JP3556865B2 - 系統安定化制御パラメータ決定装置および方法 - Google Patents
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Description
【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、電力系統に設置された安定化装置を制御する制御装置のパラメータや構成を決定およびそれをユーザに示すことで、電力系統の安定度を向上させることを可能とする系統安定化制御パラメータ決定装置に関する。
【０００２】
【従来の技術】
交流電力系統の動揺を抑制するために、系統のさまざまなパラメータを制御する安定化装置が検討されている。例えば、電力貯蔵装置を系統に設置して系統と有効電力や無効電力の授受をおこなったり、可変インピーダンス型の直列コンデンサのインピーダンスを変化させることで、系統の動揺の減衰を早めることが可能となる。
【０００３】
これらの系統安定化装置が有効に働くためには、系統の動揺に応じて変化する信号、例えば線路潮流や周波数偏差を検出し、その信号に応じて制御を行うことが必要となる。
【０００４】
このような制御においては、制御対象となる系統から検出する信号のどれを使い、またその信号に応じていかに制御するか、すなわち制御パラメータをどう設定するかによってその動揺抑制効果が異なってくる。このため系統安定化装置の制御方法の検討や、制御パラメータの決定手法についても検討されてきた。
【０００５】
例えば、電気学会論文誌電力・エネルギー部門誌、Ｖｏｌ．１１３−Ｂ、Ｎｏ．３、Ｐ２０３の文献では、複数の遠方地点の発電機角速度偏差△ωの動揺信号に感度で重み付けして総和をとり、制御入力とする手法が示されている。この手法を便宜上、手法１と呼ぶ。
【０００６】
また、固有値感度を指標とし、繰り返し計算で制御パラメータを更新して最適な制御パラメータを求める手法も知られている。この手法を便宜上、手法２と呼ぶ。
【０００７】
【発明が解決しようとする課題】
上記従来技術の手法１では、時々刻々と変化する系統の観測値、たとえば発電機角速度偏差を常時制御入力とする必要がある。このような制御入力信号に検出や伝送等による遅れが生じると、安定化装置の制御効果が低減することになる。上記手法１では、一般に制御入力として複数の遠方地点の入力信号を常時使用して制御を行なう必要があるために高速な信号伝送設備が必要であったり、また伝送遅れの影響で制御性能が低下したり、多くの入力信号を使用するために信頼性が低下するという問題点があった。
【０００８】
また上記従来技術の手法２では、固有値感度を求めるために固有値計算が必要となり、系統及び安定化装置の線形化モデルを用意する必要があった。また、制御パラメータの選択や調整には試行錯誤が必要であり、専門家が繰り返し固有値計算を行わなければならない問題点があった。このように、上記手法２では、安定化装置の制御パラメータを決定するために、膨大な固有値計算を専門家が行う必要があり、制御パラメータを設定するために相当な時間が必要とされていた。
【０００９】
本発明の目的は、以上のような従来方式の問題点を解決し、安定化装置の制御を行なう制御系の制御パラメータを適切かつ高速に設定することを可能とする系統安定化制御パラメータ決定装置および方法を提供することにある。
【００１０】
より具体的には、上記制御パラメータを例えば最低一つの入力信号によって適切かつ高速に設定することを可能とする系統安定化制御パラメータ決定装置および方法を提供することを本発明の目的とする。
【００１１】
【課題を解決するための手段】
上記目的を達成するために本発明の系統安定化制御パラメータ決定装置および方法は、一実施態様において、電力系統の構成または状態を変更することを可能とする安定化装置が接続された電力系統において、該電力系統の動揺情報と、前記安定化装置が電力系統に与える影響の情報を用いて、前記安定化装置の制御パラメータまたは制御構成を決定することを特徴とする。
【００１２】
また、上記目的を達成するために本発明の系統安定化制御パラメータ決定装置は、他の実施態様において、安定化装置が接続された電力系統の動揺情報を用いて動揺モード情報、例えば動揺モードの振幅、位相、減衰率を求める可観測性評価装置と、前記安定化装置の制御に対する電力系統の感度情報、例えば系統内の発電機の出力変化感度を求める可制御性評価装置と、前記可観測性評価装置によって提供される動揺モード情報および前記可制御性評価装置によって提供される感度情報を用いて安定化装置の制御パラメータまたは制御構成を決定する制御チューニング装置とを備えることを特徴とする。
【００１３】
ここで、上記実施態様の系統安定化制御パラメータ決定装置においては、前記安定化装置が接続された電力系統の状態、構成および構成要素の少なくとも一つに関する情報を取得し、前記可観測性評価装置へ提供すべき前記動揺情報および前記可制御性評価装置へ提供すべき前記影響の情報のうちの少なくとも一方を生成し、該生成した情報を該当する装置へ出力する系統情報管理装置を備える構成としてもよい。
【００１４】
さらに、上記実施態様の系統安定化制御パラメータ決定装置においては、前記系統情報に基づいてシミュレーションを実施し、前記可観測性評価装置へ提供すべき前記動揺情報および前記可制御性評価装置へ提供すべき前記影響の情報のうちの少なくとも一方を生成し、該生成した情報を該当する装置へ出力する系統シミュレーション装置をさらに備える構成としてもよい。
【００１５】
また、上記実施態様の系統安定化制御パラメータ決定装置においては、前記制御チューニング装置によって決定された安定化装置の制御パラメータまたは制御構成を、オペレータにわかるように表示あるいは告知する監視装置を備える構成としてもよい。
【００１６】
また、上記実施態様の系統安定化制御パラメータ決定装置においては、前記電力系統の構成または状態を変更する場合、前記制御チューニング装置によって決定された前記安定化装置の制御パラメータまたは制御構成の情報に応じて、当該安定化装置の制御装置の変更、予め用意しておいた制御パラメータおよび制御構成のいずれかに対応する安定化装置の制御装置への変更、および、該当する制御装置への入力信号の変更のうちのいずれかを選択する構成としてもよい。
【００１７】
前記制御チューニング装置によって決定された安定化装置の制御パラメータまたは制御構成の情報とは、例えば、フィルタや位相補償ブロックの構成、または、各構成の時定数やゲインである。
【００１８】
より具体的に例えば、前記制御チューニング装置は、安定化装置の制御入力信号に含まれる動揺モードの大きさ、位相および減衰率のうち少なくとも一つに関する情報と、安定化装置の制御量に対する系統内の発電機の出力変化感度情報と、系統内の発電機の動揺モードの位相情報と、系統内の発電機の慣性定数または慣性の大きさを表す情報とを用いて、安定化装置の制御装置の位相補償量を決定する。
【００１９】
なお、前記制御チューニング装置で安定化装置の制御装置の位相補償量を決定する場合、例えば、電力系統内の発電機の周波数偏差情報、角速度変化情報、位相角変化情報、有効出力変化情報のいずれか少なくとも一つと、電力系統内の母線電圧周波数偏差情報または線路有効電力変化情報の少なくとも一方とを用いる構成としてもよい。
【００２０】
前記可観測性評価装置は、例えば、Ｐｒｏｎｙ解析手法またはＳｔｅｉｇｌｉｔｚ−ＭｃＢｒｉｄｅ法によって、動揺モードの位相、振幅および減衰率のいずれかを求める。
【００２１】
また、上記実施態様の系統安定化制御パラメータ決定装置において、前記系統情報管理装置が電力系統に外乱が発生した場合に外乱直前の系統情報を前記系統シミュレーション装置に提供し、それをもとに前記系統シミュレーション装置が実際の現象よりも早くシミュレーションによって系統の応動を予測し、その結果をもとに前記可観測性評価装置によって動揺モードの分析を行ない、その結果をもとに前記制御チューニング装置によって安定化装置の制御パラメータまたは制御構成を決定する構成としてもよい。
【００２２】
ここで、本発明の系統安定化制御パラメータ決定装置および方法が対象とする安定化装置とは、例えば、電力系統と有効電力または無効電力授受を行なう装置、線路に直列に挿入されたインピーダンスや母線電圧位相を調整する装置、および、発電機の励磁電圧を制御する装置のいずれかである。
【００２３】
本発明によれば、電力系統の動揺情報と、安定化装置が電力系統に与える影響の情報とを用いて、安定化装置の制御パラメータまたは制御構成を決定することで、最低限の制御入力信号によって、系統の動揺を効果的に抑制する制御系を設計することが可能となる。
【００２４】
また、本発明によれば、提供される動揺情報を用いて動揺モード情報を求める可観測性評価装置と、安定化装置の制御に対する感度情報を求める可制御性評価装置と、前記動揺モード情報および感度情報を用いて前記制御パラメータまたは制御構成を決定する制御チューニング装置とを備えることで、最低限の制御入力信号によって、系統の動揺を効果的に抑制する制御系を設計することが可能となる。
【００２５】
また、制御チューニング装置によって決定された安定化装置の制御パラメータまたは制御構成を、オペレータにわかるように表示または告知する監視装置を備えることで、オペレータに制御構成や制御パラメータに関する知見を与えることが可能となる。
【００２６】
また、前記電力系統の構成または状態を変更する場合、前記制御チューニング装置によって決定された前記安定化装置の制御パラメータまたは制御構成の情報に応じて、当該安定化装置の制御装置の変更、予め用意しておいた制御パラメータおよび制御構成のいずれかに対応する安定化装置の制御装置への変更、および、該当する制御装置への入力信号の変更のうちのいずれかを選択することで、系統の状態に適応した制御構成および制御パラメータの提供が可能となる。
【００２７】
また、制御チューニング装置によって決定された安定化装置の制御パラメータまたは制御構成の情報を、フィルタまたは位相補償ブロックの構成、または、各構成の時定数またはゲインとすることで、系統の動揺を効果的に抑制する制御系を設計することが可能となる。
【００２８】
また、制御チューニング装置は、安定化装置の制御入力信号に含まれる動揺モードの大きさ、位相および減衰率の少なくとも一つに関する情報と、安定化装置の制御量に対する系統内の発電機の出力変化感度情報と、系統内の発電機の動揺モードの位相情報と、系統内の発電機の慣性定数または慣性の大きさを表す情報を用いて、安定化装置の制御装置の位相補償量を決定することで、最低限の制御入力信号によって系統の動揺を効果的に抑制する制御系を設計することが可能となる。
【００２９】
また、制御チューニング装置が前記位相補償量を決定する場合に、電力系統内の発電機の周波数偏差情報、角速度変化情報、位相角変化情報および有効出力変化情報のいずれかと、電力系統内の母線電圧周波数偏差情報または線路有効電力変化情報のいずれかとを用ることで、最低限の制御入力信号によって、系統の動揺を効果的に抑制する制御系を設計することが可能となる。
【００３０】
また、可観測性評価装置は、Ｐｒｏｎｙ解析手法またはＳｔｅｉｇｌｉｔｚ−ＭｃＢｒｉｄｅ法によって動揺モードの位相、振幅、減衰率を求めることで、適切に動揺モード分析を行なうことが可能となる。
【００３１】
また、系統情報管理装置は系統に外乱が発生した場合に外乱直前の系統情報を系統シミュレーション装置に提供し、それをもとに系統シミュレーション装置は実際の現象よりも早くシミュレーションによって系統の応動を予測し、その結果をもとに可観測性評価装置によって動揺モードの分析を行ない、その結果をもとに制御チューニング装置によって安定化装置の制御パラメータまたは制御構成を決定することで、系統故障が発生した後にその系統状態に最も適した制御構成で系統の動揺を抑制することが可能となる。
【００３２】
また、本発明の対象となる安定化装置を、系統と有効電力または無効電力授受を行なう装置、線路に直列に挿入されたインピーダンスや母線電圧位相を調整する装置、および、発電機の励磁電圧を制御する装置のいずれかとすることで、最低限の制御入力信号によって系統の動揺を効果的に抑制する系統安定化装置を提供することが可能となる。
【００３３】
【発明の実施の形態】
以下、本発明の実施の形態を図面を参照して説明する。
【００３４】
本発明を系統安定化装置（ＰＳＳ）１１と直流送電システム１２と電力貯蔵装置１３で構成した場合の構成例を図１に示す。以下、本発明による系統安定化制御パラメータ決定装置１の一実施形態を図１を参照して説明する。
【００３５】
本実施形態の系統安定化制御パラメータ決定装置１は、制御チューニング装置２０、監視装置２１、可観測性評価装置２２、可制御性評価装置２３、系統情報管理装置２４、および系統シミュレーション装置２５を備えている。
【００３６】
ここで、制御チューニング装置２０、可観測性評価装置２２および可制御性評価装置２３のそれぞれは、例えば、ＣＰＵとメモリを備える計算機およびその上で動作するプログラムとして構成する。前記プログラムは、例えば、記憶媒体に記憶しておき、記憶媒体読込装置等で計算機に読み込む構成としてもよい。
【００３７】
なお、本実施形態では、可観測性評価装置２２、可制御性評価装置２３へ供給すべき動揺情報、系統情報を、系統情報管理装置２４および系統シミュレーション装置２５から供給する構成としている。しかし、上記動揺情報および系統情報が外部からの入力を受けることができる場合、あるいは、系統情報管理装置２４および系統シミュレーション装置２５のうちのいずれか一方から得られる場合には、それに応じて不必要となる系統情報管理装置２４および系統シミュレーション装置２５のいずれか一方あるいは両方を除く構成としてもよい。
【００３８】
本実施形態において、直流送電システム１２と電力貯蔵装置１３は発電機１４、負荷１５、送電線１６等で構成される電力系統に接続されている。
【００３９】
前記電力系統は、一般になんらかの外乱、例えば送電線への落雷事故などによって、例えば発電機１４の回転数が変動し、それに伴って発電機出力、母線電圧、周波数、線路潮流等が振動する。ここではこのような電力系統に発生する振動現象を電力系統の動揺と表記し、またそれらの動揺の様子を表す情報を電力系統の動揺情報と表記する。
【００４０】
系統安定化装置（ＰＳＳ）１１は、発電機１４に設置され、発電機１４の動揺を抑制するように発電機の励磁電圧を調整する。直流システム１２と電力系統の間にやり取りされる電力の一部は、直流モジュレーション装置（ＤＣ−ＰＳＳ）１７によって制御され、電力系統の電力動揺を抑制するように働く。電力貯蔵装置１３の出力は出力制御装置１８によって電力系統の電力動揺を抑制するように制御される。出力制御装置１８の出力信号は、検出装置１９によって検出された送電線１６の電力偏差△Ｐや周波数偏差△ｆをもとにして作成される。
【００４１】
本実施形態においては、これら系統安定化装置１１、直流送電システム１２、電力貯蔵装置１３の出力制御装置１８の制御パラメータまたは制御構成の少なくとも一部を、本発明を適用した系統安定化制御パラメータ決定装置１の制御チューニング装置２０によってセットする。
【００４２】
制御チューニング装置２０は、系統情報管理装置２４によって与えられる線路インピーダンスや発電機運転状態などの系統構成または現在の系統情報や、可観測性評価装置２２によって与えられる系統の動揺モード分析結果情報や、可制御性評価装置２３によって与えられる電力貯蔵装置１３等の制御量に対する発電機出力変化感度情報を基に、電力貯蔵装置１３の出力制御装置１８の制御入力を選定したり、制御パラメータを設定したりする。ここで、動揺モードとは、系統の動揺に含まれるある周波数または周期の振動成分のことを表す。
【００４３】
可観測性評価装置２２および可制御性評価装置２３の処理機能についての説明は後述する。
【００４４】
系統情報管理装置２４は、可観測性評価装置２２に対して、発電機や線路電力や母線電圧周波数の動揺等の検出値などの電力系統の動揺情報を与える。また、系統情報管理装置２４は、可制御性評価装置２３に対して、電力貯蔵装置１３の出力変化に対する発電機の出力変化感度等の、安定化装置が電力系統に与える影響の情報を与える。ここでは、安定化装置が電力系統に与える影響の情報のことを感度情報とも表記する。
【００４５】
系統シミュレーション装置２５は、系統情報管理装置２４によって与えられる線路インピーダンスや発電機定数、発電機出力などの系統情報を基にして、線路地絡故障等の外乱を想定した時間軸シミュレーションを行ない、計算結果から発電機や線路電力や母線電圧周波数の動揺等の検出値などの系統の動揺情報や、電力貯蔵装置１３の出力変化に対する発電機の出力変化感度などの情報を、可観測性評価装置２２および可制御性評価装置２３に与える。
【００４６】
すなわち、系統情報管理装置２４は現実の系統から得られた検出値を基にした動揺および感度情報を可観測性評価装置２２および可制御性評価装置２３に与え、一方、系統シミュレーション装置２５は計算機などによる時間軸シミュレーションを用いた想定故障計算結果を基にした動揺情報および感度情報を可観測性評価装置２２および可制御性評価装置２３に与える。
【００４７】
監視装置２１は、これらの制御チューニングに必要となる情報や、選定された制御入力情報や制御パラメータ情報を表示する。オペレータが監視装置２１の情報を見ることで、系統の電力動揺の様子や、制御チューニングの効果などを監視することが可能となる。
【００４８】
ここで、系統安定化装置１１、直流送電システム１２、電力貯蔵装置１３の出力制御装置１８の制御パラメータは、制御チューニング装置２０がセットするとしたが、代りに監視装置２１に表示される値を見て、オペレータが入力する値に従って制御パラメータを設定する構成としてもよい。
【００４９】
また、制御パラメータをチューニングする対象として系統安定化装置１１と直流送電システム１２と電力貯蔵装置１３を想定したが、この他に無効電力を制御可能とする無効電力補償装置や、インピーダンスを制御可能とするサイリスタ制御直列コンデンサや、位相制御を可能とする位相調整器などの、系統のパラメータを制御して電力動揺を抑制することを可能とする装置であれば、本発明はいずれにも適用可能である。
【００５０】
また、系統情報管理装置２４は系統に外乱が発生した場合に外乱直前の系統情報をシミュレーション装置２５に提供し、それをもとに系統シミュレーション装置２５による実際の現象よりも早くシミュレーションを行ない系統の応動を予測し、その結果によって可観測性評価装置２２によって動揺モードの分析を行ない、その結果をもとに制御チューニング装置２０によって電力貯蔵装置１３の出力制御装置１８の制御パラメータまたは制御構成を決定してもよい。
【００５１】
系統情報管理装置２４の詳細構成の一例を図２に示す。
【００５２】
本例の系統情報管理装置２４は、系統設備データベース１１２、オンライン情報データベース１１３、観測値記録データベース１１４等のデータベースと、それらの情報入出力処理を行うコンピュータ等で構成される処理装置１１１とで構成される。処理装置１１１と各データベースは情報伝送路１１５で接続される。
【００５３】
各データベースは次のような情報を格納する。系統設備データベース１１２は、発電機定数、送電線定数、線路接続状態などの系統構成情報等を格納する。オンライン情報データベース１１３は、発電機出力、遮断器や開閉器のＯＮ−ＯＦＦ状態、シャントキャパシタやシャントリアクトルの投入量、直流連系システムの直流電力量、電力貯蔵装置の出力などの時々刻々変化する状態量の情報を格納する。観測値記録データベース１１４は、過去に発生した電力動揺の記録や、過去のステップ応答試験等の実績値の情報を格納する。
【００５４】
中央給電指令装置１１６や系統制御装置１１７などの実際の電力系統を制御している装置から、情報伝送路１１８および処理装置１１１を介して、前記データベースに各種情報が送られる。また、オペレータにより処理装置１１１から直接入力することで各種情報を前記データベースに送ってもよい。
【００５５】
処理装置１１１は、観測値記録データベース１１４の情報を可観測性評価装置２２や可制御性評価装置２３に送り、系統設備データベース１１２およびオンライン情報データベース１１３のデータを系統シミュレーション装置２５に送る。
【００５６】
本発明による系統安定化制御パラメータの制御方法の一例として、電力貯蔵装置１３の出力制御装置１８の制御パラメータを決定する処理例を、図３のフローチャートを参照して説明する。
【００５７】
本処理においては、最初、系統情報管理装置２４によって制御入力信号となる母線電圧周波数偏差や発電機の周波数偏差Δｆを検出、もしくは、系統シミュレーション装置２５によるシミュレーションによってこれらの信号すなわち周波数偏差の時系列データを求める。さらに、可観測性評価装置２２により周波数偏差の動揺モードを抽出し、各モードの位相と振幅を求める。さらに、可制御性評価装置２３により電力貯蔵装置１３の出力変化に対する発電機１４の出力変化感度を求める（ステップ２０１）。
【００５８】
次に、制御チューニング装置２０により、制御入力信号、位相補償制御量、発電機１４の動揺位相、電力貯蔵装置１３の制御感度情報から、安定化指標を算出する（ステップ２０２）。
【００５９】
このとき、最も安定化指標が大きい値となったときが、最も系統の電力動揺抑制効果が大きくなる。このため、仮定した位相補償制御量をパラメータとし、繰り返し計算で位相補償制御量を変更し、安定化指標が最大値となった場合の位相補償制御量を最適値φとする（ステップ２０３、２０４）。このようにして制御パラメータを得ることができる。
【００６０】
系統シミュレーション装置２５の構成の一例について詳細に示す。
【００６１】
本例の系統シミュレーション装置２５は、系統情報管理装置２４から渡される系統設備データベース１１２およびオンライン情報データベース１１３のデータをもとに時間軸シミュレーションを行う。
【００６２】
時間軸シミュレーションの方法は、一般的によく知られている実効値や瞬時値ベースの過渡安定度解析手法を用いればよい。実効値ベースのシミュレーション手法については例えば電気書院発行の「電力系統技術計算の応用」（新田目倖造著）に詳細が示されている。また、瞬時値ベースのシミュレーション手法についてはオーム社発行の「電力系統過渡解析論」（関根泰次著）に詳細が示されている。
【００６３】
これらの手法は、いずれも電力系統のインピーダンス行列や発電機の運動方程式から系統故障等の外乱時の様子を求める手法である。シミュレーションの結果として、想定した外乱に対する系統の時間応答が得られる。例えば、ある線路で地絡故障が発生した場合の各発電機の角速度変化の様子や各母線の電圧周波数偏差の様子が、時刻に対する値として得られる。
【００６４】
本例の系統シミュレーション装置２５では、まず系統に発生する頻度が高いかまたは系統の安定度を低下させるような外乱を設定し、その条件下で時間軸シミュレーションを行い、その結果の時間波形情報を可観測性評価装置２２に伝える。ここで、外乱の設定はあらかじめオペレータがファイルに記述するなどして決定しておけばよい。
【００６５】
この他に、系統シミュレーション装置２５は、出力制御装置１８によって制御される系統安定化装置１１が系統に与える影響についても計算する。具体的には系統安定化装置１１が瞬間的に出力をある一定量変化させたときに、系統につながる各発電機の出力の変化量を求める。例えば、図１において電力貯蔵装置１３の出力する有効電力を微小量ステップ状に変化させ、その時の発電機１４の有効電力の変化量を求める。このときの値を可制御性評価装置２３に伝える。
【００６６】
なおここでは、電力貯蔵装置１３の有効電力を例としたが、それだけでなく、出力制御装置１８によって制御される系統安定化装置１１について、その装置の制御するパラメータを微小変化させた場合の、いずれのケースについてもシミュレーション可能な構成としてもよい。
【００６７】
系統シミュレーション装置２５は計算機およびその上で動作するプログラムとして構成してもよいし、電力系統を等価的に表すアナログシミュレータモデルで構成してもよい。すなわち電力系統の状態と想定される外乱条件から時間波形情報が得られるものであればよい。
【００６８】
可観測性評価装置２２で実施される、系統の動揺情報から動揺モードを抽出し、位相補償を行なう処理例を、図４を参照して説明する。
【００６９】
系統情報管理装置２４で検出した系統の母線周波数偏差△ｆｎから、可観測性評価装置２２でモード分析を行ない動揺モードを抽出し、該抽出した動揺モードについて振幅Ａ、位相Ψ、減衰係数Ｄを算出する。モード分析を行なった結果、元の△ｆｎから単一のモードのみからなる時系列情報△ｆｎ’が得られる。この信号を最適な位相補償量φだけずらし、電力貯蔵装置１３の出力指令値とすればよい。実際の位相補償は、例えば、後述する出力制御装置１８に含まれる位相補償装置７２（図１１）によって行うことができる。
【００７０】
上記モードの抽出は、後述のＰｒｏｎｙ解析手法をオンラインで実施してもよいし、フィルタによって制御対象とするモードを抽出してもよい。
【００７１】
可観測性評価装置２２による系統の動揺モードの分析は、例えばＰｒｏｎｙ解析手法を用いて行なえばよい。Ｐｒｏｎｙ解析手法の詳細は、例えば平成８年度電気学会電力技術・電力系統技術合同研究会資料ＰＥ−９６−７９の文献に記載されている。本解析手法を本発明に適用する場合の処理例について、図５を用いて概要を説明する。
【００７２】
系統から検出されるか、またはシミュレーション結果から得られた系統の母線電圧周波数変動△ｆには、一般的にいくつかの動揺モードが含まれている。Ｐｒｏｎｙ解析手法によって、図４に示すような△ｆの時系列データから、データに含まれる各動揺モードの初期位相、振幅、減衰率、周波数、周期等を近似的に求めることができる。
【００７３】
すなわち、図５に示すように、△ｆの時系列データ８１を解析処理への入力データとし、解析結果として各動揺モードの初期位相、振幅、減衰率、周波数、周期等の動揺モード情報データ８２を得ることができる。このようにして、可観測性評価装置２２では、各動揺モード情報を出力する。
【００７４】
ここでは、Ｐｒｏｎｙ解析で系統の動揺モード分析を行なうことを例に上げたが、各動揺モードの情報を抽出可能な手法であれば、他の方法を用いても構わない。例えば、Ｓｔｅｉｇｌｉｔｚ−ＭｃＢｒｉｄｅ法などを用いてもよい。Ｓｔｅｉｇｌｉｔｚ−ＭｃＢｒｉｄｅ法の詳細は電気学会論文誌電力・エネルギー部門誌、Ｖｏｌ．１１８−Ｂ、Ｎｏ．１、Ｐ５２の文献に記載されている。
【００７５】
Ｐｒｏｎｙ解析手法の詳細を示す。Ｐｒｏｎｙ解析法は、時系列データに含まれる振動モードを抽出し、振動周波数、減衰、振幅、位相を推定するものである。ノイズがない場合には、複数モードの振動を高精度で推定し再現する機能を持つ。Ｐｒｏｎｙ解析によるモード分析方法の概要を以下に示す。
【００７６】
まず、観測された信号ｙ（ｋ）， （ｋ＝１， ２， …， Ｎ−１）を
【００７７】
【数１】
【００７８】
【数２】
【００７９】
の形で推定することを考える。ただし、ｎはモードの数、Δｔはサンプリング間隔、λｉは固有値、Ｂｉは初期値である。Ｚｉは次に示すｎ次の多項式（特性方程式）の解として与えられる。
【００８０】
【数３】
【００８１】
一方、数１と数３とから多項式の係数ａ１〜ａｎは次式で表される。
【００８２】
【数４】
【００８３】
したがって、観測値から数４を作り、最小二乗法を用いて係数ａ１〜ａｎを求め、数３を解けば解Ｚｉが得られ、固有値λｉが算出できる。
【００８４】
次に数３から初期値Ｂｉについて次の関係が導出される。
【００８５】
【数５】
【００８６】
これから最小二乗法を用いて初期値Ｂｉが計算できる。固有値λｉが複素数（振動モード）の場合、初期値Ｂｉも複素数となり、その大きさが振幅、角度が初期位相となる。
【００８７】
可制御性評価装置２３は、シミュレーションによる感度解析を用いて、電力貯蔵装置１３などの制御対象とする装置の出力変化に対する発電機の出力変化感度情報を出力するものである。安定化装置１１が系統へ与える影響は、例えばこの感度情報を指標として測ることが可能となる。
【００８８】
感度の求め方の一例について図６を用いて説明する。制御対象を電力貯蔵装置１３の有効電力出力とした場合、電力貯蔵装置１３の設置候補母線３１に有効電力の微小変化を与え、その時の系統内の各発電機出力変化の大きさを求め、これを安定化効果の指標すなわち感度とする。
【００８９】
ここで、有効電力の微小変化を抵抗３２の挿入によって行うものとしても良く、もちろん実際に電力貯蔵装置１３について時間軸シミュレーションを行い、該シミュレーション結果から感度を求めてもよい。この感度が大きいほど動揺抑制対象とする発電機に対する安定化制御効果が大きい。
【００９０】
なお、本例では有効電力を制御する機器の場合の感度解析について示したが、その他の無効電力やインピーダンスなどのパラメータを制御する装置についても、同様に制御量の微小変化に対する発電機の出力変化を求めることで、感度を計算すればよい。さらにこの他にも、電気学会論文誌電力・エネルギー部門誌、Ｖｏｌ．１１５−Ｂ、Ｎｏ．９、Ｐ１０５４の文献に記載されている指標ＬＩＥＤを感度指標として用いても良い。
【００９１】
また、シミュレーションを実施する代りに、実際の系統おいて、例えば電力貯蔵装置などの有効電力を微小変化させた場合の発電機の出力変化を観測することで、感度情報を検出する構成としてもよい。
【００９２】
次に、本発明による制御パラメータをチューニングする具体的な方法の一例として、制御チューニング装置２０で実施される処理の流れの一例を図７を用いて説明する。
【００９３】
以下、系統安定化装置１１、電力貯蔵装置１２、直流送電システム１３などの制御対象となる装置をまとめて安定化装置と記述する。
【００９４】
本処理では最初、ＮＤ個ある安定化装置の１台を評価対象に選ぶ。これを図中では添え字ｉで表す（ステップ５０１、５０２）。また、ＮＵ個ある制御入力信号候補のいずれかを選択する。これを図中では添え字ｋで表す。制御入力信号ｋの動揺モードの大きさＡｋおよび動揺の位相ψｋは可観測性評価装置２２によって与えられる（ステップ５０３、５０４）。
【００９５】
次に安定化装置の位相補償制御量φを選択する（ステップ５０５、５０６）。φの値をパラメータとして評価を行なうのであるが、φは連続量なので、いくつかのφの候補を選び、それについて評価を行なえばよい。例えばφの候補を−１８０°から１８０゜の間を１゜刻みの離散値の値をとるようにし、各々のφの値に対して指標を計算し評価を行なう。ここでは、このようにして選んだ位相補償制御量をφとして表す。
【００９６】
つぎに、発電機jについて安定化装置の制御の影響を評価する。まず、発電機jのエネルギー感度△Ｅijを、例えば数６に示すように安定化装置iの制御量に対する発電機jの感度△Ｐgijと発電機jの慣性定数Ｍjから求める（ステップ５０７〜５０９）。
【００９７】
【数６】
【００９８】
次に、発電機jの制御指標αikjを、例えば数７に示すように発電機jのエネルギー感度△Ｅij、動揺モードの大きさＡk、位相ψk、安定化装置の位相補償制御量φ、発電機jの動揺の位相θjから計算する（ステップ５１０）。
【００９９】
【数７】
【０１００】
この制御指標αｉｋｊを全ての発電機について求めた後に、全ての発電機のαｉｋｊの総和を求め、これを系統の安定化を示す指標となる制御効果指標αｉｋとする（ステップ５１１、５１２）。
【０１０１】
位相補償制御量φを、例えば−１８０゜から１８０゜の範囲で１゜ずつ変えながら、制御効果指標αｉｋが最大となる点を求め、その時のパラメータを求める（ステップ５１３、５１４）。
【０１０２】
このようにして、入力信号ｋを用いて安定化装置ｉを制御する場合の最適な位相補償制御量φと、その場合の制御効果指標αｉｋが得られる。
【０１０３】
制御入力信号候補が複数ある場合は、各制御入力信号候補について、制御効果指標αｉｋを求め、最も制御効果の大きい制御入力信号を使用することとすればよい。
【０１０４】
このように、本発明を用いることでより効果的な制御入力信号の選択を行なうことが可能となる。
【０１０５】
また、安定化装置が複数設置されていたり、系統への接続点の候補がいくつかあった場合には、各安定化装置または接続点について、最適な位相補償制御量φと制御効果指標αｉｋを求めればよい。そして、複数箇所の安定化装置を同時に運転してもよいし、最も制御効果の大きい制御装置のみ運転することとしてもよい。
【０１０６】
入力信号の選定では、制御対象モード以外の信号が多く含まれているとフィルタ等で取り除けなかった制御対象ではないモードがノイズとなる可能性があるため、制御効果指標αｉｋを元に選択する方法の他に、制御対象と考えていないモードが最も現れていない信号を選択する方法でも良い。また、制御を行わない場合に動揺が最も長く続くような信号を、制御時には入力信号として用いることが望ましいため、制御対象のモードの減衰率が小さく動揺のダンピングが悪い信号を選択する方法でも良い。
【０１０７】
図８は、上記図７において位相補償制御量φを変えながら制御効果指標αｉｋが最大となる点を求める一例を説明する図である。
【０１０８】
ここでは、入力信号ｋを用いて安定化装置ｉを制御する場合の、最適な位相補償制御量φと、その場合の制御効果指標αｉｋを求める場合を示す。位相補償制御量φを、例えば−１８０゜から１８０゜の範囲で変えながら制御効果指標αｉｋをプロットしたものがグラフ６１となる。このグラフ６１から、制御効果指標αｉｋが最大となる点は、本図にも示すように、位相補償制御量φが最適値と示す値であることが容易にわかる。
【０１０９】
このようにして、最適な位相補償制御量φと、その場合の制御効果指標αｉｋが得られる。
【０１１０】
制御チューニング装置２０の入出力データの例について、図９および図１０を用いて説明する。
【０１１１】
制御チューニング装置２０の入力データの例を図９に示す。本例において、制御入力信号データ９１として各安定化装置について入力信号候補毎にその動揺モードの大きさと位相を必要とする。動揺モードの大きさと位相は、制御入力信号データと同様に、可観測性評価装置２２によって与えられる。
【０１１２】
また、発電機情報データ９２として、各発電機毎に発電機慣性定数Ｍと発電機の動揺モードの大きさと位相を必要とする。発電機慣性定数Ｍは系統情報管理装置２４によって与えられる。
【０１１３】
さらに、発電機感度情報データ９３として、各安定化装置について発電機毎の発電機感度Ｐｇが必要とされる。発電機感度Ｐｇは可制御性評価装置２３によって与えられる。
【０１１４】
制御チューニング装置２０の出力データの例を図１０に示す。
【０１１５】
チューニング結果出力データ１０１としては、位相補償量φに対する制御効果指標αの値が制御チューニング装置２０に備えられた記憶装置に蓄えるか、または監視装置２１の画面に表示する。同様に最適チューニング結果出力データ１０２としては、各安定化装置について、最適制御指標αを最大とする制御入力信号と最適位相補償量φを、制御チューニング装置２０に備えられた記憶装置に蓄えるか、または監視装置２１の画面に表示する。
【０１１６】
さらにまた、表示された最適位相補償量φに応じてオペレータが決定したパラメータの値を受け付け、入力すべき安定化装置の出力制御装置１８のパラメータの変更を行う構成としてもよい。
【０１１７】
さらに、監視装置２１には、決定された最適値だけではなく、上記図６のグラフや、最適値の次に効果のあるパラメータの組み合わせ候補等を併せて示す構成としてもよい。
【０１１８】
本発明の制御対象となる安定化装置における制御の具体的な構成例を図１１に示す。
【０１１９】
本例では安定化装置として電力貯蔵装置１３を用いている。電力貯蔵装置１３の出力制御装置１８は、系統の複数箇所の母線電圧周波数偏差を入力として選択することを可能とし、電力貯蔵装置１３の有効電力出力量を制御する。
【０１２０】
本例において、入力信号は、周波数偏差検出装置７５によって検出された信号をゲインブロック７８に通した信号を入力としてもよく、または、周波数偏差検出装置７４によって検出された信号をゲインブロック７７に通した信号と周波数偏差検出装置７６によって検出された信号をゲインブロック７９に通した信号の和を用いてもよい。これら、どちらの信号を用いるかは制御チューニング装置２０の指令によって決定されるものとする。
【０１２１】
出力制御装置１８は、例えば本図に示されるように、フィルタブロック７１、位相補償ブロック７２、ゲインブロック７３によって構成される。フィルタブロック７１は、制御対象とする動揺モード以外のモードのゲインを下げる。具体的にはフィルタブロックの時定数Ｔ３を調整すればよい。また、位相補償ブロック７２によって制御対象とする動揺モードの周波数で所望の位相補償を行なう。具体的には位相補償ブロック７２の時定数Ｔ１、Ｔ２を調整すればよい。位相補償ブロック７３の出力は、ゲインを掛けた後、電力貯蔵装置１３の出力基準値Ｐ０に加えられる。
【０１２２】
例えば、周波数ｆｘで振動する動揺モードを抑制するために、制御チューニング装置２０から入力信号選択指令と位相補償量φが指示された場合を考える。この場合、入力信号は指令にしたがってスイッチで切り替える。また、位相補償量φの指令に対しては、フィルタ７１および位相補償ブロック７２の時定数Ｔ１、Ｔ２、Ｔ３を調整し、周波数ｆｘで位相補償量がφとなるような時定数に設定する。各時定数の決定は、あらかじめ周波数と位相補償量を実現する時定数の組をテーブルとして持っておけばよい。
【０１２３】
または、各時定数の組み合わせを作成し、各組み合わせに対してボード線図を計算し、所望の位相補償量となるような時定数の組み合わせを探す方法で決定してもよい。その結果決定された時定数を位相補償ブロック等の時定数として設定すればよい。さらにまた、フィルタ７１、位相補償ブロック７２、ゲイン７３は時定数を調整可能な電子回路として構成してもよいし、マイコン上で動作するソフトウェアとして構成してもよい。
【０１２４】
このような構成とすることで、制御チューニング装置２０の指令によって制御入力の選定指令や制御パラメータの変更によって、動揺抑制に効果的な制御系を構成することが可能となる。
【０１２５】
【発明の効果】
本発明によれば、動揺モード分析による可観測性の評価と、感度解析による可制御性評価をもとにして、安定化装置の制御構成およびパラメータ決定を行なうことで、最低限の制御入力信号によって、系統の動揺を効果的に抑制する制御系の実現が可能となる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明を適用した系統安定化制御パラメータ決定装置の構成を示すブロック図。
【図２】系統情報管理装置の構成例を示すブロック図。
【図３】本発明を適用した系統安定化制御パラメータ決定方法の一例を示す流れ図。
【図４】動揺モード抽出と位相補償の概念を示す説明図。
【図５】Ｐｒｏｎｙ解析入力データおよび結果データの例を示す説明図。
【図６】感度解析方法の一例を示す説明図。
【図７】本発明を適用した系統安定化制御パラメータ決定方法の一例を示す流れ図。
【図８】制御効果指標αｉｋが最大となる点を求める方法の説明するためのグラフ。
【図９】制御チューニング装置の入力データの例を示す説明図。
【図１０】制御チューニング装置の出力データの例を示す説明図。
【図１１】本発明を適用した電力系統安定化装置の構成の例を示すブロック図。
【符号の説明】
１１ 系統安定化装置
１２ 直流送電システム
１３ 電力貯蔵装置
１４ 発電機
１５ 負荷
１６ 線路
１７ 直流モジュレーション装置
１８ 出力制御装置
１９ 検出装置
２０ 制御チューニング装置
２１ 監視装置
２２ 可観測性評価装置
２３ 可制御性評価装置
２４ 系統情報管理装置
２５ 系統シミュレーション装置
３１ 設置候補母線
３２ 抵抗
６１ 制御効果指標グラフ
７１ フィルタブロック
７２ 位相補償ブロック
７３ ゲインブロック
７４ 周波数偏差検出装置
７５ 周波数偏差検出装置
７６ 周波数偏差検出装置
７７ ゲインブロック
７８ ゲインブロック
７９ ゲインブロック
８１ 時系列データ
８２ 動揺モード情報データ
９１ 制御入力信号データ
９２ 発電機情報データ
９３ 発電機感度情報データ
１０１ チューニング結果出力データ
１０２ 最適チューニング結果出力データ
１１１ 処理装置
１１２ 系統設備データベース
１１３ オンライン情報データベース
１１４ 観測値記録データベース
１１５ 情報伝送路
１１６ 中央給電指令装置
１１７ 系統制御装置
１１８ 情報伝送路。
【発明の属する技術分野】
本発明は、電力系統に設置された安定化装置を制御する制御装置のパラメータや構成を決定およびそれをユーザに示すことで、電力系統の安定度を向上させることを可能とする系統安定化制御パラメータ決定装置に関する。
【０００２】
【従来の技術】
交流電力系統の動揺を抑制するために、系統のさまざまなパラメータを制御する安定化装置が検討されている。例えば、電力貯蔵装置を系統に設置して系統と有効電力や無効電力の授受をおこなったり、可変インピーダンス型の直列コンデンサのインピーダンスを変化させることで、系統の動揺の減衰を早めることが可能となる。
【０００３】
これらの系統安定化装置が有効に働くためには、系統の動揺に応じて変化する信号、例えば線路潮流や周波数偏差を検出し、その信号に応じて制御を行うことが必要となる。
【０００４】
このような制御においては、制御対象となる系統から検出する信号のどれを使い、またその信号に応じていかに制御するか、すなわち制御パラメータをどう設定するかによってその動揺抑制効果が異なってくる。このため系統安定化装置の制御方法の検討や、制御パラメータの決定手法についても検討されてきた。
【０００５】
例えば、電気学会論文誌電力・エネルギー部門誌、Ｖｏｌ．１１３−Ｂ、Ｎｏ．３、Ｐ２０３の文献では、複数の遠方地点の発電機角速度偏差△ωの動揺信号に感度で重み付けして総和をとり、制御入力とする手法が示されている。この手法を便宜上、手法１と呼ぶ。
【０００６】
また、固有値感度を指標とし、繰り返し計算で制御パラメータを更新して最適な制御パラメータを求める手法も知られている。この手法を便宜上、手法２と呼ぶ。
【０００７】
【発明が解決しようとする課題】
上記従来技術の手法１では、時々刻々と変化する系統の観測値、たとえば発電機角速度偏差を常時制御入力とする必要がある。このような制御入力信号に検出や伝送等による遅れが生じると、安定化装置の制御効果が低減することになる。上記手法１では、一般に制御入力として複数の遠方地点の入力信号を常時使用して制御を行なう必要があるために高速な信号伝送設備が必要であったり、また伝送遅れの影響で制御性能が低下したり、多くの入力信号を使用するために信頼性が低下するという問題点があった。
【０００８】
また上記従来技術の手法２では、固有値感度を求めるために固有値計算が必要となり、系統及び安定化装置の線形化モデルを用意する必要があった。また、制御パラメータの選択や調整には試行錯誤が必要であり、専門家が繰り返し固有値計算を行わなければならない問題点があった。このように、上記手法２では、安定化装置の制御パラメータを決定するために、膨大な固有値計算を専門家が行う必要があり、制御パラメータを設定するために相当な時間が必要とされていた。
【０００９】
本発明の目的は、以上のような従来方式の問題点を解決し、安定化装置の制御を行なう制御系の制御パラメータを適切かつ高速に設定することを可能とする系統安定化制御パラメータ決定装置および方法を提供することにある。
【００１０】
より具体的には、上記制御パラメータを例えば最低一つの入力信号によって適切かつ高速に設定することを可能とする系統安定化制御パラメータ決定装置および方法を提供することを本発明の目的とする。
【００１１】
【課題を解決するための手段】
上記目的を達成するために本発明の系統安定化制御パラメータ決定装置および方法は、一実施態様において、電力系統の構成または状態を変更することを可能とする安定化装置が接続された電力系統において、該電力系統の動揺情報と、前記安定化装置が電力系統に与える影響の情報を用いて、前記安定化装置の制御パラメータまたは制御構成を決定することを特徴とする。
【００１２】
また、上記目的を達成するために本発明の系統安定化制御パラメータ決定装置は、他の実施態様において、安定化装置が接続された電力系統の動揺情報を用いて動揺モード情報、例えば動揺モードの振幅、位相、減衰率を求める可観測性評価装置と、前記安定化装置の制御に対する電力系統の感度情報、例えば系統内の発電機の出力変化感度を求める可制御性評価装置と、前記可観測性評価装置によって提供される動揺モード情報および前記可制御性評価装置によって提供される感度情報を用いて安定化装置の制御パラメータまたは制御構成を決定する制御チューニング装置とを備えることを特徴とする。
【００１３】
ここで、上記実施態様の系統安定化制御パラメータ決定装置においては、前記安定化装置が接続された電力系統の状態、構成および構成要素の少なくとも一つに関する情報を取得し、前記可観測性評価装置へ提供すべき前記動揺情報および前記可制御性評価装置へ提供すべき前記影響の情報のうちの少なくとも一方を生成し、該生成した情報を該当する装置へ出力する系統情報管理装置を備える構成としてもよい。
【００１４】
さらに、上記実施態様の系統安定化制御パラメータ決定装置においては、前記系統情報に基づいてシミュレーションを実施し、前記可観測性評価装置へ提供すべき前記動揺情報および前記可制御性評価装置へ提供すべき前記影響の情報のうちの少なくとも一方を生成し、該生成した情報を該当する装置へ出力する系統シミュレーション装置をさらに備える構成としてもよい。
【００１５】
また、上記実施態様の系統安定化制御パラメータ決定装置においては、前記制御チューニング装置によって決定された安定化装置の制御パラメータまたは制御構成を、オペレータにわかるように表示あるいは告知する監視装置を備える構成としてもよい。
【００１６】
また、上記実施態様の系統安定化制御パラメータ決定装置においては、前記電力系統の構成または状態を変更する場合、前記制御チューニング装置によって決定された前記安定化装置の制御パラメータまたは制御構成の情報に応じて、当該安定化装置の制御装置の変更、予め用意しておいた制御パラメータおよび制御構成のいずれかに対応する安定化装置の制御装置への変更、および、該当する制御装置への入力信号の変更のうちのいずれかを選択する構成としてもよい。
【００１７】
前記制御チューニング装置によって決定された安定化装置の制御パラメータまたは制御構成の情報とは、例えば、フィルタや位相補償ブロックの構成、または、各構成の時定数やゲインである。
【００１８】
より具体的に例えば、前記制御チューニング装置は、安定化装置の制御入力信号に含まれる動揺モードの大きさ、位相および減衰率のうち少なくとも一つに関する情報と、安定化装置の制御量に対する系統内の発電機の出力変化感度情報と、系統内の発電機の動揺モードの位相情報と、系統内の発電機の慣性定数または慣性の大きさを表す情報とを用いて、安定化装置の制御装置の位相補償量を決定する。
【００１９】
なお、前記制御チューニング装置で安定化装置の制御装置の位相補償量を決定する場合、例えば、電力系統内の発電機の周波数偏差情報、角速度変化情報、位相角変化情報、有効出力変化情報のいずれか少なくとも一つと、電力系統内の母線電圧周波数偏差情報または線路有効電力変化情報の少なくとも一方とを用いる構成としてもよい。
【００２０】
前記可観測性評価装置は、例えば、Ｐｒｏｎｙ解析手法またはＳｔｅｉｇｌｉｔｚ−ＭｃＢｒｉｄｅ法によって、動揺モードの位相、振幅および減衰率のいずれかを求める。
【００２１】
また、上記実施態様の系統安定化制御パラメータ決定装置において、前記系統情報管理装置が電力系統に外乱が発生した場合に外乱直前の系統情報を前記系統シミュレーション装置に提供し、それをもとに前記系統シミュレーション装置が実際の現象よりも早くシミュレーションによって系統の応動を予測し、その結果をもとに前記可観測性評価装置によって動揺モードの分析を行ない、その結果をもとに前記制御チューニング装置によって安定化装置の制御パラメータまたは制御構成を決定する構成としてもよい。
【００２２】
ここで、本発明の系統安定化制御パラメータ決定装置および方法が対象とする安定化装置とは、例えば、電力系統と有効電力または無効電力授受を行なう装置、線路に直列に挿入されたインピーダンスや母線電圧位相を調整する装置、および、発電機の励磁電圧を制御する装置のいずれかである。
【００２３】
本発明によれば、電力系統の動揺情報と、安定化装置が電力系統に与える影響の情報とを用いて、安定化装置の制御パラメータまたは制御構成を決定することで、最低限の制御入力信号によって、系統の動揺を効果的に抑制する制御系を設計することが可能となる。
【００２４】
また、本発明によれば、提供される動揺情報を用いて動揺モード情報を求める可観測性評価装置と、安定化装置の制御に対する感度情報を求める可制御性評価装置と、前記動揺モード情報および感度情報を用いて前記制御パラメータまたは制御構成を決定する制御チューニング装置とを備えることで、最低限の制御入力信号によって、系統の動揺を効果的に抑制する制御系を設計することが可能となる。
【００２５】
また、制御チューニング装置によって決定された安定化装置の制御パラメータまたは制御構成を、オペレータにわかるように表示または告知する監視装置を備えることで、オペレータに制御構成や制御パラメータに関する知見を与えることが可能となる。
【００２６】
また、前記電力系統の構成または状態を変更する場合、前記制御チューニング装置によって決定された前記安定化装置の制御パラメータまたは制御構成の情報に応じて、当該安定化装置の制御装置の変更、予め用意しておいた制御パラメータおよび制御構成のいずれかに対応する安定化装置の制御装置への変更、および、該当する制御装置への入力信号の変更のうちのいずれかを選択することで、系統の状態に適応した制御構成および制御パラメータの提供が可能となる。
【００２７】
また、制御チューニング装置によって決定された安定化装置の制御パラメータまたは制御構成の情報を、フィルタまたは位相補償ブロックの構成、または、各構成の時定数またはゲインとすることで、系統の動揺を効果的に抑制する制御系を設計することが可能となる。
【００２８】
また、制御チューニング装置は、安定化装置の制御入力信号に含まれる動揺モードの大きさ、位相および減衰率の少なくとも一つに関する情報と、安定化装置の制御量に対する系統内の発電機の出力変化感度情報と、系統内の発電機の動揺モードの位相情報と、系統内の発電機の慣性定数または慣性の大きさを表す情報を用いて、安定化装置の制御装置の位相補償量を決定することで、最低限の制御入力信号によって系統の動揺を効果的に抑制する制御系を設計することが可能となる。
【００２９】
また、制御チューニング装置が前記位相補償量を決定する場合に、電力系統内の発電機の周波数偏差情報、角速度変化情報、位相角変化情報および有効出力変化情報のいずれかと、電力系統内の母線電圧周波数偏差情報または線路有効電力変化情報のいずれかとを用ることで、最低限の制御入力信号によって、系統の動揺を効果的に抑制する制御系を設計することが可能となる。
【００３０】
また、可観測性評価装置は、Ｐｒｏｎｙ解析手法またはＳｔｅｉｇｌｉｔｚ−ＭｃＢｒｉｄｅ法によって動揺モードの位相、振幅、減衰率を求めることで、適切に動揺モード分析を行なうことが可能となる。
【００３１】
また、系統情報管理装置は系統に外乱が発生した場合に外乱直前の系統情報を系統シミュレーション装置に提供し、それをもとに系統シミュレーション装置は実際の現象よりも早くシミュレーションによって系統の応動を予測し、その結果をもとに可観測性評価装置によって動揺モードの分析を行ない、その結果をもとに制御チューニング装置によって安定化装置の制御パラメータまたは制御構成を決定することで、系統故障が発生した後にその系統状態に最も適した制御構成で系統の動揺を抑制することが可能となる。
【００３２】
また、本発明の対象となる安定化装置を、系統と有効電力または無効電力授受を行なう装置、線路に直列に挿入されたインピーダンスや母線電圧位相を調整する装置、および、発電機の励磁電圧を制御する装置のいずれかとすることで、最低限の制御入力信号によって系統の動揺を効果的に抑制する系統安定化装置を提供することが可能となる。
【００３３】
【発明の実施の形態】
以下、本発明の実施の形態を図面を参照して説明する。
【００３４】
本発明を系統安定化装置（ＰＳＳ）１１と直流送電システム１２と電力貯蔵装置１３で構成した場合の構成例を図１に示す。以下、本発明による系統安定化制御パラメータ決定装置１の一実施形態を図１を参照して説明する。
【００３５】
本実施形態の系統安定化制御パラメータ決定装置１は、制御チューニング装置２０、監視装置２１、可観測性評価装置２２、可制御性評価装置２３、系統情報管理装置２４、および系統シミュレーション装置２５を備えている。
【００３６】
ここで、制御チューニング装置２０、可観測性評価装置２２および可制御性評価装置２３のそれぞれは、例えば、ＣＰＵとメモリを備える計算機およびその上で動作するプログラムとして構成する。前記プログラムは、例えば、記憶媒体に記憶しておき、記憶媒体読込装置等で計算機に読み込む構成としてもよい。
【００３７】
なお、本実施形態では、可観測性評価装置２２、可制御性評価装置２３へ供給すべき動揺情報、系統情報を、系統情報管理装置２４および系統シミュレーション装置２５から供給する構成としている。しかし、上記動揺情報および系統情報が外部からの入力を受けることができる場合、あるいは、系統情報管理装置２４および系統シミュレーション装置２５のうちのいずれか一方から得られる場合には、それに応じて不必要となる系統情報管理装置２４および系統シミュレーション装置２５のいずれか一方あるいは両方を除く構成としてもよい。
【００３８】
本実施形態において、直流送電システム１２と電力貯蔵装置１３は発電機１４、負荷１５、送電線１６等で構成される電力系統に接続されている。
【００３９】
前記電力系統は、一般になんらかの外乱、例えば送電線への落雷事故などによって、例えば発電機１４の回転数が変動し、それに伴って発電機出力、母線電圧、周波数、線路潮流等が振動する。ここではこのような電力系統に発生する振動現象を電力系統の動揺と表記し、またそれらの動揺の様子を表す情報を電力系統の動揺情報と表記する。
【００４０】
系統安定化装置（ＰＳＳ）１１は、発電機１４に設置され、発電機１４の動揺を抑制するように発電機の励磁電圧を調整する。直流システム１２と電力系統の間にやり取りされる電力の一部は、直流モジュレーション装置（ＤＣ−ＰＳＳ）１７によって制御され、電力系統の電力動揺を抑制するように働く。電力貯蔵装置１３の出力は出力制御装置１８によって電力系統の電力動揺を抑制するように制御される。出力制御装置１８の出力信号は、検出装置１９によって検出された送電線１６の電力偏差△Ｐや周波数偏差△ｆをもとにして作成される。
【００４１】
本実施形態においては、これら系統安定化装置１１、直流送電システム１２、電力貯蔵装置１３の出力制御装置１８の制御パラメータまたは制御構成の少なくとも一部を、本発明を適用した系統安定化制御パラメータ決定装置１の制御チューニング装置２０によってセットする。
【００４２】
制御チューニング装置２０は、系統情報管理装置２４によって与えられる線路インピーダンスや発電機運転状態などの系統構成または現在の系統情報や、可観測性評価装置２２によって与えられる系統の動揺モード分析結果情報や、可制御性評価装置２３によって与えられる電力貯蔵装置１３等の制御量に対する発電機出力変化感度情報を基に、電力貯蔵装置１３の出力制御装置１８の制御入力を選定したり、制御パラメータを設定したりする。ここで、動揺モードとは、系統の動揺に含まれるある周波数または周期の振動成分のことを表す。
【００４３】
可観測性評価装置２２および可制御性評価装置２３の処理機能についての説明は後述する。
【００４４】
系統情報管理装置２４は、可観測性評価装置２２に対して、発電機や線路電力や母線電圧周波数の動揺等の検出値などの電力系統の動揺情報を与える。また、系統情報管理装置２４は、可制御性評価装置２３に対して、電力貯蔵装置１３の出力変化に対する発電機の出力変化感度等の、安定化装置が電力系統に与える影響の情報を与える。ここでは、安定化装置が電力系統に与える影響の情報のことを感度情報とも表記する。
【００４５】
系統シミュレーション装置２５は、系統情報管理装置２４によって与えられる線路インピーダンスや発電機定数、発電機出力などの系統情報を基にして、線路地絡故障等の外乱を想定した時間軸シミュレーションを行ない、計算結果から発電機や線路電力や母線電圧周波数の動揺等の検出値などの系統の動揺情報や、電力貯蔵装置１３の出力変化に対する発電機の出力変化感度などの情報を、可観測性評価装置２２および可制御性評価装置２３に与える。
【００４６】
すなわち、系統情報管理装置２４は現実の系統から得られた検出値を基にした動揺および感度情報を可観測性評価装置２２および可制御性評価装置２３に与え、一方、系統シミュレーション装置２５は計算機などによる時間軸シミュレーションを用いた想定故障計算結果を基にした動揺情報および感度情報を可観測性評価装置２２および可制御性評価装置２３に与える。
【００４７】
監視装置２１は、これらの制御チューニングに必要となる情報や、選定された制御入力情報や制御パラメータ情報を表示する。オペレータが監視装置２１の情報を見ることで、系統の電力動揺の様子や、制御チューニングの効果などを監視することが可能となる。
【００４８】
ここで、系統安定化装置１１、直流送電システム１２、電力貯蔵装置１３の出力制御装置１８の制御パラメータは、制御チューニング装置２０がセットするとしたが、代りに監視装置２１に表示される値を見て、オペレータが入力する値に従って制御パラメータを設定する構成としてもよい。
【００４９】
また、制御パラメータをチューニングする対象として系統安定化装置１１と直流送電システム１２と電力貯蔵装置１３を想定したが、この他に無効電力を制御可能とする無効電力補償装置や、インピーダンスを制御可能とするサイリスタ制御直列コンデンサや、位相制御を可能とする位相調整器などの、系統のパラメータを制御して電力動揺を抑制することを可能とする装置であれば、本発明はいずれにも適用可能である。
【００５０】
また、系統情報管理装置２４は系統に外乱が発生した場合に外乱直前の系統情報をシミュレーション装置２５に提供し、それをもとに系統シミュレーション装置２５による実際の現象よりも早くシミュレーションを行ない系統の応動を予測し、その結果によって可観測性評価装置２２によって動揺モードの分析を行ない、その結果をもとに制御チューニング装置２０によって電力貯蔵装置１３の出力制御装置１８の制御パラメータまたは制御構成を決定してもよい。
【００５１】
系統情報管理装置２４の詳細構成の一例を図２に示す。
【００５２】
本例の系統情報管理装置２４は、系統設備データベース１１２、オンライン情報データベース１１３、観測値記録データベース１１４等のデータベースと、それらの情報入出力処理を行うコンピュータ等で構成される処理装置１１１とで構成される。処理装置１１１と各データベースは情報伝送路１１５で接続される。
【００５３】
各データベースは次のような情報を格納する。系統設備データベース１１２は、発電機定数、送電線定数、線路接続状態などの系統構成情報等を格納する。オンライン情報データベース１１３は、発電機出力、遮断器や開閉器のＯＮ−ＯＦＦ状態、シャントキャパシタやシャントリアクトルの投入量、直流連系システムの直流電力量、電力貯蔵装置の出力などの時々刻々変化する状態量の情報を格納する。観測値記録データベース１１４は、過去に発生した電力動揺の記録や、過去のステップ応答試験等の実績値の情報を格納する。
【００５４】
中央給電指令装置１１６や系統制御装置１１７などの実際の電力系統を制御している装置から、情報伝送路１１８および処理装置１１１を介して、前記データベースに各種情報が送られる。また、オペレータにより処理装置１１１から直接入力することで各種情報を前記データベースに送ってもよい。
【００５５】
処理装置１１１は、観測値記録データベース１１４の情報を可観測性評価装置２２や可制御性評価装置２３に送り、系統設備データベース１１２およびオンライン情報データベース１１３のデータを系統シミュレーション装置２５に送る。
【００５６】
本発明による系統安定化制御パラメータの制御方法の一例として、電力貯蔵装置１３の出力制御装置１８の制御パラメータを決定する処理例を、図３のフローチャートを参照して説明する。
【００５７】
本処理においては、最初、系統情報管理装置２４によって制御入力信号となる母線電圧周波数偏差や発電機の周波数偏差Δｆを検出、もしくは、系統シミュレーション装置２５によるシミュレーションによってこれらの信号すなわち周波数偏差の時系列データを求める。さらに、可観測性評価装置２２により周波数偏差の動揺モードを抽出し、各モードの位相と振幅を求める。さらに、可制御性評価装置２３により電力貯蔵装置１３の出力変化に対する発電機１４の出力変化感度を求める（ステップ２０１）。
【００５８】
次に、制御チューニング装置２０により、制御入力信号、位相補償制御量、発電機１４の動揺位相、電力貯蔵装置１３の制御感度情報から、安定化指標を算出する（ステップ２０２）。
【００５９】
このとき、最も安定化指標が大きい値となったときが、最も系統の電力動揺抑制効果が大きくなる。このため、仮定した位相補償制御量をパラメータとし、繰り返し計算で位相補償制御量を変更し、安定化指標が最大値となった場合の位相補償制御量を最適値φとする（ステップ２０３、２０４）。このようにして制御パラメータを得ることができる。
【００６０】
系統シミュレーション装置２５の構成の一例について詳細に示す。
【００６１】
本例の系統シミュレーション装置２５は、系統情報管理装置２４から渡される系統設備データベース１１２およびオンライン情報データベース１１３のデータをもとに時間軸シミュレーションを行う。
【００６２】
時間軸シミュレーションの方法は、一般的によく知られている実効値や瞬時値ベースの過渡安定度解析手法を用いればよい。実効値ベースのシミュレーション手法については例えば電気書院発行の「電力系統技術計算の応用」（新田目倖造著）に詳細が示されている。また、瞬時値ベースのシミュレーション手法についてはオーム社発行の「電力系統過渡解析論」（関根泰次著）に詳細が示されている。
【００６３】
これらの手法は、いずれも電力系統のインピーダンス行列や発電機の運動方程式から系統故障等の外乱時の様子を求める手法である。シミュレーションの結果として、想定した外乱に対する系統の時間応答が得られる。例えば、ある線路で地絡故障が発生した場合の各発電機の角速度変化の様子や各母線の電圧周波数偏差の様子が、時刻に対する値として得られる。
【００６４】
本例の系統シミュレーション装置２５では、まず系統に発生する頻度が高いかまたは系統の安定度を低下させるような外乱を設定し、その条件下で時間軸シミュレーションを行い、その結果の時間波形情報を可観測性評価装置２２に伝える。ここで、外乱の設定はあらかじめオペレータがファイルに記述するなどして決定しておけばよい。
【００６５】
この他に、系統シミュレーション装置２５は、出力制御装置１８によって制御される系統安定化装置１１が系統に与える影響についても計算する。具体的には系統安定化装置１１が瞬間的に出力をある一定量変化させたときに、系統につながる各発電機の出力の変化量を求める。例えば、図１において電力貯蔵装置１３の出力する有効電力を微小量ステップ状に変化させ、その時の発電機１４の有効電力の変化量を求める。このときの値を可制御性評価装置２３に伝える。
【００６６】
なおここでは、電力貯蔵装置１３の有効電力を例としたが、それだけでなく、出力制御装置１８によって制御される系統安定化装置１１について、その装置の制御するパラメータを微小変化させた場合の、いずれのケースについてもシミュレーション可能な構成としてもよい。
【００６７】
系統シミュレーション装置２５は計算機およびその上で動作するプログラムとして構成してもよいし、電力系統を等価的に表すアナログシミュレータモデルで構成してもよい。すなわち電力系統の状態と想定される外乱条件から時間波形情報が得られるものであればよい。
【００６８】
可観測性評価装置２２で実施される、系統の動揺情報から動揺モードを抽出し、位相補償を行なう処理例を、図４を参照して説明する。
【００６９】
系統情報管理装置２４で検出した系統の母線周波数偏差△ｆｎから、可観測性評価装置２２でモード分析を行ない動揺モードを抽出し、該抽出した動揺モードについて振幅Ａ、位相Ψ、減衰係数Ｄを算出する。モード分析を行なった結果、元の△ｆｎから単一のモードのみからなる時系列情報△ｆｎ’が得られる。この信号を最適な位相補償量φだけずらし、電力貯蔵装置１３の出力指令値とすればよい。実際の位相補償は、例えば、後述する出力制御装置１８に含まれる位相補償装置７２（図１１）によって行うことができる。
【００７０】
上記モードの抽出は、後述のＰｒｏｎｙ解析手法をオンラインで実施してもよいし、フィルタによって制御対象とするモードを抽出してもよい。
【００７１】
可観測性評価装置２２による系統の動揺モードの分析は、例えばＰｒｏｎｙ解析手法を用いて行なえばよい。Ｐｒｏｎｙ解析手法の詳細は、例えば平成８年度電気学会電力技術・電力系統技術合同研究会資料ＰＥ−９６−７９の文献に記載されている。本解析手法を本発明に適用する場合の処理例について、図５を用いて概要を説明する。
【００７２】
系統から検出されるか、またはシミュレーション結果から得られた系統の母線電圧周波数変動△ｆには、一般的にいくつかの動揺モードが含まれている。Ｐｒｏｎｙ解析手法によって、図４に示すような△ｆの時系列データから、データに含まれる各動揺モードの初期位相、振幅、減衰率、周波数、周期等を近似的に求めることができる。
【００７３】
すなわち、図５に示すように、△ｆの時系列データ８１を解析処理への入力データとし、解析結果として各動揺モードの初期位相、振幅、減衰率、周波数、周期等の動揺モード情報データ８２を得ることができる。このようにして、可観測性評価装置２２では、各動揺モード情報を出力する。
【００７４】
ここでは、Ｐｒｏｎｙ解析で系統の動揺モード分析を行なうことを例に上げたが、各動揺モードの情報を抽出可能な手法であれば、他の方法を用いても構わない。例えば、Ｓｔｅｉｇｌｉｔｚ−ＭｃＢｒｉｄｅ法などを用いてもよい。Ｓｔｅｉｇｌｉｔｚ−ＭｃＢｒｉｄｅ法の詳細は電気学会論文誌電力・エネルギー部門誌、Ｖｏｌ．１１８−Ｂ、Ｎｏ．１、Ｐ５２の文献に記載されている。
【００７５】
Ｐｒｏｎｙ解析手法の詳細を示す。Ｐｒｏｎｙ解析法は、時系列データに含まれる振動モードを抽出し、振動周波数、減衰、振幅、位相を推定するものである。ノイズがない場合には、複数モードの振動を高精度で推定し再現する機能を持つ。Ｐｒｏｎｙ解析によるモード分析方法の概要を以下に示す。
【００７６】
まず、観測された信号ｙ（ｋ）， （ｋ＝１， ２， …， Ｎ−１）を
【００７７】
【数１】
【数２】
の形で推定することを考える。ただし、ｎはモードの数、Δｔはサンプリング間隔、λｉは固有値、Ｂｉは初期値である。Ｚｉは次に示すｎ次の多項式（特性方程式）の解として与えられる。
【００８０】
【数３】
一方、数１と数３とから多項式の係数ａ１〜ａｎは次式で表される。
【００８２】
【数４】
したがって、観測値から数４を作り、最小二乗法を用いて係数ａ１〜ａｎを求め、数３を解けば解Ｚｉが得られ、固有値λｉが算出できる。
【００８４】
次に数３から初期値Ｂｉについて次の関係が導出される。
【００８５】
【数５】
これから最小二乗法を用いて初期値Ｂｉが計算できる。固有値λｉが複素数（振動モード）の場合、初期値Ｂｉも複素数となり、その大きさが振幅、角度が初期位相となる。
【００８７】
可制御性評価装置２３は、シミュレーションによる感度解析を用いて、電力貯蔵装置１３などの制御対象とする装置の出力変化に対する発電機の出力変化感度情報を出力するものである。安定化装置１１が系統へ与える影響は、例えばこの感度情報を指標として測ることが可能となる。
【００８８】
感度の求め方の一例について図６を用いて説明する。制御対象を電力貯蔵装置１３の有効電力出力とした場合、電力貯蔵装置１３の設置候補母線３１に有効電力の微小変化を与え、その時の系統内の各発電機出力変化の大きさを求め、これを安定化効果の指標すなわち感度とする。
【００８９】
ここで、有効電力の微小変化を抵抗３２の挿入によって行うものとしても良く、もちろん実際に電力貯蔵装置１３について時間軸シミュレーションを行い、該シミュレーション結果から感度を求めてもよい。この感度が大きいほど動揺抑制対象とする発電機に対する安定化制御効果が大きい。
【００９０】
なお、本例では有効電力を制御する機器の場合の感度解析について示したが、その他の無効電力やインピーダンスなどのパラメータを制御する装置についても、同様に制御量の微小変化に対する発電機の出力変化を求めることで、感度を計算すればよい。さらにこの他にも、電気学会論文誌電力・エネルギー部門誌、Ｖｏｌ．１１５−Ｂ、Ｎｏ．９、Ｐ１０５４の文献に記載されている指標ＬＩＥＤを感度指標として用いても良い。
【００９１】
また、シミュレーションを実施する代りに、実際の系統おいて、例えば電力貯蔵装置などの有効電力を微小変化させた場合の発電機の出力変化を観測することで、感度情報を検出する構成としてもよい。
【００９２】
次に、本発明による制御パラメータをチューニングする具体的な方法の一例として、制御チューニング装置２０で実施される処理の流れの一例を図７を用いて説明する。
【００９３】
以下、系統安定化装置１１、電力貯蔵装置１２、直流送電システム１３などの制御対象となる装置をまとめて安定化装置と記述する。
【００９４】
本処理では最初、ＮＤ個ある安定化装置の１台を評価対象に選ぶ。これを図中では添え字ｉで表す（ステップ５０１、５０２）。また、ＮＵ個ある制御入力信号候補のいずれかを選択する。これを図中では添え字ｋで表す。制御入力信号ｋの動揺モードの大きさＡｋおよび動揺の位相ψｋは可観測性評価装置２２によって与えられる（ステップ５０３、５０４）。
【００９５】
次に安定化装置の位相補償制御量φを選択する（ステップ５０５、５０６）。φの値をパラメータとして評価を行なうのであるが、φは連続量なので、いくつかのφの候補を選び、それについて評価を行なえばよい。例えばφの候補を−１８０°から１８０゜の間を１゜刻みの離散値の値をとるようにし、各々のφの値に対して指標を計算し評価を行なう。ここでは、このようにして選んだ位相補償制御量をφとして表す。
【００９６】
つぎに、発電機jについて安定化装置の制御の影響を評価する。まず、発電機jのエネルギー感度△Ｅijを、例えば数６に示すように安定化装置iの制御量に対する発電機jの感度△Ｐgijと発電機jの慣性定数Ｍjから求める（ステップ５０７〜５０９）。
【００９７】
【数６】
次に、発電機jの制御指標αikjを、例えば数７に示すように発電機jのエネルギー感度△Ｅij、動揺モードの大きさＡk、位相ψk、安定化装置の位相補償制御量φ、発電機jの動揺の位相θjから計算する（ステップ５１０）。
【００９９】
【数７】
この制御指標αｉｋｊを全ての発電機について求めた後に、全ての発電機のαｉｋｊの総和を求め、これを系統の安定化を示す指標となる制御効果指標αｉｋとする（ステップ５１１、５１２）。
【０１０１】
位相補償制御量φを、例えば−１８０゜から１８０゜の範囲で１゜ずつ変えながら、制御効果指標αｉｋが最大となる点を求め、その時のパラメータを求める（ステップ５１３、５１４）。
【０１０２】
このようにして、入力信号ｋを用いて安定化装置ｉを制御する場合の最適な位相補償制御量φと、その場合の制御効果指標αｉｋが得られる。
【０１０３】
制御入力信号候補が複数ある場合は、各制御入力信号候補について、制御効果指標αｉｋを求め、最も制御効果の大きい制御入力信号を使用することとすればよい。
【０１０４】
このように、本発明を用いることでより効果的な制御入力信号の選択を行なうことが可能となる。
【０１０５】
また、安定化装置が複数設置されていたり、系統への接続点の候補がいくつかあった場合には、各安定化装置または接続点について、最適な位相補償制御量φと制御効果指標αｉｋを求めればよい。そして、複数箇所の安定化装置を同時に運転してもよいし、最も制御効果の大きい制御装置のみ運転することとしてもよい。
【０１０６】
入力信号の選定では、制御対象モード以外の信号が多く含まれているとフィルタ等で取り除けなかった制御対象ではないモードがノイズとなる可能性があるため、制御効果指標αｉｋを元に選択する方法の他に、制御対象と考えていないモードが最も現れていない信号を選択する方法でも良い。また、制御を行わない場合に動揺が最も長く続くような信号を、制御時には入力信号として用いることが望ましいため、制御対象のモードの減衰率が小さく動揺のダンピングが悪い信号を選択する方法でも良い。
【０１０７】
図８は、上記図７において位相補償制御量φを変えながら制御効果指標αｉｋが最大となる点を求める一例を説明する図である。
【０１０８】
ここでは、入力信号ｋを用いて安定化装置ｉを制御する場合の、最適な位相補償制御量φと、その場合の制御効果指標αｉｋを求める場合を示す。位相補償制御量φを、例えば−１８０゜から１８０゜の範囲で変えながら制御効果指標αｉｋをプロットしたものがグラフ６１となる。このグラフ６１から、制御効果指標αｉｋが最大となる点は、本図にも示すように、位相補償制御量φが最適値と示す値であることが容易にわかる。
【０１０９】
このようにして、最適な位相補償制御量φと、その場合の制御効果指標αｉｋが得られる。
【０１１０】
制御チューニング装置２０の入出力データの例について、図９および図１０を用いて説明する。
【０１１１】
制御チューニング装置２０の入力データの例を図９に示す。本例において、制御入力信号データ９１として各安定化装置について入力信号候補毎にその動揺モードの大きさと位相を必要とする。動揺モードの大きさと位相は、制御入力信号データと同様に、可観測性評価装置２２によって与えられる。
【０１１２】
また、発電機情報データ９２として、各発電機毎に発電機慣性定数Ｍと発電機の動揺モードの大きさと位相を必要とする。発電機慣性定数Ｍは系統情報管理装置２４によって与えられる。
【０１１３】
さらに、発電機感度情報データ９３として、各安定化装置について発電機毎の発電機感度Ｐｇが必要とされる。発電機感度Ｐｇは可制御性評価装置２３によって与えられる。
【０１１４】
制御チューニング装置２０の出力データの例を図１０に示す。
【０１１５】
チューニング結果出力データ１０１としては、位相補償量φに対する制御効果指標αの値が制御チューニング装置２０に備えられた記憶装置に蓄えるか、または監視装置２１の画面に表示する。同様に最適チューニング結果出力データ１０２としては、各安定化装置について、最適制御指標αを最大とする制御入力信号と最適位相補償量φを、制御チューニング装置２０に備えられた記憶装置に蓄えるか、または監視装置２１の画面に表示する。
【０１１６】
さらにまた、表示された最適位相補償量φに応じてオペレータが決定したパラメータの値を受け付け、入力すべき安定化装置の出力制御装置１８のパラメータの変更を行う構成としてもよい。
【０１１７】
さらに、監視装置２１には、決定された最適値だけではなく、上記図６のグラフや、最適値の次に効果のあるパラメータの組み合わせ候補等を併せて示す構成としてもよい。
【０１１８】
本発明の制御対象となる安定化装置における制御の具体的な構成例を図１１に示す。
【０１１９】
本例では安定化装置として電力貯蔵装置１３を用いている。電力貯蔵装置１３の出力制御装置１８は、系統の複数箇所の母線電圧周波数偏差を入力として選択することを可能とし、電力貯蔵装置１３の有効電力出力量を制御する。
【０１２０】
本例において、入力信号は、周波数偏差検出装置７５によって検出された信号をゲインブロック７８に通した信号を入力としてもよく、または、周波数偏差検出装置７４によって検出された信号をゲインブロック７７に通した信号と周波数偏差検出装置７６によって検出された信号をゲインブロック７９に通した信号の和を用いてもよい。これら、どちらの信号を用いるかは制御チューニング装置２０の指令によって決定されるものとする。
【０１２１】
出力制御装置１８は、例えば本図に示されるように、フィルタブロック７１、位相補償ブロック７２、ゲインブロック７３によって構成される。フィルタブロック７１は、制御対象とする動揺モード以外のモードのゲインを下げる。具体的にはフィルタブロックの時定数Ｔ３を調整すればよい。また、位相補償ブロック７２によって制御対象とする動揺モードの周波数で所望の位相補償を行なう。具体的には位相補償ブロック７２の時定数Ｔ１、Ｔ２を調整すればよい。位相補償ブロック７３の出力は、ゲインを掛けた後、電力貯蔵装置１３の出力基準値Ｐ０に加えられる。
【０１２２】
例えば、周波数ｆｘで振動する動揺モードを抑制するために、制御チューニング装置２０から入力信号選択指令と位相補償量φが指示された場合を考える。この場合、入力信号は指令にしたがってスイッチで切り替える。また、位相補償量φの指令に対しては、フィルタ７１および位相補償ブロック７２の時定数Ｔ１、Ｔ２、Ｔ３を調整し、周波数ｆｘで位相補償量がφとなるような時定数に設定する。各時定数の決定は、あらかじめ周波数と位相補償量を実現する時定数の組をテーブルとして持っておけばよい。
【０１２３】
または、各時定数の組み合わせを作成し、各組み合わせに対してボード線図を計算し、所望の位相補償量となるような時定数の組み合わせを探す方法で決定してもよい。その結果決定された時定数を位相補償ブロック等の時定数として設定すればよい。さらにまた、フィルタ７１、位相補償ブロック７２、ゲイン７３は時定数を調整可能な電子回路として構成してもよいし、マイコン上で動作するソフトウェアとして構成してもよい。
【０１２４】
このような構成とすることで、制御チューニング装置２０の指令によって制御入力の選定指令や制御パラメータの変更によって、動揺抑制に効果的な制御系を構成することが可能となる。
【０１２５】
【発明の効果】
本発明によれば、動揺モード分析による可観測性の評価と、感度解析による可制御性評価をもとにして、安定化装置の制御構成およびパラメータ決定を行なうことで、最低限の制御入力信号によって、系統の動揺を効果的に抑制する制御系の実現が可能となる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明を適用した系統安定化制御パラメータ決定装置の構成を示すブロック図。
【図２】系統情報管理装置の構成例を示すブロック図。
【図３】本発明を適用した系統安定化制御パラメータ決定方法の一例を示す流れ図。
【図４】動揺モード抽出と位相補償の概念を示す説明図。
【図５】Ｐｒｏｎｙ解析入力データおよび結果データの例を示す説明図。
【図６】感度解析方法の一例を示す説明図。
【図７】本発明を適用した系統安定化制御パラメータ決定方法の一例を示す流れ図。
【図８】制御効果指標αｉｋが最大となる点を求める方法の説明するためのグラフ。
【図９】制御チューニング装置の入力データの例を示す説明図。
【図１０】制御チューニング装置の出力データの例を示す説明図。
【図１１】本発明を適用した電力系統安定化装置の構成の例を示すブロック図。
【符号の説明】
１１ 系統安定化装置
１２ 直流送電システム
１３ 電力貯蔵装置
１４ 発電機
１５ 負荷
１６ 線路
１７ 直流モジュレーション装置
１８ 出力制御装置
１９ 検出装置
２０ 制御チューニング装置
２１ 監視装置
２２ 可観測性評価装置
２３ 可制御性評価装置
２４ 系統情報管理装置
２５ 系統シミュレーション装置
３１ 設置候補母線
３２ 抵抗
６１ 制御効果指標グラフ
７１ フィルタブロック
７２ 位相補償ブロック
７３ ゲインブロック
７４ 周波数偏差検出装置
７５ 周波数偏差検出装置
７６ 周波数偏差検出装置
７７ ゲインブロック
７８ ゲインブロック
７９ ゲインブロック
８１ 時系列データ
８２ 動揺モード情報データ
９１ 制御入力信号データ
９２ 発電機情報データ
９３ 発電機感度情報データ
１０１ チューニング結果出力データ
１０２ 最適チューニング結果出力データ
１１１ 処理装置
１１２ 系統設備データベース
１１３ オンライン情報データベース
１１４ 観測値記録データベース
１１５ 情報伝送路
１１６ 中央給電指令装置
１１７ 系統制御装置
１１８ 情報伝送路。
Claims (18)
- 電力系統の構成または状態の変更を可能とする安定化装置の制御パラメータを決定する装置であって、
前記安定化装置が接続された電力系統における、発電機の出力、母線電圧、周波数及び線路潮流のうちの少なくとも１の、外乱による振動に関連する動揺情報と、前記安定化装置が前記電力系統に与える影響の情報とに基づいて、前記電力系統における振動が小さくなるように前記制御パラメータまたは制御構成を決定することを特徴とする系統安定化制御パラメータ決定装置。 - 安定化装置が接続された電力系統における、発電機の出力、母線電圧、周波数及び線路潮流のうちの少なくとも１の、外乱による振動に関連する動揺情報の提供を受け、該動揺情報から動揺モード情報を求める可観測性評価装置と、
前記安定化装置が前記電力系統に与える影響の情報の提供を受け、該影響の情報を用いて当該電力系統の制御に対する感度情報を求める可制御性評価装置と、
前記可観測性評価装置から得られる動揺モード情報および前記可制御性評価装置から得られる感度情報に基づき、前記電気系統における振動が小さくなるように、前記安定化装置の制御パラメータまたは制御構成を決定する制御チューニング装置と、
を備えることを特徴とする系統安定化制御パラメータ決定装置。 - 前記安定化装置が接続された電力系統の状態、構成および構成要素の少なくとも一つに関する情報を前記電力系統から取得し、前記可観測性評価装置へ提供すべき前記動揺情報および前記可制御性評価装置へ提供すべき前記影響の情報のうちの少なくとも一方を生成し、該生成した情報を該当する装置へ出力する系統情報管理装置をさらに備えることを特徴とする、請求項２記載の系統安定化制御パラメータ決定装置。
- 前記安定化装置が接続された電力系統の状態、構成および構成要素の少なくとも一つに関する情報の提供を受け、該提供された系統に関する情報に基づいてシミュレーションを実施し、前記可観測性評価装置へ提供すべき前記動揺情報および前記可制御性評価装置へ提供すべき前記影響の情報のうちの少なくとも一方を生成し、該生成した情報を該当する装置へ出力する系統シミュレーション装置をさらに備えることを特徴とする、請求項２または３記載の系統安定化制御パラメータ決定装置。
- 前記可観測性評価装置は、前記提供された動揺情報を用いて動揺モードの振幅、位相および減衰率のうち、少なくとも振幅と位相を求めることを特徴とする、請求項２記載の系統安定化制御パラメータ決定装置。
- 前記可制御性評価装置は、前記提供された影響の情報を用いて前記安定化装置の制御量に対する前記電力系統内の発電機の出力変化感度を求めることを特徴とする、請求項２記載の系統安定化制御パラメータ決定装置。
- 前記制御チューニング装置によって決定された安定化装置の制御パラメータまたは制御構成を、認識可能な形態でオペレータへ告知する監視装置をさらに備えることを特徴とする、請求項２記載の系統安定化制御パラメータ決定装置。
- 前記電力系統の構成または状態を変更する場合、前記制御チューニング装置によって決定された前記安定化装置の制御パラメータまたは制御構成の情報に応じて、当該安定化装置の制御装置の変更、予め用意しておいた制御パラメータおよび制御構成のいずれかに対応する安定化装置の制御装置への変更、および、該当する制御装置への入力信号の変更のうちのいずれかを選択することを特徴とする、請求項２記載の系統安定化制御パラメータ決定装置。
- 前記制御チューニング装置によって決定された安定化装置の制御パラメータまたは制御構成の情報には、フィルタの構成、位相補償ブロックの構成、各構成の時定数、および、各構成のゲインの少なくとも一つが含まれていることを特徴とする、請求項２記載の系統安定化制御パラメータ決定装置。
- 前記制御チューニング装置は、前記安定化装置の制御入力信号に含まれる動揺モードの大きさ、位相および減衰率のうちの少なくとも一つに関する情報と、前記安定化装置の制御量に対する前記電力系統内の発電機の出力変化感度に関する感度情報と、前記電力系統内の発電機の動揺モードの位相情報と、前記電力系統内の発電機の慣性定数または慣性の大きさを表す情報とを用いて、前記安定化装置の制御装置の位相補償量を決定することを特徴とする、請求項２記載の系統安定化制御パラメータ決定装置。
- 前記制御チューニング装置は、前記安定化装置の制御装置の位相補償量を決定する場合、前記電力系統内の発電機の周波数偏差情報、角速度変化情報、位相角変化情報および有効出力変化情報のうち少なくとも一つと、前記電力系統内の母線電圧周波数偏差情報および線路有効電力変化情報のうちの少なくとも一方とを用いることを特徴とする、請求項２記載の系統安定化制御パラメータ決定装置。
- 前記可観測性評価装置は、Prony解析手法またはSteiglitz-McBride法によって前記動揺モードの位相、振幅および減衰率のうちの少なくとも一つを求めることを特徴とする、請求項２記載の系統安定化制御パラメータ決定装置。
- 前記電力系統についてのシミュレーションを行う系統シミュレーション装置をさらに備え、前記系統情報管理装置は、前記電力系統に外乱が発生した場合に外乱直前の系統情報を前記系統シミュレーション装置に提供し、前記系統シミュレーション装置は、前記提供された系統情報を用いてシミュレーションを実施し、実際の現象よりも早く当該電力系統の応動を予測し、前記可観測性評価装置は、前記予測結果を用いて前記動揺モードの分析を行ない、前記制御チューニング装置は、前記動揺モードの分析結果を用いて、前記安定化装置の制御パラメータまたは制御構成を決定することを特徴とする、請求項３記載の系統安定化制御パラメータ決定装置。
- 前記安定化装置は、前記電力系統と有効電力または無効電力授受を行なう装置、前記電力系統内の線路に直列挿入されたインピーダンスまたは母線電圧位相を調整する装置、および前記電力系統内の発電機の励磁電圧を制御する装置のうちのいずれかであることを特徴とする、請求項１乃至２のいずれかに記載の系統安定化制御パラメータ決定装置。
- 電力系統の構成または状態を変更することを可能とする安定化装置と、該安定化装置を制御する制御装置とを備える系統安定化システムであって、前記制御装置の制御パラメータまたは制御構成を決定する、請求項１または２記載の系統安定化制御パラメータ決定装置を備えることを特徴とする系統安定化システム。
- 電力系統の構成または状態の変更を可能とする安定化装置の制御パラメータを決定する方法であって、
前記安定化装置が接続された電力系統における、発電機の出力、母線電圧、周波数及び線路潮流のうちの少なくとも１の、外乱による振動に関連する動揺情報と、前記安定化装置が前記電力系統に与える影響の情報とに基づいて、前記振動を小さくするように前記制御パラメータまたは制御構成を決定することを特徴とする系統安定化制御パラメータ決定方法。 - 安定化装置が接続された電力系統における、発電機の出力、母線電圧、周波数及び線路潮流のうちの少なくとも１の、外乱による振動に関連する動揺情報、及び、前記安定化装置が前記電力系統に与える影響の情報の提供を受け、該動揺情報から動揺モード情報、該影響の情報を用いて当該電力系統の制御に対する感度情報をそれぞれ求め、前記動揺モード情報および前記感度情報に基づいて、前記電力系統における振動を小さくするように前記安定化装置の制御パラメータまたは制御構成を決定することを特徴とする系統安定化制御パラメータ決定方法。
- 請求項１６または１７に記載の系統安定化制御パラメータ決定方法を計算機上で実行させるためのプログラムを記録した、計算機読取り可能な記憶媒体。
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