WO2016170912A1

WO2016170912A1 - 電力系統電圧無効電力監視制御装置及び方法

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Publication number: WO2016170912A1
Application number: PCT/JP2016/059533
Authority: WO
Inventors: 英佑黒田; 大地加藤; 友部　修; 晴樹三好; 真太郎上野
Original assignee: 株式会社日立製作所
Priority date: 2015-04-22
Filing date: 2016-03-25
Publication date: 2016-10-27
Also published as: EP3288142A1; US20180152020A1; US10673235B2; EP3288142A4; JP2016208654A; JP6412822B2

Abstract

再生可能エネルギーは天候に起因して時間経過とともに出力変動すること、電源構成や系統構成が変更されることなどが発生しても、電力系統の電圧と無効電力のバランスが維持され、さらには経済性を向上することが可能な電力系統電圧無効電力監視制御装置を提供することを目的とする。電力系統の電圧、無効電力を調整可能な個別装置に対して送信データを与える電力系統電圧無効電力監視制御装置であって、電力系統電圧無効電力監視制御装置は、電力系統の安定性を示す１つ以上の指標を用いて１つ以上の目標値制約を求め、目標値制約から目標値についての情報を得、目標値についての情報を含む送信データを個別装置に与え、個別装置により当該設置個所における電圧、無効電力を調整することを特徴とする電力系統電圧無効電力監視制御装置。

Description

電力系統電圧無効電力監視制御装置及び方法

　本発明は、電力系統の状態を監視し電圧と無効電力のバランスを維持するための、電力系統の電圧無効電力監視制御装置及び方法に関する。

　本技術分野の背景技術として、特許文献１、特許文献２がある。特許文献１には、「系統状態量格納手段４内にあるデータを用いて、目的関数算出手段５にて複数の電力系統制御業務の目的関数を夫々求め、次に目的関数変換手段１０１にて前記目的関数を線形変換し、更に統合目的関数算出手段１０２にて統合目的関数を導出し、この統合目的関数に対して感度算出し、操作量決定手段７にて操作量を決定する。」と記載されている。

　また特許文献２には、「電力系統からの系統情報を、情報伝送装置を介して電子計算機へ入力し、これらの各情報をもとに処理して系統状態を表示する電力系統電圧安定性監視制御システムにおいて、安定化制御手段に、電源系統毎に無効電力供給指標Ｑｓ及びその最大値Ｑｓｍａｘを算出する指標算出手段Ｓ１と、系統状態が健全時、送電損失が減少するように無効電力供給指標にＱｓの目標値を設定する目標値設定手段Ｓ２と、前記無効電力供給指標Ｑｓを目標値とするように各電圧制御機器の操作順序を決めて操作を行なう操作決定手段Ｓ３とを備えた。」と記載されている。

特開平９－３７４６３号公報特開平６－２８４５８２号公報

　将来、電力系統には、再生可能エネルギー（太陽光発電や風力発電など）をはじめとする天候によって出力が変動する電源（出力変動型電源）が大量導入される予定であるが、再生可能エネルギーは天候によって出力が変動するため、電圧や潮流の変動量が大きくなる可能性がある。そのため、電力系統の電圧と無効電力のバランスが維持できなくなる恐れや、経済性を向上することができない恐れがある。

　この点に関し特許文献１の電力系統制御装置には、「系統状態量格納手段４内にあるデータを用いて、目的関数算出手段５にて複数の電力系統制御業務の目的関数を夫々求め、次に目的関数変換手段１０１にて前記目的関数を線形変換し、更に統合目的関数算出手段１０２にて統合目的関数を導出し、この統合目的関数に対して感度算出し、操作量決定手段７にて操作量を決定する。」と記載されており、さらに「複数の電力系統制御を総合的に最適化し、設定した重みが制御結果に的確に反映されると共に運用者の意志を反映させた制御結果を得るための重みの値の設定を可能とし、系統状態に応じた総合的な制御を可能とする電力系統制御装置を提供することを目的としている。」としている。

　しかし、再生可能エネルギーは天候に起因して時間経過とともに出力変動すること、時間経過とともに電源構成や系統構成が変更されることなどの要因により、運用者の意志を反映させた制御結果を得るための重みの値が、必ずしも系統状態に応じた値にならず、電力系統の電圧と無効電力のバランスが維持できなくなる恐れや、経済性を向上することができない恐れがあるという課題がある。また、多目的最適化演算時に重みを調整する労力が多大であるという課題がある。

　そこで、本発明では、再生可能エネルギーは天候に起因して時間経過とともに出力変動すること、電源構成や系統構成が変更されることなどが発生しても、電力系統の電圧と無効電力のバランスが維持され、さらには経済性を向上することが可能な電力系統電圧無効電力監視制御装置及び方法を提供することを目的とする。

　上記課題を解決するために、例えば特許請求の範囲に記載の構成を採用する。

　本発明は上記課題を解決する手段を複数含んでいるが、その一例を挙げるならば、「電力系統の電圧、無効電力を調整可能な個別装置に対して送信データを与える電力系統電圧無効電力監視制御装置であって、電力系統電圧無効電力監視制御装置は、電力系統の安定性を示す１つ以上の指標を用いて１つ以上の目標値制約を求め、目標値制約から目標値についての情報を得、目標値についての情報を含む送信データを個別装置に与え、個別装置により当該設置個所における電圧、無効電力を調整することを特徴とする電力系統電圧無効電力監視制御装置。」である。

　また本発明は、「電力系統の電圧、無効電力を調整可能な個別装置に対して送信データを与える電力系統電圧無効電力監視制御装置であって、電力系統情報の予測値と系統設備情報と計算設定情報と判断基準情報の一つ以上から指標値を計算する指標計算部と、指標計算部の計算結果と判断基準情報を用いて一つ以上の電力系統の箇所の目標値制約を計算する目標値制約計算部と、目標値制約計算部の計算結果を用いて目標値変更タイミングを計算する目標値変更タイミング計算部と、目標値制約計算部の計算結果を用いて目標値幅を計算する目標値幅計算部と、系統設備情報と計算設定情報と目標値制約計算部と目標値変更タイミング計算部と目標値幅計算部の一つ以上の計算結果を用いて目標値を計算する目標値計算部と、目標値変更タイミング計算部と目標値幅計算部と目標値計算部の一つ以上の計算結果を用いて制御出力を指令する出力指令部と、電力系統情報の計測情報と、目標値制約計算部と目標値変更タイミング計算部と目標値幅計算部と目標値計算部の一つ以上の計算結果を用いて出力指令部の指令結果を評価する制御評価部と、指標計算部と目標値制約計算部と目標値変更タイミング計算部と目標値幅計算部と目標値計算部と制御評価部の一つ以上の計算結果を表示する表示部とを具備することを特徴とする電力系統電圧無効電力監視制御装置。」である。

　また本発明は、「電力系統における電圧無効電力監視制御方法であって、電力系統情報の予測値と系統設備情報と計算設定情報と判断基準情報の一つ以上から指標値を計算する指標計算処理ステップと、指標計算処理ステップの計算結果と判断基準情報を用いて一つ以上の電力系統の箇所の目標値制約を計算する目標値制約計算処理ステップと、目標値制約計算処理ステップの計算結果を用いて目標値変更タイミングを計算する目標値変更タイミング計算処理ステップと、目標値制約計算処理ステップの計算結果を用いて目標値幅を計算する目標値幅計算処理ステップと、系統設備情報と計算設定情報と目標値制約計算処理ステップと目標値変更タイミング計算処理ステップと目標値幅計算処理ステップの一つ以上の計算結果を用いて目標値を計算する目標値計算処理ステップと、目標値変更タイミング計算処理ステップと目標値幅計算処理ステップと目標値計算処理ステップの一つ以上の計算結果を用いて制御出力を指令する出力指令処理ステップと、電力系統情報の計測情報と、目標値制約計算処理ステップと目標値変更タイミング計算処理ステップと目標値幅計算処理ステップと目標値計算部の一つ以上の計算結果を用いて出力指令処理ステップの指令結果を評価する制御評価処理ステップと、指標計算処理ステップと目標値制約計算処理ステップと目標値変更タイミング計算処理ステップと目標値幅計算処理ステップと目標値計算処理ステップと制御評価処理ステップの一つ以上の計算結果を表示する表示処理ステップと、を具備することを特徴とする電力系統電圧無効電力監視制御方法。」である。

　本発明によれば、時間経過とともに再生可能エネルギーは天候に起因して出力変動することや電源構成や系統構成の変更が発生しても、電力系統の電圧と無効電力のバランスが維持でき、さらには経済性の向上が可能となる。また、電力系統電圧無効電力監視制御装置の目標値や制御量の計算において、複数の目的関数を用いる際に、重みづけする労力を低減できる。

電力系統電圧無効電力監視制御装置１０の構成をその機能面から整理して記述した図。実施例１における電力系統電圧無効電力監視制御装置のハード構成と電力系統の全体構成例を示す図。プログラムデータベースＤＢ１１に保有されたプログラムデータＤ１１により実行される機能を、プログラム名称で示した図。予測値データＤ１の一例を示す図。判断基準データＤ４の一例を示す図。実施例１における目標値変更タイミングデータと目標値幅データと目標値データの一例を示す図。制御評価結果データの一例を示す図。実施例１における電力系統電圧無効電力監視制御装置の処理の全体を示すフローチャートの例を示す図。目標値変更タイミングや目標値幅や目標値を算出するために用いる目標値制約の計算結果の一例を示す図。目標値変更タイミングと目標値幅を計算する処理の一例を示す図。目標値の計算結果の一例を示す図。過渡安定性計算による指標計算の処理の一例を示す図。電圧の目標値制約を過渡安定性計算結果から求める処理の一例を示す図。定態安定性計算による指標計算の処理の一例を示す図。電圧の目標値制約を定態安定性計算結果から求める処理の一例を示す図。電圧安定性計算による指標計算の処理の一例を示す図。電圧安定性計算による指標計算の処理の一例を示す図。電圧の目標値制約を電圧安定性計算結果から求める処理の一例を示す図。制御評価結果を確認するための系統の電圧状態を表示する画面の一例を示す図。制御評価結果を確認するための系統の運用状態を表示する画面の一例を示す図。実施例２における電力系統電圧無効電力監視制御装置の構成をその機能面から整理して記述した図。実施例２における電力系統電圧無効電力監視制御装置のハード構成と電力系統の全体構成例を示す図。変動データＤ１３の一例を示す図。実施例２における目標値制約データの一例を示す図。実施例２における目標値計算の処理の一例を示す図。実施例２における目標値データの一例を示す図。実施例３における電力系統電圧無効電力監視制御装置の構成をその機能面から整理して記述した図。実施例３における電力系統電圧無効電力監視制御装置のハード構成と電力系統の全体構成例を示す図。制御量計算結果データの一例を示す図。実施例３における電力系統電圧無効電力監視制御装置の処理の全体を示すフローチャートの例を示す図。制御評価結果を表示する画面の一例を示す図。制御評価結果を表示する画面の一例を示す図。実施例４における電力系統電圧無効電力監視制御装置の構成をその機能面から整理して記述した図。実施例４における電力系統電圧無効電力監視制御装置のハード構成と電力系統の全体構成例を示す図。計画値データの一例を示す図。実施例５における電力系統電圧無効電力監視制御装置の構成をその機能面から整理して記述した図。実施例５における電力系統電圧無効電力監視制御装置のハード構成と電力系統の全体構成例を示す図。実施例６における電力系統電圧無効電力監視制御装置の構成をその機能面から整理して記述した図。実施例６における電力系統電圧無効電力監視制御装置のハード構成と電力系統の全体構成例を示す図。実施例６における電力系統電圧無効電力監視制御装置の緊急状態判定および緊急目標値計算の処理の全体を示すフローチャート。実施例７における電力系統電圧無効電力監視制御装置のハード構成と電力系統の全体構成例を示す図。実施例７における電力系統電圧無効電力監視制御装置の緊急状態判定および緊急目標値計算の処理の全体を示すフローチャート。実施例７における電力系統電圧無効電力監視制御装置の緊急状態判定および緊急制御量計算の処理の全体を示すフローチャート。

　以下、本発明の実施例を、図面を用いて説明する。

　本発明の実施例は多様な形態のものを含んでいるので、詳細説明に入る前に各実施例のあらましについて説明をしておく。

　図１から図２０を用いて説明を行う実施例１は、電力系統全体の視点で監視制御を行う中央装置と、電力系統の個別箇所に設置され中央装置からの送信データにより作動する個別装置で構成されるシステム構成を示している。

　図２１から図２６を用いて説明を行う実施例２は、実施例１のシステム構成において、送信データとして変動データを考慮し外乱の影響を排除する目標値を与えるものである。

　図２７から図３２を用いて説明を行う実施例３は、実施例１のシステム構成において、中央装置が個別装置に与える送信データを個別装置に対する制御量としたものである。

　図３３から図３５を用いて説明を行う実施例４は、実施例１のシステム構成において、中央装置に予測機能及び計画値修正機能を持たせたものである。

　図３６、図３７を用いて説明を行う実施例５は、実施例３のシステム構成において、中央装置に予測機能及び計画値修正機能を持たせたものである。

　図３８から図４０を用いて説明を行う実施例６は、実施例１、実施例２または実施例４のシステム構成において、電力系統の緊急状態を判定して緊急状態に対応した目標値を与えるものである。

　図４１から図４３を用いて説明を行う実施例７は、実施例３または実施例５のシステム構成において、電力系統の緊急状態を判定して緊急状態に対応した制御量を与えるものである。

　先にも説明したように、実施例１は、電力系統全体の視点で監視制御を行う中央装置と、電力系統の個別箇所に設置され中央装置からの送信データにより作動する個別装置で構成されるシステム構成を示している。実施例１の電力系統電圧無効電力監視制御装置について、図１から図２０を用いて説明する。

　最初に、実施例１で適用対象とする電力系統の構成例と、電力系統電圧無効電力監視制御装置のハード構成について図２を用いて説明する。

　図２の上部には、電力系統電圧無効電力監視制御装置のハード構成が示され、下部には実施例１で適用対象とする電力系統の構成例が示されている。このうち適用対象電力系統は、発電系統、送電系統、負荷系統を含む概念であるが、本発明の実施例１では一例として送電系統内の機器を個別装置として取り扱うことから狭義の意味において送電系統を電力系統ということがある。

　このうち発電系統２００は、電源１１０（１１０ａ，１１０ｂ）、ノード（母線）１２０（１２０ｂ），ノード（母線）１２１（１２１ａ，１２１ｂ，１２１ｃ）、変圧器１３０（１３０ａ，１３０ｂ），タップ付変圧器１３１（１３１ａ）、負荷１５０ａ、電力用コンデンサ（ＳＣ：Ｓｔａｔｉｃ　Ｃｏｎｄｅｎｓｅｒ）１６０ａ、分路リアクトル（ＳｈＲ：Ｓｈｕｎｔ　Ｒｅａｃｔｏｒ）１７０ａなどを含んで構成されている。なお発電系統２００における電源１１０の例としては、火力発電機や水力発電機や原子力発電機などの回転系電源のほかに、太陽光発電や風力発電といった分散型電源およびインバータを介して電力系統に接続するインバータ連系電源を含む。

　また負荷系統３００は、ノード（母線）１２１（１２１ｅ，１２１ｄ）、変圧器１３０（１３０ｃ），タップ付変圧器１３１（１３１ｂ）、負荷１５０（１５０ｂ，１５０ｃ）、電力用コンデンサ（ＳＣ：Ｓｔａｔｉｃ　Ｃｏｎｄｅｎｓｅｒ）１６０（１６０ｂ，１６０ｃ，１６０ｄ）、分路リアクトル（ＳｈＲ：Ｓｈｕｎｔ　Ｒｅａｃｔｏｒ）１７０ｂなどを含んで構成されている。

　送電系統（電力系統）１００は、ブランチ（線路）１４０（１４０ａ，１４０ｃ，１４０ｄ，１４０ｅ），ノード（母線）１２０（１２０ａ，１２０ｃ，１２０ｄ，１２０ｅ）などで構成され、発電系統２００、負荷系統３００にそれぞれ接続されている。

　また送電系統（電力系統）１００は、計測装置４４と、個別装置である個別制御装置４５（４５ａ，４５ｂ）を備えており、計測装置４４と個別制御装置４５は通信ネットワークを介して中央装置である電力系統電圧無効電力監視制御装置１０に連携されている。

　ここで、個別装置である個別制御装置４５（４５ａ，４５ｂ）としては、電力系統の電圧、無効電力を可変に制御可能な機器、装置であり、例えば図には記載していないが、バッテリー、充放電可能な二次電池、ＥＶの蓄電池、フライホイール、その他の調相設備（静止型無効電力補償装置（ＳＶＣ：Ｓｔａｔｉｃ　Ｖａｒ　Ｃｏｍｐｅｎｓａｔｏｒや、ＳＴＡＴＣＯＭ：Ｓｔａｔｉｃ　Ｓｙｎｃｈｒｏｎｏｕｓ　Ｃｏｍｐｅｎｓａｔｏｒ）、静止型無効電力発生装置（ＳＶＧ：Ｓｔａｔｉｃ　Ｖａｒ　Ｇｅｎｅｒａｔｏｒ）、位相調整器付き変圧器（ＬＰＣ：Ｌｏｏｐ　Ｐｏｗｅｒ　Ｃｏｎｔｒｏｌｌｅｒ）等）、タップ付変圧器（ＬＲＴ：Ｌｏａｄ　Ｒａｔｉｏ　ｃｏｎｔｒｏｌ　Ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒなど）１３１などが適用可能である。さらに発電系統２００側も含めて制御の対象とするのであれば、発電所の送電端電圧を制御する送電電圧制御発電機励磁装置（ＰＳＶＲ：Ｐｏｗｅｒ　Ｓｙｓｔｅｍ　Ｖｏｌｔａｇｅ　Ｒｅｇｕｌａｔｏｒ）なども個別装置としての適用が可能である。さらに前記個別装置と機器や装置は同じである場合もあるが、階層型電圧制御装置（ＨＶＣＳ：Ｈｉｅｒａｒｃｈｉｃａｌ　Ｖｏｌｔａｇｅ　Ｃｏｎｔｒｏｌ　Ｓｙｓｔｅｍ）のうち、第二階層の電圧制御装置（ＳＶＣ：Ｓｅｃｏｎｄａｒｙ　Ｖｏｌｔａｇｅ　Ｃｏｎｔｒｏｌ　Ｓｙｓｔｅｍ）や、第一階層の電圧制御装置（ＰＶＲ：Ｐｒｉｍａｒｙ　Ｖｏｌｔａｇｅ　Ｃｏｎｔｒｏｌ　Ｓｙｓｔｅｍ）なども個別装置としての適用が可能である。

　計測装置４４は、ノード電圧Ｖ、ブランチ電流Ｉ、有効電力Ｐ、無効電力Ｑ、力率Φ、タップ値、ノードやブランチや変圧器やＳＣやＳｈＲなどの開閉器の入り切り情報などのいずれか一つまたは複数を計測する装置である。具体的には、計器用変圧器（ＶＴ：Ｖｏｌｔａｇｅ　Ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ）や、計器用変圧器（ＰＴ：Ｐｏｔｅｎｔｉａｌ　Ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ）や、計器用変流器（ＣＴ：Ｃｕｒｒｅｎｔ　Ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ））である。

　但し、これらの計測装置４４は、データ計測箇所識別ＩＤや計測装置の内臓タイムスタンプを含んでデータを送信する機能を備える（計測情報：テレメータ（ＴＭ：Ｔｅｌｅｍｅｔｅｒ）やスーパービジョン：表示情報（ＳＶ：Ｓｕｐｅｒ　Ｖｉｓｉｏｎ）などである）。なお、ＧＰＳを利用した絶対時刻付きの電力情報（電圧のフェーザ情報）を計測する装置や位相計測装置（ＰＭＵ：Ｐｈａｓｏｒ　Ｍｅａｓｕｒｅｍｅｎｔ　Ｕｎｉｔｓ）や、他の計測機器でもよい。

　なお計測装置４４は、電力系統１００内に存在するように記載しているが、発電系統２００側の電源１１０、変圧器１３０、タップ付き変圧器１３１や、負荷系統側の負荷１５０、電力用コンデンサ１６０、分路リアクトル１７０に付属してその部分のデータを計測するものであってもよく、また計測装置４４と個別制御装置４５に接続する母線や線路などに設置されてもよい。

　図２に例示した電力系統は上記のようなものであり、計測装置４４で計測した系統計測データＤ５は、電力系統電圧無効電力監視制御装置１０の受信データ７１となる。ここで、系統計測データＤ５は、計測装置４４にて計測されたノード電圧Ｖ、ブランチ電流Ｉ、力率Φ、有効電力Ｐ、無効電力Ｑ、のいずれか一つまたは複数のデータであり、通信ネットワーク３００を介して電力系統電圧無効電力監視制御装置１０に受信される。ただし、計測装置４４から直接系統計測データＤ５を受信する代わりに、その他の監視装置に一端集約されてから、通信ネットワーク３００を介して電力系統電圧無効電力監視制御装置１０に受信してもよいし、計測装置４４やその他の監視装置から通信ネットワーク３００を介して電力系統電圧無効電力監視制御装置１０に受信してもよい。なお、系統計測データＤ５は、データを識別するための固有番号と、タイムスタンプとを含んでもよい。その他の監視装置とは、例えば、中央給電指令所や系統安定性監視サーバなどである。

　なお、最終的に電力系統電圧無効電力監視制御装置１０からは、個別制御装置４５に対して送信データ７２ａが与えられ、個別制御装置４５は送信データ７２ａに応じた動作を行うことになる。ここで、個別装置に与えられる送信データ７２ａは、実施例１では目標信号を意味しているが、他の実施例では制御量を表す場合もある。送信データ７２ａは、目標信号や制御量を含む概念である。

　図２上部に示す電力系統電圧無効電力監視制御装置１０は、そのハード構成を主体に記述している。電力系統電圧無効電力監視制御装置１０は、表示部１１、キーボードやマウス等の入力部１２、計測装置４４や個別制御装置４５との間で通信を実行する通信部１３、コンピュータや計算機サーバ（ＣＰＵ：Ｃｅｎｔｒａｌ　Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ　Ｕｎｉｔ）１４、メモリ１５、各種データベースＤＢなどがバス線４３に接続されて構成されている。

　電力系統電圧無効電力監視制御装置１０に備える各種データベースＤＢとしては、予測値データＤ１を保有する予測値データベースＤＢ１、系統設備データＤ２を保有する系統設備データベースＤＢ２、計算設定データＤ３を保有する計算設定データベースＤＢ３、判断基準データＤ３を保有する判断基準データベースＤＢ４、系統計測データＤ５を保有する系統計測データベースＤＢ５、指標計算結果データＤ６を保有する指標計算結果データベースＤＢ６、目標値変更タイミングデータＤ７を保有する目標値変更タイミングデータベースＤＢ７、目標値幅データＤ８を保有する目標値幅データベースＤＢ８、目標値データＤ９を保有する目標値データベースＤＢ９、制御評価結果データＤ１０を保有する制御評価結果データベースＤＢ１０、プログラムデータＤ１１を保有するプログラムデータベースＤＢ１１、目標値制約計算結果データＤ１２を保有する目標値制約計算結果データベースＤＢ１２を備える。

　電力系統電圧無効電力監視制御装置１０における他のハード構成機器のうち、表示部１１は、例えば、ディスプレイ装置として構成される。表示部１１は、例えば、ディスプレイ装置に代えて、またはディスプレイ装置と共に、プリンタ装置または音声出力装置等を用いる構成でもよい。入力部１２は、例えば、キーボードスイッチ、マウス等のポインティング装置、タッチパネル、音声指示装置等の少なくともいずれか一つを備えて構成できる。通信部１３は通信ネットワーク３００に接続するための回路及び通信プロトコルを備える。

　またＣＰＵ１４は、プログラムデータＤ１１を保有するプログラムデータベースＤＢ１１から、所定のコンピュータプログラムＰを読み込んで演算を実行する。ＣＰＵ１４は、一つまたは複数の半導体チップとして構成してもよいし、または、計算サーバのようなコンピュータ装置として構成してもよい。

　メモリ１５は、例えば、記憶装置（ＲＡＭ：Ｒａｎｄｏｍ　Ａｃｃｅｓｓ　Ｍｅｍｏｒｙ）として構成され、プログラムデータＤ１１を保有するプログラムデータベースＤＢ１１から読み出されたコンピュータプログラムを記憶したり、各処理に必要な計算結果データ及び画像データ等を記憶したりする。メモリ１４に格納された画面データは、表示部１１に送られて表示される。表示される画面の例は後述する。

　図２は、電力系統電圧無効電力監視制御装置１０をハード構成の観点から整理して記述したものであるが、図１は電力系統電圧無効電力監視制御装置１０の構成をその機能面から整理して記述したものである。図２の記述では、入力データ部４０と、結果データ部４２と、制御計算部４１に大別して記載している。

　図１では、図２の各種のデータを入力データ部４０内のデータと結果データ部４２内のデータに区別して示している。図１の表記において、前者に属するものが予測値データＤ１、系統設備データＤ２、計算設定データＤ３、判断基準データＤ４、系統計測データＤ５である。後者に属するものが、指標計算結果データＤ６、目標値制約計算結果データＤ１２、目標値変更タイミングデータＤ７、目標値幅データＤ８、目標値データＤ９、制御評価結果データＤ１０である。

　また図１では、図１のプログラムデータベースＤＢ１１に保有されたプログラムデータＤ１１により実行される機能を、制御計算部４１に展開して示している。プログラムデータＤ１１により実行される機能部は、指標計算部３１、目標値制約計算部３９、目標値変更タイミング計算部３２、目標値幅計算部３３、目標値計算部３４、制御評価部３６からなる。またプログラムデータＤ１１により実行される機能部は、制御計算部４１に記述されたもの以外に、出力指令部１６、表示部１１の機能を含んでいる。

　制御計算部４１の各機能部における処理の概要は、以下のとおりである。なお、各入力データＤ４０、各結果データＤ４２と、各機能部との利用の関係は、図１に矢印を付して示したとおりである。

　図１では、まず指標計算部３１において、予測値データＤ１と系統設備データＤ２と計算設定データＤ３と判断基準データＤ４とを用いて、指標計算を行う。指標計算の結果は、指標計算結果データベースＤＢ６に格納される。

　次に目標値制約計算部３９において、計算した指標計算結果データＤ６と判断基準データＤ４とを用いて、目標値制約計算を行う。目標値制約計算の結果は、目標値制約計算結果データベースＤＢ１２に格納される。

　次に、目標値変更タイミング計算部３２において、計算した目標値制約計算結果データＤ１２を用いて、目標値変更タイミング計算を行う。目標値変更タイミング計算の結果は、目標値変更タイミングデータベースＤＢ７に格納される。

　次に目標値幅計算部３３において、計算した目標値制約計算結果データＤ１２と目標値変更タイミングデータＤ７を用いて、目標値幅計算を行う。目標値幅計算の結果は、目標値幅データベースＤＢ８に格納される。

　次に目標値計算部３４において、系統設備データＤ２と計算設定データＤ３と、計算した目標値制約計算結果データＤ１２と目標値変更タイミングデータＤ７と目標値幅データＤ８を用いて、目標値計算を行う。目標値計算の結果は、目標値データベースＤＢ９に格納される。

　次に出力指令部１６において、計算した目標値変更タイミングデータＤ７と目標値幅データＤ８と目標値データＤ９の一つ以上を用いて、出力指令を行う。

　次に制御評価部３６において、系統計測データＤ５と、計算した目標値制約計算結果データＤ１２と目標値変更タイミングデータＤ７と目標値幅データＤ８と目標値データＤ９の一つ以上を用いて、制御評価の計算を行う。制御評価の結果は、制御評価結果データベースＤＢ１０に格納される。

　最後に表示部１１において、予測値データＤ１と系統設備データＤ２と計算設定データＤ３と判断基準データＤ４と系統計測データＤ５と、計算した目標値制約計算結果データＤ１２と目標値変更タイミングデータＤ７と目標値幅データＤ８と目標値データＤ９と制御評価結果データＤ１０の一つ以上の、画面表示を行う。

　なお、各種計算結果や計算途中でメモリに蓄積されるデータは、その他の監視装置の画面に逐次表示されてもよい。これにより、運用者が電力系統電圧無効電力監視制御装置１０の運用状況を容易に把握できる。

　図３は、プログラムデータベースＤＢ１１に保有されたプログラムデータＤ１１により実行される機能を、プログラム名称で示した図である。これらは例えば、指標計算プログラムＰ３１、目標値制約計算プログラムＰ３９、目標値変更タイミング計算プログラムＰ３２、目標値幅計算プログラムＰ３３、目標値計算プログラムＰ３４、出力指令プログラムＰ１６、制御評価プログラムＰ３６、画面表示プログラムＰ１１である。これらの各プログラムＰに対応する図１の機能については、同一番号を付して示したとおりである。

　図２に戻り、ＣＰＵ１４は、プログラムデータベースＤＢ１１からメモリ１４に読み出された計算プログラムＰ（指標計算プログラムＰ３１、目標値制約計算プログラムＰ３９、目標値変更タイミング計算プログラムＰ３２、目標値幅計算プログラムＰ３３、目標値計算プログラムＰ３４、出力指令プログラムＰ１６、制御評価プログラムＰ３６、画面表示プログラムＰ１１）を実行して、指標計算と目標値制約計算と目標値変更タイミング計算と目標値幅計算と目標値計算と出力指令と制御評価と各種画面表示と表示すべき画像データの指示と各種データベースＤＢ内のデータの検索等を行う。

　メモリ１４は表示用の画像データ、系統計測データＤ５や各計算一時データ及び各計算結果データを一旦格納するメモリであり、ＣＰＵ１４によって必要な画像データを生成して表示部１１（例えば表示ディスプレイ画面）に表示する。なお、電力系統電圧無効電力監視制御装置１０の表示部１１は、各制御プログラムやデータベースの書き換えを行うためだけの簡単な画面だけであってもよい。

　以上述べたように、電力系統電圧無効電力監視制御装置１０には、大きく分けて１２個のデータベースＤＢが準備されている。プログラムデータベースＤＢ１を除く１１個のデータベースとその格納内容について、以下詳細に説明する。まず入力データ部４０に属するデータベースＤＢ１からＤＢ５について説明する。

　予測値データベースＤＢ１には、予測値データＤ１として、図４に示すような、発電計画と負荷需要予測値などを用いて潮流計算により求められた各ノードの電圧、有効電力、無効電力などが、時系列データとして記憶されている。また有効電力と無効電力は、発電量（発電機出力）と負荷量（需要）のそれぞれについて計算され、記憶されている。

　なお予測値データは、監視制御装置や中央給電指令所やＥＭＳなどの別システムで計算され、記憶されたものを入手してもよいし、手動で入力されてもよい。手動で入力する際には、入力部１２によって手動で入力し記憶する。なお、入力の際はＣＰＵ１４によって必要な画像データを生成して表示部１１に表示するのがよい。入力の際は、補完機能を利用して、大量のデータを設定できるように半手動にしてもよい。

　系統設備データベースＤＢ２には、系統設備データＤ２として、系統構成、線路インピーダンス（Ｒ＋ｊＸ）、対地静電容量（アドミタンス：Ｙ）、電源データ、などが含まれ記憶されている。なお、系統構成は、系統の母線１２０，１２１と線路１４０と電源１１０と負荷１５０と変圧器１３０，１３１と各制御装置４５の一つまたは複数の接続関係が含まれる。

　なお、系統設備データは、監視制御装置や中央給電指令所やエネルギーマネジメントシステム（ＥＭＳ：Ｅｎｅｒｇｙ　Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ　Ｓｙｓｔｅｍ）から入手してもよいし、手動で入力されてもよい。手動で入力する際には、入力部１２によって手動で入力し記憶する。なお、入力の際はＣＰＵ１４によって必要な画像データを生成して表示部１１に表示するのがよい。入力の際は、補完機能を利用して、大量のデータを設定できるように半手動にしてもよい。

　計算設定データベースＤＢ３には、計算設定データＤ３として、潮流計算の収束判定閾値や過渡安定性計算の想定故障や定態安定性計算の想定故障や電圧安定性計算の増加対象負荷や負荷電圧特性や発電機出力制約や潮流制約や各制御装置の動作やスケジュールなど、の各計算に必要な設定値が記憶されている。

　判断基準データベースＤＢ４には、判断基準データＤ４として、図５に示すような、過渡安定性計算で使用する閾値の種類が、安定性の種類（過渡安定性、定態安定性、電圧安定性）ごとに記憶されている。例えば、過渡安定性判断のためには、脱調判定閾値δ_ｏｏｓ（Ｏｕｔ　Ｏｆ　Ｓｔｅｐ：脱調）、不安定閾値δ_{ｍａｘＴｉ}が準備され、定態安定性計算のためには、減衰閾値α_Ｔｉが準備され、電圧安定性計算のためには、有効電力余裕ΔＰ_Ｔｉ、無効電力余裕ΔＱ_Ｔｉなどが準備されている。これらの閾値は設定値として具体的数値で表され、記憶されている。

　これらのデータは、電力系統電圧無効電力監視制御装置１０の入力部１２を用いて記憶してもよいし、その他の監視装置から記憶されてもよいし、系統計測データＤ５や系統設備データＤ２を用いて計算された後に整定値として設定されてもよい。

　系統計測データベースＤＢ５には、系統計測データＤ５として、有効電力Ｐ、無効電力Ｑ、電圧Ｖ、電圧位相角δ_Ｖ、電流Ｉ、力率Φ、タップ値、電力系統とノードやブランチや変圧器やＳＣやＳｈＲなどの間の開閉器の入り切り情報、などが含まれる。時刻スタンプ付きデータやＰＭＵデータでもよい。

　例えば、電力系統１００に接続するノード１２０における電圧Ｖおよび電圧位相角δ_Ｖと、電力系統１００に接続するノード１２０に接続するブランチ１４０の線路電流（Ｉ）または線路潮流（Ｐ＋ｊＱ）と、電力系統１００に接続するノード１２０に接続する変圧器１３０やタップ付き変圧器１３１の線路電流（Ｉ）または線路潮流（Ｐ＋ｊＱ）と、変圧器１３０に接続するノード１２１の電圧Ｖおよび電圧位相角δ_Ｖと、ノード１２１に接続する電源１１０の電圧Ｖや電流Ｉや有効電力Ｐや無効電力Ｑや力率Φや、負荷１５０の電圧Ｖや電流Ｉや有効電力Ｐや無効電力Ｑや力率Φと、計測装置４４やその他の監視装置などから通信ネットワークを介して計測する電力系統１００に接続するその他のノードやブランチや電源や負荷や制御装置などの電圧Ｖや電流Ｉや有効電力Ｐや無効電力Ｑや力率Φや電圧Ｖおよび電圧位相角δ_Ｖや、変圧器１３０やタップ付き変圧器１３１のタップ値や、ノードやブランチや変圧器やＳＣやＳｈＲなどの間の開閉器の入り切り情報などの、いずれか一つまたは複数が記憶されている。

　なお、電圧位相角δ_Ｖは、ＰＭＵやＧＰＳを利用した他の計測機器を利用して計測したものでもよい。なお、計測装置は、ＶＴやＰＴやＣＴやＴＭやＳＶ情報などである。ＶＴやＰＴやＣＴなどで計測した電流Ｉと電圧Ｖと力率Φから線路潮流（Ｐ＋ｊＱ）を計算することができる。なお、系統計測データは、監視制御装置や中央給電指令所やＥＭＳから入手してもよいし、系統全体の計測装置から直接入手してもよい。

　次に結果データ部４２に属するデータベースＤＢ６からＤＢ１０およびＤＢ１２について説明する。

　指標計算結果データベースＤＢ６には、指標計算結果データＤ６として、各時間断面に対する過渡安定性計算、定態安定性計算、電圧安定性計算の時系列計算結果と、図５に示した各判断基準データＤ４を用いて計算した各指標値の時系列データが記憶されている。これらは、例えば図１２、図１４、図１６、図１７に示すようなものである。

　このうち図１２は、過渡安定性計算による指標計算の処理の一例を示す図である。ここでは横軸に時間ｔ、縦軸に過渡安定性の指標値である発電機内部相差角δを記述している。図の例では、発電機内部相差角δは第１波の動揺（ピーク時刻（ベース時刻）ｔ_Ａ）後に、より大きな第２波（ピーク時刻（ベース時刻）ｔ_Ｂ）を示したものとする。ここでは、各時間断面を対象として、計算設定データＤ３に記憶されている想定故障に対する過渡安定性計算を行い、過渡安定性の指標値である発電機内部相差角δの第一波ピーク値δ_ｍａｘを計算し、δ_ｍａｘの時系列データを記憶したものである。なお図１２は、時刻ｔ_Ａでは第一波ピーク値δ_ｍａｘが不安定閾値δ_{ｍａｘＴｉ}（図５）以下であるが、時刻ｔ_３において発電機内部相差角δが不安定閾値δ_{ｍａｘＴｉ}（図５）以上となり、その後時刻ｔ_３で脱調判定閾値δ_ｏｏｓ（図５）以上となり、時刻ｔ_Ｂにおいて脱調と判定されたことを示している。なお図１２において、上２つの図示は下の図示と基準とする時刻が相違していることから、ベース時刻ｔ_Ｂの断面から時系列計算をしたという意味を明確にするために、横軸をｔ’としている。

　図１４は、定態安定性計算による指標計算の処理の一例を示す図である。ここでは横軸に時間、縦軸に定態安定性の指標値である発電機内部相差角δの包絡線の減衰率αを記述している。図の例では、発電機内部相差角δの包絡線の減衰率αは、減衰率閾値α_Ｔ１からα_Ｔ２以下に低下後に、時刻ｔ_４でα_Ｔ２、時刻ｔ_５でα_Ｔ１以上に上昇したことを示している。ここでは、各時間断面を対象として、計算設定データＤ３に記憶されている想定故障に対する定態安定性計算を行い、定態安定性の指標値である発電機内部相差角δの包絡線の減衰率αを計算し、αの時系列データを記憶する。

　図１６と図１７は、電圧安定性計算による指標計算の処理の一例を示す図である。ここでは横軸に時間ｔ、縦軸に電圧安定性の指標値である有効電力余裕ΔＰ（図１６）、無効電力余裕ΔＱ（図１７）を記述している。なお図１６、図１７の上の図示はベース時刻ｔ_Ｄ，Ｔ_Ｅを基準として表記している。図の例では、有効電力余裕ΔＰ（図１６）、無効電力余裕ΔＱ（図１７）は、有効電力余裕閾値ΔＰ_Ｔ１（図１６）、無効電力余裕ΔＱＴ_１以下に低下後、時刻ｔ５においてこれを超過したことを示している。ここでは、図１６や図１７に示すように、各時間断面を対象として、計算設定データＤ３に記憶されている増加対象負荷や負荷電圧特性や発電機出力制約や潮流制約や各制御装置の動作やスケジュールに対する電圧安定性計算を行い、電圧安定性の指標値である有効電力余裕ΔＰや無効電力余裕ΔＱを計算し、ΔＰやΔＱの時系列データを記憶したものである。なお各指標の算出方法は別の方法で求められてもよいし、各指標が別の指標であってもよい。

　目標値制約計算結果データベースＤＢ１２には、目標値制約計算結果データＤ１２として、図９に示すような、過渡安定性や定態安定性や電圧安定性や設備上下限などから求められる目標値の上下限制約の時系列データの一つ以上が記憶されている。

　図９には、これら目標値の上下限制約として、凡例に示すように設備上下限から定まる電圧制約の上下限値Ｖ_{ｉＵＰＰｅｒ}（ｔ），Ｖ_{ｉＬｏｗｅｒ}（ｔ）（実線）、過渡安定性から定まる電圧制約Ｖ_ｉＴＳ（ｔ）（一点鎖線）、定態安定性から定まる電圧制約Ｖ_ｉＳＳ（ｔ）（長い点線）、電圧安定性から定まる電圧制約Ｖ_ｉＶＳ（ｔ）（短い点線）を示している。これらの制約はいずれも時間の関数として、時間変化する制約である。

　目標値の上下限制約は、指標計算結果データＤ６に対して、判断基準データＤ４を用いて図１３や図１５や図１８に示すような方法で目標値制約を計算された結果であり、ここでは目標値を電圧Ｖで示している。目標値は、電圧Ｖであってもよいし、有効電力損失や無効電力損失などであってもよい。また、目標値は上記の一つであってもよいし、複数であってもよい。

　図１３は、電圧Ｖの目標値制約を過渡安定性計算結果から求める処理の一例を示す図である。図１２の演算で求めた時々刻々の発電機内部相差角δのピーク値δ_ｍａｘと、不安定閾値δ_ｍａｘＴとの比較結果に応じて、電圧制約Ｖ_ｉＴＳ（ｔ）を定めている。図の例では、不安定閾値δ_ｍａｘＴを超過する時刻ｔ_３後に制約条件電圧が大きくされている。

　図１５は、電圧Ｖの目標値制約を定態安定性計算結果から求める処理の一例を示す図である。図１４の演算で求めた時々刻々の発電機内部相差角δの包絡線の減衰率αと、その閾値α_Ｔ１，α_Ｔ２をもとにして、定態安定性から定まる電圧制約Ｖ_ｉＳＳを定めている。図示の例では、減衰率αがαＴ_２以下となった時刻ｔ_１、減衰率αがα_Ｔ２以上となった時刻ｔ４、減衰率αがα_Ｔ１以上となった時刻ｔ_５において、制約条件電圧が変更されている。なお減衰率αは、固有値解析で求めてもよい。

　図１８は、電圧Ｖの目標値制約を電圧安定性計算結果から求める処理の一例を示す図である。ここでは図１６の演算で求めた時々刻々の電圧安定性の指標である有効電力余裕ΔＰ（図１６）と、有効電力余裕閾値ΔＰ_Ｔ１（図１６）から、電圧安定性から定まる電圧制約Ｖ_ｉＳＶを定めている。図示の例では閾値逸脱の前後で制約条件電圧が変更されている。
なおここでは有効電力余裕からの制約条件電圧変更の事例を示したが、同様にこれは無効電力余裕ΔＱに対して行うものとすることができる。なお図１６、図１８において、有効電力余裕閾値ΔＰは全系でもよいし，特定負荷ΔＰ_ｉでもよい。ｄＶ／ｄＰでもよいし，Ｎ－１考慮のΔＰでもよい。

　先に説明した図９は、図１３、図１５、図１８により求めた制約条件電圧の時間変化を１つの図表上に纏めて示した図である。図９には、これらの制約条件電圧以外に、設備上下限で定まる電圧制約が記述されているが、設備上下限で定まる電圧制約との差分に応じて、以下に説明する目標値変更タイミングや、目標値幅が決定される。

　図６は、実施例１における目標値変更タイミングデータｔと目標値幅データΔＶ_ｉと目標値データの一例を示す図であり、変更タイミングと変更幅と目標値が対になって記述されている。この表示事例において、目標値変更タイミングデータｔの部分が目標値変更タイミングデータベースＤＢ７を表し、目標値幅データΔＶ_ｉの部分が目標値幅データベースＤＢ８を表し、目標値データの部分が目標値データベースＤＢ９を表している。

　目標値変更タイミングデータベースＤＢ７には、目標値変更タイミングデータＤ７として、図６に示すような、目標値を変更するタイミングの計算結果が記憶されている。この目標値変更タイミングデータＤ７を持つことで、時々刻々変化する目標値を可変にすることができ、効果的に電圧Ｖと無効電力Ｑのバランスを維持し経済性を向上できるようになる効果がある。

　目標値幅データベースＤＢ８には、目標値幅データＤ８として、図６に示すような、各目標値変更タイミングの期間における目標値幅の計算結果が記憶されている。この目標値幅データＤ８を持つことで、時々刻々変化する目標値の制約値を可変にすることができ、効果的に電圧Ｖと無効電力Ｑのバランスを維持し経済性を向上できるようになる効果がある。

　図１０は、目標値変更タイミングと目標値幅を計算する処理の一例を示す図の例である。この図は、図９に示した各種の電圧制約に関して、過渡安定性から定まる電圧制約Ｖ_ｉＴＳ（ｔ）（一点鎖線）、定態安定性から定まる電圧制約Ｖ_ｉＳＳ（ｔ）（長い点線）、電圧安定性から定まる電圧制約Ｖ_ｉＶＳ（ｔ）（短い点線）の中で、最も大きな値と、設備から定まる電圧制約の上限値Ｖ_{ｉＵＰＰｅｒ}（ｔ）との差分を求め、これをその時点における図６の目標値幅としたものである。また目標値変更タイミングについて、最も大きな値と、設備から定まる電圧制約の上限値Ｖ_{ｉＵＰＰｅｒ}（ｔ）との差分が変更される時期としたものである。

　目標値データベースＤＢ９には、目標値データＤ９として、図１１に示すような、各目標値変更タイミングの期間における目標値の計算結果が記憶されている。図１１の場合には、図９に示した各種の電圧制約に加えて、経済性からの電圧目標値Ｖ_ｉｒｅｆ（ｔ）が加味されている。この経済性の観点からの電圧目標値Ｖ_ｉｒｅｆ（ｔ）を考慮した目標値データＤ９を持つことで、時間経過とともに目標値を変更することができ、効果的に電圧と無効電力のバランスを維持し、かつ経済性を向上できるようになる効果がある。この場合における計算方法は後述する。

　制御評価結果データベースＤＢ１０には、制御評価結果データＤ１０として、図７に示すように、各地点の目標値と計測値とその偏差が記憶される。これにより、後述する図２０に示すような画面で、目標値に従っているか、電圧と無効電力のバランスを維持できているかなどの監視事項を、簡単に把握できるようになる効果がある。

　次に電力系統電圧無効電力監視制御装置１０の計算処理内容について図８を用いて説明する。図８は、電力系統電圧無効電力監視制御装置の処理の全体を示すフローチャートの例である。以上の処理の流れを処理ステップ毎に説明する。

　なお図８のプログラム実行に当たり、以下の点が既に配慮されているものとする。入力データＤ２～４は，予め入力されていてもよいし，別サーバから受信してもよい。受信データＤ１，Ｄ５，Ｄ６は周期的に常時計測しており，ＥＭＳや再生可能エネルギーコントロールセンタを介して周期的に受信してもよい。また各計算ができない場合などには，アラートを出すのがよい。系統構成には系統の母線と線路と電源と負荷と変圧器と各制御機器の一つまたは複数の接続関係が含まれるものとする。

　まず、処理ステップＳ３１では、予測値データＤ１と系統設備データＤ２と計算設定データＤ３と判断基準データＤ４とを用いて、指標計算を行い、その結果を指標計算結果データベースＤＢ６に記憶する。

　指標計算は、過渡安定性、定態安定性、電圧安定性，制御余裕の観点から行う。但し、周波数安定性は電圧と直接は関係がないので、考慮せずとも好い。指標計算の中は具体的には、過渡安定性計算，固有値計算，電圧安定性計算，潮流計算による上下限値違反チェックのプログラムなどが実行される。

　ここで、図１２と図１４と図１６と図１７を用いて、指標計算方法の例を説明する。まず、図１２は過渡安定性に関する指標を計算した例であり、予測値データＤ１の各時間断面をそれぞれ初期条件として、系統設備データＤ２と計算設定データＤ３を用いて、計算設定データＤ３に記憶されている想定故障に対する過渡安定性計算を行い、過渡安定性の指標値である発電機内部相差角δの第一波ピーク値δ_ｍａｘを計算し、指標としてδ_ｍａｘの時系列データを記憶する。

　ここで、過渡安定性計算の脱調判定閾値δ_ｏｏｓよりもδ_ｍａｘが大きくなり脱調と判定された場合には、指標としてはδ_ｏｏｓを結果とする。この場合の想定故障は、運用者の経験によって予め一つまたは複数設定されていてもよいし、過去の過渡安定性計算結果から過渡安定性が厳しい過酷故障に設定されてもよいし、図面には記載していないが、周期的に過渡安定性計算を実施し、過酷故障のみをスクリーニングにより抽出して設定してもよい。これにより、厳しい想定故障に対する指標計算をできるようになる効果や計算量を低減する効果がある。

　なお、具体的な過渡安定性計算手法としては、「Ｐｒａｂｈａ　Ｋｕｎｄｕｒ、Ｐｏｗｅｒ　Ｓｙｓｔｅｍ　Ｓｔａｂｉｌｉｔｙ　ａｎｄ　Ｃｏｎｔｒｏｌ、Ｔｈｅ　Ｅｐｒｉ　Ｐｏｗｅｒ　Ｓｙｓｔｅｍ　Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ（１９９４）ｐｐ．８２７－９５４」や、「大規模電力系統の安定性総合解析システムの開発、電力中央研究所総合報告Ｔ１４（１９９０）」や、「電力系統の利用を支える解析・運用技術、電気学会技術報告第１１００号（２００７）ｐｐ．１０６－１１０」などに示される各種方法などに則して行うことができる。

　また目標値制約計算に関して、ＯＰＦに安定性制約を取り込むことで、安定性の確保された幅を求める手法であってもよい。この点について、「関根　他、電力系統の最適潮流計算（ＯＰＦ：Ｏｐｔｉｍａｌ　Ｐｏｗｅｒ　Ｆｌｏｗ）、平成１４年３月、日本電気協会，ｐｐ．５８－６６」に記載がある。

　次に、図１４は定態安定性に関する指標を計算した例であり、各時間断面を対象として、計算設定データＤ３に記憶されている想定故障である微小擾乱を起こすためのある線路の三相開放に対する前記過渡安定性計算と同様の計算である定態安定性計算を行い、定態安定性の指標値である発電機内部相差角δの包絡線の減衰率αを計算し、指標として包絡線の減衰率αの時系列データを記憶する。

　包絡線の減衰率αを計算するための式を（１）式に示す。但し、（１）式において、δ（ｔ）は発電機内部相差角、αは減衰率、ｔは時刻、βは動揺周波数、ｔ_ｃはベース時刻である。

　なお包絡線などについて、「Ｄｅｆｉｎｉｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｃｌａｓｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ　ｏｆ　ｐｏｗｅｒ　ｓｙｓｔｅｍ　ｓｔａｂｉｌｉｔｙ　ＩＥＥＥＣＩＧＲＥ　ｊｏｉｎｔ　ｔａｓｋ　ｆｏｒｃｅ　ｏｎ　ｓｔａｂｉｌｉｔｙ　ｔｅｒｍｓ　ａｎｄ　ｄｅｆｉｎｉｔｉｏｎｓ、ｐ．１３９７、Ｆｉｇ．５」を参考にしている。

　この式において求めた発電機内部相差角δの包絡線の減衰率αが負の場合は発電機内部相差角δの動揺は減衰し安定となる。発電機内部相差角δの包絡線の減衰率αが正の場合は発電機内部相差角δの動揺は減衰せず発散し不安定となる。また、発電機内部相差角δの包絡線の減衰率αが負の場合、その大きさが大きいほど減衰率が大きくなり、減衰し易くなる。

　ここで、定態安定性計算は、前記過渡安定性計算と同様の計算である定態安定性計算の方法でもよいし、「電力系統の利用を支える解析・運用技術、電気学会技術報告第１１００号（２００７）ｐｐ．１０５－１０６」や、「Ｐｒａｂｈａ　Ｋｕｎｄｕｒ、Ｐｏｗｅｒ　Ｓｙｓｔｅｍ　Ｓｔａｂｉｌｉｔｙ　ａｎｄ　Ｃｏｎｔｒｏｌ、Ｔｈｅ　Ｅｐｒｉ　Ｐｏｗｅｒ　Ｓｙｓｔｅｍ　Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ（１９９４）ｐｐ．６９９－８２２」、などに記載の固有値計算などの各種計算に則して求める方法でもよい。

　次に、図１６や図１７は電圧安定性に関する指標を計算した例であり、各時間断面を対象として、計算設定データＤ３に記憶されている増加対象負荷や負荷電圧特性や発電機出力制約や潮流制約や各制御装置の動作やスケジュールに対する電圧安定性計算であるＰ－Ｖ曲線およびＶ－Ｑ曲線の計算を行い、電圧安定性の指標値である有効電力余裕ΔＰや無効電力余裕ΔＱを計算し、ΔＰやΔＱの時系列データを指標として記憶する。予測値データＤ１があまり変化していない時間帯は、時系列データの指標計算の刻み時間を長くとって計算の効率化をはかってもよい。

　ここで、図１６および図１７のＰ－Ｖ曲線およびＶ－Ｑ曲線について説明する。図１６は、横軸に有効電力の総需要Ｐや各負荷の有効電力Ｐ_ｉ、縦軸にノードｉの電圧Ｖ_ｉをとったＰ－Ｖ曲線を算出した例である。運転点は、（Ｐ_０、Ｖ_ｉ０）となり、この高め解と対となる低め解は、（Ｐ_０、Ｖ’_ｉ０）となる。さらに、電圧安定性の限界である、有効電力限界は、Ｐ_Ｃの箇所である。Ｐ－Ｖ曲線の先端である、有効電力限界を一般にノーズと呼ぶ。

　図１７は、横軸にノードｉの電圧Ｖ_ｉ、縦軸に無効電力の総需要ＱをとったＶ－Ｑ曲線を算出した例である。運転点は、（Ｖ_ｉ０、Ｑ_０）となる。さらに、電圧安定性の限界である、無効電力限界は、Ｑ_Ｃの箇所である。Ｖ－Ｑ曲線は、ノードｉの無効電力消費から、系統側からの無効電力供給分を引くことで描く事ができる。なお、発電機の有効・無効電力出力の制約データを考慮しもよいし、負荷の電圧特性を考慮してもよい。これにより、より現実に近い電力系統の電圧安定性を検討することができる。

　ここで、Ｐ－Ｖ曲線の計算は、「電力系統の電圧安定性解析手法の開発、電力中央研究所総合報告Ｔ３７（１９９５）」や、「Ｐｒａｂｈａ　Ｋｕｎｄｕｒ、Ｐｏｗｅｒ　Ｓｙｓｔｅｍ　Ｓｔａｂｉｌｉｔｙ　ａｎｄ　Ｃｏｎｔｒｏｌ、Ｔｈｅ　Ｅｐｒｉ　Ｐｏｗｅｒ　Ｓｙｓｔｅｍ　Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ（１９９４）ｐｐ．９７７－１０１２」や、「Ｃｈｉａｎｇ．　Ｈ．　Ｄ．　ｅｔ　ａｌ．、ＣＰＦＬＯＷ：　Ａ　Ｐｒａｃｔｉｃａｌ　Ｔｏｏｌ　ｆｏｒ　Ｔｒａｃｉｎｇ　Ｐｏｗｅｒ　Ｓｙｓｔｅｍ　Ｓｔｅａｄｙ－Ｓｔａｔｅ　Ｓｔａｔｉｏｎａｒｙ　Ｂｅｈａｖｉｏｒ　Ｄｕｅ　ｔｏ　Ｌｏａｄ　ａｎｄ　Ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ　Ｖａｒｉａｔｉｏｎｓ、　ＩＥＥＥ　Ｔｒａｎｓ．　ｏｎ　Ｐｏｗｅｒ　Ｓｙｓｔｅｍｓ、　Ｖｏｌ．　１０、　Ｎｏ．　２、　ｐｐ．６２３－６３４、　１９９５や、Ｖｅｎｋａｔａｒａｍａｎａ　Ａｊｊａｒａｐｕ、　Ｃｏｍｐｕｔａｔｉｏｎａｌ　Ｔｅｃｈｎｉｑｕｅｓ　ｆｏｒ　Ｖｏｌｔａｇｅ　Ｓｔａｂｉｌｉｔｙ　Ａｓｓｅｓｓｍｅｎｔ　ａｎｄ　Ｃｏｎｔｒｏｌ、　Ｓｐｒｉｎｇｅｒ、　２００６、　ｐｐ．４９－１１６」や、特開平６－１５３３９７号公報などに記載の計算方法などに則して行うことができる。

　また、Ｖ－Ｑ曲線の計算は、「電力系統安定運用技術専門委員会、電力系統安定運用技術電気協同研究、第４７巻、第１号、ｐｐ．２４－２６」に記載の計算方法などに則して行うことができる。また、Ｐ－Ｖ曲線の指標として、図１６に示す運転点のＰ_０と有効電力限界Ｐ_Ｃとの差分である（２）式によって、電圧安定性余裕ΔＰが計算できる。なお、電圧安定性余裕は、（３）式によって計算されるΔＶ_ｉであってもよい。また、Ｐ－Ｖ曲線の指標として、運転点の傾きｄＶ／ｄＰなど別の電圧安定性に関する指標を用いてもよい。

　また、電圧安定性余裕ΔＰの計算は、Ｎ－１基準を適用し、ある地点の線路や設備が失われたときのＰ－Ｖ曲線の先端Ｐｃと運転点Ｐ０との差を運転点Ｐ０で割ったものとして算出してもよい。これにより、Ｎ－１基準を踏まえた電圧安定性余裕を計算することができ、より電圧安定性を向上することができるようになる。なお、Ｎ－１基準を適用する際の対象箇所は予め設定する。

　また、Ｖ－Ｑ曲線の計算は、図１７に示す無効電力Ｑ＝０と無効電力限界Ｑ_Ｃとの差分であるΔＱによって、電圧安定性余裕ΔＱが計算できる。このように、系統運用者が普段用いている物理量で構成されるＰ－Ｖ曲線やＶ－Ｑ曲線から、簡単に求められる電圧安定性余裕を用いることによって、系統運用者が理解し易いという効果がある。

　なお、予測値データＤ１と系統設備データＤ２と計算設定データＤ３と判断基準データＤ４が予め設定されていない場合、入力部１２および表示部１１を用いて入力してもよい。ここで、その他の監視装置から通信ネットワーク３００および通信部１３を通してデータの入力をしてもよいし、その他の監視装置などで保持している予測値データＤ１と系統設備データＤ２と計算設定データＤ３と判断基準データＤ４に関するデータを一定周期で自動受信し、記憶してもよい。また、予測値データＤ１と系統設備データＤ２と計算設定データＤ３と判断基準データＤ４が予め設定されている場合は、修正を加えてもよいし、そのままのデータを用いてもよい。

　次に指標計算として、制御余裕の観点から行うことについて説明する。制御余裕について、「中地　他：「経済性とセキュリティを考慮したタブサーチによる電圧・無効電力制御の最適化」，電学論Ｂ，Ｖｏｌ．　１２８，Ｎｏ．　１，ｐｐ．３０５－３１１，２００８」や「岸　他：「運用余裕を考慮した電圧無効電力制御」，東海大学紀要工学部，Ｖｏｌ．　４８，Ｎｏ．　１，ｐｐ．８１－８６，２００８」に説明がされている。

　上記「運用余裕を考慮した電圧無効電力制御」のｐ．８２の式（１）に示されるようなＱｇｉの発電機母線ｉの無効電力出力や、ΔＴａｐｒの変圧器母線ｒのタップ位置偏差、が、Ｑｇｉの最大値からどれだけ余裕があるかや、タップ位置の最大値までどれだけ余裕があるか、を求めることで、もし、それぞれの上下限に張りついてしまうと、制御できないことになるので、安定性が悪くなるという観点で必要である。なお、これらの指標は１つ以上計算することが前提である。

　なお上記説明の制御余裕の考え方は、潮流計算による上下限値違反チェックと似ているが、これは機器の絶縁破壊を防ぐ意味での電圧安定性の観点であるため、本発明で述べるところの「制御余裕」とは別の観点である。

　処理ステップＳ３９では、処理ステップＳ３１で記憶した指標計算結果データＤ６と判断基準データＤ４とを用いて、目標値制約計算を行い、その結果を目標値制約計算結果データベースＤＢ１２に記憶する。これにより、過渡安定性や定態安定性や電圧安定性や設備上下限などから求められる目標値の上下限制約の時系列データの一つ以上が記憶されている。

　これは、指標計算結果データＤ６に対して、判断基準データＤ４を用いて図１３や図１５や図１８に示すような方法で目標値制約を計算された結果であり、ここでは目標値を電圧で示している。目標値は、電圧であってもよいし、有効電力損失や無効電力損失などであってもよい。また、目標値は上記の一つであってもよいし、複数であってもよい。ここで、図１３や図１５や図１８を用いて、目標値制約計算する方法の具体例を説明する。

　まず図１３は過渡安定性に関する目標値制約を計算した例であり、図８で示す処理ステップＳ３１で計算した指標計算結果データＤ６に対して、図５で示す判断基準データＤ４の不安定閾値δ_ｍａｘＴを用いて、（４）式や（５）式で示す条件のようにδ_ｍａｘ＜δ_ｍａｘＴのとき（４）式、δ_ｍａｘＴ＜δ_ｍａｘのとき（５）式、のように目標値制約Ｖ_ｉが決定される。ここでは判断基準データＤ４の閾値は一つまたは複数またはゼロであってもよい。

　図１５は定態安定性に関する目標値制約を計算した例であり、図８に示す処理ステップＳ３１で計算した指標計算結果データＤ６に対して、図５で示す判断基準データＤ４の減衰率閾値α_Ｔｉを用いて、（６）式～（８）式で示す条件のようにα_Ｔ２＜α≦α_Ｔ１のとき（６）式、α≦α_Ｔ２のとき（７）式、α_Ｔ１＜αのとき（８）式、のように各時刻の定態安定性の目標値制約Ｖ_ｉが決定される。

　図１８は電圧安定性に関する目標値制約を計算した例であり、図８に示す処理ステップＳ３１で計算した指標計算結果データＤ６に対して、図５で示す判断基準データＤ４の有効電力余裕閾値ΔＰ_Ｔｉを用いて、（９）式および（１０）式で示す条件のようにΔＰ_Ｔ＜ΔＰのとき（９）式、ΔＰ＜ΔＰ_Ｔのとき（１０）式、のように各時刻の電圧安定性の目標値制約Ｖ_ｉが決定される。ここでは、指標としてΔＰを用いたが、ΔＱを用いてもよいし、その他の指標と合わせて用いてもよい。

　ここで、図９を用いて、各安定性の目標値制約計算結果データＤ１２の例を説明する。ここでは目標値の種類として電圧を選択しており、対象と設定された地点ｉの電圧制約として、以下の４つを与えている。一つ目は設備上下限の電圧制約である。これはこの地点ｉの設備例えば需要家や変圧器や各制御機器や線路や母線などが損傷しないために守らなければならない設備の上下限であり、図９では、時間ｔの上限値をＶ_{ｉＵｐｐｅｒ}（ｔ）、時間ｔの下限値をＶ_{ｉＬｏｗｅｒ}（ｔ）と表現しており、それぞれの値は図９に示す時間ｔの範囲では、実線で表されるように、それぞれＶ_{ｉＵｐｐｅｒ}（ｔ）＝Ｖ_{ｉＵｐｐｅｒ}およびＶ_{ｉＬｏｗｅｒ}（ｔ）＝Ｖ_{ｉＬｏｗｅｒ}である。

　二つ目は過渡安定性の電圧制約である。これは、処理ステップ３９で計算した過渡安定性に関する目標値制約を計算した結果であり、図９では、時間ｔの電圧制約としてＶ_ｉＴＳ（ｔ）と表現しており、図９に示す時間ｔの範囲では、一点鎖線で表されるように、Ｖ_ｉＴＳ０とＶ_ｉＴＳ１の二段階となる例を示している。なお、ＴＳはＴｒａｎｓｉｅｎｔ　Ｓｔａｂｉｌｉｔｙを意味している。

　三つ目は定態安定性の電圧制約である。これは、処理ステップ３９で計算した定態安定性に関する目標値制約を計算した結果であり、図９では、時間ｔの電圧制約としてＶ_ｉＳＳ（ｔ）と表現しており、図９に示す時間ｔの範囲では、長破線で表されるように、Ｖ_ｉＳＳ０とＶ_ｉＳＳ１とＶ_ｉＳＳ２の三段階となる例を示している。なお、ＳＳはＳｔｅａｄｙ－ｓｔａｔｅ　Ｓｔａｂｉｌｉｔｙを意味している。

　四つ目は電圧安定性の電圧制約である。これは、処理ステップ３９で計算した電圧安定性に関する目標値制約を計算した結果であり、図９では、時間ｔの電圧制約としてＶ_ｉＶＳ（ｔ）と表現しており、図９に示す時間ｔの範囲では、短破線で表されるように、Ｖ_ｉＶＳ０とＶ_ｉＶＳ１の二段階となる例を示している。なお、ＶＳはＶｏｌｔａｇｅ　Ｓｔａｂｉｌｉｔｙを意味している。

　以上の四つの目標値制約をまとめて示したものが図９となる。なお、二つ目から四つ目の制約が下限しか示されていないが、場合によっては上限もあってもよい。以上により計算された目標値制約は上下限値が合成されて決定される。例えば、図９では、Ｖ_{ｉＵｐｐｅｒ}からＶ_ｉＴＳ０とＶ_ｉＳＳ１とＶ_ｉＶＳ１とＶ_ｉＴＳ１のそれぞれの幅が電圧値制約となる。これにより、一つ以上の安定性を踏まえた目標値制約を計算することが可能になり、一つ以上の安定性を守ることができる目標値の幅やタイミングを計算しやすくなる効果や、目に見てどの時間でどの制約が厳しくなっているかを運用者が把握しやすいという効果がある。

　また、このような制約値が計算できない場合は、予め設定された値を使用してもよい。例えば、「電力系統の電圧・無効電力制御調査専門委員会、電力系統の電圧・無効電力制御、電気学会技術報告、第７４３号（１９９９）、ｐｐ．６－１３」に示されるように、運用者が設定してもよい。なお、この計算時間幅は、電力系統電圧無効電力監視制御装置１０の目標値などの指令値を出す周期の間を、予測値データを用いて計算してもよいし、それ以外の計算時間幅で用いてもよい。

　なお図９において、さらに以下の点に考慮するのがよい。まず設備上下限の電圧制約では、電圧が下がると定態安定性がわるくなる。図９では、Ｐ－δカーブのＰ_ｍａｘ＝Ｖ・Ｖ／Ｘにより，時刻を直角で示したが，予測値からこうなることはない。もっとぎざぎざしているので，平滑化して，タイミングを判定するのがよい。また、不感帯の設定があってもよい。電圧安定性について、電圧降下時に，悪化するため，下限制約が生じる。電圧安定性制約は，ΔＰとΔＱで制約作る方式の両方がある。

　処理ステップＳ３２では、処理ステップＳ３１で記憶した目標値制約計算結果データＤ１２を用いて、目標値変更タイミング計算を行い、その結果を目標値変更タイミングデータベース２７に記憶する。ここで、図１０を用いて、目標値変更タイミング計算の方法の例を説明する。目標値変更タイミングは、制御遅れを見込んで短過ぎる変化の時には，予め制御しておくものである。

　目標値変更のタイミングは、基本的に目標値制約の幅が変化するタイミングとする。つまり、図１０に示す各時刻ｔ_０、ｔ_１、ｔ_２、ｔ_３、ｔ_４、ｔ_５、ｔ_６、ｔ_７のうち、最初のｔ_０と最後のｔ_７と途中のｔ_３、ｔ_４、ｔ_５を除く、ｔ_１、ｔ_２、ｔ_６、が目標値変更タイミングとして計算される。これは最も大きな値と、設備から定まる電圧制約の上限値Ｖ_{ｉＵＰｅｒ}（ｔ）との差分が変更される時期を求めたものである。

　なお、後述する目標値計算の結果が目標値変更タイミングの前後でほぼ変化しない場合は、その後の目標値変更タイミングを設定しなくてもよい。ただし、目標値幅の計算には用いる。なお、制御の時間遅れを考慮してタイミングにマージンをとってもよい。この目標値変更タイミングデータＤ７を計算することで、時々刻々変化する目標値を可変することができ、固定の目標値を指令するのに対して、より効果的に電圧と無効電力のバランスを維持し経済性を向上できるような目標値の変更が可能となる。

　処理ステップＳ３３では、処理ステップＳ３９で記憶した目標値制約計算結果データＤ１２と処理ステップＳ３２で記憶した目標値変更タイミングデータＤ７を用いて、目標値幅計算を行い、その結果を目標値幅データベースＤＢ８に記憶する。ここで、図１０を用いて、目標値幅計算の方法の例を説明する。

　図１０に示すように、各時刻における目標値制約の幅が目標値幅となる。つまり、時刻ｔ_０～ｔ_１における目標値幅はΔＶ_ｉ０、ｔ_１～ｔ_２における目標値幅はΔＶ_ｉ１、ｔ_２～ｔ_３における目標値幅はΔＶ_ｉ２、ｔ_３～ｔ_４における目標値幅はΔＶ_ｉ３、ｔ_４～ｔ_５における目標値幅はΔＶ_ｉ４、ｔ_５～ｔ_６における目標値幅はΔＶ_ｉ５、ｔ_６～ｔ_７における目標値幅はΔＶ_ｉ６となる。ここで、目標値変更タイミングとして除外されたｔ_３、ｔ_４、ｔ_５に関しては、目標値幅が同じになるため、ΔＶ_ｉ３～ΔＶ_ｉ５は不要となる。この目標値幅データＤ８を持つことで、時々刻々変化する目標値の制約値を可変にすることができ、効果的に電圧と無効電力のバランスを維持しできるようになる効果がある。

　処理ステップＳ３４では、系統設備データＤ２と計算設定データＤ３と、処理ステップＳ３９で記憶した目標値制約計算結果データＤ１２と、処理ステップＳ３２で記憶した目標値変更タイミングデータＤ７と、処理ステップＳ３３で記憶した目標値幅データＤ８を用いて、目標値計算を行い、その結果を目標値データベースＤＢ９に記憶する。

　各タイミングの目標値幅を制約として、有効電力送電損失最小化と無効電力送電損失最小化と電源の有効電力出力配分の変更による総燃料費最小化と各電源の力率変更による無効電力出力最小化の一つ以上を目的関数とし、操作変数を目標値の種類（本実施例では、電圧）とした、最適化計算をすることで、各タイミングおよび目標値幅における目標値を計算する。

　この目標値データＤ９を持つことで、時間経過とともに目標値を変更することができ、効果的に電圧と無効電力のバランスを維持できる電圧制約の中で、経済性を向上できるようになる効果がある。

　ここで、図１１を用いて、目標値計算の結果の例を説明する。各制約幅の中で電圧Ｖ_{ｉｒｅｆ０}～Ｖ_{ｉｒｅｆ２}の目標値が計算される。ここで、最適化計算として最適潮流計算（ＯＰＦ：Ｏｐｔｉｍａｌ　Ｐｏｗｅｒ　Ｆｌｏｗ）を使用する計算式の例を示す。ＯＰＦで最適化する問題の一例を（１１）式に示す。最適潮流計算は、例えば、「関根他、電力系統の潮流計算（ＯＰＦ：Ｏｐｔｉｍａｌ　Ｐｏｗｅｒ　Ｆｌｏｗ）、平成１４年３月、日本電気協会、ＰＰ．１３３－２０３」などに記載の計算方法などに則して行うことができる。

　ここで、ｆ（ｘ）は評価関数である。評価関数ｆ（ｘ）は、有効電力送電損失と、無効電力送電損失と、電源の有効電力出力配分の変更による総燃料費と、各電源の力率変更による電源の無効電力出力、などの経済性に関する評価関数であり、これらのうちのいずれか一つまたは複数についての評価関数である。ただし複数の場合は予め設定した重みづけで行うのがよい。

　ｈ（ｘ）は、等式制約条件であり、有効無効潮流方程式である。ｇ（ｘ）は、不等式制約条件（ペナルティ関数）であり、目標値制約（電圧上下限制約）、発電機無効電力出力上下限制約、潮流上下限制約などの一つまたは複数についての不等式制約条件である。ただし、不等式制約条件は、ペナルティでなく制約値として扱ってもよいが、収束性が悪くなる場合には、ペナルティ関数として目的関数に組み込むことで、収束性の向上を図るのがよい。さらに収束性が悪くなる場合には、ペナルティ関数の値を緩和する処理を入れることで解を得ることをできるようにするのがよい。

　ここで、評価関数ｆ（ｘ）の例として、全系の有効電力送電損失Ｐ_Ｌｏｓｓ（ｘ）と、全系の無効電力送電損失Ｑ_Ｌｏｓｓ（ｘ）と、電源の有効電力出力配分の変更による総燃料費Ｃ_ｏｓｔ（ｐ）と、各電源の力率変更による電源の無効電力出力の総和Ｑ_Ｇａｌｌ（ｘ）、の式をそれぞれ（１２）式～（１５）式に示す。下記は、各評価関数を別々に記述したが、一つ以上の組合せとなってもよい。

　全系の有効電力送電損失Ｐ_Ｌｏｓｓ（ｘ）を示す（１２）式において、ｉ，ｊ∈Ω_Ｖは、監視対象母線、Ｎは母線番号の総数（ｉ＝１～Ｎ）、Ｐ_ｉｊは母線ｉからｊへの有効電力、Ｐ_ｊｉは母線ｊからｉへの有効電力、Ｇ_ｉｊ＋ｊＢ_ｉｊは母線アドミタンス行列の実部と虚部、Ｖ_ｉとＶ_ｊは母線ｉとｊの電圧の大きさ、θ_ｉとθ_ｊは、母線ｉとｊの位相角、である。ただし、Ｇ_ｉｊ＋ｊＢ_ｉｊ＝（Ｒ_ｉｊ＋ｊＸ_ｉｊ）であり、Ｒ_ｉｊ＋ｊＸ_ｉｊは線路のインピーダンスである。

　全系の無効電力送電損失Ｑ_Ｌｏｓｓ（ｘ）を示す（１３）式において、Ｑｉｊは母線ｉからｊへの無効電力、Ｑ_ｊｉは母線ｊからｉへの無効電力、Ｙ_ｉｊは母線の対地容量成分のアドミッタンス、である。

　電源の有効電力出力配分の変更による総燃料費Ｃｏｓｔ（ｐ）を示す（１４）式において、α_ｇ、β_ｇ、γ_ｇは発電機ｇの燃料消費特性の係数、ｐ_ｇは発電機ｇの有効出力、ｍは発電機の個数、である。

　各電源の力率変更による電源の無効電力出力の総和Ｑ_Ｇａｌｌ（ｘ）を示す（１５）式において、Ｑ_Ｇａｌｌ（ｘ）は発電機の無効電力出力の総和、Ｑ_ｇは発電機ｇの無効電力出力、ｍは発電機の個数、である。ただし、Ｑ_ｇの大きさによって力率を算出し、発電機ｇの燃料消費特性の係数を用いて、コストに換算してもよい。

　なお、最適化計算は、系統を線形化し線形計画問題として、内点法、有効制約法、シンプレックス法などを適用してもよいし、二次計画問題として、主双対内点法、最大エントロピー手法などを適用してもよいし、非線形計画問題として、再急降下法、準ニュートン法、ペナルティ関数法などを適用してもよいし、制約付き非線形計画問題として、拡張ラグランジュ乗数法などを適用してもよい。また、各問題や組合せ最適化問題や混合整数非線形最適化問題などに対してメタヒューリスティックである遺伝アルゴリズムやシミュレーティッドアニーリングやタブサーチや粒子群最適化（ＰＳＯ：ＰＡＲＴＩＣＬＥ　ＳＷＡＲＭ　ＯＰＴＩＭＩＺＡＴＩＯＮ）を適用して求める方法でもよい。

　線形計画問題の場合、例えば、「石田他、ＬＰ法を用いた基幹系への予測先行型電圧無効電力制御方式、電学論Ｂ、Ｖｏｌ．１１７、Ｎｏ．８、ｐｐ．１１１５－１１２０、１９９７」に記載の電力系統の線形近似を行う方法により、線形計画法を適用できる。非線形計画問題ならば、電力方程式に対して例えばニュートンラフソン法などの計算方法を適用することで、非線形計画法を適用できる。

　処理ステップＳ１６では、処理ステップＳ３２で記憶した目標値変更タイミングデータＤ７と処理ステップＳ３３で記憶した目標値幅データＤ８と処理ステップＳ３４で記憶した目標値データＤ９の一つ以上を用いて、出力指令を行う。送信先は、例えば、ある地域の電圧無効電力バランスを維持するための個別制御装置４５であり、個別制御装置４５は、予め設定された周期で、目標値変更タイミングデータＤ７と目標値幅データＤ８と目標値データＤ９の一つ以上を受信し、例えば、目標値変更タイミングデータＤ７に従ったタイミングで、目標値データＤ９の値に目標値を変更し、（１１）式および（１６）式に基づき最適化計算を行い、電圧無効電力制御を実施する。

　この（１６）式においてＶ（ｘ）は、監視対象母線の電圧目標値と電圧計測値の偏差の総和、ｉ，ｊ∈Ω_Ｖは監視対象母線、Ｍは監視対象母線の総数（ｉ＝１～Ｍ）、ｖ_ｉは母線ｉの電圧計測値、ｖ_ｉｒｅｆは母線ｉの目標値、である。

　ただし、目標値幅が制約式となる。収束性が悪くなる場合には、ペナルティ関数として目的関数に組み込むことで、収性の向上を図る。さらに収束性が悪くなる場合には、ペナルティ関数の値を緩和する処理を入れることで解を得ることをできるようにする。

　なお図１１において、電圧設定値Ｖ_ｒｅｆに不感帯を設けることが可能である。またＶ_１、Ｖ_２、Ｑ_２を与える場合もある。さらに経済性に加えて，電圧上下限の安定性の補正をするのもよい。なお，需要の上げ下げ傾向から，予め電圧設定値Ｖ_ｒｅｆをどうするか補正しておく方式が知られている。

　処理ステップＳ３６では、系統計測データＤ５と、処理ステップＳ３９で記憶した目標値制約計算結果データＤ１２と、処理ステップＳ４０で記憶した目標値変更タイミングデータＤ７と、処理ステップＳ３３で記憶した目標値幅データＤ８と、処理ステップＳ３４で記憶した目標値データＤ９の一つ以上を用いて、制御評価の計算として、運用者が目標値に正しく追従しているかを確認しやすくなるために、目標電圧と計測値の偏差を計算し、その結果を制御評価結果データベースＤＢ１０に記憶する。

　最後の処理ステップＳ１１では、電力系統の状態監視として、予測値データＤ１と系統設備データＤ２と計算設定データＤ３と判断基準データＤ４と系統計測データＤ５と、処理ステップＳ３９で記憶した目標値制約計算結果データＤ１２と、処理ステップＳ３２で記憶した目標値変更タイミングデータＤ７と、処理ステップＳ３３で記憶した目標値幅データＤ８と、処理ステップＳ３４で記憶した目標値データＤ９と、処理ステップＳ３６で記憶した制御評価結果データＤ１０の一つ以上の、画面表示を行う。

　図１９と図２０は、出力画面の具体的な表示事例である。まず、図１９は、系統電圧状態を電圧の等高線で示した系統図である。この事例では電圧の等高線表示のために、色分け表示がされている。さらに電圧の状態を常に監視し、予め設定された各電圧レベルの違反が発生すると、画面上部にメッセージを通知することで、運用者が状態を把握しやすくなるという効果がある。なお、電圧の等高線は直線で示し、全ての母線をまたはマップの計測点を線で接続可能である。また、系統図状の電圧等高線とその等高線で挟んだ図形の色は、透明度を調節し、系統図が後ろに見えるようにすることで、系統図の各地点と電圧状況が運用者にわかりやすくなるという効果がある。なお、エリアが大きい場合は、タブで図面を分割することも可能であるが、系統図を拡大縮小することで、一つの画面全てのエリアを出すことも可能である。

　また図１９の表示に関し、全てのノードまたはマップの計測点を線で接続してもよい。電圧レベル１違反などを監視する役割もある。スケルトンでマップは見えるようにするのがよい。タブ表示でなくてもよい。領域毎に１画面にしてもよい。

　次に、図２０は、系統の運用状態を電圧の時系列波形と選択時刻の目標電圧幅と計測値の関係で示したものである。図２０上部の画面では、設備電圧上下限と電圧目標値幅と目標電圧の関係が容易に確認できるようになっており、そこへ計測値の実績値と運転点が表示されることで、運用者が容易に系統の運用状態を把握できるようになる効果がある。また、処理ステップＳ３６で計算した制御評価結果データＤ１０を画面に表示することで、運用者が制御の追従性を評価しやすくなる効果がある。なお、監視対象の母線それぞれをタブで切り替えられるようになっているが、ウィンドウとして扱い、並列に図面を並べることもできる。これにより、運用者が見比べるときに容易になる効果がある。

　また、図２０の下部には、各監視対象母線の目標電圧幅に対する計測値が表示されることで、運用者が見比べるときに容易になる効果がある。これらの画面は時々刻々計測周期毎に変化するが、過去の履歴をデータベースからみることもできる。これにより、過去のデータを評価し、あるいは現在状態と任意の時間の過去状態を比較することが可能となり、運用に生かしやすくなる効果がある。

　また図２０の表示に関し、タブ表示でなくてもよい。母線毎に１画面にしてもよい。その他、計算結果データ、過去データを選択可能にしてもよい。画面に目標電圧と計測値の偏差の積分結果を表示してもよい。

　かくして、中央装置である電力系統電圧無効電力監視制御装置１０で作成された上記の送信データ７２ａ（目標値変更タイミングデータＤ７、目標値幅データＤ８、目標値データＤ９）は、個別装置である個別制御装置４５に送られる。個別制御装置４５では、与えられた目標値に従って当該設置点における電圧、無効電力を計測して求め、目標値に向けて制御を実行する。個別制御装置４５は、予め設定された周期で、目標値変更タイミングデータＤ７と目標値幅データＤ８と目標値データＤ９の一つ以上を受信し、例えば、目標値変更タイミングデータＤ７に従ったタイミングで、目標値データＤ９の値に目標値を変更し、電圧無効電力制御を実施する。

　この実施例１では、電力系統全体の視点で監視制御を行う中央装置において個別装置に対する目標値を演算して提供し、個別装置はこれを順守すべく制御を実行する方式である。

　以上述べたように実施例１では、電力系統情報の予測値である予測値データＤ１と系統設備情報である系統設備データＤ２と計算設定情報である計算設定データＤ３と判断基準情報である判断基準データＤ４とを用いて指標を計算し、計算した指標計算結果データＤ６を用いて一つ以上の電力系統の箇所の目標値制約を計算し、計算した目標値制約計算結果データＤ１２を用いて目標値変更タイミングを計算し、計算した目標値制約計算結果データＤ１２と目標値変更タイミングデータＤ７とを用いて目標値幅を計算し、系統設備データＤ２と計算設定データＤ３と、計算した目標値制約計算結果データＤ１２と目標値変更タイミングデータＤ７と目標値幅データＤ８と、を用いて目標値を計算し、計算した目標値変更タイミングデータＤ７と目標値幅データＤ８と目標値データＤ９とを用いて出力指令し、電力系統情報の計測情報である系統計測データＤ５と、計算した目標値制約計算結果データＤ１２と目標値変更タイミングデータＤ７と目標値幅データＤ８と目標値データＤ９と、を用いて出力指令の結果を評価し、計算した指標計算結果データＤ６と目標値制約計算結果データＤ１２と目標値変更タイミングデータＤ７と目標値幅データＤ８と目標値データＤ９と制御評価結果データＤ１０の一つ以上の計算結果を表示する電力系統電圧無効電力監視制御装置１０の例について説明した。

　なお、以降の実施例に共通に適用可能なものもあるが、本発明及びその実施例において、さらに以下の点を考慮して反映して置くのがよい。ここでは、全体を通じた気付き事項を纏めて説明しておく。

　まず経済性を目的関数とした目標値計算方法（最適化計算）を行う時には、電源ロスとして経済負荷配分、有効電力制御，送電ロスして調相設備，変圧器タップ比，発電機端子電圧変更，電圧／無効電力制御，操作量としての制御量の観点を反映、考慮するのがよい。

　本発明によれば、目的関数を狭めていく方式のため，重み調整が不要であり、従来の課題であった多目的最適化演算時に重みを調整する労力が多大であるという課題が解消できる。

　実施例１では、個別装置に目標値を与える方式であるが、この目標値に関して、以下の点を考慮するのがよい。まず、目標値を与える設定対象箇所を抽出することに関し、適宜の方式で決定してよい。本発明において、目標値幅は絶対に必要な情報であり、目標値は必ずしもなくてもよい。目標値、あるいは目標値幅の情報があれば，個別装置による目標値制御が可能である。系統の状態が厳しくなり，解なしとなった時には，判断基準の緩和処理により幅の解を求めるのがよい。目標値計算において，幅が厳しい時には，絶対制約でなく，ペナルティ関数として解を求めるのがよい。目標値制約とは例えば、電圧目標値の制約のことであり、それ以外に無効電力ロス目標値などが設定可能である。個別装置からは制御実施結果を返してもらってもよい。

　系統から得るデータに関し、系統計測データＤ１はパイロット母線だけの場合と，全系データを集める場合がある。系統各所のＶ，Ｉ，またはＰ、Ｑである。また系統設備データＤ２は，系統トポロジーや，調整電源の調整力であり、さらには動特性解析のデータも必要である。データやりとりには、指令値・時刻・ＩＤも入っているのがよい。

　また、通信不良時は，個別装置だけでもうごけるように尤度をもった緊急時の電圧設定と幅を与えておくのがよい。個別装置の仕様によって，電圧設定と制御量のどちらかを使用するのがよい。なお制御評価は，常に実施するが，個別装置が動かないと制御評価に意味はない。

　上記の変形、代案の実施例は、以降の実施例においても適宜適用可能なものである。

　実施例２では、実施例１のシステム構成において、送信データとして変動データを考慮し外乱の影響を排除する目標値を与えることについて、図２１から図２６を用いて説明する。

　実施例２では、実施例１において、予測値データＤ１に加えて変動データＤ１３を加える。これにより、再生可能エネルギーが天候に起因して時間経過とともに出力変動したとしても、より強固に電力系統の電圧と無効電力のバランスを維持し、経済性を向上するいずれか一つまたは両方の効果を達成することを目的とする、系統制御装置１０の例を説明する。なお実施例１と同じ構成箇所で同じ動作の箇所については説明を省略する。

　図２１は、実施例２の電力系統電圧無効電力監視制御装置１０の構成をその機能面から整理して記述した図の例である。実施例１の図１の入力データ部４０に変動データデータベースＤＢ１３が追加され、指標計算部３１で用いるデータとして変動データＤ１３が追加された点が構成的には異なる。

　図２２は、実施例１における電力系統電圧無効電力監視制御装置のハード構成と電力系統の全体構成例を示す図であり、実施例１の図２のデータベースＤＢとして変動データデータベースＤＢ１３が追加された点が異なる。

　図２３は、変動データＤ１３の一例を示す図である。ここで、図２３を用いて変動データＤ１３について説明する。変動データＤ１３は、再生可能エネルギー（太陽光発電や風力発電など）が原因で発生する変動データを例えば、時系列の確率分布の標準偏差±σおよび±２σと±３σなどとして格納している。なお、変動データは予めデータベースで設定されていてもよいし、系統計測データを蓄積し、参照して求めてもよい。なお、ここで説明した変動データの変動とは、故障発生時などの大きな変化ではなく、再生可能エネルギーなどによる需給変動を実施例２では示している。

　なお変動データはデータベースで持っていてもよいし，系統計測データの履歴から算出してもよい。ここで変動とは，再エネ変動など事故時でない定常的な変動のことであり、ローパスフィルタなどで，急峻な変動は除くことで求められる。

　変動データＤ１３を用いることで、計算処理内容が実施例１とは異なる。電力系統電圧無効電力監視制御装置の処理の全体を示すフローチャートの例である図８において、計算が異なる箇所を、順を追って説明する。

　まず、図８の処理ステップＳ３１では、予測値データＤ１と系統設備データＤ２と計算設定データＤ３と判断基準データＤ４と変動データＤ１３とを用いて、指標計算を行い、その結果を指標計算結果データベースＤＢ６に記憶する。ここで、指標計算のやり方は実施例１と同様であるが、計算対象の予測値データＤ１の各時間断面に対して予め設定された変動データの最大・最小の変動を加えた各時間断面についても初期条件として、計算する点が異なる。

　次に、処理ステップＳ３９では、処理ステップＳ３１で記憶した指標計算結果データＤ６と判断基準データＤ４とを用いて、目標値制約計算を行い、その結果を目標値制約計算結果データベースＤＢ１２に記憶する。目標値制約計算の方法は実施例１と同様であるが変動データを加えたうえで過酷な制約となるものだけでなく予め設定された刻みで潮流断面を変更し計算したものを計算結果とする。

　図２４は、実施例２における目標値制約データの一例を示す図であり、ここには、最過酷の計算結果のみ載せている。ここで、図２４を用いて、各安定性の目標値制約計算結果データＤ１２の例を説明する。

　ここでは目標値の種類として電圧を選択しており、対象と設定された地点ｉの電圧制約として、以下の４つを与えている。一つ目は設備上下限の電圧制約Ｖ_{ｉＵＰＰｅｒ}（ｔ），Ｖ_{ｉＬｏｗｅｒ}（ｔ）（実線）である。これは実施例１と同様である。

　二つ目は過渡安定性の電圧制約Ｖ_ｉＴＳであり、図９とは異なる計算結果となる。これは、処理ステップ３９で計算した過渡安定性に関する目標値制約を計算した結果であり、図２４では、時間ｔの電圧制約としてＶ_ｉＴＳ（ｔ）と表現しており、図２４に示す時間ｔの範囲では、一点細鎖線で表される。

　三つ目は定態安定性の電圧制約であり、処理ステップ３９で計算した定態安定性に関する目標値制約Ｖ_ｉＳＳを計算した結果であり、図２４では、時間ｔの電圧制約としてＶ_ｉＳＳ（ｔ）と表現しており、図２４に示す時間ｔの範囲では、細長破線で表される。

　四つ目は電圧安定性の電圧制約Ｖ_ｉＶＳであり、処理ステップ３９で計算した電圧安定性に関する目標値制約を計算した結果であり、図２４では、時間ｔの電圧制約としてＶ_ｉＶＳ（ｔ）と表現しており、図２４に示す時間ｔの範囲では、細短破線で表される。

　以上の四つの目標値制約をまとめて示したものが図２４となる。なお、二つ目から四つ目の制約が下限しか示されていないが、場合によっては上限もあってもよい。以上により計算された目標値制約は上下限値が合成されて決定される。図２４には、変動データＤ１３の最過酷の目標値制約データの計算結果を示しているが、実際には、変動データで増減した各断面に対して計算を行っている。図１１と図２４を比較して明らかなように、図１１では電圧目標上下限値Ｖ_ｉｒｅｆが１組であるに対し、図２４では変動データＤ１３で増減した各断面に対して計算を行った結果として、複数組の電圧目標上下限値Ｖ_ｉｒｅｆが記述されている。

　次に、処理ステップＳ３２では、処理ステップＳ３９で記憶した目標値制約計算結果データＤ１２を用いて、目標値変更タイミング計算を行い、その結果を目標値変更タイミングデータベースＤＢ７に記憶する。計算方法は実施例１と同様であるが、前記変動データＤ１３で増減した各断面に対して計算を行う。

　次に、処理ステップＳ３３では、処理ステップＳ３９で記憶した目標値制約計算結果データＤ１２と処理ステップＳ３２で記憶した目標値変更タイミングデータＤ７を用いて、目標値幅計算を行い、その結果を目標値幅データベースＤＢ８に記憶する。計算方法は実施例１と同様であるが、前記変動データＤ１３で増減した各断面に対して計算を行う。

　次に、処理ステップＳ３４では、系統設備データＤ２と、計算設定データＤ３と、処理ステップＳ３９で記憶した目標値制約計算結果データＤ１２と、処理ステップＳ３２で記憶した目標値変更タイミングデータＤ７と、処理ステップＳ３３で記憶した目標値幅データＤ８を用いて、目標値計算を行い、その結果を目標値データベースＤＢ９に記憶する。このときの計算方法は実施例１と同様であるが、結果が図２４に示すように、幅を持った計算結果となる。これについて図２５を用いて後述する。

　各タイミングの目標値幅を制約として、有効電力送電損失最小化と無効電力送電損失最小化と電源の有効電力出力配分の変更による総燃料費最小化と各電源の力率変更による無効電力出力最小化の一つ以上を目的関数とし、操作変数を目標値の種類（実施例２では、電圧）とした、最適化計算をすることで、各タイミングおよび目標値幅における目標値を前記変動データで増減した各断面に対して計算する。

　図２５は、実施例２における目標値計算の処理の一例を示す図である。縦軸に経済性、横軸に電圧Ｖｉを示しているが、経済性を最大とする解が存在している。この目標値データＤ９は、図２５に示すように、ある一つの変動データＤ１３で増減した断面の電圧制約に対して最適化計算の答えが一つ算出される。これを図２５に示すように各線の一点分となる。目標値幅が複数あるので、この計算を繰り返すと、図２５の横軸が電圧Ｖ_ｉで縦軸が評価関数の結果である経済性に対する、一点細鎖線と細長破線と細短破線が得られる。

　従って、各線が予め設定する経済性を評価する閾値Ｅ_Ｔよりも大きな領域で運転すれば、系統潮流断面が変動したとしても、各安定性を維持し、かつ、閾値ＥＴよりはより大きな経済性で運転することができるようになるという効果がある。また、これらの各線を重ね合わせると、太実線が得られるので、これの経済性が最大の点を目標値として決定することで、変動が起き得る中で最も経済的な目標値を計算することができる。

　図２６は、実施例２における目標値データの一例を示す図である。目標値の計算結果を示す図２６によれば、時間の経過に応じて電圧目標値Ｖ_ｉｒｅｆを太い実線のように変化させてやることにより、常に図２５の経済性の閾値Ｅ_Ｔよりも大きな領域で運転できることを表している。

　なお処理ステップＳ１６以降は、実施例１と同様である。

　実施例３は、実施例１のシステム構成において、中央装置が個別装置に与える送信データを個別装置に対する制御量としたものである。図２７から図３２を用いて実施例３の説明を行う。

　実施例３では、実施例１が目標値を個別装置である個別制御装置４５に送信するという構成だったのに対して、目標値を計算した後に、制御量を計算し、個別装置である直接制御装置４６を用いて制御するという構成および制御フローの違いを持つ。

　これにより、個別制御装置４５がない電力系統に対しても、制御装置４６があれば、電力系統の電圧と無効電力のバランスが維持し、経済性を向上するいずれか一つまたは両方の機能を提供できるようになる。以下、系統制御装置１０の例を説明する。実施例１と同じ構成箇所で同じ動作の箇所については説明を省略する。

　図２７は、実施例３の電力系統電圧無効電力監視制御装置１０の構成をその機能面から整理して記述した図であり、実施例１の図１の制御計算部４１に制御量計算部３５が追加され、結果データＤ４２に制御量計算結果データＤ１５が追加された点が構成的には異なる。ここでは、経済性を目的関数とした目標値計算方法を最適化計算し、制御量を個別装置に送信する方式である。

　図２８は、本実施例の電力系統電圧無効電力監視制御装置１０のハード構成と電力系統１００の全体構成図の例であり、実施例１の図２のデータベースとして制御量計算結果データベースＤＢ５が追加された点と、個別制御装置４５から直接制御装置４６に変更されている点と、送信データ７２ｂに制御量計算結果データＤ１５を含む点が異なる。なお、直接制御装置４６は、送電系統１００のみならず、発電系統２００や負荷系統３００の装置をも制御の対象としている。

　ここで実施例１の場合の個別制御装置４５と実施例３の直接制御装置４６の相違について説明しておく。両者とも、ある地域の電圧無効電力バランスを維持するためのものであるが、実施例１では、個別制御装置４５に目標値（タイミング、幅、大きさ）が与えられて、個別制御装置４５は与えられた目標値とすべく電圧・無効電力の大きさを計測して制御量を定め、目標値に向けて制御を行っている。これに対し、実施例３の直接制御装置４６では制御量の形式で信号が送られてくる。直接制御装置４６では制御量に従って操作を実行するのみである。これらのことから実施例１の場合の個別制御装置４５は、アナログ的な大きさを制御可能な機器に適しているに対し、実施例３の直接制御装置４６は例えばディジタル的に開閉制御を行うような機器に適しているということができる。つまり図２９に例示されるように、開閉位置、あるいはタップ位置といった位置制御により機能する機器を対象とする場合に適している。

　図２９は、制御量計算結果データＤ１５の一例を示す図である。ここで、図２９を用いて制御量計算結果データＤ１５について説明する。制御量計算結果データＤ１５には、ＳＣやＳｈＲやタップ付き変圧器のタップ値や電源のＡＶＲやＡＱＲの時系列指令値が記憶されている。これに従って制御指令をできるようになる。なお電源のＡＶＲやＡＱＲについては、目標値の形式で与えることも可能であるが、ここでは制御量の形式で与える事例として示している。

　なお図２８によれば、電力系統電圧無効電力監視制御装置１０が直接制御装置４６に与える送信データ７２ｂには、制御量計算結果データＤ１５の他に目標値（タイミング、幅、大きさ）が含まれていてもよい。

　直接制御装置４６が人ベースの装置であれば、制御量計算結果データＤ１５により制御指令を与えるだけでなく、目標値変更タイミングデータＤ７と目標値幅データＤ８と目標値データＤ９の一つ以上も与えることで、制御効果を確認しながら制御できるという利点がある。これは、直接制御装置４６の性能次第であるが、直接制御装置４６も制御効果の確認ができるのであれば、制御量計算結果データＤ１５に加えて、目標値変更タイミングデータＤ７と目標値幅データＤ８と目標値データＤ９の一つ以上を送信しておくことで、制御効果を確認しながら制御できるという利点がある。

　制御量計算結果データＤ１５を用いることで、実施例１に追加される計算処理内容がある。電力系統電圧無効電力監視制御装置１０の処理の全体を示すフローチャートの例である図３０において、計算が追加された箇所を説明する。

　図３０において、まず、処理ステップＳ３１～処理ステップＳ３４までは、実施例１と同様である。

　次に、処理ステップＳ３５では、処理ステップＳ３２で記憶した目標値変更タイミングデータＤ７と、処理ステップＳ３３で記憶した目標値幅データＤ８と、処理ステップＳ３４で記憶した目標値データＤ９の一つ以上を用いて、制御量計算を行い、計算結果を制御量計算結果データデータベースＤＢ１５に記憶する。

　制御量計算は、（１１）式および（１６）式に基づき、最適化計算を行い制御量計算するが、このときの制御変数ｘの一例を（１７）式に示す。制御変数ｘは、制御対象箇所のＳＣ、ＳｈＲ、タップ付き変圧器のタップ値（Ｔａｐ）、発電機のＡＶＲ／ＡＱＲ指令値、さらに、位相調整器、線路切替など、として以下のベクトル式で定義される。これを用いて最適化計算した結果を用いて、電圧無効電力制御を実施する。

　ここで、ＳＣｎはｎ番目のＳＣのバンク投入量、ＳｈＲ_ｍはｍ番目のＳｈＲの投入量、Ｔａｐ_ｐはｐ番目のＬＲＴのタップ位置、Ｖ_ｇｑはｑ番目の発電機端子電圧、ｎはＳＣの設備台数、ｍはＳｈＲの設備台数、ｐはＬＲＴの設備台数、ｐはＶ_ｇの設備台数、である。

　なお（１７）の実行に当たり、制御余裕の観点を考慮するのがよい。運転余裕に関して、上記中地他：「経済性とセキュリティを考慮したタブサーチによる電圧・無効電力制御の最適化」，電学論Ｂ，Ｖｏｌ．　１２８，Ｎｏ．　１，ｐｐ．３０５－３１１，２００８や、岸　他：「運用余裕を考慮した電圧無効電力制御」，東海大学紀要工学部，Ｖｏｌ．　４８，Ｎｏ．　１のＰ８２の式（２）に示されるような発電機の端子電圧Ｖ_ｇを考慮するのがよい。

　処理ステップＳ１６は、実施例１で出力指令した各データに加えて、処理ステップＳ３５で計算した制御量計算結果データＤ１５も出力指令する点が異なる。

　処理ステップＳ３６および処理ステップＳ１１は、実施例１に加えて、図３１および図３２に示す内容を処理ステップＳ３６で計算し、処理ステップＳ１１で画面表示する点が実施例１と異なる。

　図３５の画面表示事例に示すように、処理ステップＳ３６では、各電圧階級の安定性をレーダーチャートに表示できるように、「Ｊｉｎｔａｅｋ　Ｌｉｍ　ａｎｄ　Ｊａｅｓｅｏｋ　Ｃｈｏｉ　ｅｔ．ａｌ、Ｅｘｐｅｒｔ　ｃｒｉｔｅｒｉａ　ｂａｓｅｄ　ｐｒｏｂａｂｉｌｉｓｔｉｃ　ｐｏｗｅｒ　ｓｙｓｔｅｍ　ｈｅａｌｔｈ　ｉｎｄｅｘ　ｍｏｄｅｌ　ａｎｄ　ｖｉｓｕａｌｉｚａｔｉｏｎ、Ｐｒｏｂａｂｉｌｉｓｔｉｃ　Ｍｅｔｈｏｄｓ　Ａｐｐｌｉｅｄ　ｔｏ　Ｐｏｗｅｒ　Ｓｙｓｔｅｍｓ　（ＰＭＡＰＳ），　２０１４　Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ　Ｃｏｎｆｅｒｅｎｃｅ　ｏｎ、ｐｐ．１－６や、Ｃｈｒｉｓｔｏｐｈ　Ｓｃｈｎｅｉｄｅｒｓ，　ｅｔ．ａｌ、Ｅｎｈａｎｃｅｍｅｎｔ　ｏｆ　ｓｉｔｕａｔｉｏｎ　ａｗａｒｅｎｅｓｓ　ｉｎ　ｗｉｄｅ　ａｒｅａ　ｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎ　ｓｙｓｔｅｍｓ　ｆｏｒ　ｅｌｅｃｔｒｉｃｉｔｙ　ａｎｄ　ｖｉｓｕａｌｉｚａｔｉｏｎ　ｏｆ　ｔｈｅ　ｇｌｏｂａｌ　ｓｙｓｔｅｍ　ｓｔａｔｅ、Ｉｎｎｏｖａｔｉｖｅ　Ｓｍａｒｔ　Ｇｒｉｄ　Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｉｅｓ　（ＩＳＧＴ　Ｅｕｒｏｐｅ）、２０１２　３ｒｄ　ＩＥＥＥ　ＰＥＳ　Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ　Ｃｏｎｆｅｒｅｎｃｅ　ａｎｄ　Ｅｘｈｉｂｉｔｉｏｎ　ｏｎ、ｐｐ．１－９」などに示されるような計算などを行い、結果を制御評価結果データベースＤＢ１０に格納する。

　また、経済性についても、処理ステップＳ３４に示す各評価関数でオンライン計算することで、評価する。これにより、制御の効果を容易に確認することができ、もしうまくいっていない場合には運用者がそれに気づくことができるという効果がある。また、図３２に示すように、制御量まで計算できるので、制御量の候補と制御機器の関係がわかる系統図を処理ステップＳ１１では合わせて表示することで、制御の効果を確認しやすくなるという効果がある。

　なお、系統設備データは、系統の接続構成を含むものであり、調整力（調整能力）データは、計画調整量でもよいし、周期的に受信してもよい。

　実施例４は、実施例１のシステム構成において、中央装置に予測機能及び計画値修正機能を持たせたものである。実施例４について、図３３から図３５を用いて説明を行う。

　実施例４における電力系統電圧無効電力監視制御装置の構成をその機能面から整理して記述した図である図３３は、実施例１における電力系統電圧無効電力監視制御装置の構成をその機能面から整理して記述した図である図１と比較すると、以下の点の構成が新たに追加されている。追加部分は、計画値データベースＤＢ１７と、予測計算部６０と、誤差計算部６１と、誤差量データベースＤＢ１９と、誤差発生判定部６２と、計画値修正部６３と、修正計画値データベースＤＢ１８である。

　これらを加えることで、電力系統の潮流状態などが変化し、予測値データＤ１とズレが生じてしまった場合に、そのズレを計算し、そのズレを元に、修正計画値データＤ１８を計算し、その修正計画値データＤ１８を元に予測計算をやり直すことで、実施例１と同様の動作で目標値を計算し出力指令できるようになり、時間経過とともに再生可能エネルギーが天候に起因して出力変動したとしても、電力系統の電圧と無効電力のバランスが維持し、経済性を向上するいずれか一つまたは両方を提供できるようになる。

　以下においては、まず、系統制御装置１０の例を説明する。実施例１と同じ構成箇所で同じ動作の箇所については説明を省略する。

　図３３は、実施例４の電力系統電圧無効電力監視制御装置１０の全体構成図の例であり、計画値データベースＤＢ１７と予測部６０と誤差計算部６１と誤差量データベースＤＢ１９と誤差発生判定部６２と計画値修正部６３と修正計画値データベースＤＢ１８が追加された点が、構成的には異なる。

　図３４は、実施例４の電力系統電圧無効電力監視制御装置１０のハード構成と電力系統１００の全体構成図の例であり、実施例１の図２のデータベースとして計画値データベースＤＢ１７と修正計画値データベースＤＢ１８と誤差量データベースＤＢ１９が追加された点が異なる。

　図３５は、計画値データの一例を示す図である。ここで、図３５を用いて計画値データＤ１７について説明する。計画値データＤ１７は、需要予測結果および発電機出力計画および制御計画からなり、これを用いて、予測計算部６０で、将来の予測時刻断面毎に潮流計算をすることで、予測値データＤ１を計算できるようになる。そのため、修正計画値データＤ１８も値は修正されているが計画値データＤ１７と同じ種類のデータが格納されることになる。この計画値データベースＤＢ１７と予測計算部６０を持つことで、修正計画値データＤ１８を用いた予測計算ができ、時間経過とともに再生可能エネルギーは天候に起因して出力変動したとしても、電力系統の電圧と無効電力のバランスが維持し、経済性を向上するいずれか一つまたは両方を提供できるようになる。これらにより、計算処理内容が実施例１とは異なる。電力系統電圧無効電力監視制御装置の処理の全体を示すフローチャートの例である図８において、計算が異なる箇所を、順をおって説明する。

　まず、処理ステップＳ３１の前に、計画値データＤ１７を用いて予測計算を行い、予測値データＤ１を記憶する。それ以降の処理ステップＳ３１～処理ステップＳ１１までは、実施例１と同様である。

　またこれと並列して、誤差計算部６１において周期的に計測している系統計測データＤ５の各値と、予測値データＤ１の値を、差し引き、誤差を計算する。また誤差計算部６１において、系統計測データＤ５の入り切りデータと系統設備データＤ２の入り切り状態を差し引きして、系統構成に誤差がないかを計算する。

　誤差計算部６１におけるこの２つの誤差の計算結果を、誤差量データＤ１９として誤差量データベースＤＢ１９に記憶するとともに、誤差発生判定部６２にも送信し、誤差が発生していることを、予め設定する閾値との比較により判定する。誤差発生判定部６２において、誤差発生判定された場合には、計画値修正部６３において誤差量データＤ１９と計画値データＤ１７を用いて、その誤差量の分だけ計画値を修正し、修正計画値データＤ１８を修正計画値データベースＤＢ１８に記憶する。

　修正計画値データＤ１８は最後に予測値計算部６０に送信し、予測値計算部６０では計画値データＤ１７を用いた予測値計算を行う時と同様に予測値データＤ１を計算し、上書きする。これらの動作は、誤差発生時に速やかに行うことによって、制御の誤差を低減することができる。

　また、誤差発生判定部６２にて誤差発生を判定した際には、目標値の出力指令を一旦待ちの状態にすることで、誤差のある目標値を送信しないで済むという効果がある。また、誤差計算に関しては計測データそのものを使用したやり方もあるが、計測データを状態推定と潮流計算した後に比較してもよい。これにより系統のもっともらしい状態を推定したのちに比較をすることができるので、誤差判定の精度が向上する。また、天候によっては、誤差判定に不要な急峻な再エネ出力変動などが計測値に混入する可能性があるため、予め設定したローパスフィルタを用いて、所望の変動成分のみを取り出せるようにすることで、誤差判定の精度が向上する。

　ここで、状態推定と潮流計算について補足する。系統計測データＤ５と系統設備データＤ２と計算設定データＤ３を用いて、図面には示していない状態推定計算・潮流計算プログラムの計算により、系統計測時の系統状態を計算し、系統計測データベー２５に記憶する。なお、状態推定計算とは、変電所、発電所、送電線をはじめとした電力送配電機器の観測データ、ならびに接続データをもとに、観測データ中の異常データの有無を判定と除去を行い特定の時間断面におけるもっともらしい系統状態を推定する計算機能のことである。ここで、状態推定計算は、例えば、「Ｌａｒｓ　Ｈｏｌｔｅｎ、　Ａｎｄｅｒｓ　Ｇｊｅｌｓｖｌｋ、　Ｓｖｅｒｒｅ　Ａｄａｍ、　Ｆ．　Ｆ．　Ｗｕ、　ａｎｄ　Ｗｅｎ－Ｈｓ　Ｉｕｎｇ　Ｅ．　Ｌｉｕ、　Ｃｏｍｐａｒｉｓｏｎ　ｏｆ　Ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ　Ｍｅｔｈｏｄｓ　ｆｏｒ　Ｓｔａｔｅ　Ｅｓｔｉｍａｔｉｏｎ、　ＩＥＥＥ　Ｔｒａｎｓａｃｔｉｏｎ　ｏｎ　Ｐｏｗｅｒ　Ｓｙｓｔｅｍｓ、　Ｖｏｌ．　３　（１９８８）、　ｐｐ．１７９８－１８０６」の各種方法などに即して行う。

　また、潮流計算では、状態推定結果と系統設備データＤ２と計算設定データＤ３の潮流計算に必要な各ノード１２０の電圧Ｖと負荷の出力指令値ＰとＱを用いて、電力系統１００中の発電機ノードと同期調相機と無効電力補償装置をＰＶ指定し、変電所ノードと負荷ノードをＰＱ指定し、電力系統１００中に予め設定したスラックノードに予め設定したノード電圧Ｖと位相角θを指定し、系統データベース２１から作成したアドミタンス行列Ｙｉｊと共に、ニュートンラプソン法を用いて、潮流計算を実施し、計算結果を記憶するのがよい。ここで、潮流計算手法は、例えば、「ＷＩＬＬＩＡＭ　Ｆ　ＴＩＮＮＥＹ、ＣＬＩＦＦＯＲＤ　Ｅ　ＨＡＲＴ、Ｐｏｗｅｒ　Ｆｌｏｗ　Ｓｏｌｕｔｉｏｎ　ｂｙ　Ｎｅｗｔｏｎ‘ｓ　Ｍｅｔｈｏｄ、ＩＥＥＥ　Ｔｒａｎｓａｃｔｉｏｎ　ｏｎ　Ｐｏｗｅｒ　ＡＰＰＡＲＡＴＵＳ　ＡＮＤ　ＳＹＳＴＥＭＳ、ＶＯＬ．ＰＡＳ－８６、ＮＯ．１１（１９６７）ｐｐ．１４４９－１９６７」の方法などに則して行うのがよい。なお、潮流計算手法は、交流法を基本とするが、直流法やフロー法などを用いてもよい。

　なお実施例４の誤差計算は，系統計測データを状態推定した後に比較してもよい。また誤差計算は，ＳＶ値の違いで判定してもよいし，状態推定値との平均偏差でもよい。この場合に、ローパスフィルタ通す必要がある場面がある。

　実施例５は、実施例３のシステム構成において、中央装置に予測機能及び計画値修正機能を持たせたものである。実施例５について、図３６から図３７を用いて説明を行う。

　実施例５は、実施例１に実施例４で追加した内容を、実施例３に同様に追加した内容である。図３６は、実施例５の電力系統電圧無効電力監視制御装置１０の全体構成図の例であり、図２７の構成を前提にしている。計画値データベースＤＢ７と予測部６０と誤差計算部６１と誤差量データベースＤＢ１９と誤差発生判定部６２と計画値修正部６３と修正計画値データベースＤＢ１８が追加された点が、構成的には異なる。

　図３７は、実施例５の電力系統電圧無効電力監視制御装置１０のハード構成と電力系統１００の全体構成図の例であり、図２８の構成を前提にしている。ここでは、実施例３の図２８のデータベースとして計画値データベースＤＢ１７と修正計画値データベースＤＢ１８と誤差量データベースＤＢ１９が追加された点が異なる。これにより実施例４と同様の効果が、実施例３の構成でも達成できる。

　実施例６は、実施例１のシステム構成において、電力系統の緊急状態を判定して緊急状態に対応した目標値を与えるものである。実施例６について、図３８から図４０を用いて説明を行う。

　実施例６では、図３８に示すように実施例１の図１の構成に対して、緊急状態判定部３７と緊急目標値計算部３８と緊急目標値データＤ１４を保有する緊急目標値データベースＤＢ１４を加えることで、系統故障発生時などにより電力系統の潮流状態が急変した際に、その緊急状態を判定し、緊急時に適した目標値を計算し、出力指令できるようになり、時間経過とともに再生可能エネルギーは天候に起因して出力変動したとしても、電力系統の電圧と無効電力のバランスが維持し、経済性を向上するいずれか一つまたは両方を提供できるようになる。まず、系統制御装置１０の例を説明する。実施例１と同じ構成箇所で同じ動作の箇所については説明を省略する。

　図３８は、本実施例の電力系統電圧無効電力監視制御装置１０の全体構成図の例であり、緊急状態判定部３７と緊急目標値計算部３８と緊急目標値データベースＤＢ１４が追加された点が、構成的には異なる。

　図３９は、本実施例の電力系統電圧無効電力監視制御装置１０のハード構成と電力系統１００の全体構成図の例であり、実施例１の図２のデータベースとして緊急目標値データベースＤＢ１４が追加された点が異なる。メインフローである図８は実施例１と同様である。

　ここで、図４０を用いてメインフローと並列計算する、緊急処理フローについて説明する。処理ステップＳ１００にて、まず系統計測データを周期的に受信し、処理ステップＳ１１０にて緊急状態を判定する。緊急状態の判定は、実施例４の誤差計算と同様の方法で行うが、判定閾値が異なる。また、処理ステップＳ１２０では、実施例１と同様の方法で、緊急状態が発生して計測し、その断面に対する緊急目標値を計算することで、緊急目標値データＤ１４を得て、出力指令する。これにより、緊急時も安定化できる効果がある。

　実施例６において、緊急目標値データは即座に制御する必要があるため，予測値は不要である。緊急目標値計算は，系統計測データがなくても予め過酷条件を想定しておき予め計算しておいてもよい。またプログラムデータベースに緊急状態判定と緊急目標値計算が追加される。この効果として，緊急時にも安定化できる。

　実施例７は、実施例３のシステム構成において、電力系統の緊急状態を判定して緊急状態に対応した制御量を与えるものである。図４１から図４３を用いて説明を行う。

　実施例７は、実施例１に実施例６で追加した内容を、実施例３に同様に追加した内容である。図４１は、本実施例の電力系統電圧無効電力監視制御装置１０の全体構成図の例であり、緊急状態判定部３７と緊急目標値計算部３８と緊急制御量計算結果データＤ１６を保有する緊急制御量計算結果データベースＤＢ１６が追加された点が、構成的には異なる。

　図４２は、実施例７の電力系統電圧無効電力監視制御装置１０のハード構成と電力系統１００の全体構成図の例であり、実施例３の図３２の構成に、緊急制御量計算結果データＤ１６を保有する緊急制御量計算結果データベースＤＢ１６が追加された点が異なる。これにより実施例６と同様の効果が、実施例３の構成でも達成できる。

　図４３は、実施例７における電力系統電圧無効電力監視制御装置の緊急状態判定および緊急制御量計算の処理の全体を示すフローチャートである。

　最初の処理ステップＳ１００では系統計測データを受信し、処理ステップＳ１１０では緊急状態を判定し、処理ステップＳ１２１では緊急制御量計算を行い、処理ステップＳ１３０では出力司令を与える。

１０：電力系統電圧無効電力監視制御装置
１１：表示部
１２：入力部
１３：通信部
１４：ＣＰＵ
１５：メモリ
１６：指令部
ＤＢ１：予測値データベース（予測値データＤ１）
ＤＢ２：系統設備データベース（系統設備データＤ２）
ＤＢ３：計算設定データベース（計算設定データＤ３）
ＤＢ４：判断基準データベース（判断基準データＤ４）
ＤＢ５：系統計測データベース（系統計測データＤ５）
ＤＢ６：指標計算結果データベース（指標計算結果データＤ６）
ＤＢ７：目標値変更タイミングデータベース（目標値変更タイミングデータＤ７）
ＤＢ８：目標値幅データベース（目標値幅データＤ８）
ＤＢ９：目標値データベース（目標値データＤ９）
３１：指標計算部
３２：目標値変更タイミング計算部
３３：目標値幅計算部
３４：目標値計算部
３５：制御量計算部
３６：制御評価部
３７：緊急状態判定部
３８：緊急目標値計算部
３９：目標値制約計算部
４０：入力データ部（入力データＤ４０）
４１：制御計算部
４２：結果データ部（結果データＤ４２）
４３：バス線
４４：計測装置
４５ａ、４５ｂ：個別制御装置
４６ａ、４６ｂ、４６ｃ、４６ｄ、４６ｅ：直接制御装置
ＤＢ１０：制御評価結果データベース（制御評価結果データＤ１０）
ＤＢ１１：プログラムデータベース（プログラムデータＤ１１）
ＤＢ１２：目標値制約計算結果データベース（目標値制約計算結果データＤ１２）
ＤＢ１３：変動データベース（変動データＤ１３）
ＤＢ１４：緊急目標値データベース（緊急目標値データＤ１４）
ＤＢ１５：制御量計算結果データベース（制御量計算結果データＤ１５）
ＤＢ１６：緊急制御量計算結果データベース（緊急制御量計算結果データＤ１６）
ＤＢ１７：計画値データベース（計画値データＤ１７）
ＤＢ１８：修正計画値データベース（修正計画値データＤ１８）
６０：予測計算部
６１：誤差計算部
６２：誤差発生判定部
６３：計画値修正部
７１：受信データ（系統計測データＤ１）
７２ａ：受信データ（目標値変更タイミングデータＤ７、目標値幅データＤ８、目標値データＤ９）
７２ｂ：送信データ（目標値変更タイミングデータＤ７、目標値幅データＤ８、目標値データＤ９、制御量計算結果データＤ１５）
１００：送電系統
２００：発電系統
３００：負荷系統
１１０ａ、１１０ｂ：電源（発電機または再生可能エネルギー電源またはインバータ連系電源）
１２０ａ、１２０ｂ、１２０ｃ、１２０ｄ、１２０ｅ、１２１ａ、１２１ｂ、１２１ｃ、１２１ｄ、１２１ｅ、：ノード（母線）
１３０ａ、１３０ｂ、１３０ｃ：変圧器
１３１ａ、１３１ｂ：タップ付き変圧器
１４０ａ、１４０ｂ、１４０ｃ、１４０ｄ、１４０ｅ：ブランチ（送電線または線路）
１５０ａ、１５０ｂ、１５０ｃ：負荷
１６０ａ、１６０ｂ、１６０ｃ、１６０ｄ：電力用コンデンサ（ＳＣ：Ｓｔａｔｉｃ　Ｃｏｎｄｅｎｓｅｒ）
１７０ａ、１７０ｂ：分路リアクトル（ＳｈＲ：Ｓｈｕｎｔ　Ｒｅａｃｔｏｒ）
３００：通信ネットワーク

Claims

　電力系統の電圧、無効電力を調整可能な個別装置に対して送信データを与える電力系統電圧無効電力監視制御装置であって、
　該電力系統電圧無効電力監視制御装置は、
　電力系統の安定性を示す１つ以上の指標を用いて１つ以上の目標値制約を求め、目標値制約から目標値についての情報を得、目標値についての情報を含む送信データを前記個別装置に与え、前記個別装置により当該設置個所における電圧、無効電力を調整することを特徴とする電力系統電圧無効電力監視制御装置。
　請求項１に記載の電力系統電圧無効電力監視制御装置であって、
　電力系統の安定性を示す前記１つ以上の指標は、電力系統の過渡安定性、定態安定性、電圧安定性、制御余裕の観点での指標であることを特徴とする電力系統電圧無効電力監視制御装置。
　請求項１または請求項２に記載の電力系統電圧無効電力監視制御装置であって、
　目標値制約から得た目標値についての情報は、目標値変更タイミング、目標値幅、および目標値の大きさのいずれか１つ以上を含む情報であることを特徴とする電力系統電圧無効電力監視制御装置。
　請求項３に記載の電力系統電圧無効電力監視制御装置であって、
　前記個別装置は、当該設置個所における電力系統のデータを入手し、前記電圧無効電力監視制御装置から与えられる目標値についての情報を目標値として、当該設置個所における電圧、無効電力を調整することを特徴とする電力系統電圧無効電力監視制御装置。
　請求項１に記載の電力系統電圧無効電力監視制御装置であって、
　前記目標値制約から得た目標値についての情報は、目標値を達成するための制御量の情報であることを特徴とする電力系統電圧無効電力監視制御装置。
　請求項５に記載の電力系統電圧無効電力監視制御装置であって、
　前記個別装置は位置制御を行うものであり、与えられた制御量が示す位置に操作することで、当該設置個所における電圧、無効電力を調整することを特徴とする電力系統電圧無効電力監視制御装置。
　請求項１に記載の電力系統電圧無効電力監視制御装置であって、
　電力系統の変動成分から、故障発生時の大きな変動成分を除外し、再生可能エネルギーなどによる緩やかな需給変動を変動データとして抽出し、変動データを加味して電力系統の安定性を示す１つ以上の指標を用いて１つ以上の目標値制約を求め、目標値制約から目標値についての情報を得、目標値についての情報を含む送信データを前記個別装置に与え、前記個別装置により当該設置個所における電圧、無効電力を調整することを特徴とする電力系統電圧無効電力監視制御装置。
　請求項１に記載の電力系統電圧無効電力監視制御装置であって、
　電力系統の潮流状態などが変化したことによるずれを求め、当該ずれを加味して電力系統の安定性を示す１つ以上の指標を用いて１つ以上の目標値制約を求め、目標値制約から目標値についての情報を得、目標値についての情報を含む送信データを前記個別装置に与え、前記個別装置により当該設置個所における電圧、無効電力を調整することを特徴とする電力系統電圧無効電力監視制御装置。
　請求項１に記載の電力系統電圧無効電力監視制御装置であって、
　電力系統の緊急状態を判定して、緊急状態における前記目標値についての情報を得、当該緊急状態における前記目標値についての情報を前記個別装置に与え、前記個別装置により当該設置個所における電圧、無効電力を調整することを特徴とする電力系統電圧無効電力監視制御装置。
　電力系統の電圧、無効電力を調整可能な個別装置に対して送信データを与える電力系統電圧無効電力監視制御装置であって、
　電力系統情報の予測値と系統設備情報と計算設定情報と判断基準情報の一つ以上から指標値を計算する指標計算部と、
　前記指標計算部の計算結果と判断基準情報を用いて一つ以上の電力系統の箇所の目標値制約を計算する目標値制約計算部と、
　前記目標値制約計算部の計算結果を用いて目標値変更タイミングを計算する目標値変更タイミング計算部と、
　前記目標値制約計算部の計算結果を用いて目標値幅を計算する目標値幅計算部と、
前記系統設備情報と前記計算設定情報と前記目標値制約計算部と前記目標値変更タイミング計算部と前記目標値幅計算部の一つ以上の計算結果を用いて目標値を計算する目標値計算部と、
　前記目標値変更タイミング計算部と前記目標値幅計算部と前記目標値計算部の一つ以上の計算結果を用いて制御出力を指令する出力指令部と、
　電力系統情報の計測情報と、前記目標値制約計算部と前記目標値変更タイミング計算部と前記目標値幅計算部と前記目標値計算部の一つ以上の計算結果を用いて前記出力指令部の指令結果を評価する制御評価部と、
　前記指標計算部と前記目標値制約計算部と前記目標値変更タイミング計算部と前記目標値幅計算部と前記目標値計算部と前記制御評価部の一つ以上の計算結果を表示する表示部と、
を具備することを特徴とする、電力系統電圧無効電力監視制御装置。
　請求項１０に記載の電力系統電圧無効電力監視制御装置であって、
　前記電力系統情報の予測値は、発電計画と需要予測の一つ以上を用いて潮流計算により求められることを特徴とする電力系統電圧無効電力監視制御装置。
　請求項１０に記載の電力系統電圧無効電力監視制御装置であって、
　前記指標計算部は、過渡安定性計算と定態安定性計算と電圧安定性計算と潮流計算と制御余裕の一つ以上の結果と、予め設定された閾値からなる判断基準情報と、
を用いることを特徴とする電力系統電圧無効電力監視制御装置。
　請求項１０に記載の電力系統電圧無効電力監視制御装置であって、
　前記目標値計算部は、前記目標値制約計算部の計算結果を制約として、有効電力送電損失最小化と無効電力送電損失最小化と電源の有効電力出力配分の変更による総燃料費最小化と各電源の力率変更による無効電力出力最小化の一つ以上を目的関数とした最適化計算により求めること特徴とする電力系統電圧無効電力監視制御装置。
　請求項１０に記載の電力系統電圧無効電力監視制御装置であって、
　前記制御評価部は、予め設定された各電圧レベルの違反を評価し、系統電圧状態を電圧の等高線と、系統の運用状態を電圧の時系列波形と選択時刻の目標電圧幅と計測値の関係、の一つ以上を表示することを特徴とする電力系統電圧無効電力監視制御装置。
　請求項１０に記載の電力系統電圧無効電力監視制御装置であって、
　前記目標値は、電圧、有効電力、無効電力、有効電力損失、無効電力損失の一つ以上であることを特徴とする電力系統電圧無効電力監視制御装置。
　請求項１０に記載の電力系統電圧無効電力監視制御装置であって、
　電力系統の変動情報を具備し、前記変動情報を用いて前記指標計算することを特徴とする電力系統電圧無効電力監視制御装置。
　請求項１０に記載の電力系統電圧無効電力監視制御装置であって、
　前記変動情報を用いた前記指標計算の計算結果を用いて、経済性を最大とする目標値制約を計算することを特徴とする、電力系統電圧無効電力監視制御装置。
　請求項１０に記載の電力系統電圧無効電力監視制御装置であって、
　前記系統設備情報と前記計算設定情報と、前記目標値変更タイミング計算部と前記目標値幅計算部と前記目標値計算部の一つ以上の計算結果とを用いて制御量を計算する制御量計算部と、
　前記目標値変更タイミング計算部と前記目標値幅計算部と前記目標値計算部と制御量計算部の一つ以上の計算結果を用いて制御出力を指令する出力指令部と、
　電力系統情報の計測情報と、前記目標値制約計算部と前記目標値変更タイミング計算部と前記目標値幅計算部と前記目標値計算部と制御量計算部の一つ以上の計算結果を用いて前記出力指令部の指令結果を評価する制御評価部と、
　前記指標計算部と前記目標値制約計算部と前記目標値変更タイミング計算部と前記目標値幅計算部と前記目標値計算部と制御量計算部と前記制御評価部の一つ以上の計算結果を表示する表示部と、
を具備することを特徴とする、電力系統電圧無効電力監視制御装置。
　請求項１８に記載の電力系統電圧無効電力監視制御装置であって、
　前記制御量計算は、目標値と計測値の偏差が最小化と有効電力送電損失最小化と無効電力送電損失最小化と電源の有効電力出力配分の変更による総燃料費最小化と各電源の力率変更による無効電力出力最小化の一つ以上を目的関数とし、調相設備の並解列情報と変圧器タップ値と発電機電圧自動調整装置の指令値と発電機無効電力自動調整装置の指令値の一つ以上を操作変数とした最適化計算により
求めること特徴とする電力系統電圧無効電力監視制御装置。
　請求項１５に記載の電力系統電圧無効電力監視制御装置であって、
　前記制御評価部は、電圧階級毎に安定性指標値をレーダーチャートに表示できるようにすることと、オンラインで経済性を評価し画面に表示することの、一つ以上を表示することを特徴とする電力系統電圧無効電力監視制御装置。
　請求項１０に記載の電力系統電圧無効電力監視制御装置であって、
　電力系統の計画値情報を用いて電力系統情報を予測する予測値計算部と、
　前記計測情報と前記予測値情報と系統設備情報の一つ以上を用いて系統状態の誤差を計算する誤差計算部と、
　前記誤差計算部の計算結果と前記判断基準情報とを用いて誤差発生を判定する誤差発生判定部と、
　前記誤差発生判定部にて誤差ありと判定された場合には、系統状態の情報を用いて計画値情報を修正する計画値修正部と、
　前記計画値修正部の計算結果を用いて前記予測計算部での計算をやり直すことを特徴とする、電力系統電圧無効電力監視制御装置。
　請求項１０に記載の電力系統電圧無効電力監視制御装置であって、
　前記計測情報と前記判断基準データを用いて、電力系統に事故や故障や系統構成の変化が生じたことを判定する緊急状態判定部と、
　前記緊急状態判定部の判定結果と系統設備情報と計算設定情報とを用いて、緊急目標値を計算する緊急目標値計算部と、
　前記緊急目標値計算部の計算結果である緊急目標値を出力指令する出力指令部を
具備することを特徴とする電力系統電圧無効電力監視制御装置。
　電力系統における電圧無効電力監視制御方法であって、
　電力系統情報の予測値と系統設備情報と計算設定情報と判断基準情報の一つ以上から指標値を計算する指標計算処理ステップと、
　前記指標計算処理ステップの計算結果と判断基準情報を用いて一つ以上の電力系統の箇所の目標値制約を計算する目標値制約計算処理ステップと、
　前記目標値制約計算処理ステップの計算結果を用いて目標値変更タイミングを計算する目標値変更タイミング計算処理ステップと、
　前記目標値制約計算処理ステップの計算結果を用いて目標値幅を計算する目標値幅計算処理ステップと、
　前記系統設備情報と前記計算設定情報と前記目標値制約計算処理ステップと前記目標値変更タイミング計算処理ステップと前記目標値幅計算処理ステップの一つ以上の計算結果を用いて目標値を計算する目標値計算処理ステップと、
　前記目標値変更タイミング計算処理ステップと前記目標値幅計算処理ステップと前記目標値計算処理ステップの一つ以上の計算結果を用いて制御出力を指令する出力指令処理ステップと、
　電力系統情報の計測情報と、前記目標値制約計算処理ステップと前記目標値変更タイミング計算処理ステップと前記目標値幅計算処理ステップと前記目標値計算部の一つ以上の計算結果を用いて前記出力指令処理ステップの指令結果を評価する制御評価処理ステップと、
　前記指標計算処理ステップと前記目標値制約計算処理ステップと前記目標値変更タイミング計算処理ステップと前記目標値幅計算処理ステップと前記目標値計算処理ステップと前記制御評価処理ステップの一つ以上の計算結果を表示する表示処理ステップと、
を具備することを特徴とする電力系統電圧無効電力監視制御方法。
　電力系統の電圧、無効電力を調整可能な個別装置に対して送信データを与える電力系統電圧無効電力監視制御方法であって、
　電力系統の安定性を示す１つ以上の指標を用いて１つ以上の目標値制約を求め、目標値制約から目標値についての情報を得、目標値についての情報を含む送信データを前記個別装置に与え、前記個別装置により当該設置個所における電圧、無効電力を調整することを特徴とする電力系統電圧無効電力監視制御方法。