JPH0734625B2 - Voltage / reactive power control - Google Patents
Voltage / reactive power controlInfo
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- JPH0734625B2 JPH0734625B2 JP62255313A JP25531387A JPH0734625B2 JP H0734625 B2 JPH0734625 B2 JP H0734625B2 JP 62255313 A JP62255313 A JP 62255313A JP 25531387 A JP25531387 A JP 25531387A JP H0734625 B2 JPH0734625 B2 JP H0734625B2
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Description
【発明の詳細な説明】 〔産業上の利用分野〕 この発明は需要家電圧を適正に維持するための電圧・無
効電力制御装置に関するものである。TECHNICAL FIELD The present invention relates to a voltage / reactive power control device for appropriately maintaining a customer voltage.
周知のとおり、電力系統の電圧は需要・供給力の変化に
よってたえず変動する。電圧変動が大きいと、需要家の
各種電気機器の正常な使用あるいは寿命などに影響を与
えるばかりでなく電力系統に設置される各種電力機器の
絶縁設計にも影響を及ぼし、また電力系統の運用からみ
ても発電機も含めて系統の安定運用・効率運用に支障を
及ぼす。すなわち、電力系統に接続されるすべての電気
機器、・電力機器が正常な機能を発揮し得るためにも、
また系統の安定・効率運用を図るためにも電圧・無効電
力制御が必要となる。As is well known, the voltage of the power system constantly fluctuates due to changes in demand and supply capacity. If the voltage fluctuation is large, it will not only affect the normal use or life of various electric devices of customers, but also the insulation design of various electric devices installed in the electric power system. Obviously, this will hinder stable and efficient operation of the system including the generator. In other words, in order for all electric equipment connected to the electric power system, and electric equipment to function normally,
In addition, voltage / reactive power control is required to achieve stable and efficient operation of the system.
さらに最近の電力系統は電力需要の増大や環境問題等に
よる電力設備の立地難などにより、電源の遠隔・偏在化
や、大容量ユニットによる大規模電源基地の実現、送電
設備の長距離化，高電圧化，大容量化、更には重潮流化
などの様相を呈して来ている。Furthermore, in recent power systems, due to increased power demand and difficulty in locating power facilities due to environmental problems, etc., remote and uneven distribution of power sources, realization of large-scale power bases with large-capacity units, long-distance transmission facilities, The situation is increasing, such as increasing voltage, increasing capacity, and increasing heavy load.
このように年々拡大・複雑化を続ける高密度大容量の電
力系統を安全かつ経済的に運用するための課題は幾つか
あるが、その中で、電圧問題はその効果を直接経済評価
して妥当化しにくい面があるものの、以下の諸点が解決
すべき問題点として挙げられている。There are several issues to safely and economically operate a high-density and large-capacity power system that continues to expand and become more complex year by year. Although it is difficult to realize, the following points are listed as problems to be solved.
（ａ） 重負荷時の電圧降下 （ｂ） 軽負荷時の電圧異常上昇 （ｃ） 系統故障時の電圧 （ｄ） 系統運転時の電圧・無効電力制御の機能向上 以下においてはこの内の（１）（２）項について記述す
る。(A) Voltage drop during heavy load (b) Abnormal voltage rise during light load (c) Voltage during system failure (d) Improvement in voltage / reactive power control function during system operation In the following (1) ) Describe item (2).
一般に電力系統の電圧は発電機および調相設備の電圧・
無効電力制御により予め設定された基準値に維持調整さ
れている。Generally, the voltage of the power system is the voltage of the generator and the phase adjusting equipment.
It is maintained and adjusted to a preset reference value by reactive power control.
然し上記の如き系統規模の巨大化に伴い、大電源の脱落
時や負荷の急速な増大時、無効電力の需給関係がアンバ
ランスになった時には、基幹系統の電圧が異常に低下又
は上昇するという電圧異常現象が、極めて稀ではあるが
発生する恐れがある。However, with the enormous scale of the system as mentioned above, when the large power supply is dropped or the load is rapidly increased, or when the reactive power supply-demand relationship becomes unbalanced, the voltage of the main system is abnormally lowered or increased. A voltage abnormality phenomenon may occur, although it is extremely rare.
このような事態は「電気学会技術報告（II部）」第238
号P60に詳述されているとおりである。Such a situation is described in "Technical Report of the Institute of Electrical Engineers of Japan (Part II)" No. 238.
As detailed in Issue P60.
然るに、このような電圧異常もしくは不安定な現象は、
常時頻発し、また消滅する類いの現象ではなく、一旦電
源と負荷とのアンバランスが生じ、条件が整えば、局部
下位で発生した現象が順々に外部，上位へと拡大する可
能性をもち早急な予知と対策とが必要とされる。However, such abnormal voltage or unstable phenomenon is
It is not a phenomenon that frequently occurs and disappears all the time, but once an imbalance between the power supply and the load occurs and the conditions are adjusted, the phenomenon that occurred in the local lower order may expand to the outside and the upper order one after another. Mochi Immediate prediction and countermeasures are required.
従来の電圧・無効電力制御装置は電圧変動や不安定現象
などの異常の予知と対策とを主として系統全体を運用制
御する中央給電所側に委ねられていたので、端末からの
上表が遅れて届くのみらなず、同一時間の情報がそろっ
て中央給電所に到達しないために情報が不正確となり電
圧安定性を維持することが難しいという問題点があっ
た。In the conventional voltage / reactive power control device, prediction of abnormalities such as voltage fluctuations and unstable phenomena and countermeasures were mainly entrusted to the side of the central power supply station that controls operation of the entire system. There is a problem that it is difficult to maintain the voltage stability because the information is inaccurate because the information of the same time is not delivered to the central power supply station.
この発明は上記のような問題点を解消するためになされ
たもので、系統の状態をリアルタイムに判定できるよう
にして、系統の状態を安定に保つことができ電圧・無効
電力制御装置を得ることを目的とする。The present invention has been made to solve the above-mentioned problems, and enables a system state to be determined in real time to maintain a stable system state, and to obtain a voltage / reactive power control device. With the goal.
第１の発明に係る電圧・無効電力制御装置は電力系統の
負荷端に近接し、直接配電系統へき電する複数の配電用
変電所の上位に２次変電所を備えたもので、上記配電用
変電所への送出電流と線路定数とから上記配電用変電所
の電圧−潮流変化を推定し、上位系統から流れ込む潮流
を用いて同定した系統側インピーダンスより上記配電用
変電所における電圧安定化の指標を算出し、必要に応じ
て所内および周囲の調相設備を制御する制御手段を備え
たものである。A voltage / reactive power control device according to a first aspect of the present invention is provided with a secondary substation in the vicinity of a load end of a power system and a plurality of distribution substations that directly feed a power distribution system. Estimate the voltage-tidal current change of the distribution substation from the current sent to the substation and the line constant, and from the system-side impedance identified using the tidal current flowing in from the upper grid, an index of voltage stabilization in the distribution substation Is provided, and a control means for controlling the phase adjusting equipment in and around the facility is provided as necessary.
また、第２の発明に係る電圧・無効電力制御装置は上位
系統変電所までのインピーダンスを測定して上記上位系
統変電所における電圧−潮流の変化を推定する推定手段
と、上記負荷変電所における電圧安定化の指標を算出す
る算出手段と、上記上位系統変電所と上記負荷変電所と
により電圧安定化の制御を分担し、上記上位系統変電所
あるいは負荷変電所のいずれにおいて電圧安定化の制御
を行うかを判断する判断手段とを備えたものである。Further, the voltage / reactive power control device according to the second aspect of the present invention measures the impedance up to the upper grid substation to estimate the voltage-power flow change in the upper grid substation, and the voltage in the load substation. The voltage stabilization control is shared by the calculation means for calculating the stabilization index and the upper system substation and the load substation, and the voltage stabilization control is performed in either the upper system substation or the load substation. It is provided with a judging means for judging whether to perform.
第１の発明における電圧・無効電力制御装置は系統の負
荷側地域で生じやすい電圧の低下などの電圧異常現象を
予知的に捕え、各配電用変電所に算出した電圧安定化指
標のうち許容値以上のものについて上記調相設備を操作
させるようにした。The voltage / reactive power control device according to the first aspect of the invention predicts voltage abnormal phenomena such as a voltage drop that tends to occur in the load side area of the system in advance, and determines the allowable value among the voltage stabilization indexes calculated at each distribution substation. With respect to the above, the above-mentioned phase adjusting equipment was operated.
また、第２の発明における電圧・無効電力制御装置は負
荷変電所より上位の系統変電所と連係して電圧不安定を
解消させるもので、上位系統変電所あるいは下位の負荷
変電所のいずれで電圧安定化のための調相機器を操作す
るかの判断を行うようにした。Further, the voltage / reactive power control device in the second aspect of the invention is to eliminate voltage instability by coordinating with the grid substation above the load substation to eliminate voltage instability. It was decided whether to operate the phase adjusting device for stabilization.
以下、この発明の一実施例を図について説明する。 An embodiment of the present invention will be described below with reference to the drawings.
まず、原理について説明する。First, the principle will be described.
第４図はこの発明の原理を説明するための系統の等価回
路図で、同図（ａ）は単一系統を示す等価回路図、同図
（ｂ）は負荷側連動の場合の等価回路図、同図（ｃ）は
系統側連動の場合の等価回路図である。FIG. 4 is an equivalent circuit diagram of a system for explaining the principle of the present invention. FIG. 4 (a) is an equivalent circuit diagram showing a single system, and FIG. 4 (b) is an equivalent circuit diagram in the case of load side interlocking. , (C) is an equivalent circuit diagram in the case of system side interlocking.
同図においてVSは送電端電圧で、電源側系統と電源側イ
ンピーダンスＺとを介してＰ＋iQなる電力を消費する負
荷Ｌが接続されている。VRは負荷端Ｌの電圧である。In the figure, V S is a power transmission end voltage, and a load L that consumes power of P + iQ is connected via a power supply side system and a power supply side impedance Z. V R is the voltage across the load L.
系統の短絡容量をＳとして以下の基準化を行う。The following standardization is performed with the short-circuit capacity of the system as S.
但しW:負荷電力 w:基準化された負荷電力 vR:基準化された負荷電圧 このw,vRを用いてW,VRの関係を表現すると ▲ｖ4 R▼＋｛2w cos（−θ）−１｝vR 2＋w2＝０ ……
（１） となる。 Where W: load power w: standardized load power v R : standardized load voltage When expressing the relationship between W and V R using these w and v R , ▲ v 4 R ▼ ＋ {2w cos (- θ) -1} v R 2 + w 2 = 0 ...
(1)
ｗとvR 2の関係は楕円の右半分（ｗ＞０）であり、電源
側インピーダンスＺの力率角及び負荷インピーダンス
ZLの力率角θの影響を受ける。The relationship between w and v R 2 is the right half of the ellipse (w> 0), and the power factor angle of the power source side impedance Z and the load impedance
It is affected by the power factor angle θ of Z L.
（ａ） 次にこの負荷電力が Ｗ＝W1＋W2＋‥‥‥＋Wn に分流し、それぞれZ1‥‥Znなるインピーダンスの前方
の負荷中心L1,L2,‥‥LnでそれぞれVR1,VR2,‥‥VRnな
る電圧を持っているとするとそれぞぞれの負荷中心1,2,
‥n,0における系統負荷のバランスは ここで明らかに 又、各負担中心L1,L2,‥‥Lnにおける各電圧安定限界wm
1を求めると 他の負荷中心における各電圧安定限界wm2wm3‥‥wmnつ
いても同じように求められる。(A) then this load power W = W 1 + W 2 + ‥‥‥ + Wn flushed min, load center L 1 in front of each Z 1 ‥‥ Zn becomes impedance, L 2, respectively ‥‥ Ln V R1 , V R2 , ..., V R n, the respective load centers 1, 2, and
The balance of the system load at n, 0 is Obviously here In addition, each voltage stability limit wm at each burden center L 1 , L 2 , ... Ln
Ask for 1 The same applies to each voltage stability limit wm 2 wm 3 ... wmn at other load centers.
又このwm1に対するw1のマージンm1は 一般にフィーダー程X/Rが小さくなるから （５）（７）の両式より m1＞mw ……（８） 他の負荷についても同様に mi＞mw（ｉ＝1,‥‥ｎ） となることは見やすい すなわち、負荷端へ近付く程、電圧安定限界に近いフィ
ーダーと遠いフィーダーの差が明らかになる。The margin m 1 of w 1 for this wm 1 is Generally, the smaller the feeder, the smaller the X / R From both equations (5) and (7), it is easy to see that m 1 > mw (8) For other loads, mi> mw (i = 1, ..., N) is also seen. That is, the closer to the load end , The difference between a feeder near the voltage stability limit and a feeder far from it becomes clear.
このようなフィーダーに対しては変圧器のタップを上げ
電圧を高く電流を低くするようにタップ上げ指令を出
す。For such a feeder, a tap-up command is issued to raise the tap of the transformer to raise the voltage and lower the current.
（ｂ） 次にフィーダー１〜ｎが集中している送り出し
点、すなわち負荷変電所では 電圧安定限界最大潮流wmに対するマージンmwi（ｉ＝１
…ｎ）系統全体に対してmw各フィーダーについてmw1‥
‥mwnとすると上式を変形して となり各フィーダのインピーダンス比Zj/Z （ｊ＝１〜ｎ）と各々フィーダーの先における各マージ
ンの和で平均化されている。(B) Next, at the sending point where the feeders 1 to n are concentrated, that is, at the load substation Margin for voltage stability limit maximum power flow wm mwi (i = 1
... n) mw for the whole system mw for each feeder 1
・ ・ ・ Mwn is a modification of the above formula Next, the impedance ratio Zj / Z (j = 1 to n) of each feeder and the sum of each margin at the tip of each feeder are averaged.
すなわち、ｎ本のフィーダが集中している時 各フィーダの枝分れした先における系統短絡容量をS1,
‥‥Snとしその値で基準化した潮流w1‥‥wnとすると この点で静止型コンデンサを挿入した場合に生じる電圧
及電圧安定限界の改善効果は、すなわち、 vR 2＝vR 4（１−2ZYCsinZ2YC 2） ＋2vR 2w｛cos（−θ）−ZYCcosθ｝＋w2 これをｗについて微分すると となる。That is, when n feeders are concentrated The system short-circuit capacity at the branched end of each feeder is S 1 ,
Let Sn be the tidal current standardized by that value w 1 Let wn At this point, the effect of improving the voltage and voltage stability limit that occurs when a static capacitor is inserted is as follows: v R 2 = v R 4 (1-2ZY C sinZ 2 Y C 2 ) + 2v R 2 w {cos (- θ) −ZY C cos θ} + w 2 Differentiating this with respect to w Becomes
同じ負荷電圧vRに対しての負荷電力ｗの値は w2＋2vR 2cos（−θ）ｗ＋（vR 4−vR 2）＝０ 一方、静止型コンデンサを入れたときは w2＋2vR 2｛cos（−θ）−ZYCcosθ｝・ｗ ＋vR 4（１−2ZYCsinZ2YC 2）−vR 2＝０ とおくと w2＋2vR 2・cos（−θ）aw＋（b2vR 4−vR 2）＝０ ……
（10） （11）式をｗについて解くと 一方、（10）式をｗについて解くと （13）式第２項根号内の第２項の符号を調べる。The value of load power w for the same load voltage v R is w 2 + 2v R 2 cos (−θ) w + (v R 4 −v R 2 ) = 0, while w 2 + 2v when a static capacitor is inserted. R 2 {cos (−θ) −ZY C cos θ} · w + v R 4 (1-2ZY C sinZ 2 Y C 2 ) −v R 2 = 0 Putting it together, w 2 + 2v R 2 · cos (−θ) aw + (b 2 v R 4 −v R 2 ) = 0
(Ten) Solving equation (11) for w On the other hand, solving equation (10) for w (13) Second term Check the sign of the second term in the radical.
（13）式から ∴b2−a2＞０ ∴ｂ＞ａ （10）式と（12）式との第２項根号内同志を比較すると 同様にして第１号同志を比較すると Δ１＝−▲ｖ2 R▼ cos（−θ）−｛−▲ｖ2 R▼ a cos
（−θ）｝ ＝▲ｖ2 R▼ cos（−θ）・（ａ−１）＜０ Δ１＋Δ２＜０ ｗ−ｗ′＝Δ１＋Δ２＜０ ∴ｗ＜ｗ′ （ｃ） 次のこの地点（負荷変電所Ｌ−S/S）よりさら
に上位系統側の既定地点、例えば隣接系統変電所送り出
し母線を見た場合を考える。 From equation (13), ∴b 2 −a 2 > 0 ∴b> a Comparing the second term root comrades of equations (10) and (12), Similarly, comparing No. 1 comrades, Δ 1 = − ▲ v 2 R ▼ cos (−θ) − {− ▲ v 2 R ▼ a cos
(−θ)} = ▲ v 2 R ▼ cos (−θ) · (a-1) <0 Δ 1 + Δ 2 <0 w−w ′ = Δ 1 + Δ 2 <0 ∴w <w ′ (c) Next Consider a case where the user sees a predetermined point on the higher system side of this point (load substation L-S / S), for example, the sending bus bar of the adjacent system substation.
上位系統における系統短絡容量をSS、基準化された潮流
（自所へ引込む分）をWSとすると一般にSS＞Ｓであるか
ら で潮流値が小さく見えるため負荷は軽く見える。If S S is the system short-circuit capacity in the upper system and W S is the standardized power flow (the amount that draws into the site), then generally S S > S. The load looks light because the current value looks small.
又、一般に上位系統のX/R＝tan大きいので（４）式で
与えられる電圧安定限界のwsmも大きくなる。In general, since X / R = tan of the upper system is large, wsm of the voltage stability limit given by equation (4) also becomes large.
∴ wsm＞wm この関係を用いれば、上位系統側のマージンmwsは明ら
かに となり、上位系統側で考えた方が有利であることは見や
すい。∴ wsm> wm If this relationship is used, the margin mws on the upper system side is clear Therefore, it is easy to see that it is more advantageous to think on the higher system side.
すなわち下位系統での調相設備不足分は上位系統で補え
ばよい。That is, the shortage of the phase adjusting equipment in the lower system may be compensated by the upper system.
但し、この検討は１電気所１フィーダーについての相互
比較であるから、更に条件の苛酷な電気所、フィーダー
が他にある場合改善を期待できないことは当然である。However, since this study is a mutual comparison of one electric station and one feeder, it is natural that improvement cannot be expected if there are other electric stations and feeders under more severe conditions.
従って上位系統側で下位系統との結合の強さに応じて潮
流とくに無効潮流の調整の要否を判断することになる。Therefore, the necessity for adjusting the tidal current, especially the invalid tidal current, is judged on the higher system side according to the strength of the connection with the lower system.
（ｄ） 又、負荷電力ｗにおいては ｐ＝w cosθ ｑ＝w sinθ であるから、 であるが、 ｉ番目のフィーダについては であり、 ここにvdiは線路変圧降下補償分であるが、これは変電
所送り出し側で算定可能である。(D) Further, at the load power w, p = w cos θ q = w sin θ But for the i th feeder And Here, vdi is the line transformer drop compensation, which can be calculated at the substation sending side.
同様に も同じ側で既知であるからｉ番目の配電用変電所（負荷
中心）の電圧安定の模様は実時間で把握可能であり、配
電用変電所側での調相設備操作が負荷中心の電圧にどの
程度改善効果をもたらすか把握できる。As well Since the same is also known on the same side, the pattern of voltage stability of the i-th distribution substation (load center) can be grasped in real time, and the phase-modulating equipment operation on the distribution substation side can change to the load-centered voltage. Understand to what extent the improvement effect will be brought.
この試算を各フィーダーについて行えば、タップ位置の
指令変更が有効か、配電用変電所側での無効電力注入が
有効かさらには双方の組合せが有効か等の対策を決定す
ることができる。If this trial calculation is performed for each feeder, it is possible to determine measures such as whether the command change of the tap position is effective, whether reactive power injection is effective at the distribution substation side, and whether the combination of both is effective.
（ｅ） なおまた、重負荷時において、無効電力変化に
加えてさらに有効電力の変化も電圧変化に相当影響する
ことがあるが、（15）式と同様にしてｉ番目の負荷中心
で、 が成立して推測可能であり、潮流急変化時の電圧崩壊の
危険の有無を実時間で迅速に判定可能である。すなわち
テレメータを介しての情報交換による電圧安定性低下傾
向を間接監視するよりも、電圧安定低下現象の発生現場
にさらに接近して、現象を直接検出する事が可能にな
る。(E) In addition, when the load is heavy, a change in the active power in addition to the change in the reactive power may considerably affect the voltage change. However, similar to the equation (15), at the i-th load center, It is possible to presume that, and it is possible to quickly determine in real time whether there is a risk of voltage collapse during a sudden change in power flow. That is, it is possible to directly detect the phenomenon of voltage stability degradation by approaching the site where the phenomenon of voltage stability degradation occurs, rather than indirectly monitoring the tendency of voltage stability degradation due to information exchange via a telemeter.
次にこの発明の一実施例を示す第１図および第２図の系
統構成図について説明する。Next, a system configuration diagram of FIGS. 1 and 2 showing an embodiment of the present invention will be described.
同図において、１は調相設備となる同期調相機、2,3は
負荷変電所（自所変電所）で、この負荷変電所2,3は２
ルート受電（引込線01,02）でバンク4,5を有し、低圧側
に２重母線（２次側母線）6,7が接続されている。In the figure, 1 is a synchronous phase shifter which is a phase shifter, 2 and 3 are load substations (own substations), and these load substations 2 and 3 are 2
It has banks 4 and 5 for route power reception (drop lines 01 and 02), and double buses (secondary buses) 6 and 7 are connected to the low voltage side.
なお、２重母線6,7のいずれかには場合によって、同期
調相機または発電機などの回転式調相設備が接続される
ことがある。Depending on the case, a rotary phase adjusting equipment such as a synchronous phase adjuster or a generator may be connected to either of the double buses 6 and 7.
負荷としては２次側母線6,7にそれぞれフィーダー81〜8
m,91〜9nを介して、その遠方に配電用変電所101〜10m,1
11〜11nが接続されている。As a load, feeders 8 1 to 8 are attached to the secondary buses 6 and 7, respectively.
m, 9 1 to 9n, and the distribution substation 10 1 to 10m, 1
1 1 to 11n are connected.
配電用変電所101〜10mには引込線とこれに接続される変
圧器バンク101a,101b,101c〜10ma,10mb,10mcが、また配
電用変電所111〜11nには引込線とこれに接続される変圧
器バンク111a,111b,111c〜11na,11nb,11ncがそれぞれ配
置されている。Transformer bank 10 1 a to distribution substation 10 1 through 10m which are connected thereto and drop cable, 10 1 b, 10 1 c~10ma , 10mb, 10mc , but also to the power distribution substation 11 1 ~11n is The drop lines and the transformer banks 11 1 a, 11 1 b, 11 1 c to 11na, 11nb, 11nc connected to the drop lines are arranged.
この構成でバンク4,5を通過する電流は変流器12,13,14,
15により計測され、また２次側母線6,7の変圧は変圧器1
6,17により計測される。181〜18mは２次側母線６につな
がるフィーダー81〜8mに対して配置される変流器、191
〜19nは２次側母線７につながるフィーダー91〜9nに対
して配置される変流器である。With this configuration, the currents passing through banks 4 and 5 are current transformers 12, 13, 14 and
Measured by 15 and the transformer on the secondary busbars 6,7 is transformer 1
Measured by 6,17. 18 1 to 18 m are current transformers arranged with respect to feeders 8 1 to 8 m connected to the secondary side bus bar 6, 19 1
19n are current transformers arranged with respect to the feeders 9 1 to 9n connected to the secondary side bus 7.
これら変圧器16,17および変流器181〜18m,191〜19nによ
り計測された電圧，電流は監視・制御装置（VSD）20に
導入され、前述の原理を満足した機能を実行する。な
お、監視・制御装置の出力関係は第２図および第３図に
記載するものとして第１図に記載するのを省略してい
る。The voltages and currents measured by the transformers 16 and 17 and the current transformers 18 1 to 18 m and 19 1 to 19 n are introduced into the monitor / control device (VSD) 20 and perform the functions satisfying the above-mentioned principle. Note that the output relationship of the monitoring / control device is shown in FIGS. 2 and 3 and is not shown in FIG.
このような系統構成・機器配置において、系統の潮流有
効分は引込線01,02からバンク4,5を経由して２次側母線
6,7へ流れ込み、ここでフィーダー81〜8m,91〜9nへそれ
ぞれ分流し配電用変電所101〜10m,111〜11nにき電され
る。In such a system configuration and equipment arrangement, the effective power flow of the system passes from the service lines 01, 02 through the banks 4 and 5 to the secondary bus.
6 and 7, where they are divided into feeders 8 1 to 8 m and 9 1 to 9 n, respectively, and fed to distribution substations 10 1 to 10 m and 11 1 to 11 n.
一方潮流無効分は必ずしも一定ではないが、供給源とし
ての機器配置や運用から、通常は２次側母線6,7へ一旦
流れ込み、次いでフィーダー81〜8m,91〜9nに分流す
る。On the other hand, the power flow ineffective component is not necessarily constant, but it usually flows once to the secondary side buses 6 and 7, and then split to the feeders 8 1 to 8 m and 9 1 to 9 n due to the equipment arrangement and operation as a supply source.
この際同期調相器１又は発電機がこの成分の分布に影響
するが、進み無効分は２次側母線６（７）を介して供給
されるようになっている。At this time, the synchronous phase shifter 1 or the generator influences the distribution of this component, but the lead reactive component is supplied via the secondary side bus 6 (7).
又、バンク4,5に付属の調相設備、すなわちシャントリ
アクトル21,23及び静止形コンデンサ22,24はバンク４の
２次側およびバンク５の２次側にそれぞれ接続され、こ
の成分は２次側母線6,7へバンク４あるいはバンク５を
通過して供給される。Further, the phasing equipment attached to the banks 4 and 5, that is, the shunt reactors 21 and 23 and the static capacitors 22 and 24 are connected to the secondary side of the bank 4 and the secondary side of the bank 5, respectively, and this component is the secondary It is supplied to the side buses 6, 7 through the bank 4 or the bank 5.
25は２次側母線6,7を接続するしゃ断器である。Reference numeral 25 is a circuit breaker for connecting the secondary-side buses 6 and 7.
また、第１図の要部を抽出し、詳細に示した第２図にお
いて、26,27はしゃ断器25を挾んで２次側母線６と７と
の間にそれぞれ接続された断路器である。Further, in FIG. 2 which shows the main part of FIG. 1 in detail and shows it in detail, 26 and 27 are disconnecting switches which are respectively connected between the secondary side busbars 6 and 7 across the breaker 25. .
28,29,30,31はバンク4,5の低圧側に設けられ、２次側母
線6,7を切替え接続する断路器、32,33はシャントリアク
トル21,22のしゃ断器、34,35は静止形コンデンサ23,24
のしゃ断器である。低圧側から負荷系統へ向って引き出
されるフィーダー81〜8mには、この各々を２次側母線6,
7に切替え接続するための断路器811,812,821,822,……,
8m1,8m2がしゃ断器との間に配置されている。調相設備
である同期調相機１についても断路器36,37により２次
側母線6,7に切替え接続ができるようになっている。38
は同期調相機１の界磁及びその調整設備（AVR）であっ
て、監視・制御装置20よりの情報がテレメータ（TM）3
9,40を介して伝えられるようになっている。41は監視・
制御装置20の出力が供給される電圧調整装置（LRA）
で、この電圧調整装置41の出力は電圧・無効電力調整設
備に供給される。42は主配電盤（MSB）で、この主配電
盤42はしゃ断器25および断路器26,27,811,812,……,8
m1,8m2に指令を伝える。43は２次側母線6,7に流れる同
期調相機１の電流を計測する変流器である。28,29,30,31 are provided on the low voltage side of the banks 4,5, and are disconnectors for switching and connecting the secondary side busbars 6,7, 32,33 are circuit breakers for the shunt reactors 21,22, 34,35 are Static capacitors 23,24
It is a circuit breaker. Each of the feeders 8 1 to 8 m drawn out from the low voltage side toward the load system is provided with a secondary side bus bar 6,
Disconnector for switching connection to 7 8 11 , 8 12 , 8 21 , 8 22 , ......,
8m 1 and 8m 2 are placed between the circuit breaker. The synchronous phase shifter 1, which is a phase shifter, can also be switched and connected to the secondary side buses 6 and 7 by the disconnectors 36 and 37. 38
Is the field of the synchronous phase shifter 1 and its adjustment equipment (AVR), and the information from the monitoring / control device 20 is the telemeter (TM) 3
It can be transmitted via 9,40. 41 is monitoring
Voltage regulator (LRA) to which the output of controller 20 is supplied
Then, the output of the voltage adjusting device 41 is supplied to the voltage / reactive power adjusting equipment. 42 is a main switchboard (MSB), and this main switchboard 42 is a circuit breaker 25 and a disconnector 26,27,8 11 , 8 12 , ......, 8
Send commands to m 1 and 8m 2 . Reference numeral 43 is a current transformer that measures the current of the synchronous phase shifter 1 flowing through the secondary-side buses 6 and 7.
このような構成の系統において、バンク4,5の低圧側に
接続されたフィーダー81,82,…8m,91,…9nの潮流、バン
ク4,5が２次側母線6,7へ向けて下る潮流、および２次側
母線6,7の電圧が、電圧安定性を検出監視制御する監視
制御装置20に導入され、その内部に設けられた演算判定
用のマイクロプロセッサによりデータ処理される。そし
て、監視・制御装置20により演算判定した結果を電圧無
効電力の調整機器の制御出力として、電圧調整装置41に
供給すると共に、フィーダー負荷の切替え用制御出力と
して主配電盤42に供給し、さらに所外の無効電力供給源
への調整指令信号用制御出力としてテレメータ39に供給
することになる。In the system having such a configuration, the power flow of the feeders 8 1 , 8 2 , ... 8m, 9 1 , ... 9n connected to the low voltage side of the banks 4,5, the banks 4,5 to the secondary side bus bars 6, 7 The downward power flow and the voltages of the secondary side bus bars 6 and 7 are introduced into a supervisory controller 20 for detecting and controlling voltage stability, and data processing is performed by a microprocessor for arithmetic determination provided therein. . Then, the result of the calculation judgment by the monitoring / control device 20 is supplied to the voltage adjusting device 41 as the control output of the voltage reactive power adjusting device, and is also supplied to the main switchboard 42 as the control output for switching the feeder load. It is supplied to the telemeter 39 as a control output for the adjustment command signal to the external reactive power supply source.
このような構成における中心的な役割を果す監視・制御
装置20の詳細について第３図を用いて説明する。Details of the monitoring / controlling device 20 which plays a central role in such a configuration will be described with reference to FIG.
第３図において、44a,45a,46a,471a,…47maは系統の電
流を直流電圧に変換する変換器で、変換器44aは変流器4
3の、変換器45aは変流器14の、変換器46aは変流器15
の、変換器471a…47maは変流器181,182,…18mの、それ
ぞれ２次側に接続されている。48a,49aは系統の電圧を
直流電圧に変換する変換器で、変換器48aは変圧器16の
２次側に、変換器49aは変圧器17の２次側に、それぞれ
接続されている。44b,45b,46b,471b,…47mbは断路器11,
812,821,822,…,8m1,8m2,28,29,30,31,36,37の開閉主接
点に連動する接点の開閉状態を入力し、適当なレベルの
直流電圧に変換するレベル変換器で、同期調相機１、バ
ンク4,5およびフィーダー81,…8mいずれの２次側母線6,
7に接続されているかを判定する。50a,51a,52a,531a,…
53ma,54a,55aは上記変換器44a,45a,46a,471a,…47ma,48
a,49aの直流出力電圧をアナログ値で記憶保持するサン
プルホールド回路である。In FIG. 3, 44a, 45a, 46a, 47 1 a, ... 47ma are converters for converting the system current into DC voltage, and the converter 44a is the current transformer 4
3, the converter 45a is the current transformer 14, and the converter 46a is the current transformer 15a.
Of the transducer 47 1 a ... 47 mA is a current transformer 18 1, 18 2, of ... 18m, are connected to the secondary side. Reference numerals 48a and 49a are converters for converting a system voltage into a DC voltage. The converter 48a is connected to the secondary side of the transformer 16 and the converter 49a is connected to the secondary side of the transformer 17, respectively. 44b, 45b, 46b, 47 1 b,… 47 mb is a disconnector 11 ,
8 12 , 8 21 , 8 22 , ..., 8m 1 , 8m 2 , 28,29,30,31,36,37 Input the open / closed state of the contacts linked to the main contacts, and set the DC voltage to an appropriate level. A level converter for conversion, which is a synchronous phase shifter 1, banks 4,5, and feeders 8 1 , ...
Determine if it is connected to 7. 50a, 51a, 52a, 53 1 a,…
53ma, 54a, 55a is the transducer 44a, 45a, 46a, 47 1 a, ... 47ma, 48
It is a sample hold circuit for storing and holding the DC output voltage of a, 49a as an analog value.
50b,51b,52b,531b,…53mbは上記接点開閉状態をレベル
変換したものを記憶保持するラッチであり、上記フィー
ダー81,82,…8m又はバンク4,5あるいは同期調相機１が
系統切換操作により接続する２次側母線6,7を変更した
次のみ、復帰し解除されるものである。 50b, 51b, 52b, 53 1 b, ... 53mb is a latch for storing and holding that converts the level of the contact switching state, the feeder 8 1, 8 2, ... 8m or bank 4,5 or synchronous phase 1 Is to be restored and released only after the secondary side busbars 6 and 7 connected by the system switching operation are changed.
56はマルチプレクサ回路であり、CPU（MCU）57から与え
られた信号により該当する回路を閉状態として、サンプ
ルホールド回路50a,51a,52a,531a,…53ma,54a,55aに記
憶保持した電圧をA/Dコンバータ58に印加する。59はラ
ッチ回路50b,51b,52b,531b,…,53mbに記憶保持した断路
器の開閉状態に応じて「ハイ」または「ロー」の信号を
CPU57へ入力するための入力ポートである。この入力ポ
ート59はCPU57からの指令によりその状態を制御するこ
ともできるが、本来系統への機器接続状況に連動するこ
とを、基本の動作とする。Reference numeral 56 is a multiplexer circuit, which is a voltage that is stored and held in the sample-hold circuits 50a, 51a, 52a, 53 1 a, ... 53ma, 54a, 55a by closing the corresponding circuit by the signal given from the CPU (MCU) 57. Is applied to the A / D converter 58. 59 indicates a "high" or "low" signal according to the open / close state of the disconnector stored in the latch circuits 50b, 51b, 52b, 53 1 b, ..., 53mb.
It is an input port for inputting to the CPU 57. The state of the input port 59 can be controlled by a command from the CPU 57, but the basic operation is to interlock with the device connection status to the system.
A/Dコンバータ58は前記マルチプレクサ56によって逐次
切換えられた系統電圧や系統電流に比例する直流電圧を
ディジタル値に変換し、そのビットパターンを並列出力
するものである。The A / D converter 58 converts a DC voltage proportional to the system voltage or system current sequentially switched by the multiplexer 56 into a digital value and outputs the bit pattern in parallel.
60はCPU57の動作を支援しその負担を軽減するためのROM
であり、ここではその目的上、平方の値および３角関数
値を必要な演算精度を満足する桁数分準備する。60 is a ROM for supporting the operation of the CPU 57 and reducing the load.
Therefore, here, for that purpose, the square value and the triangular function value are prepared by the number of digits satisfying the required calculation accuracy.
次にCPU57は本詳細の中心をなすディジタル型の演算処
理装置であり、タイマー，入出力ポート，メモリーなど
を内蔵し、外部に部品を付加せずとも適当なスピードと
規模のCPUシステムとして実用に供し得る。そして、CPU
57で演算判定処理された結果はその出力ポートからパラ
レルビットの出力が、適当なビット巾の信号として出力
インターフェース（PIF）61,62へ出力される。この出力
インターフェース61,62は主として電圧調整装置41,主配
電盤42への信号受渡しに用いられる。Next, the CPU57 is a digital type arithmetic processing unit that is the center of this detail. It incorporates a timer, input / output port, memory, etc., and is practically used as a CPU system of appropriate speed and scale without adding external parts. Can be served. And CPU
The output of the parallel bit is output from the output port as a result of the operation determination processing in 57 to the output interfaces (PIF) 61 and 62 as a signal having an appropriate bit width. The output interfaces 61, 62 are mainly used for passing signals to the voltage regulator 41 and the main switchboard 42.
出力インターフェース（SIF）63はテレメータ（TM）39
にシリアルビットの出力が適当なレベル，タイミングの
信号として出力される。Output interface (SIF) 63 is telemeter (TM) 39
The serial bit output is output as a signal with an appropriate level and timing.
このように構成された監視・制御装置20は、系統運転状
態量として、母線電圧とバンク電流と各配電用変電所に
接続されるフィーダー電流と、バンク4,5およびフィー
ダー81,…,8mの接続状態とを信号として入力し、これか
らバンク4,5またはフィーダー81,82,…,8m電力，無効電
力，力率を演算する。The monitoring / control device 20 configured as described above includes bus voltage, bank current, feeder current connected to each distribution substation, banks 4,5 and feeders 8 1 , ..., 8 m as system operation state quantities. The connection state and the input state are input as signals, and the bank 4,5 or feeders 8 1 , 8 2 , ..., 8 m power, reactive power, and power factor are calculated from this.
次にこれら各バンク4,5、フィーダー81,…,8mはどのよ
うな組合せで２次側母線6,7に接続されているか記憶し
ておく。Then each of these banks 4,5, feeder 8 1, ..., 8m are stored or are connected in any combination on the secondary side bus 6.
次に第５図により第１実施例の動作について説明する。Next, the operation of the first embodiment will be described with reference to FIG.
なお、自所変電所２に配置される配電用変電所101,…10
mも、自所変電所３に配置される配電用変電所111,…,11
m同様に考えられるから以下の動作説明ではバンク４側
のみで説明する。It should be noted that the distribution substation 10 1 , ... 10 arranged in the substation 2
m is also a distribution substation 11 1 , ..., 11 located in the substation 3.
Since it can be considered in the same manner as m, only the bank 4 side will be described in the following operation description.
ステップST1においてバンク4,5の潮流Ｗ（P,Q）、電圧V
Rを読込んだ後（計測手段）その変化分から の関係を用い、ステップST2において から 負荷としてフィーダー81,…8mがあるが、これらフィー
ダー81,…8mの２次側母線6,7毎の潮流を総合し、ステッ
プST3で負荷力率角θを測定する。また、同時にステッ
プST4において各フィーダー81,82,…8m毎の潮流を測定
し各フィーダー81,82,…8m毎の負荷力率角θｉを測定す
る（負荷力率角測定手段）。Power flow W (P, Q) and voltage V of banks 4 and 5 in step ST1
After reading R (measuring means), from the change In step ST2 From The load is the feeders 8 1 ... 8m, but the power flow of each of the secondary buses 6 and 7 of these feeders 8 1 ... 8m is integrated, and the load power factor angle θ is measured in step ST3. At the same time each feeder 81 at step ST4, 8 2, ... tide measures each feeder 8 1 per 8m, 8 2, measures the load power factor angle θi of each ... 8m (load power factor angle measuring means) .
そして、tanより（２次側母線6,7が、分離している
時には２次側母線6,7毎にａｂ）を算出する。Then, tan is calculated (ab for each secondary side bus 6, 7 when the secondary side buses 6, 7 are separated).
この線路の力率角、負荷の力率角θ、負荷電圧VR、負
荷電力Ｗから なる式で系統側短絡容量Ｓを推定する。もし２次側母線
6,7がしゃ断器25により分離されている時は２次側母線
6,7毎に短絡容量Sa,Sbを推定する（ステップST5）。From this line power factor angle, load power factor angle θ, load voltage V R , and load power W The system side short circuit capacity S is estimated by the following equation. If the secondary side bus
Secondary side busbar when 6 and 7 are separated by breaker 25
The short-circuit capacities Sa and Sb are estimated for every 6 and 7 (step ST5).
さらにフィーダー81,…8m毎にWi（潮流）が測定できる
から以下のようにして基準化潮流を求める。Furthermore, since the Wi (tidal current) can be measured for each feeder 8 1 , ... 8 m, the standardized tidal current is obtained as follows.
すなわち、フィーダー81,…8mの相手端の配電用変電所1
01,…10mまでの線路インピーダンスは一般に既知である
から、相手端の配電用変電所101,…10mは電流から同母
線電圧VRiを各フィーダー81,…8mについて求めることが
できる。同時に基準化された電圧値vRiを求める。That is, the feeder substation 1 , 2 ...
Since the line impedance up to 0 1 , ... 10 m is generally known, the distribution substation 10 1 , ... 10 m at the other end can obtain the same bus voltage V R i from the current for each feeder 8 1 , ... 8 m. . At the same time, the standardized voltage value v R i is obtained.
次に、フィーダー81,…8mの相手端の配電用変電所101,
…10mまでのインピーダンスを考慮して求めた系統短絡
容量S1,S2,…Smを用いて を求める。Next, the feeder 8 1 , ... 8 m distribution substation 10 1 ,
… Using the system short-circuit capacitances S 1 , S 2 ,… Sm obtained by considering the impedance up to 10 m Ask for.
各フィーダー81,…8mの負荷が定電力負荷と仮定した時 但し wmi:基準化潮流の最大値 vRmi:基準化電圧の最大値 なる式によってフィーダー81,…8m毎の電圧安定限界が
求まる（ステップST6）。これから現在の基準化潮流wi
および基準化電圧vRi測定値を用い 但し mvRi:基準化電圧のマージン mwi:基準化潮流のマージン 各フィーダー81,…8m毎に余裕値を求める（余裕値演算
手段）（ステップST7）。Assuming that the load of each feeder 8 1 , ... 8m is constant power load However, wmi: maximum value of standardized power flow v R mi: maximum value of standardized voltage The voltage stability limit for each feeder 8 1 , ... 8 m is obtained by the formula (step ST6). The current standardization current wi
And the normalized voltage v R i measured value However, mv R i: Margin of standardized voltage mwi: Margin of standardized power flow Margin value is calculated for each feeder 8 1 , ..., 8 m (margin value calculation means) (step ST7).
そして、ステップST8において上記mvRi,mwiが予めオン
ライン計算で求めた電圧安定限界に対するマージン値と
比較し許容値以下か否かを判定する。Then, in step ST8, the above-mentioned mv R i, mwi is compared with the margin value with respect to the voltage stability limit previously calculated by online calculation, and it is determined whether or not it is equal to or less than the allowable value.
そして、ステップST8において許容値以上のフィーダー8
1,…8mが含まれている場合、ステップST9において許容
値を満足しないフィーダー81,…8mについて、各フィー
ダー81,…8mの基準化潮流wi,有効電力pi、無効電力qi,
基準化電圧vRiの推定値から感度係数潮流 を検出する。Then, in step ST8, the feeder 8 with the allowable value or more
1, ... if 8m is included, the feeder 8 1 which does not satisfy the allowable value in step ST9, ... for 8m, each feeder 8 1, ... 8m of scaling trends wi, active power pi, reactive power qi,
From the estimated value of the standardized voltage v R i, the sensitivity coefficient To detect.
すなわちステップST7で求めたマージン値から電圧安定
限界のどの辺りに現在所在しているか判明するので、こ
の判別結果が予めオフラインシュミレーションで予測し
た変化特性 とステップST10で対照し、許容域であれば可とし、許容
域になければ以下の対策検討に移る。In other words, the margin value obtained in step ST7 reveals where the voltage stability limit is currently located.The result of this determination is the change characteristics predicted in advance by offline simulation. And step ST10, and if it is within the allowable range, it is determined that the allowable range is satisfied.
各フィーダー81,…8m毎のvRi,wi,mvRi,mw1を見れば各々
フィーダー81,…8m毎の相手端の配電用変電所101,…10m
では まず変圧器タップ変更による電圧については という形で改善される。Each feeder 81, for each ... 8m v R i, wi, mv R i, each feeder 8 1 if you look at the mw 1, ... distribution substation 10 1 of the remote end of each 8m, ... 10 m
First of all, regarding the voltage by changing the transformer tap Will be improved.
すなわち、変圧器巻数比N1:N2、負荷インピーダンスZL
にpL＋jQLなる電力を消費させている時 変化分をみると 当然のことながらタップ１次巻数の変化率分だけ改善さ
れる。That is, transformer turns ratio N 1 : N 2 , load impedance Z L
When consuming power p L + jQ L Looking at the changes As a matter of course, it is improved by the rate of change of the primary winding number of the tap.
また、調相設備については という形で改善される。Also, regarding the phase adjustment equipment Will be improved.
上記２つのうちステップST11でいずれを行うかの改善度
合を検討する。この改善対策が有効であればステップST
12で配電用変電所101,…10m側へ機器操作指令を出力す
る。The degree of improvement of which of the above two is performed in step ST11 is examined. If this improvement measure is effective, step ST
At 12, a device operation command is output to the distribution substation 10 1 , ... 10 m side.
次にこれでも対策にならない時、ステップST13において
自所変電所２内での対策を検討する。すなわち、自所変
電所２内の対策には （ｉ）配電用変電所101,…10mの機器操作では、不安定
解消が不可能なフィーダー81,…8mを２次側母線6,7のい
ずれか相手側に移し替えて、基準化された負荷電圧vRお
よび負荷潮流ｗの双方のマージンmvR,mwが改善可能かを
見る（ステップST14）。Next, if this does not help, in step ST13, consider measures within the substation 2. That is, the countermeasures in the local substation 2 are as follows: (i) The feeder 8 1 , ... 8m, which cannot eliminate the instability by operating the equipment of the distribution substation 10 1 , ... 10m, is connected to the secondary side busbar 6, 7 Of the standardized load voltage v R and load power flow w, and whether the margins mv R , mw can be improved is checked (step ST14).
（ii）同じく不安定解消が不可能なフィーダー81,…8m
の接続を変えないと問題フィーダーが接続されたいずれ
かの２次側母線6,7側のバンク4,5の３次調相設備である
シャントリアクトル21,23あるいは静止形コンデンサ22,
24を操作する（ステップST15）。(Ii) Similarly, feeder 8 1 , ... 8m, which cannot eliminate instability
If you do not change the connection of the problem, the shunt reactor 21,23 or the static condenser 22, which is the third-order phasing equipment of the bank 4,5 on either the secondary busbar 6,7 side to which the problem feeder is connected,
Operate 24 (step ST15).
の２種が考えられる。There are two types.
動作としてはまず上記（ｉ）項を実行可能か２次側母線
６について各フィーダー81,…8m毎に； w1a w2a … wma w11 w21 … wma mw1 mw2a… mwma mwa mvRa ２次側母線７について各フィーダー81,…8m毎に； W1b W2b … Wnb w1b w2b … wmb mw1b mw2b… mwmb mwb mvRb をそれぞれ算出する。First the (i) each feeder 8 1 For executable or secondary bus 6 Section as operation, ... every 8m; w 1 aw 2 a ... wma w 11 w 21 ... wma mw 1 mw 2 a ... mwma mwa mv R a For each feeder 8 1 , ... 8 m for the secondary bus 7, W 1 b W 2 b ... Wnb w 1 bw 2 b ... wmb mw 1 b mw 2 b ... mwmb mwb mv R b are calculated respectively. .
しかるのち、問題フィーダーをmwia（mwib）の大きい順
に並べ、その順に、１フィーダーずつ２次側母線6,7の
相手側に移し替えて、都度Wi総和を求め、既知の，
θ,Sを使って相手側の２次側母線６（７）および自分側
の２次側母線７（６）についてのmwa,mwb,mvRa,mvRbを
求める。After that, the problem feeders are arranged in descending order of mwia (mwib), and in that order, one feeder is transferred to the other side of the secondary side bus 6,7, and the Wi sum is calculated each time.
theta, mwa for secondary bus 7 of the secondary bus 6 (7) and the side of the self-mating with the S (6), mwb, mv R a, we obtain the mv R b.
但しこの際Wi総和が変圧器バンクの負荷容量限界内であ
る事が必要である。（ステップST16） 次に自所変電所2,3内の２次側母線6,7の切替で電圧不安
定ネックを解消できない場合調相設備操作で解消可能か
チェックするためには、電源側インピーダンスの内の抵
抗分を無視できる時Δqi操作可能分（p,u）として、上
記（29） により、その上限値が求められる。（ステップST17） 以上のような系統切替操作（ステップST16）またはVAR
機器操作（ステップST17）によって電圧安定限界に対す
る潮流または電圧のマージンを改善するが、依然として
マージン改善が不足する場合は、以下の系統側対策へ移
行する。系統側で必要な対策の内、上位系統を操作する
以外の対策としては２次側母線6,7に接続される回転機
式調相設備がある。However, in this case, the total Wi must be within the load capacity limit of the transformer bank. (Step ST16) Next, if the voltage instability neck cannot be eliminated by switching the secondary side busbars 6 and 7 in the substations 2 and 3, check the impedance on the power source side to check whether it can be eliminated by operating the phase-modulating equipment. When the resistance component of can be ignored, Δqi can be manipulated (p, u) as above (29) Thus, the upper limit value is obtained. (Step ST17) System switching operation as described above (step ST16) or VAR
Although the power flow or the voltage margin with respect to the voltage stability limit is improved by operating the device (step ST17), if the margin improvement is still insufficient, the following system side measures are taken. Among the necessary measures on the system side, as a measure other than operating the upper system, there is a rotary machine type phase adjusting equipment connected to the secondary side buses 6,7.
回転機式調相設備として実用可能な機器は、同期調相機
１または進相運転状態の同期発電機である。The device that can be practically used as the rotary machine type phase adjusting equipment is the synchronous phase adjuster 1 or the synchronous generator in the phase advancing operation state.
上記ステップST17で計算された必要な無効電力の内バン
ク4,5の３次の調相設備を投入した後、なお不足分を同
期調相機１から供給するための必要量を算出する（ステ
ップST18）。After inputting the third-order phase adjusting equipment of the banks 4 and 5 of the necessary reactive power calculated in the above step ST17, the necessary amount for supplying the shortage from the synchronous phase adjuster 1 is calculated (step ST18). ).
この不足分を賄える時（ステップST19）は同期調相機１
から無効電力を発生させるようにテレメータ39,40を通
して指令を出力する（ステップST20）。When this shortage can be covered (step ST19), the synchronous phase shifter 1
To output a reactive power from the telemeters 39 and 40 (step ST20).
すなわち、監視制御装置20よりのテレメータ出力は送り
側テレメータ39から受け側テレメータ40へと伝送され、
同期調相機１に付属したAVR38への指令値として与えら
れる。That is, the telemeter output from the monitor controller 20 is transmitted from the sending side telemeter 39 to the receiving side telemeter 40,
It is given as a command value to the AVR 38 attached to the synchronous phase shifter 1.
以上のような系統側対策がすべて無効な時は、自所変電
所である電気所の２次側母線6,7の電圧の系統では対処
不可能である。When all of the above measures on the system side are ineffective, it is not possible to deal with the system of the voltage of the secondary side busbars 6 and 7 of the substation, which is the local substation.
この場合は上記対策を同時刻に採取したデータを用いて
定量化表現しその数値を全て更に上位系統の電気所へ伝
送するものとし、負荷変電所内で再チェック（ステップ
ST26）し、矢張り対策が無効であるとステップST27で判
断した場合はステップST28で上位系統の対策要求を行
う。In this case, the above countermeasures shall be quantified and expressed using the data collected at the same time, and all the numerical values shall be transmitted to the electric power station of the upper system, and rechecked in the load substation (step
If it is determined in step ST27 that the countermeasure against arrow tension is invalid, the countermeasure request for the upper system is issued in step ST28.
またステップST26において再チェックして電圧不安定解
消策が有効であるとステップST27において判断した場合
にはその状況を更新表示する。If it is determined in step ST26 that the measure for eliminating voltage instability is effective in step ST26, the situation is updated and displayed.
次に第６図により第２実施例の動作について説明する。Next, the operation of the second embodiment will be described with reference to FIG.
この第２実施例では上記第１実施例で述べた電気所より
上位の系統変電所の連係して電圧不安定を解消する場合
の方式について述べる。In the second embodiment, a method for eliminating voltage instability by linking a system substation higher than the electric station described in the first embodiment will be described.
一般に系統のより上位側に位置する点の方が同一負荷に
対して有利であるが、調相設備の配置状況、運用状況に
よっては、上位，下位いずれで電圧安定化の調相機器を
操作した方が有利か判断を要する場合があるので、第２
実施例はこのような場合の動作について述べる。Generally, the point located on the higher side of the system is more advantageous for the same load, but depending on the arrangement and operation status of the phase-adjusting equipment, the voltage-regulating phase-adjusting device was operated at either the upper level or the lower level. Since it may be necessary to judge whether it is more advantageous,
The embodiment describes the operation in such a case.
第６図において、ステップST30からステップST35までは
第５図のステップST1からステップST6までと同じ処理操
作であるので説明は省略する。但しこの場合は負荷変電
所2,3よりバンク4,5を介して上位側を見た場合であって
第３図においてｊ＝1,2に相当する。In FIG. 6, steps ST30 to ST35 are the same processing operations as steps ST1 to ST6 in FIG. 5, and therefore description thereof will be omitted. However, in this case, the upper side of the load substations 2 and 3 is viewed through the banks 4 and 5, which corresponds to j = 1, 2 in FIG.
一方負荷変電所2,3より上位系の隣接系統変電所はその
電気的距離が知られており、そこでの電圧vRは推定可能
である。又系統短絡容量Ｓも負荷用変電所2,3の２次側
母線6,7における推定値を基に推定でき、wmもこの負荷
用変電所2,3への引出し分を推定する。On the other hand, the electrical distances of adjacent substations above the load substations 2 and 3 are known, and the voltage v R there can be estimated. Further, the system short-circuit capacity S can also be estimated based on the estimated values at the secondary side busbars 6 and 7 of the load substations 2 and 3, and wm also estimates the drawn amount to the load substations 2 and 3.
以上の値により上位系統変電所での系統短絡容量Ｓ、線
路力率角および負荷力率角θが知れるので上位系統変
電所母線における電圧安定限界値は自所変電所2,3への
流入寄与分について演算可能である（演算手段）。（ス
テップST37） しかして、上記ステップST35において求めた電圧安定化
限界とステップST37とのマージンを比較すると、 （１） 下位系統の場合 安定限界電力は 同マージンは （２） 上位系統の場合 電圧安定限界の潮流は 同マージンは （３） 上位，下位両系統のマージン比較 （ａ）電圧安定限界潮流 （ｂ）潮流（基準値換算） （ｃ）マージン 上位系統が有利であることが判るが、総合的対策として
は調相設備の余裕の大小を考慮する必要があるためにス
テップST38において総合的な判断論理を以て比較し、ス
テップST39において判定する。Since the system short-circuit capacity S, line power factor angle and load power factor angle θ at the upper system substation are known from the above values, the voltage stability limit value at the upper system substation busbar contributes to the inflow to the own substations 2 and 3. Minutes can be calculated (calculation means). (Step ST37) Then, comparing the voltage stabilization limit obtained in step ST35 with the margin of step ST37, (1) In the case of the lower system, the stability limit power is The margin is (2) In the case of upper system The power flow at the voltage stability limit is The margin is (3) Margin comparison between upper and lower systems (a) Voltage stability limit flow (B) Tidal current (reference value conversion) (C) Margin It can be seen that the upper system is advantageous, but since it is necessary to consider the size of the margin of the phase adjusting equipment as a comprehensive measure, comparison is made using comprehensive judgment logic in step ST38, and judgment is made in step ST39.
次いで自所変電所に対策余裕がある時は自所変電所側に
おける対策を第１実施例と同様に選出する（ステップST
40）。次いで、ステップST41で自所変電所の対策が可能
ならば、ステップST42で自所変電所側の機器・装置を動
作させる指令を発する。Next, when the substation has a margin for countermeasures, the countermeasures on the substation side are selected in the same manner as in the first embodiment (step ST
40). Next, if measures can be taken at the local substation at step ST41, a command for operating the equipment / device at the local substation side is issued at step ST42.
そののち、ステップST43において対策の効果を確認し、
ステップST44に対策効果を判断し、不十分な場合はステ
ップST45において上位電気所へ再通報して処置を要求す
る（判断手段）。After that, check the effect of the measures in step ST43,
In step ST44, the effect of the countermeasure is judged, and if it is insufficient, in step ST45, the upper electric station is re-notified to request treatment (judgment means).
また、ステップST39において、上位系統側の方が有利な
状況がわずかでも判然とすればステップST46に進んで系
統側へ対策を要求する。In step ST39, if it is clear that the higher system side is more advantageous, the process proceeds to step ST46 to request the system side to take measures.
以上のように、この発明によれば、各フィーダ毎の余裕
値をそれぞれ所定の基準値と比較するように構成したの
で、あとどの程度潮流が増加すると系統の状態が不安定
になるかを直ちに認識できるようになる結果、系統を安
定にするために必要な調相設備を直ちに投入できるよう
になり、系統の状態を安定に保つことができる効果があ
る。As described above, according to the present invention, the margin value for each feeder is configured to be compared with the predetermined reference value, so that it is possible to immediately determine how much more power flow will make the system state unstable. As a result of being able to recognize the system, it becomes possible to immediately input the phase adjusting equipment necessary for stabilizing the system, and there is an effect that the state of the system can be kept stable.
また、他の発明によれば、演算手段により演算された余
裕値と余裕値演算手段により演算された各フィーダ毎の
余裕値をそれぞれ比較し、負荷変電所又は上位系隣接変
電所の何れにおいて電圧安定化制御を行うかをその比較
結果に基づいて判断するように構成したので、電圧安定
化制御を行う上で最も有利な変電所が選定されるように
なり、更に精度よく系統の状態を安定に保つことができ
る効果がある。According to another invention, the margin value calculated by the calculating means and the margin value for each feeder calculated by the margin value calculating means are compared with each other, and the voltage is calculated at either the load substation or the upper system adjacent substation. Since it is configured to judge whether to perform stabilization control based on the comparison result, the most advantageous substation for voltage stabilization control can be selected, and the state of the system can be stabilized more accurately. There is an effect that can be maintained.
第１図はこの発明の一実施例による電圧・無効電力制御
装置を示す構成ブロック図、第２図は第１図の要部を抽
出し、詳細に示した構成ブロック図、第３図は第１図の
監視・制御装置を示す構成ブロック図、第４図はこの発
明の原理を説明するための系統構成図、第５図はこの発
明の第１実施例の動作を説明するためのフローチャー
ト、第６図はこの発明の第２実施例の動作を説明するた
めのフローチャートである。 １は調相設備（同期調相機）、2,3は負荷変電所、101,
…10m,111,…11mは配電用変電所、20は監視制御装置。FIG. 1 is a structural block diagram showing a voltage / reactive power control device according to an embodiment of the present invention, FIG. 2 is a structural block diagram showing in detail the main parts of FIG. 1, and FIG. FIG. 1 is a block diagram showing the configuration of the monitoring / control apparatus, FIG. 4 is a system configuration diagram for explaining the principle of the present invention, and FIG. 5 is a flow chart for explaining the operation of the first embodiment of the present invention. FIG. 6 is a flow chart for explaining the operation of the second embodiment of the present invention. 1 phase modifying equipment (synchronous condensers), 2,3 load substation, 10 1,
… 10 m, 11 1 ,… 11 m is a distribution substation, and 20 is a monitoring and control device.
Claims (2)
潮流と負荷変電所の負荷側電圧を計測する計測手段と、
上記計測手段の計測結果に基づいて電力潮流の変化に対
する負荷側電圧の変化率を測定し、その変化率から上位
系統側インピーダンスの力率角を推定する電源力率角推
定手段と、複数の配電用変電所と上記負荷変電所をそれ
ぞれ接続する各フィーダ毎の力率角を測定する負荷力率
角測定手段と、上記電源力率角推定手段により推定され
た力率角と上記負荷力率角測定手段により測定された力
率角から各フィーダ毎の基準化潮流及び電力安定限界を
演算し、その電力安定限界に対する基準化潮流の余裕値
を各フィーダ毎に演算する余裕値演算手段と、上記余裕
値演算手段により演算された各フィーダ毎の余裕値をそ
れぞれ所定の基準値と比較し、その比較結果に基づいて
各配電用変電所における変圧器のタップ値及び調相設備
を制御する制御手段とを備えた電圧・無効電力制御装
置。Claim: What is claimed is: 1. Measuring means for measuring an electric power flow flowing from a higher system side of the load substation and a load side voltage of the load substation.
A power source power factor angle estimating means for measuring the rate of change of the load side voltage with respect to the change of the power flow based on the measurement result of the measuring means, and estimating the power factor angle of the upper system side impedance from the rate of change, and a plurality of power distribution units. Load power factor angle measuring means for measuring the power factor angle of each feeder connecting the power substation and the load substation, and the power factor angle and the load power factor angle estimated by the power source power factor angle estimating means. Margin value calculating means for calculating the standardized power flow and power stability limit for each feeder from the power factor angle measured by the measuring means, and calculating the margin value of the standardized power flow for the power stability limit for each feeder, A controller for comparing the margin value calculated by the margin value calculating means for each feeder with a predetermined reference value, and controlling the tap value of the transformer and the phase adjusting equipment in each distribution substation based on the comparison result. Voltage and reactive power controller having and.
ーダンスに基づいて、その上位系隣接変電所における上
位系統側インピーダンスの力率角を推定するとともに、
その力率角に基づいて上位系隣接変電所における基準化
潮流及び電力安定限界を演算し、その電力安定限界に対
する基準化潮流の余裕値を演算する演算手段と、上記演
算手段により演算された余裕値と上記余裕値演算手段に
より演算された各フィーダ毎の余裕値をそれぞれ比較
し、上記負荷変電所又は上位系隣接変電所の何れにおい
て電圧安定化制御を行うかをその比較結果に基づいて判
断する判断手段とを設けたことを特徴とする特許請求の
範囲第１項記載の電圧・無効電力制御装置。2. The power factor angle of the upper system side impedance in the upper system adjacent substation is estimated based on the impedance between the upper system adjacent substations of the load substation, and
Calculation means for calculating the standardized power flow and the power stability limit at the upper system adjacent substation based on the power factor angle, and a margin value of the standardized power flow for the power stability limit, and a margin calculated by the above-mentioned calculation means. Value and the margin value of each feeder calculated by the margin value calculating means are compared with each other, and it is determined based on the comparison result whether the voltage stabilization control is performed in the load substation or the upper system adjacent substation. The voltage / reactive power control device according to claim 1, further comprising:
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP62255313A JPH0734625B2 (en) | 1987-10-09 | 1987-10-09 | Voltage / reactive power control |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP62255313A JPH0734625B2 (en) | 1987-10-09 | 1987-10-09 | Voltage / reactive power control |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH0199435A JPH0199435A (en) | 1989-04-18 |
| JPH0734625B2 true JPH0734625B2 (en) | 1995-04-12 |
Family
ID=17277043
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP62255313A Expired - Fee Related JPH0734625B2 (en) | 1987-10-09 | 1987-10-09 | Voltage / reactive power control |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPH0734625B2 (en) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP4166955A1 (en) * | 2019-06-25 | 2023-04-19 | Reactive Technologies Limited | System for determining electric parameters of an electric power grid |
-
1987
- 1987-10-09 JP JP62255313A patent/JPH0734625B2/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JPH0199435A (en) | 1989-04-18 |
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