JP7434093B2 - 電力系統安定化装置、電力系統安定化方法、及びプログラム - Google Patents

Description

本発明の実施形態は、電力系統安定化装置、電力系統安定化方法、及びプログラムに関する。

電力系統安定化装置は、例えば、各種の電力設備の稼働状況を監視し、電力系統の安定な運用を図る。電力系統に系統事故が発生したときに、電力系統安定化装置は、例えば一部の発電機（電源）を制御（以下「電制」という）する。電力系統安定化装置は、例えば、事故が発生する前の電力の状態に基づいて事故発生を想定し、想定した事故に応じて電制の対象となる発電機（以下、「電制機」）を選択する。実際に電力系統に事故が発生した場合には、電力系統安定化装置は、想定した事故に基づいて選択した電制機を電制することにより、電力系統の安定化を図る。電制は、事故発生時に発電機や負荷を電力系統Ｅから切り離す（解列する）制御または出力を抑制する制御であり、「遮断」または「出力抑制」という場合もある。

ところで近年、電力系統では、安定して電力供給する火力発電所などの大規模発電所に加えて、再生可能エネルギーを利用した再生可能エネルギー（以下「再エネ」という）発電所の利用が拡大し始めている。このため、電力系統安定化装置による電力系統の安定化を図る場合に、大規模発電所の電力を再エネ発電所の電力によって補うことがある。しかし、再エネ発電所のうち特に風力発電所および太陽光発電所などは、出力変動が大きいことから、電力系統安定化装置による電力系統の安定化を図るにあたり、電制機として選択した時点から制御するまでの期間に出力が低下することにより制御量が不足する心配がある。

特許第３９３０３６９号公報

本発明が解決しようとする課題は、系統事故が発生した電力系統における制御量の不足を防止することができる電力系統安定化装置、電力系統安定化方法、及びプログラムを提供することである。

実施形態の電力系統安定化装置は、取得部と、演算部と、選択部と、を持つ。取得部は、複数の発電機におけるそれぞれの出力の測定値及び前記複数の発電機が接続される電力系統における系統情報を取得する。演算部は、前記測定値に基づいて前記複数の発電機におけるそれぞれの制御可能量を算出する。選択部は、前記電力系統で発生すると想定される事故種別、前記系統情報、及び前記複数の発電機のそれぞれの制御可能量に基づいて、前記複数の発電機のうち、前記電力系統の安定度維持のために電制機を選択する。更に、前記演算部は、前記測定値に基づく代表値に数値演算処理を実施して前記制御可能量を算出する。

第１の実施形態の電力系統安定化システム１の構成を示す図。 第１の実施形態の電力系統安定化装置１００の処理の一例を示すフローチャート。 第２の実施形態の電力系統安定化システム１の構成を示す図。 制御テーブル１７０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装置１００の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装置１００の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装置、電力系統安定化方法、及びプログラムを、図面を参照して説明する。

（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１の構成を示す図である。電力系統安定化システム１は、第１制御装置１０、第２制御装置２０、第３制御装置３０、起動装置８０、及び電力系統安定化装置１００を備える。電力系統安定化装置１００は、複数の発電機が接続された電力系統Ｅに事故が発生した際に電力系統Ｅの安定化を図る。電力系統Ｅは、電力を発電し、発電した電力を需要家の負荷設備まで送電するための一連の設備の集合である。電力系統Ｅは、例えば、発電機、母線、変圧器あるいは送電線、負荷、調相設備、遮断器、断路器等の電力設備を含む。電力系統Ｅは、電力設備に供給される電力を計測するための電圧計測用変成器、及び電流計測用変成器を備える。

電力系統Ｅには、例えば、火力発電機群２００に含まれる複数の火力発電機２１０、太陽光発電機群３００に含まれる複数の太陽光発電機３１０、及び風力発電機群４００に含まれる複数の風力発電機４１０が接続されている。火力発電機２１０は、例えば、大規模発電所である火力発電所に設けられた発電機である。火力発電機２１０は、タービンなどの回転体が存在し、その回転が電力系統Ｅの周波数と同期するいわゆる同期発電機であり、火力発電機２１０の出力は太陽光発電機３１０や風力発電機４１０の出力に比べて安定的である。

電力系統Ｅには、火力発電機２１０以外の同期発電機、例えば原子力発電機が接続されていてもよい。電力系統Ｅには、水力発電機が接続されていてもよい。複数の火力発電機２１０と電力系統Ｅの間には、それぞれ第１遮断器２２０が設けられている。第１遮断器２２０は、複数の火力発電機２１０と電力系統Ｅの間に１つまたは複数設けられていてもよい。

太陽光発電機３１０及び風力発電機４１０は、例えば、再エネ発電所に設けられている。太陽光発電機３１０と電力系統Ｅの間には、パワーコンディショナー３２０が設けられている。太陽光発電機３１０及び風力発電機４１０は、タービンなどを備えておらず、直流電力を発電する。パワーコンディショナー３２０，４２０は、太陽光発電機３１０及び風力発電機４１０が発電した直流電力を交流に変換して、電力系統Ｅに供給する。太陽光発電機３１０及び風力発電機４１０は、再生可能エネルギー発電機であるとともに、電力系統Ｅの周波数と同期する交流電力を発電する発電機でない、いわゆる非同期発電機である。パワーコンディショナー３２０と電力系統Ｅの間、及びパワーコンディショナー４２０と電力系統Ｅの間には、負荷３３０及び負荷４３０がそれぞれ接続されていてもよい。

複数の太陽光発電機３１０と電力系統Ｅの間には、第２遮断器３４０が設けられている。第２遮断器３４０を遮断することにより、複数の太陽光発電機３１０が一斉に電制される。第２遮断器３４０は、個々の太陽光発電機３１０と電力系統Ｅの間にそれぞれ設けられていてもよい。

複数の風力発電機４１０と電力系統Ｅの間には、第３遮断器４４０が設けられている。第３遮断器４４０を遮断することにより、複数の風力発電機４１０が一斉に電制される。第３遮断器４４０は、個々の風力発電機４１０と電力系統Ｅの間にそれぞれ設けられていてもよい。

電力系統Ｅは、複数の火力発電機２１０、複数の太陽光発電機３１０複数の風力発電機４１０のそれぞれの出力を測定する測定器を備える。これらの測定器は、測定した各発電機の出力の測定値を電力系統安定化装置１００に送信する。

電力系統安定化装置１００は、例えば、取得部１１０と、演算部１２０と、選択部１３０と、出力部１４０と、を備える。取得部１１０、演算部１２０、選択部１３０、及び出力部１４０は、例えば、ＣＰＵ（Central Processing Unit）（コンピュータ）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 Integration）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、予めコントローラのＨＤＤ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に格納されており、記憶媒体（非一過性の記憶媒体）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。プログラムは、記憶部に記憶されていてもよい。

第１制御装置１０は、電力系統安定化装置１００からの指示に応じて、火力発電機群２００に設けられている第１遮断器２２０をオン状態（導通状態）からオフ状態（遮断状態）に制御する。第２制御装置２０は、電力系統安定化装置１００からの指示に応じて、太陽光発電機群３００に設けられている第２遮断器３４０をオン状態（導通状態）からオフ状態（遮断状態）に制御する。第３制御装置３０は、電力系統安定化装置１００からの指示に応じて、風力発電機群４００に設けられている第３遮断器４４０をオン状態（導通状態）からオフ状態（遮断状態）に制御する。電力系統安定化システム１では、制御装置として、３つの制御装置を備え、第１制御装置１０、第２制御装置２０、第３制御装置３０が、それぞれ第１遮断器２２０、第２遮断器３４０、第３遮断器４４０を制御するものとしたが、制御装置の数は、３つに限定されず、任意の数の制御装置が、それぞれ任意の数の遮断器を制御してよい。

起動装置８０は、電力系統Ｅにおいて事故の検出を行う必要がある電力設備、例えば、変電所、開閉所、発電所等に設けられる。起動装置８０は、検出対象とする電力設備における電力に関する時系列情報を取得して、検出対象の電力設備における系統事故の発生の有無を検出する。起動装置８０は、系統事故を検出した場合、その事故種別を判別する。起動装置８０は、系統事故の発生を検出すると、判別した事故種別を特定可能な起動情報として出力部１４０に出力する。

取得部１１０は、電力系統Ｅに設置された計測機により送信された発電機出力の測定値及び電力系統Ｅの系統情報を取得する。発電機出力の測定値は、火力発電機２１０、太陽光発電機３１０、及び風力発電機４１０のそれぞれの測定値を含む。系統情報は、電力系統Ｅにおける電力設備の接続状態、及び電力の需給状態に関する情報である。系統情報は、例えば、遮断器や断路器等の開閉状態、発電機出力、負荷、送電線の有効及び無効電力、各電気所の母線電圧に関する情報等である。系統情報は、電力系統Ｅの給電情報網から電力系統安定化装置１００に送信される。取得部１１０は、取得した発電機の測定値及び系統情報を演算部１２０に出力する。

演算部１２０は、取得部１１０から出力された複数の発電機におけるそれぞれの出力の測定値に基づく代表値を各発電機の制御可能量として算出する。演算部１２０は、例えば、各発電機の測定値に数値演算処理を実施して、各発電機の制御可能量を算出する。
数値演算処理は、例えば、測定値の平均値などの統計値、トレンドに基づく予測値などを算出する処理である。演算部１２０は、算出した発電機の制御可能量を選択部１３０に出力する。

選択部１３０は、取得部１１０により出力された系統情報に基づいて電力系統Ｅに流れる潮流（電力）値を算出する。選択部１３０は、算出した潮流値に基づいて、目標制御量を算出する。目標制御量は、想定される系統事故（以下、「想定事故」）を安定させるために電力系統Ｅから切り離す必要がある電力量の目標値である。

選択部１３０は、電力系統Ｅで発生すると想定される系統事故の事故種別に対して、複数の発電機のうち、事故の波及を防止し、電力系統の安定度維持のために出力を制限される電制機の組合せを選択する。選択部１３０は、電力系統Ｅで発生すると想定される事故種別、算出した目標制御量、及び演算部１２０により算出された複数の発電機のそれぞれの制御可能量に基づいて、複数の発電機の中から電制機を選択する。選択部１３０は、選択した電制機の制御可能量の合計が、目標制御量以上となるように、複数の発電機の中から電制機を選択する。選択部１３０は、選択した電制機を特定する電制機情報を出力部１４０に出力する。

出力部１４０は、起動装置８０により起動情報が出力された場合に、選択部１３０により出力された電制機情報を第１制御装置１０、第２制御装置２０、及び第３制御装置３０に出力する。出力部１４０は、電制機情報により特定される電制機に火力発電機２１０が含まれる場合に、遮断指示を第１制御装置１０に出力する。遮断指示には、どの火力発電機２１０を制御する（例えば解列させる）かを示す情報が含まれている。第１制御装置１０は、出力部１４０により遮断指示を出力された場合に、遮断指示により特定される火力発電機２１０と電力系統Ｅの間の第１遮断器２２０を遮断（開放）する。

出力部１４０は、電制機情報により特定される電制機に太陽光発電機３１０が含まれる場合に、遮断指示を第２制御装置２０に出力する。第２制御装置２０は、出力部１４０により遮断指示を出力された場合に、太陽光発電機３１０と電力系統Ｅの間の第２遮断器３４０を遮断する。出力部１４０は、電制機情報により特定される電制機に風力発電機４１０が含まれる場合に、遮断指示を第３制御装置３０に出力する。第３制御装置３０は、出力部１４０により遮断指示を出力された場合に、風力発電機４１０と電力系統Ｅの間の第３遮断器４４０を遮断する。

次に、第１の実施形態の電力系統安定化装置における処理について説明する。図２は、第１の実施形態の電力系統安定化装置１００の処理の一例を示すフローチャートである。まず、電力系統安定化装置１００は、取得部１１０において、複数の発電機によりそれぞれ送信される各発電機の出力の測定値を取得する（ステップＳ１０１）。続いて、取得部１１０は、電力系統Ｅの給電情報網により送信される電力系統Ｅの系統情報を取得する（ステップＳ１０３）。

続いて、選択部１３０は、電力系統Ｅに流れる潮流値を算出し、算出した潮流値に基づいて目標制御量を算出する（ステップＳ１０５）。続いて、演算部１２０は、複数の発電機によりそれぞれ送信された各発電機の出力の測定値に数値演算処理を実施して、各発電機の制御可能量を算出する（ステップＳ１０７）。制御可能量の算出は、目標制御量の算出よりも先に実行されてもよい。ここで、選択部１３０が実施可能な制御可能量の算出手順について、複数の例を順次説明する。選択部１３０は、以下に説明する複数の算出手順のいずれかを実行するものでもよいし、条件に応じて算出手順を変えて実行するものでもよい。制御可能量の算出手順は、設けられた発電所が大規模発電所及び再エネ発電所のいずれであるかによらず、各発電機の間で共通であってもよいし、部分的に異なっていてもよい。

以下に制御可能量の算出手順を説明する前提として、取得部１１０は、１つの発電機、例えば火力発電機２１０により出力された火力発電機２１０の時系列に沿った測定値を収集し、図示しない記憶部に格納する。演算部１２０は、時系列に沿った測定値を収集するにあたり、例えば一定期間、例えば３０秒間の火力発電機２１０の測定値を収集し、記憶部に格納する。演算部１２０は、記憶部に格納した一定期間の火力発電機２１０の測定値の平均値を制御可能量として算出する。演算部１２０は、更に、他の火力発電機２１０についても同様に、一定期間に測定値を収集する。

［第１の算出手順］
演算部１２０は、下記（１）式に示すように、記憶部に格納された一定期間の測定値の平均値について、その火力発電機２１０の制御可能量Ｐｇｎを算出する。
Ｐｇｎ＝ａｖｅ（Ｐｇ） ・・・（１）
ここで、 Ｐｇ：発電機出力の時系列値
ａｖｅ（ｘ）：ｘの平均値

演算部１２０は、更に、１つの太陽光発電機３１０及び風力発電機４１０についても同様に一定期間の測定値を収集して記憶部に格納する。演算部１２０は、（１）式を用いて、記憶部に格納した一定期間の測定値の平均値を算出し、その太陽光発電機３１０及び風力発電機４１０のそれぞれの制御可能量として算出する。

ここで示した例では、１台の発電機ごとに制御可能量を求めているが、演算部１２０は、２台以上の発電機の集合（発電機集合）について制御可能量を算出してもよい。この場合、演算部１２０は、同種の発電機をまとめて発電機集合としてもよい。測定値を収集する周期は、種々の要因、例えば発電機の種類によらずに一定でもよいし、発電機の種類に応じて異なるようにしてもよい。例えば、演算部１２０は、同期発電機である火力発電機２１０についてはある収集期間を設定し、再エネ発電機である太陽光発電機３１０及び風力発電機４１０については同期発電機よりも収集期間を短くして測定値を収集してもよい。

発電機の測定値を収集する季節や時間帯は、種々の要因、例えば発電機の種類によらずに一定でもよいし、発電機の種類に応じて異なるようにしてもよい。例えば、演算部１２０は、太陽光発電機３１０については夜間を除いた時間で測定値を収集してもよいし、風力発電機４１０については天気予報などを参照し、風力が強いとの予報がある時間に限って測定値を収集してもよい。これらの変形例は、以下に説明する他の算出手順での同様に適用可能である。

［第２の算出手順］
演算部１２０は、例えば、下記（２）式に示すように、各発電機の一定期間の測定値の平均値に、１未満の係数ｋを乗算することで発電機の制御可能量Ｐｇｎを算出してもよい。
Ｐｇｎ＝ａｖｅ（Ｐｇ）×ｋ ・・・（２）
ここで、ｋ：整定値（０＜ｋ＜１）

係数ｋは、０を超えて１未満の数値であればよいが、１に近い数値であるのが好適であり、例えば０．８や０．９などの数値とするのが好適である。

［第３の算出手順］
演算部１２０は、数値演算処理として、発電機が一定以上の確率で発電機の最低出力を保証する統計的処理を行ってもよい。例えば、演算部１２０は、下記（３）式に示すように、統計的処理から求めた値に基づき、一定の確率で制御量が確保できる値、例えば、発電機の一定期間の測定値の平均値とともに偏差を算出する。演算部１２０は、算出した測定値の平均値から標準偏差の一定値倍を差し引いた値を発電機の制御可能量Ｐｇｎとして算出してもよい。
Ｐｇｎ＝ａｖｅ（Ｐｇ）－ｎσ ・・・（３）
ここで、ｎ：任意の正の値（例えば、０＜ｎ≦５）
σ：標準偏差

［第４の算出手順］
演算部１２０は、例えば、下記（４）式に示すように、数値演算処理として、第１から第３の算出手順（（４）式では第３の算出手順）により求められる値に時刻の関数を乗じて、下記（４）式により、発電機の制御可能量Ｐｇｎを算出してもよい。
Ｐｇｎ＝｛ａｖｅ（Ｐｇ）－ｎσ｝×ｆ（ｔ） ・・・（４）
ここで、ｆ（ｔ）：時刻関数

（４）式における時刻関数ｆ（ｔ）は、時刻を変数とする関数であり、例えば発電機の最大出力の時刻関数である。時刻関数ｆ（ｔ）は、最大出力の時刻関数ではなく、発電機の出力の時刻変化に追従する他の時刻関数でもよい。時刻関数ｆ（ｔ）は、そのほか、発電機の種類によらずに一定でもよいし、発電機の種類や発電機の設置環境などによって変動したりするものでもよい。

特に、太陽光発電機３１０は、時刻によって発電量が影響される。例えば、午前中は、時刻が進むにつれて日射量に応じて徐々に増加して発電量が多くなる。午後になると、日射が減少に転じた後は、日射量は徐々に低下する。その後、日没により発電量はほとんどなくなる。したがって、太陽光発電機３１０に関する時刻関数ｆ（ｔ）は、上記の時間帯に応じて変動するように予め定められていると好適である。

図２に示すフローに戻り、選択部１３０は、電力系統Ｅで発生すると想定される事故種別、算出した目標制御量及び演算部１２０により算出された制御可能量に基づいて、電制機を選択する（ステップＳ１０９）。続いて、出力部１４０は、起動装置８０により起動情報が出力されたか否かを判定する（ステップＳ１１１）。

起動装置８０により起動情報が出力されていないと判定した場合、出力部１４０は、処理をステップＳ１０１に戻す。起動装置８０により起動情報が出力されたと判定した場合、すなわち、想定事故が発生したと判定した場合、出力部１４０は、第１制御装置１０、第２制御装置２０、及び第３制御装置３０のうち、選択部１３０が選択した電制機を制御する制御装置に制御量として遮断指示を送信する（ステップＳ１１３）。その後、電力系統安定化装置１００は、処理をステップＳ１０１に戻し、新たな電力系統Ｅを対象としてステップＳ１０１～ステップＳ１１３の処理を、装置の電源が切られるなどして作動を停止させられるまで継続する。

第１実施形態の電力系統安定化装置１００は、演算部１２０において、制御可能量を算出するにあたり、測定値に数値演算処理を実施している。このため、発電機の出力変動があっても電力系統の安定化を図るために要求される電制量を確保できるので、電力系統の安定化を図るにあたって、系統事故が発生した電力系統における制御量の不足を防止することができる。

第１実施形態の電力系統安定化装置１００は、第２の算出手順で制御可能量を算出することにより、発電機の発電量が制御可能量を下回る可能性を低くすることができる。第１実施形態の電力系統安定化装置１００は、第３の算出手順で制御可能量を算出することにより、天候などに応じて発電機の発電量と制御可能量の差異が変化する。したがって、発電機の発電量が制御可能量を下回る可能性が低くなるとともに、発電機の発電量と制御可能量の差異を小さくすることができる。電制機を決定する際の判断の対象が太陽光発電などの発電機である場合、発電機の最大出力は有る時刻をピークとして減少することが分かっている。ここで、第１実施形態の電力系統安定化装置１００は、第４の算出手順で制御可能量を算出し、例えば、時刻関数ｆ（ｔ）を例えば最大出力の時刻関数とすることにより、発電量と制御可能量の差異をさらに小さくすることができる。

（第２の実施形態）
次に、第２の実施形態について説明する。図３は、第２の実施形態の電力系統安定化システム１の構成を示す図である。第２実施形態の電力系統安定化装置１０２は、第１の実施形態の電力系統安定化装置１００の構成に加えて、生成部１５０及び制御テーブル１７０を備える点で主に異なっている。第２の実施形態において、第１の実施形態と同様の構成及び処理について、重複する説明は省略することがある。

第２実施形態の電力系統安定化装置１０２は、例えば、取得部１１０において、電力設備の各々の系統情報を、一定の周期又は系統情報ごとの更新周期で、給電情報網を介して例えばオンラインで取得する。取得部１１０は、取得した系統情報を生成部１５０に出力する。演算部１２０は、第１の実施形態と同様に、各発電機の出力値の測定値に基づいて制御可能量を算出し、算出した制御可能量を生成部１５０に出力する。

生成部１５０は、系統モデルを作成する。系統モデルは、系統情報が検出された時点における電力系統Ｅの状態と等価なモデルである。具体的に、生成部１５０は、系統情報と、予め記憶する系統設備情報とを用いて系統モデルを作成する。系統設備情報は、電力系統Ｅを構成する電力設備の仕様であって、例えば、送電線のインピーダンスなどの情報である。

生成部１５０は、作成した系統モデルに、系統情報を用いた潮流計算を行って潮流値を算出する。生成部１５０は、算出した潮流値及び演算部１２０により出力された制御可能量を基に、事故発生、事故除去、電制の対象とする発電機を遮断した後の系統の動きについて、過渡安定度演算によるシミュレーションを行う。生成部１５０は、電制の対象とする発電機を変化させながら、系統が安定となる結果を得るまで繰り返し過渡安定度演算を行う。生成部１５０は、系統が安定となる解析シミュレーションの結果に基づいて、電制の対象とする発電機の組み合わせを選択し、想定事故ごとに制御テーブル１７０を生成する。

図４は、制御テーブル１７０の内容の一例を示す図である。制御テーブル１７０は、想定事故ごとに目標制御量及び電制機の組合せを対応づけた情報である。制御テーブル１７０は、例えば、想定事故種別番号、制御対象等の各項目を備える。想定事故種別番号は、オンライン事前演算にて対象とした想定事故の事故種別に対応する番号を示す。制御対象は、想定事故に対して制御対象（電制機）として選択された発電機の識別番号を示す。この例では、想定事故種別番号（１）の制御対象は発電機Ｇ１、Ｇ３であることを示している。

生成部１５０は、解析シミュレーションを周期的に実行することにより、制御テーブル１７０を周期的に更新する。これにより、常に最新の系統情報を反映させ、系統事故が発生した場合に電力系統Ｅを安定化できるようにする。

選択部１３０は、事故種別に基づいて制御テーブル１７０を参照し、事故種別に示される系統事故に対応する目標制御量及び電制機の組合せを特定する。選択部１３０は、特定した目標制御量及び電制機の組合せに基づいて、実際に電制を行う電制機を決定する。選択部１３０は、決定した電制機情報を出力部１４０に出力する。

次に、第２の実施形態の電力系統安定化装置１０２における処理について説明する。図５は、第２の実施形態の電力系統安定化装置１０２の処理の一例を示すフローチャートである。まず、電力系統安定化装置１０２は、取得部１１０において、複数の発電機によりそれぞれ送信される各発電機の出力の測定値を取得する（ステップＳ２０１）。続いて、取得部１１０は、電力系統Ｅの給電情報網により送信される電力系統Ｅの系統情報を取得する（ステップＳ２０３）。

続いて、演算部１２０は、複数の発電機によりそれぞれ送信された各発電機の出力の測定値に数値演算処理を実施して、各発電機の制御可能量を算出する（ステップＳ２０５）。制御可能量を算出する手順は、第１の実施形態と同様である。

続いて、生成部１５０は、想定事故、及び演算部１２０が算出した各発電機の制御可能量に基づいて、制御テーブル１７０を生成（ステップＳ２０７）し、記憶部に格納する。
続いて、選択部１３０は、起動装置８０により起動情報が出力されたか否かを判定する（ステップＳ２０９）。

起動装置８０により起動情報が出力されていないと判定した場合、選択部１３０は、処理をステップＳ２０１に戻す。起動装置８０により起動情報が出力されたと判定した場合、選択部１３０は、起動装置８０により出力された起動情報により特定される事故種別を記憶部に格納された制御テーブル１７０を参照し、電制機を選択する（ステップＳ２１１）。

続いて、出力部１４０は、第１制御装置１０、第２制御装置２０、及び第３制御装置３０のうち、選択部１３０が選択した電制機を制御する制御装置に対して遮断指示を出力する（ステップＳ２１３）。その後、電力系統安定化装置１００は、処理をステップＳ２０１に戻し、新たな電力系統Ｅを対象として、ステップＳ２０１～ステップＳ２１３の処理を、装置の電源が切られるなどして作動を停止させられるまで継続する。

生成部１５０において制御テーブル１７０を生成するにあたり、解析シミュレーションを行う際の発電機出力と実際に系統事故等が発生して発電機を電制する際に測定される発電機出力との関係が重要となる。生成部１５０は、電力系統Ｅの系統状態など推定した後に、発電機出力を用いて解析シミュレーションを実行する。このため、発電機が非同期発電機である場合には、特に、上記の第１～第４のいずれか算出手順を用いて制御可能量を算出することが好適となる。

第２の実施形態の電力系統安定化装置１０２は、第１の実施形態の電力系統安定化装置１００と同様の作用効果を奏する。第２の実施形態の電力系統安定化装置１０２は、生成部１５０において制御テーブル１７０を生成し、選択部１３０は、制御テーブル１７０を参照して電制機を決定する。このため、電制機を迅速に決定することができる。

（第３の実施形態）
次に、第３の実施形態について説明する。第３の実施形態の電力系統安定化装置１００は、第１の実施形態の電力系統安定化装置１００と同様の構成を有するが、演算部１２０の処理が異なる。第３の実施形態の電力系統安定化装置１００において、演算部１２０は、制御可能量の算出の対象となる発電機（以下、「算出対象発電機」）が再エネ発電機などの非同期発電機であるか否かに基づいて、制御可能量の算出形態を異ならせる。演算部１２０は、算出対象発電機が変動の大きい非同期発電機（以下、「非同期発電機」）である場合には、同期発電機である場合よりも数値演算処理の結果を相対的に小さくする。「数値演算処理の結果を相対的に小さくする」とは、共通する数値に数値演算処理を実施した場合に、算出される数値が小さくなるようにすることをいう。

以下の説明において、通常の演算処理を「第１数値演算処理」、算出される結果が相対的に小さくなる数値演算処理を「第２演算処理」とする。第１数値演算処理は、例えば、第１の実施形態で示した第１の算出手順による数値演算処理であり、通常の数値演算処理は、第１の実施形態で示した第２の算出手順から第４の算出手順で示した数値演算処理である。

図６は、第３の実施形態の電力系統安定化装置１００の処理の一例を示すフローチャートである。図６では、電力系統安定化装置１００における演算部１２０の処理において、目標制御量を算出する際の一部の処理について示している。演算部１２０は、制御可能量を算出するにあたり、例えば、発電機の出力の測定値の平均値を算出する。続いて、演算部１２０は、算出対象発電機が非同期発電機であるか否かを判定する（ステップＳ３０１）。

算出対象発電機が非同期発電機であると判定した場合、演算部１２０は、第２演算処理を実行する（ステップＳ３０３）。算出対象発電機が非同期発電機でない（同期発電機である）と判定した場合、演算部１２０は、第１数値演算処理を実行する（ステップＳ３０５）。こうして、電力系統安定化装置１００は、図６に示す処理を終了する。

第３の実施形態の電力系統安定化装置１００においては、算出対象発電機が同期発電機であるか非同期発電機であるかによって制御可能量を算出する手順を異ならせている。第３の実施形態の電力系統安定化装置１００は、算出対象発電機が非同期発電機である場合には、第２数値演算処理を実行し、算出対象発電機が同期発電機である場合よりも、数値演算処理の結果としての制御可能量を小さく算出する。非同期発電機は、同期発電機よりも出力の変動が大きいので、同期発電機より制御可能量を小さく算出することで、制御時に電制量不足となることなく電制機を適切に選択しやすくすることができる。

第３の実施形態の電力系統安定化装置１００において、演算部１２０は、算出対象発電機が同期発電機である場合よりも、数値演算処理の影響が大きくなる範囲で、同期発電機の制御可能量についても数値演算処理を実施してもよい。演算部１２０は、非同期発電機の種類に応じて、異なる数値演算処理を実施して制御可能量を算出してもよい。

上記各実施形態では、選択部１３０は、電制機を選択するが、発電量を抑制する発電機を選択するとともに、抑制する発電機の発電量（抑制量）を決定してもよい。この場合、出力部１４０は、第１制御装置１０、第２制御装置２０、第３制御装置３０に、電制機及びその発電量の情報を含む制御情報（抑制情報）を出力してもよい。この場合、選択部１３０は、発電機の種類や発電機の設置環境などによって、発電機の制御量を調整してもよい。演算部１２０は、発電機の種類や発電機の設置環境などによって、発電制御量の算出手順を変えてもよい。

以上説明した少なくともひとつの実施形態によれば、複数の発電機におけるそれぞれの出力の測定値及び前記複数の発電機が接続される電力系統における系統情報を取得する取得部と、前記測定値に基づいて前記複数の発電機におけるそれぞれの制御可能量を算出する演算部と、前記電力系統で発生すると想定される事故種別、前記系統情報、及び前記複数の発電機のそれぞれの制御可能量に基づいて、前記複数の発電機のうち、前記電力系統の安定度維持のために出力を制限される電制機を選択する選択部と、を持ち、前記演算部は、前記測定値に基づく代表値に数値演算処理を実施して前記制御可能量を算出することにより、系統事故が発生した電力系統における制御量の不足を防止することができる。

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。

１…電力系統安定化システム、１０…第１制御装置、２０…第２制御装置、３０…第３制御装置、８０…起動装置、１００…電力系統安定化装置、１１０…取得部、１２０…演算部、１３０…選択部、１４０…出力部、１５０…生成部、１７０…制御テーブル、２１０…火力発電機、２２０…第１遮断器、３１０…太陽光発電機、３４０…第２遮断器、４１０…風力発電機、４４０…第３遮断器、Ｅ…電力系統

Claims (9)

1. 複数の発電機におけるそれぞれの出力の測定値及び前記複数の発電機が接続される電力系統における系統情報を取得する取得部と、
   前記測定値に基づいて前記複数の発電機におけるそれぞれの制御可能量を算出する演算部と、
   前記電力系統で発生すると想定される事故種別、前記系統情報、及び前記複数の発電機のそれぞれの前記制御可能量に基づいて、前記複数の発電機のうち、前記電力系統の安定度維持のために出力を制限される電制機を選択する選択部と、を備え、
   前記演算部は、前記測定値に基づく代表値に数値演算処理を実施して前記制御可能量を算出する
   電力系統安定化装置。
2. 前記測定値に基づく代表値は、前記複数の発電機のそれぞれの出力の時系列に沿った前記測定値の平均値である
   請求項１に記載の電力系統安定化装置。
3. 前記演算部は、前記数値演算処理として、前記代表値に１未満の係数を乗じて、前記制御可能量を算出する
   請求項１または２に記載の電力系統安定化装置。
4. 前記演算部は、前記数値演算処理として、前記発電機が一定以上の確率で前記発電機の最低出力を保証する統計的処理を前記代表値に実施して、前記制御可能量を算出する
   請求項１または２に記載の電力系統安定化装置。
5. 前記演算部は、前記数値演算処理として、前記代表値に、時刻を変数とする関数を乗じて、前記制御可能量を算出する
   請求項１から４のうちいずれか１項に記載の電力系統安定化装置。
6. 前記測定値及び前記系統情報に基づいて、前記電力系統で発生すると想定される事故種別に応じて、前記電力系統の安定度維持のために出力を制限される電制機を決定する制御テーブルを生成する生成部、を更に備え、
   前記選択部は、前記制御可能量に代えて、前記制御テーブルに基づいて、前記電制機を選択する
   請求項１から５のうちいずれか１項に記載の電力系統安定化装置。
7. 前記演算部は、前記発電機が同期発電機及び再生可能エネルギー発電機を含む場合に、前記再生可能エネルギー発電機の前記制御可能量を算出する場合、前記同期発電機の前記制御可能量を算出する場合よりも、前記数値演算処理の結果を相対的に小さくする
   請求項１から５のうちいずれか１項に記載の電力系統安定化装置。
8. 電力系統安定化装置が、
   複数の発電機におけるそれぞれの出力の測定値及び前記複数の発電機が接続される電力系統における系統情報を取得し、
   前記測定値に基づいて前記複数の発電機におけるそれぞれの制御可能量を算出し、
   前記電力系統で発生すると想定される事故種別、前記系統情報、及び前記複数の発電機のそれぞれの前記制御可能量に基づいて、前記複数の発電機のうち、前記電力系統の安定度維持のために出力を制限される電制機を選択し、
   前記制御可能量を算出する際に、前記測定値に基づく代表値に数値演算処理を実施して前記制御可能量を算出する
   電力系統安定化方法。
9. 電力系統安定化装置に、
   複数の発電機におけるそれぞれの出力の測定値及び前記複数の発電機が接続される電力系統における系統情報を取得させ、
   前記測定値に基づいて前記複数の発電機におけるそれぞれの制御可能量を算出させ、
   前記電力系統で発生すると想定される事故種別、前記系統情報、及び前記複数の発電機のそれぞれの前記制御可能量に基づいて、前記複数の発電機のうち、前記電力系統の安定度維持のために出力を制限される電制機を選択させ、
   前記制御可能量を算出させる際に、前記測定値に基づく代表値に数値演算処理を実施して前記制御可能量を算出させる
   プログラム。

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