JP7131971B2 - 電力系統安定化システムおよび電力系統安定化方法 - Google Patents

Description

本発明の実施形態は、電力系統安定化システムおよび電力系統安定化方法に関する。

電力系統に落雷等の事故が発生した場合には、事故除去リレーシステムによって高速且つ最小範囲での事故除去が行われ、系統への影響は最小限に抑えられる。しかしながら、事故除去リレーシステムの動作にもかかわらず、遮断器の不動作等による事故除去時間の遅延、広範囲な事故遮断、ルート断事故等の重大事故の発生等に起因して、事故除去後の系統構成が大幅に変化する場合に、潮流急変、大幅な需給アンバランス等を引き起こし、系統の異常現象が発生する場合がある。これを放置すると、発生した異常現象が電力系統全体へ波及して大停電に至る恐れがある。そのため、このような異常現象の発生を未然に防止したり、系統全体への波及拡大を防止したりする事故波及防止リレーシステムが設置されている（例えば、非特許文献１、ｐ５－６参照）。

事故波及防止リレーシステムは、通称、「電力系統安定化システム」あるいは「電力系統安定化装置」と呼ばれ、対象とする電力系統で発生し得る異常現象（例えば、脱調現象、周波数異常、電圧異常、過負荷）に応じて様々な種類がある。脱調現象とは、例えば、事故時の電圧低下に伴い、同期発電機の機械的入力と電気的出力のバランスが崩れて、発電機が同期運転を保つことができなくなる現象である。この脱調現象を放置すると、多数の発電機の連鎖的な停止を引き起こし、広域な停電に波及する可能性がある。以下では、発電機や系統間の脱調現象の発生を未然に防止する電力系統安定化システムについて説明する。脱調現象の発生を未然に防止する電力系統安定化システムでは、電力系統から一部の発電機を強制的に解列する電源制限を行うことで、系統事故の影響が系統全体に波及するのを防止する。解列とは、例えば、電力系統から発電機を切り離すことである。

ここで、従来の電力系統安定化システムについて説明する。なお、従来の電力系統安定化システムの説明において、図１４は、従来の電力系統安定化システムを含む電力システム１の構成図である。電力システム１は、例えば、電力系統Ｅと、電力系統安定化システム１０とを備える。ここで、電力系統Ｅには、複数の発電機Ｇ１～ＧＮ（Ｎ；２以上の自然数）が含まれる。発電機Ｇ１～ＧＮのそれぞれは、電力系統Ｅに供給する電力を発電する。発電機Ｇ１～ＧＮは、例えば、原子力発電機、水力発電機、火力発電機、風力発電機、太陽光発電等である。以下では、系統全体の発電機Ｇ１～ＧＮうち１発電所に設置された複数台の発電機をＧ１～Ｇｎ（ｎ；２以上の自然数）と表記して説明するものとする。

図１４の例において、電力系統Ｅには、発電機Ｇ１～Ｇｎ、遮断器ＣＢ１－１～ＣＢ１－ｎ、ＣＢ２－１、およびＣＢ２－２と、電流計測器ＣＴ１－１～ＣＴ１－ｎ、ＣＴ２－１、およびＣＴ２－２と、事故除去リレーシステムＡＲ－１、ＡＲ－２とが含まれる。以下、遮断器ＣＢ１－１～ＣＢ１－ｎのそれぞれは、同一の機能を備えるため、何れの遮断器であるかを区別しないときは、何れの遮断器であるかを示すハイフン以降の符号を省略し、「遮断器ＣＢ１」と称して説明する。また、他の構成についても同様とする。また、送電線Ｌ１には、変圧器が接続されていてもよい。

図１４において、発電機Ｇ１～Ｇｎのそれぞれと母線Ｂ１とは、送電線Ｌ１により接続されている。送電線Ｌ１には、発電機Ｇ１～Ｇｎのそれぞれに対応付けて遮断器ＣＢ１と、電流計測器ＣＴ１とが直列に接続されている。電流計測器ＣＴ１は、送電線Ｌ１に流れる電流値を計測する。電圧計測器ＶＴ１は、母線Ｂ１の電圧を計測する。遮断器ＣＢ１は、送電線Ｌ１を流れる電力の遮断または通過を制御する。遮断器ＣＢ１により遮断が行われることで、母線Ｂ１に接続された発電機を電力系統Ｅから解列することができる。遮断器ＣＢ１は、電力系統安定化システム１０の制御装置３００により制御される。

母線Ｂ１と母線Ｂ２とは、平行二回線の送電線Ｌ２により接続されている。電流計測器ＣＴ２は、それぞれの送電線Ｌ２に流れる電流値を計測する。電圧計測器ＶＴ２は、母線Ｂ２の電圧を計測する。遮断器ＣＢ２は、例えば、事故除去リレーシステムＡＲの制御により、それぞれの送電線Ｌ２を母線Ｂ１および母線Ｂ２から解列し、事故を除去する。

電力系統安定化システム１０は、例えば、電力系統Ｅの事故等によって発電機が脱調する現象を一部の発電機を電力系統から解列（遮断）することにより、残りの発電機を安定化させ、電力系統Ｅの安定した運用を維持させる。電力系統安定化システム１０は、例えば、中央演算装置１１０と、中央制御装置１５０と、事故検出装置２００と、制御装置３００とを備える。中央演算装置１１０、中央制御装置１５０、事故検出装置２００、および制御装置３００は、信号線等の通信設備により接続される。

中央演算装置１１０は、例えば、系統情報をオンラインで入手できるように、中央給電指令所や系統制御所等、給電情報網Ｎと接続可能な個所に設置される。系統情報とは、例えば、電力系統Ｅの接続状態や、電力の需給状態、潮流状態に関する情報であり、具体的には遮断器等の入切状態、発電機出力や送電線を流れる電力、母線電圧等の電気量である。

中央演算装置１１０は、電力系統Ｅにおける事故および系統現象を想定し、予め設定した内容（以下、想定事故内容と称する）に基づいて、事故前の系統情報を用いて制御内容を設定する事前演算型の処理を行う。ここで、事前演算型は、例えば、オフライン事前演算型とオンライン事前演算型とに分類される（例えば、非特許文献１、ｐ５２、ｐ５４、ｐ５５参照）。オフライン事前演算型は、オフラインの過渡安定度計算に基づいて制御対象を決定するのに対し、オンライン事前演算型は、オンラインで入手した系統情報（オンラインデータ）を用いて過渡安定度計算を実施して制御対象を決定する点が異なる。過渡安定度演算とは、例えば、想定事故内容について安定度計算を実施することで想定事故発生時の異常現象発生状況を判定し、異常現象が発生して電力系統Ｅが不安定となる場合は電源制限などの制御を模擬して繰り返して実施することで、電力系統Ｅの安定度維持に必要な制御内容を決定するシミュレーション演算である。また、オフライン事前演算型およびオンライン事前演算型は、想定事故内容を識別する識別情報（以下、想定事故種別と称する）について事前に制御対象を設定した制御テーブルを記憶しておき、事故発生時に事故種別と制御テーブルの想定事故種別とを照合して制御を実施する点は共通である。以下では、電力系統安定化システム１０は、オンライン事前演算型の系統安定化システムであるものとして説明する。

例えば、中央演算装置１１０は、想定事故種別ごとに、電力系統Ｅの安定化の維持に必要な電制機を示す情報を制御テーブルに設定する。電制機とは、例えば、系統事故の影響が系統全体に波及するのを防止するために、一部の発電機を系統から強制的に解列する電源制限において、その電制制限の対象として選択された発電機のことである。電制機は、電力系統安定化システムにおける制御対象の一例である。

中央制御装置１５０は、例えば、他の装置（中央演算装置１１０、事故検出装置２００、制御装置３００）との通信が可能な個所に設置される。例えば、中央制御装置１５０は、事故検出装置２００や制御装置３００と同じ場所に設置されてよい。また、中央制御装置１５０は、事故検出装置２００や制御装置３００の機能を含めて構成されてもよい。中央制御装置１５０は、事故検出装置２００により電力系統Ｅに対する事故が検出された場合に、中央演算装置１１０により設定された複数の制御内容の中から事故種別に対応する制御内容を決定し、決定した制御内容を制御装置３００に出力する事後演算型の処理を行う。具体的には、中央制御装置１５０は、中央演算装置１１０から定周期で送信される制御テーブルを受信して最新のものを保存しておき、事故発生時に事故検出装置２００から送信される事故種別の情報を受信し、事故種別を制御テーブルと照合して合致する事故種別に対応する電制機を決定する。そして、中央制御装置１５０により決定された電制機に関する情報を制御装置３００に出力する。

事故検出装置２００は、例えば、変電所に設置される。事故検出装置２００は、例えば、電流計測器ＣＴ２、電圧計測器ＶＴ２から電気量、遮断器ＣＢ２の入切状態、事故除去リレーシステムＡＲの動作情報を取り込む。また、事故検出装置２００は、電流計測器ＣＴ２および電圧計測器ＶＴ２の計測結果や遮断器ＣＢ２の状態変化や事故除去リレーシステムＡＲの動作情報に基づいて、系統事故発生を検出し、検出した事故に対応する事故種別を判定し、判定した事故種別の情報を中央制御装置１５０に送信する。

制御装置３００は、例えば、発電所に設置される。制御装置３００は、遮断器ＣＢ１を制御し、中央制御装置１５０から得られる遮断指令等に基づいて、電制機を電力系統Ｅから解列させる制御等を行う。

次に、電力系統安定化システム１０の詳細について説明する。図１５は、従来の実施形態の電力系統安定化システム１０の構成図である。図１５に示す中央演算装置１１０は、例えば、系統情報収集部１１１と、系統モデル作成部１１２と、条件設定部１１３と、設定処理部１１４とを備える。系統情報収集部１１１は、電力系統Ｅの系統情報を、給電情報網Ｎを介して収集し、収集した系統情報を系統モデル作成部１１２に出力する。

系統モデル作成部１１２は、系統情報収集部１１１により収集された系統情報と系統設備データとに基づいて、現在の潮流状態を表わす解析用系統モデルを作成する。

条件設定部１１３は、系統モデル作成部１１２により作成された解析用系統モデルに基づいて、電力系統Ｅにおいて想定事故に対応する複数の解析条件を設定する。具体的には、条件設定部１１３は、例えば、系統モデル記憶部１１３ａと、想定事故種別記憶部１１３ｂと、解析条件設定部１１３ｃとを備える。系統モデル記憶部１１３ａおよび想定事故種別記憶部１１３ｂは、それぞれ、例えば、ＨＤＤ（Hard Disk Drive）、フラッシュメモリ、ＥＥＰＲＯＭ（Electrically Erasable Programmable Read Only Memory）、ＲＯＭ（Read Only Memory）、またはＲＡＭ（Random Access Memory）等により構成される。

系統モデル記憶部１１３ａは、系統モデル作成部１１２により作成された解析用系統モデルを記憶する。想定事故種別記憶部１１３ｂは、例えば、想定事故種別データを記憶する。

設定処理部１１４は、条件設定部１１３により設定された各解析条件に基づいて、過渡安定度計算を行い、各解析条件に対する電力系統の安定度を判定し、それぞれの事故種別における事故が発生した際に、電力系統Ｅの安定度維持に必要な電制機を、制御テーブルとして設定する。設定処理部１１４は、例えば、解析条件記憶部１１４ａと、過渡安定度計算部１１４ｂと、安定度判定部１１４ｃと、電制機選択部１１４ｄと、制御テーブル設定部１１４ｅとを備える。

解析条件記憶部１１４ａは、例えば、ＨＤＤ、フラッシュメモリ、ＥＥＰＲＯＭ、ＲＯＭ、またはＲＡＭ等により構成される。解析条件記憶部１１４ａは、条件設定部１１３により設定された各解析条件を記憶する。過渡安定度計算部１１４ｂは、解析条件記憶部１１４ａに記憶されている各解析条件に対して過渡安定度計算を行う。安定度判定部１１４ｃは、過渡安定度計算部１１４ｂによる計算結果を用いて各解析条件における安定度を判定する。電制機選択部１１４ｄは、各想定事故種別が発生した際に電力系統の安定度維持に必要な電制機を選択する。

制御テーブル設定部１１４ｅは、電制機選択部１１４ｄで決定した電制機選択結果を制御テーブルとして設定する。

図１６は、従来の中央演算装置１１０において実行される処理の一例を示すフローチャートである（例えば、非特許文献１、ｐ．８８参照）。系統情報収集部１１１は、給電情報網Ｎを介して、電力系統Ｅから系統情報を収集する（ステップＳ１００）。次に、系統モデル作成部１１２は、収集された系統情報に基づいて状態推定計算や系統縮約等を行い、電力系統Ｅの解析用モデルを作成する（ステップＳ２００）。

次に、条件設定部１１３は、想定事故に基づく解析条件を設定する（ステップＳ３００）。次に、設定処理部１１４は、設定された解析条件に基づいて、過渡安定度計算を行う（ステップＳ４００）。次に、設定処理部１１４は、過渡安定度の計算結果に基づき、電力系統Ｅが安定しているか否かを判定する（ステップＳ５００）。電力系統Ｅが安定していないと判定された場合、設定処理部１１４は、電制機を選択する処理を行い（ステップＳ６００）、電源制限を行う条件を加えた解析条件にて過渡安定度計算を行うためステップＳ４００の処理へ戻る。なお、Ｓ６００の処理では、設定処理部１１４は、所定の判定条件により、最初に発電機が不安定と判断された時点から一定時間ΔＴの間に不安定と判定された発電機群を電制機の候補として選択し、選択された各発電機の加速エネルギーを電制効果指標ＡＥとして計算する。次に、運用制約を考慮した重み係数を用いて電制効果指標ＡＥを補正し、補正した電制効果指標ＡＥが最大の発電機を追加の電制機として選択する（例えば、非特許文献１、ｐ８９、ｐ９１、ｐ９２および非特許文献２参照）。なお、オフライン事前演算型の場合には、他の方式として、制御装置３００が設置された発電機について選択優先順位を予め定めてテーブル化して設定しておき、発電機出力の合計値が必要制御量を超えるまで選択優先順に電制機として選択する優先順位テーブル方式や必要制御量を上回る最小制御量の組み合わせを検索する最適方式、絞られた組み合わせの中から最適なものを選ぶ準最適方式がある（例えば、非特許文献３、ｐ１６３-１６４参照）。発電機出力は、制御装置３００で計測して中央演算装置１１０へ伝送される（非特許文献１、ｐ７４参照）。

また、電力系統Ｅが安定していると判定された場合、設定処理部１１４は、想定事故（解析モデル）の全ケースについての処理が終了したか否かを判定する（ステップＳ７００）。全ケースについての処理が終了していない場合、ステップＳ３００の処理に戻り、以降の処理が行われる。また、全ケースについての処理が終了した場合、設定処理部１１４は、電制機を設定した制御テーブルを出力する（ステップＳ８００）。これにより、本フローチャートの処理は、終了する。

中央制御装置１５０は、例えば、電制機決定部（制御対象決定部の一例）１５１を備える。電制機決定部１５１は、例えば、制御テーブル記憶部１５１ａと、照合処理部１５１ｂとを備える。制御テーブル記憶部１５１ａは、例えば、フラッシュメモリ、ＲＡＭ等により構成される。制御テーブル記憶部１５１ａは、設定処理部１１４により設定された制御テーブルを記憶する。照合処理部１５１ｂは、事故種別検出部２１０により検出された事故種別と、制御テーブル記憶部１５１ａに記憶された制御テーブルとを照合して、合致する事故種別に対応する電制機を決定する。また、照合処理部１５１ｂは、決定した電制機に関する情報を制御装置３００に送信する。

事故検出装置２００は、例えば、事故種別検出部２１０を備える。事故種別検出部２１０は、電力系統Ｅの事故の発生を検出する。また、事故種別検出部２１０は、検出した事故の内容に基づいて事故の種別を判定する。そして、事故種別検出部２１０は、判定した事故種別の情報を、中央制御装置１５０に送信する。

制御装置３００は、例えば、制御部３１０を備える。制御部３１０は、電制機決定部１５１により決定された電制機を電力系統Ｅから解列させるために、遮断器ＣＢ１－１～ＣＢ１－ｎのうち、電制機に接続された送電線Ｌ１に接続された遮断器に遮断指令を出力し、電制機を電力系統Ｅから解列させる制御を行う。

上述した従来の電力系統安定化システムでは、電源制限を行うと、発電量（供給）と負荷量（需要）の需給バランスが崩れることになるが、予備力によって需給アンバランスが解消されるため、周波数の異常低下現象は防止される。予備力とは、例えば、電源脱落事故や需要増加等に際しても電力供給を確保するため、需要を上回って保有する供給力のことである（例えば、非特許文献４、ｐ１７－１８および非特許文献５、ｐ１１５０、ｐ１２５１）。しかしながら、大量の発電機を電源制限すると、予備力が低下するため、電源制限後の周波数が異常に低下したり、再生可能エネルギー発電の出力または需要の変動に起因した周波数異常が生じる恐れがあった。

電気学会技術報告 第８０１号、「系統脱調・事故波及防止リレー技術」、一般社団法人 電気学会、２０００年１０月 「次世代グリッドに適応した基幹系統合型オンライン系統安定化システム（ＩＳＣ）の開発」、電気学会論文誌Ｂ（電力・エネルギー部門誌）、Ｖｏｌ．１３７、ＮＯ．６、ｐ４３４－４４５、２０１７ 「電力系統安定化システム工学」、一般社団法人 電気学会、２０１４年２月５日 電気学会技術報告 第１１２７号、「周波数リレーシステムによる事故波及防止技術」、一般社団法人 電気学会、２００８年９月 「電気工学ハンドブック（第７版）」、一般社団法人 電気学会、平成２５年９月

本発明が解決しようとする課題は、電力系統の系統事故に対して、より好適な安定化制御を行うことができる電力系統安定化システムおよび電力系統安定化方法を提供することである。

実施形態の電力系統安定化システムは、予備力計算部と、設定処理部と、事故種別検出部と、制御対象決定部と、制御部とを持つ。予備力計算部は、周波数調整を含む給電運用業務を行う自動給電システムから最大需要と予備力設定値とを取得して予備力目標値を計算する。設定処理部は、予め想定される想定事故種別ごとに、電力系統に電力を供給する複数の制御対象のうち、前記電力系統から解列する制御対象を設定した制御テーブルを作成する。事故種別検出部は、前記電力系統で発生した事故に対応する事故種別を検出する。制御対象決定部は、前記事故種別検出部により検出された事故種別と、前記設定処理部により設定された制御テーブルとを照合し、前記事故種別と合致する想定事故種別に対応付けられた制御対象を、前記電力系統から解列する制御対象として決定する。制御部は、前記制御対象決定部により決定された制御対象を前記電力系統から解列する制御を行う。更に、設定処理部は、前記想定事故種別ごとに、前記複数の制御対象のうち、前記電力系統から解列する制御対象の候補に対する選択優先順位を設定し、設定した選択優先順位にしたがって、前記電力系統から切り離した後に前記予備力目標値を充足する予備力を確保できる制御対象を選択する。

第１の実施形態の電力系統安定化システムを含む電力システム１の構成図。 第１の実施形態の電力系統安定化システム１０の構成図。 第１の実施形態の想定事故種別データの内容の一例を示す図。 第１の実施形態の制御テーブルの内容の一例を示す図。 第１の実施形態の中央演算装置１１０－１において実行される処理の一例を示すフローチャート。 第１の実施形態の予備力計算部１１５－１の構成図。 第１の実施形態の発電機データ１１５ｄ－１の内容の一例を示す図。 第１の実施形態の計算部１１５ｂ－１による計算結果の内容を説明するための図。 第１の実施形態の電制機選択部１１４ｄ－１の処理について説明するためのフローチャート。 第１の実施形態の選択優先順位テーブルの内容の一例を示す図。 第２の実施形態の電力系統安定化システム１０の構成図。 第２の実施形態の中央演算装置１１０－２において実行される処理の一例を示すフローチャート。 第３の実施形態の電力系統安定化システム１０の構成図。 従来の電力系統安定化システムを含む電力システム１の構成図。 従来の電力系統安定化システム１０の構成図。 従来の中央演算装置１１０において実行される処理の一例を示すフローチャート。

以下、実施形態の電力系統安定化システムおよび電力系統安定化方法を、図面を参照して説明する。なお、以下の説明において、上述した従来の電力システム１の各機能構成に対応する構成については、同様の名称および符号を付するものとし、その機能に関する具体的な説明は省略する。また、一部の構成部は、従来技術または他の実施形態との差が明確になるようにハイフン付きの符号を付するものとする。

（第１の実施形態）
図１は、第１の実施形態の電力系統安定化システムを含む電力システム１の構成図である。図１に示す電力システム１は、図１４に示す電力システムと比較すると、自動給電システムＥＭＳが追加され、中央演算装置１１０に代えて、中央演算装置１１０－１を備える点で異なる。したがって、以下では、主に、自動給電システムＥＭＳおよび中央演算装置１１０－１を中心に説明する。

自動給電システムＥＭＳ（ＥＭＳ；Energy Management System）は、発電機Ｇ１～ＧＮの出力、電力系統Ｅの潮流、電圧、周波数等の情報を取り込み、発電機Ｇ１～ＧＮの経済運転、周波数調整、潮流、電圧の制御および記録、統計処理、需給計画等の給電運用業務を実行する。また、自動給電システムＥＭＳは、電力の需給運用における制御等を行う。需給運用における制御とは、例えば、時間に応じて変化する電力需要に合わせて発電機出力を需要と供給力の均衡を図りながら電力系統Ｅの周波数を基準値内で維持するように、制御することである。短周期の需要変動に対する供給量の制御は、負荷周波数制御（ＬＦＣ；Load Frequency Control）によって行われ、比較的長周期の需要変動に対する供給量の制御は、経済負荷配分制御（ＥＤＣ；Economic Load Dispatching Control）によって行われる。図１の例において、自動給電システムＥＭＳは、給電情報網Ｎと中央演算装置１１０－１との間に接続される。また、発電機Ｇ１～Ｇｎは、「制御対象」の一例である（例えば、非特許文献５、ｐ１１５８参照）。

電力系統安定化システム１０は、例えば、電力系統Ｅの事故等によって発電機が脱調する現象を一部の発電機を電力系統から高速に解列（遮断）することにより、残りの発電機を安定化させ、電力系統Ｅの安定した運用を維持させる。電力系統安定化システム１０は、例えば、中央演算装置１１０－１と、中央制御装置１５０と、事故検出装置２００と、制御装置３００とを備える。これらの構成要素は、例えば、ＣＰＵ（Central Processing Unit）等のハードウェアプロセッサがプログラム（ソフトウェア）を実行することにより実現される。また、これらの構成要素のうち一部または全部は、ＬＳＩ（Large Scale Integrated circuit）やＡＳＩＣ（Application Specific Integrated Circuit）、ＦＰＧＡ（Field-Programmable Gate Array）、ＧＰＵ（Graphics Processing Unit）等のハードウェア（回路部；circuitryを含む）によって実現されてもよいし、ソフトウェアとハードウェアの協働によって実現されてもよい。プログラムは、予めＨＤＤやフラッシュメモリ等の記憶装置に格納されていてもよいし、ＤＶＤやＣＤ－ＲＯＭ等の着脱可能な記憶媒体に格納されており、記憶媒体がドライブ装置に装着されることで記憶装置にインストールされてもよい。自動給電システムＥＭＳ、中央演算装置１１０－１、中央制御装置１５０、事故検出装置２００、および制御装置３００は、信号線等の通信設備により接続される。

中央演算装置１１０－１は、例えば、系統情報をオンラインで入手できるように、中央給電指令所や系統制御所等、給電情報網Ｎと接続可能な個所に設置される。例えば、中央演算装置１１０－１は、想定事故種別ごとに、電力系統Ｅの安定化の維持に必要な電制機を示す情報を制御テーブルに設定する。電制機とは、例えば、系統事故の影響が系統全体に波及するのを防止するために、一部の発電機を系統から強制的に解列する電源制限（電制）において、その電制制限の対象として選択された発電機のことである。また、中央演算装置１１０－１は、制御テーブルを作成する場合に、想定事故種別ごとに、電制機の候補の選択優先順位を設定し、設定した選択優先順位にしたがって、電力系統から解列した後に所定の予備力を確保できる電制機を選択する。所定の予備力とは、所定量（例えば、当日の最大需要の３～５［％］）以上の予備力である。また、所定量は、例えば、供給力を担う発電機の種類や需要変化の状況に基づいて変更してもよい。制御テーブルの詳細については、後述する。

次に、第１の実施形態の電力系統安定化システム１０の詳細について説明する。図２は、第１の実施形態の電力系統安定化システム１０の構成図である。図２に示す中央演算装置１１０－１は、例えば、系統情報収集部１１１－１と、系統モデル作成部１１２－１と、条件設定部１１３－１と、設定処理部１１４－１と、予備力計算部１１５－１とを備える。系統情報収集部１１１－１は、電力系統Ｅの系統情報を、給電情報網Ｎを介して収集する。電力系統Ｅから給電情報網Ｎへは、発電所や変電所に設置された監視制御システムおよび通信回線を用いて、一定の周期または系統情報の変化時に、系統情報が供給される。系統情報収集部１１１－１は、収集した系統情報を系統モデル作成部１１２－１に出力する。

系統モデル作成部１１２－１は、系統情報収集部１１１－１により収集された系統情報と系統設備データとに基づいて、現在の潮流状態を表わす解析用系統モデルを作成する。系統設備データには、例えば、送電線、変圧器のインピーダンス、発電機Ｇ１～ＧＮの定数、および発電機の調速機や励磁制御装置等のデータが含まれる。

条件設定部１１３－１は、系統モデル作成部１１２－１により作成された解析用系統モデルに基づいて、電力系統Ｅにおける想定事故に対応する複数の解析条件を設定する。具体的には、条件設定部１１３－１は、例えば、系統モデル記憶部１１３ａ－１と、想定事故種別記憶部１１３ｂ－１と、解析条件設定部１１３ｃ－１とを備える。系統モデル記憶部１１３ａ－１および想定事故種別記憶部１１３ｂ－１は、それぞれ、例えば、ＨＤＤ、フラッシュメモリ、ＥＥＰＲＯＭ、ＲＯＭ、またはＲＡＭ等により構成される。

系統モデル記憶部１１３ａ－１は、系統モデル作成部１１２－１により作成された解析用系統モデルを記憶する。想定事故種別記憶部１１３ｂ－１は、例えば、想定事故種別データを記憶する。図３は、第１の実施形態の想定事故種別データの内容の一例を示す図である。想定事故種別データには、電力系統Ｅにおける想定事故種別に、事故内容（例えば、２回線送電線のルート断）に関する情報（Ａ線６ＬＧ－Ｏ等）が対応付けられている。解析条件設定部１１３ｃ－１は、例えば、系統モデル記憶部１１３ａおよび想定事故種別記憶部１１３ｂ－１にそれぞれ記憶される解析用系統モデルおよび想定事故種別データを用いて、電制機の組み合わせを変えて複数の解析条件を設定する。

設定処理部１１４－１は、条件設定部１１３－１により設定された各解析条件に基づいて、過渡安定度計算を行い、各解析条件に対する電力系統の安定度を判定し、それぞれの事故種別における事故が発生した際に、電力系統Ｅの安定度維持に必要な電制機を、制御テーブルとして設定する。設定処理部１１４－１は、例えば、解析条件記憶部１１４ａ－１と、過渡安定度計算部１１４ｂ－１と、安定度判定部１１４ｃ－１と、電制機選択部１１４ｄ－１と、制御テーブル設定部１１４ｅ－１とを備える。

解析条件記憶部１１４ａ－１は、例えば、ＨＤＤ、フラッシュメモリ、ＥＥＰＲＯＭ、ＲＯＭ、またはＲＡＭ等により構成される。解析条件記憶部１１４ａ－１は、条件設定部１１３－１により設定された各解析条件を記憶する。過渡安定度計算部１１４ｂ－１は、解析条件記憶部１１４ａ－１に記憶されている各解析条件に対して過渡安定度計算を行う。安定度判定部１１４ｃ－１は、過渡安定度計算部１１４ｂ－１による計算結果を用いて各解析条件における安定度を判定する。電制機選択部１１４ｄ－１は、各想定事故種別が発生した際に電力系統の安定度維持に必要な電制機を選択する。

制御テーブル設定部１１４ｅ－１は、電制機選択部１１４ｄ－１で決定した電制機選択結果を制御テーブルとして設定する。図４は、第１の実施形態の制御テーブルの内容の一例を示す図である。図４に示す制御テーブルは、想定事故種別ごとに、電制機の情報が対応付けられている。

予備力計算部１１５－１は、自動給電システムＥＭＳから取得する最大需要と予備力設定値とに基づいて、系統全体における予備力の目標値と現在値、および各発電機の予備力を計算する。予備力計算部１１５－１は、計算した結果を設定処理部１１４－１に出力する。

図５は、第１の実施形態の中央演算装置１１０－１において実行される処理の一例を示すフローチャートである。図５に示すフローチャートは、図１６に示すフローチャートと比較すると、ステップＳ３００とステップＳ４００との間にステップＳ３５０の処理が追加され、且つ、ステップＳ６００に代えてステップＳ９００の処理を有する。したがって、以下では、主に、ステップＳ３５０およびステップＳ９００の処理を中心に説明する。

ステップＳ３００の処理後、設定処理部１１４－１は、予備力計算部１１５－１による計算結果である予備力の減少分（後述する加算値）の初期化を行い（ステップＳ３５０）、設定された解析条件に基づいて、過渡安定度計算を行う（ステップＳ４００）。次に、設定処理部１１４－１は、過渡安定度の計算結果に基づき、電力系統Ｅが安定しているか否かを判定する（ステップＳ５００）。電力系統Ｅが安定していないと判定された場合、設定処理部１１４－１は、第１の実施形態の電制機を選択する処理を行い（ステップＳ９００）、電源制限を行う条件を加えた解析条件にて過渡安定度計算を行うためステップＳ４００の処理へ戻る。ステップＳ９００の処理の詳細の詳細については、後述する。

中央制御装置１５０は、例えば、電制機決定部（制御対象決定部の一例）１５１を備える。電制機決定部１５１は、例えば、制御テーブル記憶部１５１ａと、照合処理部１５１ｂとを備える。制御テーブル記憶部１５１ａは、例えば、フラッシュメモリ、ＲＡＭ等により構成される。制御テーブル記憶部１５１ａは、設定処理部１１４－１により設定された制御テーブルを記憶する。照合処理部１５１ｂは、事故種別検出部２１０により検出された事故種別と、制御テーブル記憶部１５１ａに記憶された制御テーブルとを照合して、合致する事故種別に対応する電制機を決定する。また、照合処理部１５１ｂは、決定した電制機に関する情報を制御装置３００に送信する。

次に、上述した予備力計算部１１５－１の機能の詳細について説明する。図６は、第１の実施形態の予備力計算部１１５－１の構成図である。予備力計算部１１５－１は、例えば、入力部１１５ａ－１と、計算部１１５ｂ－１と、出力部１１５ｃ－１と、発電機データ１１５ｄ－１とを備える。入力部１１５ａ－１は、自動給電システムＥＭＳから当日の最大需要と、予備力設定値の入力を受け付ける。また、入力部１１５ａ－１は、系統情報収集部１１１から発電機Ｇ１～ＧＮの出力ＰＧの入力を受け付ける。なお、発電機Ｇ１～ＧＮの出力ＰＧは、制御装置３００で計測して中央制御装置１５０を経由して取得されてもよい。また、最大需要と予備力設定値は、例えば、給電情報網Ｎを経由して系統情報収集部１１１－１から取得されてもよい。予備力設定値は、例えば、中央演算装置１１０－１に記録されていてもよい。

ここで、予備力には、例えば、電源脱落事故等に起因する需給アンバランスに対応するための瞬動予備力（Spinning Reserve）と、天候急変等による需要急変に起因する需給アンバランスに対応するための運転予備力(Operational Reserve)とがある。また、各予備力には、発電機出力を増加させる方向の予備力（上げ代）と、発電機出力を低下させる方向の予備力（下げ代）とがある。通常、各予備力の目標値（必要量）は、最大需要に対する比率［％］で設定される。また、各予備力の目標値（必要量）は、絶対値［ＭＷ］で定義することも可能である。電力系統の運用者は、例えば、瞬動予備力と運動予備力とを合わせて当日の最大需要の３～５[％]以上を確保するよう発電機の運転計画を策定している。瞬動予備力は、水力、火力発電機のガバナフリー運転分など、運転予備力は部分負荷運転中の水力、火力発電機の余力などで確保している（例えば、非特許文献４、ｐ１７－１８および非特許文献５、ｐ１１５０、ｐ１２５１参照）。

例えば、入力部１１５ａ－１が入力するデータは、電力系統Ｅにおける最大需要ΣＰＬｍａｘ［ＭＷ］、瞬動予備力の設定値（上げ代）Ｓ＿ＳＲ＿Ｒ［％］、瞬動予備力の設定値（下げ代）Ｓ＿ＳＲ＿Ｌ［％］、運転予備力の設定値（上げ代）Ｓ＿ＯＲ＿Ｒ［％］、運転予備力の設定値（下げ代）Ｓ＿ＯＲ＿Ｌ［％］、発電機出力ＰＧ（ｉ）［ＭＷ］（ｉ＝１～Ｎ）となる。なお、ｉは、発電機を識別する発電機番号を示し、Ｎは発電機数を示す。

計算部１１５ｂ－１は、入力部１１５ａ－１により入力される情報と、発電機データ１１５ｄ－１とに基づいて、系統全体での予備力の目標値と現在値とを計算する。図７は、第１の実施形態の発電機データ１１５ｄ－１の内容の一例を示す図である。発電機データ１１５ｄ－１は、例えば、発電機に、最高出力、最低出力、負荷制限値、ＬＦＣ上限、ＬＦＣ下限、および調速機の運転モード（例えば、ガバナフリー運転（ＧＦ運転）またはロードリミッタ運転（ＬＬ運転））の情報が対応付けられている。発電機データ１１５ｄ－１は、自動給電システムＥＭＳから定周期等の所定のタイミングで受信し、受信したタイミングで更新してもよい。

計算部１１５ｂ－１は、系統全体の予備力の目標値［ＭＷ］を（１）式～（４）式を用いて計算する。
瞬動予備力の目標値（上げ代）T_SR_R＝ΣPLmax × S_SR_R …（１）
瞬動予備力の目標値（下げ代）T_SR_L＝ΣPLmax × S_SR_L …（２）
運転予備力の目標値（上げ代）T_OR_R＝ΣPLmax × S_OR_R …（３）
運転予備力の目標値（下げ代）T_OR_L＝ΣPLmax × S_OR_L …（４）

また、計算部１１５ｂ－１は、各発電機の予備力を求め、その合計値を系統全体の予備力として求める。計算部１１５ｂ－１は、各発電機の予備力［ＭＷ］を、（５）式～（８）式で求める（例えば、非特許文献４、ｐ９５参照）。
瞬動予備力（上げ代）SR_R(i)＝PGmax(i) － PG(i) …（５）
瞬動予備力（下げ代）SR_L(i)＝PG(i) － PGmin(i) …（６）
運転予備力（上げ代）OR_R(i)＝LFCmax(i) － PG(i) …（７）
運転予備力（下げ代）OR_L(i)＝PG(i) － LFCmin(i) …（８）
ここで、ＰＧｍａｘ（ｉ）は最高出力［ＭＷ］を示し、ＰＧｍｉｎ（ｉ）は最低出力［ＭＷ］を示し、ＬＦＣｍａｘ（ｉ）はＬＦＣ上限［ＭＷ］を示し、ＬＦＣｍｉｎ（ｉ）はＬＦＣ下限［ＭＷ］を示し、ＰＧ（ｉ）は発電機出力［ＭＷ］を示す。また、ｉは発電機番号（ｉ＝１～Ｎ）を示し、Ｎは発電機数を示す。なお、ＬＬ運転の場合、最大出力は、負荷制限値で制限される。そのため、計算部１１５ｂ－１は、瞬動予備力（上げ代）を（９）式で求める（例えば、非特許文献５、ｐ１１５０、ｐ１２５１参照）。
瞬動予備力（上げ代）SR_R(i)＝77M(i) － PG(i) …（９）
ここで、７７Ｍ（ｉ）は、負荷制限値［ＭＷ］を示す。

また、計算部１１５ｂ－１は、（１０）式～（１３）式を用いて系統全体の現在の予備力［ＭＷ］を求める。
瞬動予備力の現在値（上げ代）P_SR_R＝ΣSR_R(i)，ｉ＝１～Ｎ …（１０）
瞬動予備力の現在値（下げ代）P_SR_L＝ΣSR_L(i)，ｉ＝１～Ｎ …（１１）
運転予備力の現在値（上げ代）P_OR_R＝ΣOR_R(i)，ｉ＝１～Ｎ …（１２）
運転予備力の現在値（下げ代）P_OR_L＝ΣOR_L(i)，ｉ＝１～Ｎ …（１３）
以下では、説明の便宜上、上げ方向の予備力（上げ代）を確保する作用についてのみ説明するが、下げ方向の予備力（下げ代）を確保する作用は、上げ方向と極性が異なるのみで同様に実現できる。

図８は、第１の実施形態の計算部１１５ｂ－１による計算結果の内容を説明するための図である。図８の例では、発電機に、瞬動予備力（上げ方向）と運転予備力（上げ方向）とが対応付けられている。計算部１１５ｂ－１は、図８に示すように、発電機Ｇ１～ＧＮのそれぞれに対して予備力を計算する。

出力部１１５ｃ－１は、計算部１１５ｂ－１により計算された系統全体の予備力の目標値と現在値、および各発電機の予備力を、電制機選択部１１４ｄ－１に出力する。

次に、設定処理部１１４－１における電制機選択部１１４ｄ－１の機能の詳細について説明する。図９は、第１の実施形態の電制機選択部１１４ｄ－１の処理について説明するためのフローチャートである。図９に示す処理は、例えば、上述した図５のステップＳ９００の処理に相当する。まず、電制機選択部１１４ｄ－１は、例えば、（１４）式および（１５）式の判定条件により、最初に発電機が不安定であると判定された時点から一定時間ΔＴが経過するまでの間に、不安定と判定された発電機群を電制機の候補として選択する（ステップＳ９０２）。
｛δi(t)－δs(t)｝≧δk …（１４）
｛δi(t)－δs(t)｝≧δk かつ ｛ωi(t)－ωs(t)｝≧ωk …（１５）
ここで、δｉ、ωｉは、電力系統Ｅの発電機の内部位相角と角速度を示す。また、δｓ、ωｓは、基準となる発電機の内部位相角と角速度を示す。また、（１４）、（１５）式において、ｉは発電機番号（ｉ＝１～Ｎ）を示し、Ｎは発電機数を示す。また、ｔは過渡安定度計算におけるシミュレーション時間を示し、δｋ、ωｋはしきい値を示す。

次に、電制機選択部１１４ｄ－１は、例えば、電制機の候補として選択された各発電機の加速エネルギーを電制効果指標ＡＥとして計算する（ステップＳ９０４）。また、電制機選択部１１４ｄ－１は、予め設定された運用制約を考慮した重み係数を用いて電制効果指標ＡＥを補正する（ステップＳ９０６）。ステップＳ９０６の処理では、例えば、（１６）式を用いて電制効果指標ＡＥを補正する。
ＡＥｉ’＝ＡＥｉ×Ｃｉ …（１６）
ここで、ＡＥｉは、発電機ｉの補正前の電制効果指標を示し、ＡＥｉ’は、発電機ｉの補正後の電制効果指標を示し、Ｃｉは、発電機ｉの重み係数を示す。電制機選択部１１４ｄ－１は、電制効果指標ＡＥが近い発電機（例えば、指標の差が所定範囲内の発電機）が複数存在する場合に、運用面を考慮した選択優先順位を反映して電制機を選択してもよい。運用面を考慮した選択優先順位を反映するとは、例えば、発電機において原子力発電機よりも火力発電機が優先して選択されるように重み係数を付与することである。また、電制機選択部１１４ｄ－１は、例えば、同じ火力発電機でも発電コストの高い火力発電機を優先したり、電制された後に短時間で再起動できる発電機を優先して、選択されるように重み係数を付与してもよい。そして、電制機選択部１１４ｄ－１は、ステップＳ９０６の処理により得られる補正された電制効果指標ＡＥが大きい方から選択優先順位を設定し、選択優先順位と、予備力計算部１１５－１により計算された各発電機の予備力とを対応付けて、電制機の候補を選択優先順位の高い順に並べたテーブル（選択優先順位テーブル）を生成する（ステップＳ９０８）。

図１０は、第１の実施形態の選択優先順位テーブルの内容の一例を示す図である。選択優先順位テーブルは、選択優先順位に、発電機、内部位相角差、角速度差、補正後の電制効果指標、瞬動予備力（上げ方向）、および運転予備力（上げ方向）が対応付けられている。なお、図１０の選択優先順位テーブルには、すでに電制機として選択されている発電機は含まれない。

次に、電制機選択部１１４ｄ－１は、選択優先順位の変数ｊを初期化し（ｊ←０）（ステップＳ９１０）、変数ｊに１を増加する（ｊ←ｊ＋１）（ステップＳ９１２）。次に、電制機選択部１１４ｄ－１は、（１７）式および（１８）式を用いて、選択優先順位がｊ番目の発電機を電制機に追加した場合の予備力の減少分を計算する（ステップＳ９１４）。例えば、選択優先順位が１番目の場合、電制機選択部１１４ｄ－１は、図１０の選択優先順位テーブルを参照して、発電機Ｇ１を電制機に追加した場合の予備力の減少分を計算する。
瞬動予備力の減少分R_SR_R ＝ R_SR_R ＋ SR_R(j) …（１７）
運転予備力の減少分R_OR_R ＝ R_OR_R ＋ OR_R(j) …（１８）
なお、予備力の減少分は、図５のステップＳ３５０に示すように、設定処理部１１４－１の最初の処理で（１９）式および（２０）式を用いて初期化されている。
瞬動予備力減少分の初期化R_SR_R ＝ ０ …（１９）
運転予備力減少分の初期化R_OR_R ＝ ０ …（２０）

次に、電制機選択部１１４ｄ－１は、（２１）式を用いて、予備力が目標値を充足するか否かを判定する（ステップＳ９１６）。
予備力の充足判定式｛P_SR_R － R_SR_R ＞ T_SR_R｝ かつ ｛P_OR_R －R_OR-R ＞ T_OR_R｝ …（２１）
例えば、電制機選択部１１４ｄ－１は、（２１）式の条件が成立するときは選択優先順位ｊの発電機を電制機に追加した場合でも、予備力が目標値を充足する（確保できる）と判定し、（２１）式の条件が成立しないときは予備力が不足する（確保できない）と判定する。

予備力が不足すると判断された場合、電制機選択部１１４ｄ－１は、（２２）式および（２３）式を用いて、予備力の減少分の加算値を元の値に戻す（ステップＳ９１８）。
瞬動予備力の減少分R_SR_R ＝ R_SR_R － SR_R(j) …（２２）
運転予備力の減少分R_OR_R ＝ R_OR_R － OR_R(j) …（２３）
次に、電制機選択部１１４ｄ－１は、ステップＳ７１２の処理に戻って、次の選択優先順位の発電機を評価する。

また、ステップＳ９１６の処理において、予備力が目標値を充足すると判定された場合、電制機選択部１１４ｄ－１は、選択優先順位がｊ番目の発電機を電制機として選択する（ステップＳ９２０）。例えば、ステップＳ９２０の処理において、電制機選択部１１４ｄ－１は、すでに他の発電機が電制機として設定されている場合には、その電制機に選択された電制機が追加される。これにより、本フローチャートの処理は、終了する。制御テーブル設定部１１４ｅ－１は、上述した電制機選択部１１４ｄ－１の処理を、図５に示す処理フローにおいて繰り返し実施することで、制御テーブルを作成する。

上述した第１の実施形態によれば、電力系統安定化システムにおいて、電制実施後の予備力が不足しないように電制機の選択を行うため、電力系統安定化システムの制御に起因する周波数の異常を抑制することができ、電力系統における電力供給の信頼度を向上させることができる。したがって、電力系統の系統事故に対して、より好適な安定化制御を行うことができる。

（第２の実施形態）
次に、第２の実施形態の電力系統安定化システム１０について説明する。以下の説明において、第１の実施形態で説明した内容と同様の機能を有する部分については、同様の名称および符号を付するものとし、その機能に関する具体的な説明は省略する。

図１１は、第２の実施形態の電力系統安定化システム１０の構成図である。電力系統安定化システム１０は、第１の実施形態の電力系統安定化システム１０と比較して、中央演算装置１１０－２に警報出力部１１６が追加されているとともに、設定処理部１１４－１の電制機選択部１１４ｄ－１に代えて設定処理部１１４－２に電制機選択部１１４ｄ－２を備える。従って、以下では、主に、電制機選択部１１４ｄ－２および警報出力部１１６を中心に説明する。

例えば、電制機選択部１１４ｄ－２は、制御テーブルに設定する電制機の選択において、想定事故種別に対応する複数の電制機の候補のうち、少なくとも一つを電力系統Ｅから切り離した後に、所定の予備力が確保できない（予備力が不足する）と判定された場合に、警報出力部１１６に、その旨を示す予備力不足警報に関する情報を出力する。警報出力部１１６は、電制機選択部１１４ｄ－２により判定された予備力不足警報に関する情報を警報情報として、所定の形式で自動給電システムＥＭＳに送信する。所定の形式とは、例えば、自動給電システムＥＭＳの管理端末への電子メール通知でもよく、管理端末の画面に文字情報を表示させてもよく、管理端末のスピーカから音声情報を出力させてもよい。また、警報出力部１１６は、管理端末に代えて（または加えて）、自動給電システムＥＭＳの運用者や管理者が所有する携帯端末（例えば、スマートフォンやタブレット端末）等に警報情報を送信してもよい。これにより、中央演算装置１１０－２は、自動給電システムＥＭＳの運用者や管理者に迅速に警報情報を提供することができる。

図１２は、第２の実施形態の中央演算装置１１０－２において実行される処理の一例を示すフローチャートである。図１２に示す処理は、第１の実施形態の中央演算装置１１０－１において実行される処理と比較して、ステップＳ９３０～Ｓ９３４の処理が追加されている。従って、以下では、主に、ステップＳ９３０～Ｓ９３４の処理を中心に説明する。

電制機選択部１１４ｄ－２は、初期化した選択優先順位の変数ｊに１を増加した後（ステップＳ９１２）、変数ｊがステップＳ９０２の処理で選択した電制機の候補数ｘ以内であるか否かを判定する（ステップＳ９３０）。変数ｊが候補数ｘ以内である場合、中央演算装置１１０－２は、ステップＳ９１４～Ｓ９２０の処理を行う。また、変数ｊが候補数ｘを超過する場合、警報出力部１１６は、予備力の不足に関する警報を自動給電システムＥＭＳに出力する。また、電制機選択部１１４ｄ－２は、選択優先順位が１番目の発電機を電制機として選択する（ステップＳ９３４）。これにより、本フローチャートの処理は、終了する。

上述したように第２の実施形態によれば、第１の実施形態と同様の効果を奏する他、予備力が不足する場合には、過渡安定度を維持できるように電制機の選択を行うとともに、予備力が不足することの警報を自動給電システムＥＭＳの運用者や管理者等に迅速に通知することができる。したがって、運用者や管理者等に予備力不足の対応を促すことができる。

（第３の実施形態）
次に、第３の実施形態の電力系統安定化システム１０について説明する。以下の説明において、第２の実施形態で説明した内容と同様の機能を有する部分については、同様の名称および符号を付するものとし、その機能に関する具体的な説明は省略する。

図１３は、第３の実施形態の電力系統安定化システム１０の構成図である。電力系統安定化システム１０は、第２の実施形態の電力系統安定化システム１０と比較して、中央演算装置１１０－２の予備力計算部１１５－１に代えて、中央演算装置１１０－３に予備力計算部１１５－３を備える。従って、以下では、主に予備力計算部１１５－３を中心に説明する。

予備力計算部１１５－３は、自動給電システムＥＭＳから再生可能エネルギー情報として総発電量に対する再生可能エネルギー発電の割合を定周期等の所定のタイミングで取得する。再生可能エネルギー発電には、例えば、気象条件によって発電出力が変化する風力発電や太陽光発電が含まれる。また、予備力計算部１１５－３は、系統全体での予備力の目標値を、取得した総発電量に対する再生可能エネルギー発電の割合に応じた予備力を加算して設定する。

具体的には、予備力計算部１１５－３は、系統全体の予備力の目標値［ＭＷ］を（２４）式～（２７）式で求める。
瞬動予備力の目標値（上げ代）T_SR_R＝ΣPLmax×（S_SR_R＋α×K1） …（２４）
瞬動予備力の目標値（下げ代）T_SR_L＝ΣPLmax×（S_SR_L＋α×K2） …（２５）
運転予備力の目標値（上げ代）T_OR_R＝ΣPLmax×（S_OR_R＋α×K3） …（２６）
運転予備力の目標値（下げ代）T_OR_L＝ΣPLmax×（S_OR_L＋α×K4） …（２７）
ここで、αは、例えば、総発電量に対する再生可能エネルギー発電の割合である。また、Ｋ１～Ｋ４は、例えば、再生可能エネルギー発電の出力変動のリスクを考慮した度合いを調整する整定値である。整定値Ｋ１～Ｋ４は、中央演算装置１１０－３に予め設定されていてもよく、自動給電システムＥＭＳから定周期等の所定のタイミングに取得してもよい。

上述したように第３の実施形態によれば、第２の実施形態と同様の効果を奏する他、再生可能エネルギー発電の導入量に応じて予備力を確保することにより、再生可能エネルギー発電の出力変動に起因する周波数異常の発生を抑制することができる。例えば、再生可能エネルギー発電の導入量が増大した状況において、水力発電機や火力発電機で予備力を確保することは、多くの水力、火力発電機の余力を残した部分負荷運転等で運用することになり、結果として発電コストの増大につながってしまう。このため、再生可能エネルギー発電の導入量が増大した系統では、需給アンバランスの解消に必要な予備力を確保することが重要となる。したがって、第３の実施形態では、想定事故種別に対応付けられた電制機を電力系統Ｅから解列した後に確保する予備力を、電力系統に電力を供給する全発電機の総発電量に対する再生可能エネルギー発電の割合に基づいて設定することで、電制後の周波数の異常低下や、再生可能エネルギー発電の出力や需要の変動に起因した周波数異常の発生を抑制することができる。

（第４の実施形態）
次に、第４の実施形態の電力系統安定化システムについて説明する。第４の実施形態では、第３の実施形態と同様の電力系統安定化システム１０を用いて説明するものとする。第４の実施形態において、電力系統安定化システム１０の設定処理部１１４－２は、再生可能エネルギー発電の最大急変量を推定し、推定した最大急変量に基づいて、電制機を選択する。

具体的には、第４の実施形態において、予備力計算部１１５－３は、自動給電システムＥＭＳから、再生可能エネルギー情報として再生可能エネルギー発電の出力の現在値と、再生可能エネルギー発電の設備容量とを定周期等の所定のタイミングで取得する。

予備力計算部１１５－３は、系統全体での予備力の目標値を、再生可能エネルギー発電の出力の最大急変量を加味して設定する。再生可能エネルギー発電の出力は、例えば、気象条件等に基づいて急変する可能性がある。その変化幅の最大値（最大急変量）は、再生可能エネルギー発電の運転状態によって異なり、増加方向の変化幅は（２８）式で表すことができ、減少方向の変化幅は（２９）式で表すことができる。
再エネ出力の変化幅（増加方向）ΔPRE_R＝ΣPREmax－ΣPRE …（２８）
再エネ出力の変化幅（減少方向）ΔPRE_L＝ΣPRE …（２９）
ここで、ΣＰＲＥは、再生可能エネルギー発電の出力の現在値［ＭＷ］を示し、ΣＰＲＥｍａｘは、再生可能エネルギー発電の設備容量［ＭＷ］を示す。

また、予備力計算部１１５－３は、系統全体の予備力の目標値［ＭＷ］を（３０）式～（３３）式を用いて計算する。
瞬動予備力の目標値（上げ代）
T_SR_R＝ΣPLmax×S_SR_R＋ΔPRE_R×K1 …（３０）
瞬動予備力の目標値（下げ代）
T_SR_L＝ΣPLmax×S_SR_L＋ΔPRE_L×K2 …（３１）
運転予備力の目標値（上げ代）
T_OR_R＝ΣPLmax×S_OR_R＋ΔPRE_R×K3 …（３２）
運転予備力の目標値（下げ代）
T_OR_L＝ΣPLmax×S_OR_L＋ΔPRE_L×K4 …（３３）
ここで、Ｋ１～Ｋ４は、再生可能エネルギー発電の出力の急変リスクを反映させる度合いを調整する整定値である。整定値Ｋ１～Ｋ４は、中央演算装置１１０－３に予め設定されていてもよく、自動給電システムＥＭＳから定周期等の所定のタイミングで取得してもよい。設定処理部１１４－２は、想定事故種別ごとに、上述した予備力の計算結果に基づいて選択した電制機を制御テーブルに設定する。

上述したように第４の実施形態によれば、第３の実施形態と同様の効果を奏する他、例えば、想定事故種別に対応付けられた電制機を電力系統Ｅから解列した後に確保する予備力を、電力系統Ｅに電力を供給する再生可能エネルギー発電の出力の最大急変量に基づいて設定することで、再生可能エネルギー発電の出力の急変に対応できる予備力を確保することができる。したがって、再生可能エネルギー発電の出力変動に起因する周波数の異常が生じることを抑制することができる。上述した第１～第４の実施形態のそれぞれは、他の実施形態の一部または全部を組み合わせた構成にしてもよい。

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…電力システム、１０…電力系統安定化システム、１１０、１１０－１、１１０－２、１１０－３…中央演算装置、１１１、１１１－１…系統情報収集部、１１２、１１２－１…系統モデル作成部、１１３、１１３－１…条件設定部、１１４、１１４－１、１１４－２…設定処理部、１１５－１、１１５－３…予備力計算部、１１６…警報出力部、１５０…中央制御装置、１５１…電制機決定部、２００…事故検出装置、２１０…事故種別検出部、３００…制御装置、３１０…制御部、Ｅ…電力系統、Ｎ…給電情報網、ＥＭＳ…自動給電システム

Claims (5)

1. 周波数調整を含む給電運用業務を行う自動給電システムから最大需要と予備力設定値とを取得して予備力目標値を計算する予備力計算部と、
   予め想定される想定事故種別ごとに、電力系統に電力を供給する複数の制御対象のうち、前記電力系統から解列する制御対象を設定した制御テーブルを作成する設定処理部と、
   前記電力系統で発生した事故に対応する事故種別を検出する事故種別検出部と、
   前記事故種別検出部により検出された事故種別と、前記設定処理部により設定された制御テーブルとを照合し、前記事故種別と合致する想定事故種別に対応付けられた制御対象を、前記電力系統から解列する制御対象として決定する制御対象決定部と、
   前記制御対象決定部により決定された制御対象を前記電力系統から解列する制御を行う制御部と、を備え、
   前記設定処理部は、前記想定事故種別ごとに、前記複数の制御対象のうち、前記電力系統から解列する制御対象の候補に対する選択優先順位を設定し、設定した選択優先順位にしたがって、前記電力系統から切り離した後に前記予備力目標値を充足する予備力を確保できる制御対象を選択する、
   電力系統安定化システム。
2. 警報情報を出力する警報出力部を更に備え、
   前記設定処理部は、前記複数の制御対象の候補のうち、少なくとも一つを前記電力系統から解列した後に、前記予備力目標値を充足する予備力が確保できないと判定された場合に、前記警報出力部に警報情報を出力させる、
   請求項１に記載の電力系統安定化システム。
3. 前記設定処理部は、前記想定事故種別に対応付けられた制御対象を前記電力系統から解列した後に確保する予備力を、前記電力系統に電力を供給する全発電機の総発電量に対する再生可能エネルギー発電の割合に基づいて設定する、
   請求項１または２に記載の電力系統安定化システム。
4. 前記設定処理部は、前記想定事故種別に対応付けられた制御対象を前記電力系統から解列した後に確保する予備力を、前記電力系統に電力を供給する再生可能エネルギー発電の最大急変量を推定し、推定した最大急変量に基づいて設定する、
   請求項１または２に記載の電力系統安定化システム。
5. 電力系統安定化システムが、
   周波数調整を含む給電運用業務を行う自動給電システムから最大需要と予備力設定値とを取得して予備力目標値を計算し、
   予め想定される想定事故種別ごとに、電力系統に電力を供給する複数の制御対象のうち、前記電力系統から解列する制御対象を設定した制御テーブルを作成し、
   前記電力系統で発生した事故に対応する事故種別を検出し、
   検出された前記事故種別と、設定された前記制御テーブルとを照合し、前記事故種別と合致する想定事故種別に対応付けられた制御対象を、前記電力系統から解列する制御対象として決定し、
   決定された前記制御対象を前記電力系統から解列する制御を行い、
   更に、前記制御テーブルを作成する場合に、前記想定事故種別ごとに、前記複数の制御対象のうち、前記制御対象の候補に対する選択優先順位を設定し、設定した選択優先順位にしたがって、前記電力系統から切り離した後に前記予備力目標値を充足する予備力を確保できる制御対象を選択する、
   電力系統安定化方法。

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