(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
電力系統の監視対象とする変電所あるいは発電所等の電気所において、計測された系統の周波数を含む各種電気量を用いて所定の演算を行い、得られた周波数の変動を防止するために必要な負荷制限量あるいは電源制限量によって発電機あるいは負荷を遮断する電力系統の周波数安定化装置において、
監視対象の電気所の周波数変化率と前記監視対象の電気所が属する系統内の等価発電機の慣性定数とに基づいて、所定の演算により前記系統内の需給アンバランス量を推定する手段と、
この手段によって推定された需給アンバランス量に応じて初期の負荷制限量あるいは初期の電源制限量を決定する手段と、
前記初期の負荷制限量あるいは初期の電源制限量による実施後に、監視対象の系統の周波数が所定の大きさの変動をする場合、前記実施の前後の各周波数変化率と各負荷制限量あるいは各電源制限量を用いて、前記系統内の需給アンバランス量を再度推定する手段と、
この手段によって再度推定された需給アンバランス量に応じて追加の負荷制限量あるいは追加の電源制限量を決定する手段と、
この手段によって決定された追加の前記系統の需給アンバランス量の再度の推定及び追加の負荷制限量あるいは電源制限量の決定を、予め定める条件に応じて実施する手段とを備えることにより、前記監視対象電気所毎に個別に監視制御することを特徴とする電力系統の周波数安定化装置。
【請求項２】
前記系統内の需給アンバランス量を再度推定する手段において、負荷制限あるいは電源制限の実施の前後の各周波数変化率、各負荷制限量あるいは各電源制限量とともに、系統分離及び負荷制限あるいは電源制限に伴う負荷増減特性係数をも用いて、系統内の需給アンバランス量を推定することを特徴とする請求項１記載の電力系統の周波数安定化装置。
【請求項３】
前記系統分離及び負荷制限あるいは電源制限に伴う負荷増減特性係数を、計測した電圧に基づいて算出することを特徴とする請求項２記載の電力系統の周波数安定化装置。
【請求項４】
前記周波数変化率の演算、あるいは、前記需給アンバランス量の演算に用いる各種電気量に対して所定の平滑化処理を施すことを特徴とする請求項１又は請求項２記載のいずれかの電力系統の周波数安定化装置。
【請求項５】
系統の将来の周波数を予測して予測された将来の周波数の変化率を用いて前記需給アンバランス量を推定することを特徴とする請求項１乃至請求項４記載のいずれかの電力系統の周波数安定化装置。
【請求項６】
予め設定した所定の条件となったと判定した場合、前記需給アンバランス量を推定する初期あるいは追加の演算を開始し、得られた初期あるいは追加の需給アンバランス量によって負荷制限量あるいは電源制御量を決定することを特徴とする請求項１乃至請求項３記載のいずれかの電力系統の周波数安定化装置。
【請求項７】
各監視対象の電気所に接続される負荷フィーダーあるいは発電機などの周波数変動に対する許容度に応じて個々に需給アンバランス量を推定する演算を開始することを特徴とする請求項６記載の電力系統の周波数安定化装置。
【請求項８】
前記需給アンバランス量を推定する初期あるいは追加の演算を開始し、得られた初期あるいは追加の需給アンバランス量によって負荷制限量あるいは電源制限量を決定し、発電機あるいは負荷の遮断を実施した後に、引き続き、再度、需給アンバランス量を推定する演算を行う場合に予め設定した所定の条件に従って前記需給アンバランス量を推定する演算をロックすることを特徴とする請求項１乃至請求項３記載のいずれかの電力系統の周波数安定化装置。
【請求項９】
前記需給アンバランス量を推定する初期あるいは追加の演算を開始し、得られた初期あるいは追加の需給アンバランス量によって負荷制限量あるいは電源制限量を決定し、発電機あるいは負荷の遮断を実施した後に、引き続き、再度、需給アンバランス量を推定する演算を行う場合に、計測した電圧が予め設定される条件となった場合には、前記需給アンバランス量を推定する演算をロックすることを特徴とする請求項８記載の電力系統の周波数安定化装置。
【請求項１０】
需給アンバランス量の推定の際に予め設定した所定の条件に基づいて、予め設定された複数の発電機の慣性定数を選択するように調整を行うことを特徴とする請求項１乃至請求項３記載のいずれかの電力系統の周波数安定化装置。
【請求項１１】
需給アンバランス量の推定の際に周波数変化率の大きさに基づいて、発電機の慣性定数を増減させて補正することを特徴とする請求項１乃至請求項３記載のいずれかの電力系統の周波数安定化装置。
【請求項１２】
周波数が安定している場合の各種電気量と周波数が変動した場合の各種電気量とに基づいて所定の演算を行い、前記電源制限量あるいは前記負荷制限量を補正することを特徴とする請求項１記載の電力系統の周波数安定化装置。
【請求項１３】
予め設定した所定の条件に基づいて、負荷制限する負荷フィーダーあるいは電源制限する発電機を選択することを特徴とする請求項１乃至請求項３記載のいずれかの電力系統の周波数安定化装置。
【請求項１４】
監視対象の電気所が属するローカル系統と電力系統のその他の主系統との間の連系線の遮断器の開閉情報と電流，電圧，有効電力などを含む各種電気量とローカル系統内の発電機が運転されているかどうかを示す発電機の解併列情報とを収集すると共に、予め設定し保管したローカル系統内の発電機の定格出力，慣性定数などを含む各種発電機情報と前記の収集した発電機の解併列情報を用いて、連系線上からみたローカル系統側を１機の等価発電機モデルで表わした場合の等価発電機モデルの慣性定数を所定の演算により算出し、算出した慣性定数を需給アンバランス量を推定する際に用いる前記系統内の発電機の慣性定数とする系統状態推定部を備えることを特徴とする請求項１乃至請求項３記載のいずれかの電力系統の周波数安定化装置。
【請求項１５】
分離系統内の一部の周波数安定化装置が故障などにより不動作であった場合に、正動作する周波数安定化装置において、故障した周波数安定化装置が実施すべき負荷制限あるいは電源制限分を考慮して制御を実施することを特徴とする請求項１乃至請求項３記載のいずれかの電力系統の周波数安定化装置。
【請求項１６】
監視対象の電気所が属する系統内の一部の電気所にのみ本装置を設置することを特徴とする請求項１乃至請求項３記載のいずれかの電力系統の周波数安定化装置。
【請求項１７】
求めた周波数変化率を用いて、制御目標周波数を見直すことを特徴とする請求項１乃至請求項３記載のいずれかの電力系統の周波数安定化装置。
【請求項１８】
事故発生前の定常時及び初期あるいは追加の負荷制限あるいは電源制限を実施した前と後の負荷フィーダーあるいは発電機の有効電力から算出した係数を用いて、算出した周波数変化率などの各種電気量の変化分や計測した周波数などを補正することを特徴とする請求項１記載の電力系統の周波数安定化装置。
【請求項１９】
事故発生前の定常時及び初期あるいは追加の負荷制限あるいは電源制限を実施した前と後の電圧から算出した係数を用いて、算出した周波数変化率などの各種電気量の変化分や計測した周波数などを補正することを特徴とする請求項１記載の電力系統の周波数安定化装置。
【請求項２０】
監視対象の電気所が属する系統内の発電機の慣性定数を推定することを特徴とする請求項２または請求項３記載の電力系統の周波数安定化装置。
【請求項２１】
事故発生前の定常時及び初期あるいは追加の負荷制限あるいは電源制限を実施した前と後の負荷フィーダーあるいは発電機の有効電力から算出した係数を用いて、算出した制御量を補正することを特徴とする請求項１記載の電力系統の周波数安定化装置。
【発明の詳細な説明】
【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、電力系統の周波数の低下あるいは上昇を検出し、一部の負荷あるいは発電機を電力系統から解列することにより、周波数低下あるいは上昇を抑制する電力系統の周波数安定化装置に関する。
【０００２】
【従来の技術】
従来の電力系統の周波数安定化装置は、電力系統の周波数低下あるいは上昇の大きさを基にした装置の動作条件と周波数変動を抑制するのに必要な制御量との関係を予め設定しておき、監視対象とする各変電所あるいは発電所において計測した周波数と比較して制御量を決定し、制御を実施することで、周波数の低下あるいは上昇を抑制するように構成されている。
【０００３】
図３９は、上記する従来の電力系統の周波数安定化装置の処理手順を示したものである。
【０００４】
まず、（Ｓ１）において、事前に周波数低下あるいは上昇の大きさを基にした装置の動作条件と制御量の関係を予め設定しておく。例えば、図４０に示す動作条件設定例５０のように設定する。次に、（Ｓ２）において、監視対象とする変電所あるいは発電所等の電気所において、時々刻々と周波数を計測する。（Ｓ３）では、計測した周波数と予め設定した動作条件とを比較する。
【０００５】
ここで、（Ｓ４）で動作条件が成立するか否かの判定を実行し、動作条件が成立した場合には（Ｓ５）へ進み、成立しない場合には、（Ｓ２）へ戻り、（Ｓ２）〜（Ｓ３）の処理を引き続き行う。
【０００６】
また、（Ｓ５）では、（Ｓ４）において装置の動作条件が成立した場合に、その動作条件に対応する制御量を制御する。例えば、図４０の条件では、時々刻々と計測した周波数が５８．９０Ｈｚ以下に低下した場合、第一段の動作条件が成立するので、対応する負荷制限量（１０％）を遮断する。
【０００７】
そして、制御実施後も引き続き（Ｓ２）から（Ｓ４）の処理を行い、図４０に示す次の第二段の動作条件が成立した場合には、更に、対応する負荷制限量（１０％）を遮断する。この（Ｓ２）から（Ｓ４）の処理を周波数の低下あるいは上昇が収まるまで継続する。このような方法により、周波数低下あるいは上昇を抑制して、系統の周波数を安定化させる。
【０００８】
【発明が解決しようとする課題】
しかしながら、図３９及び図４０に基づき説明した従来の電力系統の周波数安定化装置は、装置の動作条件と制御量の設定を事前に行って、且つ、制御量を固定値として用いているので、次の問題がある。
【０００９】
まず、第一に、電力系統内の需要は、季節あるいは時間帯により時々刻々と変化するので、制御量を固定して用いると、潮流断面によっては、過剰制御あるいは不足制御となることが考えられる。過剰あるいは不足制御を防止するためには、潮流断面に合わせて制御量の設定を変更すればよいが、その都度、潮流断面に合わせて設定を変更するのは、系統運用者にとって負担となることが予想される。
【００１０】
また、第二に、動作条件の判定には、基準周波数からの偏差の大きさのみを用いて判定している。ところが、周波数低下あるいは上昇の速さや大きさは、発電機の運転状態や種類、接続されている負荷の種類により変わるので、周波数低下あるいは上昇の大きさのみを用いた判定であると、周波数低下あるいは上昇が急激に大きく変化するような場合には、動作条件の設定によっては、次々と動作条件が成立して必要以上に過剰制御してしまう可能性が考えられる。
【００１１】
また、第三に、従来、監視対象の電気所内の周波数の異常な変動を抑制する場合、その監視対象の属するローカル系統の多数箇所の各種電気量を広域の情報伝送網によって収集して需給アンバランスを算出しなければならず情報伝送網等によりシステムの規模が大きくなるという問題があった。
【００１２】
そこで、本発明は、系統運用者の負担を軽減すべく、系統状態が変化した場合でも装置の動作条件などのパラメータ設定の変更を必要とせず、系統状態の変化に対して柔軟に対応可能で、且つ、周波数を安定化にするのに必要な制御量を高精度に算出する電力系統の周波数安定化装置を提供することを目的とする。
【００１３】
【課題を解決するための手段】
【００１４】
請求項１の発明は、電力系統の監視対象とする変電所あるいは発電所等の電気所において、計測された系統の周波数を含む各種電気量を用いて所定の演算を行い、得られた周波数の変動を防止するために必要な負荷制限量あるいは電源制限量によって発電機あるいは負荷を遮断する電力系統の周波数安定化装置において、監視対象の電気所の周波数変化率と前記監視対象の電気所が属する系統内の等価発電機の慣性定数とに基づいて、所定の演算により前記系統内の需給アンバランス量を推定する手段と、この手段によって推定された需給アンバランス量に応じて初期の負荷制限量あるいは初期の電源制限量を決定する手段と、前記初期の負荷制限量あるいは初期の電源制限量による実施後に、監視対象の系統の周波数が所定の大きさの変動をする場合、前記実施の前後の各周波数変化率と各負荷制限量あるいは各電源制限量を用いて、前記系統内の需給アンバランス量を再度推定する手段と、この手段によって再度推定された需給アンバランス量に応じて追加の負荷制限量あるいは追加の電源制限量を決定する手段と、この手段によって決定された追加の前記系統の需給アンバランス量の再度の推定及び追加の負荷制限量あるいは電源制限量の決定を、予め定める条件に応じて実施する手段とを備えることにより、前記監視対象電気所毎に個別に監視制御するものである。この手段によれば、遮断済みの制御量の合計値と周波数変化率のみで、監視対象の電気所が属する系統内の需給アンバランス量を推定できるので、演算のためのパラメータ設定が必要なく、また、推定した需給アンバランス量から制御量を算出するので需要の増減などの系統状態が変化しても対応でき、系統運用者の負担を低減でき、また、追加制御を繰り返し実施するので不足制御を防止できる。また、監視対象の電気所端のみで計測あるいは収集可能な情報のみで、需給アンバランス量を推定し、推定した需給アンバランス量に基づいて制御量を算出できるので、電力系統内の各所において計測した情報を収集する必要がなく広域の情報伝送網も不要で、システム規模を小さくできる。また、監視対象の電気所毎に個別に監視，制御が実施できるので、装置構成が簡素で制御性が高く運用性や保守性に優れた装置を提供できる。
【００１５】
請求項２の発明は、請求項１記載の電力系統の周波数安定化装置において、初期あるいは追加の負荷制限あるいは電源制限を実施した後の監視対象の電気所が属する系統の需給アンバランス量を推定する際に、負荷制限あるいは電源制限の実施の前後の各周波数変化率、各負荷制限量あるいは各電源制限量とともに、系統分離及び負荷制限あるいは電源制限に伴う負荷増減特性係数をも用いて、系統内の需給アンバランス量を推定するようにしたものである。この負荷増減特性係数は、事故発生前の定常時及び前記実施の前後の負荷フィーダーあるいは発電機の各有効電力から算出される。この手段によれば、系統分離に伴う電圧変化によるローカル系統内の負荷の増減とか、ローカル系統内の負荷制限や電源制限に伴う電圧変動による負荷の増減をそれぞれ考慮した需給アンバランスの推定を行えるので、推定精度を高めることができる。また、電圧変動の影響を除去するための周波数の平滑化処理を削除あるいは平滑化処理に用いるデータ区間長の短縮を図ることができため、追加制御量を短時間に算出できる。
【００１６】
請求項３の発明は、請求項２記載の電力系統の周波数安定化装置において、系統分離及び負荷制限あるいは電源制限に伴う負荷増減特性係数を、計測した電圧に基づいて算出するようにしたものである。この手段によれば、計測した電圧から算出した電圧変動係数として、負荷の増減特性係数を求めることにより、電圧変動を考慮した需給アンバランス量の推定を行えるので、推定精度を高めることができる。
【００１７】
請求項４の発明は、請求項１又は請求項２記載のいずれかの電力系統の周波数安定化装置において、周波数変化率の演算あるいは需給アンバランス量の演算に用いる各種電気量に対して所定の平滑化処理を施すようにしたものである。この手段によれば、需給アンバランス量を求める際に用いる各種電気量に平滑化処理を施しているので、周波数が長周期あるいは短周期に動揺する場合やごく短時間に急激に変化する場合でも、精度良く需給アンバランス量を推定でき、且つ、推定結果のばらつきを防止するので、高精度で高信頼度の装置を提供できる。
【００１８】
請求項５の発明は、請求項１乃至請求項４記載のいずれかの電力系統の周波数安定化装置において、系統の将来の周波数を予測して予測された将来の周波数の変化率を用いて需給アンバランス量を推定するようにしたものである。この手段によれば、予測した将来の周波数やその周波数変化率を用いて演算を行うので、実測値を用いて演算する場合より早い時点で演算結果を得ることができると共に、早い時点で制御を実施できるので、周波数低下あるいは上昇を短時間で安定化する装置とすることができる。
【００１９】
請求項６の発明は、請求項１乃至請求項３記載のいずれかの電力系統の周波数安定化装置において、予め設定した所定の条件となったと判定した場合、需給アンバランス量を推定する初期あるいは追加の演算を開始し、得られた初期あるいは追加の需給アンバランス量によって負荷制限量あるいは電源制御量を決定するようにしたものである。この手段によれば、予め設定した条件を基にして、段階的に制御が実施できるので、系統運用に合わせた制御が可能であり運用性の高い装置とすることができる。
【００２０】
請求項７の発明は、請求項６記載の電力系統の周波数安定化装置において、各監視対象の電気所に接続される負荷フィーダーあるいは発電機などの周波数変動に対する許容度に応じて個々に需給アンバランス量の推定する演算を開始するようにしたものである。この手段によれば、電力系統の周波数安定化装置が電力系統の複数の電気所に設置されている場合に、複数の周波数安定化装置間で動作条件を異なるようにすることができるので、協調を取った安定化制御により必要以上の解列を防止できる。
【００２１】
請求項８の発明は、請求項１乃至請求項３記載のいずれかの電力系統の周波数安定化装置において、需給アンバランス量を推定する初期あるいは追加の演算を開始し、得られた初期あるいは追加の需給アンバランス量によって負荷制限量あるいは電源制限量を決定し、発電機あるいは負荷遮断を実施した後に、引き続き、再度、需給アンバランス量を推定する演算を行う場合に予め設定した所定の条件に従って需給アンバランス量を推定する演算をロックするようにしたものである。この手段によれば、負荷制限後の過渡的な電圧上昇が発生している間は、補正制御演算をロックするので、電圧上昇に伴って負荷の消費電力が増加し過剰に制御量が算出される場合でも、過剰制御を防止でき、信頼性の高い装置とすることができる。
【００２２】
請求項９の発明は、請求項８記載の電力系統の周波数安定化装置において、需給アンバランス量を推定する初期あるいは追加の演算を開始し、得られた初期あるいは追加の需給アンバランス量によって負荷制限量あるいは電源制限量を決定し、発電機あるいは負荷遮断を実施した後に、引き続き、再度、需給アンバランス量を推定する演算を行う場合に計測した電圧が予め設定される条件となった場合には、需給アンバランス量を推定する演算をロックするようにしたものである。この手段によれば、負荷制限後の過渡的な電圧上昇が発生している間は、補正制御演算をロックするので、電圧上昇に伴って負荷の消費電力が増加し過剰に制御量が算出される場合でも、過剰制御を防止でき、信頼性の高い装置とすることができる。
【００２３】
請求項１０の発明は、請求項１乃至請求項３記載のいずれかの電力系統の周波数安定化装置において、需給アンバランス量の推定の際に予め設定した所定の条件に基づいて、予め設定された複数の発電機の慣性定数を選択するように調整を行うようにしたものである。この手段によれば、需給アンバランス量を推定する際に用いる等価発電機モデルの慣性定数を、周波数変化率の大きさを用いて自動的に調整するので、実現象に応じた制御量を算出できる。特に、請求項５の発明の周波数平滑化処理手段と請求項７の発明の制御演算開始判定手段と組み合わせた場合には、制御の緊急性が高い周波数変化率が大きい場合に初期の制御量が多めに制御され、制御後に時間的余裕が生まれるので、平滑化処理に用いるデータ数を増やして精度よく追加制御量を算出できるので、運用性が高く制御量を高精度に算出する装置とすることができる。
【００２４】
請求項１１の発明は、請求項１乃至請求項３記載のいずれかの電力系統の周波数安定化装置において、需給アンバランス量の推定の際に周波数変化率の大きさに基づいて、発電機の慣性定数を増減させて補正するようにしたものである。この手段によれば、需給アンバランス量を推定する際に用いる等価発電機モデルの慣性定数を、周波数変化率の大きさを用いて自動的に調整するので、実現象に応じた制御量を算出できる。特に、請求項４の発明の周波数平滑化処理手段と請求項６の発明の制御演算開始判定手段と組み合わせた場合には、制御の緊急性が高い周波数変化率が大きい場合に初期の制御量が多めに制御され、制御後に時間的余裕が生まれるので、平滑化処理に用いるデータ数を増やして精度よく追加制御量を算出できるので、運用性が高く制御量を高精度に算出する装置とすることができる。
【００２５】
請求項１２の発明は、請求項１記載の電力系統の周波数安定化装置において、周波数が安定している場合の各種電気量と周波数が変動した場合の各種電気量とに基づいて所定の演算を行い、電源制限量あるいは負荷制限量を補正するようにしたものである。この手段によれば、計測した各種電気量を用いて制御量を自動的に補正するので、実現象に即した制御量を算出でき、運用性の高い装置とすることができる。
【００２６】
請求項１３の発明は、請求項１乃至請求項３記載のいずれかの電力系統の周波数安定化装置において、予め設定した所定の条件に基づいて負荷制限する負荷フィーダーあるいは電源制限する発電機を選択するようにしたものである。この手段によれば、系統より解列する負荷フィーダーあるいは発電機を自動的に選択できるので、運用性に優れた装置とすることができる。
【００２７】
請求項１４の発明は、請求項１乃至請求項３記載のいずれかの電力系統の周波数安定化装置において、監視対象の電気所が属するローカル系統と電力系統のその他の主系統との間の連系線の遮断器の開閉情報と電流，電圧，有効電力などを含む各種電気量とローカル系統内の発電機が運転されているかどうかを示す発電機の解併列情報とを収集すると共に、予め設定し保管したローカル系統内の発電機の定格出力，慣性定数などを含む各種発電機情報と収集した発電機の解併列情報を用いて、連系線上からみたローカル系統側を１機の等価発電機モデルで表わした場合の等価発電機モデルの慣性定数を所定の演算により算出し、算出した慣性定数を需給アンバランス量を推定する際に用いる発電機の慣性定数とする系統状態推定部を設けるようにしたものである。この手段によれば、需給アンバランス量を推定する際に用いる等価発電機モデルの慣性定数を正確に算出できるので、高精度の装置とすることができる。
【００２８】
請求項１５の発明は、請求項１乃至請求項３記載のいずれかの電力系統の周波数安定化装置において、分離系統内の一部の周波数安定化装置が故障などにより不動作であった場合に、正動作する周波数安定化装置において、故障した周波数安定化装置が実施すべき負荷制限あるいは電源制限分を考慮して制御を実施するようにしたものである。この手段によれば、誤不動作の周波数安定化装置が不特定多数あった場合でも、正動作装置において不足制御分を含めた制御量を算出できるので、システムとして信頼性の高い周波数安定化装置を提供できる。
【００２９】
請求項１６の発明は、請求項１乃至請求項３記載のいずれかの電力系統の周波数安定化装置において、監視対象の電気所が属する系統内の一部の電気所にのみ本装置を設置するようにしたものである。この手段によれば、電力系統内の一部の電気所にのみ本装置を設置することで、ローカル系統の周波数低下あるいは上昇を抑制し、基準周波数に制御できるので、システムを簡素化できる。また、監視対象外の負荷や制御不可能な負荷あるいは送電損失などが存在した場合でも、これらに対する制御量も含め追加制御量を算出できるので、信頼性や運用性の高い周波数安定化装置を提供できる。
【００３０】
請求項１７の発明は、請求項１乃至請求項３記載のいずれかの電力系統の周波数安定化装置において、求めた周波数変化率を用いて、制御目標周波数を見直すようにしたものである。この手段によれば、周波数変化率によって目標制御周波数を選択するので、周波数低下率が大きく制御の緊急性が高い場合には制御量が多く算出され、周波数抑止効果が高くなる。また、周波数低下率が小さく安定化制御の緊急性が低い場合には制御量が少なく算出され、発電機の出力増加の制御により基準周波数に制御するので、停電区間を最小化できる。
【００３１】
請求項１８の発明は、請求項１記載の電力系統の周波数安定化装置において、事故発生前の定常時及び初期あるいは追加の負荷制限あるいは電源制限を実施した前と後の負荷フィーダーあるいは発電機の有効電力から算出した係数を用いて、算出した周波数変化率などの各種電気量の変化分や計測した周波数などを補正するようにしたものである。この手段によれば、需給アンバランス量を推定する際に用いる周波数変化率を、負荷の増減特性を表わす係数を用いて自動的に補正するため、負荷の電圧特性により負荷量が増加した場合でも精度よく追加制御量を算出できるので、推定精度の高い電力系統の周波数安定化装置を提供できる。
【００３２】
請求項１９の発明は、請求項１記載の電力系統の周波数安定化装置において、事故発生前の定常時及び初期あるいは追加の負荷制限あるいは電源制限を実施した前と後の電圧から算出した係数を用いて、算出した周波数変化率などの各種電気量の変化分や計測した周波数などを補正するようにしたものである。この手段によれば、需給アンバランス量を推定する際に用いる周波数変化率を、電圧変動特性を表わす係数を用いて自動的に補正するため、電圧変動の影響を除去でき精度よく追加制御量を算出できるので、推定精度の高い電力系統の周波数安定化装置を提供できる。
【００３３】
請求項２０の発明は、請求項２または請求項３記載の電力系統の周波数安定化装置において、監視対象の電気所が属する系統内の発電機の慣性定数を推定するようにしたものである。この手段によれば、監視対象の電気所端のみで計測あるいは収集可能な情報のみで、監視対象の電気所が属する系統内の発電機を１機で表わした場合の等価発電機モデルの慣性定数を推定することができる。
【００３４】
請求項２１の発明は、請求項１記載の電力系統の周波数安定化装置において、記載の電力系統の周波数安定化装置の制御量演算部において、事故発生前の定常時及び初期あるいは追加の負荷制限あるいは電源制限を実施した前と後の負荷フィーダーあるいは発電機の有効電力から算出した係数を用いて、算出した制御量を補正するようにしたものである。この手段によれば、負荷の増減特性を表わす係数を用いて制御量を自動的に補正するので、負荷の電圧特性により負荷量が変化した場合でも精度よく追加制御量を算出できるので、負荷の電圧特性を考慮した推定精度の高い電力系統の周波数安定化装置を提供できる。
【００３５】
【発明の実施の形態】
以下、本発明の実施の形態について図面を参照して説明する。
【００３６】
図１は、本発明の係わる電力系統の周波数安定化装置の全体構成図である。
【００３７】
図１において、電力系統１００の主系統１０１とローカル系統１０３とが連系線１０２によって接続し、監視対象に接続する伝送ライン１０４から各電気所毎の電圧、電流、有効電力、系統の周波数などを含む各種電気量が周波数安定化装置１２０へ取り込まれるように構成されている。
【００３８】
周波数安定化装置１２０は、系統状態計測部１と周波数演算部２と制御量演算部３と制御部４と系統状態記憶部５とからなっており、ローカル系統１０３から入力した各種電気量に基づいて、制御部４で得られた制御量をローカル系統１０３へ安定化制御ライン１０５から伝えるようになっている。
【００３９】
図２は、図１に示す電力系統の周波数安定化装置の具体例を示す電力系統の周波数安定化装置の構成図であって、ローカル系統１０３は、主系統１０１と連系線１０２とによって連系し、遮断器１０６を介して電気所１０７に送電線１０８によって接続している。そして、発電機１０９あるいは負荷１１０の近傍の電気所１０７に計測器１１１を接続する周波数安定化装置１２０を複数設けている。
【００４０】
図３は、本発明の第１の実施の形態を示す周波数安定化装置の構成図である。
【００４１】
図３において、系統状態計測部１は、監視対象の電気所端の電流、電圧、負荷フィーダーあるいは発電機の有効電力、系統の周波数などを含む各種電気量を時々刻々と計測する。周波数演算部２は、前記の周波数などを含む各種電気量を用いて、周波数変化率などの各種電気量の変化分を所定の演算により算出する周波数演算手段２１からなる。
【００４２】
制御量演算部３は、前記の算出した周波数変化率と監視対象の電気所が属するローカル系統内の発電機の慣性定数を用いて、監視対象の電気所が属するローカル系統の需給アンバランス量を所定の演算により推定し、前記の推定した需給アンバランス量に応じて負荷制限量あるいは電源制限量を決定する主制御演算手段３１からなる。
【００４３】
制御部４は、前記の負荷制限量あるいは電源制限量に応じて、負荷あるいは発電機を遮断する。系統状態記憶部５は、系統状態計測部１で計測した各種電気量と周波数演算部２の演算結果と制御量演算部３の演算結果を保管し、必要に応じてこれらを呼び出すことができるようになっている。
【００４４】
ここで、図２に示す連系線１０２の遮断器１０６が開放されると、ローカル系統１０３内において連系線潮流分の需給アンバランスが発生し、ローカル系統１０３内の周波数が低下あるいは上昇する。
【００４５】
まず、系統状態計測部１において、監視対象の電気所１０７に設置された計測器１１１を介して、系統の電圧Ｖ，電流Ｉ，有効電力Ｐ，周波数ｆを含む各種電気量を時々刻々と計測し、これらを周波数演算部２に渡すと共に、系統状態記憶部５において保管する。
【００４６】
なお、有効電力Ｐあるいは周波数ｆは、計測した電圧Ｖや電流Ｉを用いて、既存の演算方法を流用した演算により求めてもよい。
【００４７】
周波数演算部２の周波数演算手段２１では、計測した周波数ｆあるいは演算により求めた周波数ｆを用いて、ある一定時間間隔における変化分、つまり、周波数変化率ｄｆ／ｄｔを演算により算出し、結果を制御量演算部３へ渡すと共に、系統状態記憶部５で保管する。例えば、ｄｔ＝１０ｍｓとして周波数変化率を継続的に算出する。
【００４８】
制御量演算部３では、周波数演算部２で算出した周波数変化率ｄｆ／ｄｔと監視対象の電気所が属するローカル系統内の後述する発電機の慣性定数Ｍを用いて、監視対象の電気所が属するローカル系統の需給アンバランス量ΔＰを所定の演算により推定し、前記の推定した需給アンバランス量ΔＰに応じて負荷制限量あるいは電源制限量を決定する。
【００４９】
具体的には、図２に示すようにローカル系統１０３内に監視対象の電気所が複数存在する場合、ある監視対象の電気所が属するローカル系統１０３内について、図４に示すように、前記ローカル系統１０３を、一負荷一発電機の等価系統モデルとして考える。この等価系統モデルにおいて、周波数演算部２において算出した周波数変化率ｄｆ／ｄｔと等価発電機の慣性定数Ｍとを用いて、次の（１．１）式から、ローカル系統１０３内の需給アンバランス量ΔＰを求める。なお、電気量は全て、ＰＵ（パーセントユニット）に統一する。
【００５０】
ΔＰ＝Δｆ・Ｍ  ・・・・（１．１）
【００５１】
ここで、Δｆは、周波数演算部２で求めた周波数変化率ｄｆ／ｄｔ，Ｍは等価発電機の慣性定数で、ローカル系統１０３を一負荷一発電機の等価系統モデルに等価縮約したときの定数を、事前に求めて設定した値であり、ローカル系統１０３内の各発電機の定格出力で加重平均した値である。
【００５２】
なお、（１．１）式は、発電機の運動方程式から以下の通り導くことができる。
【００５３】
監視対象の電気所が属するローカル系統を一負荷一発電機の等価系統モデルとして考え、発電機の機械入力をＰm，電気出力をＰe，等価発電機の慣性定数をＭとすると、発電機の運動方程式より（１．２）式が成り立つ。
【００５４】
【数１】
0004119077.tif 000002
【００５５】
ここで、電気出力Ｐe＝負荷の消費電力ＰLとみなせるので、（Ｐm−Ｐe）＝ローカル系統内の需給アンバランス量ΔＰと言える。従って、需給アンバランス量ΔＰは（１．１）式で求めることができる。
【００５６】
なお、周波数低下あるいは上昇は、系統内の電力の消費量と発電量のアンバランス、つまり、需給アンバランスによって発生するので、（１．１）式で求めた需給アンバランス量ΔＰと等量の制御を実施すれば、ローカル系統１０３内の需給アンバランスが解消され、周波数低下あるいは上昇をおさえて、且つ、周波数低下あるいは上昇が発生する前の定常時の周波数に制御（安定化）することができる。
【００５７】
前記の通り（１．１）式に用いる電気量は全てＰＵ値で、（１．１）式において推定される需給アンバランス量ΔＰは、等価発電機モデルの機械入力Ｐmを１．０〔ＰＵ〕としたときのＰmとＰeの差である。例えば、周波数低下側をプラスとして周波数変化率ｄｆ／ｄｔが０．０１、等価発電機モデルの慣性定数Ｍが５．０〔秒〕であった場合の需給アンバランス量ΔＰは（１．１）式から０．０１×５．０＝０．０５〔ＰＵ〕で、機械入力Ｐm＝１．０〔ＰＵ〕の５％が等価系統モデル内の需給アンバランス量ΔＰとなる。
【００５８】
よって、需給アンバランス量ΔＰの０．０５〔ＰＵ〕にローカル系統内の全発電機の定常時の発電量の合計値（総発電量）を掛けた値が、ローカル系統内の実際の需給アンバランス量ΔＰであり、この結果、ローカル系統内の発電機の総発電量の５％の負荷を遮断すれば、需給アンバランスが解消され周波数低下を防止できる。
【００５９】
なお、推定した需給アンバランス量ΔＰから各周波数安定化装置毎の安定化制御量（負荷制限量あるいは電源制限量）を次のように決定する。
【００６０】
監視対象とする電気所毎に設置した周波数安定化装置毎に需給アンバランス量ΔＰを推定して、この推定した需給アンバランス量ΔＰと各電気所において計測し系統状態記憶部５に保管しておいた定常時の有効電力Ｐを呼び出して定常時の有効電力Ｐを基準に、推定したΔＰの割合分を制御量ＰCUT（負荷制限量あるいは電源制限量）として決定する。
【００６１】
例えば、周波数低下側を例にとって説明すると、推定した需給アンバランス量ΔＰが０．０５〔ＰＵ〕で、電気所に接続する全負荷の定常時の有効電力ＰLTが２．０〔ＰＵ〕であった場合には、２．０〔ＰＵ〕の５％、つまり、０．１〔ＰＵ〕を負荷制限量とする。
【００６２】
このようにして求められた制御量ＰCUTを制御部４へ渡されると、制御部４では、制御量演算部３で求めた制御量ＰCUT（負荷制限量あるいは電源制限量）に応じて、監視対象の電気所に接続する負荷あるいは発電機を系統より解列し、周波数低下あるいは上昇を防止する。
【００６３】
このように本発明の第１の実施の形態によれば、監視対象の電気所端のみで、しかも、計測あるいは収集可能な情報のみで、監視対象の電気所が属する全体の系統内の需給アンバランス量を推定し、推定した需給アンバランス量に基づいて制御量を算出できるので、電力系統の各所において計測した情報を収集する必要がなく広域の情報伝送網も必要ないので、システム規模を小さくでき、また、監視対象の電気所毎に個別に監視，制御が実施できるので、装置構成が簡素で運用性の高い電力系統の周波数安定化装置を提供できる。
【００６４】
次に、本発明の第２の実施の形態の電力系統の周波数安定化装置の各構成部及び手段の作用を図１と図２と図４と図５を参照しながら説明する。
【００６５】
図１は、本発明に係わる電力系統の周波数安定化装置の構成図、図２は、図１の具体例を示す電力系統の周波数安定化装置の構成図、図５は、本発明の第２の実施の形態を示す電力系統の周波数安定化装置の構成図である。
【００６６】
図５において、系統状態計測部１は、監視対象の電気所端の電流，電圧，負荷フィーダーあるいは発電機の有効電力，系統の周波数などを含む各種電気量を時々刻々と計測する。周波数演算部２は、前記の周波数などを含む各種電気量を用いて、周波数変化率などの各種電気量の変化分を所定の演算により算出する周波数演算手段２１からなる。
【００６７】
制御量演算部３は、初期制御演算手段３１’と補正制御演算手段３２とからなる。初期制御演算手段３１’は、前記の算出した周波数変化率と監視対象の電気所が属するローカル系統内の発電機の慣性定数を用いて、第１の実施の形態に記載の手法により、監視対象の電気所が属するローカル系統の需給アンバランス量を所定の演算により推定し、推定した需給アンバランス量に応じて初期の負荷制限量あるいは電源制限量を算出する。補正制御演算手段３２は、初期、または、追加の負荷制限あるいは電源制限を実施した前と後のそれぞれの周波数変化率と、負荷フィーダあるいは発電機の有効電力から算出した係数と、制御した負荷制限量あるいは電源制限量を用いて、初期、または、追加の負荷制限あるいは電源制限を実施した後の監視対象の電気所が属するローカル系統の需給アンバランス量を所定の演算により推定し、前記の推定した需給アンバランス量に応じて追加の負荷制限量あるいは電源制限量を決定する。制御部４は、前記の負荷制限量あるいは電源制限量に応じて、負荷あるいは発電機を遮断する。
【００６８】
本発明の第２の実施の形態は、予め設定した条件に応じて、需給アンバランス量の推定と追加の負荷制限あるいは電源制限を複数回実施する点に特徴を有している。
【００６９】
次に、本発明の第２の実施の形態の処理の流れを図２と図５を用いて説明する。なお、系統状態計測部１及び周波数演算部２及び系統状態記憶部５の作用は、第１の実施の形態と同様であるので説明を省略する。
【００７０】
まず、制御量演算部３では、初期制御演算手段３１’において、周波数演算部２で算出した周波数変化率ｄｆ／ｄｔと監視対象の電気所が属するローカル系統内の発電機の慣性定数Ｍを用いて、第１の実施の形態に記載の手法により、監視対象の電気所が属するローカル系統の需給アンバランス量ΔＰC1を所定の演算により推定し、推定した需給アンバランス量ΔＰC1に応じて初期の負荷制限量あるいは電源制限量を決定する。
【００７１】
次に、補正制御演算手段３２において、初期あるいは追加の負荷制限あるいは電源制限を実施した前と後のそれぞれの周波数変化率ｄｆ／ｄｔと制御した負荷制限量あるいは電源制限量を用いて、初期あるいは追加の負荷制限あるいは電源制限を実施した後の監視対象の電気所が属するローカル系統の需給アンバランス量ΔＰC2を所定の演算により推定し、前記の推定した需給アンバランス量ΔＰC2に応じて追加の負荷制限量あるいは電源制限量を決定する。
【００７２】
以下に、初期制御演算手段３１’と、補正制御演算手段３２を詳細に説明する。
【００７３】
まず、初期制御演算手段３１’では、事故発生直後に各電気所で一律同じ割合の初期制御量ＰCUT1を制御して、周波数低下速度あるいは上昇速度を抑制して、補正制御演算を実行するための時間的余裕を確保する。このため、初期制御量ＰCUT1は、予め設定した固定値としても良いが、需給アンバランスによっては過制御となる可能性が考えられるので、次のように初期制御量ＰCUT1を算出する。
【００７４】
周波数演算部２で算出した周波数変化率ｄｆ／ｄｔと監視対象の電気所が属するローカル系統内の発電機の慣性定数Ｍを用いて、監視対象の電気所が属するローカル系統の需給アンバランス量ΔＰC1を所定の演算により推定し、前記の推定した需給アンバランス量ΔＰC1に応じて負荷制限量あるいは電源制限量を決定する。
【００７５】
ΔＰC1＝Δｆ・Ｍ  ・・・・（２．１）
【００７６】
具体的には、監視対象の電気所が属するローカル系統を、図４に示すように一負荷一発電機の等価系統モデルとして考えて、周波数演算部２において算出した周波数変化率ｄｆ／ｄｔと等価発電機の慣性定数Ｍを用いて、各電気所に設置した周波数安定化装置毎に、おのおの独立に（２．１）式からローカル系統内の需給アンバランス量ΔＰC1［％］を推定する。各電気所端で計測した周波数は、ローカル系統内でほぼ同じ様相で変動するので、各装置で算出したΔＰC1［％］はほぼ同量となる。
【００７７】
なお、初期制御は、補正制御演算を実行するための時間的余裕を確保するのが目的であること、慣性定数Ｍは発電機の運転状態により変化することから、Ｍは真値より小さ目の値に設定しておくことが望ましい。例えば、ローカル系統を一負荷一発電機の等価モデルに縮約したときの等価発電機の慣性定数Ｍの真値（Ｍを定格出力で加重平均した値）が１０［秒］であるとしたら、５あるいは６［秒］といったように小さ目に設定する。
【００７８】
次に、各電気所端で制御すべき初期制御量（負荷制限量あるいは電源制限量）ＰCUT1は、推定した需給アンバランス量ΔＰC1と事故発生前の定常時の電気所内の総負荷量あるいは総発電量（＝ＰLOT）を用いて（２．２）式から算出する。
【００７９】
ＰCUT1＝ＰLOT・ΔＰC1  ・・・・（２．２）
【００８０】
ここで、Δｆは、周波数演算部２で求めた周波数変化率ｄｆ／ｄｔ，Ｍは等価発電機の慣性定数で、ローカル系統を一負荷一発電機の等価系統モデルに等価縮約したときの定数を、事前に求めて設定した値であり、ローカル系統内の各発電機の定格出力で加重平均した値である。ＰLOTは、事故発生前の定常時に計測した電気所内の総負荷量あるいは総発電量である。
【００８１】
なお、（２．１）式は、発電機の運動方程式から以下の通り導くことができる。監視対象の電気所が属するローカル系統を一負荷一発電機の等価系統モデルとして考え、発電機の機械入力をＰｍ，電気出力をＰｅ（＝負荷の消費電力ＰL），等価発電機の慣性定数をＭとすると、発電機の運動方程式より（１．２）式が成り立つ。
【００８２】
（１．２）式について、周波数変化率ｄｆ／ｄｔ＝Δｆ，初期制御前の需給アンバランス量（Ｐｍ−Ｐｅ）＝ΔＰ1とすると、ΔＰC1［％］は（２．１）式で求めることができる。
【００８３】
（２．１）式で推定される需給アンバランス量ΔＰC1は、例えば、周波数低下側を例にとって説明すると、等価発電機モデルの電気出力Ｐｅ（＝負荷の消費電力ＰＬ）を１．０としたときの供給量（発電量）の不足分であり、仮に、周波数低下側を正として周波数変化率ｄｆ／ｄｔ（ｄｔ＝１０ｍｓ）が０．０１、等価発電機モデルの慣性定数Ｍが５．０であった場合の需給アンバランス量ΔＰC1は（２．１）式から０．０１×５．０＝０．０５で、ローカル系統内の総負荷量に対して総発電量が５［％］不足していることになる。よって、ローカル系統内の総負荷量の５［％］の負荷を遮断すれば、需給アンバランスが解消され周波数低下を抑制できる。
【００８４】
次に、推定した需給アンバランス量ΔＰC1から各電気所端（各周波数安定化装置毎）の初期制御量ＰCUT1（負荷制限量あるいは電源制限量）を求めるには、具体的には、例えば、周波数低下側を例にとって説明すると、ローカル系統内の電気所Ａ１，Ａ２，Ａ３に、ＰL1＝２０００［ＭＷ］，ＰL2＝１０００［ＭＷ］，ＰL3＝５００［ＭＷ］の負荷（定常時の総負荷量ＰLOT）があるとした場合で、各電気所端で推定した需給アンバランス量ΔＰC1が５［％］と推定されたときには、それぞれの電気所における制御量は、電気所Ａ１は、２０００［ＭＷ］の５［％］、つまり、１００［ＭＷ］を、電気所Ａ２は、１０００［ＭＷ］の５［％］、つまり、５０［ＭＷ］を、電気所Ａ３は、５００［ＭＷ］の５［％］、つまり、２５［ＭＷ］をその電気所で制御する初期制限量とする。分離系統内の周波数は、ほぼ同じ様相で変動し、各電気所端で推定したΔＰＣ１は、ほぼ同量となるので、分散型のシステム構成でも各電気所端において一律α［％］の初期制御を実施できる。このようにして求めた制御量を制御部４へ渡すと共に、系統状態記憶部５において保管する。
【００８５】
制御部４では、制御量演算部３で求めた初期制御量ＰCUT1（初期の負荷制限量あるいは電源制限量）に応じて、監視対象の電気所に接続する負荷あるいは発電機を系統より解列し、周波数低下あるいは上昇を防止する。
【００８６】
初期制御実施後は、補正制御演算手段３２において、初期制御実施後の周波数が初期制御実施前と同じく継続して低下あるいは上昇しているか確認して、制御実施前と同じく低下あるいは上昇が継続している場合に、初期制御（初期の負荷制限あるいは電源制限）を実施した前の周波数変化率ｄｆ／ｄｔ（以下、Δｆbfと示す）と実施した後の周波数変化率ｄｆ／ｄｔ（以下、Δｆafと示す）と初期制御量ＰCUT1及び負荷フィーダーあるいは発電機の有効電力から算出した負荷の増減特性係数ａbf及びａafを用いて、（２．３）式から、負荷の電圧特性や周波数特性を考慮した初期制御実施後のローカル系統内の需給アンバランス量ΔＰC2（＝初期制御における不足分）を推定する。なお、負荷の増減特性を考慮しない場合には、係数ａbf及び係数ａafを１．０とすればよい、また、初期制御実施前の周波数変化率Δｆbfと初期制御前の需給アンバランスΔＰC1は、系統状態記憶部５において保管しておいたものを呼び出して用いる。
【００８７】
【数２】
0004119077.tif 000003
【００８８】
ここで、Δｆは、周波数演算部２で求めた周波数変化率ｄｆ／ｄｔであり、式の添字のｂｆは制御実施前の値、ａｆは制御実施後の値であることを示す。ΔＰC1は、一回目の追加制御演算では、初期制御実施前の需給アンバランス量ΔＰC1であり、二回目以降の追加制御演算では、初期制御量（＝ΔＰC1）と追加制御量（＝ΔＰC2）の合計値である。
【００８９】
各電気所自端で制御すべき追加制御量（追加の負荷制限量あるいは電源制限量）ＰCUT2は、需給アンバランス量ΔＰC2［％］と事故発生前の定常時の電気所内の総負荷量あるいは総発電量（＝ＰLOT）を用いて（２．４）式で算出する。
【００９０】
ＰCUT2＝ＰLOT・ΔＰC2  ・・・・（２．４）
【００９１】
推定した需給アンバランス量ΔＰC2から各電気所端（各周波数安定化装置毎）の追加制御量ＰCUT2を求めるには、具体的には、例えば、周波数低下側を例にとって説明すると、ローカル系統内の電気所Ａ１，Ａ２，Ａ３にＰL1＝２０００［ＭＷ］，ＰL2＝１０００［ＭＷ］，ＰL3＝５００［ＭＷ］の負荷（定常時の総負荷量ＰLOT）があるとした場合、各電気所端で推定した需給アンバランス量ΔＰC2が２［％］と推定された場合には、それぞれの電気所における追加制限量は、電気所Ａ１は、２０００［ＭＷ］の２［％］、つまり、４０［ＭＷ］を、電気所Ａ２は、１０００［ＭＷ］の２［％］、つまり、２０［ＭＷ］を、電気所Ａ３は、５００［ＭＷ］の２［％］、つまり、１０［ＭＷ］をその電気所で制御する追加負荷制限量とする。このようにして求めた追加制御量を制御部４へ渡すと共に、系統状態記憶部５において保管する。
【００９２】
制御部４では、制御量演算部３で求めた追加制御量ＰCUT2（追加の負荷制限量あるいは電源制限量）に応じて、監視対象の電気所に接続する負荷あるいは発電機を系統より解列し、周波数低下あるいは上昇を防止する。
【００９３】
通常は、（２．３）式で求めた需給アンバランス量ΔＰC2と等量の制御を実施すれば、ローカル系統内の需給アンバランスが解消され、周波数低下あるいは上昇を抑えて、周波数低下あるいは上昇が発生する前の定常時の周波数に制御（安定化）できる。ところが、需要の増減や負荷特性の変化などの系統状態が変化した場合に、一度の追加制御では、不足制御となることが考えられる。
【００９４】
このために、追加制御後も引き続き周波数低下あるいは上昇を確認して、制御前と同様に低下あるいは上昇が継続している場合には、次の処理が行われる。
【００９５】
具体的には、系統状態記憶部５に保管した追加制御を実施した前の周波数変化率Δｆbfと追加制御実施後の周波数変化率Δｆafと系統状態記憶部５に保管した初期制御量および追加制御量の合計値ＰC1を用いて、（２．３）式から、追加制御後の需給アンバランス量ΔＰC2を求めて、再度、追加制御を実施と共に、追加制御量を系統状態記憶部５において保管する。追加制御は、周波数低下あるいは上昇がおさまるまで繰り返し行う。
【００９６】
以下に、（２．３）式及び負荷の増減特性係数ａbf，ａafについて説明する。
【００９７】
初期制御演算と同じく、監視対象の電気所が属するローカル系統を図４に示すような一負荷一発電機の等価系統モデルとして考え、発電機の機械入力をＰｍ，電気出力をＰｅ，等価発電機の慣性定数をＭとすると、発電機の運動方程式より（１．２）式が成り立つ。以下、時間変化を示す量には（ｔ）で記す。
【００９８】
初期制御前の周波数変動は、制御前の時間をｔ−とすると、（１．２）式から、（２．５）式で表わすことができる。なお、Δｆは、周波数変化率ｄｆ／ｄｔである。
【００９９】
【数３】
0004119077.tif 000004
【０１００】
しかし、実際には、系統分離により電力の供給量が減少した場合には電圧が低下し、これに伴い、系統分離直後の負荷量（＝Ｐｅ（ｔ−））は減少する。そこで、（２．５）式に負荷の増減特性を表わす係数ａbfを用いて、負荷の減少分を考慮した推定式を導くと（２．６）式となる。
【０１０１】
【数４】
0004119077.tif 000005
【０１０２】
一方、初期制御後の周波数変動は、初期制御で各電気所で負荷あるいは発電機を一律α［％］（＝ΔＰC1）遮断している。したがって、ローカル系統の総負荷量あるいは総発電量に対してもα［％］の制御を実施したことになるので、制御実施後の時間をｔ＋とすると、（２．７）式で表わすことができる。なお、（２．５）式及び（２．７）式は負荷特性（負荷の電圧特性，周波数特性）が無いものと仮定した場合の近似式である。
【０１０３】
【数５】
0004119077.tif 000006
【０１０４】
しかし、実際には、初期制御後は、負荷制限などの安定化制御による電圧上昇に伴い、第一段制御後の負荷量（＝Ｐｅ（ｔ＋）−ΔＰC1）は増加している。そこで、（２．７）式に負荷の増減特性を表わす係数ａafを用いて、負荷の増加分を考慮した推定式を導くと（２．８）式となる。
【０１０５】
【数６】
0004119077.tif 000007
【０１０６】
時刻ｔ−とｔ＋の時間差は短いと仮定し、Ｐｍ（ｔ−）＝Ｐｍ（ｔ＋）、Ｐｅ（ｔ−）＝Ｐｅ（ｔ＋）とすると、（２．８）式−（２．５）式より、
【０１０７】
【数７】
0004119077.tif 000008
【０１０８】
従って、
【０１０９】
【数８】
0004119077.tif 000009
【０１１０】
（２．１０）式を（２．８）式に代入し、消費電力ＰL側を正にとり、初期制限後の需給アンバランス量△ＰC2を｛−Ｐｍ（ｔ＋）＋ａaf・（Ｐｅ（ｔ＋）−ΔＰC1）｝とすると、ΔＰC2［％］は、（２．１１）式で求めることができる。
【０１１１】
【数９】
0004119077.tif 000010
【０１１２】
ここで、初期負荷制限後の負荷量Ｐｅ（ｔ＋）は、電気所内の定常時の総負荷量ＰLOTから初期制御量ＰCUT1を遮断したものであり、よって、Ｐｅ（＋）＝ＰL（＋）＝（ＰL0−ＰCUT1）＝（１−ΔＰC1）といえるので、ΔＰC2［％］は（２．１２）式（＝（２．３）式）で求めることができることとなる。つまり、（２．３）式を用いて需給アンバランス量を推定すれば、負荷の電圧特性，周波数特性を考慮したΔＰC2を求めることができる。
【０１１３】
【数１０】
0004119077.tif 000011
【０１１４】
なお、負荷の増減特性係数ａbf，ａafを考慮しない場合のΔＰC2の推定式は、（２．１３）式となる。
【０１１５】
【数１１】
0004119077.tif 000012
【０１１６】
次に負荷の増減特性係数ａbf，ａafの算出方法は、監視対象の各電気所自端で計測できる電気量から算出することを考慮して、時々刻々と計測した総負荷量あるいは総発電量（＝ＰL）と初期制御量ＰCUT1を用いて算出する。
【０１１７】
図６は、負荷の増減特性係数ａbf，ａafの概念図で、具体的には、系統分離直後に（２．１４）式から時々刻々と負荷の増減特性係数ａbfを算出し、（２．１５）式からその平均値を求める。また、初期制御後に（２．１６）式から時々刻々と負荷の増減特性係数ａafを算出し、（２．１７）式からその平均値を求める。求めたａbf，ａafを需給アンバランスの推定演算（２．３）式に用いる。例えば、電圧動揺の周期に合せて、動揺周期と同じ時間（区間）の平均値を負荷の増減特性係数ａbfあるいはａafとして用いる。また、計測した電圧を用いて、系統分離直後は、周波数低下あるいは上昇が発生する前に計測した定常時の電圧Ｖ0より低下している間、負荷の増減特性係数ａbfを時々刻々と求めて、その区間の平均値を（２．３）式で用いる。また、初期制御後あるいは追加制御後は、定常時の電圧Ｖ0あるいは初期制御直前の電圧ＶC1bfより上昇している間、負荷の増減特性係数ａafを時々刻々と求めて、その区間の平均値を（２．３）式で用いる。なお、ｎは、データ数の総数である。
【０１１８】
【数１２】
0004119077.tif 000013
【０１１９】
このように本発明の第２の実施の形態によれば、遮断済みの制御量の合計値と周波数変化率のみで、監視対象の電気所が属する系統内の需給アンバランス量を推定できるので、演算のためのパラメータ設定が必要なく、また、推定した需給アンバランス量から制御量を算出するので需要の増減などの系統状態が変化しても対応でき、系統運用者の負担を低減することができる。さらに、追加制御を繰り返し実施するので不足制御を防止でき、また、監視対象の電気所端のみで計測あるいは収集可能な情報のみで、需給アンバランス量を推定し、推定した需給アンバランス量に基づいて制御量を算出できるので、電力系統内の各所において計測した情報を収集する必要がなく広域の情報伝送網も不要で、システム規模を小さくでき、また、監視対象の電気所毎に個別に監視，制御が実施でき、装置構成が簡素で制御性が高く運用性や保守性に優れた電力系統の周波数安定化装置を提供できる。
【０１２０】
また、電気所の有効電力から求めた負荷の増減特性係数を考慮して需給アンバランス量の推定を行えるので、推定精度を高めることができる。
【０１２１】
さらに、本発明の第２の実施の形態において、負荷の増減特性係数を、電気所の有効電力に代えて、計測した電圧から求め、ローカル系統内の需給アンバランス量を推定する周波数安定化装置について説明する。
【０１２２】
図５の補正制御演算手段３２において、初期あるいは追加の負荷制限あるいは電源制限を実施した後の監視対象の電気所が属する系統の需給アンバランス量を推定する際に、初期あるいは追加の負荷制限あるいは電源制限を実施した前と後のそれぞれの周波数変化率及び計測した電圧から算出した係数と制御した負荷制限量あるいは電源制限量を用いる。
【０１２３】
具体的には、初期の負荷制限を実施した際に発生する電圧上昇による影響を除去するため、初期制御実施後のローカル系統内の需給アンバランス量ΔＰC2を（２．１８）式から推定する。
【０１２４】
【数１３】
0004119077.tif 000014
【０１２５】
ここで、ａbfv，ａafvは、電圧の低下や上昇傾向を表わす電圧変動係数であり、電圧変動分を考慮した需給アンバランス量の推定式である。なお、ａbfv，ａafvは、以下のように求める。
【０１２６】
電圧変動係数ａbfv，ａafvの算出方法は、監視対象の電気所端で計測できる電気量から算出することを考慮して、各電気所の事故発生前の定常時の電圧Ｖ0と時々刻々と計測した電圧Ｖｎと周波数偏差Δｆｎを用いて算出する。
【０１２７】
具体的には、（２．１９）式あるいは（２．２０）式から時々刻々と電圧変動係数ａbfvnを算出して、その平均値を（２．２１）式から求める。また、（２．２２）式あるいは（２．２３）式から時々刻々と電圧変動係数ａafvnを算出して、その平均値を（２．２４）式から求める。求めた電圧変動係数ａbfvn、ａafvを、需給アンバランスの推定演算の（２．３）式に用いる。
【０１２８】
例えば、電圧変動係数ａbfvは、系統分離後の電圧動揺の周期にあわせて、動揺周期と同じ時間（区間）の平均値を用いる。電圧変動係数ａafvは、初期制御を実施してから、電圧動揺の周期に合せて、動揺周期と同じ時間（区間）の平均値を用いる。または、電圧変動係数ａbfvは、時々刻々と計測した電圧Ｖｎが、定常時の電圧Ｖ0より低下している間、電圧変動係数ａbfvnを求めて、その区間の平均値を（２．２１）式で求める。電圧変動係数ａafvは、定常時の電圧Ｖ0または、初期制御直前の電圧ＶC1bfより上昇している間、電圧変動係数ａafvnを求めて、その区間の平均値を（２．２４）式で求める。
【０１２９】
【数１４】
0004119077.tif 000015
【０１３０】
ここで、ｎは、データ数の総数。（２．２２）式及び（２．２３）式では、Ｖ0の代わりに、初期制御直前の電圧ＶC1bfを用いても良い。ＫVAは、負荷の電圧特性の割合を設定する定数である。ＫVBは、予め設定した係数である。αは、予め設定した負荷の電圧特性指数である。ＫfPは、予め設定した周波数特性定数［％／Ｈｚ］である。Δｆｎは、計測した周波数から求めた（基準周波数からの）周波数偏差［Ｈｚ］である。
【０１３１】
このように、本発明の第２の実施の形態において、さらに、計測した電圧から算出した電圧変動係数として、負荷の増減特性係数を求めることにより、電圧変動を考慮した需給アンバランス量の推定を行えるので、推定精度を高めることができる。また、電圧変動の影響を除去するための周波数の平滑化処理を削除あるいは平滑化処理に用いるデータ区間長の短縮を図ることができるため、追加制御量を短時間に算出できる。
【０１３２】
次に、本発明の第３の実施の形態に係わる電力系統の周波数安定化装置の各構成部及び手段の作用を図１と図２と図７を参照しながら説明する。
【０１３３】
本発明の第３の実施の形態に係わる電力系統の周波数安定化装置は、第１の実施の形態または第２の実施の形態に記載の電力系統の周波数安定化装置の周波数演算部２において、算出した周波数変化率などの各種電気量の変化分や計測した周波数などに平滑化処理（フィルタリング）を含む誤差対策を施す周波数平滑化手段２２を有した構成を特徴とするものである。
【０１３４】
次に、本発明の第３の実施の形態の全体の処理の流れを図２と図７を参照して説明する。なお、系統状態計測部１及び制御量演算部３及び制御部４及び系統状態記憶部５の作用と周波数演算部２の周波数演算手段２１の作用は、第１の実施の形態あるいは第２の実施の形態と同様であるので説明を省略する。
【０１３５】
ここで、例えば、系統分離などが発生した後の分離系統の周波数の変化を見ると、系統内の発電機の動揺などの影響により、周波数が短い周期で動揺することがある。このような場合に、計測した周波数をそのまま用いて周波数変化率を求めると、算出した時点によって周波数変化率が変わり、前記の（１．１）式、（２．１）式あるいは、（２．３）式を用いてローカル系統内の需給アンバランス量ΔＰを推定しようとすると、周波数変化率の変化、つまり、周波数動揺の影響により、推定結果がばらつくことが考えられる。このため、周波数動揺の影響を排除あるいは低減する必要がある。
【０１３６】
図７に示す周波数演算部２の周波数平滑化処理手段２２は、算出した周波数変化率などの各種電気量の変化分や計測した周波数などに平滑化処理を施し、これら各種電気量が長周期あるいは短周期に動揺する場合やごく短時間の間に急激に変化する場合の影響を低減する。例えば、平滑化処理として、ある一定の区間の周波数変化率や周波数などの各種電気量の平均を求める。
【０１３７】
具体的には、平均を求める区間を、データ区間長ＴSMPとして時間で設定する。系統状態記憶部５に保管しておいた、周波数低下あるいは上昇後に計測した各種電気量や算出した周波数変化率を用いて、低下あるいは上昇が発生した時点を基準にデータ区間長ＴSMP間のデータを用いて、各電気量毎にこの区間の平均値を求めて、その平均値を制御量演算部３の制御量の演算に用いる。
【０１３８】
なお、各種電気量は時々刻々と計測されるので、新しいデータが計測された場合には、データ区間を更新して平均値を時系列的に継続して求める。つまり、最も古いデータを除いて、新しいデータを追加した区間の平均を求める。新しいデータが計測される度に、同様の作業を繰り返す。
【０１３９】
ここで、平滑化に用いるデータ区間長ＴSMPは、例えば、電力動揺の周期と同じに設定する。動揺の周期が１〔秒〕程度ならば、１秒間の平均値を時系列的に継続して求める。以上のように平滑化処理された周波数変化率や周波数などの各種電気量を制御量演算部３へ渡すと共に、系統状態記憶部５において保管する。制御量演算部３では、平滑化処理された各種電気量を用いて制御量を算出する。
【０１４０】
このように本発明の第３の実施の形態によれば、需給アンバランス量を求める際に用いる各種電気量に平滑化処理を施しているので、周波数が長周期あるいは短周期に動揺する場合やごく短時間に急激に変化する場合でも、精度良く需給アンバランス量を推定でき、且つ、推定結果のばらつきを防止するので、高精度で高信頼度の電力系統の周波数安定化装置を提供できる。
【０１４１】
次に、本発明の第４の実施の形態に係わる電力系統の周波数安定化装置の各構成部及び手段の作用を図１と図２と図８を参照しながら説明する。
【０１４２】
本発明の第４の実施の形態の電力系統の周波数安定化装置は、第１の実施の形態または第２の実施の形態に記載の電力系統の周波数安定化装置の周波数演算部２において、計測した系統の周波数などを含む各種電気量を用いて、所定の演算により将来の周波数などの各種電気量の変化を予測する周波数変動予測手段２３を備えた構成とした点に特徴を有している。
【０１４３】
次に、全体の処理の流れを図１と図２と図８を用いて説明する。なお、系統状態計測部１及び制御量演算部３及び制御部４及び系統状態記憶部５の作用と周波数演算部２の周波数演算手段２１及び周波数平滑化手段２２の作用は、第１の実施の形態乃至第３の実施の形態と同様であるので説明を省略する。
【０１４４】
まず、図８に示す周波数演算部２の周波数変動予測手段２３では、計測した系統の周波数などの各種電気量を用いて、所定の演算により将来の周波数などの各種電気量の変化を予測する。例えば、系統状態記憶部５に保管した過去の周波数などを含む各種電気量を用いて、最小二乗法などの手法により周波数予測式を作成して、数百ミリ秒先の周波数値を予測する。
【０１４５】
周波数予測式は、次の（４．１）式に示すように１次あるいは次の（４．２）式に示すような２次式の予測関数として、過去の周波数を用いて、最小二乗法などの既存の手法により係数ａ0〜ａ2を求める。そして、作成した周波数予測式を用いて、数百ミリ秒先の周波数値を予測する。なお、周波数は時々刻々と変化するので、最小二乗法に用いる周波数を更新しながら、これらの一連の動作を繰り返し行って、時々刻々と将来の周波数を予測する。
【０１４６】
Δｆ（ｔ）＝ａ0＋ａ1ｔ          ・・・・（４．１）
Δｆ（ｔ）＝ａ0＋ａ1ｔ＋ａ2ｔ2  ・・・・（４．２）
【０１４７】
次に、時々刻々と予測した周波数を用いて、周波数変化率ｄｆ／ｄｔを演算により算出し、演算結果を制御量演算部３へ渡すと共に、系統状態記憶部５で保管する。例えば、ｄｔ＝１０ｍｓとして周波数変化率を継続的に算出する。制御量演算部３では、予測した将来の周波数やその周波数変化率などを用いて演算を行う。
【０１４８】
このように本発明の第４の実施の形態によれば、予測した将来の周波数やその周波数変化率を用いて演算を行うので、実測値を用いて演算する場合より早い時点で演算結果を得ることができると共に、早い時点で制御を実施できるので、周波数低下あるいは上昇を短時間で安定化する電力系統の周波数安定化装置を提供できる。
【０１４９】
なお、本発明の第４の実施の形態は、図９に示すように実施できる。
【０１５０】
この図９の実施の形態は、第３の実施の形態による周波数平滑化処理手段２２を図８に追設して、周波数の動揺や短時間に急激に変化した場合でも精度よく需給アンバランス量を推定できる。
【０１５１】
次に、本発明の第５の実施乃至第８の実施の電力系統の周波数安定化装置の各構成部及び手段の作用を図１と図２と図１０と図１２を参照しながら順次説明する。
【０１５２】
本発明の第５の実施の形態の電力系統の周波数安定化装置は、図１０に示すように、図５に示す第２の実施の形態に記載の電力系統の周波数安定化装置の制御量演算部３において、予め設定した所定の条件を用いて、需給アンバランス量を推定する演算を開始する条件を切り換える制御演算開始判定手段３０を追設した構成とする点に特徴を有している。
【０１５３】
次に、本発明の第５の実施の形態の全体の処理の流れを図２と図１０と図１１を用いて説明する。なお、系統状態計測部１及び周波数演算部２及び制御部４及び系統状態記憶部５の作用は、第１の実施の形態乃至第４実施のいずれかと同様であるので説明を省略する。
【０１５４】
まず、図１０の制御量演算部３の制御演算開始判定手段３０では、計測した周波数などの各種電気量と予め設定した所定の条件を用いて、需給アンバランス量ΔＰを推定する演算を開始する条件を切り換える。例えば、計測した周波数を用いて演算を開始するかどうかの動作判定を行う場合には、判定条件として、動作判定しきい値ｆLMを複数設定して、計測した周波数と動作判定しきい値ｆLMとを比較して、周波数がしきい値ｆLMを超えた場合には動作条件成立と判定して、需給アンバランス量を推定する演算を開始する。
【０１５５】
なお、動作判定しきい値ｆLMは、系統運用の周波数制御体系などを基にして設定すれば、系統運用に見合った制御を実施できる。
【０１５６】
具体的には、周波数低下側を例にとって全体の処理の流れを説明すると、図１１及び図１２に示すように、まず、周波数演算部２において、周波数などの各種電気量の計測と周波数変化率などを算出する（Ｓ１１，Ｓ１２）。
【０１５７】
続いて、制御演算開始判定手段３０において、周波数が低下しているかどうかを判定して（Ｓ１３）、低下している場合には、計測した周波数と第一の動作判定しきい値ｆLM1（例えば、５９．０Ｈｚ）とを比較する（Ｓ１４）。この比較でしきい値ｆLM1以下の場合には、初期制御演算手段３１’を動作させ、初期の制御量を算出し制御する（Ｓ１５〜Ｓ１７）。
【０１５８】
一方、しきい値ｆLM1以下となっていない場合には、（Ｓ１１）から（Ｓ１４）の処理を繰り返し行う。その後、（Ｓ１６，Ｓ１７）の初期制御実施後も引き続き、（Ｓ１１）から（Ｓ１５）の処理を行い、初期制御実施後も継続して周波数が低下している場合は、図１２に示す処理へ移行する。
【０１５９】
まず、追加制御の実施回数により動作判定しきい値ｆLM2〜ｆLMnを選択し（Ｓ１８）、計測した周波数と選択したしきい値ｆLMを比較する（Ｓ１９）。この比較でしきい値ｆLM以下の場合には、補正制御演算手段３２を動作させ、追加の制御量を算出し追加制御１回目の制御をする（Ｓ２０ａ，２１ａ）。一方、しきい値ｆLM以下となっていない場合には、図１１の（Ｓ１１）から（Ｓ１４）及び図１２の（Ｓ１８ｍ）〜（Ｓ１９ｍ）の処理を繰り返し行う。
【０１６０】
すなわち、（Ｓ２０ａ，２１ａ）の追加制御実施後も引き続き（Ｓ１１）から（Ｓ１４）及び（Ｓ１８ｍ）〜（Ｓ２１ｍ）の処理を行って、周波数低下がなくなるまで、つまり、（Ｓ１３）において、周波数低下なしと判定されるか、追加制御の上限回数（ｍ回目）となるまで繰り返し行う。
【０１６１】
また、本実施の形態は、第３の実施の形態で説明した図７に示す周波数平滑化処理手段２２と組み合わせて用いる場合には、図１３に示す構成となる。この場合には、周波数低下側を例にとって説明すると、図１４及び図１５に示すような処理の流れとなる。
【０１６２】
まず、周波数演算部２において、周波数などの各種電気量の計測と周波数変化率などを算出する（Ｓ１１，Ｓ１２）。続いて、計測した周波数などの各種電気量や算出した周波数変化率などに周波数演算手段２１によって平滑化処理を施す（Ｓ１２ａ）。次に、制御量演算開始判定手段３０において、周波数が低下しているかどうかを判定して（Ｓ１３）、低下している場合には、平滑化処理された周波数と第一の動作判定しきい値ｆLM1とを比較する（Ｓ１４）。この比較でしきい値ｆLM1以下の場合には、初期制御演算手段３１’を動作させ、初期の制御量を算出し制御する（Ｓ１６，Ｓ１７）。
【０１６３】
一方、しきい値ｆLM1以下となっていない場合には、（Ｓ１１）から（Ｓ１４）の処理を繰り返し行う。その後、（Ｓ１６，Ｓ１７）の初期制御実施後も引き続き（Ｓ１１）から（Ｓ１５）の処理を行い、初期制御実施後も継続して周波数が低下している場合には、図１５に示す処理へ移行する。
【０１６４】
まず、追加制御の実施回数により動作判定しきい値ｆLM2〜ｆLMnを選択し（Ｓ１８）、計測した周波数と選択したしきい値ｆLMを比較する（Ｓ１９）。この比較によりしきい値ｆLM以下の場合には、補正制御演算手段３２を動作させ、追加の制御量を算出し追加制御１回目の制御をする（Ｓ２０ａ，２１ａ）。一方、しきい値ｆLM以下となっていない場合には、図１４の（Ｓ１１）から（Ｓ１５）及び図１５の（Ｓ１８ｍ）〜（Ｓ１９ｍ）の処理を繰り返し行う。
【０１６５】
すなわち、（Ｓ２０ａ，２１ａ）の追加制御実施後も引き続き（Ｓ１１）から（Ｓ１５）及び（Ｓ１８ｍ）〜（Ｓ２１ｍ）の処理を行い、周波数低下が解消するまで、つまり、（Ｓ１３）において、周波数低下なしと判定されるか、追加制御の上限回数（ｍ回目）となるまで繰り返し行う。
【０１６６】
この実施の形態によれば、第３の実施の形態で説明したように、平滑化処理として、ある一定区間の平均を求めるような場合には、平滑化処理に用いるデータを収集している間、つまり、初期制御演算では、周波数低下が発生してからデータ区間長ＴSMP分時間が経過するまでの間、補正制御演算では、初期あるいは追加制御を実施してからデータ区間長ＴSMP分時間が経過するまでの間に、系統の周波数が動作判定しきい値ｆLMを超えてしまうことが考えられる。
【０１６７】
この様な場合に、平滑化処理を重視してデータ収集を継続すると安定化制御が遅れ、系統に重大な影響を与えかねないので、これを防ぐために、常に、計測した周波数としきい値ｆLMとの比較を行って、周波数がしきい値ｆLMを超えた場合には、平滑化処理のデータ収集を中断する。そして、データ収集を始めてから周波数がしきい値ｆLMを超えてデータ収集が中断されるまでの間に集めたデータを用いて、この間の各種電気量毎の平均値を求め、その平均値を用いて、制御量演算部３において制御量を算出する。
【０１６８】
なお、前記に説明した制御演算開始判定手段３０では、動作判定に時々刻々と計測した周波数の実測値を用いているが、第４の実施の形態で説明した図８に示す周波数変動予測手段２３と組み合わせて実施することができる。この実施の形態によれば、予測した将来の周波数を用いて動作判定を行えるので、現時点の実測値を使って判定する場合よりも、早い時点で動作判定ができ、図１４の（Ｓ１１）〜（Ｓ１３）に代えて、図１６に示すような処理の流れとして実施できる。
【０１６９】
このように本発明の第５の実施の形態によれば、予め設定した条件を基にして、段階的に制御が実施できるので、系統運用に合わせた制御が可能で、運用性の高い装置となる。
【０１７０】
次に、本発明の第６の実施の形態について説明する。第６の実施の形態は、図１０乃至図１６に示す第５の実施の形態における需給アンバランス量を推定する演算を開始するかどうかを判定する動作判定しきい値の設定値を、各電気所に設置した周波数安定化装置毎に、各監視対象の電気所に接続される負荷フィーダあるいは発電機などの系統設備の周波数低下あるいは上昇に対する許容度に応じて設定するものである。
【０１７１】
例えば、一例として、周波数上昇に対して弱い発電機ＧAが接続されている電気所を監視・制御する周波数安定化装置Ａと、逆に、周波数上昇に対して強い発電機ＧBが接続されている電気所を監視・制御する周波数安定化装置Ｂがあった場合に、周波数安定化装置Ａのしきい値ｆLMiAを安定化装置Ｂのしきい値ｆLMiBより小さ目、つまり、基準周波数に近い値で設定し、安定化装置Ｂのしきい値ｆLMiBは安定化装置Ａのしきい値ｆLMiAより大き目、つまり、基準周波数より離れた値で設定する。ここで、添字ｉは、しきい値ｆLMの設定数である。
【０１７２】
このように本発明の第６の実施の形態によれば、電力系統の周波数安定化装置が電力系統の複数の電気所に設置されている場合に、複数の周波数安定化装置間で動作条件を違えることができるので、協調を取った安定化制御により必要以上の解列を防止できる。
【０１７３】
次に、本発明の第７の実施の形態について説明する。
【０１７４】
第７の実施の形態は、図１０乃至図１６に示す第５の実施の形態における制御量演算部３において、予め設定した所定の条件を用いて、初期あるいは追加の負荷制限あるいは電源制限を実施した後の需給アンバランス量を推定する演算、つまり、補正制御演算をロックするものである。
【０１７５】
具体的には、予め設定した補正制御演算ロック時間ＴLKを用いて、初期あるいは追加の負荷制限実施後は、ＴLKだけ需給アンバランス量を推定する演算をロックする。例えば、ＴLK＝０．２〔秒〕として、初期あるいは追加の負荷制限後０．２秒間は、初期あるいは追加の負荷制限実施後の需給アンバランス量の推定、つまり、補正制御演算をロックする。
【０１７６】
ここで、周波数低下を防止する安定化制御手段として負荷制限が考えられるが、例えば、系統から解列する負荷の近傍にスタコンなどの容量性の負荷や系統設備があるような系統では、負荷制限直後にスタコンのフェランチ効果による電圧上昇が発生することが考えられる。この電圧上昇が発生している間は、負荷の電圧特性によって負荷の消費電力が増加するので、この過渡的な電圧上昇が発生している間に、需給アンバランス量を推定すると多めに（過剰に）推定され、過剰制御を行ってしまうことが考えられる。
【０１７７】
これを防止するため、負荷制限後の過渡的な電圧上昇の影響を避けるため数百ミリ秒間は、補正制御演算をロックして過剰制御を防止する。なお、第３の実施の形態のような平滑化処理手段と組合せる場合は、データ区間長との兼ね合いも考慮して、電圧上昇の影響がなくなるように補正制御演算ロック時間ＴLKを設定する。
【０１７８】
このように第７の実施の形態によれば、負荷制限後の過渡的な電圧上昇が発生している間は、補正制御演算をロックするので、電圧上昇に伴って負荷の消費電力が増加し過剰に制御量が算出される場合でも、過剰制御を防止でき、信頼性の高い装置とすることができる。
【０１７９】
次に、本発明の第８の実施の形態について説明する。
【０１８０】
第８の実施の形態は、図１０乃至図１６に示す第５の実施の形態における制御量演算部３において、計測した電圧と予め設定したしきい値を用いて、初期あるいは追加の負荷制限あるいは電源制限を実施した後の需給アンバランス量を推定する演算、つまり、補正制御演算をロックするものである。
【０１８１】
具体的には、時々刻々と計測した電圧Ｖなどの各種電気量と予め設定した補正制御演算ロック判定しきい値ＶLKを用いて、初期あるいは追加の負荷制限実施後の電圧Ｖがしきい値ＶLK以上である間は、次の（１．１０）式の条件で補正制御演算をロックする。
【０１８２】
Ｖ≧ＶLKの間、補正制御演算ロック  ・・・・（１．１０）
【０１８３】
例えば、しきい値ＶLKは、定常状態での運用時の電圧が１．００〔Ｐ．Ｕ．〕であるならば、１．００〜１．２０〔Ｐ．Ｕ．〕程度の範囲で設定し、例えば、ＶLK＝１．０５〔Ｐ．Ｕ．〕と予め設定しておく。
【０１８４】
このように第８の実施の形態によれば、負荷制限後の過渡的な電圧上昇が発生している間は、補正制御演算をロックするので、電圧上昇に伴って負荷の消費電力が増加し過剰に制御量が算出される場合でも、過剰制御を防止でき、信頼性の高い装置とすることができる。
【０１８５】
次に、本発明の第９の実施の形態及び第１０の実施の形態の電力系統の周波数安定化装置の各構成部及び手段の作用を図１と図２と図１７と図１８を参照しながら説明する。
【０１８６】
本発明の第９の実施の形態の電力系統の周波数安定化装置は、第１の実施の形態あるいは第２の実施の形態に記載の電力系統の周波数安定化装置の制御量演算部３において、需給アンバランス量を推定する際に用いる等価発電機モデルの慣性定数Ｍを、調整する演算条件設定手段３１０を備えた点に特徴を有している。
【０１８７】
次に、全体の処理の流れを図２と図１７と図１８とを用いて説明する。なお、系統状態計測部１及び周波数演算部２及び制御部４及び系統状態記憶部５の作用は、第１の実施の形態乃至第３の実施の形態のいずれかあるいは第５の実施の形態と同様であるので説明を省略する。
【０１８８】
図１７または図１８に示す制御量演算部３の演算条件設定手段３１０では、需給アンバランス量ΔＰを推定する際に用いる前述した（１．１）式中の等価発電機モデルの慣性定数Ｍを調整する。例えば、慣性定数Ｍを予め複数設定しておき、周波数変化率ｄｆ／ｄｔの大きさにより選択して演算に用いるようにする。
【０１８９】
具体的には、次の（９．１）式の関係を予め設定しておき、周波数演算部２で求めた周波数変化率ｄｆ／ｄｔを用いて、（９．１）式との関係と比較して、条件を満足する中で最も大きいαn（周波数変化率）に対応するＭnを演算に用いる慣性定数Ｍとして決定する。
【０１９０】
例えば、ｄｆ／ｄｔ≧α1及びｄｆ／ｄｔ≧α2の条件が成立する場合、α1＜α2…＜αnの関係から、α2に対応するＭ2を演算に用いる。これにより、周波数変化率ｄｆ／ｄｔが大きいほど大きな慣性Ｍnが選択されるので、慣性定数Ｍを固定値として用いた場合より、周波数変化率ｄｆ／ｄｔが大きい、つまり、周波数が急激に、且つ、大幅に変化する場合ほど、制御量が多めに算出されるようになる。
【０１９１】
ｄｆ／ｄｔ≧α1のときＭ1，ｄｆ／ｄｔ≧α2のときＭ2，…，
ｄｆ／ｄｔ≧αnのときＭn，ｄｆ／ｄｔ＜α1のときＭ1  ・・・・（９．１）
但し、α1＜α2…＜αn、且つ、Ｍ1＜Ｍ2…＜Ｍn
【０１９２】
ここで、αnは、周波数変化率ｄｆ／ｄｔであり予め設定しておく。Ｍnは、慣性定数であり予め設定しておく。それぞれｎは、設定値の総数。
【０１９３】
なお、第３の実施の形態の周波数平滑化処理手段２２と第５の実施の形態の制御演算開始判定手段３０と組み合わせて用いれば、前記のように、周波数変化率が大きい場合、つまり、周波数が急激に、且つ、大幅に低下あるいは上昇する場合に、初期の制御量が多めに制御されるので、初期制御後の周波数低下度合いが緩やかになり、補正制御の動作判定しきい値に達する（補正制御演算を開始する）までに時間的な余裕が生まれるので、平滑化処理に用いるデータ数を増やして平滑化処理の効果を高めることができ、補正制御演算において精度よく追加制御量を算出できる。
【０１９４】
このように第９の実施の形態によれば、需給アンバランス量を推定する際に用いる等価発電機モデルの慣性定数を、周波数変化率の大きさを用いて自動的に調整するので、実現象に応じた制御量を算出できる。また、第３の実施の形態の周波数平滑化処理手段と第５の実施の形態の制御演算開始判定手段と組み合わせた場合には、制御の緊急性が高い周波数変化率が大きい場合に初期の制御量が多めに制御されるので、制御後に時間的余裕が生まれるので、平滑化処理に用いるデータ数を増やして精度よく追加制御量を算出でき、運用性が高く制御量を高精度に算出する装置とすることができる。
【０１９５】
次に、本発明の第１０の実施の形態について説明する。
【０１９６】
第１０の実施の形態は、図１７または図１８の演算条件設定手段３１０において、需給アンバランス量を推定する際に用いる等価発電機モデルの慣性定数Ｍを、周波数変化率ｄｆ／ｄｔを用いて補正するものである。
【０１９７】
具体的には、演算条件設定手段３１０は、前述する（１．１）式中の慣性定数Ｍを、図１７または図１８の周波数演算部２で求めた周波数変化率ｄｆ／ｄｔを用いて、（１０．１）式及び（１０．２）式のようにして補正するものである。
【０１９８】
α＝ＫADJ・Δｆ ・・・・（１０．１）
ＭRE＝α・Ｍ    ・・・・（１０．２）
【０１９９】
ここで、Δｆは、周波数変化率ｄｆ／ｄｔである。ＫADJは、予め設定した係数である。Ｍは、予め設定した慣性定数であり、ＭREは補正後の慣性定数である。
【０２００】
なお、第３の実施の形態の周波数平滑化処理手段２２と第５の実施の形態の制御演算開始判定手段３０と組み合わせて用いれば、前記のように、周波数変化率が大きい場合、つまり、周波数が急激に、且つ、大幅に低下あるいは上昇する場合に、初期の制御量が多めに制御されるので、初期制御後の周波数の低下度合いが緩やかになる。このため補正制御の動作判定しきい値に達する（補正制御演算を開始する）までに時間的な余裕が生まれるので、平滑化処理に用いるデータ数を増やして平滑化処理の効果を高めることができ、補正制御演算において精度よく追加制御量を算出できる。
【０２０１】
このように第１０の実施の形態によれば、需給アンバランス量を推定する際に用いる等価発電機モデルの慣性定数を、周波数変化率の大きさを用いて自動的に調整するので、実現象に応じた制御量を算出できる。さらに、第３の実施の形態の周波数平滑化処理手段と第５の実施の形態の制御演算開始判定手段と組み合わせた場合には、制御の緊急性が高い周波数変化率が大きい場合に初期の制御量が多めに制御されるので、制御後に時間的余裕が生まれ、平滑化処理に用いるデータ数を増やして精度よく追加制御量を算出でき、運用性が高く制御量を高精度に算出する装置とすることができる。
【０２０２】
次に、本発明の第１１の実施の形態の電力系統の周波数安定化装置の各構成部及び手段の作用を図１と図２と図１９または図２０を参照しながら説明する。
【０２０３】
本発明の第１１の実施の形態に係わる電力系統の周波数安定化装置は、第１の実施の形態または第２の実施の形態に記載の電力系統の周波数安定化装置の制御量演算部３において、計測した電圧などの各種電気量を用いて、算出した制御量を補正する制御量補正演算手段３３を備える構成とした点に特徴を有している。
【０２０４】
次に、全体の処理の流れを図２と図１９と図２０を参照して説明する。なお、系統状態計測部１及び周波数演算部２及び制御部４及び系統状態記憶部５の作用と、これから説明する制御量補正演算手段３３以外の制御量演算部３の手段の作用は、第１の実施の形態あるいは第２の実施の形態と同様であるので説明を省略する。
【０２０５】
図１９または図２０の制御量補正演算手段３３では、算出した制御量ＰCUTを、計測した電圧などの各種電気量を用いて補正し、補正した制御量ＰCMを制御部４へ渡す。
【０２０６】
具体的には、系統状態記憶部５に保管しておいた周波数低下あるいは上昇が発生する前に計測した電圧Ｖ0と現在の電圧Ｖを用いて、算出した制御量ＰCUTを（１１．１）式と（１１．２）式を用いて補正を行いあるいは（１１．１）式と（１１．３）式を用いて補正する。なお、現在の電圧値の代わりに、制御実施後から現在までに計測した電圧の平均値を用いても良い。
【０２０７】
【数１５】
0004119077.tif 000016
【０２０８】
ここで、ＰCUTは、図１９に示すように第１の実施の形態と組み合わせた場合は、制御量ＰCUTであり、図２０に示すように第２の実施の形態と組み合わせた場合は、初期制御量ＰCUT1あるいは追加制御量ＰCUT2である。ＫPAは、負荷の電圧特性の割合を設定する定数である。ＫPBは、予め設定した係数である。αは、予め設定した電圧特性指数である。ＫfPは、予め設定した周波数特性定数〔％／Ｈｚ〕である。Δｆは、計測した周波数から求めた（基準周波数からの）周波数偏差〔Ｈｚ〕である。
【０２０９】
なお、制御量ＰCUTを補正する代わりに、推定した需給アンバランス量ΔＰを上記方法にて補正し、補正後のΔＰを用いて制御量ＰCUTを算出してもよい。
【０２１０】
このように本発明の第１１の実施の形態によれば、計測した各種電気量を用いて制御量を自動的に補正するので、実現象に即した制御量を算出でき、運用性の高い装置とすることができる。
【０２１１】
次に、本発明の第１２の実施の形態の電力系統の周波数安定化装置の各構成部及び手段の作用を図２と図２１と図２２を参照しながら説明する。
【０２１２】
本発明の第１２の実施の形態の電力系統の周波数安定化装置は、第１の実施の形態または第２の実施の形態に記載の電力系統の周波数安定化装置の制御量演算部３において、予め設定した所定の条件を基に、解列する負荷フィーダーあるいは発電機を選択する制御対象決定手段３４を備えた構成とした点に特徴を有している。
【０２１３】
次に、全体の処理の流れを図２と図２１及び図２２を用いて説明する。なお、系統状態計測部１及び周波数演算部２及び系統状態記憶部５の作用とこれから説明する制御対象決定手段３４以外の制御量演算部３の手段の作用は、第１の実施の形態あるいは第２の実施の形態と同様であるので説明を省略する。
【０２１４】
図２１または図２２の制御対象決定手段３４は、各制御量演算手段において算出した制御量（ＰCUTあるいはＰCUT1あるいはＰCUT2）に応じて、実際に系統から解列する負荷フィーダーあるいは発電機を選択する。例えば、系統状態計測部１において時々刻々と計測した各種電気量あるいは系統状態記憶部５において保管した定常時の各種電気量の中から、各負荷フィーダーの有効電力ＰLあるいは各発電機の有効電力ＰGを用いて、制御対象を選択する。
【０２１５】
ここで、周波数低下側において負荷制限の対象を決定する場合を例にとって説明すると、有効電力ＰLの大きな負荷フィーダーから順次解列対象として選択し、選択された負荷フィーダーの有効電力ＰLの合計値ＰLTと制御量を比較して、合計値ＰLTが制御量（ＰCUTあるいはＰCUT1あるいはＰCUT2）と同様か、大きくなったら、解列対象の選択を止め、それまでに選択した負荷フィーダーを解列対象として決定する。一方、周波数上昇側の場合は、有効電力ＰGの大きな発電機から順次解列対象として選択する。
【０２１６】
また、解列した場合に系統運用上あるいは需要家に対して影響が大きいかどうかを表わす重要度や解列した際の周波数低下あるいは上昇の抑止効果の大きさなど基にして遮断の優先順位を決め、この優先順位の高いものから順に制御対象として選択してもよい。
【０２１７】
この場合も、例えば、周波数低下側を例にとって説明すると、優先順位の高いものから順次解列対象として選択し、選択された負荷フィーダーの有効電力ＰＬの合計値ＰLTと制御量（ＰCUTあるいはＰCUT1あるいはＰCUT2）を比較して、合計値ＰLTが制御量と同様か、大きくなったら、解列対象の選択を止め、それまでに選択した負荷フィーダーを解列対象として決定する。
【０２１８】
制御部４では、制御量演算部３の制御対象決定手段３４の選択結果に基づいて、解列対象の負荷フィーダーあるいは発電機が接続されている遮断器に対して、開放指令を出力し、負荷制限を実施することで周波数低下あるいは上昇を防止する。
【０２１９】
なお、第３の実施の形態乃至第１１の実施の形態の各手段と適宜組み合わせて、周波数演算部２及び制御量演算部３を図２３に示すような構成としてもよい。個々の手段の作用は、第３の実施の形態形態乃至第７の実施の形態形態と同様であるので説明を省略する。
【０２２０】
このように本発明の第１２の実施の形態によれば、系統より解列する負荷フィーダーあるいは発電機を自動的に選択できるので、運用性に優れた装置とすることができる。
【０２２１】
次に、本発明の第１３の実施の形態の電力系統の周波数安定化装置について、図２４乃至図２９を参照しながら説明する。
【０２２２】
本発明の第１３の実施の形態の電力系統の周波数安定化装置は、第１の実施の形態または第２の実施の形態に記載の電力系統の周波数安定化装置において、監視対象の電気所が属するローカル系統と電力系統のその他の系統（主系統）との間の連系線の遮断器の開閉情報と電流，電圧，有効電力などを含む各種電気量とローカル系統内の発電機が運転されているかどうかを示す発電機の解併列情報を測定あるいは収集すると共に、予め設定し保管したローカル系統内の発電機の定格出力，慣性定数などを含む各種発電機情報と前記収集した発電機の解併列情報を用いて、連系線上からみたローカル系統側を１機の等価発電機モデルで表わした場合の等価発電機モデルの慣性定数を、所定の演算により算出し、算出した慣性定数を需給アンバランス量を推定する際に用いる発電機の慣性定数とするようにした点に特徴を有している。
【０２２３】
図２４は、本発明の第１３の実施の形態の電力系統の周波数安定化装置の全体構成図、図２５は、系統状態推定部の構成図である。
【０２２４】
図２４において、監視対象の電気所１０７が属するローカル系統１０３と電力系統のその他の系統（主系統１０１）とを連系する送電線１０２を接続する電気所１０７端に、系統状態推定部１３０（図示黒塗部分）を設置して、ローカル系統１０３内の監視対象とする各電気所１０７毎に、系統状態計測部１と周波数演算部２と制御量演算部３と制御部４と系統状態記憶部５を一つのセットとしてそれぞれ設置して、情報通信網である通信ネットワーク１１５で接続し、必要な情報をお互いに送受信する。
【０２２５】
系統状態推定部１３０は、図２５に示すように、連系線１０２の電流，電圧，有効電力，遮断器１０６の開閉情報を入力する一方、発電機の解併列情報を入力して系統状態を推定し、推定した慣性定数を情報通信装置１１４から通信ネットワーク１１５へ出力する。
【０２２６】
系統状態推定部１３０は、図２６に示す具体例のように、連系線状態計測手段６１と発電機運転状態把握手段６２と慣性定数演算手段６３と系統構成把握手段６４と発電機情報記憶手段６５とから構成されている。
【０２２７】
系統状態推定部１３０の連系状態計測手段６１では、連系線１０２の遮断器１０６の開閉情報と電流，電圧，有効電力などを含む各種電気量を時々刻々と計測あるいは収集し、系統状態推定部１３０の系統構成把握手段６４に渡す。
【０２２８】
次に、発電機運転状態把握手段６２では、発電機の運転状態を示す発電機の解併列情報、つまり、発電機が接続されている遮断器の開閉情報を、ローカル系統内の監視対象とする発電所毎に設置した系統状態計測部１を介して収集し、慣性定数演算手段６３へ渡す。
【０２２９】
次に、発電機情報記憶手段６５では、ローカル系統内の発電機の定格出力，慣性定数などを含む各種発電機情報を予め設定し保管しておき、必要に応じて各手段に出力する。図２９は、発電機情報記憶手段６５の発電機情報のデータベースの概念図である。
【０２３０】
次に、慣性定数演算手段６３では、発電機情報記憶手段６５に保管した発電機の定格出力，慣性定数などを含む各種発電機情報と発電機運転状態把握手段６２にて収集した発電機の解併列情報を用いて、連系線上からみたローカル系統１０３側を１機の等価発電機モデルで表わした場合の等価発電機モデル１１２の慣性定数Ｍを、所定の演算により算出する。
【０２３１】
具体的には、発電機の解併列情報からローカル系統１０３に接続されている発電機を確認して、系統に接続されている発電機の定格出力，慣性定数などの各種発電機情報を発電機情報記憶手段６５から呼び出して用いて、次の（１３．１）式から慣性定数を定格出力で加重平均した値ＭCALを演算により求める。
【０２３２】
【数１６】
0004119077.tif 000017
【０２３３】
ここで、ｍは、分離系統内で運転している発電機の総数。ｎは、発電機の通し番号（図２９のｎと同様）。
【０２３４】
次に、系統構成把握手段６４では、連系線状態計測手段６１で収集した連系線の遮断器の開閉情報を用いて、連系線の遮断器が開放されてローカル系統１０３が分離系統となっていることを確認する。そして、分離系統となっている場合には、慣性定数演算手段６３で求めた等価発電機モデル１１２の慣性定数ＭCALを、ローカル系統１０３内の監視対象の電気所毎に設置したそれぞれの制御量演算部３へ渡す。
【０２３５】
監視対象の電気所毎に設置したそれぞれの制御量演算部３において、需給アンバランス量を推定する際に用いる前述した（１．１）式中の慣性定数Ｍに、慣性定数演算手段６３で算出した慣性定数ＭCALを用いて需給アンバランス量を推定する。
【０２３６】
なお、ここで、遮断されると分離系統となる連系線がローカル系統内に複数個所ある場合には、慣性定数ＭCALを次のようにして求める。
【０２３７】
まず、各連系線がそれぞれ遮断された場合の分離系統の系統構成を事前に調査すると共に、各連系線がそれぞれ遮断された場合に分離系統内にどの発電機が属するのかを調査する。そして、各連系線遮断ケース毎に、図２９に示すようなデータベース作成し、発電機情報記憶手段６５において予め設定し保管しておく。連系線状態計測手段６１では、各連系線の遮断器の開閉情報を収集して、系統構成把握手段６４に渡す。
【０２３８】
発電機運転状態把握手段６２では、ローカル系統１０３内の監視対象とする発電所毎に設置した系統状態計測部１によって発電機の運転状態を示す発電機の解併列情報を収集し、慣性定数演算手段６３へ渡す。
【０２３９】
系統構成把握手段６４では、収集した連系線の遮断器の開閉情報を用いて、遮断された連系線を確認して、その結果を慣性定数演算手段６３に渡す。
【０２４０】
慣性定数演算手段６３では、系統構成把握手段６４の結果を用いて、発電機情報記憶手段６５に予め設定し保管しておいた複数のデータベースの中から、遮断された連系線に対応するデータベースを選択して、演算に用いる。
【０２４１】
選択された発電機情報記憶手段６５に保管の発電機の定格出力，慣性定数などの各種発電機情報と収集した発電機の解併列情報を用いて、分離系統に接続されている発電機を確認して、等価発電機モデル１１２の慣性定数ＭCALを、前述する（１３．１）式から演算により算出する。
【０２４２】
図２７及び図２８は、系統状態推定部１３０と組み合わせる周波数安定化装置の構成図である。
【０２４３】
図２７の場合には、系統状態推定部１３０によって得られた等価発電機モデル１１２の慣性定数ＭCALが制御量演算部３の初期制御演算手段３１’及び補正制御演算手段３２の演算に用いられる。
【０２４４】
また、図２８の場合には、系統状態推定部１３０によって得られた等価発電機モデル１１２の慣性定数ＭCALが主制御演算手段３１の演算に用いられる。
【０２４５】
このように本発明の第１３の実施の形態によれば、需給アンバランス量を推定する際に用いる等価発電機モデルの慣性定数を正確に算出できるので、高精度の装置とすることができる。
【０２４６】
次に、本発明の第１４の実施の形態の電力系統の周波数安定化装置の各構成部及び手段の作用を、図１と図３０乃至図３４を参照しながら説明する。
【０２４７】
本発明の第１４の実施の形態の電力系統の周波数安定化装置は、第２の実施の形態に記載の電力系統の周波数安定化装置において、分離系統内の一部の周波数安定化装置が故障などにより不動作であった場合に、正動作する装置において、故障装置が実施すべき負荷制限あるいは電源制限分を考慮して制御を実施するようにしている。図３１は、本発明の第１４の実施の形態の電力系統の周波数安定化装置の一実施例の構成図である。
【０２４８】
次に、全体の処理の流れを図３０乃至図３４を用いて説明する。なお、系統状態計測部１、周波数演算部２、制御部４及び系統状態記憶部５の作用と、制御量演算部３の以下に説明する手段以外の作用は、第１の実施の形態と同じであるので説明を省略する。
【０２４９】
本周波数安定化装置は、図３１に示すようにローカル系統内の監視対象とする各電気所に本装置を分散配置して、それぞれの装置毎にローカル系統内の需給アンバランス量を推定して、推定した需給アンバランス量に基づいて負荷制限量あるいは電源制限量を算出し、制御を実施してローカル系統内の需給アンバランスを解消し、周波数低下あるいは上昇が発生する前の定常時の周波数（基準周波数）に制御する。
【０２５０】
しかし、ローカル系統内の一部の周波数安定化装置において装置故障等が発生し制御が実施されないと、ローカル系統全体としては制御量が不足し、周波数低下あるいは上昇し続ける可能性が考えられる。このため、正動作する残りの周波数安定化装置において、故障した装置が制御すべき制御量分を多く制御すれば、不足分は解消されるので、周波数低下あるいは上昇を抑制して、周波数低下あるいは上昇が発生する前の定常時の周波数（基準周波数）に制御可能である。
【０２５１】
以下に、誤不動作装置があった場合の正動作する装置側での処理を説明する。正動作装置において不足分を考慮して制御を実施する必要がある場合は、次のような場合が考えられる。例えば、自端以外の不特定多数の装置で装置故障等が発生し、初期制御及び追加制御が共に実施されなかった場合あるいは全装置とも初期制御は正動作し、追加制御が自端以外の不特定多数の装置で実施されなかった場合などが考えられる。
【０２５２】
まず初めに、正動作する周波数安定化装置の制御演算開始判定手段３０において、計測した周波数などの各種電気量と予め設定した所定の条件を用いて、追加制御を実施するか、実施しないかの判定を行う。例えば、計測した周波数を用いて追加制御を実施するか、実施しないかの判定を行う場合には、予め設定した動作判定しきい値ｆLMと初期制御後の周波数ｆを比較すると共に、周波数変化率ｄｆ／ｄｔを観測して、以下のように判定する。
【０２５３】
ｄｆ／ｄｔ≦０、且つ、ｆがｆLM以内ならば追加制御不要と判定  （１４．１）ｄｆ／ｄｔ＞０、且つ、ｆがｆLM超ならば追加制御必要と判定    （１４．２）ここで、ｄｆ／ｄｔは、周波数上昇側では、上昇傾向のとき正とする。周波数低下側では、低下傾向のとき正とする。
【０２５４】
“追加制御必要と判定”した場合には、補正制御演算手段３２で、不足制御分を含めた初期制御実施後のローカル系統内の需給アンバランス量ΔＰC2を推定し、推定したΔＰC2に応じた追加制御量ＰCUT2を決定する。
【０２５５】
以下に、不足制御分を含めた需給アンバランス量ΔＰC2の推定方法を説明する。例えば、周波数低下側で自端以外の不特定多数の装置で初期制御及び追加制御が共に実施されなかった場合を例にとって説明する。
【０２５６】
図３１に示すようなローカル系統において、ローカル系統内の負荷変電所Ａ１からＡ５にそれぞれＰL1からＰL5の負荷があり、各負荷変電所でほぼ一律に負荷をα（＝ΔＰC1）［％］づつ遮断したとすると、ローカル系統全体の制御量ＰC1Tは（１４．３）式のようになる。なお、ＰLn・ΔＰC1が、各電気所における制御量である。
【０２５７】
【数１７】
0004119077.tif 000018
【０２５８】
次に、誤不動作装置があると仮定した場合、図３２に示すように、このときの正動作装置の割合をβとし、β＝（１−誤不動作装置の割合）と定義する。例えば、負荷変電所Ａ１からＡ３の装置が正動作して、その割合βが６０［％］であったとすると、（１−β）＝（１−０．６）＝４０［％］が誤不動作装置の割合（Ａ４とＡ５）となる。
【０２５９】
正動作装置において、不動作分を含んだ制御を実施することを考えると、（１４．４）式に示すように自端で１／β分多く制御すれば不足分を補うことができる。
【０２６０】
【数１８】
0004119077.tif 000019
【０２６１】
よって、不特定多数の誤不動作装置があった場合の初期制御後の需給アンバランス量ΔＰＣ２の推定式は、初期制御がβ［％］しか制御されていないことを考慮すると（１４．５）式となる。つまり、（２．１３）式をそのまま用いれば良い。なお、簡単のため負荷の増減特性係数ａafを考慮しない推定式を用いた。
【０２６２】
負荷の増減特性係数ａbf，ａafを考慮した場合も同様に、ΔＰC2の推定式は、初期制御がβ［％］しか制御されていないことを考慮すると（１４．６）式あるいは（１４．７）式となり、（２．３）式あるいは（２．１８）式をそのまま用いれば良いことがわかる。
【０２６３】
【数１９】
0004119077.tif 000020
【０２６４】
本実施の形態によれば、誤不動作装置が不特定多数あった場合でも、正動作装置において不足制御分を含めた制御量を算出できるので、システムとして信頼性の高い周波数安定化装置を提供できる。
【０２６５】
また、本第１４の実施の形態の電力系統の周波数安定化装置では、監視対象の電気所が属する系統内の一部の電気所にのみ本周波数安定化装置を設置するようにした場合にも、対応することができる。図３３は、この場合の電力系統の周波数安定化装置の一実施例の構成図である。
【０２６６】
以下に、全体的な処理の流れを図３３と図３４を用いて説明する。なお、系統状態計測部１及び周波数演算部２及び制御部４及び系統状態記憶部５の作用と、制御量演算部３の以下に説明する手段以外の作用は、第２の実施の形態と同じであるので説明を省略する。
【０２６７】
本実施の形態では、図３３に示すようにローカル系統内の一部の電気所にのみ本周波数安定化装置を設置して、それぞれ装置毎におのおの独立して周波数を監視し、対策が必要な場合には制御量の算出と制御を実施する。
【０２６８】
しかし、第２の実施の形態の電力系統の周波数安定化装置は、ローカル系統内に属する全ての電気所において、一律の制御が実施されないと、ローカル系統全体としては制御量が不足し、周波数低下あるいは上昇し続ける可能性が考えられる。このため、本実施の形態では、一部の電気所にのみ周波数安定化装置を設置するシステム構成として、各周波数安定化装置において、周波数安定化装置が設置されていない電気所で制御すべき制御量分を含んだ制御量を算出するようにする。
【０２６９】
以下に、処理を説明する。まず、初期制御演算手段３１’にて、監視対象の電気所が属するローカル系統の需給アンバランス量ΔＰC1を所定の演算により推定し、推定した需給アンバランス量ΔＰC1と電気所内の定常時の総負荷量あるいは総発電量（＝ＰLOT）を用いて初期制御量ＰCUT1を算出する。具体的な作用は、第１の実施の形態と同じであるので説明を省略する。
【０２７０】
次に、制御演算開始判定手段３０において、追加制御を実施するか、実施しないかの判定を行う。具体的な作用は、図３１，図３２で説明した誤不動作の周波数安定化装置がある場合と同じであるので説明を省略する。なお、“追加制御必要と判定”した場合には、補正制御演算手段３２では、本装置が設置されていない電気所分も考慮した初期制御実施後の需給アンバランス量ΔＰC2を推定して、推定したΔＰC2に応じて追加制御量ＰCUT2を決定する。
【０２７１】
具体的には、例えば、周波数低下側を例にとって説明すると、図３３に示すようなローカル系統において、ローカル系統内の負荷変電所Ａ１からＡ５にそれぞれＰL1からＰL5の負荷があり、負荷変電所Ａ１からＡ３に本周波数安定化装置を分散設置して監視・制御しているとする。次に、図３１，図３２で説明した正動作装置の割合βについて、装置が設置されている＝正動作装置があるのと同じ，装置が設置されていない＝誤不動作装置があるのと同じ，と考え、本装置が設置されている電気所で制御すべき制御量を考えると、（１４．４）式に示す通り、自端で１／β分多く制御すれば不足分を補うことができる。同様に、装置が設置されていない電気所分を考慮した初期制御後の需給アンバランス量ΔＰC2の推定式を考えると、初期制御量ＰCUT1は、ローカル系統全体でみればβ［％］しか制御されていないことを考慮すると、やはり（１４．５）式乃至（１４．７）式に示すようになる。
【０２７２】
つまり、一部の電気所にのみ本装置が設置されるシステム構成の場合でも、装置が設置されている電気所で１／β分多く制御すれば不足分を補うことができるので、一部の電気所にのみ本装置を設置する形態の場合の推定式は、ローカル系統内の全ての電気所に本周波数安定化装置を設置した場合の推定式（２．３）式あるいは（２．１８）式と同じとなる。
【０２７３】
これらのことから、監視対象外の負荷が存在した場合や、発電所の所内負荷などのような制御不可能な負荷あるいは送電損失の有効電力分ＰLOSSなどが存在した場合でも、それらに対する制御量も含んだ追加制御量が本装置で算出できることがわかる。
【０２７４】
本実施の形態によれば、電力系統内の一部の電気所にのみ本装置を設置することで、ローカル系統の周波数低下あるいは上昇を抑制し、基準周波数に制御できるので、システムを簡素化できる。また、監視対象外の負荷や制御不可能な負荷あるいは送電損失などが存在した場合でも、これらに対する制御量も含め追加制御量を算出できるので、信頼性や運用性の高い周波数安定化装置を提供できる。
【０２７５】
次に、本発明の第１５の実施の形態の電力系統の周波数安定化装置の各構成部及び手段の作用を、図１と図２と図３５を参照しながら説明する。
【０２７６】
本発明の第１５の実施の形態の電力系統の周波数安定化装置は、第２の実施の形態の電力系統の周波数安定化装置の制御量演算部において、求めた周波数変化率を用いて、制御目標周波数を見直すようにしている。図３５は、制御量演算部の構成図である。
【０２７７】
次に、全体の処理の流れを図２と図３５を用いて説明する。なお、系統状態計測部１及び周波数演算部２及び制御部４及び系統状態記憶部５の作用と制御量演算部３の以下に説明する手段以外の作用は、第２の実施の形態と同じであるので説明を省略する。
【０２７８】
制御目標周波数設定手段３０１では、周波数変化率ｄｆ／ｄｔと予め設定した制御目標周波数切り換えしきい値ΔｆTRGを用いて、周波数変化率の大きさに応じて制御目標周波数を切り換える。
【０２７９】
ｄｆ／ｄｔ≧ΔｆTRG  ならば、
制御目標周波数を基準周波数に設定            ・・・・（１５．１）
ｄｆ／ｄｔ＜ΔｆTRG  ならば、
制御目標周波数を初期制御実施時点の周波数に設定・・・（１５．２）
【０２８０】
「制御目標周波数を基準周波数に設定」と判定した場合には、第１の実施の形態において説明した方法で初期制御量ＰCUT1と追加制御量ＰCUT2を求める。
【０２８１】
「制御目標周波数を初期制御実施時点の周波数に設定」と判定した場合には、追加制御量ＰCUT2を以下の通り算出する。
【０２８２】
ΔＰC1の推定方法は、第２の実施の形態と同じであるので説明を省略する。初期制御量ＰCUT1は、推定した需給アンバランス量ΔＰC1と初期制御直前の電気所内の総負荷量あるいは総発電量（＝ＰLC1T）を用いて（１５．３）式から算出する。
【０２８３】
ＰCUT1＝ＰLCIT・ΔＰC1  ・・・・（１５．３）
【０２８４】
次に、補正制御演算手段３２では、第２の実施の形態で説明したようにΔＰC2を推定する。追加制御量ＰCUT2は、推定した需給アンバランス量ΔＰC2と初期制御直前の電気所内の総負荷量あるいは総発電量（＝ＰLC1T）を用いて（１５．４）式から算出する。
【０２８５】
ＰCUT2＝ＰLCIT・ΔＰC2  ・・・・（１５．４）
【０２８６】
このようにして求めた追加制御量ＰCUT2を制御部４へ渡すと共に、系統状態記憶部５において保管する。
【０２８７】
「制御目標周波数を初期制御実施時点の周波数に設定」の場合には、補正制御演算で、初期制御実施時点の周波数に制御するための制御量を算出する。つまり、初期制御実施時点のローカル系統内の総負荷量と総発電量のアンバランスを推定することになる。一方、「制御目標周波数を基準周波数に設定」の場合は、基準周波数に制御するための制御量を算出する。つまり、系統分離発生時のアンバランス（ローカル系統内の定常時の総需要に対する遮断された連系線事前潮流の割合）を推定することになる。前者の特徴は、初期制御時点の需給アンバランスと同量の制御を行って、まず、周波数低下あるいは上昇を防止し、本装置以外の制御（例えば、発電機の出力増加・低下など）によって、基準周波数に安定化するものであり、後者は、初期の需給アンバランス、つまり、連系線事前潮流分の等量制御を行って、基準周波数に安定化する。
【０２８８】
本実施の形態によれば、周波数変化率によって目標制御周波数を選択するので、周波数低下率が大きく制御の緊急性が高い場合には制御量が多く算出され、周波数抑止効果が高くなる。また、周波数低下率が小さく安定化制御の緊急性が低い場合には制御量が少なく算出され、発電機の出力増加の制御により基準周波数に制御するので、停電区間を最小化できる。
【０２８９】
次に、本発明の第１６の実施の形態の電力系統の周波数安定化装置の各構成部及び手段の作用を図１、図２と図３０、図３６を参照しながら説明する。
【０２９０】
本発明の第１６の実施の形態の電力系統の周波数安定化装置は、まず第１番目として、第２の実施の態様の電力系統の周波数安定化装置の制御量演算部において、負荷フィーダーあるいは発電機の有効電力から算出した係数を用いて、算出した周波数変化率などの各種電気量の変化分や計測した周波数などを補正するようにしている。図３６は、その制御量演算部の構成図である。
【０２９１】
次に、全体の処理の流れを説明する。なお、系統状態計測部１及び周波数演算部２及び制御部４及び系統状態記憶部５の作用と制御量演算部３の以下に説明する手段以外の作用は、第２の実施の形態と同じであるので説明を省略する。
【０２９２】
具体的には、周波数補正手段３０２において、周波数演算部２で求めた周波数変化率ｄｆ／ｄｔを、負荷の増減特性係数ａbf，ａafを用いて、（１６．１）式乃至（１６．３）式のように補正する。なお、負荷の増減特性係数ａbf，ａafの算出方法は、第２の実施の形態と同じであるので説明を省略する。
【０２９３】
α＝ＫADJ2・ａbf  ・・・・（１６．１）
あるいは
α＝ＫADJ2・ａaf  ・・・・（１６．２）
ΔｆRE＝α・Δｆ  ・・・・（１６．３）
【０２９４】
ここで、Δｆは、周波数変化率ｄｆ／ｄｔであり、添字のＲＥは補正後の値であることを示す。ＫADJ2は、予め設定した係数である。系統分離直後は、（１６．１）式を使用し、初期の負荷制限あるいは追加の負荷制限直後には、（１６．２）式を用いる。
【０２９５】
本実施の形態によれば、需給アンバランス量を推定する際に用いる周波数変化率を、負荷の増減特性を表わす係数を用いて自動的に補正するため、負荷の電圧特性により負荷量が増加した場合でも精度よく追加制御量を算出できるので、推定精度の高い電力系統の周波数安定化装置を提供できる。
【０２９６】
次に、本実施の形態の第２番目として、第２の実施の形態の電力系統の周波数安定化装置の制御量演算部の周波数補正手段３０２において、電圧から算出した係数を用いて、算出した周波数変化率などの各種電気量の変化分や計測した周波数などを補正するようにしている。
【０２９７】
具体的には、周波数補正手段３０２において、周波数演算部２で求めた周波数変化率ｄｆ／ｄｔを、電圧変動係数ａbfv，ａafvを用いて（１６．４）式乃至（１６．６）式のように補正する。なお、電圧変動係数ａbfv，ａafvの算出方法は、第２の実施の形態と同じであるので説明を省略する。
【０２９８】
α＝ＫADJ3・ａbfv  ・・・・（１６．４）
あるいは
α＝ＫADJ3・ａafv  ・・・・（１６．５）
ΔｆRE＝α・Δｆ   ・・・・（１６．６）
【０２９９】
ここで、Δｆは、周波数変化率ｄｆ／ｄｔであり、添字のＲＥは補正後の値であることを示す。ＫADJ3は、予め設定した係数である。系統分離直後は、（１６．４）式を使用し、初期の負荷制限あるいは追加の負荷制限直後には、（１６．５）式を用いる。
【０３００】
本実施の形態によれば、需給アンバランス量を推定する際に用いる周波数変化率を、電圧変動特性を表わす係数を用いて自動的に補正するため、系統分離後の電圧低下や制御を実施した際に発生する電圧上昇の影響を除去でき精度よく追加制御量を算出できるので、推定精度の高い電力系統の周波数安定化装置を提供できる。
【０３０１】
次に、本発明の第１７の実施の形態の電力系統の周波数安定化装置の各構成部及び手段の作用を図１、図２、図４と図３７を参照しながら説明する。
【０３０２】
本発明の第１７の実施の形態の電力系統の周波数安定化装置は、第２の実施の態様の電力系統の周波数安定化装置の制御量演算部において、監視対象の電気所が属する系統内の発電機の慣性定数を推定するようにした。図３７は、本発明に係わる電力系統の周波数安定化装置の制御量演算部の一実施例の構成図である。
【０３０３】
以下に、全体の処理の流れを説明する。なお、系統状態計測部１及び周波数演算部２及び制御部４及び系統状態記憶部５の作用と制御量演算部３の以下に説明する手段以外の作用は、第２の実施の形態と同じであるので説明を省略する。
【０３０４】
図３７に示す慣性定数推定手段３５では、前述の（２．１０）式を用いて、連系線上からみたローカル系統側を図４に示すような１機の発電機で表わした際の等価発電機モデルの慣性定数Ｍを推定する。なお、（２．１０）式において、有効電力から算出した負荷増減特性係数ａbf，ａafの代わりに、計測した電圧から算出した負荷特性増減係数ａbfv，ａafvを用いてもよい。初期負荷制限後の負荷量Ｐｅ（ｔ＋）は、第２の実施の形態で説明したように、電気所内の定常時の総負荷量ＰLOTから初期制御量ＰCUT1分遮断したものであり、よって、Ｐｅ（ｔ＋）＝ＰL（ｔ＋）＝（ＰL0−ＰCUT1）＝（１−ΔＰC1）、とする。
【０３０５】
推定した慣性定数Ｍestは、系統状態記憶部５に保管しておき、後日、周波数低下あるいは上昇が発生した際に、初期制御演算手段３１’において、初期制御前の需給アンバランス量ΔＰC1の推定式（１．１）式のＭとして用いる。このようにすれば、実系統の慣性定数を用いることができるので、より高精度に需給アンバランス量を推定できる。
【０３０６】
本実施の形態によれば、監視対象の電気所端のみで計測あるいは収集可能な情報のみで、監視対象の電気所が属する系統内の発電機を１機で表わした場合の等価発電機モデルの慣性定数を推定することができる。
【０３０７】
次に、本発明の第１８の実施の形態の電力系統の周波数安定化装置の各構成部及び手段の作用を図１、図２と図３０、図３８を参照しながら説明する。
【０３０８】
本発明の第１８の実施の形態の電力系統の周波数安定化装置は、第２の実施の形態の電力系統の周波数安定化装置の制御量演算部において、初期あるいは追加の負荷制限あるいは電源制限を実施した前と後の負荷フィーダーあるいは発電機の有効電力から算出した係数を用いて、算出した制御量を補正するようにしている。図３８は、その制御量演算部の構成図である。
【０３０９】
次に、全体の処理の流れを説明する。なお、系統状態計測部１及び周波数演算部２及び制御部４及び系統状態記憶部５の作用とこれから説明する制御量補正演算手段３３以外の制御量演算部３の手段の作用は、第２の実施の形態と同じであるので説明を省略する。
【０３１０】
制御量補正演算手段３３では、算出した制御量ＰCUT（追加制御量ＰCUT2）を、負荷増減特性係数ａafを用いて（１８．１）式のように補正する。なお、負荷増減特性係数ａafの算出方法は、第２の実施の形態と同じであるので説明を省略する。
【０３１１】
具体的には、負荷増減特性係数ａafを用いて、算出した制御量ＰCUTを（１８．１）式を用いて補正する。
【０３１２】
【数２０】
0004119077.tif 000021
【０３１３】
ここで、αpcは、予め設定した係数であり、ＰCUTは、追加制御量ＰCUT2である。
【０３１４】
なお、制御量ＰCUTを補正する代わりに、推定した需給アンバランス量ΔＰ（ΔＰC1あるいはΔＰC2）を上記方法にて補正し、補正後のΔＰを用いて制御量ＰCUTを算出してもよい。
【０３１５】
本実施の形態によれば、負荷の増減特性を表わす係数を用いて制御量を自動的に補正するので、負荷の電圧特性により負荷量が変化した場合でも精度よく追加制御量を算出できるので、負荷の電圧特性を考慮した推定精度の高い電力系統の周波数安定化装置を提供できる。
【０３１７】
【発明の効果】
請求項１の発明によれば、遮断済みの制御量の合計値と周波数変化率のみで、監視対象の電気所が属する系統内の需給アンバランス量を推定できるので、演算のためのパラメータ設定が必要なく、また、推定した需給アンバランス量から制御量を算出するので需要の増減などの系統状態が変化しても対応でき、系統運用者の負担を低減でき、また、追加制御を繰り返し実施するので不足制御を防止できる。また、監視対象の電気所端のみで計測あるいは収集可能な情報のみで、需給アンバランス量を推定し、推定した需給アンバランス量に基づいて制御量を算出できるので、電力系統内の各所において計測した情報を収集する必要がなく広域の情報伝送網も不要で、システム規模を小さくできる。また、監視対象の電気所毎に個別に監視，制御が実施できるので、装置構成が簡素で制御性が高く運用性や保守性に優れた装置を提供できる。
【０３１８】
また、請求項２の発明によれば、系統分離に伴う電圧変化によるローカル系統内の負荷の増減とか、ローカル系統内の負荷制限や電源制限に伴う電圧変動による負荷の増減をそれぞれ考慮した需給アンバランスの推定を行えるので、推定精度を高めることができる。また、電圧変動の影響を除去するための周波数の平滑化処理を削除あるいは平滑化処理に用いるデータ区間長の短縮を図ることができため、追加制御量を短時間に算出できる。
【０３１９】
また、請求項３の発明によれば、計測した電圧から算出した電圧変動係数として、負荷の増減特性係数を求めることにより、電圧変動を考慮した需給アンバランス量の推定を行えるので、推定精度を高めることができる。また、電圧変動の影響を除去するための周波数の平滑化処理を削除あるいは平滑化処理に用いるデータ区間長の短縮を図ることができため、追加制御量を短時間に算出できる。
【０３２０】
また、請求項４の発明によれば、需給アンバランス量を求める際に用いる各種電気量に平滑化処理を施しているので、周波数が異常に変動する場合でも、精度良く需給アンバランス量を推定でき、且つ、推定結果のばらつきを防止するので、高精度で高信頼度の装置を提供できる。
【０３２１】
また、請求項５の発明によれば、予測した将来の周波数やその周波数変化率を用いて演算を行うので、実測値を用いて演算する場合より早い時点で演算結果を得ることができ、早い時点で制御を実施でき、周波数の異常変動を短時間で安定化する装置とすることができる。
【０３２２】
また、請求項６の発明によれば、予め設定した条件を基にして、段階的に制御が実施できるので、系統運用に合わせた制御が可能であり運用性の高い装置とすることができる。
【０３２３】
また、請求項７の発明によれば、複数の周波数安定化装置間で動作条件を違えることができるので、協調を取った安定化制御により必要以上の解列を防止できる。
【０３２４】
また、請求項８の発明によれば、負荷制限後の過渡的な電圧上昇が発生している間は、補正制御演算をロックするので、電圧上昇に伴って負荷の消費電力が増加し過剰に制御量が算出される場合でも、過剰制御を防止できる。
【０３２５】
また、請求項９の発明によれば、負荷制限後の過渡的な電圧上昇が発生している間は、補正制御演算をロックするので、電圧上昇に伴って負荷の消費電力が増加し過剰に制御量が算出される場合でも、過剰制御を防止できる。
【０３２６】
また、請求項１０の発明によれば、需給アンバランス量を推定する際に用いる等価発電機モデルの慣性定数を、周波数変化率の大きさを用いて調整するので、実現象に応じた制御量を算出できる。
【０３２７】
また、請求項１１の発明によれば、需給アンバランス量を推定する際に用いる等価発電機モデルの慣性定数を、周波数変化率の大きさを用いて調整するので、実現象に応じた制御量を算出できる。
【０３２８】
また、請求項１２の発明によれば、計測した各種電気量を用いて制御量を補正するので、実現象に即した制御量を算出でき、運用性の高い装置とすることができる。
【０３２９】
また、請求項１３の発明によれば、系統より解列する負荷フィーダーあるいは発電機を選択できるので、運用性に優れた装置とすることができる。
【０３３０】
また、請求項１４の発明によれば、需給アンバランス量を推定する際に用いる等価発電機モデルの慣性定数を正確に算出できるので、高精度の装置とすることができる。
【０３３１】
また、請求項１５の発明によれば、誤不動作装置が不特定多数あった場合でも、正動作装置において不足制御分を含めた制御量を算出できるので、システムとして信頼性の高い周波数安定化装置を提供できる。
【０３３２】
また、請求項１６の発明によれば、電力系統内の一部の電気所にのみ本装置を設置することで、ローカル系統の周波数低下あるいは上昇を抑制し、基準周波数に制御できるので、システムを簡素化できる。また、監視対象外の負荷や制御不可能な負荷あるいは送電損失などが存在した場合でも、これらに対する制御量も含め追加制御量を算出できるので、信頼性や運用性の高い周波数安定化装置を提供できる。
【０３３３】
また、請求項１７の発明によれば、周波数変化率によって目標制御周波数を選択するので、周波数低下率が大きく制御の緊急性が高い場合には制御量が多く算出され、周波数抑止効果が高くなる。また、周波数低下率が小さく安定化制御の緊急性が低い場合には制御量が少なく算出され、発電機の出力増加の制御により基準周波数に制御するので、停電区間を最小化できる。
【０３３４】
また、請求項１８の発明によれば、需給アンバランス量を推定する際に用いる周波数変化率を、負荷の増減特性を表わす係数を用いて自動的に補正するため、負荷の電圧特性により負荷量が増加した場合でも精度よく追加制御量を算出できるので、推定精度の高い電力系統の周波数安定化装置を提供できる。
【０３３５】
また、請求項１９の電力系統の周波数安定化装置によれば、需給アンバランス量を推定する際に用いる周波数変化率を、電圧変動特性を表わす係数を用いて自動的に補正するため、電圧変動の影響を除去でき精度よく追加制御量を算出できるので、推定精度の高い電力系統の周波数安定化装置を提供できる。
【０３３６】
また、請求項２０の発明によれば、監視対象の電気所端のみで計測あるいは収集可能な情報のみで、監視対象の電気所が属する系統内の発電機を１機で表わした場合の等価発電機モデルの慣性定数を推定することができる。
【０３３７】
また、請求項２１の発明によれば、負荷の増減特性を表わす係数を用いて制御量を自動的に補正するので、負荷の電圧特性により負荷量が変化した場合でも精度よく追加制御量を算出できるので、負荷の電圧特性を考慮した推定精度の高い電力系統の周波数安定化装置を提供できる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明を適用する電力系統の周波数安定化装置の全体構成図である。
【図２】本発明の電力系統の周波数安定化装置の実施の形態を示す構成図である。
【図３】本発明の第１の実施の形態に係わる電力系統の周波数安定化装置の構成図である。
【図４】本発明を適用する電力系統の周波数安定化装置が扱う等価系統モデルを示す図である。
【図５】本発明の第２の実施の形態に係わる電力系統の周波数安定化装置の構成図である。
【図６】本発明の負荷の増減特性係数の概念図である。
【図７】本発明の第３の実施の形態に係わる電力系統の周波数安定化装置の構成図である。
【図８】本発明の第４の実施の形態に係わる電力系統の周波数安定化装置の構成図である。
【図９】図８の他の実施の形態に係わる電力系統の周波数安定化装置の構成図である。
【図１０】本発明の第５の実施の形態に係わる電力系統の周波数安定化装置の構成図である。
【図１１】図１０の電力系統の周波数安定化装置の処理を示す第１フローチャートである。
【図１２】図１０の電力系統の周波数安定化装置の処理を示す第２フローチャートである。
【図１３】図１０の他の実施の形態に係わる電力系統の周波数安定化装置の構成図である。
【図１４】図１３の電力系統の周波数安定化装置の処理を示す第１フローチャートである。
【図１５】図１３の電力系統の周波数安定化装置の処理を示す第２フローチャートである。
【図１６】図１３の電力系統の周波数安定化装置の別の他の実施の形態に係る電力系統の周波数安定化装置の処理を示す部分フローチャートである。
【図１７】本発明の第９の実施の形態及び第１０の実施の形態に係わる電力系統の周波数安定化装置の構成図である。
【図１８】本発明の第９の実施の形態及び第１０の実施の形態に係わる電力系統の周波数安定化装置の構成図である。
【図１９】本発明の第１１の実施の形態に係わる電力系統の周波数安定化装置の構成図である。
【図２０】図１９の電力系統の周波数安定化装置の他の実施の形態に係る電力系統の周波数安定化装置の構成図である。
【図２１】本発明の第１２の実施の形態に係わる電力系統の周波数安定化装置の構成図である。
【図２２】図２１の電力系統の周波数安定化装置の他の実施の形態に係る電力系統の周波数安定化装置の構成図である。
【図２３】図２２の電力系統の周波数安定化装置の別の他の実施の形態に係る電力系統の周波数安定化装置の構成図である。
【図２４】本発明の第１３の実施の形態に係わる電力系統の周波数安定化装置の全体構成図である。
【図２５】図２４の電力系統の周波数安定化装置に備える系統状態推定部の説明図である。
【図２６】図２５の系統状態推定部の具体的構成図である。
【図２７】図２４の電力系統の周波数安定化装置の具体的構成図である。
【図２８】図２４の電力系統の周波数安定化装置の別の具体的構成図である。
【図２９】図２６の系統状態推定部に備える発電機情報記憶手段の構成図である。
【図３０】本発明の第１４の実施の形態に係わる電力系統の周波数安定化装置の周波数演算部及び制御量演算部の構成図である。
【図３１】本発明の第１４の実施の形態に係わる電力系統の周波数安定化装置の構成図である。
【図３２】正動作する周波数安定化装置の割合βを説明する図である。
【図３３】本発明の第１４の実施の形態に係わる他の電力系統の周波数安定化装置の構成図である。
【図３４】本発明の第１４の実施の形態に係わる電力系統の周波数安定化装置の制御量演算部の構成図である。
【図３５】本発明の第１５の実施の形態に係わる電力系統の周波数安定化装置の制御量演算部の構成図である。
【図３６】本発明の第１６の実施の形態に係わる電力系統の周波数安定化装置の制御量演算部の構成図である。
【図３７】本発明の第１７の実施の形態に係わる電力系統の周波数安定化装置の制御量演算部の構成図である。
【図３８】本発明の第１８の実施の形態に係わる電力系統の周波数安定化装置の制御量演算部の構成図である。
【図３９】従来の電力系統の周波数安定化装置の処理を示すフローチャートである。
【図４０】従来の電力系統の周波数安定化装置の周波数低下側を安定化する場合の動作条件設定例の説明図である。
【符号の説明】
１  系統状態計測部
２  周波数演算部
３  制御量演算部
４  制御部
５  系統状態記憶部
２１  周波数演算手段
２２  周波数平滑化処理手段
２３  周波数変動予測手段
３０  制御演算開始判定手段
３１  主制御演算手段
３１’  初期制御演算手段
３２  補正制御演算手段
３３  制御量補正演算手段
３４  制御対象決定手段
３５  慣性定数推定手段
６１  連系線状態計測手段
６２  発電機運転状態把握手段
６３  慣性定数演算手段
６４  系統構成把握手段
６５  発電機情報記憶手段
１００  電力系統
１０１  主系統
１０２  連系線
１０３  ローカル系統
１０４  伝送ライン
１０５  安定化制御ライン
１０６  遮断器
１０７  電気所
１０８  送電線
１０９  発電機
１１０  負荷
１１１  計測器
１１２  等価発電機モデル
１１３  等価負荷モデル
１１４，１１６  情報通信装置
１１５  通信ネットワーク
１２０  周波数安定化装置
１３０  系統状態推定部
３０１  制御目標周波数設定手段
３０２  周波数補正手段
３１０  演算条件設定手段
５０  動作条件設定例
【図１】
0004119077.tif 000022
【図２】
0004119077.tif 000023
【図３】
0004119077.tif 000024
【図４】
0004119077.tif 000025
【図５】
0004119077.tif 000026
【図６】
0004119077.tif 000027
【図７】
0004119077.tif 000028
【図８】
0004119077.tif 000029
【図９】
0004119077.tif 000030
【図１０】
0004119077.tif 000031
【図１１】
0004119077.tif 000032
【図１２】
0004119077.tif 000033
【図１３】
0004119077.tif 000034
【図１４】
0004119077.tif 000035
【図１５】
0004119077.tif 000036
【図１６】
0004119077.tif 000037
【図１７】
0004119077.tif 000038
【図１８】
0004119077.tif 000039
【図１９】
0004119077.tif 000040
【図２０】
0004119077.tif 000041
【図２１】
0004119077.tif 000042
【図２２】
0004119077.tif 000043
【図２３】
0004119077.tif 000044
【図２４】
0004119077.tif 000045
【図２５】
0004119077.tif 000046
【図２６】
0004119077.tif 000047
【図２７】
0004119077.tif 000048
【図２８】
0004119077.tif 000049
【図２９】
0004119077.tif 000050
【図３０】
0004119077.tif 000051
【図３１】
0004119077.tif 000052
【図３２】
0004119077.tif 000053
【図３３】
0004119077.tif 000054
【図３４】
0004119077.tif 000055
【図３５】
0004119077.tif 000056
【図３６】
0004119077.tif 000057
【図３７】
0004119077.tif 000058
【図３８】
0004119077.tif 000059
【図３９】
0004119077.tif 000060
【図４０】
0004119077.tif 000061