(57)【要約】【課題】単独分離系統が生じた場合に、自然エネルギー発電設備の出力変動による単独分離系統の崩壊を抑制することが可能な系統安定化方法を提供する。【解決手段】系統安定化装置は、単独分離系統を生じさせる事象の発生前に、電力系統の本系統と部分系統との間の連系線の潮流、部分系統に接続する負荷の潮流、および部分系統に接続する発電機の出力を含む系統情報に基づいて、単独分離系統を安定化させるための潮流の制御量である安定化制御量を算出する。そして系統安定化処理による潮流の制御量が安定化制御量となるように、負荷および発電機のうちから制御対象を選択し、それを事象と関連付けして制御テーブルに登録する。負荷を制御対象として選択する場合、当該負荷における自然エネルギー発電設備の設備容量あるいは自然エネルギー発電設備からの潮流またはその変動量で表される自然エネルギー設備導入量に基づいて、制御対象とする負荷を選択する。【選択図】図２
2013225956.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
本系統およびそれに接続する部分系統を含む電力系統に生じた事象により前記部分系統が単独分離系統となった場合に、当該単独分離系統の安定化処理を行う系統安定化方法であって、
（ａ）事象が生じる前の前記電力系統において、前記本系統と前記部分系統との間を接続する連系線の潮流、前記部分系統に接続している負荷の潮流、および前記部分系統に接続している発電機の出力を含む系統情報を計測する工程と、
（ｂ）前記工程（ａ）で計測した前記系統情報に基づいて、前記事象により単独分離系統となった前記部分系統を安定化させるための潮流の制御量である安定化制御量を算出する工程と、
（ｃ）前記安定化処理による潮流の制御量が前記工程（ｂ）で算出した前記安定化制御量となるように、前記負荷および前記発電機のうちから前記安定化処理の制御対象を選択する工程と、
（ｄ）前記工程（ｃ）で選択した前記制御対象を、前記事象と関連付けして制御テーブルに登録する工程と、
（ｅ）前記電力系統に生じた事象により前記部分系統が単独分離系統となった場合に、前記制御テーブルから、当該事象と関連付けされた制御対象を取得し、当該制御対象に対して前記安定化処理を実施する工程とを備え、
前記工程（ｃ）において負荷を制御対象として選択する場合、当該負荷における自然エネルギー発電設備の設備容量あるいは自然エネルギー発電設備からの潮流またはその変動量で表される自然エネルギー設備導入量に基づいて、制御対象とする負荷を選択する
ことを特徴とする系統安定化方法。
【請求項２】
各負荷における自然エネルギー設備導入量は、予め設定された一定の値である
請求項１記載の系統安定化方法。
【請求項３】
（ｆ）各負荷における自然エネルギー設備導入量を、事象が生じる前の前記電力系統における前記系統情報の推移に基づいて推定する工程をさらに備える
請求項１記載の系統安定化方法。
【請求項４】
前記工程（ｃ）において負荷を制御対象として選択する場合、さらに、前記安定化処理後の単独分離系統に残る発電機の潮流変動吸収能力を考慮して、制御対象とする負荷を選択する
請求項１から請求項３のいずれか一項記載の系統安定化方法。
【請求項５】
本系統およびそれに接続する部分系統を含む電力系統に生じた事象により前記部分系統が単独分離系統となった場合に、当該単独分離系統の安定化処理を行う系統安定化装置であって、
事象が生じる前の前記電力系統において、前記本系統と前記部分系統との間を接続する連系線の潮流、前記部分系統に接続している負荷の潮流、および前記部分系統に接続している発電機の出力を含む系統情報を計測する系統情報取得部と、
前記系統情報取得部が計測した前記系統情報に基づいて、前記事象により単独分離系統となった前記部分系統を安定化させるための潮流の制御量である安定化制御量を算出する制御量決定処理部と、
前記安定化処理による潮流の制御量が前記安定化制御量となるように、前記負荷および前記発電機のうちから前記安定化処理の制御対象を選択する制御対象決定処理部と、
制御対象決定処理部が選択した前記制御対象を、前記事象と関連付けして制御テーブルに登録するデータ格納部と、
前記電力系統に生じた事象により前記部分系統が単独分離系統となった場合に、前記制御テーブルから、当該事象と関連付けされた制御対象を取得し、当該制御対象に対して前記安定化処理を実施する安定化処理部とを備え、
前記制御対象決定処理部は、負荷を制御対象として選択する場合、当該負荷における自然エネルギー発電設備の設備容量あるいは自然エネルギー発電設備からの潮流またはその変動量で表される自然エネルギー設備導入量に基づいて、制御対象とする負荷を選択する
ことを特徴とする系統安定化装置。
【請求項６】
各負荷における自然エネルギー設備導入量は、予め前記データ格納部に記憶された一定の値である
請求項５記載の系統安定化装置。
【請求項７】
各負荷における自然エネルギー設備導入量を、事象が生じる前の前記電力系統における前記系統情報の推移に基づいて推定する推定部をさらに備える
請求項５記載の系統安定化装置。
【請求項８】
前記制御対象決定処理部は、負荷を制御対象として選択する場合、さらに、前記安定化処理後の単独分離系統に残る発電機の潮流変動吸収能力を考慮して、制御対象とする負荷を選択する
請求項５から請求項７のいずれか一項記載の系統安定化装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、電力系統の安定化装置および安定化方法に関し、特に、単独分離系統が発生した場合における電力系統の安定化を図る技術に関するものである。
【背景技術】
【０００２】
電力系統（単に「系統」とも称す）において、ルート断事故などにより、本系統から分離した単独分離系統が発生した場合、単独分離系統内で電力需給のアンバランスが生じると周波数が変動してしまう。周波数変動を防ぎ系統を安定化させるためには、電力需給のアンバランスを迅速に解消する必要がある。そこで、周波数安定化を行う装置では、負荷の脱落量推定や計測した事前潮流状態（有効電力、無効電力）などから、系統安定化のための潮流の制御量を算出した上で、電源制御、負荷制御および調相制御を実施している。
【０００３】
例えば下記の特許文献１には、周波数変化、各母線における負荷の周波数・電圧依存性、系統潮流方程式による各母線の電圧分布を同時に考慮して、周波数や電圧といった電気量を運用許容値内に収める最小の制御量を精度よく決定する技術が開示されている。また、特許文献２には、制御実施後に、単独分離系統に残る発電機がその単独分離系統の諸特性を満足するように、発電機の諸定数に基づいて電源制御対象の選択を実施する技術が開示されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００４】
【特許文献１】特開２００９−１７７８９６号公報
【特許文献２】特開平１１−２３４９０５号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
近年、自然エネルギー発電設備（以下「自然エネ設備」）の導入が進んでおり、今後もその導入量は増加することが予想される。しかし、自然エネ設備は天候などによっては出力変動が激しくなるため、その導入が進んだ将来の電力系統を考えた場合に、その出力変動は無視できない影響力を持つと考えられる。
【０００６】
従来の系統安定化装置では、事故発生時およびその直前の情報を用いて系統の状態を推定して制御量を算出していたが、自然エネ設備の出力変動に伴う負荷変動までは考慮されていなかった。そのため、単独分離系統に残された負荷線に大量の自然エネ設備が設置されていると、周波数の乱高下等により、本系統へ連系されるまで単独分離系統の安定性を維持することが困難になる場合がある。
【０００７】
本発明は以上のような課題を解決するためになされたものであり、単独分離系統が生じた場合に、自然エネ設備の出力変動による単独分離系統の崩壊を抑制することが可能な系統安定化方法および系統安定化装置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】
【０００８】
本発明に係る系統安定化方法は、本系統およびそれに接続する部分系統を含む電力系統に生じた事象により前記部分系統が単独分離系統となった場合に、当該単独分離系統の安定化処理を行う系統安定化方法であって、（ａ）事象が生じる前の前記電力系統において、前記本系統と前記部分系統との間を接続する連系線の潮流、前記部分系統に接続している負荷の潮流、および前記部分系統に接続している発電機の出力を含む系統情報を計測する工程と、（ｂ）前記工程（ａ）で計測した前記系統情報に基づいて、前記事象により単独分離系統となった前記部分系統を安定化させるための潮流の制御量である安定化制御量を算出する工程と、（ｃ）前記系統安定化処理による潮流の制御量が前記工程（ｂ）で算出した前記安定化制御量となるように、前記負荷および前記発電機のうちから前記系統安定化処理の制御対象を選択する工程と、（ｄ）前記工程（ｃ）で選択した前記制御対象を、前記事象と関連付けして制御テーブルに登録する工程と、（ｅ）前記電力系統に生じた事象により前記部分系統が単独分離系統となった場合に、前記制御テーブルから、当該事象と関連付けされた制御対象を取得し、当該制御対象に対して前記系統安定化処理を実施する工程とを備え、前記工程（ｃ）において負荷を制御対象として選択する場合、当該負荷における自然エネルギー発電設備の設備容量あるいは自然エネルギー発電設備からの潮流またはその変動量で表される自然エネルギー設備導入量に基づいて、制御対象とする負荷を選択するものである。
【発明の効果】
【０００９】
本発明に係る系統安定化方法によれば、各負荷における自然エネ設備の導入量または出力変動量を考慮して負荷制御対象が選択されるため、系統安定化制御後から本系統連系までの単独分離系統内の電力需給アンバランスや、周波数乱高下を防止することが可能となり、単独分離系統の維持を容易にすることが可能となる。
【図面の簡単な説明】
【００１０】
【図１】本発明に係る系統安定化装置を含む電力系統の概略構成図である。
【図２】本発明に係る系統安定化装置の内部構成を示す機能ブロック図である。
【図３】本発明に係る系統安定化装置のハードウェア構成を示すブロック図である。
【図４】実施の形態１に係る系統安定化方法における制御量・制御対象決定処理を示すフローチャートである。
【図５】本発明に係る系統安定化方法の制御実施手順を示したフローチャートである。
【図６】実施の形態３に係る系統安定化方法における制御量・制御対象決定処理を示すフローチャートである。
【図７】実施の形態４係る系統安定化方法における制御量・制御対象決定処理を示すフローチャートである。
【図８】実施の形態５係る系統安定化方法における制御量・制御対象決定処理を示すフローチャートである。
【発明を実施するための形態】
【００１１】
＜実施の形態１＞
図１は、本実施の形態に係る系統安定化装置を含む電力系統の概略構成図である。電力系統の本系統側の母線１には、送電線４（連系線）を介して、事故発生後に単独分離系統となる母線２が接続している。この母線２には、事故発生後に安定化制御の対象となる発電機６Ａ〜６Ｃが接続している。
【００１２】
発電機母線２には、送電線５を介して、事故発生後に単独分離系統となる母線３が接続している。この母線３には、事故発生後に安定化制御の対象となる負荷７Ａ〜７Ｄおよび自然エネ設備８Ａ〜８Ｃが接続している。この例では、自然エネ設備８Ａ〜８Ｃは、それぞれ負荷７Ａ，７Ｂ，７Ｄに接続している。
【００１３】
以下、本系統側の母線１を「本系統母線」、発電機６Ａ〜６Ｃが接続する母線２を「発電機母線」、負荷７Ａ〜７Ｄが接続する母線３を「負荷母線」、本系統母線１と発電機母線２との間の送電線４を「連系線」と称す。また事故発生時に本系統母線１から切り離されて単独分離系統になる系統を「部分系統」と称す。
【００１４】
図１に示すように、この電力系統には、遮断機９Ａ〜９Ｉが配設されている。遮断機９Ａ，９Ｂは連系線４に設けられ、遮断機９Ｃ〜９Ｅは発電機母線２と発電機６Ａ〜６Ｃとの間にそれぞれ設けられ、遮断機９Ｆ〜９Ｉは負荷母線３と負荷７Ａ〜７Ｄとの間にそれぞれ設けられている。系統安定化装置１５は、入力ケーブル１２Ａ，１２Ｂを通して、遮断機９Ａ，９Ｂの状態を取得することができる。また遮断機９Ｃ〜９Ｉは、出力ケーブル１３Ａ，１３Ｂを通して系統安定化装置１５により制御される。
【００１５】
さらに、当該電力系統には、各送電線の潮流を計測するセンサとしての電流変成器１０Ａ〜１０Ｈが配設される。電流変成器１０Ａは連系線４の潮流を計測し、電流変成器１０Ｂ〜１０Ｄはそれぞれ発電機６Ａ〜６Ｃの潮流を計測し、電流変成器１０Ｅ〜１０Ｈはそれぞれ負荷７Ａ〜７Ｄの潮流を計測する。電流変成器１０Ａ〜１０Ｈによる計測値は、入力ケーブル１２Ｃ，１２Ｄ，１２Ｇを通して系統安定化装置１５に送られる。
【００１６】
また、当該電力系統には、発電機母線２の電圧を取得するための計測用変圧器１１Ａと、負荷母線３の電圧を取得するための計器用変圧器１１Ｂとが設けられている。計器用変圧器１１Ａ，１１Ｂが取得した電圧値は、入力ケーブル１２Ｅ，１２Ｆを通して系統安定化装置１５に送られる。
【００１７】
系統安定化装置１５は、本系統母線１や連系線４の事故により、発電機母線２および負荷母線３から成る部分系統が本系統から切り離されて単独分離系統となったときに、その単独分離系統内の発電機６Ａ〜６Ｃや負荷７Ａ〜７Ｄの遮断制御を行って、単独分離系統内の電力需給のバランスをとり、系統の安定化を図るものである。系統安定化装置１５は、電流変成器１０Ａ〜１０Ｈや計器用変圧器１１Ａ，１１Ｂによる計測データ（系統情報）を取得する他、通信路１４を通して中央給電指令所等（不図示）から送られてくる給電情報等を取得することができる。
【００１８】
図２は、系統安定化装置１５の内部構成を示す機能ブロック図である。同図の如く、系統安定化装置１５は、データ格納部１０１、センサ入力部１０２、データ設定部１０３、制御量・制御対象決定処理部１０４、制御信号出力部１０５、表示部１０６、結果処理部１０７から構成されている。
【００１９】
センサ入力部１０２は、事故発生前の通常状態において、電流変成器１０Ａ〜１０Ｈや、通信路１４（中央給電指令所等）から、系統安定化のための潮流の制御量（安定化制御量）の演算に必要なデータを取得する系統情報取得部として機能する。センサ入力部１０２が取得するデータには、本系統と部分系統との間を接続する連系線の潮流、部分系統に接続している負荷の潮流、および部分系統に接続している発電機の出力のデータ（系統情報）が含まれる。センサ入力部１０２が取得した各種のデータは、データ格納部１０１に格納される。
【００２０】
データ設定部１０３は、データ格納部１０１から、想定される事故ケース（想定事故ケース）ごとの安定化制御量の算出および安定化制御の対象（以下「制御対象」）の選択を行うための演算処理に必要なデータを取り出し、それを制御量・制御対象決定処理部１０４に演算パラメータとして設定する。
【００２１】
制御量・制御対象決定処理部１０４は、データ設定部１０３が設定した演算パラメータに基づき所定の演算処理により、想定事故ケースごとの安定化制御量と制御対象を決定する処理（制御量・制御対象決定処理）を行う。
【００２２】
結果処理部１０７は、制御量・制御対象決定処理部１０４が決定した制御対象のリストを、想定事故ケースと関連付けして成る制御対象選択モデルを、データ格納部１０１内の制御テーブルに保存する。
【００２３】
制御信号出力部１０５は、想定事故ケースの発生時に、その想定事故ケースに応じた制御対象をデータ格納部１０１の制御テーブルから読み出す。そして、その制御対象が母線（発電機母線２または負荷母線３）から切り離されるように、遮断機９Ｃ〜９Ｉに制御信号を送信する。つまり、制御信号出力部１０５は、単独分離系統が生じたときに、各制御対象に対して安定化処理を実施する安定化処理部として機能する。
【００２４】
上記したように、データ格納部１０１には、センサ入力部１０２が取得した各種のデータ、データ設定部１０３が設定に用いる種々のデータ、制御量・制御対象決定処理部１０４が決定した想定事故ケースごとの制御対象（制御テーブル）などが格納される。また、本実施の形態では、データ格納部１０１には、自然エネ設備８Ａ〜８Ｃから負荷７Ａ〜７Ｄに導入される設備容量（設備仕様）（以下「自然エネ設備導入量」）が予め記憶されているものとする。
【００２５】
また、表示部１０６は、演算結果などを画面上に表示して、系統安定化装置１５の管理者に情報を提示するものである。管理者は、表示部１０６を通して系統安定化装置１５の動作確認等を行うことができる。
【００２６】
図３は、系統安定化装置１５のハードウェア構成を示すブロック図である。系統安定化装置１５は、入力装置２０１、二次記憶装置２０２、主記憶装置２０３、出力装置２０４のハードウェアを備えるコンピュータにより実現される。
【００２７】
例えば、図２の表示部１０６は、ディスプレイなどを含む出力装置２０４により実現される。図２のセンサ入力部１０２、データ設定部１０３、制御量・制御対象決定処理部１０４、制御信号出力部１０５、結果処理部１０７は、ＣＰＵ２０５が、主記憶装置２０３に記憶されている（または伝送媒体を介して読み込み保存される）プログラムを実行することにより実現される。なお、データ設定部１０３が行うデータ（演算パラメータ）の設定は、当該データを二次記憶装置２０２に保存させ、ＣＰＵ２０５が読み込むことにより実現される。
【００２８】
図１に示した構成において、例えば、連系線４にて事故が発生してルート断に至る場合、遮断器９Ａ，９Ｂが作動し、結果的に発電機母線２および負荷母線３を含む部分系統が、本系統母線１から分離して単独分離系統となる。
【００２９】
系統安定化装置１５は、遮断器９Ａ，９Ｂの状況を入力ケーブル１２Ａ，１２Ｂを介して受信することにより、単独分離系統が発生したことを認識する。系統安定化装置１５は、単独分離系統の発生を認識すると、単独分離系統内の電力需給のアンバランスを解消する安定化制御を実施する。具体的には、発電機６Ａ〜６Ｃおよび負荷７Ａ〜７Ｄから選択された制御対象を、発電機母線２および負荷母線３から切り離すように遮断機９Ｃ〜９Ｉを制御して（遮断制御）、電力需給のバランスをとる。
【００３０】
系統安定化装置１５は、１つ以上の想定される事故ケース（想定事故ケース）ごとに、系統安定化のために遮断制御する制御対象を前もって定めておき、それを制御対象選択モデルとしてデータ格納部１０１内の制御テーブルに登録している。また、系統安定化装置１５は、制御テーブルの内容（制御対象選択モデル）を一定周期で更新する。系統安定化装置１５は、想定事故ケースが発生すると、最新の制御テーブルを参照して、発生した事故ケースに応じた制御対象を選択し、安定化制御を実施する。
【００３１】
図４および図５は、系統安定化装置１５において実行される安定化制御処理のフローチャートである。図４は、一定周期で繰り返し行われる、安定化制御量および制御対象の決定処理（制御量・制御対象決定処理）の手順を示しており、図５は、想定事故ケース発生の有無に応じた系統安定化装置１５の制御実施手順を示している。なお、図４の制御量・制御対象決定処理は、図５のＳＴＥＰ１３に相当する。
【００３２】
図４に基づき、制御量・制御対象決定処理について説明する。まず、系統安定化装置１５は、事故発生前の系統情報において、安定化制御量の演算および制御対象の選択に必要な系統情報を計測して収集する（ＳＴＥＰ１）。収集する系統情報としては、電力系統の本系統と部分系統との間の連系線の電力潮流（連系線潮流）、部分系統に接続している負荷線の電力潮流（負荷線潮流）、および、部分系統に接続している発電機の潮流（発電機の出力）の各値が含まれる。具体的には、センサ入力部１０２が、安定化制御の対象とする部分系統に属する送電線（連系線を含む）の潮流値、発電機の潮流値、負荷の潮流値を取得し、それらをデータ格納部１０１へ保存する。
【００３３】
そして、系統安定化装置１５は、安定化制御の対象とする全ての想定事故ケースについての安定化制御量の算出処理および制御対象の選択処理を実施したかどうかを確認する（ＳＴＥＰ２）。全ての想定事故ケースについての処理が完了していれば、制御量・制御対象決定処理を終了する。
【００３４】
未処理の想定事故ケースが存在する場合、系統安定化装置１５は、そのうちの一つの想定事故ケースを選択する（ＳＴＥＰ３）。データ設定部１０３は、選択された想定事故ケースでの安定化制御量の算出処理および制御対象の選択処理を実施するために必要なデータ（連系線を含む送電線、発電機および負荷の各潮流値、並びに、各負荷の自然エネ導入量など）を、データ格納部１０１から取り出し、制御量・制御対象決定処理部１０４に設定する。
【００３５】
制御量・制御対象決定処理部１０４は、データ設定部１０３により設定されたデータに基づく演算処理により、ＳＴＥＰ３で選択された想定事故ケースでの安定化制御量を算出する（ＳＴＥＰ４）。算出された安定化制御量は、データ格納部１０１に格納される。本実施の形態では、安定化制御量を、事故発生前の連系線潮流の値として定めるものとする。ここで、連系線潮流の方向が本系統から単独分離系統への方向である場合、安定化制御量は正の値をとり、その逆方向の場合は負の値をとるものと定義する。
【００３６】
続いて、制御量・制御対象決定処理部１０４は、データ設定部１０３により設定されたデータに基づく演算処理により、ＳＴＥＰ３で選択された想定事故ケースでの制御対象を決定する（ＳＴＥＰ５）。例えば、制御対象による制御量（その制御対象を母線に接続／遮断したときの潮流の変化量）の合計が、ＳＴＥＰ４で決定した安定化制御量を超えない範囲で最大の制御量となるように、制御対象を選択する。
【００３７】
このＳＴＥＰ５の処理について、より詳細に説明する。ＳＴＥＰ４で算出された安定化制御量が正の場合（事故前の連系線潮流の方向が本系統から部分系統への方向であった場合）、部分系統が単独分離系統になると、電力需要過多状態になると予想されるため、系統安定化処理では負荷を切り離す「負荷制御」のみ実施する。この場合、ＳＴＥＰ５では、負荷のみが制御対象として選択される。
【００３８】
一方、安定化制御量が負の場合（事故前の連系線潮流の方向が部分系統から本系統への方向であった場合）、部分系統が単独分離系統になると、電力供給過多状態になると予想されるが、系統安定化処理では母線から電源を切り離す「電源制御」と負荷を切り離す「負荷制御」の両方を実施する。この場合、ＳＴＥＰ５では、電源および負荷のそれぞれから制御対象を選択する。一般的に、電源の方が負荷よりも制御粒度が大きいため、ＳＴＥＰ４で算出した安定化制御量に近い制御量を得るためには、電源制御と負荷制御の両方を実施する必要性があるためである。
【００３９】
電源を制御対象として選択する場合は、制御対象とする電源（電源制御対象）の制御量の合計と安定化制御量との和が正の値になるように、電源制御対象を選択する。電源制御対象の選択方法の一例としては、電源をその出力値の大きい順に選択する方法などが考えられる。電源制御対象が決定した後は、電源制御対象の制御量の合計と安定化制御量との和を新たに安定化制御量として、引き続き、制御対象とする負荷（負荷制御対象）の選択を実施する。
【００４０】
負荷を制御対象として選択する場合は、各負荷への自然エネ設備導入量を選択指標（演算パラメータ）として設定し、所定の条件を適用して制御対象とする負荷（負荷制御対象）を選択する。本実施の形態では、選択指標となる自然エネ設備導入量を、自然エネ設備から導入される設備容量（設備仕様）としたが、その時の自然エネ設備からの潮流値（出力量）としてもよい。また例えば、負荷潮流に占める自然エネ設備導入量の割合として表されていてもよい。
【００４１】
そして、選択指標の大きい負荷から順に負荷制御対象として選択し、負荷制御対象による制御量の制御量が、安定化制御量を超えない範囲で最大となるまで、その選択を繰り返す。負荷制御対象の選択方法はこれに限られず、例えば、安定化制御量を上回る最小の負荷制御対象を選択するようにしてもよい。また、ここでは単純な積み上げ方式による選択方法を示したが、負荷制御対象による制御量が安定化制御量により近い値となるように、負荷制御対象を探索する他のアルゴリズムを用いてもよい。例えば、ある負荷を制御対象に選択すると制御量の合計が安定化制御量を上回る結果となる場合、その負荷を選択せずに次の負荷を選択するという処理を繰り返すことにより、負荷制御対象による制御量と安定化制御量の差をより小さくすることができる。
【００４２】
以上の選択処理により制御対象が決定すると、制御量・制御対象決定処理部１０４は、決定した制御対象のリストを、ＳＴＥＰ３で選択された想定事故ケースに関連付け、制御対象選択モデルとして、データ格納部１０１内の制御テーブルに登録する（ＳＴＥＰ６）。
【００４３】
次に、図５に基づいて、想定事故ケース発生の有無に応じた系統安定化処理を説明する。図５に示すフローチャートは、想定事故ケースが１回発生したときの系統安定化処理を示している。想定事故ケースが１回発生した後は、事故によって生じた単独分離系統が本系統母線１に連系されて通常状態へ復帰すると、図５のフローの最初（ＳＴＡＲＴ）から処理が再開されることになる。
【００４４】
ここで、図１の電力系統において、連系線４で事故が発生し、発電機母線２および負荷母線３を含む部分系統が、遮断機９Ａ，９Ｂによって本系統母線１から切り離されて単独分離系統となったケースを、想定事故ケースとして仮定する。実際には、当該ケースを含む複数のケースが、想定事故ケースとして規定される。
【００４５】
系統安定化装置１５は、常時、想定事故ケースが発生していないかを確認する（ＳＴＥＰ１１）。具体的には、センサ入力部１０２が、遮断機９Ａ，９Ｂの動作状況を監視し、遮断機９Ａ，９Ｂが遮断状態になっていないかを確認する。
【００４６】
想定事故ケースが発生していない間は、図４に示した制御量・制御対象決定処理が一定周期で繰り返し行われ、制御テーブルが最新の状態に維持される。すなわち、系統安定化装置１５は、前回の制御量・制御対象決定処理の実施からの経過時間が所定周期（例えば３０秒）以上経過したか否かを確認し（ＳＴＥＰ１２）、経過した場合に、制御量・制御対象決定処理をあらためて実施する（ＳＴＥＰ１３）。
【００４７】
想定事故ケースが発生した場合は、制御信号出力部１０５が、データ格納部１０１の制御テーブルから、発生した事故に一致する想定事故ケースを検索し、当該ケースの制御対象選択モデル（図４のＳＴＥＰ５による制御対象の選択結果）を読み込む（ＳＴＥＰ１４）。そして、系統安定化装置１５は、読み込んだ制御対象選択モデルにしたがって安定化制御を実施する（ＳＴＥＰ１５）。具体的には、制御信号出力部１０５が、遮断機９Ｆ〜９Ｉを制御して、制御対象選択モデルに含まれている負荷または電源の遮断制御を実施する。
【００４８】
その結果、想定事故ケースに応じた安定化制御が成され、単独分離系統内の電力需給のバランスが保たれるので、周波数変動の発生が抑制される。なお、制御対象選択モデルに制御対象が含まれていない（制御対象なし）の場合は、安定化制御は不要と判断して負荷または電源の遮断制御は行われない。
【００４９】
特に、本実施の形態では、単独分離系統が生じる想定事故ケースにおいて、各負荷における自然エネ設備導入量に基づいた負荷制御対象の選択が行われ、安定化制御後の単独分離系統は、自然エネ設備の出力変動が小さいものとなる。従って、単独分離系統内の自然エネ出力変動による系統崩壊を抑制することができ、単独分離系統の系統維持が容易になるという効果が得られる。
【００５０】
＜実施の形態２＞
実施の形態１で説明したように、本発明に係る系統安定化装置は、各負荷の自然エネ導入量を把握した上で負荷制御対象を決定して、系統の安定化制御を行っている。そのため、安定化制御後の単独分離系統に残る自然エネ設備導入量およびその変動量も把握することができる。そこで実施の形態２では、安定化処理後の単独分離系統に残る発電機の潮流変動吸収能力を見込んで負荷制御対象を選択する。
【００５１】
すなわち、本実施の形態では、制御対象選択ステップ（図４のＳＴＥＰ５）において、負荷制御対象を選択した後、安定化制御後に単独分離系統に残ると想定される負荷に接続した自然エネ設備の出力変動量と、同じく単独分離系統に残ると想定される電源の予備力など、負荷変動量への対応能力とを比較し、自然エネ設備の出力変動が電源の対応能力を超えていないかを確認する。自然エネ設備の出力変動が電源の対応能力を超えていると、単独分離系統維持が難しくなるため、その場合には、負荷変動への対応能力が高い電源が制御実施後の単独分離系統に残るように電源制御対象を変更する処理を行う。
【００５２】
この処理により、安定化処理後の単独分離系統に、自然エネ設備の出力変動に起因する負荷変動に耐えうる電源を単独分離系統内に残すことでき、単独分離系統の崩壊を抑制することができる。
【００５３】
＜実施の形態３＞
図６は、実施の形態３に係る系統安定化方法における制御量・制御対象決定処理を示すフローチャートである。
【００５４】
実施の形態１では、制御対象選択ステップ（図４のＳＴＥＰ５）における負荷制御対象の選択指標を、各負荷に接続している自然エネ設備導入量としたが、本実施の形態ではそれに代えて、制御対象選択ステップ（図６のＳＴＥＰ５ａ）における負荷制御対象の選択指標を、各負荷に接続している自然エネ設備の出力変動量としている。他のステップについては、図４と同様であるので、説明は省略する。なお、本実施の形態の制御対象選択ステップで用いる各自然エネ設備の出力変動量は、系統安定化装置１５のデータ格納部１０１に予め登録されているものとする。
【００５５】
本実施の形態でも実施の形態１と同様に、例えば、選択指標（自然エネ設備の出力変動量）の大きい負荷から順に負荷制御対象として選択し、負荷制御対象による制御量の制御量が、安定化制御量に近くなるように（例えば安定化制御量を超えない範囲で最大となるように）、負荷制御対象を選択する。その結果、安定化制御後の単独分離系統には、出力変動量の比較的小さい自然エネ設備が残ることになるので、実施の形態１と同様の効果が得られる。
【００５６】
系統安定化装置１５のデータ格納部１０１に登録される各自然エネ設備の出力変動量は、それぞれ一定値でもよいが、時間帯や天候に応じて複数の値をとってもよい。自然エネ設備による発電量は時間帯や天候（日射量・風量）によって変化するため、自然エネ設備の出力変動量も時間帯や天候によって変化する。制御対象選択ステップにおいて、選択指標としての自然エネ設備出力変動量の時間帯や天候への依存性が加味されることにより、より正確な出力変動量を考慮した負荷制御対象の選択が可能となる。
【００５７】
＜実施の形態４＞
図７は、実施の形態４に係る系統安定化方法における制御量・制御対象決定処理を示すフローチャートである。図７のフローは、実施の形態１（図４）のフローに対して、各負荷における自然エネ設備導入量を、天候（日射量・風量）や時間帯などを考慮し、通常時の系統情報の推移に基づいて推定する、自然エネ設備導入量推定ステップ（ＳＴＥＰ７）を設けたものである。他のステップについては、図４と同様であるので、説明は省略する。
【００５８】
なお、本実施の形態では、データ格納部１０１には、各負荷における自然エネ設備導入量があらかじめ設定されている必要はない。その代わりに、出力変動推定ステップに係る処理を行う推定部が系統安定化装置１５に設けられる。
【００５９】
ＳＴＥＰ７では、系統情報計測ステップ（ＳＴＥＰ１）で計測した事故発生前における各負荷潮流の変化状況から、自然エネ設備導入量を推定する。負荷に接続された自然エネ設備としては、主に太陽光発電設備が多いと考えられることから、雲の多い晴れの日の日中など、自然エネ設備の出力変動が激しいと考えられる時間帯における負荷潮流の変動量を計測し、その係数倍（例えば１．５倍等）を自然エネ設備導入量と推定する。
【００６０】
また、風力発電設備の場合は、風の強い日の夜間など、太陽光発電設備の出力がなく、風力発電設備のみの出力変動が激しいと考えられる時間帯における負荷潮流変動量を計測し、その係数倍（例えば１．５倍等）を自然エネ設備導入量と推定する。
【００６１】
その後は実施の形態１と同様に、各負荷における自然エネ設備導入量（推定値）を選択指標（演算パラメータ）として設定し、所定の条件を適用して負荷制御対象を選択する。
【００６２】
本実施の形態によれば、各負荷における自然エネ設備導入量をデータ格納部１０１にあらかじめ設定する必要がなくなり、設定項目を削減することが可能となる。また、負荷制御対象に接続している自然エネ設備の増減や稼働状況に変化があった場合に、より正確な自然エネ設備導入量に基づいた負荷制御対象の選択が可能となる。
【００６３】
＜実施の形態５＞
図８は、実施の形態５に係る系統安定化方法における制御量・制御対象決定処理を示すフローチャートである。図８のフローは、実施の形態３（図６）のフローに対して、各負荷における自然エネ設備の出力変動を、天候（日射量・風量）や時間帯などを考慮し、通常時の系統情報の推移に基づいて推定する、自然エネ設備の出力変動推定ステップ（ＳＴＥＰ７ａ）を設けたものである。他のステップについては、図６と同様であるので、説明は省略する。
【００６４】
なお、本実施の形態では、データ格納部１０１には、各負荷における自然エネ設備の出力変動があらかじめ設定されている必要はない。その代わりに、出力変動推定ステップに係る処理を行う推定部が系統安定化装置１５に設けられる。
【００６５】
ＳＴＥＰ７ａでは、系統情報計測ステップ（ＳＴＥＰ１）で計測した事故発生前における各負荷潮流の変化状況から、自然エネ設備の出力変動を推定する。負荷に接続された自然エネ設備としては、主に太陽光発電設備が多いと考えられることから、雲の多い晴れの日の日中など、自然エネ設備の出力変動が激しいと考えられる時間帯における負荷潮流の変動量を計測し、その係数倍（例えば１．０倍等）を自然エネ設備の出力変動と推定する。
【００６６】
また、風力発電設備の場合は、風の強い日の夜間など、太陽光発電設備の出力がなく、風力発電設備のみの出力変動が激しいと考えられる時間帯における負荷潮流変動量を計測し、その係数倍（例えば１．０倍等）を自然エネ設備の出力変動と推定する。
【００６７】
その後は実施の形態３と同様に、各負荷における自然エネ設備の出力変動（推定値）を選択指標（演算パラメータ）として設定し、所定の条件を適用して負荷制御対象を選択する。
【００６８】
本実施の形態によれば、各負荷における自然エネ設備の出力変動をデータ格納部１０１にあらかじめ設定する必要がなくなり、設定項目を削減することが可能となる。また、負荷制御対象に接続している自然エネ設備の増減や稼働状況に変化があった場合に、より正確な自然エネ設備の出力変動に基づいた負荷制御対象の選択が可能となる。
【００６９】
なお、本発明は、その発明の範囲内において、各実施の形態を自由に組み合わせたり、各実施の形態を適宜、変形、省略することが可能である。
【符号の説明】
【００７０】
１  本系統母線、２  発電機母線、３  負荷母線、４  連系線、５  送電線、６Ａ〜６Ｃ  発電機、７Ａ〜７Ｄ  負荷、８Ａ〜８Ｃ  自然エネ設備、９Ａ〜９Ｉ  遮断機、１０Ａ〜１０Ｈ  電流変成器、１１Ａ，１１Ｂ  計器用変圧器、１２Ａ〜１２Ｇ  入力ケーブル、１３Ａ，１３Ｂ  出力ケーブル、１４  通信路、１５  系統安定化装置、１０１  データ格納部、１０２  センサ入力部、１０３  データ設定部、１０４  制御量・制御対象決定処理部、１０５  制御信号出力部、１０６  表示部、１０７  結果処理部、２０１  入力装置、２０２  二次記憶装置、２０３  主記憶装置、２０４  出力装置、２０５  ＣＰＵ。
【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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