JP2001103669A - 電力系統の周波数安定化装置 - Google Patents

Abstract

(57)【要約】 【課題】 監視対象の電気所毎に個別に監視，制御が実
施でき、装置構成を簡素化する。 【解決手段】 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、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計測する。周波数
演算部２は、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。制御
量演算部３は、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、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。

Description

【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（Ｓ
５）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】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負荷制限量あるいは電源制
限量を決定する手段とを設け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装置
を提供できる。

【００１４】請求項２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等において、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電源制限量
を決定する手段と、初期の負荷制限量あるいは電源制限
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、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、系統の需
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
段とを設けるようにしたものである。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、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４の発明は、請求項３記載の電力系
統の周波数安定化装置において、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５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、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６の発明は、請求項１乃至請求項５
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７の発明は、請求項２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、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８の発明は、請求項７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９の発明は、請求項２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、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１０の発明は、請求項９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１１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、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１２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、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。

【００２５】請求項１３の発明は、請求項１または請求
項２記載の電力系統の周波数安定化装置において、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１４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、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１５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、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１６の発明は、請求項２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、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１７の発明は、請求項２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、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１８の発明は、請求項２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、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１９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、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２０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、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２１の発明は、請求項３または請求
項４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２２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、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１
０１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１０
５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１２
０を複数設けている。

【００４０】図３は、本発明の第１の実施の形態（請求
項１に対応）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３
１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Ｐ_m，電気出力をＰ_e，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】

【００５５】ここで、電気出力Ｐ_e＝負荷の消費電力Ｐ_L
とみなせるので、（Ｐ_m−Ｐ_e）＝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Ｐ_m
を１．０〔ＰＵ〕としたときのＰ_mとＰ_e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Ｐ_m＝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０．０
５〔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Ｐ_CUT（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〔Ｐ
Ｕ〕で、電気所に接続する全負荷の定常時の有効電力Ｐ
_LT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Ｐ_CUT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Ｐ_CUT（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（請求項
２乃至４に対応）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３
１’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ΔＰ_C1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ΔＰ_C1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
ΔＰ_C2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_C2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Ｐ_CUT1
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Ｐ _CUT1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
Ｐ_CUT1を算出する。

【００７４】周波数演算部２で算出した周波数変化率ｄ
ｆ／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ΔＰ_C1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Δ
Ｐ_C1に応じて負荷制限量あるいは電源制限量を決定す
る。

【００７５】ΔＰ_C1＝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ΔＰ_C1［％］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ΔＰ_C1［％］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）Ｐ_CUT1は、推定した
需給アンバランス量ΔＰ_C1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（＝Ｐ_LOT）を用いて
（２．２）式から算出する。

【００７９】 Ｐ_CUT1＝Ｐ_LOT・ΔＰ_C1 ・・・・（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。Ｐ_LOT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Ｐ
ｅ（＝負荷の消費電力Ｐ_L），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、ΔＰ_C1［％］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ΔＰ_C1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ΔＰ_C1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ΔＰ_C1
から各電気所端（各周波数安定化装置毎）の初期制御量
Ｐ_CUT1（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、Ｐ_L1＝２０００［ＭＷ］，Ｐ_L2＝１０００［Ｍ
Ｗ］，Ｐ_L3＝５００［ＭＷ］の負荷（定常時の総負荷量
Ｐ_LOT）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ΔＰ_C1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［Ｍ
Ｗ］を、電気所Ａ２は、１０００［ＭＷ］の５［％］、
つまり、５０［ＭＷ］を、電気所Ａ３は、５００［Ｍ
Ｗ］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Ｐ_CUT1（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、Δｆ_bfと
示す）と実施した後の周波数変化率ｄｆ／ｄｔ（以下、
Δｆ_afと示す）と初期制御量Ｐ_CUT1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ａ_bf及びａ_af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ΔＰ_C2（＝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ａ_bf及び係数ａ_af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Δｆ_bf
と初期制御前の需給アンバランスΔＰ_C1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】

【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。
ΔＰ _C1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ΔＰ_C1であり、二回目以降の追加
制御演算では、初期制御量（＝ΔＰ_C1）と追加制御量
（＝ΔＰ_C2）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）Ｐ_CUT2は、需給ア
ンバランス量ΔＰ_C2［％］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（＝Ｐ_LOT）を用いて
（２．４）式で算出する。

【００９０】 Ｐ_CUT2＝Ｐ_LOT・ΔＰ_C2 ・・・・（２．４）

【００９１】推定した需給アンバランス量ΔＰ_C2から各
電気所端（各周波数安定化装置毎）の追加制御量Ｐ_CUT2
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，Ａ
２，Ａ３にＰ_L1＝２０００［ＭＷ］，Ｐ_L2＝１０００
［ＭＷ］，Ｐ_L3＝５００［ＭＷ］の負荷（定常時の総負
荷量Ｐ_LOT）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ΔＰ_{C 2}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、５０
０［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Ｐ_CUT2（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ΔＰ_C2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Δｆ_bfと追加制御
実施後の周波数変化率Δｆ_af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Ｐ_C1を用い
て、（２．３）式から、追加制御後の需給アンバランス
量ΔＰ_C2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ａ_bf，ａ_af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Ｐ
ｍ，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】

【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ａ
_bf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】

【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［％］（＝
ΔＰ_C1）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】

【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＋）−ΔＰ_C1）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ａ_af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】

【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】

【０１０８】従って、

【０１０９】

【数８】

【０１１０】（２．１０）式を（２．８）式に代入し、
消費電力Ｐ_L側を正にとり、初期制限後の需給アンバラ
ンス量△Ｐ_C2を｛−Ｐｍ（ｔ＋）＋ａ_af・（Ｐｅ（ｔ
＋）−ΔＰ_C1）｝とすると、ΔＰ_C2［％］は、（２．１
１）式で求めることができる。

【０１１１】

【数９】

【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Ｐ_LOTから初期制
御量Ｐ_CUT1を遮断したものであり、よって、Ｐｅ（＋）
＝Ｐ_L（＋）＝（Ｐ_L0−Ｐ_CUT1）＝（１−ΔＰ_C1）とい
えるので、ΔＰ_C2［％］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ΔＰ_C2を求
めることができる。

【０１１３】

【数１０】

【０１１４】なお、負荷の増減特性係数ａ_bf，ａ_afを考
慮しない場合のΔＰ_C2の推定式は、（２．１３）式とな
る。

【０１１５】

【数１１】

【０１１６】次に負荷の増減特性係数ａ_bf，ａ_af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（＝Ｐ_L）と初期制御量Ｐ_CUT1を用
いて算出する。

【０１１７】図６は、負荷の増減特性係数ａ_bf，ａ_af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ａ_bf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ａ_afを算出し、（２．１７）式からその平均値を求め
る。求めたａ_bf，ａ_af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ａ_bfあるいはａ_af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ａ_bf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Ｖ_C1bfより上昇している間、
負荷の増減特性係数ａ_af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】

【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ΔＰ_C2
を（２．１８）式から推定する。

【０１２４】

【数１３】

【０１２５】ここで、ａ_bfv，ａ_afv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、
ａ_bfv，ａ_{a fv}は、以下のように求める。

【０１２６】電圧変動係数ａ_bfv，ａ_afv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Ｖ
₀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ａ_bfvn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ａ_afvn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
ａ_bfvn、ａ_afv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ａ_bfv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ａ_afv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ａ_bfv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ａ
_bfvn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ａ_afvは、定常時の電圧Ｖ₀または、
初期制御直前の電圧Ｖ_C1bfより上昇している間、電圧変
動係数ａ_afvnを求めて、その区間の平均値を（２．２
４）式で求める。

【０１２９】

【数１４】

【０１３０】ここで、ｎは、データ数の総数。（２．２
２）式及び（２．２３）式では、Ｖ ₀の代わりに、初期
制御直前の電圧Ｖ_C1bfを用いても良い。Ｋ_VAは、負荷の
電圧特性の割合を設定する定数である。Ｋ_VB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。Ｋ_fP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（請求項
５に対応）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Ｔ_SMP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Ｔ_SMP
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Ｔ
_SMP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（請求項
６に対応）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の実施の形態乃至第８
の実施の形態（請求項７乃至請求項１０に対応）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１１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ｆ_LMを複数設定して、計測した周波数と動作
判定しきい値ｆ_LMとを比較して、周波数がしきい値ｆ_LM
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ｆ_LM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（Ｓ１
１，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（Ｓ１
３）、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ｆ_LM1（例えば、５９．０Ｈｚ）とを
比較する（Ｓ１４）。この比較でしきい値ｆ_LM1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ｆ_LM1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ｆ_LM2〜ｆ_LMnを選択し（Ｓ１８）、計測した周
波数と選択したしきい値ｆ_LMを比較する（Ｓ１９）。こ
の比較でしきい値ｆ_LM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
ｆ_LM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）〜（Ｓ１９
ｍ）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（Ｓ
１８ｍ）〜（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ｆ_LM1とを比較する（Ｓ１４）。この比較でしきい値
ｆ_LM1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，Ｓ１
７）。

【０１６３】一方、しきい値ｆ_LM1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ｆ_LM2〜ｆ_LMnを選択し（Ｓ１８）、計測した周
波数と選択したしきい値ｆ_LMを比較する（Ｓ１９）。こ
の比較によりしきい値ｆ_LM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ｆ_LM以下となっていない場合には、図１４の（Ｓ１
１）から（Ｓ１５）及び図１５の（Ｓ１８ｍ）〜（Ｓ１
９ｍ）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（Ｓ
１８ｍ）〜（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Ｔ_SMP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Ｔ_SMP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ｆ_LM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ｆ_LMとの比較を行って、周波数
がしきい値ｆ_LM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ｆ_LM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１
６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Ｇ_A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Ｇ_B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ｆ_LMiAを安定化装置Ｂのしきい値ｆ_LMiB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ｆ _LMiBは安定化装置Ａのしきい値ｆ
_LMiA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ｆ_LM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Ｔ_LKを用いて、初期あるいは追加の負荷制限実
施後は、Ｔ_LK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、Ｔ_LK＝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Ｔ_LK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Ｖ_LK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Ｖ_LK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≧Ｖ_LKの間、補正制御演算ロック ・・・・（１．１０）

【０１８３】例えば、しきい値Ｖ_LK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、Ｖ_LK＝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、本発明第９の実施の形態及び第１０
の実施の形態（請求項１１及び請求項１２に対応）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と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Δ
Ｐ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α_n（周波数変化
率）に対応するＭ_n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…＜α_n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Ｍ_n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≧α_nのときＭ_n，ｄｆ／ｄｔ＜α₁のときＭ₁ ・・・・（９．１） 但し、α₁＜α₂…＜α_n、且つ、Ｍ₁＜Ｍ₂…＜Ｍ_n

【０１９２】ここで、α_nは、周波数変化率ｄｆ／ｄｔ
であり予め設定しておく。Ｍ_n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１
８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／ｄ
ｔ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＝Ｋ_ADJ・Δｆ ・・・・（１０．１） Ｍ_RE＝α・Ｍ ・・・・（１０．２）

【０１９９】ここで、Δｆは、周波数変化率ｄｆ／ｄｔ
である。Ｋ_ADJ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、Ｍ_RE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（請求
項１３に対応）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Ｐ_CUT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Ｐ_CM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Ｐ_CUT
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】

【０２０８】ここで、Ｐ_CUT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Ｐ_CUT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Ｐ_CUT1あるいは追加制御量Ｐ
_CUT2である。Ｋ_PAは、負荷の電圧特性の割合を設定する
定数である。Ｋ_PB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。Ｋ_fP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Ｐ_CUT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Ｐ_CUT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（請求
項１４に対応）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３
４は、各制御量演算手段において算出した制御量（Ｐ
_CUTあるいはＰ_CUT1あるいはＰ_CUT2）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Ｐ_Lあるいは各発電機の有効電力Ｐ_G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
Ｐ_L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Ｐ_Lの合計
値Ｐ_LTと制御量を比較して、合計値Ｐ_LTが制御量（Ｐ
_CUTあるいはＰ_CUT1あるいはＰ_CUT2）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Ｐ_G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
Ｐ_Ｌの合計値Ｐ_LTと制御量（Ｐ_CUTあるいはＰ_CUT1ある
いはＰ_CUT2）を比較して、合計値Ｐ_LT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（請求
項１５に対応）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１
０６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Ｍ_CALを演算により求める。

【０２３２】

【数１６】

【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１
０３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Ｍ_CAL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Ｍ_CAL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Ｍ_CAL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Ｍ_CAL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１３
０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Ｍ
_CAL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Ｍ_CAL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（請求
項１６及び請求項１７に対応）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３
４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ｆ_LM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ｆ_LM以内ならば追加制御不要と判定 （１４．１） ｄｆ／ｄｔ＞０、且つ、ｆがｆ_LM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ΔＰ_C2を推
定し、推定したΔＰ_C2に応じた追加制御量Ｐ_CUT2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ΔＰ_C2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Ｐ_L1からＰ_L5の負荷があり、各負荷変電所でほぼ一律
に負荷をα（＝ΔＰ_C1）［％］づつ遮断したとすると、
ローカル系統全体の制御量Ｐ_{C1 T}は（１４．３）式のよ
うになる。なお、Ｐ_Ln・ΔＰ_C1が、各電気所における制
御量である。

【０２５７】

【数１７】

【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】

【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、（２．１
３）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ａ_afを考慮しない推定式を用いた。

【０２６２】負荷の増減特性係数ａ_bf，ａ_afを考慮した
場合も同様に、ΔＰ_C2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】

【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ΔＰ_C1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ΔＰ_C1と電気所内
の定常時の総負荷量あるいは総発電量（＝Ｐ_LOT）を用
いて初期制御量Ｐ_CUT1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ΔＰ_C2を推定して、推定したΔＰ_C2に応じて追加
制御量Ｐ_CUT2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Ｐ_L1からＰ_L5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ΔＰ
_C2の推定式を考えると、初期制御量Ｐ_CUT1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Ｐ_LOSS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（請求
項１８に対応）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Δｆ_TRG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≧Δｆ_TRG ならば、 制御目標周波数を基準周波数に設定 ・・・・（１５．１） ｄｆ／ｄｔ＜Δｆ_TRG 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Ｐ_CUT1と追加制御量Ｐ_CUT2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Ｐ_CUT2を
以下の通り算出する。

【０２８２】ΔＰ_C1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Ｐ_CUT1は、
推定した需給アンバランス量ΔＰ_C1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（＝Ｐ_LC1T）を用い
て（１５．３）式から算出する。

【０２８３】 Ｐ_CUT1＝Ｐ_LCIT・ΔＰ_C1 ・・・・（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ΔＰ_C2を推定する。追加制
御量Ｐ_CUT2は、推定した需給アンバランス量ΔＰ_C2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（＝
Ｐ_LC1T）を用いて（１５．４）式から算出する。

【０２８５】 Ｐ_CUT2＝Ｐ_LCIT・ΔＰ_C2 ・・・・（１５．４）

【０２８６】このようにして求めた追加制御量Ｐ_CUT2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（請求
項１９、請求項２０に対応）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ａ_bf，ａ_af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ａ_bf，ａ_af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＝Ｋ_ADJ2・ａ_bf ・・・・（１６．１） あるいは α＝Ｋ_ADJ2・ａ_af ・・・・（１６．２） Δｆ_RE＝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。Ｋ
_ADJ2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ａ_bfv，ａ_afv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ａ_bfv，ａ_afv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＝Ｋ_ADJ3・ａ_bfv ・・・・（１６．４） あるいは α＝Ｋ_ADJ3・ａ_afv ・・・・（１６．５） Δｆ_RE＝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。Ｋ
_ADJ3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（請求
項２１に対応）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ａ_bf，ａ_af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ａ_bfv，ａ_afv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Ｐ
_LOTから初期制御量Ｐ_CUT1分遮断したものであり、よっ
て、Ｐｅ（ｔ＋）＝Ｐ_L（ｔ＋）＝（Ｐ_L0−Ｐ_CUT1）＝
（１−ΔＰ_C1）、とする。

【０３０５】推定した慣性定数Ｍ_est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ΔＰ_C1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Ｐ_CUT（追加制御量Ｐ_CUT2）を、負荷増減特性係数
ａ_af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ａ_af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ａ_afを用い
て、算出した制御量Ｐ_CUTを（１８．１）式を用いて補
正する。

【０３１２】

【数２０】

【０３１３】ここで、α_pcは、予め設定した係数であ
り、Ｐ_CUTは、追加制御量Ｐ_CUT2である。

【０３１４】なお、制御量Ｐ_CUTを補正する代わりに、
推定した需給アンバランス量ΔＰ（ΔＰ_C1あるいはΔＰ
_C2）を上記方法にて補正し、補正後のΔＰを用いて制御
量Ｐ _CUT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。

【０３１６】

【発明の効果】以上説明したように請求項１の発明によ
れば、監視対象の電気所端のみで、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広域の情報伝送網が不要で、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，制御が実施できるので、装置構成が簡素で運用
性の高い装置を提供できる。

【０３１７】また、請求項２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３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４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５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６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７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８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。

【０３２５】また、請求項１０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。

【０３２７】また、請求項１２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１３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１４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１５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１６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１７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１８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１９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２０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２１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２２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

───────────────────────────────────────────────────── フロントページの続き (72)発明者 吉田 裕宇 大阪府大阪市北区中之島３−３−22 関西 電力株式会社内 (72)発明者 田口 保博 東京都府中市東芝町１番地 株式会社東芝 府中事業所内 (72)発明者 小俣 和也 神奈川県横浜市鶴見区末広町２丁目４番地 株式会社東芝京浜事務所内 (72)発明者 金子 武 東京都府中市東芝町１番地 株式会社東芝 府中事業所内

Claims (22)

【特許請求の範囲】
1. 【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
   て前記負荷制限量あるいは前記電源制限量を決定する手
   段とを備えることを特徴とする電力系統の周波数安定化
   装置。
2. 【請求項２】 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を特徴とする電力系統の周波数安定
   化装置。
3. 【請求項３】 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２記
   載の電力系統の周波数安定化装置。
4. 【請求項４】 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３記載の電力系統の
   周波数安定化装置。
5. 【請求項５】 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。
6. 【請求項６】 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５記
   載のいずれかの電力系統の周波数安定化装置。
7. 【請求項７】 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２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。
8. 【請求項８】 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７記載の電力系統の周波
   数安定化装置。
9. 【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２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。
10. 【請求項１０】 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９記載の
    電力系統の周波数安定化装置。
11. 【請求項１１】 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４記載のいずれかの電力系
    統の周波数安定化装置。
12. 【請求項１２】 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４
    記載のいずれかの電力系統の周波数安定化装置。
13. 【請求項１３】 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または請求項２
    記載の電力系統の周波数安定化装置。
14. 【請求項１４】 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４記載
    のいずれかの電力系統の周波数安定化装置。
15. 【請求項１５】 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４記載のい
    ずれかの電力系統の周波数安定化装置。
16. 【請求項１６】 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２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。
17. 【請求項１７】 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２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。
18. 【請求項１８】 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２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。
19. 【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２記載の電力系統の周波数安定化装置。
20. 【請求項２０】 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２記載の電力系統の周波数安
    定化装置。
21. 【請求項２１】 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３ま
    たは請求項４記載の電力系統の周波数安定化装置。
22. 【請求項２２】 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２記載の電力系統の周波数安定化装置。