JP2024019980A - 系統管理装置、系統管理方法及びプログラム - Google Patents

Abstract

【課題】想定される系統擾乱ごとに、系統安定性の向上に効果的なインバータ電源を選定して制御することで、制御量及び疑似慣性を提供するＧＦＭの確保容量を最小化し、かつ、制御候補のインバータ電源を絞り込むための計算負荷の削減も行う。
【解決手段】実施形態の系統管理装置は、潮流情報に基づいて、擾乱の発生点から見て電力系統を潮流の流出側である供給エリアと、潮流の流入側である消費エリアと、に識別する識別部と、前記擾乱の発生時あるいは発生前に前記供給エリアにおけるＧＦＭインバータ電源の全体の容量を実効的に増加させるように制御を行う制御部と、を備える。
【選択図】図１

Description

本発明の実施形態は、系統管理装置、系統管理方法及びプログラムに関する。

近年、太陽光発電装置や蓄電池等の電力変換装置（インバータ変換器）を介して電力系統に接続するインバータ電源の導入が進んでいる。

従来のインバータ電源としてのＧｒｉｄ－Ｆｏｌｌｏｗｉｎｇ（ＧＦＬ）インバータ電源は、同期発電機を主体とした系統に追従するように制御され、慣性や同期化力を有さない。そのため、インバータ電源が主力化した系統で、系統事故等に対する安定性の低下が懸念される。

この対策として、主体となって系統を構成するＧｒｉｄ－Ｆｏｒｍｉｎｇ（ＧＦＭ）インバータ電源が期待されている。
さらには、同一のインバータ電源でＧＦＬとＧＦＭの切替制御が可能になるよう技術開発が行われている。

一方で、ＧＦＭが慣性を供出するためには、蓄電池では充放電容量の確保、再生可能エネルギー電源では出力抑制が必要になる。これらは充放電・発電出力機会の損失につながり、インバータ電源の運用者にとって負担になる。
ＧＦＭに切り替える容量を最小限に抑えるよう、系統安定性の観点から効果的に制御対象を選定し、上記の運用者への負担を最小化することが望ましい。

特許文献１記載の技術においては、電力系統の安定度を判定し必要な慣性・同期化力を算出し、疑似慣性機能付きＰＣＳに割り当てる手法が提案されている。これを電力系統の各ブランチを対象に実施し全ての事故が安定に収束するまで疑似慣性が割り当てられる。安定度計算と組み合わせることで必要最低限の疑似慣性をＰＣＳ（Power Conditioning Subsystem）に出力させることができるとしている。

この場合において、割り当て対象のＰＣＳは、再生可能エネルギー電源の出力予測から慣性を出力できるか否かのみに基づき決定していた。

特開２０２０－１８８５９５号公報

しかしながら、事故点ごとに過渡安定性の向上に効果的な疑似慣性の割り当て対象は異なり、事故点と対象ＰＣＳの配置によっては疑似慣性の割り当てにより同期発電機の相差角が増大し不安定化する。結果として、必要な疑似慣性が過大に算出されている虞があった。

また、疑似慣性を割り当てるＰＣＳを総当たりで検索し、安定化する制御対象のＰＣＳを決定しようとすると、ＰＣＳの総数が増加して、計算負荷が増大する虞があった。

本発明は、上記に鑑みてなされたものであって、想定される系統擾乱ごとに、系統安定性の向上に効果的なインバータ電源を選定して制御することで、制御量及び疑似慣性を提供するＧＦＭの確保容量を最小化し、かつ、制御候補のインバータ電源を絞り込むための計算負荷の削減も行える系統管理装置、系統管理方法及びプログラムを提供する。

実施形態の系統管理装置は、潮流情報に基づいて、擾乱の発生点から見て電力系統を潮流の流出側である供給エリアと、潮流の流入側である消費エリアと、に識別する識別部と、前記擾乱の発生時に前記供給エリアにおけるＧＦＭインバータ電源の全体の容量を実効的に増加させるように制御を行う制御部と、を備える。

図１は、第１実施形態の系統管理装置の概要構成ブロック図である。 図２は、系統管理装置の管理対象となる系統の概要構成例の説明図である。 図３は、インバータ電源の第１構成例の説明図である。 図４は、インバータ電源の第２構成例の説明図である。 図５は、第１実施形態における運用処理フローチャートの一例の説明図である。 図６は、第２実施形態の系統管理装置の概要構成ブロック図である。 図７は、第２実施形態における制御対象リスト作成処理フローチャートである。 図８は、第２実施形態における運用処理フローチャートの一例の説明図である。 図９は第３実施形態の系統管理システムの概要構成ブロック図である。

［１］第１実施形態
図１は、第１実施形態の系統管理装置の概要構成ブロック図である。
系統管理装置１０は、系統安定性を判断する基準を設定する閾値設定部１１と、潮流計算及び動特性解析を行う演算部１２と、インバータ電源群１６を構成しているインバータ電源の中から制御対象機を選定し記憶する制御対象選定部１３と、選定された制御対象機に対し制御指令を出力する制御部１４と、を備えている。

上記構成において、系統管理装置１０は、系統制御装置として機能している。
またインバータ電源群１６を構成している各インバータ電源は、電源と電力変換装置から構成されている。ここで、電源は太陽光発電設備や風力発電設備等の再生可能エネルギー電源、あるいは、蓄電池やＥＶ等の電力貯蔵設備により構成されている。

そして、再生可能エネルギー電源は、直流電力を発電し電力変換装置に供給する。また、電力貯蔵設備は、蓄えた電力を電力変換装置に供給する。
さらに電力変換装置は、供給された電力を系統運用上許容される範囲で任意の電圧及び周波数を有する交流電力として系統に供給する。

系統管理装置１０は、１台の装置として構成したり、機能ごとに別装置で構成したりすることも可能である。また、基幹系統規模の監視制御システムとして構成したり、マイクログリッドにおけるＥＭＳ（エネルギーマネジメントシステム）のように一部の送配電系統を監視制御するシステムとして構成したりすることも可能である。
また、演算部１２に代えて、外部装置で演算した結果を入力する演算結果入力部（演算結果入力インタフェース部）として構成することも可能である。

図２は、系統管理装置の管理対象となる系統の概要構成例の説明図である。
図２において、管理対象となる系統２０は、同期発電機２１ａ、２１ｂと、インバータ電源群１６を構成しているインバータ電源２２ａ～２２ｃと、昇圧トランス２３ａ～２３ｂと、昇圧トランス２４ａ～２４ｃと、ノード２５ａ～２５ｃと、ブランチ２６ａ～２６ｃと、を備えている。

上記構成において、同期発電機２１ａは、昇圧トランス２３ａを介してノード２５ａに接続され、同期発電機２１ａの発電電力は、昇圧されてノード２５ａに供給される。
また、同期発電機２１ｂは、昇圧トランス２３ｂを介してノード２５ｃに接続され、同期発電機２１ｂの発電電力は、昇圧されてノード２５ｃに供給される。
上記説明では、同期発電機が昇圧トランス１台でノードに接続するように記載しているが、複数の変圧器で段階的に電圧を変化させてもよい。

ここで、インバータ電源の構成について説明する。
インバータ電源２２ａは、昇圧トランス２４ａを介してノード２５ａに接続され、インバータ電源２２ａの供給電力は、昇圧されてノード２５ａに供給される。
インバータ電源２２ｂは、昇圧トランス２４ｂを介してノード２５ｂに接続され、インバータ電源２２ｂの供給電力は、昇圧されてノード２５ｂに供給される。
インバータ電源２２ｃは、昇圧トランス２４ｃを介してノード２５ｃに接続され、インバータ電源２２ｃの供給電力は、昇圧されてノード２５ｃに供給される。
この場合においても、同期発電機と同様に、インバータ電源が昇圧トランス１台でノードに接続するように記載しているが、複数の変圧器で段階的に電圧を変化させてもよい。

ここで、インバータ電源についてより詳細に説明する。
図３は、インバータ電源の第１構成例の説明図である。
図３においては、インバータ電源２２ａをＧＦＬ制御とＧＦＭ制御の両制御機能を持ちその切替が可能な切替可能インバータ電源として構成した場合を例としている。
系統管理装置１０の制御対象選定部１３は、擾乱の発生時に、各インバータ電源が擾乱発生点に対して潮流の流出側である供給エリア側に位置しているのか、あるいは、擾乱発生点に対して潮流の流入側である消費エリア側に位置しているのかを識別する。

そして、識別結果に基づいて、供給エリア側に位置しＧＦＬ制御で動作している第１構成例のインバータ電源が制御対象となった場合には、当該切替可能インバータ電源をＧＦＭ制御に切り替えることとなる。
また、潮流の流入側である消費エリア側に位置するインバータ電源については、制御対象とはしない。

図４は、インバータ電源の第２構成例の説明図である。
図４においては、インバータ電源２２ｂが、第１インバータ電源２２ｂ－１、第２インバータ電源２２ｂ－２及びコンタクタ２２ｂ－３を備えて構成されている。

この場合において、ＧＦＬ制御あるいはＧＦＭ制御に制御が固定された第１インバータ電源２２ｂ－１に対し、コンタクタ２２ｂ－３により並列にＧＦＭ制御の第２インバータ電源２２ｂ－２が解列状態で設けられている。なお、第２インバータ電源２２ｂ－２の並解列は、コンタクタ２２ｂ－３に限らず、遮断器や電力変換装置のゲートの制御を使用する形態も考えられる。

図４の例では、インバータ電源２２ｂはＧＦＬ制御あるいはＧＦＭ制御の第１インバータ電源２２ｂ－１に対し、並列可能なＧＦＭ制御の第２インバータ電源２２ｂ－２が一台接続する構成であるが、第２インバータ電源２２ｂ－２を複数設けるように構成することも可能である。また、第１インバータ電源２２ｂ－１と第２インバータ電源２２ｂ－２が、それぞれノードに接続する構成も考えられる。

第２構成例のインバータ電源が制御対象となった場合には、系統管理装置１０の制御部１４は、ＧＦＭ制御の第２インバータ電源２２ｂ－２を系統に並列させる。
具体的には、図４の例の場合、インバータ電源２２ｂが制御対象となった場合には、系統管理装置１０の制御部１４は、コンタクタ２２ｂ－３を閉状態とするように制御し、解列状態で設けられているＧＦＭ制御の第２インバータ電源２２ｂ－２を並列させるように制御を行う。

再び、図２に戻って説明を行う。
ノード２５ａとノード２５ｂとは、ブランチ２６ｂにより接続され、さらにブランチ２６ａによりノード２５ａは他のブランチと接続されている。
ノード２５ｂとノード２５ｃとは、ブランチ２６ｃにより接続されている。

この場合において、潮流は、一例として、ノード２５ａからノード２５ｂ及びノード２５ｃの方向に流れているものとする。
また、系統管理装置１０は、各インバータ電源２２ａ～２２ｃを制御可能に接続されているものとする。

次に第１実施形態の動作を説明する。
図５は、第１実施形態における運用処理フローチャートの一例の説明図である。
まず系統管理装置１０の閾値設定部１１は、各同期発電機２１ａ、２１ｂあるいはノード２５ａ～２５ｃ、ブランチ２６ａ～２６ｃに対し、同期発電機の相差角や電圧、周波数等の系統値の許容可能閾値を設定する（ステップＳ１１）。

系統管理装置１０の演算部１２は、潮流計算を実施し、各ブランチの潮流や電圧位相角を算出・記憶する（ステップＳ１２）。
演算部１２は、系統事故などの想定する各擾乱での動特性解析を行う（ステップＳ１３）。

続いて演算部１２は、閾値設定部１１で設定した許容可能閾値を逸脱する、あるいは同期発電機が脱調するなどの不安定な応答があったか否かを判断する（ステップＳ１４）。
この場合において、許容可能閾値を逸脱する擾乱が解析により発見された場合に、擾乱の発生時として扱う。

ステップＳ１４の判断において、閾値設定部１１で設定した許容可能閾値を逸脱しておらず、かつ、同期発電機が脱調するなどの不安定な応答が発生していない場合には（ステップＳ１４；Ｎｏ）、次の擾乱での動特性解析を行う。

ステップＳ１４の判断において、閾値設定部１１で設定した許容可能閾値を逸脱する、あるいは同期発電機が脱調するなどの不安定な応答が生じる擾乱があった場合（ステップＳ１４；Ｙｅｓ）、対策イベントに設定し、対策イベントに設定された擾乱において、演算部１２における潮流算出の結果から潮流方向あるいは電圧位相角を参照し、制御対象選定部１３で擾乱発生点から見て潮流の供給側にあるインバータ電源を制御候補機に設定する（ステップＳ１５）。

例えば、擾乱発生点がブランチ２６ｂであった場合には、擾乱発生点から見て潮流の供給側にあるインバータ電源２２ａを制御候補機に設定することとなる。
次に、制御候補機の中から実際に制御指令を出力する対象機を選定する（ステップＳ１６）。

この場合において、選定基準としては、系統値が許容可能閾値から最も大きく逸脱しているノード近傍のインバータ電源としているが、その他にも擾乱発生点の直近や末端のインバータ電源としてもよい。

選定されたインバータ電源の制御が行われたものとして（例えば、切替可能インバータ電源をＧＦＭ制御に切り替えられたものとして）系統をシミュレートし、再度対策イベントでの動特性解析を行う（ステップＳ１７）。

続いて演算部１２は、閾値設定部１１で設定した許容可能閾値を逸脱する、あるいは同期発電機が脱調するなどの不安定な応答が生じるか否かを判断する（ステップＳ１８）。

ステップＳ１８の判断において、閾値設定部１１で設定した許容可能閾値を逸脱する、あるいは同期発電機が脱調するなどの不安定な応答があった場合（ステップＳ１８；Ｙｅｓ）、すなわち、依然として対策イベント時に安定に収束しない場合には、処理を再びステップＳ１６に移行し、制御候補機の中から次の対象機を選定し、以下、再び上述した処理を行う。

ステップＳ１８の判断において、安定に収束した場合には、シミュレートしたインバータ電源の制御後の状態を保持したまま再度各擾乱での動特性解析を実施し、以下、上述した処理を行う。全ての擾乱で許容可能閾値を逸脱せず、かつ、同期発電機が脱調するなどの不安定な応答が発生しない場合には、制御部１４から制御対象機に設定されたインバータ電源に対し制御指令が出力されて（ステップＳ１９）、処理を一旦終了する。
上述した処理は、周期的に実施され、常時系統の安定運転がなされるように動作する。

ここで、より具体的な動作を説明する。
上述したように、潮流がノード２５ａからノード２５ｂ、２５ｃの方向に流れている。
例えば、ステップＳ１３でブランチ２６ｃでの短絡事故に対して動特性解析を行った結果、ノード２５ａやノード２５ｂにおける周波数や電圧がステップＳ１１で設定した許容可能閾値を逸脱したとする。

これにより、系統管理装置１０の制御対象選定部は、識別部として機能し、擾乱の発生時に、各インバータ電源が擾乱発生点に対して潮流の流出側である供給エリア側に位置しているのか、あるいは、擾乱発生点に対して潮流の流入側である消費エリア側に位置しているのかを識別する。
そして、供給エリア側に位置するインバータ電源であって、上述した第１構成例のインバータ電源あるいは第２構成例のインバータ電源を制御候補機に設定する。

より具体的には、擾乱発生点（事故点）のブランチ２６ｃの潮流は、ノード２５ｂからノード２５ｃに向けて流れるため、ステップＳ１５において、擾乱発生点から見て潮流の供給側にあるインバータ電源２２ａ、２２ｂが制御候補機に設定される。

ステップＳ１６で、周波数変動が最も大きくシミュレートされたノードがノード２５ａであった場合、ノード２５ａに接続するインバータ電源２２ａを制御対象に設定する。

ステップＳ１７で、制御回路をＧＦＭに切り替えた、あるいはＧＦＭ電源を系統に並列させた場合の動特性を再度シミュレートし、全てのブランチで周波数や電圧等の系統値が許容可能閾値内に収まると、再度ステップＳ１３で全ての擾乱に対する動特性解析を実施する。

そして、全ての擾乱に対し系統値が許容可能閾値内に収まると、制御対象機に設定されたインバータ電源２２ａに対し、制御指令が出力される。ここでは、制御指令が出力される条件として、全ての擾乱が安定に収束することを条件としているが、擾乱数に閾値を設けて、一定数以上の擾乱で安定に収束すると、制御指令を出力し残りの擾乱は別対策で安定化制御を検討するとしても良い。

ところで、インバータ電源が主力化した系統では、系統事故等の擾乱に対する安定性が低下し、対策として疑似慣性を有するインバータ電源が開発されているが、系統慣性の総量のみに注視し慣性を有するインバータ電源を整備すると、かえって系統安定性が悪化したり、過大な慣性の確保につながる可能性がある。

これに対し、第１実施形態と同様の適用を行うことにより、慣性の配置が最適化され最低限の制御量及び慣性量の確保量で系統安定性を向上することができる。

［２］第２実施形態
図６は、第２実施形態の系統管理装置の概要構成ブロック図である。
図６において、図１の第１実施形態と同様の部分には、同一の符号を付すものとする。

系統管理装置１０Ａは、系統安定性を判断する基準を設定する閾値設定部１１と、潮流計算及び動特性解析を行う演算部１２Ａと、インバータ電源群１６を構成しているインバータ電源の中から制御対象機を選定し記憶する制御対象選定部１３と、選定された制御対象機に対し制御指令を出力する制御部１４と、を備えている。

そして、第２実施形態においては、基本的な構成は第１実施形態と同様であるが、潮流を監視する潮流監視端末１７－１～１７－ｎ（ｎは、２以上の自然数）と、擾乱位置や擾乱内容を検知する擾乱検出端末１８－１～１８－ｍ（ｍは、２以上の自然数）と、が複数の変電所や開閉所に設置されている。

そして、潮流監視端末１７－１～１７－ｎは、制御対象選定部１３と通信を行い、擾乱検出端末１８－１～１８－ｍは、制御部１４と通信を行っている。

この場合において、潮流監視端末１７－１～１７－ｎと、擾乱検出端末１８－１～１８－ｍとは１つの装置に両機能を有してもよいし、系統管理装置１０Ａに記載の機能も端末側で有してもよい。

図７は、第２実施形態における制御対象リスト作成処理フローチャートである。
また、図８は、第２実施形態における運用処理フローチャートの一例の説明図である。

まず系統管理装置１０Ａの閾値設定部１１は、各同期発電機２１ａ、２１ｂあるいはノード２５ａ～２５ｃ、ブランチ２６ａ～２６ｃに対し、同期発電機の相差角や電圧、周波数等の系統値の許容可能閾値を設定する（ステップＳ１１）。

潮流監視端末１７－１～１７－ｎは、各ブランチの潮流や電圧位相角を計測し、系統管理装置１０Ａに定期的に送信する（ステップＳ１２Ａ）。
演算部１２Ａは、系統事故などの想定する各擾乱での動特性解析を行う（ステップＳ１３）。

続いて演算部１２Ａは、閾値設定部１１で設定した許容可能閾値を逸脱する、あるいは同期発電機が脱調するなどの不安定な応答があったか否かを判断する（ステップＳ１４）。

ステップＳ１４の判断において、閾値設定部１１で設定した許容可能閾値を逸脱しておらず、かつ、同期発電機が脱調するなどの不安定な応答が発生していない場合には（ステップＳ１４；Ｎｏ）、次の擾乱での動特性解析を行う。

ステップＳ１４の判断において、閾値設定部１１で設定した許容可能閾値を逸脱する、あるいは同期発電機が脱調するなどの不安定な応答が生じる場合（ステップＳ１４；Ｙｅｓ）、対策イベントに設定し、対策イベントに設定された擾乱において、潮流監視端末１７－１～１７－ｎで計測した潮流情報から潮流方向あるいは電圧位相角を参照し、制御対象選定部１３で擾乱発生点から見て潮流の供給側にあるインバータ電源を制御候補機に設定する（ステップＳ１５）。

例えば、擾乱発生点がブランチ２５ｂであった場合には、擾乱発生点から見て潮流の供給側にあるインバータ電源２２ａを制御候補機に設定することとなる。
次に、制御部１４は、制御候補機の中から実際に制御指令を出力する対象機を選定し、制御対象リストに加えて、制御対象リストを更新する。さらに当該インバータ電源を制御候補機から除外する（ステップＳ１６Ａ）。

この場合において、選定基準としては、系統値が許容可能閾値から最も大きく逸脱しているノード近傍のインバータ電源としているが、その他にも擾乱発生点の直近や末端のインバータ電源としてもよい。

選定されたインバータ電源の制御が行われたものとして（例えば、切替可能インバータ電源をＧＦＭ制御に切り替えられたものとして）系統をシミュレートし、再度対策イベントでの動特性解析を行う（ステップＳ１７）。

続いて演算部１２は、閾値設定部１１で設定した許容可能閾値を逸脱する、あるいは同期発電機が脱調するなどの不安定な応答が生じるか否かを判断する（ステップＳ１８）。

ステップＳ１８の判断において、閾値設定部１１で設定した許容可能閾値を逸脱する、あるいは同期発電機が脱調するなどの不安定な応答が生じる場合（ステップＳ１８；Ｙｅｓ）、すなわち、依然として対策イベント時に安定に収束しない場合には、処理を再びステップＳ１６Ａに移行し、制御候補機の中から次の対象機を選定し、以下、再び上述した処理を行う。

ステップＳ１８の判断において、安定に収束した場合には、シミュレートしたインバータ電源の制御後の状態を保持したまま再度各擾乱での動特性解析を実施し、以下、上述した処理を行う。全ての擾乱で許容可能閾値を逸脱せず、かつ、同期発電機が脱調するなどの不安定な応答が発生しない場合には、制御対象リストの更新処理を一旦終了する。
上述した処理は、周期的に実施され、制御対象リストが常に最新の状態に更新される。

上記処理と並行して、制御部１４は、擾乱検出端末１８－１～１８－ｍと通信を行って、系統のいずれかの箇所で系統擾乱イベントＸが発生したことを擾乱検出端末１８－１～１８－ｍのいずれかが検出したか否かを判断する（ステップＳ２１）。
ステップＳ２１の判断において、擾乱検出端末１８－１～１８－ｍの全てが系統擾乱イベントＸの検出をしていない場合には（ステップＳ２１；Ｎｏ）、待機状態となる。

ステップＳ２１の判断において、系統擾乱イベントＸが発生したことを擾乱検出端末１８－１～１８－ｍのいずれかが検出した場合には（ステップＳ２１；Ｙｅｓ）、制御部１４は、制御対象リストを参照して、系統擾乱イベントＸに対応した制御対象のインバータ電源に対し制御指令が出力されて（ステップＳ２２）、処理を一旦終了する。

これらの処理が順次繰り返されて、常時系統の安定運転がなされるように動作する。

以上の説明では、潮流監視端末１７－１～１７－ｎの計測データを収集して潮流を検出していたが、季節や時刻、天候ごとに潮流はパターン化していると考え、複数作成した潮流パターンを潮流情報として使用し、潮流監視端末を省略するようにしてもよい。

この場合、あらかじめ潮流パターンごとにステップＳ１１～Ｓ１８の演算を実施し制御対象機リストを作成・記憶し、季節や時刻、天気予報等をもとに、当日の潮流を潮流パターンと紐づけ、擾乱が発生した場合に制御するインバータ電源をスケジューリングしておくようにすればよい。

本第２実施形態によれば、系統事故に対して第１実施形態と同様に何れかのインバータ電源を制御対象に設定し、制御対象リストとして記憶する。
そして、ノード２５ａ～２５ｃ等に設置された擾乱検出端末１８－１～１８－ｍでブランチの系統事故を検出すると、制御部１４で記憶した制御対象リストを呼び出し、制御対象のインバータ電源に制御指令が出力される。

したがって、第１実施形態と比較して、本第２実施形態によれば、擾乱が発生した際にのみ制御指令が出力されるため、より制御量や慣性の確保量を抑えることができる。

［３］第３実施形態
図９は第３実施形態の系統管理システムの概要構成ブロック図である。
図９において図６と同様の部分には、同一の符号を付すものとする。
本第３実施形態の系統管理システムが、上記各実施形態と異なる点は、潮流情報のみを使用し動特性解析を使用しない点である。

本第３実施形態では、潮流監視端末１７－１～１７－ｎからの潮流情報に基づいて、制御対象選定部１３で系統事故などの想定する擾乱に対応する制御対象のインバータ電源を選定し、擾乱検出端末１８－１～１８－ｍに定期的に送信する。擾乱検出端末１８－１～１８－ｍで制御対象リストを記憶する。

現場に設置された擾乱検出端末１８－１～１８－ｍで対象の擾乱を検出すると、記憶していた制御対象リストに基づいてインバータ電源群１６を構成する対応のインバータ電源に対し、制御指令を出力する。本第３実施形態では、第１実施形態あるいは第２実施形態における制御部１４の機能を擾乱検出端末１８－１～１８－ｍが備える。

この場合において、潮流監視端末１７－１～１７－ｎは、系統をいくつかのエリアに分離し、そのエリア間の潮流を監視するように代表設置とすることも可能である。

また、第２実施形態と同様に擾乱検出端末１８－１～１８－ｍから擾乱内容と位置を系統管理装置１０Ｂへ送信し、系統管理装置１０Ｂに設けた制御部１４からインバータ電源群１６を構成する制御対象である対応するインバータ電源に対し、制御指令を出力する構成とすることも可能である。

本第３実施形態においては、第１実施形態と同様に、系統擾乱に対して制御対象候補のインバータ電源を制御対象リストに登録し、記憶する。

そして、ノード２５ａ～２５ｃ等に設置された擾乱検出端末１８－１～１８－ｍにおいて、系統擾乱を検出すると、擾乱検出端末１８－１～１８－ｍにおいて記憶した制御対象リストに基づき、対応するインバータ電源に制御指令が出力される。

本第３実施形態によれば、第２実施形態の効果に加えて、通信の上り下りが削減され、ローカルで対応が行えるので、より迅速な制御が可能である。また、動特性解析を使用しないため、計算負荷の削減が可能となる。

本実施形態の系統管理装置は、ＣＰＵなどの制御装置と、ＲＯＭ（Read Only Memory）やＲＡＭなどの記憶装置と、ＨＤＤ、ＣＤドライブ装置などの外部記憶装置と、ディスプレイ装置などの表示装置と、キーボードやマウスなどの入力装置を備えており、通常のコンピュータを利用したハードウェア構成とすることが可能である。

本実施形態の系統管理装置で実行されるプログラムは、インストール可能な形式又は実行可能な形式のファイルで、ＵＳＢメモリ、ＳＳＤ（Solid State Drive）などの半導体記憶装置、ＤＶＤ（Digital Versatile Disk）等のコンピュータで読み取り可能な記録媒体に記録されて提供される。

また、本実施形態の系統管理装置で実行されるプログラムを、インターネット等のネットワークに接続されたコンピュータ上に格納し、ネットワーク経由でダウンロードさせることにより提供するように構成しても良い。また、本実施形態の系統管理装置で実行される～プログラムをインターネット等のネットワーク経由で提供または配布するように構成しても良い。

また、本実施形態の系統管理装置のプログラムを、ＲＯＭ等に予め組み込んで提供するように構成してもよい。

本実施形態の系統管理装置で実行されるプログラムは、上述した各部（閾値設定部、演算部、制御対象選定部、制御部）を含むモジュール構成となっており、実際のハードウェアとしてはＣＰＵ（プロセッサ）が上記記憶媒体から～プログラムを読み出して実行することにより上記各部が主記憶装置上にロードされ、閾値設定部、演算部、制御対象選定部、制御部が主記憶装置上に生成されるようになっている。

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。これら新規な実施形態は、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ともに、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。

１０、１０Ａ、１０Ｂ 系統管理装置
１１ 閾値設定部
１２、１２Ａ、１２Ｂ 演算部
１３ 制御対象選定部
１４ 制御部
１６ インバータ電源群
１７－１～１７－ｎ 潮流監視端末
１８－１～１８－ｍ 擾乱検出端末
２０ 系統
２１ａ、２１ｂ 同期発電機
２２ａ～２２ｃ インバータ電源
２２ｂ－１ 第１インバータ電源
２２ｂ－２ 第２インバータ電源
２２ｂ－３ コンタクタ
２３ａ、２３ｂ 昇圧トランス
２４ａ～２４ｃ 昇圧トランス
２５ａ～２５ｃ ノード
２６ａ～２６ｃ ブランチ

Claims (15)

1. 潮流情報に基づいて、擾乱の発生点から見て電力系統を潮流の流出側である供給エリアと、潮流の流入側である消費エリアと、に識別する識別部と、
   前記擾乱の発生時に前記供給エリアにおけるＧｒｉｄ－Ｆｏｒｍｉｎｇ（ＧＦＭ）インバータ電源の全体の容量を実効的に増加させるように制御を行う制御部と、
   を備える系統管理装置。
2. 前記電力系統は、Ｇｒｉｄ－Ｆｏｌｌｏｗｉｎｇ（ＧＦＬ）制御とＧＦＭ制御の両制御機能を持ちその切替が可能な切替可能インバータ電源を有し、
   前記制御部は、前記擾乱の発生時に、前記供給エリア側に位置しＧＦＬ制御で動作している前記切替可能インバータ電源をＧＦＭ制御に切り替える、
   請求項１記載の系統管理装置。
3. 前記制御部は、前記擾乱の発生時に、ＧＦＭ制御のインバータ電源を系統に並列させる、
   請求項１記載の系統管理装置。
4. 前記識別部は、前記潮流情報として、あらかじめ系統全体を複数のエリアに分割し、各エリア間の潮流を代表するブランチの潮流計測値を用いる、
   請求項１記載の系統管理装置。
5. 前記識別部は、前記潮流情報として、基幹系統の潮流計測値を用いる、
   請求項１記載の系統管理装置。
6. 前記識別部は、前記潮流情報として、系統情報と電力需要や発電出力の予測値あるいは過去の実績値を入力し算出した潮流計算結果を用いる、
   請求項１記載の系統管理装置。
7. 前記識別部は、前記潮流情報として、季節や時刻、天候といった潮流に関連する要因ごとに予め作成した複数の潮流パターンを用いる、
   請求項１記載の系統管理装置。
8. 前記制御部は、同期発電機の相差角、電圧、周波数等の系統値について、許容可能閾値を予め設定し、動特性をシミュレートした結果から前記許容可能閾値を逸脱する前記擾乱が発見された場合に、前記擾乱の発生時として扱う、
   請求項１記載の系統管理装置。
9. 前記制御部は、擾乱発生点から見て電源の供給側にある一又は複数の前記切替可能インバータ電源を選定し、選定した前記切替可能インバータ電源の中からＧＦＭ制御への切替制御対象の組み合わせを選択し、前記組み合わせごとに制御後の動特性をシミュレートして、実際にＧＦＭ制御に切り替える前記切替可能インバータ電源を選択する、
   請求項２記載の系統管理装置。
10. 前記制御部は、擾乱発生点から見て電源の供給側にある一又は複数の解列状態にあるＧＦＭインバータ電源を選定し、選定した前記ＧＦＭインバータ電源の中から並列対象の組み合わせを選択し、前記組合せごとに制御後の動特性をシミュレートして、実際に並列させる前記ＧＦＭインバータ電源を選択する、
    請求項３記載の系統管理装置。
11. ＧＦＭインバータ電源あるいはＧＦＬ制御とＧＦＭ制御の両制御機能を持ちその切替が可能な切替可能インバータ電源を有する電源系統における系統管理方法であって、
    潮流情報に基づいて、擾乱の発生点から見て電力系統を潮流の流出側である供給エリアと、潮流の流入側である消費エリアと、に識別する過程と、
    前記擾乱の発生時に前記供給エリアにおけるＧＦＭインバータ電源の全体の容量を実効的に増加させるように制御する過程と、
    を備えた系統管理方法。
12. ＧＦＭインバータ電源の全体の容量を実効的に増加させるように制御する過程は、新たに並列させるＧＦＭインバータ電源あるいはＧＦＭ制御に切り替える前記切替可能インバータ電源の組み合わせを選択し、前記組合せごとに制御後の動特性をシミュレートして、実際に並列させる前記ＧＦＭインバータ電源あるいはＧＦＭ制御に切り替える前記切替可能インバータ電源を選択する過程を含む、
    請求項１１記載の系統管理方法。
13. 同期発電機の相差角、電圧、周波数等の系統値について、許容可能閾値を予め設定する過程を備え、
    前記制御する過程は、動特性をシミュレートした結果から前記許容可能閾値を逸脱する前記擾乱が発見された場合に、前記擾乱の発生時として扱う、
    請求項１１又は請求項１２記載の系統管理方法。
14. ＧＦＭインバータ電源あるいはＧＦＬ制御とＧＦＭ制御の両制御機能を持ちその切替が可能な切替可能インバータ電源を有する電源系統の制御を行う系統管理装置をコンピュータにより制御するためのプログラムであって、
    前記コンピュータを、潮流情報に基づいて、擾乱の発生点から見て電力系統を潮流の流出側である供給エリアと、潮流の流入側である消費エリアと、に識別する手段と、
    前記擾乱の発生時に前記供給エリアにおけるＧＦＭインバータ電源の全体の容量を実効的に増加させるように制御する手段と、
    して機能させるプログラム。
15. 同期発電機の相差角、電圧、周波数等の系統値について、許容可能閾値を予め設定する手段を備え、
    前記制御する手段は、動特性をシミュレートした結果から前記許容可能閾値を逸脱する前記擾乱が発見された場合に、前記擾乱の発生時として扱う、
    請求項１４記載のプログラム。
    

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