JP7174677B2 - 電力系統安定化システム、および電力系統安定化方法 - Google Patents

Description

本発明は、電力系統安定化システム、および電力系統安定化方法に関する。

電力系統は、設備の老朽化が進むと共に、近年の再生可能エネルギーの導入などによる複雑化が進んでいる。そのため、電力系統の安定化が困難になってきている。

例えば特許文献１には、かかる課題として、「電力系統の運用制約を満足した上で、短周期及び長周期の双方の負荷変動に伴う送変電設備の過負荷を効率よく処理して、制御性及び経済性の向上を図る。」ことが記載されている。そしてその解決手段として、「ＭＭＩ５にて送変電設備４１１～４１ｎの運用限度値５３の９８％である過負荷未然防止用運用限度値５２を設定する。過負荷未然防止対策部３７は送変電設備４１１～４１ｎのオンラインの潮流値が過負荷未然防止用運用限度値５２を上回った場合に過負荷未然防止対策の計算値を求める。この過負荷未然防止対策部３７にて短周期負荷変動時における送変電設備４１１～４１ｎの過負荷解消を実現すると同時に、長周期負荷変動時の経済負荷配分制御による送変電設備４１１～４１ｎの過負荷解消処理の周期期間の補完を行う。」ことが開示されている（特許文献１の要約書参照）。

また特許文献２には、同様の課題として「電力系統の安定化を図るため、電力系統の運用者に対し運用支援ができる電力系統における系統運用支援装置および方法、並びにその応用システムを提供する。」ことが記載されている。そしてその解決手段として、「電力系統の安定化を図るための系統運用支援装置であって、計測データと系統トポロジーと対象事故タイプを入力とし系統状態と予測事故時系統状態を算出する予測事故時系統状態算出部と、予測事故時系統状態算出部の結果を入力とし制御メニューを算出する制御メニュー算出部と、制御メニュー算出部の結果を入力とし復旧制御手順を算出する復旧制御手段算出部と、復旧制御手段算出部の結果と目標復旧時間パラメータを入力とし発電機出力調整時間シミュレーションと必要予防制御量算出と予防制御手順算出をする復旧予防制御手順算出部と、復旧制御手順と予防制御手順を表示する表示部を備えることを特徴とする電力系統における系統運用支援装置。」が開示されている（特許文献２の要約書参照）。

また非特許文献１には、「時刻同期された電圧と電流のフェーザデータを用いて、最小二乗法により潮流計算のヤコビアンを算出する」ことが開示されている。

特開２０１０－０６３３２０号公報 特開２０１９－０１７１９４号公報

Yu Christine Chen, Jianhui Wang,Alejandro D. Dominguez-Garcia, Peter W. Sauer, "Measurement-BasedEstimation of the Power Flow Jacobian Matrix," IEEE Transactionson Smart Grid, vol. 7, no. 5, pp. 2507-2515, Sept. 2016.

しかしながら、上述の従来技術では、電力系統の安定化を適切に行うことができないおそれがある。

例えば特許文献１では、感度係数が潮流変化に対する発電機出力であることを踏まえ、送変電設備潮流が運用限界値を超過すると、電力系統における過負荷を解消するため、発電機のなかで最も感度の大きい発電機の発電機目標出力値を算出する。一方、特許文献１では、感度係数を算出する際、電圧変動による影響や計測情報の伝搬遅延時間が考慮されておらず、また発電機出力を変動させた際に不安定振動が発生するケースを想定していない等、電力系統の安定化を適切に行うことができないおそれがある。

また例えば特許文献２では、復旧制御手段を算出する際、発電機の出力と系統内の位相の感度を用い、発電機の出力変化制約を考慮することで、より早く復旧制御をすることを可能としている。一方、特許文献２では、特許文献１と同様、感度係数を算出する際、電圧変動による影響が考慮されておらず、また気象変動による系統インピーダンスの変化に対応していない等、電力系統の安定化を適切に行うことができないおそれがある。

また例えば非特許文献１では、時刻同期された電圧と電流のフェーザデータを用いて、最小二乗法により潮流計算のヤコビアンを算出する。ここで、潮流計算のヤコビアンとは、特許文献１および特許文献２に記載された潮流感度と同じ役割を持ち、系統事象発生中の動きから、潮流感度を算出することができるものの、電圧変動による影響が考慮し切れておらず、電力系統の安定化を適切に行うことができないおそれがある。

本発明の目的は、上述の点を考慮してなされたものであり、電力系統の安定化を図る運用をより適切に支援することを１つの目的とする。

かかる課題を解決するため本発明においては、１つの目的を達成する一手段として、電力系統の安定化を支援する電力系統安定化システムは、前記電力系統に設置された計測器による計測データと、感度算出パラメータとを入力とし、前記電力系統の動的系統感度を作成する動的系統感度作成部と、前記動的系統感度と、前記電力系統における制御可能機器を示した制御可能機器リストと、系統異常解消手順作成方針とを入力とし、前記制御可能機器の制御によって前記電力系統を操作することで前記電力系統の系統異常を解消する系統異常解消手順を作成する系統異常解消手順作成部と、前記系統異常解消手順を出力する出力部とを備えるようにした。

本発明によれば、例えば、電力系統の安定化を図る運用をより適切に支援することができる。

実施形態１～４に係る系統安定化システムの適用対象である電力系統の構成の一例を示す図。 電力系統における潮流の一例を示す図。 電力系統における過負荷の一例を示す図。 送電線のインピーダンス変化の一例を示す図。 実施形態１の電力系統および系統安定化システムを含む構成の一例を示す図。 実施形態１の系統安定化システムの構成の一例を示す図。 実施形態１の系統安定化システムの全体処理の一例を示すフローチャート。 実施形態１の動的系統感度算出処理の一例を示すフローチャート。 入力変数と出力変数の一例を示す図。 ニューラルネットワークの一例を示す図。 系統異常解消手順作成処理の一例を示すフローチャート。 系統異常解消手順の表示の一例を示す図。 実施形態１の効果の一例を説明するための図。 実施形態２の系統安定化システムの構成の一例を示す図。 実施形態２の系統安定化処理の一例を示すフローチャート。 実施形態３の系統安定化システムの構成の一例を示す図。 実施形態４の系統安定化システムの構成の一例を示す図。

以下、図面を参照して本発明の実施形態について説明する。なお、以下の説明において、同一または類似の要素および処理には、原則として同一の符号を付している。また、同一の機能および処理について、重複説明を省略する。なお、以下に説明する構成および処理はあくまで一例に過ぎず、本発明にかかる実施の態様が、以下の実施形態に限定されることを意図する趣旨ではない。また、各実施形態および変形例は、本発明の技術思想の範囲内および整合する範囲内でその一部または全部を組合せることができる。

本発明の実施形態の説明に先立ち、実施形態の適用対象である電力系統の構成および潮流と、制御対象とする現象の一例を説明する。

図１は、実施形態１～４に係る系統安定化システム１の適用対象である電力系統１２の構成の一例を示す図である。実施形態１～４に係る電力系統１２には、発電機Ｇ１～Ｇ３、送電線Ｌ１～Ｌ１２、送電線同士あるいは配電線同士を繋ぐ母線Ｂ１～Ｂ１７、遮断器ＣＢ１～ＣＢ２６、交流電圧を変圧する変圧器Ｔ１～Ｔ７、電力系統内の各種パラメータを計測する計測器Ｍ１～Ｍ１４、電力系統内の設備を制御するリレーＲ１～Ｒ１４、風力から発電する風力発電機ＷＴ１、太陽光から発電する太陽光発電機ＰＶ１、水を用いて電気を貯蔵する揚水発電機ＷＰ１、電気を貯蔵する蓄電システムＢＳ１、電圧を調整するために用いられる調相設備ＳＴ１、電力を消費する需要家ＤＭ１、電力を消費する電気自動車ＥＶ１、電気自動車ＥＶ１を電力系統に接続する電気自動車充電スタンドＥＶＣ１、および直流送電線ＤＣ１が接続されている。図１に示す電力系統１２に含まれる要素の種別および数は、一例であり、図示に限られない。電力系統１２は、位相調整器を備えてもよい。

図２は、電力系統１２における潮流（電力の流れ）の一例を示す図である。発電機Ｇ１～Ｇ３で発電された電力は、変圧器Ｔ１～Ｔ７、送電線Ｌ１～Ｌ１２、母線Ｂ１～Ｂ１７、電気自動車充電スタンドＥＶＣ１、および直流送電線ＤＣ１を介して、需要家ＤＭ１、電気自動車ＥＶ１、揚水発電機ＷＰ１、蓄電システムＢＳ１へ届けられる。この時、電力系統の潮流は、その負荷が適正範囲に収まっているため、電力系統が安定している。

図３は、電力系統１２おける過負荷の一例を示す図である。例えば、送電線Ｌ１に系統事故があり、遮断器ＣＢ１３～ＣＢ１４が作動し送電線Ｌ７が遮断されると、送電ルートが制限され、結果として別の送電線Ｌ６で過負荷が生じている。送電線Ｌ６の過負荷が継続すると、送電線Ｌ６につながっている遮断器ＣＢ１１～ＣＢ１２が、送電線保護のために送電線Ｌ６を遮断してしまう。このように、その他の送電線も同様に過負荷が発生し、連鎖的に事故が波及するカスケード事故に発展し得る。

図４は、送電線のインピーダンス変化の一例を示す図である。また、図４に示すように、一般的には、送電線のインピーダンスは、過負荷や気象変動などにより温度に伴って上昇し、系統モデルのインピーダンスよりも高くなる。カスケード事故防止のためには、過負荷などに伴う温度上昇に応じたインピーダンス変化に追随するように、制御可能な機器を制御して送電線の過負荷などを解消する必要がある。

［実施形態１］
以下、図５～図１３を参照して本発明の実施形態１を説明する。実施形態１では、図３に示すように、送電線Ｌ７が遮断されて送電線Ｌ６が過負荷（系統異常の一例）となった場合に、送電線Ｌ６の過負荷を解消する例を示す。

図５は、実施形態１の電力系統１２および系統安定化システム１を含む構成の一例を示す図である。系統安定化システム１は、電力系統１２の運用支援を行うコンピュータである。図１に示す電力系統１２に存在する様々な機器は、通信網ＣＮ１１を介して系統安定化システム１と接続されている。図５では、計測器Ｍ１と、計測器Ｍ２と、計測器Ｍ９と、発電機Ｇ１と、発電機Ｇ２とが通信網ＣＮ１１を介して系統安定化システム１と接続されている例を示す。図５において、その他の機器は図示を省略しているが、同様に通信網ＣＮ１１を介して系統安定化システム１と接続されている。

系統安定化システム１は、通信網ＣＮ１１との通信インターフェースである通信部Ｈ２と、ユーザや別システムから情報を入力する入力部Ｈ３と、計算処理をするためのＣＰＵ（Central Processing Unit）９１と、計算中にデータを保持するメモリＨ１と、算出結果などを出力する出力部６と、種々のデータベースを備える。この種々のデータベースとして、計測データベースＤＢ１と、動的系統感度データベースＤＢ２と、制御可能機器リストデータベースＤＢ３と、動的系統感度作成プログラムデータベースＤＢ４と、系統異常解消手順作成プログラムデータベースＤＢ５と、系統異常解消手順データベースＤＢ６と、感度算出パラメータデータベースＤＢ７、系統異常解消手順作成方針データベースＤＢ８と、がデータバスＨ４に接続されている。

通信部Ｈ２は、通信網１１に接続するための回路および通信プロトコルを備える。メモリＨ１は、ＲＡＭ（Random Access Memory）として構成され、各プログラムデータベースから読み出されたコンピュータプログラムを記憶したり、各処理に必要な計算結果データおよび画像データ等を記憶したりする。メモリＨ１は、計測データベースＤＢ１に格納される計測データＤ１、出力部６への表示用の画像データ、ＣＰＵ９１による計算一時データおよび計算結果データなどを一時格納するメモリである。

ＣＰＵ９１は、各プログラムデータベースから所定のコンピュータプログラムを読み込んで実行する。ＣＰＵ９１は、一つまたは複数の半導体チップとして構成してもよいし、または、計算サーバのようなコンピュータ装置として構成してもよい。ＣＰＵ９１は、各プログラムデータベースからメモリＨ１に読み出された各プログラムを実行し、各種データベースから取得したデータを演算処理する。ＣＰＵ９１は、演算処理において、メモリＨ１の物理メモリを使用するが、仮想メモリを使用してもよい。

またＣＰＵ９１は、必要な画像データを生成して出力部６（例えば表示ディスプレイ画面）に出力する。メモリＨ１に格納された画面データは、出力部６に送られて表示される。出力部６は、例えばディスプレイやプリンタ装置や音声出力装置、または携帯端末やウェアラブルの一つ以上として構成される。また、系統安定化システム１は、通信部Ｈ２を用いて、外部システムや外部機能と連携してもよい。

計測データベースＤＢ１は、電力系統１２における計測データＤ１を含む。ここで、計測データＤ１とは、電力系統１２の計測器Ｍ１～Ｍ１４から得られる各時刻における「電圧」、「電流」、「位相」、「周波数」、「周波数変化率」、「有効電力」、「無効電力」、「発電機角速度」等の情報を含む計測データである。計測器１０は、例えば、ＰＭＵ（Phasor Measurement Units）やＶＴ（Voltage Transformer）やＰＴ（Potential Transformer）やＣＴ（Current Transformer）やテレメータ（ＴＭ：Telemeter）などの電力系統に設置される計測機器や計測装置である。計測器Ｍ１～Ｍ１４から得られた計測データＤ１は、ＳＣＡＤＡ（Supervisory Control And Data Acquisition）などの電力系統１２に設置された計測値の集約装置に集約されて収集される。

動的系統感度データベースＤＢ２は、動的系統感度作成プログラムデータベースＤＢ４に格納されている動的系統感度作成プログラムＤ４の実行によって生成された動的系統感度Ｄ２を格納する。なお、詳細は後述するが、動的系統感度Ｄ２は、計測データＤ１に含まれる或る変数の変化量に対する他の変数の変化量の関数を表し、例えば、行列、多項式、ニューラルネットワークで表される。

制御可能機器リストデータベースＤＢ３は、制御可能機器リストＤ３を格納する。制御可能機器リストＤ３は、系統安定化システム１により制御可能な機器、あるいは系統安定化システム１の出力を用いて制御可能な機器のリストを含む。ここで、制御可能な機器の例としては、図１に示した遮断器、変圧器、発電機、充電器、蓄電システム、揚水発電機、調相設備、リレーのほか、位相調整器などが挙げられる。

動的系統感度作成プログラムデータベースＤＢ４は、動的系統感度Ｄ２を作成するための動的系統感度作成プログラムＤ４を格納する。系統異常解消手順作成プログラムデータベースＤＢ５は、系統異常解消手順Ｄ６を作成するための系統異常解消手順作成プログラムＤ５を格納する。

系統異常解消手順データベースＤＢ６は、系統異常解消手順作成プログラムＤ５の実行によって生成された系統異常解消手順Ｄ６を格納する。後述するが、系統異常解消手順Ｄ６は、過負荷を始めとする電力系統１２の異常を解消するための手順を含み、その手順に従って電力系統１２が操作されることで、電力系統１２を異常解消へ向かわせる。

感度算出パラメータデータベースＤＢ７は、動的系統感度Ｄ２を作成するための感度算出パラメータＤ７を格納する。感度算出パラメータＤ７は、動的系統感度Ｄ２を作成する際の、「入力および出力とする各計測データの種別および時系列上の範囲」、「入力と出力との間で考慮すべき伝搬遅延時間」、「計測データのノイズ除去方法」、「再計算条件」、「感度関数の形式」、および「感度関数の算出方法」などを定める。

系統異常解消手順作成方針データベースＤＢ８は、系統異常解消手順作成方針Ｄ８を格納する。系統異常解消手順作成方針Ｄ８は、対象とする「系統異常の種別」、「系統異常解消手順の再計算周期」、「許容される操作量」、「望ましい系統異常の解消時間」、および「系統異常解消を始めるまでの待機時間」など、系統異常解消手順Ｄ６に関係する方針を含む。

電力系統１２に含まれる計測器Ｍ１～Ｍ１４は、電力系統１２における各設置個所で取得した計測値を、通信網ＣＮ１１を介して、系統安定化システム１の通信部Ｈ２へ送信する。系統安定化システム１は、受信した計測データを一時的にメモリＨ１に保持し、その後、計測データＤ１として計測データベースＤＢ１に格納する。

また、図５に示す構成において、入力部Ｈ３は、例えば、キーボードスイッチ、マウス等のポインティング装置、タッチパネル、タブレット、カメラなどを用いた目線推定装置、脳波変換装置、音声指示装置等の少なくともいずれか一つを備えて構成できる。入力部Ｈ３は、上記以外のユーザーインターフェースであってもよい。

図６は、実施形態１の系統安定化システム１の構成の一例を示す図である。系統安定化システム１を、図５ではハードウェア構成の観点で表しているが、図６では処理機能構成の観点で表し、一部の構成の図示を省略している。

系統安定化システム１は、計測データＤ１と、制御可能機器リストＤ３と、感度算出パラメータＤ７と、系統異常解消手順作成方針Ｄ８と、動的系統感度作成部２と、系統異常解消手順作成部３と、出力部６とを有する。

これらのデータに関連するデータベースとして、系統安定化システム１は、計測データベースＤＢ１、動的系統感度データベースＤＢ２、制御可能機器リストデータベースＤＢ３、系統異常解消手順データベースＤＢ６、感度算出パラメータデータベースＤＢ７、系統異常解消手順作成方針データベースＤＢ８を有する。これらのデータベースのデータは、予め準備されるか、中間的な処理により生成されるか、あるいは最終的な出力として生成される。

動的系統感度作成部２は、計測データＤ１と感度算出パラメータＤ７を入力として動的系統感度Ｄ２を作成する。また、系統異常解消手順作成部３は、制御可能機器リストＤ３と系統異常解消手順作成方針Ｄ８を入力とし、系統異常解消手順Ｄ６を生成する。動的系統感度作成部２および系統異常解消手順作成部３の処理の詳細は後述する。

次に図７を参照して、本実施形態における系統安定化システム１の全体処理フローの一例を説明する。図７は、実施形態１の系統安定化システム１の全体処理の一例を示すフローチャートである。系統安定化システム１の全体処理は、周期的に実行される。

先ずステップＳ１では、動的系統感度作成部２は、計測データＤ１と感度算出パラメータＤ７を入力とし、動的系統感度Ｄ２を作成し出力する。続いてステップＳ２では、系統異常解消手順作成部３は、動的系統感度作成部２によって作成された動的系統感度Ｄ２と制御可能機器リストＤ３と系統異常解消手順作成方針Ｄ８を入力とし、系統異常解消手順Ｄ６を作成し出力する。続いてステップＳ３では、出力部６は、系統異常解消手順作成部３によって作成された系統異常解消手順Ｄ６などを出力する。

次に図８を参照して、図７のステップＳ１の詳細フローを説明する。図８は、実施形態１の動的系統感度算出処理の一例を示すフローチャートである。先ずステップＳ１０１では、動的系統感度作成部２は、計測データＤ１と感度算出パラメータＤ７を読み込む。

次にステップＳ１０２では、動的系統感度作成部２は、感度算出パラメータＤ７で指定された「再計算条件」が充足されているか否かを判定する。動的系統感度作成部２は、再計算条件が充足されている場合（ステップＳ１０２Ｙｅｓ）はステップＳ１０３へ処理を移し、再計算条件が充足されていない場合（ステップＳ１０２Ｎｏ）はステップＳ１０７へ処理を移す。

ここで、ステップＳ１０２では、例えば前回の動的系統感度Ｄ２の算出から一定時間が経過したかといった「再計算条件」に基づいて、動的系統感度Ｄ２の再計算の要否が判定される。前回算出から一定時間が経過すると、送電線や機器の温度が変化し、図４に示すようなインピーダンス変化が生じている可能性があるためである。あるいは、計測データＤ１が大きく変化したかといった「再計算条件」に基づいて、動的系統感度Ｄ２の再計算の要否が判定されてもよい。前回算出から一定時間が経過した、あるいは計測データＤ１が大きく変化した場合は、電力系統１２の状態が大きく変化した可能性があり、前回算出した動的系統感度Ｄ２がすでに無効になっている、あるいは誤差が生じ始めていることを示唆する。また、感度関数をチェックし、ある一定誤差を超えていた場合においても、同様のことが言える。

そこで、感度算出パラメータＤ７に予め「再計算条件」を指定しておくことで、このような要因を考慮し、系統安定化システム１あるいは動的系統感度Ｄ２を利用する外部システムが不適切な動的系統感度Ｄ２に基づいて処理を行うという不都合を回避することができる。また、感度算出パラメータＤ７を周期的に更新入力することで、例えば、再生可能エネルギー源の増加に伴って、より短い周期で感度算出パラメータＤ７が必要となった場合でも対応が可能となる。

ステップＳ１０３では、動的系統感度作成部２は、感度算出パラメータＤ７に基づき、対象とする時刻と計測データＤ１の種別に基づいて、計測データＤ１から、電圧、電流、位相、周波数、周波数変化率、有効電力、無効電力、および発電機角速度のうちの一つ以上を入力変数ｘおよび出力変数ｙとして選択する。

なお、入力変数ｘは、少なくとも電圧を含むことがより好適である。これにより、系統モデル感度がなくとも、動的系統感度を用いて、電圧変動の影響を考慮して電力系統１２の安定化をより適切に行うことができる。

ここで、ステップＳ１０３について詳細に説明する。動的系統感度作成部２の最終目標は、下記式（１）で表される感度関数ｆを算出することである。

ここで、Δｙは出力変数の変化量、Δｘは入力変数の変化量である。感度関数ｆを計測データＤ１に基づいて算出する際には、感度関数ｆの算出に用いる計測データＤ１を指定しなければならない。図９を参照して、入力変数と出力変数の指定について説明する。

例えば、図９に示すように、図３の電力系統１２における計測器Ｍ１、Ｍ２の電圧および有効電力と、計測器Ｍ９の有効電力の計測データがあるとする。この時、感度算出パラメータＤ７では、入力とする計測データの時系列上と計測種別の範囲と、出力とする計測データの時系列上と計測種別の範囲を指定する。この際、入力と出力の時系列は一致する必要はない。図９の例では、計測器Ｍ１の有効電力と、計測器Ｍ２の電圧および有効電力とを入力変数ｘとし、計測器Ｍ９の有効電力を出力変数ｙとする。すなわち、入力変数ｘの計測種別の範囲は計測器Ｍ１の有効電力と計測器Ｍ２の電圧および有効電力であり、その時系列上の範囲は図９に示す囲み破線ＢＬ１の時間範囲である。また、出力変数ｙの計測種別の範囲は計測器Ｍ９の有効電力であり、その時系列上の範囲は図９に示す囲み破線ＢＬ２の時間範囲である。

図８の説明に戻る。次にステップＳ１０４では、動的系統感度作成部２は、感度算出パラメータＤ７に基づき、伝搬遅延とノイズを除去した各入力変数ｘと、各出力変数ｙの変化量を算出する。

ここで、ステップＳ１０４について詳細に説明する。ステップＳ１０４では、動的系統感度作成部２は、ステップＳ１０３で算出された入力変数ｘに計測誤差やノイズが乗っている可能性があるため、下記式（２）および式（３）の関数を用いて、まずノイズを除去する。

上記式（２）および式（３）において、ノイズ除去に使われる関数ｎ（・）は、例えばバンドパスフィルタなど特定周波数のノイズを除去、または軽減するものを用いている。次に動的系統感度作成部２は、感度算出パラメータＤ７で指定されている伝搬遅延時間ｄｉと変化値算出インターバルＴを用いて、入力変数ｘの変化量Δｘおよび出力変数ｙの変化量Δｙをそれぞれ算出する。

ここで、ｘｉ～はフィルタされたｌ個の入力変数のうちのｉ番目の入力変数であり、ｙｊ～はフィルタされたｍ個の出力変数のうちのｊ番目の出力変数である。また、伝搬遅延時間ｄｉは入力変数ｘｉ～ごとに異なる値を用意しているが、一定値にしてもよい。広範囲にわたる計測データを用いる場合には、出力変数ｙの計測器の所定近傍に存在する計測器に対応する入力変数ｘに対してより小さい伝搬遅延時間を設け、所定近傍外に存在する計測器に対応する入力変数ｘに対してより大きい伝搬遅延時間を設けてもよい。

次にステップＳ１０５では、動的系統感度作成部２は、感度算出パラメータＤ７に基づき、動的系統感度を疑似逆行列の算出、ニューラルネットワークの学習、または誤差最小化による多項式近似などによって算出する。

ここで、ステップＳ１０５について詳細に説明する。ステップＳ１０５では、上記式（１）の感度関数の形式を指定し、その指定された形式に応じて動的系統感度を算出する。

例えば、指定された感度関数の形式が、下記式（６）であるとする。下記式（６）の場合、例えば、動的系統感度は疑似逆行列を用いて算出できる。

また、別例として、下記式（７）のように、Δｘのノルムの多項式で感度関数を表してもよい。

この場合は線形回帰分析が利用できないため、下記式（８）の誤差最小化問題を解くことで、動的系統感度を算出する。

また、感度算出パラメータＤ７でニューラルネットワークの形式が指定されている場合には、図１０に示すようなＬＳＴＭ（Long Short Term Memory）ベースのニューラルネットワークを学習し、この学習済みのニューラルネットワークそのものを動的系統感度Ｄ２としてもよい。

図８の説明に戻る。次にステップＳ１０６では、動的系統感度作成部２は、ステップＳ１０５で算出された動的系統感度を出力する。動的系統感度作成部２は、ステップＳ１０６が終了すると、図７のステップＳ２へ処理を移すと共にステップＳ１０７へ処理を移す。ステップＳ１０７では、動的系統感度作成部２は、一定時間待機後、次の再計算タイミングにおけるステップＳ１０１へ処理を移す。

次に図１１を参照して、図７のステップＳ２の詳細フローを説明する。図１１は、系統異常解消手順作成処理の一例を示すフローチャートである。先ずステップＳ２０１では、系統異常解消手順作成部３は、動的系統感度Ｄ２と制御可能機器リストＤ３と系統異常解消手順作成方針Ｄ８を入力する。

次にステップＳ２０２では、系統異常解消手順作成部３は、「系統異常」の有無をチェックする。系統異常解消手順作成部３は、系統異常が有る場合（ステップＳ２０２ＹＥＳ）はステップＳ２０３へ処理を移し、系統異常がない場合（ステップＳ２０２ＮＯ）はステップＳ２０７へ処理を移す。

ここで、ステップＳ２０２について詳細に説明する。ステップＳ２０２での「系統異常」とは、例えば計測器が設置された電力系統１２の一つ以上の箇所で、過負荷、電圧の上下限逸脱、電圧安定性、周波数安定性、周波数上下限、同期安定性低下などが発生していることをいう。系統異常のチェック方法については、計測器による計測データに閾値を設ける、信号処理から特徴を抽出する、統計値から判別する等を用いれば良い。

図１１の説明に戻る。次にステップＳ２０３では、系統異常解消手順作成部３は、系統異常解消手順作成方針Ｄ８に基づき、動的系統感度を目的関数とする充足解問題、または、動的系統感度を制約式とする最適化問題を作成する。

ここで、ステップＳ２０３について詳細に説明する。系統異常解消手順作成方針Ｄ８には、系統異常解消をするにあたり、許容される操作量、望ましい系統異常の解消時間などが格納されている。系統異常解消手順作成部３は、許容される操作量や望ましい系統異常の解消時間などを用い、下記式（１０）を制約式とする式（９）の最適化問題を構築する。

ここで、上記式（９）におけるｃｏｓｔ（ｆ（Δｘ））は、操作手順に必要とされるコストを表し、例えば、過負荷を解消するまでの時間を意味する。上記式（１０）は、現在の状態ｙ_ｎｏｗから、感度関数ｆに基づいて入力変数Δｘを変化させた場合、出力変数ｙが正常範囲に収まることを意味する。

また、系統異常解消手順作成方針Ｄ８で最適性が求められていなければ上記式（９）の目的関数自体を制約化し、上記式（１０）を下記式（１１）で置き換えて、下記式（１１）を制約式とする式（９）の充足解問題として取扱ってもよい。

一例として、図９で示すような入力変数ｘの電圧Ｖおよび有効電力Ｐと、出力変数ｙの有効電力Ｐから算出された動的系統感度を用いて送電線の過負荷を解消する最適化問題を構築する場合を説明する。図９の場合、下記式（１３）を制約式とする式（１２）の最適化問題を構築する。

なお、最適化問題や充足解問題を構築する際には、主目的である系統異常を解消する制約に加え、別の系統異常が発生しないよう、他の制約を加えてもよい。

図１１に説明を戻す。次にステップＳ２０４では、系統異常解消手順作成部３は、ステップＳ２０３で構築された問題を解くことで系統異常解消手順を作成する。次にステップＳ２０５では、系統異常解消手順作成部３は、ステップＳ２０４で作成された系統異常解消手順のコスト（系統異常解消に要する時間）を試算する。次にステップＳ２０６では、系統異常解消手順作成部３は、ステップＳ２０４で作成された系統異常解消手順などを出力部６へ出力する。系統異常解消手順作成部３は、ステップＳ２０６が終了すると、図７のステップＳ３へ処理を移すと共にステップＳ２０７へ処理を移す。ステップＳ２０７では一定時間待機後、次の再計算タイミングにおけるステップＳ２０１へ処理を移す。

次に、図１２を参照して、図７のステップＳ３で出力部６に表示される表示例を説明する。図１２は、系統異常解消手順の表示６ａの一例を示す図である。系統安定化システム１は、電力系統１２の運用に関わる指令所に設置されることが想定されており、電力系統運用者（ユーザ）に対して、図１２に例示するような表示６ａを表示する。

図１２の表示６ａは、電力系統運用者に、電力系統図６ａ１、入力変数６ａ２、感度算出パラメータ６ａ３、制御可能機器リスト６ａ４、動的系統感度６ａ５、系統異常解消手順６ａ６、系統異常解消コスト６ａ７、および自動制御６ａ８などを表示する。

電力系統図６ａ１は、図３に例示するような送電線Ｌ６に過負荷が発生している現在の電力系統１２の状態を表す。また、入力変数６ａ２は、動的系統感度Ｄ２の算出の際に制御可能機器リストＤ３から選択された制御可能機器の所定近傍に設置された計測器の計測データのうち、入力変数とするデータの種別を表す。入力変数６ａ２は、例えば図９に例示するような、発電機Ｇ１近くに設置された計測器Ｍ１の有効電力と、発電機Ｇ２近くに設置された計測器Ｍ２の電圧および有効電力である。

また、感度算出パラメータ６ａ３は、例えば感度算出パラメータＤ７のうちの「再計算条件」の値“３秒”を示している。また、制御可能機器リスト６ａ４は、動的系統感度Ｄ２の算出の際に制御可能機器リストＤ３から制御可能機器として選択された発電機Ｇ１およびＧ２を示している。

また、動的系統感度６ａ５は、入力変数６ａ２で示される入力変数および出力変数をもとに動的系統感度作成部２によって作成された動的系統感度Ｄ２を示す。図１２では、動的系統感度６ａ５は、発電機Ｇ１の出力操作量に対する送電線Ｌ６の有効電力の変化量と、発電機Ｇ２の出力操作量に対する送電線Ｌ６の電力の変化量を示している。例えば、Ｌ６／Ｇ１：０．８ＭＷ／ＭＷは、発電機Ｇ１の発電量を１ＭＷだけ変化させると、送電線Ｌ６の有効電力が０．８ＭＷだけ変化することをすることを示す。発電機Ｇ２についてのＬ６／Ｇ１：０．８ＭＷ／ＭＷも同様である。

系統異常解消手順６ａ６は、系統異常解消手順作成部３によって作成された系統異常解消手順である。図１２では、系統異常解消手順６ａ６は、発電機Ｇ１を＋１０ＭＷだけ出力増加および発電機Ｇ２を－１０ＭＷだけ出力減少させる系統異常解消手順を示している。

系統異常解消コスト６ａ７は、系統異常解消手順６ａ６に示された手順を実行開始してから系統異常が解消するまでの時間を表し、図１２の例では“５分”である。自動制御６ａ８は、実施形態３で後述する、系統異常解消手順６ａ６の自動実施機能が有効であるか無効であるかを示す。

電力系統運用者は、表示６ａを参照して、系統異常の対策立案の参考とすることができる。

次に、図１３を用いて、本実施形態の効果について説明する。図１３は、実施形態１の効果の一例を説明するための図である。図１３のグラフでは、横軸を時刻とし、縦軸を過負荷中の送電線の潮流とし、系統インピーダンスベース（系統モデルベース）の系統モデル感度を用いた場合の潮流変化を破線で示し、動的系統感度を用いた場合の潮流変化を実線で示し、過負荷解消の比較イメージを示している。

系統モデル感度を用いた場合、対策を終了させるまでの時間がかかる一方、動的系統感度を用いた場合は、感度算出パラメータＤ７の設定によって、計測データＤ１の傾向から対策の見直し（図１２中の“再計算１”および“再計算２”（図８の動的系統感度算出処理の実行周期に該当））が可能となる。このため、より早い対策ができるようになり、電力系統をより安定化することができる。

本実施形態によれば、電力系統の安定化を図るよう、電力系統の運用に関わるシステム、機器、人等に適切な運用支援ができる、系統安定化システム１を提供することができる。また、本実施形態によれば、電力系統のインピーダンス情報を必要とせず、計測器による計測値ベースで系統の異常を解消できるため、インピーダンス情報が不完全な系統などでも、電力系統の安定化に活用できる。なお、インピーダンスマップを含む系統モデルとの連携方法については、実施形態２として後述する。

なお、本実施形態では、過負荷を対象としたが、前述したとおり、電力系統における他の事象にも対応できる。

［実施形態２］
図１４～図１５を参照して本発明の実施形態２を説明する。実施形態２では、実施形態１の動的系統感度に、既存の動的系統モデル感度を組み合せた場合について説明する。

図１４は、実施形態２の系統安定化システム１Ｂの構成の一例を示す図である。系統安定化システム１Ｂは、実施形態１の系統安定化システム１と比較して、系統モデルデータベースＤＢ９をさらに有し、動的系統感度作成部２に代えて動的系統感度作成部２Ｂを有し、感度算出パラメータデータベースＤＢ７に代えて感度算出パラメータデータベースＤＢ７Ｂを有する。

系統モデルデータベースＤＢ９は、対象とする電力系統におけるブランチ間の一つ以上のインピーダンス情報およびノード間の接続情報を含んだ系統モデルＤ９を格納する。系統モデルＤ９は、動的系統感度作成部２Ｂへ入力される。感度算出パラメータデータベースＤＢ７Ｂに格納されている感度算出パラメータＤ７Ｂには、系統モデルの部分活用の方針が含まれる。

次に図１５を参照して、実施形態２の動的系統感度算出処理を説明する。図１５は、実施形態２の動的系統感度算出処理の一例を示すフローチャートである。実施形態２では、図８に示す実施形態１の動的系統感度算出処理に代えて、図１５に示す動的系統感度算出処理が実行される。

先ずステップＳ１０１Ｂでは、動的系統感度作成部２Ｂは、計測データＤ１と感度算出パラメータＤ７Ｂと系統モデルＤ９を読み込む。次にステップＳ１０２Ｂでは、動的系統感度作成部２Ｂは、感度算出パラメータＤ７Ｂで指定された「再計算条件」が充足されているか否かを判定する。動的系統感度作成部２Ｂは、再計算条件が充足されている場合（ステップＳ１０２ＢＹｅｓ）はステップＳ１０３Ｂへ処理を移し、再計算条件が充足されていない場合（ステップＳ１０２ＢＮｏ）はステップＳ１１５Ｂへ処理を移す。

ステップＳ１０３Ｂでは、動的系統感度作成部２Ｂは、感度算出パラメータＤ７ＢにおいてステップＳ１０１Ｂで読み込んだ系統モデルＤ９を部分活用すると指定されているか否かを判定する。動的系統感度作成部２Ｂは、系統モデルＤ９を部分活用する場合（ステップＳ１０３ＢＹＥＳ）にステップＳ１０４Ｂへ処理を移し、系統モデルＤ９を部分活用しない場合（ステップＳ１０３ＢＮＯ）にステップＳ１０９Ｂへ処理を移す。

動的系統感度作成部２Ｂは、ステップＳ１０４Ｂ～Ｓ１０６Ｂにおいて、動的系統感度の算出対象の部分系統に対して、図８のステップＳ１０３～Ｓ１０５と同様の処理を行う。

ステップＳ１０６Ｂに続きステップＳ１０７Ｂでは、動的系統感度作成部２Ｂは、系統モデル感度と、ステップＳ１０７Ｂで算出した動的系統感度とを結合して作成した系統感度を、対象の電力系統の動的系統感度Ｄ２とする。

ここで、ステップＳ１０７Ｂについて詳細説明する。電力系統におけるインピーダンスが判明している場合の系統モデルＤ９ベースの感度（系統モデル感度）は、直流法に基づき、インピーダンスマトリックスの逆行列から求めることができる。その際、下記式（１４）のような系統モデル感度Ａが求まる。

ｊ番目の部分系統において実施形態１で算出したような動的系統感度を用いる場合は、上記式（１４）のｊ番目の部分系統の系統モデル感度の項を動的系統感度の感度関数ｆで置き換え、下記式（１５）を作成する。

図１５に説明を戻す。次にステップＳ１０８Ｂでは、動的系統感度作成部２Ｂは、ステップＳ１０７Ｂで作成した動的系統感度Ｄ２を出力する。

他方ステップＳ１０９Ｂ～Ｓ１１１Ｂでは、動的系統感度作成部２Ｂは、それぞれ図８のステップＳ１０３～Ｓ１０５と同様の処理を行う。

次にステップＳ１１２Ｂでは、動的系統感度作成部２Ｂは、ステップＳ１１１Ｂで算出した動的系統感度と系統モデルＤ９の系統モデル感度との誤差に基づいて、ステップＳ１１１Ｂで算出した動的系統感度が有効範囲内であるか否かを判定する。

具体的には、ステップＳ１１２Ｂでは、動的系統感度作成部２Ｂは、上記式（１４）で求めた系統モデル感度と、ステップＳ１１１Ｂで算出した動的系統感度の差の絶対値を、感度算出パラメータＤ７Ｂに含まれる誤差範囲εと比較する。そして、動的系統感度作成部２Ｂは、下記式（１６）が成立する場合にステップＳ１１１Ｂで算出した動的系統感度は有効範囲内であると判定し（ステップＳ１１２ＢＹＥＳ）、ステップＳ１１３Ｂへ処理を移す。一方、動的系統感度作成部２Ｂは、下記式（１６）が成立しない場合にステップＳ１１１Ｂで算出した動的系統感度は有効範囲外であると判定し（ステップＳ１１２ＢＮＯ）、ステップＳ１１４Ｂへ処理を移す。

ステップＳ１１３Ｂでは、動的系統感度作成部２Ｂは、ステップＳ１１１Ｂで算出された動的系統感度Ｄ２を出力する。また、ステップＳ１１４Ｂでは、動的系統感度作成部２Ｂは、ステップＳ１０１Ｂ読み込んだ系統モデルＤ９に基づいて算出された系統モデル感度を、動的系統感度Ｄ２に代えて出力する。ステップＳ１０８Ｂ、Ｓ１１３Ｂ、またはＳ１１４Ｂが終了すると、動的系統感度作成部２Ｂは、図７のステップＳ２へ処理を移すと共にステップＳ１１５Ｂへ処理を移す。ステップＳ１１５Ｂは、図８のステップＳ１０７と同様の処理である。

本実施形態によれば、動的系統感度と系統モデル感度とを組み合わせることで、計測データの異常などによる動的系統感度の異常の発生を防止でき、系統安定化システム１Ｂの信頼性をより高めることができる。

［実施形態３］
実施形態３では、実施形態１の系統安定化システム１または実施形態２の系統安定化システム１Ｂに、電力系統１２の自動制御機能を追加した系統安定化システム１Ｃについて説明する。図１６は、実施形態３の系統安定化システム１Ｃの構成の一例を示す図である。

図１６では、実施形態１の系統安定化システム１に、制御部４を追加した機能ブロック図を示す。制御部４は、系統異常解消手順作成部３によって算出された系統異常解消手順Ｄ６に基づいて、通信網ＣＮ１１を介して、電力系統１２の各所にある制御対象機器に対して制御信号を送信する。制御部４は、ユーザにより自動制御の有効化の指令が入力されてもよい。

本実施形態によれば、系統安定化システム１Ｃは、系統異常に際して電力系統１２を直接制御することで、電力系統１２をより迅速かつ正確に安定化することができる。また、ユーザの判断では直接制御が困難な、図１に示す直流送電線ＤＣ１、蓄電システムＢＳ１、揚水発電機ＷＰ１、太陽光発電設備ＰＶ１、風力発電機ＷＴ１、電気自動車充電スタンドＥＶＣ１なども制御できるようにもなる。

［実施形態４］
実施形態４では、系統安定化システムにおいて、系統状態データを効率的に取得する計測器の設置個所を決定する手法について説明する。図１７は、実施形態４の系統安定化システム１Ｄの構成の一例を示す図である。系統安定化システム１Ｄは、実施形態１～３の系統安定化システム１～１Ｃに計測器設置個所決定部５が追加された構成であるが、図１７では計測器設置個所決定部５以外の構成の図示を省略している。

計測器設置個所決定部５は、以下に説明するように、系統の接続構成と重複計測数と既存計測器の位置とを入力とし、計測器の設置個所を出力する、例えば非ノイマン型計算機である。

電力系統１２の状態を監視するため、一般的には母線に計測器を設置することで、送電線の潮流と母線の電圧を計測することができる。実施形態１で説明したＰＭＵは、一つの母線に設置することで、設置母線に接続されたすべての送電線や配電線などの潮流も計測できる。

電力系統運用において、すべての母線に計測器を設置することが理想である一方、様々や制約に基づいて、設置できる計測器が制限されることがある。

そこで、本実施形態では、系統安定化システム１Ｄのユーザにより、電力系統１２の接続構成と重複計測数と既存計測器の位置を入力し、必要とされる計測器の数が最小となることと、計測器がすべての母線を観測できることと、必要とされる計測器の数を確保できることと、を変数の値が０と１しかとり得ない一つの目的関数で表した上で、変数の値が－１か１で表せるイジングモデルに変換し、非ノイマン型計算機で計算することで、計測器の最適な設置個所を決定する。

そのため、基本的には、下記式（１７）で表せる目的関数に基づいて、計測器の設置個所を決定しなければならない。

ここで、ｄｉはｉ番目の母線に計測器を設置する際にかかるコスト、ｑｉはｉ番目の母線に計測器を設置するか否かを表す。系統にある母線数はＮである。なおｑｉ＝｛０，１｝であり、ｉ番目の母線に計測器を設置する設置する場合にはｑｉ＝１、設置しない場合はｑｉ＝０である。

また、必要とされる計測器を決定するためには、送電線によって接続された母線同士のうち一つ以上に計測器が設置される必要がある。母線間の接続状態を表す、下記式（１８）のような行列Ｃを導入する。

例えば、母線１と母線２が接続されている場合にはＣ_１，２＝１のように表され、母線１と母線２が接続されていない場合にはＣ_１，２＝０のように表される。各母線を観測するためには、接続されている母線ｉに接続されている母線の一つ以上が選択されている必要があるため、下記式（１９）のような制約を必要とする。

上記式（１９）の制約は、母線ｉを観測できる計測器が設置された合計値が１以上であることを示している。同じ原理を用いて、例えば緊急的な機器故障に備えて、Ｖｉ個以上を担保したい場合には、下記式（２０）を用いる。

ただし、１≦Ｖｉ≦Ｎ｜Ｖｉ∈自然数全体の集合、であるとする。同じグループ内ですでに計測器が一つ以上ある場合には、Ｖｉを適宜減らしてもよい。

このような制約を、ＱＵＢＯ（Quadratic Unconstrained Binary Optimization）の式で表すと、下記式（２１）のようになる。

ｙｉ＝｛０，１｝で目的関数の式と組合せ、下記式（２２）の目的関数を構築する。

上記式（２２）の目的関数は、ＮＰ困難問題であるため、直接計算することは困難である。そこで、イジングモデルのエネルギーを最小化する非ノイマン型の計算機に投入し、解を得る。

イジングモデルは、下記式（２３）で表されるエネルギーを最小化する。σｉ＝｛－１，１｝であるとする。ｑｉ＝（σｉ＋１）／２を用いて、目的関数をイジングモデルに変換することで、ｑｉを決定し、必要とされる計測器の位置を算出する。

なお、本発明は上記した実施形態に限定されるものではなく、様々な変形例を含む。例えば、上記した実施形態は本発明を分かりやすく説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。また、矛盾しない限りにおいて、ある実施形態の構成の一部を他の実施形態の構成で置き換え、ある実施形態の構成に他の実施形態の構成を加えることも可能である。また、各実施形態の構成の一部について、構成の追加、削除、置換、統合、または分散をすることが可能である。また実施形態で示した構成および処理は、処理効率または実装効率に基づいて適宜分散または統合することも可能である。

１，１Ｂ，１Ｃ，１Ｄ：系統安定化システム、２，２Ｂ：動的系統感度作成部、３：系統異常解消手順作成部、４：制御部、５：計測器設置個所決定部、１２：電力系統

Claims (14)

1. 電力系統の安定化を支援する電力系統安定化システムであって、
   前記電力系統に設置された計測器による計測データと、感度算出パラメータとを入力とし、前記電力系統の動的系統感度を作成する動的系統感度作成部と、
   前記動的系統感度と、前記電力系統における制御可能機器を示した制御可能機器リストと、系統異常解消手順作成方針とを入力とし、前記制御可能機器の制御によって前記電力系統を操作することで前記電力系統の系統異常を解消する系統異常解消手順を作成する系統異常解消手順作成部と、
   前記系統異常解消手順を出力する出力部と
   を備え、
   前記動的系統感度は、前記電力系統における或る計測器による計測データを入力変数とし、他の計測器による計測データを出力変数とした場合の、前記入力変数の変化量に対する前記出力変数の変化量を表す感度関数である
   ことを特徴とする電力系統安定化システム。
2. 前記感度関数は、行列、多項式、およびニューラルネットワークの何れかの形式である
   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. 前記制御可能機器には、遮断器、変圧器、発電機、充電器、蓄電システム、揚水発電機、調相設備、位相調整器、およびリレーの一つ以上が含まれる
   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。
4. 前記感度算出パラメータは、前記動的系統感度を作成する際に入力および出力とする各計測データの種別および時系列上の範囲と、入力と出力との間で考慮すべき伝搬遅延時間と、前記計測データのノイズ除去方法と、前記動的系統感度の再計算条件と、前記感度関数の形式と、前記感度関数の算出方法とを含む
   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。
5. 前記動的系統感度作成部は、
   前記感度算出パラメータで指定された再計算条件が充足されている場合に、前記感度算出パラメータにおいて指定された入力および出力とする各計測データの種別および時系列上の範囲に基づいて、前記計測データから電圧、電流、位相、周波数、周波数変化率、有効電力、無効電力、および発電機角速度の一つ以上を入力変数および出力変数として選択し、該入力変数に対する該出力変数の変化量から前記動的系統感度を算出する
   ことを特徴とする請求項４に記載の電力系統安定化システム。
6. 前記入力変数は、少なくとも前記電圧を含む
   ことを特徴とする請求項５に記載の電力系統安定化システム。
7. 前記動的系統感度作成部は、
   前記変化量を算出する際に、前記感度算出パラメータに基づいて、入力および出力とする各計測データの種別および時系列上の範囲を指定して前記入力変数および前記出力変数を選択し、前記入力変数および前記出力変数の各計測データの伝搬遅延とノイズを除去する
   ことを特徴とする請求項６に記載の電力系統安定化システム。
8. 前記系統異常解消手順作成方針は、前記系統異常の種別、前記系統異常解消手順の再計算周期、前記系統異常の解消時間、前記系統異常の解消を始めるまでの待機時間の少なくとも一つ以上を含む
   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。
9. 前記系統異常解消手順作成部は、
   前記系統異常解消手順作成方針に基づいて、前記系統異常の有無をチェックし、前記系統異常が有る場合に、前記動的系統感度を目的関数とする充足解問題、あるいは、前記動的系統感度を制約式とする最適化問題を作成し、前記充足解問題あるいは前記最適化問題の解から前記系統異常解消手順を作成すると共に、前記系統異常解消手順のコストを算出する
   ことを特徴とする請求項８に記載の電力系統安定化システム。
10. 前記動的系統感度作成部は、
    前記電力系統の部分系統の動的系統感度を作成し、
    前記電力系統の系統モデルから作成した系統モデル感度の前記部分系統に該当する部分を前記部分系統の動的系統感度で置き換えた系統感度を出力する
    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。
11. 前記動的系統感度作成部は、
    前記電力系統の系統モデルから作成した系統モデル感度に対する前記動的系統感度の誤差に基づいて、前記動的系統感度が有効範囲内か否かを判定し、
    前記動的系統感度が有効範囲内である場合には前記動的系統感度を出力し、前記動的系統感度が有効範囲外である場合には前記系統モデル感度を出力する
    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。
12. 前記系統異常解消手順に基づいて、前記制御可能機器を制御する制御部
    を備えた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。
13. 前記電力系統の接続構成と計測器の重複計測数と既存の計測器の位置とを入力とし、必要とされる計測器の数が最小であり、計測器がすべての母線を観測でき、かつ必要とされる計測器の数を充足できることを、変数が０および１の何れかのみを取りうる目的関数で表した上で、該目的関数を変数の値が－１および１の何れかで表されるイジングモデルに変換し、該イジングモデルを非ノイマン型計算機で計算することで、前記電力系統における計測器の設置個所を決定する
    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。
14. 電力系統の安定化を支援する電力系統安定化システムが実行する電力系統安定化方法であって、
    前記電力系統に設置された計測器による計測データと、感度算出パラメータとを入力とし、前記電力系統の動的系統感度を作成し、
    前記動的系統感度と、前記電力系統における制御可能機器を示した制御可能機器リストと、系統異常解消手順作成方針とを入力とし、前記制御可能機器の制御によって前記電力系統を操作することで前記電力系統の系統異常を解消する系統異常解消手順を作成し、
    前記系統異常解消手順を出力する
    各処理を含み、
    前記動的系統感度は、前記電力系統における或る計測器による計測データを入力変数とし、他の計測器による計測データを出力変数とした場合の、前記入力変数の変化量に対する前記出力変数の変化量を表す感度関数である
    ことを特徴とする電力系統安定化方法。

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