(57)【要約】      （修正有）【課題】高信頼、高精度な電力系統の潮流監視装置、電力系統安定化装置を提供する。【解決手段】電力系統の第１のノードにおいて取得した計測データを格納する電力系統情報データベースと、第２のノードにおいて取得した時刻同期した位相計測データを格納する位相計測値データベースと、想定故障条件における潮流状態を格納した故障条件データベースと、電力系統情報データベースの情報を入力として状態量を推定する状態推定部と、状態量推定値と、位相計測値データベースからの状態量の情報と、故障条件データベースの情報と、を入力として安定性誤差検知指標を算出する安定性誤差検知指標算出部と、安定性誤差検知指標とその閾値を比較して、閾値を上回る場合にアラートを発生する誤差検知アラート発生部とを備える。位相計測データからの状態量の情報に対する状態量推定値の乖離の大きさを、想定故障条件に応じて評価し、アラートを発生する。【選択図】図１
2018064375.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
電力系統の第１のノードにおいて取得した計測データを格納する電力系統情報データベースと、
電力系統の第２のノードにおいて取得した時刻同期した位相計測データを格納する位相計測値データベースと、
電力系統の想定故障条件における潮流状態を格納した故障条件データベースと、
前記電力系統情報データベースの情報を入力として電力系統の状態量を推定する状態推定部と、
前記状態推定部の出力である状態量推定値と、前記位相計測値データベースからの前記状態量の情報と、前記故障条件データベースの情報と、を入力として安定性誤差検知指標を算出する安定性誤差検知指標算出部と、
前記安定性誤差検知指標とその閾値を比較して前記安定性誤差検知指標が前記閾値を上回る場合にアラートを発生する誤差検知アラート発生部とを備え、
前記位相計測データからの前記状態量の情報に対する前記状態量推定値の乖離の大きさを前記想定故障条件に応じて評価しアラートを発生することを特徴とする電力系統の潮流監視装置。
【請求項２】
請求項１に記載の電力系統の潮流監視装置であって、
前記安定性誤差検知指標算出部は、前記状態量推定値と前記位相計測値データベースからの状態量の情報の差分に、故障点からの近さを表す指標である重みを乗じて、前記安定性誤差検知指標とし、
前記位相計測データからの前記状態量の情報に対する前記状態量推定値の乖離の大きさを前記想定故障条件に応じて評価しアラートを発生することを特徴とする電力系統の潮流監視装置。
【請求項３】
請求項１に記載の電力系統の潮流監視装置であって、
前記故障条件データベースには、安定性計算の事前演算によって、想定故障に伴うノードの電圧及び潮流変化が予め格納されており、
前記安定性誤差検知指標の算出時に想定故障点から近いノードの重みを大きく、想定故障点から遠いノードの重みを小さくすることを特徴とする電力系統の潮流監視装置。
【請求項４】
請求項１に記載の電力系統の潮流監視装置であって、
前記安定性誤差検知指標の閾値を決定する閾値決定部を備え、
該閾値決定部は、電力系統の第１のノードにおいて取得した前記計測データの誤差を考慮した上で、多数の潮流ケースを作成し、前記安定性誤差検知指標と各潮流ケースの安定性を比較し、安定側を不安定側に判断しない確率がある一定値になるように閾値を設定することで、
前記位相計測データからの前記状態量の情報に対する前記状態量推定値の乖離の大きさを前記故障条件に応じて評価しアラートを発生することを特徴とする電力系統の潮流監視装置。
【請求項５】
請求項１に記載の電力系統の潮流監視装置であって、
前記安定性誤差検知指標算出部は、異なる種別の前記状態量ごとに安定性誤差検知指標を複数算出し、
安定性誤差検知指標選択部において、複数の安定性誤差検知指標の中からより大きい値の安定性誤差検知指標を選択することにより、
より安全側の安定性誤差検知指標からアラートを発生することを特徴とする電力系統の潮流監視装置。
【請求項６】
請求項１に記載の電力系統の潮流監視装置であって、
前記位相計測データがある一定時間以上データが取れなった場合、またはアラートを発生する、もしくは前記位相計測データがある一定時間未満データが取れなった場合に、前記位相計測データについて、時系列が前の値の平均値を保持し、または変化量を予測した値を使用して、真値と見なす前記位相計測データを保管する欠損補完部とを備え、
前記位相計測データが取得できない場合に、異常状態を適切に検知し、アラートを発生することを特徴とする電力系統の潮流監視装置。
【請求項７】
請求項１から請求項６のいずれか１項に記載の電力系統の潮流監視装置であって、
前記電力系統の状態量は、電力系統の潮流として、有効電力、無効電力、電圧、電圧位相のいずれか、またはその組み合わせであることを特徴とする電力系統の潮流監視装置。
【請求項８】
請求項１から請求項７のいずれか１項に記載の電力系統の潮流監視装置であって、
故障点からの近さを表す指標である重みは、前記想定故障条件の時の各ノードの電圧降下の比から定められることを特徴とする電力系統の潮流監視装置。
【請求項９】
電力系統の想定故障条件における電力系統安定度計算を行い、想定故障条件が発生した時に予め定めた電力系統の遮断器に開放指令を与える電力系統安定化装置として、通常時の電力系統安定化装置と、安全側の電源制御等の対策をする電力系統安定化装置と、
請求項１から請求項８のいずれか１項に記載の電力系統の潮流監視装置の、前記誤差検知アラート発生部が、前記安定性誤差検知指標とその閾値を比較して前記安定性誤差検知指標が前記閾値を上回ることを検知した場合に、前記安全側の電源制御等の対策をする電力系統安定化装置により電力系統の遮断器の開放制御を行い、前記安定性誤差検知指標が前記閾値を上回らないことを検知した場合に、前記通常時の電力系統安定化装置により電力系統の遮断器の開放制御を行うように切り替える電源制御テーブル切替部とを備え、
安定性の誤差に影響のある検知指標で電源制御テーブルを切り替えることで、適切な電制を実施でき、停電を防げることを特徴とする電力系統安定化装置。
【請求項１０】
電力系統の第１地点において取得した計測データを格納する電力系統情報データベースと、電力系統の第２地点において取得した時刻同期した位相計測データを格納する位相計測値データベースと、電力系統の想定故障時に電力系統内の複数の地点における電圧低下量を格納した故障条件データベースと、
前記電力系統情報データベースの前記計測データを入力として電力系統の状態量を推定する状態推定部と、
前記状態推定部の出力である状態量推定値と、前記位相計測値データベースからの状態量の情報と、前記故障条件データベースの電力系統内の複数の地点における電圧低下量を入力として安定性誤差検知指標を算出する安定性誤差検知指標算出部と、
前記安定性誤差検知指標とその閾値を比較して前記安定性誤差検知指標が前記閾値を上回る場合にアラートを発生する誤差検知アラート発生部とを備えることを特徴とする電力系統の潮流監視装置。
【請求項１１】
電力系統の第１のノードに設置された計測器から得た計測データと、電力系統の第２のノードに設置されたＰＭＵから得た時刻同期した位相計測データと、電力系統における想定故障発生時における前記ノードでの電力系統の潮流状態を推定した潮流状態データを用い、
前記計測データから電力系統の安定度を表す状態量についての推定値を求め、前記ＰＭＵから得た位相計測データ内の前記電力系統の安定度を表す状態量を真値とし、
前記真値と推定値の差と前記潮流状態データに応じて安定性誤差検知指標を求め、該安定性誤差検知指標がその閾値を超過したことをもって、アラートを発生することを特徴とする電力系統の潮流監視方法。
【請求項１２】
請求項１１に記載の電力系統の潮流監視方法であって、
前記状態量は電力系統の潮流であり、前記潮流状態データは前記想定故障時の各ノードでの電圧の比であることを特徴とする電力系統の潮流監視方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、電力系統の安定性に影響を与える状態推定誤差を検知する電力系統の潮流監視装置、電力系統安定化装置および電力系統の潮流監視方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
電力系統の潮流（有効電力Ｐ、無効電力Ｑ、電圧Ｖ、電圧位相δ）状態を把握することは、電力系統の監視制御に有効であるとともに、潮流計算等の解析モデルを構築するためにも有用である。現状の電力系統に近い状態を解析モデルで再現することで、今後起こりうる電力系統状態を予測することや、電力系統故障に備えた安定化対策を事前に行うことが可能となる。なお一般に電力系統の状態は、電力系統に設置された計測センサで測定された電気量（有効電力、無効電力、電圧の大きさ、電圧位相、電流など）の計測値を利用した状態推定計算によって把握される。
【０００３】
電力系統の状態を把握するためには、電力系統の電力方程式を解くために十分な数の計測値を用意し可観測状態とすることが重要であるが、電力系統の構成や潮流条件（線路の抵抗成分が大きい区間が存在する場合、無効電力潮流が大きい区間が存在する場合、隣接する計測値の例えば電圧値が大きく異なる場合など）によっては、状態推定計算が収束しない場合が生じるという課題がある。また、計算が収束した場合でも、計測値と推定値に大きい乖離（残差）が発生し、得られた推定結果（潮流状態）の信頼性が低下するという課題がある。特に、電力系統の監視機能・精度が不十分な地域において、当課題が発生すると考えられる。
【０００４】
推定結果の信頼性が低下すると、例えば、電力系統安定化装置の信頼性も低下する。電力系統安定化装置とは、非特許文献１にも例示されているように、電力系統故障によって、加速した発電機の基準発電機に対する内部相差角が他の発電機と比較して大きくなり、発電機間の同期が維持できなくなる現象が波及するのを防止するため、加速した発電機を電力系統から切り離す（電制する）装置である。
【０００５】
この場合に、電力系統安定化装置に誤った推定結果を入力し、電制発電機を決めてしまうと、停電を防止するための適切な電制ができないことになる。状態推定誤差が電力系統安定性に影響を与えるかわからないため、適切な電源制御等の対策が取れず、停電する恐れがある。
【０００６】
この点に関し、現在では、位相計測装置ＰＭＵ（Ｐｈａｓｏｒ  Ｍｅａｓｕｒｅｍｅｎｔ  Ｕｎｉｔ）を採用することで、状態推定の精度を検証する電力系統の潮流監視装置の普及が期待されている。
【０００７】
位相計測装置ＰＭＵを用いた本技術分野について述べたものに、特許文献１がある。この特許文献１には、状態推定結果と位相計測装置ＰＭＵデータを比較して、状態推定の妥当性を検証すると記載されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００８】
【特許文献１】米国特許第８１９０３７９号
【非特許文献】
【０００９】
【非特許文献１】太田宏次、井上紀宏、伊藤久徳、福島宣夫、小俣和也、森田  憲一、小海裕：「オンライン安定度計算による脱調未然防止システム  （ＴＳＣ）  の開発」、電学論Ｂ、１１５巻１号、平成７年
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【００１０】
しかし、特許文献１の電力系統の潮流監視装置では、状態推定誤差が電力系統安定性に影響を与えるかわからない。そのため、適切な電源制御等の対策が取れず、過剰な電源制御等の対策によるコスト増加や、過小な電源制御等の対策による停電につながる可能性がある。
【００１１】
このことから本発明においては、高信頼、高精度な電力系統の潮流監視装置、電力系統安定化装置および電力系統の潮流監視方法を提供することを目的とする。
【００１２】
より具体的には、例えば状態推定の計算が収束しないケースや精度が低いケースにおいて、安定性に影響を与える状態量誤差を検知することで、異常として検知し、アラートを発生し、アラート発生時に、適切な電源制御等の対策を取ることで、過剰な電源制御等の対策によるコスト増加や、過小な電源制御等の対策による停電を防ぐことを可能とする電力系統の潮流監視装置および方法を提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【００１３】
上記課題を解決する為に本発明は、「電力系統の第１のノードにおいて取得した計測データを格納する電力系統情報データベースと、電力系統の第２のノードにおいて取得した時刻同期した位相計測データを格納する位相計測値データベースと、電力系統の想定故障条件における潮流状態を格納した故障条件データベースと、電力系統情報データベースの情報を入力として電力系統の状態量を推定する状態推定部と、状態推定部の出力である状態量推定値と、位相計測値データベースからの状態量の情報と、故障条件データベースの情報と、を入力として安定性誤差検知指標を算出する安定性誤差検知指標算出部と、安定性誤差検知指標とその閾値を比較して安定性誤差検知指標が閾値を上回る場合にアラートを発生する誤差検知アラート発生部とを備え、位相計測データからの状態量の情報に対する状態量推定値の乖離の大きさを想定故障条件に応じて評価しアラートを発生することを特徴とする電力系統の潮流監視装置。」としたものである。
【００１４】
また本発明は、「電力系統の想定故障条件における電力系統安定度計算を行い、当該想定故障条件発生時に予め定めた電力系統の遮断器に開放指令を与える電力系統安定化装置として、通常時の電力系統安定化装置と、安全側の電源制御等の対策をする電力系統安定化装置と、電力系統の潮流監視装置の、誤差検知アラート発生部が、安定性誤差検知指標とその閾値を比較して安定性誤差検知指標が前記閾値を上回ることを検知した場合に、安全側の電源制御等の対策をする電力系統安定化装置により電力系統の遮断器の開放制御を行い、安定性誤差検知指標が閾値を上回らないことを検知した場合に、通常時の電力系統安定化装置により電力系統の遮断器の開放制御を行うように切り替える電源制御テーブル切替部とを備え、安定性の誤差に影響のある検知指標で電源制御テーブルを切り替えることで、適切な電制を実施でき、停電を防げることを特徴とする電力系統安定化装置。」としたものである。
【００１５】
また本発明は、「電力系統の第１地点において取得した計測データを格納する電力系統情報データベースと、電力系統の第２地点において取得した時刻同期した位相計測データを格納する位相計測値データベースと、電力系統の想定故障時に電力系統内の複数の地点における電圧低下量を格納した故障条件データベースと、電力系統情報データベースの計測データを入力として電力系統の状態量を推定する状態推定部と、状態推定部の出力である状態量推定値と、位相計測値データベースからの状態量の情報と、故障条件データベースの電力系統内の複数の地点における電圧低下量を入力として安定性誤差検知指標を算出する安定性誤差検知指標算出部と、安定性誤差検知指標とその閾値を比較して安定性誤差検知指標が閾値を上回る場合にアラートを発生する誤差検知アラート発生部とを備えることを特徴とする電力系統の潮流監視装置。」としたものである。
【００１６】
また本発明は、「電力系統の第１のノードに設置された計測器から得た計測データと、電力系統の第２のノードに設置されたＰＭＵから得た時刻同期した位相計測データと、電力系統における想定故障発生時における前記ノードでの電力系統の潮流状態を推定した潮流状態データを用い、計測データから電力系統の安定度を表す状態量についての推定値を求め、ＰＭＵから得た位相計測データ内の電力系統の安定度を表す状態量を真値とし、真値と推定値の差と潮流状態データに応じて安定性誤差検知指標を求め、安定性誤差検知指標がその閾値を超過したことをもって、アラートを発生することを特徴とする電力系統の潮流監視方法。」としたものである。
【発明の効果】
【００１７】
本発明によれば、状態推定の計算が収束しないケースや精度が低いケースにおいて、安定性に影響を与える状態量誤差を検知することで、異常として検知し、アラートを発生する。アラート発生時に、適切な電源制御等の対策を取ることで、過剰な電源制御等の対策によるコスト増加や、過小な電源制御等の対策による停電を防げる。
【図面の簡単な説明】
【００１８】
【図１】実施例１に係る電力系統の潮流監視装置のソフト構成例を示す図。
【図２】複数の計測データが通信ネットワークを介して、データベースに格納される電力系統の例を示す図。
【図３】実施例１に係る電力系統の潮流監視装置のハード構成例を示す図。
【図４】実施例１に係る電力系統の潮流監視装置の処理例の全体を示すフローチャート。
【図５】状態推定処理の一例を示すフローチャート。
【図６】想定故障時の各ノードの電圧変化の例を示す図。
【図７】図２の電力系統に想定故障が発生したとしたときの状況を示す図。
【図８】実施例２に係る電力系統の潮流監視装置のソフト構成例を示す図。
【図９】実施例２に係る電力系統の潮流監視装置の処理例の全体を示すフローチャート。
【図１０】実施例３に係る電力系統の潮流監視装置のソフト構成例を示す図。
【図１１】実施例４に係る電力系統の潮流監視装置のソフト構成例を示す図。
【図１２】実施例４に係る電力系統の潮流監視装置の処理例の全体を示すフローチャート。
【図１３】通常時の電力系統安定化装置１８Ａ使用時において、状態推定が良好なケースを示す図。
【図１４】通常時の電力系統安定化装置１８Ａの使用時において、状態推定誤差を検知できないケースを示す図。
【図１５】安全側の電源制御等の対策をする電力系統安定化装置１８Ｂの使用時において、状態推定誤差を検知して、安全側に倒したケースを示す図。
【図１６】実施例４の背景となる電力系統制御、保護、監視の考え方について説明する図。
【発明を実施するための形態】
【００１９】
以下、本発明の実施に好適な実施例について説明する。尚、下記はあくまでも実施の例に過ぎず、下記具体的内容に発明自体が限定されることを意図するものではない。
【実施例１】
【００２０】
本発明の実施例１について、以下に説明する。
【００２１】
図１は、本発明の一実施形態が適用された電力系統の潮流監視装置１０のソフト構成例を示す図である。電力系統の潮流監視装置１０、電力系統情報データベースＤＢ１、ＰＭＵ観測値データベースＤＢ２、故障条件データベースＤＢ３、状態推定計算部１１、安定性誤差検知指標算出部１２、誤差検知アラート発生部１３、閾値決定部１４を備える。
【００２２】
図２は、複数の計測データが通信ネットワークを介して、データベースに格納される電力系統の例を示している。図２において電力系統は、複数の発電機１３０及び負荷１５０が母線（ノード）１１０、変圧器１２０、送電線路１４０等を介して相互に連系されたシステムである。なお図２において、１６０は当該電力系統における想定故障個所を例示している。
【００２３】
ノード１１０には、電力系統の保護、制御、監視の目的での各種の計測器が適宜設置されており、計測器で検知した信号は通信ネットワーク３００を介して図１に示した電力系統情報データベースＤＢ１、ＰＭＵ観測値データベースＤＢ２、故障条件データベースＤＢ３に適宜収納され、保管される。なお図２では、ノード１１０に対して図示したノード番号を適宜付与して示している。図示の例では、ノード番号が２と６のノードに位相計測装置ＰＭＵ（Ｐｈａｓｏｒ  Ｍｅａｓｕｒｅｍｅｎｔ  Ｕｎｉｔ）が設置されており、位相計測装置ＰＭＵで計測された信号がＰＭＵ観測値データベースＤＢ２に収納され、保管される。その他のノード番号のノードには、既存の計測器として例えば電流変成器ＣＴ，電圧変成器ＰＴなどが設置されており、これらにより計測された信号が電力系統情報データベースＤＢ１に収納され、保管される。なお故障条件データベースＤＢ３には、事前計算等で算出済みの各場所、様相の想定故障（図２の１６０）の条件に伴うノードの電圧変化等が格納されている。
【００２４】
なお図２の電力系統では、位相計測装置ＰＭＵを設置するノードと、既存の計測器のみを設置するノードとがあり、高価な位相計測装置ＰＭＵを設置できるノードは限定されているというのが実情である。このため、位相計測装置ＰＭＵを設置するノードにおける電力系統の状態推定は正確に行うことが可能であるが、他の既存の計測器のみを設置するノードにおける電力系統の状態推定は精度的に劣るものであることを免れない。従って本発明においては、位相計測装置ＰＭＵを設置するノードの計測結果を、設置しないノードの計測結果に反映させることにより、電力系統全体としての精度向上を図ろうとしている。
【００２５】
図１に戻り、電力系統の潮流監視装置１０には、例えば図２の電力系統の各ノードに設置された複数の計測点における計測データが、通信ネットワーク３００を介して、電力系統情報データベースＤＢ１に格納されており、状態推定計算部１１では格納された計測データＤ１に基づいて、電力系統の状態を推定する。
【００２６】
安定性誤差検知指標算出部１２においては、状態推定部１１の推定結果データＤ４と、例えば図２の電力系統の一部ノードに設置された複数のＰＭＵ計測点における計測データが、通信ネットワーク３００を介して、ＰＭＵ観測値データベースＤＢ２に格納され、格納されたＰＭＵ計測データＤ２と、事前計算等で算出済みの各場所、様相の想定故障条件に伴うノードの電圧変化等が格納された故障条件データベースＤＢ３の情報Ｄ３に基づいて、安定性に影響を与える情報として、状態量誤差データＤ５、あるいはさらにこれを指標化した安定性誤差検知指標ＤＩを検知する。
【００２７】
誤差検知アラート発生部１３においては、安定性誤差検知指標算出部１１で算出したＰＭＵ観測値Ｄ２に対する安定性誤差検知指標ＤＩが当該閾値以上の場合、異常として検知し、アラートを発生する。
【００２８】
閾値決定部１４においては、安定性誤差検知指標に関する閾値Ｄ６を外部から設定する。
【００２９】
図３は、本発明の一実施形態が適用された電力系統の潮流監視装置１０のハード構成例を示す図である。電力系統の潮流監視装置１０は計算機システムで構成されており、ディスプレイ装置等の表示部２１、キーボードやマウス等の入力部２２、通信部２３、ＣＰＵ２４、メモリ２５、および各種データベースＤＢがバス線２６に接続されている。電力系統の潮流監視装置１０のデータベースとしては、電力系統情報データベースＤＢ１、ＰＭＵ観測値データベースＤＢ２、故障条件データベースＤＢ３を備える。
【００３０】
このうち表示部２１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２２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。
【００３１】
通信部２３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。
【００３２】
ＣＰＵ２４は、計算プログラムを実行して表示すべき画像データの指示や、各種データベース内のデータの検索等を行う。ＣＰＵ２４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。
【００３３】
メモリ２５は、例えば、ＲＡＭ（Ｒａｎｄｏｍ  Ａｃｃｅｓｓ  Ｍｅｍｏｒｙ）として構成され、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２５に格納された画面データは、表示部２１に送られて表示される。
【００３４】
図４は、電力系統の潮流監視装置１０の処理例の全体を示すフローチャートを表している。最初の処理ステップＳ１では、複数の計測点における計測データが格納された電力系統情報データベースＤＢ１の情報Ｄ１に基づいて、電力系統の状態を推定する。
【００３５】
図５は、図４の最初の処理ステップＳ１で実施される状態推定計算の一例を示す処理フローチャートを表している。処理ステップＳ１１では、（１）式で表される観測値Ｚ、電力系統状態値Ｆ（Ｘ）、電力系統誤差ｅの関係から、（２）式の関係式が最小になるように状態値Ｘを決定する。ただし、Ｚは有効電力Ｐ、無効電力Ｑ、電圧Ｖなどの観測値、Ｘは電力系統状態（電圧Ｖ、電圧位相θなど）、Ｆ（Ｘ）は状態量の値（回路の接続状態およびインピーダンスから決まる回路方程式で定まる）である。
【００３６】
【数１】
2018064375.tif 000003
【００３７】
【数２】
2018064375.tif 000004
【００３８】
図５の処理ステップＳ１２では、残差εを計算し、残差が大きい計測値を除去するか、代わりの擬似計測値に置き換える（代わりに過去の計測値データを用いる）ような、誤りデータの除去を行う。
【００３９】
処理ステップＳ１３では、計算された残差εを規定値と比較する。残差εが規定値以下であれば状態推定計算の処理フローを終了し、規定値以上であれば処理ステップＳ１１へ戻る。なお、このような電力系統の状態推定計算は確立された計算手法であり、一般的なアルゴリズムを用いることで計算可能である。残差εが規定値以下であると判断された状態値Ｘは、状態推定結果データ（状態量推定値）Ｄ４として出力、記憶される。
【００４０】
図４に戻り、次の処理ステップＳ２では、状態推定結果データ（状態量推定値）Ｄ４とＰＭＵデータＤ２と故障点データＤ３に基づいて、故障点ごとや発電機ごとに安定性誤差検知指標ＤＩを算出する。
【００４１】
安定性誤差検知指標ＤＩとは、状態推定が電力系統の安定性に影響を与える度合いを表す指標である。安定性に影響を与える状態量誤差データＤ５を指標化したものが安定性誤差検知指標ＤＩである。
【００４２】
例えば図２の電力系統において、ノード３とノード６の間の送電線路１４０で故障が発生（想定故障１６０）したとする。この場合に、位相計測装置ＰＭＵを設置するノード６，２における電力系統の状態推定は正確に行うことが可能であるが、他の既存の計測器のみを設置するノードとして例えばノード３における電力系統の状態推定は精度的に劣ると考えられる。この場合にノード３の状態推定をより高精度に行うことを考えると、本発明においては例えば、故障点１６０に近いノード３の状態量推定値Ｄ４と、故障点１６０に近いノード６のＰＭＵデータＤ２の値の差分が大きかったら、過渡安定度の判別精度が悪化すると仮定し、安定性誤差検知指標ＤＩが大きくなるように設定する。逆に故障点１６０に近いノード３の状態量推定値Ｄ４と、故障点１６０に近いノード６のＰＭＵデータＤ２の値の差分が小さかったら、過渡安定度の判別精度はさほど悪化しないと仮定し、安定性誤差検知指標ＤＩが小さくなるように設定する。
【００４３】
以下に述べる本発明の事例では、故障点１６０に近いノード３の状態量推定値Ｄ４と、故障点１６０に近いノード６のＰＭＵデータＤ２の値の例として、状態量が発電機の内部相差角δである場合について、安定性誤差検知指標ＤＩを求める事例について説明する。
【００４４】
なおここで、状態量推定値Ｄ４とＰＭＵデータＤ２の値は、状態推定で算出した電力系統の潮流（有効電力Ｐ、無効電力Ｑ、電圧Ｖ、電圧位相δ等）のいずれか、または複数のパラメータを用いてもよい。また、電力系統の潮流（有効電力Ｐ、無効電力Ｑ、電圧Ｖ、電圧位相θ等）のうち使用するパラメータは、一つの時間断面だけの値でもよいし、複数の時間断面の平均値等でもよい。さらに、発電機設置ノードの状態推定結果Ｄ４とＰＭＵデータＤ２のみを用いてもよいし、全ＰＭＵ設置ノードの状態推定結果Ｄ４とＰＭＵデータＤ２を用いてもよい。加えて、発電機設置ノードのＰＭＵデータの有効電力Ｐや電圧位相δが大きいほど、脱調までの余裕度が小さいことも式に入れてよい。故障点に近いかを表す指標は、故障点から見た等価インピーダンスの大きさとしてもよいし、事前演算によってデータベースに予め保有の故障に伴うノードの電圧や潮流の変化量としてもよい。
【００４５】
安定性誤差検知指標ＤＩの一例を（３）式に示す。
【００４６】
【数３】
2018064375.tif 000005
【００４７】
（３）式は、発電機設置ノードの状態量（ここでは内部相差角）の推定結果として図２のノード３において既存の検出器データから求めた内部相差角δＳＥと、ノード６におけるＰＭＵデータから求めた内部相差角δＰＭＵの差分に、故障点１６０に近いかを表す安定性誤差検知指標の感度Ｓ（故障点と観測ノードの感度）を乗じる式であり、ＤＩは、故障点ごとの発電機の脱調のしやすさを示す安定性誤差検知指標を表している。
【００４８】
なお内部相差角δＳＥとδＰＭＵは、直近に算出・計測したデータ、感度Ｓは一定周期の安定性計算の事前演算等で予め保有のデータとする。
【００４９】
（３）式に示す安定性誤差検知指標ＤＩは、発電機接続ノードに設置されたＰＭＵ観測値Ｄ２と状態推定結果Ｄ４の誤差等のデータを使用し、状態推定誤差が安定性に良い影響を与えるか、悪い影響を与えるかを判断するものである。
【００５０】
故障前の内部相差角差（δＳＥ−δＰＭＵ）と故障後の内部相差角差（δＳＥ−δＰＭＵ）の符号が変わらないと仮定すると、安定性誤差検知指標ＤＩが正に大きい方向であれば、安定側を不安定側に判断する場合であり、過剰な電源制御等の対策によるコスト増加につながる。安定性誤差検知指標ＤＩが負に大きい方向であれば、不安定側を安定側に判断する場合であり、過小な電源制御等の対策による停電につながる。
【００５１】
図６は、（３）式における感度Ｓの例として、安定性計算の事前演算によって、データベースで予め保有の故障（想定故障）に伴うノードの電圧変化を示している。ここでは横軸のノード番号ごとに、縦軸に電圧を採って示しており、安定性解析における各ノードの故障時電圧のシミュレーション結果の例を表している。図２の想定故障はノード３とノード６の間の送電線路１４０に発生したことを想定しているので、最も近いノード６の電圧変化が最も大きく、次いでノード３、ノード２などとなっている。
【００５２】
一般には遠方であるほど故障時における電圧低下の度合いは小さいという傾向にある。電圧低下が大きい関係にある場合には、（３）式における感度Ｓの設定に与える影響度（重み）は大きくされている。例えば、図７は、図２に例示した構成の電力系統において、図示の位置に想定故障１６０が発生したとしたときの状況を表している。電力系統内の複数のノードの内、ＰＭＵが設置されたノード２とノード６についてみると、想定故障点１６０から近いＰＭＵ設置ノード６の重みが大きく、故障点１６０から遠いＰＭＵ設置ノード２の重みが小さいことが見て取れる。
【００５３】
図４に戻り、処理ステップＳ３では、安定性誤差検知指標ＤＩが予め定めた閾値より小さければ、電力系統の潮流監視装置の処理フローを終了し、安定性誤差検知指標ＤＩが予め定めた閾値より大きければ、処理ステップＳ４に進む。処理ステップ４では、警告アラートを発生する。閾値の決定方法は、例えば、計測データの誤差を考慮した上で、モンテカルロシミュレーションや過去のデータを用いることによってあらゆる潮流ケースを作成し、安定性誤差検知指標ＤＩと各潮流ケースの安定性を比較してみて、安定側を不安定側に判断しない確率が９９．９％になるように設定するのがよい。
【００５４】
実施例１によれば、状態の収束しないケースや精度が低いケースにおいて、安定性に影響を与える状態量誤差を検知することで、異常として検知でき、アラートを発生する効果がある。アラート発生時に、適切な電源制御等の対策を取ることで、過剰な電源制御等の対策によるコスト増加や、過小な電源制御等の対策による停電を防げるという効果がある。
【実施例２】
【００５５】
本発明の実施例２について、以下に説明する。なお、実施例１で説明した内容と重複する説明については省略する。
【００５６】
図８は、実施例２に係る電力系統の潮流監視装置のソフト構成例を示す図である。図８に示す実施例２の電力系統の潮流監視装置は、実施例１の構成に安定性誤差検知指標選択部１４を追加したものである。安定性誤差検知指標選択部１４において、安定性誤差検知指標算出部１２で複数の安定性誤差検知指標を算出した場合、その安定性誤差検知指標の中からより大きい値の安定性誤差検知指標を選択する。
【００５７】
図９は、実施例２に係る電力系統の潮流監視装置の処理例の全体を示すフローチャートであり、図４のフローチャートに安定性誤差検知指標選択の処理ステップＳ５を追加した例である。実施例１との差分である本処理理ステップＳ７では、安定性誤差検知指標算出部１２で算出した複数の安定性誤差検知指標ＤＩから、最も大きい安定性誤差検知指標ＤＩを選択する。例えば先述の安定性誤差検知指標ＤＩ（内部相差角δ）以外の安定性誤差検知指標とは、例えば、潮流の直接監視によって発電機に流れる潮流とするのがよい。
【００５８】
状態推定結果が収束しない時や、ＰＭＵが観測できなかった場合に、先述の安定性誤差検知指標ＤＩが誤った値を算出した場合でも、当安定性誤差検知指標によって異常として検知できる。ただし、安定性誤差検知指標の単位が異なるため、安定側を不安定側に判断しない確率等を参考に、９９．９％の確率で間違いによる潮流が発生する安定性誤差検知指標ＤＩを１．０とする等して規格化してもよい。
【００５９】
実施例２によれば、複数の安定性誤差検知指標ＤＩを使用し、より安全側の安定性誤差検知指標を選択することで、ある安定性誤差検知指標が誤った値を算出した場合でも、他の安定性誤差検知指標で異常として検知でき、アラートを発生する効果がある。アラート発生時に、適切な電源制御等の対策を取ることで、過小な電源制御等の対策による停電を防げるという効果がある。
【実施例３】
【００６０】
本発明の実施例３について、以下に説明する。なお、実施例１で説明した内容と重複する説明については省略する。
【００６１】
図１０は、実施例３に係る電力系統の潮流監視装置のソフト構成例を示す図である。図１０に示す実施例３の電力系統の潮流監視装置は、実施例１にＰＭＵ欠損データ補完部１６を追加した電力系統の潮流監視装置である。
【００６２】
ＰＭＵ欠損データ補完部１６では、ＰＭＵ観測データがある一定時間以上データが取れなった場合、アラートを発生する、もしくはＰＭＵがある一定時間未満データが取れなった場合、時系列が前の値（何点かの平均値でも可）を保持したり、変化量を予測した値を使用したりして、真値と見なす。
【００６３】
実施例３によれば、ＰＭＵ観測値の妥当性を検証することで、ＰＭＵ観測値が真値でないと見なされた場合に、真値に近い値で代替等することで、異常状態を適切に検知でき、アラートを発生する効果がある。アラート発生時に、適切な電源制御等の対策を取ることで、過剰な電源制御等の対策によるコスト増加や、過小な電源制御等の対策による停電を防げるという効果がある。
【実施例４】
【００６４】
本発明の実施例４について、以下に説明する。なお、実施例１で説明した内容と重複する説明については省略する。
【００６５】
実施例４の背景となる電力系統制御、保護、監視の考え方について図１６で説明する。図１６は、電力系統内の送電線路１４０とノード１１０間に設置された遮断器ＣＢの制御保護系統を示している。
【００６６】
ここでは送電線路１４０Ａ、１４０Ｂ，１４０Ｃがノード１１０Ａ，１１０Ｂ，１１０Ｃを介して直列に接続され、送電線路１４０とノード１１０間に遮断器ＣＢがそれぞれ設置されている。各遮断器ＣＢは、一般には自端電流と自端電圧を入力とする保護継電装置ＲＹにより遮断器ＣＢの開放動作が決定されている。
【００６７】
保護継電装置ＲＹは複数の観点から構成されており、例えば送電線路１４０に発生した故障のために送電線保護継電装置を構成し、送電線路１４０Ａに発生した故障に対して保護継電装置ＲＹＡ１とＲＹＡ２が応動して遮断器ＣＢＡ１とＣＢＡ２を開放するように作動する。またノード１１０に発生した故障のために母線保護継電装置を構成し、母線１１０Ｂに発生した故障に対して保護継電装置ＲＹＡ２とＲＹＢ１が応動して遮断器ＣＢＡ２とＣＢＢ１を開放するように作動する。あるいは、後備保護継電装置を構成し、遠方の故障に対する保護失敗を受けて、隣接する保護継電装置が応動して遮断器を開放するように作動する。後備保護では、例えば故障区間が送電線路１４０Ｃである故障に対して遮断器ＣＢＣ１，ＣＢＣ２を開放して故障除去すべく働くが、故障除去に失敗（再閉路失敗）した場合に隣接する送電線路１４０Ｂの区間を保護する責務を有する保護継電装置ＲＹＢ２が適宜の時間遅れで対応し遮断器ＣＢＢ２を開放制御するものである。これらの保護継電装置ＲＹによる保護は、予め定められた保護対象区間に発生した故障に対してこれを除去すべく、構成されたものである。
【００６８】
これに対し、電力系統の安定度確保の観点から、遮断器ＣＢの開放を実行するのが、電力系統安定化装置１８Ａ，１８Ｂである。電力系統安定化装置１８Ａ，１８Ｂは、電力系統の一部、または全体を監視対象とし、監視領域内における想定故障発生時の系統安定度を予め計算しておく。そのうえで、想定故障が実際に発生したとき、保護継電装置ＲＹによる対象区間開放制御のみでは、系統安定度が確保できないことが想定されている場合に、電力需給の観点から必要な発電量と負荷量を平衡させるに必要な発電量或は負荷量とすべく、発電機あるいは負荷に接続している遮断器ＣＢの開放或は投入を予め計画しておき、事態発生時には計画に沿って遮断器制御を実行するものである。
【００６９】
本発明に係る電力系統の潮流監視装置１０は、電力系統安定化装置１８Ａ，１８Ｂが想定故障に対して電力系統の需給バランス確保の観点から開放予定遮断器を事前演算しておくに際し、信頼度の高い状態推定値を提供するものである。
【００７０】
図１１に示す実施例４の電力系統安定化装置１０は、実施例１の電力系統監視装置１０に、電源制御テーブル切替部１７を追加し、電力系統安定化装置１８Ａ、電力系統安定化装置１８Ｂに制御指令を与える電力系統の潮流監視装置である。
【００７１】
図１１によれば、電源制御テーブル切替部１７において、安定性誤差検知指標算出部１１で算出したＰＭＵ観測値に対する状態推定誤差が当該閾値以上の場合、異常として検知し、通常時の電力系統安定化装置１８Ａから、安全側の電源制御等の対策をする電力系統安定化装置１８Ｂに切り替える。
【００７２】
電力系統安定化装置１８Ａは、例えば、オンラインの電力系統安定化装置を想定する。オンラインの電力系統安定化装置は、一定周期で、オンラインで収集した電力系統情報を入力とし、安定性計算を行い、その時点の最適な電源制御を決定する電力系統安定化装置である。
【００７３】
電力系統安定化装置１８Ｂは、例えば、オフラインの電力系統安定化装置を想定する。オフラインの電力系統安定化装置は、電力系統の状態推定の結果を使わず、計測データの潮流の大きさを基に、最適な電源制御を決定する電力系統安定化装置である。
【００７４】
図１２は、図４の電力系統の潮流監視装置の処理の全体を示すフローチャートから、アラート発生の処理ステップＳ４を除き、電力系統安定化装置１８Ａ使用の処理ステップＳ６、電力系統安定化装置１８Ｂ使用の処理ステップＳ７を追加した電力系統安定化監視装置の処理を示すフローチャートの例を表している。
【００７５】
実施例１との差分である処理ステップＳ６では、安定性誤差検知指標ＤＩが、予め定めた閾値より小さければ、処理ステップＳ４で通常時の電力系統安定化装置Ａを使用する。実施例１との差分である本処理ステップＳ７では、安定性誤差検知指標ＤＩが、予め定めた閾値より大きければ、処理ステップＳ５で安全側の電源制御等の対策をする電力系統安定化装置１８Ｂに切り替える。また、実施例１に記載したように、安定性誤差検知指標ＤＩが、予め定めた閾値より大きい場合、電力系統安定化装置１８Ｂに切替えるだけでなく、同時に警告アラートを発生してもよい。
【００７６】
実施例４によれば、安定性の誤差に影響のある安定性誤差検知指標ＤＩで電源制御テーブルを切り替えることで、適切な電制を実施でき、停電を防げる効果がある。以下その効果について図１３，１４，１５を用いて説明する。
【００７７】
図１３は、通常時の電力系統安定化装置１８Ａ使用時において、状態推定が良好なケースを示している。図１３の上部には故障発生前（時刻０ｍｓ）から故障発生（時刻１００ｍｓ）、故障除去（１７０ｍｓ）を通じて故障除去後、に至る時間関係が示されている。
【００７８】
図１３の２段目には各時刻における電力系統の状態が示されている。対象となる電力系統は、複数のノード間が２回線で構成されており、故障発生前（時刻０ｍｓ）の状態では、既存計測器ＳＥとＰＭＵの間での誤差が小さいことから通常時の電力系統安定化装置１８Ａを使用する。故障発生（時刻１００ｍｓ）状態では、既存計測器ＳＥとＰＭＵの間の誤差が小さいノード付近で故障１４０が発生した。故障除去（１７０ｍｓ）状態では、故障発生送電線路の除去が行われ、当該区間のみが１回線送電とされた。
【００７９】
図１３の３段目左には、当該想定故障の時に、推定された系統安定度を表す内部相差角δを時系列表記しており、故障除去により安定する。図１３の２段目右には、この結果として故障除去後に電制（発電機及び負荷の遮断／投入の追加制御）を行わないことが示されている。なお、図１３の３段目右には、既存計測器ＳＥによる推定潮流量と、ＰＭＵによる推定潮流量（真値）と、電制すべき例えば発電機台数の関係を示しており、通常時の電力系統安定化装置Ａ使用時に既存計測器ＳＥによる推定潮流量と、ＰＭＵによる推定潮流量（真値）の間に誤差が少なく、かつ１台の制御量に満たない推定潮流量の関係であることを示している。
【００８０】
このように、図１３の事例では状態推定の結果とＰＭＵ観測値の誤差が小さいノード付近で故障発生したため、高精度で潮流状態を推定でき、適切に電制する発電機台数を選択したことで電力系統が安定化する。
【００８１】
図１４は、通常時の電力系統安定化装置１８Ａの使用時において、状態推定誤差を検知できないケースを示している。
【００８２】
図１４の上部には故障発生前（時刻０ｍｓ）から故障発生（時刻１００ｍｓ）、故障除去（１７０ｍｓ）を通じて故障除去後、に至る時間関係が示されている。
【００８３】
図１４の２段目には各時刻における電力系統の状態が示されている。対象となる電力系統は、複数のノード間が２回線電で構成されており、故障発生前（時刻０ｍｓ）の状態では、既存計測器ＳＥとＰＭＵの間での誤差が大きいことから通常時の電力系統安定化装置１８Ａを使用することには問題を生じる可能性がある。故障発生（時刻１００ｍｓ）状態では、既存計測器ＳＥとＰＭＵの間の誤差が大きいノード付近で故障１４０が発生した。故障除去（１７０ｍｓ）状態では、故障発生送電線路の除去が行われ、当該区間のみが１回線送電とされた。
【００８４】
図１４の３段目左には、当該想定故障の時に、推定された系統安定度を表す内部相差角δを時系列表記しており、故障除去により安定化しない（発散する）が、既存計測器ＳＥとＰＭＵの間での誤差が大きいことを認識しない、通常時の電力系統安定化装置１８Ａを使用する場合には、結果として電制を行えないことが想定される。図１４の３段目右には、既存計測器ＳＥによる推定潮流量と、ＰＭＵによる推定潮流量（真値）と、電制すべき例えば発電機台数の関係を示しており、通常時の電力系統安定化装置１８Ａ使用時に既存計測器ＳＥによる推定潮流量と、ＰＭＵによる推定潮流量（真値）の間に誤差が大きく、かつＰＭＵによる推定潮流量（真値）では１台の制御量以上であるにも関わらず、既存計測器ＳＥによる推定潮流量は１台の制御量に満たないと推定している関係にあることを示している。図１４の２段目右には、この結果として故障除去後に電制（発電機及び負荷の遮断／投入の追加制御）を行わないことが示されている。
【００８５】
このように、図１４の事例では状態推定の結果とＰＭＵ観測値の誤差が大きいノード付近で故障発生したため、高精度で潮流状態を推定することができず、適切に電制する発電機台数を選択できなかったことにより、電力系統が不安定化する。図１４では、状態推定の結果とＰＭＵ観測値の誤差が大きいノード付近で故障発生したため、精度よく潮流状態を推定できず、適切に電制する発電機台数を選択できないことで電力系統が不安定となる。
【００８６】
図１５は、安全側の電源制御等の対策をする電力系統安定化装置１８Ｂの使用時において、状態推定誤差を検知して、安全側に倒したケースを示している。ここで想定した故障除去までの電力系統の事象は、図１４と同じである。
【００８７】
図１４と相違しているのは、図１１に示すように状態推定の結果とＰＭＵ観測値の誤差が大きいことを反映して、電力系統の状態推定の結果を使わず、計測データの潮流の大きさを基に、最適な電源制御を決定する電力系統安定化装置１８Ｂに切替えたことである。
【００８８】
このことが、図１５の３段目右の図表に反映されている。図１５の３段目右の図表では、既存計測器ＳＥによる推定潮流量と、ＰＭＵによる推定潮流量（真値）と、電制すべき例えば発電機台数の関係について、電力系統安定化装置１８Ｂ使用時に既存計測器ＳＥによる推定潮流量と、ＰＭＵによる推定潮流量（真値）の間に誤差が大きく、かつＰＭＵによる推定潮流量（真値）では実線で示す１台の制御量以上であるにも関わらず、既存計測器ＳＥによる推定潮流量は点線で示す１台の制御量に満たないと推定している関係にあることを示している。
【００８９】
然しながら電力系統安定化装置１８Ｂを採用し、かつ状態推定の結果とＰＭＵ観測値の誤差が大きいことを反映した結果として、この場合には台数の基準値をより安全側にシフトさせている。具体的には点線で示すように台数のラインを低減させている。これにより、誤差を含む推定潮流値であっても点線の１台ラインを超過しており、故障除去後に電制（発電機及び負荷の遮断／投入の追加制御）を実行している。電制では故障点近傍の１台の発電機を電力系統から遮断している。
【００９０】
このように図１５によれば、状態推定の結果とＰＭＵ観測値の誤差が大きいノード付近で故障発生したため、精度よく潮流状態を推定できなかったが、安全側（増加方向）の電制する発電機台数を選択したことで電力系統が安定化する。
【符号の説明】
【００９１】
１０：電力系統の潮流監視装置
１１：状態推定計算部
１２：安定性誤差検知指標算出部
１３：誤差検知アラート発生部
１４：安定性誤差検知指標選択部
１５：閾値決定部
１６：ＰＭＵ欠損データ補完部
１７：電源制御テーブル切替部
１８Ａ：電力系統安定化装置
１８Ｂ：電力系統安定化装置
２１：表示部
２２：入力部
２３：通信部
２４：ＣＰＵ
２５：メモリ
２６：バス線
１１０：ノード
１２０：変圧器
１３０：発電機
１４０：送電線路
１５０：負荷
３００：通信ネットワーク
ＤＢ１：電力系統情報データベース
ＤＢ２：ＰＭＵ観測値データベース
ＤＢ３：故障条件データベース
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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【図１１】
2018064375.tif 000016
【図１２】
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【図１３】
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【図１４】
2018064375.tif 000019
【図１５】
2018064375.tif 000020
【図１６】
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