解析のように、動揺モードの周波数や減衰率、スペクトルを分析する手法を用いる。分析により得られた動揺モードの周波数、減衰率、スペクトルより、スペクトルの大きな動揺モードや、減衰率が小さい、もしくは減衰率が負であり不安定な動揺モードを選択し、その動揺モードの周波数において減衰率が高まるように、ゲインや位相補償の時定数等のＰＳＳパラメータを決定する。この事後ＰＳＳパラメータ決定システム１０６が動揺発生後に決定したＰＳＳパラメータを、事後ＰＳＳパラメータと定義する。

一方、電力系統安定化システム１０７は、事後ＰＳＳパラメータ決定システム１０６による事後ＰＳＳパラメータの更新周期を予測しながら、電力系統上に発生しうる動揺モードが、事後ＰＳＳパラメータの更新周期よりも短時間で発散しないようにＰＳＳパラメータを決定する。以下に、その機能について説明する。

電力系統安定化システム１０７は受信部２０１と、想定系統構成データベース２０２と、動揺モード予測部２０３と、ＰＳＳパラメータ決定部２０４と、事後ＰＳＳパラメータ更新周期予測部２０５と、閾値設定部２０６と、送信部２０７と、表示部２１４の機能から構成されている。

受信部２０１は電力系統１０１における各地点の運転情報２０８をセンサ１０４より取得する。運転情報２０８とは、例えば電力系統１０１に存在する変電所や発電所における有効電力や無効電力、電圧、電流といった潮流情報や、開閉所における開閉器の入切情報等である。

想定系統構成データベース２０２は想定系統構成テーブル２０９を保持している。想定系統構成テーブル２０９とは、電力系統１０１における系統トポロジーリストや、発電機リスト、変電所リスト等から構成されている。さらに想定系統構成テーブル２０９は、運用中の電力系統１０１の運転状態に該当するリストに加えて、潮流制御等のために想定される系統構成の変更操作を実行した場合の運転状態に該当するリストや、電力系統１０１に地絡事故等が発生した際に送電線の切り離し操作を実行した場合の運転状態に該当するリスト等を含んでいる。

動揺モード予測部２０３は、受信部２０１から運転情報２０８を、想定系統構成データベース２０２から想定系統構成テーブル２０９をそれぞれ取得し、予測動揺モード２１０を出力する。予測動揺モード２１０とは、電力系統１０１において発生すると予想される動揺の周期や収束性および発散性を示すものであり、例えば電力系統における固有値が該当する。予測動揺モード２１０を算出する方法としては、例えば、発電機１０２やＰＳＳ１０３と接続する電力系統１０１を数１に示すような状態方程式として記述し、その係数行列を数２のように変形して行列式にし、固有値解析する方法等がある。固有値として得られる予測動揺モード２１０は数３に示すような形式となる。

ｘは電力系統における状態ベクトルであり、例えば発電機の回転子相差角や電圧等の電力系統の状態を示す状態変数が要素となる。ｘの微分をとるとＡｘとなり、Ａは状態方程式の係数行列を表す。

Iは単位行列であり、λが固有値である。固有値λは未知数であるが、数２の行列式を計算することで、得ることができる。

σは動揺モードの発散あるいは収束時定数の逆数である。σが正であれば動揺モードは発散する。σが正で値が大きければ短時間で発散し、値が小さければ長時間かかって発散する。σが負であれば動揺モードは収束する。σが負で、値が大きければ長時間かかって収束し、値が小さければ短時間で収束する。σが０の場合は収束も発散もしない。ωは動揺モードにおける動揺の周波数である。

事後ＰＳＳパラメータ更新周期予測部２０５は、事後ＰＳＳパラメータ決定システム１０６によって配信される事後ＰＳＳパラメータの更新周期の予測値を算出し、予測更新周期２１１として出力する。例えば、事後ＰＳＳパラメータの更新周期が一定であれば、過去の更新周期を用いて次の更新周期を予測する。一方、事後ＰＳＳパラメータの更新周期が、通信回線１０５の通信トラフィック状態によって変動する場合は、過去の更新周期および通信トラフィックを監視し、次の更新周期を予測する。周辺環境に基づいて通信状態が変化する場合であっても、このように更新周期を予測変化させることでより正確性の高い値を算出可能となる。

閾値設定部２０６は、予測更新周期２１１を用いて、予測動揺モード２１０の発散時定数に許容する閾値２１２を設定する。例えば予測更新周期２１１がＴ秒と得られたとする。これはつまり、事後ＰＳＳパラメータがＴ秒間隔で更新されることを意味している。そこで、動揺モードの発散あるいは収束時定数の逆数であるσに許容する閾値をＴ秒に基づいて設定する。このような処理をする理由としては、σがＴよりも小さければ、その動揺モードはＰＳＳパラメータが更新される前に発散してしまい、制御できなくなるためである。

ＰＳＳパラメータ決定部２０４は、予測動揺モード２１０と閾値２１２を用いて、ＰＳＳパラメータ２１３と制御効果２１５を決定する。ＰＳＳパラメータ２１３は予測動揺モード２１０のσに影響を与えるため、閾値２１２を満足するように制約付最適化問題として解いたり、あるいは任意の固有値を得られる状態フィードバック制御を活用することで、ＰＳＳパラメータ２１３を得ることができる。制御効果２１５は、例えば予測動揺モード２１０および、ＰＳＳパラメータ２１３を電力系統に適用した場合の制御後の動揺モード情報等である。

送信部２０７は、ＰＳＳパラメータ２１３を通信回線１０５を介して、ＰＳＳ１０３へ送信する。

表示部２１４は、閾値２１２および制御効果２１５に関する情報を画面上に表示する。この表示によって、運用者に運用上注意すべく不安定な動揺モードについて通知することができる。

図３は電力系統１０１の概略図である。以下、ノード３０１ａ〜３０ｅを特に区別しない場合はノード３０１と呼び、ブランチ３０２ａ〜３０２ｆを特に区別しない場合はブランチ３０２と呼ぶ。電力系統１０１は複数のノード３０１とブランチ３０２から構成されており、ノード３０１は電力系統上に存在する変電所や開閉所等に対応する。発電機１０２はノード３０１に接続される。ブランチ３０２は電力系統上の送電線に対応しており、それぞれ送電線に対応するインピーダンスが設定されている。図４は電力系統安定化システム１０７が電力系統の運転情報２０８を取得してから、ＰＳＳパラメータを送信するまでの処理の例をフローチャートとして図示したものである。

まず、ステップＳ４０１で動揺モード予測部２０３は受信部２０１より電力系統の運転情報２０８を取得する。

次に、ステップＳ４０２で動揺モード予測部２０３は想定系統構成データベース２０２より想定系統構成２０９を取得する。

次に、ステップＳ４０３で動揺モード予測部２０３は、運転情報２０８と想定系統構成２０９を用いて動揺モードを予測し、閾値設定部２０６及びＰＳＳパラメータ決定部２０４へ予測動揺モード２１０を出力する。

次に、ステップＳ４０４で事後ＰＳＳパラメータ更新周期予測部２０５は、事後ＰＳＳパラメータ決定システム１０６のパラメータ更新周期を予測し、閾値算出部２０６へ予測更新周期２１１を出力する。

次に、ステップＳ４０５で閾値設定部２０６は予測動揺モード２１０及び予測更新周期２１１より、予測動揺モード２１０の発散時定数に基づいて許容する閾値２１２を算出し、ＰＳＳパラメータ決定部２０４へ出力する。

次にステップＳ４０６でＰＳＳパラメータ決定部２０４は予測動揺モード２１０と閾値２１２よりＰＳＳパラメータ２１３を算出する。

次にステップＳ４０７でＰＳＳパラメータ決定部２０４がＰＳＳパラメータ２１３を算出できたかを判定する。ＰＳＳパラメータ２１３を算出できた（Ｙｅｓ）場合にはステップＳ４０８へ進む。ＰＳＳパラメータ２１３を算出できなかった（Ｎｏ）場合にはステップＳ４０５へ戻り、閾値を緩和するように再設定を行い、再度ＰＳＳパラメータを算出する。

ステップＳ４０８では、送信部２０７が通信回線１０５を介してＰＳＳへＰＳＳパラメータ２１３を出力する。

図５は運転情報２０８の例を図示したものである。運転情報２０８は各ノードにおける電圧、電流、力率情報や、各ブランチにおける有効電力および無効電力潮流より構成される。

図６は想定系統構成テーブル２０９の例を図示したものである。想定系統構成テーブル２０９は、例えばノードリストとブランチリスト、発電機リストにより構成される。図３に記載の系統構成の場合は、例えば1列目のケース１のリストのようになる。一方で、地絡事故によってブランチ３０２ｃが開放された状態を想定する場合は、２列目のケース２のリストのようになる。あるいは、ブランチ３０２ｆが事故によって断線し、ノード３０１ｅ、及び発電機１０２ｄが系統から解列した状態を想定する場合は３列目のケース３のリストのようになる。このように、想定する状態に対応した系統構成リストを統合したものが想定系統構成テーブル２０９となる。

図７は予測動揺モード２１０の例を図示したものである。予測動揺モード２１０は、想定系統構成テーブルにおける、各ケースに対応した動揺モードのリストより構成される。動揺モードは例えば、数３で示したように、固有値の実部と虚部によって表現され、それぞれ発散あるいは収束時定数の逆数、動揺モードの動揺周波数に対応する。

図８は予測更新周期２１１の例を図示したものである。予測更新周期２１１は、ＰＳＳの事後ＰＳＳパラメータの更新周期により構成されている。

図９は閾値２１２の例を図示したものである。閾値２１２は、事後ＰＳＳパラメータの更新周期に対応する閾値により構成されている。

図１０は本発明を実施しなかった場合の電力系統の動揺モードの例を固有値平面を用いて図示したものである。横軸が固有値の実部であり、縦軸が固有値の虚部である。固有値の実部は発散あるいは収束時定数の逆数に対応し、固有値の虚部は動揺周波数に対応する。本発明を実施しなかった場合、動揺が減衰するように、すなわち固有値の実部が負となるようにＰＳＳパラメータを決定していくと、中には動揺が発散する方向に、すなわち固有値の実部が正の方向へ向かう動揺モードが現れる。ＰＳＳの台数が十分あれば、発散方向に向かった動揺モードを、減衰させるようにＰＳＳパラメータを決定することで、動揺の発散を抑制することができる。しかし、動揺モードの数に比べて、ＰＳＳの台数が少ない場合、発散方向に向かった動揺モードを抑制することができない。

その結果、図１１に示すように、事後ＰＳＳパラメータ決定システムによって、事後ＰＳＳパラメータが更新される前に動揺が発散してしまう。動揺が発散すると、発電機同士の同期運転が困難となり、発電機は脱調にいたる。発電機の脱調は電力系統上の他の発電機に連鎖的に波及し、最悪の場合、電力系統全域にわたって大停電にいたる。

図１２は本発明を実施した場合の電力系統の動揺モードの例を固有値平面を用いて図示したものである。図１０と同様に、横軸が固有値の実部であり、縦軸が固有値の虚部である。本発明を実施した場合、事後ＰＳＳパラメータの更新周期に合わせて、動揺モードに許容する発散或いは収束時定数の逆数であるσ、すなわち固有値の実部の閾値を設定する。本発明を実施しなかった場合、固有値の実部は負の値しか許容されなかったのに対し、本発明を実施した場合は、固有値の実部の閾値が正の値まで緩和されるため、より多くの動揺を制御対象とすることが可能となる。また、正の値であってもσの値が低くなり、発散するまでの時間が延びることから、次回の事後ＰＳＳパラメータの更新周期で閾値を更に変更して収束方向に事後制御することが可能である。すなわち、動揺モードの数に比べて、ＰＳＳの台数が少ない場合においても、動揺の急激な発散を防ぐことができる。

その結果、図１３に示すように、事後ＰＳＳパラメータ決定システムによって事後ＰＳＳパラメータが更新される前に、動揺が発散してしまうという状態を回避することができる。そして、事後ＰＳＳパラメータが更新されると、電力系統上に発生している動揺は抑制されるため、系統構成の変更や、通信環境の変化に対してロバストに動揺を抑制することができる。

図１４には、予測更新周期２１１と閾値２１２と動揺モードの関係の例を図示する。予測更新周期２１１が短い場合、閾値２１２は大きくなり、動揺モードの急速な発散を許容するようになる。予測更新周期２１１が長い場合、閾値２１２は小さくなり、動揺モードに対して、緩やかな発散までを許容するようになる。

以上の図１０〜図１４に示したように、本実施例では、事後ＰＳＳパラメータの更新周期を予測して、動揺モードの発散時定数に許容する閾値を設定することで、より多くの動揺モードを制御可能とし、系統構成の変更や、通信環境の変化に対してロバストに動揺を抑制することができる。

実施例２では、閾値設定部が、事後ＰＳＳパラメータの更新周期の異なっているＰＳＳが抑制可能な動揺モードごとに対して、異なる発散時定数に基づく閾値を設定する場合について説明する。

図１５は実施例２における機能構成図である。図１５の電力系統１０１、発電機１０２、ＰＳＳ１０３、センサ１０４、通信回線１０５、事後ＰＳＳパラメータ決定システム１０６、受信部２０１、想定系統構成データベース２０２、動揺モード予測部２０３、事後ＰＳＳパラメータ更新周期予測部２０５、送信部２０７の機能は実施例１と同一である。閾値設定部２０６とＰＳＳパラメータ決定部２０４の機能は実施例１と一部異なる。また、新たに、ＰＳＳ制御感度算出部１５０１が追加されている。

ＰＳＳ制御感度算出部１５０１は各ＰＳＳの可制御性を評価することで、動揺モードとその動揺モードを制御可能なＰＳＳを、制御感度の大きい順にリスト化し、制御感度テーブル１５０２を出力する。

実施例２における閾値設定部１５０４は予測更新周期２１１と、予測動揺モード２１０と、制御感度テーブル１５０２より、事後ＰＳＳパラメータの更新周期の異なっているＰＳＳが抑制可能な動揺モードごとに異なる発散時定数に基づく閾値を設定し、閾値テーブル１５０３として出力する。実施例１における閾値設定部２０６は全ての動揺モードに対して１つの閾値を出力していたのに対し、実施例に２における閾値設定部１５０４は動揺モードごとに閾値を出力する。

実施例２におけるＰＳＳパラメータ決定部１５０５は予測動揺モード２１０と閾値テーブル１５０３より、動揺モードごとに異なる閾値を制約条件として、ＰＳＳパラメータと制御効果を決定する。ＰＳＳパラメータの決定手法に用いるアルゴリズムは実施例１と同じであるが、実施例１におけるＰＳＳパラメータ決定部２０４は１つの閾値に対してＰＳＳパラメータを決定していたのに対し、実施例におけるＰＳＳパラメータ決定部１５０５は複数の閾値を用いてＰＳＳパラメータを決定する。

実施例２における電力系統安定化システムの効果の例を図１６に図示する。事後ＰＳＳパラメータの更新周期に応じて、動揺モードごとに異なる閾値が設定される。その閾値を満足するようにＰＳＳパラメータ決定部２０４はＰＳＳパラメータを決定する。

本実施例により、ＰＳＳごとに事後ＰＳＳパラメータの更新周期が異なる場合でも、ロバストに動揺を抑制することができる。

実施例３では、電力系統安定化システムに事後ＰＳＳパラメータ決定システムの機能を含む場合について説明する。

図１７は、実施例３における機能構成図である。図１６の電力系統１０１、発電機１０２、ＰＳＳ１０３、センサ１０４、通信回線１０５、事後ＰＳＳパラメータ決定システム１０６、受信部２０１、想定系統構成データベース２０２、動揺モード予測部２０３、閾値設定部２０６、送信部２０７の機能は実施例１と同一である。事後ＰＳＳパラメータ更新周期予測部１７０１と、ＰＳＳパラメータ決定部１７０２の機能が実施例１とは一部異なる。

実施例３では電力系統安定化システム１０７の中に事後ＰＳＳパラメータ決定システム１０６が含まれているため、事後ＰＳＳパラメータ更新周期予測部１７０１は、事後ＰＳＳパラメータ決定システム１０６より、事後ＰＳＳパラメータの更新周期１７０３を直接取得して、閾値設定部２０６へ出力すればよい。

実施例３におけるＰＳＳパラメータ決定部１７０２では、予測動揺モード２１０に加えて、事後ＰＳＳパラメータ決定システム１０６が算出した事後ＰＳＳパラメータを用いて、ＰＳＳパラメータと制御効果を決定する。具体例としては、事後ＰＳＳパラメータが算出されているＰＳＳのパラメータは固定値としておき、事後ＰＳＳパラメータが算出されていないＰＳＳのみを対象にＰＳＳパラメータを決定する。

本実施例により、事後ＰＳＳパラメータによる動揺抑制を妨害することなく、他の動揺モードの急激な発散を防止することができる。

１０１電力系統
１０２発電機
１０３ＰＳＳ
１０４センサ
１０５通信回線
１０６事後ＰＳＳパラメータ決定システム
１０７電力系統安定化システム
２０１受信部
２０２想定系統構成データベース
２０３動揺モード予測部
２０４ＰＳＳパラメータ決定部
２０５事後ＰＳＳパラメータ更新周期予測部
２０６閾値設定部
２０７送信部
２０８運転情報
２０９想定系統構成テーブル
２１０予測動揺モード
２１１予測更新周期
２１２閾値
２１３ＰＳＳパラメータ
２１４表示部
２１５制御効果
３０１ノード
３０２ブランチ
１５０１ＰＳＳ制御感度算出部
１５０２制御感度テーブル
１５０３閾値テーブル
１５０４閾値設定部
１５０５ＰＳＳパラメータ決定部
１７０１事後ＰＳＳパラメータ更新周期予測部
１７０２ＰＳＳパラメータ決定部
１７０３更新周期

Claims

電力系統と接続する制御装置の制御パラメータを決定する電力系統安定化システムであって、
電力系統の運転情報及び想定系統構成に基づいて電力系統の動揺モードを予測する動揺モード予測部と、
動揺発生後の事後制御における事後制御パラメータの更新周期を予測する事後制御パラメータ更新周期予測部と、
前記動揺モードと前記事後制御パラメータの更新周期に基づいて発散時定数に関する閾値を設定する閾値設定部と、
前記動揺モードと前記閾値に基づいて前記制御装置の制御パラメータを決定する制御パラメータ決定部と、
を備えた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において、
前記事後制御パラメータ更新周期予測部は、事後制御パラメータの過去の更新周期に基づいて、次の事後制御パラメータの更新周期を予測すること、
を特徴とする電力系統安定化システム。
請求項２に記載の電力系統安定化システムにおいて、
前記次の事後制御パラメータの更新周期は、通信トラフィック状態に基づいて予測すること、
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において、
前記制御パラメータ決定部は、前記閾値を制約として、前記動揺モードが制約範囲内に収まるように制御パラメータを決定すること、
を特徴とする電力系統安定化システム。
請求項４に記載の電力系統安定化システムにおいて、
前記制御パラメータ決定部は、前記動揺モードが制約範囲内に収まるように、状態フィードバック制御に基づいて前記制御パラメータを決定すること、
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において、
前記制御パラメータ決定部は、前記閾値及び前記動揺モードに基づいて、制御パラメータと、制御パラメータを適用した場合の制御後の動揺モードを決定すること、
を特徴とする電力系統安定化システム。
請求項１の記載の電力系統安定化システムにおいて、
前記制御装置には、発電機の励磁電圧制御装置に補助信号を出力するＰＳＳ、電力貯蔵装置のコントローラ、直流連系システムのコントローラ、高速遮断機のコントローラ又は可変インピーダンス型の直列コンデンサのコントローラの何れか一つを含むこと、
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において、
前記運転情報には、電力系統における電圧、電流、又はそれらに類する電気的状態を示す情報が含まれること、
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において、
前記想定系統構成には、想定する事故又は系統切り替えに対応した、前記電力系統の系統トポロジー情報や発電機リストが含まれること、
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において、
前記動揺モードとは、電力系統を状態方程式又は微分方程式として表したときの係数行列から得る固有値に基づくものであること、
を特徴とする電力系統安定化システム。
請求項１に記載の電力系統安定化システムにおいて、
前記動揺モード予測部は、電力系統を状態方程式又は微分方程式として表したときの係数行列を解析することで固有値を算出すること、
を特徴とする電力系統安定化システム。
請求項１０又は１１に記載の電力系統安定化システムにおいて、
前記発散時定数に関する閾値とは、前記固有値の実部の閾値であること、
を特徴とする電力系統安定化システム。
請求項１に記載の電力系統安定化システムは、
前記閾値、前記動揺モードに関する情報を画面上に表示する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は、
電力系統の前記運転情報を取得する受信部と、
前記想定系統構成を格納する想定系統構成データベースと、
前記制御パラメータを前記制御装置へ送信する送信部とを更に備えること、
を特徴とする電力系統安定化システム。
電力系統と接続する制御装置の制御パラメータを決定する電力系統安定化方法であって、
電力系統の運転情報及び想定系統構成に基づいて電力系統の動揺モードを予測し、動揺発生後の事後制御における事後制御パラメータの更新周期を予測し、前記動揺モードと前記事後制御パラメータの更新周期に基づいて発散時定数に関する閾値を設定し、前記動揺モードと前記閾値に基づいて前記制御装置の制御パラメータを決定することを特徴とする電力系統安定化方法。