JP7034978B2 - 系統安定化装置 - Google Patents

Description

本発明の実施形態は、系統安定化装置に関する。

電力系統の安定化を目的とした系統安定化装置では、系統において事故が発生した場合に備えて、事故が発生する前の電力の状態に基づいて事故が発生した場合における過渡安定度計算を繰り返し実行し、事故に応じて解列（以下、遮断、或いは電制とも称する）の対象とする発電機（以下、電制機とも称する）を選択する方法が行われている（例えば、非特許文献１）。しかしながら、過渡安定度計算の周期よりも短い周期で電力の状態が変化し得る再生可能エネルギーなどに対応することが困難となる場合があった。

「付録２ 脱調未然防止リレーシステム事例」、電気学会技術報告 第８０１号、ｐ．１５３－１５４、社団法人 電気学会、平成１２年１０月

本発明が解決しようとする課題は、過渡安定度計算の周期よりも短い周期で電力の状態が変化した場合であっても、その変化に応じて適切な電制機を選択することができる系統安定化装置を提供することである。

実施形態の系統安定化装置は、取得部と、系統モデル作成部と、計算部と、第１選択部と、安定度評価モデル作成部と、第２選択部とを持つ。収集部は、電力系統に関する系統情報を収集する。系統モデル作成部は、前記収集部により収集された前記系統情報に基づいて系統モデルを作成する。計算部は、前記電力系統を流れる潮流値を反映した前記系統モデルを用いて、前記電力系統に想定事故が生じた場合における過渡安定度計算を行う。第１選択部は、前記計算部により求められた計算結果に基づいて、前記想定事故ごとに電制の対象とする第１電制機を選択する。安定度評価モデル作成部は、前記収集部により収集された前記系統情報、前記計算部による計算結果、及び前記第１選択部による処理の過程で用いられた変数に基づいて、前記電力系統に設けられた発電機における安定度合いを評価する安定度評価モデルを作成する。前記収集部、前記系統モデル作成部、前記計算部、前記第１選択部、及び前記安定度評価モデル作成部は、第１周期で動作する。第２選択部は、前記安定度評価モデル、及び前記第１周期よりも短い第２周期で収集された前記系統情報を用いて、前記第１電制機による電制が実行された場合における前記発電機の安定度合いを、前記第１電制機が選択されるに至った前記系統モデル作成部、前記計算部、前記第１選択部、及び前記安定度評価モデル作成部の動作時点から前記第１周期が経過する前に評価し、評価結果に基づいて、追加で電制の対象とする第２電制機を選定する。

実施形態の系統安定化装置２０が適用される電力供給システムの構成を示すブロック図。 実施形態の追加電制実行部５０が行う処理の作の流れを示すフローチャート。 実施形態の追加電制実行部５０が行う処理を説明する図。

以下、実施形態の系統安定化装置を、図面を参照して説明する。以下の説明において、複数の同じ構成要素について、符号の末尾に「１」、「２」等の数値を、「－」（ハイフン）を介して付すことにより区別する。複数の同じ構成を互いに区別しない場合には、符号の末尾に「１」、「２」等の数値を「－」（ハイフン）を介して付すことを省略する。

（第１の実施形態）
第１の実施形態について説明する。図１は、第１の実施形態の系統安定化装置２０が適用される電力供給システムの構成を示すブロック図である。電力供給システムは、例えば、電力系統１と、伝送系１０と、系統安定化装置２０とを備える。

電力系統１は、母線２（母線２－１～２－５）と、送電線３（送電線３－１～３－４）と、変圧器４（変圧器４－１～４－４）と、発電機５（発電機５－１～５－４）と、遮断器６（遮断器６－１～６－４）と、情報端末１１（情報端末１１－１～１１－５）と、制御端末１２（制御端末１２－１、１２－２）とを備える。

変圧器４は、発電機５により発電される電力の電圧を所定電圧に変圧する。例えば、変圧器４－１は、発電機５－１により発電される電力の電圧を所定電圧に変圧する。発電機５は、太陽光、風力等の再生可能エネルギーによる電源、または火力機、原子力機、水力機等の同期機等化石燃料等の枯渇性エネルギーによって電力を発電する機器を示す。遮断器６は、発電機５により発電される電力の需要家への供給を遮断する。例えば、遮断器６－１は、発電機５－１により発電される電力の供給を遮断する。伝送系１０は、専用通信回線やインターネット等の通信ネットワークにより構成され、情報端末１１と系統安定化装置２０との間で、後述する系統情報等の各種情報を伝送する。

情報端末１１は、発電機５から母線２を介して需要家に供給される電力に関する情報（以下、系統情報と称する）を計測する。

系統情報は、電力系統１の各構成要素（母線２、送電線３、変圧器４、発電機５、遮断器６、情報端末１１、及び制御端末１２）における電力の需給状態に関する電力情報、及びの接続状態に関する接続情報を含む。系統情報が含む電気情報は、送電線３や変圧器４の有効電力と無効電力、母線２に印加される母線電圧などである。また、系統情報が含む接続情報は、送電線３と変圧器４の接続状態などである。系統情報は、例えば、電力系統１における各母線２の電圧や位相角、送電線３の有効電力潮流や無効電力潮流、発電機５の起動・停止情報、などの情報を含む。例えば、情報端末１１－１は、母線２－１に接続する送電線３－１、３－２、３－５により供給される電力等に関する電力情報、及び送電線３－１等の接続情報を含む系統情報を計測する。

制御端末１２は、系統安定化装置２０からの制御信号に応じて、遮断器６を制御し、発電機５からの電力の供給の遮断を制御する。例えば、制御端末１２－１は、系統安定化装置２０からの制御信号に応じて、遮断器６－１、６－２を制御し、母線２－４を介した電力の供給の遮断を制御する。

系統安定化装置２０は、伝送系１０を介して系統情報を取得し、取得した系統情報に基づいて過渡安定度計算を行い、想定事故が発生した場合に電力系統１の安定を維持するために電制を行う電制機を選択する。ここで、電制機は、電力の供給を遮断する発電機５である。

本実施形態において、系統安定化装置２０は、上述した過渡安定度計算に加えて、過渡安定度計算を行う周期よりも早い周期で電力系統１の状態が変化した場合に、追加の電制が必要か否かを判定し、追加の電制が必要な場合には、追加で電制を行う電制機を選択する。

系統安定化装置２０は、電制実行部３０と、安定度評価モデル生成部４０と、追加電制実行部５０とを備える。電制実行部３０は、従来の過渡安定度計算による電制に関する処理を行う機能部である。安定度評価モデル生成部４０、及び追加電制実行部５０は、追加の電制に関する処理を行う機能部である。ここで、安定度評価モデル生成部４０は、「安定度評価モデル作成部」の一例である。追加電制実行部５０は、「第２選択部」の一例である。

電制実行部３０は、系統情報収集部３１と、基本系統記憶部３２と、系統モデル作成部３３と、安定度計算部３４と、電制機選定部３５と、第１段電制部３６と、計算結果記憶部３７とを備える。ここで、系統情報収集部３１は、「収集部」の一例である。安定度計算部３４は、「計算部」の一例である。電制機選定部３５は、「第１選択部」の一例である。

系統情報収集部３１は、伝送系１０を介して情報端末１１から予め設定された周期（例えば、１分）毎に、系統情報を取得する。系統情報収集部３１は、取得した系統情報を、系統モデル作成部３３に出力する。

系統モデル作成部３３は、情報端末１１により取得される系統情報、及び基本系統記憶部３２に記憶される構成情報に基づいて、電力系統１の電力の潮流状態を表すシミュレーションモデル（以下、系統モデルと称する）を作成する。基本系統記憶部３２は、構成情報を記憶する。

構成情報は、電力系統１の各構成要素の構成に関する情報である。構成情報は、例えば、電力系統１が有する送電線３のインピーダンスやインダクタンス、母線２と送電線３の相互接続情報、電力系統１の各構成要素の規模や台数、配置等を示す情報である。

安定度計算部３４は、系統モデルを用いて過渡安定度計算による系統解析シミュレーションを行う。安定度計算部３４は、予め設定されている種々の想定事故が発生した場合の過渡安定度計算を実行し、発電機が脱調しないか脱調するか、即ち、電力系統が安定か不安定かを判別する。安定度計算部３４は、判定結果を電制機選定部３５に出力する。電制機選定部３５は、安定度計算部３４による判定結果が不安定の場合、脱調する発電機の中から１台を電制機として選択し、追加する。安定度計算部３４は、電制機選定部３５により選択された電制機を遮断する条件で過渡安定度計算を実行し、再度、安定か不安定かを判別し、判定結果を電制機選定部３５に出力する。この安定度計算部３４と電制機選定部３５とのやり取りを、判定結果が安定となるまで反復することで、想定事故において電力系統の安定性を維持できる電制機が決定（選択）される。

電制機選定部３５は、想定事故が発生した場合に電力系統１を安定させるために選択した電制機の情報を第１段電制部３６に出力する。また、安定度計算部３４は、計算結果記憶部３７に、過渡安定度計算に用いた系統モデルや、電制機の選定結果を含む各種条件と計算結果とを記憶させる。

第１段電制部３６は、伝送系１０を介して電力系統１における事故の発生及び事故条件を感知し、事故条件に対応した想定事故において予め選択された電制機の制御端末１２に遮断指令を送る。これにより、該当する発電機５が電力系統１から切り離される。計算結果記憶部３７は、過渡安定度計算に用いた系統モデルや、電制機の選定結果を含む各種条件と計算結果とを記憶する。

安定度評価モデル生成部４０は、次の過渡安定度計算のタイミングよりも前に電力の状態が変化した場合において電制実行部３０により選択された電制機（第１電制機）を電制した後に電力系統１が安定するか否か、つまり、追加の電制を行うか否かを判定するための関数及びパラメータを策定する（作成する）。安定度評価モデル生成部４０は、電制実行部３０による過渡安定度計算の周期と同じ周期で、常時（つまり、事故の発生の有無に関わらず）処理を実行する。

安定度評価モデル生成部４０は、不安定側系統モデル策定部４１と、安定側系統モデル策定部４２と、判定基準策定部４３と、出力変化モデル策定部４４とを備える。

不安定側系統モデル策定部４１は、各想定事故の事故条件における不安定発電機群モデルの状態量を計算するための各種定数を算出する。不安定発電機群モデルは、不安定側系統に属する複数の発電機５（不安定発電機群）を、当該複数の発電機と等価な１台の発電機にまとめたモデルである。不安定側系統に属する発電機５とは、想定事故の発生に対して安定を維持しない、つまり不安定となり得る発電機５であり、当該想定事故における電制の対象とする発電機５である。

不安定側系統モデル策定部４１は、例えば、全ての発電機５の位相角重心を基準とした各発電機５の内部電圧位相角差を精査（算出）し、算出した位相角差が所定の指定値を超過している発電機を不安定側系統に属する発電機５とする。

また、不安定側系統モデル策定部４１は、不安定発電機群モデルの状態量を計算するための各種定数（パラメータ）として、不安定発電機群モデルの慣性定数Ｍ_１を算出する。安定発電機群モデルの慣性定数Ｍ_１は、（式１）に示すように、不安定側系統に属する発電機の慣性定数Ｍ_ｉの合計として計算される。

（式１）において、Ｍ_１は不安定発電機群モデルの慣性定数、Ｍ_ｉは不安定側系統に属する識別番号ｉの発電機５の慣性定数を示す。識別番号ｉ（ｉ＝０～ｎ）は不安定発電機（不安定側系統に属する発電機５）を一意に識別する番号である。ｎは任意の自然数である。

安定側系統モデル策定部４２は、計算結果記憶部３７に保存された計算結果を用いて、各事故条件における安定発電機群モデルの有効電力を推定するための関数を策定する。また、安定側系統モデル策定部４２は、各想定事故の事故条件における安定発電機群モデルの状態量を計算するための各種定数（パラメータ）を算出する。

安定発電機群モデルは、安定側系統に属する複数の発電機５（安定発電機群）を、当該複数の発電機５と等価な１台の発電機にまとめたモデルである。安定側系統とは、想定事故に対して安定を維持すると推定される系統であり、例えば、想定事故が発生した箇所から電気的な接続の観点から離れた箇所に位置する発電機等の集合である。想定事故の発生が想定される箇所から離れた箇所に設けられた発電機５は、想定事故の影響を受け難く、想定事故に対して安定を維持すると考えられるためである。

安定側系統モデル策定部４２は、例えば、全ての発電機５の位相角重心を基準とした各発電機の内部電圧位相角差を精査（算出）し、算出した位相角差が所定の指定値を超過していないものを安定側系統に属する発電機５とする。

ここで、安定側系統は、想定事故が発生した箇所から離れた箇所に設けられている場合が多いと考えられるため、情報端末１１により安定側系統における系統情報を直接的に計測することができない場合がほとんどであるとみなしてよい。このため、実際に事故が発生した直後の安定側系統の系統情報をリアルタイムに測定することは困難である。

この対策として、本実施形態において安定側系統モデル策定部４２は、安定発電機群モデルの有効電力を推定するための関数として、安定側系統の総負荷と母線電圧との関係を示す回帰モデル（関数）を作成する。これにより、事故が発生した直後の安定側系統の系統情報を、回帰モデルを用いて推測する。

また、安定側系統モデル策定部４２は、安定発電機群モデルの状態量を計算するための各種定数（パラメータ）として、安定発電機群モデルの慣性定数Ｍ_２を算出する。安定発電機群モデルの慣性定数Ｍ_２は、（式２）に示すように、安定側系統に属する発電機の慣性定数Ｍ_ｊの合計として計算される。

（式２）において、Ｍ_２は安定発電機群モデルの慣性定数、Ｍ_ｊは安定側系統に属する識別番号ｊの発電機５の慣性定数を示す。識別番号ｊ（ｊ＝０～ｍ）は安定発電機（安定側系統に属する発電機５）を一意に識別する番号である。ｍは任意の自然数である。

判定基準策定部４３は、統合発電機モデルが安定か不安定かを判定するための基準を策定する。統合発電機モデルとは、安定発電機群モデルと不安定発電機群モデルとを１台の発電機にまとめたモデルのことである。

判定基準策定部４３は、例えば、統合発電機モデルの位相角偏差の閾値（以下、位相角偏差閾値Δδ_ｔｈ）を算出する。位相角偏差については、後で詳しく説明する。統合発電機モデルの位相角偏差閾値Δδ_ｔｈは、後述する追加電制実行部５０の安定度判別部５７により、事故発生後における統合発電機モデルの安定度合いを判定する閾値に用いられる。
また、判定基準策定部４３は、位相角偏差閾値Δδ_ｔｈを求める過程で、統合発電機モデルの位相角と有効電力出力の関係性から、有効電力出力の最大値、および、有効電力出力が最大となる時の位相角を求める。具体的には、時系列の過渡安定度計算結果から統合発電機モデルの位相角と有効電力出力を求め、その中から有効電力出力の最大値を探索し、同じ時刻の位相角を保存する。

出力変化モデル策定部４４は、計算結果記憶部３７に保存された計算結果を用いて、電制を実施した場合における、電制の対象外とする発電機５の有効電力の変化を推定するための係数を算出する。電制の対象外とする発電機５とは、安定側系統に属する発電機５のことである。

出力変化モデル策定部４４は、例えば、第１電制機、及び第１電制機に追加電制機候補を組み合わせた全電制パターンを導出する。出力変化モデル策定部４４は、導出した全電制パターンにおける、追加した電制機の端子母線から見た、他の不安定側系統の発電機５までの短絡インピーダンスと、安定側系統の発電機５までの短絡インピーダンスとを求める。出力変化モデル策定部４４は、求めた２つの短絡インピーダンスの合計値に対する各短絡インピーダンスの比率を算出する。出力変化モデル策定部４４は、算出した比率を、電制の対象外とする発電機５の有効電力の変化を推定するための係数とする。

ここで、有効電力の変化は２種類あり、１つ目は電制を実施した直後のステップ的な変化であり、２つ目は電制を実施した後の緩やかな変化である。出力変化モデル策定部４４は、電制を実施した時刻からの経過時間に応じて上述した比率を算出することにより、これら２つの有効電力の変化を推定するための係数を算出する。

追加電制実行部５０は、電力系統で事故が発生した後に動作する機能部である。追加電制実行部５０は、電力系統で事故が発生した場合において、第１電制機による電制を実行した後に追加の電制を行うか否かを、安定度評価モデル生成部４０により生成された関数等を用いて判定し、追加の電制が必要な場合には、その対象とする電制機を選択する。

追加電制実行部５０は、高速情報収集部５１と、発電機状態計算部５００と、出力変化推定部５５と、安定度判別部５７と、追加電制機選定部５８とを備える。高速情報収集部５１は、伝送系１０を介して、電制実行部３０による系統情報を取得する周期よりも高速なサンプリング周期で系統情報を取得する。ここでの系統情報には、発電機有効電力や送電線有効電力などの各種情報が含まれる。

高速情報収集部５１は、常時、高速なサンプリング周期で系統情報を収集し、一定の時間区間の系統情報を保持する。そして、高速情報収集部５１は、事故が発生したと判定した場合、事故が発生する前の所定時刻（以下、情報収集開始時という）から所定の時間が経過するまで（以下、情報収集終了時という）の一定の時間区間に収集した系統情報を抽出する。高速情報収集部５１は、抽出した一定の時間区間の系統情報を、発電機状態計算部５００に出力する。

なお、事故が発生したか否かは、保護リレーの動作信号を取得することで判定することができる。例えば、保護リレーの１つでは、送電線の両端の電流を計測し、その差分が所定の閾値以上であるか否かにより判定される。この場合、電流の差分が所定の閾値以上である場合、事故が発生したと判定される。

発電機状態計算部５００は、高速情報収集部５１から取得した系統情報を用いて、事故発生後の発電機５の状態を計算する。発電機５の状態とは、例えば、発電機５の有効電力偏差、及び位相角偏差である。有効電力偏差は、事故発生前の有効電力を基準とした、情報収集開始時から情報収集終了時までの有効電力の時系列変化である。位相角偏差は、事故発生前の位相角を基準とした、情報収集開始時から情報収集終了時までの位相角の時系列変化である。

出力変化推定部５５は、発電機状態計算部５００による計算結果を用いて、電制を実施した場合における統合発電機モデルの有効電力偏差の時系列変化を推定する。安定度判別部５７は、発電機状態計算部５００による計算結果を用いて、電制を実施した場合において電力系統１が安定するか否かを推定する。追加電制機選定部５８は、安定度判別部５７により電制を実施しても電力系統１が安定しないと判定された場合に、追加の電制を行う対象とする電制機を選択する。なお、出力変化推定部５５、安定度判別部５７、及び追加電制機選定部５８が行う処理については、後で詳しく説明する。

発電機状態計算部５００は、不安定側系統計算部５２と、安定側系統計算部５３と、位相角偏差予測部５４と、位相角偏差再計算部５６とを備える。

不安定側系統計算部５２は、不安定発電機群モデルの状態として、不安定発電機群モデルの有効電力偏差ΔＰ_Ｇ１、及び不安定発電機群モデルの位相角偏差Δδ_１を計算する。

具体的に、不安定側系統計算部５２は、（式３）に示すように、高速情報収集部５１により収集された不安定側系統に属する発電機５の時刻ｔにおける有効電力Ｐ_Ｇｉを加算することにより不安定発電機群モデルの時刻ｔにおける有効電力Ｐ_Ｇ１（ｔ）を算出する。

（式３）において、Ｐ_Ｇ１（ｔ）は情報収集開始時から所定の時刻ｔが経過した時点における不安定発電機群モデルの有効電力、Ｐ_Ｇｉ（ｔ）は情報収集開始時から所定の時刻ｔが経過した時点における不安定側系統に属する識別番号ｉの発電機５の有効電力を示す。識別番号ｉ（ｉ＝０～ｎ）は不安定発電機を一意に識別する番号である。また、ｎは任意の自然数である。

不安定側系統計算部５２は、（式４）に示すように、各時刻ｔにおける不安定発電機群モデルの有効電力から事故発生前における不安定発電機群モデルの有効電力を減ずることにより不安定発電機群モデルの有効電力偏差を計算する。

（式４）において、ΔＰ_Ｇ１は不安定発電機群モデルの有効電力偏差、Ｐ_Ｇ１（ｔ）は情報収集開始時から所定の時刻ｔが経過した時点における不安定発電機群モデルの有効電力、Ｐ_Ｇ１（０）は情報収集開始時（つまり、事故発生前）における不安定発電機群モデルの有効電力、を示す。

また、不安定側系統計算部５２は、（式５）を用いて、不安定発電機群モデルの位相角偏差を計算する。

（式５）において、Δδ_１は不安定発電機群モデルの位相角偏差、ΔＰ_Ｇ１は不安定発電機群モデルの有効電力偏差、Ｍ_１は不安定発電機群モデルの慣性定数を示す。不安定発電機群モデルの慣性定数Ｍ_１は不安定側系統モデル策定部４１により算出されるものである。なお、（式５）は、（式６）に示す発電機の運動方程式に基づいて算出される。

（式６）において、Ｍは発電機の慣性定数、Ｄはダンピング係数、δは位相角、Ｐ_ｍは機械入力、Ｐ_Ｇは発電機の有効電力を示している。（式５）は、（式６）におけるダンピング係数Ｄを０（ゼロ）、機械入力Ｐ_ｍを、事故発生前における安定発電機群モデルの有効電力Ｐ_Ｇ（０）とすることにより算出することができる。

安定側系統計算部５３は、安定発電機群モデルの状態として、安定発電機群モデルの有効電力偏差ΔＰ_Ｇ２、及び安定発電機群モデルの位相角偏差Δδ_２を計算する。

具体的に、安定側系統計算部５３は、安定側系統モデル策定部４２により作成された回帰モデルに、高速情報収集部５１により収集された母線電圧を入力させることにより、安定側系統における総負荷を推定する。安定側系統計算部５３は、高速情報収集部５１により収集された、時刻ｔにおいて安定側系統へ流れる有効電力Ｐ_Ｇ２を、推定した安定側系統における総負荷から減じた差分を、安定発電機群モデルの有効電力Ｐ_Ｇ２（ｔ）とする。

安定側系統計算部５３は、（式７）に示すように、計算した時刻ｔにおける安定発電機群モデルの有効電力Ｐ_Ｇ２（ｔ）から事故発生前における安定発電機群モデルの有効電力Ｐ_Ｇ２（０）を減ずることにより安定発電機群モデルの有効電力偏差ΔＰ_Ｇ２を計算する。

（式７）において、ΔＰ_Ｇ２は安定発電機群モデルの有効電力偏差、Ｐ_Ｇ２（ｔ）は情報収集開始時から所定の時刻ｔが経過した時点における安定発電機群モデルの有効電力、Ｐ_Ｇ２（０）は情報収集開始時（つまり、事故発生前）における安定発電機群モデルの有効電力、を示す。

また、安定側系統計算部５３は、（式８）を用いて、安定発電機群モデルの位相角偏差Δδ_２を計算する。

（式８）において、Δδ_２は安定発電機群モデルの位相角偏差、ΔＰ_Ｇ２は安定発電機群モデルの有効電力偏差、Ｍ_２は安定発電機群モデルの慣性定数を示す。安定発電機群モデルの慣性定数Ｍ_２は安定側系統モデル策定部４２により算出されるものである。

位相角偏差予測部５４は、統合発電機モデルの状態として、統合発電機モデルの有効電力偏差ΔＰ_Ｇ、及び統合発電機モデルの位相角偏差Δδを計算する。

位相角偏差予測部５４は、（式９）に示すように、不安定側系統計算部５２により計算された、時刻ｔにおける不安定発電機群モデルの位相角偏差Δδ_１（ｔ）から、安定側系統計算部５３により計算された、時刻ｔにおける安定発電機群モデルの位相角偏差Δδ_２（ｔ）を減ずることにより、時刻ｔにおける統合発電機モデルの位相角偏差Δδ（ｔ）を計算する。

（式９）において、Δδ（ｔ）は時刻ｔにおける統合発電機モデルの位相角偏差、Δδ_１（ｔ）は時刻ｔにおける不安定発電機群モデルの位相角偏差、Δδ_２（ｔ）は時刻ｔにおける安定発電機群モデルの位相角偏差を示す。

また、位相角偏差予測部５４は、計算した統合発電機モデルの位相角偏差Δδ（ｔ）の時間推移を二次関数などで近似することにより、情報収集終了時点から先の任意の時刻おける、統合発電機モデルの予測位相角偏差Δδ’（ｔ）｛ｔ＝ｔ３～｝を予測する。ここで、時刻ｔ３は、情報収集終了時の時刻である。

位相角偏差予測部５４は、高速情報収集部５１の情報収集終了時（時刻ｔ３）までの安定発電機群モデルの有効電力偏差ΔＰ_Ｇ２（ｔ）と、不安定発電機群モデルの有効電力偏差ΔＰ_Ｇ１（ｔ）を（式１０）に代入することにより、統合発電機モデルの有効電力偏差ΔＰ_Ｇに換算する。

（式１０）において、ΔＰ_Ｇ（ｔ）は時刻ｔ（ｔ＝０～ｔ３）における統合発電機モデルの有効電力偏差、Ｍ_１は不安定発電機群モデルの慣性定数を示す。Ｍ_２は安定発電機群モデルの慣性定数を示す。また、ΔＰ_Ｇ１（ｔ）は時刻ｔ（ｔ＝０～ｔ３）における不安定発電機群モデルの有効電力偏差、ΔＰ_Ｇ２（ｔ）は時刻ｔ（ｔ＝０～ｔ３）における安定発電機群モデルの有効電力偏差を示す。

また、位相角偏差予測部５４は、統合発電機モデルの予測位相角偏差Δδ’と（式１１）から、時刻ｔ３以降の任意の時刻ｔおける、統合発電機モデルの予測有効電力偏差ΔＰ_Ｇ’（ｔ）を計算する。

（式１１）において、ΔＰ_Ｇ’（ｔ）は時刻ｔ（ｔ＝ｔ３～）における統合発電機モデルの予測有効電力偏差、Ｍは統合発電機モデルの慣性定数、Δδ’は時刻ｔ（ｔ＝ｔ３～）における統合発電機モデルの予測位相角偏差を示す。統合発電機モデルの慣性定数Ｍは（式１２）により求める。

出力変化推定部５５は、電制を反映した統合発電機モデルの反映有効電力偏差ΔＰ_Ｇ”を推定する。ここでの電制は、第１電制機による電制、及び追加電制実行部５０により選択された追加の電制機による電制を含む。つまり、出力変化推定部５５は、第１電制機による電制を行った後のみならず、追加の電制を行った後の統合発電機モデルの有効電力偏差ΔＰ_Ｇ”を推定するようにしてよい。以下では、第１電制機による電制を反映した統合発電機モデルの有効電力偏差ΔＰ_Ｇ”を推定する方法について説明するが、追加の電制を反映する場合も同様な方法で推定することができる。

具体的に、出力変化推定部５５は、出力変化モデル策定部４４により算出された安定側系統発電機の短絡インピーダンスの比率に、安定側系統に属する第１電制機における事故発生前の有効電力を乗じた値を、電制による不安定発電機群モデルの有効電力増加分とする。ここでの安定側系統発電機は、安定側系統に属する発電機であって第１電制機に該当する発電機を示す。

出力変化推定部５５は、電制を反映する前における不安定発電機群モデルの有効電力偏差ΔＰ_Ｇ１に、電制による不安定発電機群モデルの有効電力増加分を加算することにより、電制を反映した不安定発電機群モデルの反映有効電力偏差ΔＰ_Ｇ１”（ｔ）（ｔ＝ｔ４～ｔ５）を推定する。ここで、時刻ｔ４は、第１電制機による電制が実行された時刻である。時刻ｔ５は、追加の電制が実行された時刻である。

なお、出力変化推定部５５は、まず、（式３）において、不安定側系統に属する発電機５のうち、第１電制機に該当する発電機５を除いた発電機５の有効電力偏差ΔＰ_Ｇｉを加算することにより、電制を反映した安定発電機群モデルの有効電力偏差ΔＰ_Ｇ１＃を算出する。そして、出力変化推定部５５は、電制を反映した安定発電機群モデルの有効電力偏差ΔＰ_Ｇ１＃に、電制による不安定発電機群モデルの有効電力増加分を加算することにより、電制を反映した不安定発電機群モデルの反映有効電力偏差ΔＰ_Ｇ１”（ｔ）（ｔ＝ｔ４～ｔ５）を推定する。

また、出力変化推定部５５は、出力変化モデル策定部４４により算出された不安定側系統発電機の短絡インピーダンスの比率に、不安定側系統に属する第１電制機における事故発生前の有効電力を乗じた値を、電制による安定発電機群モデルの有効電力増加分とする。ここでの不安定側系統発電機は、不安定側系統に属する発電機であって第１電制機に該当する発電機を示す。

出力変化推定部５５は、電制を反映する前における安定発電機群モデルの有効電力偏差ΔＰ_Ｇ２に、電制による安定発電機群モデルの有効電力増加分を加算することにより、電制を反映した安定発電機群モデルの反映有効電力偏差ΔＰ_Ｇ２”（ｔ）（ｔ＝ｔ４～ｔ５）を推定する。

そして、出力変化推定部５５は、第１電制機による電制を反映した不安定発電機群モデルの慣性定数Ｍ_１”、及び安定発電機群モデルの慣性定数Ｍ_２、不安定発電機群モデルの反映有効電力偏差ΔＰ_Ｇ１”（ｔ）、安定発電機群モデルの反映有効電力偏差ΔＰ_Ｇ２”（ｔ）と（式１３）により、第１電制機による電制を反映した、統合発電機モデルの反映有効電力偏差ΔＰ_Ｇ”（ｔ）（ｔ＝ｔ４～ｔ５）を計算する。

（式１３）において、ΔＰ_Ｇ１”（ｔ）は時刻ｔにおける統合発電機モデルの反映有効電力偏差、Ｍ_１”は第１電制機による電制を反映した不安定発電機群モデルの慣性定数、Ｍ_２は安定発電機群モデルの慣性定数、ΔＰ_Ｇ１”（ｔ）は不安定発電機群モデルの反映有効電力偏差、ΔＰ_Ｇ２”（ｔ）は安定発電機群モデルの反映有効電力偏差を示す。第１電制機による電制を反映した不安定発電機群モデルの慣性定数Ｍ_１”は、例えば、（式１）において、不安定側系統に属する発電機５のうち、第１電制機に該当する発電機５を除いた発電機５の慣性定数を加算することにより算出される。

位相角偏差再計算部５６は、電制を反映した統合発電機モデルの反映位相角偏差Δδ”を推定する。位相角偏差再計算部５６は、出力変化推定部５５により計算された統合発電機モデルの反映有効電力偏差ΔＰ_Ｇ”（ｔ）（ｔ＝ｔ４～ｔ５）と、（式１４）とから、統合発電機モデルの反映位相角偏差Δδ”（ｔ）（ｔ＝ｔ４～ｔ５）を計算する。

（式１４）において、Δδ”（ｔ）は時刻ｔにおける統合発電機モデルの反映位相角偏差、Ｍ”は第１電制機による電制を反映した統合発電機モデルの慣性定数、ΔＰ_Ｇ”（ｔ）は時刻ｔにおける統合発電機モデルの推定有効電力偏差を示す。ここで、統合発電機モデルの慣性定数Ｍ”は、第１電制に選択された発電機の分だけ減少した不安定発電機群モデルの慣性定数Ｍ_１”と（式１２）により求めることができる。

上記より、時間で区切ると、位相角偏差予測部５４により計算された情報収集開始時（時刻ｔ０）から情報収集終了時（時刻ｔ３）までの位相角偏差Δδ、位相角偏差予測部５４により予測された情報収集終了時（時刻ｔ３）から第１電制機による電制実行時（時刻ｔ４）までの予測位相角偏差Δδ’、位相角偏差再計算部５６により計算された第１電制機による電制実行後（時刻ｔ４～）の反映位相角偏差Δδ”となり、これらを時間経過順に並べたものが統合発電機モデルの位相角偏差の時間推移となる（図３の下段参照）。

安定度判別部５７は、位相角偏差再計算部５６により計算された統合発電機モデルの反映位相角偏差Δδ”と、判定基準策定部４３により算出された統合発電機モデルの位相角偏差閾値Δδ_ｔｈを比較する。安定度判別部５７は、反映位相角偏差Δδ”の最大値が、位相角偏差閾値Δδ_ｔｈを下回れば安定、上回れば不安定と判別する。

追加電制機選定部５８は、出力変化モデル策定部４４により計算されたで得た係数（インピーダンスの比率）を基に、追加の電制の候補とする発電機５の中から電制時の有効電力変化が最も大きいものを、追加の電制を行う対象とする電制機として選択する。

図２は、実施形態の追加電制実行部５０が行う処理の流れを説明するフローチャートである。
ステップＳ１において、高速情報収集部５１は、指定時間における系統情報を取得する。指定時間は、事故発生時を含む所定の時間区間であって情報収集開始時（時刻ｔ０）から情報収集終了時（時刻ｔ３）までの時間区間である。高速情報収集部５１は、取得した指定時間の系統情報を発電機状態計算部５００に出力する。

ステップＳ２において、不安定側系統計算部５２は、不安定発電機群モデルの位相角偏差Δδ_１（ｔ）（ｔ＝ｔ０～ｔ３）を計算する。不安定側系統計算部５２は、系統情報から計算した不安定発電機群モデルの有効電力偏差ΔＰ_Ｇ１（ｔ）（ｔ＝ｔ０～ｔ３）と、不安定発電機群モデルの慣性定数Ｍ_１に基づいて、不安定発電機群モデルの位相角偏差Δδ_１（ｔ）（ｔ＝ｔ０～ｔ３）を計算し、計算結果を位相角偏差予測部５４に出力する。

まず、安定側系統計算部５３は、安定発電機群モデルの位相角偏差Δδ_２（ｔ）（ｔ＝ｔ０～ｔ３）を計算する。そして、安定側系統計算部５３は、回帰モデルから推定した安定発電機群モデルの有効電力偏差ΔＰ_Ｇ２（ｔ）（ｔ＝ｔ０～ｔ３）と、安定発電機群モデルの慣性定数Ｍ_２に基づいて、安定発電機群モデルの位相角偏差Δδ_２（ｔ）（ｔ＝ｔ０～ｔ３）を計算し、計算結果を位相角偏差予測部５４に出力する。

ステップＳ３において、位相角偏差予測部５４は、不安定発電機群モデルの位相角偏差Δδ_１（ｔ）（ｔ＝ｔ０～ｔ３）、及び安定発電機群モデルの位相角偏差Δδ_２（ｔ）（ｔ＝ｔ０～ｔ３）を用いて、統合発電機モデルの位相角偏差Δδ（ｔ）（ｔ＝ｔ０～ｔ３）を計算する。

ステップＳ４において、位相角偏差予測部５４は、統合発電機モデルの有効電力偏差ΔＰ_Ｇ（ｔ）（ｔ＝ｔ０～ｔ３）を計算するとともに、統合発電機モデルの予測有効電力偏差ΔＰ_Ｇ’（ｔ）（ｔ＝ｔ３～）を予測する。

まず、位相角偏差予測部５４は、不安定発電機群モデルの有効電力偏差ΔＰ_Ｇ１（ｔ）（ｔ＝ｔ０～ｔ３）、及び安定発電機群モデルの有効電力偏差ΔＰ_Ｇ２（ｔ）（ｔ＝ｔ０～ｔ３）を用いて、統合発電機モデルの有効電力偏差ΔＰ（ｔ）（ｔ＝ｔ０～ｔ３）を計算する。次に、位相角偏差予測部５４は、ステップＳ３で計算した統合発電機モデルの位相角偏差Δδ（ｔ）（ｔ＝ｔ０～ｔ３）を用いて、二次関数などの関数による近似曲線を用いること等により、統合発電機モデルの予測位相角偏差Δδ’（ｔ）（ｔ＝ｔ３～）を予測する。そして、位相角偏差予測部５４は、統合発電機モデルの予測位相角偏差Δδ’（ｔ）（ｔ＝ｔ３～）を用いて、統合発電機モデルの予測有効電力偏差ΔＰ_Ｇ’（ｔ）（ｔ＝ｔ３～）を計算する。

ステップＳ５において、出力変化推定部５５は、第１電制機による電制を反映させた統合発電機モデルの反映有効電力偏差ΔＰ_Ｇ”（ｔ）（ｔ＝ｔ４～）を計算する。時刻ｔ４は第１電制機による電制が実行される時刻である。

まず、出力変化推定部５５は、電制による不安定発電機群モデルの有効電力増加分を加算することにより、不安定発電機群モデルの反映有効電力偏差ΔＰ_Ｇ１”（ｔ）（ｔ＝ｔ４～ｔ５）を計算する。次に、出力変化推定部５５は、電制による安定発電機群モデルの有効電力増加分を加算することにより、安定発電機群モデルの反映有効電力偏差ΔＰ_Ｇ２”（ｔ）（ｔ＝ｔ４～ｔ５）を計算する。そして、出力変化推定部５５は、不安定発電機群モデルの反映有効電力偏差ΔＰ_Ｇ１”（ｔ）（ｔ＝ｔ４～ｔ５）、安定発電機群モデルの反映有効電力偏差ΔＰ_Ｇ２”（ｔ）（ｔ＝ｔ４～ｔ５）を用いて、統合発電機モデルの反映有効電力偏差ΔＰ_Ｇ”（ｔ）（ｔ＝ｔ４～ｔ５）を計算する。

ステップＳ６において、位相角偏差再計算部５６は、ステップＳ５で計算された統合発電機モデルの反映有効電力偏差ΔＰ_Ｇ”（ｔ）（ｔ＝ｔ４～ｔ５）を用いて、第１電制機による電制を反映させた統合発電機モデルの反映位相角偏差Δδ”（ｔ）（ｔ＝ｔ４～ｔ５）を再計算する。

ステップＳ７において、安定度判別部５７は、ステップＳ６で再計算された統合発電機モデルの反映位相角偏差Δδ”（ｔ）（ｔ＝ｔ４～ｔ５）を、位相角偏差閾値Δδ_ｔｈと比較することにより、電制により電力系統１が安定するか否かを判定する。安定度判別部５７は、統合発電機モデルの反映位相角偏差Δδ”（ｔ）（ｔ＝ｔ４～ｔ５）が位相角偏差閾値Δδ_ｔｈを下回った場合に電力系統１が安定すると判定し、上回った場合に電力系統１が安定しないと判定する。ステップＳ７において電制により安定すると判定された場合にステップＳ１０に進み、電制により安定しないと判定された場合にステップＳ８に進む。

ステップＳ８において、追加電制機選定部５８は、追加の電制機を選択する。追加電制機選定部５８は、追加の電制機の候補となる発電機５の中から電制時の有効電力変化が最も大きいものを追加の電制機に選択する。追加の電制機の候補は、例えば、不安定側系統に属する発電機５であって、第１電制機に該当していない発電機５である。

ステップＳ９において、出力変化推定部５５は、ステップＳ８で選択された追加の電制機による電制を反映させた統合発電機モデルの反映有効電力偏差ΔＰ_Ｇ”（ｔ）（ｔ＝ｔ５～）を計算する。時刻ｔ５は追加の電制が実行される時刻である。出力変化推定部５５は、ステップＳ５に示す処理と同様な方法により、統合発電機モデルの反映有効電力偏差ΔＰ_Ｇ”（ｔ）（ｔ＝ｔ５～）を計算する。

ステップＳ１０において、安定度判別部５７は、電制により安定すると判定された電制機に該当する発電機５の制御端末１２に遮断指令を送る。ここで、電制の対象となる発電機５は、第１電制機、又は、追加の電制機が選択された場合における第１電制機及び追加の電制機である。これにより、該当する発電機５が電力系統１から切り離される。なお、安定度判別部５７は、第１電制機を電力系統１から切り離す場合、第１段電制部３６を介して、第１電制機の制御端末１２に遮断指令を送る。

なお、上記図２に示すフローチャートでは、ステップＳ１とステップＳ２との処理の順序を入れ替えてもよい。

また、位相角偏差予測部５４は、計算した統合発電機モデルの有効電力偏差ΔＰ_Ｇ（ｔ）（ｔ＝ｔ０～ｔ３）、及び統合発電機モデルの予測有効電力偏差ΔＰ_Ｇ’（ｔ）（ｔ＝ｔ３～）に対して、スケール調整を行うようにしてもよい。

例えば、統合発電機モデルの有効電力偏差ΔＰ_Ｇ（ｔ）（ｔ＝ｔ０～ｔ３）に対応する統合発電機モデルの位相角偏差Δδ（ｔ）（ｔ＝ｔ０～ｔ３）との組み合わせを、位相角偏差Δδが昇順となるように並び替えると、有効電力偏差ΔＰ_Ｇは放物線状の軌跡となる。位相角偏差予測部５４は、この放物線状の軌跡における有効電力偏差ΔＰ_Ｇの最大値が、判定基準策定部４３により作成された有効電力偏差の最大値より大きい場合のみ、同じ値となるようにスケール調整する。

図３は実施形態の追加電制実行部５０が行う処理を説明する図である。図３は発電機５の有効電力偏差及び位相角偏差の時系列変化を示しており、時刻ｔ０が情報収集開始時、時刻ｔ１が事故発生時（事故発生）、時刻ｔ２が事故除去時（事故除去）、時刻ｔ３が情報収集終了時（計測終了）、時刻ｔ４が第１電制機による電制実行時（第１の電制）、時刻ｔ５が追加の電制実行時（追加電制）を示している。

図３の上段には、安定発電機群モデルの有効電力偏差ΔＰ_Ｇ２（ｔ）（ｔ＝ｔ０～ｔ３）が実線、安定発電機群モデルの予測有効電力偏差ΔＰ_Ｇ２’（ｔ）（ｔ＝ｔ３～）が破線、安定発電機群モデルの反映有効電力偏差ΔＰ_Ｇ２”（ｔ）（ｔ＝ｔ４～ｔ５）が一点破線で示されている。この例では、事故が発生した場合、安定発電機群モデルにおいて有効電力がやや低下し、事故除去により事故発生前の状態に回復し、事故除去後に有効電力がやや増加する。また、事故除去後に増加した有効電力は徐々に低下していくと予測されるが、電制を行う度に有効電力がやや増加すると予測される。

図３の上から二段目には、不安定発電機群モデルの有効電力偏差ΔＰ_Ｇ１（ｔ）（ｔ＝ｔ０～ｔ３）が実線、不安定発電機群モデルの予測有効電力偏差ΔＰ_Ｇ１’（ｔ）（ｔ＝ｔ３～）が破線、不安定発電機群モデルの反映有効電力偏差ΔＰ_Ｇ１”（ｔ）（ｔ＝ｔ４～ｔ５）が一点破線で示されている。この例では、事故が発生した場合、不安定発電機群モデルにおいて有効電力が大幅に低下し、事故除去により事故発生前の状態からやや低下する程度にまで回復し、事故除去後に有効電力が増加に転じた後、徐々に低下する。また、事故除去後、電制を行う度に有効電力が増加し、その後に徐々に低下すると予測される。

図３の上から三段目には、統合発電機モデルの有効電力偏差ΔＰ_Ｇ（ｔ）（ｔ＝ｔ０～ｔ３）が実線、統合発電機モデルの予測有効電力偏差ΔＰ_Ｇ’（ｔ）（ｔ＝ｔ３～）が破線、統合発電機モデルの反映有効電力偏差ΔＰ_Ｇ”（ｔ）（ｔ＝ｔ４～ｔ５）が一点破線で示されている。この例では、事故が発生した場合、統合発電機モデルにおいて有効電力が大幅に低下し、事故除去により事故発生前の状態からやや低下する程度にまで回復し、事故除去後に有効電力が増加した後、一定時間維持されてから徐々に低下する。また、事故除去後、電制を行う度に有効電力が増加し、その後に徐々に低下すると予測される。

図３の下段には、安定発電機群モデルの位相角偏差Δδ_２（ｔ）（ｔ＝ｔ０～ｔ３）が実線で示されている。また、不安定発電機群モデルの位相角偏差Δδ_１が実線で示されている。また、統合発電機モデルの位相角偏差Δδ（ｔ）（ｔ＝ｔ０～ｔ３）が実線、統合発電機モデルの予測位相角偏差Δδ’（ｔ）（ｔ＝ｔ３～）が破線、統合発電機モデルの反映位相角偏差Δδ”（ｔ）（ｔ＝ｔ４～ｔ５）が一点破線で示されている。この例では、事故が発生した場合、安定発電機群モデルにおいて位相角偏差が多少増加したり、事故除去により減少したりするものの、変化の度合いは小さく、位相角偏差が拡大されることなく安定している。一方、不安定発電機群モデルにおいては、事故が発生した直後から位相角偏差が急激に増加し、事故除去により増加の度合いが多少減少するものの、位相角偏差は大きいままである。統合発電機モデルにおいては、情報収集終了後において位相角偏差が増加し続けると予測されるが、電制を行う度に位相角偏差が増加する度合いが減少し、追加の電制を実行した後に位相角偏差が減少していくと予測される。

以上説明したように、実施形態の系統安定化装置２０は、従来の電制実行部３０に加えて、安定度評価モデル生成部４０、及び追加電制実行部５０（第２選択部）を備える。安定度評価モデル生成部４０は、電制実行部３０における処理（第１処理）の過程で用いられた変数を用いて、電力系統１に設けられた発電機５における安定度合いを評価する安定度評価モデルを生成する。追加電制実行部５０は、電制実行部３０における処理が行われる周期（第１周期）よりも早い周期（第２周期）により取得された系統情報、及び安定度評価モデルを用いて、次の電制実行部３０による処理タイミング（次の第１周期）が到来する前に第１電制機による電制が実行された場合における前記発電機の安定度合いを評価し、評価結果に基づいて追加で行う電制の対象とする電制機（第２電制機）を選定する。これにより、実施形態の系統安定化装置２０は、電制実行部３０における処理が行われる周期よりも早い周期で、電力系統１の電力の状態が急変した場合であっても、その変化に応じて適切な電制機を選択することができ、追加の電制を行うことにより電力系統１を安定させることが可能である。

また、実施形態の系統安定化装置２０では、追加電制実行部５０は、高速情報収集部５１と、発電機状態計算部５００と、出力変化推定部５５と、安定度判別部５７と、追加電制機選定部５８を有する。高速情報収集部５１は、電制実行部３０における処理が行われる周期よりも早い周期により所定の時間区間（時刻ｔ０～時刻ｔ３）の系統情報を収集する。発電機状態計算部５００は、統合発電機モデルの位相角偏差Δδ（ｔ）（ｔ＝ｔ０～ｔ３）を計算すると共に、統合発電機モデルの予測位相角偏差Δδ’（ｔ）（ｔ＝ｔ３～）を予測する。出力変化推定部５５は、発電機状態計算部５００による計算結果を用いて、電制が実行されることによる、統合発電機モデルの反映有効電力偏差ΔＰ_Ｇ（ｔ）（ｔ＝ｔ４～）を推定する。安定度判別部５７は、出力変化推定部５５による推定結果に基づいて計算された統合発電機モデルの反映位相角偏差Δδ”（ｔ）（ｔ＝ｔ４～）を用いて、電制が実行されることにより電力系統１が安定するか否かを判定する。追加電制機選定部５８は、安定度判別部５７により電力系統１が安定しないと判定された場合に、追加する電制機を選択する。これにより、実施形態の系統安定化装置２０では、発電機５の時系列変化を計算した計算結果を用いて、電制が実行されることにより電力系統１が安定するか否かを判定することが可能である。

また、実施形態の系統安定化装置２０では、発電機状態計算部５００は、不安定側系統計算部５２と、安定側系統計算部５３と、位相角偏差予測部５４と、位相角偏差再計算部５６とを有する。不安定側系統計算部５２は、高速情報収集部５１により収集された系統情報に基づき、不安定発電機群モデルの位相角偏差Δδ_１（ｔ）（ｔ＝ｔ０～ｔ３）を計算する。安定側系統計算部５３は、高速情報収集部５１により収集された系統情報に基づき、安定発電機群モデルの位相角偏差Δδ_２（ｔ）（ｔ＝ｔ０～ｔ３）を計算する。位相角偏差予測部５４は、不安定発電機群モデルの位相角偏差Δδ_１（ｔ）（ｔ＝ｔ０～ｔ３）、安定発電機群モデルの位相角偏差Δδ_２（ｔ）（ｔ＝ｔ０～ｔ３）を用いて、統合発電機モデルの予測位相角偏差Δδ’（ｔ）（ｔ＝ｔ３～）を予測する。位相角偏差再計算部５６は、統合発電機モデルの予測位相角偏差Δδ’（ｔ）（ｔ＝ｔ３～）を用いて、電制が実行された場合における統合発電機モデルの反映位相角偏差Δδ”（ｔ）（ｔ＝ｔ４～）を計算する。これにより、実施形態の系統安定化装置２０では、電制が実行された場合における統合発電機モデルの反映位相角偏差Δδ”（ｔ）（ｔ＝ｔ４～）を用いて電力系統１が安定するか否かを定量的に判定することが可能である。

また、実施形態の系統安定化装置２０では、安定度評価モデル生成部４０は、不安定側系統モデル策定部４１と、安定側系統モデル策定部４２と、判定基準策定部４３と、出力変化モデル策定部４４とを有する。不安定側系統モデル策定部４１は、電制実行部３０における処理による計算結果を用いて、不安定発電機群モデルを作成する。安定側系統モデル策定部４２は、電制実行部３０における処理による計算結果を用いて、安定発電機群モデルを作成する。判定基準策定部４３は、電制が実行されることにより前記電力系統が安定するか否かを判定するための位相角偏差閾値Δδ_ｔｈを作成する。出力変化モデル策定部４４は、発電機５の有効電力に関する情報の時系列変化を表す係数を作成する。これにより、実施形態の系統安定化装置２０では不安定側系統モデル、安定側系統モデル、係数を用いて各モデルの電力の状態における時系列変化を計算することができる。また、位相角偏差閾値Δδ_ｔｈを用いて、電制が実行されることにより前記電力系統が安定するか否かを判定することが可能となる。

また、実施形態の系統安定化装置２０では、安定側系統モデル策定部４２は、電制実行部３０における処理による計算結果を用いて、回帰モデル（安定発電機群モデルにおける有効電力に関する情報の時系列変化を表す関数）を作成する。これにより、実施形態の系統安定化装置２０では、安定側系統の系統情報が直接取得できない場合であっても、安定発電機群モデルの有効電力の時系列変化を計算することが可能である。

また、実施形態の系統安定化装置２０では、安定側系統モデル策定部４２は、電制が実行されることによる発電機５の有効電力の時系列変化について、電制が実行された際の変化であるステップ的な変化（第１変化）、及び電制が実行された後の緩やかな変化（第２変化）の各々を表す係数を作成する。これにより、実施形態の系統安定化装置２０では、電制が実行された場合の発電機５の有効電力の時系列変化を精度よく計算することが可能である。

以上説明した少なくとも一つの実施形態によれば、安定度評価モデル生成部４０が作成した安定度評価モデルを用いて、追加電制実行部５０が、電制が実行された場合における発電機５の安定度合いを評価し、評価結果に基づいて追加で行う電制の対象とする電制機を選定する。これにより、実施形態の系統安定化装置２０は、電制実行部３０における処理が行われる周期よりも早い周期で、電力系統１の電力の状態が急変した場合であっても、その変化に応じて適切な電制機を選択することができる。

なお、上述した実施形態において統合発電機モデルの位相角偏差Δδを用いて、電制により電力系統１が安定するか否かを判定する例を示したが、これに限定されない。位相角偏差Δδに、事故発生前の位相角初期値δ０を加算した位相角（δ０＋Δδ）を用いて、安定するか否かが判定されてもよい。その場合、判定基準策定部４３で得られる統合発電機モデルの位相角偏差閾値Δδ_ｔｈは、位相角初期値δ０が加算されたものとなる。

また、上記では、高速情報収集部５１が、第１電制機による電制の実行より前に情報の収集を終了させる場合の例を示したが、これに限定されない。第１電制機による電制の実行の後まで高速情報収集部５１による情報収集が行われてもよい。その場合、第１電制機による電制の実行による、不安定発電機群モデルの有効電力偏差ΔＰ_Ｇ１（ｔ）（ｔ＝ｔ１４～）は高速情報収集部５１の情報に基づいて計算される。ここで、時刻ｔ１４は第１電制機による電制が実行された時刻であり、情報収集時刻は時刻ｔ１４より後の時刻である。

また、上記では、ある値（閾値）について、「閾値を超過しない場合」、「閾値を下回った場合」との文言には、閾値未満である場合と、閾値以下である場合とが含まれていてよい。閾値を超過しない場合や閾値を下回った場合が、閾値未満である場合とするか、閾値以下である場合とするかは、電力伝送システムにおいて任意に定められてよい。「閾値を超過した場合」、「閾値を上回った場合」との文言についても同様である。

本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら実施形態は、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。

１…電力系統、２…母線、３…送電線、４…変圧器、５…発電機、６…遮断器、１０…伝送系、２０…系統安定化装置、１１…情報端末、１２…制御端末、３０…電制実行部、４０…安定度評価モデル生成部、５０…追加電制実行部

Claims (6)

1. 電力系統に関する系統情報を収集する収集部と、
   前記収集部により収集された前記系統情報に基づいて系統モデルを作成する系統モデル作成部と、
   前記電力系統を流れる潮流値を反映した前記系統モデルを用いて、前記電力系統に想定事故が生じた場合における過渡安定度計算を行う計算部と、
   前記計算部により求められた計算結果に基づいて、前記想定事故ごとに電制の対象とする第１電制機を選択する第１選択部と、
   前記収集部により収集された前記系統情報、前記計算部による計算結果、及び前記第１選択部による処理の過程で用いられた変数に基づいて、前記電力系統に設けられた発電機における安定度合いを評価する安定度評価モデルを作成する安定度評価モデル作成部と、
   を備え、
   前記収集部、前記系統モデル作成部、前記計算部、前記第１選択部、及び前記安定度評価モデル作成部は、第１周期で動作し、
   前記安定度評価モデル、及び前記第１周期よりも短い第２周期で収集された前記系統情報を用いて、前記第１電制機による電制が実行された場合における前記発電機の安定度合いを、前記第１電制機が選択されるに至った前記系統モデル作成部、前記計算部、前記第１選択部、及び前記安定度評価モデル作成部の動作時点から前記第１周期が経過する前に評価し、評価結果に基づいて、追加で電制の対象とする第２電制機を選定する第２選択部、
   を更に備える、
   系統安定化装置。
2. 前記第２選択部は、
   前記第２周期で所定の時間区間の前記系統情報を収集する高速情報収集部と、
   前記高速情報収集部により収集された前記系統情報に基づき、前記安定度評価モデルとして作成された、前記発電機を統合させた統合発電機モデルを用いて、前記統合発電機モデルの位相角に関する情報における前記時間区間の時系列変化を計算すると共に、計算結果に基づいて、前記統合発電機モデルの位相角に関する情報における前記時間区間以降の時系列変化を予測する発電機状態計算部と、
   前記発電機状態計算部による計算結果を用いて、電制が実行されることによる前記統合発電機モデルの有効電力に関する情報の時系列変化を推定する出力変化推定部と、
   前記出力変化推定部による推定結果に基づいて計算された前記統合発電機モデルの位相角に関する情報の時系列変化を用いて、電制が実行されることにより前記電力系統が安定するか否かを判定する安定度判別部と、
   前記安定度判別部により前記電力系統が安定しないと判定された場合に、前記第２電制機を選択する追加電制機選定部と
   を有する請求項１に記載の系統安定化装置。
3. 前記発電機状態計算部は、
   前記高速情報収集部により収集された前記系統情報に基づき、前記安定度評価モデルとして作成された、前記発電機のうち前記想定事故に対して不安定となり得る前記発電機の集合である不安定発電機群を１台の発電機に換算した不安定発電機群モデルを用いて、前記不安定発電機群モデルの位相角に関する情報の時系列変化を計算する不安定側系統計算部と、
   前記高速情報収集部により収集された前記系統情報に基づき、前記安定度評価モデルとして作成された、前記発電機のうち前記想定事故に対して安定を維持し得る前記発電機の集合である安定発電機群を１台の発電機に換算した安定発電機群モデルを用いて、前記安定発電機群モデルの位相角に関する情報の時系列変化を計算する安定側系統計算部と、
   前記安定発電機群モデルの位相角に関する情報の時系列変化、前記不安定発電機群モデルの位相角に関する情報の時系列変化を用いて、前記統合発電機モデルの位相角に関する情報の時系列変化を予測する位相角偏差予測部と、
   前記出力変化推定部による推定結果を用いて計算された前記統合発電機モデルの有効電力に関する情報の時系列変化、及び前記統合発電機モデルの位相角に関する情報の時系列変化を用いて、電制が実行された場合における統合発電機モデルの位相角に関する情報の時系列変化を計算する位相角偏差再計算部と、
   を有する請求項２に記載の系統安定化装置。
4. 前記安定度評価モデル作成部は、
   前記安定度評価モデルとして、前記発電機のうち前記想定事故に対して不安定となり得る前記発電機の集合である不安定発電機群を１台の発電機に換算した不安定発電機群モデルを作成する不安定側系統モデル策定部と、
   前記安定度評価モデルとして、前記発電機のうち前記想定事故に対して安定を維持し得る前記発電機の集合である安定発電機群を１台の発電機に換算した安定発電機群モデルを作成する安定側系統モデル策定部と、
   電制が実行されることにより前記電力系統が安定するか否かを判定するための閾値を作成する判定基準策定部と、
   前記発電機の有効電力に関する情報の時系列変化を表す係数を作成する出力変化モデル策定部と、
   を有する請求項１に記載の系統安定化装置。
5. 前記安定側系統モデル策定部は、前記安定度評価モデルとして、前記系統情報と前記安定発電機群モデルにおける有効電力に関する情報の時系列変化を表す関数を作成する、
   請求項４に記載の系統安定化装置。
6. 前記出力変化モデル策定部は、電制が実行されることによる前記発電機の有効電力の変化について、電制が実行された際の変化である第１変化、及び電制が実行された後の前記第１変化より単位時間あたりの変化量が少ない変化である第２変化の各々を示す関数を作成する、
   請求項４又は請求項５に記載の系統安定化装置。

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