JP7450504B2 - 系統安定化システムおよび系統安定化方法 - Google Patents

Description

本開示は、電力系統の周波数を安定化する系統安定化システムおよび系統安定化方法に関する。

電力系統内で電源トリップまたは電源出力の低下が生じた場合、電力系統の周波数が低下する。周波数が大きく低下すると連鎖的に電源が脱落して大停電に拡大する場合がある。そこで、電源トリップまたは電源出力の低下などの事故が発生した場合に、必要量の負荷遮断（以下、負制とも称する）または系統分離等の制御を実施する必要がある。系統安定化システムは、上記のような事故発生時に大停電を未然に防止するためのシステムである。

系統安定化システムにおいて適用される演算方式の１つに事前演算方式がある。事前演算方式では、様々な事故が起きても対応できるように、事前に事故パターンおよび潮流パターンを想定して電力系統モデルを用いてシミュレーション演算が実行される。系統安定化システムは、事故発生を検出したときには、シミュレーション演算の結果を参照することにより発電機遮断（電制とも称する）または負制等の制御を実行する。

事前演算方式には、演算に使用するデータの違いによって、オンライン事前演算形とオフライン事前演算形とに区分される。オンライン事前演算形では、系統構成および潮流状態などのオンライン情報を収集して演算に反映させる。オフライン事前演算形では、想定される種々の系統状態および潮流状態に対してシミュレーションを実行する。

オンライン事前演算形の場合には、想定する事故ケース数の、オンライン情報を用いたシミュレーションを一定時間以内の周期で実行することが可能な演算能力を具備したシステムを構築する必要がある。このため、システム導入コスト及び運転開始後の保守コストが高騰してしまう点に問題がある。

オフライン事前演算形の場合には、系統安定化システムでのシミュレーション実施が不要であるので、必要な演算能力が限定的である。このため、保護リレー装置と同様のハードウェアを用いたメンテナンスフリーのシステムの構築が可能であり、システム導入時のコスト及び運転開始後の保守コストが、オンライン事前演算形に比べて安価となる。しかし、その一方で、事前演算時に想定していなかった潮流状態にて事故が発生したような場合に、適切な制御を実施できない虞がある。

特開２０１１－１９３６２号公報（特許文献１）は、オンライン事前演算形の系統安定化システムの一例を開示する。この文献の系統安定化システムは、事故発生後の周波数低下時における発電機のガバナフリー制御による出力増加可能量（瞬動予備力）をオンラインシミュレーションにより算出し、これを用いて周波数安定化のための必要制御量を算出している。

特開２０１１－１９３６２号公報

上記の特開２０１１－１９３６２号公報（特許文献１）に記載の系統安定化システムは、必要制御量の算出においてオンラインシミュレーション結果を用いることで、発電機制御系の動特性を考慮している一方で、負荷の動特性に基づく不確定要因を考慮していない。負荷の不確定要因として、たとえば、周波数低下リレー（ＵＦＲ：Under Frequency Relay）による負荷遮断などが挙げられる。また、再生可能エネルギー電源を含む電力系統の場合には、その脱落による不確定要因も考慮されていない。さらに、制御要否の判定にはオンラインシミュレーション結果を考慮していないため、系統安定化システムによる制御が本来不要であるにも関わらず制御を実施してしまう場合があり得る。

本開示は、上記の背景および課題を考慮してなされたものであり、ある局面における目的は、電力系統の動特性を考慮した適切な周波数安定化制御を、少ない計算リソースで実現する系統安定化システムを提供することである。

一実施形態において、電力系統の周波数を安定化する系統安定化システムが提供される。中央演算装置は、事前演算部と、制御実行部とを備える。事前演算部は、電力系統の状態を表すオンラインデータと電力系統を模擬するシミュレーションモデルとに基づいて、電力系統に含まれる少なくとも１つの同機発電機の脱落を想定した複数の事故ケースに応じてシミュレーションを実行する。シミュレーションモデルは、電力系統に含まれる同期発電機の回転子動特性を１質点で模擬し需給不均衡に基づいて周波数偏差を計算する慣性モデルと、電力系統に含まれる複数の負荷を１つの負荷で模擬した負荷モデルと、電力系統の同期発電機を模擬する同期機モデルとを含む。制御実行部は、電力系統の事故発生時に、電力系統の実現象と事故ケースごとのシミュレーション結果との比較に基づいて、電力系統の周波数が第１の閾値周波数を下回らないように、遮断すべき少なくとも１つの負荷または送電線を決定する。

上記実施形態の系統安定化システムによれば、オンラインデータと、同期機モデル、負荷モデル、および慣性モデルを含む簡易なシミュレーションモデルとに基づいて事前演算を行うことにより、電力系統の動特性を考慮した適切な周波数安定化制御を、少ない計算リソースで実現できる。

本開示によって想定される電力系統の構成を概念的に示す図である。 図１の各端末装置および中央演算装置のハードウェア構成の一例を示すブロック図である。 図１の中央演算装置の機能構成の一例を示すブロック図である。 シミュレーションモデルの構成の一例を示すブロック図である。 同期機モデルの構成の一例を示すブロック図である。 ＤＣ連系モデルの構成の一例を示すブロック図である。 再生可能エネルギー電源モデルの一例を示すブロック図である。 負荷モデルの一例を示すブロック図である。 系統安定化システムによる電力系統の周波数制御の手順の一例を示すフローチャートである。 図９のステップＳ１０の手順を詳細に示すフローチャートである。 図９のステップＳ２０の手順を詳細に示すフローチャートである。 制御テーブルの一例を示す図である。 実施の形態２の系統安定化システムによる電力系統の周波数制御の手順の一例を示すフローチャートである。

以下、各実施の形態について図面を参照して詳しく説明する。なお、同一または相当する部分には同一の参照符号を付して、その説明を繰り返さない。

実施の形態１．
［電力系統の概念図］
図１は、本開示によって想定される電力系統の構成を概念的に示す図である。図１を参照して、電力系統１０（１０Ａ，１０Ｂ）は、複数の発電機２１と、直流系統と連系された１つ以上の電力変換装置２２と、複数の負荷２３と、送電線２５，２６，２９，３４と、配電線３５とを含む。電力系統１０は送電線３８を介して接続された２つの電力系統１０Ａ，１０Ｂを含む。送電線３８には遮断器３９が設けられている。

図１の場合、送電線２５は各発電機２１と連系線２７（２７Ａ，２７Ｂ）との間を接続し、送電線３４は電力変換装置２２と連系線２７Ａとの間を接続する。また、送電線２６は連系線２７と一次変電所１４との間を接続し、送電線２９は連系線２７と二次変電所１５との間を接続する。配電線３５は、二次変電所１５と負荷２３との間を接続する。各負荷２３の中には、個別の負荷と共に再生可能エネルギー電源が含まれている。

電力系統１０は、さらに、発電機２１と送電線２５との間に設けられた変圧器３０および遮断器３２と、電力変換装置２２と送電線３４との間に設けられた変圧器３６および遮断器３７と、一次変電所１４および二次変電所１５の各々に設けられた複数の母線２８、複数の変圧器３１および複数の遮断器３３とを含む。

中央給電指令所５９は、各発電機２１に対して指令値を出力することにより各発電機２１の出力制御を行う。中央給電指令所５９が行う電力系統１０の周波数制御には、日負荷変動のようなゆっくりとした負荷変化に対処するための経済負荷配分運転（ＥＤＣ：Economic Load Dispatching Control）と、比較的短い周期で生じる予測できない負荷変化に対処するための負荷周波数制御（ＬＦＣ：Load Frequency Control）とがある。ＥＤＣでは、負荷変化の予測に基づいて燃料効率の良い発電機２１が優先的に運転される。ＬＦＣでは、発電機の出力が変化するまで数十秒程度の遅れが生じる。

系統安定化システム１は、電力系統１０の発電機２１の脱落または出力低下などの事故発生時の周波数低下に対処して、電力系統１０の周波数を安定化する。このような周波数低下時には、発電機２１ごとに設けられたガバナフリー制御および変電所に設けられたＵＦＲ１８＿１～１８＿３によってもある程度対処可能である。しかし、これらはローカルな情報のみを用いた制御であるために限界がある。系統安定化システム１は、電力系統１０の全体の状態を反映した最適な制御を実現する。

具体的に図１に示すように、系統安定化システム１は、複数の端末装置４０（４０＿１～４０＿７）と、中央演算装置５０とを含む。各端末装置４０と中央演算装置５０とは、有線または無線の通信路５８を介して接続される。

各端末装置４０は、電力系統１０に設けられた電圧変成器ＶＴおよび電流変成器ＣＴを介して電圧および電流（以下、電気量と総称する）を検出する。各端末装置４０は、さらに、検出した電気量または遮断器の開閉状態に基づいて事故発生を検出する。各端末装置４０は、さらに、中央演算装置５０からの指令に従って、対応する遮断器３２，３３または３７に対してトリップ信号を出力する。

具体的に図１の場合、各発電機２１に対応する端末装置４０＿１，４０＿２と、電力変換装置２２に対応する端末装置４０＿３と、各一次変電所１４に対応する端末装置４０＿４～４０＿６と、電力系統１０Ａ，１０Ｂ間の送電線３８に設けられた遮断器３９に対応する端末装置４０＿７とが設けられている。

端末装置４０＿１，４０＿２の各々は、対応する発電機２１の出力電圧および出力電流を検出し、対応する遮断器３２に対してトリップ信号を出力することによって対応する発電機２１を電力系統１０（１０Ａ，１０Ｂ）から分離する。

端末装置４０＿３は、電力変換装置２２に入力または電力変換装置２２から出力される電圧および電流を検出し、対応する遮断器３７にトリップ信号を出力することによって電力系統１０Ａから、直流連系設備である電力変換装置２２を分離する。

端末装置４０＿４～４０＿６の各々は、対応する一次変電所１４に設けられた電圧変成器ＶＴおよび電流変成器ＣＴを介して電圧および電流を検出する。さらに、端末装置４０＿４～４０＿６の各々は、対応する遮断器３３にトリップ信号を出力することによって、対応する送電線２９を遮断する。

端末装置４０＿７は、対応する遮断器３９にトリップ信号を出力することによって、電力系統１０Ａと電力系統１０Ｂとを分離する。

ＵＦＲ３８＿１～ＵＦＲ＿３の各々は、対応する二次変電所１５に設けられた電圧変成器ＶＴを介して電圧を検出し、検出した電圧の時系列データから系統周波数を計算する。さらに、ＵＦＲ３８＿１～ＵＦＲ＿３の各々は、算出した周波数が閾値周波数より低下している場合に、対応する遮断器３３にトリップ信号を出力することによって、対応する負荷２３を電力系統１０から分離する。なお、負荷２３に再生可能エネルギー電源２４が含まれる場合には再生可能エネルギー電源２４も電力系統１０から分離されることとなる。

中央演算装置５０は、中央給電指令所５９から取得したオンラインデータに基づくオンライン事前演算方式によって、電力系統１０の周波数の安定化制御を行う。中央演算装置５０は、各端末装置４０によって検出された電力系統１０の電気量に基づいて電力系統１０の状態を監視し、安定化制御を起動するか否かを判定する。中央演算装置５０は、安定化制御を実行する場合に、事前のシミュレーション結果と電力系統１０の実際の現象との比較に基づいて、遮断すべき少なくとも１つの負荷２３または送電線２９または電力系統１０Ａ，１０Ｂ間を接続する送電線３８などの制御対象を決定する。

［端末装置および中央演算装置のハードウェア構成例］
図２は、図１の各端末装置および中央演算装置のハードウェア構成の一例を示すブロック図である。

（１． 端末装置のハードウェア構成例）
図２を参照して、端末装置４０は、入力変換用の補助変成器４１＿１，４１＿２，…（総称する場合、補助変成器４１と記載する）と、アナログフィルタ（ＡＦ：Analog Filter）４２＿１，４２＿２，…（総称する場合、アナログフィルタ４２と記載する）と、Ａ／Ｄ変換器４３と、処理回路４４と、通信回路４５と、デジタル出力（ＤＯ：Digital Output）回路４６、デジタル入力（ＤＩ：Digital Input）回路４７とを含む。補助変成器４１を入力変成器とも称する。

端末装置４０には、対応する電流変成器ＣＴから出力された各相の電流信号および対応する電圧変成器ＶＴから出力された各相の電圧信号を受信するために、複数のチャンネルが設けられている。各チャンネルには、対応する電流変成器ＣＴから各相の電流信号および各相の電流信号がそれぞれ入力される。図２では、代表的に２チャンネルのみ示されている。

補助変成器４１（４１＿１，４１＿２，…）は、チャンネルごとに設けられている。各補助変成器４１は、電流変成器ＣＴからの電流信号または電圧変成器ＶＴからの電圧信号を受信し、受信した電圧信号または電流信号をＡ／Ｄ変換器４３および処理回路４４での信号処理に適した電圧レベルの信号に変換する。

アナログフィルタ４２（４２＿１，４２＿２，…）は、複数の補助変成器４１にそれぞれ対応してチャンネルごとに設けられる。各アナログフィルタ４２は、たとえば、対応するチャンネルの電流信号または電圧信号の高域をカットするローパスフィルタである。アナログフィルタ４２は、Ａ／Ｄ変換の際の折り返し誤差を除去するために設けられている。

Ａ／Ｄ変換器４３は、各アナログフィルタ４２から出力されたアナログの電流信号または電圧信号をデジタル値に変換する。Ａ／Ｄ変換器４３は、チャンネルごとのサンプルホールド回路（不図示）とマルチプレクサ（不図示）とを備えていてもよい。この場合、マルチプレクサはサンプルホールド回路に保持された電気量信号を順次選択し、Ａ／Ｄ変換器４３はマルチプレクサによって選択された信号をＡ／Ｄ変換する。

処理回路４４は、本実施の形態の場合、少なくとも１つのＣＰＵ（Central Processing Unit）と、少なくとも１つのＲＡＭ（Random Access Memory）と、少なくとも１つの不揮発性メモリとを備えたマイクロコンピュータとして構成される。この場合、ＣＰＵは、不揮発性メモリに格納された制御プログラムに従って所望の機能を実現する。制御プログラムは、非一時的な記憶媒体として提供されてもよいし、ネットワークを介して提供されてもよい。

なお、処理回路４４は、少なくとも１つのＦＰＧＡ（Field Programmable Gate Array）として構成されていてもよいし、少なくとも１つのＡＳＩＣ（Application Specific Integrated Circuit）などの専用の回路として構成されていてもよい。もしくは、処理回路４４は、ＣＰＵ、ＦＧＰＡ、およびＡＳＩＣのうちのいずれかの組み合わせによって構成されていてもよい。

通信回路４５は、通信路５８を介して中央演算装置５０の通信回路５１との間で、データの送受信を行う。

デジタル出力回路４６は、外部機器にデジタル信号を出力するためのインターフェイス回路である。たとえば、デジタル出力回路４６は、処理回路４４の指令に従って、対応する遮断器３２または３３にトリップ信号を出力する。

デジタル入力回路４７は、外部機器からデジタル信号の入力を受けるためのインターフェイス回路である。たとえば、デジタル入力回路４７は、遮断器３２または３３または３９から遮断器の接点の開閉状態の情報を受ける。

処理回路４４は、さらに、通信回路４５を介して中央演算装置５０から遮断器３２または３３の開放指令を受信した場合には、遮断器３２または３３に対してトリップ信号を出力するようにデジタル出力回路４６に指令する。デジタル出力回路４６は、処理回路４４からの指令に従って、対応する遮断器３２または３３にトリップ信号を出力する。

（２． 中央演算装置のハードウェア構成例）
図２を参照して、中央演算装置５０は、通信回路５１，５２と、処理回路５３と、記憶装置５４とを備える。

通信回路５１は、端末装置４０の通信回路４５との間で通信路５８を介してデータの送受信を行う。通信回路５２は、中央給電指令所５９から、オンラインデータとして電力系統１０の状態に関する情報を受信する。

処理回路５３は、本実施の形態の場合、少なくとも１つのＣＰＵと、少なくとも１つのＲＡＭと、少なくとも１つの不揮発性メモリとを備えたマイクロコンピュータとして構成される。この場合、ＣＰＵは、不揮発性メモリおよび／または記憶装置５４に格納された制御プログラムおよびシミュレーションプログラムに従って処理を実行する。制御プログラムおよびシミュレーションプログラムは、非一時的な記憶媒体として提供されてもよいし、ネットワークを介して提供されてもよい。

なお、処理回路５３は、少なくとも１つのＦＰＧＡとして構成されていてもよいし、少なくとも１つのＡＳＩＣとして構成されていてもよい。もしくは、処理回路４４は、ＣＰＵ、ＦＧＰＡ、およびＡＳＩＣのうちのいずれかの組み合わせによって構成されていてもよい。

処理回路５３は、中央給電指令所５９から受信した電力系統１０の状態を表すオンラインデータに基づいて事前シミュレーションを行う。処理回路５３は、シミュレーション結果を記憶装置５４に格納する。さらに、処理回路５３は、シミュレーション結果に基づいて、事故発生時の制御対象を規定した制御テーブルを作成して記憶装置５４に格納する。処理回路５３は、事故発生時には、制御テーブルに従って周波数安定化のための制御を実行する。

記憶装置５４は、たとえば、ハードディスク、ＳＳＤ（Solid State Drive）、またはその他の非一時的な不揮発性の記憶装置である。

［中央演算装置の機能構成］
図３は、図１の中央演算装置の機能構成の一例を示すブロック図である。図３を参照して、中央演算装置５０の処理回路５３は、オンライン事前演算を行う事前演算部６０、および事前演算部６０の演算結果に基づいて周波数安定化制御を実行する制御実行部６１として機能する。

具体的に、事前演算部６０は、電力系統１０の状態を表すオンラインデータ６４と電力系統１０を模擬するシミュレーションモデル７０とに基づいて、電力系統１０に含まれる少なくとも１つの同機発電機２１の脱落を想定した複数の事故ケースに対してシミュレーションを実行する。制御実行部６１は、電力系統１０の事故発生時に、電力系統１０の実現象と事故ケースごとのシミュレーション結果との比較に基づいて、電力系統１０の周波数が第１の閾値周波数（以下、許容最低周波数と称する）を下回らないように、遮断すべき少なくとも１つの負荷２３または送電線２９を決定する。

ここで、シミュレーションモデル７０は、電力系統１０に含まれる複数の同期発電機２１の回転子動特性を１質点で模擬し需給不均衡に基づいて周波数偏差を計算する慣性モデルと、電力系統１０に含まれる複数の負荷２３を１つの負荷で模擬した負荷モデルと、複数の同期発電機２１のプラント動特性を模擬した同期機モデルとを含む、簡易モデルである点に特徴がある。なお、シミュレーションモデル７０は、さらに、電力系統に含まれる複数の再生可能エネルギー電源を１つの電源で模擬した再生可能エネルギー電源モデル、および少なくとも１つの直流系統と連系する複数の設備を模擬した直流連系モデルを含んでいてもよい。

複数の同期発電機の同期外れを防止するための同期安定性の解析には、系統電圧の挙動および負荷の偏在を考慮する必要がある。したがって、電力系統のネットワーク構成を考慮した詳細な電気回路モデルを用いてシミュレーションを行う必要がある。これに対して、本開示の中央演算装置５０の場合には、周波数安定性の解析、特に発電機の脱離または出力低下による周波数低下の解析に機能が限定される。このため、周波数応答のみを模擬する簡易モデルを用いたシミュレーションによって十分な精度が得られる。結果として、計算リソースを削減できる。シミュレーションモデル７０の詳細については、図４～図８を参照して後述する。

以下、事前演算部６０および制御実行部６１による周波数安定化制御の手順について概要を説明する。詳細については、図９～図１２を参照して後述する。

まず、オンラインデータ６４は、電力系統１０に含まれる同期発電機２１の総出力と、電力系統１０に含まれる負荷２３の総需要量と、電力系統１０に含まれる複数の再生可能エネルギー電源２４の総出力と、少なくとも１つの直流系統と連系する複数の直流連系設備（電力変換装置２２など）の総出力とを含む。事前演算部６０は、これらのオンラインデータ６４を中央給電指令所５９から取得する。中央演算装置５０は、オンラインデータ６４を中央給電指令所５９から直接取得してもよいし、他の装置を介在して取得してもよい。もしくは、中央演算装置５０は、各端末装置４０から個別に取得した情報に基づいて、上記の総出力および総需要量を計算してもよい。

事前演算部６０は、上記の許容最低周波数より高い第２の閾値周波数（以下、起動判定周波数とも称する）まで電力系統の周波数が低下したときの周波数変化率、および電力系統１０の最低周波数などを、シミュレーション結果６２として記憶装置５４に格納する。そして、事前演算部６０は、複数の事故ケースのうち、最低周波数が許容最低周波数を下回った複数の特定の事故ケースについて、電力系統の周波数が許容最低周波数を下回らないように削減すべき負荷量を決定する。このために、事前演算部６０は、特定の事故ケースごとに、削減すべき負荷量を変数とした新たなシミュレーションを複数回実行する。この開示では、特定の事故ケースを起動事故ケースと称し、削減すべき負荷量を制御量と称する。

事前演算部６０は、上記の起動事故ケースごとに決定された制御量に基づいて、遮断すべき少なくとも１つの負荷または送電線を制御対象として決定する。そして、事前演算部６０は、複数の起動事故ケースと少なくとも１つの制御対象との対応関係を制御テーブル６３として記憶装置５４に格納する。

制御実行部６１は、事故発生により電力系統の周波数が起動判定周波数に達したときに、シミュレーション結果６２との比較及び制御テーブル６３に基づいて、少なくとも１つの制御対象に対応する少なくとも１つの端末装置４０に遮断指令を出力する。

［シミュレーションモデル］
以下、図４～図８を参照して、本開示で用いるシミュレーションモデルの構成について詳細に説明する。

（１．全体構成）
図４は、シミュレーションモデルの構成の一例を示すブロック図である。図４のシミュレーションモデル７０は、電力系統の周波数の動特性の解析に使用するための簡易モデルである。

図４を参照して、シミュレーションモデル７０は、同期機モデル１００と、ＤＣ連系モデル１１０と、再生可能エネルギー電源モデル１２０と、負荷モデル１３０と、慣性モデル８０と、加算器７１と、乗算器７２と、減算器７３と、閾値判定部７４と、負荷周波数特性モデル７５とを含む。シミュレーション時間が最大数１０秒であるので、影響が小さいＬＦＣモデルおよびＥＤＣモデルをシミュレーションモデル７０に含めていないが、これらをシミュレーションモデル７０に含めてもよい。

同期機モデル１００は、火力発電所、原子力発電所、水力発電所などの同期発電機のプラント動特性を模擬する。同期機モデル１００のより詳細な構成については、図５を参照して後述する。

ＤＣ連系モデル１１０は、対象の電力系統１０に備えられている直流連系設備の動特性を模擬する。直流連系設備として周波数変換所（ＦＣ）、ＨＶＤＣ（High Voltage Direct Current）、およびＢＴＢ（Back-To-Back）などが挙げられる。ＤＣ連系モデル１１０のより詳細な構成については、図６を参照して後述する。

再生可能エネルギー電源モデル１２０は、太陽光発電、風力発電、バイオマス発電などの再生可能エネルギー電源の動特性を模擬する。再生可能エネルギー電源モデル１２０のより詳細な構成については、図７を参照して後述する。

負荷モデル１３０は、一般負荷の動特性を模擬する。負荷モデル１３０のより詳細な構成については、図８を参照して後述する。

加算器７１は、同期機モデル１００、ＤＣ連系モデル１１０、および再生可能エネルギー電源モデル１２０の各出力を加算する。これにより、加算器７１は、電力系統１０に供給される全電力を出力する。

負荷周波数特性モデル７５は、周波数偏差ｕに負荷の周波数特性を表す定数Ｋ_Ｌを乗算することにより、周波数変動に応じた負荷消費量の変化率（１＋Ｋ_Ｌ×ｕ）を出力する。なお、負荷周波数特性モデル７５をシミュレーションモデル７０に含めなくてもよい。

乗算器７２は、負荷モデル１３０の出力に、負荷周波数特性モデル７５から出力された周波数変動に応じた変化率（１＋Ｋ_Ｌ×ｕ）を乗算する。これにより、周波数変動に応じた負荷の自己制御性を考慮した負荷消費電力が算出される。

減算器７３は、加算器７１の出力から乗算器７２の出力を減算することにより、需給不均衡ΔＰを計算する。

慣性モデル８０は、発電機の単位慣性定数の合計Ｍに基づいて、電力系統１０の慣性を模擬する。単位慣性定数の合計Ｍには、事故による発電機の脱落が加味される。具体的に、慣性モデル８０は、除算器８１，８２と、積分器８３と、加算器８４と、定数乗算器８５とを含む。

除算器８１は、需給不均衡ΔＰを角速度ωで除することによってトルク偏差ΔＴを算出する。角速度ωは単位法で表された値である。加算器８４は、角速度偏差Δωに１を加算することによって各速度ωを算出する。

除算器８２はトルク偏差ΔＴを単位慣性定数の合計Ｍで除算し、積分器８３は除算器８２による除算結果を積分する。これによって、角速度偏差Δωが算出される。なお、単位法で表された角速度偏差Δωは、単位法で表された周波数偏差ΔＦに等しい。定数乗算器８５は、単位法で表された周波数偏差ΔＦを５０倍することによって、定格周波数５０Ｈｚにおける周波数偏差ｕを算出する。

閾値判定部７４は、推定された周波数（５０－ｕ）が許容最低周波数よりも小さいか否かを判定する。

（２．同期機モデル）
図５は、同期機モデルの構成の一例を示すブロック図である。図５の同期機モデル１００では、ガバナフリー制御のみがモデル化されている。具体的に図５の例では、同期機モデル１００は、減算器１０３と、加算器１０４と、ガバナフリーモデル１０５とを含む。

減算器１０３は、オンラインデータとして取得した同期発電機の総出力１０１から、想定事故ケースでの脱落電源量１０２を減算する。これにより、減算器１０３は、想定事故ケースにおいて同期発電機から電力系統１０に供給される総電力を算出する。

ガバナフリーモデル１０５は、同期発電機の回転速度が一定に保たれるように、周波数偏差ｕに応じて同期発電機の出力を調整する。ガバナフリーモデルは一次遅れモデルであってもよいし、より詳細にモデル化したものであってもよいし、より簡素化したモデルであってもよい。

加算器１０４は、想定事故ケースにおいて同期発電機から電力系統１０に供給される総電力に、ガバナフリー制御による制御量を加算することによって、同期機モデル１００の出力１０７を計算する。

なお、同期機モデルとして、発電プラントの動特性を詳細に模擬したプラントモデルを用いてもよい。

（３．ＤＣ連系モデル）
図６は、ＤＣ連系モデルの構成の一例を示すブロック図である。図６のＤＣ連系モデル１１０には、ＤＣ連系設備の周波数応答モデル１１２が組み込まれている。周波数応答モデル１１２は、周波数偏差ｕに応じたＤＣ連系設備の出力変化量を計算する。ＤＣ連系モデル１１０は、より詳細にＤＣ連系設備の動特性をモデル化したものであってもよいし、より簡素化したモデルであってもよい。

具体的に図６の例では、ＤＣ連系モデル１１０は、上記の周波数応答モデル１１２と、加算器１１３とを含む。加算器１１３は、オンラインデータとして取得したＤＣ連系設備の総出力１１１に、周波数応答モデル１１２による出力変化量を加算することによって、周波数偏差ｕに応じたＤＣ連系モデル１１０の出力１１４を計算する。

（４．再生可能エネルギー電源モデル）
図７は、再生可能エネルギー電源モデルの一例を示すブロック図である。図７の再生可能エネルギー電源モデル１２０には、周波数低下によるトリップモデル１２２が組み込まれている。トリップモデル１２２は、周波数偏差ｕに応じて一部の再生可能エネルギー電源を電力系統１０から分離する。再生可能エネルギー電源モデル１２０は、より詳細に再生可能エネルギー電源の動特性をモデル化したものであってもよいし、より簡素化したモデルであってもよい。

具体的に図７の例では、再生可能エネルギー電源モデル１２０は、上記のトリップモデル１２２と、減算器１２３とを含む。減算器１２３は、オンラインデータとして取得した再生可能エネルギー電源の総出力１２１から、トリップモデル１２２による出力低下量を減算することによって、周波数偏差ｕに応じた再生可能エネルギー電源モデル１２０の出力１２４を計算する。

（５．負荷モデル）
図８は、負荷モデルの一例を示すブロック図である。図８の負荷モデル１３０には、ＵＦＲモデル＆負荷脱落モデル１３２と安定化制御モデル１３３とが組み込まれている。ＵＦＲモデルは、各ＵＦＲ要素を模擬し、系統周波数が低下した場合に、周波数偏差ｕに応じて動作するＵＦＲ要素に対応した負荷量を電力系統１０から分離する。負荷脱落モデルは、系統周波数が低下した場合に、周波数偏差ｕに応じて負荷の一部を脱落させる。安定化制御モデル１３３は、系統安定化システム１の動特性を模擬したものであり、周波数偏差ｕに応じた負荷の電力消費の減少量を計算する。

負荷モデル１３０は、より詳細に負荷の動特性をモデル化したものであってもよいし、より簡素化したモデルであってもよい。また、ＵＦＲの特性および系統安定化システム１の動特性を負荷モデル１３０によって模擬せずに、別モデルとしてシミュレーションモデル７０に組み込んでもよい。

具体的に図８の例では、負荷モデル１３０は、上記のＵＦＲモデル＆負荷脱落モデル１３２と、安定化制御モデル１３３と、減算器１３４とを含む。減算器１３４は、オンラインデータとして取得した総負荷量１３１から、ＵＦＲモデル＆負荷脱落モデル１３２による負荷の消費電力の減少量および安定化制御モデル１３３による負荷の消費電力の減少量を減算することによって、周波数偏差ｕに応じた負荷モデル１３０の出力１３５を計算する。

なお、ＵＲＦモデルの動作と負荷脱落モデルの動作とは同様であるので、以下の説明では、ＵＲＦモデルを代表的に取り扱う。

［中央演算装置の動作］
次に、図９～図１２を参照して、中央演算装置５０による制御動作について詳細に説明する。

図９は、中央演算装置による電力系統の周波数制御の手順の一例を示すフローチャートである。図９において、ステップＳ１０～Ｓ３０は、図３の事前演算部６０によって事故発生前に定期的に実行される手順を示し、ステップＳ５０～Ｓ１２０は、図３の制御実行部６１によって事故発生時（ステップＳ４０でＹＥＳの場合）に実行される手順を示す。

図９を参照して、ステップＳ１０において、事前演算部６０は、図４～図８で説明したシミュレーションモデル７０を用いて、想定される複数の事故ケースについてシミュレーションを実行する。なお、事前演算部６０は、シミュレーションに必要な全ての発電機２１の全出力量および総負荷量（総需要量とも称する）を、オンラインによって取得する。事前演算部６０は、シミュレーション結果６２を記憶装置５４に格納するとともに、シミュレーション結果６２に基づいて複数の想定事故ケースの中から周波数安定化制御が必要な複数の起動事故ケースを選択する。

ここで、上記の想定される各事故ケースとして１つ以上の発電機２１の脱落が予め設定される。複数の電源が時間差をあけて脱落することは考慮せず、負数の電源が脱落する場合には同時に脱落する場合のみが考慮される。

図１０は、図９のステップＳ１０の手順を詳細に示すフローチャートである。図１０を参照して、まずステップＳ２００において、事前演算部６０は、パラメータＮ，ｉを設定する。具体的に、事前演算部６０は、事前に設定した事故ケースの総数をパラメータＮに代入する。事前演算部６０は、事故ケース番号ｉの初期値として１を代入する。

次のステップＳ２１０において、事前演算部６０は、第ｉ番目の事故ケースにおいて、図４～図８で説明したシミュレーションモデル７０を用いたシミュレーションを実行する。

その次のステップＳ２２０において、事前演算部６０は、シミュレーション結果６２を記録する。具体的に事前演算部６０は、動作したＵＦＲ要素、起動判定周波数での系統周波数の変化率、最低周波数などを記録する。ここで、起動判定周波数とは、発電機２１の脱落事故などの発生時に、負荷の遮断または系統分離による周波数安定化制御の起動要否判定を実施する閾値周波数をいう。電力系統１０の周波数がこの閾値周波数まで低下しない場合には、中央演算装置５０は周波数安定化制御を実行しない。

その次のステップＳ２３０において、事前演算部６０は、シミュレーション結果６２として得られた最低周波数が許容最低周波数を下回っているか否かを判断する。ここで、許容最低周波数とは、電力系統１０が安定状態を保ち得る閾値周波数をいう。電力系統１０の周波数がこの閾値周波数よりも低下すると、連鎖的に電源が脱落して大停電に拡大する場合がある。

最低周波数が許容最低周波数未満である場合（ステップＳ２３０でＹＥＳ）、事前演算部６０は処理をステップＳ２４０に進める。ステップＳ２４０において、事前演算部６０は、第ｉ番目の事故ケースを、周波数安定化制御を起動すべきケースとしてテーブルに格納する。一方、最低周波数が許容最低周波数以上である場合（ステップＳ２３０でＮＯ）、事前演算部６０はステップＳ２４０を実行しない。

その次のステップＳ２５０において、事故ケース番号ｉが事故ケースの総数Ｎよりも小さい場合（ステップＳ２５０でＹＥＳ）、事前演算部６０は、次のステップＳ２５８において事故ケース番号ｉを１だけインクリメントする。その後、事前演算部６０は、処理をステップＳ２１０に戻して、次の事故ケース番号ｉについて上記のステップＳ２１０～Ｓ２４０を繰り返す。一方、事故ケース番号ｉが事故ケースの総数Ｎに等しい場合（ステップＳ２５０でＮＯ）、事前演算部６０は処理を終了する。

再び図９を参照して、次のステップＳ２０において事前演算部６０は、選択された各起動事故ケースについて、負荷の削減量である制御量を変数とし、種々の変数についてシミュレーションを実行する。これによって、電力系統１０の周波数が許容最低周波数を上回るのに必要な制御量を決定する。

図１１は、図９のステップＳ２０の手順を詳細に示すフローチャートである。図１１を参照して、まずステップＳ３００において、事前演算部６０は、各パラメータを初期設定する。

具体的に、事前演算部６０は、制御量ステップＰＬｓ［ＭＷ］、起動判定周波数ＦＬ［Ｈｚ］、許容最低周波数ＦＢＯ［Ｈｚ］、制御時間ＴＰＬ［ｓ］、総需要量に対するＵＦＲ導入量の割合ＲＵＦＲ、起動事故ケースの総数Ｎｔｇを設定する。さらに、事前演算部６０は、起動事故ケースの番号ｊの初期値を１に設定し、制御量変更フラグＦｌｇの初期値を０に設定する。ここで、制御量変更フラグＦｌｇは、初期値の制御量ＰＬを試行するために最初のシミュレーションを実行する場合に０に設定され、制御量ＰＬが増加中の場合に１に設定され、制御量ＰＬが減少中の場合に２に設定される。

次のステップＳ３１０において、事前演算部６０は、制御量ＰＬの初期値を設定する。具体的に、制御量ＰＬの初期値は、総需要量にＵＦＲの導入割合を乗算した値を、第ｊ番目の起動事故ケースにおける電源脱落量から減算した値に設定される。

その次のステップＳ３２０において、事前演算部６０は、第ｊ番目の起動事故ケースについてシミュレーションを実行する。このシミュレーションにおいて、事前演算部６０は、電力系統１０の周波数が閾値周波数ＦＬを下回ってから制御時間ＴＰＬが経過したときに、制御量ＰＬを負荷モデル１３０の出力１３５からさらに削減する。

その次のステップＳ３３０において、事前演算部６０は、シミュレーションによって得られた電力系統１０の最低周波数が許容最低周波数ＦＢＯを下回っているか否かを判定する。

この判定の結果、最低周波数が許容最低周波数ＦＢＯを下回っている場合において（ステップＳ３３０でＹＥＳ）、第ｊ番目の起動事故ケースについて初回のシミュレーションのときには（制御量変更フラグＦｌｇ＝０、ステップＳ３４０でＹＥＳ）、事前演算部６０は処理をステップＳ３５０に進める。ステップＳ３５０において、事前演算部６０は、制御量ＰＬを制御量ステップＰＬｓだけ増加させ、制御量変更フラグＦｌｇを１（すなわち、制御量ＰＬが増加中）に設定する。

その後、事前演算部６０は、新たな制御量ＰＬを用いてシミュレーションを実行する（ステップＳ３２０）。シミュレーションの結果、最低周波数が許容最低周波数ＦＢＯを下回っている状態が継続している場合には（ステップＳ３３０でＹＥＳ、ステップＳ３４０でＹＥＳ）、事前演算部６０は処理をステップＳ３５０に進め、制御量ＰＬをさらに制御量ステップＰＬｓだけ増加させる。なお、制御量変更フラグＦｌｇは１（制御量ＰＬが増加中）のままである。

新たな制御量ＰＬでシミュレーションを実行した結果（ステップＳ３２０）、最低周波数が許容最低周波数ＦＢＯ未満（ステップＳ３３０でＹＥＳ）から許容最低周波数ＦＢＯ以上（ステップＳ３３０でＮＯ）に変化した場合には、制御量変更フラグＦｌｇは１であるので（ステップＳ３７０でＮＯ、ステップＳ３６０でＹＥＳ）、事前演算部６０は処理をステップＳ３９０に進める。ステップＳ３９０において、事前演算部６０は第ｊ番目の起動事故ケースの最終的な制御量を現在設定されている制御量ＰＬに決定する。

その後、起動事故ケースの番号ｊが起動事故ケースの総数Ｎｔｇに達していない場合には（ステップＳ４１０でＹＥＳ）、次のステップＳ４２０において、事前演算部６０は、起動事故ケースの番号ｊを１だけインクリメントする。その後、新たな番号ｊの起動事故ケースにおいて、ステップＳ３２０～Ｓ４００をの手順を繰り返す。起動事故ケースの番号ｊが起動事故ケースの総数Ｎｔｇに達した場合には（ステップＳ４１０でＮＯ）、事前演算部６０は処理を終了する。

一方、ステップＳ３３０の判定の結果、最低周波数が許容最低周波数ＦＢＯ以上の場合において（ステップＳ３３０でＮＯ）、第ｊ番目の起動事故ケースについて初回のシミュレーションのときには（制御量変更フラグＦｌｇ＝０、ステップＳ３７０でＹＥＳ）、事前演算部６０は処理をステップＳ３８０に進める。ステップＳ３８０において、事前演算部６０は、制御量ＰＬを制御量ステップＰＬｓだけ減少させ、制御量変更フラグＦｌｇを２（すなわち、制御量ＰＬが減少中）に設定する。

その後、事前演算部６０は、新たな制御量ＰＬにおいてシミュレーションを実行する（ステップＳ３２０）。シミュレーションの結果、最低周波数が許容最低周波数ＦＢＯ以上である状態が継続している場合には（ステップＳ３３０でＮＯ、ステップＳ３７０でＹＥＳ）、事前演算部６０は処理をステップＳ３８０に進め、制御量ＰＬをさらに制御量ステップＰＬｓだけ減少させる。なお、制御量変更フラグＦｌｇは２（制御量ＰＬが減少中）のままである。

新たな制御量ＰＬでシミュレーションを実行した結果（ステップＳ３２０）、最低周波数が許容最低周波数ＦＢＯ以上（ステップＳ３３０でＮＯ）から許容最低周波数ＦＢＯ未満（ステップＳ３３０でＹＥＳ）に変化した場合には、制御量変更フラグＦｌｇは２であるので（ステップＳ３４０でＮＯ、ステップＳ３６０でＮＯ）、事前演算部６０は処理をステップＳ４００に進める。ステップＳ４００において、事前演算部６０は第ｊ番目の起動事故ケースの最終的な制御量を現在設定されている制御量ＰＬに制御量ステップＰＬｓを加算した値に決定する。

その後、起動事故ケースの番号ｊが起動事故ケースの総数Ｎｔｇに達していない場合には（ステップＳ４１０でＹＥＳ）、次のステップＳ４２０において、事前演算部６０は、起動事故ケースの番号ｊを１だけインクリメントする。その後、新たな番号ｊの起動事故ケースにおいて、ステップＳ３２０～Ｓ４００の手順を繰り返す。起動事故ケースの番号ｊが起動事故ケースの総数Ｎｔｇに達した場合には（ステップＳ４１０でＮＯ）、事前演算部６０は処理を終了する。

再び図９を参照して、次のステップＳ３０において事前演算部６０は、各起動事故ケースについてステップＳ２０で決定した必要制御量を満たすように制御対象の組み合わせ、すなわち、遮断すべき負荷および分離すべき系統を決定する。事前演算部６０は、決定した制御対象の組み合わせを制御テーブル６３として記憶装置５４に格納する。

図１２は、制御テーブルの一例を示す図である。図１２を参照して、制御テーブル６３は、総数Ｎｔｇ個の起動事故ケースの各々に対して、総数Ｎ１個の負荷のうち遮断すべき１個以上の負荷と、総数Ｎ２本の送電線のうち遮断すべき１本以上の送電線との組み合わせを示す。負荷または送電線の一方のみを遮断するように設定されていてもよい。

再び図９を参照して、次のステップＳ４０において、いずれかの端末装置４０から事故発生の情報の通知を受けていない場合には（ステップＳ４０でＮＯ）、事前演算部６０は、最新のオンラインデータに基づいて、上記のステップＳ１０～Ｓ３０を繰り返す。

一方、いずれかの端末装置４０から事故発生、すなわち、発電機２１の脱落または出力低下の情報の通知を受けた場合には（ステップＳ４０でＹＥＳ）、制御実行部６１は、事故発生に伴う電力系統１０の周波数の変化を監視する（ステップＳ５０）。ここで、通信するデータ量を削減するためにさらに演算負荷を分散するため、周波数は端末装置４０側で算出され、算出された周波数は端末装置４０から中央演算装置５０に送信される。ただし、中央演算装置５０が、端末装置４０から受信した電圧のデータに基づいて系統の周波数を演算してもよい。

制御実行部６１は、その後、他の端末装置４０からさらに事故発生の情報を受けた場合には、複数の事故が同時に発生したとして取り扱う（ステップＳ６０）。

次のステップＳ７０において、制御実行部６１は、周波数安定化制御を起動する起動判定周波数に、系統周波数が達したか否かを判断する。系統周波数が起動判定周波数まで低下した場合には（ステップＳ７０でＹＥＳ）、次のステップＳ８０において制御実行部６１は、実現象が事前のシミュレーション結果６２に一致しているか否かを判定する。具体的に制御実行部６１は、動作したＵＦＲ要素および起動判定周波数における周波数変化率がシミュレーション結果６２に一致しているか否かを判定する。

ステップＳ８０の判定の結果、実現象がシミュレーション結果６２に一致している場合には（ステップＳ８０でＹＥＳ）、制御実行部６１は、ステップＳ１００に処理を進める。

ステップＳ８０の判定の結果、実現象がシミュレーション結果６２に一致していない場合には（ステップＳ８０でＮＯ）、制御実行部６１は処理をステップＳ９０に進める。ステップＳ９０において、制御実行部６１は、実現象に最も近い過酷側の事故ケースが発生したと読み替える。具体的に制御実行部６１は、動作したＵＦＲ要素および動作判定の閾値周波数における周波数変化率に近い演算結果を有する事故ケースを選択する。なお、実現象に近い演算結果の事故ケースが複数ある場合には、より制御量の大きい事故ケースを選択する。

ステップＳ１００において、制御実行部６１は、発生した事故ケースが事前演算にて起動要と判定された事故ケースであるかどうかを判定する。制御実行部６１は、起動要と判定された事故ケースである場合には（ステップＳ１００でＹＥＳ）、処理をステップＳ１１０に進める。制御実行部６１は、起動不要と判定された事故ケースである場合には（ステップＳ１００でＮＯ）、処理を終了する。

ステップＳ１１０において、制御実行部６１は、制御テーブル６３に従って、制御対象すなわち、遮断すべき少なくとも１つの負荷または送電線を決定する。

次のステップＳ１２０において、制御実行部６１は、ステップＳ１１０で決定した制御対象に対応する端末装置４０に、制御指令すなわち、対応する遮断器３３の遮断指令を送信する。

［実施の形態１の効果］
以上のとおり、実施の形態１の系統安定化システムによれば、電力系統の簡易モデルを用いてオンライン事前演算方式によって周波数安定化のシミュレーションを実行するので、定常的に実行する演算量を抑制できる。また、シミュレーションに必要なオンラインデータは、同期発電機の総出力量および負荷の総需要量などであるので、収集が必要なオンラインデータの種類を従来よりも少なくできる。さらに、簡易モデルを用いているので、電力系統のネットワーク構成が変更されてもシミュレーションモデルの変更が不要である。

動作したＵＦＲ要素が異なっているなど、実現象と事前のシミュレーション結果とに違いがあっても、実現象に近いシミュレーション結果を用いることによって、制御量および制御対象を適切に決定できる。

実施の形態２．
実施の形態２の中央演算装置５０は、事故発生時の電力系統１０の電気量の検出値に基づいて、既に実施した周波数安定化制御の過不足量を補正する補正制御を実行する。たとえば、中央演算装置５０は、事故発生時における発電機２１の有効電力の瞬時変化を取得する。中央演算装置５０は、取得した有効電力の瞬時変化量と事前演算で見込んでいた量との差異が閾値を超えている場合には、負荷２３の脱落量または再生可能エネルギー電源２４の脱落量等が大きいと推定し、既に実施した制御量の過不足分について補正制御を実行する。

図１３は、実施の形態２の系統安定化システムによる電力系統の周波数制御の手順の一例を示すフローチャートである。図１３のフローチャートは、ステップＳ５０がステップＳ５０Ａに変更され且つステップＳ１３０およびＳ１４０が追加されている点で、実施の形態１の図９のフローチャートと異なる。図１３のフローチャートにおいて図９の場合と共通するステップについては同一の参照符号を付して説明を繰り返さない。

図１３を参照して、ステップＳ５０Ａにおいて、制御実行部６１は事故発生に伴う電力系統１０の周波数の変化を監視するとともに、故障していない発電機２１から出力される有効電力の瞬時変化を監視する。

ステップＳ１３０において、制御実行部６１は、ステップＳ５０Ａで検出した有効電力の瞬時変化が閾値を超えているか否かを判定する。有効電力の瞬時変化が閾値を超えていて、かつ系統周波数が閾値周波数以下の場合には（ステップＳ１３０およびＳ１４０でＹＥＳ）、次のステップＳ１５０において制御実行部６１は、既に実施した制御量の過不足分について補正制御を実行する。

上記のとおり、実施の形態２の中央演算装置５０によれば、オンライン事前演算に含まれるモデル化誤差を、事故発生時の電力系統１０の電気量の検出値に基づいて補正できる。

今回開示された実施の形態はすべての点で例示であって制限的なものでないと考えられるべきである。この出願の範囲は上記した説明ではなくて請求の範囲によって示され、請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれることが意図される。

１ 系統安定化システム、１０ 電力系統、２１ 同機発電機、２２ 電力変換装置、２３ 負荷、２４ 再生可能エネルギー電源、２５，２６，２９，３４ 送電線、３０，３１，３６ 変圧器、３２，３３，３７ 遮断器、３５ 配電線、１４ 一次変電所、１５ 二次変電所、４０ 端末装置、４４，５３ 処理回路、５０ 中央演算装置、５４ 記憶装置、５８ 通信路、５９ 中央給電指令所、６０ 事前演算部、６１ 制御実行部、６２ シミュレーション結果、６３ 制御テーブル、６４ オンラインデータ、７０ シミュレーションモデル、７５ 負荷周波数特性モデル、８０ 慣性モデル、９１ 火力プラントモデル、１００ 同期機モデル、１０５ ガバナフリーモデル、１１０ 直流連系モデル、１１２ 周波数応答モデル、１２０ 再生可能エネルギー電源モデル、１３０ 負荷モデル、ＦＢＯ 第１の閾値周波数（許容最低周波数）、ＦＬ 第２の閾値周波数（起動判定周波数）、Ｆｌｇ 制御量変更フラグ、ＰＬ 制御量、ＰＬｓ 制御量ステップ、ＴＰＬ 制御時間。

Claims (12)

1. 電力系統の周波数を安定化する系統安定化システムであって、
   前記電力系統の状態を表すオンラインデータと前記電力系統を模擬するシミュレーションモデルとに基づいて、前記電力系統に含まれる少なくとも１つの同機発電機の脱落を想定した複数の事故ケースに応じてシミュレーションを実行する事前演算部を備え、
   前記シミュレーションモデルは、前記電力系統に含まれる複数の同期発電機の回転子動特性を１質点で模擬し需給不均衡に基づいて周波数偏差を計算する慣性モデルと、前記電力系統に含まれる複数の負荷を１つの負荷で模擬した負荷モデルと、前記電力系統の同期発電機を模擬する同期機モデルとを含み、
   さらに、前記電力系統の事故発生時に、前記電力系統の実現象と前記事故ケースごとの前記シミュレーションの結果との比較に基づいて、前記電力系統の周波数が第１の閾値周波数を下回らないように、遮断すべき少なくとも１つの負荷または送電線を決定する制御実行部を備える、系統安定化システム。
2. 前記オンラインデータは、前記電力系統に含まれる同期発電機の総出力と、前記電力系統に含まれる負荷の総需要量とを含む、請求項１に記載の系統安定化システム。
3. 前記同期機モデルは、前記周波数偏差に応じて発電機の前記総出力を変化させるガバナ制御を模擬する、請求項２に記載の系統安定化システム。
4. 前記シミュレーションモデルは、前記周波数偏差に基づく周波数低下リレーを模擬し、
   前記負荷モデルは、前記総需要量から前記周波数低下リレーによって脱落した負荷量を減算する、請求項２または３に記載の系統安定化システム。
5. 前記シミュレーションモデルは、前記電力系統に含まれる複数の再生可能エネルギー電源を１つの電源で模擬した再生可能エネルギー電源モデルを含み、
   前記オンラインデータは、前記電力系統に含まれる複数の再生可能エネルギー電源の総出力を含み、
   前記再生可能エネルギー電源モデルの出力は、前記周波数偏差に応じて変化する、請求項４に記載の系統安定化システム。
6. 前記シミュレーションモデルは、少なくとも１つの直流系統と連系する複数の設備を模擬した直流連系モデルを含み、
   前記オンラインデータは、前記複数の設備の総出力を含み、
   前記直流連系モデルの出力は、前記周波数偏差に応じて変化する、請求項４または５に記載の系統安定化システム。
7. 前記事前演算部は、前記第１の閾値周波数より高い第２の閾値周波数まで前記電力系統の周波数が低下したときの周波数変化率と、動作した前記周波数低下リレーの要素と、前記電力系統の最低周波数とを、前記シミュレーションの結果として記録する、請求項４～６のいずれか１項に記載の系統安定化システム。
8. 前記事前演算部は、前記複数の事故ケースのうち、前記最低周波数が前記第１の閾値周波数を下回った複数の特定の事故ケースについて、前記電力系統の周波数が前記第１の閾値周波数を下回らないように削減すべき負荷量を決定するために、前記削減すべき負荷量を変数とした新たなシミュレーションを複数回実行する、請求項７に記載の系統安定化システム。
9. 前記事前演算部は、前記特定の事故ケースごとに、決定された前記削減すべき負荷量に基づいて、前記遮断すべき少なくとも１つの負荷または送電線を決定し、前記複数の事故ケースと前記遮断すべき少なくとも１つの負荷または送電線との対応関係を制御テーブルとして記憶装置に格納し、
   前記制御実行部は、前記電力系統の周波数が前記第２の閾値周波数に達したときに、前記制御テーブルに基づいて、前記遮断すべき少なくとも１つの負荷または送電線に対応する少なくとも１つの端末装置に遮断指令を出力する、請求項８に記載の系統安定化システム。
10. 前記制御実行部は、事故発生時における前記電力系統の電気量の検出値に基づいて、既に実施した周波数安定化のための少なくとも１つの負荷または送電線の遮断による制御量の過不足分を補正する、請求項１～９のいずれか１項に記載の系統安定化システム。
11. 前記シミュレーションモデルは、前記同期機モデルに代えて発電プラントの動特性を模擬するプラントモデルを含む、請求項１に記載の系統安定化システム。
12. 電力系統の周波数を安定化する系統安定化方法であって、
    処理回路が、前記電力系統の状態を表すオンラインデータと前記電力系統を模擬するシミュレーションモデルとに基づいて、前記電力系統に含まれる少なくとも１つの同機発電機の脱落を想定した複数の事故ケースに応じてシミュレーションを実行するステップを備え、
    前記シミュレーションモデルは、前記電力系統に含まれる複数の同期発電機の回転子動特性を１質点で模擬し需給不均衡に基づいて周波数偏差を計算する慣性モデルと、前記電力系統に含まれる複数の負荷を１つの負荷で模擬した負荷モデルと、前記電力系統に含まれる同期発電機を模擬した同期機モデルとを含み、
    さらに、処理回路が、前記電力系統の事故発生時に、前記電力系統の実現象と前記事故ケースごとの前記シミュレーションの結果との比較に基づいて、前記電力系統の周波数が第１の閾値周波数を下回らないように、遮断すべき少なくとも１つの負荷または送電線を決定するステップを備える、系統安定化方法。
    

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