JPWO2016136630A1 - 系統安定度推定装置および系統安定度推定方法 - Google Patents

Abstract

本発明は、より少ない演算時間で、電力系統における複数の系統断面の過渡安定度を推定する系統安定度推定装置および系統安定度推定方法の提供を目的とする。本発明に係る系統安定度推定装置１は、発電機の出力電力と相差角との関係を表す電力相差角曲線を算出する電力相差角曲線算出部１６０と、電力相差角曲線に基づいて、事故発生前の発電機の出力電力と事故発生後の発電機相差角最大到達点である最大相差角との関係を表す電力最大相差角曲線を推定する、電力最大相差角曲線推定部１７１と、電力最大相差角曲線に基づいて系統安定度の余裕量を算出する、系統安定度余裕算出部１７２と、を備える。

Description

本発明は電力系統における複数の系統断面の過渡安定度を推定する系統安定度推定装置および系統安定度推定方法に関する。

電力系統の運用、監視制御、系統安定化などの分野では、現在や将来の電力系統の安定度を計算し、制御量の算出などに役立てている。特に、電力系統で何らかの事故が発生した際の過渡安定度（脱調現象の発生有無）は重要な要素の一つとなっている。

過渡安定度を評価するための一手段として、等面積法による手法が存在する。この等面積法を過渡安定度の評価に適用するに際しては、発電機の電力相差角曲線が必要になる。

電力系統における事故時の挙動の評価手法としては、典型的には、いくつかの事故形態および系統状態を予め想定し、それぞれに対応する挙動を演算する方法がある。この時、電力相差角曲線の算出方法としては、詳細安定度計算を実施し、詳細安定度計算の計算結果に基づいて電力相差角曲線を算出する方法が一般的である（例えば特許文献１を参照）。

特開２００３−３４８７５４号公報

いくつかの事故態様および系統状態について、電力系統の過渡安定度を等面積法により事前に推定するためには、事故や故障に伴う系統擾乱発生時の電力相差角曲線を推定することが必要であり、このような電力相差角曲線を推定するには、詳細安定度計算を実施せざるを得ない。

電力系統内の発電機出力、負荷量、潮流は時々刻々と変化することから、常に最新の系統状態を想定した詳細安定度計算を実施することが望ましい。一方で、多くの電力設備での事故について電力系統の過渡安定度を事前に推定するためには、多数回の詳細安定度計算を実施しなければならず、演算時間が膨大となってしまう。

本発明は以上のような課題を解決するためになされたものであり、より少ない演算時間で、電力系統における複数の系統断面の過渡安定度を推定する系統安定度推定装置および系統安定度推定方法の提供を目的とする。

本発明に係る系統安定度推定装置は、発電機の出力電力と相差角との関係を表す電力相差角曲線を算出する電力相差角曲線算出部と、電力相差角曲線に基づいて、事故発生前の発電機の出力電力と事故発生後の発電機相差角最大到達点である最大相差角との関係を表す電力最大相差角曲線を推定する、電力最大相差角曲線推定部と、電力最大相差角曲線に基づいて系統安定度の余裕量を算出する、系統安定度余裕算出部と、を備える。

本発明に係る系統安定度推定方法は、（ａ）発電機の出力電力と相差角との関係を表す電力相差角曲線を算出する工程と、（ｂ）電力相差角曲線に基づいて、発電機の出力電力の変化量と最大相差角の変化量との関係を表す電力最大相差角曲線を推定する工程と、（ｃ）電力最大相差角曲線における出力電力の変化量から最大相差角を推定し、系統安定度の余裕量を算出する工程と、を備える。

本発明に係る系統安定度推定装置および系統安定度推定方法によれば、各系統断面での詳細安定度計算を実施することなく、最大相差角を推定できる。本発明によれば、ある系統断面における詳細安定度計算結果から電力相差角曲線を得て、電力相差角曲線に基づいて電力最大相差角曲線を推定する。よって、電力最大相差角曲線に基づいて、系統状態が変化した場合の事故発生による最大相差角を推定することが可能となり、系統安定度の余裕量を算出できる。つまり、系統状態が変化した系統断面における詳細安定度計算を実施することなく系統安定度の余裕量を算出できるので、演算時間を短縮することができる。

この発明の目的、特徴、局面、および利点は、以下の詳細な説明と添付図面とによってより明白となる。

実施の形態１に係る系統安定度推定装置の機能ブロック図である。 実施の形態１に係る系統安定度推定装置のハードウェア構成図である。 実施の形態１に係る電力相差角曲線を示す図である。 実施の形態１に係る電力相差角曲線から最大電力相差角曲線を推定する方法を説明するための図である。 実施の形態１に係る最大電力相差角曲線を示す図である。 実施の形態１に係る系統安定度推定装置の動作を示すフローチャートである。 実施の形態２に係る系統安定度推定装置の機能ブロック図である。 実施の形態２に係る系統安定度推定装置の動作を示すフローチャートである。 実施の形態３に係る系統安定度推定装置の機能ブロック図である。 実施の形態３に係る系統安定度推定装置の動作を示すフローチャートである。 実施の形態４に係る系統安定度推定装置の機能ブロック図である。

＜実施の形態１＞
＜構成＞
図１は、本実施の形態１における系統安定度推定装置１の機能ブロック図である。系統安定度推定装置１は、演算処理部１５０と、データ格納部１８０とを含む。演算処理部１５０は、処理に用いるデータをデータ格納部１８０に格納するとともに、格納したデータを読み出す。

演算処理部１５０は、センサ入力部１５２と、データ設定部１５４と、電力相差角曲線算出部１６０と、基準断面最大相差角算出部１７０と、電力最大相差角曲線推定部１７１と、系統安定度余裕算出部１７２とを含む。

センサ入力部１５２は、電力系統から電気量（電流、電圧、有効電力、無効電力など）の計測値を受け取り、電気量計測値１８１としてデータ格納部１８０に格納する。

データ設定部１５４は、設定値を受け取る。具体的には、送電線インピーダンスや変圧器の変圧比などの系統定数を受け取り、系統情報１８２としてデータ格納部１８０に格納するとともに、想定する事故条件を受け取って、事故条件１８３としてデータ格納部１８０に格納する。

電力相差角曲線算出部１６０は、電力相差角曲線を算出する。具体的には、データ格納部１８０に格納されている、電気量計測値１８１と、系統情報１８２と、事故条件１８３とを用いて、電力相差角曲線を算出する。そして、算出した電力相差角曲線を定義する電力相差角曲線係数を、電力相差角曲線係数１８６としてデータ格納部１８０に格納する。

次に、図１に示す電力相差角曲線算出部１６０における電力相差角曲線の算出処理について説明する。電力相差角曲線算出部１６０は、詳細安定度計算部１６２と、電力相差角曲線係数同定部１６４とを含む。

詳細安定度計算部１６２は、系統情報１８２を用いて、詳細安定度計算を実施し、その結果を詳細安定度計算結果１８５としてデータ格納部１８０に格納する。詳細安定度計算では、電力系統の過渡的動揺現象を模擬するシミュレーションが実行され、発電機出力の有効電力（Ｐ_ｅ）および発電機内部相差角（δ）が少なくとも算出される。

電力相差角曲線係数同定部１６４は、詳細安定度計算結果１８５の有効電力情報および相差角情報から電力相差角曲線を決定し、電力相差角曲線から電力相差角曲線係数を同定する。そして、得られた電力相差角曲線係数を、電力相差角曲線係数１８６としてデータ格納部１８０に格納する。

基準断面最大相差角算出部１７０は、詳細安定度計算結果から電力出力を計算して、最大相差角を算出する。

電力最大相差角曲線推定部１７１は、電力相差角曲線算出部１６０で算出した電力相差角曲線を用いて、事故発生前の発電機の出力電力（発電機出力）と事故発生後の発電機の最大相差角の関係を示す電力最大相差角曲線を推定する。ここで、最大相差角とは、事故発生後の発電機相差角の最大到達点である。ここで、「事故発生前」とは事故が発生する直前を意味する。また、「事故発生後」とは事故が発生してから、事故および事故除去に伴う過渡的な系統擾乱が十分に落ち着くまでの時間を意味する。系統安定度余裕算出部１７２は、系統断面変化時における系統安定度の余裕量の算出を行う。

図２は、系統安定度推定装置１のハードウェア構成を示す図である。図１におけるデータ設定部１５４は図２に記載の入力装置２００１により入力して実現することができる。

図１におけるデータ格納部１８０は図２に記載の主記憶装置２００３に記憶させて保存、または伝送媒体を介して読み込み保存することにより実現することができる。センサ入力部１５２は、系統に接続されている各母線、送電線などの電圧、電流、有効電力、無効電力などを計測し、データ格納部１８０に格納する。

データ設定部１５４は、送電線インピーダンスや変圧器の変圧比などを、データ格納部１８０に格納する。また、対象とする事故条件をデータ格納部１８０に格納する。

図１における電力相差角曲線算出部１６０、基準断面最大相差角算出部１７０、電力最大相差角曲線推定部１７１、系統安定度余裕算出部１７２は、ＣＰＵ２００５が必要なデータを主記憶装置２００３から読み出し、二次記憶装置２００２に記憶されたソフトウェアプログラムを実行することによりＣＰＵ２００５の機能として実現される。ただし、これらは、例えば複数のＣＰＵ２００５が連携して実現されてもよい。

以上の説明では、電力相差角曲線算出部１６０、基準断面最大相差角算出部１７０、電力最大相差角曲線推定部１７１、系統安定度余裕算出部１７２は、図２のＣＰＵ２００５が二次記憶装置２００２等に記憶されたソフトウェアプログラムに従って動作することにより実現された。しかしこれに代えて、電力相差角曲線算出部１６０、基準断面最大相差角算出部１７０、電力最大相差角曲線推定部１７１、系統安定度余裕算出部１７２は、当該動作をハードウェアの電気回路で実現する信号処理回路により実現されてもよい。ソフトウェアの電力相差角曲線算出部１６０、基準断面最大相差角算出部１７０、電力最大相差角曲線推定部１７１、系統安定度余裕算出部１７２と、ハードウェアの電力相差角曲線算出部１６０、基準断面最大相差角算出部１７０、電力最大相差角曲線推定部１７１、系統安定度余裕算出部１７２とを合わせた概念として、「部」という語に代えて「処理回路」もしくは「モジュール」という語を用いることもできる。

＜動作＞
まず、本実施の形態１における電力相差角曲線の算出手法の基本的な考え方について説明する。図３は、本実施の形態１に係る電力相差角曲線の推定手法の基本的な考え方を説明するための図である。

図３は、ある任意の系統断面（以下、基準断面とも記載する）における電力相差角曲線を示す図である。この電力相差角曲線は、発電機の内部相差角δと発電機出力Ｐ_ｅとの関係を示している。電力相差角曲線は、詳細安定度計算によって算出される。電力相差角曲線は、その特徴から以下の式１のように近似できる。式１において、Ｐ_０、Ｐ_１、Ｐ_２は電力相差角曲線係数である。

詳細安定度計算によって算出される電力相差角曲線から等面積法に基づいて最大相差角δ_ｍａｘを推定する方法を説明する。図３に示すように、定常状態での発電機出力Ｐ_ｅが機械的入力Ｐ_ｍ０と等しいと想定し、事故発生に伴う電力相差角平面上の軌跡が機械的入力Ｐ_ｍ０を下回る部分の面積ＶＡ_０（加速エネルギー）と機械的入力Ｐ_ｍ０を上回る部分の面積ＶＤ_０（減速エネルギー）とを算出する。

つまり、事故発生直後は系統電圧の低下に伴って発電機からの送電電力が減少するので、発電機への機械的入力Ｐ_ｍ０が余剰になって発電機自体が加速して運動エネルギーを蓄える。その後、事故が除去されると、系統電圧が回復するので、発電機は運動エネルギーを放出して減速する。ここで、加速エネルギーが相対的に大きければ、発電機は加速を続けて相差角が拡大し、最終的には脱調現象を生じ得る。これに対して、減速エネルギーが相対的に大きければ、発電機の相差角はある程度まで広がるが、脱調現象に至る前に減速されてある相差角でバランスを維持することになる。

この時、図３に示すように、最大相差角（δ_Ｒ０）は、加速エネルギー（面積ＶＡ_０に相当）と最大到達点までの減速エネルギー（面積ＶＤ_０に相当）とが等しくなる相差角である。

このような最大相差角の算出を複数の系統断面について実施しようとすれば、各系統断面において詳細安定度計算を実施する必要がある。系統断面毎に詳細安定度計算を実施することは、膨大な演算時間が必要になる。

そこで、本実施の形態１における系統安定度推定装置１は、基準断面における電力相差角曲線から機械的入力Ｐ_ｍ０と最大相差角δ_Ｒ０との関係を推定することで、基準断面から機械的入力がΔＰ_ｍ増大した系統断面での最大相差角δ_Ｒ１を推定する。より具体的には、系統安定度推定装置１は、基準断面における電力相差角曲線を使用し等面積法に基づいてＰ_ｅと最大相差角δｍａｘの関係を推定する。そして、推定した最大相差角に基づいて系統安定度の余裕量を算出する。

詳細安定度計算によって算出される電力相差角曲線から、等面積法に基づいて発電機の機械入力Ｐ_ｍ０と最大相差角の関係を示す電力最大相差角曲線を推定する方法を説明する。

図４は、実施の形態１に係る系統安定度推定装置１の電力最大相差角曲線を推定する原理を説明するための図である。

図４に、基準断面における電力相差角曲線を示す。図４に示すように、ある状態において発電機出力Ｐ_ｅがＰ_ｍ０からΔＰ_ｍ増加した時に、最大相差角がδ_Ｒ０からΔδ増加してδ_Ｒ１になる。この時も加速エネルギー（面積ＶＡ_０）と減速エネルギー（面積ＶＤ_０）は同面積となる。従って、詳細安定度計算を実施せずに電力相差角曲線のみから、出力増加分ΔＰ_ｍに対する最大相差角増加分Δδを計算することが可能となる。

Δδを算出する際に、詳細安定度計算を実施しないため、事故除去時点の相差角（δ_Ｃ）は正確に求めることができない。本実施の形態１では、発電機出力の変化ΔＰ_ｍが微量であるという条件の下では、初期相差角（δ_０）や事故中の相差角の進み量（δ_Ｃ−δ_０）は一定であると仮定する。この過程により電力相差角曲線から最大相差角の変化量Δδを算出することが可能となる。

加速エネルギーの増加分は減速エネルギーの増加分から減速エネルギーの減少分を差し引いたものと等しくなる。この関係は、電力相差角曲線（式１）を用いて式２のように表される。

式２を式３のように変形すると、発電機出力の変化ΔＰ_ｍと最大相差角の変化量Δδの関係は式４のように表される。

式４のように、ΔＰ_ｍとΔδとの組を一意に決められることから、例えばΔδを様々に（例えば１［ｄｅｇ］ずつ−９０［ｄｅｇ］から９０［ｄｅｇ］まで）変化させた時のΔＰ_ｍを計算することで、基準となる断面のＰ_ｍ，δ_Ｒ０からの偏差分（ΔＰ_ｍとΔδ）が確定し、電力最大相差角曲線（図５）を得ることができる。

最後に、電力最大相差角曲線（図５）から、発電機出力が変化した時の系統安定度の余裕量を求める。本実施の形態１では、系統安定度の余裕量を式５で定義する。式５において、δ_{ｌｉｍｉｔ}は事故発生による最大相差角の限度（例えば１２０［ｄｅｇ］に予め設定）であり、δ_ｍａｘは想定する発電機出力における最大相差角である。

なお、系統安定度を、事故発生により脱調に至るかどうかで判断するならば、減速エネルギーの最大値（事故発生に伴う電力相差角平面上の軌跡が機械的入力Ｐ_ｍ０を上回る部分の全ての面積）から加速エネルギーを減算した値を系統安定度余裕量と定義することも可能である。また、系統安定化装置などによる脱調防止システムの動作を想定して、減速エネルギーにマージンを持たせて系統安定度余裕量を算出する方法もある。

以下では、電力相差角曲線（式１）における電力相差角曲線係数（Ｐ_０、Ｐ_１、Ｐ_２）の同定方法について詳述する。同定方法としては、公知の任意の手法を採用できるが、ここでは最小二乗法を用いた例を示す。

上述したように、任意の系統断面における電力相差角曲線は、その特徴から上述の式１のように近似できる。式１を行列の形で表現すると、以下の式６のように示すことができる。

詳細安定度計算の結果に含まれる、電力情報（Ｐ_ｅ）および相差角情報（δ）の時系列データ（ｎ個）を式６に代入すると式７が導かれる。

式７において、Ｐ_ｅ，ｉはｉ番目の電力情報であり、δ_ｉはｉ番目の相差角情報である。式７より電力相差角曲線係数（Ｐ_０、Ｐ_１、Ｐ_２）を決定する。具体的には、式７を式８のように変形することで、電力相差角曲線係数（Ｐ_０、Ｐ_１、Ｐ_２）を算出する。

式８に従って算出された電力相差角曲線係数（Ｐ_０、Ｐ_１、Ｐ_２）をこの系統断面における電力相差角曲線係数とする。

得られた電力相差角曲線係数（Ｐ_０、Ｐ_１、Ｐ_２）を式１に代入することにより電力相差角曲線が決定される。電力相差角曲線から当該系統断面の最大相差角δ_Ｒ０を求める。

なお、電力相差角曲線から等面積法を用いて発電機初期出力Ｐ_ｍ０と最大相差角δ_Ｒ０を算出する方法を述べたが、詳細安定度計算の結果に含まれる発電機初期出力と発電機相差角の最大値をそれぞれ（Ｐ_ｍ０、δ_Ｒ０）として採用してもよい。

＜フローチャートの説明＞
系統安定度推定装置１において系統安定度を推定する処理手順について説明する。図６は、系統安定度推定装置１の動作を示すフローチャートである。図６に示す各ステップは、図１に示す系統安定度推定装置１を構成する各機能部によって実行される。

まず、センサ入力部１５２は、電力系統に接続されている母線や送電線などから電気量（電流、電圧、有効電力、無効電力など）を計測し、計測した電気量を電気量計測値１８１としてデータ格納部１８０に格納する（ステップＳ１０１）。

続いて、電力相差角曲線算出部１６０に含まれる詳細安定度計算部１６２は、系統情報１８２と、事故条件１８３と、電気量計測値１８１とを用いて詳細安定度計算を行う（ステップＳ１０２）。そして、電力相差角曲線係数同定部１６４は、詳細安定度計算の結果を用いて式８により電力相差角曲線係数（Ｐ_０、Ｐ_１、Ｐ_２）を算出する（ステップＳ１０３）。電力相差角曲線係数はデータ格納部１８０に格納される。電力相差角曲線係数を式１に代入して電力相差角曲線が決定される（ステップＳ１０４）。

さらに、基準断面最大相差角算出部１７０は、詳細安定度計算結果から電力出力（加速エネルギー）を計算して、減速エネルギーが同面積となる最大相差角δ_Ｒ０を算出する（ステップＳ１０５）。次に、電力最大相差角曲線推定部１７１は、式４に基づいて、電力相差角曲線から発電機出力が変化した時の最大相差角を等面積法により順次求め、そのサンプル点を結ぶことにより電力最大相差角曲線（図５）を推定する（ステップＳ１０６）。

次に、系統安定度余裕算出部１７２は、電力最大相差角曲線（図５）から、想定する発電機出力における最大相差角δ_ｍａｘを求める（ステップＳ１０７）。そして、式５に基づいて、あらかじめ設定している最大相差角限度δ_{ｌｉｍｉｔ}までの余裕量を算出する（ステップＳ１０８）。

＜効果＞
本実施の形態１における系統安定度推定装置１は、発電機の出力電力と相差角との関係を表す電力相差角曲線を算出する電力相差角曲線算出部１６０と、電力相差角曲線に基づいて、事故発生前の発電機の出力電力と事故発生後の発電機相差角最大到達点である最大相差角との関係を表す電力最大相差角曲線を推定する、電力最大相差角曲線推定部１７１と、電力最大相差角曲線に基づいて系統安定度の余裕量を算出する、系統安定度余裕算出部１７２と、を備える。

従って、実施の形態１によれば、各系統断面での詳細安定度計算を実施することなく、最大相差角を推定できる。一般的に、詳細安定度計算はより多くの演算時間を必要とするため、系統断面毎に詳細安定度計算を実施して電力相差角曲線を算出しようとすると、膨大な演算時間が必要になる。これに対して、実施の形態１によれば、ある系統断面における詳細安定度計算結果から電力相差角曲線を得て、電力相差角曲線に基づいて電力最大相差角曲線を推定する。よって、電力最大相差角曲線に基づいて、系統状態が変化した場合の事故発生による最大相差角を推定することが可能となり、系統安定度余裕を算出できる。つまり、系統状態が変化した断面における詳細安定度計算を実施することなく系統安定度余裕を算出できるので、演算時間を短縮することができる。

また、本実施の形態１における系統安定度推定装置１において、電力最大相差角曲線推定部１７１は、初期相差角および相差角の進み量が一定であると仮定して電力最大相差角曲線を推定する。

従って、初期相差角および相差角の進み量を一定と仮定することにより、電力相差角曲線に等面積法を適用して電力最大相差角曲線を推定することが可能となる。

また、本実施の形態１における系統安定度推定装置１において、系統安定度余裕算出部１７２は、電力最大相差角曲線から最大相差角（δ_ｍａｘ）を推定し、当該最大相差角と予め定められた相差角（δ_{ｌｉｍｉｔ}）とを比較して系統安定度の余裕量を算出する。

従って、予め定める相差角（δ_{ｌｉｍｉｔ}）の値を変化させることにより、例えば系統安定化装置などによる脱調防止システムの動作を想定して、系統安定度の余裕量にマージンを持たせることができる。

また、本実施の形態１における系統安定度推定方法は、（ａ）発電機の出力電力と相差角との関係を表す電力相差角曲線を算出する工程と、（ｂ）電力相差角曲線に基づいて、発電機の出力電力の変化量と最大相差角の変化量との関係を表す電力最大相差角曲線を推定する工程と、（ｃ）電力最大相差角曲線における出力電力の変化量から最大相差角を推定し、系統安定度の余裕量を算出する工程と、を備える。

従って、実施の形態１によれば、各系統断面での詳細安定度計算を実施することなく、最大相差角を推定できる。実施の形態１によれば、ある系統断面における詳細安定度計算結果から電力相差角曲線を得て、電力相差角曲線に基づいて電力最大相差角曲線を推定する。よって、電力最大相差角曲線に基づいて、系統状態が変化した場合の事故発生による最大相差角を推定することが可能となり、系統安定度余裕を算出できる。つまり、系統状態が変化した断面における詳細安定度計算を実施することなく系統安定度余裕を算出できるので、演算時間を短縮することができる。

また、本実施の形態１における系統安定度推定方法は、工程（ｂ）において、初期相差角および相差角の進み量は一定であると仮定して電力最大相差角曲線を推定する。

従って、初期相差角および相差角の進み量を一定と仮定することにより、電力相差角曲線に等面積法を適用して電力最大相差角曲線を推定することが可能となる。

また、本実施の形態１における系統安定度推定方法は、工程（ｃ）において、電力最大相差角曲線から最大相差角を推定し、当該最大相差角と予め定められた相差角とを比較して系統安定度の余裕量を算出する。

従って、予め定める相差角（δ_{ｌｉｍｉｔ}）の値を変化させることにより、例えば系統安定化装置などによる脱調防止システムの動作を想定して、系統安定度の余裕量にマージンを持たせることができる。

＜実施の形態２＞
＜構成＞
図７は、本実施の形態２における系統安定度推定装置１Ａの機能ブロック図である。系統安定度推定装置１Ａは、実施の形態１の系統安定度推定装置１（図１）と比較して、潮流計算部１５６をさらに備える。その他の機能構成については、実施の形態１と同様であるので、説明を省略する。

潮流計算部１５６は、電力系統の潮流計算を実施する。具体的には、電気量計測値１８１と、系統情報１８２とを用いて、推定対象となる電力系統内の潮流分布を算出する潮流計算を実施する。潮流計算は、電力系統内の潮流分布を算出するものであり、過渡状態を解析する必要がないので、上述の詳細安定度計算と比較してより短時間で計算結果を出力できる。

潮流計算部１５６は、潮流計算の結果に含まれる電力の値を、潮流計算結果１８４としてデータ格納部１８０に格納する。

＜動作＞
系統安定度推定装置１Ａにおいて系統安定度を推定する処理手順について説明する。図８は、系統安定度推定装置１Ａの動作を示すフローチャートである。図８に示すフローチャートは、図６に示すフローチャートに対して、電力変化量を算出する工程（ステップＳ２０７）をさらに加えたものである。

図８のステップＳ２０１からＳ２０６は図６のステップＳ１０１からＳ１０６と同じため説明を省略する。ステップＳ２０７において、潮流計算部１５６は、潮流計算により電力系統における発電機出力を算出する。そして、詳細安定度計算を実施した系統断面における発電機出力からの電力変化量ΔＰ_ｍを算出する。

その後のステップＳ２０８，Ｓ２０９では、実施の形態１と同様に、電力変化量ΔＰ_ｍを電力最大相差角曲線（図５）と照らしあわせて最大相差角を推定し、系統安定度の余裕量を算出する。

＜効果＞
本実施の形態２における系統安定度推定装置１Ｂは、潮流計算を行うことで発電機の出力電力の変化量を算出する潮流計算部１５６をさらに備え、系統安定度余裕算出部１７２は、電力最大相差角曲線における出力電力の変化量から最大相差角を推定し、系統安定度の余裕量を算出する。

実施の形態２によれば、実施の形態１による効果に加えて、現在の系統断面から系統状態が変化した場合に、少ない演算時間で演算可能な潮流計算によって発電機出力の値を正確に算出することが可能となり、演算時間の短縮に加えて系統安定度の余裕量の精度を向上させることができる。

また、本実施の形態２における系統安定度推定方法は、（ｄ）工程（ｃ）（即ち、電力最大相差角曲線における出力電力の変化量から最大相差角を推定し、系統安定度の余裕量を算出する工程）の前に、潮流計算を行うことで発電機の出力電力の変化量を算出する工程をさらに備え、工程（ｃ）において、電力最大相差角曲線における出力電力の変化量から最大相差角を推定し、系統安定度の余裕量を算出する。

従って、現在の系統断面から系統状態が変化した場合に、少ない演算時間で演算可能な潮流計算によって発電機出力の値を正確に算出することが可能となり、演算時間の短縮に加えて系統安定度の余裕量の精度を向上させることができる。

＜実施の形態３＞
本実施の形態３における系統安定度推定装置１Ｂは、現在の系統断面から電力取引により新たな発電および消費が発生することが予想される場合に、電力取引を行ったと仮定して系統安定度の余裕量を算出し、系統安定度の余裕量に基づいて電力取引の可否判定を行う。

＜構成＞
図９は、本実施の形態３における系統安定度推定装置１Ｂの機能ブロック図である。系統安定度推定装置１Ｂは、実施の形態２の系統安定度推定装置１Ａ（図７）と比較して、電力取引可否判定部１７３および電力取引可否判定結果出力部１７４をさらに備える。また、データ格納部１８０には、電力取引情報１８８および電力取引可否判定結果１８９がさらに格納される。

つまり、実施の形態３に係る系統安定度推定装置１Ｂは、実施の形態２に係る系統安定度推定装置１Ａに対して電力取引可否判定部１７３、電力取引可否判定結果出力部１７４、電力取引情報１８８、電力取引可否判定結果１８９を付加し、算出された電力取引後の系統安定度の余裕量に基づいて電力取引の可否判定を実施し、その結果を出力する。

系統安定度推定装置１Ｂのデータ設定部１５４は、系統安定度推定装置１Ａのデータ設定部１５４の動作に加えて、電力取引を予定している売電情報および買電情報を含む電力取引情報１８８を受け取り、データ格納部１８０に格納する。

本実施の形態３において、潮流計算部１５６は、電力取引情報１８８から売電情報と買電情報の組を選択し、それぞれに格納されている情報に基づいて電力取引を実施した場合の電力系統を想定した潮流計算を行う。そして、潮流計算の結果から電力系統内の発電機出力を算出する。

本実施の形態３において、系統安定度余裕算出部１７２は、既に詳細安定度計算を実施した発電機出力からの電力変化量を電力最大相差角曲線（図５）に照らし合わせて最大相差角を推定する。そして、系統安定度の余裕量を算出する。

本実施の形態３において、電力取引可否判定部１７３は、系統安定度余裕量に基づいて電力取引の可否判定を行う。そして、電力取引可否判定結果１８９をデータ格納部１８０に格納する。

本実施の形態３において、電力取引可否判定結果出力部１７４は電力取引可否判定結果１８９を例えば外部のディスプレイに出力する。

ここで、電力取引情報１８８から売電情報と買電情報の組を選択する方法として、例えば、売電価格の最も安い売電情報と、買電価格の最も高い買電情報を組み合わせることとする。なお、同一価格の売電情報もしくは買電情報が複数存在する場合は、それぞれデータ設定タイミングの早い情報を用いることとする。本実施の形態はこの売電情報と買電情報の組合せ方法を特定するものではない。

＜動作＞
系統安定度推定装置１Ｂにおいて系統安定度を推定する処理手順について説明する。図１０は、系統安定度推定装置１Ｂの動作を示すフローチャートである。図１０のステップＳ３０１からＳ３０６は図８のステップＳ２０１からＳ２０６と同じため説明を省略する。ステップＳ３０７において、潮流計算部１５６は、電力取引情報１８８から売電情報と買電情報の組を選択して、電力取引を実施した場合の電力系統を想定して潮流計算を行い、発電機出力を算出する。そして、詳細安定度計算を実施した系統断面における発電機出力からの電力変化量ΔＰ_ｍを算出する。

その後のステップＳ３０８，Ｓ３０９では、実施の形態２と同様に、電力変化量ΔＰ_ｍを電力最大相差角曲線（図５）と照らしあわせて最大相差角を推定し、系統安定度の余裕量を算出する。

さらに、ステップＳ３１０において、電力取引可否判定部１７３は、算出された系統安定度の余裕量に基づいて電力取引の可否判定を実施する。

＜効果＞
本実施の形態３における系統安定度推定装置１Ｂは、電力取引可否判定部１７３をさらに備え、系統安定度余裕算出部１７２は、電力の取引を行う場合を想定して系統安定度の余裕量を算出し、電力取引可否判定部１７３は系統安定度の余裕量に基づいて、電力の取引が可能であるか判定する。

従って、本実施の形態３によれば、実施の形態２による効果に加えて、電力取引内容に応じた系統安定度の余裕量を算出することが可能となり、少ない演算時間での電力取引可否判定が可能となる。

また、本実施の形態３における系統安定度推定方法は、（ｅ）工程（ｃ）（即ち、電力最大相差角曲線における出力電力の変化量から最大相差角を推定し、系統安定度の余裕量を算出する工程）の後に、前記系統安定度の余裕量に基づいて電力の取引が可能かどうか判定する工程をさらに備え、工程（ｃ）において、電力の取引を行う場合を想定して系統安定度の余裕量を算出する。

従って、本実施の形態３によれば、電力取引内容に応じた系統安定度の余裕量を算出することが可能となり、少ない演算時間での電力取引可否判定が可能となる。

＜実施の形態４＞
図１１は、本実施の形態４における系統安定度推定装置１Ｃの機能ブロック図である。系統安定度推定装置１Ｃは、実施の形態１の系統安定度推定装置１（図１）と比較して、電気量予測値入力部１７５をさらに備える。また、データ格納部１８０には、電気量予測値１９０がさらに格納される。その他の機能構成については実施の形態１と同じため、説明を省略する。

電気量予測値入力部１７５は、電力系統の各種電気量の予測値を受け取り、データ格納部１８０に電気量予測値１９０として格納する。ここで、各種電気量の予測値とは、電圧予測値、電流予測値、有効電力予測値、無効電力予測値などである。本実施の形態４の系統安定度推定装置１Ｃは電気量予測値入力部１７５を備える。よって、センサ入力部１５２に入力される各種計測値（電圧、電流、有効電力、無効電力など）だけでなく、再生可能エネルギー由来の発電出力、負荷量、各母線電圧などの電気量の予測値を電気量予測値入力部１７５に入力することが可能となる。

本実施の形態４において、電力相差角曲線算出部１６０は、電気量計測値１８１の一部又は全部を電気量予測値１９０に置き換えて演算を行う。

なお、実施の形態２の系統安定度推定装置１Ａ（図７）において、電気量予測値入力部１７５をさらに備える構成としてもよい。この場合、系統安定度推定装置１Ａの潮流計算部１５６は、電気量計測値１８１の一部又は全部を電気量予測値１９０に置き換えて演算を行う。また、実施の形態３の系統安定度推定装置１Ｂ（図９）においても、電気量予測値入力部１７５をさらに備える構成としてもよい。この場合、系統安定度推定装置１Ａの行う演算において、電気量計測値１８１の一部又は全部を電気量予測値１９０に置き換えて演算を行う。

本実施の形態４における系統安定度推定装置１Ｃにおいては、実施の形態１〜３において述べた効果に加えて、詳細安定度計算、潮流計算において、将来に見込まれる再生可能エネルギー由来の発電出力、負荷量、各母線電圧などの電気量の予測値に基づいた演算が可能となる。これにより、将来の系統断面を想定した系統安定度の余裕量を算出することが可能となる。

この発明は詳細に説明されたが、上記した説明は、すべての局面において、例示であって、この発明がそれに限定されるものではない。例示されていない無数の変形例が、この発明の範囲から外れることなく想定され得るものと解される。

１，１Ａ，１Ｂ 系統安定度推定装置、１５０ 演算処理部、１８０ データ格納部、１５２ センサ入力部、１５４ データ設定部、１６０ 電力相差角曲線算出部、１６２ 詳細安定度計算部、１６４ 電力相差角曲線係数同定部、１７０ 基準断面最大相差角算出部、１７１ 電力最大相差角曲線推定部、１７２ 系統安定度余裕算出部、１７３ 電力取引可否判定部、１７４ 電力取引可否判定結果出力部、１７５ 電気量予測値入力部、１８０ データ格納部、１８１ 電気量計測値、１８２ 系統定数、１８３ 事故条件、１８５ 詳細安定度計算結果、１８６ 電力相差角曲線係数、１８７ 電力最大相差角曲線、１８８ 電力取引情報、１８９ 電力取引可否判定結果、１９０ 電気量予測値、２００１ 入力装置、２００２ 二次記憶装置、２００３ 主記憶装置、２００４ 出力装置、２００５ ＣＰＵ。

Claims (10)

1. 発電機の出力電力と相差角との関係を表す電力相差角曲線を算出する電力相差角曲線算出部と、
   前記電力相差角曲線に基づいて、事故発生前の発電機の出力電力と事故発生後の発電機相差角最大到達点である最大相差角との関係を表す電力最大相差角曲線を推定する、電力最大相差角曲線推定部と、
   前記電力最大相差角曲線に基づいて系統安定度の余裕量を算出する、系統安定度余裕算出部と、
   を備える、
   系統安定度推定装置。
2. 潮流計算を行うことで発電機の出力電力の変化量を算出する潮流計算部をさらに備え、
   系統安定度余裕算出部は、前記電力最大相差角曲線における前記出力電力の変化量から最大相差角を推定し、系統安定度の余裕量を算出する、
   請求項１に記載の系統安定度推定装置。
3. 電力取引可否判定部をさらに備え、
   前記系統安定度余裕算出部は、電力の取引を行う場合を想定して系統安定度の余裕量を算出し、
   電力取引可否判定部は前記系統安定度の余裕量に基づいて、電力の取引が可能かどうか判定する、
   請求項１に記載の系統安定度推定装置。
4. 電力最大相差角曲線推定部は、初期相差角および相差角の進み量が一定であると仮定して前記電力最大相差角曲線を推定する、
   請求項１に記載の系統安定度推定装置。
5. 前記系統安定度余裕算出部は、前記電力最大相差角曲線から最大相差角を推定し、当該最大相差角と予め定められた相差角とを比較して系統安定度の余裕量を算出する、
   請求項１に記載の系統安定度推定装置。
6. （ａ）発電機の出力電力と相差角との関係を表す電力相差角曲線を算出する工程と、
   （ｂ）前記電力相差角曲線に基づいて、発電機の出力電力の変化量と最大相差角の変化量との関係を表す電力最大相差角曲線を推定する工程と、
   （ｃ）前記電力最大相差角曲線における前記出力電力の変化量から最大相差角を推定し、系統安定度の余裕量を算出する工程と、
   を備える、
   系統安定度推定方法。
7. （ｄ）前記工程（ｃ）の前に、潮流計算を行うことで発電機の出力電力の変化量を算出する工程をさらに備え、
   前記工程（ｃ）において、前記電力最大相差角曲線における前記出力電力の変化量から最大相差角を推定し、系統安定度の余裕量を算出する、
   請求項６に記載の系統安定度推定方法。
8. （ｅ）前記工程（ｃ）の後に、前記系統安定度の余裕量に基づいて電力の取引が可能かどうか判定する工程をさらに備え、
   前記工程（ｃ）において、電力の取引を行う場合を想定して系統安定度の余裕量を算出する、
   請求項６に記載の系統安定度推定方法。
9. 前記工程（ｂ）において、初期相差角および相差角の進み量は一定であると仮定して前記電力最大相差角曲線を推定する、
   請求項６に記載の系統安定度推定方法。
10. 前記工程（ｃ）において、前記電力最大相差角曲線から最大相差角を推定し、当該最大相差角と予め定められた相差角とを比較して系統安定度の余裕量を算出する、
    請求項６に記載の系統安定度推定方法。

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