JP7234174B2

JP7234174B2 - 電力系統安定化システム

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Publication number: JP7234174B2
Application number: JP2020040314A
Authority: JP
Inventors: 祐二石原; 高廣下尾
Original assignee: Toshiba Corp; Toshiba Energy Systems and Solutions Corp
Current assignee: Toshiba Corp; Toshiba Energy Systems and Solutions Corp
Priority date: 2020-03-09
Filing date: 2020-03-09
Publication date: 2023-03-07
Anticipated expiration: 2040-03-09
Also published as: JP2021141790A

Description

本発明の実施形態は、系統事故発生時に電源制限を実施して発電機の同期安定性を維持する電力系統安定化システムに関する。

従来、発電機の脱調現象（発電機が同期外れを起こし不安定な運転状態になること）の発生を未然に防止する系統脱調・事故波及防止リレーシステム（以下、電力系統安定化システム）に関する技術が開示されている（例えば、非特許文献１）。

非特許文献１において開示されているオンライン事前演算型の電力系統安定化システムは、オンラインで入手した系統情報（例えば、接続状態や需給状態を含む）を用いて、予め設定した想定事故毎に過渡安定度演算を実施して、想定事故毎の制御内容を決定し、その決定結果に基づいて制御テーブルを設定する。電力系統安定化システムは、実際に事故が発生した場合、事故種別と制御テーブルとを照合して制御を実施する。

なお、制御内容とは事故発生時に解列する（「解列」とは電力系統から切り離すことであり、以下では「遮断」または「電制」と表現する場合がある）発電機である。また、事故の影響が電力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電力系統から強制的に遮断する制御のことを電源制限、または電制と称する。なお、以下の説明において、電源制限の対象として選択された発電機などの制御対象のことを電制対象、電制対象を決定する処理のことを電制対象選択と称する。なお、制御内容には、電源制限に加え、発電機の加速を抑制するタービン高速バルブ制御（ＥＶＡ；Early Valve Actuation）が含まれてもよい。

図１は、従来のオンライン事前演算型の電力系統安定化システムＳＳの構成図である。電力系統安定化システムＳＳは、例えば、中央演算装置９と、中央制御装置１０と、事故検出端末装置１１と、制御端末装置１２とを備える。

なお、中央演算装置９は、「中央演算装置（事前演算部）」と称される場合があり、その際、中央制御装置１０は、「中央演算装置（事後制御部）」と称される場合がある。なお、中央演算装置９および中央制御装置１０は、それぞれの機能を統合してひとつの装置として構成される場合がある（例えば、特許文献１）。

図２は、電力系統安定化システムＳＳが設置された電力系統Ｅの構成図である。電力系統Ｅは、例えば、上述の電力系統安定化システムＳＳに加え、さらに、発電機１と、母線２と、送電線または変圧器３と、遮断器（ＣＢ）４と、電流計測器（ＣＴ）５と、電圧計測器（ＶＴ）６と、事故除去リレーシステム７とを備える。

電力系統安定化システムＳＳの構成要素である中央演算装置９、中央制御装置１０、事故検出端末装置１１、および制御端末装置１２は、図２に示されるように通信設備８（例えば、信号線や通信装置など）により接続される。事故検出端末装置１１は、例えば、変電所などに設置される。また、制御端末装置１２は、例えば、発電所などに設置される。中央制御装置１０は、他の装置との通信が可能な個所に設置されるが、事故検出端末装置１１や制御端末装置１２と同じ場所に設置されることもある。また、中央制御装置１０には、事故検出端末装置１１や制御端末装置１２の機能を含めて構成されることがある。中央演算装置９は、系統情報をオンラインで入手できるよう中央給電指令所など給電情報網Ｎと接続可能な個所に設置される。

電力系統安定化システムＳＳを構成する中央演算装置９と、中央制御装置１０と、事故検出端末装置１１と、制御端末装置１２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（Hard Disk Drive）やフラッシュメモリ等の記憶装置（非一過性の記憶媒体を備える記憶装置）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（非一過性の記憶媒体）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１５０や記憶装置１６０にインストールされてもよい。記憶装置１５０および記憶装置１６０は、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。

中央演算装置９は、例えば、系統情報収集手段１０１と、系統モデル作成手段１０２と、解析条件設定手段１０３と、安定度判定手段１０４と、電制対象選択手段１０５と、記憶装置１５０とを備える。記憶装置１５０は、例えば、中央演算装置９において実行されるプログラム、系統設備データ１５１、想定事故種別データ１５２、電制候補データ１５３、および制御テーブル１５４などを記憶する。

系統情報収集手段１０１は、給電情報網Ｎを介して電力系統Ｅから入力された系統情報（給電用オンラインデータ）を収集する。系統設備データ１５１には、例えば、電力系統Ｅを構成する発電機や送電線、変圧器など各種設備のインピーダンスなどの情報が含まれる。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る。一定の周期または系統情報の更新周期で、給電情報網Ｎから提供される系統情報は、系統情報収集手段１０１により収集される。系統情報収集手段１０１は、収集した系統情報を系統モデル作成手段１０２に出力する。

系統モデル作成手段１０２は、例えば、系統情報収集手段１０１から入力された系統情報と、系統設備データ１５１に基づいて、後述する中央演算装置９で所定の周期で繰り返し実施する一連の処理における今回の処理タイミングの系統状態を表す解析用系統モデルを作成する。系統モデル作成手段１０２は、作成した解析用系統モデルを、解析条件設定手段１０３に出力する。

解析条件設定手段１０３は、例えば、系統モデル取得部１０３aと、解析条件設定部１０３ｂとを備える。系統モデル取得部１０３aは、系統モデル作成手段１０２により作成された解析用系統モデルを取得する。解析条件設定部１０３ｂは、系統モデル取得部１０３aにより取得された解析用系統モデルと、想定事故種別に関する定義が格納された想定事故種別データ１５２（図４参照）を参照して得られた想定される事故種別のデータとに基づいて、解析条件を設定する。解析条件には、例えば、想定事故種別に対して当該事故の発生時に制御を行う電制対象の組合せの情報が含まれる。想定事故種別には、例えば、事故を監視する監視点（例えば、送電線等）と、その事故様相とを示す情報が含まれる。解析条件設定部１０３ｂは、設定した解析条件を、安定度判定手段１０４に出力する。

安定度判定手段１０４は、解析条件設定部１０３ｂから出力された解析条件に基づいて、過渡安定度演算を行う。

安定度判定手段１０４は、例えば、解析条件取得部１０４ａと、過渡安定度演算部１０４ｂと、安定度判定部１０４ｃとを備える。

解析条件取得部１０４ａは、解析条件設定手段１０３により設定された解析条件を取得する。過渡安定度演算部１０４ｂは、解析条件取得部１０４ａにより取得された解析条件に対して、電力系統に並列する発電機が同期を保って運用できるかをシミュレーションする過渡安定度演算を行う。安定度判定部１０４ｃは、過渡安定度演算部１０４ｂにより得られた過渡安定度演算の結果に基づいて、各解析条件において脱調現象を生じることなく電力系統を安定に運用できるか否かを判定する。脱調する発電機がある場合に不安定、すべての発電機が同期運転を保てる場合は安定と判定する。安定度判定部１０４ｃは、安定度に関する判定結果を電制対象選択手段１０５に出力する。

電制対象選択手段１０５は、例えば、電制対象選択部１０５ａと、制御テーブル設定部１０５ｂとを備える。

電制対象選択部１０５ａは、安定度判定部１０４ｃにより出力された各想定事故種別が発生した際の安定度に関する判定結果に基づいて制御対象となる発電機を選択する。制御対象とする発電機は電制候補データ１５３に設定された発電機の中から選択する。電制対象選択部１０５ａは、例えば、安定度判定部１０４ｃにより出力された各想定事故種別が発生した際の過渡安定度演算結果を用いて電制候補データ１５３に設定された発電機について、当該発電機を電制した場合の安定化効果を表す指標を演算し、その安定化効果指標に基づいて電制対象となる発電機を選択する。制御テーブル設定部１０５ｂは、電制対象選択部１０５ａにより選択された各想定事故種別における電制対象の組合せを制御テーブル１５４に設定する。また、制御テーブル設定部１０５ｂは、設定した制御テーブルを中央制御装置１０へ送信する。

なお、上述した中央演算装置９の一連の処理は、所定の周期で繰り返し行われる。所定の周期とは、例えば、すべての想定事故種別について制御テーブルの更新が完了する時間（例えば、３０秒）である。また、所定の周期は、電力系統Ｅの規模や想定事故種別の数、中央演算装置９の処理能力に基づいて電力系統安定化システムＳＳの管理者により設定されてもよい。

中央制御装置１０は、例えば、電制対象決定手段１０６と、記憶装置１６０とを備える。記憶装置１６０は、例えば、中央制御装置１０において実行されるプログラムや、制御テーブル１６１などを記憶する。

電制対象決定手段１０６は、例えば、制御テーブル取得部１０６ａと、照合処理部１０６ｂとを備える。

制御テーブル取得部１０６ａは、中央演算装置９により設定された制御テーブルを受信して、記憶装置１６０に制御テーブル１６１として記憶させる。照合処理部１０６ｂは、後述する事故検出端末装置１１から電力系統Ｅの事故種別に関する情報を取得し、その事故種別に対応付いた想定事故種別における電制対象の組合せを、制御テーブル１６１を照合して取得し、取得した電制対象の組合せを実際の電制対象として決定し、電制対象を制御する制御端末装置１２に対して電制指令を送信する。

事故検出端末装置１１は、例えば、事故種別検出手段１０７を備える。事故種別検出手段１０７は、電力系統Ｅから系統情報を取得して、電力系統Ｅにおける系統事故の発生を検出し、さらに系統事故を検出した場合にはその事故種別を判別する。事故検出端末装置１１は、系統事故の発生を検出すると、事故種別を判別して中央制御装置１０へ送信する。

制御端末装置１２は、例えば、制御手段１０８を備える。制御手段１０８は、中央制御装置１０から受信した電制指令に基づいて、対象の電制対象に対し遮断指令を送信する。

図３は、中央演算装置９による処理の一例を示すフローチャートである。図３に示すフローチャートの処理は、例えば、所定の周期で繰り返し実行される。

まず、系統情報収集手段１０１は、給電情報網Ｎを介して、電力系統Ｅの系統情報を収集する（ステップＳ１）。次に、系統モデル作成手段１０２は、収集された系統情報と系統設備データ１５１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の解析用系統モデルを作成する（ステップＳ２）。

次に、解析条件設定手段１０３は、ステップＳ２において作成された解析用系統モデルと想定事故種別データ１５２に基づいて解析条件を設定する（ステップＳ３）。次に、安定度判定手段１０４は、ステップＳ３において設定された解析条件の過渡安定度演算を行う（ステップＳ４）。

次に、安定度判定手段１０４は、ステップＳ４の過渡安定度演算の結果に基づき、想定事故種別が仮に発生した場合、電力系統Ｅが安定運転を維持できるか否かを判定する（ステップＳ５）。

ステップＳ５で安定と判定しなかった場合、電制対象選択手段１０５は、その想定事故種別における電制対象を電制候補データ１５３を参照してその中から選択し、選択した電制対象を追加し、ステップＳ３へ処理を戻す（ステップＳ６）。この場合、ステップＳ３は、ステップＳ６で選択した電制対象を電制する条件を含む解析条件を設定する。

ステップＳ５で安定と判定した場合、電制対象選択手段１０５は、すべての想定事故種別の安定度判定を完了したか否かを判定する（ステップＳ７）。すべての想定事故種別の安定度判定を完了していないと判定した場合、電制対象選択手段１０５は、ステップＳ３へ処理を戻し、次の想定事故種別の安定度判定を行う。すべての想定事故種別の安定度判定を完了したと判定した場合、電制対象選択手段１０５は、制御テーブル１５４を設定して（ステップＳ８）、本フローチャートの処理を終了する。

図４は、想定事故種別データ１５２に含まれる内容の一例を示す図である。図中のＮ_Ｆは自然数である。想定事故種別データ１５２には、例えば、想定事故種別を識別するための想定事故種別番号と、監視点と、監視点において検知される事故様相などの情報が含まれる。解析条件設定部１０３ｂは、例えば、系統モデル取得部１０３ａにより取得された解析用系統モデルと、想定事故種別データ１５２に含まれる想定事故種別データと、電制対象選択手段１０５で選択した電制対象の組み合わせとを用いて、解析条件を設定する。

図５は、安定化効果を表す指標に基づいて電制対象を選択する電制対象選択部１０５ａの処理の一例を示すフローチャートである。図５のフローチャートの処理は、図３に示すフローチャートのステップＳ６に対応付いた処理である。

まず、電制対象選択部１０５ａは、電力系統安定化システムＳＳが制御可能な発電機、すなわち制御端末装置１２が設置された電制候補の発電機Ｎ_Ｇ台を記録した電制候補データ１５３に基づいて電制候補を選択する（ステップＳ６０１）。図６は、電制候補データ１５３の一例を示す図である。図中のＮ_Ｇは自然数である。電制候補データ１５３は、想定事故種別の監視点毎に設けてもよい。

電制対象選択部１０５ａは、電制候補データ１５３に設定された発電機Ｎ_Ｇ台の中から、式（１）または式（２）の判定条件を用いて最初に発電機が不安定と判断された時点から、一定時間内に不安定と判定された発電機ｘ台を電制候補として選択する。すなわち、判定条件を満たさない電制候補の発電機は電制候補から除外する。ｘは自然数であり、ｘ≦Ｎ_Ｇの関係にある。

{ δ_ｉ（ｔ）－δ_Ｓ（ｔ）} ≧ δ_ｋ・・・（１）

{ δ_ｉ（ｔ）－δ_Ｓ（ｔ）} ≧ δ_ｋかつ { ω_ｉ（ｔ）－ω_Ｓ（ｔ）} ≧ ω_ｋ・・・（２）

ここで、δ_ｉ（ｔ）は時間ｔにおける電力系統Ｅ内の発電機の内部位相角、ω_ｉ（ｔ）は時間ｔにおける電力系統Ｅ内の発電機の角速度、δ_Ｓ（ｔ）は時間ｔにおける基準発電機の内部位相角、ω_Ｓ（ｔ）は時間ｔにおける基準発電機の角速度、ｉは発電機番号（ｉ＝１～Ｎ_Ｇ）、ｔは過渡安定度演算におけるシミュレーション時間、δ_ｋおよびω_ｋはしきい値である。

ステップＳ６０１の処理の後、電制対象選択部１０５ａは、電制候補として選択された発電機ｘ台について加速エネルギーを安定化効果指標ＡＥとして演算し（ステップＳ６０２）、電力系統Ｅの運用制約を考慮した重み係数を用いて安定化効果指標ＡＥを補正して（ステップＳ６０３）、安定化効果指標ＡＥが最大の発電機を追加する電制対象として選択する（ステップＳ６０４）。

図７は、過渡安定度演算結果を用いて電制候補の安定化効果指標ＡＥを演算した結果の一例を示す図である。図示のように、例えば、電制候補の発電機それぞれの内部位相角差、角速度差、安定化効果指標などの情報が含まれる。電制対象選択部１０５ａは、安定化効果指標ＡＥの大きい発電機を電制対象として選択する。

以上が、従来の電力系統安定化システムＳＳにおける電制対象選択部１０５ａの処理である。制御テーブル設定部１０５ｂは、電制対象選択部１０５ａで選択された電制対象を制御テーブルへ設定する。

図８は、制御テーブル１５４に含まれる内容の一例を示す図である。制御テーブル１５４には、例えば、想定事故種別番号と、電制対象選択手段１０５で選択した電制対象などの情報が含まれる。

図８に示す制御テーブル１５４は、例えば、想定事故種別番号「１」の事故、すなわち図４に示すＡ変電所Ｘ送電線での３Φ６ＬＧ－Ｏの事故（図中の「３Φ６ＬＧ－Ｏ」等の情報は、事故様相を表すコードであり、これら事故番号、事故対応箇所、および事故様相の組み合わせを、以下、事故種別と記す）が発生した場合は、図２に示した発電機１のうち発電機ＳＧ１およびＳＧ２を電制し、想定事故種別番号２の場合は発電機ＳＧ１を電制することが設定されている。

このように、従来の電力系統安定化システムＳＳでは、一部の発電機を電制することによって他の発電機の同期運転を維持し、電力系統を安定化する。電制する発電機は、電力系統に同期連系する火力発電や原子力発電などの同期発電機（以下、同期機）であり、太陽光発電や風力発電などの再生可能エネルギー電源（以下、再エネ電源）は電制対象としていない。

太陽光発電は太陽光パネルで生成された直流電力をパワーコンディショナー（ＰＣＳ）で交流電力に変換する電源、風力発電の多くは発電機で発電した交流電力をコンバーターで直流に変換した後に交流電力に再変換する電源であり、どちらも同期機ではない。同期機でない電源のことを非同期機と称し、再エネ電源の多くは非同期機である。

従来の電力系統安定化システムＳＳで再エネ電源を電制対象としない理由として、再エネ電源は同期機に比べて１電源あたりの出力が小さいため再エネ電源を電制しても同期機の脱調を抑制する効果が小さいこと、脱調しない非同期機の再エネ電源を電制するよりも脱調する同期機を電制する方が電制対象に選択した理由が分かり易く理解を得やすいこと、などが考えられる。

今後も太陽光発電や風力発電などの再エネ電源の導入が拡大することが想定されている。非同期機である再エネ電源の比率が高まった電力系統において同期機を電制すると、同期機が担っている周波数調整機能や電圧維持機能が弱くなり電力系統の安定性が低下する恐れがある。このため、再エネ電源の導入が進んだ電力系統では、同期機だけでなく再エネ電源も電制対象として選択可能な電力系統安定化システムが必要となる。

特許文献２では同期機よりも再エネ電源を優先して電制する電力系統安定化システムが提案されている。また、非特許文献２、非特許文献３では再エネ電源を電制対象とする系統安定化システムにおいて電制する再エネ電源の選択方法に関する検討内容が記載されている。

同期機と再エネ電源の両方を電制対象とし、電制対象を定量的指標に基づいて選択する系統安定化システムに関する文献は見当たらない。

特許第５５９１５０５号公報特許第６２２３８３３号公報

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」、ｐ７４、ｐ７５、ｐ８８、ｐ８９、ｐ９１、ｐ９２、電気学会、２０００年１０月下尾ほか，「再生可能エネルギー電源を電源制限する場合の系統安定化効果に関する基礎検討」，電気学会全国大会，6-073，2019年3月下尾ほか，「再生可能エネルギー電源を電源制限する系統安定化制御方法の検討」，電気学会，PE-19-071/PSE-19-083，2019年9月竹内ほか，「系統パラメータ推定と拡張等面積法による過渡安定度ランキング手法の開発」，電気学会，Vol.128，No.1，2008年

本発明が解決しようとする課題は、同期機と再エネ電源を電制対象の候補とし、安定化効果を表す指標に基づいて電制対象を選択することによって、電力系統を安定化でき、かつ電制対象を選択した理由を定量的に示すことができる電力系統安定化システム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、中央演算装置と、事故検出端末装置と、中央制御装置と、制御端末装置とを持つ。制御端末装置が設置される電源は、同期機の発電所と、太陽光発電と風力発電とのうち少なくとも一方を含む再エネ電源と、を含む。また、中央演算装置は、電制候補を電制した際の過渡安定度演算を行い、過渡安定度演算結果を用いて同期安定性を不安定傾向にある同期機グループＧ１と安定傾向にある同期機グループＧ２の２機系統モデルで表し、前記２機系統モデルを１機無限大母線モデルに変換し、前記１機無限大母線モデルにおける同期発電機の角速度偏差の変化速度が電制実施時に減少する量を電制量で除算した値を、安定化効果を表す指標とし、指標が最大となる電制候補を電制対象に選択する。

従来のオンライン事前演算型の電力系統安定化システムＳＳの構成図。従来の電力系統安定化システムＳＳが設置された電力系統Ｅの構成図。中央演算装置９による処理の一例を示すフローチャート。想定事故種別データ１５２の一例を示す図。従来の電制対象選択部１０５ａによる処理の一例を示すフローチャート。従来の電制候補データ１５３の一例を示す図。従来の安定化効果指標の演算内容の一例を示す図。制御テーブル１５４の一例を示す図。第１の実施形態に係る電力系統安定化システムＳＳＡが設置された電力系統Ｅの構成図。第１の実施形態に係る電制候補データ１５３の一例を示す図。角速度偏差Δωのシミュレーション波形の一例を示す図。第１の実施形態に係る電制対象選択部１０５ａによる処理の一例を示すフローチャート。１機無限大母線モデル。第１の実施形態に係る安定化効果指標の演算内容の一例を示す図。第２の実施形態に係る電制対象選択部１０５ａによる処理の一例を示すフローチャート。第２の実施形態に係る安定化効果指標の演算内容の一例を示す図。

以下、実施形態の電力系統安定化システムを、図面を参照して説明する。

（第１の実施形態）
図９は、第１の実施形態の電力系統安定化システムＳＳＡが設置された電力系統Ｅの構成図である。電力系統安定化システムＳＳＡは、図２に示す従来の電力系統安定化システムＳＳと比較すると、制御端末装置１２が発電機１に加えて再エネ電源の太陽光発電設備２１と風力発電設備２２にも設置されている点が異なる。電力系統安定化システムＳＳＡの処理構成は図１に示す従来の電力系統安定化システムＳＳと同じであるが、発電機（同期機）に加えて再エネ電源を電制対象とするため電制候補データ１５３の内容と電制対象選択部１０５ａの処理が異なる。

従って、以下では同期機に加えて再エネ電源を電制対象とする電力系統安定化システムＳＳＡの電制対象選択部１０５ａの処理を中心に説明する。

過渡安定度対策の電力系統安定化システムでは、加速している同期機グループを減速させて脱調を防止することが重要であるので、事故除去後の加速状態にある同期機グループを短時間で減速させる効果が高い電源を電制対象に選択することが望ましい。

すなわち、加速状態にある同期機グループの角速度偏差Δωの変化速度dΔω/ｄｔが電制によって減少する量が大きい電制候補が安定化効果が大きいので、電力系統安定化システムＳＳＡでは電制実施時の角速度偏差Δωの変化速度dΔω/ｄｔの減少量を電制量で除算した値を安定化効果を表す指標とし、指標が最大の電制候補を電制対象に選択する。

以下、電制対象選択部１０５ａの具体的な処理について、図１０と図１１と図１２を参照して説明する。

図１０は、電力系統安定化システムＳＳＡが制御可能な電源、すなわち制御端末装置１２が設置された再エネ電源を含む電制候補の電源を記録した電制候補データ１５３の一例を示す図である。電制候補データ１５３は、想定事故種別の監視点毎に設けてもよい。電力系統安定化システムＳＳＡの電制対象選択部１０５ａは、電制候補データ１５３に設定された再エネ電源を含む電制候補の電源Ｎ_Ｇ台の中から電制対象を選択する。

図１１は、過渡安定度演算によって得られる同期機の角速度偏差Δωのシミュレーション波形の一例を示す図である。時間ｔＦで系統事故が発生し、時間ｔＣで事故除去リレーシステム７によって事故が除去され、時間ｔ１で電制を実施した際の角速度偏差Δωのシミュレーション波形の一例を示している。時間ｔ２は電制実施後の時間である。時間ｔ１と時間ｔ２は過渡安定度演算のシミュレーション時間から得ることができ、その時間間隔は例えば１０ｍｓである。なお、過渡安定度演算の結果から同じ時刻で電制実施前と電制実施後の演算結果を得ることができる場合は、時間ｔ１と時間ｔ２は同じ時間であってもよい。

図１２は、電制対象選択部１０５ａの処理の一例を示すフローチャートである。図１２のフローチャートの処理は、図３に示すフローチャートのステップＳ６に対応付いた処理である。

電制対象選択部１０５ａは、電制候補の電源について、それぞれ安定化効果を演算する。図１２に示すように電制対象選択部１０５ａは、初めに、図３に示すステップＳ４で実施した過渡安定度演算の結果を用いて、不安定傾向にある同期機グループＧ１を縮約した同期機ＳＧ１と安定傾向にある同期機グループＧ２を縮約した同期機ＳＧ２の２機系統モデルで過渡安定度問題（同期安定性）を表し、２機系統モデルを１機無限大母線モデルに変換する（ステップＳ６５１）。

多数の同期機が連系する電力系統の過渡安定度問題を２機系統モデルで表し、さらに１機無限大母線モデルに変換する処理は、例えば、非特許文献４に記載されている。

非特許文献４によれば、不安定傾向にある同期機グループＧ１を同期機ＳＧ１、安定傾向の同期機グループＧ２を同期機ＳＧ２の２機系統モデルで表す。このとき、同期機ＳＧ１の有効電力出力は式（３）、機械入力は式（４）、慣性は式（５）、同期機ＳＧ２の有効電力出力は式（６）、機械入力は式（７）、慣性は式（８）でそれぞれ計算する。
Ｐ_ｅ１＝ Σ(Ｍ_ｉ・Ｐ_ｅｉ) ,ｉ∈Ｇ１・・・（３）
Ｐ_ｍ１＝ Σ(Ｍ_ｉ・Ｐ_ｍｉ) ,ｉ∈Ｇ１・・・（４）
Ｍ_１＝ ΣＭ_ｉ ,ｉ∈Ｇ１・・・（５）
Ｐ_ｅ２＝ Σ(Ｍ_ｊ・Ｐ_ｅｊ) ,ｊ∈Ｇ２・・・（６）
Ｐ_ｍ２＝ Σ(Ｍ_ｊ・Ｐ_ｍｊ) ,ｊ∈Ｇ２・・・（７）
Ｍ_２＝ ΣＭ_ｊ ,ｊ∈Ｇ２・・・（８）

つぎに、２機系統モデルを図１３に示す１機無限大母線モデルに変換する。１機無限大母線モデルにおける同期機ＳＧの有効電力出力は式（９）、機械入力は式（１０）、慣性は式（１１）でそれぞれ計算する。
Ｐ_ｅ＝（Ｐ_ｅ１・Ｍ_２－Ｐ_ｅ２・Ｍ_１）/（Ｍ_１＋Ｍ_２）・・・（９）
Ｐ_ｍ＝（Ｐ_ｍ１・Ｍ_２－Ｐ_ｍ２・Ｍ_１）/（Ｍ_１＋Ｍ_２）・・・（１０）
Ｍ＝（Ｍ_１・Ｍ_２）/（Ｍ_１＋Ｍ_２）・・・（１１）

以上より、１機無限大母線モデルで表した不安定傾向の同期機グループＧ１を１台の同期機に縮約模擬した同期機ＳＧの運動方程式は式（１２）で与えられる。
ｄΔω/ｄ_ｔ＝（Ｐ_ｍ－Ｐ_ｅ）/Ｍ・・・（１２）
ここで、Δωは角速度偏差、Ｐ_ｍは機械入力、Ｐ_ｅは有効電力出力、Ｍは慣性定数である。

１機無限大母線モデルにおける同期機ＳＧの電制実施前ｔ１の角速度偏差Δωの変化速度をＡＣＣ１とし、ＡＣＣ１を式（１３）で演算する（ステップＳ６５２）。
ＡＣＣ１＝（Ｐ_{ｍ（ｔ１）}－Ｐ_{ｅ（ｔ１）}）/Ｍ_（ｔ１）・・・（１３）
ここで、ｔ１は電制実施前の時間、Ｐ_{ｍ（ｔ１）}，Ｐ_{ｅ（ｔ１）}，Ｍ_（ｔ１）はそれぞれ時間ｔ１時の機械入力，有効電力出力，慣性である。

以下、各電制候補を電制した場合の角速度偏差Δωの変化速度ｄΔω/ｄｔを演算し、安定化効果を求める。安定化効果を演算する電制候補の電源は、図１０に示す電制候補データに設定された電制候補のすべてでも良いし、不安定傾向にある同期機グループＧ１に含まれる同期機とその近くに位置する再エネ電源に限定しても良い。

電制候補番号ｉに１を設定する（ステップＳ６５３）。電制候補ｉの電源が電制対象として選択済みか否かを確認し、選択済みの場合はステップＳ６６０へ進み、選択済みでない場合は電制候補ｉの電源を選択してステップＳ６５５へ進む（ステップＳ６５４）。

電制候補ｉの電制実施を模擬した過渡安定度演算を実施する（ステップＳ６５５）。ステップＳ６５５で実施した過渡安定度演算の結果を用いて、電制候補ｉを電制した場合の１機無限大母線モデルを作成する（ステップＳ６５６）。

１機無限大母線モデルにおける同期機ＳＧの電制実施後ｔ２の角速度偏差Δωの変化速度をＡＣＣ２とし、ＡＣＣ２を式（１４）で演算する（ステップＳ６５７）。
ＡＣＣ２＝（Ｐ_{ｍ（ｔ２）}－Ｐ_{ｅ（ｔ２）}）/Ｍ_（ｔ２）・・・（１４）
ここで、ｔ２は電制実施後の時間、Ｐ_{ｍ（ｔ２）}，Ｐ_{ｅ（ｔ２）}，Ｍ_（ｔ２）はそれぞれ時間ｔ２の機械入力，有効電力出力，慣性である。

ＡＣＣ２がより小さい電制候補が安定化効果が大きいと言えるので、電力系統安定化システムＳＳＡでは電制実施時の角速度偏差Δωの変化速度の減少量を電制量Ｐ_Ｃで除算した値を安定化効果を表す指標Ｋ_ＳＴとする。

式（１５）を用いて、安定化効果指標Ｋ_ＳＴを演算する（ステップＳ６５８）。
Ｋ_ＳＴ＝（ＡＣＣ１－ＡＣＣ２）/Ｐ_Ｃ・・・（１５）
ここで、Ｋ_ＳＴは安定化効果を表す指標、Ｐ_Ｃは電制量（電制候補の有効電力出力Ｐ_ｅ）である。

電制候補の有効電力出力Ｐ_ｅは、系統情報のひとつであり給電情報網Ｎ経由で入手する。また、制御端末装置１２で計測して中央制御装置１０を経由して入手することも可能である。

全ての電制候補について安定化効果を演算したかを判定する（ステップＳ６５９）。全ての電制候補の演算が完了していない場合は電制候補の番号ｉをインクリメントしてステップＳ６５４へ処理を戻す（ステップＳ６６０）。全ての電制候補の演算が完了した場合は安定化効果の指標Ｋ_ＳＴが最大の電制候補を電制対象に選択する（ステップＳ６６１）。

図１４は、各電制候補について安定化効果指標Ｋ_ＳＴを演算した結果の一例を示す図である。

なお、本実施例では角速度偏差Δωの変化速度ｄΔω/ｄｔが電制実施時に減少する量を電制量で除算した値を安定化効果を表す指標としたが、変化速度ｄΔω/ｄｔの代わりに変化速度ｄΔω/ｄｔの積分値である角速度偏差Δωや、角速度偏差Δωの積分値である相差角偏差Δδを用いることも可能である。すなわち、加速状態にある同期機グループＧ１を１台の同期機に縮約模擬した同期機ＳＧの角速度偏差Δωが電制によって減少する量が大きい電制候補が安定化効果が大きいので、電力系統安定化システムＳＳＡでは電制実施時の角速度偏差Δωの減少量を電制量で除算した値を安定化効果を表す指標とし、指標が最大の電制候補を電制対象に選択してもよい。また、加速状態にある同期機ＳＧの角速度偏差Δωの積分値である相差角偏差Δδが電制によって減少する量が大きい電制候補が安定化効果が大きいので、電力系統安定化システムＳＳＡでは電制実施時の相差角偏差Δδの減少量を電制量で除算した値を安定化効果を表す指標とし、指標が最大の電制候補を電制対象に選択してもよい。

以上説明したように、実施形態の電力系統安定化システムは、同期機と再エネ電源を電制対象とし、定量的な安定化効果指標に基づいて電制対象を選択することができる。

（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ＳＳＢ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。

電力系統安定化システムＳＳＢでは、第１の実施形態で説明した安定化効果指標Ｋ_ＳＴに加えて他の様々な指標の総合評価を用いて電制対象を選択する。他の指標とは、例えば、周波数調整力である。ガバナフリー運転している火力発電機などは、周波数変動に応じて出力を自動調整し、周波数を一定に維持する周波数調整力がある。周波数調整力を持つ電源の指標を他の電源よりも低い値に設定することによって周波数調整力を持つ電源を残すことが可能になる。

電力系統安定化システムＳＳＢの電制対象選択部１０５ａは、複数の指標を考慮した総合評価に基づいて電制対象を選択する。図１５は、第２の実施形態に係る電制対象選択部１０５ａによる処理の一例を示すフローチャートである。ステップＳ６６２を除く処理は図１２と同じである。

第２の実施形態では、ステップＳ６６２に示すように、安定化効果指標Ｋ_ＳＴだけなく、他の様々な指標も含めた総合評価ＴＫが最大の電制候補を電制対象に選択する。総合評価ＴＫは、例えば、式（１６）を用いて求める。
ＴＫ_ｉ＝Ａ_ｉ・Ｋ_ＳＴｉ＋Ｂ_ｉ・Ｋ_Ｂｉ＋Ｃ_ｉ・Ｋ_Ｃｉ…＋Ｚ_ｉ・Ｋ_Ｚｉ・・（１６）

ここで、ＴＫ_ｉは電制候補ｉの総合評価、Ｋ_ＳＴｉは安定化効果指標、Ｋ_Ｂｉ，Ｋ_Ｃｉ～Ｋ_Ｚｉは他の指標、Ａ_ｉ,Ｂ_ｉ,Ｃ_ｉ～Ｚ_ｉは各指標の重みを調整する係数（整定値）である。

なお、式（１６）の演算を行う前に各指標はそれぞれ正規化しておくのが望ましい。例えば、式（１７）を用いて最大値が1となるように正規化した後に式（１６）の演算を行う。
Ｋ_ｊｉ＝Ｋ’_ｊｉ/Ｋ’_{ｊ_ｍａｘ} ,ｉ＝１～Ｎ_Ｇ・・・（１７）
ここで、Ｋ_ｊｉは正規化後の電制候補ｉの指標ｊ、Ｋ’_ｊｉは正規化前の電制候補ｉの指標ｊ、Ｋ’_{ｊ_ｍａｘ}は指標ｊの最大値である。

図１６は、各電制候補について複数の指標と、それらを用いて演算した総合評価の一例を示す図である。

以上説明したように、実施形態の電力系統安定化システムは、安定化効果だけでなく、様々な指標を考慮して電制対象を選択することができる。

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。

ＳＳ…電力系統安定化システム、Ｅ…電力系統、Ｎ…給電情報網、１…発電機（同期機）、２…母線、３…送電線あるいは変圧器、４…遮断器（ＣＢ）、５…電流計測器（ＣＴ）、６…電圧計測器（ＶＴ）、７…事故除去リレーシステム、８…通信設備、９…中央演算装置、１０…中央制御装置、１１…事故検出端末装置、１２…制御端末装置、２１…太陽光発電設備（再生可能エネルギー電源）、２２…風力発電設備（再生可能エネルギー電源）、１０１…系統情報収集手段、１０２…系統モデル作成手段、１０３…解析条件設定手段、１０４…安定度判定手段、１０５…電制対象選択手段、１０６…電制対象決定手段、１０７…事故種別検出手段、１０８…制御手段

Claims

現在の系統情報を収集して解析用系統モデルを作成し、複数の想定事故について過渡安定度演算を実施し、電力系統の過渡安定度維持に必要な電制対象を選択して制御テーブルに設定し、当該制御テーブルを中央制御装置へ送信することを繰り返し行う中央演算装置と、
系統事故発生時に事故種別を判定して当該事故種別の情報を中央制御装置へ送信する事故検出端末装置と、
前記事故検出端末装置から受信した事故種別の情報と前記中央演算装置から受信した制御テーブルとを照合して電制対象を決定し、電制指令を送信する中央制御装置と、
前記中央制御装置から受信した電制指令に従って、電制対象に決定された電源を電力系統から解列させる制御端末装置と、を備える電力系統安定化システムであって、
前記制御端末装置が設置される電源は、同期発電機の発電所と、太陽光発電と風力発電とのうち少なくとも一方を含む再エネ電源と、を含み、
前記中央演算装置は、電制候補を電制した際の過渡安定度演算を行い、過渡安定度演算結果を用いて、同期安定性を不安定傾向にある同期発電機グループと安定傾向にある同期発電機グループの２機系統モデルで表し、前記２機系統モデルを１機無限大母線モデルに変換し、前記１機無限大母線モデルにおける同期発電機の角速度偏差の変化速度が電制実施時に減少する量を電制量で除算した値を安定化効果を表す指標とし、指標が最大となる電制候補を電制対象に選択することを特徴とした電力系統安定化システム。
現在の系統情報を収集して解析用系統モデルを作成し、複数の想定事故について過渡安定度演算を実施し、電力系統の過渡安定度維持に必要な電制対象を選択して制御テーブルに設定し、当該制御テーブルを中央制御装置へ送信することを繰り返し行う中央演算装置と、
系統事故発生時に事故種別を判定して当該事故種別の情報を中央制御装置へ送信する事故検出端末装置と、
前記事故検出端末装置から受信した事故種別の情報と前記中央演算装置から受信した制御テーブルとを照合して電制対象を決定し、電制指令を送信する中央制御装置と、
前記中央制御装置から受信した電制指令に従って、電制対象に決定された電源を電力系統から解列させる制御端末装置と、を備える電力系統安定化システムであって、
前記制御端末装置が設置される電源は、同期発電機の発電所と、太陽光発電と風力発電とのうち少なくとも一方を含む再エネ電源と、を含み、
前記中央演算装置は、電制候補を電制した際の過渡安定度演算を行い、過渡安定度演算結果を用いて同期安定性を不安定傾向にある同期発電機グループと安定傾向にある同期発電機グループの２機系統モデルで表し、前記２機系統モデルを１機無限大母線モデルに変換し、前記１機無限大母線モデルにおける同期発電機の角速度偏差が電制実施時に減少する量を電制量で除算した値を安定化効果を表す指標とし、指標が最大となる電制候補を電制対象に選択することを特徴とした電力系統安定化システム。
現在の系統情報を収集して解析用系統モデルを作成し、複数の想定事故について過渡安定度演算を実施し、電力系統の過渡安定度維持に必要な電制対象を選択して制御テーブルに設定し、当該制御テーブルを中央制御装置へ送信することを繰り返し行う中央演算装置と、
系統事故発生時に事故種別を判定して当該事故種別の情報を中央制御装置へ送信する事故検出端末装置と、
前記事故検出端末装置から受信した事故種別の情報と前記中央演算装置から受信した制御テーブルとを照合して電制対象を決定し、電制指令を送信する中央制御装置と、
前記中央制御装置から受信した電制指令に従って、電制対象に決定された電源を電力系統から解列させる制御端末装置と、を備える電力系統安定化システムであって、
前記制御端末装置が設置される電源は、同期発電機の発電所と、太陽光発電と風力発電とのうち少なくとも一方を含む再エネ電源と、を含み、
前記中央演算装置は、電制候補を電制した際の過渡安定度演算を行い、過渡安定度演算結果を用いて、同期安定性を不安定傾向にある同期発電機グループと安定傾向にある同期発電機グループの２機系統モデルで表し、前記２機系統モデルを１機無限大母線モデルに変換し、前記１機無限大母線モデルにおける同期発電機の相差角偏差が電制実施時に減少する量を電制量で除算した値を安定化効果を表す指標とし、指標が最大となる電制候補を電制対象に選択することを特徴とした電力系統安定化システム。
前記中央演算装置は、同期発電機の安定化効果指標と他の指標の総合評価に基づいて電制対象を選択することを特徴とした、請求項１から３のうちいずれか一項に記載の電力系統安定化システム。
前記他の指標は、周波数変動に応じて出力を自動調整し、周波数を一定に維持する周波数調整力であることを特徴とした、請求項４に記載の電力系統安定化システム。