JP7128132B2 - 電力系統安定化システム - Google Patents

Description

本発明の実施形態は、系統事故に伴って発生する周波数の異常を抑制し、周波数を規定範囲内に維持する電力系統安定化システムに関する。

電力系統における周波数の異常（以下、周波数異常）とは、電力系統内の負荷量と発電量のバランス、すなわち電力の需要と供給のバランス（以下、需給バランス）が崩れ、周波数が規定の範囲（以下、規定範囲）から逸脱した状態のことである。

周波数異常は、電力の需要家や電力系統内の各種設備の運転に悪影響を及ぼす。このため、日本国内の多くの電力会社では、周波数の規定範囲、すなわち周波数を管理する範囲を、標準とする周波数（以下、標準周波数）±０．２Ｈｚ、一部の電力会社では標準周波数±０．３Ｈｚと定め、この規定範囲内に周波数を維持するように電力系統を運用している。

電力の需要が変動することに伴って発生する緩やかな需給アンバランス（電力の需給バランスが崩れた状態）に対しては、負荷周波数制御（ＬＦＣ、Load Frequency Control）や、調速機によって、発電機出力、すなわち電力の供給量を制御する。このため、周波数が規定範囲内に維持されるために周波数異常に至ることは少ない。なお、調速機は、発電機のタービンの回転速度を制御する装置である。

送電線ルートが遮断されるような事故や、複数の母線にまたがる事故である両母線事故などの重大な系統事故に伴って、電力系統から大容量の発電機が解列（電源脱落）されたり、負荷に電力供給する系統が分離（負荷脱落）されたりすると、急激な需給アンバランスを生じる。この場合、周波数が規定範囲を逸脱して周波数異常に至る可能性がある。そのため、電力系統には、周波数異常を解消させる、または未然に防止する周波数リレーシステムが設置されている。

周波数リレーシステムは、電力系統における周波数の状況に応じて、負荷制限や、発電機遮断などの制御を行うことにより、電力の需給バランスを維持するシステムである。周波数リレーシステムには、周波数異常の発生を検出して制御を行う分散制御方式の不足周波数リレー（ＵＦＲ、Under Frequency Relay）と、過周波数リレー（ＯＦＲ、Over Frequency Relay）と、中央制御方式の電力系統安定化システムとがある。

電力系統安定化システムは、予め、周波数異常に至る可能性の高い事故（想定事故）を想定し、想定事故が発生した場合に周波数を規定範囲内に維持するための制御内容（負荷制限や発電機遮断など）を事前に演算、記憶しておく。そして、電力系統安定化システムでは、実際に想定事故の発生を検出した際に、直ちに制御を実施する。

電力系統安定化システムでは、想定事故が発生した後、電力系統が周波数異常に至る前に、制御を行うことができる。このため、周波数異常を確認してからの制御では電力系統の安定運転を維持できない急激な需給アンバランスを生じる系統事故にも対応できる特長がある。

周波数異常には、標準周波数に対して周波数が低下（周波数低下）する場合と、上昇（周波数上昇）する場合の両側面がある。電力系統安定化システムは、周波数低下に対して揚水機の遮断や負荷制限を行い、周波数上昇に対して発電機遮断を行う。揚水機は、揚水発電に用いる水をくみ上げるポンプ運転中の発電機であり、負荷と同様に電力を消費する機器である。

ここで、従来の電力系統安定化システムの構成と作用について図１、及び図２を用いて説明する。

以下では、説明を簡素化するため、周波数低下時の応動について説明する。周波数上昇時の応動については、制御対象が異なるのみであり、周波数低下時と同様の考え方が適用できる。

図１及び図２は、従来の電力系統安定化システムの構成を示す図である。図１及び図２に示すように、従来の電力系統安定化システムは、中央演算装置１０と、事故検出端末装置１１と、制御端末装置１２とで構成される。

図２において、１は発電機、２は負荷、３は母線、４は送電線あるいは変圧器、５は遮断器、６は電流計測器（ＣＴ）、７は電圧計測器（ＶＴ）、８は通信設備、９は直流連系設備、１０は従来の電力系統安定化システムの中央演算装置、１１は従来の電力系統安定化システムの事故検出端末装置、１２は従来の電力系統安定化システムの制御端末装置である。

事故検出端末装置１１は、発電所などに設置されることが多い。制御端末装置１２は、変電所などに設置されることが多い。中央演算装置１０は、事故検出端末装置１１や制御端末装置１２との通信が可能、かつ、系統容量、発電機の有効電力出力（以下、発電機出力）、負荷が消費する有効電力（以下、負荷量）などの系統情報を、給電情報網から受信できる給電制御所や主要な電気所に設置されることが多い。

事故検出端末装置１１は、図１に示すように、事故検出部１１Ａを備え、発電機の脱落事故を検出する。事故検出端末装置１１は、図２に示すように、制御対象の電力系統における発電機１側の送電線４に設けられる遮断器５の開閉状態や、電流計測器６及び電圧計測器７により測定された電流及び電圧から演算した発電機出力を用いて、発電機１の脱落事故の有無を検出する。事故検出端末装置１１は、検出結果を、通信設備８を介して中央演算装置１０へ送信する。

中央演算装置１０は、図１に示すように、事前演算部１０Ａと、事後演算部１０Ｂとを備える。以下では、中央演算装置１０の処理について図３を用いて説明する。

図３は、従来の中央演算装置１０の処理を説明するための図である。事前演算部１０Ａは、発電機１の発電機出力、負荷２の負荷量、系統容量Ｐ_０などの系統情報を給電情報網から受信する。事前演算部１０Ａは、系統情報と、予め設定された電力周波数特性Ｋ、及び目標周波数偏差Δｆ_Ｃを用いて、例えば、電源脱落の想定事故が発生した場合における周波数維持に必要な目標制御量Ｐ_Ｃを、以下の（１）式で演算する。

Ｐ_Ｃ＝ΔＰ－Ｋ×Δｆ_Ｃ×（Ｐ_０－ΔＰ） …（１）式
ここで、
Ｐ_Ｃ ：目標制御量［ＭＷ］
ΔＰ ：想定事故発生時の需給アンバランス量［ＭＷ］
Ｋ ：電力周波数特性（系統定数）［１／Ｈｚ］
Δｆ_Ｃ：目標周波数偏差［Ｈｚ］
Ｐ_０ ：系統容量［ＭＷ］

なお、（１）式において、想定事故発生時の需給アンバランス量ΔＰの極性は、発電量が負荷量より少ない場合に＋（プラス、つまり正の値）とする。すなわち（１）式では、想定事故発生時の需給アンバランス量ΔＰが＋である場合に、その大きさに応じた負荷制限を行う。

事前演算部１０Ａは、演算した目標制御量Ｐ_Ｃに基づいて、負荷制限する負荷（以下、制御内容）を複数の負荷２の中から選択し、記憶する。

なお、中央演算装置１０は、給電情報網を介さずに、事故検出端末装置１１により計測された発電機１の発電機出力を取得してもよいし、制御端末装置１２により計測された負荷２の負荷量を取得するようにしてもよい。

事前演算部１０Ａは、制御内容として、負荷制限した場合における負荷量ができるだけ目標制御量に近くなるように、負荷制限の対象とする負荷２の組合せを選択する。事前演算部１０Ａは、以上の処理を、常時所定の時間間隔で繰り返し実施し、制御内容を更新する。

ここで、従来の電力系統安定化システムにおける想定事故、及び制御内容について、図４及び図５を用いて説明する。図４は、従来の想定事故を示す情報の構成例を示す図である。図５は、従来の制御内容を示す情報の構成例を示す図である。

図４に示すように、想定事故の情報は、例えば、想定事故ケース番号、監視点、及び事故様相などの項目を備える。想定事故ケース番号には想定事故に付される番号が示される。監視点には想定事故の発生が想定されている地点が示される。事故様相には想定事故の内容が示される。

図５に示すように、制御内容の情報は、例えば、想定事故ケース番号、需給アンバランス量ΔＰ、制御内容のなどの項目を備える。また、制御内容として、目標制御量Ｐ_Ｃ、制御対象などの項目を備える。想定事故ケース番号は図４の想定事故ケース番号に対応する番号である。需給アンバランス量ΔＰは想定事故が発生した場合の需給アンバランス量を示す。制御対象は、負荷制限する負荷２を示す。

図４及び図５の例では、想定事故ケース番号１の事故として示される、Ａ発電所においてＸ送電線のルート遮断事故が発生した場合、目標制御量Ｐ_ＣはＰ_Ｃ－１であり、制御対象とする負荷２としてのＬ１、Ｌ２、及びＬ３を負荷制限する設定となっている。

事故検出端末装置１１は、Ｘ送電線の遮断器５が閉状態から開状態へ変化した場合、又はＸ送電線を流れる電力または電流が所定の閾値以下に減少した場合に、このＡ発電所におけるＸ送電線のルート遮断事故の発生を検出する。また、事故検出端末装置１１は、Ｘ送電線の保護装置や、Ａ発電所の母線保護装置の動作信号を取得することにより、Ｘ送電線のルート遮断事故を検出する場合もある。保護装置は、送電線や母線の事故を検知した場合に遮断器を遮断する動作信号を出力することにより、事故の影響を最小限に抑え、電力系統を保護する装置である。

事後演算部１０Ｂは、事故検出端末装置１１から起動信号を受信する。起動信号は、事故検出端末装置１１により系統事故が検出されたことに伴い、制御内容を実行する旨を指示する信号である。事後演算部１０Ｂは、受信した起動信号に基づいて、事前演算部１０Ａにより記憶された制御内容を参照する。事後演算部１０Ｂは、記憶された制御内容から、当該想定事故の制御内容を実施する。具体的に、事後演算部１０Ｂは、制御内容として選択されている負荷２（図５の例では、Ｌ１、Ｌ２及びＬ３）を制御する制御端末装置１２に、制御信号を送信する。制御信号は、制御端末装置１２が制御対象としている負荷２を負荷制限する（負荷２への電力の供給を遮断する）旨を指示する信号である。

図１に戻り、制御端末装置１２は、制御部１２Ａを備える。制御端末装置１２は、中央演算装置１０から制御信号を受信した際、負荷２の遮断器５を開極する。以下、制御端末装置１２が行う処理を、図６を用いて説明する。

図６は、従来の制御端末装置１２の構成を示すブロック図である。制御端末装置１２は、例えば、フェイルセーフリレー９５Ｆを備える。フェイルセーフリレー９５Ｆは、負荷２に供給する電力を誤って遮断する誤動作を防止する周波数リレーである。

フェイルセーフリレー９５Ｆは、電圧計測器７から母線電圧を取得し、取得した母線電圧から周波数を算出する。フェイルセーフリレー９５Ｆは、算出した周波数が所定の閾値（整定値ｆ_９５Ｆ）未満（又は、所定の閾値以下）である場合に、その旨を示す信号（９５Ｆ動作）を出力する。

制御端末装置１２は、制御信号と、フェイルセーフリレー９５Ｆからの周波数の低下を示す信号（９５Ｆ動作）とのＡＮＤ条件で、負荷２が繋がる遮断器５に遮断指令を出力し、遮断器５を開極する。遮断指令は、負荷２に供給する電力の遮断を指令する信号である。これにより、制御端末装置１２は、中央演算装置１０から制御信号を受信するだけではなく、実際に周波数が所定の整定値ｆ_９５Ｆより低下した場合に負荷制限を行うようにすることで、誤動作を防止する。ここで、フェイルセーフリレー９５Ｆの整定値ｆ_９５Ｆは、フェイルセーフリレー９５Ｆの周波数が規定範囲を逸脱したことを検出できるよう、規定範囲の下限近くに設定する。

ここで、従来の電力系統安定化システムにおける周波数の規定範囲と整定値ｆ_９５Ｆの関係を、図７を用いて説明する。図７は、周波数の規定範囲と整定値ｆ_９５Ｆの関係を説明する図である。図７の横軸は時間、縦軸は周波数［Ｈｚ］を示す。標準周波数ｆ_０は電力系統において標準となる周波数を示す。周波数ｆ_９５Ｆはフェイルセーフリレー９５Ｆの整定値に対応する周波数を示す。周波数ｆ_ＵＦＲは電力系統安定化システムとは別に、電力系統に設けられるＵＦＲ（不足周波数リレー）の整定値に対応する周波数である。また、図７では、標準周波数ｆ_０から所定の範囲にある周波数を規定範囲として示している。

図７に示すように、整定値ｆ_９５Ｆは、例えば、電力系統における周波数の規定範囲の下限近くに設定される。これは、電力系統安定化システムにより、出来るだけ高速に、負荷制限の制御を行うためである。一方、ＵＦＲは、周波数の低下による周波数異常の継続を確認して負荷制限を行う装置であるため、その整定値ｆ_ＵＦＲは、周波数ｆ_９５Ｆより低い値に設定される。

ここで、従来の電力系統安定化システムにおける各装置間において情報の伝送に用いられる伝送フォーマットについて図８を用いて説明する。電力系統安定化システムにおける各装置とは、中央演算装置１０、事故検出端末装置１１、及び制御端末装置１２の各装置のことである。

図８は、従来の伝送フォーマットの例を示す図である。図８では、電流差動保護方式の送電線保護装置が各種の信号を出力する場合と同じフォーマットを使って各装置間の伝送が行われる例を示している。具体的に、事故検出端末装置１１から中央演算装置１０へ送信される起動信号、及び中央演算装置１０から制御端末装置１２へ送信される制御信号が、この伝送フォーマットに従って、ビット情報（０または１）で伝送される。

伝送フォーマットは、例えば、１２［フレーム］、１０８０［ビット］で構成される。また、伝送フォーマットは、１０８０［ビット］の情報が、２０［ｍｓ］で伝送され、５４［ｋｂｐｓ］の伝送速度により伝送が行われる。伝送フォーマットの１［フレーム］は、９０［ビット］からなり、内訳としてフレーム同期、第１ワード、第２ワードなどにより構成される。

例えば、中央演算装置１０から制御端末装置１２へ制御信号を送信する場合、制御対象の制御端末装置１２へ送信する制御信号のビット情報が「制御あり」（例えば「１」）に設定される。ここで、制御対象の制御端末装置１２とは、負荷制限の対象とする負荷２への電力を供給又は遮断する遮断器５を制御する制御端末装置１２であって、当該遮断器５に遮断指令を出力する制御端末装置１２のことである。

一方、中央演算装置１０は、その他の制御端末装置１２へは「制御なし」（例えば「０」）に設定して送信する。その他の制御端末装置１２とは、負荷制限の対象としない負荷２への電力を供給又は遮断する遮断器５を制御する制御端末装置１２のことである。

なお、図６、及び図８では、記載を省略しているが、図２に示すように、制御端末装置１２は、複数の負荷２を制御することが多い。このため、中央演算装置１０から制御端末装置１２へ送信する制御信号は、負荷２ごとに、「制御あり」又は「制御なし」が設定される。制御端末装置１２は、受信した制御信号に従って、該当する負荷の遮断器５を遮断する。

次に、直流連系設備９の緊急時潮流制御機能について説明する。図１に示すように、電力系統において、制御対象の電力系統が、外部の電力系統（以下、外部系統）と周波数変換所や、直流連系線で連系される場合がある。このような電力系統では、外部系統と、制御対象の電力系統との間に、直流連系設備９を設ける。直流連系設備９は、外部系統から受電する電力、あるいは外部系統へ送電する電力、すなわち連系潮流の方向と大きさを、周波数変動に応じて制御する。

直流連系設備９は、緊急時潮流制御機能を備える。直流連系設備９の緊急時潮流制御機能は、緊急時ＡＦＣ(Auto Frequency Control)、又はＥＰＰＳ(Emergency Power Presetting Switch)と呼ばれ、周波数が規定範囲を逸脱した場合に、需給バランスを保つ方向へ連系潮流を制御して、制御対象の電力系統の周波数を規定範囲内に維持する。つまり、緊急時潮流制御機能は、周波数異常などの緊急時に、連系潮流の方向と大きさを制御する機能である。

直流連系設備９は、周波数低下時に、外部系統からの受電量を増加させるか、又は外部系統への送電量を減少させる。一方、直流連系設備９は、周波数上昇時には、外部系統への送電量を増加させるか、又は外部系統からの受電量を減少させる。

このように、直流連系設備９の緊急時潮流制御機能による周波数制御では、連系潮流を制御し、需要家の停電を伴うような負荷制限は行わない。このため、電力の安定供給の観点を鑑みると、電力系統安定化システムによる制御より、直流連系設備９の緊急時潮流制御機能による制御を優先する方が望ましい。

電気学会技術報告 第１１２７号「周波数リレーシステムによる事故波及防止技術」、社団法人 電気学会、２００８年９月

前述のように、従来の電力系統安定化システムでは、事故検出（制御信号）とフェイルセーフリレー９５Ｆの動作のＡＮＤ条件で、負荷制限などの制御が行われていた。

このため、フェイルセーフリレー９５Ｆの整定値を、周波数規定範囲の下限の近くに設定すれば、電力系統安定化システムで高速な制御が可能である。しかし、その一方で、直流連系設備９の緊急時潮流制御機能で周波数異常を解消できる事故であっても、電力系統安定化システムで先に制御を行ってしまうために、緊急時潮流制御機能を活用できない制御となっていた。

反対に、フェイルセーフリレー９５Ｆの整定値を緊急時潮流制御機能が動作する周波数よりも低く設定した場合、緊急時潮流制御機能による制御を優先できる。しかし、電力系統安定化システムの制御が遅くなるために、緊急時潮流制御機能で周波数異常を解消できない場合に広域停電に至る恐れがあった。

本発明は、この問題を解消するため、直流連系設備の緊急時潮流制御機能によって周波数異常を解消できる場合は緊急時潮流制御機能による制御を優先し、緊急時潮流制御機能によって周波数異常を解消できない場合に制御を行う、電力系統安定化システムを提供することを目的とする。

実施形態の系統安定化システムは、事故検出端末装置と、中央演算装置と、制御端末装置とを持つ。前記事故検出端末装置は、系統情報を用いて系統事故の発生を検出し、中央演算装置へ起動信号を送信する。前記中央演算装置は、制御内容を事前に演算して記憶しておき、前記事故検出端末装置から前記起動信号を受信したとき、前記記憶されている前記制御内容を参照し、制御端末装置へ前記制御内容を示す制御信号を送信する。前記制御端末装置は、前記中央演算装置からの前記制御信号の受信、及び自装置内のフェイルセーフリレー動作のＡＮＤ条件で制御を実施する。前記電力系統安定化システムは、直流連系設備による緊急時潮流制御を優先し、直流連系設備による緊急時潮流制御で対応できない需給アンバランス分の制御を行う。

従来の電力系統安定化システムの構成を示すブロック図。 従来の電力系統安定化システムの構成を示すブロック図。 従来の中央演算装置１０の処理を説明するための図。 従来の想定事故を示す情報の構成を示す図。 従来の制御内容を示す情報の構成を示す図。 従来の制御端末装置１２が行う処理を説明するための図。 従来の電力系統安定化システムの周波数制御体系を示す図。 従来の電力系統安定化システムの伝送フォーマットの例を示す図。 第２の実施形態の電力系統安定化システムの構成を示すブロック図。 第２の実施形態の電力系統安定化システムの構成を示すブロック図。 第２の実施形態の中央演算装置１０の処理を説明するための図。 第２、第３の実施形態の制御内容を示す情報の構成を示す図。 第３の実施形態の制御端末装置１２が行う処理を説明するための図。 第３の実施形態の電力系統安定化システムの伝送フォーマットの例を示す図。 第３の実施形態の電力系統安定化システムの周波数制御体系を示す図。

以下、実施形態の電力系統安定化システムを、図面を参照して説明する。以下の実施形態の説明では、説明を簡素化するため、周波数低下時の応動について説明する。周波数上昇時の応動については、制御対象が異なるのみであり、周波数低下時と同様の考え方が適用できる。

（第１の実施形態）
まず、第１の実施形態について説明する。本実施形態の電力系統安定化システムの構成は、従来の電力系統安定化システムと同様である。つまり、すでに説明した、図１、図２、図３、及び図６に示す構成である。このため、本実施形態の電力系統安定化システムの構成については、その説明を省略する。

以下、本実施形態の電力系統安定化システムの作用について説明する。
本実施形態の電力系統安定化システムでは、直流連系設備９による緊急時潮流制御を優先する。ここで、直流連系設備９による緊急時潮流制御を優先するとは、本実施形態の電力系統安定化システムによる負荷制限が行われる前に、直流連系設備９による緊急時潮流制御が行われるようにすることをいう。

本実施形態の電力系統安定化システムでは、想定事故発生時の需給アンバランス量ΔＰのうち、一部については、直流連系設備９による緊急時潮流制御により解消されることを前提とする。また、残りのアンバランス量については電力系統安定化システムにより解消させるものとする。つまり、想定事故発生時の需給アンバランス量ΔＰのうち、一部のアンバランス量は、直流連系設備９の緊急時潮流制御により調整されることが期待される電力量とする。また、残りの制御量は、緊急時潮流制御で対応できないアンバランス分であり、本実施形態の電力系統安定化システムにより制御すべき電力量とする。

中央演算装置１０の事前演算部１０Ａは、給電情報網から連系潮流Ｐ_Ｔを受信し、予め設定しておいた直流連系設備９の容量Ｐ_Ｔmaxとの差を、（２）式で求め、緊急時潮流制御によって調整可能な連系潮流の調整幅、すなわち、連系潮流の期待値ΔＰ_Ｔ（以下、調整期待値ΔＰ_Ｔ）とする。

ΔＰ_Ｔ＝Ｐ_Ｔmax－Ｐ_Ｔ …（２）式
ここで、
ΔＰ_Ｔ ：直流連系設備の緊急時潮流制御による連系潮流の調整期待値［ＭＷ］
Ｐ_Ｔmax ：直流連系設備の容量［ＭＷ］
Ｐ_Ｔ ：連系潮流［ＭＷ］

なお、（２）式では、連系潮流Ｐ_Ｔおよび容量Ｐ_Ｔmaxの極性は、受電方向を＋（プラス、つまり正の値）としている。すなわち（２）式では、制御対象の電力系統が、外部系統から受電する方向を＋とする。

事前演算部１０Ａは、想定事故発生時の需給アンバランス量ΔＰから調整期待値ΔＰ_Ｔを差し引いた量を、（３）式で求める。事前演算部１０Ａは、想定事故発生時の需給アンバランス量ΔＰを、想定事故の内容と、給電情報網から受信した発電機１の発電機出力などの系統情報を用いて求める。すなわち、事前演算部１０Ａは、想定事故によって脱落する発電機の発電機出力を、当該想定事故発生時の需給アンバランス量ΔＰとして求める。

事前演算部１０Ａは、（３）式で求めた、想定事故発生時の需給アンバランス量ΔＰから調整期待値ΔＰ_Ｔを差し引いた量を、本実施形態の電力系統安定化システムで対応する対応需給アンバランス量ΔＰ_ＳＳＣ（以下、対応需給アンバランス量ΔＰ_ＳＳＣ）とする。

ΔＰ_ＳＳＣ＝ΔＰ－α×ΔＰ_Ｔ …（３）式
ここで、
ΔＰ_ＳＳＣ ：電力系統安定化システムで対応する対応需給アンバランス量［ＭＷ］
ΔＰ_Ｔ ：直流連系設備の緊急時潮流制御による連系潮流の調整期待値［ＭＷ］
α ：係数（０＜α≦１）

ここで、（３）式における係数αは、調整期待値ΔＰ_Ｔを考慮する度合いを調整する係数である。係数αは、０＜α≦１の範囲で予め設定される。調整期待値ΔＰ_Ｔの全量を考慮する場合、つまり、直流連系設備９の緊急時潮流制御により、調整期待値ΔＰ_Ｔの全量が調整されることを想定する場合、係数αは、「１」に設定される。一方、直流連系設備９の緊急時潮流制御が全量完了するのを待たずに、本実施形態の電力系統安定化システムで制御を行う場合、係数αは、１より小さい値に設定される。

事前演算部１０Ａは、（３）式で求めた、対応需給アンバランス量ΔＰ_ＳＳＣが正の場合に、そのアンバランス量を解消させるための制御量を、（４）式で求め、目標制御量Ｐ_Ｃとする。

Ｐ_Ｃ＝ΔＰ_ＳＳＣ－Ｋ×Δｆ_Ｃ×（Ｐ_０－ΔＰ） …（４）式
ここで、
Ｐ_Ｃ ：目標制御量［ＭＷ］
ΔＰ_ＳＳＣ ：電力系統安定化システムで対応する対応需給アンバランス量［ＭＷ］
Ｋ ：電力周波数特性（系統定数）［１／Ｈｚ］
Δｆ_Ｃ ：目標周波数偏差［Ｈｚ］
Ｐ_０ ：系統容量［ＭＷ］

以上説明したように、第１の実施形態の電力系統安定化システムは、直流連系設備９による緊急時潮流制御を優先し、直流連系設備９による緊急時潮流制御で対応できない需給アンバランス分（つまり、対応需給アンバランス量ΔＰ_ＳＳＣ）について対応する。

これにより、第１の実施形態の電力系統安定化システムでは、直流連系設備９による緊急時潮流制御が行われることを見込んで、直流連系設備９で対応できない需給アンバランス分を解消させるためにのみ電力系統安定化システムによる制御が行われる。このため、直流連系設備９による緊急時潮流制御を活用できる。直流連系設備９による緊急時潮流制御が行われることにより、電力系統安定化システムによる負荷制限などの制御が過剰に実施されることを防止することが可能である。且つ、直流連系設備９で対応できない需給アンバランス分については、電力系統安定化システムで対応することができるために、広域停電に至ることを防止できる。

（第２の実施形態）
次に、第２の実施形態について説明する。本実施形態では、直流連系設備９による緊急時潮流制御が正しく動作しない場合に備えた制御を行う点において、上述した実施形態と相違する。ここで、直流連系設備９による緊急時潮流制御が正しく動作しない場合とは、直流連系設備９による連系潮流の調整が行われないか、又は調整が行われているが期待した潮流量が調整されていないことを意味する。

本実施形態の電力系統安定化システムは、想定事故が発生した場合に備えて、後述する第１制御、及び第２制御の二つの制御を演算しておく。第１制御は、上述した実施形態で説明した、対応需給アンバランス量ΔＰ_ＳＳＣに対応する負荷制限の内容であって、直流連系設備９による緊急時潮流制御が行われることを想定した制御である。第２制御は、直流連系設備９による緊急時潮流制御により実施されること期待されていた制御に対応する、電力系統安定化システムによる負荷制限の内容である。

本実施形態の電力系統安定化システムは、想定事故が発生した場合に、第１制御を行うとともに、連系潮流を監視する。そして、本実施形態の電力系統安定化システムは、第１制御を実施後、直流連系設備９による緊急時潮流制御が正しく動作していないと判定される場合、第２制御を追加で実施する。

本実施形態の電力系統安定化システムの構成と作用について図９～図１１を用いて説明する。図９及び図１０は、第２の実施形態の電力系統安定化システムの構成を示す図である。図１１は、第２の実施形態の電力系統安定化システムの中央演算装置１０の処理を説明するための図である。

図９及び図１０に示すように、本実施形態の電力系統安定化システムは、直流監視端末装置１３を備える。直流監視端末装置１３は、連系潮流などに関する潮流連系情報を、中央演算装置１０に送信する。

直流監視端末装置１３は、直流連系監視部１３Ａを備える。直流連系監視部１３Ａは、電流計測器６、電圧計測器７から入力された電流及び電圧を用いて、連系潮流Ｐ_Ｔを演算する。直流連系監視部１３Ａは、演算した連系潮流Ｐ_Ｔを直流連系情報として、中央演算装置１０へ送信する。ここで、連系潮流Ｐ_Ｔなどの直流連系情報は、アナログ量である。連系潮流Ｐ_Ｔなどの直流連系情報は、例えば、図８に示した伝送フォーマットの第２ワード等に、２進数、つまりビット情報（０または１）で設定されることで、伝送される。

図１１に示すように、中央演算装置１０の事前演算部１０Ａは、給電情報網または直流監視端末装置１３から受信した連系潮流Ｐ_Ｔを用いて、調整期待値ΔＰ_Ｔを（２）式で求める。また、事前演算部１０Ａは、想定事故が発生した場合に生じる需給アンバランス量ΔＰから、調整期待値ΔＰ_Ｔを差し引いた、対応需給アンバランス量ΔＰ_ＳＳＣを、（３）式で求める。

事前演算部１０Ａは、対応需給アンバランス量ΔＰ_ＳＳＣが正の場合に、対応需給アンバランス量ΔＰ_ＳＳＣを解消する制御量を、（５）式で求め、第１制御の目標制御量Ｐ_Ｃ１とする。

Ｐ_Ｃ１＝ΔＰ_ＳＳＣ－Ｋ×Δｆ_Ｃ×（Ｐ_０－ΔＰ） …（５）式
ここで、
Ｐ_Ｃ１ ：第１制御の目標制御量［ＭＷ］
ΔＰ_ＳＳＣ ：電力系統安定化システムで対応する対応需給アンバランス量［ＭＷ］
Ｋ ：電力周波数特性（系統定数）［１／Ｈｚ］
Δｆ_Ｃ ：目標周波数偏差［Ｈｚ］
Ｐ_０ ：系統容量［ＭＷ］

また、事前演算部１０Ａは、直流連系設備９の緊急時潮流制御に期待する制御量を、（６）式で求め、第２制御の目標制御量Ｐ_Ｃ２とする。（６）式における係数αは、（３）式で用いた係数αの値と同一の値である。

Ｐ_Ｃ２＝α×ΔＰ_Ｔ …（６）式
ここで、
Ｐ_Ｃ２ ：第２制御の目標制御量［ＭＷ］
α ：係数（０＜α≦１）
ΔＰ_Ｔ ：直流連系設備の緊急時潮流制御による連系潮流の調整期待値［ＭＷ］

事前演算部１０Ａは、第１制御と、第２制御それぞれについて、負荷制限する負荷量ができるだけ目標制御量に近くなるように、負荷２の組合せを選択する。なお、事前演算部１０Ａは、初めに第１制御の制御内容を選択し、次に第１制御で選択されていない負荷２の中から第２制御の制御内容を選択する。事前演算部１０Ａは、選択した第１制御及び第２制御の内容を制御内容として保存する。

ここで、本実施形態の電力系統安定化システムにおける制御内容について、図１２を用いて説明する。図１２は、本実施形態の制御内容を示す情報の構成例を示す図である。

図１２に示すように、本実施形態の制御内容の情報は、想定事故ケース番号、需給アンバランス量ΔＰ、第１制御の制御内容、及び第２制御の制御内容の項目を備える。また、第１制御の制御内容、及び第２制御の制御内容として、目標制御量Ｐ_Ｃ１、目標制御量Ｐ_Ｃ２、制御対象などの項目を備える。想定事故ケース番号、需給アンバランス量ΔＰ、及び、制御対象の各項目については、図４及び図５と同様であるため、その説明を省略する。第１制御の制御内容は、第１制御にて目標とする目標制御量Ｐ_Ｃ１に対して負荷制限する負荷２を示す。第２制御の制御内容は、第２制御にて目標とする目標制御量Ｐ_Ｃ２に対して負荷制限する負荷２を示す。

図１２の例では、想定事故ケース番号１の系統事故として示される、Ａ発電所においてＸ送電線のルート遮断事故が発生した場合、第１制御の目標制御量Ｐ_Ｃ１はＰ_Ｃ１－１であり、制御対象とする負荷２としてのＬ１、Ｌ２、及びＬ３を負荷制限する設定となっている。また、第２制御の目標制御量Ｐ_Ｃ２はＰ_Ｃ２－１であり、制御対象とする負荷２としてのＬ４及びＬ５を負荷制限する設定となっている。

事後演算部１０Ｂは、事故検出端末装置１１から起動信号を受信した際、受信した起動信号に基づいて、事前演算部１０Ａにより記憶された制御内容を参照する。事後演算部１０Ｂは、記憶された制御内容から、発生した系統事故に対応する第１制御の制御内容を、初めに実施する。具体的に、事後演算部１０Ｂは、第１制御の制御内容として選択されている負荷２（図１２の例では、Ｌ１、Ｌ２及びＬ３）を制御する制御端末装置１２に、これらの負荷２の負荷制限を指示する制御信号を送信する。

また、事後演算部１０Ｂは、起動信号を受信してから、例えば、予め設定した一定時間、または周波数が規定範囲内に回復するまでの時間、直流監視端末装置１３から受信した連系潮流Ｐ_Ｔを監視する。事後演算部１０Ｂは、連系潮流Ｐ_Ｔが増加方向に変化しない場合、緊急時潮流制御が正しく動作していないと判定する。事後演算部１０Ｂは、緊急時潮流制御が正しく動作していないと判定した場合、第２制御の制御内容を参照して、制御端末装置１２へ追加で制御信号を送信する。つまり、事後演算部１０Ｂは、第２制御の制御内容として選択されている負荷２（図１２の例では、Ｌ４及びＬ５）を制御する制御端末装置１２に、これらの負荷２の負荷制限を指示する制御信号を送信する。

事後演算部１０Ｂは、連系潮流Ｐ_Ｔが増加方向に変化したか否かを、一定の時間間隔ΔＴにおける、連系潮流Ｐ_Ｔの変化量で判定する。例えば、（７）式が成立するとき、事後演算部１０Ｂは、連系潮流Ｐ_Ｔが増加方向に変化していないと判定する。

Ｐ_Ｔ（ｔ）＜Ｐ_Ｔ（ｔ－ΔＴ） …（７）式
ここで、
Ｐ_Ｔ（ｔ）：時刻ｔにおける連系潮流
ｔ ：現在時刻
ΔＴ：時間間隔

なお、緊急時潮流制御の動作判定に用いる直流連系情報は、連系潮流Ｐ_Ｔに限定しない。緊急時潮流制御の動作判定とは、緊急時潮流制御は正しく動作しているか否かの判定である。つまり、上記では、緊急時潮流制御は正しく動作しているか否かの判定を、連系潮流Ｐ_Ｔが増加方向に変化したか否かに応じて判定する場合を例に説明したが、これに限定されることはない。

例えば、事後演算部１０Ｂは、直流連系設備９の状態（例えば、正常／異常の２値情報）に基づいて、緊急時潮流制御の動作判定を行ってもよい。この場合、直流監視端末装置１３は、直流連系設備９の状態を取り込んで中央演算装置１０へ送信する。そして、事後演算部１０Ｂは、直流監視端末装置１３から取得した直流連系設備９の状態を示す情報に、異常が示されていた場合、緊急時潮流制御は正しく動作していないと判定し、第２制御を実施させる制御信号を制御端末装置１２に送信する。

また、事後演算部１０Ｂは、直流連系設備９に接続する母線３や送電線４の電力の状態（例えば、電圧値）に基づいて、緊急時潮流制御の動作判定を行ってもよい。この場合、直流監視端末装置１３は、直流連系設備９に接続する母線３や送電線４に設けられた電圧計測器７から入力された電圧を、中央演算装置１０へ送信する。そして、事後演算部１０Ｂは、想定事故発生時における、直流連系設備９に接続する母線３や送電線４の電圧値が、予め設定した値より低下した場合、緊急時潮流制御は正しく動作していないと判定し、第２制御を実施させる制御信号を制御端末装置１２に送信する。

また、事後演算部１０Ｂは、周波数の状態、に基づいて、緊急時潮流制御の動作判定を行ってもよい。この場合、直流監視端末装置１３、又は事故検出端末装置１１、又は制御端末装置１２は、電圧計測器７から入力された電圧から周波数を計測し、計測した周波数を、中央演算装置１０へ送信する。そして、事後演算部１０Ｂは、第１制御を実施した後の周波数が回復傾向に変化していないと判定した場合、緊急時潮流制御は正しく動作していないと判定し、第２制御を実施させる制御信号を制御端末装置１２に送信する。

以上説明したように、第２の電力系統安定化システムでは、中央演算装置１０は、第１制御と第２制御とを設ける。第１制御は直流連系設備９による緊急時潮流制御を優先して実施される制御である。第２制御は緊急時潮流制御が正しく動作しない場合に実施される制御である。中央演算装置１０は、第１制御と第２制御それぞれの制御内容を演算して求める。中央演算装置１０は、事故検出端末装置から起動信号を受信したとき、初めに第１制御の制御信号を制御端末装置へ送信する。中央演算装置１０は、事故発生前後の直流連系情報を用いて緊急時潮流制御の動作状態を監視し、緊急時潮流制御が正しく動作していないと判定した際、第２制御の制御信号を制御端末装置へ追加で送信する。

これにより、第２の実施形態の電力系統安定化システムは、上述した第１の実施形態の効果に加え、直流連系設備９による緊急時潮流制御が正しく動作しない場合に、電力系統安定化システムで対応できる。このため、緊急時潮流制御が不良（正しく動作しない）時にも、事故の影響を抑え、広域停電に至ることを防止できる。

（第３の実施形態）
次に、第３の実施形態について説明する。本実施形態では、中央演算装置１０により第１制御及び第２制御それぞれを区別するための情報が付された二つの制御信号が、事故発生時に制御端末装置１２に送信される点、及び、制御端末装置１２により第２制御を実施するか否かが判断される点において、上述した実施形態と相違する。

本実施形態の電力系統安定化システムの構成は、後述する制御端末装置１２を除き、上述した従来の電力系統安定化システム、及び第１の実施形態と同様である。つまり、すでに説明した、図１、図２、図３、及び図６に示す構成である。このため、本実施形態の電力系統安定化システムの構成については、その説明を省略する。

本実施形態の制御端末装置１２の構成について、図１３を用いて説明する。図１３は、本実施形態の制御端末装置１２の構成を示すブロック図である。本実施形態の制御端末装置１２は、制御信号を保持する機能部（制御信号の保持）と、フェイルセーフリレー９５Ｆ１と、フェイルセーフリレー９５Ｆ２とを備える。

制御信号を保持する機能部（制御信号の保持）は、制御端末装置１２が中央演算装置１０から受信した第１制御と第２制御の制御信号を、互いに区別して保持する。制御信号を保持する機能部（制御信号の保持）は、それぞれの制御信号に付与された、第１制御と第２制御とを互いに区別する信号に基づいて、第１制御と第２制御とを区別して保持する。

フェイルセーフリレー９５Ｆ１は、第１制御の誤動作を防止する周波数リレーである。フェイルセーフリレー９５Ｆ１は、所定の整定値ｆ_９５Ｆ１で動作する。つまり、フェイルセーフリレー９５Ｆ１は、電圧計測器７から取得した電圧に基づいて測定される周波数が、所定の整定値ｆ_９５Ｆ１未満（又は、整定値ｆ_９５Ｆ１以下）である場合、その旨を示す信号（９５Ｆ１動作）を出力する。このフェイルセーフリレー動作により、制御端末装置１２は、第１制御の制御信号を受信し、且つ、周波数が所定の整定値ｆ_９５Ｆ１未満（又は、整定値ｆ_９５Ｆ１以下）となった場合に、遮断器５へ遮断指令を出力する。ここで遮断指令が出力される遮断器５は、第１制御において負荷制限の対象となる負荷２を制御（負荷２への電力を供給又は遮断）する遮断器５である。

フェイルセーフリレー９５Ｆ２は、第２制御の誤動作を防止する周波数リレーである。フェイルセーフリレー９５Ｆ２は、所定の整定値ｆ_９５Ｆ２で動作する。つまり、フェイルセーフリレー９５Ｆ２は、電圧計測器７から取得した電圧に基づいて測定される周波数が、所定の整定値ｆ_９５Ｆ２未満（又は、整定値ｆ_９５Ｆ２以下）である場合、その旨を示す信号（９５Ｆ２動作）を出力する。このフェイルセーフリレー動作により、制御端末装置１２は、第２制御の制御信号を受信し、且つ、周波数が所定の整定値ｆ_９５Ｆ２未満（又は、整定値ｆ_９５Ｆ２以下）となった場合に、遮断器５へ遮断指令を出力する。ここで遮断指令が出力される遮断器５は、第２制御において負荷制限の対象となる負荷２を制御（負荷２への電力を供給又は遮断）する遮断器５である。

以下、本実施形態の電力系統安定化システムの作用について説明する。
本実施形態の電力系統安定化システムでは、上述した第２の実施形態と同様に、直流連系設備９の緊急時潮流制御を優先する第１制御、及び緊急時潮流制御が正しく動作しない場合に備えた第２制御が、中央演算装置１０により予め演算される。

中央演算装置１０の事前演算部１０Ａは、給電情報網から受信した連系潮流Ｐ_Ｔを用いて、調整期待値ΔＰ_Ｔを、（２）式で求める。また、事前演算部１０Ａは、想定事故が発生した場合に生じる需給アンバランス量ΔＰから、調整期待値ΔＰ_Ｔを差し引いた、対応需給アンバランス量ΔＰ_ＳＳＣを、（３）式で求める。そして、事前演算部１０Ａは、対応需給アンバランス量ΔＰ_ＳＳＣが正の場合に、対応需給アンバランス量ΔＰ_ＳＳＣを解消する制御量を（５）式で求め、第１制御の目標制御量Ｐ_Ｃ１とする。また、事前演算部１０Ａは、直流連系設備９の緊急時潮流制御に期待する制御量を、（６）式で求め、第２制御の目標制御量Ｐ_Ｃ２とする。

事前演算部１０Ａは、第１制御と第２制御それぞれについて、負荷制限する負荷量ができるだけ目標制御量Ｐ_Ｃ１、Ｐ_Ｃ２に近くなるように負荷２の組合せを選択する。なお、事前演算部１０Ａは、初めに第１制御の制御内容を選択し、次に第１制御で選択されていない負荷２の中から第２制御の制御内容を選択する。事前演算部１０Ａは、選択した第１制御及び第２制御の内容を制御内容として保存する。制御内容は、例えば、図１２に示すような内容である。

事後演算部１０Ｂは、事故検出端末装置１１から起動信号を受信した際、受信した起動信号に基づいて、事前演算部１０Ａにより記憶された制御内容を参照する。事後演算部１０Ｂは、記憶された制御内容から、発生した事故に対応する第１制御及び第２制御の制御内容をそれぞれ示す二つの制御信号に、互いの制御信号を区別できる信号を付与して、制御端末装置１２に送信する。

ここで、互いの制御信号を区別できる信号について図１４を用いて説明する。図１４は、本実施形態の伝送フォーマットの例を示す図である。本実施形態の伝送フォーマットのフレーム構成は、図８に示す従来の伝送フォーマットと同様であるため、その説明を省略する。

中央演算装置１０は、例えば、第１ワードにおいて、従来の制御信号が設定されるビットに第１制御の制御信号（制御信号１）を設定する。また、中央演算装置１０は、第１制御の制御信号の次のビットに第２制御の制御信号（制御信号２）を設定する。このように、中央演算装置１０は、例えば、伝送フォーマットにおいて、第１制御及び第２制御の制御信号を設定するビットの位置を互いに異なる位置とすることにより、互いを区別できる信号を付与する。

ここで、整定値ｆ_９５Ｆ１と、整定値ｆ_９５Ｆ２との関係について図１５を用いて説明する。図１５は、第３の実施形態における整定値ｆ_９５Ｆ１と、整定値ｆ_９５Ｆ２との関係を説明する図である。図１５の横軸、縦軸、標準周波数ｆ_０、周波数ｆ_ＵＦＲ、及び規定範囲については、図７と同様であるため、その説明を省略する。

図１５に示すように、第１制御は、緊急時潮流制御の動作を待たずに実施される制御である。このため、フェイルセーフリレー９５Ｆ１の整定値ｆ_９５Ｆ１は、規定範囲の下限近くに設定される。一方、第２制御は、緊急時潮流制御が正しく動作しなかった場合のバックアップとして実施される制御である。このため、フェイルセーフリレー９５Ｆ２の整定値ｆ_９５Ｆ２は、整定値ｆ_９５Ｆ１よりも低い値に設定される。

以上説明したように、第３の実施形態の電力系統安定化システムでは、中央演算装置１０は、第１制御と第２制御とを設ける。第１制御は直流連系設備９による緊急時潮流制御を優先して実施される制御である。第２制御は緊急時潮流制御が正しく動作しない場合に実施される制御である。中央演算装置１０は、第１制御と第２制御それぞれの制御内容を演算して求める。中央演算装置１０は、事故検出端末装置から起動信号を受信したとき、第１制御及び第２制御の制御信号を、互いに区別できる信号を付与して制御端末装置１２へ送信する。制御端末装置１２は、第１制御及び第２制御それぞれに対応するフェイルセーフリレーを備える。

これにより、第３の実施形態の電力系統安定化システムは、上述した第１の実施形態の効果に加え、直流連系設備９による緊急時潮流制御が正しく動作しない場合に、電力系統安定化システムで対応できる。このため、緊急時潮流制御が不良（正しく動作しない）時にも、事故の影響を抑え、広域停電に至ることを防止できる。

以上説明した少なくとも一つの実施形態によれば、直流連系設備９による緊急時潮流制御を優先し、直流連系設備９による緊急時潮流制御で対応できない需給アンバランス分（つまり、対応需給アンバランス量ΔＰ_ＳＳＣ）について電力系統安定化システムにより対応する。これにより、直流連系設備９による緊急時潮流制御を活用でき、電力系統安定化システムによる負荷制限などの制御が過剰に実施されることを防止することが可能である。

本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれると同様に、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれるものである。

１…発電機、２…負荷、３…母線、４…送電線あるいは変圧器、５…遮断器、６…電流計測器、７…電圧計測器、８…通信設備、９…直流連系設備、１０…中央演算装置、１１…事故検出端末装置、１２…制御端末装置、１３…直流監視端末装置

Claims (3)

1. 系統情報を用いて系統事故の発生を検出し、中央演算装置へ起動信号を送信する事故検出端末装置と、
   制御内容を事前に演算して記憶しておき、前記事故検出端末装置から前記起動信号を受信したとき、前記記憶されている前記制御内容を参照し、制御端末装置へ前記制御内容を示す制御信号を送信する中央演算装置と、
   前記中央演算装置からの前記制御信号の受信、及び自装置内のフェイルセーフリレー動作のＡＮＤ条件で制御を実施する制御端末装置と、
   直流連系設備の状態を示す情報を取り込んで中央演算装置へ送信する直流監視端末装置と、
   を備える電力系統安定化システムであって、
   給電情報網から受信した連系潮流と前記直流監視端末装置から受信した前記直流連系設備の状態を示す情報を用いて、直流連系設備による緊急時潮流制御を優先し、直流連系設備による緊急時潮流制御で対応できない需給アンバランス分の制御を行う、
   ことを特徴とする電力系統安定化システム。
2. 前記中央演算装置は、前記直流連系設備による前記緊急時潮流制御を優先して実施される第１制御と、前記緊急時潮流制御が正しく動作しない場合に実施される第２制御とを設け、前記第１制御と前記第２制御それぞれの制御内容を演算し、前記事故検出端末装置から事故発生を示す起動信号を受信したとき、初めに前記第１制御の制御信号を、前記制御端末装置へ送信し、前記事故発生の前後における直流連系情報を用いて、前記緊急時潮流制御の動作状態を監視し、前記緊急時潮流制御が正しく動作していないと判定した際、前記第２制御の制御信号を、前記制御端末装置へ追加で送信する、
   ことを特徴とする請求項１に記載の電力系統安定化システム。
3. 前記中央演算装置は、前記直流連系設備による前記緊急時潮流制御を優先して実施される第１制御と、前記緊急時潮流制御が正しく動作しない場合に実施される第２制御とを設け、前記第１制御と前記第２制御それぞれの制御内容を演算し、前記事故検出端末装置から事故発生を示す起動信号を受信したとき、前記第１制御、及び前記第２制御それぞれの制御信号を、互いに区別できる信号を付与して前記制御端末装置１２へ送信し、
   前記制御端末装置は、前記第１制御、及び前記第２制御それぞれに対応するフェイルセーフリレーを備える、
   ことを特徴とする請求項１に記載の電力系統安定化システム。

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