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(19)【発行国】日本国特許庁(JP)
(12)【公報種別】公開特許公報(A)
(11)【公開番号】P2023092605
(43)【公開日】2023-07-04
(54)【発明の名称】電力系統制御装置、電力系統制御方法およびプログラム
(51)【国際特許分類】
H02J 3/00 20060101AFI20230627BHJP
H02J 3/38 20060101ALI20230627BHJP
H02J 13/00 20060101ALI20230627BHJP
G06Q 50/06 20120101ALI20230627BHJP
【ＦＩ】
H02J3/00 170
H02J3/38 120
H02J13/00 311R
G06Q50/06
【審査請求】未請求
【請求項の数】15
【出願形態】ＯＬ
(21)【出願番号】P 2021207725
(22)【出願日】2021-12-22
(71)【出願人】
【識別番号】507250427
【氏名又は名称】日立ＧＥニュークリア・エナジー株式会社
(74)【代理人】
【識別番号】110001807
【氏名又は名称】弁理士法人磯野国際特許商標事務所
(72)【発明者】
【氏名】村上 洋平
(72)【発明者】
【氏名】松崎 隆久
(72)【発明者】
【氏名】渡辺 雅浩
(72)【発明者】
【氏名】守田 俊也
【テーマコード（参考）】
5G064
5G066
5L049
【Ｆターム（参考）】
5G064AA04
5G064AC05
5G064AC09
5G064CB13
5G064CB14
5G064DA01
5G066AA03
5G066AA08
5G066AE09
5L049CC06
(57)【要約】
【課題】電力系統を適切に制御できる電力系統制御装置を提供する。
【解決手段】電力系統に含まれる複数のエリアの各々において所定の種類に属する発電量である所定種発電量ＰＲ－１～ＰＲ－ｎ，ＰＲＥ－１～ＰＲＥ－ｎを取得する発電量取得部１１０と、複数の前記エリアにおける送電線の線路インピーダンスを含む系統構成情報ＤＤ－１～ＤＤ－ｎを取得する系統構成取得部１２０と、前記電力系統に対する系統対策を立案する系統対策計画部１３０と、複数の前記エリアの何れかに含まれる発電機の力率を指令するエリア制御指令ＤＳ－１～ＤＳ－ｎを出力する制御指示部１４０と、をことを特徴とする電力系統制御装置１００に備えた。
【選択図】図３
【解決手段】電力系統に含まれる複数のエリアの各々において所定の種類に属する発電量である所定種発電量ＰＲ－１～ＰＲ－ｎ，ＰＲＥ－１～ＰＲＥ－ｎを取得する発電量取得部１１０と、複数の前記エリアにおける送電線の線路インピーダンスを含む系統構成情報ＤＤ－１～ＤＤ－ｎを取得する系統構成取得部１２０と、前記電力系統に対する系統対策を立案する系統対策計画部１３０と、複数の前記エリアの何れかに含まれる発電機の力率を指令するエリア制御指令ＤＳ－１～ＤＳ－ｎを出力する制御指示部１４０と、をことを特徴とする電力系統制御装置１００に備えた。
【選択図】図３
【特許請求の範囲】
【請求項1】
電力系統に含まれる複数のエリアの各々において所定の種類に属する発電量である所定種発電量を取得する発電量取得部と、
複数の前記エリアにおける送電線の線路インピーダンスを含む系統構成情報を取得する系統構成取得部と、
前記電力系統に対する系統対策を立案する系統対策計画部と、
複数の前記エリアの何れかに含まれる発電機の力率を指令するエリア制御指令を出力する制御指示部と、を備え、
前記系統対策計画部は、
前記所定種発電量と、前記系統構成情報と、に基づいて、前記発電機の力率を変更した際の効果を評価し、評価結果を評価データとして出力する効果評価部と、
前記評価データに基づいて、前記制御指示部に前記エリア制御指令を出力させる系統対策検討部と、を備える
ことを特徴とする電力系統制御装置。
複数の前記エリアにおける送電線の線路インピーダンスを含む系統構成情報を取得する系統構成取得部と、
前記電力系統に対する系統対策を立案する系統対策計画部と、
複数の前記エリアの何れかに含まれる発電機の力率を指令するエリア制御指令を出力する制御指示部と、を備え、
前記系統対策計画部は、
前記所定種発電量と、前記系統構成情報と、に基づいて、前記発電機の力率を変更した際の効果を評価し、評価結果を評価データとして出力する効果評価部と、
前記評価データに基づいて、前記制御指示部に前記エリア制御指令を出力させる系統対策検討部と、を備える
ことを特徴とする電力系統制御装置。
【請求項2】
前記所定種発電量は、陸上風力、洋上風力、太陽光、波力、潮力、流水、地熱、またはバイオマスによる発電量である再生可能エネルギー発電量、若しくは前記再生可能エネルギー発電量の予測値を含む量である
ことを特徴とする請求項１に記載の電力系統制御装置。
ことを特徴とする請求項１に記載の電力系統制御装置。
【請求項3】
前記系統対策計画部は、前記所定種発電量と、前記系統構成情報と、に基づいて、複数の前記エリアに跨る電力系統断面の内容を表す広域断面情報を作成する広域系統断面作成部と、
解析を行うべき故障条件を表す想定故障条件データを選定する想定故障条件選定部と、
選定された前記想定故障条件データに係る故障が発生した際の潮流計算と、過渡安定度計算とを行い、その結果を系統影響度評価情報として出力する系統影響度評価部と、をさらに備え、
前記系統対策検討部は、前記系統影響度評価情報に基づいて電力系統の安定度を向上させる対策の立案結果である対策案データを出力し、
前記効果評価部は、前記対策案データの検証結果として前記評価データを出力する
ことを特徴とする請求項２に記載の電力系統制御装置。
解析を行うべき故障条件を表す想定故障条件データを選定する想定故障条件選定部と、
選定された前記想定故障条件データに係る故障が発生した際の潮流計算と、過渡安定度計算とを行い、その結果を系統影響度評価情報として出力する系統影響度評価部と、をさらに備え、
前記系統対策検討部は、前記系統影響度評価情報に基づいて電力系統の安定度を向上させる対策の立案結果である対策案データを出力し、
前記効果評価部は、前記対策案データの検証結果として前記評価データを出力する
ことを特徴とする請求項２に記載の電力系統制御装置。
【請求項4】
前記広域系統断面作成部は、前記発電量取得部から、複数の前記エリアについて、前記再生可能エネルギー発電量、または前記予測値と、前記系統構成情報と、を取得することによって、前記広域断面情報を作成する
ことを特徴とする請求項３に記載の電力系統制御装置。
ことを特徴とする請求項３に記載の電力系統制御装置。
【請求項5】
前記系統影響度評価部は、前記広域断面情報と、前記想定故障条件データと、に基づいて、事故時および平常時における系統制約条件を求める
ことを特徴とする請求項３に記載の電力系統制御装置。
ことを特徴とする請求項３に記載の電力系統制御装置。
【請求項6】
前記系統制約条件は、同期安定性における発電機内部相差角、周波数安定性における周波数の最大または最小値、電圧安定性におけるＰ－Ｖカーブのノーズポイントまでの負荷余裕、過渡的な電圧、若しくは過渡的な過負荷のうち何れかを含む
ことを特徴とする請求項５に記載の電力系統制御装置。
ことを特徴とする請求項５に記載の電力系統制御装置。
【請求項7】
前記系統影響度評価部は、前記系統制約条件を満たせないことが判明した際に、課題が生じる電力系統の位置である課題発生位置を特定する
ことを特徴とする請求項６に記載の電力系統制御装置。
ことを特徴とする請求項６に記載の電力系統制御装置。
【請求項8】
前記対策案データは、前記想定故障条件データに対応する前記課題発生位置における前記課題に対して、その力率を変更した場合には前記課題を緩和できる前記発電機を特定する情報を含む
ことを特徴とする請求項７に記載の電力系統制御装置。
ことを特徴とする請求項７に記載の電力系統制御装置。
【請求項9】
前記評価データは、前記発電機の力率を変更した際の効果を検証した情報を含む
ことを特徴とする請求項８に記載の電力系統制御装置。
ことを特徴とする請求項８に記載の電力系統制御装置。
【請求項10】
前記評価データは、前記系統制約条件のうち何れかに対応する効果を評価した結果を含む
ことを特徴とする請求項９に記載の電力系統制御装置。
ことを特徴とする請求項９に記載の電力系統制御装置。
【請求項11】
前記系統対策検討部は、前記制御指示部に対して前記発電機の力率変更指示を含む対策実行指令を送信し、
前記制御指示部は、前記対策実行指令に基づいて、前記発電機の力率を変更する
ことを特徴とする請求項１０に記載の電力系統制御装置。
前記制御指示部は、前記対策実行指令に基づいて、前記発電機の力率を変更する
ことを特徴とする請求項１０に記載の電力系統制御装置。
【請求項12】
前記系統対策検討部が前記制御指示部に対して前記対策実行指令を送信した後、
前記制御指示部は、さらに、前記対策実行指令に基づいて、前記発電機の出力を変更する
ことを特徴とする請求項１１に記載の電力系統制御装置。
前記制御指示部は、さらに、前記対策実行指令に基づいて、前記発電機の出力を変更する
ことを特徴とする請求項１１に記載の電力系統制御装置。
【請求項13】
前記効果評価部からの情報を用いて便益を評価する便益評価部と、
制御指示部からの情報を用いて投資費用を評価する投資費用評価部と、
前記便益と前記投資費用との関係を表す評価結果を出力する投資費用便益評価部と、をさらに備え、
前記便益は、化石燃料の削減費用、二酸化炭素排出権買取の削減費用、または系統増強の削減費用のうち何れかに関するものであり、
前記投資費用は、売電機会のロス、発電機制御に要する人件費、または機器疲労による耐用年数低下のうち何れかに関する費用であり、
前記評価結果は前記便益を前記投資費用で除算した結果、または前記便益から前記投資費用を減算した結果である
ことを特徴とする請求項１に記載の電力系統制御装置。
制御指示部からの情報を用いて投資費用を評価する投資費用評価部と、
前記便益と前記投資費用との関係を表す評価結果を出力する投資費用便益評価部と、をさらに備え、
前記便益は、化石燃料の削減費用、二酸化炭素排出権買取の削減費用、または系統増強の削減費用のうち何れかに関するものであり、
前記投資費用は、売電機会のロス、発電機制御に要する人件費、または機器疲労による耐用年数低下のうち何れかに関する費用であり、
前記評価結果は前記便益を前記投資費用で除算した結果、または前記便益から前記投資費用を減算した結果である
ことを特徴とする請求項１に記載の電力系統制御装置。
【請求項14】
電力系統に含まれる複数のエリアの各々において所定の種類に属する発電量である所定種発電量を取得する発電量取得ステップと、
複数の前記エリアにおける送電線の線路インピーダンスを含む系統構成情報を取得する系統構成取得ステップと、
前記電力系統に対する系統対策を立案する系統対策計画ステップと、
複数の前記エリアの何れかに含まれる発電機の力率を指令するエリア制御指令を出力する制御指示ステップと、を有し、
前記系統対策計画ステップは、
前記所定種発電量と、前記系統構成情報と、に基づいて、前記発電機の力率を変更した際の効果を評価し、評価結果を評価データとして出力する効果評価ステップと、
前記評価データに基づいて、前記制御指示ステップにおいて前記エリア制御指令を出力させる系統対策検討ステップと、を有する
ことを特徴とする電力系統制御方法。
複数の前記エリアにおける送電線の線路インピーダンスを含む系統構成情報を取得する系統構成取得ステップと、
前記電力系統に対する系統対策を立案する系統対策計画ステップと、
複数の前記エリアの何れかに含まれる発電機の力率を指令するエリア制御指令を出力する制御指示ステップと、を有し、
前記系統対策計画ステップは、
前記所定種発電量と、前記系統構成情報と、に基づいて、前記発電機の力率を変更した際の効果を評価し、評価結果を評価データとして出力する効果評価ステップと、
前記評価データに基づいて、前記制御指示ステップにおいて前記エリア制御指令を出力させる系統対策検討ステップと、を有する
ことを特徴とする電力系統制御方法。
【請求項15】
コンピュータを、
電力系統に含まれる複数のエリアの各々において所定の種類に属する発電量である所定種発電量を取得する発電量取得手段、
複数の前記エリアにおける送電線の線路インピーダンスを含む系統構成情報を取得する系統構成取得手段、
前記電力系統に対する系統対策を立案する系統対策計画手段、
複数の前記エリアの何れかに含まれる発電機の力率を指令するエリア制御指令を出力する制御指示手段、として機能させるためのプログラムであって、
前記系統対策計画手段は、
前記所定種発電量と、前記系統構成情報と、に基づいて、前記発電機の力率を変更した際の効果を評価し、評価結果を評価データとして出力する効果評価手段と、
前記評価データに基づいて、前記制御指示手段に前記エリア制御指令を出力させる系統対策検討手段と、を備える
ことを特徴とするプログラム。
電力系統に含まれる複数のエリアの各々において所定の種類に属する発電量である所定種発電量を取得する発電量取得手段、
複数の前記エリアにおける送電線の線路インピーダンスを含む系統構成情報を取得する系統構成取得手段、
前記電力系統に対する系統対策を立案する系統対策計画手段、
複数の前記エリアの何れかに含まれる発電機の力率を指令するエリア制御指令を出力する制御指示手段、として機能させるためのプログラムであって、
前記系統対策計画手段は、
前記所定種発電量と、前記系統構成情報と、に基づいて、前記発電機の力率を変更した際の効果を評価し、評価結果を評価データとして出力する効果評価手段と、
前記評価データに基づいて、前記制御指示手段に前記エリア制御指令を出力させる系統対策検討手段と、を備える
ことを特徴とするプログラム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【0001】
本発明は、電力系統制御装置、電力系統制御方法およびプログラムに関する。
【背景技術】
【0002】
本技術分野の背景技術として、下記特許文献１の要約には、「配電線に対して連系若しくは解列される発電機と当該発電機を制御する発電機制御装置とを有した分散型電源システムの運用方法において、前記発電機が連系状態から解列状態へと移行した場合の連系点における電圧変動制限量を設定しておき、前記発電機制御装置によって、前記発電機の出力変動量及び前記連系点の電圧変動量を取得し、前記発電機の出力及び前記連系点の電圧が同一の割合で変動するものと見なして、前記発電機の基準出力と前記出力変動量の比と、前記電圧変動量とに基づき、前記発電機が連系状態から解列状態へと移行した場合における前記連系点の電圧降下推定量を求め、前記電圧降下推定量が前記電圧変動制限量の範囲内であるか否かを判定し、前記電圧降下推定量が前記電圧変動制限量の範囲外である旨を判定した場合、前記電圧降下推定量を前記電圧変動制限量の範囲内へと収めるべく前記発電機の運転力率を調整すること、とする。」と記載されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【0003】
【特許文献1】特開２００７－５３８６６号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【0004】
ところで、上述した技術において、電力系統を一層適切に制御したいという要望がある。
この発明は上述した事情に鑑みてなされたものであり、電力系統を適切に制御できる電力系統制御装置、電力系統制御方法およびプログラムを提供することを目的とする。
この発明は上述した事情に鑑みてなされたものであり、電力系統を適切に制御できる電力系統制御装置、電力系統制御方法およびプログラムを提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【0005】
上記課題を解決するため本発明の電力系統制御装置は、電力系統に含まれる複数のエリアの各々において所定の種類に属する発電量である所定種発電量を取得する発電量取得部と、複数の前記エリアにおける送電線の線路インピーダンスを含む系統構成情報を取得する系統構成取得部と、前記電力系統に対する系統対策を立案する系統対策計画部と、複数の前記エリアの何れかに含まれる発電機の力率を指令するエリア制御指令を出力する制御指示部と、を備え、前記系統対策計画部は、前記所定種発電量と、前記系統構成情報と、に基づいて、前記発電機の力率を変更した際の効果を評価し、評価結果を評価データとして出力する効果評価部と、前記評価データに基づいて、前記制御指示部に前記エリア制御指令を出力させる系統対策検討部と、を備えることを特徴とする。
【発明の効果】
【0006】
本発明によれば、電力系統を適切に制御できる。
【図面の簡単な説明】
【0007】
【図1】第１実施形態における電力系統等の模式図である。
【図2】コンピュータのブロック図である。
【図3】電力系統制御装置の機能を示すブロック図である。
【図4】広域断面情報の一例を示す図である。
【図5】想定故障条件データの構成を示す図である。
【図6】広域断面情報の他の例を示す図である。
【図7】系統事故解析画面の一例を示す図である。
【図8】広域断面情報のさらに他の例を示す図である。
【図9】系統事故解析画面の他の例を示す図である。
【図10】第１実施形態における発電機力率曲線の一例を示す図である。
【図11】第１実施形態における送電線電圧の例を示す図である。
【図12】第２実施形態における発電機力率曲線の一例を示す図である。
【図13】第２実施形態における送電線電圧の例を示す図である。
【図14】第３実施形態による電力系統制御装置のブロック図である。
【図15】便益評価テーブルの一例を示す図である。
【図16】投資費用評価テーブルの一例を示す図である。
【図17】投資費用便益評価部の動作説明図である。
【発明を実施するための形態】
【0008】
［実施形態の概要］
2015年の第21回気候変動枠組条約締結会議(COP21：Conference Of the Parties 21)において「パリ協定」が採択され、2020年以降の温室効果ガス排出削減等のための新たな国際的な枠組みが示された。日本はこの中で、2030年度に温室効果ガス排出量を2013年度比で26.0%、2050年に80%削減することを目標としている。この目標を達成するために、資源エネルギー庁では2015年の「長期エネルギー需給見通し」で、中期目標として2030年度の電源構成におけるRE比率を22-24%とする方針である。この方針の下、日本では太陽光、風力、バイオマス、地熱および水力発電といった再生可能エネルギー（RE：Renewable Energy）の導入が進んでいる。日本におけるREの全発電電力量に占める割合は、2014年度の12%から2019年度には16%まで増えており、今後もこの割合は増加する見通しである。
2015年の第21回気候変動枠組条約締結会議(COP21：Conference Of the Parties 21)において「パリ協定」が採択され、2020年以降の温室効果ガス排出削減等のための新たな国際的な枠組みが示された。日本はこの中で、2030年度に温室効果ガス排出量を2013年度比で26.0%、2050年に80%削減することを目標としている。この目標を達成するために、資源エネルギー庁では2015年の「長期エネルギー需給見通し」で、中期目標として2030年度の電源構成におけるRE比率を22-24%とする方針である。この方針の下、日本では太陽光、風力、バイオマス、地熱および水力発電といった再生可能エネルギー（RE：Renewable Energy）の導入が進んでいる。日本におけるREの全発電電力量に占める割合は、2014年度の12%から2019年度には16%まで増えており、今後もこの割合は増加する見通しである。
【0009】
しかしながら、REが連結される電力系統には、需給バランス、送電容量超過、電圧変動、周波数変動、安定性などの様々な課題が生じることが予想されている。これは、太陽光や風力発電などの変動型再生可能エネルギー（Variable Renewable Energy：VRE）の出力が時々刻々と変化する気象状況に影響されることや、火力の同期発電機の数が減少することで系統慣性が小さくなること、また太陽光や風力発電の適地が限定的であるため、VREの発電地から需要地まで電力を届ける際の送電容量が増加し、局所的な送電線の過負荷が生じやすいことなどに起因している。
【0010】
このような課題に対し、VREによる電力を供給地から需要地まで安定に供給するための系統増強が計画されている。例えば国内においては、今後の接続量の増加が見込まれる千葉の洋上風力、秋田沖の洋上風力発電については、需要地である東京方面への送電線の本数を増やし、送電容量を増加するための工事が計画されている。また、同様に今後の接続量の増加が見込まれる九州の太陽光発電については、中国九州間連系線の運用容量の増強が計画されている。しかしながら、これらの系統増強計画にかかる費用の膨大化が課題となっている。
【0011】
このように、単純にVREの比率を高めるのみならず安定性や経済性も同時に考慮する必要のある状況において、既存設備の制御を高度化することで、投資を抑えつつ電力系統の安定性を確保することが重要となる。既設設備の制御高度化として、発電機の力率調節が挙げられる。力率調節とは、電源が発電する電力の内、有効電力と無効電力の供給割合を調節することである。有効電力とは、例えば家電製品を動作させるために消費される電力のことである。無効電力は電力としては消費されないが、系統の状況に応じて電源からエネルギーを入出力することにより、電力系統の電圧を維持する効果を有する。本来、電力会社は売電を目的としているため、有効電力の割合をなるべく高めるように各種機器を運転する。しかし、VRE増加に伴う電力系統の安定性の低下に対し、無効電力による系統安定性の向上が今後重要になると考えられる。
【0012】
上述した特許文献１の技術を応用すれば、分散型電源の発電機出力や配電線に対する連系状態から、連系点の電圧降下推定量を求め、風力発電機の運転力率を調整する分散型電源システムが構成できると考えられる。このように、既存発電機の力率を調節することは、再生可能エネルギーの接続量増加に伴う無効電力の供給量不足といった課題に対し、新規設備の設置よりも廉価で実現できるという利点がある。しかしながら、前述のように、これまでの発電機はなるべく有効電力を多く発電し、無効電力は接続される変電所における電圧に応じて出なりで発電していた。そのため、外部機関からの力率調節の指示に従い、経済性を損ねてでも無効電力を発電するようなプロセスを有していない。
【0013】
このようなプロセスを構築する際の課題について、系統安定化を担う送配電事業者と、発電機を有する発電事業者の観点から整理する。送配電事業者としては、例えば九州で発電した電力を主需要地である関西に送電するなど、電力の発電地と需要地が地理的に離れ、各エリア間を跨いだ電力の送電が行われるため、電力系統の事故に対する施策を検討する際に、自身の所掌の電力系統管内のみではなく、他送配電事業者が管轄の電力系統も考慮する要請が高まる、という課題が生じる。これは、再生可能エネルギーの導入適地が遍在しており、電力の発電地と消費地が地理的に離れることに起因している。
【0014】
そのため、そのような長距離送電が発生した際の課題抽出や、課題解決に向けた発電機力率の決定に際し、異なる送配電事業者のデータを収集するための枠組みを構築することが好ましい。また発電事業者としては、送配電事業者から直接的に力率調節に関する指示を受けるプロセスが無いため、発電事業者のみで系統安定化に必要となる発電機力率の決定が困難という課題がある。更に、力率を調節し無効電力を多く出すような発電機の運転は、上記のように経済性を損ねる可能性があるため、発電事業者が系統安定化に貢献することに対して便益を享受できるような仕組みを構築することが好ましい。
【0015】
そこで後述する実施形態では、送配電事業者と発電事業者の情報を統合して、発電機の力率を調節し系統安定性を向上させるシステムを実現した。詳細は後述するが、後述の実施形態では送配電事業者は、複数の電力会社を跨ぐような、各エリアの電力系統を模擬した広域な電力系統の断面を作成する。次に、作成した広域電力系統を対象とした系統解析を実行し、力率を変更することで系統安定性の向上に貢献できる発電機を抽出する。この抽出結果に基づいて、発電事業者は発電機の力率を調節し、有効電力と無効電力の割合やそれらの量を調節する。調節された結果、例えばVRE接続量の増加などの便益を、送配電事業者と発電事業者で共有し、相互に利益を得られるような仕組みを構築することが好ましい。このように、後述する実施形態によれば、送配電事業者と発電事業者が一体となり情報をやり取りするシステムにより、系統増強費用を低減しながら、電力系統の安定性を向上させることで、温室効果ガスの排出量削減を達成することが可能となる。
【0016】
［第１実施形態］
〈電力系統〉
図１は、第１実施形態における電力系統２５０等の模式図である。
電力系統２５０は、複数の（ｎ個の）エリアＡＲ－１～ＡＲ－ｎに分割されている。これらエリアＡＲ－１～ＡＲ－ｎのうち一部は、発電プラント２５２を備えている。発電プラント２５２は、例えば、火力や原子力の発電プラントであってもよく、再生可能エネルギーの発電プラントであってもよい。また、エリアＡＲ－１～ＡＲ－ｎのうち一部は、発電機２６０，２６２，２６４を備えている。発電機２６０，２６２，２６４は主として同期発電機であり、フライホイール等を備えていてもよい。また、これら発電機は発電プラント２５２の構成要素であってもよい。そして、電力系統制御装置１００は、各発電機２６０，２６２，２６４の力率等を制御するものである。
〈電力系統〉
図１は、第１実施形態における電力系統２５０等の模式図である。
電力系統２５０は、複数の（ｎ個の）エリアＡＲ－１～ＡＲ－ｎに分割されている。これらエリアＡＲ－１～ＡＲ－ｎのうち一部は、発電プラント２５２を備えている。発電プラント２５２は、例えば、火力や原子力の発電プラントであってもよく、再生可能エネルギーの発電プラントであってもよい。また、エリアＡＲ－１～ＡＲ－ｎのうち一部は、発電機２６０，２６２，２６４を備えている。発電機２６０，２６２，２６４は主として同期発電機であり、フライホイール等を備えていてもよい。また、これら発電機は発電プラント２５２の構成要素であってもよい。そして、電力系統制御装置１００は、各発電機２６０，２６２，２６４の力率等を制御するものである。
【0017】
なお、各エリアＡＲ－１～ＡＲ－ｎは、同一の送配電事業者の管轄下にあってもよく、異なる送配電事業者の管轄下にあってもよい。また、以下の説明において、同一または同様の機能、意義を有する構成要素や情報等が複数ある場合には、例えば「エリアＡＲ－１」、「エリアＡＲ－ｎ」のように同一の符号に「－」と数値を付して説明する場合がある。但し、これら複数の構成要素等を区別する必要がない場合には、例えば「エリアＡＲ」のように「－」と数値を省略して説明する場合がある。
【0018】
〈電力系統制御装置〉
図２は、コンピュータ９００のブロック図である。
図１に示した電力系統制御装置１００は、図２に示すコンピュータ９００を、１台または複数台備えている。図２において、コンピュータ９００は、ＣＰＵ９０１と、ＲＡＭ９０２と、ＲＯＭ９０３と、ＨＤＤ９０４と、通信Ｉ／Ｆ９０５と、入出力Ｉ／Ｆ９０６と、メディアＩ／Ｆ９０７と、を備える。通信Ｉ／Ｆ９０５は、通信回路９１５に接続される。入出力Ｉ／Ｆ９０６は、入出力装置９１６に接続される。メディアＩ／Ｆ９０７は、記録媒体９１７からデータを読み書きする。ＲＯＭ９０３には、ＣＰＵによって実行される制御プログラム、各種データ等が格納されている。ＣＰＵ９０１は、ＲＡＭ９０２に読み込んだアプリケーションプログラムを実行することにより、各種機能を実現する。
図２は、コンピュータ９００のブロック図である。
図１に示した電力系統制御装置１００は、図２に示すコンピュータ９００を、１台または複数台備えている。図２において、コンピュータ９００は、ＣＰＵ９０１と、ＲＡＭ９０２と、ＲＯＭ９０３と、ＨＤＤ９０４と、通信Ｉ／Ｆ９０５と、入出力Ｉ／Ｆ９０６と、メディアＩ／Ｆ９０７と、を備える。通信Ｉ／Ｆ９０５は、通信回路９１５に接続される。入出力Ｉ／Ｆ９０６は、入出力装置９１６に接続される。メディアＩ／Ｆ９０７は、記録媒体９１７からデータを読み書きする。ＲＯＭ９０３には、ＣＰＵによって実行される制御プログラム、各種データ等が格納されている。ＣＰＵ９０１は、ＲＡＭ９０２に読み込んだアプリケーションプログラムを実行することにより、各種機能を実現する。
【0019】
図３は、電力系統制御装置１００の機能を示すブロック図であり、図中の各ブロックは、アプリケーションプログラム等によって実現される機能を示している。すなわち、電力系統制御装置１００は、ＲＥ発電量取得部１１０（発電量取得手段、発電量取得部、発電量取得ステップ）と、系統構成取得部１２０（系統構成取得ステップ、系統構成取得手段）と、系統対策計画部１３０（系統対策計画ステップ、系統対策計画手段）と、制御指示部１４０（制御指示ステップ、制御指示手段）と、表示制御部１５０と、を備えている。なお、「ＲＥ」は再生可能エネルギー（Renewable Energy）の略である。
【0020】
（ＲＥ発電量取得部１１０）
ＲＥ発電量取得部１１０は、ＲＥデータベース１１２を備えている。ＲＥデータベース１１２は、ＲＥ導入量ＰＲ－１～ＰＲ－ｎ（再生可能エネルギー発電量、所定種発電量）と、ＲＥ導入予測値ＰＲＥ－１～ＰＲＥ－ｎ（所定種発電量、予測値）と、を記憶する。ここで、ＲＥ導入量ＰＲ－１～ＰＲ－ｎは、電力系統２５０の各エリアＡＲ－１～ＡＲ－ｎ（図１参照）における、現在の再生可能エネルギーの導入量（再生可能エネルギーによる発電量）を表すものである。また、ＲＥ導入予測値ＰＲＥ－１～ＰＲＥ－ｎは、将来におけるＲＥ導入量ＰＲ－１～ＰＲ－ｎの予測値である。ここで、再生可能エネルギーとは、例えば陸上風力、洋上風力、太陽光、波力、潮力、流水、地熱、またはバイオマスによる発電量である。但し、再生可能エネルギーは、これらのものに限定されるわけではない。
ＲＥ発電量取得部１１０は、ＲＥデータベース１１２を備えている。ＲＥデータベース１１２は、ＲＥ導入量ＰＲ－１～ＰＲ－ｎ（再生可能エネルギー発電量、所定種発電量）と、ＲＥ導入予測値ＰＲＥ－１～ＰＲＥ－ｎ（所定種発電量、予測値）と、を記憶する。ここで、ＲＥ導入量ＰＲ－１～ＰＲ－ｎは、電力系統２５０の各エリアＡＲ－１～ＡＲ－ｎ（図１参照）における、現在の再生可能エネルギーの導入量（再生可能エネルギーによる発電量）を表すものである。また、ＲＥ導入予測値ＰＲＥ－１～ＰＲＥ－ｎは、将来におけるＲＥ導入量ＰＲ－１～ＰＲ－ｎの予測値である。ここで、再生可能エネルギーとは、例えば陸上風力、洋上風力、太陽光、波力、潮力、流水、地熱、またはバイオマスによる発電量である。但し、再生可能エネルギーは、これらのものに限定されるわけではない。
【0021】
（系統構成取得部１２０）
系統構成取得部１２０は、系統構成データベース１２２を備えている。系統構成データベース１２２は、各エリアＡＲ－１～ＡＲ－ｎ（図１参照）について、系統構成情報ＤＤ－１～ＤＤ－ｎを記憶する。各系統構成情報ＤＤは、当該エリアについて、以下の情報を含んでいる。
・系統構成（送配電線の接続関係）、
・各送電線の線路インピーダンス（Ｒ＋ｊＸ）、
・各送電線の対地静電容量（サセプタンス：ｊＢ）、
・将来の系統増強計画情報に含まれる系統構成、
・当該エリアに含まれる発電機の仕様
さらに、系統構成情報ＤＤは、各種潮流計算、状態推定、および時系列変化計算のために、上述した以外の種々のデータを含んでいる。
系統構成取得部１２０は、系統構成データベース１２２を備えている。系統構成データベース１２２は、各エリアＡＲ－１～ＡＲ－ｎ（図１参照）について、系統構成情報ＤＤ－１～ＤＤ－ｎを記憶する。各系統構成情報ＤＤは、当該エリアについて、以下の情報を含んでいる。
・系統構成（送配電線の接続関係）、
・各送電線の線路インピーダンス（Ｒ＋ｊＸ）、
・各送電線の対地静電容量（サセプタンス：ｊＢ）、
・将来の系統増強計画情報に含まれる系統構成、
・当該エリアに含まれる発電機の仕様
さらに、系統構成情報ＤＤは、各種潮流計算、状態推定、および時系列変化計算のために、上述した以外の種々のデータを含んでいる。
【0022】
（系統対策計画部１３０）
系統対策計画部１３０は、ＲＥ発電量取得部１１０および系統構成取得部１２０から取得した各種情報を参照し、電力系統の系統対策を立案し、電力系統の増強計画のため、これら各種情報による効果を評価する。系統対策計画部１３０は、広域系統断面作成部１３１と、想定故障条件選定部１３２と、系統影響度評価部１３３と、系統対策検討部１３５（系統対策検討ステップ、系統対策検討手段）と、効果評価部１３６（効果評価ステップ、効果評価手段）と、を備えている。系統対策計画部１３０は、各エリアの電力系統を網羅した広域な電力系統２５０に基づき、系統増強が必要な場所を特定する系統増強計画情報を記憶する。
系統対策計画部１３０は、ＲＥ発電量取得部１１０および系統構成取得部１２０から取得した各種情報を参照し、電力系統の系統対策を立案し、電力系統の増強計画のため、これら各種情報による効果を評価する。系統対策計画部１３０は、広域系統断面作成部１３１と、想定故障条件選定部１３２と、系統影響度評価部１３３と、系統対策検討部１３５（系統対策検討ステップ、系統対策検討手段）と、効果評価部１３６（効果評価ステップ、効果評価手段）と、を備えている。系統対策計画部１３０は、各エリアの電力系統を網羅した広域な電力系統２５０に基づき、系統増強が必要な場所を特定する系統増強計画情報を記憶する。
【0023】
（広域系統断面作成部１３１）
広域系統断面作成部１３１は、ＲＥ導入予測値ＰＲＥと、系統構成情報ＤＤと、に基づいて、広域断面情報ＤＥと、エリア断面情報ＤＦ－１～ＤＦ－ｎと、を生成する。ここで、広域断面情報ＤＥとは、各エリアＡＲ１～Ａｎを跨って網羅した電力系統断面（時刻断面）を表す情報であり、再生可能エネルギー接続時における電力系統２５０の状態を模擬する情報である。また、エリア断面情報ＤＦ－１～ＤＦ－ｎは、各エリアＡＲ－１～ＡＲ－ｎについての電力系統断面（時刻断面）を表す情報である。
広域系統断面作成部１３１は、ＲＥ導入予測値ＰＲＥと、系統構成情報ＤＤと、に基づいて、広域断面情報ＤＥと、エリア断面情報ＤＦ－１～ＤＦ－ｎと、を生成する。ここで、広域断面情報ＤＥとは、各エリアＡＲ１～Ａｎを跨って網羅した電力系統断面（時刻断面）を表す情報であり、再生可能エネルギー接続時における電力系統２５０の状態を模擬する情報である。また、エリア断面情報ＤＦ－１～ＤＦ－ｎは、各エリアＡＲ－１～ＡＲ－ｎについての電力系統断面（時刻断面）を表す情報である。
【0024】
ところで、１日毎、１年間等の期間において、ＲＥ出力や発電機出力等は様々変化する。そのため、広域系統断面作成部１３１は、複数の時刻断面についてエリア断面情報ＤＦおよび広域断面情報ＤＥを作成する。作成する時刻断面の数は、対象とする電力系統２５０（図１参照）の状態によって異なるが、１日をいくつかの時間ごとに分割し、それを１年分集めたものを用意するとよい。例えば、１日を２４時間に分割した場合、１年分の断面は、２４×３６５＝８６４０断面になる。
【0025】
（想定故障条件選定部１３２）
想定故障条件選定部１３２は、広域系統断面作成部１３１で作成された広域断面情報ＤＥおよびエリア断面情報ＤＦに基づいて、電力系統２５０の事故が発生した際の安定度を評価するために、想定故障条件データＤＧを作成する。ここで、電力系統の事故とは、例えば送電線の地絡事故や、発電機の脱落等の事故である。また、想定故障条件データＤＧによって評価される安定度とは、例えば、同期安定性、電圧安定性、周波数安定性などである。
想定故障条件選定部１３２は、広域系統断面作成部１３１で作成された広域断面情報ＤＥおよびエリア断面情報ＤＦに基づいて、電力系統２５０の事故が発生した際の安定度を評価するために、想定故障条件データＤＧを作成する。ここで、電力系統の事故とは、例えば送電線の地絡事故や、発電機の脱落等の事故である。また、想定故障条件データＤＧによって評価される安定度とは、例えば、同期安定性、電圧安定性、周波数安定性などである。
【0026】
（系統影響度評価部１３３）
系統影響度評価部１３３は、広域断面情報ＤＥ、エリア断面情報ＤＦ、想定故障条件データＤＧに基づいて、系統事故前（平常時）および系統事故時における系統制約条件ＤＩを計算する。ここで系統制約条件ＤＩとは、同期安定性における発電機内部相差角や、周波数安定性における周波数の最大値および最小値、電圧安定性におけるＰ－Ｖカーブのノーズポイントまでの負荷余裕、過渡的な電圧、および過渡的な過負荷などである。
系統影響度評価部１３３は、広域系統断面作成部１３１で作成した広域断面情報ＤＥおよびエリア断面情報ＤＦを用いて、想定故障条件選定部１３２で選定された想定故障ケース（図５参照。Ｃ１，Ｃ２等）を模擬して、故障が発生した際の潮流計算と、過渡安定度計算とを行い、系統事故時の安定度を評価する。そして、系統影響度評価部１３３は、安定度の評価結果を系統影響度評価情報ＤＪとして出力する。
さらに、系統影響度評価部１３３は、選択された想定故障ケースが発生した際の潮流計算、過渡安定度計算を実行する。
系統影響度評価部１３３は、広域断面情報ＤＥ、エリア断面情報ＤＦ、想定故障条件データＤＧに基づいて、系統事故前（平常時）および系統事故時における系統制約条件ＤＩを計算する。ここで系統制約条件ＤＩとは、同期安定性における発電機内部相差角や、周波数安定性における周波数の最大値および最小値、電圧安定性におけるＰ－Ｖカーブのノーズポイントまでの負荷余裕、過渡的な電圧、および過渡的な過負荷などである。
系統影響度評価部１３３は、広域系統断面作成部１３１で作成した広域断面情報ＤＥおよびエリア断面情報ＤＦを用いて、想定故障条件選定部１３２で選定された想定故障ケース（図５参照。Ｃ１，Ｃ２等）を模擬して、故障が発生した際の潮流計算と、過渡安定度計算とを行い、系統事故時の安定度を評価する。そして、系統影響度評価部１３３は、安定度の評価結果を系統影響度評価情報ＤＪとして出力する。
さらに、系統影響度評価部１３３は、選択された想定故障ケースが発生した際の潮流計算、過渡安定度計算を実行する。
【0027】
（系統対策検討部１３５）
系統対策検討部１３５は、系統影響度評価部１３３から出力された系統制約条件ＤＩおよび系統影響度評価情報ＤＪに基づいて、系統事故時に系統制約条件ＤＩを充足できない場合の対策として、発電機の力率調節による系統安定度が向上する効果を検証する。すなわち、系統対策検討部１３５は、系統影響度評価部１３３で評価された結果に基づき、電力系統の安定度を向上させる対策を立案し、その結果を対策案データＤＭとして出力する。
系統対策検討部１３５は、系統影響度評価部１３３から出力された系統制約条件ＤＩおよび系統影響度評価情報ＤＪに基づいて、系統事故時に系統制約条件ＤＩを充足できない場合の対策として、発電機の力率調節による系統安定度が向上する効果を検証する。すなわち、系統対策検討部１３５は、系統影響度評価部１３３で評価された結果に基づき、電力系統の安定度を向上させる対策を立案し、その結果を対策案データＤＭとして出力する。
【0028】
（効果評価部１３６）
効果評価部１３６は、対策案データＤＭに示された発電機の力率調節の内容を評価（検証）し、その評価結果を評価データＤＰとして、系統対策検討部１３５に出力する。この評価データＤＰが、「発電機の力率を調節することで系統安定性の向上が所定値以上期待できる」ことを示す場合、系統対策検討部１３５は、制御指示部１４０に対して、対策案データＤＭに基づいて、例えば「発電機の力率を変更する」等の対策実行指令ＤＲを送信する。
効果評価部１３６は、対策案データＤＭに示された発電機の力率調節の内容を評価（検証）し、その評価結果を評価データＤＰとして、系統対策検討部１３５に出力する。この評価データＤＰが、「発電機の力率を調節することで系統安定性の向上が所定値以上期待できる」ことを示す場合、系統対策検討部１３５は、制御指示部１４０に対して、対策案データＤＭに基づいて、例えば「発電機の力率を変更する」等の対策実行指令ＤＲを送信する。
【0029】
（制御指示部１４０）
制御指示部１４０は、エリアＡＲ－１～ＡＲ－ｎ（図１参照）に対応する複数の制御部１４２－１～１４２－ｎを備えている。制御部１４２－１～１４２－ｎは、対応するエリアＡＲ－１～ＡＲ－ｎに対して、発電機の力率変更等を指令するエリア制御指令ＤＳ－１～ＤＳ－ｎを出力する。制御部１４２の制御対象は、各エリアＡＲに含まれる発電機や負荷等であるが、その他、バッテリー、充放電可能な二次電池、電気自動車の蓄電池、フライホイール、調相設備等であってもよい。
制御指示部１４０は、エリアＡＲ－１～ＡＲ－ｎ（図１参照）に対応する複数の制御部１４２－１～１４２－ｎを備えている。制御部１４２－１～１４２－ｎは、対応するエリアＡＲ－１～ＡＲ－ｎに対して、発電機の力率変更等を指令するエリア制御指令ＤＳ－１～ＤＳ－ｎを出力する。制御部１４２の制御対象は、各エリアＡＲに含まれる発電機や負荷等であるが、その他、バッテリー、充放電可能な二次電池、電気自動車の蓄電池、フライホイール、調相設備等であってもよい。
【0030】
各エリアＡＲ－１～ＡＲ－ｎに出力されたエリア制御指令ＤＳ－１～ＤＳ－ｎは、ＲＥ発電量取得部１１０および系統構成データベース１２２にも転送される。これにより、ＲＥ発電量取得部１１０は、ＲＥ導入予測値ＰＲＥ－１～ＰＲＥ－ｎをエリア制御指令ＤＳ－１～ＤＳ－ｎに基づいて更新する。同様に、系統構成取得部１２０は、系統構成情報ＤＤ－１～ＤＤ－ｎの内容を、エリア制御指令ＤＳ－１～ＤＳ－ｎに基づいて更新する。
【0031】
（表示制御部１５０）
表示制御部１５０は、電力系統制御装置１００内における各種情報を入出力装置９１６（図２参照）に含まれるディスプレイ等に表示する。
表示制御部１５０は、電力系統制御装置１００内における各種情報を入出力装置９１６（図２参照）に含まれるディスプレイ等に表示する。
【0032】
〈各種情報等の詳細〉
以下、上述した各種情報等の詳細を説明する。
まず、図４は、広域断面情報ＤＥの一例を示す図である。
図４において、広域断面情報ＤＥは、電力系統２５０（図１参照）の一部の状態を表すものである。図示の例において、広域断面情報ＤＥは、２つのエリアＡＲ－１０，ＡＲ－１１を含んでいる。エリアＡＲ－１０は、ＲＥ発電部２１０と、電力需要地２３０と、両者を接続する送電線２２０と、を含んでいる。そして、ＲＥ発電部２１０は、３台のＲＥ電源２１２，２１４，２１６を備えている。
以下、上述した各種情報等の詳細を説明する。
まず、図４は、広域断面情報ＤＥの一例を示す図である。
図４において、広域断面情報ＤＥは、電力系統２５０（図１参照）の一部の状態を表すものである。図示の例において、広域断面情報ＤＥは、２つのエリアＡＲ－１０，ＡＲ－１１を含んでいる。エリアＡＲ－１０は、ＲＥ発電部２１０と、電力需要地２３０と、両者を接続する送電線２２０と、を含んでいる。そして、ＲＥ発電部２１０は、３台のＲＥ電源２１２，２１４，２１６を備えている。
【0033】
また、エリアＡＲ－１１は、２つの電力需要地２３２，２３４を含んでいる。エリアＡＲ－１０のＲＥ発電部２１０と、エリアＡＲ－１１の電力需要地２３２とは、送電線２２２によって接続されている。また、エリアＡＲ－１１内の電力需要地２３２，２３４は、送電線２２４によって接続されている。これにより、ＲＥ発電部２１０は、電力需要地２３０，２３２，２３４に電力を供給する。
【0034】
なお、このように、広域系統断面作成部１３１（図２参照）が作成するエリア断面情報ＤＦは、必ずしも一つのエリア（例えばＡＲ－１）に含まれる要素を記述するのみならず、複数のエリアに含まれる要素を記述することができる。すなわち、図４に示す例において、エリア断面情報ＤＦは、エリアＡＲ－１におけるＲＥ発電部２１０、送電線２２０、電力需要地２３０と、エリアＡＲ－２における電力需要地２３２，２３４と、送電線２２４と、を模擬する。
【0035】
図５は、想定故障条件データＤＧの構成を示す図である。
図５において、想定故障条件データＤＧは、様々な日時に対応して複数作成されており、これらの集合を想定故障条件データベース３００と呼ぶ。想定故障条件データベース３００は、想定故障条件選定部１３２（図３参照）に記憶されている。各想定故障条件データＤＧは、日時データ３０１と、想定故障ケース欄３０２と、故障箇所欄３０３と、故障様相欄３０４と、を含んでいる。ここで、複数の想定故障条件データＤＧにおける日時データ３０１の間隔は、任意の間隔でよい。
図５において、想定故障条件データＤＧは、様々な日時に対応して複数作成されており、これらの集合を想定故障条件データベース３００と呼ぶ。想定故障条件データベース３００は、想定故障条件選定部１３２（図３参照）に記憶されている。各想定故障条件データＤＧは、日時データ３０１と、想定故障ケース欄３０２と、故障箇所欄３０３と、故障様相欄３０４と、を含んでいる。ここで、複数の想定故障条件データＤＧにおける日時データ３０１の間隔は、任意の間隔でよい。
【0036】
想定故障ケース欄３０２には、様々な故障態様に応じた想定故障ケースの番号（Ｃ１，Ｃ２，…）が格納されている。故障箇所欄３０３には、想定する故障個所が格納されている。また、故障様相欄３０４には、想定した故障に係る線路の相、線数、故障様態等が格納されている。
【0037】
例えば、想定故障ケースＣ１等の故障様相欄３０４には、「３φ６ＬＧ（ＡＢＣＡ’Ｂ’Ｃ’）」なる文字列データが記憶されている。この文字列のうち「３φ６ＬＧ」の部分は、三相六線地絡事故であることを示している。また、「（ＡＢＣＡ’Ｂ’Ｃ’）」は、Ａ相とＢ相とＣ相とＡ’相とＢ’相とＣ’相とが地絡したことを示している。図５における想定故障ケースＣ１は、送電線Ａ１（図示せず）の送電端において、三相六線地絡故障が生じることを示している。
【0038】
同様に、想定故障ケースＣ２は、送電線Ａ２（図示せず）の送電端において、三相六線地絡故障が生じることを示している。同様に、想定故障ケースＣ３は、送電線Ａ１，Ａ２の双方の送電端において、三相六線地絡故障が生じることを示している。また、想定故障ケースＣ４は、電源サイトＰＳ１（図示せず）の脱落事故が生じることを示している。また、想定故障ケースＣ５は、送電線Ｂ１（図示せず）の送電端において、三相六線地絡故障が生じることを示している。
【0039】
このように、想定故障条件データベース３００が種々の情報を含むため、想定故障条件選定部１３２（図３参照）は種々の想定故障条件を選定できる。また、系統影響度評価部１３３（図３参照）は種々の想定故障条件に対して系統影響度評価情報ＤＪを算出することができる。
【0040】
図６は、広域断面情報ＤＥの他の例を示す図である。
図６に示す広域断面情報ＤＥは、系統事故発生時におけるものであり、図４に示した要素に加えて、系統事故情報４０１，４０２，４０３が追加されている。これら系統事故情報４０１，４０２，４０３は、それぞれ、送電線２２０，２２２，２２４に発生した事故に関する情報であり、図示の位置は、系統事故が発生した位置である。
図６に示す広域断面情報ＤＥは、系統事故発生時におけるものであり、図４に示した要素に加えて、系統事故情報４０１，４０２，４０３が追加されている。これら系統事故情報４０１，４０２，４０３は、それぞれ、送電線２２０，２２２，２２４に発生した事故に関する情報であり、図示の位置は、系統事故が発生した位置である。
【0041】
（系統事故解析画面５）
図７は、系統事故解析画面５の一例を示す図である。
なお、系統事故解析画面５は、表示制御部１５０によって表示される画面である。
系統事故解析画面５は、系統図表示欄５０１と、凡例表示欄５０４と、日付欄５１２と、時刻欄５１４と、想定故障条件選定結果部５３０と、を含んでいる。
図７は、系統事故解析画面５の一例を示す図である。
なお、系統事故解析画面５は、表示制御部１５０によって表示される画面である。
系統事故解析画面５は、系統図表示欄５０１と、凡例表示欄５０４と、日付欄５１２と、時刻欄５１４と、想定故障条件選定結果部５３０と、を含んでいる。
【0042】
系統図表示欄５０１は、電力系統２５０（図１参照）の系統図を図示する領域であり、その内容は広域系統断面作成部１３１によって作成される。系統図表示欄５０１には、同期機電源、ＲＥ電源、負荷、変圧器、母線および線路などといった系統情報がアイコンや記号として示されている。なお、同期機電源は、例えば上述した発電機２６０，２６２，２６４である。凡例表示欄５０４は、系統図表示欄５０１に示されているアイコンや記号等の意味を示す領域である。また、日付欄５１２および時刻欄５１４は、ユーザの操作によって、日付および時刻を指定可能になっており、指定された日付および時刻を表示する。系統図表示欄５０１および後述する想定故障条件選定結果部５３０の内容は、日付欄５１２および時刻欄５１４で指定された日付および時刻に応じて変化する。
【0043】
想定故障条件選定結果部５３０は、列方向に想定故障ケース欄５３１と、系統安定化制御量欄の電制量欄５３２および負制量欄５３３と、発電機位相角欄５３４と、電圧欄５３５と、周波数欄５３６と、を含んでいる。そして、これらの欄によって、想定故障条件選定結果部５３０は、潮流計算および過渡安定度の解析結果を表示する。
【0044】
想定故障条件選定結果部５３０の行方向は、想定故障ケースＣ１，Ｃ２，…であり、これは想定故障条件データベース３００（図５参照）のものと同様である。発電機位相角欄５３４、電圧欄５３５および周波数欄５３６は、想定故障ケースＣ１，Ｃ２，…に対して、それぞれ、発電機位相角、電圧および周波数について、系統制約条件ＤＩを充足できるか否かを表示している。すなわち、系統制約条件ＤＩを充足できる場合は「○」を表示し、系統制約条件ＤＩを充足できない場合を「×」を表示している。系統制約条件ＤＩは、例えば「系統事故時においても発電機位相角を１００度以下に維持できる」等の制約であり、その具体的な内容は電力系統２５０の構成等に応じて、適宜定められる。
【0045】
図８は、広域断面情報ＤＥのさらに他の例を示す図である。
図８に示す広域断面情報ＤＥは、図４に示した要素に加えて、系統事故情報４０２および発電機２６０，２６２，２６４が追加されている。同図は、力率制御の対象となる発電機を特定する手順を説明するため図である。まず、送電線２２２に系統事故情報４０２に係る事故が発生したとする。この状態は、図７に示した想定故障条件選定結果部５３０の想定故障ケースＣ４に相当する。図７の想定故障ケースＣ４に示した例では、発電機位相角、電圧および周波数の何れについても、系統制約条件ＤＩを充足できない。
図８に示す広域断面情報ＤＥは、図４に示した要素に加えて、系統事故情報４０２および発電機２６０，２６２，２６４が追加されている。同図は、力率制御の対象となる発電機を特定する手順を説明するため図である。まず、送電線２２２に系統事故情報４０２に係る事故が発生したとする。この状態は、図７に示した想定故障条件選定結果部５３０の想定故障ケースＣ４に相当する。図７の想定故障ケースＣ４に示した例では、発電機位相角、電圧および周波数の何れについても、系統制約条件ＤＩを充足できない。
【0046】
この「系統制約条件ＤＩを充足できない」という判定結果は、系統影響度評価部１３３（図３参照）から系統対策検討部１３５に供給される系統影響度評価情報ＤＪの中に含まれている。そこで、系統対策検討部１３５は、系統制約条件ＤＩおよび系統影響度評価情報ＤＪに基づいて、課題発生位置ＰＰを特定する。ここで、「課題発生位置ＰＰ」とは、系統制約条件ＤＩが満たせなかった場合に、所定の電力品質を満たせないという課題が生じる、電力系統２５０上の位置である。図８の例においては、例えば電力需要地２３２が課題発生位置ＰＰになる。
【0047】
系統対策検討部１３５は、課題発生位置ＰＰにおける電力品質を向上させるために、慣性力や無効電力を供給できる発電機を選定する。図８の例においては、発電機２６２が選定されたとする。この発電機２６２は、系統事故情報４０２の位置よりもエリアＡＲ－１１側の送電線２２２に接続されている。このため、発電機２６２は、課題解決に貢献可能となる発電機である。
【0048】
この場合、系統対策検討部１３５が出力する対策案データＤＭは、発電機２６２を指定する情報と、発電機２６２が出力すべき有効電力および無効電力と、を含む情報である。但し、発電機２６２が出力すべき有効電力および無効電力に代えて、対策案データＤＭによって発電機２６２の力率を指定してもよい。系統対策検討部１３５は、このような系統事故情報４０２に対して、選定した発電機２６２の力率を変更することによる系統安定度の向上度合いも解析する。そして、この系統安定度の向上度合いも、対策案データＤＭに含まれる。
【0049】
図９は、系統事故解析画面５の他の例を示す図である。
図９の表示内容は想定故障条件選定結果部５３０の想定故障ケースＣ４の行を除いて、図７に示したものと同様である。想定故障ケースＣ４の行において、発電機位相角欄５３４、電圧欄５３５および周波数欄５３６には、「×→○」と表示されている。これは、対策案データＤＭを適用する前では「×」（系統制約条件ＤＩを充足できない）であるが、対策案データＤＭを適用すれば（上述の例では発電機２６２の力率を変更すれば）「○」（系統制約条件ＤＩを充足できる）に変化する、という意味である。
図９の表示内容は想定故障条件選定結果部５３０の想定故障ケースＣ４の行を除いて、図７に示したものと同様である。想定故障ケースＣ４の行において、発電機位相角欄５３４、電圧欄５３５および周波数欄５３６には、「×→○」と表示されている。これは、対策案データＤＭを適用する前では「×」（系統制約条件ＤＩを充足できない）であるが、対策案データＤＭを適用すれば（上述の例では発電機２６２の力率を変更すれば）「○」（系統制約条件ＤＩを充足できる）に変化する、という意味である。
【0050】
系統事故解析画面５の表示内容が、図７のものから図９のものに変遷するまでの処理を、図３を参照して説明する。系統対策検討部１３５が出力した対策案データＤＭは、効果評価部１３６に供給される。効果評価部１３６は、示された対策案（上述の例では発電機２６２の力率変更）の効果について、評価、検証を行い、その結果を評価データＤＰとして出力する。図９における系統事故解析画面５は、当該評価データＤＰの内容に基づいて、想定故障ケースＣ４の発電機位相角欄５３４、電圧欄５３５および周波数欄５３６の表示内容を更新したものである。
【0051】
このように、対策案データＤＭに対する評価データＤＰが肯定的（系統安定性の向上が期待できる）である場合には、系統対策検討部１３５は、制御指示部１４０に対して、該対策案データＤＭの内容を対策実行指令ＤＲとして送信する。
【0052】
図１０は、第１実施形態における発電機力率曲線の一例を示す図である。
ここで、「発電機力率曲線」とは、発電機の有効電力と無効電力の割合の変更可能範囲を示すものである。図１０において、横軸が有効電力Ｐを示し、縦軸が無効電力Ｑを示している。無効電力Ｑが正である場合（遅れ供給量８０２の方向である場合）、発電機は過励磁状態であり、その出力電流が遅れ位相になる。また、無効電力Ｑが負である場合（進み供給量８０４の方向である場合）、発電機は低励磁状態であり、その出力電流が進み位相になる。換言すれば、発電機固定子の励磁電流を変更することにより、遅れ供給量８０２および進み供給量８０４を調整することができ、これによって有効電力と無効電力の割合を調節することができる。破線８０６は、定格容量における遅れ力率の限界であり、破線８０８は、定格容量における進み力率の限界である。
ここで、「発電機力率曲線」とは、発電機の有効電力と無効電力の割合の変更可能範囲を示すものである。図１０において、横軸が有効電力Ｐを示し、縦軸が無効電力Ｑを示している。無効電力Ｑが正である場合（遅れ供給量８０２の方向である場合）、発電機は過励磁状態であり、その出力電流が遅れ位相になる。また、無効電力Ｑが負である場合（進み供給量８０４の方向である場合）、発電機は低励磁状態であり、その出力電流が進み位相になる。換言すれば、発電機固定子の励磁電流を変更することにより、遅れ供給量８０２および進み供給量８０４を調整することができ、これによって有効電力と無効電力の割合を調節することができる。破線８０６は、定格容量における遅れ力率の限界であり、破線８０８は、定格容量における進み力率の限界である。
【0053】
図１０における点８２０は、障害が発生する前の発電機の動作点である。図中の点８１０Ａ，８１０Ｂ，８１０Ｃ，８１０Ｄを通る略半円形の曲線を発電機力率曲線８１０と呼ぶ。ここで、図示の点８１０Ａ，８１０Ｂは、発電機の回転子コイルに流せる励磁電流の最大値等に応じて決定される。また、点８１０Ｂ，８１０Ｃは、発電機の固定子コイルに流せる電機子電流の最大値等に応じて決定される。
【0054】
また、点８１０Ｃ，８１０Ｄは、固定子鉄心や、固定子鉄心端部の温度上昇等に応じて決定される。そして、制御部１４２（図３参照）は、発電機力率曲線８１０と、縦軸とで囲まれた略半円領域の内部であれば、動作点を自由に設定することができる。例えば、制御部１４２は、点８２２に動作点を移動させることができる。
【0055】
図１１は、第１実施形態における送電線電圧の例を示す図である。
図１１において、縦軸は送電線電圧Ｖであり、横軸は時刻ｔである。電圧変化特性９２０，９２２は、それぞれ、発電機の動作点が点８２０，８２２（図１０参照）である場合の特性である。また、電圧変化特性９２０，９２２は、何れも、時刻ｔ1に想定故障ケースＣ４（図９参照）の系統事故が発生した場合の特性である。また、レベルＶ１は、系統運用者が定める、電圧の運用目標値である。
図１１において、縦軸は送電線電圧Ｖであり、横軸は時刻ｔである。電圧変化特性９２０，９２２は、それぞれ、発電機の動作点が点８２０，８２２（図１０参照）である場合の特性である。また、電圧変化特性９２０，９２２は、何れも、時刻ｔ1に想定故障ケースＣ４（図９参照）の系統事故が発生した場合の特性である。また、レベルＶ１は、系統運用者が定める、電圧の運用目標値である。
【0056】
発電機の動作点が点８２０（図１０参照）である場合、時刻ｔ1に系統事故が発生すると、電圧変化特性９２０に示すように、やがて送電線電圧ＶはレベルＶ１を下回る。そこで、このような場合は、図１０において、動作点を点８２２に移動させるとよい。これにより、送電線電圧Ｖは電圧変化特性９２２に沿って変化するようになるため、送電線電圧ＶがレベルＶ１以上になるように、送電線電圧Ｖを制御することができる。
【0057】
［第２実施形態］
次に、第２実施形態について説明する。なお、以下の説明において、上述した第１実施形態の各部に対応する部分には同一の符号を付し、その説明を省略する場合がある。
第２実施形態の構成および動作は第１実施形態のもの（図１～図９）と略同様である。但し、第１実施形態では、図１０に示したように、発電機出力を略一定とし、発電機の発電機力率曲線８１０上で有効電力と無効電力の共有割合を変化させるものであった。これに対して、本実施形態では、発電機の出力を変化させ、有効電力の絶対値を小さくすることで、送電線事故前の電力系統の潮流を抑制し事故時の安定度を向上させるものである。
次に、第２実施形態について説明する。なお、以下の説明において、上述した第１実施形態の各部に対応する部分には同一の符号を付し、その説明を省略する場合がある。
第２実施形態の構成および動作は第１実施形態のもの（図１～図９）と略同様である。但し、第１実施形態では、図１０に示したように、発電機出力を略一定とし、発電機の発電機力率曲線８１０上で有効電力と無効電力の共有割合を変化させるものであった。これに対して、本実施形態では、発電機の出力を変化させ、有効電力の絶対値を小さくすることで、送電線事故前の電力系統の潮流を抑制し事故時の安定度を向上させるものである。
【0058】
図１２は、第２実施形態における発電機力率曲線の一例を示す図である。
図１２に示す発電機力率曲線８１０は、第１実施形態のもの（図１０参照）と同様である。但し、本実施形態において、制御部１４２（図３参照）は、障害が発生する前の発電機の動作点が点８３０であった場合、動作点を点８３０から点８３２に移動させ、しかる後に点８３４に移動させる。この点で本実施形態の動作は第１実施形態のものとは異なる。
図１２に示す発電機力率曲線８１０は、第１実施形態のもの（図１０参照）と同様である。但し、本実施形態において、制御部１４２（図３参照）は、障害が発生する前の発電機の動作点が点８３０であった場合、動作点を点８３０から点８３２に移動させ、しかる後に点８３４に移動させる。この点で本実施形態の動作は第１実施形態のものとは異なる。
【0059】
すなわち、本実施形態では、動作点を点８３４に移動させることにより、発電機が出力する無効電力を比較的大きな値に維持しつつ、発電機が出力する有効電力を大きく抑制することができる。これにより、当該発電機が例えばタービンで駆動されている場合、タービンで消費される燃料の量を抑制することができ、より経済的に発電機を運用することができる。
【0060】
図１３は、第２実施形態における送電線電圧の例を示す図である。
図１３においても、縦軸は送電線電圧Ｖであり、横軸は時刻ｔである。そして、電圧変化特性９３０，９３２，９３４は、それぞれ、発電機の動作点が点８３０，８３２，８３４（図１２参照）である場合の特性である。また、電圧変化特性９３０，９３２，９３４は、何れも、時刻ｔ1に想定故障ケースＣ４（図９参照）の系統事故が発生した場合の特性である。また、レベルＶ２は、本実施形態における運用目標値である。動作点を点８３４に移動した際の電圧変化９３４は、変更前の電圧変化９３０および変更途中の電圧変化９３２と比較して、送電線事故時の電圧低下を抑制できる。例えば、送電線電圧Ｖが、系統運用者が定める電圧の運用目標値Ｖ２未満にならないように調節することが可能である。
図１３においても、縦軸は送電線電圧Ｖであり、横軸は時刻ｔである。そして、電圧変化特性９３０，９３２，９３４は、それぞれ、発電機の動作点が点８３０，８３２，８３４（図１２参照）である場合の特性である。また、電圧変化特性９３０，９３２，９３４は、何れも、時刻ｔ1に想定故障ケースＣ４（図９参照）の系統事故が発生した場合の特性である。また、レベルＶ２は、本実施形態における運用目標値である。動作点を点８３４に移動した際の電圧変化９３４は、変更前の電圧変化９３０および変更途中の電圧変化９３２と比較して、送電線事故時の電圧低下を抑制できる。例えば、送電線電圧Ｖが、系統運用者が定める電圧の運用目標値Ｖ２未満にならないように調節することが可能である。
【0061】
［第３実施形態］
上述した第１，第２実施形態においては、発電機の動作点を点８２２（図１０参照）または点８３４（図１２参照）に移動させるものであった。しかし、このように動作点を移動させると、発電機が出力する有効電力は減少する。一般的に、発電事業者は、有効電力をなるべく多く出力し売電機会を増やしたいと考えるため、上述のように動作点を移動させることは、売電機会のロスにつながるという問題が生じる。そこで本実施形態では、発電機の力率調節による便益を送配電事業者側で評価し、その結果を発電事業者と共有することで、発電事業者もメリットを得られるようにした。
上述した第１，第２実施形態においては、発電機の動作点を点８２２（図１０参照）または点８３４（図１２参照）に移動させるものであった。しかし、このように動作点を移動させると、発電機が出力する有効電力は減少する。一般的に、発電事業者は、有効電力をなるべく多く出力し売電機会を増やしたいと考えるため、上述のように動作点を移動させることは、売電機会のロスにつながるという問題が生じる。そこで本実施形態では、発電機の力率調節による便益を送配電事業者側で評価し、その結果を発電事業者と共有することで、発電事業者もメリットを得られるようにした。
【0062】
図１４は、第３実施形態による電力系統制御装置１０３のブロック図である。なお、以下の説明において、上述した他の実施形態の各部に対応する部分には同一の符号を付し、その説明を省略する場合がある。
電力系統制御装置１０３は、第１実施形態の電力系統制御装置１００（図３参照）と同様の要素を備えている。さらに、電力系統制御装置１０３は、便益評価部１５２と、投資費用評価部１５４と、投資費用便益評価部１６０と、を備えている。
電力系統制御装置１０３は、第１実施形態の電力系統制御装置１００（図３参照）と同様の要素を備えている。さらに、電力系統制御装置１０３は、便益評価部１５２と、投資費用評価部１５４と、投資費用便益評価部１６０と、を備えている。
【0063】
図１５は、便益評価部１５２に記憶されている便益評価テーブル３１０の一例を示す図である。
便益評価テーブル３１０は、項目欄３１２と、評価結果欄３１４と、を有している。項目欄３１２には、発電機の力率変化による便益を評価するための、各種項目が記憶されている。例えば、項目欄３１２には、ＲＥ導入に伴う化石燃料の削減費用、二酸化炭素排出権買取の削減費用、系統増強の削減費用等の項目が記憶されている。
便益評価テーブル３１０は、項目欄３１２と、評価結果欄３１４と、を有している。項目欄３１２には、発電機の力率変化による便益を評価するための、各種項目が記憶されている。例えば、項目欄３１２には、ＲＥ導入に伴う化石燃料の削減費用、二酸化炭素排出権買取の削減費用、系統増強の削減費用等の項目が記憶されている。
【0064】
また、評価結果欄３１４には、これら各項目に対応する便益金額と、これら各項目の便益金額を合計した合計便益金額Ａ（便益）と、が記憶されている。図１４に示した便益評価部１５２は、この便益評価テーブル３１０に基づいて、発電機の力率変化による便益を経済的な観点から評価する。
【0065】
図１６は、投資費用評価部１５４に記憶されている投資費用評価テーブル３２０の一例を示す図である。
投資費用評価テーブル３２０は、項目欄３２２と、評価結果欄３２４と、を有している。項目欄３２２には、発電機の力率変化を行う際の投資または損失額を評価するための各種項目が記憶されている。例えば、項目欄３２２には、例えば売電機会のロス、発電機制御に要する人件費、機器疲労による耐用年数低下等の項目が記憶されている。
投資費用評価テーブル３２０は、項目欄３２２と、評価結果欄３２４と、を有している。項目欄３２２には、発電機の力率変化を行う際の投資または損失額を評価するための各種項目が記憶されている。例えば、項目欄３２２には、例えば売電機会のロス、発電機制御に要する人件費、機器疲労による耐用年数低下等の項目が記憶されている。
【0066】
また、評価結果欄３２４には、これら各項目に対応する投資または損失の金額である投資金額と、これら各項目の投資金額を合計した合計投資金額Ｂ（投資費用）と、が記憶されている。図１４に示した投資費用評価部１５４は、この投資費用評価テーブル３２０に基づいて、発電機の力率変化に対する投資費用または発電機の力率変化による損失費用を経済的な観点から評価する。
【0067】
図１７は、投資費用便益評価部１６０の動作説明図である。
上述したように便益評価部１５２は合計便益金額Ａを算出し、投資費用評価部１５４は合計投資金額Ｂを算出する。投資費用便益評価部１６０は、これらの金額に基づいて、発電機の力率を調節することに対する評価結果Ｃを算出する。評価結果Ｃは、例えば「Ｃ＝Ａ－Ｂ」によって算出してもよく、「Ｃ＝Ａ／Ｂ」によって算出してもよい。このように、評価結果Ｃを求めることによって、送配電事業者と発電事業者との間で利益を分配することが可能となる。例えば、「Ｃ＝Ａ－Ｂ」によって評価結果Ｃを算出した場合は、評価結果Ｃに係る金額を、送配電事業者と発電事業者とで分配することができる。
上述したように便益評価部１５２は合計便益金額Ａを算出し、投資費用評価部１５４は合計投資金額Ｂを算出する。投資費用便益評価部１６０は、これらの金額に基づいて、発電機の力率を調節することに対する評価結果Ｃを算出する。評価結果Ｃは、例えば「Ｃ＝Ａ－Ｂ」によって算出してもよく、「Ｃ＝Ａ／Ｂ」によって算出してもよい。このように、評価結果Ｃを求めることによって、送配電事業者と発電事業者との間で利益を分配することが可能となる。例えば、「Ｃ＝Ａ－Ｂ」によって評価結果Ｃを算出した場合は、評価結果Ｃに係る金額を、送配電事業者と発電事業者とで分配することができる。
【0068】
［実施形態の効果］
以上のように上述の実施形態によれば、系統対策計画部１３０は、所定種発電量（ＰＲ－１～ＰＲ－ｎ，ＰＲＥ－１～ＰＲＥ－ｎ）と、系統構成情報ＤＤ－１～ＤＤ－ｎと、に基づいて、発電機２６０，２６２，２６４の力率を変更した際の効果を評価し、評価結果を評価データＤＰとして出力する効果評価部１３６と、評価データＤＰに基づいて、制御指示部１４０にエリア制御指令ＤＳ－１～ＤＳ－ｎを出力させる系統対策検討部１３５と、を備える。
以上のように上述の実施形態によれば、系統対策計画部１３０は、所定種発電量（ＰＲ－１～ＰＲ－ｎ，ＰＲＥ－１～ＰＲＥ－ｎ）と、系統構成情報ＤＤ－１～ＤＤ－ｎと、に基づいて、発電機２６０，２６２，２６４の力率を変更した際の効果を評価し、評価結果を評価データＤＰとして出力する効果評価部１３６と、評価データＤＰに基づいて、制御指示部１４０にエリア制御指令ＤＳ－１～ＤＳ－ｎを出力させる系統対策検討部１３５と、を備える。
【0069】
これにより、効果評価部１３６は発電機２６０，２６２，２６４の力率を変更した際の効果を評価し、評価結果を評価データＤＰとして出力するため、電力系統２５０を適切に評価できる。
【0070】
また、所定種発電量（ＰＲ－１～ＰＲ－ｎ，ＰＲＥ－１～ＰＲＥ－ｎ）は、陸上風力、洋上風力、太陽光、波力、潮力、流水、地熱、またはバイオマスによる発電量である再生可能エネルギー発電量（ＰＲ－１～ＰＲ－ｎ）、若しくは再生可能エネルギー発電量（ＰＲ－１～ＰＲ－ｎ）の予測値（ＰＲＥ－１～ＰＲＥ－ｎ）を含む量であると一層好ましい。これにより、電力系統２５０が再生可能エネルギー発電部を含む場合に、再生可能エネルギー発電に伴って電力系統２５０に生じる不安定要因を適切に抑制できる。
【0071】
また、系統対策計画部１３０は、所定種発電量（ＰＲ－１～ＰＲ－ｎ，ＰＲＥ－１～ＰＲＥ－ｎ）と、系統構成情報ＤＤ－１～ＤＤ－ｎと、に基づいて、複数のエリアＡＲ－１～ＡＲ－ｎに跨る電力系統断面の内容を表す広域断面情報ＤＥを作成する広域系統断面作成部１３１と、解析を行うべき故障条件を表す想定故障条件データＤＧを選定する想定故障条件選定部１３２と、選定された想定故障条件データＤＧに係る故障が発生した際の潮流計算と、過渡安定度計算とを行い、その結果を系統影響度評価情報ＤＪとして出力する系統影響度評価部１３３と、をさらに備え、系統対策検討部１３５は、系統影響度評価情報ＤＪに基づいて電力系統の安定度を向上させる対策の立案結果である対策案データＤＭを出力し、効果評価部１３６は、対策案データＤＭの検証結果として評価データＤＰを出力すると一層好ましい。これにより、系統対策検討部１３５は、系統影響度評価情報ＤＪに基づいて対策案データＤＭを出力することができ、効果評価部１３６は、対策案データＤＭの検証結果として評価データＤＰを出力することができる。
【0072】
また、広域系統断面作成部１３１は、発電量取得部（１１０）から、複数のエリアＡＲ－１～ＡＲ－ｎについて、再生可能エネルギー発電量（ＰＲ－１～ＰＲ－ｎ）、または予測値（ＰＲＥ－１～ＰＲＥ－ｎ）と、系統構成情報ＤＤ－１～ＤＤ－ｎと、を取得することによって、広域断面情報ＤＥを作成すると一層好ましい。これにより、複数のエリアＡＲ－１～ＡＲ－ｎの再生可能エネルギー発電量（ＰＲ－１～ＰＲ－ｎ）、または予測値（ＰＲＥ－１～ＰＲＥ－ｎ）と、系統構成情報ＤＤ－１～ＤＤ－ｎと、に基づいて、一層適切な広域断面情報ＤＥを作成することができる。
【0073】
また、系統影響度評価部１３３は、広域断面情報ＤＥと、想定故障条件データＤＧと、に基づいて、事故時および平常時における系統制約条件ＤＩを求めると一層好ましい。これにより、様々な想定故障条件データＤＧに基づいて、系統制約条件ＤＩを求めることができる。
【0074】
また、系統制約条件ＤＩは、同期安定性における発電機内部相差角、周波数安定性における周波数の最大または最小値、電圧安定性におけるＰ－Ｖカーブのノーズポイントまでの負荷余裕、過渡的な電圧、若しくは過渡的な過負荷のうち何れかを含むと一層好ましい。これにより、様々な想定故障条件データＤＧに対して、発電機内部相差角、周波数の最大または最小値等の具体的なパラメータの値を明確化することができる。
【0075】
また、系統影響度評価部１３３は、系統制約条件ＤＩを満たせないことが判明した際に、課題が生じる電力系統の位置である課題発生位置ＰＰを特定すると一層好ましい。これにより、課題発生位置ＰＰを明確化することができる。
【0076】
また、対策案データＤＭは、想定故障条件データＤＧに対応する課題発生位置ＰＰにおける課題に対して、その力率を変更した場合には課題を緩和できる発電機２６０，２６２，２６４を特定する情報を含むと一層好ましい。これにより、対策案データＤＭにおいて、課題を緩和できる発電機２６０，２６２，２６４を明確化することができる。
【0077】
また、評価データＤＰは、発電機２６０，２６２，２６４の力率を変更した際の効果を検証した情報を含むと一層好ましい。これにより、発電機２６０，２６２，２６４の力率を変更した際の効果を明確化することができる。
【0078】
また、評価データＤＰは、系統制約条件ＤＩのうち何れかに対応する効果を評価した結果を含むと一層好ましい。これにより、系統制約条件ＤＩに応じた評価データＤＰを取得できる。
【0079】
また、系統対策検討部１３５は、制御指示部１４０に対して発電機２６０，２６２，２６４の力率変更指示を含む対策実行指令ＤＲを送信し、制御指示部１４０は、対策実行指令ＤＲに基づいて、発電機２６０，２６２，２６４の力率を変更すると一層好ましい。これにより、発電機２６０，２６２，２６４の力率を、対策実行指令ＤＲに応じて変更できる。
【0080】
また、系統対策検討部１３５が制御指示部１４０に対して対策実行指令ＤＲを送信した後、制御指示部１４０は、さらに、対策実行指令ＤＲに基づいて、発電機２６０，２６２，２６４の出力を変更すると一層好ましい。これにより、発電機２６０，２６２，２６４の出力を、対策実行指令ＤＲに応じて変更できる。
【0081】
また、…は、効果評価部１３６からの情報を用いて便益（Ａ）を評価する便益評価部１５２と、制御指示部１４０からの情報を用いて投資費用（Ｂ）を評価する投資費用評価部１５４と、便益（Ａ）と投資費用（Ｂ）との関係を表す評価結果Ｃを出力する投資費用便益評価部１６０と、をさらに備えると一層好ましい。これにより、便益（Ａ）と投資費用（Ｂ）とに応じた評価結果Ｃを取得できる。
【0082】
また、便益（Ａ）は、化石燃料の削減費用、二酸化炭素排出権買取の削減費用、または系統増強の削減費用のうち何れかに関するものであると一層好ましい。これにより、化石燃料の削減費用等に応じた評価結果Ｃを取得できる。
【0083】
また、投資費用（Ｂ）は、売電機会のロス、発電機制御に要する人件費、または機器疲労による耐用年数低下のうち何れかに関する費用であると一層好ましい。これにより、売電機会のロス等に応じた評価結果Ｃを取得できる。
【0084】
また、評価結果Ｃは便益（Ａ）を投資費用（Ｂ）で除算した結果、または便益（Ａ）から投資費用（Ｂ）を減算した結果であると一層好ましい。これにより、適切な評価結果Ｃを取得できる。
【0085】
［変形例］
本発明は上述した実施形態に限定されるものではなく、種々の変形が可能である。上述した実施形態は本発明を理解しやすく説明するために例示したものであり、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、ある実施形態の構成の一部を他の実施形態の構成に置き換えることが可能であり、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削除し、もしくは他の構成の追加・置換をすることが可能である。また、図中に示した制御線や情報線は説明上必要と考えられるものを示しており、製品上で必要な全ての制御線や情報線を示しているとは限らない。実際には殆ど全ての構成が相互に接続されていると考えてもよい。上記実施形態に対して可能な変形は、例えば以下のようなものである。
本発明は上述した実施形態に限定されるものではなく、種々の変形が可能である。上述した実施形態は本発明を理解しやすく説明するために例示したものであり、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、ある実施形態の構成の一部を他の実施形態の構成に置き換えることが可能であり、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削除し、もしくは他の構成の追加・置換をすることが可能である。また、図中に示した制御線や情報線は説明上必要と考えられるものを示しており、製品上で必要な全ての制御線や情報線を示しているとは限らない。実際には殆ど全ての構成が相互に接続されていると考えてもよい。上記実施形態に対して可能な変形は、例えば以下のようなものである。
【0086】
（１）上記実施形態においては、「所定種発電量」として、ＲＥ導入量（再生可能エネルギー発電量またはその予測値）を適用した例を説明した。しかし、「所定種発電量」はＲＥ導入量に限定されるものではなく、火力、水力、原子力等、任意の発電量を適用してもよい。
【0087】
（２）上記実施形態における電力系統制御装置１００，１０３のハードウエアは一般的なコンピュータによって実現できるため、上述した各種処理を実行するプログラム等を記憶媒体に格納し、または伝送路を介して頒布してもよい。
【0088】
（３）また、上述した各処理は、上記実施形態ではプログラムを用いたソフトウエア的な処理として説明したが、その一部または全部をＡＳＩＣ(Application Specific Integrated Circuit；特定用途向けＩＣ)、あるいはＦＰＧＡ(Field Programmable Gate Array)等を用いたハードウエア的な処理に置き換えてもよい。
【0089】
（４）上記実施形態において実行される各種処理は、図示せぬネットワーク経由でサーバコンピュータが実行してもよく、上記実施形態において記憶される各種データも該サーバコンピュータに記憶させてもよい。
【符号の説明】
【0090】
１００，１０３ 電力系統制御装置
１１０ ＲＥ発電量取得部（発電量取得手段、発電量取得部、発電量取得ステップ）
１２０ 系統構成取得部（系統構成取得ステップ、系統構成取得手段）
１３０ 系統対策計画部（系統対策計画ステップ、系統対策計画手段）
１３１ 広域系統断面作成部
１３２ 想定故障条件選定部
１３３ 系統影響度評価部
１３５ 系統対策検討部（系統対策検討ステップ、系統対策検討手段）
１３６ 効果評価部（効果評価ステップ、効果評価手段）
１４０ 制御指示部（制御指示ステップ、制御指示手段）
１５２ 便益評価部
１５４ 投資費用評価部
１６０ 投資費用便益評価部
２５０ 電力系統
２６０，２６２，２６４ 発電機
９００ コンピュータ
Ａ 合計便益金額（便益）
Ｂ 合計投資金額（投資費用）
Ｃ 評価結果
ＤＥ 広域断面情報
ＤＧ 想定故障条件データ
ＤＩ 系統制約条件
ＤＪ 系統影響度評価情報
ＤＭ 対策案データ
ＤＰ 評価データ
ＤＲ 対策実行指令
ＰＰ 課題発生位置
ＡＲ－１～ＡＲ－ｎ エリア
ＤＤ－１～ＤＤ－ｎ 系統構成情報
ＤＳ－１～ＤＳ－ｎ エリア制御指令
ＰＲ－１～ＰＲ－ｎ ＲＥ導入量（再生可能エネルギー発電量、所定種発電量）
ＰＲＥ－１～ＰＲＥ－ｎ ＲＥ導入予測値（所定種発電量、予測値）
１１０ ＲＥ発電量取得部（発電量取得手段、発電量取得部、発電量取得ステップ）
１２０ 系統構成取得部（系統構成取得ステップ、系統構成取得手段）
１３０ 系統対策計画部（系統対策計画ステップ、系統対策計画手段）
１３１ 広域系統断面作成部
１３２ 想定故障条件選定部
１３３ 系統影響度評価部
１３５ 系統対策検討部（系統対策検討ステップ、系統対策検討手段）
１３６ 効果評価部（効果評価ステップ、効果評価手段）
１４０ 制御指示部（制御指示ステップ、制御指示手段）
１５２ 便益評価部
１５４ 投資費用評価部
１６０ 投資費用便益評価部
２５０ 電力系統
２６０，２６２，２６４ 発電機
９００ コンピュータ
Ａ 合計便益金額（便益）
Ｂ 合計投資金額（投資費用）
Ｃ 評価結果
ＤＥ 広域断面情報
ＤＧ 想定故障条件データ
ＤＩ 系統制約条件
ＤＪ 系統影響度評価情報
ＤＭ 対策案データ
ＤＰ 評価データ
ＤＲ 対策実行指令
ＰＰ 課題発生位置
ＡＲ－１～ＡＲ－ｎ エリア
ＤＤ－１～ＤＤ－ｎ 系統構成情報
ＤＳ－１～ＤＳ－ｎ エリア制御指令
ＰＲ－１～ＰＲ－ｎ ＲＥ導入量（再生可能エネルギー発電量、所定種発電量）
ＰＲＥ－１～ＰＲＥ－ｎ ＲＥ導入予測値（所定種発電量、予測値）
【図1】
【図2】
【図3】
【図4】
【図5】
【図6】
【図7】
【図8】
【図9】
【図10】
【図11】
【図12】
【図13】
【図14】
【図15】
【図16】
【図17】