JP6397759B2 - 電力系統安定化装置及び方法 - Google Patents

Description

本発明は電力系統の安定化装置に係り、特に太陽光発電（ＰＶ）等が電力系統に大量導入された場合において、事前演算時のオンラインデータと現状状態の差異を事後演算により補正する系統安定化装置及び方法に関する。

電力系統では、系統故障発生時における系統安定度の制御を目的として電力系統安定化装置を備えている。電力系統安定化装置は事前予測機能と電力系統故障後の処理機能とで構成されている。事前予測機能では、電力系統故障発生以前の系統状態のオンラインデータを入手し、電力系統上の想定箇所において想定故障が発生したときの系統安定度計算を実行し、想定故障に対する対策を立案しておく。故障後の処理機能では、実際に発生した故障様相を判断し、この事態における事前に定めた対策制御を実施する。

特許文献１、特許文献２は係る電力系統安定化装置の一例を紹介している。

特開平０７−２８４２３１号公報 特開平０９−０５６０６９号公報

近年の電力系統では、太陽光発電（ＰＶ）や風力発電といった再生可能エネルギーを利用した再生可能エネルギー利用発電設備の導入が進んでいる。これらの設備では自然エネルギーを利用することから、その発生電力の変動が予測困難である。

このため、電力系統安定化装置において、事前予測機能による予測を行ったとしても、予測時点における電力需給状態と故障発生時点における電力需給状態では相違したものとなることが考えられる。予測時点では晴れ、強風であっても故障発生時点では雨、微風であれば発生電力は大きく相違してくる。

将来、電力系統に太陽光発電（ＰＶ）などの再生可能エネルギー利用発電設備が大量に導入されてくると、太陽光発電（ＰＶ）などにより潮流変動が増大し，系統安定化装置の制御量に誤差が生じる可能性がある。そのため、予め策定した制御方策に対して、実際に故障発生した時に制御が妥当であるかを判断し、場合によっては策定した方策を補正するロジックが必要となる。

以上のことから本発明においては、再生可能エネルギー利用発電設備の大量導入状態においても有効に機能することができる電力系統安定化装置及び方法を提供することを目的とする。

以上のことから本発明は、故障後における電力系統の安定化を図るために事前予測機能と故障後の処理機能から構成された電力系統安定化装置であって、事前予測機能は、電力系統における想定故障に対する対策として系統の安定を保証する電源や負荷の第１の制御量を決定する第１の機能と、電力系統における太陽光発電による発電量を複数設定し、当該発電量の電力需給アンバランスによる周波数応動から系統の安定を保証する第２の負荷制御量を複数決定する第２の機能とから構成され、故障後の処理機能は、電力系統における想定故障発生時に第１の機能による第１の制御量を制御する第１の制御手段と、第１の制御手段による制御後の電力系統の周波数応動を監視し、周波数応動に応じて複数の第２の負荷制御量から選択した負荷を制御する第２の制御手段から構成されていることを特徴とする。

本発明により、最適な制御量を事後の計測情報から判断して補正することで余分な制御を抑え、過剰な制御量に対して瞬時に補填することを可能とする。

本発明の電力系統安定化装置の具体的な装置構成を示す図。 本発明の一実施例に係る電力系統安定化装置の考え方を説明した図。

以下、本発明の実施例を図面により説明する。

図２は、本発明の一実施例に係る電力系統安定化装置の考え方を説明したものである。図２において、電力系統安定化装置１０が管理する電力系統ＧＳは、複数の発電所と複数の負荷で構成されており、総発電量Ｇと総負荷量Ｌが等しく保たれることで電力系統の周波数が所定周波数に維持されている。

これに対し、電力系統に故障Ｆが発生したことにより発電所が停止し、あるいは送電線の一部が制御されるなどの理由で総発電量Ｇと総負荷量Lのバランスが急変するなどの故障状態においては、総発電量Ｇと総負荷量Ｌを均等に維持することが困難となる。このため、総発電量Ｇに見合う総負荷量Ｌとすべく、電源または負荷の一部を制御して周波数の安定維持を図る必要がある。

電力系統安定化装置１０は、係る故障時に電源や負荷を制御して周波数の安定維持を図る機能を備えたものであり、事前予測機能１と故障後の処理機能２とで構成されている。

事前予測機能１では、電力系統ＧＳに将来発生するであろう想定故障として、故障点Ｐ１，Ｐ２，Ｐ３における故障Ｆ１，Ｆ２，Ｆ３を想定している。想定故障Ｆ１，Ｆ２，Ｆ３は、短絡、地絡、断線あるいはその内容も含めた複数故障を想定するのがよい。

次に事前予測機能１では、故障点Ｐにおける故障Ｆのときに生じるであろう電力系統各所の潮流変動を計算により求め、さらに想定故障発生後の潮流状態での安定度を計算する。安定度計算の中では、故障により喪失した発電量または負荷量に見合う制御量を求め、この制御量を強制的に電力系統から遮断した状態での安定度を求めて、安定度の判定を行う。

なお安定度の判定手法については、従来から種々の手法が知られている。例えば、電力需給の差分を積分することで系統周波数を求めることができ、かつ系統周波数の変動量や変化分から安定度を判定することができる。本発明では周知の安定度判断手法を利用可能であるのでここでの詳細説明を省略する。

図２では、電力系統ＧＳの想定故障Ｆ１のときに対策すべき発電量や負荷量をＬ１，想定故障Ｆ２のときに対策すべき発電量や負荷量をＬ２、想定故障Ｆ３のときに対策すべき発電量や負荷量をＬ３として表記している。ここで、発電量や負荷量は、故障時に電源や負荷を制御した結果として変動する量の事である。

事前予測機能１において上記手順により求めた想定故障とその対策は、実際に同様故障が発生した場合に有効なはずであるが、実際には再生可能エネルギー利用発電設備による不確定要素を含んでいる。

不確定要素の一つは、想定故障から定めた対策として発電量や負荷量の制御量を決定したとき、実際にはある地域、ある場所の電源または負荷を遮断することになるが、この中に如何ほどの量、台数の太陽光発電（ＰＶ）を含むのかが判明していない点である。不確定要素の他の一つは、太陽光発電（ＰＶ）による発電量は自然に左右されているために故障時点におけるその大きさを特定することができないという問題である。

さらに運転制御上の問題として、以下の点が不確定要素となることもある。例えば、太陽光発電（ＰＶ）Ａだけが遮断されると想定していたが、太陽光発電（ＰＶ）Ｂも遮断されてしまったとか、家庭用の太陽光発電（ＰＶ）が想定以上に遮断されてしまった、家庭用の太陽光発電（ＰＶ）が想定ほど遮断されなかったなどが発生し得る。なお、太陽光発電（ＰＶ）以外に、風力発電も同じ課題を共有している。

図２では、発電量や負荷量Ｌ１の中に含まれる太陽光発電量をＬＰＶ１，発電量や負荷量Ｌ２の中に含まれる太陽光発電量をＬＰＶ２，発電量や負荷量Ｌ３の中に含まれる太陽光発電量をＬＰＶ３として表記している。

図２の事前予測機能１において、１０１は想定故障ＦとしてＦ１を想定したことを表し、１０２は想定故障Ｆ１に対する対策として発電量や負荷量Ｌ１の制御（第１段制御）を行った時の安定度が過渡的変動後に安定することを表している。ここまでの処理では、再生可能エネルギー利用発電設備による不確定要素を考慮していないので、さらに１０３では、発電量や負荷量Ｌ１の中に含まれる太陽光発電量ＬＰＶ１を可変に設定している。つまり、想定故障とその後の対策（第１段制御）では安定が確認されているが、さらに太陽光発電量ＬＰＶ１が制御されている状態も考慮すると、この場合の安定度がどのように変化していくのかを、太陽光発電量ＬＰＶ１の大きさを複数に設定したケースごとに求めている。図２において太陽光発電量ＬＰＶ１の設定量は△で示している。設定量△は、想定故障に対する対策として求めた制御量からの補正量を表している。

１０４は、補正した各想定ケースにおいて安定度（周波数変動）を求めたものである。補正量が±△の範囲内のケース１０４ｂ、１０４ｃでは周波数変動が安定するが、補正量が±△の範囲を超えたケース１０４ａ、１０４ｄでは周波数変動が安定しない。そこで、この不安定ケースでも安定にするために、さらに必要な補正対策（第２段制御）を定めておく。ケース１０４ａの場合周波数が上昇してしまうので、補正対策として△Ｌ１ａを減少（制御した負荷を再投入）する。ケース１０４ｄでは周波数が減少してしまうので補正対策として△Ｌ１ｄを追加（さらに多くの負荷を遮断）する。これにより、ケース１０４ｂ、１０４ｃでは第２段制御を実行しないが、ケース１０４ａ、１０４ｄでは第１段制御に引き続いて第２段制御を実行することになる。

然しながらこのようにして定められた補正を含む対策（第２段制御）は、実際の故障場面では、このうちのどの対策が有効かは判明していない。実際の故障場面における天候状態によって太陽光発電量ＬＰＶが変更されてくるため、この中から最適の補正対策を選択する必要がある。

このため、図２の事前予測機能１において求められた補正後対策（第２段制御）は故障後の処理機能２に伝達される。故障後の処理機能２では、想定故障に対する補正後対策に基づいて、補正後対策ごとに具体的にどこの負荷を制御するかを定めておく。なお、事前予測機能１から故障後の処理機能２に対しては、想定故障に対する対策としての発電量や負荷量の制御（第１段制御）が事前に連絡されており、故障後の処理機能２では電力系統の故障発生時に第１段制御を実施している。

故障後の処理機能２は、実際の故障場面において、実際に電力系統ＧＳに発生した故障が想定故障のどれに該当するかを判別する。発生した故障が想定故障Ｆ１であるとき、第１段制御を実行し、さらにその後に補正対策案１０４として１０４ａ，１０４ｂ，１０４ｃ、１０４ｄを抽出する。

この状態では故障規模に応じた対策すべき負荷規模が推定され第１段制御が実施されているが、太陽光発電量ＬＰＶ１による影響が考慮されていないためにこの誤差分による修正（第２段制御）が必要である。このとき電力系統は太陽光発電量ＬＰＶ１による受給バランスの不一致による周波数変動を生じることから、ここでは周波数変動を監視して、その変動状態から先に予測した対策案１０４ａ，１０４ｂ，１０４ｃ、１０４ｄの中から最も様相が類似する対策案を選択実行する。

このために故障後の処理機能２における第２段制御のための処理として図２では、電力系統情報の計測部３から電流、電圧あるいは周波数の情報を入手し、１１２において故障発生、かつ第１段制御実行後の周波数変動を監視する。１１２の変動の場合、故障後周波数は電力供給量に対して負荷量が上回る状態であるために周波数が下降する傾向が表れていることから、その変動パターンに最も近い対策案として１０４ｄを選択し、△Ｌ１ｄを減少する補正案を選択する。１１３では、選択された対策案に従い予め想定した負荷を制御（第２段制御）する。

図１は、図２の考えかたに基づいて構成した電力系統安定化装置の具体的な装置構成を示す図である。

図１において、演算装置１は図２の事前予測機能１に相当する。演算装置１はオンラインデータから電力系統の状態を推定する系統状態推定部１１、推定した状態から想定故障が発生した場合の潮流変動を模擬する想定故障時潮流計算部１２、想定故障発生後の潮流状態での安定度を計算する安定度計算部１３、太陽光発電（ＰＶ）脱落量を変動させて再度潮流変動模擬実施するためのＰＶ脱落量変動部１４、安定度を維持するために必要な制御対象を決定し判定部２へ渡すテーブルを作成するテーブル作成部１５から構成される。

図１の演算装置１のテーブル作成部１５からは、２種類のテーブルが出力される。テーブルＴＢ１は、電力系統の想定故障Ｆ１に対する対策として発電量や負荷量Ｌ１の制御（第１段制御）を行うためのテーブルであり、オンラインデータから電力系統の状態を推定する系統状態推定部１１と、推定した状態から想定故障が発生した場合の潮流変動を模擬する想定故障時潮流計算部１２と、想定故障発生後の潮流状態での安定度を計算する安定度計算部１３を順次実行することで求めた電源や負荷制御点の組み合わせ情報を含んでいる。この一連処理は、図２の処理１０１と１０２を行うものであり、想定故障後に周波数変動の安定化が保証できる第１段制御の処理内容として、電力系統の予定した電源や負荷制御点の組み合わせ情報をテーブルとして求めたものである。

テーブルＴＢ２は、太陽光発電（ＰＶ）脱落量を変動させ、各脱落量のときでも周波数変動の安定化が保証できる第２段制御の処理内容として、電力系統の予定した負荷制御点の組み合わせ情報をテーブルとして求めたものである。テーブルＴＢ２の作成は、ＰＶ脱落量変動部１４において脱落量を変更設定し、その変更条件のもとでさらに想定故障時潮流計算部１２、安定度計算部１３、ＰＶ脱落量変動部１４を数回繰り返し実施して複数のテーブルを作成するものである。この一連処理は、図２の処理１０３と１０４を行うものである。

このようにして作成されたテーブルＴＢ１，ＴＢ２は一定周期で判定部２へと渡される。ここで作成したテーブルのうちＴＢ２が図２の対策案１０４ａ，１０４ｂ，１０４ｃ、１０４ｄに該当している。

判定部２は図２の故障後の処理機能２に相当している。ここでは、故障検出情報を受け取る、あるいは自ら故障検出した際に演算装置１で想定した故障かどうかを判定する故障様相判定部２１と、端末部３から受け取った計測情報を元に故障が発生した事後の状態から補正制御の要否を判定する補正制御判定部２２、演算装置１０から渡されたテーブルから最も適切な対策を選択し端末部３へ制御指令を送る制御選択部２３から構成される。

判定部２に渡されたテーブルＴＢ１，ＴＢ２のうち、テーブルＴＢ１については、想定故障発生時に使用される。故障検出情報を検知して、想定故障Ｆのうち想定故障Ｆ１であることを故障様相判定部２１で判定したときに、テーブルＴＢ１に記述された想定故障Ｆ１の場合の電源や負荷制御点の組み合わせ情報を抽出して、これを計測部３の制御実行部３２に渡して第１段制御を実施する。太陽光発電（ＰＶ）による不確定要因を考慮しなければ、第１段制御により電力系統は安定（図２の１０２）するはずである。

第１段制御実施後に安定化するか否か、安定化しない場合にその変動方向は如何なものかが、端末部３から受け取った計測情報を元に故障が発生した事後の状態から補正制御の要否を判定する補正制御判定部２２により監視されている。この処理が図２の１１２を確認することに対応している。

なお補正制御の要否は具体的には例えば周波数ｆの閾値（１）式あるいは変化率（２）式から判定する。但しＵＦは周波数の下限の閾値であり、ＯＦは周波数の上限の閾値である。
［数１］
f < UF or f > OF (1)
［数２］
df/dt > |ε| (2)
周波数ｆの大きさと変化率が所定の閾値以内であるとき、太陽光発電（ＰＶ）による不確定要因は系統安定度の不安定要因になるような大きさのものではないと判断することができる。これは図２のケース１０４ｂ、１０４Ｃのいずれかと考えられるため、格別の負荷制御を行う必要がない。

周波数ｆの大きさあるいは変化率が所定の閾値以上であるとき、太陽光発電（ＰＶ）による不確定要因は系統安定度の不安定要因になる大きさのものであると判断することができる。これは図２のケース１０４ａ、１０４ｄのいずれかと考えられる。このため、このケースでは負荷制御を行う。周波数の上限の閾値を超えたケース１０４ａでは、補正対策として△Ｌ１ａを減少（遮断した負荷を再投入）する。周波数の下限の閾値を超えたケース１０４ｄでは、補正対策として△Ｌ１ｄを追加（さらに多くの負荷を制御）する。

選択制御部２３内の第２段制御部２４では、テーブルＴＢ２の中から補正制御判定部２２で確定したケース１０４について、必要な負荷制御点の情報を第２段制御情報として計測部３の制御実行部３２に渡して第２段制御を実施する。これにより、太陽光発電（ＰＶ）による不確定要因に起因する電力系統の変動は、最終的に安定化する。

なお端末部３は電力系統制御対象毎に設置され、系統周波数を計測する系統情報計測部３１と制御対象に制御指令をだす制御実施部３２にて構成される。

このように故障様相判定部２１にて故障発生時瞬時に制御要否の判定をうけて制御実施部３２にて遮断器を遮断し、補正制御判定部２２にて事後の状態から補正制御が必要と判断された場合追加で制御実施部３２へ制御指令を出力し遮断器を制御する。

Claims (2)

1. 故障後における電力系統の安定化を図るために事前予測機能と故障後の処理機能から構成された電力系統安定化装置であって、
   前記事前予測機能は、電力系統における想定故障に対する対策として系統の安定を保証する電源や負荷の第１の制御量を決定する第１の機能と、電力系統における太陽光発電による発電量を複数設定し、前記第１の制御量による制御を行った場合の当該発電量の電力需給アンバランスによる周波数応動から系統の安定を保証する第２の負荷制御量を複数決定する第２の機能とから構成され、
   前記故障後の処理機能は、電力系統における想定故障発生時に前記第１の機能による第１の制御量を制御する第１の制御手段と、該第１の制御手段による制御後の電力系統の周波数応動を監視し、前記第１の制御手段による制御後の電力系統の周波数変動に応じて前記複数の第２の負荷制御量から選択した負荷を制御する第２の制御手段から構成されていることを特徴とする電力系統安定化装置。
2. 故障後における電力系統の安定化を図るための電力系統安定化方法であって、
   電力系統における想定故障に対する対策として系統の安定を保証する電源や負荷の第１の制御量を決定して想定故障発生時に第１の制御量を制御し、
   電力系統における太陽光発電による発電量を複数設定し、前記第１の制御量による制御を行った場合の当該発電量の電力需給アンバランスによる周波数応動から系統の安定を保証する第２の負荷制御量を複数決定して前記第１の制御量制御後の電力系統の周波数応動に応じて前記複数の第２の負荷制御量から選択した負荷を制御することを特徴とする電力系統安定化方法。

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