(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
系統運用の訓練の管理を行う訓練管理機能模擬手段と、該訓練管理機能模擬手段からの制御指令に基づき電力系統の応動を模擬する系統模擬機能模擬手段とを備える訓練装置において、
該系統模擬機能模擬手段が、実時間の応答で動態安定度計算を含む系統模擬演算を行う第１の系統シミュレーション手段、周波数計算および潮流計算を含む上記第１の系統シミュレーション手段よりも長い時間にわたる系統模擬演算が可能な第２の系統シミュレーション手段、事故発生時点から当該事故が除去され系統が安定する時点までは上記第１の系統シミュレーション手段で系統模擬演算を行い、訓練開始から事故が発生するまでの間、または事故除去後で系統が安定した時点から次の事故が発生するか訓練終了までの間は上記第２の系統シミュレーション手段で系統模擬演算を行うよう上記第１および第２の系統シミュレーション手段の切替を行う系統シミュレーション切替判定・切替手段を有し、
上記系統安定の判定は、模擬対象系統に接続された全発電機の母線電圧における周波数の時間変化量が所定の設定値以下となることで行うことを特徴とする系統運用訓練装置。
【請求項２】
上記第１および第２の系統シミュレーション手段による系統模擬演算を複数の計算機を有する演算装置で実行させるようにし、
上記演算装置は、全体の制御を行うマスター計算機と、演算処理を行う複数のスレーブ計算機と、該スレーブ計算機が行う演算処理を上記マスター計算機が指示するインターフェーステーブルとを有し、該インターフェーステーブルを上記スレーブ計算機が監視し、上記インターフェーステーブルに上記スレーブ計算機が行う演算処理を指示するデータを上記マスター計算機が設定すると、上記スレーブ計算機が指示された演算処理を実行することを特徴とする請求項１記載の系統運用訓練装置。
【請求項３】
上記第１の系統シミュレーション手段で実行する動態安定度計算における定電流負荷をインピーダンスと電流源に分離して模擬する方式として、回路網の収束計算における電圧初期値が上記インピーダンスに印加された場合に定電流負荷の所定割合αがこのインピーダンスに流れるように定電流負荷のインピーダンスの値を設定し、電流源の値を回路網計算の収束計算で計算する方式を採用する場合に、
事故発生中の事故点近傍の定電流負荷では、回路網の収束計算における電圧初期値が上記インピーダンスに印加された場合に上記インピーダンスに流れる電流の定電流負荷に対する割合をαよりも小さくすることを特徴とする請求項１記載の系統運用訓練装置。
【請求項４】
上記第１の系統シミュレーション手段で実行する動態安定度計算における定電力負荷をインピーダンスと電流源に分離して模擬する方式として、回路網の収束計算における電圧初期値が上記インピーダンスに印加された場合に定電力負荷の所定割合βがこのインピーダンスで消費されるように定電力負荷のインピーダンスの値を設定し、電流源の値を回路網計算の収束計算で計算する方式を採用する場合に、
事故発生中の事故点近傍の定電力負荷では、回路網の収束計算における電圧初期値が上記インピーダンスに印加された場合に上記インピーダンスで消費される電力の定電力負荷に対する割合をβよりも小さくすることを特徴とする請求項１記載の系統運用訓練装置。
【請求項５】
上記第１の系統シミュレーション手段で実行する動態安定度計算に基づく主保護・後備保護Ｒｙ（リレー）模擬において、
上記訓練管理機能模擬手段で設定する事故内容に関し、事故設備、事故種別、Ｒｙ不動作設定有無およびＣＢ（遮断器）不動作設定有無に応じて模擬対象にすべき主保護・後備保護Ｒｙの範囲を予め論理的に判定しておき、訓練実行時、設定された事故内容を発生させる時点で、該当する上記予め論理的に判定された主保護・後備保護Ｒｙの模擬対象範囲を選択することを特徴とする請求項１ないし４のいずれかに記載の系統運用訓練装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、給電指令所、制御所等の運転員の平常時、事故時における系統運用に関する技術、技能などの維持・向上を図るための系統運用訓練装置に関する。
【背景技術】
【０００２】
電力系統の大規模化、複雑化ならびに供給信頼度に対する要請の高まりなどに伴い、日常の系統運用は高度な技術的判断力を必要としている。特に、系統事故が発生した場合、その社会的影響が極めて大きいため系統運用者には、事故復旧処置を迅速、的確に実施できる高度な技能が要求される。これらの要請に応えるため、系統運用訓練装置が導入されている。
ところで、従来の訓練装置は、トレーナ（訓練を行う教官）がトレーナ卓から事故発生時刻、事故点、事故様相等の事故情報の設定や、初期系統データの設定および初期系統状態の作成を行い、訓練シナリオとして登録する。訓練実行中は、トレーニ（訓練される者）はトレーニ卓、系統監視盤を介して系統の監視・制御を行う。系統模擬機能としては、事故発生中は、トレーニの操作に応じて電力系統の特性を過度安定度計算方式により、また、事故が除去された後は、周波数・潮流計算（連結）方式に基づいて実施している（特許文献１参照）。
【０００３】
【特許文献１】特許第３１２１６４７号公報（段落０００８〜１１、図２）
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
従来の方法では、通常は周波数・潮流計算により、また事故中は安定度計算を、さらに事故除去後はまた周波数・潮流計算に切替えて系統シミュレーションを実行しており、事故中のみしか安定度計算を実行しないため、ＰＳＳ（Ｐｏｗｅｒ  Ｓｙｓｔｅｍ  Ｓｔａｂｉｌｉｚｅｒ）、ＡＶＲ（Ａｕｔｏｍａｔｉｃ  Ｖｏｌｔａｇｅ  Ｒｅｇｕｌａｔｏｒ）等の制御系の模擬が短時間に留まり、制御系の効果が反映されない。このため、例えば、実系統では発電機が脱調しないのに脱調と模擬する可能性があり、シミュレーション精度に問題を有しており、忠実に事故波及現象を模擬できず、訓練の臨場感に欠け、訓練効果が得られないという問題点があった。また、安定度計算を事故除去で周波数・潮流計算に切替えているため、切替えた前後で両者の周波数、電圧分布、線路潮流などに大幅な差異が発生する。そして、その時点でトレーナ用、トレーニ用マン・マシン装置に、上記周波数、電圧分布、線路潮流などの数値表示であるＴＭ表示が行われるため、以前の表示内容とＴＭ値が大きく変化して表示され、大きな違和感を与えるという問題点もあった。
【０００５】
更に最近は、給電指令所、制御所等の統合化が図られており、従って、給電指令所、制御所の管轄系統規模が大きく拡大しており、訓練装置の系統シミュレーションの規模も、１０００母線〜５０００母線、２００発電機〜３００発電機となっている。また、発電機については電力系統の安定化を図るために発電機にＰＳＳ装置が設置され、系統事故時の安定度計算を行うためには、制御系の模擬を忠実に、また発電機の模擬を詳細モデル（ｐａｒｋモデル等）で行うことが必要となっている。このため、従来の安定度計算手法ではなく、制御系を詳細に模擬する動態安定度計算手法の適用が必要不可欠になっている。
【０００６】
この発明は、上述の課題を解決するためになされたもので、系統事故発生時の系統事故波及現象を忠実に模擬して、訓練における臨場感を醸成して最大の訓練効果を得るとともに、訓練時間の長時間化の要請に対応して、訓練中の系統シミュレーションの計算精度を維持可能とした系統運用訓練装置を提供するものである。
【課題を解決するための手段】
【０００７】
この発明に係る系統運用訓練装置は、系統運用の訓練の管理を行う訓練管理機能模擬手段と、該訓練管理機能模擬手段からの制御指令に基づき電力系統の応動を模擬する系統模擬機能模擬手段とを備える訓練装置において、
該系統模擬機能模擬手段が、実時間の応答で動態安定度計算を含む系統模擬演算を行う第１の系統シミュレーション手段、周波数計算および潮流計算を含む第１の系統シミュレーション手段よりも長い時間にわたる系統模擬演算が可能な第２の系統シミュレーション手段、事故発生時点から当該事故が除去され系統が安定する時点までは第１の系統シミュレーション手段で系統模擬演算を行い、訓練開始から事故が発生するまでの間、または事故除去後で系統が安定した時点から次の事故が発生するか訓練終了までの間は第２の系統シミュレーション手段で系統模擬演算を行うよう第１および第２の系統シミュレーション手段の切替を行う系統シミュレーション切替判定・切替手段を有し、
上記系統安定の判定は、模擬対象系統に接続された全発電機の母線電圧における周波数の時間変化量が所定の設定値以下となることで行うものである。
【発明の効果】
【０００８】
この発明は以上のように、事故発生時点から系統が安定する時点までは第１の系統シミュレーション手段により実時間の応答で動態安定度計算を含む系統模擬演算を行うので、系統事故発生時の系統事故波及現象を忠実に模擬して、訓練における臨場感を醸成できる。また、訓練開始から事故が発生するまでの間または事故除去後で系統が安定した時点から次の事故が発生するか訓練終了までの間は第２の系統シミュレーション手段により周波数・潮流計算を含む長時間にわたる系統模擬演算を実行できるので、長時間にわたる訓練中の系統シミュレーションの計算精度を維持することができる。
更に、系統安定の判定は、模擬対象系統に接続された全発電機の母線電圧における周波数の時間変化量が所定の設定値以下となることで行うので、系統シミュレーションの必要な方式を選択するのに重要となる、系統安定の判定が確実になされる。
【発明を実施するための最良の形態】
【０００９】
実施の形態１．
図１は、この発明の系統運用訓練装置の全体を示す構成図である。訓練装置は、一般に、訓練管理機能、系統模擬機能および自動化模擬機能を備えており、この内、訓練管理機能は、トレーナの各種作業を支援する機能であり、訓練シナリオ作成、訓練実施、訓練評価等の支援機能から構成される。系統模擬機能は、トレーニの管轄系統範囲、あるいはトレーナが電気所代行操作等を行う系統範囲等の系統特性を静的、動的に、性能面、精度面から忠実に模擬する機能である。自動化模擬機能は、トレーニが実勤務において使用している給電指令所、あるいは制御所における計算機システムに実装されているソフトウェア機能である。
【００１０】
図において、訓練管理サーバ１は、訓練装置の全体管理を行う訓練管理機能ソフトウェアを実行する。系統シミュレーション装置２は、系統シミュレーションを実行し、訓練管理サーバ１から系統シミュレーションに関する各種系統条件のデータ、事故発生条件等を受取り、動態安定度計算、周波数・潮流計算（連結）ベースの系統シミュレーション等を制御し、その計算結果を訓練管理サーバ１に受け渡すという系統模擬機能ソフトウェアを実行する系統模擬サーバ３と、動態安定度計算、周波数・潮流計算（連結）ベースの系統シミュレーション等を実行する対称型マルチプロセッサ（Symmetric Multiple Processor）構成のＳＭＰ型ＰＣ４、５を備えている。なお、同一構成の２系列のＳＭＰ型ＰＣ４、５を設けているのは、運転の信頼性を高めるためであり、両ＰＣは計算用ＬＡＮ１１で接続されている。
【００１１】
更に、トレーニが使用する給電指令所、制御所における自動化機能ソフトウェアを実装した自動化模擬サーバ６、訓練中にトレーナが使用するトレーナ卓７、訓練中にトレーニが使用するトレーニ卓８、訓練中にトレーニが使用する大画面系統盤９、および訓練管理サーバ１、系統模擬サーバ３、自動化模擬サーバ６等を接続するシステムＬＡＮ１０を備えている。
【００１２】
図２は、この発明の系統運用訓練装置の機能構成を説明する図である。訓練管理機能模擬手段１２は、図１の訓練管理サーバ１に実装されるソフトウェアであり、自動化模擬機能模擬手段１３は、図１の自動化模擬サーバ６に実装されるソフトウェアである。
系統シミュレーション条件・結果データ保存エリア１４は、訓練管理機能模擬手段１２と系統模擬機能模擬手段１５との共有データ保存エリアであり、系統模擬機能模擬手段１５は、図１の系統模擬サーバ３に実装されるソフトウェアである。系統シミュレーション条件・結果データ保存エリア（ＰＣ）１６と、第１の系統シミュレーション手段である動態安定度計算ベース系統シミュレーション手段１７と、第２の系統シミュレーション手段である周波数・潮流計算ベース系統シミュレーション手段１８と、系統シミュレーション切替判定・切替手段１９とは、図１のＳＭＰ型ＰＣ１、ＰＣ２に実装されるデータとソフトウェアである。
【００１３】
そして、系統シミュレーション条件・結果データ保存エリア（ＰＣ）１６は、系統シミュレーション条件・結果データ保存エリア１４と同一のデータを保存しており、動態安定度計算ベース系統シミュレーション手段１７は、「故障計算＋主保護・後備保護Ｒｙ模擬＋動態安定度計算＋発電機模擬＋負荷模擬＋制御装置模擬＋保護装置模擬」を実行し、周波数・潮流計算ベース系統シミュレーション１８は、「周波数・潮流計算（連結）＋発電機模擬＋負荷模擬＋制御装置模擬＋保護装置模擬」を実行し、系統シミュレーション切替判定・切替手段１９は、動態安定度計算から周波数・潮流計算（連結）への切替えは、詳しくは後述するが、事故除去後で更に全発電機の母線電圧の周波数変化が許容値以内に収まったこと、また、周波数・潮流計算（連結）から動態安定度計算への切替えは事故発生を条件に両系統シミュレーション手段１７、１８の切替を行うものである。
【００１４】
電力系統の特性は、系統に事故が発生するか否かにより、様相が大きく変化する。図３は、動態安定度計算ベースと周波数・潮流計算ベースの系統シミュレーションの必要性を系統現象から説明すると共に、各現象の解析で実装する必要のある計算手法、模擬対象等を示すものである。
先ず、系統事故が発生しない場合、系統の周波数、母線電圧、有効・無効電力分布が変動する要因としては、負荷の有効・無効電力の変動がある。これらは、系統全体としては日負荷曲線として毎日、翌日の負荷予測を行い、それに応じて発電機の出力予測を行い、当日に発電機の出力制御を実施するが、当日では気温が予想と一致しないなどの事態が発生し、需給バランスが一致しないため、周波数が基準値よりずれる事態が発生するが、これは、その後発電機の調速系の制御により、ほぼ基準値に維持される。また、同時に母線電圧が変動するが、これもＶＱＣ装置（電圧・無効電力制御装置）により、変圧器タップの調整、ＳＣ、ＳｈＲの制御により、規定範囲内に調整される。従って、このような平常状態については、長時間動特性解析手法に基づいて、系統全体を周波数計算と潮流計算を連結して計算する手法を適用して計算することができる。
【００１５】
即ち、「フェーズ１：訓練開始〜事故発生直前」と「フェーズ３：事故除去後の系統安定〜事故発生直前」は、系統事故が発生していないことから、負荷の日負荷曲線にそった変動が発生するため、系統周波数、母線電圧、有効・無効電力潮流の変化は小さく、従って、長時間動特性解析手法に基づく周波数・潮流計算（連結）ベースの系統シミュレーションが適用できる。また、模擬すべきものとしては、発電機、負荷、制御装置、保護装置がある。
【００１６】
一方、系統事故が発生すると、事故中には発電機の電気的出力が大きく減少するが、機械的入力はすぐには減少しないため、事故点近辺の発電機が加速し、事故点から遠方、或いは他電力会社の発電機は電気的に距離が離れているため、あまり加速せず、その結果、系統間で脱調が発生したり、発電機が脱調したりして、系統の安定運転が不可能になる場合が発生する。このような系統事故波及現象は、発電機のＰＳＳ、ＡＶＲ、ガバナ等の制御系を忠実に模擬した動態安定度計算手法により計算しないと精度高く計算できないことになる。また、系統事故が発生すると主保護Ｒｙあるいは後備保護ＲＹが動作して、これらの事故を除去することになるので、故障計算を行い主保護・後備保護Ｒｙの論理を模擬することも重要となる。
【００１７】
即ち、「フェーズ２：事故発生〜事故除去後の系統安定まで」と「フェーズ４：次の事故発生〜事故除去後の系統安定まで」は、系統事故が発生しているため、また、主保護・後備保護Ｒｙの動作により系統構成状態が大きく変化するため、系統が動揺し、場合によっては系統脱調、あるいは発電機脱調が発生することが考えられ、系統周波数、母線電圧、有効・無効電力分布も大きく変動することから、発電機の各種制御系の動作を考慮できる動態安定度計算ベースの系統シミュレーションが必要不可欠である。また、模擬すべきものとしては、故障計算＋主保護・後備保護Ｒｙ、発電機、負荷、制御装置、保護装置がある。
【００１８】
以上より、通常は、周波数・潮流計算（連結）で系統シミュレーションが可能であるが、事故発生時には、動態安定度計算に基づき系統シミュレーションを行う必要がある。問題は、この両者の切替えをどういう条件で行うかである。基本的には、周波数・潮流計算（連結）の前提条件が、系統全体を等価発電機として扱い、系統周波数を計算していることから、その条件を満たすためには、動態安定度計算において、事故除去後に系統周波数がおさまっていることを判定する必要があり、それを全発電機の母線電圧の周波数変化が設定値以内におさまっていることを条件とすることが適切である。
【００１９】
即ち、動態安定度計算から周波数・潮流計算（連結）ベースへの切替は、事故除去後で全発電機の母線電圧の周波数変化が許容値以内に収まったことが条件になる。
図４は、以上の方式により系統の安定状態、不安定状態を判定する要領を説明する図である。
図において、判定部２０で、事故除去後か否かを判定し、Ｎｏ（否）であれば、系統不安定のフラグ２４を立てて判定処理を終了する。Ｙｅｓ（事故除去）であれば、計算部２１で、全発電機の母線電圧における周波数の時間変化量を算出する。次に、判定部２２で、この全算出値が所定の設定値以下か否かを判定する。この判定は、具体的には、例えば、動態安定度計算の積分演算ステップΔｔである１０ｍｓ当たりの周波数変化Δｆが±０．０１Ｈｚ以下であるか否かで行う。Ｙｅｓ（全発電機で周波数変化が設定値以下）であれば、系統安定のフラグ２３を立てて判定処理を終了する。Ｎｏ（否）であれば、系統不安定のフラグ２４を立てて判定処理を終了する。
【００２０】
次に、この系統安定、不安定の判定を含む、動態安定度計算ベースの系統シミュレーションの処理を図５のフローチャートにより説明する。
ステップ２５では、訓練シナリオ作成で設定した事故の発生時刻に至ったか否かをチェックし、事故発生の場合（ステップ２５でＹｅｓ）は、事故種別に対応して対称座標法に基づき正相、逆相、零相回路の等価回路により、回路網計算（故障計算）を行い、最後に対称成分を三相成分に変換する（ステップ２６、２７、２８）。例えば、１ＬＧであれば、正相、逆相、零相回路を直列にして等価回路が得られるため、正相、逆相、零相回路の計算を行い、その計算結果を合せて、三相回路の電圧、電流を計算し、主保護・後備保護Ｒｙの入力電圧、電流を計算する。この処理は並列処理が可能である。
事故発生がない場合（ステップ２５でＮｏ）は、平常時ということで、正相回路のみの回路網計算を行う（ステップ２６−２）。
【００２１】
次に、ステップ２９で、主保護・後備保護Ｒｙ模擬により、訓練準備段階で選定した当該事故に対応した模擬対象の主保護・後備保護Ｒｙを抽出し、そのＲｙの動作模擬を回路網計算結果とＲｙ整定値を比較しながら行う。動作域に入っている場合は、タイマーのカウントを行う。
その後、ステップ３０でＲｙ動作の有無を判定し、有りの場合（タイマーのカウント終了時点：ステップ３０でＹｅｓ）は、当該Ｒｙのトリップ対象遮断器（ＣＢ）を遮断する（ステップ３１）。その後、ＣＢ不動作設定等があれば、事故除去が完了しないため、ＣＢ遮断後になお系統事故が継続しているか否かをステップ２５−１で判定し、事故中であれば（ステップ２５−１でＹｅｓ）、再度事故種別に対応して対称座標法に基づき正相、逆相、零相回路の等価回路により、回路網計算（故障計算）を行い、最後に対称成分を三相成分に変換する（ステップ２６−１、２７−１、２８−１）。この処理は並列処理が可能である。
事故が除去されている場合（ステップ２５−１でＮｏ）は、平常時ということで、正相回路のみの回路網計算を行う（ステップ２６−２）。
【００２２】
次に、回路網計算が終了したので、続いて発電機の運動方程式求解（発電機の内部位相角の計算：ステップ３２）、ＰＳＳ系求解（発電機の電力動揺を検出し、それを抑制するために、ＡＶＲ制御の入力信号を出す：ステップ３３）、励磁系求解（発電機の内部電圧の調整：ステップ３４）、調速系求解（タービンの出力の調整：ステップ３５）、発電機方程式求解（発電機のｄ軸、ｑ軸の電気回路の計算：ステップ３６）の微分方程式の求解を行う。この発電機の微分方程式については、並列処理が可能である。
次に、系統事故発生中か否かの判定（ステップ２５−２）で、事故継続中（Ｙｅｓ）であれば、再び、主保護・後備保護Ｒｙ模擬（ステップ２９）に分岐する。事故継続中でなければ（ステップ２５−２でＮｏ）、ステップ３７で、系統安定か否かをチェックし、安定でなければ（ステップ３７でＮｏ）、ステップ３８で装置模擬周期の判定を行い、模擬周期と一致していれば（ステップ３８でＹｅｓ）、制御装置模擬（ステップ３９）、保護装置模擬（ステップ４０）を行う。制御装置、保護装置の模擬は、動態安定度計算の積分刻みよりは、長いインターバルで実行できるため、装置の模擬周期について、その判定を行い、無駄な処理はしないようにする。模擬周期でない場合（ステップ３８でＮｏ）は、正相回路網計算（ステップ２６−２）に分岐する。
系統が安定であれば（ステップ３７でＹｅｓ）、動態安定度計算ベースの系統シミュレーションを終了する。
図５では、故障計算（回路網計算）、発電機の微分方程式求解、制御装置・保護装置模擬が並列処理可能となる。
【００２３】
以上のように、この発明の実施の形態１の系統運用訓練装置においては、系統事故発生時〜事故除去後で系統動揺中は動態安定度計算ベースの系統シミュレーションを実行し、平常時または事故除去後で系統が安定した時点以降は周波数・潮流計算（連結）ベースの系統シミュレーションを実行するよう上記両系統シミュレーション切替えるようにしたので、事故発生時には系統事故波及現象を実時間内で精度が高く、忠実に模擬でき、かつ周波数・潮流計算（連結）に切替えても計算結果の連続性を確保でき、そのためトレーニの大画面系統盤表示の連続性が確保できると共に、長時間の訓練においても系統シミュレーションの計算精度を維持することができることにより、高い訓練効果を獲得できるという効果が得られる。
【００２４】
実施の形態２．
例えば、先の図５の説明で、各種演算の並列処理の可能性について触れたが、具体的に複数の計算機を採用し、その並列処理を有効に活用した場合の系統運用訓練装置を、実施の形態２として以下で説明する。
なお、以下では、計算機としてパソコンＰＣを使用した場合を想定して説明するが、これに限定されるものではなく、ＥＷＳ（Engineering Work Station）等を使用しても全く同様に適用できる。
【００２５】
図６は、動態安定度計算ベースと周波数・潮流計算（連結）ベースの切替えに基づいて、系統運用訓練装置の系統シミュレーションを８台の計算機（ＰＣ）で構成するＳＭＰ型ＰＣ（図１のＳＭＰ型ＰＣ４および５のそれぞれを８台構成とするものである）で実現する場合の１例を示すものである。
処理については、マスターＰＣ（ＰＣ−１）が全体を制御し、スレーブＰＣ（ＰＣ−２〜ＰＣ−８）が与えられた処理を実行するという方式で、処理を分担し、並列処理を実現し、実時間内の処理性能を実現する。なお、マスターＰＣと各スレーブＰＣは、訓練開始時点で起動されると訓練終了までは、継続して処理を実行する。従って、スレーブＰＣについては、処理を実行しない間は、繰り返して、インターフェーステーブルにキーコードが設定されているかを、常時監視することになる。また、各スレーブＰＣには、同一のソフトウェアを実装し、メンテナンスの容易化を図る。
【００２６】
基本的には、図５の処理フローに従い、マスターＰＣ（ＰＣ−１）が実行させたい処理について、それを担当するスレーブＰＣのインタフェーステーブルにキーコードを設定し、それをスレーブＰＣが常時チェックして、自ＰＣの担当する処理をアイドル無く実行し、処理後にそのキーコードをクリアするという方法で行う。この方法であれば、通常の並列処理法であるスレッド化等の方法に比較して、ＯＳのオーバヘッドは皆無になり、動態安定度計算の積分刻みが例えば、１０ｍｓという非常に短い時間内においては、大きなアイドル時間の解消になり、並列処理する計算機台数に比例して処理性能を向上させることができる。
図６には、演算処理の進行に合わせてマスターＰＣがインターフェーステーブルに設定するキーコードを示す。キーコードは、処理タイプとスレーブＰＣの番号をハイフンでつないで表現する。例えば、キーコード「１−２」は、処理タイプ１をＰＣ−２で実行することを意味する。各スレーブＰＣが参照するインターフェーステーブルでのデータ位置を決めておいて、キーコードとしては処理タイプだけを記録するようにしてもよい。キーコードは、マスターＰＣとスレーブＰＣの間でスレーブＰＣが実行すべき演算処理の種類が正しくマスターＰＣが指示できるものであれば、どのようなものでもよい。
【００２７】
処理タイプ１〜９は、図５のフローに示す処理の主要部分を抽出してあり、この処理をスレーブＰＣが処理すれば、訓練装置の系統シミュレーションは全て実現できる。
処理タイプ０は、動態安定度計算の積分ステップΔＴを積算した訓練時刻であり、訓練開始からの相対時刻を示し、全ＰＣのインタフェーステーブルにマスターＰＣが設定する。事故発生の判定の時刻として利用する。
処理タイプ０−１は、動態安定度計算の開始からの相対時刻を示し、全ＰＣのインターフェーステーブルにマスターＰＣが設定する。処理タイプ１は、事故中の回路網計算を並列処理するものであり、キーコード１−２、１−３、１−４を設定して、ＰＣ−２、ＰＣ−３、ＰＣ−４で並列処理させる。処理タイプ２は、主保護・後備保護Ｒｙ模擬を、キーコード２−５を設定して、ＰＣ−５で処理させる。処理タイプ３は、Ｒｙ動作有のＣＢ遮断後にＣＢ不動作設定が有り、事故が継続している場合の回路網計算をキーコード３−２、３−３、３−４を設定して、ＰＣ−２、ＰＣ−３、ＰＣ−４で実行させる。処理タイプ４は、事故が除去された時点以降の正相回路のみの回路網計算を、キーコード４−２を設定して、ＰＣ−２で実行させる。処理タイプ５は、発電機の微分方程式を発電機のグループに分割して並列処理させるために、キーコード５−２、５−３、５−４，５−５を設定し、ＰＣ−２、ＰＣ−３、ＰＣ−４、ＰＣ−５で並列処理させる。ここでは、発電機を４グループに分割する例を示しているが、最初の１／４の発電機をＰＣ−２で、次の１／４をＰＣ−３で、次の１／４をＰＣ−４で、残りの発電機全てをＰＣ−５で処理する。回路網計算と微分方程式の求解は直列の処理となるため、ＰＣを共用可能である。
【００２８】
処理タイプ６は、制御装置、保護装置の模擬であり、キーコード６−６、６−７を設定して、ＰＣ−６で制御装置の処理を、ＰＣ−７で保護装置の模擬を並列処理させる。処理タイプ７は、動態安定度計算ベースの系統シミュレーションの終了処理であり、キーコード７−２、７−３、７−４、７−５、７−６、７−７を設定して、各ＰＣの終了処理を実行させる。ＰＣ−５では、主保護・後備保護Ｒｙ模擬におけるタイマー処理のカウンターのクリアーを行う。処理タイプ８は、動態安定度計算ベースから周波数・潮流計算（連結）ベースへの切替えに伴い、キーコード８−８を設定して、周波数・潮流計算（連結）ベースの系統シミュレーションをＰＣ−８に実行させる。また、処理タイプ９は、周波数・潮流計算（連結）ベースから動態安定度計算ベースへの切替えに伴い、キーコード９−８を設定して、ＰＣ−８に終了処理を実行させる。
【００２９】
次に並列処理の動作について説明するが、図７を参照してマスターＰＣの動作を説明し、続いて図８、９を参照して各スレーブＰＣの動作を説明するものとする。
図７は、並列処理により、動態安定度計算ベースの系統シミュレーションと周波数・潮流計算ベースの系統シミュレーションを切り替えて系統模擬演算を実行する場合の、特に、マスターＰＣが担うキーコードの設定処理の動作を説明するフローチャートである。
【００３０】
図７において、ステップ４１では、系統シミュレーション全体を制御するマスターＰＣであるＰＣ−１は、先ず、訓練時刻、安定度計算時刻の初期化、ＰＣ−１とＰＣ−２〜ＰＣ−８とのインタフェーステーブルの初期化を行い、その後ＰＣ−２〜ＰＣ−８のプログラムを起動する。ＰＣ−２〜ＰＣ−８は、ＰＣ−１からの指令をインターフェーステーブルのキーを読込んで判断するため、常時、連続してチェックを繰り返す。
次に、系統事故発生中かの判定を行い（ステップ２５）、発生中であれば（ステップ２５でＹｅｓ）、回路網計算を並列に実行するために回路網計算のキー１を設定し（ステップ４２）、以降の処理を直列に行うため回路網計算が終了したかの判定（ステップ４３）を終了するまで継続して行う。
事故発生中でなければ（ステップ２５でＮｏ）、正相回路網計算を行うための回路網計算のキー４を設定し（ステップ４７）、回路網計算の終了判定（ステップ４３−２）を終了するまで継続して行う。
【００３１】
回路網計算が終了すれば（ステップ４３でＹｅｓ）、次に、主保護・後備保護Ｒｙ模擬を行うためにキー２の設定を行い（ステップ４４）、Ｒｙ模擬終了の判定（ステップ４５）を終了するまで継続して行う。Ｒｙ模擬が終了すると（ステップ４５でＹｅｓ）、Ｒｙ動作によりＣＢ遮断が行われ事故除去が完了したかをチェックするために再度系統事故発生中かの判定を行い（ステップ２５−１）、発生中で無ければ（ステップ２５−１でＮｏ）、ステップ４７へ分岐する。発生中の場合（ステップ２５−１でＹｅｓ）は、さらに後備保護Ｒｙ動作が考えられるので、系統構成変更後の回路網計算を実行するために回路網計算のキー３を設定し（ステップ４６）、続いて計算終了かの判定（ステップ４３−１）を終了するまで継続する。回路網計算が終了すれば（ステップ４３−１でＹｅｓ）、次に、発電機の微分方程式の求解を並列して実行するために、微分方程式求解のキー５を設定し（ステップ４８）、微分方程式の求解が終了したかを判定（ステップ４９）するために、連続してチェックを繰り返す。
【００３２】
微分方程式の求解が終了すれば（ステップ４９でＹｅｓ）、安定度計算結果を入力データとして各種制御装置、保護装置の模擬を行うために、模擬の実行周期かの判定（ステップ３８）を行い、実行周期の場合（ステップ３８でＹｅｓ）は、並列実行させるためのキー６を設定して（ステップ５０）、この処理をＰＣ−６、ＰＣ−７に委ねる。次に、系統シミュレーション結果を系統模擬サーバ３に送信する周期か否かの判定（ステップ５１）を行い、送信周期であれば（ステップ５１でＹｅｓ）、ＣＢ状変、電圧、周波数、有効電力、無効電力等を系統模擬サーバ３に送信する。
【００３３】
次に、系統シミュレーションを周波数・潮流計算（連結）ベースに切り替えるタイミングか否かの判定（ステップ２５−２、３７）を行い、違う場合（ステップ２５−２でＹｅｓまたはステップ３７でＮｏ）は、訓練時刻と安定度計算時刻を更新して（ステップ５３）、ステップ２５へ分岐する。
周波数・潮流計算（連結）ベースに切り替えるタイミングの場合（ステップ３７でＹｅｓ）は、動態安定度計算を終了するキー７を設定し（ステップ５４）、次に、周波数・潮流計算（連結）を実行するキー８を設定する（ステップ５５）。最後に、訓練時刻終了か否かの判定（ステップ５６）を行い、違う場合（ステップ５６でＮｏ）は、訓練時刻を更新し、動態安定度計算の時刻をリセットして（ステップ５７）、ステップ２５へ分岐し、終了と判定された場合（ステップ５６でＹｅｓ）は、系統シミュレーションを終了する。
【００３４】
以上のように、回路網計算（故障計算）の並列処理は、例えば、１ＬＧ事故の場合、ＰＣ−２で正相回路網計算、三相回路計算、ＰＣ−３で逆相回路網計算、ＰＣ−４で零相回路網計算を行う。ＰＣ−２の三相回路計算とは、正相、逆相、零相回路網計算結果の電圧、電流を三相（ａ相、ｂ相、ｃ相）成分に変換する処理である。また、発電機の微分方程式求解では、例えば、発電機のグループを４分割して、運動方程式→ＰＳＳ系→励磁系→調速系→発電機方程式（ｄ−ｑ軸回路）をそれぞれのＰＣで１／４づつ計算する方式とする。従って、ＰＣ−２で運動方程式１グループ、ＰＣ−３で運動方程式２グループ、ＰＣ−４で運動方程式３グループ、ＰＣ−５で運動方程式４グループを並列して実行する。
なお、発電機グループの分割については、４グループに限定する必要はなく、性能の向上が必要な場合には、さらに多くのグループに分割してもよい。なお、ＰＣにおける並列処理については、一般的にスレッドによる方法、プロセスの並列化等の方法があるが、いずれもＯＳのオーバーヘッドが存在し、動態安定度計算のように１０ｍｓ以下の積分刻みで計算を実行する場合は、このＯＳのオーバヘッドが障害になり、並列処理の効果が発揮できなくなる。しかるに、本発明では、ＰＣ間のインタフェーステーブルを共有メモリ上に設け、計算の実行指示であるキーコードを各ＰＣが常時監視して並列実行を行うようにしたので、上記のＯＳオーバヘッドの問題点を解決して、殆ど待ち時間無しに、並列処理を実行できると共に、ＰＣ台数を増加させても、性能向上が飽和することがないという大きな特長がある。
【００３５】
図８とそれに続く図９は、先の図７のフローにより、マスターＰＣで設定されたキーコードに基づき、スレーブＰＣであるＰＣ−２〜ＰＣ−８に実装するプログラムの処理を示すフローである。各ＰＣのプログラムは、マスターＰＣであるＰＣ−１の指令をインターフェーステーブルから読込んで、自分が実行すべきかどうかを判定し、実行した場合は、終了後に該当するインタフェーステーブルのキーをクリアーして、ＰＣ−１に当該の処理が終了したことを連絡するというのが基本的な考え方である。
【００３６】
図８において、先ず、自分に関するキーが設定さているかの判定（ステップ５８）を行い、未設定の場合は、キーのチェックを継続して行い、指令があった場合は即座に対応できるように常時、監視を行う。キーが設定されている場合（ステップ５８でＮｏ）は、以降の処理を進める。
先ず、キー１のチェックを行い（ステップ５９）、自分のＰＣキーとキーとが一致している場合は、事故種別に応じて正相回路網計算と三相回路計算（ステップ２６）、または逆相回路網計算（ステップ２７）、または零相回路網計算（ステップ２８）を行い、各々の計算終了後に、自分のキー１をクリアーする（ステップ６０、６１、６２）。次に、キー２のチェックを行い（ステップ６３）、自分のキーと一致しているＰＣでは主保護・後備保Ｒｙ模擬（ステップ２９）を行い、Ｒｙ動作有りが判定された場合（ステップ３０でＹｅｓ）は、当該Ｒｙのトリップ対象ＣＢの遮断（ステップ３１）を行い、自分のキー２をクリアーする（ステップ６４）。
【００３７】
次に、ＣＢ不動作設定、あるいは、Ｒｙ不動作設定等により主保護Ｒｙ動作のみでは事故が除去されていない可能性があるため、キー３のチェックを行い（ステップ６５）、自分のＰＣキーと一致している場合（ステップ６５でＹｅｓ）は、正相回路網計算、三相回路計算（ステップ２６−１）、または逆相回路網計算（ステップ２７−１）、または零相回路網計算（ステップ２８−１）を行い、各々の終了後に自分のキー３をクリアーする（ステップ６６、６７、６８）。次に、事故除去後の回路網計算を行うために、キー４のチェックを行い（ステップ６９）、自分のＰＣキーとキーが一致している場合は、正相回路網計算、三相回路計算（ステップ２６−２）を行い、終了後に自分のキー４をクリアーする（ステップ７０）。
【００３８】
次に、回路網計算が終了した場合、発電機の微分方程式を並列に実行するためにキー５のチェックを行い（ステップ７１）、自分のＰＣキーとキーとが一致している場合（ステップ７１でＹｅｓ）は、運動方程式１グループ（ステップ７２）、または運動方程式２グループ（ステップ７３）、または運動方程式３グループ（ステップ７４）、または運動方程式４グループ（ステップ７５）を並列処理し、各々の終了後には自分のキー５をクリアーする（ステップ７６、７７、７８、７９）。次に、動態安定度計算結果を入力データとして各種制御装置、保護装置模擬を実行する周期かの判定を行うために、キー６のチェックを行い（ステップ８０）、自分のキーに一致している場合（ステップ８０でＹｅｓ）、制御装置模擬（ステップ３９）、または保護装置模擬（ステップ４０）を並列実行し、各々の処理が終了した後に、自分のキー６をクリアーする（ステップ８１、８２）。次に、動態安定度計算が終了か否かの判定を行うために、キー７のチェックを行い（ステップ８３）、自分のキーに一致しない場合（ステップ８３でＮｏ）は、ステップ５９へ分岐し、一致する場合（ステップ８３でＹｅｓ）は、自分のＰＣのキー７、積分量、主保護・後備保護Ｒｙ模擬タイマーをクリアーする（ステップ８４）。
【００３９】
続いて図９において、周波数・潮流計算（連結）を行うためにキー８をチェックし（ステップ８５）、自分のキーと一致する場合（ステップ８５でＹｅｓ）は、周波数・潮流計算（連結）の計算周期か否かのチェックを行い（ステップ８６）、一致しない場合（ステップ８６でＮｏ）は後段のステップ９５に分岐する。計算周期の場合（ステップ８６でＹｅｓ）は、ＣＢ遮断に基づく分離系統発生の有無をチェックし（ステップ８７）、系統分離が発生している場合（ステップ８７でＹｅｓ）は、分離系統の系統定数の算出を行う（ステップ８８）。なお、この分離系統の系統定数とは、周波数計算に必要な系統全体の慣性定数であり、その系統に含まれる各発電機の慣性定数を合計して得られる。
【００４０】
その後、周波数計算の開始断面における潮流計算を実行し（ステップ８９）、発電機出力、負荷電力等を計算し、分離系統毎に周波数計算（ステップ９０）を行い、続いて周波数に応動する装置模擬（ステップ９１）を行い、所要ステップの計算を繰り返す。所要ステップ終了の判定（ステップ９２）で周波数計算が終了した場合（ステップ９２でＹｅｓ）、その断面の潮流計算（ステップ９３）を行い、その後、潮流計算結果に応動する装置模擬（ステップ９４）を行い、訓練終了または再度動態安定度計算を行うために、周波数・潮流計算を終了するか否かの判定を行い（ステップ９５）、終了で無い場合（ステップ９５でＮｏ）は、ステップ５８（図８）へ分岐する。終了の場合（ステップ９５でＹｅｓ）は、自分のキー８をクリアーし（ステップ９６）、最後に、訓練時刻終了か否かの判定（ステップ５６−１）を行い、違う場合（ステップ５６−１でＮｏ）は、ステップ５８（図８）へ分岐する。終了の場合（ステップ５６−１でＹｅｓ）は、系統シミュレーションを終了する。
【００４１】
以上のように、周波数・潮流計算（連結）は、周波数計算と潮流計算を連結して実行しており、周波数計算では積分を行うが、そのステップ数が少ないこと、また、周波数計算の後に、必ず潮流計算を行い、潮流計算の収束精度が高いため、数時間という長時間に亘って訓練を実施しても、系統シミュレーションの計算精度が悪くなるということはないことが、実際の訓練実施により立証されている。
【００４２】
なお、以上で説明した周波数計算と潮流計算との連結について数式から説明する。発電機の動揺方程式は、次式で表現される。
【００４３】
【数１】
0004845526.tif 000002
【００４４】
式（１）を全発電機について合計すると、下式となる。
【００４５】
【数２】
0004845526.tif 000003
【００４６】
ＰＡＣＣは、系統全体の加速力を表わし、ＰＡＣＣ＞０の時に系統周波数は上昇中であり、ＰＡＣＣ＜０の時に低下中であることを表わす。
式（１）、（２）より、△ωＳＹＳ，ω０を消去すれば、以下の式が得られる。
【００４７】
【数３】
0004845526.tif 000004
【００４８】
上式に、次式の電圧と無効電力に関する制約式を加えることによって、系統周波数変化中における潮流バランスの方程式となる。
【００４９】
【数４】
0004845526.tif 000005
【００５０】
系統の周波数は、式（２）を数値積分することにより求められる。式（２）において、事前に潮流計算を実行しているので、発電機の電気的出力が算出済であり、周波数計算を行えば発電機の機械的入力を計算できることになる。次に、式（３）、（４），（５）で潮流計算を行うことになるが、式（３）において発電機の機械的入力と系統の加速力ＰＡＣＣが既知数であり、発電機の電気的出力を計算することになる。このように、周波数計算と潮流計算は、発電機の機械的入力を介して、両者が連結されていることが分かる。なお、周波数計算において、潮流計算を実行していない積分ステップでは、発電機の電気的出力を、周波数計算結果から外挿して求めるが、負荷の周波数特性から負荷の有効電力変化分を算出し、系統有効電力損失は変化しないと近似して、全負荷の有効電力変化分が全発電機の電気的出力の変化になるとして、周波数計算を行う。
【００５１】
実施の形態３．
この実施の形態３では、回路網計算で必要となる負荷の設定方式に係り、特に、系統事故発生時の故障計算の収束回数の低減を可能とする設定方式について説明する。
一般に、負荷の種別としては、定インピーダンス負荷、定電流負荷、定電力負荷が存在するが、この内、定インピーダンス負荷は、回路網計算におけるアドミタンス行列として扱うことができるが、定電流負荷および定電力負荷は、両負荷を定電流源のみで模擬すると、アドミタンス行列が不安定（対角要素が非対角要素に比較して十分に大きくない）となり、回路網計算の収束特性が悪化するためそのままでは扱えず、従って、定電流負荷および定電力負荷は、インピーダンスの成分と定電流源の成分とを組み合わせた形、即ち、図１０に示すように、定インピーダンス分９７＋定電流源分（調整用）９８の形に設定されるのが一般的である。
【００５２】
先ず、この負荷の設定に関連して、回路網計算の処理を正相回路網計算の場合について説明し、その前提に立って、この発明の実施の形態３における負荷設定方式の特徴の説明を行うことにする。回路網計算は、式（６）で表現される。
【００５３】
【数５】
0004845526.tif 000006
【００５４】
回路網計算においては、発電機を等価電流源（ＩＧ）、また、負荷には、定インピーダンス負荷、定電力負荷、定電力負荷があるが、定インピーダンス負荷は、Ｙ行列の一部として扱い、定電流負荷、定電力負荷は「定インピーダンス分＋定電流源分（ＩＬ）」で模擬する。一般ノードについては、ノード電流ＩＮは零となる。従って、式（６）は、左辺の電流が既知数で、右辺の電圧が未知数となり、解を得ることができる。しかし、負荷には定電流負荷、定電力負荷等の母線電圧に対し非線形特性を示すものがある。その式を以下に示す。
【００５５】
定電流負荷の場合は、以下となる。
(ＰＬＩ０＋ｊＱＬＩ０)／|ＶＬＩ０|＝(ＰＬＩ＋ｊＱＬＩ)／|ＶＬＩ|＝一定                                                                        ・・・（７）
ＩＬＩ０＝｛ＰＬＩ０−ｊＱＬＩ０−(|ＶＬＩ０|２／ＺＬＩ)｝／ＶＬＩ０＊                                                                        ・・・（８）
定電力負荷の場合は、以下となる。
ＰＬP０＋ｊＱＬP０＝一定                                      ・・・（９）
ＩＬP０＝｛(ＰＬP０−ｊＱＬP０)−(|ＶＬP０|２／ＺＬP)｝／ＶＬP０＊                                                                          ・・・（１０）
ここで、変数は、以下の意味である。
Ｐ：有効電力負荷量。
Ｑ：無効電力負荷量。
Ｚ：負荷の定インピーダンス分のインピーダンス。
添え字は、以下の意味である。
Ｉ：定電流負荷。
Ｐ：定電力負荷。
０：初期潮流状態での値を意味する。
＊：共役。
【００５６】
先ず、発電機の電流ＩＧは、電機子のｄ−ｑ軸回路のリアクタンス、背後電圧等から算出できる。次に、各負荷ノードの電圧は、初回の収束ステップでは、初期潮流計算結果の母線電圧を使用すればよい。負荷の電流ＩＬは、定電流負荷は式（８）で、定電力負荷は式（１０）で算出できる。なお、各収束ステップでは、前回の収束結果である電圧値を使用する。両負荷の定インピーダンス分は、予め、後述の式（１５）、式（１７）により設定しておく。また、定インピーダンス負荷（１００％インピーダンスの負荷）はノード電流が零である。さらに、一般負荷の電流ＩＮも零である。これで、式（６）の左辺が求まる。次に、回路網のＹ行列を、定インピーダンス負荷、定電流負荷、定電力負荷のインピーダンス分を含め、通常の方法で作成する。以上により、式（６）を解くことができる。その後、回路網計算で得られたノード電圧、電流から定電流、定電力負荷の有効・無効電力を算出し、それと初期設定負荷の有効・無効電力との差異を調整するために、定電流源（調整用）の大きさを変更して、繰返し計算を行い、回路網計算の収束計算を行う。
【００５７】
回路網計算により電流と電圧を交互に求めることを繰り返す収束計算で、定電流負荷の電流源に流れ込む電流ＩＬＩに対して計算された電圧ＶＬＩを用いてＩＬＩの修正量を計算する際に、前回のＩＬＩに対する修正量ΔＩＬＩは、以下のようにして計算する。まず、前回のＩＬＩで消費される電力は、以下となる。
【００５８】
ＰＬＩ＋ｊＱＬＩ＝|ＶＬＩ|２／ＺＬＩ＊＋ＶＬＩ×ＩＬＩ＊    ・・・（１１）
【００５９】
電流源にΔＩＬＩを修正量として追加した後の負荷電力を、ＰＬＩ（ｋ）＋ｊＱＬＩ（ｋ）とすると、式（１１）と同様に、以下の式が得られる。
ＰＬＩ（ｋ）＋ｊＱＬＩ（ｋ）
＝|ＶＬＩ|２／ＺＬＩ＊＋ＶＬＩ×（ＩＬＩ＋ΔＩＬＩ）＊
＝|ＶＬＩ|２／ＺＬＩ＊＋ＶＬＩ×ＩＬＩ＊ ＋ＶＬＩ×ΔＩＬＩ＊
＝ＰＬＩ＋ｊＱＬＩ＋ＶＬＩ×ΔＩＬＩ＊
【００６０】
この負荷電力ＰＬＩ（ｋ）＋ｊＱＬＩ（ｋ）も式（７）を満足する必要があるので、以下の式を得る。
ＰＬＩ（ｋ）＋ｊＱＬＩ（ｋ）＝(ＰＬＩ０＋ｊＱＬＩ０)×(|ＶＬＩ|／|ＶＬＩ０|)
これらの２個の式からＰＬＩ（ｋ）＋ｊＱＬＩ（ｋ）を消去すると、以下の式を得る。
(ＰＬＩ０＋ｊＱＬＩ０)×(|ＶＬＩ|／|ＶＬＩ０|)
＝ＰＬＩ＋ｊＱＬＩ＋ＶＬＩ×ΔＩＬＩ＊
この式をΔＩＬＩについて解くと、以下となる。
ΔＩＬＩ＝｛(ＰＬＩ０−ｊＱＬＩ０)×(|ＶＬＩ|／|ＶＬＩ０|)
−ＰＬＩ＋ｊＱＬＩ｝／ＶＬＩ＊        ・・・（１２）
【００６１】
定電力負荷の場合も同様にして、以下のようになる。
【００６２】
ＰＬＰ＋ｊＱＬＰ＝|ＶＬＰ|２／ＺＬＰ＊＋ＶＬＰ×ＩＬＰ＊    ・・・（１３）
ΔＩＬＰ＝(ＰＬＰ０−ｊＱＬＰ０−ＰＬＰ＋ｊＱＬＰ)／ＶＬＰ＊・・・（１４）
【００６３】
各収束ステップにおける式（１２）、（１４）の値を小さくすることが収束特性の改善になる、そのためには、定電流負荷、定電力負荷ともに、電圧の２乗で電力が変化する定インピーダンス分の比率を極力小さくすることが望ましい。ただし、定インピーダンス分を設ける目的は、全ての負荷が定電流負荷と定電力負荷で構成された場合でも、回路網計算のＹ行列の対角要素と非対角要素の比率を所定値以上とすることである。Ｙ行列の対角要素と非対角要素の比率が大きくない場合には、連立一次方程式の求解が不安定になることが知られており、定インピーダンス分を設けることにより、連立一次方程式の求解が不安定になることを回避できる。従って、定電流負荷および定電力負荷の一部を定インピーダンス負荷として表現することが必要である。定電流負荷の所定割合αを定インピーダンスで表現し、定電力負荷の所定割合βを定インピーダンスで表現するとすると、インピーダンスの値と電流源の初期値は以下となる。
【００６４】
定電流負荷の場合は、インピーダンスの値ＺＬＩと、電流源の初期値ＩＬＩ０は、以下の式で計算する。
ＺＬＩ＝|ＶＬＩ０|２／((ＰＬＩ０−ｊＱＬ０)×α)           ・・・（１５）
ＩＬＩ０＝((ＰＬＩ０−ｊＱＬＩ０)／ＶＬＩ０＊)×(１−α)   ・・・（１６）
定電力負荷の場合は、インピーダンスの値ＺＬＰと、電流源の初期値ＩＬＰ０は、以下の式で計算する。
ＺＬＰ＝|ＶＬＰ０|２／((ＰＬＰ０−ｊＱＬＰ０)×β)         ・・・（１７）
ＩＬＰ０＝((ＰＬＰ０−ｊＱＬＰ０)／ＶＬＰ０＊)×(１−β)   ・・・（１８）
ここで、０≦α＜１であり、０≦β＜１である。また、式（１５）を式（８）に代入すると式（１６）となり、式（１７）を式（１０）に代入すると式（１８）となる。
【００６５】
事故発生中でない状態での回路網計算では、系統の電圧は通常の大きさであまり変化しないが、例えば３相地絡事故の事故発生中には事故点近傍のノード電圧が大きく低下する。事故発生中の電圧が事故発生前の電圧と大きく変化するノードにある定電流負荷または定電力負荷では、定インピーダンス分による負荷量が事故発生前から大きく変化するので、定インピーダンス分による負荷量の変化を補うような定電流源分の負荷量を求めるまでの収束回数が極端に大きくなる場合がある。ここで、収束回数とは、回路網計算が収束するまでに要する繰り返し回数のことである。
【００６６】
事故発生中の事故点近傍の定電流負荷および定電力負荷の収束回数が極端に増加することを回避するために、この実施の形態３では、事故発生中の事故点近傍の負荷とそれ以外の負荷で、定インピーダンス分と定電流源分の比率を調整するものである。すなわち、定電流負荷と定電力負荷は、式（１９）〜（２１）に示すように、定インピーダンス分を無くして、全て定電流源分となるように調整する。ここで、事故点近傍とは、事故点に接続する母線、送電線、変圧器、等の設備をｋ個（ｋは系統規模に応じて調整要）程度含むノードと定義する。
【００６７】
定電流負荷の場合は、α＝０とするので、インピーダンスの値ＺＬＩと電流源の初期値ＩＬＩ０は、以下のようになる。
ＺＬＩ＝∞                                                  ・・・（１９）
ＩＬＩ０＝((ＰＬＩ０−ｊＱＬＩ０)／ＶＬＩ０＊)              ・・・（２０）
定電力負荷の場合は、β＝０として同様に、インピーダンスの値ＺＬＰと電流源の初期値ＩＬＰ０は、以下の式で計算する。
ＺＬＰ＝∞                                                  ・・・（２１）
ＩＬＰ０＝((ＰＬＰ０−ｊＱＬＰ０)／ＶＬＰ０＊)              ・・・（２２）
【００６８】
事故発生中でも事故点近傍でない負荷については、事故発生中でない場合の式（１５）〜（１８）を使用する。
なお、回路網の収束計算では、式（１２）、（１４）などのように理論的に求まる修正量が必要な修正量よりも小さくなる場合が多くあり、その場合には収束回数が大きくなること、理論的に求まる修正量を所定倍（例えば、１．２倍など）した量で修正することにより収束回数を小さくできることが知られている。収束回数を減らすために、式（１２）、（１４）で計算される値の所定倍を修正量とする方法を採用してもよい。
【００６９】
図１１は、この発明の実施の形態３による負荷設定方式を採用した場合の回路網計算の処理フローを説明する図であり、平常時の正相回路網計算について示している。
先ず、回路網の定電流負荷、定電力負荷の定インピーダンス分を含めたアドミタンス行列であるＹ行列を作成し（ステップ９９）、定電流負荷、定電力負荷ノードの定電流源分の初期値を計算するための負荷ノードの初期電圧値を設定する（ステップ１００）。
次に、事故発生中の判定を行い（ステップ２５−３）、事故発生中の場合（ステップ２５−３でＹｅｓ）は、ステップ１０１で、事故点近傍の定電流負荷、定電力負荷について、定インピーダンス分を０％、定電流源分を１００％として、式（１９）〜（２２）でインピーダンス値および電流源の初期値を設定する。同時に、アドミタンス行列で定電流負荷、定電力負荷の定インピーダンス分に対応する部分を修正する。事故点近傍以外の定電流負荷は、定インピーダンス分を１００×α％、定電流源分を１００×(１−α)％として、式（１６）で電流源の初期値を設定する。事故点近傍以外の定電力負荷は、定インピーダンス分を１００×β％、定電流源分を１００×(１−β)％として、式（１８）で電流源の初期値を設定する。
事故発生中でない場合（ステップ２５−３でＮｏ）は、ステップ１０２で、すべての定電流負荷の定インピーダンス分を１００×α％、定電流源分を１００×(１−α)％として、式（１６）で電流源の初期値を設定する。すべての定電力負荷では、定インピーダンス分を１００×β％、定電流源分を１００×(１−β)％として、式（１８）で電流源の初期値を計算する。
【００７０】
その後、ノード電圧を「Ｉ＝Ｙ・Ｖ」より計算し（ステップ１０３）、そのノード電圧の計算結果から定電流負荷、定電力負荷の電力を計算し（ステップ１０４）、初期設定の定電流負荷、定電力負荷の電力とのミスマッチを算出し（ステップ１０５）、それらの値が全て許容値以下になっているかを判定する（ステップ１０６）。許容値以下になっていない場合（ステップ１０６でＮｏ）は、定電流負荷、定電力負荷の定電流源分の値を修正し（ステップ１０７）、ステップ１０３へ分岐して収束計算を継続する。全て許容値以下になっている場合（ステップ１０６でＹｅｓ）は、回路網計算が収束したということで計算を終了する。
【００７１】
以上のように、事故点近傍の定電流負荷、定電力負荷は、定インピーダンス分をなくし、全て定電流源分となるように設定したので、事故発生中、事故点近傍のノード電圧が大きく変化しても、回路網計算の収束回数が極端に大きくなることがなく計算処理が迅速になされる。
なお、この実施の形態３では、事故発生中の事故点近傍の定電流負荷と定電力負荷の定インピーダンス分を０％としたが、０％ではなくても定インピーダンス分による電力の変動が無視できるほど小さい値であれば、同様の効果が得られる。定電流負荷と定電力負荷のどちらかだけで、事故発生中の事故点近傍の場合に定インピーダンス分を０％または小さい値とするようにしても、事故発生中の事故点近傍の負荷も他の負荷と同様に扱う場合よりも収束回数を低減できる。
【００７２】
実施の形態４．
動態安定度計算に基づく主保護・後備保護Ｒｙ（リレー）模擬において、その模擬対象範囲をどのように設定するかが、演算処理時間に大きく影響する。この模擬対象範囲は、一般的に従来から、系統の構成からほぼ一定の範囲を設定していた。しかるに、訓練シナリオの多様性を考慮すると、この模擬対象範囲は広めに設定せざるを得なくなり、演算処理時間が増大する傾向となる。
この発明の実施の形態４は、トレーナにより作成される訓練シナリオに基づき、予め諸条件を考慮して、論理的に主保護・後備保護Ｒｙの模擬対象範囲を判定し登録しておき、訓練実行時に、事故設備に応じて模擬対象範囲を選択することで、以上の問題点を解消すべく考案されたもので、以下、その内容を図１２を参照して説明する。
【００７３】
図１２は、訓練準備段階の訓練シナリオ登録後に行う主保護・後備保護Ｒｙの模擬対象選定の概要を示すフローである。先ず、訓練シナリオの登録後に、設定済みの事故設定データ抽出の処理を行い（ステップ１０８）、以降、その事故設定内容に伴い模擬対象Ｒｙの選定を行う。なお、Ｒｙ不動作設定、ＣＢ不動作設定は、事故設定の設備に対して実施するものとする。
最初に、主保護Ｒｙに対するＲｙ不動作設定有をチェックし（ステップ１０９）、次にその有無に関係に無く、ＣＢ不動作設定有をチェックする（ステップ１１０、１１０−１）ことで、Ｒｙ、ＣＢ不動作設定有無に関して、４パターンに分類する。
【００７４】
Ａタイプ（ステップ１１１：Ｒｙ、ＣＢ不動作無し）では、主保護Ｒｙのみで事故除去が可能なため、主保護Ｒｙのみを選定し、事故種別に対応して短絡、または地絡Ｒｙを最終選定する。Ｂタイプ（ステップ１１２：ＣＢ不動作有り、Ｒｙ不動作無し）では、主保護ＲｙのみではＣＢ不動作設定が有り事故除去ができないため、主保護Ｒｙと当該ＣＢ不動作設定に関連する後備保護Ｒｙ（後備保護Ｒｙ動作により、不動作ＣＢがあっても事故除去ができる後備保護Ｒｙ）を選定し、事故種別に対応して地絡、または短絡Ｒｙを最終的に選定する。Ｃタイプ（ステップ１１３：Ｒｙ不動作有り、ＣＢ不動作無し）では、主保護Ｒｙが動作できないため当該事故を除去できる後備保護Ｒｙのみを選定し、事故種別に対応して地絡、または短絡Ｒｙを最終的に選定する。Ｄタイプ（ステップ１１４：Ｒｙ不動作有り、ＣＢ不動作有り）では、主保護Ｒｙが動作できなため後備保護Ｒｙのみを選定するが、Ｃタイプに比較してＣＢ不動作が追加されているため、より広範囲の後備保護Ｒｙを選定し、事故種別に対応して地絡、または短絡Ｒｙを最終的に選定する。
【００７５】
次に、選定した模擬対象Ｒｙに関連するデータを事故発生時刻、事故設備、事故種別等を付加して保存する（ステップ１１５）。事故設定がまだあるか否かをステップ１１６でチェックし、あれば（ステップ１１６でＹｅｓ）、ステップ１０８に分岐し、無ければ（ステップ１１６でＮｏ）処理を終了する。
【００７６】
以上のように、Ｒｙ不動作設定の有無、ＣＢ不動作設定の有無に応じて適切な主保護・後備保護Ｒｙの模擬範囲を事前に論理的に判定するようにしたので、これらの設定条件の如何に拘わらず、演算処理時間を必要最小限に留めることができる。
【００７８】
また、この発明の形態例において、第１および第２の系統シミュレーション手段による系統模擬演算を複数の計算機を有する演算装置で実行させるようにし、
演算装置は、全体の制御を行うマスター計算機と、演算処理を行う複数のスレーブ計算機と、該スレーブ計算機が行う演算処理をマスター計算機が指示するインターフェーステーブルとを有し、該インターフェーステーブルをスレーブ計算機が監視し、インターフェーステーブルにスレーブ計算機が行う演算処理を指示するデータをマスター計算機が設定すると、スレーブ計算機が指示された演算処理を実行するようにしたので、並列処理のアイドルタイムを無くし、並列処理する計算機台数に比例して、処理性能を大幅に改善することができる。
【００７９】
また、第１の系統シミュレーション手段で実行する動態安定度計算における定電流負荷をインピーダンスと電流源に分離して模擬する方式として、回路網の収束計算における電圧初期値がインピーダンスに印加された場合に定電流負荷の所定割合αがこのインピーダンスに流れるように定電流負荷のインピーダンスの値を設定し、電流源の値を回路網計算の収束計算で計算する方式を採用する場合に、
事故発生中の事故点近傍の定電流負荷では、回路網の収束計算における電圧初期値がインピーダンスに印加された場合にインピーダンスに流れる電流の定電流負荷に対する割合をαよりも小さくするようにしたので、特に、動態安定度計算の処理が迅速になされる。
【００８０】
また、第１の系統シミュレーション手段で実行する動態安定度計算における定電力負荷をインピーダンスと電流源に分離して模擬する方式として、回路網の収束計算における電圧初期値がインピーダンスに印加された場合に定電力負荷の所定割合βがこのインピーダンスで消費されるように定電力負荷のインピーダンスの値を設定し、電流源の値を回路網計算の収束計算で計算する方式を採用する場合に、
事故発生中の事故点近傍の定電力負荷では、回路網の収束計算における電圧初期値がインピーダンスに印加された場合にインピーダンスで消費される電力の定電力負荷に対する割合をβよりも小さくするようにしたので、特に、動態安定度計算の処理が迅速になされる。
【００８１】
また、第１の系統シミュレーション手段で実行する動態安定度計算に基づく主保護・後備保護Ｒｙ（リレー）模擬において、
訓練管理機能模擬手段で設定する事故内容に関し、事故設備、事故種別、Ｒｙ不動作設定有無およびＣＢ（遮断器）不動作設定有無に応じて模擬対象にすべき主保護・後備保護Ｒｙの範囲を予め論理的に判定しておき、訓練実行時、設定された事故内容を発生させる時点で、該当する予め論理的に判定された主保護・後備保護Ｒｙの模擬対象範囲を選択するようにしたので、主保護・後備保護Ｒｙ模擬の処理時間をＲｙ不動作設定有無またはＣＢ不動作設定有無の設定条件に拘わらず、常に、必要最小限に留めることができる。
【図面の簡単な説明】
【００８２】
【図１】この発明の実施の形態１における系統運用訓練装置の全体を示す構成図である。
【図２】この発明の系統運用訓練装置の機能構成を説明する図である。
【図３】系統シミュレーションを系統現象から説明すると共に、各現象の解析で必要となる計算手法、模擬対象を表の形で示す図である。
【図４】系統の安定状態、不安定状態を判定する要領を説明する図である。
【図５】動態安定度計算ベースの系統シミュレーションの処理を説明するフローチャートである。
【図６】この発明の実施の形態２における系統運用訓練装置であって、系統シミュレーションを８台のＰＣから構成するＳＭＰ型ＰＣの並列処理で実行する場合の処理内容を表の形で示す図である。
【図７】並列処理において、マスターＰＣが担うキーコードの設定処理の動作を説明するフローチャートである。
【図８】並列処理において、各スレーブＰＣの動作を説明するフローチャートである。
【図９】図８に続く並列処理の動作を説明するフローチャートである。
【図１０】この発明の実施の形態３の系統運用訓練装置において、系統シミュレーションで設定される負荷の形態を説明する図である。
【図１１】実施の形態３による負荷設定方式を採用した場合の回路網計算の処理フローを説明する図である。
【図１２】この発明の実施の形態４の系統運用訓練装置において、Ｒｙ模擬対象範囲を選択する処理フローを説明する図である。
【符号の説明】
【００８３】
１  訓練管理サーバ、２  系統シミュレーション装置、３  系統模擬サーバ、
４，５  ＳＭＰ型ＰＣ、６  自動化模擬サーバ、１２  訓練管理機能模擬手段、
１３  自動化模擬機能模擬手段、１５  系統模擬機能模擬手段、
１７  動態安定度計算ベース系統シミュレーション手段、
１８  周波数・潮流計算ベース系統シミュレーション手段、
１９  系統シミュレーション切替判定・切替手段。
【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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