(57)【要約】【課題】脱調現象および弱制動現象を適切に抑制し、より少ない制御量で不安定現象の抑制を実現可能とする系統安定化制御システムおよび系統安定化制御方法を提供すること。【解決手段】複数台の発電機を備えた発電所から主系統に電力を供給する電力系統に適用され、自端の計測情報のみに基づき、事故発生時に発電所からの電力供給量を制御して電力系統の安定化を図る系統安定化制御システムおよび系統安定化制御方法において、電力動揺第１波対応制御、電力動揺第２波対応制御、電力動揺Ｎ波対応制御、および弱制動対応制御を組み合わせることで、脱調現象および弱制動現象を適切に抑制する。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
複数台の発電機を備えた発電所から主系統に電力を供給する電力系統に適用され、事故発生時に発電所からの電力供給量を制御して電力系統の安定化を図る系統安定化制御装置を備えた系統安定化制御システムであって、
前記系統安定化制御装置は、自端の計測情報のみに基づき、電力動揺第１波における脱調の発生の有無を判定し脱調が生ずると予測した場合には必要最小限の発電機を選択的に遮断して脱調の発生を抑制する第１波対応制御と、電力動揺第２波における脱調の発生の有無を判定し脱調が生ずると予測した場合には必要最小限の発電機を選択的に遮断して脱調の発生を抑制する第２波対応制御と、電力動揺Ｎ（Ｎは３以上の整数）波における脱調の発生の有無を判定し脱調が生ずると予測した場合には必要最小限の発電機を選択的に遮断して脱調の発生を抑制するＮ波対応制御とを順次実施し、かつ、弱制動現象の発生の有無を判定し弱制動現象が生じていると判定した場合には必要最小限の発電機を選択的に遮断して弱制動現象を抑制する弱制動対応制御を前記Ｎ波対応制御と並行して実施することを特徴とする系統安定化制御システム。
【請求項２】
前記系統安定化制御装置は、前記弱制動対応制御において、前記自端の計測情報のみに基づいて算出された状態量の時系列データから動揺各波の振幅を算出し、当該振幅の経時変化に基づいて前記弱制動現象を検出することを特徴とする請求項１に記載の系統安定化制御システム。
【請求項３】
前記系統安定化制御装置は、前記時系列データから極大値および極小値を検出し、当該極大値と前記極小値の差分として前記状態量の振幅を動揺各波に対して算出することを特徴とする請求項２に記載の系統安定化制御システム。
【請求項４】
前記系統安定化制御装置は、連続する動揺波についての前記振幅の比に少なくとも基づいて制動係数を算出し、当該制動係数の値が予め設定された制動係数閾値以上となる状態が一定回数連続した場合に、前記弱制動現象を検出することを特徴とする請求項２または３に記載の系統安定化制御システム。
【請求項５】
前記系統安定化制御装置は、連続する動揺波についての前記振幅の比に少なくとも基づいて制動係数を算出し、当該制動係数の値が予め設定された制動係数閾値以上となる状態が一定回数連続し、かつ、前記振幅の値が予め設定された振幅閾値以上となる場合に、前記弱制動現象を検出することを特徴とする請求項２または３に記載の系統安定化制御システム。
【請求項６】
前記振幅閾値は、指数部を前記制動係数閾値と前記事故発生時からの経過時間の積とする指数関数であることを特徴とする請求項５に記載の系統安定化制御システム。
【請求項７】
前記状態量は自端発電機の位相角であり、
前記系統安定化制御装置は、前記自端発電機の出力の偏差の２階積分により、前記位相角を算出することを特徴とする請求項１〜６のいずれか１項に記載の系統安定化制御システム。
【請求項８】
前記系統安定化制御装置は、前記自端発電機の出力の偏差を２階積分した後、その積分値に長周期成分を除去するリセットフィルタを施したものを前記位相角とすることを特徴とする請求項７に記載の系統安定化制御システム。
【請求項９】
複数台の発電機を備えた発電所から主系統に電力を供給する電力系統に適用され、自端の計測情報のみに基づき、事故発生時に発電所からの電力供給量を制御して電力系統の安定化を図る系統安定化制御方法であって、
電力動揺第１波における脱調の発生の有無を判定し、脱調が生ずると予測した場合には必要最小限の発電機を選択的に遮断して脱調の発生を抑制する第１波対応制御を実施するステップと、
電力動揺第２波における脱調の発生の有無を判定し、脱調が生ずると予測した場合には必要最小限の発電機を選択的に遮断して脱調の発生を抑制する第２波対応制御を実施するステップと、
電力動揺Ｎ（Ｎは３以上の整数）波における脱調の発生の有無を判定し、脱調が生ずると予測した場合には必要最小限の発電機を選択的に遮断して脱調の発生を抑制するＮ波対応制御を実施するとともに、弱制動現象の発生の有無を判定し弱制動現象が生じていると判定した場合には必要最小限の発電機を選択的に遮断して弱制動現象を抑制する弱制動対応制御を前記Ｎ波対応制御と並行して実施することを特徴とする系統安定化制御方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
この発明は、複数台の発電機を備えた発電所から主系統に電力を供給する電力系統に適用され、事故の発生時に発電所からの電力供給量を制御して電力系統の安定化を図る系統安定化制御システムおよび系統安定化制御方法に関するものである。
【背景技術】
【０００２】
系統安定化制御システムは、事故または故障（以下、単に「事故」という。）発生時に、発電所に設けられた発電機を遮断することにより、事故に起因して引き起こされる可能性のある系統の不安定現象を未然に抑止するための制御（系統安定化制御）を行うシステムである。
【０００３】
ここで、系統安定化制御システムとしては、例えば非特許文献１に記載されたものがある。非特許文献１では、不安定現象の過渡・中間領域において生ずる脱調現象に対応した安定化制御方式が提案されており、動揺各波における動揺が減速から加速に転じる時点にて制御演算を実施している。
【０００４】
また、非特許文献１では、加速側発電機と減速側発電機との間で情報伝送を実施した上で、系統モデル（電力相差角曲線）を推定しているが、このような情報伝送を行わずに系統モデルを推定する方法も存在する（例えば、非特許文献２）。
【０００５】
また、非特許文献１では、系統モデルの推定に最小二乗法を用いているが、無効電力情報等を活用することで最小二乗法を用いることなく系統モデルを推定する方法も存在する（例えば、非特許文献３）。
【０００６】
一方、非特許文献４のように、電力動揺の振動発散傾向を捉えることで制御を行う手法も存在する。
【０００７】
また、非特許文献５では、第２波以降の動揺各波に対して、自端情報のみを用いた予測型の脱調未然防止制御方式が記載されている。
【先行技術文献】
【非特許文献】
【０００８】
【非特許文献１】「過渡・中間領域の脱調現象に対応した安定化制御方式について」、電力技術研究会資料、電気学会、資料番号「ＰＥ−９４−９１」、１９９４年
【非特許文献２】「自端情報のみを用いた過渡第一波脱調未然防止制御方式の開発」、電力技術・電力系統技術合同研究会資料、電気学会、資料番号「ＰＥ−９８−１５８，ＰＳＥ−９８−１４８」、１９９８年
【非特許文献３】「大容量電源系統のオンライン安定化制御方式の開発」、電気学会論文誌Ｂ分冊、Ｖｏｌ．１１０−Ｂ、Ｎｏ．８、１９９０年
【非特許文献４】「動揺波形分析に基づく振動発散検出手法の基礎的検討」、電力技術研究会資料、電気学会、資料番号「ＰＥ−９２−３３」、１９９２年
【非特許文献５】「自端情報のみを用いた予測型Ｎ波脱調未然防止制御方式の開発」、電力論Ｂ、１１８巻９号、平成１０年
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００９】
非特許文献１〜３および５に記載の系統安定化制御システムは、Ｎ波脱調現象の適切な検出および対処という点では安定化に効果的と考えられる。但し、この系統安定化制御システムでは、次波脱調の有無から制御要否を判断するため、比較的脱調タイミングが遅い現象の場合には制御時点における動揺振幅が既に大きくなり、安定化のために必要な制御量が増加するという問題点を有していた。
【００１０】
一方、Ｎ波脱調現象以外にも、系統の運用上では問題となる、持続振動現象（動揺が同程度の振幅で継続して収束しない現象）または弱制動現象（動揺がなかなか収束しない現象）が存在し、これらに対する適切な対処が課題となっている。しかしながら、非特許文献１〜３および５に記載の系統安定化制御システムは、持続振動現象または弱制動現象に対しては制御の対象外であることから、その適用が困難であるという根本的な問題を有していた。
【００１１】
また、非特許文献４に記載の系統安定化制御システムでは、持続振動現象または弱制動現象への対処が可能となるが、系統モデルについて理想的な条件を想定しており、実際の多機系統への適用を考えた場合には検証すべき点も多い。例えば、非特許文献４の制御論理を多機系統にそのまま適用した場合、電力動揺に多様なモードが含まれることによる推定精度低下、発電所間の動作協調が取れないことによる過剰制御の可能性等が懸念される。
【００１２】
この発明は、上記に鑑みてなされたもので、脱調現象および弱制動現象を適切に抑制し、より少ない制御量で不安定現象の抑制を実現可能とする系統安定化制御システムおよび系統安定化制御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】
上述した課題を解決し、目的を達成するために、本発明に係る系統安定化制御システムは、複数台の発電機を備えた発電所から主系統に電力を供給する電力系統に適用され、自端の計測情報のみに基づき、事故発生時に発電所からの電力供給量を制御して電力系統の安定化を図る系統安定化制御装置を備えた系統安定化制御システムであって、前記系統安定化制御装置は、電力動揺第１波における脱調の発生の有無を判定し脱調が生ずると予測した場合には必要最小限の発電機を選択的に遮断して脱調の発生を抑制する第１波対応制御と、電力動揺第２波における脱調の発生の有無を判定し脱調が生ずると予測した場合には必要最小限の発電機を選択的に遮断して脱調の発生を抑制する第２波対応制御と、電力動揺Ｎ（Ｎは３以上の整数）波における脱調の発生の有無を判定し脱調が生ずると予測した場合には必要最小限の発電機を選択的に遮断して脱調の発生を抑制するＮ波対応制御とを順次実施し、かつ、弱制動現象の発生の有無を判定し弱制動現象が生じていると判定した場合には必要最小限の発電機を選択的に遮断して弱制動現象を抑制する弱制動対応制御を前記Ｎ波対応制御と並行して実施することを特徴とする。
【発明の効果】
【００１４】
この発明によれば、脱調現象および弱制動現象を適切に抑制し、より少ない制御量で不安定現象の抑制を実現することができる、という効果を奏する。
【図面の簡単な説明】
【００１５】
【図１】図１は、実施の形態に係る系統安定化制御システムの構成例を示す図である。
【図２】図２は、２機系統モデルを示す図である。
【図３】図３は、１機無限大母線系統モデルを示す図である。
【図４】図４は、動揺第１波または第２波対応の制御処理を示すフローチャートである。
【図５】図５は、動揺Ｎ波対応の制御処理を示すフローチャートである。
【図６】図６は、実施の形態における制御論理の概略を示すフローチャートである。
【図７】図７は、実施の形態における弱制動対応制御の動作を示すフローチャートである。
【図８】図８は、状態量の時間変化の例を示した図である。
【図９】図９は、実施の形態における発電機の位相角の算出方法を示す図である。
【図１０】図１０は、弱制動検出判定条件を説明するための図である。
【図１１】図１１は、無制御時における揚水発電機群の位相角波形の例を示す図である。
【図１２】図１２は、図１１に示すケースに対して実施の形態の制御方式を適用した場合に算出される制動係数および振幅の検出結果を示す図である。
【図１３】図１３は、系統安定化制御装置による演算結果に基づき、発電機遮断制御を実施した場合の位相角波形を示す図である。
【発明を実施するための形態】
【００１６】
以下に、本発明に係る系統安定化制御システムおよび系統安定化制御方法の実施の形態を図面に基づいて詳細に説明する。なお、この実施の形態によりこの発明が限定されるものではない。
【００１７】
実施の形態．
図１は、本実施の形態に係る系統安定化制御システムの構成例を示す図である。図１に示すように、この系統安定化制御システムは、複数台の発電機Ｇ１〜Ｇｎを有する発電所１から送電線Ｆ１，Ｆ２を介して主系統に電力を供給する電力系統に適用され、電力系統の事故発生時に遮断機ＣＢ１〜ＣＢｎの開閉を制御することにより発電所１からの電力供給量を制御して電力系統の安定化を図る系統安定化制御装置１０を備えて構成されたシステムである。
【００１８】
発電機Ｇ１〜Ｇｎは、例えば揚水発電機である。発電所１の発電機Ｇ１〜Ｇｎは、それぞれ個別の遮断器ＣＢ１〜ＣＢｎを介して発電所母線Ｂ１に接続されている。また、発電所１は、例えば２回線の送電線Ｆ１，Ｆ２を介し、主系統との連系点にあたる変電所２の変電所母線Ｂ２に接続されている。
【００１９】
系統安定化制御装置１０は、例えば発電所１に設けられ、入出力装置２１および演算装置２２を備えている。系統安定化制御装置１０には、発電機Ｇｉ（ｉ＝１〜ｎ）の発電機母線ＢＧｉ（ｉ＝１〜ｎ）に接続された計器用変圧器ＰＴの出力である自端オンライン電圧と、発電機Ｇｉ（ｉ＝１〜ｎ）からの出力電流を検出する計器用変流器ＣＴの出力である自端オンライン電流とが入出力装置２１を介して入力される。演算装置２２は、自端オンライン電圧および自端オンライン電流を用いて安定化制御のための演算処理を実施する。系統安定化制御装置１０は、演算装置２２が例えば送電線事故の事故発生時に電力系統が不安定状態になると判定（予測）した場合、遮断器ＣＢ１，…，ＣＢｎを選択的に開放し、発電機Ｇ１……Ｇｎを選択的に遮断して、電力系統が安定状態となるよう制御する。
【００２０】
以下に説明するように、本実施の形態は、事故発生時に生ずる可能性のある動揺各波（第１波〜Ｎ波（Ｎは３以上））での脱調現象を未然に防止するとともに、弱制動現象等への対策を実施するものである。近時の系統解析によれば、過酷事故時においては、動揺第２波目以降で発電機が脱調する現象および第３波目以降で弱制動現象が顕在化することが判明しているが、従来はこのような現象を想定していなかったため、適切な対処が困難であった。
【００２１】
ここで、例えば動揺第１波または第２波での脱調現象に対する対応制御方法について図２〜図４を参照して説明する（例えば、非特許文献１参照）。図２は２機系統モデルを示す図であり、図３は１機無限大母線系統モデルを示す図である。また、図４は、動揺第１波または第２波対応の制御処理を示すフローチャートである。
【００２２】
電力動揺モードに着目した場合、多機系統である電力系統は、自端（等価）発電機１機と相手端（等価）発電機１機の２機系統モデル（図２）に簡略化して取り扱うことができる（非特許文献１）。そこで、動揺各波対応制御において、この２機系統モデルを基本モデルとして用いる。また、第１波対応制御および第２波対応制御では、更にこの２機系統モデルと安定度的に等価な１機無限大母線系統モデル（図３）に基づいて制御演算を行う（非特許文献１）。
【００２３】
図２では、Ｅ１は自端発電機の背後電圧、δ１は自端発電機の位相角、ＸＬは自端−相手端間の等価線路リアクタンス、Ｅ２は相手端発電機の背後電圧、δ２は相手端発電機の位相角である。なお、第１波対応制御では、相手端発電機の背後電圧Ｅ２が変化しない前提で相差角δ＝δ１−δ２を算出する。他方、第２波対応制御では、自端−相手端間の線路リアクタンスＸＬが変化しない前提で相差角δ＝δ１−δ２を算出することで、電圧変動が大きい時間領域においても適切な算出を可能とする。
【００２４】
図３では、等価発電機Ｍ１は、発電機Ｇ１……Ｇｎを１台の発電機に集約したものであり、ＰＭは等価発電機Ｍ１に対する機械的入力、ＰＥ＋ｊＱＥは等価発電機Ｍ１の出力、Ｖ１は等価発電機Ｍ１の過度リアクタンス背後電圧、Ｖ２は変電所母線Ｂ２の電圧、Ｉ１は等価発電機Ｍ１から系統側に流れる電流、Ｉ２は変電所母線Ｂ２から系統側に流れる電流、Ｇ＋ｊＢは系統の等価アドミタンス行列である。ここで、変電所母線Ｂ２は無限大母線を想定しており、その慣性は大きいため、位相を０°に固定することができる。
【００２５】
なお、等価発電機出力（ＰＥ＋ｊＱＥ）、過度リアクタンス背後電圧Ｖ１、電圧Ｖ２、電流Ｉ１,Ｉ２、等価アドミタンス行列（Ｇ＋ｊＢ）に関し、これらの各変数間には、次の（１），（２）式の関係が成り立つ。
【数１】
2012182918.tif 000003
【数２】
2012182918.tif 000004
【００２６】
次に、図４について説明する。なお、詳細は、例えば非特許文献１を参照。まず、系統安定化制御装置１０は、計測データ（自端オンライン情報）から演算に用いるデータ（例えば一つ前の動揺におけるデータ）をサンプリングし（ＳＴ３０１）、これらのデータを基に必要に応じて予測演算または推定演算を行うことにより、系統モデルである電力相差角曲線（下記（３）式）の推定に必要な複数時点のデータを準備する（ＳＴ３０２）。系統モデルの推定に必要なデータが充足していないときは、ＳＴ３０１に戻ってデータ充足した後に推定処理に移行する。電力相差角曲線（Ｐ−δ曲線）は次式で与えられる。
【００２７】
【数３】
2012182918.tif 000005
ここで、Δδは位相角偏差であり、初期位相角からの偏差を表す。また、Ｐ０〜Ｐ２は未知係数である。
【００２８】
次に、準備した複数時点のデータをそれぞれ（３）式に代入した後、これらを（４）式〜（７）式のように行列の形式で表現する。
【００２９】
【数４】
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【数５】
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【数６】
2012182918.tif 000008
【数７】
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【００３０】
続いて（４）式に例えば最小二乗法を適用することで、系統安定化制御装置１０は、下記（８）式の形で電力相差角曲線（Ｐ−δ曲線）の未知係数Ｐ０〜Ｐ２を推定することができる（ＳＴ３０３）。
【００３１】
【数８】
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【００３２】
次に、系統安定化制御装置１０は、得られた電力相差角曲線と計測データから、等価発電機の加速エネルギーＶＡおよび減速エネルギーＶＤを下記（９）式および（１０）式に従って算出する（ＳＴ３０４）。この際、等面積法を利用することができる（例えば非特許文献１を参照）。これらのエネルギーの演算は、脱調予測のための演算である。
【数９】
2012182918.tif 000011
【数１０】
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ここで、Ｍは発電機の慣性定数、ω０は基準角周波数、Δω(t)は等価発電機の角周波数偏差、ΔδＵは不安定平衡点でのΔδの値を表している。なお、ＰＥ−Δδ平面上における電力相差角曲線とＰＥ＝ＰＭとの交点として不安定平衡点および安定平衡点が定まる。
【００３３】
次に、系統安定化制御装置１０は、これらのエネルギー値を比較し（ＳＴ３０５）、減速エネルギーＶＤの方が大きい場合（ＳＴ３０５，Ｙｅｓ）、電力系統は安定であるとして演算を終了する。逆に、加速エネルギーＶＡの方が大きい場合（ＳＴ３０５，Ｎｏ）、電力系統は不安定であるとしてＳＴ３０６に移行する。
【００３４】
ここで、系統安定化制御装置１０は、電力系統が不安定であると判定された場合、まず、発電機の遮断量が最小となる遮断パターンを選択の上（ＳＴ３０６）、当該遮断パターンを選択した後のエネルギー値（ＶＡ'，ＶＤ'）を再計算する（ＳＴ３０７）。そして、系統安定化制御装置１０は、これらのエネルギー値（ＶＡ'，ＶＤ'）を再度比較し（ＳＴ３０８）、減速エネルギーＶＤ'の方が大きい場合（ＳＴ３０８，Ｙｅｓ）、選択した遮断パターンによる制御が安定であるとして当該遮断パターンに基づいた制御を実施する（ＳＴ３１０）。
【００３５】
逆に、加速エネルギーＶＡ'の方が大きい場合（ＳＴ３０８，Ｎｏ）、系統安定化制御装置１０は、制御後も不安定であるとして、次に制御量の多い遮断パターン（即ち、遮断量が次に少ない遮断パターン）を選択した上で（ＳＴ３０９）、ＳＴ３０７に移行してエネルギー算出処理（ＳＴ３０７）および安定度判別処理（ＳＴ３０８）を継続的に実行する。
【００３６】
これらＳＴ３０１〜ＳＴ３１０の動作フローにより、事故発生時に必要最小限の発電機を遮断することで、電力系統の不安定現象（脱調）を抑制する制御、即ち系統安定化制御が行われる。
【００３７】
Ｎ（≧３）波以降の脱調現象に対する対応制御は、例えば非特許文献５に記載のＮ波脱調未然防止制御方式を利用することができる。ここで、このＮ波脱調未然防止制御方式の概略を、図５を参照して説明する。
【００３８】
図５は、動揺Ｎ波対応の制御処理を示すフローチャートである。図５に示すように、系統安定化制御装置１０は、まず、リアルタイムモデリングを行う（ＳＴ４０１）。ここでリアルタイムモデリングの概略は以下の通りである。まず、系統の基本モデルとして、図２に示す２機系統モデルを用いる。２機系統モデルでは、自端−相手端間の線路リアクタンスＸＬ、自端−相手端間の位相角（δ）、および相手端発電機の発電機定数（慣性定数、制動定数等）は未知となる。しかし、自端オンライン情報のみからこれらのすべての未知量を算出することは困難である。そこで、演算時に一部変数を固定化する等の仮定を設けることにより未知量を算出可能とするモデル化を行う。これらの未知数は調整変数という。
【００３９】
自端−相手端間の位相角（δ）および線路リアクタンスＸＬの算出では、未知量である相手端背後電圧Ｅ２の変動幅は比較的小さいと考えられるので、その初期値を定数と仮定し、まず、自端オンライン情報に基づいて相手端位相角を算出する。一方、相手端位相角が最大となる時点において、相手端背後電圧Ｅ２の設定誤差の影響が最も小さくなることから、線路リアクタンスＸＬは動揺各波における位相角最大のタイミングで算出する。また、線路リアクタンスＸＬを算出した後は、この算出した線路リアクタンスＸＬを用いて再度相手端位相角を計算することができる。そして、自端−相手端間の位相角は、相手端位相角および自端オンライン情報を用いて算出することができる。また、演算では相手端背後電圧Ｅ２の初期値を定数と仮定しているが、自端オンライン情報を用いて補正を行うことにより、その初期値に影響されない適切な相手端位相角の算出が可能である。また、発電機定数の算出では、自端−相手端間の位相角（δ）の時系列データを発電機の運動方程式に当てはめ、例えば最小二乗情報を適用する。この際、２機系統モデルを、安定度的に等価な１機無限大母線系統モデル（図３）に変換した後に算出することができる。
【００４０】
次に、系統安定化制御装置１０は、動揺が収束したか否かを判定し（ＳＴ４０２）、収束した場合（ＳＴ４０２，Ｙｅｓ）は処理を終了する。この収束判定は、例えば所定の状態量の振幅を閾値と比較することでなされる。一方、収束していない場合（ＳＴ４０２，Ｎｏ）は、系統安定化制御装置１０は、動揺予測演算を行う（ＳＴ４０３）。ここで動揺予測演算では、リアルタイムモデリングにより得られた調整変数を用いてオンライン安定度計算を行う。具体的には、調整変数を運動方程式および回路網方程式に代入し、両方程式をオンラインで解くことにより、動揺現象、具体的には脱調の予測を行う。
【００４１】
次に、系統安定化制御装置１０は、安定度判別（ＳＴ４０４）を行う。具体的には、系統安定化制御装置１０は、動揺現象の予測演算結果に基づき、位相角差（δ）が増大するにつれて等価発電機の電気的出力値ＰＥが機械入力ＰＭを下回った時点、即ち、不安定平衡点を越えた時点で脱調すると判断できる。このようにして、系統安定化制御装置１０は、予測結果が脱調現象の発生を示している否かを判定し（ＳＴ４０５）、発電機が脱調すると予測される場合は（ＳＴ４０５，Ｙｅｓ）、自端側に複数存在する発電機の遮断台数を逐次増加させ（ＳＴ４０６）、自端側モデルを修正しながら予測演算を繰り返すことにより、脱調を未然に防止するために必要な発電機遮断台数の算出を行う。また、系統安定化制御装置１０は、発電機が脱調すると予測されない場合は（ＳＴ４０５，Ｎｏ）、再度ＳＴ４０１に移行する。
【００４２】
このように、非特許文献５に記載のＮ波脱調未然防止制御方式においては、自端情報のみを用いて制御演算を実施し、リアルタイムモデリングによる系統モデルの同定を行い、オンライン安定度計算による予測制御を実施することにより、Ｎ波脱調現象に対処することができる。
【００４３】
次に、本実施の形態の動作について説明する。図６は、本実施の形態における制御論理の概略を示すフローチャートである。
【００４４】
事故発生後に図６の制御論理が起動すると、系統安定化制御装置１０は、計測データを取得する（ＳＴ１）。ここで、計測データは、自端オンライン電圧および自端オンライン電流からなる自端オンライン情報である。なお、本実施の形態では、自端オンライン情報のみに基づく制御演算を行うことから、伝送系の介在によるシステムの大規模化を回避することができる。
【００４５】
次に、系統安定化制御装置１０は、ＳＴ２にて、第２波対応制御への移行条件が成立するか否かを判定する。ここで移行条件は、例えば、運転中の発電機が減速から加速に転じ、更に加速状態が一定時間継続したこと、安定平衡点を通過したこと、または、起動後、予め設定された一定時間を経過したこと、の何れかの条件とすることができる。なお、安定平衡点については既に説明した通りである。判定の結果、移行条件が成立しない場合は（ＳＴ２，Ｎｏ）、系統安定化制御装置１０は、第１波対応制御の制御演算を実施する（ＳＴ３）。第１波対応制御は、動揺第１波での脱調現象に対する対応制御として、図４を用いて既に説明した通りである。ＳＴ１〜ＳＴ３の動作は、一定周期（例えば数十ｍｓ周期）で繰り返し実施されるが、ＳＴ２にて移行条件が成立した場合は（ＳＴ２，Ｙｅｓ）、第２波対応制御に移行する（ＳＴ６）。第２波対応制御は、動揺第２波での脱調現象に対する対応制御として、図４を用いて既に説明した通りである。
【００４６】
その後、系統安定化制御装置１０は、データ計測（ＳＴ４）とＮ波対応制御への移行判定（ＳＴ５）と第２波対応制御の制御演算（ＳＴ６）とを、Ｎ波対応制御への移行条件が成立（ＳＴ５，Ｙｅｓ）するまで一定周期で繰り返し実施する。この場合の移行条件も上記の通りである。また、データ計測（ＳＴ４）は、ＳＴ１と同様に、自端オンライン情報の計測である。
【００４７】
ＳＴ５にて移行条件が成立した場合は（ＳＴ５，Ｙｅｓ）、Ｎ波対応制御に移行し、系統安定化制御装置１０はＮ波対応制御の制御演算を実施する（ＳＴ９）。ここで、Ｎ波対応制御は、動揺Ｎ波での脱調現象に対する対応制御として、図５を用いて既に説明した通りである。更に、系統安定化制御装置１０は、Ｎ波対応制御開始後、弱制動対応制御を開始し（ＳＴ１０）、Ｎ波対応制御と並列して弱制動対応制御を実施する（ＳＴ１０）。即ち、同図ではＮ波対応制御（ＳＴ９）終了後に弱制動対応制御（ＳＴ１０）が起動するように記載されているが、実際には並列して処理が実施される。Ｎ波対応制御の内容については、後述する。
【００４８】
系統安定化制御装置１０は、Ｎ波対応制御（ＳＴ９）および弱制動対応制御（ＳＴ１０）の終了後に、終了条件が成立するか否かを判定する（ＳＴ１１）。ここで、制御演算の終了条件は、例えば、電力動揺が収束したこと、または起動後一定時間が経過したこと、の何れかの条件とすることができる。なお、前者は、所定の状態量の振幅を閾値と比較することで判断できる。判定の結果、終了条件が成立すれば（ＳＴ１１，Ｙｅｓ）、一連の制御処理を終了し、終了条件が成立しない場合は（ＳＴ１１，Ｎｏ）、ＳＴ７のデータ計測（自端オンライン情報の計測）に移行し、系統安定化制御装置１０は、計測データ取得後、新たな事故が発生したか否かを判定する（ＳＴ８）。なお、事故発生の判定は、計測データに基づいて行われる。判定の結果、新たな事故が発生していた場合は（ＳＴ８，Ｙｅｓ）、ＳＴ３に移行し、新たな事故の発生に応じて再度第１波対応制御を実施する。判定の結果、新たな事故が発生していない場合は（ＳＴ８，Ｎｏ）、ＳＴ９に移行する。
【００４９】
このように、系統安定化制御装置１０は、データ計測（ＳＴ７）と事故判定（ＳＴ８）とＮ波対応制御の制御演算（ＳＴ９）と弱制動対応制御の制御演算（ＳＴ１０）と終了判定（ＳＴ１１）とを一定周期で繰り返し実施する。この制御処理は、第１波対応制御への移行条件が成立（ＳＴ８，Ｙｅｓ）するか、または、制御演算の終了条件が成立（ＳＴ１１，Ｙｅｓ）するまで継続する。
【００５０】
以上のように、系統安定化制御装置１０は、図６のフローに従って、電力動揺第１波からＮ波における脱調現象、および弱制動現象に対応した制御演算を実施する。
【００５１】
次に、図７を参照して、弱制動対応制御（ＳＴ１０）の内容について説明する。図７は、本実施の形態における弱制動対応制御の動作を示すフローチャートである。
【００５２】
まず、系統安定化制御装置１０は、自端オンライン情報から算出される例えば発電機出力等の所定の計測情報を基に位相角等の動揺波形θを算出することにより電力動揺の状態を把握する（ＳＴ５０１）。動揺波形θが例えば自端発電機の位相角である場合の具体的な算出方法については後述する。なお、動揺波形θは、位相角に限定されず、自端オンライン情報から算出可能な他の状態波形（状態量の時系列データ）であってもよい。
【００５３】
次に、系統安定化制御装置１０は、動揺波形θの波形時間変化を調べることにより、動揺がピークを迎えているか否かを判断する（ＳＴ５０２）。その結果、動揺がピークを迎えたと判断した場合には（ＳＴ５０２，Ｙｅｓ）、系統安定化制御装置１０は、ピーク時点での状態量（ピーク値または極大値）を記憶装置（図示せず）に記録するとともに、既に当該ピーク直前のボトム時点での状態量（ボトム値または極小値）が得られている場合は、これらのピーク値およびボトム値の差から動揺振幅を算出する（ＳＴ５０３）。その上で、系統安定化制御装置１０は、既に動揺振幅が２点以上得られている場合は、時系列的に連続する二つの動揺振幅の値から制動係数を算出する（ＳＴ５０４）。ここで、ｋ波（ｋ≧３）における制動係数αｋは、例えば、下記（１１）式により算出される。
【数１１】
2012182918.tif 000013
この式においてＡｋはｋ波における動揺振幅（図８参照）、ｔｋはｋ波の発生タイミングを示す時刻であり、例えばピーク値とボトム値の中間の値における時刻とすることができる。なお、図８は、状態量（動揺波形θ）の時間変化の例を示した図である。図示例では、時間経過とともに動揺各波に対して動揺振幅が次第に増大している。なお、ＳＴ５０４にて、動揺振幅が２点以上得られていない場合は、制動係数を算出できないので、処理を終了する。
【００５４】
一方、動揺がピークを迎えていない場合は（ＳＴ５０２，Ｎｏ）、系統安定化制御装置１０は、動揺波形θの波形時間変化を調べることにより、動揺がボトムを迎えているか否かを判断する（ＳＴ５０５）。その結果、動揺がボトムを迎えたと判断した場合は（ＳＴ５０５，Ｙｅｓ）、系統安定化制御装置１０は、ボトム時点での状態量（ボトム値）を記憶装置（図示せず）に記録する（ＳＴ５０６）。
【００５５】
これに対して、動揺がボトムを迎えていないと判断した場合（ＳＴ５０５，Ｎｏ）、即ち、動揺はピークでもなくかつボトムでもない場合は、系統安定化制御装置１０は、弱制動検出処理を行う（ＳＴ５０７）。ここで、弱制動検出処理（ＳＴ５０７）では、系統安定化制御装置１０は、制動係数αの値が閾値（予め設定された制動係数閾値）以上となる状態が一定回数連続した場合に、弱制動状態であると判断する。即ち、本実施の形態では、振幅の経時変化、具体的にはその増大傾向（図８参照）に基づいて弱制動状態の検出を行う。その際、例えば式（１１）のような制動係数を定義してこれを弱制動状態の検出に利用することができる。
【００５６】
図１０（ａ）では、制動係数αに基づいて弱制動検出処理を行う例を示している。この場合、弱制動状態を検出するための上記一定回数（連続回数）を例えば３回としている。制動係数αが閾値αＳＥＴよりも大きい状態が（ｋ−２）波、（ｋ−１）波、およびｋ波の３波連続で生じていることから、ｋ波において弱制動状態を検出できる。なお、電力動揺にうなりが見られる場合などは、弱制動判定のための上記一定回数（連続回数）を多目の値とすることで、誤検出を回避することができる。
【００５７】
ＳＴ５０７での判定の結果、弱制動が検出された場合には（ＳＴ５０８、Ｙｅｓ）、遮断制御を実施すべく遮断器に対して遮断指令を出力する（ＳＴ５０９）。他方、弱制動が検出されなかった場合には（ＳＴ５０８、Ｎｏ）、系統安定化制御装置１０は、遮断制御指令を出力することなく処理を終了する。なお、図７の動作は、図６で説明した通り、一定周期で繰り返し実施される。
【００５８】
なお、図７では、ＳＴ５０７〜ＳＴ５０９の処理を、動揺がピークでもなくかつボトムでもない場合に行っている。これにより、弱制動検出のタイミングとピーク又はボトムの検出タイミングとが同期しないので、演算装置２２の処理負荷が軽減される。なお、ＳＴ５０７〜ＳＴ５０９の処理を、例えばＳＴ５０４後に行うようにしてもよい。
【００５９】
次に、ＳＴ５０１において、発電機の位相角（θ）を算出する方法について説明する。図７では、電力動揺の状態を把握するため（ＳＴ５０１）、例えば発電機出力等の計測量を用いている。この方法は簡便である反面、安定度限界（脱調等の不安定状態が生ずる直前で安定と不安定の境界）に近づくと動揺波形の非線形性が強まり、波形が三角関数的な形状から外れてくるため、適切な状態把握（ピーク、ボトムの検出等）が難しくなる可能性がある。一方、非特許文献４に記載されているように発電機のガバナ（調速機）モデルを模擬して発電機位相角相当の値を正確に算出することで、非線形性を回避する手法が存在するが、システムの演算能力等を考えると現実的な手法とは言い難い。
【００６０】
そこで、本実施の形態では、例えば揚水発電機の機械入力ＰＭが一定であるとしてガバナモデルを無視し、単純に発電機出力偏差の２階積分により発電機位相角相当の値（即ちθ）を算出し、ガバナモデルを無視することにより生じる影響についてはリセットフィルタを通すことで対処する（図９参照）。図９は、本実施の形態における発電機の位相角の算出方法を示す図である。ＰＥは発電機出力（電力）、ＰＥ０は発電機出力（電力）の初期値、ｓはラプラス演算子、ω０は基準角周波数、Ｍは発電機の慣性定数、ωＲはリセット周波数を意味する。図９に示すように、（ＰＥ０−ＰＥ）に１／ｓが２回作用するので発電機出力偏差について２回積分をすることとなり、更にその積分値にｓ／（ｓ＋ωＲ）を作用させることにより波形に含まれる長周期成分を除去している。ガバナモデルでは、発電機の回転数を一定に保つために、発電機の機械入力ＰＭを調整しているが、本実施の形態ではガバナモデルを用いないので、周波数が本来制御すべき値からずれる可能性があり、その結果、周波数の積分としての位相角の値もずれることとなる。そこで、算出された位相角をリセットフィルタに通すことで、位相角に含まれる直流成分または動揺周期の大きな成分を取り除き（即ち、長周期成分をリセットする）、結果としてずれの小さな波形を得ることができる。これにより、安定度限界に近い状態においても適切な状態把握が可能となり、制御性能向上が期待できる。なお、リセットフィルタのパラメータωＲを適宜調整することにより、適切な状態把握が可能となる。弱制動検出を目的としては、ピークおよびボトムを検出し振幅が算出できればよいので、発電機の位相角の正確な値を求める必要はなく、図９の算出方法による多少のずれは許容範囲内である。
【００６１】
なお、上記電力系統安定化制御システムを複数発電所に分散設置することは可能であるが、システム間の動作協調のため、制動係数と比較する閾値の値を個別に調整する必要が生じる可能性があり、運用サイドにおける整定負担の増大が懸念される。
【００６２】
そこで、弱制動検出判定条件として、制動係数が所定回数連続して一定値以上であること以外に、動揺振幅が一定値（予め設定された振幅閾値）以上であることを加えることが考えられる。一般的に、発電機位相角の振幅は発電所毎に異なること、また、動揺振幅の大きい発電所から遮断制御を行う方が、より高い制御効果が得られることから、本実施の形態の制御手法を適用したシステムを複数発電所に分散設置した場合、システム毎に閾値の調整を行わずとも、優先して遮断すべき発電所から遮断を行うことが可能となり、さらなる制御性能の向上が期待できる。
【００６３】
ここで、動揺振幅の閾値（ＡＳＥＴ）は、一定値として与える方法、または、時間の指数関数として与える方法などが考えられる。指数関数とする場合は、下記（１２）式に示すように、指数部を、制動係数の閾値（αＳＥＴ）に事故発生からの経過時間（ｔ）を乗じた形とすると、より論理として整合が取れた形となる。                                            
【数１２】
2012182918.tif 000014
ここで、Ａｓは振幅の閾値の初期値である。
【００６４】
図１０は、弱制動検出判定条件を説明するための図である。図１０（ａ）は、既に説明したように、制動係数αの値が閾値（αＳＥＴ）以上である状態が一定回数（図示例では３回）連続したときに弱制動状態にあると判定するものである（条件（１））。図示例では、ｋ波に対しては３波連続でα≧αＳＥＴとなったので、この時点で弱制動状態にあると判定することができる。図１０（ｂ）は、弱制動検出判定条件として、動揺振幅が一定値以上であることを更に加えたものである（条件（２））。図１０（ｂ）では、動揺振幅の閾値（ＡＳＥＴ）が指数関数的である場合を示したものであり、ｋ波に対してはＡｋ≧αＳＥＴを満たしているので、条件（１）と条件（２）がともに成立し、弱制動状態にあると判定することができる。
【００６５】
図１１〜図１３に、詳細安定度計算に基づき、本実施の形態の制御方式の妥当性検証を行った結果を示す。図１１は、無制御時における揚水発電機群の位相角波形の例を示す図である。即ち、本実施の形態の制御を適用していない場合の自端発電機と相手端発電機との位相差分である相対位相角の時間変化の一例である。この例では、事故発生（０秒）から２０秒を経過しても動揺が持続しており、弱制動現象として検出すべきケースであることがわかる。
【００６６】
図１２は、図１０に示すケースに対して本実施の形態の制御方式を適用した場合に算出される制動係数および振幅の検出結果を示す図である。ここでは、制動係数がその閾値（この例では−０.０５［１／ｓ］）を３回連続して超えたこと（図１２（ａ））、および、動揺振幅がその閾値を超えたことを条件に、１０秒付近で弱制動検出を行い、対応制御を行っていることがわかる。なお、図１２（ｂ）では、弱制動制御を行った場合と行わない場合を対比させて表示している。
【００６７】
図１３は、系統安定化制御装置１０による演算結果に基づき、発電機遮断制御を実施した場合の位相角波形を示す図である。図１３に示すように、この遮断制御により動揺の傾向は大きく収束傾向に転じており、制御が適切であったことが確認できる。
【００６８】
以上説明したように、本実施の形態によれば、自端オンライン情報に基づき、第１波、第２波、およびＮ波における脱調現象、ならびに弱制動現象に対して適切に制御要否を判断し、必要最小限の発電機を遮断することにより、脱調現象および弱制動現象の双方を抑制することができる。
【００６９】
即ち、本実施の形態では、脱調現象の抑制を目的とした動揺各波対応制御（第１波対応制御、第２波対応制御、Ｎ波対応制御）と、弱制動現象の抑制を目的とした弱制動対応制御を組み合わせている。ここで、弱制動対応制御では、例えば電力動揺の振幅の発散（増大）傾向（制動係数の挙動（上記条件（１）））から弱制動現象を検出するようにしている。そのため、この弱制動対応制御によれば、振幅が増大し安定化のために必要な制御量が増大する前の比較的早いタイミングでの制御が可能となる。また、動揺各波対応制御では、次波脱調の有無から制御要否を判断するため、比較的脱調タイミングが遅い現象の場合には制御時点における振幅が既に大きくなり、安定化のために必要な制御量が増加するという問題点を有していたが、弱制動対応制御を組み合わせることにより、このような脱調現象についても早いタイミングでの抑制が可能となる。
【００７０】
このように、本実施の形態によれば、より少ない制御量で不安定現象の抑制を実現することができる。本実施の形態は、例えば揚水発電機の脱調防止と弱制動現象の対策に好適である。本実施の形態のその他の効果については、構成または動作の説明とともに既に説明した通りである。
【００７１】
なお、本実施の形態では、第１波対応制御、第２波対応制御、およびＮ波対応制御の制御演算をそれぞれ異なるものとしたが、それぞれの制御で同じ制御演算（例えば、第１波対応制御の制御演算）を適用することもできる。
【産業上の利用可能性】
【００７２】
本発明は、系統安定化制御システムおよび系統安定化制御方法として有用である。
【符号の説明】
【００７３】
１  発電所
２  変電所
１０  系統安定化制御装置
２１  入出力装置
２２  演算装置
【図１】
2012182918.tif 000015
【図２】
2012182918.tif 000016
【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
2012182918.tif 000020
【図７】
2012182918.tif 000021
【図８】
2012182918.tif 000022
【図９】
2012182918.tif 000023
【図１０】
2012182918.tif 000024
【図１１】
2012182918.tif 000025
【図１２】
2012182918.tif 000026
【図１３】
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