JP2017118614A - Power system analysis device and method - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、電力系統の安定度解析を行う電力系統解析装置及び方法に関する。 The present invention relates to a power system analysis apparatus and method for performing stability analysis of a power system.
電力会社は、電力系統の安定性を確保するため、事前に想定事故ケースを解析して系統が不安定にならないように安定度解析装置や安定化システムを用いて系統内の発電機や機器を制御する。解析対象の系統規模拡大や分散電源の導入量増加に伴い、安定度解析の計算時間が非常に長くかかってしまう。そのため、解析時間を短縮するための高速化手法の一つとして、電力系統を縮約する技術がある。本技術分野の背景技術として、特開２００７−１８１３８７号公報（特許文献１）がある。この公報には、想定事故毎に安定度シミュレーションを繰り返し、等価な２機系モデルを作成して安定度を判定する、という内容が記載されている。 In order to ensure the stability of the power system, the power company analyzes the assumed accident case in advance and uses a stability analysis device and stabilization system to install the generators and equipment in the system so that the system does not become unstable. Control. As the system scale to be analyzed increases and the amount of distributed power sources introduced increases, the calculation time for stability analysis becomes very long. Therefore, there is a technique for reducing the power system as one of high-speed methods for shortening the analysis time. As background art of this technical field, there is JP-A-2007-181387 (Patent Document 1). This publication describes that the stability simulation is repeated for each assumed accident, and an equivalent two-machine model is created to determine the stability.
特許文献１には、電力系統の過渡安定度判定方法およびその装置が記載されている。しかし、系統を縮約することで安定度解析を高速化できるが、縮約後には下位系統の詳細な情報が失われてしまう。
そこで、本発明は、発電機の動揺変化が同じ傾向にあるものをグルーピングし、各発電機に関する情報に基づいて代表指定した発電機は詳細な安定度計算を実施して発電機相差角の変化量を求め、同じグループに属する他の発電機は、その変化量と発電機毎に与えられた換算係数を用いて動揺変化を簡易計算することができる、電力系統解析装置およびその方法を提供する。 Therefore, the present invention groups those in which the fluctuations of the generators tend to be the same, and the generators designated as representative based on information on each generator perform a detailed stability calculation to change the generator phase difference angle. Provided is an electric power system analysis apparatus and a method for calculating the amount of fluctuations and allowing other generators belonging to the same group to easily calculate fluctuation change using the change amount and a conversion factor given to each generator. .
上記課題を解決する為に本発明に係る電力系統解析装置は、複数の発電機の相差角の変化傾向に基づいてグループ分けを行うグルーピング作成部と、前記グループにおける代表発電機を決定する代表発電機決定部と、前記グループ及び前記代表発電機の情報に基づいて解析対象の系統モデルのデータを作成する系統モデル作成部と、前記代表以外の発電機の相差角の変化量を求めるための換算係数を作成する換算係数作成部と、前記系統モデル及び前記換算係数に基づいて系統事故を想定した場合の系統の安定度を計算する安定度計算部と、を備えることを特徴とする。 In order to solve the above problems, a power system analysis apparatus according to the present invention includes a grouping creation unit that performs grouping based on a change tendency of phase difference angles of a plurality of generators, and a representative power generation that determines a representative generator in the group. A machine determination unit, a system model creation unit that creates data of a system model to be analyzed based on information of the group and the representative generator, and a conversion for obtaining a change amount of a phase difference angle of a generator other than the representative A conversion coefficient creation unit that creates a coefficient, and a stability calculation unit that calculates the stability of the system when a system fault is assumed based on the system model and the conversion coefficient are provided.
本発明によれば、電力系統の安定度解析において下位系統の情報を失わずに、解析時間を短縮できる。上記した以外の課題、構成及び効果は、以下の実施形態の説明により明らかにされる。 ADVANTAGE OF THE INVENTION According to this invention, the analysis time can be shortened, without losing the information of a lower system in the stability analysis of an electric power system. Problems, configurations, and effects other than those described above will be clarified by the following description of embodiments.
以下、本発明の実施例を、図面を用いて説明する。尚、下記はあくまでも実施の例に過ぎず、下記具体的内容に発明自体が限定されることを意図する趣旨ではない。 Embodiments of the present invention will be described below with reference to the drawings. It should be noted that the following is merely an example of implementation and is not intended to limit the invention itself to the following specific contents.
図１は、本発明の一実施形態に係る電力系統解析装置の構成図の例である。 FIG. 1 is an example of a configuration diagram of a power system analysis apparatus according to an embodiment of the present invention.
図１に示す通り、電力系統解析装置１００では、データ入力部１０１、グルーピング作成部１０２、代表の発電機決定部１０３、発電機情報記憶部１０４、系統モデル作成部１０５、安定度計算部１０６、換算係数入力部１０７、安定度評価部１０８、出力部１０９を有する。
As shown in FIG. 1, in the power
データ入力部１０１は、解析対象の系統に関する情報や、発電機に関する情報、発電機のグルーピング作成に必要な情報などを外部入力する。例えば、系統の送電線インピーダンスや発電機の単位慣性定数、発電機容量などである。発電機のグルーピングに必要な情報として、発電機毎に指定する値を直接入力しても良いし、グルーピングの指標となる発電機容量や単位慣性定数、定格出力などの値を入力しても良い。
The
グルーピング作成部１０２は、発電機のうち、相差角の動揺変化が同じ傾向のものを同一グループとなるように、複数のグループを作成する。例えば、データ入力部１０１で入力されたグループ分けのテーブル情報に基づいてグルーピングを実施する。この入力データは、グルーピングされた情報でも良いし、グルーピングに必要な指標でも良い。グルーピングの指標は、例えば、発電機間の距離や発電機容量などである。
The
代表の発電機決定部１０３は、グルーピング作成部１０２で作成されたグループ情報を基に、各グループの代表となる発電機を決定する。発電機に関する情報は発電機情報記憶部１０４に記憶しておくことで、繰り返し同じ電力系統を解析する場合にデータ入力を簡略化し、解析時間を短縮することができる。なお、代表の発電機決定方法の一例は後述する。
The representative
発電機情報記憶部１０４は、代表の発電機を決定するために必要な発電機毎の情報を記憶する。発電機の情報は、例えば、発電機容量、単位慣性定数、定格出力、制御系のパラメータなどである。
The generator
系統モデル作成部１０５は、データ入力部１０１と、グルーピング作成部１０２と、代表の発電機決定部の各種情報を用いて、解析対象の電力系統モデルのデータを整理し、電力系統モデルのデータ一式を作成する。電力系統モデルのデータは、例えば、発電機に関する情報、負荷に関する情報、送電線に関する情報などである。
The system
安定度計算部１０６は、系統モデル作成部１０５で作成した電力系統モデル情報を用いて、系統事故を想定した場合の電力系統の安定性への影響を時間領域シミュレーションで計算する。なお、時間領域シミュレーションの計算方法の一例は、後述する。
The
換算係数入力部１０７は、安定度計算部１０６で代表以外の発電機の相差角変化量を簡易計算するときに用いるための換算係数を外部から入力する。データの一例は後述する。
The conversion
安定度評価部１０８は、安定度計算部１０６で得られた電力系統の安定性への影響を評価する。
The
出力部１０９は、安定度計算および安定度評価の結果を外部に出力する。出力は、パソコンのディスプレイに出力しても良いし、紙に印刷しても良い。
The
図２は、電力系統解析装置と電力系統の関係を示した図の例である。 FIG. 2 is an example of a diagram illustrating a relationship between the power system analysis apparatus and the power system.
図２に示す通り、電力系統解析装置１００は、電力系統安定化制御装置２００と通信ネットワーク２０１を介して電力系統２０２や発電機２０３−２０８と接続する。発電された電力は、電力系統２０２を介して負荷２０９が消費する。電力系統解析装置１００は、安定度計算を実施し、その結果を評価する。電力系統安定化制御装置は、その評価結果を基づいて、電力系統の安定性を保つように各発電機や電力系統に設置されている機器に制御指令を送ることにより、電力系統の安定性を確保する。
As shown in FIG. 2, the power
電力系統安定化制御装置２００は、電力系統解析装置の結果に基づいて、電力系統の安定性を保つように各発電機や電力系統に設置されている機器に制御指令を送る。
Based on the result of the power system analysis device, the power system
通信ネットワーク２０１は、電力系統２０２や発電機２０３−２０８と、電力系統安定化制御装置２００を接続する。電力系統２０２の系統状態に関する情報や、発電機２０３−２０８に関する情報が、電力系統安定化制御装置２００と電力系統解析装置１００に送られる。一方、電力系統安定化制御装置２００は、通信ネットワーク２０１を介して、制御指令を電力系統２０２や発電機２０３−２０８に送信する。
The
電力系統２０２は、発電機と負荷を接続するネットワークである。例えば、送電線や変圧器などで構成されている。
The
発電機２０３−２０８は、電力系統に電力を供給する。発電機は６台に限るものではなく、１台でも良いし１０台以上でも良い。 Generators 203-208 supply power to the power system. The number of generators is not limited to six, and may be one or ten or more.
負荷２０９は、電力系統２０２を介して発電機２０３−２０８で発電された電力を受け取り、消費する。負荷は一つに限るものではなく、二つでも良いし、それ以上でも良い。
The
図３は、発電機のグルーピングに関するデータの一例を示す。例えば、データ入力部１０１から発電機毎のグループＩＤを入力すると、図３に示すようなテーブルがグルーピング生成部１０２で作られる。グループＩＤは、データ入力部から直接、値を入力しても良いし、データ入力部に入力された情報で例えば発電機の単位慣性定数や発電機間の距離などから決定しても良い。
FIG. 3 shows an example of data related to generator grouping. For example, when a group ID for each generator is input from the
図４は、発電機をグループ分けしたときの構成図の例である。既に説明した図２に示された同一の符号を付した構成と、同一の機能を有する部分については、説明を省略する。例えば、図３に示したグルーピング結果の一例に基づいて、発電機グループを２つのグループに分けた場合の構成図を示している。これは、発電機グループを２つに限定するものではなく、３つでも良いし、それ以上でも良い。図４に示した発電機グループ毎に、代表の発電機決定部１０３で代表となる発電機を選定する。
FIG. 4 is an example of a configuration diagram when the generators are grouped. The description of the components having the same functions as those shown in FIG. 2 already described with reference to FIG. 2 is omitted. For example, based on an example of the grouping result shown in FIG. 3, a configuration diagram when the generator group is divided into two groups is shown. This is not limited to two generator groups, but may be three or more. For each generator group shown in FIG. 4, a representative
図５は、発電機情報記憶部１０４に記憶されるデータテーブルを示す図の例である。各発電機に関する情報として、発電機容量や単位慣性定数、定格出力などが格納される。このとき、数値の単位は実際の値でも良いし、規格化された値でも良い。
FIG. 5 is an example of a diagram illustrating a data table stored in the generator
図６は、代表の発電機決定部１０３の処理の全体を示すフローチャートの例である。グルーピング作成部１０２で作成された発電機のグループ毎に代表の発電機を選定する。選定には、データ入力部１０１で入力された発電機に関する情報を基に選定する。このとき、選定の指標には、発電機容量でも良いし、発電機の単位慣性定数でも良い。ここでは、発電機容量を指標として、発電機容量が最も大きなものが代表となるように選定する場合について説明する。
FIG. 6 is an example of a flowchart showing the entire processing of the representative
ステップＳ１０１では、発電機情報である発電機ＩＤやグルーピング作成部１０２で付与された発電機グループＩＤ、発電機容量などの情報を入力する。
In step S101, information such as the generator ID that is generator information, the generator group ID assigned by the
ステップＳ１０２では、発電機グループＩＤ毎に代表を選定するため、発電機グループＩＤであるＧＩＤを初期化する。 In step S102, a GID that is a generator group ID is initialized in order to select a representative for each generator group ID.
ステップＳ１０３では、データ番号ｎを初期化する。以下、データ番号が終了するまでステップＳ１０９までの処理を繰り返し実行する。 In step S103, the data number n is initialized. Thereafter, the processing up to step S109 is repeatedly executed until the data number is completed.
ステップＳ１０４では、発電機容量の最大値Ｃ＿ｍａｘ（ＧＩＤ）を初期化する。ここでは、発電機容量が最大のものを代表の発電機とするため、Ｃ＿ｍａｘ（ＧＩＤ）を０と設定するように初期化する。 In step S104, the maximum value C_max (GID) of the generator capacity is initialized. Here, in order to use a generator with the largest generator capacity as a representative generator, C_max (GID) is initialized to be set to zero.
ステップＳ１０５では、発電機グループＩＤが同一のものか判定する。ＧＩＤが同一であれば、ステップＳ１０６に進む。もし、ＧＩＤが同一でなければ、Ｓ１０８に進んで次のデータを参照するように処理する。 In step S105, it is determined whether the generator group IDs are the same. If the GID is the same, the process proceeds to step S106. If the GIDs are not the same, the process proceeds to S108 so that the next data is referred to.
ステップＳ１０６では、発電機容量が最大値かどうかを判定する。発電機容量が最大である場合には、ステップＳ１０７に進む。もし、発電機容量が最大でなければ、ステップＳ１０８に進んで次のデータを参照するように処理する。 In step S106, it is determined whether the generator capacity is the maximum value. If the generator capacity is maximum, the process proceeds to step S107. If the generator capacity is not the maximum, the process proceeds to step S108 and processing is performed so as to refer to the next data.
ステップＳ１０７では、発電機容量をＣ＿ｍａｘ（ＧＩＤ）に記憶する。ステップＳ１０５とステップＳ１０６の判定を通過した場合は、同一の発電機グループで発電機容量が最大であるため、発電機容量をＣ＿ｍａｘ（ＧＩＤ）に記憶する。 In step S107, the generator capacity is stored in C_max (GID). If the determinations in step S105 and step S106 are passed, the generator capacity is the maximum in the same generator group, so the generator capacity is stored in C_max (GID).
ステップＳ１０８では、データ番号を一つ増やし、次のデータを参照するように処理を進める。 In step S108, the data number is incremented by 1, and the process proceeds to refer to the next data.
ステップＳ１０９では、データ番号が終了したかどうか判定する。もしデータ番号が終了していなければ、ステップＳ１０４に戻って処理を繰り返す。もしデータ番号が終了している場合は、同一の発電機グループでの代表選定が終了したことになる。そのため、次の発電機グループＩＤで代表を選定する処理に移行する。 In step S109, it is determined whether the data number has ended. If the data number has not ended, the process returns to step S104 and the process is repeated. If the data number is complete, representative selection in the same generator group is complete. Therefore, the process proceeds to processing for selecting a representative with the next generator group ID.
ステップＳ１１０では、次の発電機グループの代表を選定するためにグループＩＤを進める。 In step S110, the group ID is advanced to select a representative of the next generator group.
ステップＳ１１１では、全ての発電機グループで処理を実施したか判定する。もし全ての発電機グループで選定が終了していなければ、ステップＳ１０３に戻って処理を繰り返す。もし全ての発電機グループで代表を選定していれば、処理は全て完了となる。 In step S111, it is determined whether or not processing has been performed for all the generator groups. If selection has not been completed for all the generator groups, the process returns to step S103 and the process is repeated. If representatives are selected for all generator groups, the process is complete.
以上のように発電機グループ毎に代表を決定し、系統モデル作成部１０５で解析する電力系統のデータを作成する。
As described above, a representative is determined for each generator group, and power system data to be analyzed by the system
図７は、安定度計算部１０６の処理において、代表発電機の時間領域シミュレーションの処理を示すフローチャートの例である。安定度計算部１０６では、発電機グループ内の代表の発電機について、想定事故時の時間領域シミュレーションを実施する。これにより、発電機の相差角の時間変化が得られる。さらに、このとき得られた相差角の変化量と、発電機毎に与えられた換算係数に基づいて、同一の発電機グループ内に属する他の発電機の相差角の動揺を簡易的に求める。図７は前者の時間領域シミュレーション全体の処理を示したものである。後者の簡易動揺計算の処理は、図８に示し、後述する。
FIG. 7 is an example of a flowchart showing the time domain simulation process of the representative generator in the process of the
ステップＳ２０１は、初期潮流状態を算出する。初期潮流計算は、ニュートンラフソン法を用いても良いし、直流法を用いても良い。 Step S201 calculates an initial power flow state. The initial power flow calculation may use the Newton-Raphson method or the DC method.
ステップＳ２０２は、想定する事故条件を入力する。例えば、２回線送電線＃１で三相地絡事故が発生し、事故から０．１秒後に送電線＃１の１回線を開放することによって事故を除去する。その後事故から０．２秒後に再閉路して系統を元の状態に戻す、といった事故を想定する。そのとき、事故除去・再閉路のタイムスケールや、系統状態の変化に伴う送電線の線路インピーダンス情報を入力する。
In step S202, an assumed accident condition is input. For example, a three-phase ground fault occurs in the two-line
ステップＳ２０３は、時間領域シミュレーションの開始時刻を設定する。以下、ステップＳ２０９までの処理を繰り返すことで時間領域シミュレーションを実行する。 Step S203 sets the start time of the time domain simulation. Thereafter, the time domain simulation is executed by repeating the processing up to step S209.
ステップＳ２０４は、系統状態の変更を判定する。ステップＳ２０２で入力した事故条件に基づいて、事故除去や再閉路に伴って系統状態が変化する場合、ステップＳ２０５に進んで系統状態を変更する。もし、次の時刻でも系統状態が変化しない場合には、ステップＳ２０６に進むように処理する。 A step S204 determines a change in the system state. If the system state changes with accident removal or reclosing based on the accident condition input in step S202, the process proceeds to step S205 to change the system state. If the system state does not change even at the next time, the process proceeds to step S206.
ステップＳ２０５は、ステップＳ２０４で系統状態の変更の必要があると判定された場合に、系統状態を変更する。例えば、線路インピーダンスの値を変更する。 Step S205 changes the system state when it is determined in step S204 that the system state needs to be changed. For example, the line impedance value is changed.
ステップＳ２０６は、系統計算を実行する。系統状態や発電機端子電圧の状態に応じて系統の線路潮流やノード電圧が変化する。そのため、潮流計算を実施して系統の状態を求める。このとき、潮流計算はニュートンラフソン法でも良いし、直流法でも良い。ただし、計算が収束しない場合には数値解法を変更して解を求める。 In step S206, system calculation is executed. The line current and node voltage of the system change according to the system state and the state of the generator terminal voltage. Therefore, tidal current calculation is performed to determine the state of the grid. At this time, the tidal current calculation may be Newton-Raphson method or DC method. However, if the calculation does not converge, the solution is obtained by changing the numerical method.
ステップＳ２０７は、積分計算を実施する。時刻が進んで系統状態が変化することで、発電機の動揺がどのように変化するのか、発電機の動揺方程式を解いて相差角の変化量を求める。このとき、数値解法はルンゲクッタ法でも良いし、台形法でも良い。 Step S207 performs integral calculation. The amount of change in the phase difference angle is obtained by solving the generator oscillation equation as to how the generator oscillation changes as the system time changes with time. At this time, the numerical solution may be the Runge-Kutta method or the trapezoidal method.
ステップＳ２０８は、ステップＳ２０７で求めた代表発電機の相差角変化量と換算係数を用いて、代表以外の発電機の動揺を簡易的に算出する。処理の詳細は、図８で後述する。 In step S208, the fluctuations of the generators other than the representative are simply calculated using the phase difference change amount and the conversion coefficient of the representative generator obtained in step S207. Details of the processing will be described later with reference to FIG.
ステップＳ２０９は、時間刻みΔｔだけ時間を進める。 In step S209, the time is advanced by the time step Δt.
ステップＳ２１０は、時間領域シミュレーションの終了時刻かどうか判定する。もしシミュレーションの終了時刻ではない場合は、ステップ２０４に戻って処理を繰り返す。もしシミュレーションの終了時刻であれば、処理を終了する。 Step S210 determines whether it is the end time of the time domain simulation. If it is not the simulation end time, the process returns to step 204 and is repeated. If it is the simulation end time, the process ends.
以上の処理を実施することで、発電機グループ内の代表の発電機について、想定事故時の時間領域シミュレーションを実施することができる。 By performing the above processing, a time domain simulation at the time of an assumed accident can be performed for a representative generator in the generator group.
図８は、安定度計算部１０６の処理で代表以外の発電機に関して簡易動揺計算の処理を示すフローチャートの例である。
FIG. 8 is an example of a flowchart showing a simple shake calculation process for a generator other than the representative in the process of the
ステップＳ３０１は、ステップＳ２０７で算出した代表発電機の相差角変化量を入力する。 In step S301, the phase difference change amount of the representative generator calculated in step S207 is input.
ステップＳ３０２は、発電機の換算係数を入力する。換算係数は、発電機毎の違いを示す指標であり、例えば発電機容量や発電機の単位慣性定数、定格出力などの比がそれに当たる。 In step S302, the conversion factor of the generator is input. The conversion coefficient is an index indicating a difference for each generator, and for example, a ratio of a generator capacity, a unit inertia constant of the generator, a rated output, or the like corresponds to this.
以上の２つの情報から、代表発電機以外の発電機の動揺を、以下に示す処理で求める。 From the above two pieces of information, the fluctuations of the generators other than the representative generator are obtained by the following process.
ステップＳ３０３は、発電機ＩＤを初期化する。これは、全ての発電機で計算するためである。 Step S303 initializes the generator ID. This is to calculate for all generators.
ステップＳ３０４は、代表発電機か否か判定する。代表発電機であれば計算の必要が無いため、ステップ３０６に進む。もし代表発電機でなければ、ステップＳ３０５に進む。 Step S304 determines whether it is a representative generator. Since it is not necessary to calculate if it is a representative generator, the process proceeds to step 306. If it is not a representative generator, the process proceeds to step S305.
ステップＳ３０５は、代表発電機以外の相差角の動揺を求める。例えば、簡易動揺計算の一例を示すとするならば、代表発電機の相差角変化量をΔδ、代表発電機以外の相差角変化量をΔδ’、換算係数をＫとすると、次のように計算することができる。 In step S305, the fluctuation of the phase difference angle other than the representative generator is obtained. For example, if an example of simple fluctuation calculation is shown, assuming that the phase difference angle change amount of the representative generator is Δδ, the phase difference angle change amount other than the representative generator is Δδ ′, and the conversion coefficient is K, the following calculation is performed. can do.
（数１）
Δδ’＝Ｋ×Δδ
(Equation 1)
Δδ ′ = K × Δδ
ただし、換算係数は比例関係に限らず、線形関係でも良いし、係数の二乗に比例してもよいし、Δδの二乗に比例しても良い。 However, the conversion coefficient is not limited to the proportional relationship, but may be a linear relationship, may be proportional to the square of the coefficient, or may be proportional to the square of Δδ.
ステップＳ３０６は、発電機ＩＤを次のものに進める。 Step S306 advances the generator ID to the next one.
ステップＳ３０７は、全ての発電機の計算ができたか判定する。もし全ての発電機の計算ができていなければ、ステップＳ３０４に戻って処理を繰り返す。もし全ての発電機の計算が終了していたら、処理を終える。 Step S307 determines whether all the generators have been calculated. If all the generators have not been calculated, the process returns to step S304 and the process is repeated. If all generators have been calculated, the process ends.
以上のようにして代表発電機以外の相差角変化量の計算を終えたら、ステップ２０９に戻り、次の時刻のシミュレーション処理を進める。 When the calculation of the phase difference change amount other than the representative generator is completed as described above, the process returns to step 209 to proceed with the simulation process at the next time.
図９は、発電機毎の換算係数の一例を示す図である。換算係数は、発電機毎に入力される値である。 FIG. 9 is a diagram illustrating an example of a conversion coefficient for each generator. The conversion coefficient is a value input for each generator.
以上のようにして、処理を実施することにより、電力系統の安定度解析において下位系統の情報を失わずに、解析時間を短縮することができる。 By performing the processing as described above, the analysis time can be shortened without losing information on the lower system in the stability analysis of the power system.
本実施例では、換算係数算出部３０１で発電機の換算係数を自動的に求めて安定度計算を実施する電力系統解析装置３００の例を説明する。
In the present embodiment, an example of a power
図１０は、実施例２における電力系統解析装置の構成図の例である。 FIG. 10 is an example of a configuration diagram of the power system analysis apparatus according to the second embodiment.
図１０に示す通り、電力系統解析装置３００では、データ入力部１０１、グルーピング作成部１０２、代表の発電機決定部１０３、発電機情報記憶部１０４、系統モデル作成部１０５、安定度計算部１０６、安定度評価部１０８、出力部１０９に加えて、換算係数算出部３０１、換算係数記憶部３０２を有する。既に説明した図１に示された同一の符号を付した構成と、同一の機能を有する部分については、説明を省略する。
As shown in FIG. 10, in the power
換算係数算出部３０１は、発電機情報記憶部１０３に記憶された発電機に関する情報を用いて換算係数を算出する。算出方法の例については、図１１を用いて後述する。算出した換算係数は、安定度計算部１０６に出力する。
The conversion
換算係数記憶部３０２は、換算係数算出部３０１で計算した換算係数を格納する。また、換算係数を換算係数算出部３０１で算出する場合に、過去の計算結果を参照してもよい。
The conversion
図１１は、換算係数算出部の処理の全体を示すフローチャートの例である。 FIG. 11 is an example of a flowchart illustrating the entire processing of the conversion coefficient calculation unit.
ステップＳ４０１では、発電機に関する情報を発電機情報記憶部１０４から入力する。発電機に関する情報は、例えば、発電機容量や単位慣性定数、定格出力などである。
In step S <b> 401, information related to the generator is input from the generator
ステップＳ４０２では、データ番号ｎを初期化する。以下、ステップＳ４０５までの処理を繰り返すことによって、全てのデータについて換算係数を算出する。 In step S402, the data number n is initialized. Thereafter, the conversion coefficients are calculated for all data by repeating the processing up to step S405.
ステップＳ４０３では、発電機の情報に基づいて換算係数を算出する。算出する方法は、例えば、発電機容量を用いて算出する方法を説明すると、以下の式を用いて算出することができる。 In step S403, a conversion coefficient is calculated based on the generator information. As a calculation method, for example, when a calculation method using a generator capacity is described, it can be calculated using the following equation.
（数２）
Ｋ＝Ｃａｐ（ｎ）／Ｃａｐ（１）
(Equation 2)
K = Cap (n) / Cap (1)
ここで、Ｃａｐ（ｎ）は、データ番号ｎの発電機容量、Ｃａｐ（１）は代表発電機の発電機容量を示している。このように、例えば、換算係数は発電機容量の比を用いて算出することができる。これは、発電機容量だけでも良いし、単位慣性定数だけでも良い。また、発電機容量と単位慣性定数を組み合わせても良い。 Here, Cap (n) indicates the generator capacity of data number n, and Cap (1) indicates the generator capacity of the representative generator. Thus, for example, the conversion factor can be calculated using the ratio of the generator capacity. This may be the generator capacity alone or the unit inertia constant alone. Further, the generator capacity and the unit inertia constant may be combined.
ステップＳ４０４では、データ番号を進める。 In step S404, the data number is advanced.
ステップＳ４０５では、データ番号が終了したかどうかを判定する。もしデータ番号が終了していなければ、ステップＳ４０３に戻って処理を進める。もしデータ番号が終了した場合は、全ての換算係数の算出が完了したため、処理を終了する。 In step S405, it is determined whether the data number has ended. If the data number has not ended, the process returns to step S403 and proceeds. If the data number has ended, calculation of all the conversion coefficients has been completed, and the process ends.
本実施例では、安定度計算部１０６で安定度を解析する場合に、発電機のグルーピングや換算係数を計算途中で修正することができる電力系統解析装置４００の例を説明する。
In the present embodiment, an example of a power
図１２は、実施例３における電力系統解析装置の構成図の例である。 FIG. 12 is an example of a configuration diagram of the power system analysis apparatus according to the third embodiment.
図１２に示す通り、電力系統解析装置４００では、データ入力部１０１、グルーピング作成部１０２、代表の発電機決定部１０３、発電機情報記憶部１０４、系統モデル作成部１０５、安定度評価部１０８、出力部１０９、換算係数算出部３０１、換算係数記憶部３０２に加えて、安定度計算部４０１を有する。既に説明した図１および図１０に示された同一の符号を付した構成と、同一の機能を有する部分については、説明を省略する。
As shown in FIG. 12, in the power
安定度計算部４０１では、系統モデル作成部１０５で作成した電力系統モデル情報を用いて、系統事故を想定した場合の電力系統の安定性への影響を時間領域シミュレーションで計算する。このとき、時間領域シミュレーションにおいて、発電機のグルーピングや換算係数を計算途中で修正するため、グルーピング作成部１０２や換算係数算出部３０１に修正を指示することができる。なお、時間領域シミュレーションの計算方法の一例は、以下で説明する。
The
図１３は、実施例３における安定度計算部の処理の全体を示すフローチャートの例である。 FIG. 13 is an example of a flowchart illustrating the entire processing of the stability calculation unit according to the third embodiment.
ステップＳ５０１は、初期潮流状態を算出する。初期潮流計算は、ニュートンラフソン法を用いても良いし、直流法を用いても良い。 Step S501 calculates an initial power flow state. The initial power flow calculation may use the Newton-Raphson method or the DC method.
ステップＳ５０２は、想定する事故条件を入力する。例えば、２回線送電線＃１で三相地絡事故が発生し、事故から０．１秒後に送電線＃１の１回線を開放することによって事故を除去する。その後事故から０．２秒後に再閉路して系統を元の状態に戻す、といった事故を想定する。そのとき、事故除去・再閉路のタイムスケールや、系統状態の変化に伴う送電線の線路インピーダンス情報を入力する。
In step S502, an assumed accident condition is input. For example, a three-phase ground fault occurs in the two-line
ステップＳ５０３は、時間領域シミュレーションの開始時刻を設定する。以下、ステップＳ５１５までの処理を繰り返すことで時間領域シミュレーションを実行する。 Step S503 sets the start time of the time domain simulation. Thereafter, the time domain simulation is executed by repeating the processing up to step S515.
ステップＳ５０４は、発電機のグルーピンの修正が必要かどうか判定する。判定には、例えば、一つ前の時刻における発電機相差角の変化量の大きさを用いることが考えられる。一つ前の時刻における発電機相差角の変化量が一定値を超えた場合、動揺変化が大きな状態であるため、発電機毎の相差角の変化の傾向を判別しやすい。そのため、上記の場合にグルーピングを見直すため、ステップＳ５０５の処理に進んでグルーピング作成部１０２で処理を実施する。もしグルーピング修正が必要ない場合は、ステップＳ５０７に進む。
In step S504, it is determined whether correction of the generator glue pins is necessary. For the determination, for example, it is possible to use the magnitude of the change amount of the generator phase difference angle at the previous time. When the amount of change in the generator phase difference angle at a previous time exceeds a certain value, the fluctuation change is large, so that it is easy to determine the tendency of the phase difference change for each generator. Therefore, in order to review the grouping in the above case, the process proceeds to step S505 and the
ステップＳ５０５は、グルーピング作成部１０２で発電機相差角の動揺変化が同じ傾向のものを同一グループとなるように、発電機のグループを作成する。例えば、発電機間の距離や発電機容量などを指標として、グルーピングを実施する。この指標となるデータは、データ入力部１０１で入力する。
In step S505, a group of generators is created by the
ステップＳ５０６は、ステップＳ５０５で修正した発電機グループ毎に、代表の発電機を選定する。選定方法は、図６に示したように、データ入力部１０１で入力された発電機に関する情報を基に選定する。このとき、選定の指標には、発電機容量でも良いし、発電機の単位慣性定数でも良い。
In step S506, a representative generator is selected for each generator group modified in step S505. As shown in FIG. 6, the selection method is selected based on information about the generator input by the
ステップＳ５０７は、換算係数の修正が必要かどうか判定する。判定には、例えば、一つ前の時刻における発電機相差角の変化量の大きさを用いることが考えられる。一つ前の時刻における発電機相差角の変化量が一定値を超えた場合、動揺変化が大きな状態であるため、発電機毎の違いを区別しやすい。そのため、上記の場合に換算係数を見直すため、ステップＳ５０８の処理に進んで換算係数算出部３０１で処理を実施する。もし換算係数の修正が必要ない場合は、ステップＳ５０９に進む。
In step S507, it is determined whether the conversion coefficient needs to be corrected. For the determination, for example, it is possible to use the magnitude of the change amount of the generator phase difference angle at the previous time. When the amount of change in the generator phase difference angle at a previous time exceeds a certain value, the fluctuation is large, and it is easy to distinguish the difference between the generators. Therefore, in order to review the conversion coefficient in the above case, the process proceeds to step S508 and the conversion
ステップＳ５０８は、換算係数を修正する。換算係数の算出方法は、例えば、換算係数算出部３０１において、図１１に示したような処理を実施して、計算する。
ステップＳ５０９は、系統状態の変更を判定する。ステップＳ５０２で入力した事故条件に基づいて、事故除去や再閉路に伴って系統状態が変化する場合、ステップＳ５１０に進んで系統状態を変更する。もし、次の時刻でも系統状態が変化しない場合には、ステップＳ５１１に進むように処理する。
Step S508 corrects the conversion coefficient. For example, the conversion
In step S509, a change in the system state is determined. If the system state changes with accident removal or reclosing based on the accident condition input in step S502, the process proceeds to step S510 to change the system state. If the system state does not change at the next time, the process proceeds to step S511.
ステップＳ５１０は、ステップＳ５０９で系統状態の変更の必要があると判定された場合に、系統状態を変更する。例えば、線路インピーダンスの値を変更する。 In step S510, when it is determined in step S509 that the system state needs to be changed, the system state is changed. For example, the line impedance value is changed.
ステップＳ５１１は、系統計算を実行する。系統状態や発電機端子電圧の状態に応じて系統の線路潮流やノード電圧が変化する。そのため、潮流計算を実施して系統の状態を求める。このとき、潮流計算はニュートンラフソン法でも良いし、直流法でも良い。ただし、計算が収束しない場合には数値解法を変更して解を求める。 In step S511, system calculation is executed. The line current and node voltage of the system change according to the system state and the state of the generator terminal voltage. Therefore, tidal current calculation is performed to determine the state of the grid. At this time, the tidal current calculation may be Newton-Raphson method or DC method. However, if the calculation does not converge, the solution is obtained by changing the numerical method.
ステップＳ５１２は、積分計算を実施する。時刻が進んで系統状態が変化することで、発電機の動揺がどのように変化するのか、発電機の動揺方程式を解いて相差角の変化量を求める。このとき、数値解法はルンゲクッタ法でも良いし、台形法でも良い。 In step S512, integral calculation is performed. The amount of change in the phase difference angle is obtained by solving the generator oscillation equation as to how the generator oscillation changes as the system time changes with time. At this time, the numerical solution may be the Runge-Kutta method or the trapezoidal method.
ステップＳ５１３は、ステップＳ５１２で求めた代表発電機の相差角変化量と換算係数を用いて、代表以外の発電機の動揺を簡易的に算出する。処理の詳細は、図８で説明したとおりである。 In step S513, the fluctuations of the generators other than the representative are simply calculated using the phase difference change amount and the conversion coefficient of the representative generator obtained in step S512. Details of the processing are as described in FIG.
ステップＳ５１４は、時間刻みΔｔだけ時間を進める。 Step S514 advances the time by time increment Δt.
ステップＳ５１５は、時間領域シミュレーションの終了時刻かどうか判定する。もしシミュレーションの終了時刻ではない場合は、ステップ５０４に戻って処理を繰り返す。もしシミュレーションの終了時刻であれば、処理を終了する。 Step S515 determines whether it is the end time of the time domain simulation. If it is not the simulation end time, the process returns to step 504 to repeat the process. If it is the simulation end time, the process ends.
なお、本発明は上記した実施例に限定されるものではなく、様々な変形例が含まれる。例えば、上記した実施例は本発明を分かりやすく説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。また、ある実施例の構成の一部を他の実施例の構成に置き換えることが可能であり、また、ある実施例の構成に他の実施例の構成を加えることも可能である。また、各実施例の構成の一部について、他の構成の追加・削除・置換をすることが可能である。 In addition, this invention is not limited to an above-described Example, Various modifications are included. For example, the above-described embodiments have been described in detail for easy understanding of the present invention, and are not necessarily limited to those having all the configurations described. Further, a part of the configuration of one embodiment can be replaced with the configuration of another embodiment, and the configuration of another embodiment can be added to the configuration of one embodiment. Further, it is possible to add, delete, and replace other configurations for a part of the configuration of each embodiment.
また、上記の各構成、機能、処理部、処理手段等は、それらの一部又は全部を、例えば集積回路で設計する等によりハードウェアで実現してもよい。また、上記の各構成、機能等は、プロセッサがそれぞれの機能を実現するプログラムを解釈し、実行することによりソフトウェアで実現してもよい。各機能を実現するプログラム、テーブル、ファイル等の情報は、メモリや、ハードディスク、ＳＳＤ（Solid State Drive）等の記録装置、または、ＩＣカード、ＳＤカード、ＤＶＤ等の記録媒体に置くことができる。 Each of the above-described configurations, functions, processing units, processing means, and the like may be realized by hardware by designing a part or all of them with, for example, an integrated circuit. Each of the above-described configurations, functions, and the like may be realized by software by interpreting and executing a program that realizes each function by the processor. Information such as programs, tables, and files for realizing each function can be stored in a recording device such as a memory, a hard disk, an SSD (Solid State Drive), or a recording medium such as an IC card, an SD card, or a DVD.
また、制御線や情報線は説明上必要と考えられるものを示しており、製品上必ずしも全ての制御線や情報線を示しているとは限らない。実際には殆ど全ての構成が相互に接続されていると考えてもよい。 Further, the control lines and information lines are those that are considered necessary for the explanation, and not all the control lines and information lines on the product are necessarily shown. Actually, it may be considered that almost all the components are connected to each other.
１００ 電力系統解析装置
１０１ データ入力部
１０２ グルーピング作成部
１０３ 代表の発電機決定部
１０４ 発電機情報記憶部
１０５ 系統モデル作成部
１０６ 安定度計算部
１０７ 換算係数入力部
１０８ 安定度評価部
１０９ 出力部
２００ 電力系統安定化制御装置
３０１ 換算係数算出部
３０２ 換算係数記憶部
DESCRIPTION OF
Claims (15)
前記グループにおける代表発電機を決定する代表発電機決定部と、
前記グループ及び前記代表発電機の情報に基づいて解析対象の系統モデルのデータを作成する系統モデル作成部と、
前記代表以外の発電機の相差角の変化量を求めるための換算係数を作成する換算係数作成部と、
前記系統モデル及び前記換算係数に基づいて系統事故を想定した場合の系統の安定度を計算する安定度計算部と、を備えることを特徴とする電力系統解析装置。 A grouping creation unit that performs grouping based on a change tendency of a phase difference angle of a plurality of generators;
A representative generator determining unit for determining a representative generator in the group;
A system model creation unit that creates data of a system model to be analyzed based on the information of the group and the representative generator,
A conversion coefficient creating unit for creating a conversion coefficient for obtaining the amount of change in the phase difference angle of the generator other than the representative;
A power system analysis apparatus comprising: a stability calculation unit that calculates the stability of a system when a system fault is assumed based on the system model and the conversion coefficient.
前記安定度計算部は、安定度計算した代表発電機の相差角の変化量及び前記代表以外の発電機の換算係数を用いて、前記代表以外の発電機の相差角の変化量を計算することを特徴とする電力系統解析装置。 In the electric power system analysis device according to claim 1,
The stability calculation unit calculates the change amount of the phase difference angle of the generator other than the representative using the change amount of the phase difference angle of the representative generator and the conversion factor of the generator other than the representative, which are calculated for the stability. Power system analysis device characterized by
前記グルーピング作成部は、発電機毎の容量、単位慣性定数、又は発電機間の距離に応じて、複数の発電機をグルーピングすることを特徴とする電力系統解析装置。 In the electric power system analysis device according to claim 1 or 2,
The grouping creation unit groups a plurality of generators according to a capacity for each generator, a unit inertia constant, or a distance between the generators.
前記代表発電機決定部は、発電機毎の容量、単位慣性定数、又は定格出力に基づいて代表の発電機を決定することを特徴とする電力系統解析装置。 In the electric power system analysis device according to claim 1,
The representative power generator determining unit determines a representative power generator based on a capacity, a unit inertia constant, or a rated output for each power generator.
前記安定度計算部は、前記代表発電機決定部で決定した代表発電機の動揺を詳細な時間領域シミュレーションすることを特徴とする電力系統解析装置。 In the electric power system analysis device according to claim 1,
The power system analysis apparatus characterized in that the stability calculation unit performs a detailed time domain simulation of the fluctuation of the representative generator determined by the representative generator determination unit.
前記安定度計算部は、前記代表発電機の相差角の変化量を求めることを特徴とする電力系統解析装置。 In the electric power system analysis device according to any one of claims 1 to 5,
The power system analysis device, wherein the stability calculation unit obtains a change amount of a phase difference angle of the representative generator.
前記安定度計算部は、前記代表発電機の相差角の変化量と前記代表以外の発電機の換算係数が線形関係であることに基づいて、前記代表以外の発電機の相差角変化量を求めることを特徴とする電力系統解析装置。 In the electric power system analysis device according to any one of claims 1 to 6,
The stability calculation unit obtains a phase difference angle change amount of the non-representative generator based on a linear relationship between a change amount of the phase difference angle of the representative generator and a conversion coefficient of the non-representative generator. A power system analysis device characterized by that.
前記安定度計算部は、前記代表発電機の相差角の変化量と前記代表以外の発電機の換算係数が非線形関係であることに基づいて、前記代表以外の発電機の相差角変化量を求めることを特徴とする電力系統解析装置。 In the electric power system analysis device according to any one of claims 1 to 7,
The stability calculation unit obtains a phase difference angle change amount of the non-representative generator based on a nonlinear relationship between a change amount of the phase difference angle of the representative generator and a conversion coefficient of the non-representative generator. A power system analysis device characterized by that.
前記換算係数作成部は、前記換算係数発電機の容量、単位慣性定数、又は定格出力に基づいて前記代表以外の発電機の換算係数を求めることを特徴とする電力系統解析装置。 In the electric power system analysis device according to claim 1,
The power conversion analysis device, wherein the conversion factor creating unit obtains a conversion factor of a generator other than the representative based on a capacity, a unit inertia constant, or a rated output of the conversion factor generator.
前記安定度計算部は、発電機の相差角を計算する途中で、前記グループを修正することを特徴とする電力系統解析装置。
In the electric power system analysis device according to claim 1,
The stability calculation unit corrects the group in the middle of calculating a phase difference angle of a generator.
前記安定度計算部は、発電機の相差角を計算する途中に、所定時間前の時刻における発電機の相差角の変化量の大きさに基づいて、前記グループを修正することを特徴とする電力系統解析装置。 In the electric power system analysis device according to any one of claims 1 to 10,
The stability calculation unit corrects the group based on the amount of change in the phase difference angle of the generator at a time before a predetermined time while calculating the phase difference angle of the generator. System analysis device.
前記安定度計算部は、発電機の相差角を計算する途中に、同グループの代表発電機を修正することを特徴とする電力系統解析装置。 In the electric power system analysis device according to claim 1,
The stability calculation unit corrects a representative generator of the same group in the middle of calculating the phase difference angle of the generator.
前記安定度計算部は、発電機の相差角を計算する途中に、所定時間前の時刻における発電機の相差角の変化量の大きさに基づいて、同グループの代表発電機を修正することを特徴とする電力系統解析装置。 In the electric power system analysis device according to any one of claims 1 to 12,
During the calculation of the phase difference angle of the generator, the stability calculation unit corrects the representative generator of the group based on the magnitude of the change amount of the phase difference angle of the generator at a time before a predetermined time. Characteristic power system analyzer.
前記安定度計算部で計算した系統の安定度に基づいて、系統の安定性に与える影響を評価する安定度評価部を更に備えることを特徴とする電力系統解析装置。 The power system analysis device according to claim 1 is:
A power system analysis device further comprising a stability evaluation unit that evaluates an influence on the stability of the system based on the stability of the system calculated by the stability calculation unit.
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