(57)【要約】【課題】  運用者はより早く電力系統の安定性判定結果を判断することのできる電力系統監視装置を実現することを目的とする。【解決手段】  上記課題を解決するために、本発明に係る電力系統監視装置では、電力系統の設備情報と周期的に得られる計測情報とを用いて前記電力系統における２つ以上の想定故障の苛酷指標を計算する苛酷指標計算部と、予め算出した基準値と前記苛酷指標によって前記想定故障を優先度の異なる２つ以上の群に分ける優先故障選択部と、前記設備情報と前記計測情報とを用いて前記想定故障の中で優先度の高い群に属する想定故障から順に安定性を判定する安定性判定部と、前記設備情報と前記計測情報を用いて前記基準値を変更する基準変更部と、を備えるようにする。【選択図】  図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
電力系統の設備情報と周期的に得られる計測情報とを用いて前記電力系統における２つ以上の想定故障のそれぞれの電力系統の安定性悪化の影響を表す苛酷指標を計算する苛酷指標計算部と、
予め算出した基準値と前記苛酷指標によって前記想定故障を安定性判定を計算される優先度の異なる２つ以上の群に分ける優先故障選択部と、
前記設備情報と前記計測情報とを用いて前記想定故障の中で優先度の高い群に属する想定故障から順に安定性を判定する安定性判定部と、
前記設備情報と前記計測情報を用いて前記基準値を変更する基準変更部と、を備える電力系統監視装置。
【請求項２】
請求項１に記載の電力系統監視装置であって、
前記想定故障が属する群と前記安定性判定部の結果とを表示する安定性判定結果表示部を備えることを特徴とする電力系統監視装置。
【請求項３】
請求項１に記載の電力系統監視装置であって、
前記苛酷指標を発電機の相差角または相差角変化とすることを特徴とする電力系統監視装置。
【請求項４】
請求項３に記載の電力系統監視装置であって、
前記基準変更部において前記安定性判定結果の前記発電機の制御量を用いて、前記基準値を変更することを特徴とする電力系統監視装置。
【請求項５】
請求項４に記載の電力系統監視装置であって、
前記制御量と前記基準値を対応づける制御量対基準データを用い、前記制御量対基準データを保存する制御量対基準データベースを持つことを特徴とする電力系統監視装置。
【請求項６】
請求項３に記載の電力系統監視装置であって、
前記基準変更部において前記発電機のＰ−δ曲線と前記制御量とを用いて想定故障前後の相差角変動を計算し、前記相差角変動を用いて前記基準値を変更することを特徴とする電力系統監視装置。
【請求項７】
請求項１に記載の電力系統監視装置であって、
前記想定故障における周波数変動または周波数変動速度を前記苛酷指標とすることを特徴とする電力系統監視装置。
【請求項８】
請求項６に記載の電力系統監視装置であって、
前記基準変更部において前記発電機の慣性を用いて前記基準値を変更することを特徴とする電力系統監視装置。
【請求項９】
請求項１に記載の電力系統監視装置であって、
前記基準値の履歴を保存する基準履歴データベースを持つことを特徴とする電力系統監視装置。
【請求項１０】
請求項１に記載の電力系統監視装置であって、
前記基準値の履歴を示す基準表示部を持つことを特徴とする電力系統監視装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、電力系統安定運用可否を判定する系統監視装置に関するものである。
【背景技術】
【０００２】
本技術分野の背景技術として、「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号平成１９年がある。ここには、電力系統のオンラインセキュリティ解析の技術として想定故障解析が記述されている。その要素技術のひとつが、多数の故障から安定性に影響しない故障を除くスクリーニングである（本文８５ページ）。
【０００３】
また、本技術の背景技術として、「Ｂｏｎｎｅｖｉｌｌｅ  Ｐｏｗｅｒ  Ａｄｍｉｎｉｓｔｒａｔｉｏｎ  Ｔｅｃｈｎｉｃａｌ  Ｏｐｅｒａｔｉｏｎｓ  Ｓｙｓｔｅｍ  Ｏｐｅｒａｔｉｎｇ  Ｌｉｍｉｔ  Ｍｅｔｈｏｄｏｌｏｇｙ  ｆｏｒ  ｔｈｅ  Ｏｐｅｒａｔｉｏｎｓ  Ｈｏｒｉｚｏｎ  Ｖｅｒｓｉｏｎ３．３」（非特許文献）がある。この運用規定には計算対象の故障を選択する方法としてＯＴＤＦが３．０％未満の影響の小さい故障を対象にしないとある。ＯＴＤＦ（Ｏｕｔａｇｅ  Ｔｒａｎｓｆｅｒ  Ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ  Ｆａｃｔｏｒ）は、電力系統の故障による送電量変動指標のひとつであり、その定義は「ｔｈｅ  ＭＷ  ｃｈａｎｇｅ  ｉｎ  ａ  ｂｒａｎｃｈ  ｆｌｏｗ  ｆｏｒ  ａ  １ＭＷ  ｅｘｃｈａｎｇｅ  ｂｅｔｗｅｅｎ  ｔｗｏ  ｂｕｓｅｓ  ｗｉｔｈ  ａ  ｌｉｎｅ  ｏｕｔａｇｅ」である。
【０００４】
また、本技術の背景技術に特開平７−２９８４９８がある。この広報には、「電力系統からのオンラインデータに基づき、複数の想定故障ケースについて各々の故障の過酷度を発電機の位相角で求め、故障ケース選択手段１１２は過酷度がしきい値を超える想定故障ケースを選択する 」とある。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００５】
【特許文献１】特開平７−２９８４９８号公報
【非特許文献】
【０００６】
【非特許文献１】電力系統の利用を支える解析・運用技術調査専門委員会：「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、平成１９年
【非特許文献２】Ｂｏｎｎｅｖｉｌｌｅ  Ｐｏｗｅｒ  Ａｄｍｉｎｉｓｔｒａｔｉｏｎ  Ｔｅｃｈｎｉｃａｌ  Ｏｐｅｒａｔｉｏｎｓ  Ｓｙｓｔｅｍ  Ｏｐｅｒａｔｉｎｇ  Ｌｉｍｉｔ  Ｍｅｔｈｏｄｏｌｏｇｙ  ｆｏｒ  ｔｈｅ  Ｏｐｅｒａｔｉｏｎｓ  Ｈｏｒｉｚｏｎ  Ｖｅｒｓｉｏｎ３．３
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００７】
今後、電力市場自由化の進展、または再生可能エネルギーの導入増加による変動の増大によって、電力系統の不確実性が増し、オンラインセキュリティ解析による電力系統監視の必要性が増す可能性がある。
【０００８】
一方で、広域連系に代表される電力系統の複雑化や電力市場自由化の進展により、オンラインセキュリティ解析で想定すべき故障は複雑になる。従来のＮ−１故障に加えて、複数設備の同時故障であるＮ−ｘ故障や、故障後に追加で故障が起きるＮ−ｘ１−ｘ２−…故障を計算する必要が生じ、計算対象とする故障の総数が増える。そのためスクリーニングには一層の精度が求められる。
【０００９】
特許文献１に記載の系統安定化装置は、想定故障ケースの各々における発電機の位相角または位相角変化が所定のしきい値を超える故障を、過酷な故障ケースとして計算する。非特許文献２に記載の送電限界の設定方法では、故障による送電量変動指標ＯＴＤＦが所定の値以上の故障のみを送電限界に影響する故障とする。いずれの方法および装置も、固定のしきい値を用いるために系統が過酷になると所定のしきい値を越える過酷なケースが増え、計算時間が増加することについては考慮されていない。また、これらは系統が過酷になると、制御装置の制御量が動的に変わることを考慮していないため、制御によって過酷でない故障も計算してしまうということについて考慮されていない。
【課題を解決するための手段】
【００１０】
本発明の代表的なものの１つを示せば、電力系統の設備情報と周期的に得られる計測情報とを用いて前記電力系統における２つ以上の想定故障の系統安定性悪化の指標である苛酷指標を計算する苛酷指標計算部と、予め算出した基準値と前記苛酷指標によって前記想定故障を安定性を判定される優先度の異なる２つ以上の群に分ける優先故障選択部と、前記設備情報と前記計測情報とを用いて前記想定故障の中で優先度の高い群に属する想定故障から順に安定性を判定する安定性判定部と、前記設備情報と前記計測情報を用いて前記基準値を変更する基準変更部と、を備えるようにする。
【発明の効果】
【００１１】
本発明によれば、運用者はより早く電力系統の安定性判定結果を判断することのできる電力系統監視装置を実現することが可能となる。
【図面の簡単な説明】
【００１２】
【図１】電力系統監視装置の全体構成図の例である。
【図２】電力系統監視装置のハード構成と電力系統の全体構成図の例である。
【図３】電力系統監視装置のプログラムデータの内容を示す構成図の例である。
【図４】電力系統監視装置の想定故障データベースの一例を説明する図である。
【図５】電力系統監視装置の制御量対基準データベースの一例を説明する図である。
【図６】電力系統監視装置の基準履歴データベースの一例を説明する図である。
【図７】電力系統監視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】苛酷指標計算の一例である発電機相差角変動の計算を説明する図である。
【図９】基準変更の処理を説明するフローチャートの例である。
【図１０】想定故障の安定性判定の結果を示す方法を説明する図である。
【図１１】基準履歴を示す方法を説明する図である。
【図１２】制御量対基準データベースが不要である電力系統監視装置の全体構成図の例である。
【図１３】安定性判定結果の出力である制御量データの一例を示す図である。
【図１４】制御量対基準データベースが不要である基準変更処理を示すフローチャートの例である。
【図１５】基準変更に関するＰ−δ曲線を説明する図である。
【発明を実施するための形態】
【００１３】
以下、実施例を、図面を用いて説明する。
【実施例１】
【００１４】
本実施例では、系統モデルデータと想定故障データから、優先故障の選択と想定故障の安定性判定結果の出力をする電力系統監視装置について、図１を用いて装置の全体構成を説明し、図２を用いて電力系統と電力系統監視装置のハード構成を説明する。
【００１５】
図１は、本実施例の電力系統監視装置１００の全体構成図の例であり、系統モデルデータベースが保持する系統モデルデータＤ１と想定故障データベースが保持する想定故障データＤ２と制御量対基準データベースが保持する制御量対基準データＤ７と、基準変更部１１１と苛酷指標算出部１１０と基準データＤ３と苛酷指標データＤ４と優先故障選択部１１２と優先故障データＤ５と非優先故障データＤ６と安定性判定部１１３と基準履歴表示部１１４と安定性表示部１１５からなる電力系統監視装置の構成を示した図である。
【００１６】
電力系統監視装置１００の入力データは、系統モデルデータＤ１と想定故障データＤ２と制御量対基準データＤ７からなる。電力系統監視装置１００の基準変更部１１１は、系統モデルデータＤ１と制御量対基準データＤ７を用いて、安定性解析や統計的処理を行い、基準データＤ３を出力し、基準履歴表示部１１４に送信する。電力系統監視装置１００の苛酷指標算出部１１０は、系統モデルデータＤ１と想定故障データＤ２を用いて、安定性解析を行い、その結果から想定故障の系統安定性悪化の指標である苛酷指標を計算し、苛酷指標データＤ４を出力する。電力系統監視装置１００の優先故障選択部１１２では、基準データＤ３と苛酷指標データＤ４を用いて、想定故障から先行して安定性を判定される優先故障を選択し、優先故障データＤ５と非優先故障データＤ６を出力する。電力系統監視装置１００の安定性判定部１１３では、優先故障データＤ５と非優先故障データＤ６と系統モデルデータＤ１を入力として、優先故障と非優先故障について安定性解析を行い、安定化可能な故障か判定し結果を判定結果データとして出力し、安定性表示部１１５に送信する。
【００１７】
図２は、電力系統監視装置１００のハード構成と電力系統の全体構成図の例であり、電力系統１と電力系統監視制御装置１００と計測装置１０と電源３と負荷と母線２と送電線４と変圧器９のハード構成の例を示した図である。電力系統１は、ブランチ（線路）４およびノード（母線）２を介してそれぞれ接続する、発電機３と変圧器９と計測装置１０と負荷と図には書いていないがその他計測装置や制御可能な装置（バッテリー、充放電可能な二次電池、ＥＶの蓄電池、フライホイール等）のいずれか又は複数で構成される。
【００１８】
ここで、前記電源３の例は、火力発電機や水力発電機や原子力発電機などの大型電源のほかに、太陽光発電や風力発電といった分散型電源を含む。
【００１９】
ここで、計測装置１０の例は、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を計測する装置（ＶＴやＰＴやＣＴ）であり、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（テレメータ（ＴＭ：Ｔｅｌｅｍｅｔｅｒ）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。前記計測装置１０は、電力系統１内にあるように書いたが、発電機３と変圧器９と計測装置１０に接続する母線や送電線などに設置されてもよい。
【００２０】
ここで、計測データは、計測装置１０にて計測された各前記データであり、通信網９００を介して系統監視装置１００が受信する。なお、計測データは、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。
【００２１】
系統監視装置１００の構成について説明する。バス線１０１によって、コンピュータや計算機サーバ（ＣＰＵ：Ｃｅｎｔｒａｌ  Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ  Ｕｎｉｔ）１０２、メモリ１０３、キーボードやマウス等の入力部１０４、ディスプレイ装置などの表示部１０５、通信部１０６、各種データベース（プログラムデータベース１３０と系統モデルデータベース１３１と想定故障データベース１３２と制御量対基準データベース１３３と基準履歴データベース１３４）が接続されている。
【００２２】
表示部１０５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１０４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１０６は、通信ネットワーク９００に接続するための回路及び通信プロトコルを備える。ＣＰＵ１０２は、プログラムデータベース１３０から所定のコンピュータプログラムを読み込んで実行する。ＣＰＵ１０２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１０３は、例えば、ＲＡＭ（Ｒａｎｄａｍ  Ａｃｃｅｓｓ  Ｍｅｍｏｒｙ）として構成され、プログラムデータベース１３０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１０３に格納された画面データは、表示部１０５に送られて表示される。表示される画面の例は後述する。
【００２３】
ここで、図３を参照して、プログラムデータベース１３０の記憶内容を説明する。なお、発明に特徴的なプログラムを記載しており，データを読み込むためのプログラムや通信に必要なプログラムなどは省略している。図３は、系統監視装置のプログラムデータの内容を示す構成図の例である。プログラムデータベース１３０には、例えば、状態推定計算プログラムＰ１と基準変更プログラムＰ２と苛酷指標算出プログラムＰ３と優先故障選択プログラムＰ４と安定性判定プログラムＰ５が格納されている。
【００２４】
図２に戻り、ＣＰＵ１０２は、プログラムデータベース１３０からメモリ１０３に読み出された計算プログラム（状態推定計算プログラムＰ１と基準変更プログラムＰ２と苛酷指標算出プログラムＰ３と優先故障選択プログラムＰ４と安定性判定プログラムＰ５）を実行して、尤もらしい系統状態の計算、基準データの変更、苛酷指標の計算、優先故障の選択、安定性判定、各種データベース内のデータの検索等を行う。メモリ１０３は表示用の画像データ、基準データ、苛酷指標データ、安定性判定結果データ等の計算一時データ及び計算結果データを一旦格納するメモリであり、ＣＰＵ１０２によって必要な画像データを生成して表示部１０５（例えば表示ディスプレイ画面）に表示する。
【００２５】
電力系統監視装置１００には、大きく分けて５つのデータベースが格納される。プログラムデータベース１３０を除く、系統モデルデータベース１３１と想定故障データベース１３２と制御量対基準データベース１３３と基準履歴データベース１３４について説明する。
【００２６】
系統モデルデータベース１３１には、系統構成、線路インピーダンス、対地静電容量、有効電力、無効電力、電圧、電圧位相角、電流、力率、系統構成と状態推定に必要なデータ（バットデータの閾値など）、発電機データ、その他の潮流計算・状態推定に必要なデータが含まれる。時刻スタンプ付きデータやＰＭＵデータでもよい。もっともらしい系統の各ノード、ブランチ、発電機、負荷、制御機器の有効電力、無効電力、電圧、電圧位相角、電流、力率、を推定計算した結果も、系統計測データとして保存しておく。なお、手動で入力する際には、入力部１０４によって手動で入力し記憶する。なお、入力の際はＣＰＵ１０２によって必要な画像データを生成して表示部１０５に表示する。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。
【００２７】
想定故障データベース１３２には、入力部１０４を用いて記憶された、電力系統において想定される故障ケースとして故障箇所と故障様相などを組み合わせたリストが含まれる。これ以外の要素としては、故障除去タイミングなどが一覧に含まれる。図４は想定故障データベースのイメージである。  
制御量対基準データベース１３３には、任意の制御量と基準が一対一に対応するデータが記憶されている。図５は制御量対基準データベースのイメージである。複数のデータの組を持ち、入力部１０４を用いて切り替えるようにしてもよい。
【００２８】
基準履歴データベース１３４には、基準変更プログラムＰ２によって計算された基準データと、各想定故障の苛酷指標と、安定性判定で計算した各想定故障を安定化するために必要な制御量が時刻とともに記憶されている。基準履歴データのイメージは図６に示されている。これによって、運用者は電力系統監視装置の動作を確認し、基準変更部１１１や苛酷指標算出部１１０などの修正要否を判断できる。
【００２９】
次に系統監視装置１００の計算処理内容について図７を用いて説明する。図７は、電力系統監視装置の処理の全体を示すフローチャートの例である。まず、簡単に流れを説明する。系統モデルデータベースから系統モデルデータＤ１と想定故障データＤ２と制御量対基準データＤ７を読み込む。次に、系統モデルデータＤ１と想定故障データＤ２を用いて苛酷指標データＤ４を計算する。次に、系統モデルデータＤ１と制御量対基準データＤ７を用いて基準データＤ３を変更し、表示部に送り、基準履歴データベースに保存する。次に、苛酷指標データＤ４と基準データＤ３を用いて優先故障データＤ５と非優先故障Ｄ６を判定する。次に、系統モデルデータＤ１と優先故障データＤ５を用いて安定度計算を実施して安定性を判定し、制御量を基準履歴データベースに送り、表示部に送る。最後に系統データと非優先故障を用いて安定度計算を実施して安定性を判定し、結果を基準履歴データベースに保存し表示部に送る。以上の処理の流れをステップ毎に説明する。
【００３０】
まず、ステップＳ１では、系統モデルデータベース１３１と想定故障データベース１３２から系統モデルデータＤ１と想定故障データＤ２を読み込む。ここで、入力部１０４と表示部１０５を用いてデータを修正してもよい。
【００３１】
ステップＳ２では、プログラムデータベース１３０から苛酷指標算出プログラムＰ３をメモリに読み込み実行し、系統モデルデータＤ１と想定故障データＤ２を用いて、想定故障ごとに苛酷指標を計算する。例えば、故障後一定時間後の発電機の相差角δの最大値を苛酷指標にとる。方法は例えば、特開平７−２９８４９８「電力系統の安定化方法および装置」に記載の方法や、Ｈ．Ｗ．Ｄｏｍｍｅｌ「Ｆａｓｔ  Ｔｒａｎｓｉｅｎｔ  Ｓｔａｂｉｌｉｔｙ  Ｓｏｌｕｔｉｏｎｓ」に記載の計算方法に即して行う。これらの方法は、非線形計算式の線形近似や、安定化制御ロジックの無視によって、ステップＳ５に記載の安定性解析より短時間で行うことできる効果がある。
【００３２】
図８はステップＳ２で苛酷指標として発電機の相差角δの動揺を計算したときのイメージを示している。図８の横軸は時間であり，縦軸は発電機の相差角である。例として，図には三機の発電機Ｇ１，Ｇ２，Ｇ３の相差角動揺計算の結果を示している。時刻ｔ（０）、ｔ（１）、ｔ（２）はそれぞれ、シミュレーション開始時刻、擾乱発生時刻、苛酷指標計算時刻である。δ（Ｇ１，ｔ）、δ（Ｇ２，ｔ）、δ（Ｇ３，ｔ）はそれぞれ、時刻ｔにおけるＧ１、Ｇ２、Ｇ３の相差角である。ｔ（１）で例えば図４で示した故障のような擾乱が発生すると、各発電機の相差角は動揺を始める。動揺の結果、発電機の相差角が他の発電機と著しく離れると、発電機は脱調してしまい、電力系統が不安定になりうる。一般に不安定な系統状態であるほど脱調までの時間が短いため、擾乱が発生して任意の時間が経過した各発電機の相差角、δ（Ｇ１，ｔ（２））、δ（Ｇ２，ｔ（２））、δ（Ｇ３，ｔ（２））の最大値を故障の苛酷指標とすることができる。図ではδ（Ｇ３，ｔ（２））がこの故障の苛酷指標である。相差角δを利用した他の苛酷指標として、例えば初期状態からの変化分、δ（Ｇ１，ｔ（２））−δ（Ｇ１，ｔ（０））、δ（Ｇ２，ｔ（２））−δ（Ｇ２，ｔ（０））、δ（Ｇ３，ｔ（２））−δ（Ｇ３，ｔ（０））の最大値を苛酷指標としてもよい。最大値の代わりに平均値や、発電機の容量による重みづけ平均でもよい。
【００３３】
図７に戻ってステップＳ３では、プログラムデータベース１３０から基準変更プログラムＰ２をメモリに読み込み実行し、系統モデルデータＤ１を用いて、基準データＤ３を計算し、基準履歴データベース１３４に記憶する。ここで、基準データＤ３を系統モデルに基づいて変更することで、ステップＳ５で選択される優先故障の数や性質を調整できる効果がある。図９を用いて基準データ変更の流れを説明する。図９は基準データ変更の処理を説明するフローチャートの例である。図９は、ステップＳ７〜Ｓ１０を通して、制御量対基準データＤ７を読み込み、基準データＤ３を変更し、基準履歴データベース１３４に保存する方法を示している。ステップＳ７では、制御量対基準データベース１３３から制御量対基準データＤ７を読み込む。ステップＳ８では、前回の安定性判定ステップＳ５とＳ６で安定化可能である各想定故障の発電機の制御量を読み込みその総和を計算する。ステップＳ９では、制御量対基準データベース１３３においてステップＳ８で求めた制御量和に対する基準を読み取る。ステップＳ１０では、ステップＳ９で求めた基準データＤ３を優先故障選択部１１２に送信し、基準履歴データベース１３４に保存する。
【００３４】
ここで、図７ではＳ２とＳ３についてＳ２を先に実行しているが、Ｓ３を先に実行してよいし、Ｓ２とＳ３を並列に実行してもよい。
【００３５】
図７に戻ってステップＳ４では、ステップＳ２で得られた想定故障の苛酷指標データＤ４と、ステップＳ３で得られた基準データＤ３を用いて、優先故障を選択し、優先故障データＤ５と非優先故障データＤ６として出力する。方法として例えば、想定故障の苛酷指標と基準を数値比較し、基準を超えた想定故障を優先故障データとして出力し、基準を下回る想定故障を非優先故障データとして出力する。例えば、図８に示したように故障後一定時間後の発電機の相差角δの最大値を苛酷指標にとった場合、閾値θｔｈとδ（Ｇ３，ｔ（２））を比較する。図８では時刻ｔ（２）における発電機Ｇ３の相差角δ（Ｇ３，ｔ（２））が、閾値θｔｈより大きいので、この故障は優先故障データに加えられる。
【００３６】
ステップＳ５では、ステップＳ１で読み込んだ系統モデルデータＤ１とステップＳ４で出力した優先故障データＤ５を用いて、優先故障の安定性を判定し、優先故障安定性判定結果を出力する。想定故障の安定性判定の方法として例えば、関根泰次「電力系統過渡解析論」ｐｐ．３７７−３９２に記載の過渡計算と呼ばれる計算方法に即して行う。このとき、例えば特開２０１１−１９３６１に記載のような、電力系統に事故が生じた時に作動する電力系統安定化装置や電力系統安定化システムがある場合は、その制御を考慮して過渡計算を行う。故障後に電力系統が安定な状態となれば安定化可能な故障と判定し、故障後に電力系統が不安定な状態となれば安定化不可能な故障と判定する。このとき、発電機などの制御量を、基準履歴データベース１３４に記憶する。
【００３７】
ステップＳ６では、ステップＳ１で読み込んだ系統モデルデータＤ１とステップＳ４で出力した非優先故障データＤ６を用いて、非優先故障の安定性を判定し、非優先故障安定性判定結果を出力する。安定性判定手法はステップＳ５と同一のものである。このとき、発電機などの制御があれば、制御量を基準履歴データベース１３４に記憶する。
【００３８】
ここで、図１０を参照する。図１０は、電力系統の安定性判定結果を表示する画面の一例を示す図である。一行目は、想定故障の見出しであり、各列に想定故障の名称と概要を表示する。二行目は優先故障の該否であり、マル印は優先故障であることを示し、バツ印は非優先故障であることを示す。三行目以降は各種安定性判定の結果を表示する。安定であれば、「安定」と表示し、不安定であれば、不安定箇所の概要とともに「不安定」と表示し、判定していなければ空欄とする。図１０のように想定故障と各想定故障の優先故障の該否と各想定故障の安定性判定結果を示すことで、安定化できない故障の有無と不安定傾向を一目で判断できる効果がある。安定性判定が終わっていない故障に対して、安定性判定結果を空欄で示すことで、安定性判定の進捗を判断できる。すべての優先故障の判定が終わり、不安定な故障がなければ、運転員は非優先故障の安定性判定の間に他の作業に注力できる。
【００３９】
ここで、図１１を参照する。図１１は、基準データの履歴を表示する画面の一例を示す図である。横軸は時間であり、縦軸は基準の値である。図１１のように基準データの変移を電力系統監視装置１００の画面に示すことで、計測誤差などにより基準が不適切に変更されたときに、運転員が容易に異常を検知して修正できる効果がある。基準の値のみでなく、基準変更に関わる値を第二縦軸として表示してもよい。基準変更に関わる値として、例えば実施例１では前回安定性判定時の制御量和がある。
【００４０】
制御量対基準データＤ７は履歴データを参照して、運用者が作成する。例えば、まず制御量ごとに苛酷指標を並べ、統計的に上位一割を選ぶように基準を選定する。次に、運用者の経験などに基づいた任意の余裕を持つように基準を修正する。
【００４１】
ここまでの実施例では優先故障と非優先故障のように、二段階に分けているが、基準を複数設定して、優先順位を多段階としてよい。例えば基準を二つ設定し、高優先の故障と、中優先の故障と、低優先の故障と故障を三段階に分け、優先順位の高い故障から安定性を判定し、判定結果を表示するようにしてよい。
【００４２】
以上の通り実施例１の発明では、スクリーニングによって抽出される故障数を動的に調整できる。これによって、系統が苛酷な時に選択される苛酷な故障数が減り、運用者はより早く電力系統の安定性判定結果を判断することのできる電力系統監視装置を実現することが可能となる。
【実施例２】
【００４３】
本実施例では、実施例１の制御量対基準データベースを用いず、基準変更する方法を説明する。なお、図１〜図１１で説明した内容と重複する説明については省略する。
【００４４】
図１２は、実施例２における電力系統監視装置１００の全体構成図の例であり、制御量対基準データＤ７の代わりに制御量データＤ８が加わっている。図１２の電力系統監視装置１００のうち、既に説明した図１に示された同一の符号を付された構成と、同一の機能を有する部分については、説明を省略する。電力系統監視装置１００の入力データは、系統モデルデータＤ１と想定故障データＤ２と制御量データＤ８からなる。制御量データＤ８の一例を図１３に示す。安定性解析によって得られる想定故障ごとに安定化可能な最低制御量がメモリに記憶されている。実施例２の制御量対基準データベース１３３を用いない電力系統監視装置の基準変更部１１１の処理の一例を図１４に示す。便宜的に、現在時刻をｔ、前回の電力系統の安定性を判定した時刻をｔ−Ｔとする。ステップＳ１１では、時刻ｔ−Ｔにおける安定性判定時の各想定故障の発電機の制御量から代表値を算出する。例えば、制御量の中央値などをとる。ステップＳ１２では、時刻ｔにおける故障後の各発電機の出力を求める。例えば［数１］を用いて発電機のガバナのゲインと負荷特性から周波数変動を算出し、［数２］を用いて、周波数変動から発電機出力変動を算出する。
【００４５】
【数１】
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【００４６】
【数２】
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【００４７】
［数１］［数２］において、ＧＣは故障後に系統接続を継続する発電機のインデックスを示す。ＫＧＣは故障後に系統接続を継続する発電機の周波数変動に対する出力変動割合であり、ＫＬは電力系統負荷の周波数変動に対する出力変動割合である。ＰＣＯＮＴＲＯＬＬＥＤはステップＳ１１で求めた発電機の制御量の代表値である。ΔＦは周波数変動である。ΔＰＧＣは各発電機の出力変動であり、この値を用いてステップＳ１２の各発電機の出力を求める。ステップＳ１３では、各発電機に対してＰ−δ曲線を作成する。Ｐ−δ曲線の作成方法として例えばＹ．Ｘｕｅらの“Ａ  ＳＩＭＰＬＥ ＤＩＲＥＣＴ ＭＥＴＨＯＤ ＦＯＲ  ＦＡＳＴ  ＴＲＡＮＳＩＥＮＴ  ＳＴＡＢＩＬＩＴＹ  ＡＳＥＳＳＭＥＮＴ  ＯＦ ＬＡＲＧＥ  ＰＯＷＥＲ  ＳＹＳＴＥＭＳ”に記載の方法がある。ステップＳ１４では、Ｐ−δ曲線を用いて時刻ｔにおける故障前後の発電機相差角の変動を求める。Ｐ−δ曲線は図１５に示す形状であり、発電機の出力に対応する相差角が二つある。大きい値は不安定な点であるため、小さい値が対応する相差角である。系統モデルから得られる故障前の発電機出力に対応する相差角δ１（ｔ）と、ステップＳ１２で求めた故障後の発電機出力に対応する相差角とδ２（ｔ）を求め、その差Δδ（ｔ）を求める。ステップＳ１５では、各発電機のΔδ（ｔ）から、故障前後の相差角変動の代表値を求める。例えば、Δδ（ｔ）の第三四分位数などを求めΔδｑ（ｔ）とする。ステップＳ１６では、ステップＳ１５で求めた故障前後の相差角変動の代表値Δδｑ（ｔ）を用いて、基準を変更する。例えば、前回のΔδｑ（ｔ−Ｔ）との差を基準に加える。
【００４８】
系統が苛酷になれば制御量が増加し、各発電機のΔδ（ｔ）が大きくなる。本実施例では各想定故障の代表的なΔδ（ｔ）の変動を計算し、基準を変更することで、系統が苛酷になるほど増加する苛酷指標にバイアスをかけることで、優先故障に選ばれる故障をより苛酷なものに絞ることができる。また、実施例１の制御量対基準データベースを作成する必要がなく、実施例１に比べ容易に実装できる。
【符号の説明】
【００４９】
１：電力系統
２：母線
３：電源
４：送電線
７：遮断機（リレー）
９：変圧器
１０：計測器
１００：電力系統監視装置
１０１：通信バス線
１０２：ＣＰＵ（Ｃｅｎｔｒａｌ  Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ  Ｕｎｉｔ）
１０３：メモリ
１０４：入力部
１０５：表示部
１０６：通信部
１１０：苛酷指標算出部
１１１：基準変更部
１１２：優先故障選択部
１１３：安定性判定部
１１４：基準履歴表示部
１１５：安定性表示部
１３０：プログラムデータベース
１３１：系統モデルデータベース
１３２：想定故障データベース
１３３：制御量対基準データベース
１３４：基準履歴データベース
９００：通信網
【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】
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【図１２】
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【図１３】
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【図１４】
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【図１５】
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