JP2012170167A - Stabilization control method for power system, and apparatus using the same - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、連系線の分離により単独系統となった場合の電力系統安定化制御技術に係り、特に、単独系統が送電側である時に発電機遮断あるいは調相制御を行うことで周波数及び電圧の安定化を図る電力系統安定化制御方法及びその装置に関する。 The present invention relates to a power system stabilization control technique in the case where a single system is obtained by separating interconnections, and in particular, frequency and voltage by performing generator shut-off or phase control when the single system is on the power transmission side. The present invention relates to a power system stabilization control method and apparatus for stabilizing the power.
一般に、電力系統において系統事故等が起きて連系送電線が分離されると、電力系統の一部が単独系統となる。単独系統では周波数変動に加えて電圧変動が起きる場合があるため、周波数及び電圧がそれぞれの運用許容値を超えないように運用管理し、両者を共に安定化させる制御が不可欠である。電力系統安定化制御技術の従来例としては、特許文献１〜３に記載の技術などが提案されている。 Generally, when a grid fault or the like occurs in the power system and the interconnection transmission line is separated, a part of the power system becomes a single system. Since voltage fluctuations may occur in addition to frequency fluctuations in a single system, it is essential to perform operation management so that the frequency and voltage do not exceed the respective allowable operating values, and to stabilize both of them. As conventional examples of the power system stabilization control technique, techniques described in Patent Documents 1 to 3 have been proposed.
特許文献１は、単独系統の周波数を安定化させるために、電制対象となる発電機を選択する技術である。ここではまず、電力系統に接続された発電機の運転情報及び連系線の潮流値に基づいて、想定事故に対する予測周波数が算出され、求めた予測周波数から不安定状態に至る発電機の有無が判定される。そして、事故発生時に不安定な発電機が存在すると判定された場合、予め設定された複数の系統制御パターンのうち、任意の系統制御パターンを実施したものと仮定して、予測周波数が再度演算される。 Patent Document 1 is a technique for selecting a generator to be controlled in order to stabilize the frequency of a single system. Here, first, the predicted frequency for the assumed accident is calculated based on the operation information of the generator connected to the power system and the tidal current value of the interconnection line, and whether there is a generator that leads to an unstable state from the calculated predicted frequency. Determined. If it is determined that there is an unstable generator at the time of the accident, the predicted frequency is calculated again assuming that an arbitrary system control pattern is implemented among a plurality of preset system control patterns. The
最終的に、再演算結果である予測周波数に基づいて、不安定状態に至るすべての発電機を安定状態に遷移できるような系統制御パターンが、予め決めておいた優先順位に従って選択される。この技術によれば、単独系統後の発電機の安定状態を維持しつつ、周波数異常を適正な周波数に制御することが可能となる。 Finally, based on the predicted frequency that is the result of recalculation, a system control pattern that allows all generators that reach an unstable state to transition to a stable state is selected according to a predetermined priority order. According to this technology, it is possible to control the frequency abnormality to an appropriate frequency while maintaining the stable state of the generator after the single system.
また、特許文献２の技術は、大きな対地静電容量を持つ地中ケーブルなどで構成される電力系統の安定化制御技術であって、他の電力系統から受電する側の電力系統を制御するものである。特許文献２の技術では、系統分離して電力系統の一部が受電側の単独系統となった時、負荷遮断量が決定されると共に、調相設備投入量が算出される。 Moreover, the technique of patent document 2 is a stabilization control technique of the electric power system comprised by the underground cable etc. with a large earth capacitance, Comprising: It controls the electric power system of the side received from another electric power system It is. In the technique of Patent Document 2, when a system is separated and a part of the power system becomes a single system on the power receiving side, a load cutoff amount is determined and a phase-adjusting facility input amount is calculated.
負荷遮断量は、系統分離点の故障前の有効電力に基づいて周波数を制御するための値である。一方、調相設備投入量は、負荷端子電圧を予め設定した目標値に制御するための値であって、負荷遮断後に残存する有効電力及び無効電力、変圧器のリアクタンス値などを含む演算式から求められる。そして、単独系統となった場合に負荷遮断量と調相設備投入量と一致するように、負荷の選択遮断と調相設備の選択投入とを実施する。 The load shedding amount is a value for controlling the frequency based on the active power before the failure at the system separation point. On the other hand, the amount of phase-adjusting equipment input is a value for controlling the load terminal voltage to a preset target value, and is calculated from an arithmetic expression including active power and reactive power remaining after the load is cut off, reactance value of the transformer, etc. Desired. And when it becomes a single system | strain, the selective interruption | blocking of a load and the selective input of a phase adjusting equipment are implemented so that it may correspond with the load interruption | blocking amount and the amount of phase modulation equipment input.
特許文献３の技術は、電力系統に系統事故が発生した場合に、過渡安定度と周波数安定度と電圧安定度という３つの系統安定度の協調を図るようにしたものである。特許文献３の技術では、上記３つの安定度を維持すべく、以下のようにして遮断対象となる発電機を選定している。 The technique of Patent Document 3 is intended to coordinate the three system stability of transient stability, frequency stability, and voltage stability when a system fault occurs in the power system. In the technique of Patent Document 3, a generator to be shut off is selected as follows in order to maintain the above three stability levels.
まず、系統の過渡安定度維持に効果のある指標と、周波数安定度維持に効果のある指標と、電圧安定度維持に効果のある指標において、各指標値が系統内の発電機毎に算出される。そして、前記指標値に基づいて総合化した電制効果指標値が、発電機毎に演算される。そして、演算結果の中から、電制効果指標値の最も高い発電機が、安定化に必要な電源制限に最適な発電機として、選定される。 First, each index value is calculated for each generator in the system, including an index effective in maintaining the transient stability of the grid, an index effective in maintaining the frequency stability, and an index effective in maintaining the voltage stability. The And the electric control effect index value integrated based on the said index value is calculated for every generator. Then, the generator with the highest control effect index value is selected from the calculation results as the optimum generator for the power source restriction necessary for stabilization.
上記の従来技術には次のような課題が指摘されていた。特許文献１の技術は、単独系統後の発電機状態を安定に維持しつつ、周波数異常を適正な周波数に制御することを目的としている。このため、単独系統後に変動する電圧に関しては、その運用許容値内へと収めるような制御を考慮していない。したがって、単独系統発生後に無効電力の変化に伴って、事故後の早い段階で線路や母線の耐電圧値を超えるような電圧過昇が起きたとしても、電圧過昇解消のための調相制御に対応することができなかった。その結果、単独系統の電圧が運用許容値を逸脱するおそれがあった。 The following problems have been pointed out in the above prior art. The technique of patent document 1 aims at controlling a frequency abnormality to an appropriate frequency, maintaining the generator state after a single system stably. For this reason, with regard to the voltage that fluctuates after the single system, control that falls within the allowable operating value is not considered. Therefore, even if a voltage increase that exceeds the withstand voltage value of the line or bus occurs at an early stage after the accident due to a change in reactive power after the occurrence of a single system, phase adjustment control to eliminate the voltage increase Could not cope with. As a result, the voltage of the single system may deviate from the operation allowable value.
特許文献２の技術は、受電側である単独系統を安定化させる技術なので、単独系統が送電側である場合には対応することができない。また、特許文献２の技術では、最初に周波数の安定化に必要な負荷遮断量を求め、その後から電圧の安定化に必要な調相設備投入量を決めている。 Since the technique of Patent Document 2 is a technique for stabilizing a single system on the power receiving side, it cannot cope with the case where the single system is on the power transmission side. In the technique of Patent Document 2, a load cutoff amount necessary for frequency stabilization is first obtained, and then a phase-adjusting facility input amount necessary for voltage stabilization is determined.
このとき、調相設備投入量は、負荷遮断後の残存有効・無効電力等をもとに算出するので、負荷遮断箇所の選定結果次第で、調相設備投入量の値が変化することになる。したがって、調相設備投入量を最小化することは困難であり、投入すべき調相設備が不足してしまい、単独系統後の電圧が運用許容値から逸脱する可能性があった。 At this time, the amount of phased equipment input is calculated based on the remaining active / reactive power, etc., after the load is interrupted. Therefore, the value of the phased equipment input varies depending on the selection result of the load interrupt location. . Therefore, it is difficult to minimize the input amount of the phase adjusting equipment, and there is a possibility that the phase adjusting equipment to be supplied becomes insufficient, and the voltage after the single system deviates from the operation allowable value.
また、特許文献３の技術では、過渡安定度と周波数安定度と電圧安定度の維持を目的としており、遮断発電機を選定するものである。したがって、単独系統後の電圧を運用許容値の範囲に収めるべく調相制御が必要となった場合、調相設備の選定に関しては何の対策も無く、単独系統後の電圧が運用許容値から逸脱するおそれがあった。 Further, the technique of Patent Document 3 aims to maintain transient stability, frequency stability, and voltage stability, and selects a cut-off generator. Therefore, when phase control is necessary to keep the voltage after the single system within the range of the allowable operating value, there is no measure for the selection of the phase adjusting equipment, and the voltage after the single system deviates from the allowable operating value. There was a risk.
通常、大容量発電機は電力需要地の遠隔にあるので、送電線は大電力を長距離にわたって送電している。このような長距離送電線を含む電力系統にて系統事故等が発生して系統の一部が単独系統になれば、送電線のリアクタンス値が大きいので、送電線の有効電力潮流の変化は大きく、それに応じて送電線の無効電力ロスも大きく変化する。つまり、長距離送電線を含む電力系統の一部が単独系統となり、その単独系統が送電側である時、単独系統後の母線電圧値は大きく変動し易い。 Usually, a large-capacity generator is located far from a place where power is demanded, so the transmission line transmits a large amount of power over a long distance. If a system fault occurs in a power system including such a long-distance transmission line and a part of the system becomes a single system, the reactance value of the transmission line is large, so the change in the effective power flow of the transmission line is large. Accordingly, the reactive power loss of the transmission line changes greatly. That is, when a part of the power system including the long-distance transmission line is a single system and the single system is on the power transmission side, the bus voltage value after the single system is likely to fluctuate greatly.
また、単独系統での周波数安定化を目指して単独系統内の発電機が選択的に遮断されるが、この発電機遮断時の発電機無効電力出力に応じて単独系統内の無効電力が変化する。その結果、単独系統内の電圧はさらに変動することになる。 In addition, the generator in the single system is selectively shut down with the aim of frequency stabilization in the single system, but the reactive power in the single system changes according to the generator reactive power output when this generator is shut off. . As a result, the voltage in the single system further varies.
しかも、遮断時の発電機の無効電力出力は発電機毎に異なっており、どの発電機が、どのタイミングで遮断動作を行うかによって電圧変動量は違ってくる。したがって、単独系統における電圧変動を予測することは難しく、単独系統後の電圧を運用許容値に収めることは困難であった。 Moreover, the reactive power output of the generator at the time of interruption differs for each generator, and the amount of voltage fluctuation varies depending on which generator performs the interruption operation at which timing. Therefore, it is difficult to predict the voltage fluctuation in the single system, and it is difficult to keep the voltage after the single system within the operation allowable value.
以上述べたように、周波数安定化のために実施する発電機遮断は、周波数だけでなく電圧とも密接な関係があるため、電圧変動の要因となり、遮断対象とした発電機の選定により電圧安定化制御に用いる調相設備の制御量が変化する。このため、調相設備の制御量が増大し、系統内の調相設備が不足してしまうことがあり、単独系統の電圧を運用許容値にすることが難しかった。 As described above, the generator shut-off performed for frequency stabilization is closely related not only to the frequency but also to the voltage, which causes voltage fluctuations and stabilizes the voltage by selecting the generator to be shut off. The control amount of the phase adjusting equipment used for control changes. For this reason, the control amount of the phase adjusting equipment is increased, and the phase adjusting equipment in the system may be insufficient, and it is difficult to set the voltage of the single system to an operation allowable value.
また、調相設備の制御量が大きくなれば、系統安定化までに時間が長くかかり、迅速な安定化制御を実現し難く、系統運用の効率低下を招くことになった。そこで、調相設備の制御量を極力少なくして、系統安定化までの制御時間の短縮化を図り、系統運用の効率を高めることが要請されていた。 In addition, if the control amount of the phase adjusting equipment increases, it takes a long time to stabilize the system, and it is difficult to realize rapid stabilization control, resulting in a decrease in efficiency of system operation. Therefore, there has been a demand for reducing the control amount of the phase adjusting equipment as much as possible, shortening the control time until system stabilization, and improving the efficiency of system operation.
本発明は、以上の課題を解決するために提案されたものであって、電力を他の電力系統に送電している電力系統が送電線事故等により単独系統となった場合に、周波数安定化用の遮断発電機の選定に際して発電機遮断による電圧変動への影響を十分に考慮して、最小の調相設備等の制御量で、単独系統後の電圧を運用許容値内に制御することが可能な電力系統安定化制御方法及びその装置を提供することを目的とするものである。 The present invention has been proposed in order to solve the above-mentioned problems, and frequency stabilization is achieved when a power system that transmits power to another power system becomes a single system due to a transmission line accident or the like. Considering the influence on the voltage fluctuation due to the generator shutoff when selecting the breaker generator, the voltage after the single system can be controlled within the operation allowable value with the minimum control amount of the phase adjusting equipment etc. An object of the present invention is to provide a possible power system stabilization control method and apparatus.
上記目的を達成するために、本発明は、電力系統の連系線に分離が生じた場合に、事前に選定した発電機や調相設備の制御対象を遮断制御あるいは投入制御あるいは開放制御することにより、前記電力系統の安定度を維持すると共に、周波数を周波数の指定範囲内に、電圧を電圧の指定範囲内に、それぞれ制御する電力系統安定化制御方法であって、前記電力系統の系統状態情報をもとにして系統データを作成する系統データ作成ステップと、前記系統データ作成ステップにて作成した前記系統データにより想定事故に対する前記電力系統の安定度計算を行う安定度計算ステップと、前記安定度計算ステップにて求めた安定度計算結果に基づいて前記電力系統における発電機の安定状態、周波数状態及び電圧状態を段階的に判定する判定ステップと、前記判定ステップの判定結果を受けて前記安定度計算ステップでの安定度計算結果から前記電力系統内の発電機または調相設備の選定を行う選定ステップ、を含み、前記選定ステップでは、前記判定ステップにて前記電力系統に不安定な発電機が存在すると判定した場合、前記電力系統の安定化のために遮断制御される系統安定化用発電機を選定し、前記判定ステップにて前記電力系統の全ての発電機が安定であるが前記電力系統の周波数がその指定範囲を逸脱すると判定した場合、周波数安定化のために遮断制御される周波数安定化用発電機を選定し、さらに前記判定ステップにて前記電力系統の周波数はその指定範囲内に収まるが前記電力系統の電圧がその指定範囲を逸脱すると判定した場合、前記電力系統の電圧安定化のために投入制御または開放制御される調相設備を選定することを特徴としている。 In order to achieve the above-mentioned object, the present invention performs shut-off control, on-off control, or open control on a control target of a generator or a phase adjusting equipment selected in advance when separation occurs in an interconnection line of a power system. The power system stabilization control method for maintaining the stability of the power system and controlling the frequency within the specified range of the frequency and the voltage within the specified range of the voltage, respectively, A grid data creation step for creating grid data based on the information; a stability calculation step for calculating the stability of the power grid against an assumed accident using the grid data created in the grid data creation step; and the stability A determination step for stepwise determining a stable state, a frequency state and a voltage state of the generator in the power system based on the stability calculation result obtained in the degree calculation step. And a selection step for selecting a generator or phase adjusting equipment in the power system from the stability calculation result in the stability calculation step in response to the determination result in the determination step, When it is determined in the determination step that there is an unstable generator in the power system, a system stabilization generator that is controlled to be shut down for stabilization of the power system is selected, and the determination step When it is determined that all generators of the power system are stable but the frequency of the power system is out of the specified range, a generator for frequency stabilization that is controlled to be cut off for frequency stabilization is selected, and In the determination step, when it is determined that the frequency of the power system falls within the specified range but the voltage of the power system deviates from the specified range, the voltage of the power system is stabilized. It is characterized by selecting the input control or opening being controlled phase modifying equipment.
本発明の電力系統安定化制御方法及びその装置によれば、送電側の単独系統において電制対象機である遮断発電機を選定する時、発電機遮断による電圧変動への影響を考慮することにより、最小の調相制御量で運用許容値内に電圧を安定化することができ、電制対象である遮断発電機並びに調相制御対象である調相設備について、最適な選定が可能であり、制御時間の短縮化及び系統運用の効率向上を図ることができる。 According to the power system stabilization control method and apparatus of the present invention, when selecting a shut-off generator that is a control target machine in a single system on the power transmission side, by taking into consideration the effect on voltage fluctuation due to the power shut-off The voltage can be stabilized within the operation allowable value with the minimum amount of phase control, and the optimum selection is possible for the breaking generator that is subject to electrical control and the phase equipment that is subject to phase control. It is possible to shorten the control time and improve the efficiency of system operation.
（１）代表的な実施形態の構成
［全体構成］
図１は、本発明に係る電力系統安定化制御装置の代表的な実施形態を適用した電力系統の構成図である。図１において、符号１は系統安定化対象である電力系統Ａ、符号２は電力系統Ａの外部系統である電力系統Ｂである。
(1) Configuration of representative embodiment [overall configuration]
FIG. 1 is a configuration diagram of a power system to which a representative embodiment of a power system stabilization control apparatus according to the present invention is applied. In FIG. 1, reference numeral 1 denotes a power system A that is a system stabilization target, and reference numeral 2 denotes a power system B that is an external system of the power system A.
電力系統Ａ１と電力系統Ｂ２とは、連系送電線３で連系されており、電力系統Ａ１から電力系統Ｂ２へ有効電力Ｐ１が送電されている。本実施形態は、系統事故等の発生により連系送電線３が分離されて、送電側の電力系統Ａ１が単独系統になった場合に適用される電力系統安定化制御技術である。 The electric power system A1 and the electric power system B2 are interconnected by the interconnecting transmission line 3, and active power P1 is transmitted from the electric power system A1 to the electric power system B2. The present embodiment is a power system stabilization control technique applied when the interconnection transmission line 3 is separated due to the occurrence of a system fault or the like and the power system A1 on the power transmission side becomes a single system.
図１に示すように、電力系統Ａ１には、８本の母線４〜１１と、７本の送電線１２〜１８と、３台の発電機２０〜２２と、２つの調相装置２３、２４と、８台の遮断器３０〜３７と、６つの負荷４０〜４５と、１つの計測端末６０と、６つの制御端末６１〜６６とが設けられている。
As shown in FIG. 1, the power system A <b> 1 includes eight
また、電力系統Ａ１には、給電指令所５０、演算装置５１、制御器５２が設置されており、これらの部分から本実施形態に係る電力系統安定化制御装置が構成される。電力系統安定化制御装置は、発電機２０〜２２、調相装置２３、２４及び送電線１２を制御対象機器としており、演算装置５１の演算結果を受けた制御器５２が制御端末６１〜６６を制御することで、単独系統となった電力系統Ａ１の安定化制御を実施するようなっている。
In addition, the power system A1 is provided with a power
［電力系統Ａ１の概略］
本実施形態である電力系統安定化制御装置の構成を説明する前にまず、電力系統Ａ１の概略について述べる。母線４、５間には送電線１２が、母線５、６間には送電線１５が、母線６、７間には送電線１６が、母線５、８間には送電線１３が、母線８、１１間には送電線１４が、母線８、９間には送電線１７が、母線９、１０間には送電線１８が、それぞれ接続されている。また、母線４、５、６、８、１１、９にそれぞれ負荷４０〜４５が設けられている。
[Outline of Power System A1]
Before describing the configuration of the power system stabilization control apparatus according to the present embodiment, first, an outline of the power system A1 will be described. The
さらに、母線４、７、１０に発電機２０〜２２が接続されており、発電機２０〜２２に遮断器３０、３４、３６が設置されている。これら遮断器３０、３４、３６にそれぞれ制御端末６１、６４、６６が取り付けられている。これら制御端末６１、６４、６６は、制御器５２からの制御信号を受けて、遮断器３０、３４、３６を介して発電機２０〜２２の遮断制御を行う端末である。
Furthermore, the
また、母線６、９に調相装置２３、２４が接続されており、調相装置２３、２４には遮断器３３、３５が設置されている。遮断器３３、３５には制御端末６３、６５が取り付けられている。制御端末６３、６５は、制御器５２からの制御信号を受けて、遮断器３３、３５を介して調相装置２３、２４を開放または投入させる端末である。
送電線１２の両端には遮断器３１、３２が設置されており、遮断器３１、３２には制御端末６２が取り付けられている。制御端末６２は、制御器５２からの制御信号を受けて、遮断器３１、３２を介して送電線１２を開放させる端末である。また、連系送電線３には遮断器３７が設置されており、遮断器３７には計測端末６０が取り付けられている。計測端末６０は連系送電線３の有効電力Ｐ１の変化または遮断器３７の開放等によって連系送電線３の分離を検出する端末である。
［給電指令所５０］
次に、電力系統安定化制御装置の構成について説明する。上述したように、本実施形態に係る電力系統安定化制御装置は、給電指令所５０、演算装置５１、制御器５２から構成されている。このうち、給電指令所５０は、電力系統Ａ１内の各種の系統状態情報を収集する部分である。系統状態情報には、発電機２０〜２２における出力値を含む運転状態、系統周波数、負荷４０〜４５の負荷量、送電線１２〜１８や母線４〜１１における有効電力と無効電力と電圧値、遮断器３０〜３７の投入開放状態、変圧器のタップ位置等が含まれる。
[Power supply command station 50]
Next, the configuration of the power system stabilization control device will be described. As described above, the power system stabilization control device according to this embodiment includes the power
［演算装置５１］
演算装置５１は、本実施形態の主要部分であって、給電指令所５０及び制御器５２に接続されている。演算装置５１は、演算処理を行う手段として、系統データ作成部５３と、安定度計算部５４と、判定部５５と、選定部５６と、選定可否判断部５７が組み込まれている。選定可否判断部５７には所定の警告を表示するための警告表示部５８が接続されている。
[Calculating device 51]
The arithmetic device 51 is a main part of the present embodiment, and is connected to the power
［系統データ作成部５３］
系統データ作成部５３は、給電指令所５０が収集した系統状態情報を利用して、安定度計算用のノード・ブランチモデルを作成し、公知の系統状態推定計算を行うことで系統データを作成する部分である。
[System data creation unit 53]
The system
［安定度計算部５４］
安定度計算部５４は、系統データ作成部５３の作成した系統データに基づいて、想定事故に対する電力系統Ａ１の安定度計算を行う部分である。安定度計算部５４における安定度計算では、次のような変化量を求めるようになっている。
[Stability calculation unit 54]
The stability calculation unit 54 is a part that calculates the stability of the power system A1 with respect to the assumed accident based on the system data created by the system
すなわち、安定度計算部５４は、各発電機２０〜２２における有効電力出力や無効電力出力の各変化量、位相角や周波数や母線４〜１１の電圧に関する変化量、さらには送電線１２〜１８の有効電力や無効電力の時系列の変化量について、求めている。また、安定度計算部５４は、選定部５６にて制御対象機器が選定された場合には、選定された各制御対象機器の制御タイミングで制御を実行し、安定度計算を行うようになっている。
That is, the stability calculation unit 54 changes each amount of active power output and reactive power output in each of the
［判定部５５］
判定部５５は、安定度計算部５４の求めた安定度計算結果に基づいて、発電機２０〜２２の安定状態、電力系統Ａ１の周波数状態及び母線４〜１１の電圧状態を段階的に判定する演算を行う部分である。判定部５５では、次のような判定処理を段階的に行っている。
[Determining unit 55]
Based on the stability calculation result obtained by the stability calculation unit 54, the
まず、判定部５５では、安定度計算部５４の計算した位相角変化等を基にして、電力系統Ａ１にて不安定状態に至る発電機２０〜２２が存在するか否かを判定する。ここで電力系統Ａ１に不安定な発電機２０〜２２が存在しない、つまり全ての発電機２０〜２２が安定状態であると判定すれば、判定部５５はそのような判定を下した後、電力系統Ａ１の周波数がその指定範囲を逸脱するか否かを判定する。
First, in the
さらに、判定部５５は、電力系統Ａ１の周波数がその指定範囲内に収まると判定すれば、それに続いて、電力系統Ａ１内の母線４〜１１の電圧がその指定範囲を逸脱するか否かを判定する。なお、判定部５５は、同一の想定事故で任意のフロー処理が２回目以上であるかどうかも判定するようになっている。
Further, if determining
［選定部５６］
選定部５６は、単独系統となった電力系統Ａ１の周波数及び母線４〜１１の電圧値を、その運用許容値内に制御することを目的として、下記の機器を選定するための演算処理を行う部分である。選定部５６にて選定される機器とは、遮断制御される発電機２０〜２２、開放制御または投入制御される調相装置２３、２４、さらには開放制御される送電線１２である。また、選定部５６には、発電機遮断量算出部５６ａと、無効電力制御量算出部５６ｂと、調相制御量算出部５６ｃが設けられている。
[Selection unit 56]
The selection unit 56 performs arithmetic processing for selecting the following equipment for the purpose of controlling the frequency of the power system A1 and the voltage values of the
選定部５６は、判定部５５の判定結果を受け、安定度計算部５４による安定度計算結果に基づき、次のようにして段階的に制御対象機器を選定している。判定部５５が電力系統Ａ１に不安定となる発電機２０〜２２が存在すると判定する限り、選定部５６は予め設定された順序に従って、発電機２０〜２２の選定を続ける。この時に選定される発電機２０〜２２を、電力系統Ａ１の安定化用遮断発電機と呼ぶ。全ての発電機２０〜２２が安定となる安定化用遮断発電機の組み合わせが見つかるまで、前記安定度計算部５４は安定度計算を繰り返し行い、選定部５６は安定化用遮断発電機の選定を続けることになる。
The selection unit 56 receives the determination result of the
次に、判定部５５が電力系統Ａ１の全ての発電機２０〜２２が安定であるという判定を下し、続いて電力系統Ａ１の周波数がその指定範囲を逸脱すると判定した場合に、選定部５６は、周波数安定化のために遮断制御される発電機（これを周波数安定化用遮断発電機と呼ぶ）を選定するようになっている。
Next, when the
このとき、選定部５６は、遮断タイミング時の遅れ無効電力出力が大きい順に、制御対象候補の発電機２０〜２２の中から優先して制御対象機器を選定するように構成されている。判定部５５が電力系統Ａ１の周波数がその指定範囲内に収まると判定するまで、安定度計算部５４は安定度計算を繰り返すと共に、発電機遮断量算出部５６ａによる発電機遮断量の算出を繰り返し、選定部５６は周波数安定化用遮断発電機の選定を続けるようになっている。
At this time, the selection unit 56 is configured to preferentially select the control target devices from among the control
さらに、判定部５５において電力系統Ａ１の周波数がその指定範囲内に収まると判定した上で、電力系統Ａ１の母線４〜１１の電圧がその指定範囲を逸脱すると判定すれば、選定部５６は、母線４〜１１の電圧安定化のために投入制御または開放制御される調相設備２３、２４あるいは開放制御される送電線１２を選定するようになっている。
Furthermore, if the
選定部５６による調相設備２３、２４及び送電線１２の選定に際しては、選定部５６は電力系統Ａ１の安定度計算結果をもとにして、次のようにして選定する。まず、選定部５６の無効電力制御量算出部５６ｂが、電力系統Ａ１における各送電線１２〜１８の対地静電アドミタンス及び母線４〜１１の電圧値から無効電力を概算する。
When selecting the
そして、選定部５６の調相制御量算出部５６ｃが、想定事故が発生する前と後での無効電力の差を求める。選定部５６は、この無効電力の差を調相設備２３、２４の最大制御量として、最大制御量以下で調相設備２３、２４あるいは送電線１２の選定を行うようになっている。
Then, the phase adjustment control amount calculation unit 56c of the selection unit 56 obtains the difference in reactive power before and after the assumed accident occurs. The selection unit 56 uses the difference in reactive power as the maximum control amount of the
また、選定部５６の調相制御量算出部５６ｃでは、調相設備の最大制御量と、初期値を零とする最小制御量とを用いた二分探索法によって、調相制御量を算出している。なお、判定部５５が電力系統Ａ１の電圧がその指定範囲内に収まると判定するまで、安定度計算部５４は安定度計算を繰り返すと共に、調相制御量算出部５６ｃが各制御量の算出を繰り返し、選定部５６は調相設備２３、２４あるいは送電線１２の選定を続けるようになっている。
Further, the phase adjustment control amount calculation unit 56c of the selection unit 56 calculates the phase adjustment control amount by a binary search method using the maximum control amount of the phase adjustment equipment and the minimum control amount with an initial value of zero. Yes. Until the
［選定可否判断部５７］
ところで、本実施形態は、電力系統Ａ１の周波数及び電圧を運用許容値内に制御するものであるが、上記選定部５６によって制御対象機器（発電機２０〜２２、調相設備２３、２４あるいは送電線１２）を選定しても、電力系統Ａ１の周波数及び電圧が運用許容値から逸脱する場合が考えられる。そこで本実施形態では、電力系統Ａ１の安定化が不可かどうかを判断するための選定可否判断部５７が、演算装置５１に組み込まれている。
[Selectability determination unit 57]
By the way, although this embodiment controls the frequency and voltage of electric power grid | system A1 within an operation allowable value, the said selection part 56 performs control object apparatus (generators 20-22, phase-
選定可否判断部５７は、上記選定部５６によって制御対象機器の選定が実質的に可能であるかどうかを判断する部分である。すなわち、選定可否判断部５７は、機器を継続して選定可能であると判断すれば、安定度計算部５４に対し電力系統Ａ１の安定度計算処理を再度行うように再計算指令を出力する。また、選定可否判断部５７は、制御対象機器を全て選定した後、制御可能な機器を追加選定できないと判断すれば、安定化不可である旨の警告を、警告表示部５８に出力するようになっている。
The selection possibility determination unit 57 is a part that determines whether the selection unit 56 can substantially select a control target device. That is, if it is determined that the device can be selected continuously, the selection possibility determination unit 57 outputs a recalculation command to the stability calculation unit 54 so that the stability calculation process of the power system A1 is performed again. Further, after selecting all the devices to be controlled, if the selectability determination unit 57 determines that additional controllable devices cannot be selected, a warning indicating that stabilization is not possible is output to the
［制御器５２］
制御器５２は、演算装置５１、計測端末６０及び制御端末６１〜６６に接続されており、演算装置５１の選定部５６が選定した制御対象を記憶する部分である。また、制御器５２は、計測端末６０が連系送電線３の分離を検出した時に、制御器５２にて記憶した発電機２０〜２２や調相装置２３、２４や送電線１２などの制御対象機器に対し、制御端末６１〜６６を介して、遮断や開放または投入の制御信号を出力するようになっている。
[Controller 52]
The
（２）電力系統Ａ１における周波数及び電圧の変動
［電力系統Ａ１の周波数変動］
既に述べたように、連系送電線３が分離された場合、単独系統となった電力系統Ａ１では周波数及び電圧が変動する。この点に関して、図２のグラフを参照して具体的に説明する。図１に示すように連系送電線３が分離する前には、電力系統Ａ１から電力系統Ｂ２へ有効電力Ｐ１が送出されている（図２の上段のグラフ参照）。
(2) Frequency and voltage fluctuations in power system A1 [Frequency fluctuations in power system A1]
As already described, when the interconnection transmission line 3 is separated, the frequency and voltage vary in the power system A1 that is a single system. This point will be specifically described with reference to the graph of FIG. As shown in FIG. 1, before the interconnection transmission line 3 is separated, the active power P1 is sent from the power system A1 to the power system B2 (see the upper graph in FIG. 2).
この状態から、時間（ｔ１）時に連系送電線３が系統事故で分離され、電力系統Ａ１が単独系統になったとする。連系送電線３が系統事故で分離されると、電力系統Ａ１では有効電力が過剰となり、周波数ｆが上昇して過渡的にピークに至る。その後、電力系統Ａ１内の発電機２０〜２２の調速機（ガバナ）の動作によって、電力系統Ａ１の周波数は連系送電線３の事故発生前よりも高い値で収束することになる。なお、本実施形態では、周波数の運用許容値として、周波数の最大値と収束値の各上限値が設定されている（図２の中段のグラフ参照）。
From this state, it is assumed that the interconnection transmission line 3 is separated due to a system fault at time (t1), and the power system A1 becomes a single system. When the interconnection transmission line 3 is separated due to a system fault, the active power becomes excessive in the power system A1, and the frequency f rises and reaches a transient peak. Thereafter, the frequency of the power system A1 converges at a higher value than before the occurrence of the accident on the interconnection power line 3 by the operation of the governor of the
［電力系統Ａ１の電圧変動］
また、連系送電線３が分離された時、電力系統Ａ１では電圧が変動する。すなわち、連系送電線３の分離によって電力系統Ａ１内の送電線１２〜１８を通過する有効電力は低下するので、送電線１２〜１８の無効電力ロスが低下する。したがって、電力系統Ａ１内の遅れ無効電力は余剰となり、電力系統Ａ１内の母線４〜１１の電圧値が過渡的に上昇する。本実施形態では電圧の運用許容値としては、最大値の上限値が設定されている（図２の下段のグラフ参照）。
[Voltage fluctuation of power system A1]
Moreover, when the interconnection power transmission line 3 is separated, the voltage fluctuates in the power system A1. That is, since the active power passing through the
（３）電力系統Ａ１の安定化制御
［電力系統Ａ１の周波数安定化制御］
電力系統Ａ１の周波数変動を安定化させる制御としては、電力系統Ａ１内の発電機２０〜２２を遮断して周波数上昇を抑制させる制御が基本である。電力系統Ａ１を制御対象とする本実施形態では、制御器５２からの制御信号により、制御端末６１、６４、６６を介して遮断器３０、３４、３６を開放し、発電機２０〜２２を遮断制御する。これにより、電力系統Ａ１の周波数上昇を抑え、周波数を運用許容値内に収めて、電力系統Ａ１の周波数安定化を図っている。
(3) Stabilization control of electric power system A1 [Frequency stabilization control of electric power system A1]
Control for stabilizing the frequency fluctuation of the electric power system A1 is basically control for cutting off the
［電力系統Ａ１の電圧安定化制御］
一方、電力系統Ａ１の母線４〜１１の電圧値の安定化制御に関しては、調相装置２３、２４の調相制御（より具体的には並列コンデンサの開放や分路リアクトルの投入）によって電圧上昇を抑制している。また、本実施形態では、厳密には調相設備ではないが、対地静電容量の大きい送電線１２に関して、その開放制御を行うことにより、電力系統Ａ１の電圧安定化が図られる。
[Voltage stabilization control of power system A1]
On the other hand, regarding the stabilization control of the voltage values of the
すなわち、電力系統Ａ１では、制御器５２からの制御信号により、制御端末６３、６５、６２にて遮断器３３、３５、３１、３２を開放または投入し、調相装置２３、２４の調相制御並びに送電線１２の開放制御を行うことにより、電力系統Ａ１の電圧上昇を抑えることができ、電圧の運用許容値内に収めて安定化させている。
That is, in the electric power system A1, the
（４）制御対象機器の選定処理
ところで、電力系統Ａ１の周波数・電圧安定化制御を実施する場合、遮断発電機の選定に伴って、電圧安定化制御に用いる調相設備の制御量が変化することは既に述べた。したがって、発電機遮断による電圧変動への影響を考慮する必要がある。そこで本実施形態では、演算装置５１の判定部５５によって電力系統Ａ１の状態を判定し、その判定結果を受け、選定部５６によって、制御対象機器である発電機２０〜２２や調相装置２３、２４、送電線１２を選定している。
(4) Selection processing of control target device By the way, when the frequency / voltage stabilization control of the electric power system A1 is performed, the control amount of the phase adjusting equipment used for the voltage stabilization control changes with the selection of the breaking generator. I have already said that. Therefore, it is necessary to consider the influence on the voltage fluctuation due to the generator interruption. Therefore, in the present embodiment, the
このような選定部５６による制御対象機器の選定処理について、図３、図４のフローチャートを参照して具体的に説明する。図３のフローチャートは制御対象機器の選定処理全体の流れ、図４のフローチャートは調相制御対象を選定する処理（図３におけるステップ１１の内容）の流れを示している。
The process of selecting the control target device by the selection unit 56 will be specifically described with reference to the flowcharts of FIGS. The flowchart of FIG. 3 shows the flow of the entire process for selecting the control target device, and the flowchart of FIG. 4 shows the flow of the process for selecting the phase control target (the contents of
［制御対象機器の選定処理全体の流れ］
電力系統Ａ１において、選定部５６が選定処理を実施する制御対象機器は、発電機２０〜２２、調相装置２３、２４及び送電線１２であるが、電力系統Ａ１の状態は時々刻々と変化し、最新の系統状態に対応した制御対象機器を選定しなくてはならない。このため、図３のフローチャートの処理は、数秒から数分の所定の周期で実行し、電力系統Ａ１の状態変化に対応している。
[Flow of overall selection process for controlled devices]
In the power system A1, the control target devices that the selection unit 56 performs the selection process are the
図３のフローチャートに示すように、まず、演算装置５１に組み込まれた系統データ作成部５３は、給電指令所５０で収集された系統状態情報を入力する（ステップ１）。系統データ作成部５３は、安定度計算に使用するノード・ブランチモデルを作成し、公知の系統状態推定計算を行って、安定度計算に用いる系統データを作成する（ステップ２）。
As shown in the flowchart of FIG. 3, first, the system
次に、ステップ３では、安定度計算部５４が想定事故に対する安定度計算を行う。なお、選定部５６にて制御対象機器が既に選定されている場合には、安定度計算部５４は各制御対象機器の制御タイミングで制御を実行して安定度計算を行う。ここで安定度計算部５４は、各発電機２０〜２２の有効電力出力や無効電力出力の各変化や、位相角や周波数や母線４〜１１の電圧の変化、さらには送電線１２〜１８の有効電力や無効電力の時系列変化を計算し、位相角変化等を基にして各発電機２０〜２２の安定度を判別する。
Next, in step 3, the stability calculation unit 54 calculates the stability for the assumed accident. When the control target device has already been selected by the selection unit 56, the stability calculation unit 54 executes the control at the control timing of each control target device and calculates the stability. Here, the stability calculation unit 54 changes each of the active power output and the reactive power output of each of the
続いてステップ４では、安定度計算部５４の求めた安定度計算結果から、判定部５５は、不安定となる発電機２０〜２２が電力系統Ａ１内に存在するか否かの判定を行う。不安定となる発電機２０〜２２が電力系統Ａ１内に１台でも存在する場合は（ステップ４のＮｏ）、予め設定された遮断制御する発電機の選定順序に従って、選定部５６が安定化用遮断発電機２０〜２２を選定する（ステップ５）。
Subsequently, in
さらにステップ５ｂに進み、ここでは選定可否判断部５７が遮断制御可能な発電機を追加選定できるかどうかを確認する。選定可否判断部５７の判断結果が、発電機を選定可能である場合には（ステップ５ｂのＹｅｓ）、ステップ３に戻って、全ての発電機２０〜２２が安定となる安定化用遮断発電機の組み合わせが見つかるまで、安定度計算部５４が安定度計算を繰り返し行う（ステップ３〜５ｂを含むループとなる）。
Furthermore, it progresses to step 5b and it is confirmed here whether the selection possibility judgment part 57 can additionally select the generator which can be interrupted | blocked controlled. When the determination result of the selection possibility determination unit 57 indicates that the generator can be selected (Yes in Step 5b), the process returns to Step 3 to stabilize all the
また、遮断制御可能な発電機２０〜２２を全て選定し、遮断制御可能な発電機２０〜２２を追加選定できないと、選定可否判断部５７が判定すれば（ステップ５ｂのＮｏ）、ステップ１２ｂに移行する。ステップ１２ｂでは、安定化不可の警告を警告表示部５８により表示し、処理を終了する。
Further, if all the
ステップ４において、全ての発電機２０〜２２が安定となった場合（ステップ４のＹｅｓ）、ステップ６に進む。ステップ６では、安定度計算部５４の安定度計算結果から、電力系統Ａ１の周波数がその運用許容値内であるかどうかを、判定部５５が判定する。このとき、本実施形態では、周波数の運用許容値として周波数の上限値及び収束値を設定しており、判定部５５は、周波数の上限値の範囲内であるか否か、及び収束値の範囲内であるか否かについて、一方若しくは両方を判定する。
In
判定部５５において、周波数が運用許容値の上限値または／且つ収束値の範囲を逸脱すると判定すれば（ステップ６のＹｅｓ）、選定部５６は制御対象を選定するための演算処理を行う（ステップ７）。すなわちステップ７では、選定部５６の発電機遮断量算出部５６ａが、周波数を運用許容値内とするために安定化に必要な発電機遮断量ΔＰｇについて、
（数１）
ΔＰｇ＝Ｐ１−（Ｐｏ×Ｋ×Δｆ）／１０…式１
に従って算出する。
If the
(Equation 1)
ΔPg = P1− (Po × K × Δf) / 10 Equation 1
Calculate according to
上記式１において、Ｐ１は連系送電線３の事故前有効電力（ＭＷ）、Ｐｏは周波数を制御する電力系統Ａ１の総負荷量である系統容量（ＭＷ）、Ｋは電力系統Ａ１の系統特性定数（％ＭＷ／０．１Ｈｚ）、Δｆは周波数上昇値（Ｈｚ）を示している。周波数上昇値Δｆは電力系統Ａ１における周波数の運用許容値を基にして事前に決定した固定値とする。また、系統特性定数Ｋについても、電力系統Ａ１の特性を反映し、且つ発電機遮断不足とならないよう事前に決定した固定値である。 In the above formula 1, P1 is the active power (MW) before the accident of the interconnection transmission line 3, Po is the system capacity (MW) that is the total load amount of the power system A1 that controls the frequency, and K is the system characteristic of the power system A1. Constant (% MW / 0.1 Hz), Δf indicates a frequency increase value (Hz). The frequency increase value Δf is a fixed value that is determined in advance based on the frequency operation allowable value in the power system A1. The system characteristic constant K is also a fixed value that is determined in advance so as to reflect the characteristics of the power system A1 and not to cause insufficient generator shutoff.
電力系統Ａ１の総負荷量である系統容量Ｐｏと、連系送電線３の事故前有効電力Ｐ１については、給電指令所５０で収集した系統状態情報を利用する。つまり、選定部５６の発電機遮断量算出部５６ａは、時々刻々変化する連系送電線３の有効電力Ｐ１と系統容量Ｐｏの現時点の値を用いて、発電機遮断量ΔＰｇを算出可能である。
For the system capacity Po which is the total load amount of the power system A1 and the active power P1 before the accident of the interconnection transmission line 3, the system state information collected at the power
さらに、ステップ５において安定化用遮断発電機が選定されている場合は、選定部５６の発電機遮断量算出部５６ａは、前記式１によって求めたΔＰｇから、安定化用遮断発電機の事故前有効電力出力値の合計Ｐｓａｌｌを減じた値を、ΔＰｇの新値として更新する。そして、ステップ７にて発電機遮断量算出部５６ａが算出した発電機遮断量を基にして、選定部５６はステップ８にて周波数安定化用遮断発電機を選定する。
Furthermore, when the stabilization interrupting generator is selected in
次にステップ８ｂでは、選定可否判断部５７が遮断制御可能な発電機を追加選定できるかどうかを確認する。発電機を選定可能であると選定可否判断部５７が判断する場合には（ステップ８ｂのＹｅｓ）、ステップ３に戻る。選定部５６による周波数安定化用遮断発電機の選定に関しては、ステップ３、４、６〜８ｂを含むループとなる。
Next, in step 8b, it is confirmed whether the selection possibility judgment part 57 can additionally select the generator which can be interrupted | blocked controlled. When the selection possibility determination unit 57 determines that the generator can be selected (Yes in Step 8b), the process returns to Step 3. Regarding the selection of the frequency stabilizing interrupting generator by the selection unit 56, a
ここでは、電力系統Ａ１の周波数が運用許容値の範囲内となるまで、安定度計算部５４が安定度計算を繰り返して行う。また、遮断制御可能な発電機２０〜２２を全て選定し、遮断制御可能な発電機２０〜２２を追加選定できないと、選定可否判断部５７が判定すれば（ステップ８ｂのＮｏ）、ステップ１２ｂに移行して、警告表示部５８が安定化不可の警告を表示し、処理を終了する。
Here, the stability calculation unit 54 repeats the stability calculation until the frequency of the power system A1 is within the range of the allowable operation value. Further, if all the
なお、ステップ３と７と８とを含むループの繰り返し過程において、ステップ４で不安定となる発電機２０〜２２が存在すると再び判断された場合には、選定部５６は、ステップ５において現時点まででステップ５で選定される安定化用遮断発電機から、次位の選定順序の安定化用遮断発電機へと、選定を更新する。また選定部５６は、ステップ８で選定部５６の選定した周波数安定化用遮断発電機については、選定無しの状態に更新する。
If it is determined again in
ここで、選定部５６による発電機２０〜２２の選定方法について、表１及び表２を用いて、具体的に説明する。表１は、周波数を制御する電力系統Ａ内にＧ１、Ｇ２、Ｇ３、Ｇ４の４機の周波数安定化用遮断発電機の候補があると想定した場合の、各発電機の系統事故前の有効電力出力値と、発電機遮断タイミング時点での遅れ無効電力出力の一覧である。 Here, the selection method of the generators 20-22 by the selection part 56 is demonstrated concretely using Table 1 and Table 2. FIG. Table 1 shows the effectiveness of each generator before a system fault when it is assumed that there are four candidate generators for frequency stabilization G1, G2, G3, and G4 in the power system A that controls the frequency. It is a list of power output values and delayed reactive power output at the time of generator shutoff timing.
遅れ無効電力出力とは、ステップ３の安定度計算結果から得られるもので、その値が正の場合には当該発電機は電力系統Ａ１に遅れ無効電力を供給して電力系統Ａ１の電圧を上昇させる。
下記の表２は、上記の表１について、発電機遮断タイミング時点での遅れ無効電力出力が降順になるようにソートしたものである。すなわち、＋１０ＭＶａｒを出力する発電機Ｇ３、次に＋５ＭＶａｒを出力する発電機Ｇ２という順にソートされている。表２の最右列にソート後の順に事故前発電機有効電力出力の積算値が示されている。 Table 2 below is a sort of the above table 1 so that the delayed reactive power output at the time of the generator shutoff timing is in descending order. That is, the generator G3 that outputs +10 MVar and the generator G2 that outputs +5 MVar are sorted in this order. The integrated value of the pre-accident generator active power output is shown in the rightmost column of Table 2 in the order after sorting.
例えば、発電機Ｇ１の行にはＧ３とＧ２とＧ１の事故前発電機有効電力出力である１５０ＭＷ、５０ＭＷ、１００ＭＷの合計である３００ＭＷが表示されている。
遮断制御する発電機の選定は、上記の表２にて示すように、事故前発電機有効電力出力の積算値が、ステップ７にて選定部５６が算出したΔＰｇ以上であって、かつ最小となる発電機までとする。例えば、ΔＰｇ＝２５０ＭＷと仮定した場合は、２５０ＭＷ以上の最小値である積算値３００ＭＷまでを遮断発電機として、発電機Ｇ３とＧ２とＧ１という３台の発電機を選定することになる。 As shown in Table 2 above, the generator to be shut off is controlled such that the integrated value of the pre-accident generator active power output is equal to or larger than ΔPg calculated by the selection unit 56 in Step 7 and is minimum. Up to the generator. For example, assuming that ΔPg = 250 MW, three generators G 3, G 2, and G 1 are selected with a cutoff value of up to an integrated value of 300 MW, which is a minimum value of 250 MW or more.
全ての発電機２０〜２２が安定となって（ステップ４のＹｅｓ）、かつ電力系統Ａ１の周波数が運用許容値を逸脱しなければ（ステップ６のＮｏ）、ステップ９に移る。ステップ９では、安定度計算部５４の安定度計算結果から電力系統Ａ１内の母線４〜１１の電圧値が運用許容値を逸脱していないかどうかについて、判定部５５が判定する。
If all the
ステップ９において、電力系統Ａ１内の母線４〜１１の電圧値が運用許容値を逸脱していないと、判定部５５が判断すれば（ステップ９のＮｏ）、選定部５６の選定した安定化用遮断発電機と周波数安定化用遮断発電機と調相制御対象を、制御器５２に送出して（ステップ１２）、処理を終了する。
In
一方、判定部５５にて、母線４〜１１の電圧値が運用許容値を逸脱すると判定する場合は（ステップ９のＹｅｓ）、ステップ１０に進む。ステップ１０では、選定部５６の無効電力制御量算出部５６ｂが、母線４〜１１の電圧を運用許容値内とするために必要となる無効電力制御量を算出する。
On the other hand, when the
選定部５６の無効電力制御量算出部５６ｂは、次のようにして無効電力制御量を算出している。事故前の電力系統Ａ１内の各送電線において、対地静電アドミタンスＹｇ１を送電線毎にパイ形配置しておく。そして、無効電力制御量算出部５６ｂは、各母線４〜１１の電圧値から事故前の対地静電アドミタンスＹｇ１による無効電力Ｑ１を算出する。
The reactive power control amount calculation unit 56b of the selection unit 56 calculates the reactive power control amount as follows. In each power transmission line in the power system A1 before the accident, the ground electrostatic admittance Yg1 is pie-shaped arranged for each power transmission line. Then, the reactive power control amount calculation unit 56b calculates the reactive power Q1 by the ground electrostatic admittance Yg1 before the accident from the voltage values of the
また、無効電力制御量算出部５６ｂは、事故後の電力系統Ａ１内の母線４〜１１の電圧で運用許容値からの超過量が最大となる図２の時間ｔｖｍａｘにおいて、電力系統Ａ１内の対地静電アドミタンスＹｇ２による無効電力Ｑ２について算出する。そして、無効電力制御量算出部５６ｂは、事故後の無効電力Ｑ２と事故前の無効電力Ｑ１との差からΔＱｃｈａｒｇｅを求める。
（数２）
ΔＱｃｈａｒｇｅ＝Ｑ２−Ｑ１…式２
In addition, the reactive power control amount calculation unit 56b performs the ground control in the electric power system A1 at the time tvmax in FIG. 2 in which the excess amount from the operation allowable value becomes maximum at the voltage of the
(Equation 2)
ΔQcharge = Q2−Q1 Equation 2
事故発生前後での対地静電アドミタンスＹｇ１、Ｙｇ２が同一値の場合、上記ΔＱｃｈａｒｇｅは、事故の前後における母線４〜１１の電圧値変化に対応した遅れ無効電力の増加量である。したがって、事故後の母線４〜１１の電圧値を、事故前の母線４〜１１の電圧値とするためには、電力系統Ａ１から無効電力制御量の概算値ΔＱｃｈａｒｇｅ相当の無効電力を系統外部へ出力しなくてはならないことになる。
When the ground electrostatic admittances Yg1 and Yg2 before and after the occurrence of the accident have the same value, ΔQcharge is an increase amount of the delayed reactive power corresponding to the voltage value change of the
ただし、事故後の母線４〜１１の電圧値を運用許容値の範囲内に収める場合に、事故後の母線４〜１１の電圧値を事故前の電圧値のレベルにまで戻す必要はない。このため、事故後の母線４〜１１の電圧値を運用許容値内にするために必要となる無効電力制御量は、ΔＱｃｈａｒｇｅ以下となる。そこで本実施形態では、ΔＱｃｈａｒｇｅを無効電力制御量の概算値とする。
However, when the voltage value of the
上記のようにして選定部５６の無効電力制御量算出部５６ｂが無効電力制御量ΔＱｃｈａｒｇｅを概算し、その後、ステップ１１に移行する。ステップ１１では、選定部５６が調相設備２３、２４若しくは送電線１２を制御対象として選定する。選定部５６は、ステップ１０にて求めた無効電力制御量の概算値であるΔＱｃｈａｒｇｅを利用し、事前に設定された調相設備一覧表から、調相設備２３、２４や、送電線１２の調相制御対象を選定する。
As described above, the reactive power control amount calculation unit 56b of the selection unit 56 approximates the reactive power control amount ΔQcharge, and then proceeds to step 11. In
下記の表３は、選定優先順に調相設備の定格容量と制御タイミングを示した調相設備一覧表の一例である。なお、送電線Ａの定格容量は送電線Ａの対地静電アドミタンス値と定格電圧値とから算出しており、例えば１回線当たりの対地静電容量による無効電力値を設定する。 Table 3 below is an example of a phase adjusting equipment list showing the rated capacity and control timing of the phase adjusting equipment in order of selection priority. The rated capacity of the transmission line A is calculated from the ground electrostatic admittance value and the rated voltage value of the transmission line A. For example, a reactive power value based on the ground electrostatic capacity per line is set.
続いて、ステップ１１ｂでは、選定可否判断部５７が調相制御可能な調相設備２３、２４もしくは送電線１２を追加選定できるかどうかを確認する。調相設備２３、２４もしくは送電線１２を選定可能であると選定可否判断部５７が判断する場合には（ステップ１１ｂのＹｅｓ）、ステップ３に戻って、調相設備もしくは送電線の選定に関し、母線４〜１１の電圧値が運用許容値内となるまで、安定度計算部５４が安定度計算を繰り返す（ステップ３、４、６、９〜１１ｂを含むループとなる）。
Subsequently, in step 11b, it is confirmed whether or not the selection possibility determination unit 57 can additionally select the
なお、ステップ３と１０と１１とを含むループの繰り返し過程において、ステップ４で不安定となる発電機２０〜２２が存在すると再度判断された場合は、選定部５６は、ステップ５で現時点の安定化用遮断発電機２０〜２２から次位の選定順序の安定化用遮断発電機２０〜２２を選定する。と同時に、選定部５６は、ステップ８で選定した周波数安定化用遮断発電機２０〜２２およびステップ１１で選定した調相設備２３、２４や送電線１２の制御対象を、選定無しに更新する。
If it is determined again in
また、投入または開放制御可能な調相設備２３、２４や送電線１２の制御対象を全て選定し、新たな調相設備や送電線の制御対象を追加選定できないと、選定可否判断部５７が判定する場合には（ステップ１１ｂのＮｏ）、ステップ１２ｂに移行する。ステップ１２ｂでは、警告表示部５４が安定化不可の警告を表示して、処理を終了する。
Further, if all the control targets of the
［調相制御対象を選定する処理の流れ］
ここで、図３に示したフローチャートのステップ１１、つまり調相制御対象の選定処理の流れについて、図４のフローチャートを用いて詳しく説明する。まず、判定部５５が同一の想定事故で本フロー処理が２回目以上であるかどうかを判定し、判定結果が１回目ならば、ステップ２１へ移行する。
[Flow of processing to select the phase control target]
Here, step 11 of the flowchart shown in FIG. 3, that is, the flow of the process of selecting the phase control target will be described in detail with reference to the flowchart of FIG. First, the
また、判定部５５の判定結果が２回目以上であれば、ステップ２４ｂに移行し、現時点までに選定している調相制御対象に対し、調相制御一覧表の選定優先順位に従って、調相制御対象を１つ追加して本フローを終了する。ステップ２１では、安定度計算部５４の求めた安定度計算結果から、図２に示す電圧が運用許容値を逸脱する時間ｔｆを読み取り、上記表３の調相設備一覧表から制御タイミングがｔｆ以下の調相設備を、選定部５６が抽出する。
If the determination result of the
上記表３の調相設備一覧表において、例えば運用許容値逸脱時間ｔｆを１．３秒と仮定した場合、制御タイミングが１．３秒より大きい分路リアクトルＡと分路リアクトルＢは、調相設備２３、２４及び送電線１２の選定過程で無視される。そのため、調相設備の選定優先順は並列コンデンサＢ、並列コンデンサＡ、送電線Ａの順となる。
In the phase adjusting equipment list of Table 3 above, for example, assuming that the operation allowable value deviation time tf is 1.3 seconds, the shunt reactor A and the shunt reactor B whose control timing is greater than 1.3 seconds are Ignored in the process of selecting the
なお、初期設定としては、調相制御対象なし、調相制御最小容量値０、調相制御最大容量値をΔＱｃｈａｒｇｅと設定している（ステップ２２）。そして、下記の式３に示すように、二分探索法を用いて、選定部５６の調相制御量算出部５６ｃが調相制御量Ｑｃを算出する（ステップ２３）。
（数３）
（調相制御最大容量値−調相制御最小容量値）／２…式３
Note that, as an initial setting, there is no phase control target, the phase control
(Equation 3)
(Maximum phase modulation control capacity value−minimum phase control capacity value) / 2 Equation 3
そして、表３の調相設備一覧表に基づき、選定部５６は、選定優先順に調相制御量Ｑｃ以上で最小容量の調相制御対象を選定する（ステップ２４）。例えば表３の調相制御一覧表において、運用許容値逸脱時間ｔｆが１．３秒で、調相制御量Ｑｃを７０Ｍｖａｒと仮定すると、制御タイミングが１．３秒より小さい制御対象の選定優先順で、且つ調相制御量Ｑｃを超える値の中で最小値となる並列コンデンサＢと並列コンデンサＡの合計容量１５０Ｍｖａｒが、選定部５６にて選定されることになる（下記の表４参照）。 Then, based on the phase adjustment equipment list of Table 3, the selection unit 56 selects the phase adjustment control target having the minimum capacity that is equal to or greater than the phase adjustment control amount Qc in the order of selection priority (step 24). For example, in the phase adjustment control list of Table 3, assuming that the operation allowable value deviation time tf is 1.3 seconds and the phase adjustment control amount Qc is 70 Mvar, the selection priority order of the control objects whose control timing is less than 1.3 seconds In addition, the total capacity 150 Mvar of the parallel capacitor B and the parallel capacitor A, which is the minimum value among the values exceeding the phase control amount Qc, is selected by the selection unit 56 (see Table 4 below).
ステップ２５において、選定した調相制御対象が前回から変化有りの場合（ステップ２５のＹｅｓ）はステップ２６へ、変化無しの場合（ステップ２５のＮｏ）は処理を終了する。ステップ２６では、安定度計算部５４の安定度計算結果から時間ｔｖｍａｘの系統状態を反映した潮流計算データを作成する。潮流計算データを利用した潮流計算により、時間ｔｖｍａｘで選定した調相制御対象を投入制御または開放制御した場合の電力系統Ａ１内の母線４〜１１の電圧値を、調相制御量算出部５６ｃで算出する。
In step 25, if the selected phase adjustment control object has changed from the previous time (Yes in step 25), the process proceeds to step 26, and if there is no change (No in step 25), the process ends. In step 26, power flow calculation data reflecting the system state at time tvmax is created from the stability calculation result of the stability calculation unit 54. The voltage value of the
続いて、調相制御量算出部５６ｃの算出した潮流計算結果から、母線４〜１１の電圧値が運用許容値を逸脱しているか否かを判定し（ステップ２７）、母線４〜１１の電圧値が運用許容値を逸脱している場合は（ステップ２７のＹｅｓ）、ステップ２８へと移行し、母線４〜１１の電圧値が運用許容値以内となる場合には（ステップ２７のＮｏ）、ステップ２９へ移行する。
Subsequently, it is determined whether or not the voltage value of the
ステップ２８では、選定部５６は、調相制御最小容量値を調相制御量Ｑｃに更新してステップ２３へ戻る。また、ステップ２９では、選定部５６は、調相制御最大容量値を調相制御量Ｑｃに更新してステップ２３へ移る。ステップ２３と２６と２７とを含むループで選定する調相制御対象が一定になるまで繰り返し行い、選定部５６が調相制御対象を選定してステップ１１を終了する。
In step 28, the selection unit 56 updates the phase control minimum capacity value to the phase control amount Qc and returns to step 23. In step 29, the selection unit 56 updates the phase control maximum capacity value to the phase control amount Qc, and proceeds to step 23. The process is repeated until the phase control target to be selected in the
（５）作用効果
以上のような本実施形態の作用効果は次の通りである。すなわち、本実施形態では、他の電力系統Ｂ２へ送電している電力系統Ａ１が送電線事故等により単独系統となった場合に、時々刻々と変化する系統情報を取り入れてリアルタイムの系統データを作成し、それを反映させた安定度計算を行っている。
(5) Operational Effects The operational effects of the present embodiment as described above are as follows. That is, in the present embodiment, when the power system A1 transmitting to another power system B2 becomes a single system due to a transmission line accident or the like, real-time system data is created by incorporating system information that changes every moment. The stability is calculated to reflect this.
そして、本実施形態では、この安定度計算結果に基づいて、単独系統が安定で、かつ周波数及び電圧値を運用許容値内に収めるようにした遮断発電機の選定及び調相設備の選定を実現する。このような本実施形態によれば、送電線事故等を検出した時点で、制御対象を投入または開放することが可能であり、単独系統である電力系統Ａ１の周波数及び電圧を、適正範囲で安定して運用することができる。 And in this embodiment, based on this stability calculation result, the selection of the cut-off generator and the selection of the phase adjusting equipment that the single system is stable and the frequency and voltage value are within the operation allowable value are realized. To do. According to the present embodiment, when a transmission line accident or the like is detected, a control target can be turned on or released, and the frequency and voltage of the power system A1 that is a single system can be stabilized within an appropriate range. Can be operated.
また、本実施形態においては、制御対象機器の選定に際して、まず遮断発電機を選定し、その後から調相制御対象機器（調相設備、送電線）を選定している。すなわち、発電機２０〜２２を遮断した場合の無効電力出力による電圧変動を考慮した上で、調相制御対象である調相設備２３、２４及び送電線１２を選定することができる。すなわち、電制対象選定時における発電機２０〜２２の無効電力出力を勘案し、発電機遮断による周波数の安定化と、調相制御による電圧の安定化との協調を図ることができる。その結果、発電機と調相制御対象機器とを効率的に選定可能であり、設備制御量の最小化を図ることができる。
Moreover, in this embodiment, when selecting the control target device, first, the cutoff generator is selected, and then the phase control target device (phase adjusting equipment, power transmission line) is selected. That is, it is possible to select the
しかも、本実施形態では、無効電力制御量の概算値を算出し、この概算値を目標として制御対象を選定している。無効電力制御量の概算値は制御対象である電力系統Ａ１の無効電力のバランス式に基づいて算出可能なので、繰り返し計算回数を減らすことができ、制御対象選定の効率化向上に寄与することができる。 In addition, in this embodiment, an approximate value of the reactive power control amount is calculated, and a control target is selected with this approximate value as a target. Since the approximate value of the reactive power control amount can be calculated based on the reactive power balance formula of the power system A1 that is the control target, the number of repeated calculations can be reduced, which can contribute to the improvement in the efficiency of selection of the control target. .
さらに、本実施形態によれば、母線４〜１１の電圧値が運用許容値を超える時間ｔｆより前に制御可能な調相設備だけを抽出して、制御対象を選定している。このため、効率的に調相設備２３、２４の制御対象を選定することができる。また、本実施形態では、周波数を運用許容値内にするための遮断発電機を選定する際、発電機の遮断タイミングでの遅れ無効電力出力が大きいものから優先的に選定している。
Furthermore, according to this embodiment, only the phase-adjusting equipment which can be controlled before the time tf when the voltage value of the
このため、発電機遮断による電圧値上昇を小さく抑えることができ、母線４〜１１の電圧値を運用許容値内にするために必要な調相制御量を、より少なくすることができる。しかも、調相制御量の選定に二分探索法を用いているので、制御対象の選定計算量を低減させて、計算時間を短縮化することが可能である。 For this reason, the voltage value rise by generator interruption | blocking can be suppressed small, and the phase control amount required in order to make the voltage value of bus-line 4-11 into an operation allowable value can be decreased more. In addition, since the binary search method is used to select the phase control amount, it is possible to reduce the calculation amount for selecting the control target and shorten the calculation time.
また、本実施形態においては、母線４〜１１の電圧値を運用許容値内にするための調相制御対象を選定する際、対象系統内の対地静電アドミタンスによる無効電力の系統事故前後の差を調相制御量の上限値としており、調相制御量の上限値内で、調相制御量を変えた潮流計算を繰り返して調相制御対象を選定している。したがって、少ない計算量で効率的に調相制御対象を選定することが可能であり、制御時間の短縮化や調相設備の不足状態を低減できるといった効果がある。 Moreover, in this embodiment, when selecting the phase adjustment control object for making the voltage value of the buses 4-11 into an operation allowable value, the difference before and after the system fault of the reactive power by the ground electrostatic admittance in the object system Is the upper limit value of the phase control amount, and the target of the phase control is selected by repeating the power flow calculation with the phase control amount changed within the upper limit value of the phase control amount. Therefore, it is possible to efficiently select the phase control target with a small amount of calculation, and it is possible to shorten the control time and reduce the shortage of the phase control equipment.
さらに、本実施形態では、送電線１２の開放制御を調相制御対象として選定している。送電線１２の開放制御時間は通常、分路リアクトルの投入制御時間や並列コンデンサの開放制御時間に比較して高速なので、高速制御が可能である。しかも、想定事故時に制御対象を制御した場合に、安定度計算で安定度を確認しながら、電圧値の安定化制御が可能であり、系統事故後、急速に変化する電圧値の変動に即座に対応することができる。
Furthermore, in this embodiment, the open control of the
（６）他の実施形態
なお、本発明に係る電力系統安定化制御装置及びその方法は、上記の実施形態に限定されるものではなく、電力系統の構成や演算装置５１の構成等は適宜変更可能である。また、安定度計算の手法等や、周波数安定化に必要な発電機遮断量ΔＰ、電圧値の運用許容値逸脱時間ｔｆ、電圧安定化に必要な調相制御量Ｑｃ等は適宜選択可能である。
(6) Other Embodiments The power system stabilization control device and method according to the present invention are not limited to the above-described embodiments, and the configuration of the power system, the configuration of the arithmetic device 51, and the like are changed as appropriate. Is possible. In addition, a stability calculation method, a generator cutoff amount ΔP necessary for frequency stabilization, an operation allowable value deviation time tf for voltage value, a phase control amount Qc necessary for voltage stabilization, and the like can be selected as appropriate. .
１…系統安定化対象の電力系統Ａ
２…電力系統Ｂ
３…連系送電線
４〜１１…母線
１２〜１８…母線４〜１１間の送電線
２０…母線４に接続された発電機
２１…母線７に接続された発電機
２２…母線１０に接続された発電機
２３…母線６に接続された調相装置
２４…母線９に接続された調相装置
３０〜３７…遮断器
４０〜４５…母線の負荷
５０…電力系統Ａの給電指令所
５１…演算装置
５２…制御器
５３…系統データ作成部
５４…安定度計算部
５５…判定部
５６…選定部
５６…発電機遮断量算出部
５６…無効電力制御量算出部
５６…調相制御量算出部
５７…選定可否判断部
５８…警告表示部
６１〜６６…制御端末
1 ... Power system A subject to system stabilization
2 ... Power system B
3 ... Interconnection transmission lines 4-11 ... Buses 12-18 ...
Claims (6)
前記電力系統の系統状態情報をもとにして系統データを作成する系統データ作成ステップと、
前記系統データ作成ステップにて作成した前記系統データにより想定事故に対する前記電力系統の安定度計算を行う安定度計算ステップと、
前記安定度計算ステップにて求めた安定度計算結果に基づいて前記電力系統における発電機の安定状態、周波数状態及び電圧状態を段階的に判定する判定ステップと、
前記判定ステップの判定結果を受けて前記安定度計算ステップでの安定度計算結果から前記電力系統内の発電機または調相設備の選定を行う選定ステップ、を含み、
前記選定ステップでは、
前記判定ステップにて前記電力系統に不安定な発電機が存在すると判定した場合、前記電力系統の安定化のために遮断制御される系統安定化用発電機を選定し、
前記判定ステップにて前記電力系統の全ての発電機が安定であるが前記電力系統の周波数がその指定範囲を逸脱すると判定した場合、周波数安定化のために遮断制御される周波数安定化用発電機を選定し、
さらに前記判定ステップにて前記電力系統の周波数はその指定範囲内に収まるが前記電力系統の電圧がその指定範囲を逸脱すると判定した場合、前記電力系統の電圧安定化のために投入制御または開放制御される調相設備を選定することを特徴とする電力系統安定化制御方法。 In the event that separation occurs in the power system interconnection line, the stability of the power system is maintained by controlling the control of the generator and the phase adjusting equipment selected in advance by shut-off control, input control, or open control. A power system stabilization control method for controlling the frequency within the specified range of the frequency and the voltage within the specified range of the voltage,
Grid data creation step of creating grid data based on grid status information of the power grid;
A stability calculation step for calculating the stability of the power system against an assumed accident by the system data created in the system data creation step;
A determination step for stepwise determining a stable state, a frequency state, and a voltage state of the generator in the power system based on the stability calculation result obtained in the stability calculation step;
Receiving a determination result of the determination step, a selection step of selecting a generator or phase adjusting equipment in the power system from the stability calculation result in the stability calculation step,
In the selection step,
If it is determined in the determination step that there is an unstable generator in the power system, a system stabilization generator that is controlled to be shut down for stabilization of the power system is selected,
In the determination step, when all the generators of the power system are stable, but it is determined that the frequency of the power system deviates from the specified range, the frequency stabilization generator that is controlled to be cut off for frequency stabilization Select
Further, in the determination step, when it is determined that the frequency of the power system falls within the specified range, but the voltage of the power system deviates from the specified range, the on-off control or the open control is performed to stabilize the voltage of the power system. A power system stabilization control method characterized by selecting a phase adjusting facility to be operated.
前記電力系統の系統状態情報をもとにして系統データを作成する系統データ作成手段と、
前記系統データ作成手段にて作成した前記系統データにより想定事故に対する前記電力系統の安定度計算を行う安定度計算手段と、
前記安定度計算手段にて求めた安定度計算の結果に基づいて前記電力系統における発電機の安定状態、周波数状態及び電圧状態を段階的に判定する判定手段と、
前記判定手段による判定結果を受けて前記安定度計算手段による安定度計算の結果から、前記電力系統内の発電機または調相設備の選定を行う選定手段、が設けられ、
前記選定手段は、
前記判定手段が前記電力系統に不安定な発電機が存在すると判定した場合、前記電力系統の安定化のために遮断制御される系統安定化用発電機を選定し、
前記判定手段が前記電力系統の全ての発電機が安定であるが前記電力系統の周波数がその指定範囲を逸脱すると判定した場合、周波数安定化のために遮断制御される周波数安定化用発電機を選定し、
さらに前記判定手段が前記電力系統の周波数はその指定範囲内に収まるが前記電力系統の電圧がその指定範囲を逸脱すると判定した場合、前記電力系統の電圧安定化のために投入制御または開放制御される調相設備を選定するように構成されたことを特徴とする電力系統安定化制御装置。 In the event that separation occurs in the power system interconnection line, the stability of the power system is maintained by controlling the control of the generator and the phase adjusting equipment selected in advance by shut-off control, input control, or open control. A power system stabilization controller that controls the frequency within the specified range of the frequency and the voltage within the specified range of the voltage,
Grid data creating means for creating grid data based on grid status information of the power grid;
Stability calculation means for calculating the stability of the power system against an assumed accident by the system data created by the system data creation means;
Determination means for stepwise determining a stable state, a frequency state and a voltage state of the generator in the power system based on the result of the stability calculation obtained by the stability calculation means;
From the result of stability calculation by the stability calculation means in response to the determination result by the determination means, a selection means for selecting a generator or phase adjusting equipment in the power system is provided,
The selecting means is
If the determination means determines that there is an unstable generator in the power system, select a system stabilization generator to be cut-off control for stabilization of the power system,
When the determination unit determines that all the generators of the power system are stable but the frequency of the power system is out of the specified range, a frequency stabilization generator that is controlled to be cut off for frequency stabilization is provided. Select
Further, when the determination means determines that the frequency of the power system falls within the specified range but the voltage of the power system deviates from the specified range, the power supply voltage is controlled to be input or released for voltage stabilization of the power system. A power system stabilization control device configured to select a phase adjusting facility.
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