JP6847808B2 - 需給調整システム、需給調整方法及び需給調整プログラム - Google Patents

Description

本発明の実施形態は、系統事故後の緊急的な需給調整に際して、需給調整発電機の出力制御によって需給調整を行うシステム、方法及びプログラムに関する。

電力系統においてルート断などの系統事故が発生した場合、事故の発生した送電線すなわちブランチの潮流が迂回し、他ブランチに重畳するなど潮流変化が起きる。したがって、無効電力ロスが大量に生じて、系統の電圧安定性が脆弱となり電圧が落ち易くなる。一般に、電圧が落ちる電圧安定性低下の現象は、分オーダーで起きる。

事故が除去されたとしても、ブランチが復旧するよりも前のタイミングで、つまり通常よりもブランチが少なく迂回潮流が生じた状態のままで、需要が大きく変動したり、再生可能エネルギーの急峻な出力変動が発生したりすると、潮流の変化がさらに増大する。その結果、電力系統の電圧安定性は、より脆弱な状況に陥ることになる。

このように、系統事故後は系統の電圧安定性が脆弱化するため、電圧回復を図ることが必須である。そこで従来から、迂回した潮流自体を減らすべく、緊急的に電制、つまり発電機を停止させて、電圧安定性を維持する制御手法が知られている。さらなる電圧回復対策としては、電圧無効電力制御(ＶＱＣ)のローカル制御や、オンラインで計測した潮流や電圧等の系統情報に基づく電制量補正を行うことなども提案されている。

特許第５４２４７７４号公報 特許第１８６７７９３号公報

系統事故後に、電制つまり発電機を停止させるとなると、復旧後に発電機を再稼働させることが不可欠になるが、発電機の再稼働には、時間的にも作業的にも多くのコストを要するという不具合がある。また、停止させた発電機が周波数調整対象の発電機である場合、そのような発電機を停止させることで、周波数調整源が減少してしまうといったデメリットがある。さらに、基幹系統の主要幹線ルート断などの過酷な条件では、電制だけでは調相投入量が不足して、電圧回復が不十分となるおそれがある。

本発明の実施形態は、以上の状況を鑑みて提案されたものであって、系統事故後、緊急的に需給調整を行う場合に、発電機の出力制御を行うことにより、発電機の停止を回避してコスト軽減化を実現しつつ、系統の電圧安定性を維持して電圧回復を図ることができる需給調整システム、需給調整方法及び需給調整プログラムを提供することを課題とする。

上記の課題を解決するために、本実施形態は、以下の構成要素(ａ)〜(ｆ)を備える。
(ａ)電力系統の給電情報を取得する給電情報取得部。
(ｂ)系統事故の事故種別を検出する事故種別検出部。
(ｃ)前記給電情報及び前記事故種別に応じて前記電力系統に接続される需給調整発電機の出力制御プランを策定する策定部。
(ｄ)前記出力制御プランに従って前記需給調整発電機に需給制御指令を出力する需給制御部。
（ｅ）前記策定部は、前記給電情報及び前記事故種別に基づいて系統事故発生後の解析用系統モデルを生成する事後モデル生成部と、系統事故の発生に際して前記電力系統に接続される需給調整発電機が需給調整を実施したと仮定した際の前記各需給調整発電機の電圧感度を、前記解析用系統モデルに基づいて分析する電圧感度分析部と、を有する。
（ｆ）前記電圧感度に基づいて前記需給調整発電機の出力制御プランを策定する。
本発明の実施形態は、上記需給調整システムにおける各部の処理をコンピュータが実行する需給調整方法の発明、上記需給調整システムにおける各部の処理をコンピュータに実行させる需給調整プログラムの発明としても、捉えることができる。

第１の実施形態のブロック図 第１の実施形態において需給調整発電機を含むブロック図 第１の実施形態の要部ブロック図 系統事故後による迂回潮流を示す図 系統事故後の電圧安定性が過酷となる潮流変化を示す図 需給調整発電機による電圧感度の差異を示す図 第１の実施形態における順位テーブルを示す図 第２の実施形態のブロック図 第２の実施形態における順位テーブル(需給制御対象フラグ・事故毎)を示す図 ＥＤＣのブロック図 ＬＦＣのブロック図 第３の実施形態のブロック図 再エネ出力変動及び需要変動の確率分布を示すグラフ

（第１の実施形態）
（構成）
以下、第１の実施形態について図１〜図７を参照して詳しく説明する。図１及び図２のブロック図は、第１の実施形態に係る需給制御システム１０を構成する、主要装置の設置例を示している。電力系統５には需給調整発電機７(以下、単に発電機７と称する。図２に図示。)が複数接続されている。需給制御システム１０は、系統事故の発生時に、発電機７を停止させる電制を行うのではなく、発電機７の出力制御によって、つまり発電機７を焚き増すことで、需給調整を行うシステムであり、コンピュータと、それを制御するプログラム及び周辺機器からなる。

需給制御システム１０には、電力系統５の給電情報を取得するための給電情報網Ｎと、系統事故の事故種別を検出する事故種別検出部２と、給電情報及び事故種別に応じて各発電機７の出力制御プランを策定する策定部１と、策定した出力制御プランに従って各発電機７に需給制御指令を出力する需給制御部３とが設けられている。策定部１、事故種別検出部２及び需給制御部３は、電力系統５又は給電情報網Ｎに対して信号線などの通信設備９によって接続されている。

需給制御システム１０では、電力系統５の接続状態や電力の需給状態などの給電情報が給電情報網Ｎ経由で収集される。給電情報網Ｎは、電力系統５の給電情報を策定部１に出力するネットワークである。事故種別検出部２は変電所などに設置され、需給制御部３は発電所などに設置されている。事故種別検出部２は、事故種別を含む事故情報を策定部１に出力する事故検出端末装置である。

策定部１は、給電情報網Ｎと接続可能な箇所、例えば中央給電指令所や基幹系統給電所等に設置される。策定部１は、策定した各発電機７の出力制御プランを需給制御部３に出力する。需給制御部３は、制御端末装置からなり、策定部１から得た出力制御プランに従って需給制御指令を生成して、当該需給制御指令を各発電機７に送信する。発電機７は需給制御指令に従って出力制御がなされる。

図３は、策定部１に含まれる構成要素を示したブロック図である。策定部１には、系統情報取得部１１、事故条件設定部１２、事後状態推定部１３、事後モデル生成部１５及び電圧感度分析部１６、順位決定部１７及び順位出力部１８が設けられている。このうち、系統情報取得部１１は、給電情報網Ｎを介して給電情報を取得する。事故条件設定部１２は、事故種別検出部２から事故種別を含む事故情報を入力して事故条件を設定する。

事後状態推定部１３は、給電情報を入力して潮流計算を行う潮流計算部１３１と、事故情報を入力して安定度計算を行う安定度計算部１３２を備えている。事後モデル生成部１５は、給電情報及び事故情報に基づいて系統事故発生後の解析用系統モデルを生成する。電圧感度分析部１６は、系統事故が発生した際、前記解析用系統モデルを用いて各発電機７の電圧感度Ｓｉを求める。

各発電機７の電圧感度Ｓｉとは、電力系統５上の発電機７が需給調整を行ったと仮定した時の、需給調整量に対する系統電圧の変化割合である。需給調整に対して電圧感度Ｓｉが高い状態とは、系統の電圧が上がり易い(下がり難い)という状態であり、需給調整に対して電圧感度Ｓｉが低い状態とは、需給調整に対して系統の電圧が上がり難い(下がり易い)という状態である。順位決定部１７は、電圧感度分析部１６が求めた各発電機７の電圧感度Ｓｉに基づいて、需給調整を行う発電機７の出力制御の順番を、降順に従って、電圧感度Ｓｉが大きい方の発電機７から順番に出力制御を優先的に行うように、順位決定する。

順位出力部１８は、順位決定部１７で決定した発電機７の順位に従って順次、発電機７の需給制御を行うための順位テーブルを作成して、これを需給制御部３に出力する。順位出力部１８は、順位決定部１７で決定した発電機７の順位のデータを、例えば図７に示すような順位テーブルを作成して、これを需給制御部３に出力する。

図７は、各発電機７の系統事故後出力、定格出力(出力上限)、電圧感度Ｓｉを、需給調整順位の昇順(１位〜４位の順)で並べた順位テーブルを示している。需給調整順位は、電圧感度Ｓｉの降順、つまり電圧感度Ｓｉが大きい方の発電機７から順番に、１位(Ｓｉ＝＋０．３２)、２位(Ｓｉ＝＋０．１０)、３位(Ｓｉ＝−０．０３)、４位(Ｓｉ＝−０．４１)となっている。このような順位テーブルが実質的に、策定部１が策定した発電機７の出力制御プランとなる。つまり、策定部１が策定する発電機７の出力制御プランの内容は、順位決定部１７によって決められた発電機７の順位によって規定される。

需給制御部３は、順位テーブルに従って需給制御指令を生成し、当該需給制御指令を各発電機７に送信する。発電機７は需給制御指令に従って出力制御がなされる。すなわち、発電機７は、順位決定部１７が決めた順位に従って順次、出力制御を行う(焚き増す)ので、発電機７自体が停止する電制を行うことはない。

（作用）
以上の構成を有する需給制御システム１０において、系統事故が発生すると、系統情報取得部１１は、給電情報網Ｎを介して給電情報を取得して、事後状態推定部１３の潮流計算部１３１に出力する(給電情報取得処理)。また、系統事故の発生に際して、事故種別検出部２は、系統事故の事故種別を検出、判別して、事故情報を事故条件設定部１２に出力する(事故種別検出処理)。

続いて、策定部１が各発電機７の出力制御プランの策定処理を実施する。まず、事故条件設定部１２は、事故種別検出部２から入力された事故情報の事故条件を設定して、事後状態推定部１３の安定度計算部１３２に出力する。事故条件には、事故点や事故様相などの情報が含まれる。事故点は、例えばＡ送電線における事故といった情報であり、事故様相は、例えば１ＬＣといった情報である。

事後状態推定部１３では、潮流計算部１３１に入力された系統情報と、安定度計算部１３２に入力された事故情報に基づいて、系統事故後の電力系統５の状態を推定する。すなわち、潮流計算部１３１では、ノードブランチデータを基に、ノードの指定されたＰとＱ及びＰとＶを制約条件として、ニュートンラフソン法・ガウスザイデル法などの数値解析手法または直流法等を用いて、潮流状態を計算する。

潮流計算では、全ノードに対して、ＰＱ指定ノードに関してはＰとＱを、ＰＶ指定ノードに関してはＰとＶの値を、それぞれ指定する必要がある。そのため、全ノードに関して、ＰとＱの情報が取得できない場合、及びＰとＶの情報が取得できない場合は、状態推定手法等を用いて、取得できなかった情報を、補完するものとする。

安定度計算部１３２は、潮流計算部１３１で算出した潮流計算結果を初期値として、事故条件設定部１２で設定された事故条件に基づいて、過渡安定度計算を実施する。過渡安定度計算では、事故(外乱)発生時に発電機やその励磁制御系等の応動を考慮する必要がある。そこで、これらの動特性をモデル化した非線形微分方程式について、ルンゲクッタ法などの数値解析手法を用いて解析的に解き、発電機７の有効電力や内部位相角・ブランチ潮流などの時間的推移を評価する。

第１の実施形態では、事後状態推定部１３が、潮流計算部１３１及び安定度計算部１３２を備えたことで、潮流計算と過渡安定度計算を実施して系統事故後の系統状態を推定する。ただし、事故後の系統状態を計測でき、且つ電圧感度分析部１６で必要な電圧感度Ｓｉの算出に必要な系統データを、潮流計算及び過渡安定度計算無しで作成できる場合には、潮流計算及び過渡安定度計算は必ずしも実行する必要は無いものとする。

事後モデル生成部１５は、事後状態推定部１３が推定した事故後の系統状態を反映して、電圧感度算出用の新たな解析用系統モデル(ノードブランチデータ)を生成する。事後モデル生成部１５では、解析用系統モデルの生成に際して、事故点を挟む両端の変電所の遮断器が開放された状態の系統構成も反映する。つまり、事後モデル生成部１５では、系統事故後という、電圧安定性がより過酷なケースを想定した解析用系統モデルを生成する。

ここで、事故発生後から両端の変電所の遮断器が開放されるまでの、電圧安定性が脆弱な状態となる系統の状況について、図４を用いて説明する。図４では、重潮流ブランチで２回線地絡(６ＬＧ−Ｏ)が発生した場合を想定している。Phase1は事故発生前の状態を示す。Phase2は、重潮流ブランチで６ＬＧ−Ｏが発生した瞬間を示している。Phase3は６ＬＧ−Ｏの発生後に、事故点の両側の変電所にて遮断器を解放した後の状態を示す。系統事故による過渡的な動揺が収束した後は、事故前には図の上側に流れていたブランチの潮流が図の下側のブランチへと迂回して、下側のブランチに重潮流が重畳する。

すなわち、事故前(Phase1)と比較して、系統事故後には、下側のブランチだけに重潮流が重畳する。そのため、無効電力ロスがより多く発生して、電圧安定性が脆弱となる。以上のような事故後の系統の状況を鑑みて、本実施形態では、事後モデル生成部１５が解析用系統モデルを生成して、電圧安定性が脆弱な状態を反映した解析を行うことができる。

電圧感度分析部１６は、事後モデル生成部１５が生成した解析用系統モデルを用いて、電圧安定性がより厳しくなるような潮流変化に対する各発電機７の電圧感度Ｓｉを求める。事後状態推定部１３の潮流計算部１３１及び安定度計算部１３２にて潮流計算及び過渡安定度計算を実施してから、電圧感度分析部１６が各発電機７の電圧感度Ｓｉを求めるまでの所要時間は、例えば１０秒程度である。

図５にて、電圧安定性が過酷となる潮流変化の一例について説明する。図４のPhase3に示した事故後の系統状態においては、図５のように、迂回潮流が重畳した下側ブランチの潮流がより増加する。この場合、無効電力ロスがより多く発生するので、電圧安定性に関して過酷な潮流変化が起きたと言える。下側ブランチ潮流が増加する要因としては、図５に示すように、事故ブランチを介して右側の系統の総需要が増加する場合が考えられる。そのため、系統事故後の系統状態では、図５の右側の系統の総需要がΔＰ増加したと想定する。

ただし、図５に示したパターンは電圧安定性が悪化する潮流増加が明確であるが、通常は系統構成が複雑であることが多い。そのため、電圧安定性が悪化する潮流増加のパターンが、図５の例ほど明確ではなく、電圧安定性が悪化する潮流増加が解り難いことがある。このような場合は、図５の右側の系統の総需要ではなく、系統全体の総需要をΔＰ増加させた場合を想定するようにしてもよい。

また、オフラインの解析によって、事故パターン(解放されたブランチ)に対して、電圧安定性が厳しくなる潮流変化と、その潮流変化を生じる需要(または再生可能エネルギー)の変動を、事前に求めておいても良い。また、中央給電指令所等で潮流変化や需要変動が予測できる場合は、その予測を活用して、各発電機７の電圧感度Ｓｉを求めるようにしても良い。

電圧感度分析部１６は、下記の式(１)に基づいて、需要増分ΔＰに対して、各発電機７が需給調整を行った時の電圧感度Ｓｉを求める。
Ｓｉ＝ΔＶ／ΔＰｉ…(１)
Ｓｉ:需給調整発電機iの需給調整に対する電圧感度
ΔＰｉ:需給調整発電機iの需給調整量
ΔＶ:総需要がΔＰ増加して、需給調整発電機ｉの需給調整を実施した場合の系統電圧変化(総需要変化後の電圧―総需要変化前の電圧)

ΔＶは、系統の総需要がΔＰ増加して、需給調整発電機ｉの需給調整した場合の系統電圧変化であり、前述した潮流計算部１３１によって算出することができる。系統電圧の指標としては、系統全体の電圧の平均値、系統全体の電圧の最低値、もしくは電圧安定性を監視すべきノードの電圧等が考えられる。電圧感度分析部１６は、上記の式(１)から導かれる電圧感度を需給調整用の発電機７全台に対して求める。

順位決定部１７は、電圧感度分析部１６が求めた各発電機７の電圧感度Ｓｉの降順に従って、各発電機７の制御の順番を決める。電圧感度Ｓｉの降順とは、需給調整に対する電圧上昇量が大きい順(つまり電圧を上げ易い順)、もしくは需給調整に対する電圧下降量が小さい順(つまり電圧を落とし難い順)とすることである。すなわち、順位決定部１７によって決定される順位に従えば、需給調整によって電圧上昇(電圧回復)が大きい発電機７から優先的に、もしくは需給調整によって電圧下降が小さい発電機７から優先的に、需給調整を行うということになる。

発電機７の順位の決め方に関して、図６を用いて、出力の変化に対する発電機７の電圧感度Ｓｉが、高い(大きい)例と低い(小さい)例を挙げて説明する。図６では、図５に示した系統の需要増加に対して、事故点より右側の発電機７で需給調整を行った場合(1)…図６の上側と、事故点より左側の発電機７で需給調整を行った場合(2)…図６の下側を示す。

(1)では、系統の需要が増加した地域の右側の発電機７の出力を増加させることで、出力増加は需要を相殺させるような働きとなり、重潮流ブランチの潮流増加を抑制することができる。その結果、発電機７の電圧感度Ｓｉは大きくなり、系統の電圧が上がり易い状態になり、電圧回復を図ることができる。一方、(2)では、事故点より左側の発電機７の出力を増加させたので、出力増加が重潮流ブランチの潮流増加に拍車をかけることになる。そのため、発電機７の電圧感度Ｓｉは小さくなって、系統の電圧が上がり難い状態となって電圧回復は困難となる。

本実施形態では、順位決定部１７が決めた順位に従って順次、発電機７の出力制御を行うので、順位の異なる発電機７が複数台同時に出力制御を行うことが無い。そのため、例えば順位が上位であるＧ１(図７の順位テーブルで１位)の発電機７で需給調整を行い、Ｇ１の発電機７が定格出力(出力上限)に達したら、次に、Ｇ１よりも下位のＧ２(図７の順位テーブルで２位)の発電機７で、需給調整を行う。

そして、Ｇ２の発電機７が定格出力(出力上限)に達したら、次の順位であるＧ３(図７の順位テーブルで３位)の発電機７で需給調整を行う。なお、この例では、需給調整中の発電機７が定格出力(出力上限)に達した時点で、次の順位の発電機７に移行するようにしたが、これに限らず、出力速度変化制約などの発電機７の運転制約がある場合は、それらの制約を考慮して、順位出力部１８が順位テーブルを作成する。

需給制御部３は、策定部１の策定した各発電機７の出力制御プラン、つまり順位出力部１８が作成した順位テーブル(図７参照)に従って、需給制御指令を生成し、生成した需給制御指令を、系統事故後の需要増加時に、電力系統５上の各発電機７に対して送信する(需給制御処理)。各発電機７は需給制御指令に基づいて、需給調整を行う。

本実施形態では、系統事故後の電圧安定性が過酷な状況(重潮流ブランチの潮流増)を想定して電圧感度Ｓｉを算出し、これに基づいて発電機７を制御する順位を決定するが、事故後に重潮流ブランチの潮流が逆に減る等電圧安定性が過酷とならないケースもある。このようなケースでは、通常の需給調整のルールを適用すればよいものとする。

(効果)
第１の実施形態に係る需給制御システム１０では、事故種別検出部２が系統事故を検出して事故情報を出力すると、電圧感度分析部１６が事故情報を取り込み、発電機７が需給調整を行ったと仮定した時の需給調整量に対する各発電機７の電圧感度Ｓｉを算出する。順位決定部１７は、電圧感度分析部１６が算出した電圧感度Ｓｉに基づいて、需給調整に用いる発電機７の順位を決定する。

したがって、事故発生から復旧までの電圧安定性が過酷な状況下において、電圧感度Ｓｉに応じた需給調整用の発電機７の制御の順番を決めることができる。そして、需給制御部３が出力制御プランつまり順位テーブルに従って発電機７に需給制御指令を出力し、需給制御指令を受けた発電機７は、順位テーブルに従って出力制御を行うので停止することはない。

このような第１の実施形態では、系統の需要増分ΔＰに対する各発電機７の電圧感度Ｓｉを求め、電圧感度Ｓｉの降順に従って需給調整を行う発電機７の順位を決定して、順位に基づき、電圧感度Ｓｉが大きい方の発電機７から順次出力制御は行うことができる。これにより、系統事故時の電圧安定性維持に有効な需給調整を実施することが可能となり、系統の電圧回復を図ることができる。

第１の実施形態では、算出した電圧感度Ｓｉに従って発電機７の順位を決定するだけなので、仮に複雑な系統で、系統事故時に発電機７による需給調整が系統電圧に与える影響が把握しづらかったとしても、系統事故時の電圧安定性維持に有効となる需給調整を、的確に実施可能である。すなわち、第１の実施形態では、電圧感度分析部１６が需要増分ΔＰに対して電圧感度Ｓｉを解析的に求めて、順位決定部１７が、電圧感度Ｓｉの降順で、需給調整の順位を決定している。このため、系統構成が複雑で発電機７の需給調整が系統電圧に与える影響が把握しづらくとも、系統構成の複雑さに惑わされることなく、系統事故時の電圧安定性の維持に有効となる需給調整を、容易に実施することができる。

また、系統事故後の電圧安定性低下の現象は、分オーダーで起きるのに対して、事後状態推定部１３における潮流計算及び過渡安定度計算から、電圧感度分析部１６における電圧感度Ｓｉ算出までに要する時間は１０秒程度で済む。したがって、発電機７の出力制御による需給調整を迅速且つ確実に実施することができる。

このような第１の実施形態によれば、系統事故後の緊急的な需給調整において、電制つまり発電機の停止を回避して、発電機７の需給調整による系統事故後の電圧安定性を維持することが可能となる。また、電制を実施する必要が無いため、復旧に際して発電機７を再稼働することが不要となり、時間的にも作業的にもコストを軽減することができる。さらに、発電機７の停止を回避したことで、周波数調整源が減る心配も無くなり、基幹系統の主要幹線ルート断などの過酷な条件下での調相投入量不足といったリスクも無くなる。

以上述べたように、策定部１によって発電機７の出力制御プランを策定する本実施形態は、電制の代替手段となって電圧安定性を維持するだけではなく、投入量に限りのある調相設備の使用の回避や、人的コストの軽減化、再稼働までの時間短縮化といった複数のメリットを発揮することができる。

さらに、順位出力部１８では、順位決定部１７が決めた順位に従って順次、発電機７の需給制御を行うための順位テーブルを作成するので、順位の異なる発電機７が複数台、同時に需給制御を行うことが無い。そのため、発電機７を定格出力(出力上限)まで動作させることで、需給制御を効率良く実施することができる。しかも、電圧感度分析部１６では、電圧安定性がより厳しくなるような潮流変化に対する電圧感度Ｓｉを求めるので、事故後に想定しうる過酷な潮流条件に対して、発電機７による需給調整で電圧安定性を維持することが可能である。

(第２の実施形態)
(構成)
第２の実施形態の基本的な構成は、第１の実施形態のそれと同様である。そのため、以下では、第１の実施形態の構成との差異に絞り、図８〜図１１を用いて第２の実施形態の構成を説明する。第２の実施形態は、定常時の需給調整、例えばＬＦＣ(負荷周波数制御)やＥＤＣ(最適経済負荷配分制御)等に対して、上記の電圧感度Ｓｉに基づいた発電機７による需給調整を反映するようにしたものである。

図８に示すように、第２の実施形態に係る需給制御システム１０の策定部２０には、電圧感度Ｓｉの閾値を設定する閾値設定部２１と、電圧感度Ｓｉの閾値に基づいて発電機７ごとに需給調整対象フラグを決定するフラグ決定部２２と、が設けられている。上記第１の実施形態の策定部１では順位決定部１７が順位を決定することで発電機７の出力制御プランを策定したが、第２の実施形態の策定部２０では、発電機７ごとに需給調整対象フラグ２３を決定することにより発電機７の出力制御プランを策定している。

図９のテーブルに示すように、閾値設定部２１にて電圧感度Ｓｉの閾値を０以上とし、フラグ決定部２２では、電圧感度Ｓｉが０未満であれば需給制御対象フラグ=０(ＯＦＦ)とし、電圧感度Ｓｉが０以上であれば需給制御対象フラグ=１(ＯＮ)と決めている。図９のテーブルでは、Ｇ１、Ｇ２の発電機７が需給制御対象フラグ=１(ＯＮ)となり、Ｇ３、Ｇ４の発電機７が需給制御対象フラグ=０(ＯＦＦ)となっている。

需給制御対象フラグは、例えばＥＤＣ(最適経済負荷配分制御)では、図１０のように反映される。ＥＤＣとは、数分先(例えば５分)に想定される総需要変動に合わせて、ＥＤＣの対象機の燃料費が低い出力配分を計算する制御である。図１０では、策定部２０にて策定した需給制御対象フラグ２３を除いて、一般的なＥＤＣの簡易的な制御ルーチンを示している。需給制御対象フラグ２３は、ＥＤＣの対象・非対象を示すＥＤＣのＯＮ-ＯＦＦフラグ２４に乗じられる。これにより、電圧感度Ｓｉが小さくて電圧安定性を悪化させる発電機７に関しては、これをＥＤＣの対象外とさせている。

また、需給制御対象フラグは、ＬＦＣ(負荷周波数制御)に対して図１１のように反映するようにしてもよい。図１１は、需給制御対象フラグ２３を除いて、一般的なＬＦＣ(負荷周波数制御)の制御ルーチンを示している。ＬＦＣの場合、図１１のように分担比率に、策定部１１で策定した需給制御対象フラグ２３が乗じられる。これにより、電圧感度Ｓｉが小さくて電圧安定性を悪化させる発電機７については、ＬＦＣの対象外とさせている。第２の実施形態では、需給制御対象フラグ２３を０または１としているが、０〜１の連続値として分担比率を連続的に変更させても良い。

(作用と効果)
第２の実施形態に係る需給制御システム１０では、策定部２０において、閾値設定部２１が電圧感度Ｓｉの閾値を設定し、フラグ決定部２２が需給制御対象フラグ２３を決定して、前記閾値に達しない電圧感度Ｓｉを持つ発電機７を、需給調整用の発電機７から除外している。したがって、系統事故後から復旧までの電圧安定性が過酷な状況下でＬＦＣやＥＤＣ等の定常時の需給調整を行っていることを前提として、以下の(ａ)、(ｂ)に該当する発電機７の出力制御を避けることができる。

(ａ)需給調整にて電圧上昇(電圧回復)への寄与が小さい発電機７
(ｂ)需給調整にて電圧下降への寄与が大きい発電機７
このような第２の実施形態によれば、ＬＦＣやＥＤＣ等の定常時の需給調整を行いつつ、系統事故後の緊急時に、電圧回復に寄与する発電機７だけに絞って、効率良く出力制御を行うことができ、系統事故後の電圧安定性が、さらに向上する。

(第３の実施形態)
(構成)
第３の実施形態の基本的な構成は、第１の実施形態のそれと同様である。そのため、以下では、第１の実施形態の構成との差異に絞り、図１２及び図１３を用いて第３の実施形態の構成を説明する。

図１２に示すように、第３の実施形態に係る需給制御システム１０では、策定部３０において、再生可能エネルギー(以下、単に再エネと称する)の出力変化を推定する再エネ変化推定部３２及び系統需要の変化を推定する需要変化推定部３３が設けられている。再エネ変化推定部３２及び需要変化推定部３３は、電圧感度分析部１６に接続されている。

再エネ変化推定部３２及び需要変化推定部３３は、過去の実績データ(変動データ)に基づいた確率分布に基づいて変化を推定する。再エネ変化推定部３２及び需要変化推定部３３における、過去の実績データに基づいた再エネ及び需要の確率分布のイメージを図１３に示す。図１３の左図が再エネの確率分布、右図が需要の確率分布を示す。

横軸の変動は、ある一定期間の変動実績を示し、ここで言う「一定期間」は、例えば発電機７の需給制御によって系統事故後の電圧安定性を維持する時間領域(数分や事故復旧までの時間)が考えられる。なお、再エネや需要の確率分布については、過去の実績データから事前に解析しておき、全時間の実績データを反映させた分布として見るようによいし、時刻ごとや季節ごとの実績データを反映させた分布として見るようにしてもよい。

再エネ変化推定部３２では、再エネにおける＋側変動及び−側変動の想定幅σ1、σ2を決定し、需要変化推定部３３では、系統需要における＋側変動及び−側変動の想定幅σ3、σ4を決定する。再エネの想定幅σ1、σ2は、代表１ヶ所の変動でも良いし、再エネ全体の合計値でも良い。再エネ全体の合計値の場合は、想定幅σ1、σ2を各機器の定格等で按分する方法等が考えられる。

需要の想定幅σ3、σ4も同様に、代表１ヶ所の変動でも良いし、総需要値でも良い。総需要値の場合は、想定幅σ3、σ4を需要家の契約電力で按分する方法等が考えられる。なお、変動を考慮したい再エネあるいは需要家が、複数個所ある場合には、複数個所分の＋側変動及び−側変動を考慮すればよい。

変化推定部３２、３３における想定幅σ1〜σ4の決定方法は、下記(1)〜(3)のような場合が考えられる。
(1)変動の発生確率と電圧変動から決定される期待値から決定される場合
(2)より過酷なケースを想定するために広めに変動幅を想定する場合
(3)固定の標準偏差(例えば1σ、2σなど)とする場合

変化推定部３２、３３による想定幅σ1〜σ4の決定後、想定される想定変動パターンの組み合わせは、次の４通り、(σ1,σ3),(σ1,σ4),(σ2,σ3),(σ2,σ4)である。これらの４通りの組み合わせを、事後モデル生成部１５で生成した事故後の解析用系統モデルに反映し、電圧感度分析部１６は潮流計算を行って各発電機７の電圧感度Ｓｉを求めるようにする。

電圧感度分析部１６は、４通りの想定変動パターンの組み合わせから最も電圧安定性が厳しいパターンを対象として、対象パターンの潮流変動を各発電機７が吸収した場合の電圧変動を電圧感度Ｓｉとして分析する。順位決定部１７が、電圧感度Ｓｉに応じて発電機７の需給調整の順位を決定する手順等は、上記第１の実施形態と同等である。

（作用と効果）
第３の実施形態では、電圧感度分析部１６に、再エネ変化推定部３２及び需要変化推定部３３を設けることで、再エネ及び需要の変動の確率分布から電圧安定性を悪化させる変動パターンを想定して、発電機７の需給調整の順位を確実に決定することができる。そのため、事故後想定しうる、電圧安定性がより過酷となる潮流条件に対しても、発電機７による需給調整で電圧安定性を維持することが可能となる。

特に、再エネは、短期間で著しく変動する可能性があり、再エネの導入量が増加するにつれて、電圧安定性に悪影響を及ぼすと考えられる。そこで、本実施形態では、再エネの変動範囲を厳しめに考慮した需給制御を実施することができ、系統事故後、更に再エネの変動が電圧安定性に対して厳しい潮流変動を引き起こした場合でも、電圧安定性が維持できる可能性を、より高めることができる。

（他の実施形態）
上記の実施形態は、一例であって、発明の範囲を限定するものではなく、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これらの実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれると同様に、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれるものである。

上記の各部の処理を実行する方法、プログラム及びプログラムを記録した記録媒体も、実施形態の一態様である。また、ハードウェアで処理する範囲、プログラムを含むソフトウェアで処理する範囲をどのように設定するかは、特定の態様には限定されない。さらに、上記の各部のいずれかを、それぞれの処理を実現する回路として構成することも可能である。

例えば、上記第１の実施形態では電圧感度Ｓｉに応じて発電機７を制御する順位を決定したが、策定部に発電機７の出力持ち替え部を設けるようにしても良い。例えば、事故後の潮流変化が系統の電圧安定性を悪化させる場合、例えば電圧感度Ｓｉがマイナスの(電圧安定性を悪化させる)発電機７であれば、発電機７の出力持ち替え部は、当該発電機７の出力を下げ方向とする。

反対に、事故後の潮流変化が系統の電圧安定性を改善させる場合、例えば電圧感度Ｓｉがプラスの(電圧安定性を改善させる)発電機７であれば、発電機７の出力持ち替え部は、当該発電機７の出力は上げ方向にして発電機７の出力の持ち替えを行う。このような出力持ち替え部を有する実施形態によれば、系統事故時に、より柔軟に電圧安定性の維持を図ることが可能である。

策定部によって策定される出力制御プランは、リアルタイムの系統情報に基づいて策定するものに限らず、予め設定してデータベースなどに記憶されたものを用いるようにしてもよい。また、事故が復旧するまでの復旧時間や事故点の数などに応じて、策定部が出力制御プランの見直しを行うようにしてもよい。第３の実施形態では、第１の実施形態の構成要素に再エネ変化推定部３２及び需要変化推定部３３を加えたが、第２の実施形態の構成要素に再エネ変化推定部３２及び需要変化推定部３３を加えるようにしてもよい。

１、２０、３０…策定部
２…事故種別検出部
３…需給制御部
５…電力系統
Ｎ…給電情報網
７…発電機
９…通信設備
１０…需給制御システム
１１…系統情報取得部
１２…事故条件設定部
１３…事後状態推定部
１３１…潮流計算部
１３２…安定度計算部
１５…事後モデル生成部
１６…電圧感度分析部
１７…順位決定部
１８…順位出力部
２１…閾値設定部
２２…フラグ決定部
２３…需給制御対象フラグ
２４…ＯＮ-ＯＦＦフラグ
３２…再エネ変化推定部
３３…需要変化推定部

Claims (11)

1. 電力系統の給電情報を取得する給電情報取得部と、
   系統事故の事故種別を検出する事故種別検出部と、
   前記給電情報及び前記事故種別に応じて前記電力系統に接続される需給調整発電機の出力制御プランを策定する策定部と、
   前記出力制御プランに従って前記需給調整発電機に需給制御指令を出力する需給制御部と、
   を備え、
   前記策定部は、
   前記給電情報及び前記事故種別に基づいて系統事故発生後の解析用系統モデルを生成する事後モデル生成部と、
   系統事故の発生に際して前記電力系統に接続される需給調整発電機が需給調整を実施したと仮定した際の前記各需給調整発電機の電圧感度を、前記解析用系統モデルに基づいて分析する電圧感度分析部と、を有し、
   前記電圧感度に基づいて前記需給調整発電機の出力制御プランを策定する需給調整システム。
2. 前記策定部は、前記電圧感度に応じて前記需給調整発電機が需給調整を実施する際の順位を決定する順位決定部を有する請求項１に記載の需給調整システム。
3. 前記順位決定部は、前記順位に基づいて順位テーブルを作成する請求項２に記載の需給調整システム。
4. 前記電圧感度分析部は、
   前記事故種別に基づいて事故条件を設定する事故条件設定部と、
   前記事故条件に基づいて電力系統の安定度を計算して当該安定度を前記事後モデル生成部に出力する安定度計算部と、を有する請求項１〜３のいずれかに記載の需給調整システム。
5. 前記電圧感度分析部は、
   電力系統の系統情報を取得する系統情報取得部と、
   前記系統情報に基づいて系統の潮流値を計算して当該潮流値を前記安定度計算部に出力する潮流計算部と、を有する請求項４に記載の需給調整システム。
6. 前記電圧感度分析部は、系統の電圧安定性を悪化させる事故後の潮流変化に対して前記需給調整発電機が需給調整を行った際の系統の電圧感度を分析する請求項１〜５のいずれかに記載の需給調整システム。
7. 前記策定部は、前記需給調整発電機ごとに需給調整対象フラグを決定するフラグ決定部を有する請求項１〜６のいずれかに記載の需給調整システム。
8. 前記策定部は、前記需給調整発電機の出力持ち替え部を有し、
   前記出力持ち替え部は、事故後の潮流変化が系統の電圧安定性を悪化させる場合であれば前記需給調整発電機の出力を下げ方向にするように、事故後の潮流変化が系統の電圧安定性を改善させる場合であれば前記需給調整発電機の出力を上げ方向にするように、当該需給調整発電機の出力の持ち替えを行う請求項１〜７のいずれかに記載の需給調整システム。
9. 再生可能エネルギーの出力変化を推定する再エネ出力変化推定部、及び系統需要の変化を推定する需要変化推定部のうち、少なくとも一方を有する請求項１〜８のいずれかに記載の需給調整システム。
10. 電力系統の給電情報を取得する給電情報取得処理と、
    系統事故の事故種別を検出する事故種別検出処理と、
    前記給電情報及び前記事故種別に応じて前記電力系統に接続される需給調整発電機の出力制御プランを策定する策定処理と、
    前記出力制御プランに従って前記需給調整発電機に需給制御指令を出力する需給制御処理と、
    を備え、
    前記策定処理は、
    前記給電情報及び前記事故種別に基づいて系統事故発生後の解析用系統モデルを生成する事後モデル生成処理と、
    系統事故の発生に際して前記電力系統に接続される需給調整発電機が需給調整を実施したと仮定した際の前記各需給調整発電機の電圧感度を、前記解析用系統モデルに基づいて分析する電圧感度分析処理と、を有し、
    前記電圧感度に基づいて前記需給調整発電機の出力制御プランの策定をコンピュータが実行する需給調整方法。
11. 電力系統の給電情報を取得する給電情報取得処理と、
    系統事故の事故種別を検出する事故種別検出処理と、
    前記給電情報及び前記事故種別に応じて前記電力系統に接続される需給調整発電機の出力制御プランを策定する策定処理と、
    前記出力制御プランに従って前記需給調整発電機に需給制御指令を出力する需給制御処理と、
    を備え、
    前記策定処理は、
    前記給電情報及び前記事故種別に基づいて系統事故発生後の解析用系統モデルを生成する事後モデル生成処理と、
    系統事故の発生に際して前記電力系統に接続される需給調整発電機が需給調整を実施したと仮定した際の前記各需給調整発電機の電圧感度を、前記解析用系統モデルに基づいて分析する電圧感度分析処理と、を有し、
    前記電圧感度に基づいて前記需給調整発電機の出力制御プランの策定をコンピュータに実行させる需給調整プログラム。
    

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