JP2001103669A - Frequency-stabilizing device of power system - Google Patents

Frequency-stabilizing device of power system

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JP2001103669A
JP2001103669A JP2000225117A JP2000225117A JP2001103669A JP 2001103669 A JP2001103669 A JP 2001103669A JP 2000225117 A JP2000225117 A JP 2000225117A JP 2000225117 A JP2000225117 A JP 2000225117A JP 2001103669 A JP2001103669 A JP 2001103669A
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辰男 菊地
Hirotaka Yoshida
裕宇 吉田
Yasuhiro Taguchi
保博 田口
Kazuya Komata
和也 小俣
Takeshi Kaneko
武 金子
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Toshiba Corp
Kansai Electric Power Co Inc
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Abstract

PROBLEM TO BE SOLVED: To simplify the configuration of a device by individually performing monitoring and controlling for each electrical station to be monitored. SOLUTION: A system state measurement part 1 measures each kind electric variable including the current and voltage of the end of a power station to be monitored, the effective power of a load feeder and a generator, the frequency of a system, and the like. A frequency operation part 2 calculates the amount of change in each kind of electric variable such as a frequency change rate using each kind of electric variable according to a specific operation. An amount-of-control operation part 3 uses the calculated frequency change rate and the inertia constant of the generator in a local system where the electrical station to be monitored belongs to, estimates the amount of demand/supply unbalance of the local system that the electrical station to be monitored belongs to according to a specific operation, and determines the amount of load limitation or the amount of power supply limitation according to the estimated amount of demand/supply unbalance.

Description

【発明の詳細な説明】DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION

【０００１】[0001]

【発明の属する技術分野】本発明は、電力系統の周波数
の低下あるいは上昇を検出し、一部の負荷あるいは発電
機を電力系統から解列することにより、周波数低下ある
いは上昇を抑制する電力系統の周波数安定化装置に関す
る。BACKGROUND OF THE INVENTION 1. Field of the Invention The present invention relates to an electric power system which suppresses a frequency decrease or increase by detecting a decrease or increase in the frequency of an electric power system and disconnecting a part of the load or generator from the electric power system. The present invention relates to a frequency stabilizer.

【０００２】[0002]

【従来の技術】従来の電力系統の周波数安定化装置は、
電力系統の周波数低下あるいは上昇の大きさを基にした
装置の動作条件と周波数変動を抑制するのに必要な制御
量との関係を予め設定しておき、監視対象とする各変電
所あるいは発電所において計測した周波数と比較して制
御量を決定し、制御を実施することで、周波数の低下あ
るいは上昇を抑制するように構成されている。2. Description of the Related Art A conventional power system frequency stabilizing device is:
The relationship between the operating conditions of the equipment based on the magnitude of the frequency drop or rise in the power system and the control amount required to suppress frequency fluctuations is set in advance, and each substation or power station to be monitored is set. The control amount is determined by comparing with the frequency measured in and the control is performed, so that the decrease or increase of the frequency is suppressed.

【０００３】図３９は、上記する従来の電力系統の周波
数安定化装置の処理手順を示したものである。FIG. 39 shows a processing procedure of the above-mentioned conventional power system frequency stabilizing apparatus.

【０００４】まず、（Ｓ１）において、事前に周波数低
下あるいは上昇の大きさを基にした装置の動作条件と制
御量の関係を予め設定しておく。例えば、図４０に示す
動作条件設定例５０のように設定する。次に、（Ｓ２）
において、監視対象とする変電所あるいは発電所等の電
気所において、時々刻々と周波数を計測する。（Ｓ３）
では、計測した周波数と予め設定した動作条件とを比較
する。First, in (S1), the relationship between the operating condition of the apparatus and the control amount based on the magnitude of the frequency decrease or increase is set in advance. For example, the setting is made as in an operation condition setting example 50 shown in FIG. Next, (S2)
In a substation or a power station such as a power station to be monitored, the frequency is measured every moment. (S3)
Then, the measured frequency is compared with a preset operating condition.

【０００５】ここで、（Ｓ４）で動作条件が成立するか
否かの判定を実行し、動作条件が成立した場合には（Ｓ
５）へ進み、成立しない場合には、（Ｓ２）へ戻り、
（Ｓ２）〜（Ｓ３）の処理を引き続き行う。Here, it is determined whether or not the operating condition is satisfied in (S4), and if the operating condition is satisfied, (S4)
Proceed to 5), if not established, return to (S2),
The processing of (S2) to (S3) is continuously performed.

【０００６】また、（Ｓ５）では、（Ｓ４）において装
置の動作条件が成立した場合に、その動作条件に対応す
る制御量を制御する。例えば、図４０の条件では、時々
刻々と計測した周波数が５８．９０Ｈｚ以下に低下した
場合、第一段の動作条件が成立するので、対応する負荷
制限量（１０％）を遮断する。In (S5), when the operating condition of the apparatus is satisfied in (S4), the control amount corresponding to the operating condition is controlled. For example, in the condition of FIG. 40, when the frequency measured every moment decreases to 58.90 Hz or less, the first-stage operation condition is satisfied, and the corresponding load limit (10%) is cut off.

【０００７】そして、制御実施後も引き続き（Ｓ２）か
ら（Ｓ４）の処理を行い、図４０に示す次の第二段の動
作条件が成立した場合には、更に、対応する負荷制限量
（１０％）を遮断する。この（Ｓ２）から（Ｓ４）の処
理を周波数の低下あるいは上昇が収まるまで継続する。
このような方法により、周波数低下あるいは上昇を抑制
して、系統の周波数を安定化させる。After the control is performed, the processes from (S2) to (S4) are continuously performed. If the next operation condition of the second stage shown in FIG. 40 is satisfied, the corresponding load limiting amount (10 %). The processing from (S2) to (S4) is continued until the frequency decrease or increase stops.
By such a method, frequency drop or rise is suppressed, and the frequency of the system is stabilized.

【０００８】[0008]

【発明が解決しようとする課題】しかしながら、図３９
及び図４０に基づき説明した従来の電力系統の周波数安
定化装置は、装置の動作条件と制御量の設定を事前に行
って、且つ、制御量を固定値として用いているので、次
の問題がある。However, FIG.
The conventional power system frequency stabilizing device described with reference to FIG. 40 performs the setting of the operating condition of the device and the control amount in advance, and uses the control amount as a fixed value. is there.

【０００９】まず、第一に、電力系統内の需要は、季節
あるいは時間帯により時々刻々と変化するので、制御量
を固定して用いると、潮流断面によっては、過剰制御あ
るいは不足制御となることが考えられる。過剰あるいは
不足制御を防止するためには、潮流断面に合わせて制御
量の設定を変更すればよいが、その都度、潮流断面に合
わせて設定を変更するのは、系統運用者にとって負担と
なることが予想される。First, since the demand in the power system changes every moment depending on the season or time zone, if the control amount is fixed and used, depending on the cross section of the tidal current, excessive control or insufficient control may occur. Can be considered. To prevent over- or under-control, it is necessary to change the setting of the control amount according to the power flow cross section. However, changing the setting according to the power flow cross section each time becomes a burden on the system operator. Is expected.

【００１０】また、第二に、動作条件の判定には、基準
周波数からの偏差の大きさのみを用いて判定している。
ところが、周波数低下あるいは上昇の速さや大きさは、
発電機の運転状態や種類、接続されている負荷の種類に
より変わるので、周波数低下あるいは上昇の大きさのみ
を用いた判定であると、周波数低下あるいは上昇が急激
に大きく変化するような場合には、動作条件の設定によ
っては、次々と動作条件が成立して必要以上に過剰制御
してしまう可能性が考えられる。Second, the operating condition is determined using only the magnitude of the deviation from the reference frequency.
However, the speed and magnitude of the frequency decrease or increase are
Since it depends on the operating state and type of the generator, and the type of connected load, judgment using only the magnitude of the frequency decrease or increase, if the frequency decrease or increase suddenly changes greatly Depending on the setting of the operating conditions, there is a possibility that the operating conditions are satisfied one after another and the control is excessively performed more than necessary.

【００１１】また、第三に、従来、監視対象の電気所内
の周波数の異常な変動を抑制する場合、その監視対象の
属するローカル系統の多数箇所の各種電気量を広域の情
報伝送網によって収集して需給アンバランスを算出しな
ければならず情報伝送網等によりシステムの規模が大き
くなるという問題があった。Thirdly, conventionally, in the case of suppressing the abnormal fluctuation of the frequency in the electric station to be monitored, various electric quantities at a plurality of local systems belonging to the monitored object are collected by a wide area information transmission network. Therefore, there is a problem that the scale of the system becomes large due to the information transmission network and the like.

【００１２】そこで、本発明は、系統運用者の負担を軽
減すべく、系統状態が変化した場合でも装置の動作条件
などのパラメータ設定の変更を必要とせず、系統状態の
変化に対して柔軟に対応可能で、且つ、周波数を安定化
にするのに必要な制御量を高精度に算出する電力系統の
周波数安定化装置を提供することを目的とする。In order to reduce the burden on the system operator, the present invention does not need to change parameter settings such as operating conditions of the apparatus even when the system state changes, and flexibly responds to changes in the system state. It is an object of the present invention to provide a frequency stabilizing device for an electric power system which is capable of calculating a control amount required for stabilizing the frequency with high accuracy.

【００１３】[0013]

【課題を解決するための手段】請求項１の発明は、電力
系統の監視対象とする変電所あるいは発電所等の電気所
において、計測された系統の周波数を含む各種電気量を
用いて所定の演算を行い、得られた周波数の変動を防止
するために必要な負荷制限量あるいは電源制限量によっ
て発電機あるいは負荷を遮断する電力系統の周波数安定
化装置において、監視対象の電気所の周波数変化率と監
視対象の電気所が属する系統内の等価発電機の慣性定数
とに基づいて、所定の演算により系統内の需給アンバラ
ンス量を推定する手段と、この手段によって推定された
需給アンバランス量に応じて負荷制限量あるいは電源制
限量を決定する手段とを設けるようにしたものである。
この手段によれば、監視対象の電気所端のみで計測ある
いは収集可能な情報のみで、監視対象の電気所が属する
系統内の需給アンバランス量を推定し、推定した需給ア
ンバランス量に基づいて制御量を算出できるので、電力
系統の各所において計測した情報を収集する必要がなく
広域の情報伝送網も必要ないので、システム規模を小さ
くでき、また、監視対象の電気所毎に個別に監視，制御
が実施できるので、装置構成が簡素で運用性の高い装置
を提供できる。According to a first aspect of the present invention, there is provided a power system, such as a substation or a power plant, which is monitored by using a predetermined amount of electricity including a measured frequency of the system. In the frequency stabilization device of the power system, which performs the calculation and cuts off the generator or load according to the load limit or power limit required to prevent the fluctuation of the obtained frequency, the frequency change rate of the monitored substation Means for estimating the supply-demand imbalance amount in the system by a predetermined calculation based on the inertia constant of the equivalent generator in the system to which the monitored electric station belongs, and the supply-demand imbalance amount estimated by this means. Means for determining the load limiting amount or the power source limiting amount in response to the request.
According to this means, the supply and demand imbalance in the system to which the monitored power station belongs is estimated based only on the information that can be measured or collected only at the end of the monitored power station, and based on the estimated supply and demand imbalance. Since the control amount can be calculated, there is no need to collect information measured at various points in the power system and no need for a wide-area information transmission network. Therefore, the system scale can be reduced. Since control can be performed, a device having a simple device configuration and high operability can be provided.

【００１４】請求項２の発明は、電力系統の監視対象と
する変電所あるいは発電所等の電気所等において、計測
された系統の周波数を含む各種電気量を用いて所定の演
算を行い、得られた周波数の変動を防止するために必要
な負荷制限量あるいは電源制限量によって発電機あるい
は負荷を遮断する電力系統の周波数安定化装置におい
て、監視対象の電気所の周波数変化率と監視対象の電気
所が属する系統内の等価発電機の慣性定数とに基づい
て、所定の演算により系統内の需給アンバランス量を推
定する手段と、この手段によって推定された需給アンバ
ランス量に応じて初期の負荷制限量あるいは電源制限量
を決定する手段と、初期の負荷制限量あるいは電源制限
量による実施後に、監視対象の系統の周波数が所定の大
きさの変動をする場合、実施の前後の各周波数変化率と
各負荷制限量あるいは各電源制限量を用いて、系統の需
給アンバランス量を再度推定する手段と、この手段によ
って再度推定された需給アンバランス量に応じて追加の
負荷制限量あるいは追加の電源制限量を決定する手段
と、この手段によって決定された追加の系統の需給アン
バランス量の再度の推定及び追加の負荷制限量あるいは
電源制限量の決定を予め定める条件に応じて実施する手
段とを設けるようにしたものである。この手段によれ
ば、遮断済みの制御量の合計値と周波数変化率のみで、
監視対象の電気所が属する系統内の需給アンバランス量
を推定できるので、演算のためのパラメータ設定が必要
なく、また、推定した需給アンバランス量から制御量を
算出するので需要の増減などの系統状態が変化しても対
応でき、系統運用者の負担を低減でき、また、追加制御
を繰り返し実施するので不足制御を防止できる。また、
監視対象の電気所端のみで計測あるいは収集可能な情報
のみで、需給アンバランス量を推定し、推定した需給ア
ンバランス量に基づいて制御量を算出できるので、電力
系統内の各所において計測した情報を収集する必要がな
く広域の情報伝送網も不要で、システム規模を小さくで
きる。また、監視対象の電気所毎に個別に監視，制御が
実施できるので、装置構成が簡素で制御性が高く運用性
や保守性に優れた装置を提供できる。According to a second aspect of the present invention, a predetermined operation is performed at a substation or a power station such as a power station to be monitored by using various amounts of electricity including the measured frequency of the system. In a power system frequency stabilization device that shuts down a generator or load with a load limit or a power limit required to prevent fluctuations in frequency, the frequency change rate of the monitored substation and the frequency of the monitored Means for estimating the supply-demand imbalance amount in the system by a predetermined calculation based on the inertia constant of the equivalent generator in the system to which the station belongs, and initial load according to the supply-demand imbalance amount estimated by this means. When the frequency of the system to be monitored fluctuates by a predetermined amount after the means for determining the limit amount or the power supply limit amount and the initial load limit amount or the power supply limit amount A means for re-estimating the supply-demand imbalance amount of the system using each frequency change rate before and after the implementation and each load limit amount or each power supply limit amount, and added according to the supply-demand imbalance amount estimated again by this means. Means for determining the load limiting amount or the additional power limiting amount, and the condition for re-estimating the supply and demand imbalance amount of the additional system determined by this means and determining the additional load limiting amount or the power limiting amount. And means for performing the operations in accordance with the conditions. According to this means, only the total value of the interrupted control amounts and the frequency change rate are used.
Since the amount of supply and demand imbalance in the system to which the monitored power station belongs can be estimated, there is no need to set parameters for calculation, and since the control amount is calculated from the estimated supply and demand imbalance, the system for increasing or decreasing demand, etc. Even if the state changes, it can cope with the change, the burden on the system operator can be reduced, and the additional control is repeatedly performed, so that the shortage control can be prevented. Also,
It is possible to estimate the amount of supply and demand imbalance only with information that can be measured or collected only at the end of the electric power station to be monitored, and to calculate the control amount based on the estimated amount of supply and demand imbalance. And there is no need for a wide area information transmission network, and the system scale can be reduced. In addition, since monitoring and control can be individually performed for each electric station to be monitored, a device having a simple device configuration, high controllability, and excellent operability and maintainability can be provided.

【００１５】請求項３の発明は、請求項２記載の電力系
統の周波数安定化装置において、初期あるいは追加の負
荷制限あるいは電源制限を実施した後の監視対象の電気
所が属する系統の需給アンバランス量を推定する際に、
負荷制限あるいは電源制限の実施の前後の各周波数変化
率、各負荷制限量あるいは各電源制限量とともに、系統
分離及び負荷制限あるいは電源制限に伴う負荷増減特性
係数をも用いて、系統内の需給アンバランス量を推定す
るようにしたものである。この負荷増減特性係数は、事
故発生前の定常時及び前記実施の前後の負荷フィーダー
あるいは発電機の各有効電力から算出される。この手段
によれば、系統分離に伴う電圧変化によるローカル系統
内の負荷の増減とか、ローカル系統内の負荷制限や電源
制限に伴う電圧変動による負荷の増減をそれぞれ考慮し
た需給アンバランスの推定を行えるので、推定精度を高
めることができる。また、電圧変動の影響を除去するた
めの周波数の平滑化処理を削除あるいは平滑化処理に用
いるデータ区間長の短縮を図ることができため、追加制
御量を短時間に算出できる。According to a third aspect of the present invention, in the frequency stabilizing apparatus for an electric power system according to the second aspect, the supply and demand imbalance of the system to which the monitored electric station after the initial or additional load limitation or power supply limitation belongs. When estimating the quantity,
By using the frequency change rate before and after the load limitation or power supply limitation, each load limitation amount or each power supply limitation amount, as well as the load increase / decrease characteristic coefficient accompanying the system separation and load limitation or power supply limitation, the supply and demand This is to estimate the balance amount. The load increase / decrease characteristic coefficient is calculated from the active power of the load feeder or the generator at the time of steady state before the occurrence of the accident and before and after the above-mentioned operation. According to this means, the supply and demand imbalance can be estimated in consideration of the increase and decrease of the load in the local system due to the voltage change due to the system separation, and the increase and decrease of the load due to the voltage change due to the load limitation and the power supply limitation in the local system. Therefore, the estimation accuracy can be improved. Further, since the frequency smoothing process for removing the influence of the voltage fluctuation can be deleted or the data section length used for the smoothing process can be shortened, the additional control amount can be calculated in a short time.

【００１６】請求項４の発明は、請求項３記載の電力系
統の周波数安定化装置において、系統分離及び負荷制限
あるいは電源制限に伴う負荷増減特性係数を、計測した
電圧に基づいて算出するようにしたものである。この手
段によれば、計測した電圧から算出した電圧変動係数と
して、負荷の増減特性係数を求めることにより、電圧変
動を考慮した需給アンバランス量の推定を行えるので、
推定精度を高めることができる。According to a fourth aspect of the present invention, in the frequency stabilizing apparatus for an electric power system according to the third aspect, a load increase / decrease characteristic coefficient accompanying system separation and load limitation or power supply limitation is calculated based on the measured voltage. It was done. According to this means, it is possible to estimate the supply-demand imbalance amount in consideration of the voltage fluctuation by obtaining the load increase / decrease characteristic coefficient as the voltage fluctuation coefficient calculated from the measured voltage.
The estimation accuracy can be improved.

【００１７】請求項５の発明は、請求項１乃至請求項３
記載のいずれかの電力系統の周波数安定化装置におい
て、周波数変化率の演算あるいは需給アンバランス量の
演算に用いる各種電気量に対して所定の平滑化処理を施
すようにしたものである。この手段によれば、需給アン
バランス量を求める際に用いる各種電気量に平滑化処理
を施しているので、周波数が長周期あるいは短周期に動
揺する場合やごく短時間に急激に変化する場合でも、精
度良く需給アンバランス量を推定でき、且つ、推定結果
のばらつきを防止するので、高精度で高信頼度の装置を
提供できる。The invention according to claim 5 is the invention according to claims 1 to 3.
In any one of the frequency stabilizing devices for an electric power system described above, a predetermined smoothing process is performed on various electric quantities used for calculating a frequency change rate or calculating a supply and demand imbalance amount. According to this means, since the smoothing process is performed on various electric quantities used when obtaining the supply-demand imbalance amount, even if the frequency fluctuates in a long cycle or a short cycle, or changes suddenly in a very short time, Since it is possible to accurately estimate the supply-demand imbalance amount and to prevent the estimation result from varying, a highly accurate and highly reliable apparatus can be provided.

【００１８】請求項６の発明は、請求項１乃至請求項５
記載のいずれかの電力系統の周波数安定化装置におい
て、系統の将来の周波数を予測して予測された将来の周
波数の変化率を用いて需給アンバランス量を推定するよ
うにしたものである。この手段によれば、予測した将来
の周波数やその周波数変化率を用いて演算を行うので、
実測値を用いて演算する場合より早い時点で演算結果を
得ることができると共に、早い時点で制御を実施できる
ので、周波数低下あるいは上昇を短時間で安定化する装
置とすることができる。The invention according to claim 6 is the invention according to claims 1 to 5
In any one of the frequency stabilizing devices for a power system described above, a future frequency of the system is predicted, and a supply / demand imbalance amount is estimated using a predicted change rate of the future frequency. According to this means, since the calculation is performed using the predicted future frequency and its frequency change rate,
Since the calculation result can be obtained at an earlier time than when the calculation is performed using the actually measured values, and the control can be performed at an earlier time, the device can stabilize the frequency decrease or increase in a short time.

【００１９】請求項７の発明は、請求項２乃至請求項４
記載のいずれかの電力系統の周波数安定化装置におい
て、予め設定した所定の条件となったと判定した場合、
需給アンバランス量を推定する初期あるいは追加の演算
を開始し、得られた初期あるいは追加の需給アンバラン
ス量によって負荷制限量あるいは電源制御量を決定する
ようにしたものである。この手段によれば、予め設定し
た条件を基にして、段階的に制御が実施できるので、系
統運用に合わせた制御が可能であり運用性の高い装置と
することができる。The invention of claim 7 is the invention of claims 2 to 4
In any of the described power system frequency stabilization device, when it is determined that the predetermined conditions set in advance,
An initial or additional calculation for estimating the supply and demand imbalance amount is started, and the load limiting amount or the power supply control amount is determined based on the obtained initial or additional supply and demand imbalance amount. According to this means, control can be performed stepwise based on preset conditions, so that control can be performed in accordance with system operation and a highly operable device can be obtained.

【００２０】請求項８の発明は、請求項７記載の電力系
統の周波数安定化装置において、各監視対象の電気所に
接続される負荷フィーダあるいは発電機などの周波数変
動に対する許容度に応じて個々に需給アンバランス量の
推定する演算を開始するようにしたものである。この手
段によれば、電力系統の周波数安定化装置が電力系統の
複数の電気所に設置されている場合に、複数の周波数安
定化装置間で動作条件を異なるようにすることができる
ので、協調を取った安定化制御により必要以上の解列を
防止できる。According to an eighth aspect of the present invention, in the frequency stabilizing apparatus for an electric power system according to the seventh aspect, each of the load feeders or generators connected to each of the electric stations to be monitored is individually controlled according to the tolerance to frequency fluctuations. The calculation for estimating the supply-demand imbalance amount is started. According to this means, when the frequency stabilizing devices of the power system are installed in a plurality of electric stations of the power system, the operating conditions can be made different among the plurality of frequency stabilizing devices. Unnecessary disconnection can be prevented by the stabilization control.

【００２１】請求項９の発明は、請求項２乃至請求項４
記載のいずれかの電力系統の周波数安定化装置におい
て、需給アンバランス量を推定する初期あるいは追加の
演算を開始し、得られた初期あるいは追加の需給アンバ
ランス量によって負荷制限量あるいは電源制限量を決定
し、発電機あるいは負荷遮断を実施した後に、引き続
き、再度、需給アンバランス量を推定する演算を行う場
合に予め設定した所定の条件に従って需給アンバランス
量を推定する演算をロックするようにしたものである。
この手段によれば、負荷制限後の過渡的な電圧上昇が発
生している間は、補正制御演算をロックするので、電圧
上昇に伴って負荷の消費電力が増加し過剰に制御量が算
出される場合でも、過剰制御を防止でき、信頼性の高い
装置とすることができる。The ninth aspect of the present invention is the second aspect of the present invention.
In any one of the described power system frequency stabilizing devices, an initial or additional calculation for estimating the supply and demand imbalance amount is started, and the load limitation amount or the power supply limitation amount is determined based on the obtained initial or additional supply and demand imbalance amount. After the determination and the execution of the generator or load shedding, the calculation for estimating the supply-demand imbalance amount according to a predetermined condition set in advance when the calculation for estimating the supply-demand imbalance amount is performed again is locked. Things.
According to this means, while the transient voltage rise after the load limitation occurs, the correction control calculation is locked, so that the power consumption of the load increases with the voltage rise and the control amount is excessively calculated. In this case, it is possible to prevent excessive control and to provide a highly reliable device.

【００２２】請求項１０の発明は、請求項９記載の電力
系統の周波数安定化装置において、需給アンバランス量
を推定する初期あるいは追加の演算を開始し、得られた
初期あるいは追加の需給アンバランス量によって負荷制
限量あるいは電源制限量を決定し、発電機あるいは負荷
遮断を実施した後に、引き続き、再度、需給アンバラン
ス量を推定する演算を行う場合に計測した電圧が予め設
定される条件となった場合には、需給アンバランス量を
推定する演算をロックするようにしたものである。この
手段によれば、負荷制限後の過渡的な電圧上昇が発生し
ている間は、補正制御演算をロックするので、電圧上昇
に伴って負荷の消費電力が増加し過剰に制御量が算出さ
れる場合でも、過剰制御を防止でき、信頼性の高い装置
とすることができる。According to a tenth aspect of the present invention, in the frequency stabilizing device for an electric power system according to the ninth aspect, an initial or additional operation for estimating the amount of supply and demand imbalance is started, and the obtained initial or additional supply and demand imbalance is obtained. After determining the load limiting amount or the power limiting amount according to the amount and performing the generator or load shedding, the voltage measured when the calculation for estimating the supply and demand imbalance amount is performed again is a condition set in advance. In such a case, the calculation for estimating the supply and demand imbalance amount is locked. According to this means, while the transient voltage rise after the load limitation occurs, the correction control calculation is locked, so that the power consumption of the load increases with the voltage rise and the control amount is excessively calculated. In this case, it is possible to prevent excessive control and to provide a highly reliable device.

【００２３】請求項１１の発明は、請求項１乃至請求項
４記載のいずれかの電力系統の周波数安定化装置におい
て、需給アンバランス量の推定の際に予め設定した所定
の条件に基づいて、予め設定された複数の発電機の慣性
定数を選択するように調整を行うようにしたものであ
る。この手段によれば、需給アンバランス量を推定する
際に用いる等価発電機モデルの慣性定数を、周波数変化
率の大きさを用いて自動的に調整するので、実現象に応
じた制御量を算出できる。特に、請求項５の発明の周波
数平滑化処理手段と請求項７の発明の制御演算開始判定
手段と組み合わせた場合には、制御の緊急性が高い周波
数変化率が大きい場合に初期の制御量が多めに制御さ
れ、制御後に時間的余裕が生まれるので、平滑化処理に
用いるデータ数を増やして精度よく追加制御量を算出で
きるので、運用性が高く制御量を高精度に算出する装置
とすることができる。According to an eleventh aspect of the present invention, in the frequency stabilizing device for an electric power system according to any one of the first to fourth aspects, based on a predetermined condition set in advance when estimating the supply and demand imbalance amount, The adjustment is performed so as to select a preset inertia constant of a plurality of generators. According to this means, the inertia constant of the equivalent generator model used when estimating the supply-demand imbalance amount is automatically adjusted using the magnitude of the frequency change rate, so that the control amount according to the actual phenomenon is calculated. it can. In particular, when the frequency smoothing processing means according to the fifth aspect of the present invention is combined with the control calculation start determining means according to the seventh aspect of the present invention, when the frequency change rate at which the urgency of control is high is large, the initial control amount is reduced. Since the control is relatively large and time margin is created after the control, the number of data used for the smoothing process can be increased and the additional control amount can be calculated with high accuracy. Can be.

【００２４】請求項１２の発明は、請求項１乃至請求項
４記載のいずれかの電力系統の周波数安定化装置におい
て、需給アンバランス量の推定の際に周波数変化率の大
きさに基づいて、発電機の慣性定数を増減させて補正す
るようにしたものである。この手段によれば、需給アン
バランス量を推定する際に用いる等価発電機モデルの慣
性定数を、周波数変化率の大きさを用いて自動的に調整
するので、実現象に応じた制御量を算出できる。特に、
請求項５の発明の周波数平滑化処理手段と請求項７の発
明の制御演算開始判定手段と組み合わせた場合には、制
御の緊急性が高い周波数変化率が大きい場合に初期の制
御量が多めに制御され、制御後に時間的余裕が生まれる
ので、平滑化処理に用いるデータ数を増やして精度よく
追加制御量を算出できるので、運用性が高く制御量を高
精度に算出する装置とすることができる。According to a twelfth aspect of the present invention, in the frequency stabilizing device for an electric power system according to any one of the first to fourth aspects, when estimating the supply and demand imbalance amount, The correction is made by increasing or decreasing the inertia constant of the generator. According to this means, the inertia constant of the equivalent generator model used when estimating the supply-demand imbalance amount is automatically adjusted using the magnitude of the frequency change rate, so that the control amount according to the actual phenomenon is calculated. it can. In particular,
When the frequency smoothing processing means according to the fifth aspect of the present invention is combined with the control calculation start determining means according to the seventh aspect of the present invention, when the urgency of control is high and the frequency change rate is large, the initial control amount is relatively large. Since the control is performed and a margin of time is generated after the control, the number of data used for the smoothing process can be increased and the additional control amount can be calculated with high accuracy. .

【００２５】請求項１３の発明は、請求項１または請求
項２記載の電力系統の周波数安定化装置において、周波
数が安定している場合の各種電気量と周波数が変動した
場合の各種電気量とに基づいて所定の演算を行い、電源
制限量あるいは負荷制限量を補正するようにしたもので
ある。この手段によれば、計測した各種電気量を用いて
制御量を自動的に補正するので、実現象に即した制御量
を算出でき、運用性の高い装置とすることができる。According to a thirteenth aspect of the present invention, in the frequency stabilizing device for a power system according to the first or second aspect, various electric quantities when the frequency is stable and various electric quantities when the frequency fluctuates. A predetermined calculation is performed on the basis of the power supply limit amount or the load limit amount. According to this means, since the control amount is automatically corrected using the measured various electric quantities, the control amount can be calculated in accordance with the actual phenomenon, and a highly operable device can be obtained.

【００２６】請求項１４の発明は、請求項１乃至請求項
４記載のいずれかの電力系統の周波数安定化装置におい
て、予め設定した所定の条件に基づいて負荷制限する負
荷フィーダあるいは電源制限する発電機を選択するよう
にしたものである。この手段によれば、系統より解列す
る負荷フィーダーあるいは発電機を自動的に選択できる
ので、運用性に優れた装置とすることができる。According to a fourteenth aspect of the present invention, in the frequency stabilizing device for a power system according to any one of the first to fourth aspects, a load feeder for limiting a load or a power generation for limiting a power source based on predetermined conditions set in advance. This is to select the machine. According to this means, the load feeder or the generator to be disconnected from the system can be automatically selected, so that a device excellent in operability can be obtained.

【００２７】請求項１５の発明は、請求項１乃至請求項
４記載のいずれかの電力系統の周波数安定化装置におい
て、監視対象の電気所が属するローカル系統と電力系統
のその他の主系統との間の連系線の遮断器の開閉情報と
電流，電圧，有効電力などを含む各種電気量とローカル
系統内の発電機が運転されているかどうかを示す発電機
の解併列情報とを収集すると共に、予め設定し保管した
ローカル系統内の発電機の定格出力，慣性定数などを含
む各種発電機情報と収集した発電機の解併列情報を用い
て、連系線上からみたローカル系統側を１機の等価発電
機モデルで表わした場合の等価発電機モデルの慣性定数
を所定の演算により算出し、算出した慣性定数を需給ア
ンバランス量を推定する際に用いる発電機の慣性定数と
する系統状態推定部を設けるようにしたものである。こ
の手段によれば、需給アンバランス量を推定する際に用
いる等価発電機モデルの慣性定数を正確に算出できるの
で、高精度の装置とすることができる。According to a fifteenth aspect of the present invention, in the frequency stabilizing device for a power system according to any one of the first to fourth aspects, the local system to which the monitored electric station belongs and the other main system of the power system. In addition to collecting the switching information of the circuit breaker between the interconnection lines, various electric quantities including the current, voltage, active power, etc., and the information on the disassembly of the generator indicating whether the generator in the local system is operating, Using the various types of generator information including the rated output and inertia constant of the generators in the local system, which have been set and stored in advance, and the collected parallel disassembly information of the generators, the local system side as viewed from the interconnection line is System state estimation, in which the inertia constant of the equivalent generator model when represented by the equivalent generator model is calculated by a predetermined calculation, and the calculated inertia constant is used as the generator inertia constant used when estimating the supply-demand imbalance amount. It is obtained as provided. According to this means, since the inertia constant of the equivalent generator model used when estimating the supply-demand imbalance amount can be accurately calculated, a highly accurate apparatus can be obtained.

【００２８】請求項１６の発明は、請求項２乃至請求項
４記載のいずれかの電力系統の周波数安定化装置におい
て、分離系統内の一部の周波数安定化装置が故障などに
より不動作であった場合に、正動作する周波数安定化装
置において、故障した周波数安定化装置が実施すべき負
荷制限あるいは電源制限分を考慮して制御を実施するよ
うにしたものである。この手段によれば、誤不動作の周
波数安定化装置が不特定多数あった場合でも、正動作装
置において不足制御分を含めた制御量を算出できるの
で、システムとして信頼性の高い周波数安定化装置を提
供できる。According to a sixteenth aspect of the present invention, in the frequency stabilizing device for a power system according to any one of the second to fourth aspects, a part of the frequency stabilizing device in the separated system is inoperable due to a failure or the like. In such a case, in the frequency stabilizing device that operates normally, control is performed in consideration of the load limitation or power supply limitation to be performed by the failed frequency stabilizing device. According to this means, even when there are an unspecified number of malfunctioning frequency stabilizing devices, the control amount including the insufficient control amount can be calculated in the normal operation device, so that the frequency stabilizing device having high reliability as a system Can be provided.

【００２９】請求項１７の発明は、請求項２乃至請求項
４記載のいずれかの電力系統の周波数安定化装置におい
て、監視対象の電気所が属する系統内の一部の電気所に
のみ本装置を設置するようにしたものである。この手段
によれば、電力系統内の一部の電気所にのみ本装置を設
置することで、ローカル系統の周波数低下あるいは上昇
を抑制し、基準周波数に制御できるので、システムを簡
素化できる。また、監視対象外の負荷や制御不可能な負
荷あるいは送電損失などが存在した場合でも、これらに
対する制御量も含め追加制御量を算出できるので、信頼
性や運用性の高い周波数安定化装置を提供できる。According to a seventeenth aspect of the present invention, in the frequency stabilizing apparatus for an electric power system according to any one of the second to fourth aspects, the present invention is applied to only a part of the electric stations to which the electric station to be monitored belongs. Is installed. According to this means, by installing the present apparatus only in a part of the electric power stations in the electric power system, it is possible to suppress the decrease or increase in the frequency of the local system and control the frequency to the reference frequency, thereby simplifying the system. In addition, even if there is a load that is not monitored, an uncontrollable load, or a transmission loss, an additional control amount can be calculated, including the control amount for these, providing a highly reliable and operable frequency stabilization device. it can.

【００３０】請求項１８の発明は、請求項２乃至請求項
４記載のいずれかの電力系統の周波数安定化装置におい
て、求めた周波数変化率を用いて、制御目標周波数を見
直すようにしたものである。この手段によれば、周波数
変化率によって目標制御周波数を選択するので、周波数
低下率が大きく制御の緊急性が高い場合には制御量が多
く算出され、周波数抑止効果が高くなる。また、周波数
低下率が小さく安定化制御の緊急性が低い場合には制御
量が少なく算出され、発電機の出力増加の制御により基
準周波数に制御するので、停電区間を最小化できる。According to an eighteenth aspect of the present invention, in the frequency stabilizing device for an electric power system according to any one of the second to fourth aspects, the control target frequency is reviewed using the obtained frequency change rate. is there. According to this means, since the target control frequency is selected according to the frequency change rate, when the frequency drop rate is large and the urgency of control is high, a large amount of control is calculated and the frequency suppression effect is increased. Further, when the frequency reduction rate is small and the urgency of the stabilization control is low, the control amount is calculated to be small, and the control is performed to increase the output of the generator to the reference frequency, so that the power failure section can be minimized.

【００３１】請求項１９の発明は、請求項２記載の電力
系統の周波数安定化装置において、事故発生前の定常時
及び初期あるいは追加の負荷制限あるいは電源制限を実
施した前と後の負荷フィーダーあるいは発電機の有効電
力から算出した係数を用いて、算出した周波数変化率な
どの各種電気量の変化分や計測した周波数などを補正す
るようにしたものである。この手段によれば、需給アン
バランス量を推定する際に用いる周波数変化率を、負荷
の増減特性を表わす係数を用いて自動的に補正するた
め、負荷の電圧特性により負荷量が増加した場合でも精
度よく追加制御量を算出できるので、推定精度の高い電
力系統の周波数安定化装置を提供できる。According to a nineteenth aspect of the present invention, in the frequency stabilizing device for an electric power system according to the second aspect, a load feeder or a steady state before and after an accident occurs and before and after the additional load limitation or power supply limitation is performed. The coefficient calculated from the active power of the generator is used to correct the change in various amounts of electricity such as the calculated frequency change rate and the measured frequency. According to this means, the frequency change rate used when estimating the supply-demand imbalance amount is automatically corrected using the coefficient representing the load increase / decrease characteristic, so that even when the load amount increases due to the load voltage characteristic, Since the additional control amount can be calculated with high accuracy, it is possible to provide a power system frequency stabilizing device with high estimation accuracy.

【００３２】請求項２０の発明は、請求項２記載の電力
系統の周波数安定化装置において、事故発生前の定常時
及び初期あるいは追加の負荷制限あるいは電源制限を実
施した前と後の電圧から算出した係数を用いて、算出し
た周波数変化率などの各種電気量の変化分や計測した周
波数などを補正するようにしたものである。この手段に
よれば、需給アンバランス量を推定する際に用いる周波
数変化率を、電圧変動特性を表わす係数を用いて自動的
に補正するため、電圧変動の影響を除去でき精度よく追
加制御量を算出できるので、推定精度の高い電力系統の
周波数安定化装置を提供できる。According to a twentieth aspect of the present invention, in the frequency stabilizing device for an electric power system according to the second aspect, the voltage is calculated from the voltage at the time of steady state before the occurrence of the accident and before and after the additional load limitation or power supply limitation is performed. The calculated coefficients are used to correct changes in various amounts of electricity, such as the calculated frequency change rate, and the measured frequency. According to this means, the frequency change rate used when estimating the supply-demand imbalance amount is automatically corrected using the coefficient representing the voltage fluctuation characteristic, so that the influence of the voltage fluctuation can be removed and the additional control amount can be accurately determined. Since the calculation can be performed, it is possible to provide a frequency stabilizing device for a power system with high estimation accuracy.

【００３３】請求項２１の発明は、請求項３または請求
項４記載の電力系統の周波数安定化装置において、監視
対象の電気所が属する系統内の発電機の慣性定数を推定
するようにしたものである。この手段によれば、監視対
象の電気所端のみで計測あるいは収集可能な情報のみ
で、監視対象の電気所が属する系統内の発電機を１機で
表わした場合の等価発電機モデルの慣性定数を推定する
ことができる。According to a twenty-first aspect of the present invention, in the frequency stabilizing device for an electric power system according to the third or fourth aspect, an inertia constant of a generator in the system to which the electric station to be monitored belongs is estimated. It is. According to this means, the inertia constant of the equivalent generator model when only one generator in the system to which the monitored electric station belongs is represented by only the information that can be measured or collected only at the end of the monitored electric station. Can be estimated.

【００３４】請求項２２の発明は、請求項２記載の電力
系統の周波数安定化装置において、記載の電力系統の周
波数安定化装置の制御量演算部において、事故発生前の
定常時及び初期あるいは追加の負荷制限あるいは電源制
限を実施した前と後の負荷フィーダーあるいは発電機の
有効電力から算出した係数を用いて、算出した制御量を
補正するようにしたものである。この手段によれば、負
荷の増減特性を表わす係数を用いて制御量を自動的に補
正するので、負荷の電圧特性により負荷量が変化した場
合でも精度よく追加制御量を算出できるので、負荷の電
圧特性を考慮した推定精度の高い電力系統の周波数安定
化装置を提供できる。According to a twenty-second aspect of the present invention, in the frequency stabilizing device for a power system according to the second aspect, the control amount calculating section of the frequency stabilizing device for a power system according to the second aspect is configured to perform a steady state and an initial or additional operation before an accident occurs. The calculated control amount is corrected using a coefficient calculated from the active power of the load feeder or the generator before and after the load limitation or power supply limitation is performed. According to this means, the control amount is automatically corrected using the coefficient indicating the load increase / decrease characteristic. Therefore, even when the load amount changes due to the load voltage characteristic, the additional control amount can be calculated with high accuracy. It is possible to provide a frequency stabilizing device for a power system having high estimation accuracy in consideration of voltage characteristics.

【００３５】[0035]

【発明の実施の形態】以下、本発明の実施の形態につい
て図面を参照して説明する。Embodiments of the present invention will be described below with reference to the drawings.

【００３６】図１は、本発明の係わる電力系統の周波数
安定化装置の全体構成図である。FIG. 1 is an overall configuration diagram of a power system frequency stabilizing apparatus according to the present invention.

【００３７】図１において、電力系統１００の主系統１
０１とローカル系統１０３とが連系線１０２によって接
続し、監視対象に接続する伝送ライン１０４から各電気
所毎の電圧、電流、有効電力、系統の周波数などを含む
各種電気量が周波数安定化装置１２０へ取り込まれるよ
うに構成されている。In FIG. 1, main system 1 of power system 100
01 and a local system 103 are connected by a connection line 102, and various electric quantities including a voltage, a current, an active power, a system frequency and the like of each electric station are transmitted from a transmission line 104 connected to a monitoring target to a frequency stabilizing device. 120.

【００３８】周波数安定化装置１２０は、系統状態計測
部１と周波数演算部２と制御量演算部３と制御部４と系
統状態記憶部５とからなっており、ローカル系統１０３
から入力した各種電気量に基づいて、制御部４で得られ
た制御量をローカル系統１０３へ安定化制御ライン１０
５から伝えるようになっている。The frequency stabilizing device 120 comprises a system state measuring unit 1, a frequency calculating unit 2, a control amount calculating unit 3, a control unit 4, and a system state storing unit 5.
The control amount obtained by the control unit 4 is supplied to the local system 103 based on the various electric amounts input from the
5 to tell.

【００３９】図２は、図１に示す電力系統の周波数安定
化装置の具体例を示す電力系統の周波数安定化装置の構
成図であって、ローカル系統１０３は、主系統１０１と
連系線１０２とによって連系し、遮断器１０６を介して
電気所１０７に送電線１０８によって接続している。そ
して、発電機１０９あるいは負荷１１０の近傍の電気所
１０７に計測器１１１を接続する周波数安定化装置１２
０を複数設けている。FIG. 2 is a configuration diagram of a power system frequency stabilizing device showing a specific example of the power system frequency stabilizing device shown in FIG. 1. The local system 103 includes a main system 101 and an interconnecting line 102. And is connected to an electric station 107 via a circuit breaker 106 by a transmission line 108. The frequency stabilizing device 12 connects the measuring instrument 111 to the electric station 107 near the generator 109 or the load 110.
A plurality of 0s are provided.

【００４０】図３は、本発明の第１の実施の形態（請求
項１に対応）を示す周波数安定化装置の構成図である。FIG. 3 is a block diagram of a frequency stabilizing apparatus according to a first embodiment (corresponding to claim 1) of the present invention.

【００４１】図３において、系統状態計測部１は、監視
対象の電気所端の電流、電圧、負荷フィーダーあるいは
発電機の有効電力、系統の周波数などを含む各種電気量
を時々刻々と計測する。周波数演算部２は、前記の周波
数などを含む各種電気量を用いて、周波数変化率などの
各種電気量の変化分を所定の演算により算出する周波数
演算手段２１からなる。In FIG. 3, a system state measuring unit 1 measures various electric quantities including a current and a voltage at an electric station end to be monitored, an active power of a load feeder or a generator, a frequency of a system, and the like every moment. The frequency calculation unit 2 includes a frequency calculation unit 21 that calculates a change in various amounts of electricity such as a frequency change rate by a predetermined calculation using various amounts of electricity including the above-described frequency.

【００４２】制御量演算部３は、前記の算出した周波数
変化率と監視対象の電気所が属するローカル系統内の発
電機の慣性定数を用いて、監視対象の電気所が属するロ
ーカル系統の需給アンバランス量を所定の演算により推
定し、前記の推定した需給アンバランス量に応じて負荷
制限量あるいは電源制限量を決定する主制御演算手段３
１からなる。The control amount calculating section 3 uses the calculated frequency change rate and the inertia constant of the generator in the local system to which the monitored electric station belongs to to calculate the supply and demand of the local system to which the monitored electric station belongs. A main control calculating means for estimating a balance amount by a predetermined calculation and determining a load limiting amount or a power source limiting amount according to the estimated supply and demand imbalance amount;
Consists of one.

【００４３】制御部４は、前記の負荷制限量あるいは電
源制限量に応じて、負荷あるいは発電機を遮断する。系
統状態記憶部５は、系統状態計測部１で計測した各種電
気量と周波数演算部２の演算結果と制御量演算部３の演
算結果を保管し、必要に応じてこれらを呼び出すことが
できるようになっている。The control unit 4 cuts off the load or the generator according to the load limit or the power limit. The system state storage unit 5 stores various electric quantities measured by the system state measurement unit 1, the calculation results of the frequency calculation unit 2, and the calculation results of the control amount calculation unit 3, and can call them up as necessary. It has become.

【００４４】ここで、図２に示す連系線１０２の遮断器
１０６が開放されると、ローカル系統１０３内において
連系線潮流分の需給アンバランスが発生し、ローカル系
統１０３内の周波数が低下あるいは上昇する。Here, when the circuit breaker 106 of the interconnection line 102 shown in FIG. 2 is opened, a supply / demand imbalance of the interconnection line power flow occurs in the local system 103, and the frequency in the local system 103 decreases. Or rise.

【００４５】まず、系統状態計測部１において、監視対
象の電気所１０７に設置された計測器１１１を介して、
系統の電圧Ｖ，電流Ｉ，有効電力Ｐ，周波数ｆを含む各
種電気量を時々刻々と計測し、これらを周波数演算部２
に渡すと共に、系統状態記憶部５において保管する。First, in the system status measuring unit 1, via a measuring instrument 111 installed in an electric station 107 to be monitored,
Various electric quantities including the system voltage V, current I, active power P, and frequency f are measured every moment, and these are measured by the frequency calculation unit 2.
And stored in the system status storage unit 5.

【００４６】なお、有効電力Ｐあるいは周波数ｆは、計
測した電圧Ｖや電流Ｉを用いて、既存の演算方法を流用
した演算により求めてもよい。The active power P or the frequency f may be obtained by using the measured voltage V or current I and performing a calculation using an existing calculation method.

【００４７】周波数演算部２の周波数演算手段２１で
は、計測した周波数ｆあるいは演算により求めた周波数
ｆを用いて、ある一定時間間隔における変化分、つま
り、周波数変化率ｄｆ／ｄｔを演算により算出し、結果
を制御量演算部３へ渡すと共に、系統状態記憶部５で保
管する。例えば、ｄｔ＝１０ｍｓとして周波数変化率を
継続的に算出する。The frequency calculating means 21 of the frequency calculating section 2 calculates the change in a certain time interval, that is, the frequency change rate df / dt, using the measured frequency f or the frequency f obtained by the calculation. The result is passed to the control amount calculation unit 3 and stored in the system status storage unit 5. For example, the frequency change rate is continuously calculated with dt = 10 ms.

【００４８】制御量演算部３では、周波数演算部２で算
出した周波数変化率ｄｆ／ｄｔと監視対象の電気所が属
するローカル系統内の後述する発電機の慣性定数Ｍを用
いて、監視対象の電気所が属するローカル系統の需給ア
ンバランス量ΔＰを所定の演算により推定し、前記の推
定した需給アンバランス量ΔＰに応じて負荷制限量ある
いは電源制限量を決定する。The control amount calculation unit 3 uses the frequency change rate df / dt calculated by the frequency calculation unit 2 and an inertia constant M of a generator, which will be described later, in the local system to which the monitoring target electric station belongs. The supply / demand imbalance amount ΔP of the local system to which the electric station belongs is estimated by a predetermined calculation, and the load limiting amount or the power supply limiting amount is determined according to the estimated supply / demand imbalance amount ΔP.

【００４９】具体的には、図２に示すようにローカル系
統１０３内に監視対象の電気所が複数存在する場合、あ
る監視対象の電気所が属するローカル系統１０３内につ
いて、図４に示すように、前記ローカル系統１０３を、
一負荷一発電機の等価系統モデルとして考える。この等
価系統モデルにおいて、周波数演算部２において算出し
た周波数変化率ｄｆ／ｄｔと等価発電機の慣性定数Ｍと
を用いて、次の（１．１）式から、ローカル系統１０３
内の需給アンバランス量ΔＰを求める。なお、電気量は
全て、ＰＵ（パーセントユニット）に統一する。More specifically, when there are a plurality of monitored electric stations in the local system 103 as shown in FIG. 2, the local system 103 to which a certain monitored electric station belongs as shown in FIG. , The local system 103,
It is considered as an equivalent system model of one load and one generator. In this equivalent system model, using the frequency change rate df / dt calculated by the frequency calculator 2 and the inertia constant M of the equivalent generator, the local system 103 is obtained from the following equation (1.1).
Of the supply-demand imbalance ΔP in the system. In addition, all electric quantities are unified to PU (percent unit).

【００５０】ΔＰ＝Δｆ・Ｍ ・・・・（１．１）ΔP = Δf · M (1.1)

【００５１】ここで、Δｆは、周波数演算部２で求めた
周波数変化率ｄｆ／ｄｔ，Ｍは等価発電機の慣性定数
で、ローカル系統１０３を一負荷一発電機の等価系統モ
デルに等価縮約したときの定数を、事前に求めて設定し
た値であり、ローカル系統１０３内の各発電機の定格出
力で加重平均した値である。Here, Δf is the frequency change rate df / dt, M obtained by the frequency calculator 2, M is the inertia constant of the equivalent generator, and the local system 103 is equivalently reduced to an equivalent system model of one load and one generator. Is a value determined and set in advance, and is a value obtained by weighted averaging with the rated output of each generator in the local system 103.

【００５２】なお、（１．１）式は、発電機の運動方程
式から以下の通り導くことができる。The equation (1.1) can be derived from the equation of motion of the generator as follows.

【００５３】監視対象の電気所が属するローカル系統を
一負荷一発電機の等価系統モデルとして考え、発電機の
機械入力をＰm，電気出力をＰe，等価発電機の慣性定数
をＭとすると、発電機の運動方程式より（１．２）式が
成り立つ。Consider the local system to which the monitored substation belongs as an equivalent system model of one load and one generator, where P m is the mechanical input of the generator, P e is the electrical output, and M is the inertia constant of the equivalent generator. Equation (1.2) holds from the equation of motion of the generator.

【００５４】[0054]

【数１】 (Equation 1)

【００５５】ここで、電気出力Ｐe＝負荷の消費電力ＰL
とみなせるので、（Ｐm−Ｐe）＝ローカル系統内の需給
アンバランス量ΔＰと言える。従って、需給アンバラン
ス量ΔＰは（１．１）式で求めることができる。Here, electric output P e = power consumption P L of the load
Therefore, it can be said that (P m −P e ) = the supply-demand imbalance amount ΔP in the local system. Therefore, the supply-demand unbalance amount ΔP can be obtained by the equation (1.1).

【００５６】なお、周波数低下あるいは上昇は、系統内
の電力の消費量と発電量のアンバランス、つまり、需給
アンバランスによって発生するので、（１．１）式で求
めた需給アンバランス量ΔＰと等量の制御を実施すれ
ば、ローカル系統１０３内の需給アンバランスが解消さ
れ、周波数低下あるいは上昇をおさえて、且つ、周波数
低下あるいは上昇が発生する前の定常時の周波数に制御
（安定化）することができる。Since the frequency decrease or increase is caused by the imbalance between the power consumption and the power generation in the system, that is, the supply and demand imbalance, the supply and demand imbalance ΔP obtained by the equation (1.1) is equal to If the equal amount of control is performed, the supply-demand imbalance in the local system 103 is eliminated, the frequency is reduced or increased, and the frequency is controlled to a steady state before the frequency decreases or increases (stabilization). can do.

【００５７】前記の通り（１．１）式に用いる電気量は
全てＰＵ値で、（１．１）式において推定される需給ア
ンバランス量ΔＰは、等価発電機モデルの機械入力Ｐm
を１．０〔ＰＵ〕としたときのＰmとＰeの差である。例
えば、周波数低下側をプラスとして周波数変化率ｄｆ／
ｄｔが０．０１、等価発電機モデルの慣性定数Ｍが５．
０〔秒〕であった場合の需給アンバランス量ΔＰは
（１．１）式から０．０１×５．０＝０．０５〔ＰＵ〕
で、機械入力Ｐm＝１．０〔ＰＵ〕の５％が等価系統モ
デル内の需給アンバランス量ΔＰとなる。As described above, the amounts of electricity used in equation (1.1) are all PU values, and the supply-demand imbalance amount ΔP estimated in equation (1.1) is the mechanical input P m of the equivalent generator model.
Which is the difference between P m and P e when the 1.0 [PU]. For example, the frequency change rate df /
dt is 0.01, and the inertia constant M of the equivalent generator model is 5.
The supply-demand unbalance amount ΔP when 0 [sec] is 0.01 × 5.0 = 0.05 [PU] from the equation (1.1).
Thus, 5% of the mechanical input P m = 1.0 [PU] is the supply-demand imbalance amount ΔP in the equivalent system model.

【００５８】よって、需給アンバランス量ΔＰの０．０
５〔ＰＵ〕にローカル系統内の全発電機の定常時の発電
量の合計値（総発電量）を掛けた値が、ローカル系統内
の実際の需給アンバランス量ΔＰであり、この結果、ロ
ーカル系統内の発電機の総発電量の５％の負荷を遮断す
れば、需給アンバランスが解消され周波数低下を防止で
きる。Therefore, the supply-demand unbalance amount ΔP is set to 0.0
The value obtained by multiplying 5 [PU] by the total value (total power generation amount) of the power generation amounts of all the generators in the local system at the steady state is the actual supply-demand imbalance amount ΔP in the local system. If the load of 5% of the total power generation of the generators in the system is cut off, the supply-demand imbalance is eliminated, and the frequency drop can be prevented.

【００５９】なお、推定した需給アンバランス量ΔＰか
ら各周波数安定化装置毎の安定化制御量（負荷制限量あ
るいは電源制限量）を次のように決定する。The stabilization control amount (load limit amount or power supply limit amount) for each frequency stabilizing device is determined as follows from the estimated supply and demand imbalance amount ΔP.

【００６０】監視対象とする電気所毎に設置した周波数
安定化装置毎に需給アンバランス量ΔＰを推定して、こ
の推定した需給アンバランス量ΔＰと各電気所において
計測し系統状態記憶部５に保管しておいた定常時の有効
電力Ｐを呼び出して定常時の有効電力Ｐを基準に、推定
したΔＰの割合分を制御量ＰCUT（負荷制限量あるいは
電源制限量）として決定する。The supply / demand imbalance amount ΔP is estimated for each frequency stabilizing device installed at each electric station to be monitored, and the estimated supply / demand imbalance amount ΔP is measured at each electric station. The stored steady-state active power P is called, and based on the steady-state active power P, the estimated proportion of ΔP is determined as the control amount P CUT (load limit or power limit).

【００６１】例えば、周波数低下側を例にとって説明す
ると、推定した需給アンバランス量ΔＰが０．０５〔Ｐ
Ｕ〕で、電気所に接続する全負荷の定常時の有効電力Ｐ
LTが２．０〔ＰＵ〕であった場合には、２．０〔ＰＵ〕
の５％、つまり、０．１〔ＰＵ〕を負荷制限量とする。For example, taking the lower frequency side as an example, the estimated supply-demand imbalance amount ΔP is 0.05 [P
U], the active power P in the steady state of all the loads connected to the substation
If LT is 2.0 [PU], 2.0 [PU]
5%, that is, 0.1 [PU] is set as the load limiting amount.

【００６２】このようにして求められた制御量ＰCUTを
制御部４へ渡されると、制御部４では、制御量演算部３
で求めた制御量ＰCUT（負荷制限量あるいは電源制限
量）に応じて、監視対象の電気所に接続する負荷あるい
は発電機を系統より解列し、周波数低下あるいは上昇を
防止する。When the control amount P CUT obtained in this way is passed to the control unit 4, the control unit 4
According to the control amount P CUT (load limit amount or power source limit amount) obtained in the above, the load or generator connected to the monitored electric station is disconnected from the system to prevent the frequency from decreasing or increasing.

【００６３】このように本発明の第１の実施の形態によ
れば、監視対象の電気所端のみで、しかも、計測あるい
は収集可能な情報のみで、監視対象の電気所が属する全
体の系統内の需給アンバランス量を推定し、推定した需
給アンバランス量に基づいて制御量を算出できるので、
電力系統の各所において計測した情報を収集する必要が
なく広域の情報伝送網も必要ないので、システム規模を
小さくでき、また、監視対象の電気所毎に個別に監視，
制御が実施できるので、装置構成が簡素で運用性の高い
電力系統の周波数安定化装置を提供できる。As described above, according to the first embodiment of the present invention, only the end of the monitored electric station, and only the measurable or collectable information, is used in the entire system to which the monitored electric station belongs. Since the supply-demand imbalance amount can be estimated and the control amount can be calculated based on the estimated supply-demand imbalance amount,
Since there is no need to collect information measured at various points in the power system and no need for a wide-area information transmission network, the system scale can be reduced, and individual monitoring and monitoring of each substation can be performed.
Since the control can be performed, it is possible to provide a power system frequency stabilizing device having a simple device configuration and high operability.

【００６４】次に、本発明の第２の実施の形態（請求項
２乃至４に対応）の電力系統の周波数安定化装置の各構
成部及び手段の作用を図１と図２と図４と図５を参照し
ながら説明する。Next, the operation of each component and means of the power system frequency stabilizing apparatus according to the second embodiment (corresponding to claims 2 to 4) of the present invention will be described with reference to FIGS. This will be described with reference to FIG.

【００６５】図１は、本発明に係わる電力系統の周波数
安定化装置の構成図、図２は、図１の具体例を示す電力
系統の周波数安定化装置の構成図、図５は、本発明の第
２の実施の形態を示す電力系統の周波数安定化装置の構
成図である。FIG. 1 is a block diagram of a power system frequency stabilizing apparatus according to the present invention, FIG. 2 is a block diagram of a power system frequency stabilizing apparatus showing a specific example of FIG. 1, and FIG. FIG. 4 is a configuration diagram of a power system frequency stabilizing device according to a second embodiment of the present invention.

【００６６】図５において、系統状態計測部１は、監視
対象の電気所端の電流，電圧，負荷フィーダーあるいは
発電機の有効電力，系統の周波数などを含む各種電気量
を時々刻々と計測する。周波数演算部２は、前記の周波
数などを含む各種電気量を用いて、周波数変化率などの
各種電気量の変化分を所定の演算により算出する周波数
演算手段２１からなる。In FIG. 5, a system state measuring unit 1 measures various electric quantities including a current and a voltage at an electric station end to be monitored, an active power of a load feeder or a generator, and a frequency of a system. The frequency calculation unit 2 includes a frequency calculation unit 21 that calculates a change in various amounts of electricity such as a frequency change rate by a predetermined calculation using various amounts of electricity including the above-described frequency.

【００６７】制御量演算部３は、初期制御演算手段３
１’と補正制御演算手段３２とからなる。初期制御演算
手段３１’は、前記の算出した周波数変化率と監視対象
の電気所が属するローカル系統内の発電機の慣性定数を
用いて、第１の実施の形態に記載の手法により、監視対
象の電気所が属するローカル系統の需給アンバランス量
を所定の演算により推定し、推定した需給アンバランス
量に応じて初期の負荷制限量あるいは電源制限量を算出
する。補正制御演算手段３２は、初期、または、追加の
負荷制限あるいは電源制限を実施した前と後のそれぞれ
の周波数変化率と、負荷フィーダあるいは発電機の有効
電力から算出した係数と、制御した負荷制限量あるいは
電源制限量を用いて、初期、または、追加の負荷制限あ
るいは電源制限を実施した後の監視対象の電気所が属す
るローカル系統の需給アンバランス量を所定の演算によ
り推定し、前記の推定した需給アンバランス量に応じて
追加の負荷制限量あるいは電源制限量を決定する。制御
部４は、前記の負荷制限量あるいは電源制限量に応じ
て、負荷あるいは発電機を遮断する。The control amount calculation unit 3 includes an initial control calculation unit 3
1 'and the correction control operation means 32. The initial control operation means 31 'uses the calculated rate of change of frequency and the inertia constant of the generator in the local system to which the electric station to be monitored belongs, by the method described in the first embodiment. Then, the supply and demand imbalance amount of the local system to which the substation belongs is estimated by a predetermined calculation, and the initial load limiting amount or power supply limiting amount is calculated according to the estimated supply and demand imbalance amount. The correction control calculation means 32 calculates a coefficient calculated from the frequency change rate of each frequency before and after the additional load limitation or the power supply limitation is performed, the coefficient calculated from the active power of the load feeder or the generator, and the controlled load limitation. Using the amount or the power supply limitation amount, the supply or demand imbalance amount of the local system to which the monitored electric station belongs after the initial or additional load limitation or power supply limitation is performed is estimated by a predetermined calculation, and the estimation is performed. An additional load limiting amount or a power source limiting amount is determined according to the obtained supply and demand imbalance amount. The control unit 4 cuts off the load or the generator according to the above-mentioned load limiting amount or power limiting amount.

【００６８】本発明の第２の実施の形態は、予め設定し
た条件に応じて、需給アンバランス量の推定と追加の負
荷制限あるいは電源制限を複数回実施する点に特徴を有
している。The second embodiment of the present invention is characterized in that the supply and demand imbalance amount is estimated and additional load limitation or power supply limitation is performed a plurality of times in accordance with preset conditions.

【００６９】次に、本発明の第２の実施の形態の処理の
流れを図２と図５を用いて説明する。なお、系統状態計
測部１及び周波数演算部２及び系統状態記憶部５の作用
は、第１の実施の形態と同様であるので説明を省略す
る。Next, the flow of processing according to the second embodiment of the present invention will be described with reference to FIGS. The operations of the system status measurement unit 1, the frequency calculation unit 2, and the system status storage unit 5 are the same as those in the first embodiment, and thus the description is omitted.

【００７０】まず、制御量演算部３では、初期制御演算
手段３１’において、周波数演算部２で算出した周波数
変化率ｄｆ／ｄｔと監視対象の電気所が属するローカル
系統内の発電機の慣性定数Ｍを用いて、第１の実施の形
態に記載の手法により、監視対象の電気所が属するロー
カル系統の需給アンバランス量ΔＰC1を所定の演算によ
り推定し、推定した需給アンバランス量ΔＰC1に応じて
初期の負荷制限量あるいは電源制限量を決定する。First, in the control amount calculation unit 3, the initial control calculation means 31 'calculates the frequency change rate df / dt calculated by the frequency calculation unit 2 and the inertia constant of the generator in the local system to which the monitored electric station belongs. By using M, the supply and demand imbalance amount ΔP C1 of the local system to which the monitored electric station belongs is estimated by a predetermined calculation by the method described in the first embodiment, and the estimated supply and demand imbalance amount ΔP C1 is calculated. The initial load limiting amount or power limiting amount is determined accordingly.

【００７１】次に、補正制御演算手段３２において、初
期あるいは追加の負荷制限あるいは電源制限を実施した
前と後のそれぞれの周波数変化率ｄｆ／ｄｔと制御した
負荷制限量あるいは電源制限量を用いて、初期あるいは
追加の負荷制限あるいは電源制限を実施した後の監視対
象の電気所が属するローカル系統の需給アンバランス量
ΔＰC2を所定の演算により推定し、前記の推定した需給
アンバランス量ΔＰC2に応じて追加の負荷制限量あるい
は電源制限量を決定する。Next, the correction control calculating means 32 uses the respective frequency change rates df / dt before and after the initial or additional load limitation or power limitation and the controlled load limitation or power limitation. the initial or additional load limit or local system supply unbalance amount [Delta] P C2 of the electric station monitored after power limit was carried belongs estimated by a predetermined calculation, the supply and demand unbalance amount [Delta] P C2 that is the estimate of the An additional load limit or power limit is determined accordingly.

【００７２】以下に、初期制御演算手段３１’と、補正
制御演算手段３２を詳細に説明する。Hereinafter, the initial control calculating means 31 'and the correction control calculating means 32 will be described in detail.

【００７３】まず、初期制御演算手段３１’では、事故
発生直後に各電気所で一律同じ割合の初期制御量ＰCUT1
を制御して、周波数低下速度あるいは上昇速度を抑制し
て、補正制御演算を実行するための時間的余裕を確保す
る。このため、初期制御量Ｐ CUT1は、予め設定した固定
値としても良いが、需給アンバランスによっては過制御
となる可能性が考えられるので、次のように初期制御量
ＰCUT1を算出する。First, the initial control operation means 31 '
Immediately after the occurrence, the initial control amount P at the same rate at each substationCUT1
Control the frequency decrease or increase speed
Time to execute the correction control calculation.
You. Therefore, the initial control amount P CUT1Is a preset fixed
Value may be used, but over-control depending on supply and demand imbalance
The initial control amount can be calculated as follows:
PCUT1Is calculated.

【００７４】周波数演算部２で算出した周波数変化率ｄ
ｆ／ｄｔと監視対象の電気所が属するローカル系統内の
発電機の慣性定数Ｍを用いて、監視対象の電気所が属す
るローカル系統の需給アンバランス量ΔＰC1を所定の演
算により推定し、前記の推定した需給アンバランス量Δ
ＰC1に応じて負荷制限量あるいは電源制限量を決定す
る。The frequency change rate d calculated by the frequency calculator 2
Using f / dt and the inertia constant M of the generator in the local system to which the monitored electric station belongs, the supply and demand imbalance amount ΔP C1 of the local system to which the monitored electric station belongs is estimated by a predetermined calculation, and Supply-demand imbalance Δ estimated by
Determining the load limit amount or power limit amount according to the P C1.

【００７５】ΔＰC1＝Δｆ・Ｍ ・・・・（２．１）ΔP C1 = Δf · M (2.1)

【００７６】具体的には、監視対象の電気所が属するロ
ーカル系統を、図４に示すように一負荷一発電機の等価
系統モデルとして考えて、周波数演算部２において算出
した周波数変化率ｄｆ／ｄｔと等価発電機の慣性定数Ｍ
を用いて、各電気所に設置した周波数安定化装置毎に、
おのおの独立に（２．１）式からローカル系統内の需給
アンバランス量ΔＰC1［％］を推定する。各電気所端で
計測した周波数は、ローカル系統内でほぼ同じ様相で変
動するので、各装置で算出したΔＰC1［％］はほぼ同量
となる。More specifically, considering the local system to which the substation to be monitored belongs as an equivalent system model of one load and one generator, as shown in FIG. dt and the inertia constant M of the equivalent generator
By using, for each frequency stabilization device installed in each substation,
The demand / supply imbalance amount ΔP C1 [%] in the local system is independently estimated from equation (2.1). Since the frequency measured at the end of each electric station fluctuates in almost the same manner in the local system, ΔP C1 [%] calculated by each device is substantially the same.

【００７７】なお、初期制御は、補正制御演算を実行す
るための時間的余裕を確保するのが目的であること、慣
性定数Ｍは発電機の運転状態により変化することから、
Ｍは真値より小さ目の値に設定しておくことが望まし
い。例えば、ローカル系統を一負荷一発電機の等価モデ
ルに縮約したときの等価発電機の慣性定数Ｍの真値（Ｍ
を定格出力で加重平均した値）が１０［秒］であるとし
たら、５あるいは６［秒］といったように小さ目に設定
する。It is to be noted that the purpose of the initial control is to secure a time margin for executing the correction control calculation, and the inertia constant M changes depending on the operation state of the generator.
It is desirable that M is set to a value smaller than the true value. For example, when the local system is reduced to an equivalent model of one load and one generator, the true value of the inertia constant M of the equivalent generator (M
Is 10 [sec], a smaller value such as 5 or 6 [sec] is set.

【００７８】次に、各電気所端で制御すべき初期制御量
（負荷制限量あるいは電源制限量）ＰCUT1は、推定した
需給アンバランス量ΔＰC1と事故発生前の定常時の電気
所内の総負荷量あるいは総発電量（＝ＰLOT）を用いて
（２．２）式から算出する。Next, the initial control amount (load limit amount or power supply limit amount) P CUT1 to be controlled at each substation is determined by the estimated supply-demand imbalance amount ΔP C1 and the total amount in the substation in the steady state before the accident. It is calculated from equation (2.2) using the load amount or the total power generation amount (= P LOT ).

【００７９】 ＰCUT1＝ＰLOT・ΔＰC1 ・・・・（２．２）P CUT1 = P LOT · ΔP C1 (2.2)

【００８０】ここで、Δｆは、周波数演算部２で求めた
周波数変化率ｄｆ／ｄｔ，Ｍは等価発電機の慣性定数
で、ローカル系統を一負荷一発電機の等価系統モデルに
等価縮約したときの定数を、事前に求めて設定した値で
あり、ローカル系統内の各発電機の定格出力で加重平均
した値である。ＰLOTは、事故発生前の定常時に計測し
た電気所内の総負荷量あるいは総発電量である。Here, Δf is the frequency change rate df / dt, M obtained by the frequency calculation unit 2 is the inertia constant of the equivalent generator, and the local system is equivalently reduced to an equivalent system model of one load and one generator. The constant at this time is a value obtained and set in advance, and is a value obtained by weighted averaging with the rated output of each generator in the local system. P LOT is a total load amount or a total power generation amount in an electric station measured in a steady state before an accident occurs.

【００８１】なお、（２．１）式は、発電機の運動方程
式から以下の通り導くことができる。監視対象の電気所
が属するローカル系統を一負荷一発電機の等価系統モデ
ルとして考え、発電機の機械入力をＰｍ，電気出力をＰ
ｅ（＝負荷の消費電力ＰL），等価発電機の慣性定数を
Ｍとすると、発電機の運動方程式より（１．２）式が成
り立つ。The equation (2.1) can be derived from the equation of motion of the generator as follows. Consider the local system to which the substation to be monitored belongs as an equivalent system model of one load and one generator, where Pm is the mechanical input of the generator and P is the electrical output.
Assuming that e (= power consumption P L of the load) and the inertia constant of the equivalent generator are M, Equation (1.2) is established from the equation of motion of the generator.

【００８２】（１．２）式について、周波数変化率ｄｆ
／ｄｔ＝Δｆ，初期制御前の需給アンバランス量（Ｐｍ
−Ｐｅ）＝ΔＰ1とすると、ΔＰC1［％］は（２．１）
式で求めることができる。With respect to the equation (1.2), the frequency change rate df
/ Dt = Δf, supply-demand imbalance before initial control (Pm
−Pe) = ΔP 1 , ΔP C1 [%] is (2.1)
It can be obtained by the formula.

【００８３】（２．１）式で推定される需給アンバラン
ス量ΔＰC1は、例えば、周波数低下側を例にとって説明
すると、等価発電機モデルの電気出力Ｐｅ（＝負荷の消
費電力ＰＬ）を１．０としたときの供給量（発電量）の
不足分であり、仮に、周波数低下側を正として周波数変
化率ｄｆ／ｄｔ（ｄｔ＝１０ｍｓ）が０．０１、等価発
電機モデルの慣性定数Ｍが５．０であった場合の需給ア
ンバランス量ΔＰC1は（２．１）式から０．０１×５．
０＝０．０５で、ローカル系統内の総負荷量に対して総
発電量が５［％］不足していることになる。よって、ロ
ーカル系統内の総負荷量の５［％］の負荷を遮断すれ
ば、需給アンバランスが解消され周波数低下を抑制でき
る。The supply-demand imbalance amount ΔP C1 estimated by the equation (2.1) is, for example, the electric power Pe (= power consumption PL of the load) of the equivalent generator model when the frequency decrease side is taken as an example. The shortage of the supply amount (power generation amount) is assumed to be 0.0. The frequency change rate df / dt (dt = 10 ms) is assumed to be 0.01 with the frequency decreasing side being positive, and the inertia constant M of the equivalent generator model is assumed. Is 5.0, the supply-demand unbalance amount ΔP C1 is 0.01 × 5.0 from the equation (2.1).
When 0 = 0.05, it means that the total power generation is 5% short of the total load in the local system. Therefore, if the load of 5% of the total load in the local system is cut off, the supply-demand imbalance is eliminated and the frequency drop can be suppressed.

【００８４】次に、推定した需給アンバランス量ΔＰC1
から各電気所端（各周波数安定化装置毎）の初期制御量
ＰCUT1（負荷制限量あるいは電源制限量）を求めるに
は、具体的には、例えば、周波数低下側を例にとって説
明すると、ローカル系統内の電気所Ａ１，Ａ２，Ａ３
に、ＰL1＝２０００［ＭＷ］，ＰL2＝１０００［Ｍ
Ｗ］，ＰL3＝５００［ＭＷ］の負荷（定常時の総負荷量
ＰLOT）があるとした場合で、各電気所端で推定した需
給アンバランス量ΔＰC1が５［％］と推定されたときに
は、それぞれの電気所における制御量は、電気所Ａ１
は、２０００［ＭＷ］の５［％］、つまり、１００［Ｍ
Ｗ］を、電気所Ａ２は、１０００［ＭＷ］の５［％］、
つまり、５０［ＭＷ］を、電気所Ａ３は、５００［Ｍ
Ｗ］の５［％］、つまり、２５［ＭＷ］をその電気所で
制御する初期制限量とする。分離系統内の周波数は、ほ
ぼ同じ様相で変動し、各電気所端で推定したΔＰＣ１
は、ほぼ同量となるので、分散型のシステム構成でも各
電気所端において一律α［％］の初期制御を実施でき
る。このようにして求めた制御量を制御部４へ渡すと共
に、系統状態記憶部５において保管する。Next, the estimated supply-demand imbalance amount ΔP C1
In order to obtain the initial control amount P CUT1 (load limit amount or power source limit amount) of each electric station end (for each frequency stabilization device) from Electric stations A1, A2, A3 in the system
In addition, P L1 = 2000 [MW] and P L2 = 1000 [M
W], P L3 = 500 [MW] (total load P LOT at steady state), and the supply-demand unbalance amount ΔP C1 estimated at each substation is estimated to be 5%. The control amount at each substation is
Is 5% of 2000 [MW], that is, 100 [M].
W] is 5% of 1000 [MW],
In other words, 50 [MW] and electric substation A3 are 500 [M
5% of W], that is, 25 [MW] is set as the initial limit amount to be controlled at the electric station. The frequency in the separation system fluctuates in almost the same manner, and ΔPC1 estimated at each substation end
Are substantially the same, so that even in a distributed system configuration, the initial control of α [%] can be uniformly performed at each electric station end. The control amount thus obtained is passed to the control unit 4 and stored in the system status storage unit 5.

【００８５】制御部４では、制御量演算部３で求めた初
期制御量ＰCUT1（初期の負荷制限量あるいは電源制限
量）に応じて、監視対象の電気所に接続する負荷あるい
は発電機を系統より解列し、周波数低下あるいは上昇を
防止する。The control unit 4 controls the load or the generator connected to the monitored electric station according to the initial control amount P CUT1 (initial load limiting amount or power limiting amount) obtained by the control amount calculating unit 3. More parallel disconnection prevents frequency drop or rise.

【００８６】初期制御実施後は、補正制御演算手段３２
において、初期制御実施後の周波数が初期制御実施前と
同じく継続して低下あるいは上昇しているか確認して、
制御実施前と同じく低下あるいは上昇が継続している場
合に、初期制御（初期の負荷制限あるいは電源制限）を
実施した前の周波数変化率ｄｆ／ｄｔ（以下、Δｆbfと
示す）と実施した後の周波数変化率ｄｆ／ｄｔ（以下、
Δｆafと示す）と初期制御量ＰCUT1及び負荷フィーダー
あるいは発電機の有効電力から算出した負荷の増減特性
係数ａbf及びａafを用いて、（２．３）式から、負荷の
電圧特性や周波数特性を考慮した初期制御実施後のロー
カル系統内の需給アンバランス量ΔＰC2（＝初期制御に
おける不足分）を推定する。なお、負荷の増減特性を考
慮しない場合には、係数ａbf及び係数ａafを１．０とす
ればよい、また、初期制御実施前の周波数変化率Δｆbf
と初期制御前の需給アンバランスΔＰC1は、系統状態記
憶部５において保管しておいたものを呼び出して用い
る。After the execution of the initial control, the correction control calculating means 32
In, to confirm whether the frequency after the initial control is continuously decreasing or increasing as before the initial control is performed,
When the decrease or increase continues as before the control is performed, the frequency change rate df / dt (hereinafter, referred to as Δf bf ) before the initial control (initial load limitation or power supply limitation) is performed is performed. Frequency change rate df / dt (hereinafter, referred to as
Δf af ), the initial control amount P CUT1, and the load increase / decrease characteristic coefficients a bf and a af calculated from the active power of the load feeder or the generator. The supply / demand imbalance amount ΔP C2 (= the shortage in the initial control) in the local system after the initial control taking into account the frequency characteristics is estimated. If the load increase / decrease characteristics are not taken into consideration, the coefficient a bf and the coefficient a af may be set to 1.0, and the frequency change rate Δf bf before the initial control is performed.
The demand and supply imbalance ΔP C1 before the initial control is used by recalling the one stored in the system status storage unit 5.

【００８７】[0087]

【数２】 (Equation 2)

【００８８】ここで、Δｆは、周波数演算部２で求めた
周波数変化率ｄｆ／ｄｔであり、式の添字のｂｆは制御
実施前の値、ａｆは制御実施後の値であることを示す。
ΔＰ C1は、一回目の追加制御演算では、初期制御実施前
の需給アンバランス量ΔＰC1であり、二回目以降の追加
制御演算では、初期制御量（＝ΔＰC1）と追加制御量
（＝ΔＰC2）の合計値である。Here, Δf is obtained by the frequency calculator 2.
The frequency change rate is df / dt, and the subscript bf in the equation is controlled.
The value before execution, af, is a value after execution of control.
ΔP C1Means that before the initial control
Supply and demand imbalance ΔPC1And the second and subsequent additions
In the control calculation, the initial control amount (= ΔPC1) And additional control amount
(= ΔPC2).

【００８９】各電気所自端で制御すべき追加制御量（追
加の負荷制限量あるいは電源制限量）ＰCUT2は、需給ア
ンバランス量ΔＰC2［％］と事故発生前の定常時の電気
所内の総負荷量あるいは総発電量（＝ＰLOT）を用いて
（２．４）式で算出する。The additional control amount (additional load limiting amount or power supply limiting amount) P CUT2 to be controlled at the local end of each substation is determined by the supply / demand imbalance amount ΔP C2 [%] It is calculated by equation (2.4) using the total load or the total power generation (= PLOT ).

【００９０】 ＰCUT2＝ＰLOT・ΔＰC2 ・・・・（２．４）P CUT2 = P LOT · ΔP C2 ··· (2.4)

【００９１】推定した需給アンバランス量ΔＰC2から各
電気所端（各周波数安定化装置毎）の追加制御量ＰCUT2
を求めるには、具体的には、例えば、周波数低下側を例
にとって説明すると、ローカル系統内の電気所Ａ１，Ａ
２，Ａ３にＰL1＝２０００［ＭＷ］，ＰL2＝１０００
［ＭＷ］，ＰL3＝５００［ＭＷ］の負荷（定常時の総負
荷量ＰLOT）があるとした場合、各電気所端で推定した
需給アンバランス量ΔＰC 2が２［％］と推定された場合
には、それぞれの電気所における追加制限量は、電気所
Ａ１は、２０００［ＭＷ］の２［％］、つまり、４０
［ＭＷ］を、電気所Ａ２は、１０００［ＭＷ］の２
［％］、つまり、２０［ＭＷ］を、電気所Ａ３は、５０
０［ＭＷ］の２［％］、つまり、１０［ＭＷ］をその電
気所で制御する追加負荷制限量とする。このようにして
求めた追加制御量を制御部４へ渡すと共に、系統状態記
憶部５において保管する。From the estimated supply / demand imbalance amount ΔP C2, an additional control amount P CUT2 at each electric station end (for each frequency stabilizing device)
More specifically, for example, taking the lower frequency side as an example, the electric stations A1, A in the local system will be described.
2, P L1 = 2000 [MW], P L2 = 1000 for A3
Assuming that there is a load of [MW], P L3 = 500 [MW] (total load amount P LOT in a steady state), the supply-demand imbalance amount ΔP C 2 estimated at each electric substation is estimated to be 2%. In this case, the additional limit at each substation is 2% of 2000 [MW], that is, 40%.
[MW] and the electric power station A2 is 1000 [MW] 2
[%], That is, 20 [MW],
2 [%] of 0 [MW], that is, 10 [MW] is set as the additional load limiting amount controlled at the electric power station. The thus obtained additional control amount is passed to the control unit 4 and stored in the system status storage unit 5.

【００９２】制御部４では、制御量演算部３で求めた追
加制御量ＰCUT2（追加の負荷制限量あるいは電源制限
量）に応じて、監視対象の電気所に接続する負荷あるい
は発電機を系統より解列し、周波数低下あるいは上昇を
防止する。The control unit 4 controls the load or generator connected to the monitored electric station according to the additional control amount P CUT2 (additional load limiting amount or power source limiting amount) obtained by the control amount calculating unit 3. More parallel disconnection prevents frequency drop or rise.

【００９３】通常は、（２．３）式で求めた需給アンバ
ランス量ΔＰC2と等量の制御を実施すれば、ローカル系
統内の需給アンバランスが解消され、周波数低下あるい
は上昇を抑えて、周波数低下あるいは上昇が発生する前
の定常時の周波数に制御（安定化）できる。ところが、
需要の増減や負荷特性の変化などの系統状態が変化した
場合に、一度の追加制御では、不足制御となることが考
えられる。Normally, if control is performed in the same amount as the supply / demand imbalance amount ΔP C2 obtained by the equation (2.3), the supply / demand imbalance in the local system is eliminated, and the frequency drop or rise is suppressed. It is possible to control (stabilize) the frequency at the steady state before the frequency decrease or increase occurs. However,
When the system state changes, such as a change in demand or a change in load characteristics, it is conceivable that a single additional control will result in a shortage control.

【００９４】このために、追加制御後も引き続き周波数
低下あるいは上昇を確認して、制御前と同様に低下ある
いは上昇が継続している場合には、次の処理が行われ
る。For this reason, after the additional control, the decrease or increase in the frequency is continuously confirmed. If the decrease or increase continues as before the control, the following processing is performed.

【００９５】具体的には、系統状態記憶部５に保管した
追加制御を実施した前の周波数変化率Δｆbfと追加制御
実施後の周波数変化率Δｆafと系統状態記憶部５に保管
した初期制御量および追加制御量の合計値ＰC1を用い
て、（２．３）式から、追加制御後の需給アンバランス
量ΔＰC2を求めて、再度、追加制御を実施と共に、追加
制御量を系統状態記憶部５において保管する。追加制御
は、周波数低下あるいは上昇がおさまるまで繰り返し行
う。More specifically, the frequency change rate Δf bf before the additional control stored in the system status storage unit 5, the frequency change rate Δf af after the additional control is performed, and the initial control stored in the system status storage unit 5. Using the total value P C1 of the amount and the additional control amount, the supply / demand imbalance amount ΔP C2 after the additional control is obtained from the equation (2.3), and the additional control is performed again and the additional control amount is changed to the system state. Stored in the storage unit 5. The additional control is repeatedly performed until the frequency decrease or increase stops.

【００９６】以下に、（２．３）式及び負荷の増減特性
係数ａbf，ａafについて説明する。Hereinafter, the equation (2.3) and the load increase / decrease characteristic coefficients a bf and a af will be described.

【００９７】初期制御演算と同じく、監視対象の電気所
が属するローカル系統を図４に示すような一負荷一発電
機の等価系統モデルとして考え、発電機の機械入力をＰ
ｍ，電気出力をＰｅ，等価発電機の慣性定数をＭとする
と、発電機の運動方程式より（１．２）式が成り立つ。
以下、時間変化を示す量には（ｔ）で記す。Similar to the initial control calculation, the local system to which the monitored electric station belongs is considered as an equivalent system model of one load and one generator as shown in FIG.
Assuming that m, the electric output is Pe, and the inertia constant of the equivalent generator is M, Equation (1.2) is established from the equation of motion of the generator.
Hereinafter, the amount indicating the time change is indicated by (t).

【００９８】初期制御前の周波数変動は、制御前の時間
をｔ−とすると、（１．２）式から、（２．５）式で表
わすことができる。なお、Δｆは、周波数変化率ｄｆ／
ｄｔである。The frequency fluctuation before the initial control can be expressed by the following equation (2.5) from the equation (1.2), where t- is the time before the control. Note that Δf is the frequency change rate df /
dt.

【００９９】[0099]

【数３】 (Equation 3)

【０１００】しかし、実際には、系統分離により電力の
供給量が減少した場合には電圧が低下し、これに伴い、
系統分離直後の負荷量（＝Ｐｅ（ｔ−））は減少する。
そこで、（２．５）式に負荷の増減特性を表わす係数ａ
bfを用いて、負荷の減少分を考慮した推定式を導くと
（２．６）式となる。However, in practice, when the power supply amount is reduced due to the system separation, the voltage is reduced.
The load (= Pe (t-)) immediately after the system separation is reduced.
Therefore, the coefficient a representing the load increase / decrease characteristic is expressed by equation (2.5).
By using bf to derive an estimation equation that takes into account the reduction in load, Equation (2.6) is obtained.

【０１０１】[0101]

【数４】 (Equation 4)

【０１０２】一方、初期制御後の周波数変動は、初期制
御で各電気所で負荷あるいは発電機を一律α［％］（＝
ΔＰC1）遮断している。したがって、ローカル系統の総
負荷量あるいは総発電量に対してもα［％］の制御を実
施したことになるので、制御実施後の時間をｔ＋とする
と、（２．７）式で表わすことができる。なお、（２．
５）式及び（２．７）式は負荷特性（負荷の電圧特性，
周波数特性）が無いものと仮定した場合の近似式であ
る。On the other hand, the frequency fluctuation after the initial control is caused by uniformly changing the load or the generator at each electric station in the initial control by α [%] (=
ΔP C1 ) Blocked. Therefore, since the control of α [%] is also performed on the total load or the total power generation of the local system, if the time after the control is performed is t +, it can be expressed by Expression (2.7). it can. (2.
Equations (5) and (2.7) are the load characteristics (voltage characteristics of the load,
This is an approximate expression when it is assumed that there is no frequency characteristic.

【０１０３】[0103]

【数５】 (Equation 5)

【０１０４】しかし、実際には、初期制御後は、負荷制
限などの安定化制御による電圧上昇に伴い、第一段制御
後の負荷量（＝Ｐｅ（ｔ＋）−ΔＰC1）は増加してい
る。そこで、（２．７）式に負荷の増減特性を表わす係
数ａafを用いて、負荷の増加分を考慮した推定式を導く
と（２．８）式となる。However, actually, after the initial control, the load amount (= Pe (t +)-ΔP C1 ) after the first-stage control is increased due to the voltage rise by the stabilization control such as the load limitation. . Therefore, using the coefficient a af representing the load increase / decrease characteristic in the equation (2.7), an estimation equation taking into account the load increase is derived as the equation (2.8).

【０１０５】[0105]

【数６】 (Equation 6)

【０１０６】時刻ｔ−とｔ＋の時間差は短いと仮定し、
Ｐｍ（ｔ−）＝Ｐｍ（ｔ＋）、Ｐｅ（ｔ−）＝Ｐｅ（ｔ
＋）とすると、（２．８）式−（２．５）式より、Assuming that the time difference between times t− and t + is short,
Pm (t −) = Pm (t +), Pe (t −) = Pe (t
+), From equation (2.8)-equation (2.5),

【０１０７】[0107]

【数７】 (Equation 7)

【０１０８】従って、Therefore,

【０１０９】[0109]

【数８】 (Equation 8)

【０１１０】（２．１０）式を（２．８）式に代入し、
消費電力ＰL側を正にとり、初期制限後の需給アンバラ
ンス量△ＰC2を｛−Ｐｍ（ｔ＋）＋ａaf・（Ｐｅ（ｔ
＋）−ΔＰC1）｝とすると、ΔＰC2［％］は、（２．１
１）式で求めることができる。Substituting equation (2.10) into equation (2.8),
Power P L side positively take, demand imbalance amount after initial restriction △ a P C2 {-Pm (t +) + a af · (Pe (t
+) − ΔP C1 )｝, ΔP C2 [%] becomes (2.1)
It can be obtained by equation (1).

【０１１１】[0111]

【数９】 (Equation 9)

【０１１２】ここで、初期負荷制限後の負荷量Ｐｅ（ｔ
＋）は、電気所内の定常時の総負荷量ＰLOTから初期制
御量ＰCUT1を遮断したものであり、よって、Ｐｅ（＋）
＝ＰL（＋）＝（ＰL0−ＰCUT1）＝（１−ΔＰC1）とい
えるので、ΔＰC2［％］は（２．１２）式（＝（２．
３）式）で求めることができることとなる。つまり、
（２．３）式を用いて需給アンバランス量を推定すれ
ば、負荷の電圧特性，周波数特性を考慮したΔＰC2を求
めることができる。Here, the load Pe (t) after the initial load limitation is performed.
+) Is obtained by cutting off the initial control amount P CUT1 from the total load amount P LOT at the time of steady state in the electric substation . Therefore, Pe (+)
= P L (+) = (P L0 −P CUT1 ) = (1−ΔP C1 ), so ΔP C2 [%] is calculated by the equation (2.12) (= (2.
3) Equation (3) can be obtained. That is,
By estimating the supply-demand imbalance amount using the expression (2.3), ΔP C2 can be obtained in consideration of the load voltage characteristics and frequency characteristics.

【０１１３】[0113]

【数１０】 (Equation 10)

【０１１４】なお、負荷の増減特性係数ａbf，ａafを考
慮しない場合のΔＰC2の推定式は、（２．１３）式とな
る。The equation for estimating ΔP C2 when the load increase / decrease characteristic coefficients a bf and a af are not taken into account is the equation (2.13).

【０１１５】[0115]

【数１１】 [Equation 11]

【０１１６】次に負荷の増減特性係数ａbf，ａafの算出
方法は、監視対象の各電気所自端で計測できる電気量か
ら算出することを考慮して、時々刻々と計測した総負荷
量あるいは総発電量（＝ＰL）と初期制御量ＰCUT1を用
いて算出する。Next, a method for calculating the load increase / decrease characteristic coefficients a bf and a af is to calculate the total load amount which is measured every moment in consideration of the calculation based on the amount of electricity that can be measured at the own end of each substation to be monitored. Alternatively, it is calculated using the total power generation amount (= P L ) and the initial control amount P CUT1 .

【０１１７】図６は、負荷の増減特性係数ａbf，ａafの
概念図で、具体的には、系統分離直後に（２．１４）式
から時々刻々と負荷の増減特性係数ａbfを算出し、
（２．１５）式からその平均値を求める。また、初期制
御後に（２．１６）式から時々刻々と負荷の増減特性係
数ａafを算出し、（２．１７）式からその平均値を求め
る。求めたａbf，ａafを需給アンバランスの推定演算
（２．３）式に用いる。例えば、電圧動揺の周期に合せ
て、動揺周期と同じ時間（区間）の平均値を負荷の増減
特性係数ａbfあるいはａafとして用いる。また、計測し
た電圧を用いて、系統分離直後は、周波数低下あるいは
上昇が発生する前に計測した定常時の電圧Ｖ0より低下
している間、負荷の増減特性係数ａbfを時々刻々と求め
て、その区間の平均値を（２．３）式で用いる。また、
初期制御後あるいは追加制御後は、定常時の電圧Ｖ0あ
るいは初期制御直前の電圧ＶC1bfより上昇している間、
負荷の増減特性係数ａafを時々刻々と求めて、その区間
の平均値を（２．３）式で用いる。なお、ｎは、データ
数の総数である。FIG. 6 is a conceptual diagram of the load increase / decrease characteristic coefficients a bf and a af . Specifically, the load increase / decrease characteristic coefficient a bf is calculated from equation (2.14) immediately after the system is separated. And
The average value is obtained from the equation (2.15). After the initial control, the load increase / decrease characteristic coefficient a af is calculated from equation (2.16) every moment, and the average value is calculated from equation (2.17). The obtained a bf and a af are used in the estimation calculation (2.3) of the supply and demand imbalance. For example, an average value of the same time (section) as the fluctuation period is used as the load increase / decrease characteristic coefficient a bf or a af in accordance with the voltage fluctuation period. Also, using the measured voltage, immediately after the system separation, the load increase / decrease characteristic coefficient a bf is obtained every moment while the voltage is lower than the steady-state voltage V 0 measured before the frequency decrease or increase occurs. Then, the average value of that section is used in equation (2.3). Also,
After the initial control or after the additional control, while the voltage is higher than the steady-state voltage V 0 or the voltage V C1bf immediately before the initial control,
The load increase / decrease characteristic coefficient a af is obtained every moment, and the average value of the section is used by the equation (2.3). Note that n is the total number of data.

【０１１８】[0118]

【数１２】 (Equation 12)

【０１１９】このように本発明の第２の実施の形態によ
れば、遮断済みの制御量の合計値と周波数変化率のみ
で、監視対象の電気所が属する系統内の需給アンバラン
ス量を推定できるので、演算のためのパラメータ設定が
必要なく、また、推定した需給アンバランス量から制御
量を算出するので需要の増減などの系統状態が変化して
も対応でき、系統運用者の負担を低減することができ
る。さらに、追加制御を繰り返し実施するので不足制御
を防止でき、また、監視対象の電気所端のみで計測ある
いは収集可能な情報のみで、需給アンバランス量を推定
し、推定した需給アンバランス量に基づいて制御量を算
出できるので、電力系統内の各所において計測した情報
を収集する必要がなく広域の情報伝送網も不要で、シス
テム規模を小さくでき、また、監視対象の電気所毎に個
別に監視，制御が実施でき、装置構成が簡素で制御性が
高く運用性や保守性に優れた電力系統の周波数安定化装
置を提供できる。As described above, according to the second embodiment of the present invention, the supply and demand imbalance amount in the system to which the monitored electric station belongs is estimated only by the total value of the interrupted control amounts and the frequency change rate. This eliminates the need for parameter setting for calculations, and the control amount is calculated from the estimated supply-demand imbalance amount, so that it can respond to changes in system conditions such as increases and decreases in demand, reducing the burden on system operators. can do. Furthermore, since the additional control is repeatedly performed, shortage control can be prevented, and the amount of supply and demand imbalance is estimated using only information that can be measured or collected only at the end of the monitored substation. Control amount can be calculated by using the system.Therefore, there is no need to collect information measured at various points in the power system, and there is no need for a wide-area information transmission network. The present invention can provide a frequency stabilizing device for a power system having a simple device configuration, high controllability, and excellent operability and maintainability.

【０１２０】また、電気所の有効電力から求めた負荷の
増減特性係数を考慮して需給アンバランス量の推定を行
えるので、推定精度を高めることができる。Further, since the supply-demand imbalance amount can be estimated in consideration of the load increase / decrease characteristic coefficient obtained from the active power of the electric substation, the estimation accuracy can be improved.

【０１２１】さらに、本発明の第２の実施の形態におい
て、負荷の増減特性係数を、電気所の有効電力に代え
て、計測した電圧から求め、ローカル系統内の需給アン
バランス量を推定する周波数安定化装置について説明す
る。Further, in the second embodiment of the present invention, the load increase / decrease characteristic coefficient is obtained from the measured voltage instead of the active power of the electric station, and the frequency for estimating the supply / demand imbalance amount in the local system is determined. The stabilizer will be described.

【０１２２】図５の補正制御演算手段３２において、初
期あるいは追加の負荷制限あるいは電源制限を実施した
後の監視対象の電気所が属する系統の需給アンバランス
量を推定する際に、初期あるいは追加の負荷制限あるい
は電源制限を実施した前と後のそれぞれの周波数変化率
及び計測した電圧から算出した係数と制御した負荷制限
量あるいは電源制限量を用いる。In the correction control calculating means 32 shown in FIG. 5, when estimating the supply and demand imbalance of the system to which the monitored electric station belongs after the initial or additional load limitation or power supply limitation, the initial or additional A coefficient calculated from the frequency change rate before and after the load limitation or the power supply limitation and the measured voltage and the controlled load limitation amount or the power supply limitation amount are used.

【０１２３】具体的には、初期の負荷制限を実施した際
に発生する電圧上昇による影響を除去するため、初期制
御実施後のローカル系統内の需給アンバランス量ΔＰC2
を（２．１８）式から推定する。More specifically, in order to eliminate the effect of the voltage rise that occurs when the initial load limitation is performed, the supply and demand imbalance amount ΔP C2 in the local system after the initial control is performed.
Is estimated from the expression (2.18).

【０１２４】[0124]

【数１３】 (Equation 13)

【０１２５】ここで、ａbfv，ａafvは、電圧の低下や上
昇傾向を表わす電圧変動係数であり、電圧変動分を考慮
した需給アンバランス量の推定式である。なお、
ａbfv，ａa fvは、以下のように求める。Here, a bfv and a afv are voltage fluctuation coefficients indicating the tendency of the voltage to decrease or increase, and are equations for estimating the supply and demand imbalance in consideration of the voltage fluctuation. In addition,
a bfv and a a fv are obtained as follows.

【０１２６】電圧変動係数ａbfv，ａafvの算出方法は、
監視対象の電気所端で計測できる電気量から算出するこ
とを考慮して、各電気所の事故発生前の定常時の電圧Ｖ
0と時々刻々と計測した電圧Ｖｎと周波数偏差Δｆｎを
用いて算出する。The method of calculating the voltage variation coefficients a bfv and a afv is as follows.
Considering that it is calculated from the amount of electricity that can be measured at the end of the electric station to be monitored, the voltage V at the steady state before the occurrence of an accident at each electric station
It is calculated using 0 and the voltage Vn measured every moment and the frequency deviation Δfn.

【０１２７】具体的には、（２．１９）式あるいは
（２．２０）式から時々刻々と電圧変動係数ａbfvnを算
出して、その平均値を（２．２１）式から求める。ま
た、（２．２２）式あるいは（２．２３）式から時々刻
々と電圧変動係数ａafvnを算出して、その平均値を
（２．２４）式から求める。求めた電圧変動係数
ａbfvn、ａafvを、需給アンバランスの推定演算の
（２．３）式に用いる。Specifically, the voltage variation coefficient a bfvn is calculated every moment from the equation (2.19) or (2.20), and the average value is obtained from the equation (2.21). Further, the voltage variation coefficient a afvn is calculated every moment from the equation (2.22) or the equation (2.23), and the average value is obtained from the equation (2.24). The obtained voltage variation coefficients a bfvn and a afv are used in equation (2.3) of the estimation calculation of the supply and demand imbalance.

【０１２８】例えば、電圧変動係数ａbfvは、系統分離
後の電圧動揺の周期にあわせて、動揺周期と同じ時間
（区間）の平均値を用いる。電圧変動係数ａafvは、初
期制御を実施してから、電圧動揺の周期に合せて、動揺
周期と同じ時間（区間）の平均値を用いる。または、電
圧変動係数ａbfvは、時々刻々と計測した電圧Ｖｎが、
定常時の電圧Ｖ0より低下している間、電圧変動係数ａ
bfvnを求めて、その区間の平均値を（２．２１）式で求
める。電圧変動係数ａafvは、定常時の電圧Ｖ0または、
初期制御直前の電圧ＶC1bfより上昇している間、電圧変
動係数ａafvnを求めて、その区間の平均値を（２．２
４）式で求める。For example, as the voltage fluctuation coefficient abfv , an average value of the same time (section) as the fluctuation cycle is used in accordance with the voltage fluctuation cycle after system separation. As the voltage variation coefficient a afv , the average value of the same time (section) as the fluctuation period is used in accordance with the voltage fluctuation period after the initial control is performed. Alternatively , the voltage variation coefficient a bfv is obtained by calculating the voltage Vn measured every moment,
While the voltage is lower than the normal voltage V 0 , the voltage variation coefficient a
bfvn is obtained, and the average value of the section is obtained by Expression (2.21). The voltage variation coefficient a afv is a voltage V 0 in a steady state or
While the voltage is rising from the voltage V C1bf immediately before the initial control, the voltage variation coefficient a afvn is obtained, and the average value in that section is calculated as (2.2).
4) Calculate by equation.

【０１２９】[0129]

【数１４】 [Equation 14]

【０１３０】ここで、ｎは、データ数の総数。（２．２
２）式及び（２．２３）式では、Ｖ 0の代わりに、初期
制御直前の電圧ＶC1bfを用いても良い。ＫVAは、負荷の
電圧特性の割合を設定する定数である。ＫVBは、予め設
定した係数である。αは、予め設定した負荷の電圧特性
指数である。ＫfPは、予め設定した周波数特性定数［％
／Ｈｚ］である。Δｆｎは、計測した周波数から求めた
（基準周波数からの）周波数偏差［Ｈｚ］である。Here, n is the total number of data. (2.2
In equations (2) and (2.23), V 0Instead of the initial
Voltage V just before controlC1bfMay be used. KVAOf the load
This is a constant for setting the ratio of the voltage characteristics. KVBIs set in advance.
This is the specified coefficient. α is the voltage characteristic of the preset load
It is an index. KfPIs a preset frequency characteristic constant [%
/ Hz]. Δfn was obtained from the measured frequency
Frequency deviation [Hz] (from reference frequency).

【０１３１】このように、本発明の第２の実施の形態に
おいて、さらに、計測した電圧から算出した電圧変動係
数として、負荷の増減特性係数を求めることにより、電
圧変動を考慮した需給アンバランス量の推定を行えるの
で、推定精度を高めることができる。また、電圧変動の
影響を除去するための周波数の平滑化処理を削除あるい
は平滑化処理に用いるデータ区間長の短縮を図ることが
できるため、追加制御量を短時間に算出できる。As described above, in the second embodiment of the present invention, the supply / demand imbalance amount in consideration of the voltage fluctuation is obtained by obtaining the load increase / decrease characteristic coefficient as the voltage fluctuation coefficient calculated from the measured voltage. Can be estimated, so that the estimation accuracy can be improved. Further, since the frequency smoothing process for removing the influence of the voltage fluctuation can be deleted or the data section length used for the smoothing process can be shortened, the additional control amount can be calculated in a short time.

【０１３２】次に、本発明の第３の実施の形態（請求項
５に対応）に係わる電力系統の周波数安定化装置の各構
成部及び手段の作用を図１と図２と図７を参照しながら
説明する。Next, the operation of each component and means of the power system frequency stabilizing apparatus according to the third embodiment (corresponding to claim 5) of the present invention will be described with reference to FIGS. 1, 2 and 7. I will explain while.

【０１３３】本発明の第３の実施の形態に係わる電力系
統の周波数安定化装置は、第１の実施の形態または第２
の実施の形態に記載の電力系統の周波数安定化装置の周
波数演算部２において、算出した周波数変化率などの各
種電気量の変化分や計測した周波数などに平滑化処理
（フィルタリング）を含む誤差対策を施す周波数平滑化
手段２２を有した構成を特徴とするものである。The frequency stabilizing device for a power system according to the third embodiment of the present invention is the same as that of the first embodiment or the second embodiment.
In the frequency calculation unit 2 of the power system frequency stabilization device described in the above embodiment, the error countermeasures including smoothing processing (filtering) in the variation of various amounts of electricity such as the calculated rate of frequency change or the measured frequency. , Which has a frequency smoothing means 22 for performing the following.

【０１３４】次に、本発明の第３の実施の形態の全体の
処理の流れを図２と図７を参照して説明する。なお、系
統状態計測部１及び制御量演算部３及び制御部４及び系
統状態記憶部５の作用と周波数演算部２の周波数演算手
段２１の作用は、第１の実施の形態あるいは第２の実施
の形態と同様であるので説明を省略する。Next, the overall processing flow of the third embodiment of the present invention will be described with reference to FIGS. The operation of the system state measurement unit 1, the control amount calculation unit 3, the control unit 4, and the system state storage unit 5 and the operation of the frequency calculation unit 21 of the frequency calculation unit 2 are different from those of the first embodiment or the second embodiment. The description is omitted because it is the same as the embodiment.

【０１３５】ここで、例えば、系統分離などが発生した
後の分離系統の周波数の変化を見ると、系統内の発電機
の動揺などの影響により、周波数が短い周期で動揺する
ことがある。このような場合に、計測した周波数をその
まま用いて周波数変化率を求めると、算出した時点によ
って周波数変化率が変わり、前記の（１．１）式、
（２．１）式あるいは、（２．３）式を用いてローカル
系統内の需給アンバランス量ΔＰを推定しようとする
と、周波数変化率の変化、つまり、周波数動揺の影響に
より、推定結果がばらつくことが考えられる。このた
め、周波数動揺の影響を排除あるいは低減する必要があ
る。Here, for example, looking at the change in the frequency of the separation system after the system separation occurs, the frequency may fluctuate in a short cycle due to the fluctuation of the generator in the system. In such a case, if the frequency change rate is obtained using the measured frequency as it is, the frequency change rate changes at the time of calculation, and the above equation (1.1) is used.
When trying to estimate the supply-demand imbalance amount ΔP in the local system using the equation (2.1) or the equation (2.3), the estimation result varies due to the change in the frequency change rate, that is, the influence of the frequency fluctuation. It is possible. For this reason, it is necessary to eliminate or reduce the influence of the frequency fluctuation.

【０１３６】図７に示す周波数演算部２の周波数平滑化
処理手段２２は、算出した周波数変化率などの各種電気
量の変化分や計測した周波数などに平滑化処理を施し、
これら各種電気量が長周期あるいは短周期に動揺する場
合やごく短時間の間に急激に変化する場合の影響を低減
する。例えば、平滑化処理として、ある一定の区間の周
波数変化率や周波数などの各種電気量の平均を求める。The frequency smoothing processing means 22 of the frequency calculation unit 2 shown in FIG. 7 performs a smoothing process on the variation of various electric quantities such as the calculated rate of change of the frequency and the measured frequency.
The effect of the case where these various amounts of electricity fluctuate in a long cycle or a short cycle, or the case where they rapidly change in a very short time is reduced. For example, as a smoothing process, an average of various electric quantities such as a frequency change rate and a frequency in a certain section is obtained.

【０１３７】具体的には、平均を求める区間を、データ
区間長ＴSMPとして時間で設定する。系統状態記憶部５
に保管しておいた、周波数低下あるいは上昇後に計測し
た各種電気量や算出した周波数変化率を用いて、低下あ
るいは上昇が発生した時点を基準にデータ区間長ＴSMP
間のデータを用いて、各電気量毎にこの区間の平均値を
求めて、その平均値を制御量演算部３の制御量の演算に
用いる。More specifically, the section for which the average is to be obtained is set in time as the data section length T SMP . System status storage unit 5
Using the various quantities of electricity measured after the frequency drop or rise and the calculated frequency change rate, the data section length T SMP
The average value of this section is obtained for each quantity of electricity using the data between them, and the average value is used for the calculation of the control amount by the control amount calculation unit 3.

【０１３８】なお、各種電気量は時々刻々と計測される
ので、新しいデータが計測された場合には、データ区間
を更新して平均値を時系列的に継続して求める。つま
り、最も古いデータを除いて、新しいデータを追加した
区間の平均を求める。新しいデータが計測される度に、
同様の作業を繰り返す。[0138] Since various electric quantities are measured every moment, when new data is measured, the data section is updated and the average value is continuously obtained in time series. That is, the average of the section to which new data is added except for the oldest data is obtained. Each time new data is measured,
Repeat the same operation.

【０１３９】ここで、平滑化に用いるデータ区間長Ｔ
SMPは、例えば、電力動揺の周期と同じに設定する。動
揺の周期が１〔秒〕程度ならば、１秒間の平均値を時系
列的に継続して求める。以上のように平滑化処理された
周波数変化率や周波数などの各種電気量を制御量演算部
３へ渡すと共に、系統状態記憶部５において保管する。
制御量演算部３では、平滑化処理された各種電気量を用
いて制御量を算出する。Here, the data section length T used for smoothing
The SMP is set to, for example, the same as the period of the power fluctuation. If the oscillation period is about 1 [second], an average value for one second is continuously obtained in time series. Various electric quantities such as the frequency change rate and the frequency, which have been smoothed as described above, are transferred to the control amount calculation unit 3 and stored in the system state storage unit 5.
The control amount calculation unit 3 calculates the control amount using the various electric quantities subjected to the smoothing process.

【０１４０】このように本発明の第３の実施の形態によ
れば、需給アンバランス量を求める際に用いる各種電気
量に平滑化処理を施しているので、周波数が長周期ある
いは短周期に動揺する場合やごく短時間に急激に変化す
る場合でも、精度良く需給アンバランス量を推定でき、
且つ、推定結果のばらつきを防止するので、高精度で高
信頼度の電力系統の周波数安定化装置を提供できる。As described above, according to the third embodiment of the present invention, since the smoothing process is performed on various electric quantities used for obtaining the supply and demand imbalance, the frequency fluctuates in a long cycle or a short cycle. , Or when it changes rapidly in a very short time, the amount of supply and demand imbalance can be accurately estimated,
In addition, since a variation in the estimation result is prevented, a highly accurate and highly reliable power system frequency stabilizing device can be provided.

【０１４１】次に、本発明の第４の実施の形態（請求項
６に対応）に係わる電力系統の周波数安定化装置の各構
成部及び手段の作用を図１と図２と図８を参照しながら
説明する。Next, the operation of each component and means of the frequency stabilizing device of the power system according to the fourth embodiment (corresponding to claim 6) of the present invention will be described with reference to FIGS. 1, 2 and 8. I will explain while.

【０１４２】本発明の第４の実施の形態の電力系統の周
波数安定化装置は、第１の実施の形態または第２の実施
の形態に記載の電力系統の周波数安定化装置の周波数演
算部２において、計測した系統の周波数などを含む各種
電気量を用いて、所定の演算により将来の周波数などの
各種電気量の変化を予測する周波数変動予測手段２３を
備えた構成とした点に特徴を有している。The power system frequency stabilizing apparatus according to the fourth embodiment of the present invention is a power system frequency stabilizing apparatus according to the first or second embodiment. Is characterized in that it is provided with a frequency fluctuation prediction means 23 for predicting a change in various electric quantities such as future frequencies by a predetermined calculation using various electric quantities including the measured system frequency. are doing.

【０１４３】次に、全体の処理の流れを図１と図２と図
８を用いて説明する。なお、系統状態計測部１及び制御
量演算部３及び制御部４及び系統状態記憶部５の作用と
周波数演算部２の周波数演算手段２１及び周波数平滑化
手段２２の作用は、第１の実施の形態乃至第３の実施の
形態と同様であるので説明を省略する。Next, the flow of the entire process will be described with reference to FIGS. 1, 2 and 8. The operation of the system state measurement unit 1, the control amount operation unit 3, the control unit 4, and the system state storage unit 5 and the operation of the frequency operation unit 21 and the frequency smoothing unit 22 of the frequency operation unit 2 are the same as those in the first embodiment. Since the third embodiment is the same as the third embodiment, the description is omitted.

【０１４４】まず、図８に示す周波数演算部２の周波数
変動予測手段２３では、計測した系統の周波数などの各
種電気量を用いて、所定の演算により将来の周波数など
の各種電気量の変化を予測する。例えば、系統状態記憶
部５に保管した過去の周波数などを含む各種電気量を用
いて、最小二乗法などの手法により周波数予測式を作成
して、数百ミリ秒先の周波数値を予測する。First, the frequency fluctuation predicting means 23 of the frequency calculating section 2 shown in FIG. 8 uses the various electric quantities such as the measured frequency of the system to perform a predetermined operation to determine the change of various electric quantities such as the future frequency. Predict. For example, a frequency prediction formula is created by a method such as the least squares method using various amounts of electricity including past frequencies stored in the system status storage unit 5 to predict a frequency value several hundred milliseconds ahead.

【０１４５】周波数予測式は、次の（４．１）式に示す
ように１次あるいは次の（４．２）式に示すような２次
式の予測関数として、過去の周波数を用いて、最小二乗
法などの既存の手法により係数ａ0〜ａ2を求める。そし
て、作成した周波数予測式を用いて、数百ミリ秒先の周
波数値を予測する。なお、周波数は時々刻々と変化する
ので、最小二乗法に用いる周波数を更新しながら、これ
らの一連の動作を繰り返し行って、時々刻々と将来の周
波数を予測する。The frequency prediction formula is obtained by using a past frequency as a primary or quadratic prediction function as shown in the following equation (4.2) as shown in the following equation (4.1). The coefficients a 0 to a 2 are obtained by an existing method such as the least square method. Then, the frequency value several hundred milliseconds ahead is predicted using the created frequency prediction formula. Since the frequency changes every moment, a series of these operations is repeated while updating the frequency used in the least squares method, and the future frequency is predicted every moment.

【０１４６】 Δｆ（ｔ）＝ａ0＋ａ1ｔ ・・・・（４．１） Δｆ（ｔ）＝ａ0＋ａ1ｔ＋ａ2ｔ2 ・・・・（４．２）Δf (t) = a 0 + a 1 t (4.1) Δf (t) = a 0 + a 1 t + a 2 t 2 (4.2)

【０１４７】次に、時々刻々と予測した周波数を用い
て、周波数変化率ｄｆ／ｄｔを演算により算出し、演算
結果を制御量演算部３へ渡すと共に、系統状態記憶部５
で保管する。例えば、ｄｔ＝１０ｍｓとして周波数変化
率を継続的に算出する。制御量演算部３では、予測した
将来の周波数やその周波数変化率などを用いて演算を行
う。Next, the frequency change rate df / dt is calculated by calculation using the frequency predicted every moment, and the calculation result is passed to the control amount calculation unit 3 and the system state storage unit 5
Keep in. For example, the frequency change rate is continuously calculated with dt = 10 ms. The control amount calculation unit 3 performs calculation using the predicted future frequency and the frequency change rate thereof.

【０１４８】このように本発明の第４の実施の形態によ
れば、予測した将来の周波数やその周波数変化率を用い
て演算を行うので、実測値を用いて演算する場合より早
い時点で演算結果を得ることができると共に、早い時点
で制御を実施できるので、周波数低下あるいは上昇を短
時間で安定化する電力系統の周波数安定化装置を提供で
きる。As described above, according to the fourth embodiment of the present invention, since the calculation is performed using the predicted future frequency and the frequency change rate thereof, the calculation is performed earlier than when the calculation is performed using the actually measured values. Since a result can be obtained and control can be performed at an early point in time, it is possible to provide a power system frequency stabilizing device that stabilizes a decrease or increase in frequency in a short time.

【０１４９】なお、本発明の第４の実施の形態は、図９
に示すように実施できる。Note that the fourth embodiment of the present invention is similar to that of FIG.
Can be implemented as shown in FIG.

【０１５０】この図９の実施の形態は、第３の実施の形
態による周波数平滑化処理手段２２を図８に追設して、
周波数の動揺や短時間に急激に変化した場合でも精度よ
く需給アンバランス量を推定できる。In the embodiment of FIG. 9, the frequency smoothing processing means 22 according to the third embodiment is added to FIG.
Even when the frequency fluctuates or suddenly changes in a short time, the supply-demand imbalance amount can be accurately estimated.

【０１５１】次に、本発明の第５の実施の形態乃至第８
の実施の形態（請求項７乃至請求項１０に対応）の電力
系統の周波数安定化装置の各構成部及び手段の作用を図
１と図２と図１０と図１１と図１２を参照しながら順次
説明する。Next, the fifth to eighth embodiments of the present invention will be described.
The operation of each component and means of the frequency stabilizing device of the power system according to the embodiment (corresponding to claims 7 to 10) will be described with reference to FIGS. 1, 2, 10, 11 and 12. It will be described sequentially.

【０１５２】本発明の第５の実施の形態の電力系統の周
波数安定化装置は、図１０に示すように、図５に示す第
２の実施の形態に記載の電力系統の周波数安定化装置の
制御量演算部３において、予め設定した所定の条件を用
いて、需給アンバランス量を推定する演算を開始する条
件を切り換える制御演算開始判定手段３０を追設した構
成とする点に特徴を有している。As shown in FIG. 10, the frequency stabilizing apparatus for a power system according to the fifth embodiment of the present invention has the same configuration as that of the frequency stabilizing apparatus for a power system according to the second embodiment shown in FIG. The control amount calculating section 3 is characterized in that a control calculation start determining means 30 for switching a condition for starting a calculation for estimating a supply and demand imbalance amount using a predetermined condition set in advance is additionally provided. ing.

【０１５３】次に、本発明の第５の実施の形態の全体の
処理の流れを図２と図１０と図１１を用いて説明する。
なお、系統状態計測部１及び周波数演算部２及び制御部
４及び系統状態記憶部５の作用は、第１の実施の形態乃
至第４実施のいずれかと同様であるので説明を省略す
る。Next, the overall processing flow of the fifth embodiment of the present invention will be described with reference to FIG. 2, FIG. 10, and FIG.
The operations of the system state measuring unit 1, the frequency calculating unit 2, the control unit 4, and the system state storing unit 5 are the same as those in any of the first to fourth embodiments, and thus the description is omitted.

【０１５４】まず、図１０の制御量演算部３の制御演算
開始判定手段３０では、計測した周波数などの各種電気
量と予め設定した所定の条件を用いて、需給アンバラン
ス量ΔＰを推定する演算を開始する条件を切り換える。
例えば、計測した周波数を用いて演算を開始するかどう
かの動作判定を行う場合には、判定条件として、動作判
定しきい値ｆLMを複数設定して、計測した周波数と動作
判定しきい値ｆLMとを比較して、周波数がしきい値ｆLM
を超えた場合には動作条件成立と判定して、需給アンバ
ランス量を推定する演算を開始する。First, the control calculation start determining means 30 of the control amount calculation section 3 in FIG. 10 calculates the supply and demand imbalance amount ΔP by using various electric quantities such as the measured frequency and predetermined conditions. Switch the conditions for starting.
For example, when performing an operation determination as to whether or not to start an operation using the measured frequency, a plurality of operation determination thresholds f LM are set as determination conditions, and the measured frequency and the operation determination threshold f LM and the frequency is equal to the threshold f LM
If it exceeds, it is determined that the operating condition is satisfied, and the calculation for estimating the supply and demand imbalance amount is started.

【０１５５】なお、動作判定しきい値ｆLMは、系統運用
の周波数制御体系などを基にして設定すれば、系統運用
に見合った制御を実施できる。If the operation determination threshold value fLM is set based on a frequency control system for system operation, control suitable for system operation can be performed.

【０１５６】具体的には、周波数低下側を例にとって全
体の処理の流れを説明すると、図１１及び図１２に示す
ように、まず、周波数演算部２において、周波数などの
各種電気量の計測と周波数変化率などを算出する（Ｓ１
１，Ｓ１２）。More specifically, the flow of the entire process will be described by taking the frequency lowering side as an example. As shown in FIGS. 11 and 12, first, the frequency calculator 2 measures various electric quantities such as frequency. Calculate the frequency change rate and the like (S1
1, S12).

【０１５７】続いて、制御演算開始判定手段３０におい
て、周波数が低下しているかどうかを判定して（Ｓ１
３）、低下している場合には、計測した周波数と第一の
動作判定しきい値ｆLM1（例えば、５９．０Ｈｚ）とを
比較する（Ｓ１４）。この比較でしきい値ｆLM1以下の
場合には、初期制御演算手段３１’を動作させ、初期の
制御量を算出し制御する（Ｓ１５〜Ｓ１７）。Subsequently, the control calculation start determining means 30 determines whether the frequency has decreased (S1).
3) If it has decreased, the measured frequency is compared with a first operation determination threshold f LM1 (for example, 59.0 Hz) (S14). In the case of this than the threshold value f LM1 in the comparison, to operate the initial control operation unit 31 'controls calculating the initial control amount (S15 to S17).

【０１５８】一方、しきい値ｆLM1以下となっていない
場合には、（Ｓ１１）から（Ｓ１４）の処理を繰り返し
行う。その後、（Ｓ１６，Ｓ１７）の初期制御実施後も
引き続き、（Ｓ１１）から（Ｓ１５）の処理を行い、初
期制御実施後も継続して周波数が低下している場合は、
図１２に示す処理へ移行する。On the other hand, when the difference is not equal to or smaller than the threshold value f LM1 , the processing from (S11) to (S14) is repeated. After that, the processes from (S11) to (S15) are continuously performed after the initial control is performed in (S16, S17). If the frequency is continuously reduced after the initial control is performed,
The process moves to the processing shown in FIG.

【０１５９】まず、追加制御の実施回数により動作判定
しきい値ｆLM2〜ｆLMnを選択し（Ｓ１８）、計測した周
波数と選択したしきい値ｆLMを比較する（Ｓ１９）。こ
の比較でしきい値ｆLM以下の場合には、補正制御演算手
段３２を動作させ、追加の制御量を算出し追加制御１回
目の制御をする（Ｓ２０ａ，２１ａ）。一方、しきい値
ｆLM以下となっていない場合には、図１１の（Ｓ１１）
から（Ｓ１４）及び図１２の（Ｓ１８ｍ）〜（Ｓ１９
ｍ）の処理を繰り返し行う。First, the operation determination threshold values f LM2 to f LMn are selected according to the number of times of performing the additional control (S18), and the measured frequency is compared with the selected threshold value f LM (S19). If the comparison indicates that the difference is equal to or smaller than the threshold value fLM , the correction control calculating means 32 is operated to calculate an additional control amount and perform the first additional control (S20a, 21a). On the other hand, when the difference is not equal to or smaller than the threshold value fLM , (S11) in FIG.
To (S14) and (S18m) to (S19) in FIG.
Step m) is repeated.

【０１６０】すなわち、（Ｓ２０ａ，２１ａ）の追加制
御実施後も引き続き（Ｓ１１）から（Ｓ１４）及び（Ｓ
１８ｍ）〜（Ｓ２１ｍ）の処理を行って、周波数低下が
なくなるまで、つまり、（Ｓ１３）において、周波数低
下なしと判定されるか、追加制御の上限回数（ｍ回目）
となるまで繰り返し行う。That is, after the additional control of (S20a, 21a) is performed, (S11) to (S14) and (S
18m) to (S21m) until the frequency decrease does not occur, that is, in (S13), it is determined that there is no frequency decrease or the upper limit number of additional controls (m-th)
Repeat until.

【０１６１】また、本実施の形態は、第３の実施の形態
で説明した図７に示す周波数平滑化処理手段２２と組み
合わせて用いる場合には、図１３に示す構成となる。こ
の場合には、周波数低下側を例にとって説明すると、図
１４及び図１５に示すような処理の流れとなる。This embodiment has a configuration shown in FIG. 13 when used in combination with the frequency smoothing processing means 22 shown in FIG. 7 described in the third embodiment. In this case, when the frequency lowering side is described as an example, the processing flow is as shown in FIGS.

【０１６２】まず、周波数演算部２において、周波数な
どの各種電気量の計測と周波数変化率などを算出する
（Ｓ１１，Ｓ１２）。続いて、計測した周波数などの各
種電気量や算出した周波数変化率などに周波数演算手段
２１によって平滑化処理を施す（Ｓ１２ａ）。次に、制
御量演算開始判定手段３０において、周波数が低下して
いるかどうかを判定して（Ｓ１３）、低下している場合
には、平滑化処理された周波数と第一の動作判定しきい
値ｆLM1とを比較する（Ｓ１４）。この比較でしきい値
ｆLM1以下の場合には、初期制御演算手段３１’を動作
させ、初期の制御量を算出し制御する（Ｓ１６，Ｓ１
７）。First, the frequency calculator 2 measures various electric quantities such as frequency and calculates the frequency change rate (S11, S12). Subsequently, a smoothing process is performed by the frequency calculating means 21 on various electric quantities such as the measured frequency and the calculated frequency change rate (S12a). Next, the control amount calculation start determining means 30 determines whether or not the frequency has decreased (S13). If the frequency has decreased, the smoothed frequency and the first operation determination threshold value are determined. fLM1 is compared (S14). If the comparison indicates that it is equal to or smaller than the threshold value fLM1 , the initial control operation means 31 'is operated to calculate and control the initial control amount (S16, S1).
7).

【０１６３】一方、しきい値ｆLM1以下となっていない
場合には、（Ｓ１１）から（Ｓ１４）の処理を繰り返し
行う。その後、（Ｓ１６，Ｓ１７）の初期制御実施後も
引き続き（Ｓ１１）から（Ｓ１５）の処理を行い、初期
制御実施後も継続して周波数が低下している場合には、
図１５に示す処理へ移行する。On the other hand, when the difference is not equal to or smaller than the threshold value fLM1 , the processing from (S11) to (S14) is repeated. After that, the processes from (S11) to (S15) are continuously performed even after the initial control is performed in (S16, S17), and when the frequency is continuously reduced after the initial control is performed,
The process moves to the processing shown in FIG.

【０１６４】まず、追加制御の実施回数により動作判定
しきい値ｆLM2〜ｆLMnを選択し（Ｓ１８）、計測した周
波数と選択したしきい値ｆLMを比較する（Ｓ１９）。こ
の比較によりしきい値ｆLM以下の場合には、補正制御演
算手段３２を動作させ、追加の制御量を算出し追加制御
１回目の制御をする（Ｓ２０ａ，２１ａ）。一方、しき
い値ｆLM以下となっていない場合には、図１４の（Ｓ１
１）から（Ｓ１５）及び図１５の（Ｓ１８ｍ）〜（Ｓ１
９ｍ）の処理を繰り返し行う。First, the operation determination threshold values f LM2 to f LMn are selected according to the number of times of performing the additional control (S18), and the measured frequency is compared with the selected threshold value f LM (S19). If the comparison indicates that the difference is equal to or smaller than the threshold value fLM , the correction control calculating means 32 is operated to calculate an additional control amount and perform the first additional control (S20a, 21a). On the other hand, when the difference is not equal to or smaller than the threshold value fLM , (S1 in FIG. 14)
1) to (S15) and (S18m) to (S1) in FIG.
9m) is repeated.

【０１６５】すなわち、（Ｓ２０ａ，２１ａ）の追加制
御実施後も引き続き（Ｓ１１）から（Ｓ１５）及び（Ｓ
１８ｍ）〜（Ｓ２１ｍ）の処理を行い、周波数低下が解
消するまで、つまり、（Ｓ１３）において、周波数低下
なしと判定されるか、追加制御の上限回数（ｍ回目）と
なるまで繰り返し行う。That is, after the additional control of (S20a, 21a) is performed, (S11) to (S15) and (S15)
18m) to (S21m), and is repeated until the frequency drop is eliminated, that is, until it is determined that there is no frequency drop or the upper limit number of times of the additional control (m-th) is reached in (S13).

【０１６６】この実施の形態によれば、第３の実施の形
態で説明したように、平滑化処理として、ある一定区間
の平均を求めるような場合には、平滑化処理に用いるデ
ータを収集している間、つまり、初期制御演算では、周
波数低下が発生してからデータ区間長ＴSMP分時間が経
過するまでの間、補正制御演算では、初期あるいは追加
制御を実施してからデータ区間長ＴSMP分時間が経過す
るまでの間に、系統の周波数が動作判定しきい値ｆLMを
超えてしまうことが考えられる。According to this embodiment, as described in the third embodiment, when the average of a certain section is determined as the smoothing process, data used for the smoothing process is collected. During the initial control operation, that is, during the period from the occurrence of the frequency drop to the elapse of the data section length T SMP , the correction control operation is performed after the initial or additional control is performed and the data section length T It is conceivable that the frequency of the system exceeds the operation determination threshold value fLM before the SMP time elapses.

【０１６７】この様な場合に、平滑化処理を重視してデ
ータ収集を継続すると安定化制御が遅れ、系統に重大な
影響を与えかねないので、これを防ぐために、常に、計
測した周波数としきい値ｆLMとの比較を行って、周波数
がしきい値ｆLMを超えた場合には、平滑化処理のデータ
収集を中断する。そして、データ収集を始めてから周波
数がしきい値ｆLMを超えてデータ収集が中断されるまで
の間に集めたデータを用いて、この間の各種電気量毎の
平均値を求め、その平均値を用いて、制御量演算部３に
おいて制御量を算出する。In such a case, if data collection is continued with emphasis on smoothing processing, stabilization control will be delayed, and this may have a significant effect on the system. The frequency is compared with the value fLM, and if the frequency exceeds the threshold value fLM , the data collection of the smoothing process is interrupted. Then, using the data collected during the period from the start of data collection until the frequency exceeds the threshold value fLM and the data collection is interrupted, an average value for each electric quantity during this period is obtained, and the average value is calculated. The control amount is calculated in the control amount calculation unit 3 using the above.

【０１６８】なお、前記に説明した制御演算開始判定手
段３０では、動作判定に時々刻々と計測した周波数の実
測値を用いているが、第４の実施の形態で説明した図８
に示す周波数変動予測手段２３と組み合わせて実施する
ことができる。この実施の形態によれば、予測した将来
の周波数を用いて動作判定を行えるので、現時点の実測
値を使って判定する場合よりも、早い時点で動作判定が
でき、図１４の（Ｓ１１）〜（Ｓ１３）に代えて、図１
６に示すような処理の流れとして実施できる。In the control calculation start determining means 30 described above, the actual measured value of the frequency measured every moment is used for the operation determination. However, FIG. 8 described in the fourth embodiment is used.
Can be implemented in combination with the frequency fluctuation prediction means 23 shown in FIG. According to this embodiment, since the operation can be determined using the predicted future frequency, the operation can be determined at an earlier point in time than when the determination is made using the actual measurement value at the present time, and (S11) to (S11) in FIG. Instead of (S13), FIG.
6 can be implemented.

【０１６９】このように本発明の第５の実施の形態によ
れば、予め設定した条件を基にして、段階的に制御が実
施できるので、系統運用に合わせた制御が可能で、運用
性の高い装置となる。As described above, according to the fifth embodiment of the present invention, control can be performed in a stepwise manner on the basis of preset conditions. High equipment.

【０１７０】次に、本発明の第６の実施の形態について
説明する。第６の実施の形態は、図１０乃至図１６に示
す第５の実施の形態における需給アンバランス量を推定
する演算を開始するかどうかを判定する動作判定しきい
値の設定値を、各電気所に設置した周波数安定化装置毎
に、各監視対象の電気所に接続される負荷フィーダある
いは発電機などの系統設備の周波数低下あるいは上昇に
対する許容度に応じて設定するものである。Next, a sixth embodiment of the present invention will be described. In the sixth embodiment, the set value of the operation determination threshold value for determining whether to start the calculation for estimating the supply and demand imbalance amount in the fifth embodiment shown in FIGS. For each frequency stabilizing device installed in a power station, the frequency stabilizing device is set in accordance with the tolerance of the frequency reduction or increase of the system equipment such as a load feeder or a generator connected to each monitored electric station.

【０１７１】例えば、一例として、周波数上昇に対して
弱い発電機ＧAが接続されている電気所を監視・制御す
る周波数安定化装置Ａと、逆に、周波数上昇に対して強
い発電機ＧBが接続されている電気所を監視・制御する
周波数安定化装置Ｂがあった場合に、周波数安定化装置
Ａのしきい値ｆLMiAを安定化装置Ｂのしきい値ｆLMiBよ
り小さ目、つまり、基準周波数に近い値で設定し、安定
化装置Ｂのしきい値ｆ LMiBは安定化装置Ａのしきい値ｆ
LMiAより大き目、つまり、基準周波数より離れた値で設
定する。ここで、添字ｉは、しきい値ｆLMの設定数であ
る。For example, as an example, for a rise in frequency,
Weak generator GAMonitor and control the substation to which
Frequency stabilizing device A, and conversely,
Generator GBMonitors and controls the electrical station to which is connected
If there is a frequency stabilizing device B, the frequency stabilizing device
A threshold fLMiAIs the threshold value f of the stabilizer BLMiBYo
Set at a value that is smaller than the reference frequency,
Threshold value f LMiBIs the threshold value f of the stabilizer A
LMiASet a larger value, that is, a value farther from the reference frequency.
Set. Here, the subscript i is the threshold value fLMIs the set number of
You.

【０１７２】このように本発明の第６の実施の形態によ
れば、電力系統の周波数安定化装置が電力系統の複数の
電気所に設置されている場合に、複数の周波数安定化装
置間で動作条件を違えることができるので、協調を取っ
た安定化制御により必要以上の解列を防止できる。As described above, according to the sixth embodiment of the present invention, when the frequency stabilizing devices of the electric power system are installed at a plurality of electric stations of the electric power system, the plurality of frequency stabilizing devices are connected to each other. Since the operating conditions can be different, unnecessary disconnection can be prevented by stabilizing control in cooperation.

【０１７３】次に、本発明の第７の実施の形態について
説明する。Next, a seventh embodiment of the present invention will be described.

【０１７４】第７の実施の形態は、図１０乃至図１６に
示す第５の実施の形態における制御量演算部３におい
て、予め設定した所定の条件を用いて、初期あるいは追
加の負荷制限あるいは電源制限を実施した後の需給アン
バランス量を推定する演算、つまり、補正制御演算をロ
ックするものである。In the seventh embodiment, the control amount calculating section 3 in the fifth embodiment shown in FIGS. 10 to 16 uses an initial or additional load limit or power supply by using a predetermined condition set in advance. The calculation for estimating the supply-demand imbalance amount after the restriction is performed, that is, the correction control calculation is locked.

【０１７５】具体的には、予め設定した補正制御演算ロ
ック時間ＴLKを用いて、初期あるいは追加の負荷制限実
施後は、ＴLKだけ需給アンバランス量を推定する演算を
ロックする。例えば、ＴLK＝０．２〔秒〕として、初期
あるいは追加の負荷制限後０．２秒間は、初期あるいは
追加の負荷制限実施後の需給アンバランス量の推定、つ
まり、補正制御演算をロックする。[0175] Specifically, using the correction control operation lock time T LK previously set initial or additional load limiting implementation after locks the operation of estimating the only supply unbalance amount T LK. For example, assuming that T LK = 0.2 [sec], the estimation of the supply-demand imbalance amount after the initial or additional load limitation is performed, that is, the correction control calculation is locked for 0.2 seconds after the initial or additional load limitation. .

【０１７６】ここで、周波数低下を防止する安定化制御
手段として負荷制限が考えられるが、例えば、系統から
解列する負荷の近傍にスタコンなどの容量性の負荷や系
統設備があるような系統では、負荷制限直後にスタコン
のフェランチ効果による電圧上昇が発生することが考え
られる。この電圧上昇が発生している間は、負荷の電圧
特性によって負荷の消費電力が増加するので、この過渡
的な電圧上昇が発生している間に、需給アンバランス量
を推定すると多めに（過剰に）推定され、過剰制御を行
ってしまうことが考えられる。Here, a load limitation can be considered as a stabilization control means for preventing a frequency drop. For example, in a system in which a capacitive load such as a star capacitor or system equipment is located near a load disconnected from the system. Immediately after the load limitation, it is conceivable that a voltage rise occurs due to the ferranci effect of the star control. During this voltage rise, the power consumption of the load increases due to the voltage characteristics of the load. Therefore, while this transient voltage rise is occurring, the supply-demand imbalance amount is estimated to be relatively large (excessive). It is conceivable that excessive control is performed.

【０１７７】これを防止するため、負荷制限後の過渡的
な電圧上昇の影響を避けるため数百ミリ秒間は、補正制
御演算をロックして過剰制御を防止する。なお、第３の
実施の形態のような平滑化処理手段と組合せる場合は、
データ区間長との兼ね合いも考慮して、電圧上昇の影響
がなくなるように補正制御演算ロック時間ＴLKを設定す
る。To prevent this, the correction control operation is locked for several hundred milliseconds to prevent excessive control in order to avoid the effect of a transient voltage rise after load limitation. When combined with the smoothing processing means as in the third embodiment,
In consideration of the data section length, the correction control calculation lock time TLK is set so that the influence of the voltage rise is eliminated.

【０１７８】このように第７の実施の形態によれば、負
荷制限後の過渡的な電圧上昇が発生している間は、補正
制御演算をロックするので、電圧上昇に伴って負荷の消
費電力が増加し過剰に制御量が算出される場合でも、過
剰制御を防止でき、信頼性の高い装置とすることができ
る。As described above, according to the seventh embodiment, the correction control calculation is locked while the transient voltage rise after the load limitation occurs, so that the power consumption of the load is increased with the voltage rise. Is increased and the control amount is excessively calculated, the excessive control can be prevented, and a highly reliable device can be obtained.

【０１７９】次に、本発明の第８の実施の形態について
説明する。Next, an eighth embodiment of the present invention will be described.

【０１８０】第８の実施の形態は、図１０乃至図１６に
示す第５の実施の形態における制御量演算部３におい
て、計測した電圧と予め設定したしきい値を用いて、初
期あるいは追加の負荷制限あるいは電源制限を実施した
後の需給アンバランス量を推定する演算、つまり、補正
制御演算をロックするものである。In the eighth embodiment, the control amount calculation unit 3 in the fifth embodiment shown in FIGS. 10 to 16 uses the measured voltage and a preset threshold value to perform initial or additional processing. The calculation for estimating the supply-demand imbalance amount after the load limitation or the power supply limitation is performed, that is, the correction control calculation is locked.

【０１８１】具体的には、時々刻々と計測した電圧Ｖな
どの各種電気量と予め設定した補正制御演算ロック判定
しきい値ＶLKを用いて、初期あるいは追加の負荷制限実
施後の電圧Ｖがしきい値ＶLK以上である間は、次の
（１．１０）式の条件で補正制御演算をロックする。Specifically, using the various electric quantities such as the voltage V measured every moment and the preset correction control operation lock determination threshold value VLK , the voltage V after the initial or additional load limitation is As long as the value is equal to or higher than the threshold value VLK , the correction control calculation is locked under the condition of the following equation (1.10.).

【０１８２】 Ｖ≧ＶLKの間、補正制御演算ロック ・・・・（１．１０）When V ≧ V LK , correction control calculation lock (1.10.)

【０１８３】例えば、しきい値ＶLKは、定常状態での運
用時の電圧が１．００〔Ｐ．Ｕ．〕であるならば、１．
００〜１．２０〔Ｐ．Ｕ．〕程度の範囲で設定し、例え
ば、ＶLK＝１．０５〔Ｐ．Ｕ．〕と予め設定しておく。For example, the threshold value V LK is such that the voltage during operation in a steady state is 1.00 [P. U. ], Then 1.
00 to 1.20 [P. U. ], For example, V LK = 1.05 [P. U. ] Is set in advance.

【０１８４】このように第８の実施の形態によれば、負
荷制限後の過渡的な電圧上昇が発生している間は、補正
制御演算をロックするので、電圧上昇に伴って負荷の消
費電力が増加し過剰に制御量が算出される場合でも、過
剰制御を防止でき、信頼性の高い装置とすることができ
る。As described above, according to the eighth embodiment, while the transient voltage rise after the load limitation occurs, the correction control operation is locked, so that the power consumption of the load is increased with the voltage rise. Is increased and the control amount is excessively calculated, the excessive control can be prevented, and a highly reliable device can be obtained.

【０１８５】次に、本発明第９の実施の形態及び第１０
の実施の形態（請求項１１及び請求項１２に対応）の電
力系統の周波数安定化装置の各構成部及び手段の作用を
図１と図２と図１７と図１８とを参照しながら説明す
る。Next, the ninth embodiment and the tenth embodiment of the present invention will be described.
The operation of each component and means of the power system frequency stabilizing device of the embodiment (corresponding to claims 11 and 12) will be described with reference to FIGS. 1, 2, 17 and 18. .

【０１８６】本発明の第９の実施の形態の電力系統の周
波数安定化装置は、第１の実施の形態あるいは第２の実
施の形態に記載の電力系統の周波数安定化装置の制御量
演算部３において、需給アンバランス量を推定する際に
用いる等価発電機モデルの慣性定数Ｍを、調整する演算
条件設定手段３１０を備えた点に特徴を有している。The frequency stabilizing device for a power system according to the ninth embodiment of the present invention is a control amount calculating section of the frequency stabilizing device for a power system according to the first or second embodiment. 3 is characterized in that a calculation condition setting means 310 for adjusting an inertia constant M of an equivalent generator model used when estimating a supply-demand imbalance amount is provided.

【０１８７】次に、全体の処理の流れを図２と図１７と
図１８とを用いて説明する。なお、系統状態計測部１及
び周波数演算部２及び制御部４及び系統状態記憶部５の
作用は、第１の実施の形態乃至第３の実施の形態のいず
れかあるいは第５の実施の形態と同様であるので説明を
省略する。Next, the overall processing flow will be described with reference to FIGS. 2, 17 and 18. The operation of the system state measurement unit 1, the frequency calculation unit 2, the control unit 4, and the system state storage unit 5 is the same as that of any of the first to third embodiments or the fifth embodiment. The description is omitted because it is the same.

【０１８８】図１７または図１８に示す制御量演算部３
の演算条件設定手段３１０では、需給アンバランス量Δ
Ｐを推定する際に用いる前述した（１．１）式中の等価
発電機モデルの慣性定数Ｍを調整する。例えば、慣性定
数Ｍを予め複数設定しておき、周波数変化率ｄｆ／ｄｔ
の大きさにより選択して演算に用いるようにする。The control amount calculation unit 3 shown in FIG. 17 or FIG.
The calculation condition setting means 310 calculates the supply-demand imbalance amount Δ
The inertia constant M of the equivalent generator model in the aforementioned equation (1.1) used when estimating P is adjusted. For example, a plurality of inertia constants M are set in advance, and a frequency change rate df / dt is set.
Is selected according to the size of.

【０１８９】具体的には、次の（９．１）式の関係を予
め設定しておき、周波数演算部２で求めた周波数変化率
ｄｆ／ｄｔを用いて、（９．１）式との関係と比較し
て、条件を満足する中で最も大きいαn（周波数変化
率）に対応するＭnを演算に用いる慣性定数Ｍとして決
定する。Specifically, the relationship of the following equation (9.1) is set in advance, and the frequency change rate df / dt obtained by the frequency calculation unit 2 is used to calculate the relationship with the equation (9.1). compared with related, to determine the largest alpha n M n corresponding to (frequency change rate) in satisfying the condition as an inertial constant M used for the operation.

【０１９０】例えば、ｄｆ／ｄｔ≧α1及びｄｆ／ｄｔ
≧α2の条件が成立する場合、α1＜α2…＜αnの関係か
ら、α2に対応するＭ2を演算に用いる。これにより、周
波数変化率ｄｆ／ｄｔが大きいほど大きな慣性Ｍnが選
択されるので、慣性定数Ｍを固定値として用いた場合よ
り、周波数変化率ｄｆ／ｄｔが大きい、つまり、周波数
が急激に、且つ、大幅に変化する場合ほど、制御量が多
めに算出されるようになる。For example, df / dt ≧ α 1 and df / dt
When the condition of ≧ α 2 is satisfied, M 2 corresponding to α 2 is used in the calculation from the relationship α 1 <α 2 ... <Α n . As a result, the larger the frequency change rate df / dt is, the larger the inertia Mn is selected. Therefore, the frequency change rate df / dt is larger than when the inertia constant M is used as a fixed value, that is, the frequency is sharply increased. In addition, the control amount is calculated to be larger as the change greatly increases.

【０１９１】 ｄｆ／ｄｔ≧α1のときＭ1，ｄｆ／ｄｔ≧α2のときＭ2，…， ｄｆ／ｄｔ≧αnのときＭn，ｄｆ／ｄｔ＜α1のときＭ1 ・・・・（９．１） 但し、α1＜α2…＜αn、且つ、Ｍ1＜Ｍ2…＜Ｍn [0191] M 1, df / dt ≧ α 2 when M 2 when the df / dt ≧ α 1, ... , when the df / dt ≧ α n M n , df / dt <α 1 when M 1 ·· ... (9.1) However, α 1 <α 2 ... < α n, and, M 1 <M 2 ... < M n

【０１９２】ここで、αnは、周波数変化率ｄｆ／ｄｔ
であり予め設定しておく。Ｍnは、慣性定数であり予め
設定しておく。それぞれｎは、設定値の総数。Here, α n is the frequency change rate df / dt
Is set in advance. Mn is an inertia constant and is set in advance. N is the total number of set values.

【０１９３】なお、第３の実施の形態の周波数平滑化処
理手段２２と第５の実施の形態の制御演算開始判定手段
３０と組み合わせて用いれば、前記のように、周波数変
化率が大きい場合、つまり、周波数が急激に、且つ、大
幅に低下あるいは上昇する場合に、初期の制御量が多め
に制御されるので、初期制御後の周波数低下度合いが緩
やかになり、補正制御の動作判定しきい値に達する（補
正制御演算を開始する）までに時間的な余裕が生まれる
ので、平滑化処理に用いるデータ数を増やして平滑化処
理の効果を高めることができ、補正制御演算において精
度よく追加制御量を算出できる。If the frequency smoothing processing means 22 of the third embodiment is used in combination with the control calculation start determining means 30 of the fifth embodiment, as described above, In other words, when the frequency is sharply and greatly decreased or increased, the initial control amount is controlled to be relatively large, so that the degree of frequency decrease after the initial control becomes gentle, and the operation determination threshold value of the correction control is determined. (The start of the correction control calculation), there is a time margin, so that the number of data used in the smoothing process can be increased to enhance the effect of the smoothing process, and the additional control amount can be accurately calculated in the correction control calculation. Can be calculated.

【０１９４】このように第９の実施の形態によれば、需
給アンバランス量を推定する際に用いる等価発電機モデ
ルの慣性定数を、周波数変化率の大きさを用いて自動的
に調整するので、実現象に応じた制御量を算出できる。
また、第３の実施の形態の周波数平滑化処理手段と第５
の実施の形態の制御演算開始判定手段と組み合わせた場
合には、制御の緊急性が高い周波数変化率が大きい場合
に初期の制御量が多めに制御されるので、制御後に時間
的余裕が生まれるので、平滑化処理に用いるデータ数を
増やして精度よく追加制御量を算出でき、運用性が高く
制御量を高精度に算出する装置とすることができる。As described above, according to the ninth embodiment, the inertia constant of the equivalent generator model used when estimating the supply and demand imbalance is automatically adjusted using the magnitude of the frequency change rate. Thus, the control amount according to the actual phenomenon can be calculated.
Also, the frequency smoothing processing means of the third embodiment and the fifth
When combined with the control calculation start determining means of the embodiment, the control amount is controlled with a high degree of urgency, and the initial control amount is controlled relatively large when the frequency change rate is large. In addition, an additional control amount can be accurately calculated by increasing the number of data used for the smoothing process, and an apparatus which has high operability and calculates the control amount with high accuracy can be provided.

【０１９５】次に、本発明の第１０の実施の形態につい
て説明する。Next, a tenth embodiment of the present invention will be described.

【０１９６】第１０の実施の形態は、図１７または図１
８の演算条件設定手段３１０において、需給アンバラン
ス量を推定する際に用いる等価発電機モデルの慣性定数
Ｍを、周波数変化率ｄｆ／ｄｔを用いて補正するもので
ある。The tenth embodiment corresponds to FIG.
The calculation condition setting means 310 of FIG. 8 corrects the inertia constant M of the equivalent generator model used when estimating the supply and demand imbalance amount using the frequency change rate df / dt.

【０１９７】具体的には、演算条件設定手段３１０は、
前述する（１．１）式中の慣性定数Ｍを、図１７または
図１８の周波数演算部２で求めた周波数変化率ｄｆ／ｄ
ｔを用いて、（１０．１）式及び（１０．２）式のよう
にして補正するものである。Specifically, the calculation condition setting means 310
The inertia constant M in the above-described equation (1.1) is calculated by the frequency change rate df / d obtained by the frequency calculation unit 2 in FIG. 17 or FIG.
Using t, correction is made as in equations (10.1) and (10.2).

【０１９８】 α＝ＫADJ・Δｆ ・・・・（１０．１） ＭRE＝α・Ｍ ・・・・（１０．２）Α = K ADJ · Δf (10.1) M RE = α · M (10.2)

【０１９９】ここで、Δｆは、周波数変化率ｄｆ／ｄｔ
である。ＫADJは、予め設定した係数である。Ｍは、予
め設定した慣性定数であり、ＭREは補正後の慣性定数で
ある。Here, Δf is the frequency change rate df / dt.
It is. K ADJ is a preset coefficient. M is a preset inertia constant, and M RE is a corrected inertia constant.

【０２００】なお、第３の実施の形態の周波数平滑化処
理手段２２と第５の実施の形態の制御演算開始判定手段
３０と組み合わせて用いれば、前記のように、周波数変
化率が大きい場合、つまり、周波数が急激に、且つ、大
幅に低下あるいは上昇する場合に、初期の制御量が多め
に制御されるので、初期制御後の周波数の低下度合いが
緩やかになる。このため補正制御の動作判定しきい値に
達する（補正制御演算を開始する）までに時間的な余裕
が生まれるので、平滑化処理に用いるデータ数を増やし
て平滑化処理の効果を高めることができ、補正制御演算
において精度よく追加制御量を算出できる。If the frequency smoothing processing means 22 of the third embodiment is used in combination with the control calculation start determining means 30 of the fifth embodiment, as described above, when the frequency change rate is large, In other words, when the frequency is sharply and greatly reduced or increased, the initial control amount is controlled to be relatively large, so that the degree of decrease in the frequency after the initial control becomes gentle. For this reason, since there is a time margin before the operation determination threshold value of the correction control is reached (correction control calculation is started), it is possible to increase the number of data used for the smoothing process and enhance the effect of the smoothing process. In addition, the additional control amount can be accurately calculated in the correction control calculation.

【０２０１】このように第１０の実施の形態によれば、
需給アンバランス量を推定する際に用いる等価発電機モ
デルの慣性定数を、周波数変化率の大きさを用いて自動
的に調整するので、実現象に応じた制御量を算出でき
る。さらに、第３の実施の形態の周波数平滑化処理手段
と第５の実施の形態の制御演算開始判定手段と組み合わ
せた場合には、制御の緊急性が高い周波数変化率が大き
い場合に初期の制御量が多めに制御されるので、制御後
に時間的余裕が生まれ、平滑化処理に用いるデータ数を
増やして精度よく追加制御量を算出でき、運用性が高く
制御量を高精度に算出する装置とすることができる。As described above, according to the tenth embodiment,
Since the inertia constant of the equivalent generator model used when estimating the supply-demand imbalance amount is automatically adjusted using the magnitude of the frequency change rate, the control amount according to the actual phenomenon can be calculated. Further, when the frequency smoothing processing means of the third embodiment is combined with the control calculation start determining means of the fifth embodiment, the initial control is performed when the urgency of the control is high and the frequency change rate is large. Since the amount is controlled to be relatively large, a time margin is created after the control, the number of data used for the smoothing process can be increased, the additional control amount can be calculated accurately, and the operability is high and the device for calculating the control amount with high accuracy can do.

【０２０２】次に、本発明の第１１の実施の形態（請求
項１３に対応）の電力系統の周波数安定化装置の各構成
部及び手段の作用を図１と図２と図１９または図２０を
参照しながら説明する。Next, the operation of each component and means of the power system frequency stabilizing apparatus according to the eleventh embodiment (corresponding to claim 13) of the present invention will be described with reference to FIGS. This will be described with reference to FIG.

【０２０３】本発明の第１１の実施の形態に係わる電力
系統の周波数安定化装置は、第１の実施の形態または第
２の実施の形態に記載の電力系統の周波数安定化装置の
制御量演算部３において、計測した電圧などの各種電気
量を用いて、算出した制御量を補正する制御量補正演算
手段３３を備える構成とした点に特徴を有している。An electric power system frequency stabilizing apparatus according to the eleventh embodiment of the present invention comprises a control amount calculation of the electric power system frequency stabilizing apparatus described in the first embodiment or the second embodiment. The feature of the unit 3 is that the unit 3 includes a control amount correction calculating unit 33 that corrects the calculated control amount using various electric quantities such as measured voltages.

【０２０４】次に、全体の処理の流れを図２と図１９と
図２０を参照して説明する。なお、系統状態計測部１及
び周波数演算部２及び制御部４及び系統状態記憶部５の
作用と、これから説明する制御量補正演算手段３３以外
の制御量演算部３の手段の作用は、第１の実施の形態あ
るいは第２の実施の形態と同様であるので説明を省略す
る。Next, the flow of the entire processing will be described with reference to FIG. 2, FIG. 19 and FIG. The operation of the system state measurement unit 1, the frequency operation unit 2, the control unit 4, and the system state storage unit 5 and the operation of the control amount operation unit 3 other than the control amount correction operation unit 33 to be described below are the first operation. Since this embodiment is the same as the second embodiment or the second embodiment, the description is omitted.

【０２０５】図１９または図２０の制御量補正演算手段
３３では、算出した制御量ＰCUTを、計測した電圧など
の各種電気量を用いて補正し、補正した制御量ＰCMを制
御部４へ渡す。[0205] The control amount correction calculation means 33 of FIG. 19 or FIG. 20, the calculated control quantity P CUT, corrected using the various electric quantities such as the measured voltage, the corrected control amount P CM to the control unit 4 hand over.

【０２０６】具体的には、系統状態記憶部５に保管して
おいた周波数低下あるいは上昇が発生する前に計測した
電圧Ｖ0と現在の電圧Ｖを用いて、算出した制御量ＰCUT
を（１１．１）式と（１１．２）式を用いて補正を行い
あるいは（１１．１）式と（１１．３）式を用いて補正
する。なお、現在の電圧値の代わりに、制御実施後から
現在までに計測した電圧の平均値を用いても良い。More specifically, the control amount P CUT calculated using the voltage V 0 measured before the frequency decrease or increase stored in the system status storage unit 5 and the current voltage V is used.
Is corrected using the equations (11.1) and (11.2), or is corrected using the equations (11.1) and (11.3). Note that, instead of the current voltage value, an average value of voltages measured from after the control is performed to the present time may be used.

【０２０７】[0207]

【数１５】 (Equation 15)

【０２０８】ここで、ＰCUTは、図１９に示すように第
１の実施の形態と組み合わせた場合は、制御量ＰCUTで
あり、図２０に示すように第２の実施の形態と組み合わ
せた場合は、初期制御量ＰCUT1あるいは追加制御量Ｐ
CUT2である。ＫPAは、負荷の電圧特性の割合を設定する
定数である。ＫPBは、予め設定した係数である。αは、
予め設定した電圧特性指数である。ＫfPは、予め設定し
た周波数特性定数〔％／Ｈｚ〕である。Δｆは、計測し
た周波数から求めた（基準周波数からの）周波数偏差
〔Ｈｚ〕である。Here, when P CUT is combined with the first embodiment as shown in FIG. 19, it is a control amount P CUT and as shown in FIG. 20, it is combined with the second embodiment. In the case, the initial control amount P CUT1 or the additional control amount P
CUT2 . K PA is a constant that sets the ratio of the voltage characteristics of the load. K PB is a coefficient set in advance. α is
This is a preset voltage characteristic index. K fP is a preset frequency characteristic constant [% / Hz]. Δf is a frequency deviation [Hz] (from a reference frequency) obtained from the measured frequency.

【０２０９】なお、制御量ＰCUTを補正する代わりに、
推定した需給アンバランス量ΔＰを上記方法にて補正
し、補正後のΔＰを用いて制御量ＰCUTを算出してもよ
い。[0209] Instead of correcting the control amount P CUT ,
The estimated supply / demand imbalance amount ΔP may be corrected by the above method, and the control amount P CUT may be calculated using the corrected ΔP.

【０２１０】このように本発明の第１１の実施の形態に
よれば、計測した各種電気量を用いて制御量を自動的に
補正するので、実現象に即した制御量を算出でき、運用
性の高い装置とすることができる。As described above, according to the eleventh embodiment of the present invention, the controlled variable is automatically corrected using the measured various electrical quantities, so that the controlled variable can be calculated according to the actual phenomenon, and the operability can be improved. High device.

【０２１１】次に、本発明の第１２の実施の形態（請求
項１４に対応）の電力系統の周波数安定化装置の各構成
部及び手段の作用を図２と図２１と図２２を参照しなが
ら説明する。Next, the operation of each component and means of the power system frequency stabilizing apparatus according to the twelfth embodiment (corresponding to claim 14) of the present invention will be described with reference to FIGS. 2, 21 and 22. I will explain it.

【０２１２】本発明の第１２の実施の形態の電力系統の
周波数安定化装置は、第１の実施の形態または第２の実
施の形態に記載の電力系統の周波数安定化装置の制御量
演算部３において、予め設定した所定の条件を基に、解
列する負荷フィーダーあるいは発電機を選択する制御対
象決定手段３４を備えた構成とした点に特徴を有してい
る。The power system frequency stabilizing apparatus according to the twelfth embodiment of the present invention is a control amount calculation unit of the power system frequency stabilizing apparatus according to the first or second embodiment. 3 is characterized in that a control target determining means 34 for selecting a load feeder or a generator to be disconnected based on a predetermined condition set in advance is provided.

【０２１３】次に、全体の処理の流れを図２と図２１及
び図２２を用いて説明する。なお、系統状態計測部１及
び周波数演算部２及び系統状態記憶部５の作用とこれか
ら説明する制御対象決定手段３４以外の制御量演算部３
の手段の作用は、第１の実施の形態あるいは第２の実施
の形態と同様であるので説明を省略する。Next, the flow of the entire processing will be described with reference to FIG. 2, FIG. 21 and FIG. The operation of the system state measuring unit 1, the frequency calculating unit 2, and the system state storing unit 5 and the control amount calculating unit 3 other than the control target determining unit 34 which will be described below.
The operation of this means is the same as that of the first embodiment or the second embodiment, and the description is omitted.

【０２１４】図２１または図２２の制御対象決定手段３
４は、各制御量演算手段において算出した制御量（Ｐ
CUTあるいはＰCUT1あるいはＰCUT2）に応じて、実際に
系統から解列する負荷フィーダーあるいは発電機を選択
する。例えば、系統状態計測部１において時々刻々と計
測した各種電気量あるいは系統状態記憶部５において保
管した定常時の各種電気量の中から、各負荷フィーダー
の有効電力ＰLあるいは各発電機の有効電力ＰGを用い
て、制御対象を選択する。Control target determining means 3 in FIG. 21 or FIG.
4 is a control amount (P) calculated by each control amount calculating means.
According to CUT or P CUT1 or P CUT2 ), a load feeder or a generator that is actually disconnected from the grid is selected. For example, among the various electrical quantity during storage and steady to the various electric quantity or the system condition storage unit 5 measured with time in the system state measurement unit 1, the effective power of the active power P L or each generator of each load feeder A control target is selected using PG .

【０２１５】ここで、周波数低下側において負荷制限の
対象を決定する場合を例にとって説明すると、有効電力
ＰLの大きな負荷フィーダーから順次解列対象として選
択し、選択された負荷フィーダーの有効電力ＰLの合計
値ＰLTと制御量を比較して、合計値ＰLTが制御量（Ｐ
CUTあるいはＰCUT1あるいはＰCUT2）と同様か、大きく
なったら、解列対象の選択を止め、それまでに選択した
負荷フィーダーを解列対象として決定する。一方、周波
数上昇側の場合は、有効電力ＰGの大きな発電機から順
次解列対象として選択する。[0215] Here, to describe the case of determining the target load limited in frequency downward side as an example, selected as sequentially disconnecting target from the large load feeder active power P L, the effective power P of the selected load feeder The total value PLT of L is compared with the control amount, and the total value PLT is equal to the control amount (P
If it is the same as or larger than CUT or P CUT1 or P CUT2 ), the selection of the disconnection target is stopped, and the load feeder selected so far is determined as the disconnection target. On the other hand, in the case of frequency-up-side, it is selected as sequentially disconnecting target from a large generator of active power P G.

【０２１６】また、解列した場合に系統運用上あるいは
需要家に対して影響が大きいかどうかを表わす重要度や
解列した際の周波数低下あるいは上昇の抑止効果の大き
さなど基にして遮断の優先順位を決め、この優先順位の
高いものから順に制御対象として選択してもよい。[0216] In addition, the cutoff is determined based on the importance indicating whether the disconnection has a large effect on the system operation or on the customer or the magnitude of the effect of suppressing the frequency drop or rise when the disconnection occurs. The priorities may be determined, and the control objects may be selected in descending order of priority.

【０２１７】この場合も、例えば、周波数低下側を例に
とって説明すると、優先順位の高いものから順次解列対
象として選択し、選択された負荷フィーダーの有効電力
ＰＬの合計値ＰLTと制御量（ＰCUTあるいはＰCUT1ある
いはＰCUT2）を比較して、合計値ＰLTが制御量と同様
か、大きくなったら、解列対象の選択を止め、それまで
に選択した負荷フィーダーを解列対象として決定する。[0217] Also in this case, for example, to describe the frequency decrease side as an example, selected as sequential disconnection target of priority, the total value P LT and the control amount of the active power P L of selected load feeder (P CUT or P CUT1 or P CUT2 ) is compared, and when the total value P LT is equal to or larger than the control amount, the selection of the disconnection target is stopped, and the load feeder selected so far is set as the disconnection target. decide.

【０２１８】制御部４では、制御量演算部３の制御対象
決定手段３４の選択結果に基づいて、解列対象の負荷フ
ィーダーあるいは発電機が接続されている遮断器に対し
て、開放指令を出力し、負荷制限を実施することで周波
数低下あるいは上昇を防止する。The control unit 4 outputs an open command to the load feeder to be disconnected or the circuit breaker to which the generator is connected, based on the selection result of the control target determination unit 34 of the control amount calculation unit 3. Then, the frequency is prevented from lowering or increasing by implementing the load limitation.

【０２１９】なお、第３の実施の形態乃至第１１の実施
の形態の各手段と適宜組み合わせて、周波数演算部２及
び制御量演算部３を図２３に示すような構成としてもよ
い。個々の手段の作用は、第３の実施の形態形態乃至第
７の実施の形態形態と同様であるので説明を省略する。The frequency calculation unit 2 and the control amount calculation unit 3 may be configured as shown in FIG. 23 by appropriately combining with the units of the third to eleventh embodiments. The operation of each means is the same as that of the third to seventh embodiments, and thus the description is omitted.

【０２２０】このように本発明の第１２の実施の形態に
よれば、系統より解列する負荷フィーダーあるいは発電
機を自動的に選択できるので、運用性に優れた装置とす
ることができる。As described above, according to the twelfth embodiment of the present invention, the load feeder or the generator to be disconnected from the system can be automatically selected, so that a device excellent in operability can be obtained.

【０２２１】次に、本発明の第１３の実施の形態（請求
項１５に対応）の電力系統の周波数安定化装置につい
て、図２４乃至図２９を参照しながら説明する。Next, a power system frequency stabilizing apparatus according to a thirteenth embodiment (corresponding to claim 15) of the present invention will be described with reference to FIGS.

【０２２２】本発明の第１３の実施の形態の電力系統の
周波数安定化装置は、第１の実施の形態または第２の実
施の形態に記載の電力系統の周波数安定化装置におい
て、監視対象の電気所が属するローカル系統と電力系統
のその他の系統（主系統）との間の連系線の遮断器の開
閉情報と電流，電圧，有効電力などを含む各種電気量と
ローカル系統内の発電機が運転されているかどうかを示
す発電機の解併列情報を測定あるいは収集すると共に、
予め設定し保管したローカル系統内の発電機の定格出
力，慣性定数などを含む各種発電機情報と前記収集した
発電機の解併列情報を用いて、連系線上からみたローカ
ル系統側を１機の等価発電機モデルで表わした場合の等
価発電機モデルの慣性定数を、所定の演算により算出
し、算出した慣性定数を需給アンバランス量を推定する
際に用いる発電機の慣性定数とするようにした点に特徴
を有している。The power system frequency stabilizing apparatus according to the thirteenth embodiment of the present invention is the same as the power system frequency stabilizing apparatus described in the first embodiment or the second embodiment. Information on the switching of circuit breakers on the interconnection line between the local system to which the substation belongs and the other system (main system) of the power system, and various electric quantities including current, voltage, active power, etc., and the generators in the local system Measure or collect the generator's parallelism information indicating whether the
Using the various generator information including the rated output and the inertia constant of the generators in the local system, which are set and stored in advance, and the collected parallel disassembly information of the generators, the local system side as viewed from the interconnection line is The inertia constant of the equivalent generator model when represented by the equivalent generator model is calculated by a predetermined operation, and the calculated inertia constant is used as the inertia constant of the generator used when estimating the supply-demand imbalance amount. It is characterized by points.

【０２２３】図２４は、本発明の第１３の実施の形態の
電力系統の周波数安定化装置の全体構成図、図２５は、
系統状態推定部の構成図である。FIG. 24 is an overall configuration diagram of a power system frequency stabilizing apparatus according to a thirteenth embodiment of the present invention, and FIG.
It is a block diagram of a system state estimation part.

【０２２４】図２４において、監視対象の電気所１０７
が属するローカル系統１０３と電力系統のその他の系統
（主系統１０１）とを連系する送電線１０２を接続する
電気所１０７端に、系統状態推定部１３０（図示黒塗部
分）を設置して、ローカル系統１０３内の監視対象とす
る各電気所１０７毎に、系統状態計測部１と周波数演算
部２と制御量演算部３と制御部４と系統状態記憶部５を
一つのセットとしてそれぞれ設置して、情報通信網であ
る通信ネットワーク１１５で接続し、必要な情報をお互
いに送受信する。In FIG. 24, the electric station 107 to be monitored is
A system state estimating unit 130 (shown in black) is installed at the end of an electric power plant 107 that connects the transmission line 102 that connects the local system 103 to which the system belongs and the other system (main system 101) of the power system. A system state measuring unit 1, a frequency calculating unit 2, a control amount calculating unit 3, a control unit 4, and a system state storing unit 5 are installed as one set for each electric station 107 to be monitored in the local system 103. Then, they are connected by a communication network 115, which is an information communication network, and necessary information is transmitted and received to and from each other.

【０２２５】系統状態推定部１３０は、図２５に示すよ
うに、連系線１０２の電流，電圧，有効電力，遮断器１
０６の開閉情報を入力する一方、発電機の解併列情報を
入力して系統状態を推定し、推定した慣性定数を情報通
信装置１１４から通信ネットワーク１１５へ出力する。As shown in FIG. 25, the system state estimating unit 130 detects the current, voltage, active power,
In addition to inputting the opening / closing information 06, the system inputs and outputs the generator parallelism information to estimate the system state, and outputs the estimated inertial constant from the information communication device 114 to the communication network 115.

【０２２６】系統状態推定部１３０は、図２６に示す具
体例のように、連系線状態計測手段６１と発電機運転状
態把握手段６２と慣性定数演算手段６３と系統構成把握
手段６４と発電機情報記憶手段６５とから構成されてい
る。The system state estimating section 130 includes a connection line state measuring section 61, a generator operating state grasping section 62, an inertia constant calculating section 63, a system configuration grasping section 64, a generator And an information storage means 65.

【０２２７】系統状態推定部１３０の連系状態計測手段
６１では、連系線１０２の遮断器１０６の開閉情報と電
流，電圧，有効電力などを含む各種電気量を時々刻々と
計測あるいは収集し、系統状態推定部１３０の系統構成
把握手段６４に渡す。The connection state measuring means 61 of the system state estimating section 130 measures or collects, every moment, the switching information of the circuit breaker 106 of the connection line 102 and various electric quantities including current, voltage, active power and the like. The information is passed to the system configuration grasping means 64 of the system state estimating unit 130.

【０２２８】次に、発電機運転状態把握手段６２では、
発電機の運転状態を示す発電機の解併列情報、つまり、
発電機が接続されている遮断器の開閉情報を、ローカル
系統内の監視対象とする発電所毎に設置した系統状態計
測部１を介して収集し、慣性定数演算手段６３へ渡す。Next, in the generator operating state grasping means 62,
Generator parallelism information indicating the operating state of the generator, that is,
The switching information of the circuit breaker to which the generator is connected is collected via the system status measuring unit 1 installed at each power station to be monitored in the local system, and is passed to the inertia constant calculating means 63.

【０２２９】次に、発電機情報記憶手段６５では、ロー
カル系統内の発電機の定格出力，慣性定数などを含む各
種発電機情報を予め設定し保管しておき、必要に応じて
各手段に出力する。図２９は、発電機情報記憶手段６５
の発電機情報のデータベースの概念図である。Next, in the generator information storage means 65, various kinds of generator information including the rated output and the inertia constant of the generator in the local system are set and stored in advance, and output to each means as necessary. I do. FIG. 29 shows the generator information storage means 65
It is a conceptual diagram of the database of the generator information of FIG.

【０２３０】次に、慣性定数演算手段６３では、発電機
情報記憶手段６５に保管した発電機の定格出力，慣性定
数などを含む各種発電機情報と発電機運転状態把握手段
６２にて収集した発電機の解併列情報を用いて、連系線
上からみたローカル系統１０３側を１機の等価発電機モ
デルで表わした場合の等価発電機モデル１１２の慣性定
数Ｍを、所定の演算により算出する。Next, in the inertia constant calculating means 63, various kinds of generator information including the rated output of the generator and the inertia constant stored in the generator information storage means 65 and the power generation collected by the generator operating state grasping means 62. The inertia constant M of the equivalent generator model 112 in the case where the local system 103 side viewed from the interconnection line is represented by one equivalent generator model is calculated by a predetermined calculation using the parallel disassembly information of the machines.

【０２３１】具体的には、発電機の解併列情報からロー
カル系統１０３に接続されている発電機を確認して、系
統に接続されている発電機の定格出力，慣性定数などの
各種発電機情報を発電機情報記憶手段６５から呼び出し
て用いて、次の（１３．１）式から慣性定数を定格出力
で加重平均した値ＭCALを演算により求める。More specifically, the generator connected to the local system 103 is confirmed from the demultiplexing information of the generator, and various generator information such as the rated output and the inertia constant of the generator connected to the system is determined. Is called from the generator information storage means 65, and a value M CAL obtained by weighting and averaging the inertia constant at the rated output from the following equation (13.1) is calculated.

【０２３２】[0232]

【数１６】 (Equation 16)

【０２３３】ここで、ｍは、分離系統内で運転している
発電機の総数。ｎは、発電機の通し番号（図２９のｎと
同様）。Here, m is the total number of generators operating in the separation system. n is the serial number of the generator (same as n in FIG. 29).

【０２３４】次に、系統構成把握手段６４では、連系線
状態計測手段６１で収集した連系線の遮断器の開閉情報
を用いて、連系線の遮断器が開放されてローカル系統１
０３が分離系統となっていることを確認する。そして、
分離系統となっている場合には、慣性定数演算手段６３
で求めた等価発電機モデル１１２の慣性定数ＭCALを、
ローカル系統１０３内の監視対象の電気所毎に設置した
それぞれの制御量演算部３へ渡す。Next, the system configuration grasping means 64 uses the interconnecting line circuit breaker switching information collected by the interconnecting line state measuring means 61 to open the interconnecting circuit breaker and
Confirm that 03 is a separation system. And
In the case of a separate system, the inertia constant calculating means 63
The inertia constant M CAL of the equivalent generator model 112 obtained in
The information is passed to each control amount calculation unit 3 installed in each of the electric stations to be monitored in the local system 103.

【０２３５】監視対象の電気所毎に設置したそれぞれの
制御量演算部３において、需給アンバランス量を推定す
る際に用いる前述した（１．１）式中の慣性定数Ｍに、
慣性定数演算手段６３で算出した慣性定数ＭCALを用い
て需給アンバランス量を推定する。In each of the control amount calculation units 3 installed for each electric station to be monitored, the inertia constant M in the above-mentioned equation (1.1) used when estimating the supply-demand imbalance amount is calculated as follows.
The supply and demand imbalance amount is estimated using the inertia constant M CAL calculated by the inertia constant calculation means 63.

【０２３６】なお、ここで、遮断されると分離系統とな
る連系線がローカル系統内に複数個所ある場合には、慣
性定数ＭCALを次のようにして求める。Here, when there are a plurality of interconnecting lines in the local system which will become a separated system when cut off, the inertia constant M CAL is obtained as follows.

【０２３７】まず、各連系線がそれぞれ遮断された場合
の分離系統の系統構成を事前に調査すると共に、各連系
線がそれぞれ遮断された場合に分離系統内にどの発電機
が属するのかを調査する。そして、各連系線遮断ケース
毎に、図２９に示すようなデータベース作成し、発電機
情報記憶手段６５において予め設定し保管しておく。連
系線状態計測手段６１では、各連系線の遮断器の開閉情
報を収集して、系統構成把握手段６４に渡す。First, the system configuration of the separation system when each interconnection line is cut off is examined in advance, and which generator belongs to the separation system when each interconnection line is cut off. investigate. Then, a database as shown in FIG. 29 is created for each interconnection line cutoff case, and set and stored in the generator information storage means 65 in advance. The interconnecting line state measuring means 61 collects the switching information of the circuit breakers of each interconnecting line and passes it to the system configuration grasping means 64.

【０２３８】発電機運転状態把握手段６２では、ローカ
ル系統１０３内の監視対象とする発電所毎に設置した系
統状態計測部１によって発電機の運転状態を示す発電機
の解併列情報を収集し、慣性定数演算手段６３へ渡す。The generator operating state grasping means 62 collects the disassembly / separation information of the generator indicating the operating state of the generator by the system state measuring unit 1 installed for each power station to be monitored in the local system 103, It is passed to the inertia constant calculation means 63.

【０２３９】系統構成把握手段６４では、収集した連系
線の遮断器の開閉情報を用いて、遮断された連系線を確
認して、その結果を慣性定数演算手段６３に渡す。The system configuration grasping means 64 confirms the interrupted interconnecting line using the collected switching information of the circuit breaker of the interconnecting line, and passes the result to the inertia constant calculating means 63.

【０２４０】慣性定数演算手段６３では、系統構成把握
手段６４の結果を用いて、発電機情報記憶手段６５に予
め設定し保管しておいた複数のデータベースの中から、
遮断された連系線に対応するデータベースを選択して、
演算に用いる。The inertia constant calculating means 63 uses the result of the system configuration grasping means 64 to select from a plurality of databases set and stored in the generator information storing means 65 in advance.
Select the database corresponding to the interrupted interconnection,
Used for calculation.

【０２４１】選択された発電機情報記憶手段６５に保管
の発電機の定格出力，慣性定数などの各種発電機情報と
収集した発電機の解併列情報を用いて、分離系統に接続
されている発電機を確認して、等価発電機モデル１１２
の慣性定数ＭCALを、前述する（１３．１）式から演算
により算出する。The selected generator information storage means 65 uses the various types of generator information such as the rated output and inertia constant of the generator stored in the generator information and the collected generator disassembly / de-serialization information to generate the generator connected to the separation system. The equivalent generator model 112
The inertial constant M CAL, is calculated by the calculation from the foregoing that (13.1) below.

【０２４２】図２７及び図２８は、系統状態推定部１３
０と組み合わせる周波数安定化装置の構成図である。FIG. 27 and FIG.
It is a block diagram of the frequency stabilization apparatus combined with 0.

【０２４３】図２７の場合には、系統状態推定部１３０
によって得られた等価発電機モデル１１２の慣性定数Ｍ
CALが制御量演算部３の初期制御演算手段３１’及び補
正制御演算手段３２の演算に用いられる。In the case of FIG. 27, system state estimating section 130
Constant M of the equivalent generator model 112 obtained by
CAL is used for the calculations of the initial control calculation means 31 ′ and the correction control calculation means 32 of the control amount calculation unit 3.

【０２４４】また、図２８の場合には、系統状態推定部
１３０によって得られた等価発電機モデル１１２の慣性
定数ＭCALが主制御演算手段３１の演算に用いられる。In the case of FIG. 28, the inertia constant M CAL of the equivalent generator model 112 obtained by the system state estimating unit 130 is used for the operation of the main control operation unit 31.

【０２４５】このように本発明の第１３の実施の形態に
よれば、需給アンバランス量を推定する際に用いる等価
発電機モデルの慣性定数を正確に算出できるので、高精
度の装置とすることができる。As described above, according to the thirteenth embodiment of the present invention, the inertia constant of the equivalent generator model used when estimating the supply-demand imbalance amount can be accurately calculated. Can be.

【０２４６】次に、本発明の第１４の実施の形態（請求
項１６及び請求項１７に対応）の電力系統の周波数安定
化装置の各構成部及び手段の作用を、図１と図３０乃至
図３４を参照しながら説明する。Next, the operation of each component and means of the power system frequency stabilizing apparatus according to the fourteenth embodiment (corresponding to claims 16 and 17) of the present invention will be described with reference to FIGS. This will be described with reference to FIG.

【０２４７】本発明の第１４の実施の形態の電力系統の
周波数安定化装置は、第２の実施の形態に記載の電力系
統の周波数安定化装置において、分離系統内の一部の周
波数安定化装置が故障などにより不動作であった場合
に、正動作する装置において、故障装置が実施すべき負
荷制限あるいは電源制限分を考慮して制御を実施するよ
うにしている。図３１は、本発明の第１４の実施の形態
の電力系統の周波数安定化装置の一実施例の構成図であ
る。The power system frequency stabilizing apparatus according to the fourteenth embodiment of the present invention is the same as the power system frequency stabilizing apparatus according to the second embodiment, except that a part of the frequency When a device is inoperative due to a failure or the like, control is performed in a normally operating device in consideration of a load limitation or a power supply limitation to be performed by the failed device. FIG. 31 is a configuration diagram of an example of a frequency stabilization device for a power system according to a fourteenth embodiment of the present invention.

【０２４８】次に、全体の処理の流れを図３０乃至図３
４を用いて説明する。なお、系統状態計測部１、周波数
演算部２、制御部４及び系統状態記憶部５の作用と、制
御量演算部３の以下に説明する手段以外の作用は、第１
の実施の形態と同じであるので説明を省略する。Next, the flow of the entire processing will be described with reference to FIGS.
4 will be described. The operation of the system state measurement unit 1, the frequency operation unit 2, the control unit 4, and the system state storage unit 5 and the operation of the control amount operation unit 3 other than the means described below are the first operation.
Since the third embodiment is the same as the first embodiment, the description is omitted.

【０２４９】本周波数安定化装置は、図３１に示すよう
にローカル系統内の監視対象とする各電気所に本装置を
分散配置して、それぞれの装置毎にローカル系統内の需
給アンバランス量を推定して、推定した需給アンバラン
ス量に基づいて負荷制限量あるいは電源制限量を算出
し、制御を実施してローカル系統内の需給アンバランス
を解消し、周波数低下あるいは上昇が発生する前の定常
時の周波数（基準周波数）に制御する。In this frequency stabilizing device, as shown in FIG. 31, the present device is dispersedly arranged at each electric station to be monitored in the local system, and the supply and demand imbalance amount in the local system is determined for each device. Estimate, calculate the load limit or power limit based on the estimated supply / demand imbalance, perform control to eliminate the supply / demand imbalance in the local system, and set a constant before the frequency drop or rise occurs. Control to the normal frequency (reference frequency).

【０２５０】しかし、ローカル系統内の一部の周波数安
定化装置において装置故障等が発生し制御が実施されな
いと、ローカル系統全体としては制御量が不足し、周波
数低下あるいは上昇し続ける可能性が考えられる。この
ため、正動作する残りの周波数安定化装置において、故
障した装置が制御すべき制御量分を多く制御すれば、不
足分は解消されるので、周波数低下あるいは上昇を抑制
して、周波数低下あるいは上昇が発生する前の定常時の
周波数（基準周波数）に制御可能である。However, if a device failure or the like occurs in some frequency stabilizing devices in the local system and control is not performed, the local system as a whole may have a shortage of control amount and the frequency may decrease or continue to increase. Can be For this reason, in the remaining frequency stabilizing devices that operate normally, if the control amount to be controlled by the faulty device is controlled by a large amount, the shortage is eliminated, so that the frequency reduction or increase is suppressed, and the frequency reduction or It can be controlled to a steady-state frequency (reference frequency) before the rise occurs.

【０２５１】以下に、誤不動作装置があった場合の正動
作する装置側での処理を説明する。正動作装置において
不足分を考慮して制御を実施する必要がある場合は、次
のような場合が考えられる。例えば、自端以外の不特定
多数の装置で装置故障等が発生し、初期制御及び追加制
御が共に実施されなかった場合あるいは全装置とも初期
制御は正動作し、追加制御が自端以外の不特定多数の装
置で実施されなかった場合などが考えられる。The processing on the side of the normally operating device when there is a malfunctioning device will be described below. When it is necessary to perform control in consideration of the shortage in the normal operation device, the following cases are conceivable. For example, if a device failure or the like occurs in an unspecified number of devices other than the self-end and neither the initial control nor the additional control is performed, or all the devices perform the initial control correctly, and the additional control is not performed by the other end. There may be a case where the operation is not performed by a specific number of devices.

【０２５２】まず初めに、正動作する周波数安定化装置
の制御演算開始判定手段３０において、計測した周波数
などの各種電気量と予め設定した所定の条件を用いて、
追加制御を実施するか、実施しないかの判定を行う。例
えば、計測した周波数を用いて追加制御を実施するか、
実施しないかの判定を行う場合には、予め設定した動作
判定しきい値ｆLMと初期制御後の周波数ｆを比較すると
共に、周波数変化率ｄｆ／ｄｔを観測して、以下のよう
に判定する。First, in the control calculation start determining means 30 of the frequency stabilizing device which operates normally, various electric quantities such as the measured frequency and predetermined conditions set in advance are used.
It is determined whether the additional control is performed or not. For example, additional control is performed using the measured frequency,
When it is determined whether or not to perform the determination, the operation determination threshold value f LM set in advance is compared with the frequency f after the initial control, and the frequency change rate df / dt is observed. .

【０２５３】 ｄｆ／ｄｔ≦０、且つ、ｆがｆLM以内ならば追加制御不要と判定 （１４．１） ｄｆ／ｄｔ＞０、且つ、ｆがｆLM超ならば追加制御必要と判定 （１４．２） ここで、ｄｆ／ｄｔは、周波数上昇側では、上昇傾向の
とき正とする。周波数低下側では、低下傾向のとき正と
する。[0253] df / dt ≦ 0, and, f is determined that additional control required if within f LM (14.1) df / dt > 0, and, f is f LM super if additional control required determination (14 ... 2) Here, df / dt is positive when the frequency is increasing on the frequency increasing side. On the frequency lower side, it is positive when the frequency is decreasing.

【０２５４】“追加制御必要と判定”した場合には、補
正制御演算手段３２で、不足制御分を含めた初期制御実
施後のローカル系統内の需給アンバランス量ΔＰC2を推
定し、推定したΔＰC2に応じた追加制御量ＰCUT2を決定
する。If "additional control is determined necessary", the correction control calculating means 32 estimates the supply-demand imbalance amount ΔP C2 in the local system after the initial control including the shortage control is performed, and calculates the estimated ΔP An additional control amount P CUT2 according to C2 is determined.

【０２５５】以下に、不足制御分を含めた需給アンバラ
ンス量ΔＰC2の推定方法を説明する。例えば、周波数低
下側で自端以外の不特定多数の装置で初期制御及び追加
制御が共に実施されなかった場合を例にとって説明す
る。A method of estimating the supply-demand imbalance amount ΔP C2 including the shortage control will be described below. For example, a case where the initial control and the additional control are not performed in an unspecified number of devices other than the own end on the frequency lowering side will be described as an example.

【０２５６】図３１に示すようなローカル系統におい
て、ローカル系統内の負荷変電所Ａ１からＡ５にそれぞ
れＰL1からＰL5の負荷があり、各負荷変電所でほぼ一律
に負荷をα（＝ΔＰC1）［％］づつ遮断したとすると、
ローカル系統全体の制御量ＰC1 Tは（１４．３）式のよ
うになる。なお、ＰLn・ΔＰC1が、各電気所における制
御量である。In the local system as shown in FIG. 31, there are loads P L1 to P L5 at the load substations A1 to A5 in the local system, respectively, and the load at each load substation is almost uniformly α (= ΔP C1). ) If you block by [%],
The control amount P C1 T of the entire local system is as shown in equation (14.3). Here , P Ln · ΔP C1 is a control amount in each electric station.

【０２５７】[0257]

【数１７】 [Equation 17]

【０２５８】次に、誤不動作装置があると仮定した場
合、図３２に示すように、このときの正動作装置の割合
をβとし、β＝（１−誤不動作装置の割合）と定義す
る。例えば、負荷変電所Ａ１からＡ３の装置が正動作し
て、その割合βが６０［％］であったとすると、（１−
β）＝（１−０．６）＝４０［％］が誤不動作装置の割
合（Ａ４とＡ５）となる。Next, assuming that there is a malfunctioning device, as shown in FIG. 32, the ratio of the normal working device at this time is β, and β = (1−the ratio of the malfunctioning device) is defined. I do. For example, assuming that the devices of the load substations A1 to A3 operate normally and the ratio β is 60 [%], (1-
β) = (1−0.6) = 40 [%] is the ratio of the malfunctioning device (A4 and A5).

【０２５９】正動作装置において、不動作分を含んだ制
御を実施することを考えると、（１４．４）式に示すよ
うに自端で１／β分多く制御すれば不足分を補うことが
できる。Considering that the normal operation device performs control including a non-operational portion, it is possible to compensate for the insufficiency by controlling 1 / β more at its own end as shown in equation (14.4). it can.

【０２６０】[0260]

【数１８】 (Equation 18)

【０２６１】よって、不特定多数の誤不動作装置があっ
た場合の初期制御後の需給アンバランス量ΔＰＣ２の推
定式は、初期制御がβ［％］しか制御されていないこと
を考慮すると（１４．５）式となる。つまり、（２．１
３）式をそのまま用いれば良い。なお、簡単のため負荷
の増減特性係数ａafを考慮しない推定式を用いた。Therefore, the equation for estimating the supply-demand imbalance amount ΔPC2 after the initial control when there are a large number of unspecified malfunctioning devices takes into account that the initial control controls only β [%] (14). .5). That is, (2.1
Equation 3) may be used as it is. For simplicity, an estimation formula that does not consider the load increase / decrease characteristic coefficient a af was used.

【０２６２】負荷の増減特性係数ａbf，ａafを考慮した
場合も同様に、ΔＰC2の推定式は、初期制御がβ［％］
しか制御されていないことを考慮すると（１４．６）式
あるいは（１４．７）式となり、（２．３）式あるいは
（２．１８）式をそのまま用いれば良いことがわかる。Similarly, when the load increase / decrease characteristic coefficients a bf and a af are taken into consideration, the equation for estimating ΔP C2 is that the initial control is β [%].
Considering that only the control is performed, the expression (14.6) or (14.7) is obtained, and it is understood that the expression (2.3) or the expression (2.18) can be used as it is.

【０２６３】[0263]

【数１９】 [Equation 19]

【０２６４】本実施の形態によれば、誤不動作装置が不
特定多数あった場合でも、正動作装置において不足制御
分を含めた制御量を算出できるので、システムとして信
頼性の高い周波数安定化装置を提供できる。According to the present embodiment, even when there is an unspecified number of malfunctioning devices, the control amount including the insufficient control in the normal operation device can be calculated, so that a highly reliable frequency stabilization as a system can be achieved. Equipment can be provided.

【０２６５】また、本第１４の実施の形態の電力系統の
周波数安定化装置では、監視対象の電気所が属する系統
内の一部の電気所にのみ本周波数安定化装置を設置する
ようにした場合にも、対応することができる。図３３
は、この場合の電力系統の周波数安定化装置の一実施例
の構成図である。Further, in the frequency stabilizing apparatus for a power system according to the fourteenth embodiment, the frequency stabilizing apparatus is installed only in a part of the electric stations to which the electric station to be monitored belongs. In that case, we can respond. FIG.
FIG. 1 is a configuration diagram of an embodiment of a frequency stabilization device for a power system in this case.

【０２６６】以下に、全体的な処理の流れを図３３と図
３４を用いて説明する。なお、系統状態計測部１及び周
波数演算部２及び制御部４及び系統状態記憶部５の作用
と、制御量演算部３の以下に説明する手段以外の作用
は、第２の実施の形態と同じであるので説明を省略す
る。Hereinafter, the overall processing flow will be described with reference to FIGS. 33 and 34. The operation of the system state measurement unit 1, the frequency calculation unit 2, the control unit 4, and the system state storage unit 5 and the operation of the control amount calculation unit 3 other than the means described below are the same as those in the second embodiment. Therefore, the description is omitted.

【０２６７】本実施の形態では、図３３に示すようにロ
ーカル系統内の一部の電気所にのみ本周波数安定化装置
を設置して、それぞれ装置毎におのおの独立して周波数
を監視し、対策が必要な場合には制御量の算出と制御を
実施する。In the present embodiment, as shown in FIG. 33, the frequency stabilizing device is installed only in a part of the electric stations in the local system, and the frequency is independently monitored for each device, and countermeasures are taken. If necessary, the control amount is calculated and controlled.

【０２６８】しかし、第２の実施の形態の電力系統の周
波数安定化装置は、ローカル系統内に属する全ての電気
所において、一律の制御が実施されないと、ローカル系
統全体としては制御量が不足し、周波数低下あるいは上
昇し続ける可能性が考えられる。このため、本実施の形
態では、一部の電気所にのみ周波数安定化装置を設置す
るシステム構成として、各周波数安定化装置において、
周波数安定化装置が設置されていない電気所で制御すべ
き制御量分を含んだ制御量を算出するようにする。However, in the power system frequency stabilizing apparatus according to the second embodiment, if uniform control is not performed in all electric stations belonging to the local system, the control amount of the entire local system becomes insufficient. There is a possibility that the frequency will decrease or continue to increase. For this reason, in this embodiment, as a system configuration in which the frequency stabilizing device is installed only in some of the electric stations, in each frequency stabilizing device,
A control amount including a control amount to be controlled in an electric station where the frequency stabilizing device is not installed is calculated.

【０２６９】以下に、処理を説明する。まず、初期制御
演算手段３１’にて、監視対象の電気所が属するローカ
ル系統の需給アンバランス量ΔＰC1を所定の演算により
推定し、推定した需給アンバランス量ΔＰC1と電気所内
の定常時の総負荷量あるいは総発電量（＝ＰLOT）を用
いて初期制御量ＰCUT1を算出する。具体的な作用は、第
１の実施の形態と同じであるので説明を省略する。The processing will be described below. First, the initial control operation means 31 'estimates the supply-demand imbalance amount ΔP C1 of the local system to which the monitored electric station belongs by a predetermined calculation, and calculates the estimated supply-demand imbalance amount ΔP C1 and the steady state in the electric station. The initial control amount P CUT1 is calculated using the total load amount or the total power generation amount (= P LOT ). The specific operation is the same as that of the first embodiment, and the description is omitted.

【０２７０】次に、制御演算開始判定手段３０におい
て、追加制御を実施するか、実施しないかの判定を行
う。具体的な作用は、図３１，図３２で説明した誤不動
作の周波数安定化装置がある場合と同じであるので説明
を省略する。なお、“追加制御必要と判定”した場合に
は、補正制御演算手段３２では、本装置が設置されてい
ない電気所分も考慮した初期制御実施後の需給アンバラ
ンス量ΔＰC2を推定して、推定したΔＰC2に応じて追加
制御量ＰCUT2を決定する。Next, the control calculation start determining means 30 determines whether or not additional control is to be performed. The specific operation is the same as that of the case where there is a malfunction-free frequency stabilizing device described with reference to FIGS. Note that, when “determining that additional control is necessary”, the correction control calculating means 32 estimates the supply-demand imbalance amount ΔP C2 after the execution of the initial control in consideration of the electric station where the present apparatus is not installed. An additional control amount P CUT2 is determined according to the estimated ΔP C2 .

【０２７１】具体的には、例えば、周波数低下側を例に
とって説明すると、図３３に示すようなローカル系統に
おいて、ローカル系統内の負荷変電所Ａ１からＡ５にそ
れぞれＰL1からＰL5の負荷があり、負荷変電所Ａ１から
Ａ３に本周波数安定化装置を分散設置して監視・制御し
ているとする。次に、図３１，図３２で説明した正動作
装置の割合βについて、装置が設置されている＝正動作
装置があるのと同じ，装置が設置されていない＝誤不動
作装置があるのと同じ，と考え、本装置が設置されてい
る電気所で制御すべき制御量を考えると、（１４．４）
式に示す通り、自端で１／β分多く制御すれば不足分を
補うことができる。同様に、装置が設置されていない電
気所分を考慮した初期制御後の需給アンバランス量ΔＰ
C2の推定式を考えると、初期制御量ＰCUT1は、ローカル
系統全体でみればβ［％］しか制御されていないことを
考慮すると、やはり（１４．５）式乃至（１４．７）式
に示すようになる。[0271] Specifically, for example, to describe the frequency decrease side as an example, in a local system, such as shown in FIG. 33, there are loads of P L5 from each A5 P L1 from the load substation A1 in the local system It is assumed that the frequency stabilizer is distributed and installed in the load substations A1 to A3 for monitoring and control. Next, with respect to the ratio β of the normal operation device described in FIGS. 31 and 32, it is assumed that the device is installed = the same as the presence of the normal operation device, and that the device is not installed = the presence of the malfunctioning device. Considering the same, considering the control amount to be controlled at the electric station where this device is installed, (14.4)
As shown in the equation, the shortage can be compensated for by controlling 1 / β more at its own end. Similarly, the supply-demand imbalance amount ΔP after the initial control in consideration of the electric station where the device is not installed.
Considering the estimation formula of C2 , the initial control amount P CUT1 is also expressed by the formulas (14.5) to (14.7), considering that only β [%] is controlled in the entire local system. As shown.

【０２７２】つまり、一部の電気所にのみ本装置が設置
されるシステム構成の場合でも、装置が設置されている
電気所で１／β分多く制御すれば不足分を補うことがで
きるので、一部の電気所にのみ本装置を設置する形態の
場合の推定式は、ローカル系統内の全ての電気所に本周
波数安定化装置を設置した場合の推定式（２．３）式あ
るいは（２．１８）式と同じとなる。That is, even in the case of a system configuration in which the present apparatus is installed only in some of the electric stations, the shortage can be compensated by controlling 1 / β more at the electric station where the apparatus is installed. The estimation formula in the case where the present device is installed only in some electric stations is the estimation formula (2.3) or (2) in the case where the present frequency stabilization device is installed in all electric stations in the local system. .18).

【０２７３】これらのことから、監視対象外の負荷が存
在した場合や、発電所の所内負荷などのような制御不可
能な負荷あるいは送電損失の有効電力分ＰLOSSなどが存
在した場合でも、それらに対する制御量も含んだ追加制
御量が本装置で算出できることがわかる。From these facts, even when there is a load that is not monitored, an uncontrollable load such as an internal load of a power plant, or an active power P LOSS of transmission loss, etc. It can be understood that the present apparatus can calculate the additional control amount including the control amount for

【０２７４】本実施の形態によれば、電力系統内の一部
の電気所にのみ本装置を設置することで、ローカル系統
の周波数低下あるいは上昇を抑制し、基準周波数に制御
できるので、システムを簡素化できる。また、監視対象
外の負荷や制御不可能な負荷あるいは送電損失などが存
在した場合でも、これらに対する制御量も含め追加制御
量を算出できるので、信頼性や運用性の高い周波数安定
化装置を提供できる。According to the present embodiment, by installing the present device only in a part of the electric power stations in the power system, it is possible to suppress the decrease or increase in the frequency of the local system and control the frequency to the reference frequency. Can be simplified. In addition, even if there is a load that is not monitored, an uncontrollable load, or a transmission loss, an additional control amount can be calculated, including the control amount for these, providing a highly reliable and operable frequency stabilization device. it can.

【０２７５】次に、本発明の第１５の実施の形態（請求
項１８に対応）の電力系統の周波数安定化装置の各構成
部及び手段の作用を、図１と図２と図３５を参照しなが
ら説明する。Next, the operation of each component and means of the power system frequency stabilizing apparatus according to the fifteenth embodiment (corresponding to claim 18) of the present invention will be described with reference to FIGS. 1, 2, and 35. I will explain while.

【０２７６】本発明の第１５の実施の形態の電力系統の
周波数安定化装置は、第２の実施の形態の電力系統の周
波数安定化装置の制御量演算部において、求めた周波数
変化率を用いて、制御目標周波数を見直すようにしてい
る。図３５は、制御量演算部の構成図である。The power system frequency stabilizing apparatus according to the fifteenth embodiment of the present invention uses the frequency change rate obtained in the control amount calculation unit of the power system frequency stabilizing apparatus according to the second embodiment. Thus, the control target frequency is reviewed. FIG. 35 is a configuration diagram of the control amount calculation unit.

【０２７７】次に、全体の処理の流れを図２と図３５を
用いて説明する。なお、系統状態計測部１及び周波数演
算部２及び制御部４及び系統状態記憶部５の作用と制御
量演算部３の以下に説明する手段以外の作用は、第２の
実施の形態と同じであるので説明を省略する。Next, the overall processing flow will be described with reference to FIGS. The operation of the system state measurement unit 1, the frequency calculation unit 2, the control unit 4, and the system state storage unit 5 and the operation of the control amount calculation unit 3 other than the means described below are the same as those of the second embodiment. Description is omitted because there is.

【０２７８】制御目標周波数設定手段３０１では、周波
数変化率ｄｆ／ｄｔと予め設定した制御目標周波数切り
換えしきい値ΔｆTRGを用いて、周波数変化率の大きさ
に応じて制御目標周波数を切り換える。The control target frequency setting means 301 switches the control target frequency according to the magnitude of the frequency change rate, using the frequency change rate df / dt and a preset control target frequency switching threshold value Δf TRG .

【０２７９】 ｄｆ／ｄｔ≧ΔｆTRG ならば、 制御目標周波数を基準周波数に設定 ・・・・（１５．１） ｄｆ／ｄｔ＜ΔｆTRG ならば、 制御目標周波数を初期制御実施時点の周波数に設定・・・（１５．２）If df / dt ≧ Δf TRG , set the control target frequency to the reference frequency... (15.1) If df / dt <Δf TRG , set the control target frequency to the frequency at the time of initial control execution ... (15.2)

【０２８０】「制御目標周波数を基準周波数に設定」と
判定した場合には、第１の実施の形態において説明した
方法で初期制御量ＰCUT1と追加制御量ＰCUT2を求める。When it is determined that “the control target frequency is set to the reference frequency”, the initial control amount P CUT1 and the additional control amount P CUT2 are obtained by the method described in the first embodiment.

【０２８１】「制御目標周波数を初期制御実施時点の周
波数に設定」と判定した場合には、追加制御量ＰCUT2を
以下の通り算出する。If it is determined that “the control target frequency is set to the frequency at the time of initial control execution”, the additional control amount P CUT2 is calculated as follows.

【０２８２】ΔＰC1の推定方法は、第２の実施の形態と
同じであるので説明を省略する。初期制御量ＰCUT1は、
推定した需給アンバランス量ΔＰC1と初期制御直前の電
気所内の総負荷量あるいは総発電量（＝ＰLC1T）を用い
て（１５．３）式から算出する。The method for estimating ΔP C1 is the same as that in the second embodiment, and a description thereof will be omitted. The initial control amount P CUT1 is
It is calculated from the equation (15.3) using the estimated supply-demand imbalance amount ΔP C1 and the total load amount or the total power generation amount (= PLC1T ) in the electric station immediately before the initial control.

【０２８３】 ＰCUT1＝ＰLCIT・ΔＰC1 ・・・・（１５．３）P CUT1 = P LCIT · ΔP C1 (15.3)

【０２８４】次に、補正制御演算手段３２では、第２の
実施の形態で説明したようにΔＰC2を推定する。追加制
御量ＰCUT2は、推定した需給アンバランス量ΔＰC2と初
期制御直前の電気所内の総負荷量あるいは総発電量（＝
ＰLC1T）を用いて（１５．４）式から算出する。Next, the correction control calculating means 32 estimates ΔP C2 as described in the second embodiment. The additional control amount P CUT2 is calculated based on the estimated supply-demand imbalance amount ΔP C2 and the total load amount or the total power generation amount (=
Calculated from equation (15.4) using ( PLC1T ).

【０２８５】 ＰCUT2＝ＰLCIT・ΔＰC2 ・・・・（１５．４）P CUT2 = P LCIT · ΔP C2 (15.4)

【０２８６】このようにして求めた追加制御量ＰCUT2を
制御部４へ渡すと共に、系統状態記憶部５において保管
する。The additional control amount P CUT2 obtained in this way is passed to the control unit 4 and stored in the system status storage unit 5.

【０２８７】「制御目標周波数を初期制御実施時点の周
波数に設定」の場合には、補正制御演算で、初期制御実
施時点の周波数に制御するための制御量を算出する。つ
まり、初期制御実施時点のローカル系統内の総負荷量と
総発電量のアンバランスを推定することになる。一方、
「制御目標周波数を基準周波数に設定」の場合は、基準
周波数に制御するための制御量を算出する。つまり、系
統分離発生時のアンバランス（ローカル系統内の定常時
の総需要に対する遮断された連系線事前潮流の割合）を
推定することになる。前者の特徴は、初期制御時点の需
給アンバランスと同量の制御を行って、まず、周波数低
下あるいは上昇を防止し、本装置以外の制御（例えば、
発電機の出力増加・低下など）によって、基準周波数に
安定化するものであり、後者は、初期の需給アンバラン
ス、つまり、連系線事前潮流分の等量制御を行って、基
準周波数に安定化する。[0287] In the case of "setting the control target frequency to the frequency at the time of initial control execution", a control amount for controlling to the frequency at the time of initial control execution is calculated by the correction control calculation. That is, the imbalance between the total load and the total power generation in the local system at the time of the initial control is estimated. on the other hand,
In the case of “setting the control target frequency to the reference frequency”, the control amount for controlling to the reference frequency is calculated. In other words, the imbalance at the time of the occurrence of system separation (the ratio of the interrupted pre-tidal power flow to the total demand in the local system in a steady state) is estimated. The former feature is that the same amount of control as the supply / demand imbalance at the time of the initial control is performed to first prevent the frequency from decreasing or increasing, and control other than the present device (for example,
The output of the generator, etc.) to stabilize it at the reference frequency. In the latter case, the initial supply-demand imbalance, that is, equivalent control of the pre-tidal flow of the interconnection line, Become

【０２８８】本実施の形態によれば、周波数変化率によ
って目標制御周波数を選択するので、周波数低下率が大
きく制御の緊急性が高い場合には制御量が多く算出さ
れ、周波数抑止効果が高くなる。また、周波数低下率が
小さく安定化制御の緊急性が低い場合には制御量が少な
く算出され、発電機の出力増加の制御により基準周波数
に制御するので、停電区間を最小化できる。According to the present embodiment, the target control frequency is selected based on the frequency change rate. Therefore, when the frequency drop rate is large and the urgency of control is high, the control amount is calculated to be large, and the frequency suppression effect becomes high. . Further, when the frequency reduction rate is small and the urgency of the stabilization control is low, the control amount is calculated to be small, and the control is performed to increase the output of the generator to the reference frequency, so that the power failure section can be minimized.

【０２８９】次に、本発明の第１６の実施の形態（請求
項１９、請求項２０に対応）の電力系統の周波数安定化
装置の各構成部及び手段の作用を図１、図２と図３０，
図３６を参照しながら説明する。Next, the operation of each component and means of the power system frequency stabilizing apparatus according to the sixteenth embodiment (corresponding to claims 19 and 20) of the present invention will be described with reference to FIGS. 30,
This will be described with reference to FIG.

【０２９０】本発明の第１６の実施の形態の電力系統の
周波数安定化装置は、まず第１番目として、第２の実施
の態様の電力系統の周波数安定化装置の制御量演算部に
おいて、負荷フィーダーあるいは発電機の有効電力から
算出した係数を用いて、算出した周波数変化率などの各
種電気量の変化分や計測した周波数などを補正するよう
にしている。図３６は、その制御量演算部の構成図であ
る。The power system frequency stabilizing apparatus according to the sixteenth embodiment of the present invention is firstly characterized in that the control amount calculation unit of the power system frequency stabilizing apparatus according to the second embodiment has Using the coefficient calculated from the active power of the feeder or the generator, the amount of change in various electric quantities such as the calculated frequency change rate, the measured frequency, and the like are corrected. FIG. 36 is a configuration diagram of the control amount calculation unit.

【０２９１】次に、全体の処理の流れを説明する。な
お、系統状態計測部１及び周波数演算部２及び制御部４
及び系統状態記憶部５の作用と制御量演算部３の以下に
説明する手段以外の作用は、第２の実施の形態と同じで
あるので説明を省略する。Next, the flow of the entire process will be described. It should be noted that the system status measurement unit 1, the frequency calculation unit 2, and the control unit 4
The operation of the system state storage unit 5 and the operation of the control amount calculation unit 3 other than the means described below are the same as those of the second embodiment, and thus the description thereof is omitted.

【０２９２】具体的には、周波数補正手段３０２におい
て、周波数演算部２で求めた周波数変化率ｄｆ／ｄｔ
を、負荷の増減特性係数ａbf，ａafを用いて、（１６．
１）式乃至（１６．３）式のように補正する。なお、負
荷の増減特性係数ａbf，ａafの算出方法は、第２の実施
の形態と同じであるので説明を省略する。More specifically, in the frequency correction means 302, the frequency change rate df / dt obtained by the frequency calculation unit 2
Is calculated using the load increase / decrease characteristic coefficients a bf and a af (16.
Correction is made as in equations 1) to (16.3). The method of calculating the load increase / decrease characteristic coefficients a bf and a af is the same as in the second embodiment, and a description thereof will be omitted.

【０２９３】 α＝ＫADJ2・ａbf ・・・・（１６．１） あるいは α＝ＫADJ2・ａaf ・・・・（１６．２） ΔｆRE＝α・Δｆ ・・・・（１６．３）Α = K ADJ2 · a bf (16.1) or α = K ADJ2 · a af (16.2) Δf RE = α · Δf (16.3) )

【０２９４】ここで、Δｆは、周波数変化率ｄｆ／ｄｔ
であり、添字のＲＥは補正後の値であることを示す。Ｋ
ADJ2は、予め設定した係数である。系統分離直後は、
（１６．１）式を使用し、初期の負荷制限あるいは追加
の負荷制限直後には、（１６．２）式を用いる。Here, Δf is the frequency change rate df / dt.
And the subscript RE indicates a value after correction. K
ADJ2 is a preset coefficient. Immediately after the system separation,
Expression (16.1) is used, and immediately after the initial load limitation or additional load limitation, expression (16.2) is used.

【０２９５】本実施の形態によれば、需給アンバランス
量を推定する際に用いる周波数変化率を、負荷の増減特
性を表わす係数を用いて自動的に補正するため、負荷の
電圧特性により負荷量が増加した場合でも精度よく追加
制御量を算出できるので、推定精度の高い電力系統の周
波数安定化装置を提供できる。According to the present embodiment, the frequency change rate used in estimating the supply / demand imbalance amount is automatically corrected using the coefficient representing the load increase / decrease characteristic. Since the additional control amount can be calculated with high accuracy even when the number of signals increases, it is possible to provide a frequency stabilizing device for a power system with high estimation accuracy.

【０２９６】次に、本実施の形態の第２番目として、第
２の実施の形態の電力系統の周波数安定化装置の制御量
演算部の周波数補正手段３０２において、電圧から算出
した係数を用いて、算出した周波数変化率などの各種電
気量の変化分や計測した周波数などを補正するようにし
ている。[0296] Next, as a second embodiment of the present invention, the frequency correction means 302 of the control amount calculation unit of the frequency stabilizing device of the power system according to the second embodiment uses the coefficient calculated from the voltage using the coefficient. In addition, the amount of change in various amounts of electricity such as the calculated frequency change rate and the measured frequency are corrected.

【０２９７】具体的には、周波数補正手段３０２におい
て、周波数演算部２で求めた周波数変化率ｄｆ／ｄｔ
を、電圧変動係数ａbfv，ａafvを用いて（１６．４）式
乃至（１６．６）式のように補正する。なお、電圧変動
係数ａbfv，ａafvの算出方法は、第２の実施の形態と同
じであるので説明を省略する。Specifically, in the frequency correction means 302, the frequency change rate df / dt obtained by the frequency calculation unit 2
Is corrected using the voltage variation coefficients a bfv and a afv as in the equations (16.4) to (16.6). Note that the method of calculating the voltage variation coefficients a bfv and a afv is the same as in the second embodiment, and a description thereof will be omitted.

【０２９８】 α＝ＫADJ3・ａbfv ・・・・（１６．４） あるいは α＝ＫADJ3・ａafv ・・・・（１６．５） ΔｆRE＝α・Δｆ ・・・・（１６．６）Α = K ADJ3 · a bfv (16.4) or α = K ADJ3 · a afv (16.5) Δf RE = α · Δf (16.6) )

【０２９９】ここで、Δｆは、周波数変化率ｄｆ／ｄｔ
であり、添字のＲＥは補正後の値であることを示す。Ｋ
ADJ3は、予め設定した係数である。系統分離直後は、
（１６．４）式を使用し、初期の負荷制限あるいは追加
の負荷制限直後には、（１６．５）式を用いる。Here, Δf is the frequency change rate df / dt.
And the subscript RE indicates a value after correction. K
ADJ3 is a preset coefficient. Immediately after the system separation,
Expression (16.4) is used, and immediately after the initial load limitation or additional load limitation, expression (16.5) is used.

【０３００】本実施の形態によれば、需給アンバランス
量を推定する際に用いる周波数変化率を、電圧変動特性
を表わす係数を用いて自動的に補正するため、系統分離
後の電圧低下や制御を実施した際に発生する電圧上昇の
影響を除去でき精度よく追加制御量を算出できるので、
推定精度の高い電力系統の周波数安定化装置を提供でき
る。According to the present embodiment, the frequency change rate used for estimating the supply / demand imbalance amount is automatically corrected using the coefficient representing the voltage fluctuation characteristic. The effect of the voltage rise that occurs when performing the above can be removed, and the additional control amount can be calculated with high accuracy.
A frequency stabilizing device for a power system with high estimation accuracy can be provided.

【０３０１】次に、本発明の第１７の実施の形態（請求
項２１に対応）の電力系統の周波数安定化装置の各構成
部及び手段の作用を図１，図２，図４と図３７を参照し
ながら説明する。Next, the operation of each component and means of the power system frequency stabilizing apparatus according to the seventeenth embodiment of the present invention (corresponding to claim 21) will be described with reference to FIGS. This will be described with reference to FIG.

【０３０２】本発明の第１７の実施の形態の電力系統の
周波数安定化装置は、第２の実施の態様の電力系統の周
波数安定化装置の制御量演算部において、監視対象の電
気所が属する系統内の発電機の慣性定数を推定するよう
にした。図３７は、本発明に係わる電力系統の周波数安
定化装置の制御量演算部の一実施例の構成図である。The frequency stabilizing apparatus for a power system according to the seventeenth embodiment of the present invention is a control amount calculating section of the frequency stabilizing apparatus for a power system according to the second embodiment, in which the electric station to be monitored belongs. The inertia constant of the generator in the system was estimated. FIG. 37 is a configuration diagram of an embodiment of a control amount calculation unit of the frequency stabilization device for a power system according to the present invention.

【０３０３】以下に、全体の処理の流れを説明する。な
お、系統状態計測部１及び周波数演算部２及び制御部４
及び系統状態記憶部５の作用と制御量演算部３の以下に
説明する手段以外の作用は、第２の実施の形態と同じで
あるので説明を省略する。Hereinafter, the flow of the entire processing will be described. It should be noted that the system status measurement unit 1, the frequency calculation unit 2, and the control unit 4
The operation of the system state storage unit 5 and the operation of the control amount calculation unit 3 other than the means described below are the same as those of the second embodiment, and thus the description thereof is omitted.

【０３０４】図３７に示す慣性定数推定手段３５では、
前述の（２．１０）式を用いて、連系線上からみたロー
カル系統側を図４に示すような１機の発電機で表わした
際の等価発電機モデルの慣性定数Ｍを推定する。なお、
（２．１０）式において、有効電力から算出した負荷増
減特性係数ａbf，ａafの代わりに、計測した電圧から算
出した負荷特性増減係数ａbfv，ａafvを用いてもよい。
初期負荷制限後の負荷量Ｐｅ（ｔ＋）は、第２の実施の
形態で説明したように、電気所内の定常時の総負荷量Ｐ
LOTから初期制御量ＰCUT1分遮断したものであり、よっ
て、Ｐｅ（ｔ＋）＝ＰL（ｔ＋）＝（ＰL0−ＰCUT1）＝
（１−ΔＰC1）、とする。In the inertia constant estimating means 35 shown in FIG.
Using the above equation (2.10), the inertia constant M of the equivalent generator model when the local system side viewed from the interconnection line is represented by one generator as shown in FIG. 4 is estimated. In addition,
In the equation (2.10), the load change characteristic coefficients a bfv and a afv calculated from the measured voltage may be used instead of the load change characteristic coefficients a bf and a af calculated from the active power.
As described in the second embodiment, the load Pe (t +) after the initial load limit is equal to the total load P in a stationary state in an electric power plant.
The initial control amount P CUT1 is cut off from the LOT , so that Pe (t +) = P L (t +) = (P L0 −P CUT1 ) =
(1−ΔP C1 ).

【０３０５】推定した慣性定数Ｍestは、系統状態記憶
部５に保管しておき、後日、周波数低下あるいは上昇が
発生した際に、初期制御演算手段３１’において、初期
制御前の需給アンバランス量ΔＰC1の推定式（１．１）
式のＭとして用いる。このようにすれば、実系統の慣性
定数を用いることができるので、より高精度に需給アン
バランス量を推定できる。The estimated inertia constant M est is stored in the system status storage unit 5, and when the frequency decreases or rises later, the initial control operation means 31 'causes the supply and demand imbalance amount before the initial control to be performed. Equation for estimating ΔP C1 (1.1)
Used as M in the equation. By doing so, the inertia constant of the actual system can be used, so that the supply-demand imbalance amount can be estimated with higher accuracy.

【０３０６】本実施の形態によれば、監視対象の電気所
端のみで計測あるいは収集可能な情報のみで、監視対象
の電気所が属する系統内の発電機を１機で表わした場合
の等価発電機モデルの慣性定数を推定することができ
る。According to the present embodiment, the equivalent power generation in the case where the generator in the system to which the monitored electric station belongs is represented by one unit only by information that can be measured or collected only at the end of the monitored electric station. The inertia constant of the machine model can be estimated.

【０３０７】次に、本発明の第１８の実施の形態の電力
系統の周波数安定化装置の各構成部及び手段の作用を図
１、図２と図３０、図３８を参照しながら説明する。Next, the operation of each component and means of the frequency stabilizing device for an electric power system according to the eighteenth embodiment of the present invention will be described with reference to FIGS. 1, 2, 30 and 38.

【０３０８】本発明の第１８の実施の形態の電力系統の
周波数安定化装置は、第２の実施の形態の電力系統の周
波数安定化装置の制御量演算部において、初期あるいは
追加の負荷制限あるいは電源制限を実施した前と後の負
荷フィーダーあるいは発電機の有効電力から算出した係
数を用いて、算出した制御量を補正するようにしてい
る。図３８は、その制御量演算部の構成図である。The power system frequency stabilizing apparatus according to the eighteenth embodiment of the present invention is characterized in that the control amount calculation unit of the power system frequency stabilizing apparatus according to the second embodiment performs initial or additional load limiting or The calculated control amount is corrected using a coefficient calculated from the active power of the load feeder or the generator before and after the power supply restriction is performed. FIG. 38 is a configuration diagram of the control amount calculation unit.

【０３０９】次に、全体の処理の流れを説明する。な
お、系統状態計測部１及び周波数演算部２及び制御部４
及び系統状態記憶部５の作用とこれから説明する制御量
補正演算手段３３以外の制御量演算部３の手段の作用
は、第２の実施の形態と同じであるので説明を省略す
る。Next, the flow of the entire process will be described. It should be noted that the system status measurement unit 1, the frequency calculation unit 2, and the control unit 4
The operation of the system state storage unit 5 and the operation of the control amount calculation unit 3 other than the control amount correction operation unit 33 to be described below are the same as those in the second embodiment, and thus description thereof is omitted.

【０３１０】制御量補正演算手段３３では、算出した制
御量ＰCUT（追加制御量ＰCUT2）を、負荷増減特性係数
ａafを用いて（１８．１）式のように補正する。なお、
負荷増減特性係数ａafの算出方法は、第２の実施の形態
と同じであるので説明を省略する。The control amount correction calculating means 33 corrects the calculated control amount P CUT (additional control amount P CUT2 ) by using the load increase / decrease characteristic coefficient a af as in the equation (18.1). In addition,
The calculation method of the load increase / decrease characteristic coefficient a af is the same as that of the second embodiment, and the description is omitted.

【０３１１】具体的には、負荷増減特性係数ａafを用い
て、算出した制御量ＰCUTを（１８．１）式を用いて補
正する。Specifically, the control amount P CUT calculated using the load increase / decrease characteristic coefficient a af is corrected using the equation (18.1).

【０３１２】[0312]

【数２０】 (Equation 20)

【０３１３】ここで、αpcは、予め設定した係数であ
り、ＰCUTは、追加制御量ＰCUT2である。Here, α pc is a coefficient set in advance, and P CUT is an additional control amount P CUT2 .

【０３１４】なお、制御量ＰCUTを補正する代わりに、
推定した需給アンバランス量ΔＰ（ΔＰC1あるいはΔＰ
C2）を上記方法にて補正し、補正後のΔＰを用いて制御
量Ｐ CUTを算出してもよい。The control amount PCUTInstead of correcting
The estimated supply-demand imbalance amount ΔP (ΔPC1Or ΔP
C2) Is corrected by the above method, and control is performed using the corrected ΔP.
Quantity P CUTMay be calculated.

【０３１５】本実施の形態によれば、負荷の増減特性を
表わす係数を用いて制御量を自動的に補正するので、負
荷の電圧特性により負荷量が変化した場合でも精度よく
追加制御量を算出できるので、負荷の電圧特性を考慮し
た推定精度の高い電力系統の周波数安定化装置を提供で
きる。According to the present embodiment, the control amount is automatically corrected using the coefficient representing the load increase / decrease characteristic. Therefore, even when the load amount changes due to the load voltage characteristic, the additional control amount is accurately calculated. Therefore, it is possible to provide a power system frequency stabilizing device with high estimation accuracy in consideration of the load voltage characteristics.

【０３１６】[0316]

【発明の効果】以上説明したように請求項１の発明によ
れば、監視対象の電気所端のみで、収集可能な情報のみ
で、監視対象の電気所が属する系統内の需給アンバラン
ス量を推定し、推定した需給アンバランス量に基づいて
制御量を算出できるので、電力系統の各所において計測
した情報を収集する広域の情報伝送網が不要で、システ
ム規模を小さくでき、また、監視対象の電気所毎に個別
に監視，制御が実施できるので、装置構成が簡素で運用
性の高い装置を提供できる。As described above, according to the first aspect of the present invention, the amount of supply and demand imbalance in the system to which the monitored substation belongs is determined only by the information that can be collected at the monitored substation only. Since it is possible to estimate and calculate the control amount based on the estimated supply-demand imbalance amount, there is no need for a wide-area information transmission network that collects information measured at various points in the power system, the system scale can be reduced, and the monitoring target Since monitoring and control can be individually performed for each electric station, a device having a simple device configuration and high operability can be provided.

【０３１７】また、請求項２の発明によれば、遮断済み
の制御量の合計値と周波数変化率のみで、監視対象の電
気所が属する系統内の需給アンバランス量を推定できる
ので、演算のためのパラメータ設定が必要なく、また、
推定した需給アンバランス量から制御量を算出するので
需要の増減などの系統状態が変化しても対応でき、系統
運用者の負担を低減でき、また、追加制御を繰り返し実
施するので不足制御を防止できる。また、監視対象の電
気所端のみで計測あるいは収集可能な情報のみで、需給
アンバランス量を推定し、推定した需給アンバランス量
に基づいて制御量を算出できるので、電力系統内の各所
において計測した情報を収集する必要がなく広域の情報
伝送網も不要で、システム規模を小さくできる。また、
監視対象の電気所毎に個別に監視，制御が実施できるの
で、装置構成が簡素で制御性が高く運用性や保守性に優
れた装置を提供できる。According to the second aspect of the present invention, the supply and demand imbalance in the system to which the monitored electric station belongs can be estimated only by the total value of the interrupted control amounts and the frequency change rate. No parameter setting is required, and
Since the control amount is calculated from the estimated supply-demand imbalance amount, it can respond to changes in the system state, such as increase or decrease in demand, reducing the burden on the system operator, and preventing shortage control by repeatedly performing additional control. it can. In addition, it is possible to estimate the supply and demand imbalance amount using only the information that can be measured or collected only at the end of the monitored electrical substation, and calculate the control amount based on the estimated supply and demand imbalance amount. There is no need to collect such information and a wide-area information transmission network is not required, and the system scale can be reduced. Also,
Since monitoring and control can be individually performed for each of the electric stations to be monitored, a device having a simple device configuration, high controllability, and excellent operability and maintainability can be provided.

【０３１８】また、請求項３の発明によれば、系統分離
に伴う電圧変化によるローカル系統内の負荷の増減と
か、ローカル系統内の負荷制限や電源制限に伴う電圧変
動による負荷の増減をそれぞれ考慮した需給アンバラン
スの推定を行えるので、推定精度を高めることができ
る。また、電圧変動の影響を除去するための周波数の平
滑化処理を削除あるいは平滑化処理に用いるデータ区間
長の短縮を図ることができため、追加制御量を短時間に
算出できる。According to the invention of claim 3, the increase and decrease of the load in the local system due to the voltage change accompanying the system separation and the increase and decrease of the load due to the voltage change due to the load limitation and the power supply limitation in the local system are considered. Since the estimated supply-demand imbalance can be estimated, the estimation accuracy can be improved. Further, since the frequency smoothing process for removing the influence of the voltage fluctuation can be deleted or the data section length used for the smoothing process can be shortened, the additional control amount can be calculated in a short time.

【０３１９】また、請求項４の発明によれば、計測した
電圧から算出した電圧変動係数として、負荷の増減特性
係数を求めることにより、電圧変動を考慮した需給アン
バランス量の推定を行えるので、推定精度を高めること
ができる。また、電圧変動の影響を除去するための周波
数の平滑化処理を削除あるいは平滑化処理に用いるデー
タ区間長の短縮を図ることができため、追加制御量を短
時間に算出できる。According to the fourth aspect of the present invention, by obtaining the load increase / decrease characteristic coefficient as the voltage fluctuation coefficient calculated from the measured voltage, the supply-demand imbalance amount can be estimated in consideration of the voltage fluctuation. The estimation accuracy can be improved. Further, since the frequency smoothing process for removing the influence of the voltage fluctuation can be deleted or the data section length used for the smoothing process can be shortened, the additional control amount can be calculated in a short time.

【０３２０】また、請求項５の発明によれば、需給アン
バランス量を求める際に用いる各種電気量に平滑化処理
を施しているので、周波数が異常に変動する場合でも、
精度良く需給アンバランス量を推定でき、且つ、推定結
果のばらつきを防止するので、高精度で高信頼度の装置
を提供できる。According to the fifth aspect of the present invention, since the various electric quantities used for obtaining the supply and demand imbalance amount are subjected to the smoothing processing, even if the frequency fluctuates abnormally,
Since the supply-demand imbalance amount can be accurately estimated and variation in the estimation result is prevented, a highly accurate and highly reliable apparatus can be provided.

【０３２１】また、請求項６の発明によれば、予測した
将来の周波数やその周波数変化率を用いて演算を行うの
で、実測値を用いて演算する場合より早い時点で演算結
果を得ることができ、早い時点で制御を実施でき、周波
数の異常変動を短時間で安定化する装置とすることがで
きる。According to the invention of claim 6, since the calculation is performed using the predicted future frequency and the frequency change rate thereof, the calculation result can be obtained earlier than when the calculation is performed using the actually measured value. Thus, the control can be performed at an early point in time, and the apparatus can stabilize the abnormal fluctuation of the frequency in a short time.

【０３２２】また、請求項７の発明によれば、予め設定
した条件を基にして、段階的に制御が実施できるので、
系統運用に合わせた制御が可能であり運用性の高い装置
とすることができる。According to the seventh aspect of the present invention, control can be performed stepwise based on preset conditions.
Control according to system operation is possible, and a highly operable device can be provided.

【０３２３】また、請求項８の発明によれば、複数の周
波数安定化装置間で動作条件を違えることができるの
で、協調を取った安定化制御により必要以上の解列を防
止できる。According to the eighth aspect of the present invention, since the operating conditions can be varied among a plurality of frequency stabilizing devices, unnecessary disconnection can be prevented by stabilizing control in coordination.

【０３２４】また、請求項９の発明によれば、負荷制限
後の過渡的な電圧上昇が発生している間は、補正制御演
算をロックするので、電圧上昇に伴って負荷の消費電力
が増加し過剰に制御量が算出される場合でも、過剰制御
を防止できる。According to the ninth aspect of the present invention, the correction control operation is locked while the transient voltage rise after load limitation occurs, so that the power consumption of the load increases with the voltage rise. Even when the control amount is calculated excessively, it is possible to prevent excessive control.

【０３２５】また、請求項１０の発明によれば、負荷制
限後の過渡的な電圧上昇が発生している間は、補正制御
演算をロックするので、電圧上昇に伴って負荷の消費電
力が増加し過剰に制御量が算出される場合でも、過剰制
御を防止できる。According to the tenth aspect of the present invention, the correction control calculation is locked while the transient voltage rise after load limitation occurs, so that the power consumption of the load increases with the voltage rise. Even when the control amount is calculated excessively, it is possible to prevent excessive control.

【０３２６】また、請求項１１の発明によれば、需給ア
ンバランス量を推定する際に用いる等価発電機モデルの
慣性定数を、周波数変化率の大きさを用いて調整するの
で、実現象に応じた制御量を算出できる。According to the eleventh aspect of the present invention, the inertia constant of the equivalent generator model used when estimating the supply-demand imbalance amount is adjusted using the magnitude of the frequency change rate, so that the inertia constant is adjusted according to the actual phenomenon. Control amount can be calculated.

【０３２７】また、請求項１２の発明によれば、需給ア
ンバランス量を推定する際に用いる等価発電機モデルの
慣性定数を、周波数変化率の大きさを用いて調整するの
で、実現象に応じた制御量を算出できる。According to the twelfth aspect of the present invention, the inertia constant of the equivalent generator model used when estimating the supply-demand imbalance amount is adjusted using the magnitude of the frequency change rate. Control amount can be calculated.

【０３２８】また、請求項１３の発明によれば、計測し
た各種電気量を用いて制御量を補正するので、実現象に
即した制御量を算出でき、運用性の高い装置とすること
ができる。According to the thirteenth aspect of the present invention, since the control amount is corrected by using the measured various electric quantities, the control amount can be calculated in accordance with the actual phenomenon, and a highly operable device can be obtained. .

【０３２９】また、請求項１４の発明によれば、系統よ
り解列する負荷フィーダーあるいは発電機を選択できる
ので、運用性に優れた装置とすることができる。Further, according to the fourteenth aspect of the present invention, a load feeder or a generator that is disconnected from the system can be selected, so that a device excellent in operability can be obtained.

【０３３０】また、請求項１５の発明によれば、需給ア
ンバランス量を推定する際に用いる等価発電機モデルの
慣性定数を正確に算出できるので、高精度の装置とする
ことができる。According to the fifteenth aspect of the present invention, since the inertia constant of the equivalent generator model used for estimating the supply and demand imbalance amount can be accurately calculated, a highly accurate apparatus can be obtained.

【０３３１】また、請求項１６の発明によれば、誤不動
作装置が不特定多数あった場合でも、正動作装置におい
て不足制御分を含めた制御量を算出できるので、システ
ムとして信頼性の高い周波数安定化装置を提供できる。According to the sixteenth aspect of the present invention, even when there are an unspecified number of malfunctioning devices, the control amount including the insufficient control in the normal operation device can be calculated, so that the system has high reliability. A frequency stabilizer can be provided.

【０３３２】また、請求項１７の発明によれば、電力系
統内の一部の電気所にのみ本装置を設置することで、ロ
ーカル系統の周波数低下あるいは上昇を抑制し、基準周
波数に制御できるので、システムを簡素化できる。ま
た、監視対象外の負荷や制御不可能な負荷あるいは送電
損失などが存在した場合でも、これらに対する制御量も
含め追加制御量を算出できるので、信頼性や運用性の高
い周波数安定化装置を提供できる。According to the seventeenth aspect of the present invention, by installing this device only in a part of the electric power stations in the electric power system, it is possible to suppress a decrease or increase in the frequency of the local system and control the frequency to the reference frequency. , Simplifying the system. In addition, even if there is a load that is not monitored, an uncontrollable load, or a transmission loss, an additional control amount can be calculated, including the control amount for these, providing a highly reliable and operable frequency stabilization device. it can.

【０３３３】また、請求項１８の発明によれば、周波数
変化率によって目標制御周波数を選択するので、周波数
低下率が大きく制御の緊急性が高い場合には制御量が多
く算出され、周波数抑止効果が高くなる。また、周波数
低下率が小さく安定化制御の緊急性が低い場合には制御
量が少なく算出され、発電機の出力増加の制御により基
準周波数に制御するので、停電区間を最小化できる。According to the eighteenth aspect of the present invention, the target control frequency is selected according to the frequency change rate. Therefore, when the frequency drop rate is large and the urgency of control is high, a large amount of control is calculated, and the frequency suppression effect is obtained. Will be higher. Further, when the frequency reduction rate is small and the urgency of the stabilization control is low, the control amount is calculated to be small, and the control is performed to increase the output of the generator to the reference frequency, so that the power failure section can be minimized.

【０３３４】また、請求項１９の発明によれば、需給ア
ンバランス量を推定する際に用いる周波数変化率を、負
荷の増減特性を表わす係数を用いて自動的に補正するた
め、負荷の電圧特性により負荷量が増加した場合でも精
度よく追加制御量を算出できるので、推定精度の高い電
力系統の周波数安定化装置を提供できる。According to the nineteenth aspect of the present invention, the frequency change rate used in estimating the supply and demand imbalance amount is automatically corrected using the coefficient representing the load increase / decrease characteristic. As a result, the additional control amount can be calculated with high accuracy even when the load amount increases, so that it is possible to provide a power system frequency stabilizing device with high estimation accuracy.

【０３３５】また、請求項２０の電力系統の周波数安定
化装置によれば、需給アンバランス量を推定する際に用
いる周波数変化率を、電圧変動特性を表わす係数を用い
て自動的に補正するため、電圧変動の影響を除去でき精
度よく追加制御量を算出できるので、推定精度の高い電
力系統の周波数安定化装置を提供できる。According to the frequency stabilizing device for a power system of claim 20, the frequency change rate used when estimating the supply-demand imbalance amount is automatically corrected using the coefficient representing the voltage fluctuation characteristic. Since the influence of the voltage fluctuation can be removed and the additional control amount can be calculated with high accuracy, it is possible to provide a power system frequency stabilizing device with high estimation accuracy.

【０３３６】また、請求項２１の発明によれば、監視対
象の電気所端のみで計測あるいは収集可能な情報のみ
で、監視対象の電気所が属する系統内の発電機を１機で
表わした場合の等価発電機モデルの慣性定数を推定する
ことができる。According to the twenty-first aspect of the present invention, when only the information that can be measured or collected only at the end of the electric station to be monitored is represented by one generator in the system to which the electric station to be monitored belongs. The inertia constant of the equivalent generator model can be estimated.

【０３３７】また、請求項２２の発明によれば、負荷の
増減特性を表わす係数を用いて制御量を自動的に補正す
るので、負荷の電圧特性により負荷量が変化した場合で
も精度よく追加制御量を算出できるので、負荷の電圧特
性を考慮した推定精度の高い電力系統の周波数安定化装
置を提供できる。According to the twenty-second aspect of the present invention, since the control amount is automatically corrected using the coefficient representing the load increasing / decreasing characteristic, additional control can be accurately performed even when the load amount changes due to the load voltage characteristic. Since the amount can be calculated, it is possible to provide a power system frequency stabilizing device with high estimation accuracy in consideration of the load voltage characteristics.

【図面の簡単な説明】[Brief description of the drawings]

【図１】本発明を適用する電力系統の周波数安定化装置
の全体構成図である。FIG. 1 is an overall configuration diagram of a power system frequency stabilization device to which the present invention is applied.

【図２】本発明の電力系統の周波数安定化装置の実施の
形態を示す構成図である。FIG. 2 is a configuration diagram showing an embodiment of a frequency stabilization device for a power system according to the present invention.

【図３】本発明の第１の実施の形態に係わる電力系統の
周波数安定化装置の構成図である。FIG. 3 is a configuration diagram of a power system frequency stabilization device according to the first embodiment of the present invention.

【図４】本発明を適用する電力系統の周波数安定化装置
が扱う等価系統モデルを示す図である。FIG. 4 is a diagram showing an equivalent system model handled by the power system frequency stabilization device to which the present invention is applied.

【図５】本発明の第２の実施の形態に係わる電力系統の
周波数安定化装置の構成図である。FIG. 5 is a configuration diagram of a power system frequency stabilization device according to a second embodiment of the present invention.

【図６】本発明の負荷の増減特性係数の概念図である。FIG. 6 is a conceptual diagram of a load increase / decrease characteristic coefficient according to the present invention.

【図７】本発明の第３の実施の形態に係わる電力系統の
周波数安定化装置の構成図である。FIG. 7 is a configuration diagram of a power system frequency stabilization device according to a third embodiment of the present invention.

【図８】本発明の第４の実施の形態に係わる電力系統の
周波数安定化装置の構成図である。FIG. 8 is a configuration diagram of a power system frequency stabilization device according to a fourth embodiment of the present invention.

【図９】図８の他の実施の形態に係わる電力系統の周波
数安定化装置の構成図である。FIG. 9 is a configuration diagram of a power system frequency stabilization device according to another embodiment of FIG. 8;

【図１０】本発明の第５の実施の形態に係わる電力系統
の周波数安定化装置の構成図である。FIG. 10 is a configuration diagram of a power system frequency stabilization device according to a fifth embodiment of the present invention.

【図１１】図１０の電力系統の周波数安定化装置の処理
を示す第１フローチャートである。11 is a first flowchart showing the processing of the power system frequency stabilization device of FIG. 10;

【図１２】図１０の電力系統の周波数安定化装置の処理
を示す第２フローチャートである。12 is a second flowchart showing the processing of the power system frequency stabilization device of FIG. 10;

【図１３】図１０の他の実施の形態に係わる電力系統の
周波数安定化装置の構成図である。FIG. 13 is a configuration diagram of a power system frequency stabilization device according to another embodiment of FIG. 10;

【図１４】図１３の電力系統の周波数安定化装置の処理
を示す第１フローチャートである。14 is a first flowchart showing the processing of the frequency stabilization device for the power system in FIG.

【図１５】図１３の電力系統の周波数安定化装置の処理
を示す第２フローチャートである。15 is a second flowchart showing the processing of the power system frequency stabilization device of FIG.

【図１６】図１３の電力系統の周波数安定化装置の別の
他の実施の形態に係る電力系統の周波数安定化装置の処
理を示す部分フローチャートである。FIG. 16 is a partial flowchart showing processing of a power system frequency stabilization device according to another embodiment of the power system frequency stabilization device of FIG. 13;

【図１７】本発明の第９の実施の形態及び第１０の実施
の形態に係わる電力系統の周波数安定化装置の構成図で
ある。FIG. 17 is a configuration diagram of a power system frequency stabilization device according to a ninth embodiment and a tenth embodiment of the present invention.

【図１８】本発明の第９の実施の形態及び第１０の実施
の形態に係わる電力系統の周波数安定化装置の構成図で
ある。FIG. 18 is a configuration diagram of a power system frequency stabilization device according to a ninth embodiment and a tenth embodiment of the present invention.

【図１９】本発明の第１１の実施の形態に係わる電力系
統の周波数安定化装置の構成図である。FIG. 19 is a configuration diagram of a power system frequency stabilization device according to an eleventh embodiment of the present invention.

【図２０】図１９の電力系統の周波数安定化装置の他の
実施の形態に係る電力系統の周波数安定化装置の構成図
である。20 is a configuration diagram of a power system frequency stabilization device according to another embodiment of the power system frequency stabilization device of FIG. 19;

【図２１】本発明の第１２の実施の形態に係わる電力系
統の周波数安定化装置の構成図である。FIG. 21 is a configuration diagram of a power system frequency stabilization device according to a twelfth embodiment of the present invention.

【図２２】図２１の電力系統の周波数安定化装置の他の
実施の形態に係る電力系統の周波数安定化装置の構成図
である。FIG. 22 is a configuration diagram of a power system frequency stabilization device according to another embodiment of the power system frequency stabilization device of FIG. 21.

【図２３】図２２の電力系統の周波数安定化装置の別の
他の実施の形態に係る電力系統の周波数安定化装置の構
成図である。23 is a configuration diagram of a power system frequency stabilization device according to another embodiment of the power system frequency stabilization device of FIG. 22.

【図２４】本発明の第１３の実施の形態に係わる電力系
統の周波数安定化装置の全体構成図である。FIG. 24 is an overall configuration diagram of a power system frequency stabilization device according to a thirteenth embodiment of the present invention.

【図２５】図２４の電力系統の周波数安定化装置に備え
る系統状態推定部の説明図である。FIG. 25 is an explanatory diagram of a system state estimating unit provided in the power system frequency stabilization device of FIG. 24;

【図２６】図２５の系統状態推定部の具体的構成図であ
る。FIG. 26 is a specific configuration diagram of a system state estimation unit in FIG. 25.

【図２７】図２４の電力系統の周波数安定化装置の具体
的構成図である。FIG. 27 is a specific configuration diagram of the frequency stabilization device for the power system in FIG. 24.

【図２８】図２４の電力系統の周波数安定化装置の別の
具体的構成図である。FIG. 28 is another specific configuration diagram of the frequency stabilizer of the power system in FIG. 24.

【図２９】図２６の系統状態推定部に備える発電機情報
記憶手段の構成図である。FIG. 29 is a configuration diagram of generator information storage means provided in the system state estimation unit of FIG. 26;

【図３０】本発明の第１４の実施の形態に係わる電力系
統の周波数安定化装置の周波数演算部及び制御量演算部
の構成図である。FIG. 30 is a configuration diagram of a frequency calculation unit and a control amount calculation unit of the power system frequency stabilization device according to the fourteenth embodiment of the present invention.

【図３１】本発明の第１４の実施の形態に係わる電力系
統の周波数安定化装置の構成図である。FIG. 31 is a configuration diagram of a power system frequency stabilization device according to a fourteenth embodiment of the present invention.

【図３２】正動作する周波数安定化装置の割合βを説明
する図である。FIG. 32 is a diagram illustrating the ratio β of the frequency stabilization device that operates normally.

【図３３】本発明の第１４の実施の形態に係わる他の電
力系統の周波数安定化装置の構成図である。FIG. 33 is a configuration diagram of another power system frequency stabilization device according to the fourteenth embodiment of the present invention.

【図３４】本発明の第１４の実施の形態に係わる電力系
統の周波数安定化装置の制御量演算部の構成図である。FIG. 34 is a configuration diagram of a control amount calculation unit of the power system frequency stabilization device according to the fourteenth embodiment of the present invention.

【図３５】本発明の第１５の実施の形態に係わる電力系
統の周波数安定化装置の制御量演算部の構成図である。FIG. 35 is a configuration diagram of a control amount calculation unit of the power system frequency stabilization device according to the fifteenth embodiment of the present invention.

【図３６】本発明の第１６の実施の形態に係わる電力系
統の周波数安定化装置の制御量演算部の構成図である。FIG. 36 is a configuration diagram of a control amount calculation unit of the frequency stabilization device of the power system according to the sixteenth embodiment of the present invention.

【図３７】本発明の第１７の実施の形態に係わる電力系
統の周波数安定化装置の制御量演算部の構成図である。FIG. 37 is a configuration diagram of a control amount calculation unit of the power system frequency stabilization device according to the seventeenth embodiment of the present invention.

【図３８】本発明の第１８の実施の形態に係わる電力系
統の周波数安定化装置の制御量演算部の構成図である。FIG. 38 is a configuration diagram of a control amount calculation unit of the power system frequency stabilization device according to the eighteenth embodiment of the present invention.

【図３９】従来の電力系統の周波数安定化装置の処理を
示すフローチャートである。FIG. 39 is a flowchart showing a process performed by a conventional power system frequency stabilization device.

【図４０】従来の電力系統の周波数安定化装置の周波数
低下側を安定化する場合の動作条件設定例の説明図であ
る。FIG. 40 is an explanatory diagram of an operation condition setting example when a frequency stabilization side of a conventional power system frequency stabilization device is stabilized.

【符号の説明】[Explanation of symbols]

１ 系統状態計測部 ２ 周波数演算部 ３ 制御量演算部 ４ 制御部 ５ 系統状態記憶部 ２１ 周波数演算手段 ２２ 周波数平滑化処理手段 ２３ 周波数変動予測手段 ３０ 制御演算開始判定手段 ３１ 主制御演算手段 ３１’ 初期制御演算手段 ３２ 補正制御演算手段 ３３ 制御量補正演算手段 ３４ 制御対象決定手段 ３５ 慣性定数推定手段 ６１ 連系線状態計測手段 ６２ 発電機運転状態把握手段 ６３ 慣性定数演算手段 ６４ 系統構成把握手段 ６５ 発電機情報記憶手段 １００ 電力系統 １０１ 主系統 １０２ 連系線 １０３ ローカル系統 １０４ 伝送ライン １０５ 安定化制御ライン １０６ 遮断器 １０７ 電気所 １０８ 送電線 １０９ 発電機 １１０ 負荷 １１１ 計測器 １１２ 等価発電機モデル １１３ 等価負荷モデル １１４，１１６ 情報通信装置 １１５ 通信ネットワーク １２０ 周波数安定化装置 １３０ 系統状態推定部 ３０１ 制御目標周波数設定手段 ３０２ 周波数補正手段 ３１０ 演算条件設定手段 ５０ 動作条件設定例 REFERENCE SIGNS LIST 1 system state measurement unit 2 frequency calculation unit 3 control amount calculation unit 4 control unit 5 system state storage unit 21 frequency calculation unit 22 frequency smoothing processing unit 23 frequency fluctuation prediction unit 30 control calculation start determination unit 31 main control calculation unit 31 ′ Initial control operation means 32 Correction control operation means 33 Control amount correction operation means 34 Control object determination means 35 Inertia constant estimation means 61 Interconnection line state measurement means 62 Generator operation state grasping means 63 Inertial constant computation means 64 System configuration grasping means 65 Generator information storage means 100 Power system 101 Main system 102 Interconnection line 103 Local system 104 Transmission line 105 Stabilization control line 106 Circuit breaker 107 Electric station 108 Transmission line 109 Generator 110 Load 111 Measuring instrument 112 Equivalent generator model 113 Equivalent Load model 114, 116 Information communication device 115 Communication Network 120 Frequency Stabilizer 130 System State Estimating Unit 301 Control Target Frequency Setting Means 302 Frequency Correction Means 310 Operation Condition Setting Means 50 Operation Condition Setting Example

───────────────────────────────────────────────────── フロントページの続き (72)発明者 吉田 裕宇 大阪府大阪市北区中之島３−３−22 関西 電力株式会社内 (72)発明者 田口 保博 東京都府中市東芝町１番地 株式会社東芝 府中事業所内 (72)発明者 小俣 和也 神奈川県横浜市鶴見区末広町２丁目４番地 株式会社東芝京浜事務所内 (72)発明者 金子 武 東京都府中市東芝町１番地 株式会社東芝 府中事業所内 ──────────────────────────────────────────────────続 き Continued on the front page (72) Inventor Yuu Yoshida 3-3-22 Nakanoshima, Kita-ku, Osaka-shi, Osaka Kansai Electric Power Co., Inc. (72) Inventor Yasuhiro Taguchi 1 Toshiba-cho, Fuchu-shi, Tokyo Toshiba Corporation Fuchu Works (72) Inventor Kazuya Omata 2-4-4 Suehirocho, Tsurumi-ku, Yokohama-shi, Kanagawa Prefecture Inside the Toshiba Keihin Corporation Office (72) Inventor Takeshi Kaneko 1 Toshiba-cho, Fuchu-shi, Tokyo Toshiba Corporation Fuchu Works

Claims (22)

【特許請求の範囲】[Claims] 【請求項１】 電力系統の監視対象とする変電所あるい
は発電所等の電気所において、計測された系統の周波数
を含む各種電気量を用いて所定の演算を行い、得られた
周波数の変動を防止するために必要な負荷制限量あるい
は電源制限量によって発電機あるいは負荷を遮断する電
力系統の周波数安定化装置において、 監視対象の電気所の周波数変化率と前記監視対象の電気
所が属する系統内の等価発電機の慣性定数とに基づい
て、所定の演算により前記系統内の需給アンバランス量
を推定する手段と、 この手段によって推定された需給アンバランス量に応じ
て前記負荷制限量あるいは前記電源制限量を決定する手
段とを備えることを特徴とする電力系統の周波数安定化
装置。1. An electric station such as a substation or a power station to be monitored by an electric power system, performs a predetermined calculation using various amounts of electricity including a measured frequency of the system, and obtains a variation in the obtained frequency. In a power system frequency stabilizing device that shuts down a generator or load according to a load limit or a power limit required to prevent the change in the frequency of the monitored substation and the frequency to which the monitored substation belongs. Means for estimating the supply-demand imbalance amount in the system by a predetermined calculation based on the inertia constant of the equivalent generator, and the load limiting amount or the power supply according to the supply-demand imbalance amount estimated by the means. Means for determining a limit amount. 【請求項２】 電力系統の監視対象とする変電所あるい
は発電所等の電気所において、計測された系統の周波数
を含む各種電気量を用いて所定の演算を行い、得られた
周波数の変動を防止するために必要な負荷制限量あるい
は電源制限量によって発電機あるいは負荷を遮断する電
力系統の周波数安定化装置において、 監視対象の電気所の周波数変化率と前記監視対象の電気
所が属する系統内の等価発電機の慣性定数とに基づい
て、所定の演算により前記系統内の需給アンバランス量
を推定する手段と、 この手段によって推定された需給アンバランス量に応じ
て初期の負荷制限量あるいは初期の電源制限量を決定す
る手段と、 前記初期の負荷制限量あるいは初期の電源制限量による
実施後に、監視対象の系統の周波数が所定の大きさの変
動をする場合、前記実施の前後の各周波数変化率と各負
荷制限量あるいは各電源制限量を用いて、前記系統内の
需給アンバランス量を再度推定する手段と、 この手段によって再度推定された需給アンバランス量に
応じて追加の負荷制限量あるいは追加の電源制限量を決
定する手段と、 この手段によって決定された追加の前記系統の需給アン
バランス量の再度の推定及び追加の負荷制限量あるいは
電源制限量の決定を、予め定める条件に応じて実施する
手段とを備えることを特徴とする電力系統の周波数安定
化装置。2. At a substation or a power station to be monitored by a power system, a predetermined operation is performed using various amounts of electricity including the measured frequency of the system, and the obtained frequency fluctuation is calculated. In a power system frequency stabilizing device that shuts down a generator or load according to a load limit or a power limit required to prevent the change in the frequency of the monitored substation and the frequency to which the monitored substation belongs. Means for estimating the supply-demand imbalance amount in the system by a predetermined calculation based on the inertia constant of the equivalent generator of the above, and an initial load limiting amount or an initial load limit amount according to the supply-demand imbalance amount estimated by the means. Means for determining the power supply restriction amount, and the frequency of the system to be monitored fluctuates by a predetermined amount after the execution with the initial load restriction amount or the initial power supply restriction amount. Means for re-estimating the supply-demand imbalance amount in the system using the respective frequency change rates before and after the implementation and the respective load limit amounts or the respective power supply limit amounts; Means for determining an additional load limiting amount or an additional power limiting amount according to the balance amount; re-estimating the supply and demand imbalance amount of the additional system determined by the means; and adding an additional load limiting amount or power limiting. Means for performing the determination of the amount according to a predetermined condition. 【請求項３】 前記系統内の需給アンバランス量を再度
推定する手段において、負荷制限あるいは電源制限の実
施の前後の各周波数変化率、各負荷制限量あるいは各電
源制限量とともに、系統分離及び負荷制限あるいは電源
制限に伴う負荷増減特性係数をも用いて、系統内の需給
アンバランス量を推定することを特徴とする請求項２記
載の電力系統の周波数安定化装置。3. The system for re-estimating the supply / demand imbalance in the system, the system separation and the load along with each frequency change rate, each load limitation or each power limitation before and after the load limitation or power limitation. 3. The power system frequency stabilizing device according to claim 2, wherein the supply / demand imbalance amount in the system is estimated also by using a load increase / decrease characteristic coefficient due to limitation or power supply limitation. 【請求項４】 前記系統分離及び負荷制限あるいは電源
制限に伴う負荷増減特性係数を、計測した電圧に基づい
て算出することを特徴とする請求項３記載の電力系統の
周波数安定化装置。4. The power system frequency stabilizing apparatus according to claim 3, wherein a load increase / decrease characteristic coefficient associated with the system separation and load limitation or power supply limitation is calculated based on a measured voltage. 【請求項５】 前記周波数変化率の演算、あるいは、前
記需給アンバランス量の演算に用いる各種電気量に対し
て所定の平滑化処理を施すことを特徴とする請求項１乃
至請求項３記載のいずれかの電力系統の周波数安定化装
置。5. The method according to claim 1, wherein a predetermined smoothing process is performed on various amounts of electricity used in the calculation of the frequency change rate or the calculation of the supply and demand imbalance amount. Frequency stabilization device for any power system. 【請求項６】 系統の将来の周波数を予測して予測され
た将来の周波数の変化率を用いて前記需給アンバランス
量を推定することを特徴とする請求項１乃至請求項５記
載のいずれかの電力系統の周波数安定化装置。6. The supply and demand imbalance amount is estimated using a predicted future frequency change rate by predicting a future frequency of a system. Power system frequency stabilization device. 【請求項７】 予め設定した所定の条件となったと判定
した場合、前記需給アンバランス量を推定する初期ある
いは追加の演算を開始し、得られた初期あるいは追加の
需給アンバランス量によって負荷制限量あるいは電源制
御量を決定することを特徴とする請求項２乃至請求項４
記載のいずれかの電力系統の周波数安定化装置。7. When it is determined that a predetermined condition has been set, an initial or additional calculation for estimating the supply and demand imbalance amount is started, and the load limiting amount is calculated based on the obtained initial or additional supply and demand imbalance amount. Alternatively, the power control amount is determined.
A frequency stabilization device for the power system according to any one of the preceding claims. 【請求項８】 各監視対象の電気所に接続される負荷フ
ィーダあるいは発電機などの周波数変動に対する許容度
に応じて個々に需給アンバランス量を推定する演算を開
始することを特徴とする請求項７記載の電力系統の周波
数安定化装置。8. An operation for individually estimating a supply and demand imbalance amount according to a tolerance for frequency fluctuation of a load feeder or a generator connected to each monitored electric station. 7. The power system frequency stabilizing apparatus according to claim 7. 【請求項９】 前記需給アンバランス量を推定する初期
あるいは追加の演算を開始し、得られた初期あるいは追
加の需給アンバランス量によって負荷制限量あるいは電
源制限量を決定し、発電機あるいは負荷の遮断を実施し
た後に、引き続き、再度、需給アンバランス量を推定す
る演算を行う場合に予め設定した所定の条件に従って前
記需給アンバランス量を推定する演算をロックすること
を特徴とする請求項２乃至請求項４記載のいずれかの電
力系統の周波数安定化装置。9. An initial or additional operation for estimating the supply / demand imbalance amount is started, and a load limiting amount or a power supply limiting amount is determined based on the obtained initial or additional supply / demand imbalance amount. The method according to claim 2, wherein after performing the cutoff, when the calculation for estimating the supply and demand imbalance amount is performed again, the calculation for estimating the supply and demand imbalance amount is locked in accordance with a predetermined condition set in advance. The frequency stabilizing device for an electric power system according to claim 4. 【請求項１０】 前記需給アンバランス量を推定する初
期あるいは追加の演算を開始し、得られた初期あるいは
追加の需給アンバランス量によって負荷制限量あるいは
電源制限量を決定し、発電機あるいは負荷の遮断を実施
した後に、引き続き、再度、需給アンバランス量を推定
する演算を行う場合に、計測した電圧が予め設定される
条件となった場合には、前記需給アンバランス量を推定
する演算をロックすることを特徴とする請求項９記載の
電力系統の周波数安定化装置。10. An initial or additional operation for estimating the supply and demand imbalance amount is started, and a load limiting amount or a power supply limiting amount is determined based on the obtained initial or additional supply and demand imbalance amount, and a generator or a load is determined. After the cutoff is performed, when the calculation for estimating the supply and demand imbalance amount is performed again, if the measured voltage becomes a preset condition, the calculation for estimating the supply and demand imbalance amount is locked. The frequency stabilizing device for an electric power system according to claim 9, wherein 【請求項１１】 需給アンバランス量の推定の際に予め
設定した所定の条件に基づいて、予め設定された複数の
発電機の慣性定数を選択するように調整を行うことを特
徴とする請求項１乃至請求項４記載のいずれかの電力系
統の周波数安定化装置。11. The method according to claim 1, further comprising the step of: adjusting the inertia constant of a plurality of generators based on a predetermined condition set when estimating the supply-demand imbalance amount. The frequency stabilizing device for a power system according to any one of claims 1 to 4. 【請求項１２】 需給アンバランス量の推定の際に周波
数変化率の大きさに基づいて、発電機の慣性定数を増減
させて補正することを特徴とする請求項１乃至請求項４
記載のいずれかの電力系統の周波数安定化装置。12. The generator according to claim 1, wherein, when estimating the supply and demand imbalance amount, the inertia constant of the generator is increased or decreased based on the magnitude of the frequency change rate.
A frequency stabilization device for the power system according to any one of the preceding claims. 【請求項１３】 周波数が安定している場合の各種電気
量と周波数が変動した場合の各種電気量とに基づいて所
定の演算を行い、前記電源制限量あるいは前記負荷制限
量を補正することを特徴とする請求項１または請求項２
記載の電力系統の周波数安定化装置。13. A method for performing a predetermined calculation based on various amounts of electricity when the frequency is stable and various amounts of electricity when the frequency fluctuates to correct the power supply limitation amount or the load limitation amount. Claim 1 or Claim 2
A frequency stabilization device for an electric power system according to the above. 【請求項１４】 予め設定した所定の条件に基づいて、
負荷制限する負荷フィーダあるいは電源制限する発電機
を選択することを特徴とする請求項１乃至請求項４記載
のいずれかの電力系統の周波数安定化装置。14. Based on predetermined conditions set in advance,
The frequency stabilizing device for an electric power system according to any one of claims 1 to 4, wherein a load feeder for load limiting or a generator for power limiting is selected. 【請求項１５】 監視対象の電気所が属するローカル系
統と電力系統のその他の主系統との間の連系線の遮断器
の開閉情報と電流，電圧，有効電力などを含む各種電気
量とローカル系統内の発電機が運転されているかどうか
を示す発電機の解併列情報とを収集すると共に、予め設
定し保管したローカル系統内の発電機の定格出力，慣性
定数などを含む各種発電機情報と前記の収集した発電機
の解併列情報を用いて、連系線上からみたローカル系統
側を１機の等価発電機モデルで表わした場合の等価発電
機モデルの慣性定数を所定の演算により算出し、算出し
た慣性定数を需給アンバランス量を推定する際に用いる
前記系統内の発電機の慣性定数とする系統状態推定部を
備えることを特徴とする請求項１乃至請求項４記載のい
ずれかの電力系統の周波数安定化装置。15. The switching information of a circuit breaker on a connection line between a local system to which an electric station to be monitored belongs and another main system of a power system, and various amounts of electricity including current, voltage, active power and the like. In addition to collecting the generator parallelism information indicating whether or not the generators in the system are operating, various generator information including the rated output and inertia constant of the generators in the local system that have been set and stored in advance are collected. Using the collected parallelism information of the generator, the inertia constant of the equivalent generator model when the local system side viewed from the interconnection line is represented by one equivalent generator model is calculated by a predetermined calculation, The electric power according to any one of claims 1 to 4, further comprising: a system state estimating unit that uses the calculated inertia constant as an inertia constant of a generator in the system used when estimating a supply-demand imbalance amount. Pedigree Frequency stabilizer. 【請求項１６】 分離系統内の一部の周波数安定化装置
が故障などにより不動作であった場合に、正動作する周
波数安定化装置において、故障した周波数安定化装置が
実施すべき負荷制限あるいは電源制限分を考慮して制御
を実施することを特徴とする請求項２乃至請求項４記載
のいずれかの電力系統の周波数安定化装置。16. When a part of a frequency stabilizing device in a separation system is inoperable due to a failure or the like, in a normally operating frequency stabilizing device, a load limit or a load to be implemented by the failed frequency stabilizing device. The frequency stabilizing device for an electric power system according to any one of claims 2 to 4, wherein the control is performed in consideration of a power supply limitation. 【請求項１７】 監視対象の電気所が属する系統内の一
部の電気所にのみ本装置を設置することを特徴とする請
求項２乃至請求項４記載のいずれかの電力系統の周波数
安定化装置。17. The frequency stabilization of an electric power system according to claim 2, wherein the device is installed only in a part of the electric stations to which the electric station to be monitored belongs. apparatus. 【請求項１８】 求めた周波数変化率を用いて、制御目
標周波数を見直すことを特徴とする請求項２乃至請求項
４記載のいずれかの電力系統の周波数安定化装置。18. The frequency stabilizing device for an electric power system according to claim 2, wherein the control target frequency is revised using the obtained frequency change rate. 【請求項１９】 事故発生前の定常時及び初期あるいは
追加の負荷制限あるいは電源制限を実施した前と後の負
荷フィーダーあるいは発電機の有効電力から算出した係
数を用いて、算出した周波数変化率などの各種電気量の
変化分や計測した周波数などを補正することを特徴とす
る請求項２記載の電力系統の周波数安定化装置。19. A frequency change rate calculated by using a coefficient calculated from an active power of a load feeder or a generator at a steady state before and after an accident occurs and before and after an additional load limitation or a power supply limitation is performed. 3. The frequency stabilizing device for an electric power system according to claim 2, wherein the amount of change in the various electric quantities and the measured frequency are corrected. 【請求項２０】 事故発生前の定常時及び初期あるいは
追加の負荷制限あるいは電源制限を実施した前と後の電
圧から算出した係数を用いて、算出した周波数変化率な
どの各種電気量の変化分や計測した周波数などを補正す
ることを特徴とする請求項２記載の電力系統の周波数安
定化装置。20. A change in various amounts of electricity such as a frequency change rate calculated by using a coefficient calculated from a voltage at a steady state before the occurrence of the accident and before and after the load is limited or the power supply is limited and a coefficient calculated from the voltage before and after the power supply is limited. 3. The frequency stabilizing device for a power system according to claim 2, wherein the frequency is corrected. 【請求項２１】 監視対象の電気所が属する系統内の発
電機の慣性定数を推定することを特徴とする請求項３ま
たは請求項４記載の電力系統の周波数安定化装置。21. The frequency stabilizing apparatus for an electric power system according to claim 3, wherein an inertia constant of a generator in the electric power system to be monitored belongs is estimated. 【請求項２２】 事故発生前の定常時及び初期あるいは
追加の負荷制限あるいは電源制限を実施した前と後の負
荷フィーダーあるいは発電機の有効電力から算出した係
数を用いて、算出した制御量を補正することを特徴とす
る請求項２記載の電力系統の周波数安定化装置。22. The calculated control amount is corrected by using a coefficient calculated from the active power of the load feeder or the generator at the time of steady state before and after the occurrence of the accident and before and after the additional load limitation or power supply limitation is performed. 3. The frequency stabilizing device for an electric power system according to claim 2, wherein
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