JP2016208586A - 電力システムにおける事故安定化装置及びその方法 - Google Patents

Abstract

【課題】系統事故により発電所内で長時間の瞬時電圧低下が想定される場合であっても、発電出力を維持できる電力システムにおける事故安定化技術を提供する。
【解決手段】事故安定化装置１０は、発電所１１とこの発電所１１から電力の供給を受ける外部送電系統１２との間に設置され、これらの間を電気的に接続する投入と電気的な接続を遮断する開放とに切り替え可能なバイパス遮断器１３と、バイパス遮断器１３に対して並列に接続されて、所定の抵抗値を有する制動抵抗器１４と、外部送電系統１２の運転状態に関する系統情報ｓを受け付ける系統情報受付部５１と、受け付けた系統情報ｓが、外部送電系統１２における外乱事象の発生を検出するための外乱発生条件を満たすか否かを判定する第１判定部５２と、外乱発生条件を満たすときに、投入されているバイパス遮断器１３を開放させる開放信号ｔを出力する制御信号出力部５３と、を備えている。
【選択図】 図１

Description

本発明の実施形態は、外部送電系統で発生した系統事故に対応するための電力システムにおける事故安定化技術に関する。

一般的な電力システムは、発電所とこの発電所から電力の供給を受ける外部送電系統とから構成される。発電所の出力調整能力に余裕のある電力システムでは、短絡事故や接地事故などの系統事故が発生した際に、脱調する発電機の解列および発電機の増出力を行うことで、大規模な系統動揺に発展しないように安定制御される。

一方、出力調整能力に余裕が少ない電力システムでは、系統事故が発生した際に、出力調整による安定制御の介入度が限られている。特に、送電網の中心から離れるほど送電可能容量が減少するため、出力調整能力に余裕が少なくなり、電力システムの安定度は低下する。安定度の低い電力システムでは、発電所の至近端で系統事故が発生した場合、発電機が脱調するおそれがある。

そして、発電機の脱調により発電所出力が大きく増減した場合、需給バランスを維持することができなくなり、電力システム全体の電圧崩壊や大規模な停電を引き起こす。

従来から、送電網の端部に接続される発電機の脱調を防止し、系統事故時の送電網の安定制御を行うことを目的とした送電系統の安定化装置が導入されてきた。

例えば、半導体スイッチング素子を有するゲート回路を、伝送する電流の大きさに応じてＯｎ／Ｏｆｆをして電流を制動抵抗器回路へ流すという技術が開示されている。この技術は、制動抵抗器回路に電流を流し、電力を消費することで発電機の加速を抑えるもので、発電機の脱調を防止するとともに送電系統の過渡安定度を改善している。

特開２００２−１７０４１号公報

ところで、電力システムの中には様々な発電所が存在しており、原子力・火力などのプラント（汽力発電所）は大容量の同期発電機を用いて発電が行われている。この同期発電機は、外部送電系統との同期を維持しようとする同期化力が強く、慣性も大きい。このため、汽力発電所は、電力システムの過渡安定度を高め、系統事故により発生する系統動揺への耐性を高める上で重要な存在となる。

この汽力発電所では、熱源で水を加熱することにより発生させた蒸気により、蒸気タービンを回転させ、蒸気タービンに接続された同期発電機を回転させることにより発電を行っている。このため、汽力発電所には、発電に用いる水や蒸気を循環させるための大型ポンプが設置されており、この大型ポンプは誘導電動機や可変速インバータ駆動などの電動機を用いて駆動されている。

ポンプを駆動するための電動機は、発電機で発電された電力を、所内電源を介して給電され駆動している。このため、短絡事故や接地事故などの系統事故が発生し、事故点に電流が流れこむことにより、発電所内で長時間の瞬時電圧低下が発生した場合、電動機の駆動能力が低下する。これにより、発電に用いる蒸気流量が維持できず、プラントの発電出力が低下するおそれがあった。

誘導電動機の例を挙げて具体的に説明すると、誘導電動機の発生トルクは、電圧の２乗に比例するため、瞬時電圧低下により電圧が定格電圧の半分になると誘導電動機の発生トルクは定格出力時の４分の１に減少する。誘導電動機の出力は、トルク×回転数に因るため、定格出力時のポンプ負荷により誘導電動機の出力が減少し負荷トルクと出力との定格運転時の釣り合い点から、より回転数の低い運転点へと移動する。このため、ポンプの回転速度は低下する。

ポンプが速度低下すると、発電に用いる水や蒸気を十分に循環できず発電出力低下する。特に、複数のポンプを直列に接続する構成となっている場合、上流のポンプの回転数が低下すると、下流のポンプの吸い込み圧力が低下し、プラント運転の続行が不可能となるおそれもある。

また、大型ポンプを駆動する電動機のほかに電動弁や制御盤などのプラント運転に必要な機器ついても所内電源から給電を受けている。このため、これらの所内負荷についても、発電所内で瞬時電圧低下が発生した場合、正常に駆動できずプラント運転に影響を及ぼすおそれがあった。

従来の事故安定化技術は、送電網における異常電流のダンピングによって電力システムの安定度を改善するものであり、系統事故を起因として発電所内で瞬時電圧低下が発生した場合に、電動機などの所内負荷の駆動に与える影響については考慮されておらず、プラントの発電出力の低下を抑制するものではない。

本発明はこのような事情を考慮してなされたもので、系統事故により発電所内で長時間の瞬時電圧低下が想定される場合であっても、発電出力を維持できる電力システムにおける事故安定化技術を提供することを目的とする。

本発明の実施形態に係る電力システムにおける事故安定化装置において、発電所とこの発電所から電力の供給を受ける外部送電系統との間に設置されて、これらの間を電気的に接続する投入状態と電気的な接続を遮断する開放状態とに切り替え可能なバイパス遮断器と、前記バイパス遮断器に対して並列に接続されて、所定の抵抗値を有する制動抵抗器と、前記外部送電系統の運転状態に関する系統情報を受け付ける系統情報受付部と、受け付けた前記系統情報が、前記外部送電系統における外乱事象の発生を検出するために設定された外乱発生条件を満たすか否かを判定する第１判定部と、前記外乱発生条件を満たすときに、前記投入状態の前記バイパス遮断器を前記開放状態に切り替える開放信号を出力する制御信号出力部と、を備えることを特徴とする。

本発明の実施形態に係る電力システムにおける事故安定化方法において、発電所とこの発電所から電力の供給を受ける外部送電系統との間に設置されて、これらの間を電気的に接続する投入状態と電気的な接続を遮断する開放状態とに切り替え可能なバイパス遮断器と、前記バイパス遮断器に対して並列に接続されて、所定の抵抗値を有する制動抵抗器とを用いて、前記外部送電系統の運転状態に関する系統情報を受け付けるステップと、受け付けた前記系統情報が、前記外部送電系統における外乱事象の発生を検出するために設定された外乱発生条件を満たすか否かを判定するステップと、前記外乱発生条件を満たすときに、前記投入状態の前記バイパス遮断器を前記開放状態に切り替える開放信号を出力するステップと、を含むことを特徴とする。

本発明の実施形態により、系統事故により発電所内で長時間の瞬時電圧低下が想定される場合であっても、発電出力を維持できる電力システムにおける事故安定化技術が提供される。

発電所と外部送電系統との間に設置された、第１実施形態に係る事故安定化装置の構成を示す構成図。 本実施形態に適用される制動抵抗器の抵抗値の設定方法を説明する図。 （Ａ）通常時の事故安定化装置の状態を示す図、（Ｂ）外乱事象が発生した際の事故安定化装置の状態を説明する図、（Ｃ）外乱事象が収束した後の事故安定化装置の状態を説明する図。 （Ａ）３相交流で外部電力系統に送電する場合において、本実施形態に係る事故安定化装置の適用例を示す上面図、（Ｂ）本実施形態に係る事故安定化装置の外観図。 第１実施形態に係る事故安定化装置の制御動作を示すフローチャート。 （Ａ）発電所至近端で３相短絡事故が発生した場合に、本実施形態と比較例とで発電機端子及び外部送電系統の出力電圧を比較したグラフ、（Ｂ）本実施形態と比較例とで主発電機の内部相差角を比較したグラフ。 発電所と外部送電系統との間に設置された、第２実施形態に係る事故安定化装置の構成を示す構成図。 第２実施形態に係る事故安定化装置の制御動作を示すフローチャート。 発電所と外部送電系統との間に設置された、第３実施形態に係る事故安定化装置の構成を示す構成図。 発電所と外部送電系統との間に設置された、第３実施形態に係る事故安定化装置の変形例を示す構成図。 一般的な発電所と外部送電系統との構成を示す図（比較例）。

（第１実施形態）
以下、本実施形態を添付図面に基づいて説明する。
図１は、発電所１１と外部送電系統１２との間に設置された、第１実施形態に係る電力システムにおける事故安定化装置１０（以下、事故安定化装置１０と省略する）の構成を示している。

本実施形態に係る電力システムにおける事故安定化装置１０は、発電所１１とこの発電所１１から電力の供給を受ける外部送電系統１２との間に設置されて、これらの間を電気的に接続する投入状態と電気的な接続を遮断する開放状態とに切り替え可能なバイパス遮断器１３と、バイパス遮断器１３に対して並列に接続されて、所定の抵抗値を有する制動抵抗器１４と、外部送電系統１２の運転状態に関する系統情報ｓを受け付ける系統情報受付部５１と、受け付けた系統情報ｓが、外部送電系統１２における外乱事象の発生を検出するために設定された外乱発生条件を満たすか否かを判定する第１判定部５２と、外乱発生条件を満たすときに、投入されているバイパス遮断器１３を開放させる開放信号ｔを出力する制御信号出力部５３と、を備える。

なお、発電所１１は、発生させた熱エネルギーにより水蒸気を発生させ、この水蒸気を用いてタービンを回転させて主発電機１５で発電を行う火力発電所や原子力発電所などの汽力発電所である。外部送電系統１２とは、送電線２８を介して発電所１１で発電された電力を受電する外部負荷を含む、発電所１１外部の送電網全般を意味する。

まず、発電所１１内の構成について説明する。
主発電機１５は、発電機回路遮断器１７を介して主回路相分離母線１８に接続されており、発電した電力を主回路相分離母線１８に供給する。自動電圧調整器１６は、界磁電圧制御を行い主発電機１５の端子電圧を一定に維持している。

主回路相分離母線１８に供給された電力は、発電所１１内の所内負荷側と発電所１１外の外部送電系統１２側とに分岐する。

所内負荷側に送られる電力は、所内変圧器１９により電圧が降圧されて、２方向に分岐する。分岐された電力は、遮断器２０（２０_１，２０_２）を介して２つの所内母線２１（２１_１，２１_２）に供給される。所内母線２１には各種の所内負荷が接続され給電される。

所内母線２１_１は、給水用のポンプを駆動する給水ポンプ電動機２２（２２_１ａ，２２_１ｂ）、復水用のポンプを駆動する復水ポンプ電動機２３_１、発電機補機電動機２４_１、及び電動弁や制御盤などの低圧母線負荷２６_１が接続されており、それぞれの負荷に電力を供給している。なお、給水ポンプ電動機２２_１ａは、電動機可変速駆動インバータ２５_１を介して電力が供給される。

所内母線２１_２は、給水ポンプ電動機２２（２２_２ａ，２２_２ｂ）、復水ポンプ電動機２３_２、発電機補機電動機２４_２、及び低圧母線負荷２６_２が接続されており、それぞれの負荷に電力を供給している。なお、復水ポンプ電動機２３_２は、電動機可変速駆動インバータ２５_２を介して電力が供給される。

所内母線２１は、所内負荷に電力を供給する所内電源の役割を有しており、所内母線２１の電圧が一定以上に維持されることにより、発電所１１の出力を維持することが可能となりプラントが安定的に運転される。なお、所内母線２１（２１_１，２１_２）に接続される負荷の構成は一例を示したものであり、本構成に限定されるものでは無い。

一方、外部送電系統１２側に送電される電力は、主変圧器２７により電圧が昇圧されて、発電所１１と外部送電系統１２との間に設置された事故安定化装置１０を介して外部送電系統１２に送られる。

事故安定化装置１０は、バイパス遮断器１３と、制動抵抗器１４と、制御装置５０と、を備えている。

バイパス遮断器１３は、発電所１１と外部送電系統１２との間に設置される遮断器であり、これらの間を電気的に接続する投入状態と電気的な接続を遮断する開放状態とに切り替え可能である。

バイパス遮断器１３は、通常時は投入状態であり、外乱事象が発生したときに開放状態に切り替えられる。バイパス遮断器１３における投入／開放の切り替えは、制御装置５０から出力される開放信号ｔを用いて行われる。

ここで、外乱事象とは、外部送電系統１２で発生する、短絡事故、地絡事故などの系統事故や外部送電系統１２を流れる電圧または電流の不平衡状態を意味する。外乱事象は、所内負荷の運転（駆動）に影響を与える所内母線２１の電圧低下または主発電機１５の脱調が発生するおそれがある外部送電系統１２の電圧低下を引き起こす。

なお、バイパス遮断器１３の絶縁方式については、気中絶縁方式、ガス絶縁方式などの既存の絶縁方式を適用して、広く超高圧送電系統で使用されている汎用品を用いる。これにより、経済性の高い事故安定化装置１０を構成することができる。

制動抵抗器１４は、バイパス遮断器１３に対して並列かつ電気的に接続されており、所定の抵抗値を有する。なお、制動抵抗器１４の抵抗値は適切に設定される必要があり、抵抗値の設定方法については後述する。

制動抵抗器１４は、広く超高圧送電系統で使用されている汎用品を用いても良いが、油入り変圧器に類似した筐体に高抵抗の導体（例えば、鉄）を油中に設置する構造の抵抗器が好適である。この構造の抵抗器は、熱負荷の拡散を図ることができ、大気中に高抵抗の導体をそのまま設置する場合と比べて省スペースとなる。

制動抵抗器１４は、抵抗として作用している間に発生する熱エネルギーに対し、十分な熱容量を持つように設計される。また、複数回の連続投入を想定する場合は、連続投入時の合計した熱エネルギーに応じて十分な熱容量を持つように設計される。

制動抵抗器１４は、作用時間が短時間で頻繁に投入されるものではないため、作用中はほとんど熱拡散せず、導体の温度上昇のみを考慮すればよい。このため、制動抵抗器１４の冷却方式については、自然循環による冷却のみで十分となる。

通常時には、バイパス遮断器１３は投入されているため、抵抗値が高い制動抵抗器１４側には僅かしか電流が流れず、大半の電流はバイパス遮断器１３を介して流れる。一方で、外乱事象の発生時には、バイパス遮断器１３が開放されるため、制動抵抗器１４を介して電流が流れる。

制御装置５０は、系統情報受付部５１と、第１判定部５２と、制御信号出力部５３と、を備えている。なお、制御装置５０を構成する各ユニットの機能は、所定のプログラムコードを、プロセッサなどの電子回路において実行することによって実現しても良く、このようなソフトウェア処理に限らず、例えば、ＡＳＩＣ等の電子回路を用いたハードウェア処理で実現しても良いし、ソフトウェア処理とハードウェア処理とを組み合わせて実現しても良い。

系統情報受付部５１は、外部送電系統１２に設けられている運用装置（図示省略）から出力された系統情報ｓを、外部送電系統１２と制御装置５０の間を接続する伝送ネットワークを介して受け付ける。

系統情報ｓは、外部送電系統１２の運転状態に関する情報であり、短絡事故や地絡事故などの系統事故が発生した際に運用装置から出力される事故検出信号、外部送電系統１２内の任意の接続点で測定された電圧信号、電流信号を含むものである。また、事故検出信号には、発生した事故の種類、事故の発生位置の情報が含まれている。

第１判定部５２は、系統情報受付部５１で受け付けた系統情報ｓに基づいて、外部送電系統１２において外乱事象が発生しているか否かを判定する。第１判定部５２は、系統情報ｓを用いて外乱事象発生の有無を検出するための外乱発生条件を予め設定している。

外乱発生条件の代表的なものとして、（１）．短絡事故が発電所１１の至近端で起きたかどうか、（２）．所内母線２１の電圧維持に支障が出るほどの電圧低下かどうか、（３）．主発電機１５が加速脱調する恐れがある電圧低下かどうか、（４）．所内負荷の運転に影響を与えるほどの電圧または電流の不平衡が発生しているかどうか、の４つの条件がある。

第１判定部５２は、条件（１）については、事故検出信号を受け付けた際に、事故検出信号が発電所１１の至近端での短絡事故を示す場合に外乱発生条件を満たすと判定する。

条件（２）については、測定された電圧信号の電圧値と定格電圧値とを比較して、所内母線２１の電圧維持に支障が出るほどの電圧低下が発生している場合に外乱発生条件を満たすと判定する。あるいは、所内母線２１の電圧維持に支障が出るほどの電圧低下を検出するための基準値を予め設けておいて、測定電圧値がこの基準値を下回った場合に外乱発生条件を満たすと判定しても良い。

また、測定された電流信号の電流値を用いて条件判定を行っても良く、測定された電流値と定格電流とを比較して、所内母線２１の電圧維持に支障が出るほどの電流上昇が発生している場合に外乱発生条件を満たすと判定しても良い。

条件（３）については、測定された電圧信号の電圧値と定格電圧値とを比較して、主発電機１５が加速脱調する恐れがある電圧低下が発生している場合に外乱発生条件を満たすと判定する。

条件（４）については、測定された電圧信号の電圧値（または電流値）の平均値や偏差を計測して電圧値の平衡度合いを検出する。そして、この平衡度合いが、一定の基準範囲を超えた場合に不平衡が発生しているとして外乱発生条件を満たすと判定する。

第１判定部５２は、上述した条件（１）〜（４）のいずれか１つの条件を満たした場合に外乱発生条件を満たすと判定する。一方、いずれの条件も満たさない場合は、外乱発生条件を満たさないと判定する。

なお、外乱発生条件は、条件（１）〜（４）に限定されるものではなく、例えば事故信号に含まれる事故の種類、位置情報に基づいてさらに細かく条件を設定しても良い。外乱発生条件を複数の設定し、複数の系統情報ｓ（事故信号、電圧信号、及び電流信号）に基づいて判定することにより外乱事象をより正確に検出することが可能となる。

なお、条件（２）、（３）、及び（４）で、外乱事象を判定するために必要な電圧低下の度合い、基準値、平衡度合いは、主発電機１５の内部電圧、内部インピーダンス、所内負荷の構成、外部送電系統１２の負荷など発電所１１や外部送電系統１２が有するパラメータによって変化するため、事前に解析を行って、その結果に基づいて設定される。

制御信号出力部５３は、第１判定部５２で外乱発生条件を満たすと判定されたときに、投入状態のバイパス遮断器１３を開放状態に切り替える開放信号ｔを出力する。

その後、外乱事象が収束し、つまり外乱発生条件を満たさなくなった場合には、開放信号ｔの出力を停止する。これにより、開放状態であったバイパス遮断器１３は再び投入状態に切り替えられる。

次に、図２を用いて、制動抵抗器１４の抵抗値の設定方法を説明する。
制動抵抗器１４の抵抗値は、外乱事象が発生した際に所内母線２１の電圧維持及び主発電機１５の加速脱調防止の機能を達成するように適切な抵抗値に設定される必要がある。

まず、所内母線２１の電圧維持の機能を達成する観点で抵抗値を検討する。
所内母線２１は、所内変圧器１９を介して主回路相分離母線１８に接続している。通常時、主回路相分離母線１８の電圧は、自動電圧調整器１６により主発電機１５を制御することで定格に保たれている。そして、運用電圧の設定や所内変圧器１９のタップ比の調整により、所内母線２１の電圧も定格に保たれている。

系統事故（例えば、短絡事故）により主回路相分離母線１８の電圧が低下すると、所内母線２１の電圧も低下する。

このとき、制動抵抗器１４を投入した場合の所内母線２１の電圧について単位法で検討すると、主発電機１５の内部電圧と外部送電系統１２の電圧との差分を、主発電機１５の内部インピーダンスと主変圧器２７のインピーダンス及び制動抵抗器１４のインピーダンスの分圧したものに外部送電系統１２の電圧を加えた値となる。

この関係から、想定される外部送電系統１２における電圧低下の割合と、所内母線２１の電圧の目標値（例えば、定格電圧の８０％）を決めると、制動抵抗器１４の最低抵抗値Ｘ_ｍｉｎが求まる。

一方、最大抵抗値については、主発電機１５の電圧が自動電圧調整器１６によりコントロールされている限り、抵抗値を大きくしても電圧はほぼ一定に保たれる。したがって、所内母線２１の電圧維持の観点からは、最低抵抗値Ｘ_ｍｉｎ以上となる範囲１０１が適切な抵抗値の範囲となる。なお、範囲１０１は、主発電機１５や外部送電系統１２の条件で変動する。

続いて、主発電機１５の加速脱調防止の観点で抵抗値を検討する。
主発電機１５の加速脱調を防止するため、制動抵抗器１４で十分にエネルギーを消費する必要がある。

つまり、制動抵抗器１４で消費されるエネルギーと外部送電系統１２へ送電した電力の合計が、脱調を防止するために消費しなければならないエネルギーより大きいことが脱調防止の条件となる。

ここで、制動抵抗器１４で消費されるエネルギー：Ｐ_１、送電系統へ送電した電力：Ｐ_２、脱調防止に必要なエネルギー：Ｐ_３と定義すると、脱調防止をするためには以下の式（１）が条件となる。
Ｐ_１＋Ｐ_２≧Ｐ_３ ・・・式（１）

制動抵抗器１４の抵抗値をＲ、制動抵抗器１４に流れる電流をＩとした場合、抵抗器で単位時間当たり消費されるエネルギーはＲＩ^２となる。これを制動抵抗器が投入されている期間で積分したものがＰ_１となるため、式（１）に代入して変形すると、次式（２）となる。
Ｒ≧（Ｐ_３―Ｐ_２）／（Ｉ^２の積分値） ・・・式（２）

電流は、主発電機１５の能力及び電路のインピーダンスによって上限が存在し、積分値も定数となる。この関係から抵抗値の選択範囲の下限値Ｙ_ｍｉｎが決まる。

一方、制動抵抗器１４の端子間電圧をＶとした場合、抵抗器で単位時間当たり消費されるエネルギーはＶ^２／Ｒで、これを制動抵抗器が投入されている期間で積分したものがＰ_１となるため、（１）に代入して変形すると、次式（３）となる。
Ｒ≦（Ｖ^２の積分値）／（Ｐ_３―Ｐ_２） ・・・式（３）

端子間電圧は、主発電機１５の電圧が自動電圧調整器１６によりコントロールされているため上限が存在し、積分値も定数となる。この関係から、抵抗値の選択範囲の最大値Ｙ_ｍａｘが求まる。

したがって、主発電機１５の加速脱調防止の観点からは、Ｙ_ｍｉｎ≦Ｒ≦Ｙ_ｍａｘ（範囲１０２）が適切な抵抗値の範囲となる。なお、範囲１０２は、所内母線２１の電圧や主変圧器２７の条件で変動する。

所内母線２１の電圧維持を目的とする抵抗値の範囲１０１と発電機脱調防止を目的とする抵抗値の範囲１０２とに基づいて定まる抵抗値の範囲１０３が、所内母線２１の電圧維持かつ主発電機１５の加速脱調防止の機能を達成する適切な抵抗値の範囲となる。制動抵抗器１４の抵抗値は、この範囲１０３内で設定される。

図３（Ａ）〜（Ｃ）を用いて、本実施形態の作用を具体的に説明する。なお、図３（Ａ）〜（Ｃ）では、所内母線２１に接続される所内負荷の構成を簡略化して示している。

図３（Ａ）は、通常時の事故安定化装置１０の構成を示しており、主発電機１５で発電された電力は、主回路相分離母線１８に供給される。そして、主回路相分離母線１８で分岐された電力は、主変圧器２７、バイパス遮断器１３、及び送電線２８を経て外部送電系統１２へ送電される。通常時には、バイパス遮断器１３は投入状態であるため、大半の電流はバイパス遮断器１３を流れる。

主回路相分離母線１８で分岐された他方の電力は、所内変圧器１９を介して所内母線２１に供給される。そして、所内母線２１から所内負荷に給電されている。

この状況で、発電所１１の至近端で短絡事故が発生した場合、発電所１１から外部送電系統１２へ電力を送電できなくなる。このため、主発電機１５の負荷は急激に減少して、主発電機１５への機械入力とのアンバランスが生じる。同時に、主発電機１５から事故点へ短絡電流が流れる。

図３（Ｂ）は、発電所１１の至近端で短絡事故が発生した際の事故安定化装置１０の構成を示している。

制御装置５０は、系統情報ｓを常時受け付けており、発電所１１の至近端における短絡事故に係る事故信号を受け付けた場合、外乱発生条件を満たすと判定して、バイパス遮断器１３の開放信号ｔを出力する。これにより、バイパス遮断器１３は開放状態となる。

バイパス遮断器１３が開放されると、主変圧器２７と外部送電系統１２との間に制動抵抗器１４が電気的に挿入された状態となる。

これにより、バイパス遮断器１３を通して事故点へと流れ込んでいた短絡電流は、制動抵抗器１４を通して流れるようになる。流れる電流の大きさと制動抵抗器１４の抵抗値によって制動抵抗器１４にてジュール損が発生し、制動抵抗器１４は主発電機１５の負荷として機能する。

制動抵抗器１４の抵抗値は、短絡事故が発生する直前の主発電機１５の出力を想定して、予め設定されたものであるため、制動抵抗器１４の負荷と主発電機１５の機械入力がバランスし、主発電機１５の加速が抑止される。

同時に、制動抵抗器１４を通過する電流によって抵抗器の両端に電位差が生じる。制動抵抗器１４の両端に電位差が生じることで、主発電機１５で発電された電力は外部送電系統１２側と所内負荷側に供給可能となるため、所内母線２１の電圧は維持される。これにより、所内母線２１から給電を受ける所内負荷は、短絡事故の影響を受けること無く駆動できる。

図３（Ｃ）は、短絡事故が収束した後の事故安定化装置１０の構成を示している。
制御装置５０は、短絡事故が収束すると、外乱発生条件を満たさなくなるため、開放信号ｔの出力を停止する。これにより、バイパス遮断器１３は、開放状態から投入状態に切り替えられる。

バイパス遮断器１３が投入され通常時の状態に復帰すると、再び外部送電系統１２へ送電される電力の大半はバイパス遮断器１３を通して送電される。

図４（Ａ）は、発電所１１で発電された電力を３相交流で送電する場合における事故安定化装置１０の適用例を示している。図４（Ｂ）は、発電所１１と外部送電系統１２との間に設置された事故安定化装置１０の外観図を示している。なお、制御装置５０の各機能の構成は図１と同一となるため説明を省略している。

発電所１１で発電された電力は、３本の送電線２８（２８_１，２８_２，２８_３）を介して外部送電系統１２に３相交流で送電されている。バイパス遮断器１３及び制動抵抗器１４は、発電所１１と外部送電系統１２との間で、３相のそれぞれに対して設置される。

制御装置５０は、３つのバイパス遮断器１３に対して１つ設けられており、外部送電系統１２で発生する外乱事象に応じてバイパス遮断器１３の投入／開放を制御する。

具体的には、まず、系統情報受付部５１（図１）は、外部送電系統１２の運転状態に関する系統情報ｓを各相それぞれについて受け付ける。

第１判定部５２は、受け付けた系統情報ｓが外乱発生条件を満たすか否かを各相ごとに判定する。例えば、３相短絡事故が発電所１１の至近端で発生した場合、３相のすべてにおいて上述の条件（１）を満たすと判定される。

３相短絡以外の事故、例えば一相地絡、二相地絡、線間短絡などが発生した場合、事故相の電圧が低下するとともに、負荷の状態によっては不平衡電流が流れる。このとき、条件（２）〜（４）を満たす相について、外乱発生条件を満たすと判定する。

制御信号出力部５３は、外乱発生条件を満たす相に対応するバイパス遮断器１３に開放信号ｔを出力する。例えば、線間短絡事故が発生して、送電線２８_１と２８_３に係る電力相で外乱発生条件を満たす場合、バイパス遮断器１３_１と１３_３に開放信号ｔを出力する。

図５は、第１実施形態に係る事故安定化装置１０の制御動作を示すフローチャートを示している（適宜、図１参照）。

系統情報受付部５１は、外部送電系統１２から系統情報ｓ（事故信号、電圧信号、及び電流信号）を受け付ける（Ｓ１０）。なお、系統情報受付部５１は、系統情報ｓの受け付けを常時実行している。

そして、第１判定部５２は、受け付けた系統情報ｓが外乱事象を検出するために予め設定されている外乱発生条件を満たすか否かを判定する（Ｓ１１）。外乱発生条件を満たさない場合は、終了する（Ｓ１１：ＮＯ）。

制御信号出力部５３は、外乱発生条件を満たす場合には、開放信号ｔを出力する（Ｓ１１：ＹＥＳ、Ｓ１２）。

制御信号出力部５３は、第１判定部５２において外乱発生条件を満たさないと判定されるまで、換言すると外乱事象が収束するまで開放信号ｔの出力を継続する（Ｓ１３：ＮＯ）。

一方、第１判定部５２において外乱発生条件を満たさないと判定された場合、つまり外乱が収束した場合には、開放信号ｔの出力を停止して終了する（Ｓ１３：ＮＯ、Ｓ１４）。

図６は、本実施形態（図１）と比較例（図１１）との間で、発電所１１の至近端で３相短絡事故を模擬した場合における電力系統解析の結果を比較したものである。比較例の構成として、図１１に示すように、発電所１１と外部送電系統１２とを接続した一般的な構成を用いている。

ここでは、１秒後に発生した３相短絡事故が、２５０ｍｓ継続した状態を模擬して電力系統解析を行っている。また、本実施形態を適用した場合では、短絡事故が発生した５０ｍｓ後にバイパス遮断器１３が開放され、事故が収束した直後に再び投入されるものと仮定する。

図６（Ａ）は、本実施形態と比較例のそれぞれにおける、発電機端子電圧と外部送電系統電圧の出力を示すグラフである。

本実施形態を適用した場合、発電機端子電圧（符号３０１）は、短絡事故直後に大幅に低下（残留電圧は主に主変圧器２７のインピーダンスによるもの）する。しかし、バイパス遮断器１３を開放すると同時に、電圧が８０％以上迄瞬時に上昇し、所内母線２１に接続する所内負荷の運転に十分な電圧が維持されることが分かる。

そして、事故が収束してバイパス遮断器１３が投入されると、制動抵抗器１４による電圧補償により一時的に定格電圧より上昇するが、その後に定格電圧以下まで戻り、電圧が安定することが分かる。外部送電系統１２の電圧（符号３０２）も事故収束後に安定する。

一方、比較例の構成では、発電機端子電圧（符号３０３）に示すように、短絡事故中は主に主変圧器２７のインピーダンスによる残留電圧しか残らず（３０％以下）、所内負荷の運転継続が危ぶまれる。外部送電系統１２の電圧（符号３０４）は、所内電源の電圧に引きずられて低下し、事故が復帰しても定格電圧を維持できなくなる。

図６（Ｂ）は、本実施形態と比較例のそれぞれにおける、主発電機１５の内部相差角の挙動を示すグラフである。

本実施形態では、短絡事故後、主発電機１５の内部相差角（符号３０５）は１００°以下に抑制され、主発電機１５の運転継続が可能となっていることが示されている。

一方、主発電機１５の内部相差角（符号３０６）については、比較例の構成では１８０
°を超えて加速脱調の様相を示している。

このように、発電所１１において長時間の大幅な瞬時電圧低下を引き起こす外乱事象が発生した場合であっても、バイパス遮断器１３を開放し、制動抵抗器１４を挿入して電圧を補償することで、所内母線２１の電圧が維持され所内負荷の駆動低下が防止される。所内母線２１の電圧で、大幅な電圧低下が起こっている時間は、実際の事故継続時間にかかわらず、バイパス遮断器１３が動作するまでの僅かな時間となる。

所内負荷の駆動低下が防止されることで発電に用いる蒸気流量は維持され、瞬時電圧低下以前のプラント出力で運転できる。同時に、主発電機１５の機械入力と電気出力のアンバランスを解消し、脱調を阻止されているため、主発電機１５も運転状態が維持される。

このため、発電所１１全体で瞬時電圧低下による影響を乗り越え、発電所１１を電力系統から解列せずに、定常運転を続けることができる。

（第２実施形態）
図７は、第２実施形態に係る事故安定化装置１０を示す構成図である。なお、第１実施形態（図１）と対応する構成および部分については同一の符号を付し、重複する説明を省略する。

第２実施形態の事故安定化装置１０が第１実施形態と異なる点は、制動抵抗器１４の温度及び故障を検出して、温度信号及び故障信号を抵抗情報ｕとして出力する抵抗情報検出器２９と、出力された抵抗情報ｕを受け付ける抵抗情報受付部５４と、抵抗情報ｕに基づいて制動抵抗器１４を投入できるか否かを判定する第２判定部５５と、をさらに備えて、制御信号出力部５３は、外乱発生条件を満たし、かつ制動抵抗器１４が投入できると判定された場合に開放信号ｔを出力する点にある。

抵抗情報検出器２９は、制動抵抗器１４の近傍あるいは制動抵抗器１４を内部に収容するように設置されており、制動抵抗器１４の温度及び故障を検出する。制動抵抗器１４の温度は、サーミスタや熱電対などの温度検出器を用いて検出する。制動抵抗器１４の故障は、温度検出器を用いて検出する異常発熱、故障時に生じる異常ガス、あるいは故障検出電流を流した際の電圧値などから検出する。

そして、抵抗情報検出器２９は、検出した温度及び故障を電気信号に変換して、温度信号及び故障信号を抵抗情報ｕとして抵抗情報受付部５４に出力する。なお、故障信号は故障発生時のみ出力される。

第２判定部５５は、抵抗情報受付部５４で受け付けた抵抗情報ｕに基づいて制動抵抗器１４を投入（通電）できるか否かを判定する。制動抵抗器１４は、温度により抵抗値が変動するため、温度状態により適切な抵抗値（図２参照）でない場合は、投入不可と判定する。また、故障信号を受け付けた場合も、投入不可と判定する。

そして、制御信号出力部５３は、外乱発生条件を満たし、かつ制動抵抗器１４が投入できると判定された場合に開放信号ｔを出力する。したがって、制動抵抗器１４が正常に機能を果たす状態である場合のみ、バイパス遮断器１３が開放されて制動抵抗器１４は投入される。

図８は、第１実施形態に係る事故安定化装置１０の制御動作を示すフローチャートを示している（適宜、図７参照）。

系統情報受付部５１は、外部送電系統１２から系統情報ｓ（事故信号、電圧信号、及び電流信号）を受け付ける（Ｓ２０）。なお、系統情報受付部５１は、系統情報ｓの受け付けは常時実行される。

そして、第１判定部５２は、受け付けた系統情報ｓが外乱事象を検出するために予め設定されている外乱発生条件を満たすか否かを判定する（Ｓ２１）。外乱発生条件を満たさない場合は、終了する（Ｓ２１：ＮＯ）。

外乱発生条件を満たす場合に、抵抗情報受付部５４は、抵抗情報検出部から出力される抵抗情報ｕを受け付ける（Ｓ２２）。

第２判定部５５は、抵抗情報受付部５４で受け付けた抵抗情報ｕに基づいて制動抵抗器１４を投入（通電）できるか否かを判定する（Ｓ２３）。制動抵抗器１４が投入不可である場合は、終了する（Ｓ２３：ＮＯ）。

制御信号出力部５３は、制動抵抗器１４が投入可能な場合は、開放信号ｔを出力する（Ｓ２３：ＹＥＳ、Ｓ２４）。

制御信号出力部５３は、第１判定部５２において外乱発生条件を満たさないと判定されるまで開放信号ｔの出力を継続する（Ｓ２５：ＮＯ）。

一方、第１判定部５２において外乱発生条件を満たさないと判定された場合、つまり外乱が収束した場合には、開放信号ｔの出力を停止して終了する（Ｓ２５：ＹＥＳ、Ｓ２６）。

このように、動作直後で温度が高く、開放しても十分な効果を得られない場合または抵抗器が故障している場合に、制動抵抗器１４の投入は不可と判定しバイパス遮断器１３の開放を実行しない。これにより、制動抵抗器１４の保護が実現できる。なお、第２判定部５５による判定動作が機能しなかった場合の補助として、バイパス遮断器１３の開放時間をタイマーで制限する構成としても良い。

（第３実施形態）
図９は、第３実施形態に係る事故安定化装置１０を示す構成図である。なお、第１実施形態（図１）と対応する構成および部分については同一の符号を付し、重複する説明を省略する。

第３実施形態の事故安定化装置１０が第１実施形態と異なる点は、制動抵抗器１４に並列に接続された補助抵抗器３０（３０_１、３０_２、…３０_ｎ）と、補助抵抗器３０と制動抵抗器１４との電気な接続をＯｎ／Ｏｆｆする切替スイッチ３１（３１_１、３１_２、…３１_ｎ）と、切替スイッチ３１を切り替えて、制動抵抗器１４と補助抵抗器３０との合成抵抗の抵抗値を調整する抵抗値調整部５６と、を備える点である。

補助抵抗器３０は、制動抵抗器１４に対して並列に複数接続される。補助抵抗器３０を設けることで、バイパス遮断器１３が開放された際に、電流は制動抵抗器１４と補助抵抗器３０との合成抵抗を流れる。

複数の補助抵抗器３０は、それぞれ同じ抵抗値を有するものでも良いし、異なる抵抗値を有するものでも良い。制動抵抗器１４と補助抵抗器３０との合成抵抗が、広い抵抗値の範囲を取り得ることが望ましい。

切替スイッチ３１は、補助抵抗器３０と制動抵抗器１４との電気的な接続をＯｎ／Ｏｆｆするスイッチである。このスイッチを切り替えることで、制動抵抗器１４に接続される補助抵抗器３０の並列段数が変更でき、合成抵抗の抵抗値が調整できる。

なお、制動抵抗器１４は、常に通電状態となっているため、わずかながら電流が流れた状態でスイッチのＯｎ／Ｏｆｆを行うことになる。このため、切替スイッチ３１は、通常時の負荷電流（バイパス遮断器１３は投入された状態における電流）を切ることができるものを使用する。

抵抗値調整部５６は、設定された抵抗値となるように、切替スイッチ３１を切り替えて制動抵抗器１４に接続される制動抵抗器１４の並列段数が変更し、合成抵抗の抵抗値が調整する。なお、抵抗値の設定は、所内母線２１の電圧維持かつ主発電機１５の加速脱調防止の機能を達成する適切な抵抗値の範囲内(図２参照)で、ユーザにより設定される。また、負荷追従運転などの場合は、主発電機１５の出力に応じて合成抵抗の抵抗値を自動で設定しても良い。

負荷追従運転など主発電機１５の出力が大幅に変化する運転条件のプラントでは、固定された抵抗値では対応不可能な運転領域が存在するおそれがある。

このように、外乱事象発生時に投入される抵抗を可変にすることで、プラント出力維持に最大の効果が発揮するように抵抗値を調整でき、運転条件に柔軟に対応することができる。

図１０は、第３実施形態に係る事故安定化装置１０の変形例を示す構成図である。なお、第３実施形態（図９）と対応する構成および部分については同一の符号を付し、重複する説明を省略する。

本変形例では、第２実施形態（図７）で示した制動抵抗器１４の温度及び故障を検出する抵抗情報検出器２９と、制動抵抗器１４の温度信号を受け付ける抵抗情報受付部５４を利用する。

抵抗値調整部５６は、抵抗値受付部で受け付けた制動抵抗器１４の温度信号を入力する。そして、この温度に応じて制動抵抗器１４と補助抵抗器３０との合成抵抗の抵抗値を調整する。抵抗値の調整は、所内母線２１の電圧維持かつ主発電機１５の加速脱調防止の機能を達成する適切な抵抗値の範囲内で行う。

制動抵抗器１４が、短時間投入を前提としている場合、１回の投入で導体の温度が大きく上昇し、抵抗値も大きく変化することになる。短時間でバイパス遮断器１３を切り替えて制動抵抗器１４を複数回投入する場合、温度が十分に下がりきらず抵抗値の上昇により、制動抵抗器１４の投入が制限される場合がある。

本変形例により、制動抵抗器１４の温度が大きく上昇し、抵抗値が変化した場合でも常に適切な抵抗値に調整できる。このため、制動抵抗器１４を投入する条件の制限が大幅に緩和される。

以上述べた各実施形態の電力系統における事故安定化装置によれば、発電所と外部送電系統との間に、投入状態と遮断状態とを切り替え可能な遮断器と、この遮断器に並列に接続された抵抗器とを用いて、外乱事象が発生した際に遮断器を投入状態から遮断状態に切り替えることで、外乱事象により発電所内で長時間の瞬時電圧低下が想定される場合であっても、発電出力を維持することができる。

本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。

１０…事故安定化装置、１１…発電所、１２…外部送電系統、１３…制動抵抗器、１４…バイパス遮断器、１５…主発電機、１６…発電機回路遮断器、１７…自動電圧調整器、１８…主回路相分離母線、１９…所内変圧器、２０…遮断器、２１（２１_１，２１_２）…所内母線、２２（２２_１ａ，２２_１ｂ，２２_２ａ，２２_２ｂ）…給水ポンプ電動機、２３（２３_１，２３_２）…復水ポンプ電動機、２４（２４_１，２４_２）…発電機補機電動機、２５（２５_１，２５_２）…電動機可変速駆動インバータ、２６（２６_１，２６_２）…低圧母線負荷（電動弁や制御盤など）、２７…主変圧器、２８…送電線、２９…抵抗情報検出器、３０（３０_１，３０_２，・・・，３０_ｎ）…補助抵抗器、３１（３１_１，３１_２，・・・，３１_ｎ）…切替スイッチ、５０…制御装置、５１…系統情報受付部、５２…第１判定部、５３…制御信号出力部、５４…抵抗情報受付部、５５…第２判定部、５６…抵抗値調整部、ｓ…系統情報、ｔ…開放信号、ｕ…抵抗情報。

Claims (8)

1. 発電所とこの発電所から電力の供給を受ける外部送電系統との間に設置されて、これらの間を電気的に接続する投入状態と電気的な接続を遮断する開放状態とに切り替え可能なバイパス遮断器と、
   前記バイパス遮断器に対して並列に接続されて、所定の抵抗値を有する制動抵抗器と、
   前記外部送電系統の運転状態に関する系統情報を受け付ける系統情報受付部と、
   受け付けた前記系統情報が、前記外部送電系統における外乱事象の発生を検出するために設定された外乱発生条件を満たすか否かを判定する第１判定部と、
   前記外乱発生条件を満たすときに、前記投入状態の前記バイパス遮断器を前記開放状態に切り替える開放信号を出力する制御信号出力部と、を備えることを特徴とする電力システムにおける事故安定化装置。
2. 前記系統情報は、前記外部送電系統から事故発生時に送信される事故情報、前記外部送電系統内の任意の接続点で測定された電圧信号、及び前記外部送電系統内の任意の接続点で測定される電流信号の少なくとも１つであることを特徴とする請求項１に記載の電力システムにおける事故安定化装置。
3. 前記制動抵抗器の抵抗値は、前記発電所内の負荷に前記電力を供給する所内母線の電圧維持に必要な電位差を生じさせる抵抗値の範囲と前記発電所の発電機における加速脱調を防止に必要な消費エネルギーを生じさせる抵抗値の範囲に基づいて設定されることを特徴とする請求項１または請求項２に記載の電力システムにおける事故安定化装置。
4. 前記バイパス遮断器及び前記制動抵抗器は、多相交流によって電力を送電する場合において、各相のそれぞれに対して設置されて、
   前記系統情報受付部は、前記外部送電系統の運転状態に関する前記系統情報を各相それぞれについて受け付けて、
   第１判定部は、受け付けた前記系統情報が前記外乱発生条件を満たすか否かを各相ごとに判定して、
   前記制御信号出力部は、前記外乱発生条件を満たす相に対応する前記バイパス遮断器に前記開放信号を出力することを特徴とする請求項１から請求項３のいずれか一項に記載の電力システムにおける事故安定化装置。
5. 前記制動抵抗器の温度及び故障を検出して、温度信号及び故障信号を抵抗情報として出力する抵抗情報検出器と、
   出力された前記抵抗情報を受け付ける抵抗情報受付部と、
   前記抵抗情報に基づいて前記制動抵抗器を投入できるか否かを判定する第２判定部と、をさらに備えて、
   前記制御信号出力部は、前記外乱発生条件を満たし、かつ前記制動抵抗器が投入できると判定された場合に前記開放信号を出力することを特徴とする請求項１から請求項４のいずれか一項に記載の電力システムにおける事故安定化装置。
6. 前記制動抵抗器に並列に接続された補助抵抗器と、
   前記補助抵抗器と前記制動抵抗器との電気な接続をＯｎ／Ｏｆｆする切替スイッチと、
   前記切替スイッチを切り替えて、前記制動抵抗器と前記補助抵抗器との合成抵抗の抵抗値を調整する抵抗値調整部と、をさらに備えることを特徴とする請求項１から請求項５のいずれか一項に記載の電力システムにおける事故安定化装置。
7. 前記抵抗値調整部は、前記制動抵抗器の温度に応じて前記制動抵抗器と前記補助抵抗器との合成抵抗の抵抗値を調整することを特徴とする請求項６に記載の電力システムにおける事故安定化装置。
8. 発電所とこの発電所から電力の供給を受ける外部送電系統との間に設置されて、これらの間を電気的に接続する投入状態と電気的な接続を遮断する開放状態とに切り替え可能なバイパス遮断器と、前記バイパス遮断器に対して並列に接続されて、所定の抵抗値を有する制動抵抗器とを用いて、
   前記外部送電系統の運転状態に関する系統情報を受け付けるステップと、
   受け付けた前記系統情報が、前記外部送電系統における外乱事象の発生を検出するために設定された外乱発生条件を満たすか否かを判定するステップと、
   前記外乱発生条件を満たすときに、前記投入状態の前記バイパス遮断器を前記開放状態に切り替える開放信号を出力するステップと、を含むことを特徴とする電力システムにおける事故安定化方法。

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