JP6594544B2 - 電力系統安定化システムおよび安定化方法 - Google Patents

Description

本発明は、系統事故時の系統安定化を図る系統安定化制御システムおよび安定化方法に係り、特に電力状態推定演算の信頼性が高い場合に制限される発電機数を低減して停電範囲を狭小化する系統安定化システムおよび安定化方法に関する。

電力系統は一般に、複数の回転型発電機と、送配電線と、負荷と、送配電網の電圧や潮流を検出する電圧・電流センサと、保護リレーと、開閉動作により発電機や送電線を運用中の送配電網に投入・開列させる遮断器と、電圧・電流センサや保護リレー動作信号を入力として遮断器を制御する系統安定化システムと、により構成されている。これにより、負荷もしくは送配電線で地絡事故や線間短絡事故が発生すると、電流センサにより検出された過大電流により保護リレーが作動し、事故除去のための遮断器開放動作がなされる。

系統事故により系統電圧が低下すると、発電機より負荷へ供給できる有効電力が低下する。送電する有効電力が低下すると、発電機回転子を減速させる負荷トルクが低下する。これに対し、発電機の機械的入力の調整には遅れが伴うため、機械的入力が負荷トルクを上回り、結果として系統事故除去までの時間は回転型発電機の回転子角周波数が上昇することになる。

他方、遮断器の開放動作により系統事故が除去されると、送配電線の電圧が復帰するため、送配電線に供給される有効電力が復帰し、負荷トルクが復帰する。負荷トルクの復帰により回転子の角周波数が低下して商用周波数に相当する角周波数に落ち着くことになる。

しかし、系統事故時の電圧低下が著しい場合、もしくは系統事故除去までの時間が長い場合、回転子角周波数の上昇が著しくなり、系統事故除去後も有効電力出力による角周波数低下が間に合わなくなり、発電機が脱調することがある。

系統事故後の発電機回転子角周波数安定化には、十分な電気的負荷が必要である。このため、大規模停電回避を目的とし、いくつかの発電機を系統から開列させることにより系統への連系状態が維持された発電機群の電気的負荷を増加し、安定度を保つ手法が採用されている。

上述のように、事故後の発電機安定度（過渡安定度）は発電機端子電圧や事故継続時間に依存するため、電力系統安定化システムでは系統事故の発生箇所や形態を想定した遮断器開放テーブル（以降、制御テーブル）をあらかじめ備え、系統事故直前の発電機出力や潮流状態を把握したうえで、系統事故発生時には保護リレーの作動情報を入力とし、上記テーブルに従い速やかに該当遮断器を開放することで広域停電を防ぐようにされている。

遮断器開放を、オフライン情報とオンライン情報双方を用いて発電機過渡安定度を評価し、発電機を開列する制御手法が特許文献１で開示されている。また、電力系統の状態を、限られたセンサ情報から演算により推定する状態推定演算を行い、本演算結果を用いて発電機開列を制御する手法が非特許文献１で開示されている。

特開２００５−９４８３１号公報

「電力供給安定化と広域連系を可能にする電力系統技術への取り組み」、日立評論 Ｖｏｌ．９４、Ｎｏ．１１、２０１２

特許文献１および非特許文献１に記載の手法では、双方とも系統状態を正確に把握できることを前提としている。しかし、電圧・電流センサにより取得された潮流情報には通信混雑による時間遅れが存在し、その遅れ時間も変動する。また、センサの故障により検出された状態量が正しくない場合がある。

また電圧・潮流情報は通信により制御システムに収集されるため、時間遅れがあり、また同時性も担保されない。近年、ＧＰＳ（Ｇｌｏｂａｌ Ｐｏｓｉｔｉｏｎｉｎｇ Ｓｙｓｔｅｍ）の活用による同時刻状態サンプリングを実現するＰＭＵ（Ｐｈａｓｅ Ｍｅａｓｕｒｉｎｇ Ｕｎｉｔ）の導入により、検出情報のサンプル時間が確認できるようになっているが、必ずしも系統全体の状態把握をするに十分な数のＰＭＵが設置されているわけではない。なおＰＭＵは位相、電圧、電流などの電力系統における計測情報に、ＧＰＳから得られる絶対時刻を付加し、時系列の計測情報としてリアルタイムで計測する装置である。

また、変動する時間遅れを伴い、さらに故障などにより誤った信号を含む電圧・潮流情報を入力とし、不足分の計測情報を補う状態推定演算を実施すると、状態推定演算が収束しない、もしくは信頼度が大幅に低下する場合がある。状態推定演算の信頼性が低い条件では、系統事故時の大規模停電を回避するため、系統事故発生時には発電機の過渡安定度に十分な余裕を持たせられる制御テーブルを用いざるを得ない。余裕を持った制御テーブルを用いることで、系統事故発生時には多数の発電機が開列することとなり、停電範囲が広域となる。

そこで、本発明は状態推定演算の演算信頼性に応じて系統事故時に参照する制御テーブルを変更することにより、状態推定演算の信頼性が高いと判断される場合には開列する発電機数を低減し、停電領域を狭小化する系統安定化システムおよび安定化方法を提供する。

以上のことから本発明においては、遮断器を含む複数のフィーダと、複数のノードと、複数の発電機と、複数の負荷を含んで構成された電力系統に適用される電力系統安定化システムであって、複数の遮断器ごとに、その近傍の電圧、潮流の情報と、その開放動作を定める保護リレーの情報を入力する第１のインターフェース部と、電力系統で計測した計測時刻の情報を含む電圧、潮流の情報を入力する第２のインターフェース部と、第１のインターフェース部からの電圧、潮流の計測情報を用いて電力系統の潮流状態推定演算を実施する状態推定演算手段と、第１のインターフェース部からの保護リレーの情報から系統事故を判定する事故判定手段と、制御テーブルの情報を用いて遮断器開放指令を算出し出力する遮断器開放指令算出手段と、第２のインターフェース部からの潮流計測情報と状態推定演算手段からの潮流推定情報を比較して状態推定演算手段における状態推定演算の信頼性を判定する信頼性判定手段と、信頼性判定手段の判定結果毎に構成された制御テーブルであって、電力系統における事故発生後の電力系統安定度確保の観点から新たに開放操作すべき遮断器を定めている制御テーブルを含み、遮断器開放指令算出手段は信頼性判定手段の判定結果に応じて選定された制御テーブルの情報を用いて遮断器の遮断開放指令を与えることを特徴とする。

また本発明は、遮断器を含む複数のフィーダと、複数のノードと、複数の発電機と、複数の負荷を含んで構成された電力系統に適用される電力系統安定化方法であって、複数の遮断器ごとに、その近傍の電圧、潮流の情報と、その開放動作を定める保護リレーの情報を得る第１のステップと、電力系統で計測した計測時刻の情報を含む電圧、潮流の情報を得る第２のステップと、第１のステップの電圧、潮流の計測情報を用いて電力系統の潮流状態推定演算を実施する第３のステップと、第１のステップの保護リレーの情報から系統事故を判定する第４のステップと、第５のステップの情報を用いて遮断器開放指令を算出し出力する第６のステップと、第２のステップの潮流計測情報と第３のステップの潮流推定情報を比較して第３のステップにおける状態推定演算の信頼性を判定する第７のステップと、第７のステップの判定結果毎に構成された第５のステップであって、電力系統における事故発生後の電力系統安定度確保の観点から新たに開放操作すべき遮断器を定めている第５のステップとを含み、第６のステップは第７のステップの判定結果に応じて選定された第５のステップの情報を用いて遮断器の遮断開放指令を与えることを特徴とする。

また本発明は、遮断器を含む複数のフィーダと、複数のノードと、複数の発電機と、複数の負荷を含んで構成された電力系統に適用される電力系統安定化方法であって、遮断器は、その近傍に設置された第１のセンサ出力を用いる保護リレーにより事故を検知して開放制御されるとともに、電力系統安定化出力により開放制御され、第１のセンサ出力を用いて得た電力系統の状態推定値と、電力系統で計測した計測時刻の情報を含む電力系統の状態検出値とを比較して状態推定値の信頼性を判定し、電力系統の仮想事故点における事故発生後の電力系統安定度の観点から新たに遮断すべき遮断器を記憶しているとともに、状態推定値の信頼性判定結果毎に新たに遮断すべき遮断器を記憶し、電力系統の事故発生時に、状態推定値の信頼性判定結果に応じて選択された新たに遮断すべき遮断器に対する遮断指令が、電力系統安定化出力とされていることを特徴とする。

本発明によれば、系統安定化システムの状態推定演算の信頼性が高いと判断される場合には、系統事故時の停電範囲を狭小化することが可能となる。

本発明の実施例１に係る系統安定化システムの構成例を示す図。 状態推定演算器１０Ｃの演算内容を示すフローチャート。 ＰＭＵ４、ＰＭＵ４１で検出したデータの同時性確保処理を示すフローチャート。 状態推定演算信頼性判定器４０Ｃの演算内容を示すフローチャート。 実施例１の状態推定演算信頼性判定器４０Ｃの演算結果例を示す図。 本発明の系統安定化システムが適用される電力系統の模式例を示す図。 本発明の実施例２に係る系統安定化システムの構成例を示す図。 実施例２の状態推定演算信頼性判定器４０Ｃの処理内容を示すフローチャート。 実施例２の状態推定演算信頼性判定器４０Ｃの演算結果例を示す図。

以下、本発明の実施例について図面を用いて詳細に説明する。

本発明の系統安定化システムが適用される電力系統の模式図を図６に示す。

図６に示した典型的な電力系統は、複数の回転機型発電機Ｇ（Ｇ１、Ｇ２、Ｇ３）と、太陽光発電設備Ｇ４、変圧器Ｔｒ（Ｔｒ１、Ｔｒ２、Ｔｒ３、Ｔｒ５）と、センサ付遮断器ＣＢ（ＣＢ１、ＣＢ１１、ＣＢ２、ＣＢ２１、ＣＢＢ３、ＣＢ５、ＣＢ５１、ＣＢ６）と、複数のノードＮ（Ｎ１、Ｎ２、Ｎ３、Ｎ５、Ｎ１１、Ｎ２１、Ｎ３１、Ｎ４１、Ｎ５１、Ｎ６１）と、各ノードＮを接続する送電網Ｌ（Ｌ１、Ｌ２、Ｌ３、Ｌ４、Ｌ５、Ｌ６、Ｌ７、Ｌ１４、Ｌ１５、Ｌ５３、Ｌ５２、Ｌ３６、Ｌ２６）により構築されている。この系統では、ノードＮ４１、Ｎ５、Ｎ６１には負荷が接続され、上記発電機群Ｇ１、Ｇ２、Ｇ３と太陽光発電設備Ｇ４から送電された電力が負荷に送られ消費されている。

上記センサ付遮断器ＣＢの近傍には、送り出し電流と電圧の検出手段、並びに保護リレーが備えられており、電流、電圧の情報を元に電力系統の事故を保護リレーが検出したことをもって、当該のンサ付遮断器ＣＢを解列（開放）制御する。図６の場合、太陽光発電設備Ｇ４の近傍で電力系統の事故Ｆが発生したことを想定しており、通常は事故点に最も近い位置に配置された遮断器ＣＢ１１による解列制御が行われることになる。

センサ付遮断器ＣＢの近傍で検出された電圧・潮流（有効電力と無効電力）、および上記遮断器ＣＢが備える保護リレーの作動情報は、図示しない第１のネットワークにより、本発明の実施例１に係る図１の系統安定化システム１の基本系統保護システム部１０００に送信される。またノードＮ４１と太陽光発電設備Ｇ４の間、およびノードＮ４１と負荷の間にはＰＭＵ（Ｐｈａｓｅ Ｍｅａｓｕｒｉｎｇ Ｕｎｉｔ）としてＰＭＵ４、ＰＭＵ４１が設置されており、この検出値は、図示しない第２のネットワークを介して図１の系統安定化システム１のＰＭＵ補正演算部２０００に送信される。

図１は、本発明の実施例１に係る系統安定化システムの構成例を示す図である。図１の系統安定化システム１は、大きく分けて基本系統保護システム部１０００とＰＭＵ補正演算部２０００とにより構成されている。基本系統保護システム部１０００には、上記の第一のネットワークから第１のインターフェース部ＩＦ１を介して、センサ付遮断器ＣＢの近傍で検出された電圧・潮流（有効電力と無効電力）、および上記遮断器ＣＢが備える保護リレーの作動情報が与えられている。またＰＭＵ補正演算部２０００には、上記の第２のネットワークから第２のインターフェース部ＩＦ２を介して、ＰＭＵ４、ＰＭＵ４１の検出値が与えられている。

詳細を後述するが、基本系統保護システム部１０００は、インターフェース部ＩＦ１を介して入力した、センサ付遮断器ＣＢ近傍における電流、電圧情報から系統の状態を推定し、センサ付遮断器ＣＢの保護リレー情報から事故を判定し、事故判定結果と状態推定結果から選定される制御テーブルを用いた発電機制御演算を行って、発電機制御演算結果を、インターフェース部ＩＦ３を介して各遮断器ＣＢに出力する。ＰＭＵ補正演算部２０００は、ＰＭＵの情報より上記状態推定演算の信頼性を評価し、その結果によって発電機制御演算の参照する制御テーブルを切り替えるＰＭＵ補正演算を実施する。

なお系統安定化システム１は、表示器８０を備え、基本系統保護システム部１０００の演算結果および信頼性評価結果を表示器８０の画面上に表示する。表示器８０により、状態推定結果および状態推定演算信頼性判定結果が操作者により目視可能となる。

基本系統保護システム部１０００について、以下詳細に説明する。

インターフェース部ＩＦ１からは、電圧・潮流・保護リレー作動情報が取得される。このうち電圧・潮流情報は、状態推定演算器１０Ｃに与えられる。状態推定演算器１０Ｃにおける状態推定演算では、図２に示される演算を実施することにより、各ノードＮの電圧・電流、および発電機Ｇの位相角を算出する。これにより、各ノード（母線）、フィーダ（送電線Ｌ）の潮流情報を求める。

図２は状態推定演算器１０Ｃの演算内容を示すフローチャートを示している。図２の構成を説明する。図２の最初の処理ステップＳ２１では、あらかじめ基本系統保護システム部１０００に入力した各送電網Ｌ（Ｌ１、Ｌ２、Ｌ３、Ｌ４、Ｌ５、Ｌ６、Ｌ７、Ｌ１４、Ｌ１５、Ｌ５３、Ｌ５２、Ｌ３６、Ｌ２６）のインピーダンスや、回転機型発電機Ｇ（Ｇ１、Ｇ２、Ｇ３）のインピーダンスといった系統定数を状態推定演算のために取り込む。次の処理ステップＳ２２では、インターフェースＩＦ１から状態量として電圧・潮流情報を入力する。

処理ステップＳ２３では、処理ステップＳ２２で得た状態量を用いて、各ノードの電圧・潮流、および発電機位相角の推定を行う。ここで、状態推定演算はセンサに正規分布のノイズが重畳することを前提とした反復演算を実施するものである。

処理ステップＳ２４では、各ノードについての電圧・潮流、および発電機位相角の推定値に含まれる推定誤差が第一の所定範囲内か、否かを判断する。第一の所定範囲内であれば、処理ステップＳ２７において処理ステップＳ２３で算出した結果を正しい状態量とし、事故判定器２０Ｃに出力する。

上記推定誤差が第一の所定範囲内を逸脱している場合は、処理ステップＳ２５に進み、反復演算回数が第一の所定回数以下であるか判定する。反復演算回数が第一の所定回数以下である場合は処理ステップＳ２３に戻り、再び状態推定演算を実施する。再度の状態推定演算により求めた推定値についての推定誤差が第一の所定範囲内に収まれば、その時の値が処理ステップＳ２７から正しい状態量として事故判定器２０Ｃに出力される。

これに対し、再度の状態推定演算の反復回数が第一の所定回数を超過する場合、処理ステップＳ２６は収束失敗とみなして状態推定演算器１０Ｃの前回出力値を今回出力値として事故判定器２０Ｃに出力する。

なお状態推定は、リアルタイムでの演算が必要であるため、反復回数は状態推定演算を数分で終了できるように設定することが望ましい。また状態推定演算器１０Ｃの出力は、表示器８０、および後述するＰＭＵ補正演算部２０００内の状態推定演算信頼性判定器４０Ｃに出力される。このように図２の状態推定演算では、推定演算が収束した場合と収束しない場合を区別して状態推定演算結果を出力する。

基本系統保護システム部１０００のインターフェース部ＩＦ１から得られた電圧・潮流・保護リレー作動情報のうち、残る保護リレー作動情報は、事故判定器２０Ｃに与えられる。事故判定器２０Ｃでは、インターフェース部ＩＦ１から入力した保護リレー作動情報を入力とし、発生した事故種別、箇所、程度を推定し、その結果を事故情報として開閉器制御演算器７０Ｃに出力する。なお事故種別とは事故相や短絡、地絡の種別であり、事故箇所は事故の発生地点（送電線の区別）であり、程度は例えば電圧の低下量、過電流の量などを意味している。

開閉器制御演算器７０Ｃは、事故判定器２０Ｃにより算出された事故情報と、後述する制御テーブルを参照して遮断器開指令を算出し、インターフェースＩＦ３を介して該当する遮断器ＣＢに開放指令を伝達する。

なお電力系統における遮断器は、その近傍に設けられた電圧、電流のセンサ、保護リレーにより開放動作が制御されており、個々の遮断器近傍における情報からの判断により解放制御が行われている。これに対し、開閉器制御演算器７０Ｃが与える遮断器の開放指令は、電力系統全体の安定度確保の観点で定められた第２の開放指令ということができる。

次に、本発明の主要な点であるＰＭＵ補正演算部２０００について、図３から５を用いて説明する。

まず図３は、ＰＭＵ４、ＰＭＵ４１で検出したデータの同時性確保処理を示すフローチャートである。本演算は、図１のデータベースＤＢにデータ収納する際に実行されて記憶するための演算である。

図３の演算は、定周期タスクにより実現されるものである。定周期タスクとすることにより、ＰＭＵ４、ＰＭＵ４１から得た情報の同時性確保処理を一定時間で更新することができる。なお実施例１では定周期タスクとして記載しているが、上記同時性確保処理の定時更新はＰＭＵを用いた状態推定演算の信頼性評価を実現するにあたり必ずしも必要ではない。このため、通信割り込みを割り込み信号としたイベントドリブン演算であっても良いが、以下における本発明の実施例１の説明では、定周期タスクを前提にして説明する。

図３の最初の処理ステップＳ３１では、定周期タスクの周期を管理するタイマの初期化を行う。処理ステップＳ３２では、図示しない通信網を介してインターフェースＩＦ２に入力されるＰＭＵからの通信割り込みを受け付ける。処理ステップＳ３３では、ＰＭＵからの割り込み判定を行い、割り込みがあれば処理ステップＳ３４に進み、割り込みが無ければ処理ステップＳ３６に進む。

ＰＭＵによる割り込みがある場合、処理ステップＳ３４においてＰＭＵからＰＭＵ設置場所情報、電圧、潮流情報およびそれらを検出した時刻情報を受信する。処理ステップＳ３４で受信した情報は、処理ステップＳ３５においてデータベースＤＢの当該ＰＭＵメモリエリア内に保存される。

処理ステップＳ３６では、定周期タスクの時間管理を行う時間管理タイマの割り込み有無を判定し、割込みが無い場合は定周期タスクの処理時間が未経過と判断し、処理ステップＳ３２に戻り新たなＰＭＵからの割込みを待つ。

処理ステップＳ３６において、時間管理タイマの割込みが確認された場合は、ＰＭＵメモリエリアに保管した各ＰＭＵの情報を、計測時間でソートし、その結果をデータベースＤＢ内のソートデータ用メモリエリアに保管する。この処理により、ＰＭＵデータを同じ時刻にサンプルされたデータごとに整理することができる。

図１に戻り、ＰＭＵ補正演算部２０００内の状態推定演算信頼性判定器４０Ｃは、基本系統保護システム部１０００の状態推定演算器１０Ｃからの出力と、データベースＤＢの出力を入力とし、状態推定演算の信頼性が高いと判断される場合は「０」、信頼性が低いと判断される場合は「１」を出力して、切り替えスイッチＳＷに出力する。

切り替えスイッチＳＷは、系統事故時に開列される発電機数が多いが系統に残された発電機の過渡安定度に対して余裕のある開列動作を実現する制御テーブルＴＢ１と、系統事故時に開列される発電機数の少ない制御テーブルＴＢ２と、信頼性判定器４０Ｃの出力を入力とし、信頼性判定器４０Ｃの出力が「１」の場合は制御テーブルＴＢ１を、信頼性判定器４０Ｃの出力が「０」の場合は制御テーブルＴＢを開閉器制御演算器７０Ｃに出力する。

状態推定演算信頼性判定器４０Ｃの演算内容を示すフローチャートについて、図４を用いて説明する。

本発明の実施例１に係る系統安定化システム１では、主要ノードの状態推定結果とＰＭＵで検出されるノードの状態量の差の二乗値を算出し、その二乗値の最大値が所定値以下であれば信頼性が高いと判断し、上記二乗値の最大値が所定値より大きければ信頼性が低いと判断する。信頼性判定器４０Ｃの演算は、状態推定演算が終了した時点で実行される、イベントドリブンの演算である。

このようにここでは、ＰＭＵが設置されている近傍のノードＮ４１を主要ノードとし、ノードＮ４１についてＰＭＵが与える潮流計測値と状態推定演算器１０が与える潮流推定値を比較する。本発明では、ＰＭＵが与える潮流計測値が真値であると考え、誤差や時刻同期に課題のあるセンサ出力から求めた状態推定演算器１０の潮流推定値を評価している。

図４の最初の処理ステップＳ４１では、ノードカウンタを初期化し、初期化後の最初の処理ステップＳ４２において、状態推定演算器１０ＣのＰＭＵ設置ノードとしてたとえばノードＮ４１での潮流推定値と、ＰＭＵ４によるノードＮ４１での潮流計測値の差である潮流偏差二乗値の最大値算出用バッファＥＲＲ＿ＭＡＸの初期化を行う。

本実施例においては、状態推定演算で算出するノードＮ４１の潮流推定値は、ノードＮ１１から遮断器ＣＢ１１を介してノードＮ４１に流れる潮流であり、ＰＭＵ４の計測値は、ＰＭＵ４１でノードＮ４１から負荷に流出する負荷潮流から太陽光発電設備Ｇ４より送電される潮流を引いたものである。

処理ステップＳ４３では、状態推定演算器１０Ｃの算出結果と、当該状態推定値の算出時刻に相当するＰＭＵデータをデータベースＤＢから抽出し、これらの値を用いて推定値とＰＭＵによる計測値の差の二乗値ＥＲＲ（ｉ）を算出する。

処理ステップＳ４４では、上記二乗値ＥＲＲ（ｉ）と潮流偏差二乗値の最大値算出用バッファＥＲＲ＿ＭＡＸとの大小比較を実施し、ＥＲＲ（ｉ）がバッファＥＲＲ＿ＭＡＸより大きければＥＲＲ＿ＭＡＸを更新する。ＥＲＲ＿ＭＡＸの更新を、ＰＭＵの設置されているすべてのノード数Ｎに対して実施するため、処理ステップＳ４６、Ｓ４７ではノード数の判定およびインクリメントを実施する。

本実施例ではＰＭＵの設置されているノードがＮ４１のみであるため、対象ノード数Ｎは１となる。

ＰＭＵ設置ノード全数に対する評価が終わった場合、処理ステップＳ４６の判定結果はＮｏとなるため、処理ステップＳ４８に進む。

処理ステップＳ４８では、ＥＲＲ＿ＭＡＸが所定の判定値であるＥＲＲ＿ＪＵＤＧＥと比較され、判定値よりＥＲＲ＿ＭＡＸが大きければ偏差が大きく状態推定の信頼性が低いと判定して出力Ｏｕｔに「１」を設定し（処理ステップＳ４９）、ＥＲＲ＿ＭＡＸが所定の判定値ＥＲＲ＿ＪＵＤＧＥより小さいときは偏差が小さいため状態推定の信頼性が高いと判断して出力Ｏｕｔに「０」を設定する（処理ステップＳ４０）。

本判定は、発電機の安定度確保を目的とするため、判定値ＥＲＲ＿ＪＵＤＧＥは当該系統に連系する発電機群Ｇ１、Ｇ２、Ｇ３の定格出力よりも小さく設定されることが望ましい。

本発明の実施例１における状態推定演算信頼性判定器４０Ｃの演算結果例を図５に示す。図５には、状態推定演算によるノードＮ４１への潮流（状態推定出力：○で表記）と、ＰＭＵ４による計測により算出されるノードＮ４１への潮流（ＰＭＵ４出力：×で表記）の時間変化を上段のグラフに比較表示し、状態推定演算信頼性判定器４０Ｃの出力の時間変化を下段のグラフに示している。

ここでは、×で表記したＰＭＵ４出力を真値と想定しており、真値に対して評価される側の値である○で表記した状態推定出力の空き利の程度から、信頼性の高低を判断している。この比較結果によれば、時刻ｔ１〜ｔ４までは状態推定結果（○）とＰＭＵ４出力（×）の偏差が所定値以下であり、信頼性判定器４０Ｃの出力は「０」（信頼性が高い）に維持されている。

時刻ｔ５において、太陽光発電Ｇ４の日射急増による潮流低下などにより状態推定の出力（○）とＰＭＵ４出力（×）の偏差が過大となり、状態推定演算信頼性判定器４０Ｃの出力が「０」から「１」に変更される。太陽光発電Ｇ４の出力が急増することにより、回転機型発電機Ｇ１、Ｇ２、Ｇ３の安定度を確保するだけの負荷が存在しない状況となるため、安定度に対して余裕のある制御テーブルを採用することにより系統事故時の発電機大量脱落を防止できる。

太陽光発電による出力の増加が認識できれば、発電機Ｇ１の機械的入力を下げるなどの別制御により安定度を確保できるため、時刻ｔ６において発電機脱落数を低減できる制御テーブルＴＢ２に変更しても系統事故時の発電機大量脱落を防止できる。

また、本発明の実施例１に係る系統安定化システム１は、表示器８０を備えている。表示器８０には、状態推定演算器１０Ｃの出力である各ノードの状態量、系統事故判定器２０Ｃの出力、そして状態推定演算信頼性判定器４０Ｃの出力を、当該系統安定化システムのオペレータに表示することが可能となる。特に、本発明の特徴である、状態推定演算信頼性判定結果を表示する手段を備えることにより、状態推定演算に用いるセンサや、該センサ情報を伝達する通信手段での不具合発生の可能性を示唆することができる。

実施例１の系統安定化システムは、制御テーブルＴＢを２つ備えるが、３つ以上の制御テーブルを備えてもよい。この場合は、状態推定演算器１０Ｃが推定するＰＭＵ接続ノードの潮流値とＰＭＵより算出される潮流の差を判定する判定値ＥＲＲ＿ＪＵＤＧＥを複数設け、その判定結果に応じて制御テーブルを選択するのがよい。

図１の構成の系統安定化システム１によれば、開閉器制御演算器７０Ｃが与える遮断器の開放指令は、事故判定器２０Ｃにより事故発生が確認された時に、制御テーブルＴＢ１、ＴＢ２に記憶されている遮断器に対して行うことになる。この場合に、制御テーブルＴＢ１、ＴＢ２の記憶内容は事故発生前における状態推定演算信頼性判定器４０Ｃの出力を反映したものになっている。状態推定演算の信頼性が高い場合は制御テーブルＴＢ２の記憶内容が反映され、信頼性が低いと判断される場合は制御テーブルＴＢ１の記憶内容が反映される。

制御テーブルＴＢ内には、例えば図６に例示した電力系統について、予め設定した複数の想定事故点のそれぞれについて、当該事故が発生したときの各部潮流の変動及び発電機の内部位相角などを考慮して定めた適正な機械入力と電気出力の関係になるように定められた遮断器の開閉状態が記憶されている。

例えば、図６のＦ１点で想定事故が発生した場合に、事故点を含む両端の遮断器としてこの例では遮断器ＣＢ１１が開放される。ここまでは既存の電力系統の保護システムが実行する責務範囲であるが、本発明ではさらに遮断器ＣＢ１１が開放されて、電源Ｇ４と送電線Ｌ４、Ｌ７に接続された負荷を喪失した残余の電力系統についての事故発生後の電力安定度を考慮している。残余の電力系統の電力安定度の観点からは、さらに発電機を解列する必要があり、それは発電機Ｇ１のみである場合もあれば、さらに発電機Ｇ２までを解列しないと間に合わない場合もあり得る。前者であれば制御テーブルＴＢ１、２からは遮断器ＣＢ１、あるいはＣＢ１とＣＢ２の開放が指定されることになる。

このため、開閉器制御演算器７０Ｃは事故点や事故種別の情報、さらには潮流の情報を含めて制御テーブルＴＢ１、２のうち、指定されたいずれかの内容を参照し、開放制御すべき遮断器を特定する。またこのときに、信頼性が高い時に使用する制御テーブルＴＢ２内の記憶内容は、系統事故時に開列される発電機数を少なくするという観点から遮断器が選定されており、信頼性が低い時に使用する制御テーブルＴＢ１内の記憶内容は、系統事故時に開列される発電機数が多いが系統に残された発電機の過渡安定度に対して余裕のある開列動作を実現するという観点から遮断器が選定されている。

以上により、本発明の実施例１によれば、系統安定化システム１の状態推定演算の信頼性が高いと判断される場合には、系統事故時の停電範囲を狭小化することが可能となる。

また、状態推定演算信頼性判定結果を表示器に出力することにより、系統安定化システムのオペレータに状態推定に用いるセンサ群もしくはセンサ群と安定化システムをつなぐ通信網での不具合発生の可能性を示唆することができ、系統安定化運用へさらに貢献することが可能となる。

本発明の実施例２に係る系統安定化システムを、図７から図９を用いて説明する。実施例２と実施例１の相違点は、状態推定演算信頼性判定器４０Ｃにおいて、状態推定演算器１０Ｃの出力が前回値と等しく、なおかつＰＭＵ出力が前回値と異なる場合にも、状態推定演算の信頼性が低いと判断し、切り替えスイッチＳＷに「１」を出力する手段を備える点にある。

実施例２では、実施例１に記載の同一の構成要素に対しては同じ記号を用い、重複説明を省くものとする。

図７は、本発明の実施例２に係る系統安定化システムの構成例を示している。実施例１との差は、状態推定演算器１０Ｃの出力前回値を保存するデータベースＤＢ１を備える点にある。状態推定演算信頼性判定器４０Ｃは、状態推定演算器１０Ｃの出力と、データベースＤＢから抽出するＰＭＵ出力に加え、データベースＤＢ１から取り出す状態推定演算器１０Ｃの出力前回値を入力とする。

図８は、実施例２の状態推定演算信頼性判定器４０Ｃの処理内容を示すフローチャートである。図８は、実施例１の図４に対応した処理である。

図４の実施例１との相違は、状態推定演算の出力を前回値と比較し、状態推定演算の出力が前回値と等しく、なおかつＰＭＵ推定値が前回値と異なるノード数が所定値以上ある場合は、状態推定演算の信頼性が低いと判断して４０Ｃの出力を「１」にする処理が追加されている点である。

具体的には、処理ステップＳ８１からＳ８８が追加となっている。さらに図４の処理ステップＳ１が図８では処理ステップＳ１Ａに変更されているが、処理ステップＳ１Ａは要するにカウンタの初期化を行うものであって、前回値と等しいノード数のカウンタ変数ｋの初期化が追加されているにすぎない。

このことから処理ステップＳ１ＡからＳ４５までの説明を割愛し、処理ステップＳ８１以降について、説明する。

処理ステップＳ８１では、状態推定演算器１０Ｃから入力する今回の状態推定値と、データベースＤＢ１から受け取る前回の状態推定値との差を算出する。

処理ステップＳ８２では、該差がゼロであるか判定する。ゼロである場合は処理ステップＳ８３においてＰＭＵ出力が前回値と異なるかを判定する。ＰＭＵの出力が前回値と異なる場合、処理ステップＳ８４においてカウンタｋをインクリメントする。

実施例２においては、前回値との偏差をゼロで判定しているが、離散化やノイズの影響を考慮し、処理ステップＳ８２における偏差判定を通常の潮流の５％以下など、比較的小さい所定値を用いて判定しても良い。

処理ステップＳ８５において、カウンタｋと所定値Ｋ＿ＪＵＤＧＥの大小比較を行い、ｋがＫ＿ＪＵＤＧＥより大きい場合は、処理ステップＳ８５において中間出力であるＯｕｔ２に「１」を代入し、それ以外は処理ステップＳ８６においてＯｕｔ２に「０」を代入する。

上記演算をＰＭＵの接続する全ノードに対して実施する。所定値Ｋ＿ＪＵＤＧＥはＰＭＵ接続ノード数以下の整数である。実施例２ではＰＭＵの接続されているノードがＮ４１だけであるため、Ｎ＝Ｋ＿ＪＵＤＧＥ＝１とする。ＰＭＵの接続するノード数が複数ある場合、全てのノードに対して状態推定による潮流情報が更新されていなくても、大部分の推定潮流値が固定でＰＭＵの出力が変動していれば、収束失敗と判定することも可能である。たとえば所定値Ｋ＿ＪＵＤＧＥをノードＮの８割程度に設定することにより、大部分の潮流推定値が固定である場合の制御テーブル変更が可能となる。

処理ステップＳ８８において、実施例１で説明した状態推定演算信頼性判定結果である変数Ｏｕｔと、実施例２で追加されている処理ステップＳ８１からＳ８７で算出される中間変数Ｏｕｔ２の論理和を算出し、その結果であるＯｕｔを状態推定演算信頼性判定結果として出力する。

実施例２の状態推定演算信頼性判定演算により、状態推定演算器１０Ｃの出力が前回値と等しく、なおかつＰＭＵ出力が前回値と異なる場合にも、状態推定演算の信頼性が低いと判断し、切り替えスイッチ５０ＳＷに１を出力することが可能となる。

実施例２における状態推定演算信頼性判定器４０Ｃの演算結果例を図９に示す。図９には、状態推定演算によるノードＮ４１への潮流（状態推定出力：○で表記）と、ＰＭＵ４による計測により算出されるノードＮ４１への潮流（ＰＭＵ４出力：×で表記）の時間変化を上段のグラフに比較表示し、状態推定演算信頼性判定器４０Ｃの出力の時間変化を下段のグラフに示している。

状態推定出力（○）とＰＭＵ出力（×）の偏差が所定値より小さい場合、状態推定演算が収束しなくても実施例１の系統安定化システムでは制御テーブルの切り替えができなかった。

これに対し実施例２の系統安定化システムでは、状態推定出力（○）とＰＭＵ出力（×）をそれぞれ前回値と比較する。このようにすることで、状態推定出力（○）とＰＭＵ出力（×）の今回値の偏差が判定値より小さくても、状態推定演算が収束していないことが判定可能となる。

状態推定が収束失敗している場合、系統の潮流を正しく把握できていないことを意味する。この状況で過渡安定度に対して余裕の少ない制御テーブルを用いると、系統事故後に想定した発電機安定化が実現できず、広域の停電を招く可能性がある。実施例２では、安全性の高い制御テーブルに切り替えることにより、系統事故が発生した場合に発電機の過渡安定度に対して余裕のある制御を実施でき、広域の停電を回避できる。

実施例２の系統安定化システムは、制御テーブルを２つ備えるが、３つ以上の制御テーブルを備えてもよい。この場合は、状態推定演算器１０Ｃが推定するＰＭＵ接続ノードの潮流値とＰＭＵより算出される潮流の差を判定する判定値ＥＲＲ＿ＪＵＤＧＥを複数設け、その判定結果に応じて制御テーブルを選択するのがよい。

以上により、実施例２によれば、系統安定化システムの状態推定演算の信頼性が高いと判断される場合には、系統事故時の停電範囲を狭小化することが可能となる。

また、状態推定演算信頼性判定結果を表示器に出力することにより、系統安定化システムのオペレータに状態推定に用いるセンサ群もしくはセンサ群と安定化システムをつなぐ通信網での不具合発生の可能性を示唆することができ、系統安定化運用へさらに貢献することが可能となる。

さらに、実施例２によれば、状態推定演算が収束失敗したことを検出できるため、あらかじめ安定度の高い制御テーブルを選択でき、広域の停電を回避することができる。

１：系統安定化システム，１０００：基本系統保護システム部，２０００：ＰＭＵ補正演算部，１０Ｃ：状態推定演算器，２０Ｃ：事故判定器，７０Ｃ：開閉器制御演算器，８０：表示器，ＤＢ、ＤＢ１：データベース，４０Ｃ：状態推定演算信頼性判定器，ＳＷ：切り替えスイッチ，ＴＢ１、ＴＢ２：制御テーブル，ＩＦ１、ＩＦ２、ＩＦ３：インターフェース部，Ｇ（Ｇ１、Ｇ２、Ｇ３）：回転機型発電機，Ｇ４：太陽光発電設備，Ｔｒ（Ｔｒ１、Ｔｒ２、Ｔｒ３、Ｔｒ５）：変圧器，Ｎ（Ｎ１、Ｎ２、Ｎ３、Ｎ５、Ｎ１１、Ｎ２１、Ｎ３１、Ｎ４１、Ｎ５１、Ｎ６１）：ノード，ＣＢ（ＣＢ１、ＣＢ１１、ＣＢ２、ＣＢ２１、ＣＢＢ３、ＣＢ５、ＣＢ５１、ＣＢ６）：センサ付遮断器，Ｌ（Ｌ１、Ｌ２、Ｌ３、Ｌ４、Ｌ５、Ｌ６、Ｌ１４、Ｌ１５、Ｌ５３、Ｌ５２、Ｌ３６、Ｌ２６）：送電網，ＰＭＵ４、ＰＭＵ４１：ＰＭＵ

Claims (11)

1. 遮断器を含む複数のフィーダと、複数のノードと、複数の発電機と、複数の負荷を含んで構成された電力系統に適用される電力系統安定化システムであって、
   複数の前記遮断器ごとに、その近傍の電圧、潮流の情報と、その開放動作を定める保護リレーの情報を入力する第１のインターフェース部と、電力系統で計測した計測時刻の情報を含む電圧、潮流の情報を入力する第２のインターフェース部と、前記第１のインターフェース部からの電圧、潮流の計測情報を用いて電力系統の潮流状態推定演算を実施する状態推定演算手段と、前記第１のインターフェース部からの保護リレーの情報から系統事故を判定する事故判定手段と、制御テーブルの情報を用いて遮断器開放指令を算出し出力する遮断器開放指令算出手段と、前記第２のインターフェース部からの潮流計測情報と前記状態推定演算手段からの潮流推定情報を比較して前記状態推定演算手段における状態推定演算の信頼性を判定する信頼性判定手段と、該信頼性判定手段の判定結果毎に構成された前記の制御テーブルであって、前記電力系統における事故発生後の電力系統安定度確保の観点から新たに開放操作すべき遮断器を定めている制御テーブルとを含み、前記遮断器開放指令算出手段は前記信頼性判定手段の判定結果に応じて選定された前記制御テーブルの情報を用いて遮断器の遮断開放指令を与えることを特徴とする電力系統安定化システム。
2. 請求項１に記載の電力系統安定化システムであって、
   前記第２のインターフェース部からの計測時刻の情報を含む電圧、潮流の情報について、電圧、潮流を計測時刻ごとに保存する第一のデータベースを備え、前記信頼性判定手段は前記状態推定演算手段の出力と、前記第一のデータベースの出力を比較して前記状態推定演算手段における状態推定演算の信頼性を判定することを特徴とする電力系統安定化システム。
3. 請求項１または請求項２に記載の電力系統安定化システムであって、
   前記信頼性判定手段により前記潮流計測情報と前記潮流推定情報の差を算出し、当該差が所定の値以上であるとき、発電機の安定度に対して余裕の大きい遮断器を出力する制御テーブルを選択することを特徴とする電力系統安定化システム。
4. 請求項１から請求項３のいずれか１項に記載の電力系統安定化システムであって、
   前記状態推定演算手段の前回算出値を保存する第二のデータベースを備え、前記信頼性判定手段は、前記状態推定演算手段における状態推定演算の出力を前回算出値と比較し、状態推定演算の出力が前回値と等しく、なおかつ状態推定値が前回算出値と異なるノード数が所定値以上ある場合は、発電機の安定度に対して余裕の大きい遮断器を出力する制御テーブルを選択することを特徴とする電力系統安定化システム。
5. 請求項１から請求項４のいずれか１項に記載の電力系統安定化システムであって、
   電力系統に設置されたＰＭＵが、ＧＰＳを用いた時刻同期型センサであるフェーズ・メジャリング・ユニットであることを特徴とする電力系統安定化システム。
6. 請求項１から請求項５のいずれか１項に記載の電力系統安定化システムであって、
   前記信頼性判定手段の出力を表示する表示手段を備えることを特徴とする電力系統安定化システム。
7. 遮断器を含む複数のフィーダと、複数のノードと、複数の発電機と、複数の負荷を含んで構成された電力系統に適用される安定化方法であって、
   複数の前記遮断器ごとに、その近傍の電圧、潮流の情報と、その開放動作を定める保護リレーの情報を得る第１のステップと、電力系統で計測した計測時刻の情報を含む電圧、潮流の情報を得る第２のステップと、前記第１のステップの電圧、潮流の計測情報を用いて電力系統の潮流状態推定演算を実施する第３のステップと、前記第１のステップの保護リレーの情報から系統事故を判定する第４のステップと、第５のステップの情報を用いて遮断器開放指令を算出し出力する第６のステップと、前記第２のステップの潮流計測情報と前記第３のステップの潮流推定情報を比較して前記第３のステップにおける状態推定演算の信頼性を判定する第７のステップと、該第７のステップの判定結果毎に構成された前記の第５のステップであって、前記電力系統における事故発生後の電力系統安定度確保の観点から新たに開放操作すべき遮断器を定めている第５のステップとを含み、前記第６のステップは前記第７のステップの判定結果に応じて選定された前記第５のステップの情報を用いて遮断器の遮断開放指令を与えることを特徴とする安定化方法。
8. 請求項７に記載の安定化方法であって、
   前記第２のステップからの計測時刻の情報を含む電圧、潮流の情報について、電圧、潮流を計測時刻ごとに保存する第８のステップを備え、前記第７のステップは前記第３のステップの出力と、前記第８のステップの出力を比較して前記第３のステップにおける状態推定演算の信頼性を判定することを特徴とする安定化方法。
9. 請求項７または請求項８に記載の安定化方法であって、
   第７のステップにより前記潮流計測情報と前記潮流推定情報の差を算出し、当該差が所定の値以上であるとき、発電機の安定度に対して余裕の大きい遮断器を出力する第５のステップを選択することを特徴とする安定化方法。
10. 請求項７から請求項９のいずれか１項に記載の安定化方法であって、
    前記第３のステップの前回算出値を保存する第９のステップを備え、
    前記第７のステップは、第３のステップにおける状態推定演算の出力を前回算出値と比較し、状態推定演算の出力が前回値と等しく、なおかつ状態推定値が前回算出値と異なるノード数が所定値以上ある場合は、発電機の安定度に対して余裕の大きい遮断器を出力する第５のステップを選択することを特徴とする安定化方法。
11. 遮断器を含む複数のフィーダと、複数のノードと、複数の発電機と、複数の負荷を含んで構成された電力系統に適用される安定化方法であって、
    前記遮断器は、その近傍に設置された第１のセンサ出力を用いる保護リレーにより事故を検知して開放制御されるとともに、電力系統安定化出力により開放制御され、前記第１のセンサ出力を用いて得た電力系統の状態推定値と、電力系統で計測した計測時刻の情報を含む電力系統の状態検出値とを比較して前記状態推定値の信頼性を判定し、電力系統の仮想事故点における事故発生後の電力系統安定度の観点から新たに遮断すべき遮断器を記憶しているとともに、前記状態推定値の信頼性判定結果毎に新たに遮断すべき遮断器を記憶し、電力系統の事故発生時に、前記状態推定値の信頼性判定結果に応じて選択された新たに遮断すべき遮断器に対する遮断指令が、前記電力系統安定化出力とされていることを特徴とする安定化方法。

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