JP7106348B2 - System stabilizer - Google Patents
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Description
本発明の実施形態は、系統安定化装置に関する。 An embodiment of the present invention relates to a system stabilizer.
オンライン事前演算形系統安定化装置は、あらかじめ設定した想定事故ケースに対して系統解析シミュレーションを行い、電力系統が不安定となる想定事故が発生した場合に備えて、制御対象発電機を事前に選択しておき、実際に想定事故が発生した時に事前に選択しておいた制御対象発電機を遮断することにより、電力系統が不安定となる現象を未然に防止する装置である。 The online precomputation type system stabilizer performs system analysis simulations for preconfigured contingency cases, and selects generators to be controlled in advance in preparation for contingencies that cause the power system to become unstable. It is a device that prevents a phenomenon in which the electric power system becomes unstable by shutting off the control target generator selected in advance when an assumed accident actually occurs.
このようなオンライン事前演算形系統安定化装置は、オンライン系統情報の収集部と、系統データの記憶部と、解析用系統モデルの作成部と、系統解析シミュレーションの計算部と、系統安定度の判定部と、制御テーブルの設定部が設けられている。 Such an online precomputation type system stabilizer includes an online system information collection unit, a system data storage unit, a system model creation unit for analysis, a system analysis simulation calculation unit, and a system stability determination unit. and a control table setting section.
以上の構成要素を備えたオンライン事前演算形系統安定化装置では、まず収集部がオンライン系統情報を定周期で収集する。オンライン系統情報とは、電力系統のオンオフ情報（遮断器や断路器等の開閉状態）や、電力の需給状態（発電機出力や負荷、送電線や変圧器の有効及び無効電力、各電気所の母線電圧）に関する情報である。 In the on-line precomputation type system stabilizing device having the above components, first, the collection unit collects on-line system information at regular intervals. Online system information includes ON/OFF information of the power system (switching status of circuit breakers and disconnectors, etc.), power supply and demand status (generator output and load, active and reactive power of transmission lines and transformers, bus voltage).
一般的に、作成部は、収集部が収集したオンライン系統情報と、記憶部に予め記憶された系統データとを用いて、現時点の潮流状態を表わす解析用系統モデルを作成する。続いて、計算部は、この解析用系統モデルを用いて、系統解析シミュレーション計算を行う。そして、判定部は、計算部による系統解析シミュレーション計算結果を用いて、電力系統の安定度を判定する。 In general, the creation unit creates an analysis system model representing the current state of power flow using the online system information collected by the collection unit and system data pre-stored in the storage unit. Subsequently, the calculation unit performs system analysis simulation calculation using this analysis system model. Then, the determination unit determines the stability of the power system using the system analysis simulation calculation result by the calculation unit.
計算部は、例えば、予め記憶された複数の想定事故種別データを利用して複数の解析条件を設定しておき、設定した各解析条件に従って系統解析シミュレーション計算を行なう。判定部は、各解析条件に対して電力系統が安定か不安定かを判定する。さらに、設定部は、判定部が安定と判定したときの制御対象発電機選択の組合せを、電力系統の安定度維持に必要な制御対象発電機選択の組合せとして制御テーブルに設定する。ここで、制御テーブルは、全ての想定事故ケースについて、実際に想定事故が発生した場合に遮断する発電機の組合せを設定したものであり、前記の一連の機能部を周期的に実行することにより、想定事故発生に備えて周期的に更新される。 The calculation unit, for example, sets a plurality of analysis conditions using a plurality of presumed accident type data stored in advance, and performs system analysis simulation calculation according to each set analysis condition. The determination unit determines whether the power system is stable or unstable for each analysis condition. Furthermore, the setting unit sets, in the control table, a combination of selected control target generators when the determination unit determines that the generators are stable as a combination of selected control target generators necessary for maintaining the stability of the electric power system. Here, the control table sets combinations of generators to be cut off when an assumed accident actually occurs for all assumed accident cases. , is periodically updated in preparation for the occurrence of a hypothetical accident.
以上のように、オンライン事前演算形系統安定化装置では、解析用系統モデルを用いて系統解析シミュレーションを行うことにより、電力系統の安定度維持に必要な制御対象発電機を、事故が発生する前に決定する。したがって、オンライン事前演算形系統安定化装置では、想定事故が発生した際、当該想定事故発生時の電力系統を安定化するために事前に選択しておいた制御対象発電機に対して迅速に制御指令を出力し、当該制御対象発電機を電力系統から切り離すことにより、残りの発電機の脱調を未然に防ぐことができる。必要最小限の発電機遮断によって、不安定現象を系統全体に波及させることなく、電力系統の安定運転を維持することができる。 As described above, the online precomputation type system stabilizer performs a system analysis simulation using a system model for analysis. to decide. Therefore, in the online pre-computation type system stabilizer, when an assumed accident occurs, the power generator selected in advance to be controlled can be quickly controlled in order to stabilize the power system at the time of the assumed accident. By outputting the command and disconnecting the generator to be controlled from the electric power system, it is possible to prevent the remaining generators from being out of step. By shutting off generators to the minimum necessary extent, stable operation of the power system can be maintained without causing unstable phenomena to spread throughout the system.
オンライン事前演算形系統安定化装置の適用範囲は拡がっており、最近では、ディジタルリレーのハードウェアを適用した系統安定化装置が知られている（例えば、特許文献１）。ディジタルリレーはマイコンベースのハードウェアであるため系統解析シミュレーション計算で扱える系統規模に制約はあるものの、システム導入費用の低減が期待できる。また、ディジタルリレーは使用期間が例えば１５～２０年と長寿命であり、そのハードウェアを適用することにより保守性の面で大きなメリットが得られる。 The scope of application of on-line precomputation type system stabilizers is expanding, and recently, system stabilizers to which digital relay hardware is applied are known (for example, Patent Document 1). Since digital relays are microcomputer-based hardware, there are restrictions on the system scale that can be handled in system analysis simulation calculations, but they can be expected to reduce system installation costs. Moreover, the digital relay has a long service life of, for example, 15 to 20 years, and application of this hardware provides a great advantage in terms of maintainability.
オンライン事前演算形系統安定化装置において行われるオンライン事前演算では、安定化対象とする想定事故ケースのそれぞれについて、制御対象の選択組合せを変えながら過渡安定度計算を繰り返し行い、不安定現象を安定化でき且つ選択した制御対象発電機の出力の総和（以下、制御量という）が最小または極力少ない制御対象の選択組合せを求め、制御対象選択結果として制御テーブルに設定する。ここで、１回のオンライン事前演算に要する時間を演算周期といい、演算負荷の殆どを占める過渡安定度計算の総回数でほぼ決まる。通常、演算周期は、想定事故ケース毎に行う過渡安定度計算の合計回数、すなわち、想定事故ケース毎の制御対象選択組合せ数の総和を考慮して決定される。 In the online pre-calculation performed by the online pre-calculation type system stabilizer, the transient stability calculation is repeatedly performed while changing the selected combination of the controlled objects for each assumed accident case to be stabilized, and the unstable phenomenon is stabilized. A selected combination of controlled objects that minimizes or minimizes the total sum of outputs of the selected controlled object generators (hereinafter referred to as a control amount) is obtained, and is set in the control table as a controlled object selection result. Here, the time required for one online pre-computation is called a computation cycle, which is almost determined by the total number of transient stability calculations that occupy most of the computation load. Normally, the computation period is determined by considering the total number of transient stability calculations performed for each assumed accident case, that is, the total number of selected combinations of controlled objects for each assumed accident case.
ここで、オンライン事前演算形系統安定化装置においては、演算周期が短いほど系統状態の変化への追従性が高まるため演算周期は短い方が好ましい。しかしながらディジタルリレー形の系統安定化装置の場合、ディジタルリレーがマイコンベースの装置であるため、演算速度の制約があり、系統解析シミュレーション計算の対象とする電力系統の規模の大きさによっては演算周期が長くなる可能性があった。 Here, in the on-line precomputation type system stabilizer, the shorter the computation cycle, the higher the ability to follow changes in the system state, so the shorter the computation cycle, the better. However, in the case of a digital relay type system stabilizer, since the digital relay is a device based on a microcomputer, there are restrictions on the operation speed. could have been longer.
演算周期の短縮方法として、１回の演算周期の中で繰り返し行う過渡安定度計算の回数を削減する方法が効果的である。すなわち、数少ない計算回数で不安定現象を最小の制御量で安定化できる最適な制御対象発電機を組合せる。従来技術は、想定事故１つ１つに対して、制御対象発電機の組合せを変えながら系統解析シミュレーション計算を繰り返し行い、小さい制御量で安定化できる制御対象発電機組合せを決定するものであった。このため１回の演算周期につき、系統解析シミュレーション計算が最低限の回数必要であり、その分演算周期が長くなってしまう。 As a method of shortening the calculation cycle, it is effective to reduce the number of times of transient stability calculations that are repeated in one calculation cycle. In other words, the optimal generators to be controlled that can stabilize the unstable phenomenon with the minimum amount of control are combined with a small number of calculations. Conventional technology repeatedly performs system analysis simulation calculations while changing the combination of controlled generators for each assumed accident, and determines the controlled generator combination that can be stabilized with a small amount of control. . For this reason, the minimum number of system analysis simulation calculations is required for one calculation cycle, and the calculation cycle becomes longer accordingly.
本発明が解決しようとする課題は、ディジタルリレーのハードウェアを適用し保守負担や費用の低減を実現しつつ、演算周期を短縮し、時々刻々変化する電力系統への追従性を高めた系統安定化装置を提供することである。 The problem to be solved by the present invention is to reduce the maintenance burden and costs by applying digital relay hardware, shorten the calculation cycle, and improve the ability to follow the ever-changing electric power system. It is to provide a conversion device.
実施形態の系統安定化装置は、取得部と、作成部と、計算部と、判定部と、設定部と、選択部と、を持つ。取得部は、電力系統から系統情報を取得する。作成部は、前記取得部により取得された前記系統情報を用いて解析用系統モデルを作成する。計算部は、前記作成部で作成した解析用系統モデルを用いて、想定事故が生じた場合の系統解析シミュレーション計算を行う。判定部は、前記計算部により求められた計算結果に基づいて前記電力系統が安定か不安定を判定する。設定部は、前記判定部により安定と判定された場合、制御対象の発電機の組合せを選択して制御テーブルに設定する。選択部は、前記取得部、前記作成部、前記計算部、および前記判定部における処理が所定周期で実行される際、それぞれの周期において、前回の周期において前記設定部により前記制御テーブルに設定された前回の制御対象の発電機の組合せから台数を増減することにより、今回の周期の前記計算部の計算のための制御対象の発電機の組合せを想定事故毎に１組決定する。前記計算部は、前記選択部により決定された制御対象の発電機の組合せを遮断した場合の系統解析シミュレーション計算を１回実行する。 A system stabilization device of an embodiment has an acquisition unit, a creation unit, a calculation unit, a determination unit, a setting unit, and a selection unit. The acquisition unit acquires system information from the power system. The creation unit creates a system model for analysis using the system information acquired by the acquisition unit. The calculation unit uses the analysis system model created by the creation unit to perform a system analysis simulation calculation in the event of an assumed accident. A determination unit determines whether the power system is stable or unstable based on the calculation result obtained by the calculation unit. The setting unit selects a combination of generators to be controlled and sets them in the control table when the determining unit determines that they are stable. When the processing in the acquisition unit, the creation unit, the calculation unit, and the determination unit is executed in a predetermined cycle, the selection unit is configured to set in the control table by the setting unit in the previous cycle in each cycle. By increasing or decreasing the number of generators to be controlled from the previous combination of generators to be controlled, one set of generators to be controlled for the calculation of the calculation unit for the current period is determined for each assumed accident. The calculation unit performs once a system analysis simulation calculation when the combination of generators to be controlled determined by the selection unit is shut off.
（第１の実施形態）
以下、第１実施形態の系統安定化装置を、図面を参照して説明する。図１は、系統安定化装置が適用される系統安定化システムの構成の一例を示す図である。系統安定化システムＳは、電力系統Ｐを安定化するための制御を行う系統安定化システムである。
(First embodiment)
Hereinafter, the system stabilization device of the first embodiment will be described with reference to the drawings. Drawing 1 is a figure showing an example of composition of a system stabilization system to which a system stabilizer is applied. The system stabilization system S is a system stabilization system that performs control for stabilizing the power system P. As shown in FIG.
系統安定化システムＳは、１回の演算周期の中で行う系統解析シミュレーション計算の回数を制限し、演算周期を追う毎に最適な制御対象発電機組合せに近づけていくようにして演算周期の短縮を図るものである。具体的には、系統安定化システムＳは、１回の演算周期の中で行う系統解析シミュレーション計算の回数を例えば１回とし、前回の周期における演算で求めた制御対象発電機組合せから制御台数、あるいは制御量を減らす方向で今回の周期における演算用の制御対象選択発電機の組合せを求め、系統解析シミュレーション計算を行い、結果が安定の場合はその制御対象選択発電機の組合せを制御テーブルに設定する。また、系統安定化システムＳは、演算周期を重ねる過程で制御量不足となり、系統解析シミュレーション計算の結果が不安定となる場合には、オフライン整定値を用いて求める制御対象発電機選択組合せ（以下、バックアップ制御選択という）を制御テーブルに設定する。 The system stabilization system S limits the number of system analysis simulation calculations performed in one operation cycle, and shortens the operation cycle by approaching the optimum combination of generators to be controlled each time the operation cycle is followed. It is intended to Specifically, the system stabilization system S sets the number of system analysis simulation calculations performed in one calculation cycle to, for example, once, and the number of control target generator combinations obtained in the calculation in the previous cycle, the number of controlled generators, Alternatively, in the direction of decreasing the amount of control, find the combination of selected controlled generators for calculation in this cycle, perform system analysis simulation calculation, and if the result is stable, set the combination of selected controlled generators in the control table. do. In addition, when the system stabilization system S becomes insufficient in the control amount in the process of repeating the calculation cycle and the result of the system analysis simulation calculation becomes unstable, the control target generator selection combination (hereinafter referred to as , backup control selection) in the control table.
系統安定化システムＳは、例えば、中央演算装置１（系統安定化装置）と、事故検出端末装置２と、制御端末装置３から構成され、電力系統Ｐに接続される。電力系統Ｐは、例えば、発電機、母線、変圧器あるいは送電線、負荷、調相設備、遮断器、断路器から構成され、電圧計測用変成器、電流計測用変成器を備える。
The system stabilizing system S includes, for example, a central processing unit 1 (system stabilizing device), an accident
事故検出端末装置２は、電力系統Ｐから系統情報および電力系統Ｐに生じた事故情報を取得し、中央演算装置１に出力する。事故検出端末装置２は、例えば、変電所、開閉所、発電所など、必要箇所に設置される。
The accident
中央演算装置１は、給電系統網Ｎ経由で入力した系統情報と、事故検出端末装置２から入力した系統情報および事故情報とを用いて、電力系統Ｐに想定事故が発生した場合に生じる不安定現象を安定化するための制御内容、すなわち、制御対象の発電機の組合せを事前に定周期で演算しておき、実際に想定事故が発生した場合に、事前に定周期で求めておいた制御対象の発電機の組合せを遮断するための制御指令を出力する。
The central processing unit 1 uses the system information input via the power supply system network N and the system information and the accident information input from the accident
制御端末装置３は、中央演算装置１から入力した制御指令に基づいて、該当遮断器を制御して、該当発電機を遮断する。制御端末装置３は、例えば、発電所など、必要箇所に設置される。
Based on the control command input from the central processing unit 1, the
中央演算装置１は、例えば、系統情報収集部１０１と、系統モデル作成部１０２と、事故シーケンス編集部１０３と、潮流計算・過渡安定度計算部１０４と、安定度判定部１０５と、選択対象リスト作成部１０６と、前回選択－１台選択部１０７と、バックアップ制御目標量算出部１０８と、バックアップ制御選択部１０９と、制御テーブル設定部１１０と、制御対象事故判定部１１１と、制御指令出力部１１２とを備える。
The central processing unit 1 includes, for example, a system
系統情報収集部１０１（取得部）は、電力系統Ｐの接続状態および電力の需給状態に関する系統情報を、オンラインで電力系統Ｐから、または給電情報網Ｎ経由で、一定周期で収集する。系統情報収集部１０１は、事故検出端末装置２から系統情報を取得してもよい。オンラインで収集される系統情報とは、電力系統の接続状態に関するオンオフ情報や、電力の需給状態に関する計測情報を含む。電力系統のオンオフ情報とは、遮断器や断路器等の開閉状態に関する情報である。計測情報とは、発電機出力、負荷、送電線、変圧器の有効及び無効電力、各電気所の母線電圧に関する情報を含む。
The system information collection unit 101 (acquisition unit) collects system information about the connection state of the power system P and the supply and demand state of power from the power system P online or via the power supply information network N at regular intervals. The system
系統モデル作成部１０２は、系統情報収集部１０１により収集された系統情報に基づいてオンライン系統モデルを生成する。ここで、系統モデルは、ノードとブランチから構成される（図２参照）。ノードは母線、発電機、負荷をデータ化したものであり、識別情報であるノード番号に対して、ノードタイプ、有効電力、無効電力、及び電圧等の情報が対応付けられた情報である。ブランチは送電線、変圧器をデータ化したものであり、識別情報であるブランチ番号に対して、接続先のノード番号（始端ノードと終端ノード）、運用回線数、インピーダンス等が対応付けられた情報である。系統モデル作成部１０２は、事故発生前において、取得した系統情報とあらかじめ記憶されている系統設備データとに基づいて、状態推定計算を行い、その時点の系統状態と等価なオンライン系統モデルを作成する。
The system model creation unit 102 generates an online system model based on the system information collected by the system
事故シーケンス編集部１０３は、系統モデル作成部１０２により生成されたオンライン系統モデルに、安定化対象とする想定事故の事故シーケンスを追加して系統解析用データを生成する。事故シーケンスは、想定事故の発生、事故除去リレー動作による事故除去および再閉路実施等の一連の事象を時系列で設定したものであり、制御対象発電機の遮断シーケンスを含む。事故シーケンス編集部１０３は、前回選択－１台選択部１０７で選択された今回計算用の制御対象発電機選択結果（以下、今回選択結果）を事故シーケンスに反映し、系統解析用データを生成する。
The
図２は、解析用系統データＫの内容の一例を示す図である。解析用系統データＫには、系統モデル作成部１０２により作成されたオンライン系統モデルＫ１、発電機定数、発電機制御系および負荷特性情報Ｋ２、事故シーケンス情報Ｋ３等の情報が含まれる。発電機定数情報は、発電機番号に対して、定格容量、定格出力、内部定数等が対応付けられた情報である。発電機制御系情報は発電機に付加されるガバナおよびＡＶＲ等の制御系の制御ブロック回路である。負荷特性は対象系統に含まれる負荷の有効および無効電力の電圧および周波数特性を設定したものである。事故シーケンス情報Ｋ３は、系統事故の発生、事故除去リレー動作による事故除去および再閉路実施などの一連の事象を、時刻、事故種別、事故相、事故ブランチ、事故点情報等で表現し時系列に設定した情報である。 FIG. 2 is a diagram showing an example of the contents of the system data K for analysis. The analysis system data K includes information such as the online system model K1 created by the system model creation unit 102, generator constants, generator control system and load characteristics information K2, and accident sequence information K3. The generator constant information is information in which the rated capacity, rated output, internal constants, etc. are associated with the generator number. The generator control system information is a control block circuit of a control system such as a governor and AVR added to the generator. The load characteristics set the voltage and frequency characteristics of the active and reactive power of the loads included in the target system. The accident sequence information K3 expresses a series of events such as the occurrence of a system fault, fault removal by fault removal relay operation, and reclosing by means of time, fault type, fault phase, fault branch, fault point information, etc., and displays them in chronological order. This is the information you set.
図１に戻り、潮流計算・過渡安定度計算部１０４は、事故シーケンス編集部１０３により生成された解析用系統データＫを用いて、電力系統Ｐにおける想定事故発生前の潮流計算と、想定事故発生後の過渡安定度計算を行う。
Returning to FIG. 1, the power flow calculation/transient
安定度判定部１０５は、潮流計算・過渡安定度計算部１０４により計算された過渡安定度計算結果が安定か不安定かを判定する。安定度判定部１０５は、過渡安定度計算結果を安定と判定したときに、制御テーブル設定部１１０に判定結果を受け渡す。制御テーブル設定部１１０は、安定度判定部１０５が安定と判定した時点の今回選択結果を制御テーブルに設定する。制御テーブル設定部１１０は、図では設定部１２６とも表記している。
The stability determination unit 105 determines whether the transient stability calculation result calculated by the power flow/transient
なお、系統情報収集部１０１、系統モデル作成部１０２、事故シーケンス編集部１０３、潮流計算・過渡安定度計算部１０４、および安定度判定部１０５を合わせたものが「判定部」の一例である。図では、「判定部１２５」と表記している。
A combination of the system
即ち、判定部１２５は、系統情報収集部１０１により取得された系統情報に基づいて、電力系統Ｐに想定事故が生じた際の系統解析シミュレーション計算を行い、今回選択した制御対象発電機の組合せで制御を実施した場合に、電力系統Ｐを安定化できるか否かを判定する。
That is, based on the system information acquired by the system
選択対象リスト作成部１０６は、系統情報収集部１０１から取得した系統情報を参照、すなわち、制御対象発電機の運転情報として該当発電機の発電機の出力電力値、遮断機および開閉器等のオンオフ状態を読み出して、制御対象発電機とその運転状態とを対応付けて格納し、今回の系統解析シミュレーション計算に用いる制御対象発電機を選択するための選択対象リストを生成する。
The selection target
前回選択－１台選択部１０７は、１周期前に制御テーブル設定部１１０に設定された選択結果（以下、前回選択結果）と、選択対象リスト作成部１０６により生成された選択対象リストとを参照し、今回周期の系統解析シミュレーション計算に用いる制御対象発電機の組合せを選択し、今回選択結果とする。ここで、選択対象リストの内訳は時々刻々変化するため、前回選択結果の選択組合せをそのまま使うことはできない。そこで例えば、今回選択結果の選択においては、まず、前回選択結果の制御量を満たすように選択対象リストから選択した選択組合せを改めて前回選択結果とし、改めて求めた前回選択結果の台数から１台減らすように選択する。
The previous selection-one
なお、選択対象リスト作成部１０６および前回選択－１台選択部１０７を合わせたものが「選択部」の一例である。図では、選択部１３０と表示している。即ち、選択部１３０は、１周期前に制御テーブル設定部１１０にて制御テーブルに設定した前回選択結果の台数から１台減らして今回の周期の系統解析シミュレーション計算に用いる今回選択結果とする。
A combination of the selection target
バックアップ制御目標量算出部１０８は、系統情報収集部１０１から系統情報を取得し、取得した系統情報のうち想定事故が発生した場合に電力系統の安定化に必要となる制御量（以下、必要制御量）と相関のあるパラメータ潮流値を読み出し、そのパラメータ潮流値と予め装置に設定しておいたバックアップ制御目標量算出用整定値を用いてバックアップ制御目標量を算出する。バックアップ制御目標量算出用整定値は、例えば、パラメータ潮流値と必要制御量とを対応付けた情報であり、通常、オフライン系統解析シミュレーションにより予め決定され、中央演算装置に設定しておくものである。例えば、パラメータ潮流値と必要制御量との間に１次関数（ｙ＝ａｘ＋ｂ、ここでｙ：必要制御量、ｘ：パラメータ潮流値）の相関関係が有る場合、想定事故ケース毎に比例係数ａと切片ｂを求め、装置に設定する。このようにして、パラメータ潮流値が計測できれば、バックアップ制御目標量算出用整定値を使うことにより、想定事故が発生した場合の必要制御量を求めることができる。ここで、バックアップ制御目標量は、例えば、系統が運用される時間帯および季節等を問わず、想定事故発生時の不安定現象を所定基準以上に安定化できるだけの遮断量を確保するように決定される。
The backup control target
バックアップ制御選択部１０９は、選択対象リスト作成部１０６により生成された選択対象リストと、バックアップ制御目標量算出部１０８により算出されたバックアップ制御目標量とを用いてバックアップ制御目標量を満たす制御対象発電機の組合せを選択する。バックアップ制御選択部１０９は、選択した制御対象発電機の組合せをバックアップ用制御対象選択結果として制御テーブル設定部１１０に出力する。
The backup
なお、バックアップ制御目標量算出部１０８およびバックアップ制御選択部１０９を合わせたものが「バックアップ選択部」の一例である。図では、「バックアップ選択部１４０」と表記している。バックアップ選択部１４０は、系統情報収集部１０１により取得された系統情報に基づいて、予め設定されたバックアップ制御目標量算出用整定値に従って電力系統Ｐを所定基準以上に安定化できるバックアップ制御目標量を算出し、バックアップ制御目標量を満たす制御対象を選択対象リストから選択し、バックアップ制御選択結果とする。
A combination of the backup control target
制御テーブル設定部１１０では、安定度判定部１０５による判定結果が安定であった場合には前回選択－１台選択部１０７が選択した今回選択結果を制御テーブルに設定する。また、制御テーブル設定部１１０では、安定度判定部１０５による判定結果が不安定であった場合にはバックアップ制御選択部１０９により選択されたバックアップ制御選択結果を制御テーブルに設定する。
In the control
制御対象事故判定部１１１は、事故検出端末装置２から事故情報を取得し、制御対象事故の発生を検出する。制御対象事故判定部１１１は、制御対象事故の発生の検出結果を制御指令出力部１１２に出力する。
The controlled
制御指令出力部１１２は、制御対象事故判定部１１１により検出された制御対象事故の検出結果に基づいて、検出された制御対象事故に対応した制御対象選択発電機の組合せを制御テーブル設定部１１０が設定した制御テーブルから読み出し、制御指令として制御端末装置３に出力する。
Based on the detection result of the controlled accident detected by the controlled
次に、中央演算装置１の演算について説明する。図３は、中央演算装置１による制御量の推移を示す図である。図１において制御テーブル設定部１１０が演算周期毎に制御テーブルに設定する制御対象発電機選択結果の制御量の推移を、時間経過を横軸に取って示したものである。
Next, calculations of the central processing unit 1 will be described. FIG. 3 is a diagram showing changes in the amount of control by the central processing unit 1. As shown in FIG. In FIG. 1, the transition of the control amount of the control target generator selection result set in the control table by the control
中央演算装置１は、毎回行われるそれぞれの演算周期で、１周期前に設定された前回選択結果から選択台数を１台減らして今回周期の系統解析シミュレーション計算を行い、安定か不安定かを判定する。結果が安定の間は、演算周期を追うごとに制御対象発電機の選択台数を１台ずつ減らしていく。これにより、演算周期を重ねるごとに制御量を最適な制御量に近づけていく。最適な制御量よりも台数を減らしてしまうと、制御量不足のため不安定となり、その回の制御量はバックアップ制御選択結果の電制量となる。次の演算周期では再び前回選択結果から選択台数を１台減らして、演算周期を繰り返す。 The central processing unit 1 reduces the number of selected units by one from the previous selection result set one cycle before, performs the system analysis simulation calculation of the current cycle, and determines whether it is stable or unstable. do. While the result is stable, the number of selected generators to be controlled is reduced by one with each calculation cycle. As a result, the control amount is brought closer to the optimum control amount each time the calculation cycle is repeated. If the number of units is reduced below the optimum control amount, the control amount will be insufficient, resulting in instability. In the next calculation cycle, the selected number is reduced by one from the previous selection result, and the calculation cycle is repeated.
従来技術のオンライン事前演算における制御対象発電機選択は、１回の演算周期の中で系統解析シミュレーション計算を必要回数繰り返し、最適制御量となる制御対象の発電機の組合せを求める。それに対して、上述した第１の実施形態によれば、１回の演算周期での系統解析シミュレーション計算の回数を制限しながら、演算周期を追うごとに最適制御量となる制御対象の発電機の組合せを探索する。これにより、中央演算装置１は、ディジタルリレーのハードウェアを適用し保守負担や費用の低減を実現しつつ、演算周期を短縮し、時々刻々変化する電力系統への追従性を高めることができる。 In the prior art online pre-computation, the generators to be controlled are selected by repeating system analysis simulation calculations the required number of times in one computation cycle to obtain a combination of generators to be controlled that provides the optimum control amount. On the other hand, according to the above-described first embodiment, while limiting the number of system analysis simulation calculations in one calculation cycle, the control amount of the generator to be controlled becomes the optimum control amount every time the calculation cycle is followed. Explore combinations. As a result, the central processing unit 1 can reduce the maintenance burden and costs by applying the hardware of the digital relay, shorten the operation cycle, and improve the followability to the electric power system that changes from moment to moment.
（第２の実施形態）
第１の実施形態の中央演算装置１は、制御対象発電機選択の組合せを決定する際に、１周期前の選択組合せから無条件に１台減らして今回周期の計算で用いる今回選択結果を選択していた。そのため、１周期前に設定した前回選択結果の電制量が既に最適な制御量に達していたとしても、過剰に１台減らしてしまうことになる。これにより、制御量不足により不安定となり、定期的にバックアップ制御選択結果に戻ってしまう（図３参照）。バックアップ制御選択結果による制御実施は所定基準以上に安定化できる制御量を確保できる反面、多め制御の傾向があるため、できる限り回避する方法を考える。
(Second embodiment)
The central processing unit 1 of the first embodiment selects the current selection result to be used in the calculation of the current cycle by unconditionally subtracting one generator from the selection combination of the previous cycle when determining the combination of selected generators to be controlled. Was. Therefore, even if the shedding amount of the previous selection result set one cycle before has already reached the optimum control amount, one unit is excessively reduced. As a result, the amount of control becomes insufficient, resulting in instability, and the backup control selection result is returned periodically (see FIG. 3). The execution of control based on the result of backup control selection can secure a control amount that can be stabilized above a predetermined standard, but on the other hand, there is a tendency for excessive control.
そこで、第２の実施形態では、前回選択結果から選択台数を１台減らしてよいか否かの判定を持たせ、バックアップ制御選択結果が制御テーブルに設定される頻度の低減を狙うものである。以下の説明では、第１の実施形態と同一の構成については同一の名称、符号を用い、重複する説明については適宜省略する。 Therefore, in the second embodiment, it is intended to reduce the frequency with which the backup control selection result is set in the control table by providing a judgment as to whether or not the number of selected units can be decreased by one from the previous selection result. In the following description, the same names and reference numerals are used for the same configurations as in the first embodiment, and overlapping descriptions are omitted as appropriate.
図４は、第２の実施形態の中央演算装置１Ａの構成の一例を示す図である。中央演算装置１Ａは、中央演算装置１に比して更に、前回パラメータ潮流値記憶部１１３と、パラメータ潮流値減少検出部１１４とを備える。パラメータ潮流値が前回値から減少した場合には、電力系統の潮流状態が前回周期時点よりも安定方向に移行したと判断できる。よって、パラメータ潮流値が前回値から減少したことを検出した場合には、前回選択結果から選択台数を減らして今回選択結果を求める。パラメータ潮流値が前回値から減少していない場合には、逆に、電力系統の潮流状態が前回周期時点よりも不安定方向に移行したと判断し、前回選択結果の選択台数を維持するようにする。
FIG. 4 is a diagram showing an example of the configuration of the central processing unit 1A of the second embodiment. The central processing unit 1</b>A further includes a previous parameter power flow
前回パラメータ潮流値記憶部１１３は、毎演算周期の最後、すなわち、安定度判定部１０５で判定結果が出たタイミングで、今回周期のパラメータ潮流値を記憶し、次回周期での前回値として使用する。
The previous parameter power flow
パラメータ潮流値減少検出部１１４は、パラメータ潮流値が前回の周期において記憶した前回パラメータ潮流値から減少したかどうかを検出する。 The parameter power-flow value decrease detection unit 114 detects whether the parameter power-flow value has decreased from the previous parameter power-flow value stored in the previous cycle.
前回選択－１台選択部１０７は、パラメータ潮流値減少検出部１１４でパラメータ潮流値が前回周期時点よりも減少したことを検出した場合に限り、前回選択結果から選択台数を１台減らす。逆に、前回選択－１台選択部１０７は、パラメータ潮流値減少検出部１１４でパラメータ値が前回周期時点よりも減少したことを検出していない場合には、前回選択結果の選択台数を維持する。
The previous selection-one
この構成により、第２の実施形態の中央演算装置１Ａは、前回選択結果から過剰に選択台数を減らす頻度を減らすことができる。 With this configuration, the central processing unit 1A of the second embodiment can reduce the frequency of excessively reducing the number of units selected from the previous selection result.
図５は、中央演算装置１Ａによる制御量の推移を示す図である。図４において制御テーブル設定部１１０が演算周期毎に制御テーブルに設定する制御対象の発電機の組合せの選択結果の制御量の推移を、時間経過を横軸に取って示したものである。中央演算装置１Ａでは、パラメータ潮流値の前回周期からの減少を判定条件に加えることにより、電力系統の潮流分布が増加し安定度が不安定方向に移行しているときに過剰に選択台数を減らすことがなくなる。
FIG. 5 is a diagram showing changes in the amount of control by the central processing unit 1A. In FIG. 4, the transition of the control amount resulting from the selection of the combination of generators to be controlled set in the control table by the control
以上説明した第２の実施形態によれば、中央演算装置１Ａは、電力系統の潮流分布が増加し安定度が不安定方向に移行しているときに過剰に選択台数を減らすことがなくなるため、結果、第１の実施形態の中央演算装置１に比べて、バックアップ制御選択に戻る頻度を削減することができる。 According to the second embodiment described above, the central processing unit 1A does not excessively reduce the number of selected units when the power flow distribution of the power system increases and the stability shifts to an unstable direction. As a result, compared to the central processing unit 1 of the first embodiment, the frequency of returning to backup control selection can be reduced.
（第３の実施形態）
第３の実施形態では、第２の実施形態に比して更に、バックアップ制御選択に戻る頻度の低減を狙ったものである。以下の説明では、第１および第２の実施形態と同一の構成については同一の名称、符号を用い、重複する説明については適宜省略する。
(Third Embodiment)
The third embodiment aims to further reduce the frequency of returning to backup control selection as compared to the second embodiment. In the following description, the same names and symbols are used for the same configurations as those of the first and second embodiments, and duplicate descriptions are omitted as appropriate.
図６は、第３の実施形態の中央演算装置１Ｂの構成の一例を示す図である。第２の実施形態の中央演算装置１Ａでは、パラメータ潮流値が前回周期時点から減少していない場合には、前回選択結果から選択台数を変えない。よって、パラメータ潮流値が想定以上に増加した場合には前回選択結果と同じ選択台数での制御実施でも制御量不足となり不安定となる可能性がある。そこで、中央演算装置１Ｂでは、第２の実施形態の中央演算装置１Ａに比して、パラメータ潮流値減少検出部１１４を、パラメータ潮流値変化検出部１１４ａに置換え、パラメータ潮流値が前回周期時点からの減少だけでなく増加も検出できるようにした。併せて、前回選択－１台選択部１０７を前回選択±１台選択部１０７ａに置換え、パラメータ潮流値の前回周期時点からの増減に対応して、前回選択結果から選択台数を増減できるようにした。
FIG. 6 is a diagram showing an example of the configuration of the central processing unit 1B of the third embodiment. In the central processing unit 1A of the second embodiment, when the parameter power flow value has not decreased since the previous period, the selected number of vehicles is not changed from the previous selection result. Therefore, if the parameter power flow value increases more than expected, there is a possibility that the amount of control will be insufficient and the control will become unstable even if the control is performed with the same number of selected vehicles as the previous selection result. Therefore, in the central processing unit 1B, compared to the central processing unit 1A of the second embodiment, the parameter power flow value decrease detection unit 114 is replaced with a parameter power flow value
パラメータ潮流値変化検出部１１４ａは、前回パラメータ潮流値記憶部１１３で記憶した前回周期時点のパラメータ潮流値を基準とし、今回周期のパラメータ潮流値が増加したか減少したかを検出する。
The parameter power flow value
前回選択±１台選択部１０７ａは、パラメータ潮流値変化検出部１１４ａでの判定結果である、パラメータ潮流値増加検出、およびパラメータ潮流値減少検出に応じて、パラメータ潮流増加の場合には、前回選択結果から１台増やし、パラメータ潮流値減少の場合には、前回選択結果から１台減らして、今回選択結果を求める。
The previous selection ±1
図７は、中央演算装置１Ｂによる制御量の推移を示す図である。図６において制御テーブル設定部１１０が演算周期毎に制御テーブルに設定する制御対象発電機選択結果の制御量の推移を、時間経過を横軸に取って示したものである。中央演算装置１Ｂは、パラメータ潮流値の前回周期時点からの増加に応じて、前回選択結果から選択台数を増加することができる。
FIG. 7 is a diagram showing changes in the amount of control by the central processing unit 1B. In FIG. 6, the transition of the control amount of the control target generator selection result set in the control table by the control
以上説明した第３の実施形態によれば、中央演算装置１Ｂは、電力系統の潮流分布が増加し安定度が不安定方向に移行しているときには選択台数を増やすことができるので、結果、第２の実施形態の中央演算装置１Ａに比べて、バックアップ制御選択に戻る頻度を削減することができる。 According to the third embodiment described above, the central processing unit 1B can increase the number of units to be selected when the power flow distribution of the power system increases and the stability shifts toward instability. Compared to the central processing unit 1A of the second embodiment, the frequency of returning to backup control selection can be reduced.
（第４の実施形態）
第２および第３の実施形態では、前回選択結果から選択台数を減らしたり増やしたりする条件の判定量として、パラメータ潮流値を用いた。パラメータ潮流値による判定では、前回周期時点から系統が安定方向か不安定方向かの傾向は把握できるが、前回選択結果から選択台数を減らす余裕があるかどうかの判断は難しい。そこで、第４の実施形態では、パラメータ潮流値の代わりに、発電機内部位相角を用いる。発電機内部位相角は、同期発電機の過渡領域や中間領域の安定度を判定するのに最適な指標である。なお、発電機内部位相角は系統解析シミュレーション計算によって求めるため、本実施形態のように１回の演算周期で系統解析シミュレーション計算を１回行う方法においては、前回周期で計算した発電機内部位相角を判定に使用する。前回周期で求めた発電機内部位相角には、前回選択結果で制御を行った場合の制御効果が反映されているので、その発電機内部位相角を用いることにより、前回選択結果から選択台数を減らせるか、逆に、選択台数を増やした方がよいかの判断ができる。
(Fourth embodiment)
In the second and third embodiments, the parameter power flow value is used as the determination amount of the condition for decreasing or increasing the number of selected vehicles from the previous selection result. Judgment based on the parameter power flow value can grasp the tendency of the system to be stable or unstable from the time of the previous cycle, but it is difficult to judge whether there is room to reduce the number of selected units based on the results of the previous selection. Therefore, in the fourth embodiment, the generator internal phase angle is used instead of the parameter power flow value. The generator internal phase angle is the best index for judging the stability of the transient region and intermediate region of the synchronous generator. In addition, since the generator internal phase angle is obtained by the system analysis simulation calculation, in the method of performing the system analysis simulation calculation once in one calculation period as in the present embodiment, the generator internal phase angle calculated in the previous period is used for judgment. The generator internal phase angle obtained in the previous cycle reflects the control effect when control was performed with the previous selection result. It is possible to judge whether it is better to reduce the number of vehicles or, conversely, to increase the number of vehicles to be selected.
以下の説明では、上記実施形態と同一の構成については同一の名称、符号を用い、重複する説明については適宜省略する。図８は、第４の実施形態の中央演算装置１Ｃの構成の一例を示す図である。 In the following description, the same names and reference numerals are used for the same configurations as those of the above-described embodiment, and overlapping descriptions are omitted as appropriate. FIG. 8 is a diagram showing an example of the configuration of the central processing unit 1C of the fourth embodiment.
中央演算装置１Ｃは、第３の実施形態の中央演算装置１Ｂに比して、前回パラメータ潮流値記憶部１１３の代わりに、前回発電機δピーク値記憶部１１５を設け、パラメータ潮流値変化検出部１１４ａの代わりに、前回発電機δピーク値閾値判定部１１６を設け、更に、前回選択±１台選択部１０７ａの代わりに、前回発電機δピーク値閾値判定部１１６の判定出力である発電機δピーク値閾値超過検出および発電機δピーク値閾値未満検出に応じて選択台数を増やしたり減らしたりする前回選択±１台選択部１０７ｂを設けたものである。
Compared to the central processing unit 1B of the third embodiment, the central processing unit 1C is provided with a previous generator δ peak
図９は、第４の実施形態の事故発生後の対象系統内の発電機の内部位相角の動きの一例を示す波形図である。同図は、Ｔ＝ｔ１時点で系統事故が発生し、Ｔ＝ｔ２時点で事故除去された場合の、対象系統に接続され運転中の発電機の内部位相角の動揺を示している。同図中、実線で示した波形は前回周期で計算した発電機内部位相角の波形である。ここで、今回周期で選択台数を減らした場合の系統解析シミュレーション計算の結果、点線で示した波形が得られたとする。図９に示す例では、今回周期の計算では制御対象発電機の選択台数を過剰に減らしたことにより不安定となったことを示している。ここで、発電機内部位相角の第１波ピーク値（図中、前回ピーク）は、過渡安定度の時間領域内での発電機の動揺の大きさを示す指標として用いることが出来る。よって、前回ピーク値が所定の閾値以下に収まる場合には、発電機は安定度上余裕があると判断でき、制御対象発電機の選択台数を減らせる可能性がある。逆に、前回ピーク値が所定の閾値を超える場合には、発電機は安定度上余裕がないと判断でき、制御対象発電機の選択台数を減らすと制御量不足により不安定となる可能性が高いと判断できる。 FIG. 9 is a waveform diagram showing an example of the movement of the internal phase angle of the generator in the target system after the occurrence of the accident according to the fourth embodiment. The figure shows fluctuations in the internal phase angle of the generator connected to the target system and in operation when a system fault occurs at time T=t1 and the fault is cleared at time T=t2. In the figure, the waveform indicated by the solid line is the waveform of the generator internal phase angle calculated in the previous cycle. Here, it is assumed that the waveform indicated by the dotted line is obtained as a result of system analysis simulation calculation when the number of selected units is reduced in this cycle. The example shown in FIG. 9 indicates that the calculation for the current cycle has become unstable due to excessively reducing the number of selected generators to be controlled. Here, the first wave peak value (previous peak in the figure) of the generator internal phase angle can be used as an index indicating the magnitude of the generator oscillation within the time domain of the transient stability. Therefore, when the previous peak value falls below a predetermined threshold, it can be determined that the generator has a margin in terms of stability, and there is a possibility that the number of selected generators to be controlled can be reduced. Conversely, if the previous peak value exceeds a predetermined threshold, it can be determined that there is no margin in terms of stability of the generators. can be determined to be high.
なお、前回ピーク値の観測対象とする発電機は、電力系統Ｐのうち安定化対象とする系統部分に接続される発電機のうち、対象系統の安定／不安定を表す代表的な発電機を選定する。制御対象発電機以外の発電機を選定してもよい。また、判定閾値は発電機毎に設定する方法もあるが、発電機の安定／不安定判定が目的なので、適切な統一した値を用いることもできる。 In addition, among the generators connected to the system part to be stabilized in the power system P, the representative generator that represents the stability/instability of the target system is selected as the target generator for the observation of the previous peak value. Select. A generator other than the control target generator may be selected. There is also a method of setting the determination threshold for each generator, but since the purpose is to determine whether the generator is stable or unstable, an appropriate unified value can be used.
そこで、図８において、前回発電機δピーク値記憶部１１５は、安定度判定部１０５で判定結果が出たタイミングで、潮流計算・過渡安定度計算部１０４で得られた過渡安定度計算結果のうち発電機内部位相角の１波ピーク値を記憶する。
Therefore, in FIG. 8, the previous generator δ peak
前回発電機δピーク値閾値判定部１１６は、１周期前に前回発電機δピーク値記憶部１１５が記憶した前回発電機δピーク値と、予め設定しておいた判定用閾値を比較し、前回発電機δピーク値が判定用閾値を超過している場合は、発電機δピーク値閾値超過検出を出力し、前回発電機δピーク値が判定用閾値未満の場合は、発電機δピーク値閾値未満検出を出力する。
The previous generator δ peak value threshold determination unit 116 compares the previous generator δ peak value stored in the previous generator δ peak
前回選択±１台選択部１０７ｂは、前回発電機δピーク値閾値判定部１１６から出力される発電機δピーク値閾値超過検出、および発電機δピーク値閾値未満検出を入力し、発電機δピーク値閾値超過検出成立の場合は、前回選択結果から選択台数を１台増やし、発電機δピーク値閾値未満検出成立の場合は、前回選択結果から選択台数を１台減らして、今回選択結果とする。
The previous selection ±1
以上説明した第４の実施形態によれば、中央演算装置１Ｃは、第２および第３の実施形態のパラメータ潮流値の変化判定による選択台数増減の方法に比べて、発電機の安定度に応じた選択台数増減が出来るので、よりバックアップ制御選択に戻る頻度を削減することができる。 According to the fourth embodiment described above, the central processing unit 1C can increase or decrease the selected number of units according to the stability of the generator, compared to the method of increasing or decreasing the number of selected units by determining the change in the parameter power flow value of the second and third embodiments. Since the number of selected units can be increased or decreased, the frequency of returning to backup control selection can be reduced.
（第５の実施形態）
上記の第２から第４の実施形態の系統安定化装置は、一つの装置に集約されていてもよい。図１０は、第５の実施形態の中央演算装置１Ｄの構成の一例を示す図である。図示するように、中央演算装置１Ｄは、前回パラメータ潮流値記憶部１１３と、パラメータ潮流値減少検出部１１４ａと、前回発電機δピーク値記憶部１１５と、前回発電機δピーク値閾値判定部１１６とを備える。
(Fifth embodiment)
The system stabilization devices of the above second to fourth embodiments may be integrated into one device. FIG. 10 is a diagram showing an example of the configuration of the central processing unit 1D of the fifth embodiment. As illustrated, the central processing unit 1D includes a previous parameter power flow
第４の実施形態は、系統解析シミュレーション計算で得られる発電機内部位相角の１波ピーク値を用いることによって、発電機の安定度に応じた選択台数の増減ができるので、よりバックアップ制御選択に戻る頻度を削減する効果がある。しかしながら、判定に用いる発電機δピーク値は前回周期時点の系統条件で求めた値であるため、電力系統Ｐの安定度について前回周期時点からの変化は加味されていない。このため、過剰な選択台数減らしによってバックアップ制御選択に戻る可能性が残る。そこで、第４の実施形態に、第２または第３の実施形態を組み合わせることにより、前回発電機δピーク値による判定に、パラメータ潮流値の変化、すなわち、前回周期時点からの電力系統の安定度の推移を加味した判定ができる。これにより、よりバックアップ制御選択に戻る頻度を削減することができる。 In the fourth embodiment, the number of generators to be selected can be increased or decreased according to the stability of the generator by using the single-wave peak value of the generator internal phase angle obtained by the system analysis simulation calculation, so backup control selection can be performed more effectively. It has the effect of reducing the frequency of returning. However, since the generator δ peak value used for the determination is the value obtained under the system conditions at the time of the previous cycle, the stability of the power system P does not take into account the change from the time of the previous cycle. For this reason, the possibility of returning to backup control selection due to excessive reduction in the number of selected devices remains. Therefore, by combining the fourth embodiment with the second or third embodiment, the change in the parameter power flow value, that is, the stability of the power system from the time of the previous cycle, can be determined based on the previous generator δ peak value. It is possible to make a judgment considering the transition of This makes it possible to further reduce the frequency of returning to backup control selection.
中央演算装置１Ｄは、前回発電機δピーク値記憶部１１５、前回発電機δピーク値閾値判定検出部１１６、前回パラメータ潮流値記憶部１１３、パラメータ潮流値変化検出部１１４ａを備える。前回選択±１台選択部１０７ｃでは、前回発電機δピーク値閾値判定部１１６からの出力である、発電機δピーク値閾値超過検出と発電機δピーク値閾値未満検出、および、パラメータ潮流値変化検出部１１４ａからの出力である、パラメータ潮流値減少検出とパラメータ潮流値増加検出を入力とし、前回周期時点の選択台数で制御実施した場合の安定度に、前回周期時点からの安定度の推移を加味した選択台数の増減が可能となる。
The central processing unit 1D includes a previous generator δ peak
上述した第５の実施形態によれば、中央演算装置１Ｄは、第４の実施形態の中央演算装置１Ｃに比べて、より精度の高い選択台数の増減が可能となり、更にバックアップ制御選択に戻る頻度を削減することができる。 According to the fifth embodiment described above, the central processing unit 1D can increase or decrease the number of selected units with higher accuracy than the central processing unit 1C of the fourth embodiment, and the frequency of returning to backup control selection is increased. can be reduced.
（第６の実施形態）
前記第５の実施形態では、前回周期で求めた発電機内部位相角の大きさに関する条件と、パラメータ潮流値の変化に関する条件の組合せにより、前回選択結果から選択台数を増減させるものであった。この場合、２つの条件についてそれぞれ２つの状態があるので、例えば、２×２の合計４状態について選択台数増減の処置の切り分けを決めることになる。また、２つの判定条件それぞれについて判定閾値の検討も必要であり、事前検討のみならず装置運用も煩雑となる。そこで、第６の実施形態は、前回周期で求めた発電機内部位相角とパラメータ潮流値の変化分から、今回周期の発電機内部位相角を推定計算し、その推定値の大きさに応じて前回選択結果からの選択台数増減を行う。この構成とすることにより、第５の実施形態のような複数の判定条件を組み合わせた処置の切り分けが不要になるとともに、判定量を発電機内部位相角推定値の１つにすることができ、判定閾値も１つで済む。
(Sixth embodiment)
In the fifth embodiment, the number of selected generators is increased or decreased from the previous selection result by combining the condition regarding the magnitude of the generator internal phase angle obtained in the previous cycle and the condition regarding the change in the parameter power flow value. In this case, since there are two states for each of the two conditions, for example, for a total of four states (2×2), it is decided to divide the treatment for increasing or decreasing the number of selected machines. In addition, it is necessary to consider the determination threshold for each of the two determination conditions, which complicates not only the preliminary review but also the operation of the apparatus. Therefore, in the sixth embodiment, the generator internal phase angle in the current cycle is estimated and calculated from the change in the generator internal phase angle and the parameter power flow value obtained in the previous cycle, and the previous cycle is calculated according to the magnitude of the estimated value. Increase or decrease the number of selected units from the selection result. By adopting this configuration, it is not necessary to divide the treatment by combining a plurality of determination conditions as in the fifth embodiment, and the determination amount can be one of the generator internal phase angle estimated values, Only one determination threshold is required.
第６の実施形態は、上記実施形態に比べて、更にバックアップ制御選択に戻る頻度を低減することができる。図１１は、第６の実施形態の中央演算装置１Ｅの構成の一例を示す図である。図示するように、中央演算装置１Ｅは、第５の実施形態と比べて、パラメータ潮流値変化検出部１１４ａの代わりに、パラメータ潮流値変化分算出部１１８を備え、前回発電機δピーク値閾値判定検出１１６の代わりに、発電機δピーク値変化分算出部１１９を備え、更に、発電機δピーク値推定部１２０と、発電機δピーク値閾値判定部１２１とを追加した構成からなる。
The sixth embodiment can further reduce the frequency of returning to backup control selection compared to the above embodiments. FIG. 11 is a diagram showing an example of the configuration of the central processing unit 1E of the sixth embodiment. As shown in the figure, the central processing unit 1E includes a parameter power flow value change calculation unit 118 instead of the parameter power flow value
パラメータ潮流値変化分算出部１１８は、前回パラメータ潮流値記憶部１１３に記憶された前回パラメータ潮流値に対する今回周期のパラメータ潮流値変化分（以下、ΔＰ）を算出する。発電機δピーク値変化分算出部１１９は、その内部に記憶した前々回周囲の発電機δピーク値を基準として、前回発電機δピーク値記憶部１１５に記憶された前回発電機δピーク値の変化分（以下、Δδピーク値）を算出する。
The parameter power flow value change calculation unit 118 calculates a parameter power flow value change (hereinafter referred to as ΔP) in the current cycle with respect to the previous parameter power flow value stored in the previous parameter power flow
発電機δピーク値推定部１２０は、前回発電機δピーク値と、Δδピーク値と、ΔＰと、予め求めておき整定値として装置に設定された、発電機δピーク値変化分とパラメータ潮流値変化分との相関係数とを用いて、今回周期の発電機δピーク値を推定する。 The generator δ peak value estimating unit 120 calculates the previous generator δ peak value, the Δδ peak value, ΔP, the change in the generator δ peak value and the parameter power flow value that are set in the device as set values obtained in advance. Using the correlation coefficient with the amount of change, the generator δ peak value for the current period is estimated.
以下に、今回周期の発電機δピーク値の推定計算の一例を示す。ここで、推定したい今回周期のδピーク値を「今回δピーク値」とし、前回周期のδピーク値を「前回δピーク値」とする。「前回δピーク値」は前回発電機δピーク値記憶部１１５で記憶している値であり、既知の値である。
今回δピーク値と前回δピーク値の差「Δδピーク値」は、下式で表せる。
An example of calculation for estimating the generator δ peak value for the current cycle is shown below. Here, the δ peak value of the current cycle to be estimated is referred to as the “current δ peak value”, and the δ peak value of the previous cycle is referred to as the “previous δ peak value”. The “previous δ peak value” is a value stored in the previous generator δ peak
The difference “Δδ peak value” between the current δ peak value and the previous δ peak value can be expressed by the following formula.
Δδピーク値＝今回δピーク値－前回δピーク値 ・・・・・・・（１）式
（１）式を変形すると、今回δピーク値は、下式で表せる。
Δδ peak value=current δ peak value−previous δ peak value (1) By modifying equation (1), the current δ peak value can be expressed by the following equation.
今回δピーク値＝前回δピーク値＋Δδピーク値 ・・・・・・・（２）式
ここで例えば、Δδピーク値とΔＰの間に一次の相関関係があり、その比例係数がαとして求められたとすると、Δピーク値とΔＰについて下式が成り立つ。
Current δ peak value = Previous δ peak value + Δδ peak value (2) Here, for example, there is a linear correlation between the Δδ peak value and ΔP, and its proportional coefficient is obtained as α. Then, the following equation holds for the Δ peak value and ΔP.
Δδピーク値＝α・ΔＰ ・・・・・・・・・・・・・・・・・・（３）式
更に、（３）式を（２）式に代入すると、推定したい今回δピーク値が下式で得られる。
Δδ peak value=α・ΔP Expression (3) Further, by substituting expression (3) into expression (2), the current δ peak value to be estimated is is obtained by the following formula.
今回δピーク（推定値）＝前回δピーク値＋α・ΔＰ ・・・・・（４）式
よって、（４）式を使えば、今回δピーク値は、前回δピーク値、ΔＰ、比例係数αから推定できる。ここで、比例係数αは、オフラインでの系統解析シミュレーション計算で求めるか、または、中央演算装置１Ｅの運用実績を通して装置自身に計算させることもできる。
This time δ peak (estimated value) = Previous δ peak value + α・ΔP (4) Therefore, using Equation (4), the current δ peak value is the previous δ peak value, ΔP, and the proportional coefficient α can be estimated from Here, the proportionality coefficient α can be obtained by off-line system analysis simulation calculation, or can be calculated by the device itself through the operation results of the central processing unit 1E.
今回δピーク値を直接求めるためには、今回周期時点の各入力値を使って系統解析シミュレーション計算を行うしかないが、１回の演算周期で系統解析シミュレーション計算を１回行う本実施形態においては、今回δピーク値を直接求めることはできない。しかしながら、（４）式の考え方を踏襲した図１１の構成を適用することにより、パラメータ潮流値の変化、すなわち、電力系統の安定度の推移を考慮した今回δピーク値を、推定値ながらも計算することができる。この推定値を判定値として用い、閾値超過または閾値以下の判定の結果を使って、前回選択から選択台数を増減するようにすれば、第５の実施形態よりも高精度な判定が可能となり、バックアップ制御選択に戻る頻度をより一層低減することができる。 In order to directly obtain the current δ peak value, there is no choice but to perform system analysis simulation calculation using each input value at the time of this cycle. , the δ peak value cannot be obtained directly this time. However, by applying the configuration of FIG. 11 that follows the idea of formula (4), the current δ peak value considering the change in the parameter power flow value, that is, the transition of the stability of the power system, is calculated even though it is an estimated value. can do. If this estimated value is used as a judgment value, and the result of the judgment that the threshold value is exceeded or the threshold value or less is used to increase or decrease the number of selected vehicles from the previous selection, it is possible to make a judgment with higher accuracy than in the fifth embodiment. The frequency of returning to backup control selection can be further reduced.
発電機δピーク値閾値判定部１２１は、発電機δピーク値推定部１２０により推定された発電機δピーク値推定値が所定の閾値以上であるか否かを判定する。 The generator δ peak value threshold determining unit 121 determines whether or not the estimated generator δ peak value estimated by the generator δ peak value estimating unit 120 is equal to or greater than a predetermined threshold.
前回選択±１台選択部１０７ｄは、発電機δピーク値閾値判定部１２１により発電機の内部位相角δのピーク値が所定の閾値以上であると判定された場合には、前回選択結果から選択台数を１台増やして今回選択結果とする。
When the generator δ peak value threshold determination unit 121 determines that the peak value of the internal phase angle δ of the generator is equal to or greater than a predetermined threshold, the previous selection ±1
また、前回選択±１台選択部１０７ｄは、発電機δピーク値閾値判定部１２１により発電機の内部位相角δのピーク値が所定の閾値未満であると判定された場合には、前回選択結果から選択台数を１台減らして今回選択結果とする。
Further, when the generator δ peak value threshold determination unit 121 determines that the peak value of the internal phase angle δ of the generator is less than a predetermined threshold, the previous selection ±1
なお、パラメータ潮流値変化分算出部１１８と、発電機δピーク値変化分算出部１１９と、発電機δピーク値推定部１２０と、発電機δピーク値閾値判定部１２１とは「選択部」に含まれるものとする。
Note that the parameter power flow value change calculation unit 118, the generator δ peak value
以上説明した第６の実施形態によれば、中央演算装置１Ｅは、パラメータ潮流値の変化、すなわち、時々刻々変化する電力系統の安定度の推移を考慮した今回δピーク値を、推定値ながらも計算することができ、より高精度な判定が可能となるので、バックアップ制御選択に戻る頻度をより一層低減することができる。 According to the sixth embodiment described above, the central processing unit 1E calculates the current δ peak value, which takes into account changes in the parameter power flow value, that is, changes in the stability of the power system that changes from moment to moment, even though it is an estimated value. Since it is possible to perform calculations and make more accurate determinations, it is possible to further reduce the frequency of returning to backup control selection.
（第７の実施形態）
以上説明した実施形態はいずれも、前回周期で選択した前回選択結果から選択台数を増減して今回選択結果を求めるものであったが、選択台数の増減の代わりに、制御量を増減させるように選択発電機の組合せを変更する方法も有効である。第７の実施形態では、前回選択－１台選択部１０７、前回選択±１台選択部１０７ａ、１０７ｂ、１０７ｃ、１０７ｄの代わりに、前回選択結果から制御量が増減する制御対象発電機の組合せを選択する機能を備える。
(Seventh embodiment)
In all of the above-described embodiments, the current selection result is obtained by increasing or decreasing the selected number of vehicles from the previous selection result selected in the previous period. A method of changing the combination of selected generators is also effective. In the seventh embodiment, instead of the previous selection-1
第７の実施形態によれば、他の実施形態のような選択台数の増減に比べて、前回選択結果と今回選択結果の制御量の差について、きめ細かな調整が可能となる。 According to the seventh embodiment, it is possible to finely adjust the difference in the control amount between the previous selection result and the current selection result, compared to the increase or decrease in the number of selected vehicles as in other embodiments.
第６の実施形態と組み合わせることにより、第７の実施形態の特徴が活かせる。例えば、発電機δピーク値閾値判定部１２１の判定閾値を複数レベル持たせておき、δピーク値が比較的小さく安定度に余裕のあるうちは、前回選択結果の制御量からの減少分が大きめになるように制御対象選択の組合せを選択して今回選択結果とする。δピーク値が大きくなり安定度に余裕がなくなってきた場合には、前回選択結果の制御量からの減少分が小さくなるように制御対象選択の組合せを選択して今回選択結果とする。これにより、安定度に余裕がある間は、大きい刻みで最適制御量となる制御対象選択へ寄せていき、安定度に余裕がなくなってきた場合には、小さい刻みで最適制御量となる制御対象選択へ寄せていくことができる。これにより、最適制御量となる選択組合せへ近づけるまでの演算周期の回数を短縮しながら、最適制御量となる選択組合せに近づいた後は滞在時間を長くすることができる。 By combining with the sixth embodiment, the features of the seventh embodiment can be utilized. For example, the generator δ peak value threshold value determination unit 121 may have a plurality of levels of determination thresholds, and while the δ peak value is relatively small and there is room for stability, the decrease from the control amount of the previous selection result is large. A combination of control object selection is selected so as to be the current selection result. When the δ peak value becomes large and there is no room for stability, a combination of controlled object selections is selected so that the amount of decrease from the control amount of the previous selection result is small, and this is used as the current selection result. As a result, while there is a margin in stability, the controlled object selection that achieves the optimum control amount is made in large increments. You can bring it to your choice. As a result, it is possible to lengthen the stay time after approaching the selected combination that provides the optimum control amount while reducing the number of calculation cycles until the selected combination that provides the optimum control amount is approached.
（その他の変形例）
上記の各実施形態においては、中央演算装置は、１回の演算周期において系統解析シミュレーション計算を１回行うものとした。中央演算装置は、１回の演算周期において系統解析シミュレーション計算を２回以上行ってもよい。
(Other modifications)
In each of the above embodiments, the central processing unit is assumed to perform system analysis simulation calculation once in one calculation period. The central processing unit may perform the system analysis simulation calculation twice or more in one calculation period.
上記各実施形態では、各機能部はソフトウェア機能部であるものとしたが、ＬＳＩ等のハードウェア機能部であってもよい。 In each of the above embodiments, each functional unit is a software functional unit, but may be a hardware functional unit such as LSI.
以上説明した少なくともひとつの実施形態によれば、系統安定化装置が、電力系統から系統情報を取得する取得部と、前記取得部により取得した前記系統情報に基づいて解析用系統モデルを作成する作成部と、前記作成部で作成した前記解析用系統モデルを用いて、前記電力系統に想定事故が生じた場合の系統解析シミュレーション計算を行う計算部と、前記計算部により求められた計算結果に基づいて前記電力系統が安定か不安定か否かを判定する判定部と、前記判定部により安定と判定された場合、制御対象の発電機の組合せを選択して制御テーブルに設定する設定部と、前記取得部、前記作成部、前記計算部、および前記判定部における処理が所定周期で実行される際、それぞれの周期において、前回の周期において前記設定部により前記制御テーブルに設定された前回の制御対象の発電機の組合せから台数を減らすことにより、今回の周期の前記計算部の計算のための制御対象の発電機の組合せを想定事故毎に１組決定する選択部と、を持つことにより、前記計算部は、前記選択部により決定された制御対象の発電機の組合せを遮断した場合の系統解析シミュレーション計算を１回実行する。この構成により、ディジタルリレーのハードウェアを適用し保守負担や費用の低減を実現しつつ、演算周期を短縮し、時々刻々変化する電力系統への追従性を高めることができる。 According to at least one embodiment described above, the system stabilization device includes an acquisition unit that acquires system information from a power system, and a creation that creates an analysis system model based on the system information acquired by the acquisition unit. a calculation unit that uses the analysis system model created by the creation unit to perform a system analysis simulation calculation when an assumed fault occurs in the power system; and based on the calculation results obtained by the calculation unit a determination unit that determines whether the electric power system is stable or unstable; a setting unit that selects a combination of generators to be controlled and sets them in a control table when the determination unit determines that the power system is stable; When the processing in the acquisition unit, the creation unit, the calculation unit, and the determination unit is executed in a predetermined cycle, in each cycle, the previous control set in the control table by the setting unit in the previous cycle By reducing the number of generators from the combination of target generators, a selection unit that determines one combination of generators to be controlled for the calculation of the calculation unit for the current period for each assumed accident By having a selection unit, The calculation unit performs once a power system analysis simulation calculation when the combination of generators to be controlled determined by the selection unit is shut off. With this configuration, it is possible to reduce the maintenance burden and costs by applying the hardware of the digital relay, shorten the calculation cycle, and improve the followability to the electric power system that changes from moment to moment.
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同様に、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ものである。 While several embodiments of the invention have been described, these embodiments have been presented by way of example and are not intended to limit the scope of the invention. These embodiments can be implemented in various other forms, and various omissions, replacements, and modifications can be made without departing from the scope of the invention. These embodiments and their modifications are included in the scope and spirit of the invention as well as the scope of the invention described in the claims and equivalents thereof.
１、１Ａ、１Ｂ、１Ｃ、１Ｄ、１Ｅ…中央演算装置、２…事故検出端末装置、３…制御端末装置、１０１…系統情報収集部、１０２…系統モデル作成部、１０３…事故シーケンス編集部、１０４…潮流計算・過渡安定度計算部、１０５…安定度判定部、１０６…選択対象リスト作成部、１０７…前回選択－１台選択部、１０７ａ、１０７ｂ、１０７ｃ、１０７ｄ…前回選択±１台選択部、１０８…バックアップ制御目標量算出部、１０９…バックアップ制御選択部、１１０…制御テーブル設定部、１１１…制御対象事故判定部、１１２…制御指令出力部、１１３…前回パラメータ潮流値記憶部、１１４…パラメータ潮流値減少検出部、１１４ａ…パラメータ潮流値変化検出部、１１５…前回発電機δピーク値記憶部、１１６…ピーク値閾値判定部、１１８…パラメータ潮流値変化分算出部、１１９…発電機δピーク値変化分算出部、１２０…発電機δピーク値推定部、１２１…発電機δピーク値閾値判定部、１２５…判定部、１２６…設定部、１３０…選択部、１４０…バックアップ選択部、Ｓ…系統安定化システム
1, 1A, 1B, 1C, 1D, 1E... central processing unit, 2... accident detection terminal device, 3... control terminal device, 101... system information collection unit, 102... system model creation unit, 103... accident sequence editor, 104... Power flow calculation/transient stability calculation unit 105...
Claims (8)
前記取得部により取得した前記系統情報に基づいて解析用系統モデルを作成する作成部と、
前記作成部で作成した前記解析用系統モデルを用いて、前記電力系統に想定事故が生じた場合の系統解析シミュレーション計算を行う計算部と、
前記計算部により求められた計算結果に基づいて前記電力系統が安定か不安定かを判定する判定部と、
前記判定部により安定と判定された場合、制御対象の発電機の組合せを選択して制御テーブルに設定する設定部と、
前記取得部、前記作成部、前記計算部、および前記判定部における処理が所定周期で実行される際、それぞれの周期において、前回の周期において前記設定部により前記制御テーブルに設定された前回の制御対象の発電機の組合せから台数を増減することにより、今回の周期の前記計算部の計算のための制御対象の発電機の組合せを想定事故毎に１組決定する選択部と、を備え、
前記計算部は、前記選択部により決定された制御対象の発電機の組合せを遮断した場合の系統解析シミュレーション計算を１回実行する、
系統安定化装置。 an acquisition unit that acquires system information from a power system;
a creation unit that creates a system model for analysis based on the system information acquired by the acquisition unit;
a calculation unit that uses the analysis system model created by the creation unit to perform a system analysis simulation calculation when an assumed accident occurs in the power system;
a determination unit that determines whether the electric power system is stable or unstable based on the calculation result obtained by the calculation unit;
a setting unit that selects a combination of generators to be controlled and sets them in a control table when the determining unit determines that the generators are stable;
When the processing in the acquisition unit, the creation unit, the calculation unit, and the determination unit is executed in a predetermined cycle, in each cycle, the previous control set in the control table by the setting unit in the previous cycle a selection unit that determines one combination of generators to be controlled for the calculation of the calculation unit for the current period by increasing or decreasing the number of generators from the combination of target generators for each assumed accident;
The calculation unit executes once a power system analysis simulation calculation when the combination of generators to be controlled determined by the selection unit is shut off.
System stabilizer.
前記設定部は、前記判定部により不安定と判定された場合、前記バックアップ制御対象選択部により選択された制御対象の発電機の組合せを前記制御テーブルに設定する、
請求項１記載の系統安定化装置。 calculating a control target amount capable of stabilizing an unstable phenomenon of the electric power system to a predetermined standard or more in accordance with a preset standard based on the system information acquired by the acquisition unit, and controlling an object satisfying the control target amount; A backup control target selection unit that selects a combination of generators for each assumed accident,
The setting unit sets the combination of generators to be controlled selected by the backup control target selection unit in the control table when the determination unit determines that the generator is unstable.
The system stabilization device according to claim 1.
請求項１または２に記載の系統安定化装置。 The selection unit is included in the system information acquired by the acquisition unit, and when a parameter power flow value correlated with the stability of the power system increases, the value set by the setting unit in the previous cycle Do not change the number of combinations of generators to be controlled,
The system stabilization device according to claim 1 or 2.
請求項１から３のうちいずれか１項に記載の系統安定化装置。 When the parameter power flow value acquired by the acquisition unit increases, the selection unit increases the number of combinations of generators to be controlled set by the setting unit in the previous cycle,
The system stabilizer according to any one of claims 1 to 3.
請求項１から３のうちいずれか１項に記載の系統安定化装置。 If the amount of change from the value in the previous cycle of the parameter power flow value acquired by the acquisition unit is greater than or equal to a first standard and less than a second standard, the selection unit determines that the setting unit in the previous cycle If the amount of change from the value in the previous cycle of the parameter power flow value is equal to or greater than a second reference without changing the set number of generators to be controlled, the control set by the setting unit in the previous cycle increasing the number of target generator combinations,
The system stabilizer according to any one of claims 1 to 3.
前記選択部は、前回の周期において前記計算部で求めた前記発電機内部位相角のピーク値に基づいて、前記判定部により前回の周期において前記設定部で設定した制御対象の発電機の組合せの台数を変更するか否かを決定する、
請求項１から請求項３のうちいずれか１項に記載の系統安定化装置。 The determination unit obtains a peak value of the generator internal phase angle based on the calculation result of the calculation unit,
The selection unit selects a combination of generators to be controlled set by the setting unit in the previous cycle by the determination unit based on the peak value of the generator internal phase angle obtained by the calculation unit in the previous cycle. Decide whether to change the number of units,
The system stabilizer according to any one of claims 1 to 3.
前記選択部は、前記推定部の推定結果に基づいて、前回の周期において前記設定部により設定された制御対象の発電機の組合せの台数を変更するか否かを決定する、
請求項６に記載の系統安定化装置。 Based on the amount of change in the parameter power flow value included in the system information acquired by the acquisition unit and the peak value of the internal phase angle of the generator previously obtained by the determination unit, the internal phase angle of the generator Further comprising an estimation unit for estimating the peak value,
The selection unit determines whether or not to change the number of combinations of generators to be controlled set by the setting unit in the previous cycle based on the estimation result of the estimation unit.
The system stabilization device according to claim 6.
前記計算部は、前記選択部により変更された制御対象の発電機の組合せを遮断した場合の系統解析シミュレーション計算を１回実行する、
請求項１から請求項７のうちいずれか１項に記載の系統安定化装置。 Instead of increasing or decreasing the number of generators to be controlled from the combination of generators to be controlled set by the setting unit in the previous cycle, the selection unit selects the combination of generators to be controlled set by the setting unit in the previous cycle. Change the combination of controlled generators by selecting a combination of controlled generators whose control amount increases or decreases,
The calculation unit performs once the system analysis simulation calculation when the combination of generators to be controlled changed by the selection unit is shut off.
The system stabilizer according to any one of claims 1 to 7.
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