JP6715740B2 - 電力系統の潮流監視装置、電力系統安定化装置および電力系統の潮流監視方法 - Google Patents
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Description
本発明は、電力系統の安定性に影響を与える状態推定誤差を検知する電力系統の潮流監視装置、電力系統安定化装置および電力系統の潮流監視方法に関する。
電力系統の潮流(有効電力P、無効電力Q、電圧V、電圧位相δ)状態を把握することは、電力系統の監視制御に有効であるとともに、潮流計算等の解析モデルを構築するためにも有用である。現状の電力系統に近い状態を解析モデルで再現することで、今後起こりうる電力系統状態を予測することや、電力系統故障に備えた安定化対策を事前に行うことが可能となる。なお一般に電力系統の状態は、電力系統に設置された計測センサで測定された電気量(有効電力、無効電力、電圧の大きさ、電圧位相、電流など)の計測値を利用した状態推定計算によって把握される。
電力系統の状態を把握するためには、電力系統の電力方程式を解くために十分な数の計測値を用意し可観測状態とすることが重要であるが、電力系統の構成や潮流条件(線路の抵抗成分が大きい区間が存在する場合、無効電力潮流が大きい区間が存在する場合、隣接する計測値の例えば電圧値が大きく異なる場合など)によっては、状態推定計算が収束しない場合が生じるという課題がある。また、計算が収束した場合でも、計測値と推定値に大きい乖離(残差)が発生し、得られた推定結果(潮流状態)の信頼性が低下するという課題がある。特に、電力系統の監視機能・精度が不十分な地域において、当課題が発生すると考えられる。
推定結果の信頼性が低下すると、例えば、電力系統安定化装置の信頼性も低下する。電力系統安定化装置とは、非特許文献1にも例示されているように、電力系統故障によって、加速した発電機の基準発電機に対する内部相差角が他の発電機と比較して大きくなり、発電機間の同期が維持できなくなる現象が波及するのを防止するため、加速した発電機を電力系統から切り離す(電制する)装置である。
この場合に、電力系統安定化装置に誤った推定結果を入力し、電制発電機を決めてしまうと、停電を防止するための適切な電制ができないことになる。状態推定誤差が電力系統安定性に影響を与えるかわからないため、適切な電源制御等の対策が取れず、停電する恐れがある。
この点に関し、現在では、位相計測装置PMU(Phasor Measurement Unit)を採用することで、状態推定の精度を検証する電力系統の潮流監視装置の普及が期待されている。
位相計測装置PMUを用いた本技術分野について述べたものに、特許文献1がある。この特許文献1には、状態推定結果と位相計測装置PMUデータを比較して、状態推定の妥当性を検証すると記載されている。
太田宏次、井上紀宏、伊藤久徳、福島宣夫、小俣和也、森田 憲一、小海裕:「オンライン安定度計算による脱調未然防止システム (TSC) の開発」、電学論B、115巻1号、平成7年
しかし、特許文献1の電力系統の潮流監視装置では、状態推定誤差が電力系統安定性に影響を与えるかわからない。そのため、適切な電源制御等の対策が取れず、過剰な電源制御等の対策によるコスト増加や、過小な電源制御等の対策による停電につながる可能性がある。
このことから本発明においては、高信頼、高精度な電力系統の潮流監視装置、電力系統安定化装置および電力系統の潮流監視方法を提供することを目的とする。
より具体的には、例えば状態推定の計算が収束しないケースや精度が低いケースにおいて、安定性に影響を与える状態量誤差を検知することで、異常として検知し、アラートを発生し、アラート発生時に、適切な電源制御等の対策を取ることで、過剰な電源制御等の対策によるコスト増加や、過小な電源制御等の対策による停電を防ぐことを可能とする電力系統の潮流監視装置および方法を提供することを目的とする。
上記課題を解決する為に本発明は、「電力系統の第1のノードにおいて取得した計測データを格納する電力系統情報データベースと、電力系統の第2のノードにおいて取得した時刻同期した位相計測データを格納する位相計測値データベースと、電力系統の想定故障条件における潮流状態を格納した故障条件データベースと、電力系統情報データベースの情報を入力として電力系統の状態量を推定する状態推定部と、状態推定部の出力である状態量推定値と、位相計測値データベースからの状態量の情報と、故障条件データベースの情報と、を入力として安定性誤差検知指標を算出する安定性誤差検知指標算出部と、安定性誤差検知指標とその閾値を比較して安定性誤差検知指標が閾値を上回る場合にアラートを発生する誤差検知アラート発生部とを備え、位相計測データからの状態量の情報に対する状態量推定値の乖離の大きさを想定故障条件に応じて評価しアラートを発生することを特徴とする電力系統の潮流監視装置。」としたものである。
また本発明は、「電力系統の想定故障条件における電力系統安定度計算を行い、当該想定故障条件発生時に予め定めた電力系統の遮断器に開放指令を与える電力系統安定化装置として、通常時の電力系統安定化装置と、安全側の電源制御等の対策をする電力系統安定化装置と、電力系統の潮流監視装置の、誤差検知アラート発生部が、安定性誤差検知指標とその閾値を比較して安定性誤差検知指標が前記閾値を上回ることを検知した場合に、安全側の電源制御等の対策をする電力系統安定化装置により電力系統の遮断器の開放制御を行い、安定性誤差検知指標が閾値を上回らないことを検知した場合に、通常時の電力系統安定化装置により電力系統の遮断器の開放制御を行うように切り替える電源制御テーブル切替部とを備え、安定性の誤差に影響のある検知指標で電源制御テーブルを切り替えることで、適切な電制を実施でき、停電を防げることを特徴とする電力系統安定化装置。」としたものである。
また本発明は、「電力系統の第1地点において取得した計測データを格納する電力系統情報データベースと、電力系統の第2地点において取得した時刻同期した位相計測データを格納する位相計測値データベースと、電力系統の想定故障時に電力系統内の複数の地点における電圧低下量を格納した故障条件データベースと、電力系統情報データベースの計測データを入力として電力系統の状態量を推定する状態推定部と、状態推定部の出力である状態量推定値と、位相計測値データベースからの状態量の情報と、故障条件データベースの電力系統内の複数の地点における電圧低下量を入力として安定性誤差検知指標を算出する安定性誤差検知指標算出部と、安定性誤差検知指標とその閾値を比較して安定性誤差検知指標が閾値を上回る場合にアラートを発生する誤差検知アラート発生部とを備えることを特徴とする電力系統の潮流監視装置。」としたものである。
また本発明は、「電力系統の第1のノードに設置された計測器から得た計測データと、電力系統の第2のノードに設置されたPMUから得た時刻同期した位相計測データと、電力系統における想定故障発生時における前記ノードでの電力系統の潮流状態を推定した潮流状態データを用い、計測データから電力系統の安定度を表す状態量についての推定値を求め、PMUから得た位相計測データ内の電力系統の安定度を表す状態量を真値とし、真値と推定値の差と潮流状態データに応じて安定性誤差検知指標を求め、安定性誤差検知指標がその閾値を超過したことをもって、アラートを発生することを特徴とする電力系統の潮流監視方法。」としたものである。
本発明によれば、状態推定の計算が収束しないケースや精度が低いケースにおいて、安定性に影響を与える状態量誤差を検知することで、異常として検知し、アラートを発生する。アラート発生時に、適切な電源制御等の対策を取ることで、過剰な電源制御等の対策によるコスト増加や、過小な電源制御等の対策による停電を防げる。
以下、本発明の実施に好適な実施例について説明する。尚、下記はあくまでも実施の例に過ぎず、下記具体的内容に発明自体が限定されることを意図するものではない。
本発明の実施例1について、以下に説明する。
図1は、本発明の一実施形態が適用された電力系統の潮流監視装置10のソフト構成例を示す図である。電力系統の潮流監視装置10、電力系統情報データベースDB1、PMU観測値データベースDB2、故障条件データベースDB3、状態推定計算部11、安定性誤差検知指標算出部12、誤差検知アラート発生部13、閾値決定部14を備える。
図2は、複数の計測データが通信ネットワークを介して、データベースに格納される電力系統の例を示している。図2において電力系統は、複数の発電機130及び負荷150が母線(ノード)110、変圧器120、送電線路140等を介して相互に連系されたシステムである。なお図2において、160は当該電力系統における想定故障個所を例示している。
ノード110には、電力系統の保護、制御、監視の目的での各種の計測器が適宜設置されており、計測器で検知した信号は通信ネットワーク300を介して図1に示した電力系統情報データベースDB1、PMU観測値データベースDB2、故障条件データベースDB3に適宜収納され、保管される。なお図2では、ノード110に対して図示したノード番号を適宜付与して示している。図示の例では、ノード番号が2と6のノードに位相計測装置PMU(Phasor Measurement Unit)が設置されており、位相計測装置PMUで計測された信号がPMU観測値データベースDB2に収納され、保管される。その他のノード番号のノードには、既存の計測器として例えば電流変成器CT,電圧変成器PTなどが設置されており、これらにより計測された信号が電力系統情報データベースDB1に収納され、保管される。なお故障条件データベースDB3には、事前計算等で算出済みの各場所、様相の想定故障(図2の160)の条件に伴うノードの電圧変化等が格納されている。
なお図2の電力系統では、位相計測装置PMUを設置するノードと、既存の計測器のみを設置するノードとがあり、高価な位相計測装置PMUを設置できるノードは限定されているというのが実情である。このため、位相計測装置PMUを設置するノードにおける電力系統の状態推定は正確に行うことが可能であるが、他の既存の計測器のみを設置するノードにおける電力系統の状態推定は精度的に劣るものであることを免れない。従って本発明においては、位相計測装置PMUを設置するノードの計測結果を、設置しないノードの計測結果に反映させることにより、電力系統全体としての精度向上を図ろうとしている。
図1に戻り、電力系統の潮流監視装置10には、例えば図2の電力系統の各ノードに設置された複数の計測点における計測データが、通信ネットワーク300を介して、電力系統情報データベースDB1に格納されており、状態推定計算部11では格納された計測データD1に基づいて、電力系統の状態を推定する。
安定性誤差検知指標算出部12においては、状態推定部11の推定結果データD4と、例えば図2の電力系統の一部ノードに設置された複数のPMU計測点における計測データが、通信ネットワーク300を介して、PMU観測値データベースDB2に格納され、格納されたPMU計測データD2と、事前計算等で算出済みの各場所、様相の想定故障条件に伴うノードの電圧変化等が格納された故障条件データベースDB3の情報D3に基づいて、安定性に影響を与える情報として、状態量誤差データD5、あるいはさらにこれを指標化した安定性誤差検知指標DIを検知する。
誤差検知アラート発生部13においては、安定性誤差検知指標算出部11で算出したPMU観測値D2に対する安定性誤差検知指標DIが当該閾値以上の場合、異常として検知し、アラートを発生する。
閾値決定部14においては、安定性誤差検知指標に関する閾値D6を外部から設定する。
図3は、本発明の一実施形態が適用された電力系統の潮流監視装置10のハード構成例を示す図である。電力系統の潮流監視装置10は計算機システムで構成されており、ディスプレイ装置等の表示部21、キーボードやマウス等の入力部22、通信部23、CPU24、メモリ25、および各種データベースDBがバス線26に接続されている。電力系統の潮流監視装置10のデータベースとしては、電力系統情報データベースDB1、PMU観測値データベースDB2、故障条件データベースDB3を備える。
このうち表示部21は、例えば、ディスプレイ装置に代えて、またはディスプレイ装置と共に、プリンタ装置または音声出力装置等を用いる構成でもよい。入力部22は、例えば、キーボードスイッチ、マウス等のポインティング装置、タッチパネル、音声指示装置等の少なくともいずれか一つを備えて構成できる。
通信部23は、通信ネットワーク300に接続するための回路及び通信プロトコルを備える。
CPU24は、計算プログラムを実行して表示すべき画像データの指示や、各種データベース内のデータの検索等を行う。CPU24は、一つまたは複数の半導体チップとして構成してもよいし、または、計算サーバのようなコンピュータ装置として構成してもよい。
メモリ25は、例えば、RAM(Random Access Memory)として構成され、コンピュータプログラムを記憶したり、各処理に必要な計算結果データ及び画像データ等を記憶したりする。メモリ25に格納された画面データは、表示部21に送られて表示される。
図4は、電力系統の潮流監視装置10の処理例の全体を示すフローチャートを表している。最初の処理ステップS1では、複数の計測点における計測データが格納された電力系統情報データベースDB1の情報D1に基づいて、電力系統の状態を推定する。
図5は、図4の最初の処理ステップS1で実施される状態推定計算の一例を示す処理フローチャートを表している。処理ステップS11では、(1)式で表される観測値Z、電力系統状態値F(X)、電力系統誤差eの関係から、(2)式の関係式が最小になるように状態値Xを決定する。ただし、Zは有効電力P、無効電力Q、電圧Vなどの観測値、Xは電力系統状態(電圧V、電圧位相θなど)、F(X)は状態量の値(回路の接続状態およびインピーダンスから決まる回路方程式で定まる)である。
図5の処理ステップS12では、残差εを計算し、残差が大きい計測値を除去するか、代わりの擬似計測値に置き換える(代わりに過去の計測値データを用いる)ような、誤りデータの除去を行う。
処理ステップS13では、計算された残差εを規定値と比較する。残差εが規定値以下であれば状態推定計算の処理フローを終了し、規定値以上であれば処理ステップS11へ戻る。なお、このような電力系統の状態推定計算は確立された計算手法であり、一般的なアルゴリズムを用いることで計算可能である。残差εが規定値以下であると判断された状態値Xは、状態推定結果データ(状態量推定値)D4として出力、記憶される。
図4に戻り、次の処理ステップS2では、状態推定結果データ(状態量推定値)D4とPMUデータD2と故障点データD3に基づいて、故障点ごとや発電機ごとに安定性誤差検知指標DIを算出する。
安定性誤差検知指標DIとは、状態推定が電力系統の安定性に影響を与える度合いを表す指標である。安定性に影響を与える状態量誤差データD5を指標化したものが安定性誤差検知指標DIである。
例えば図2の電力系統において、ノード3とノード6の間の送電線路140で故障が発生(想定故障160)したとする。この場合に、位相計測装置PMUを設置するノード6,2における電力系統の状態推定は正確に行うことが可能であるが、他の既存の計測器のみを設置するノードとして例えばノード3における電力系統の状態推定は精度的に劣ると考えられる。この場合にノード3の状態推定をより高精度に行うことを考えると、本発明においては例えば、故障点160に近いノード3の状態量推定値D4と、故障点160に近いノード6のPMUデータD2の値の差分が大きかったら、過渡安定度の判別精度が悪化すると仮定し、安定性誤差検知指標DIが大きくなるように設定する。逆に故障点160に近いノード3の状態量推定値D4と、故障点160に近いノード6のPMUデータD2の値の差分が小さかったら、過渡安定度の判別精度はさほど悪化しないと仮定し、安定性誤差検知指標DIが小さくなるように設定する。
以下に述べる本発明の事例では、故障点160に近いノード3の状態量推定値D4と、故障点160に近いノード6のPMUデータD2の値の例として、状態量が発電機の内部相差角δである場合について、安定性誤差検知指標DIを求める事例について説明する。
なおここで、状態量推定値D4とPMUデータD2の値は、状態推定で算出した電力系統の潮流(有効電力P、無効電力Q、電圧V、電圧位相δ等)のいずれか、または複数のパラメータを用いてもよい。また、電力系統の潮流(有効電力P、無効電力Q、電圧V、電圧位相θ等)のうち使用するパラメータは、一つの時間断面だけの値でもよいし、複数の時間断面の平均値等でもよい。さらに、発電機設置ノードの状態推定結果D4とPMUデータD2のみを用いてもよいし、全PMU設置ノードの状態推定結果D4とPMUデータD2を用いてもよい。加えて、発電機設置ノードのPMUデータの有効電力Pや電圧位相δが大きいほど、脱調までの余裕度が小さいことも式に入れてよい。故障点に近いかを表す指標は、故障点から見た等価インピーダンスの大きさとしてもよいし、事前演算によってデータベースに予め保有の故障に伴うノードの電圧や潮流の変化量としてもよい。
安定性誤差検知指標DIの一例を(3)式に示す。
(3)式は、発電機設置ノードの状態量(ここでは内部相差角)の推定結果として図2のノード3において既存の検出器データから求めた内部相差角δSEと、ノード6におけるPMUデータから求めた内部相差角δPMUの差分に、故障点160に近いかを表す安定性誤差検知指標の感度S(故障点と観測ノードの感度)を乗じる式であり、DIは、故障点ごとの発電機の脱調のしやすさを示す安定性誤差検知指標を表している。
なお内部相差角δSEとδPMUは、直近に算出・計測したデータ、感度Sは一定周期の安定性計算の事前演算等で予め保有のデータとする。
(3)式に示す安定性誤差検知指標DIは、発電機接続ノードに設置されたPMU観測値D2と状態推定結果D4の誤差等のデータを使用し、状態推定誤差が安定性に良い影響を与えるか、悪い影響を与えるかを判断するものである。
故障前の内部相差角差(δSE−δPMU)と故障後の内部相差角差(δSE−δPMU)の符号が変わらないと仮定すると、安定性誤差検知指標DIが正に大きい方向であれば、安定側を不安定側に判断する場合であり、過剰な電源制御等の対策によるコスト増加につながる。安定性誤差検知指標DIが負に大きい方向であれば、不安定側を安定側に判断する場合であり、過小な電源制御等の対策による停電につながる。
図6は、(3)式における感度Sの例として、安定性計算の事前演算によって、データベースで予め保有の故障(想定故障)に伴うノードの電圧変化を示している。ここでは横軸のノード番号ごとに、縦軸に電圧を採って示しており、安定性解析における各ノードの故障時電圧のシミュレーション結果の例を表している。図2の想定故障はノード3とノード6の間の送電線路140に発生したことを想定しているので、最も近いノード6の電圧変化が最も大きく、次いでノード3、ノード2などとなっている。
一般には遠方であるほど故障時における電圧低下の度合いは小さいという傾向にある。電圧低下が大きい関係にある場合には、(3)式における感度Sの設定に与える影響度(重み)は大きくされている。例えば、図7は、図2に例示した構成の電力系統において、図示の位置に想定故障160が発生したとしたときの状況を表している。電力系統内の複数のノードの内、PMUが設置されたノード2とノード6についてみると、想定故障点160から近いPMU設置ノード6の重みが大きく、故障点160から遠いPMU設置ノード2の重みが小さいことが見て取れる。
図4に戻り、処理ステップS3では、安定性誤差検知指標DIが予め定めた閾値より小さければ、電力系統の潮流監視装置の処理フローを終了し、安定性誤差検知指標DIが予め定めた閾値より大きければ、処理ステップS4に進む。処理ステップ4では、警告アラートを発生する。閾値の決定方法は、例えば、計測データの誤差を考慮した上で、モンテカルロシミュレーションや過去のデータを用いることによってあらゆる潮流ケースを作成し、安定性誤差検知指標DIと各潮流ケースの安定性を比較してみて、安定側を不安定側に判断しない確率が99.9%になるように設定するのがよい。
実施例1によれば、状態の収束しないケースや精度が低いケースにおいて、安定性に影響を与える状態量誤差を検知することで、異常として検知でき、アラートを発生する効果がある。アラート発生時に、適切な電源制御等の対策を取ることで、過剰な電源制御等の対策によるコスト増加や、過小な電源制御等の対策による停電を防げるという効果がある。
本発明の実施例2について、以下に説明する。なお、実施例1で説明した内容と重複する説明については省略する。
図8は、実施例2に係る電力系統の潮流監視装置のソフト構成例を示す図である。図8に示す実施例2の電力系統の潮流監視装置は、実施例1の構成に安定性誤差検知指標選択部14を追加したものである。安定性誤差検知指標選択部14において、安定性誤差検知指標算出部12で複数の安定性誤差検知指標を算出した場合、その安定性誤差検知指標の中からより大きい値の安定性誤差検知指標を選択する。
図9は、実施例2に係る電力系統の潮流監視装置の処理例の全体を示すフローチャートであり、図4のフローチャートに安定性誤差検知指標選択の処理ステップS5を追加した例である。実施例1との差分である本処理理ステップS7では、安定性誤差検知指標算出部12で算出した複数の安定性誤差検知指標DIから、最も大きい安定性誤差検知指標DIを選択する。例えば先述の安定性誤差検知指標DI(内部相差角δ)以外の安定性誤差検知指標とは、例えば、潮流の直接監視によって発電機に流れる潮流とするのがよい。
状態推定結果が収束しない時や、PMUが観測できなかった場合に、先述の安定性誤差検知指標DIが誤った値を算出した場合でも、当安定性誤差検知指標によって異常として検知できる。ただし、安定性誤差検知指標の単位が異なるため、安定側を不安定側に判断しない確率等を参考に、99.9%の確率で間違いによる潮流が発生する安定性誤差検知指標DIを1.0とする等して規格化してもよい。
実施例2によれば、複数の安定性誤差検知指標DIを使用し、より安全側の安定性誤差検知指標を選択することで、ある安定性誤差検知指標が誤った値を算出した場合でも、他の安定性誤差検知指標で異常として検知でき、アラートを発生する効果がある。アラート発生時に、適切な電源制御等の対策を取ることで、過小な電源制御等の対策による停電を防げるという効果がある。
本発明の実施例3について、以下に説明する。なお、実施例1で説明した内容と重複する説明については省略する。
図10は、実施例3に係る電力系統の潮流監視装置のソフト構成例を示す図である。図10に示す実施例3の電力系統の潮流監視装置は、実施例1にPMU欠損データ補完部16を追加した電力系統の潮流監視装置である。
PMU欠損データ補完部16では、PMU観測データがある一定時間以上データが取れなった場合、アラートを発生する、もしくはPMUがある一定時間未満データが取れなった場合、時系列が前の値(何点かの平均値でも可)を保持したり、変化量を予測した値を使用したりして、真値と見なす。
実施例3によれば、PMU観測値の妥当性を検証することで、PMU観測値が真値でないと見なされた場合に、真値に近い値で代替等することで、異常状態を適切に検知でき、アラートを発生する効果がある。アラート発生時に、適切な電源制御等の対策を取ることで、過剰な電源制御等の対策によるコスト増加や、過小な電源制御等の対策による停電を防げるという効果がある。
本発明の実施例4について、以下に説明する。なお、実施例1で説明した内容と重複する説明については省略する。
実施例4の背景となる電力系統制御、保護、監視の考え方について図16で説明する。図16は、電力系統内の送電線路140とノード110間に設置された遮断器CBの制御保護系統を示している。
ここでは送電線路140A、140B,140Cがノード110A,110B,110Cを介して直列に接続され、送電線路140とノード110間に遮断器CBがそれぞれ設置されている。各遮断器CBは、一般には自端電流と自端電圧を入力とする保護継電装置RYにより遮断器CBの開放動作が決定されている。
保護継電装置RYは複数の観点から構成されており、例えば送電線路140に発生した故障のために送電線保護継電装置を構成し、送電線路140Aに発生した故障に対して保護継電装置RYA1とRYA2が応動して遮断器CBA1とCBA2を開放するように作動する。またノード110に発生した故障のために母線保護継電装置を構成し、母線110Bに発生した故障に対して保護継電装置RYA2とRYB1が応動して遮断器CBA2とCBB1を開放するように作動する。あるいは、後備保護継電装置を構成し、遠方の故障に対する保護失敗を受けて、隣接する保護継電装置が応動して遮断器を開放するように作動する。後備保護では、例えば故障区間が送電線路140Cである故障に対して遮断器CBC1,CBC2を開放して故障除去すべく働くが、故障除去に失敗(再閉路失敗)した場合に隣接する送電線路140Bの区間を保護する責務を有する保護継電装置RYB2が適宜の時間遅れで対応し遮断器CBB2を開放制御するものである。これらの保護継電装置RYによる保護は、予め定められた保護対象区間に発生した故障に対してこれを除去すべく、構成されたものである。
これに対し、電力系統の安定度確保の観点から、遮断器CBの開放を実行するのが、電力系統安定化装置18A,18Bである。電力系統安定化装置18A,18Bは、電力系統の一部、または全体を監視対象とし、監視領域内における想定故障発生時の系統安定度を予め計算しておく。そのうえで、想定故障が実際に発生したとき、保護継電装置RYによる対象区間開放制御のみでは、系統安定度が確保できないことが想定されている場合に、電力需給の観点から必要な発電量と負荷量を平衡させるに必要な発電量或は負荷量とすべく、発電機あるいは負荷に接続している遮断器CBの開放或は投入を予め計画しておき、事態発生時には計画に沿って遮断器制御を実行するものである。
本発明に係る電力系統の潮流監視装置10は、電力系統安定化装置18A,18Bが想定故障に対して電力系統の需給バランス確保の観点から開放予定遮断器を事前演算しておくに際し、信頼度の高い状態推定値を提供するものである。
図11に示す実施例4の電力系統安定化装置10は、実施例1の電力系統監視装置10に、電源制御テーブル切替部17を追加し、電力系統安定化装置18A、電力系統安定化装置18Bに制御指令を与える電力系統の潮流監視装置である。
図11によれば、電源制御テーブル切替部17において、安定性誤差検知指標算出部11で算出したPMU観測値に対する状態推定誤差が当該閾値以上の場合、異常として検知し、通常時の電力系統安定化装置18Aから、安全側の電源制御等の対策をする電力系統安定化装置18Bに切り替える。
電力系統安定化装置18Aは、例えば、オンラインの電力系統安定化装置を想定する。オンラインの電力系統安定化装置は、一定周期で、オンラインで収集した電力系統情報を入力とし、安定性計算を行い、その時点の最適な電源制御を決定する電力系統安定化装置である。
電力系統安定化装置18Bは、例えば、オフラインの電力系統安定化装置を想定する。オフラインの電力系統安定化装置は、電力系統の状態推定の結果を使わず、計測データの潮流の大きさを基に、最適な電源制御を決定する電力系統安定化装置である。
図12は、図4の電力系統の潮流監視装置の処理の全体を示すフローチャートから、アラート発生の処理ステップS4を除き、電力系統安定化装置18A使用の処理ステップS6、電力系統安定化装置18B使用の処理ステップS7を追加した電力系統安定化監視装置の処理を示すフローチャートの例を表している。
実施例1との差分である処理ステップS6では、安定性誤差検知指標DIが、予め定めた閾値より小さければ、処理ステップS4で通常時の電力系統安定化装置Aを使用する。実施例1との差分である本処理ステップS7では、安定性誤差検知指標DIが、予め定めた閾値より大きければ、処理ステップS5で安全側の電源制御等の対策をする電力系統安定化装置18Bに切り替える。また、実施例1に記載したように、安定性誤差検知指標DIが、予め定めた閾値より大きい場合、電力系統安定化装置18Bに切替えるだけでなく、同時に警告アラートを発生してもよい。
実施例4によれば、安定性の誤差に影響のある安定性誤差検知指標DIで電源制御テーブルを切り替えることで、適切な電制を実施でき、停電を防げる効果がある。以下その効果について図13,14,15を用いて説明する。
図13は、通常時の電力系統安定化装置18A使用時において、状態推定が良好なケースを示している。図13の上部には故障発生前(時刻0ms)から故障発生(時刻100ms)、故障除去(170ms)を通じて故障除去後、に至る時間関係が示されている。
図13の2段目には各時刻における電力系統の状態が示されている。対象となる電力系統は、複数のノード間が2回線で構成されており、故障発生前(時刻0ms)の状態では、既存計測器SEとPMUの間での誤差が小さいことから通常時の電力系統安定化装置18Aを使用する。故障発生(時刻100ms)状態では、既存計測器SEとPMUの間の誤差が小さいノード付近で故障140が発生した。故障除去(170ms)状態では、故障発生送電線路の除去が行われ、当該区間のみが1回線送電とされた。
図13の3段目左には、当該想定故障の時に、推定された系統安定度を表す内部相差角δを時系列表記しており、故障除去により安定する。図13の2段目右には、この結果として故障除去後に電制(発電機及び負荷の遮断/投入の追加制御)を行わないことが示されている。なお、図13の3段目右には、既存計測器SEによる推定潮流量と、PMUによる推定潮流量(真値)と、電制すべき例えば発電機台数の関係を示しており、通常時の電力系統安定化装置A使用時に既存計測器SEによる推定潮流量と、PMUによる推定潮流量(真値)の間に誤差が少なく、かつ1台の制御量に満たない推定潮流量の関係であることを示している。
このように、図13の事例では状態推定の結果とPMU観測値の誤差が小さいノード付近で故障発生したため、高精度で潮流状態を推定でき、適切に電制する発電機台数を選択したことで電力系統が安定化する。
図14は、通常時の電力系統安定化装置18Aの使用時において、状態推定誤差を検知できないケースを示している。
図14の上部には故障発生前(時刻0ms)から故障発生(時刻100ms)、故障除去(170ms)を通じて故障除去後、に至る時間関係が示されている。
図14の2段目には各時刻における電力系統の状態が示されている。対象となる電力系統は、複数のノード間が2回線電で構成されており、故障発生前(時刻0ms)の状態では、既存計測器SEとPMUの間での誤差が大きいことから通常時の電力系統安定化装置18Aを使用することには問題を生じる可能性がある。故障発生(時刻100ms)状態では、既存計測器SEとPMUの間の誤差が大きいノード付近で故障140が発生した。故障除去(170ms)状態では、故障発生送電線路の除去が行われ、当該区間のみが1回線送電とされた。
図14の3段目左には、当該想定故障の時に、推定された系統安定度を表す内部相差角δを時系列表記しており、故障除去により安定化しない(発散する)が、既存計測器SEとPMUの間での誤差が大きいことを認識しない、通常時の電力系統安定化装置18Aを使用する場合には、結果として電制を行えないことが想定される。図14の3段目右には、既存計測器SEによる推定潮流量と、PMUによる推定潮流量(真値)と、電制すべき例えば発電機台数の関係を示しており、通常時の電力系統安定化装置18A使用時に既存計測器SEによる推定潮流量と、PMUによる推定潮流量(真値)の間に誤差が大きく、かつPMUによる推定潮流量(真値)では1台の制御量以上であるにも関わらず、既存計測器SEによる推定潮流量は1台の制御量に満たないと推定している関係にあることを示している。図14の2段目右には、この結果として故障除去後に電制(発電機及び負荷の遮断/投入の追加制御)を行わないことが示されている。
このように、図14の事例では状態推定の結果とPMU観測値の誤差が大きいノード付近で故障発生したため、高精度で潮流状態を推定することができず、適切に電制する発電機台数を選択できなかったことにより、電力系統が不安定化する。図14では、状態推定の結果とPMU観測値の誤差が大きいノード付近で故障発生したため、精度よく潮流状態を推定できず、適切に電制する発電機台数を選択できないことで電力系統が不安定となる。
図15は、安全側の電源制御等の対策をする電力系統安定化装置18Bの使用時において、状態推定誤差を検知して、安全側に倒したケースを示している。ここで想定した故障除去までの電力系統の事象は、図14と同じである。
図14と相違しているのは、図11に示すように状態推定の結果とPMU観測値の誤差が大きいことを反映して、電力系統の状態推定の結果を使わず、計測データの潮流の大きさを基に、最適な電源制御を決定する電力系統安定化装置18Bに切替えたことである。
このことが、図15の3段目右の図表に反映されている。図15の3段目右の図表では、既存計測器SEによる推定潮流量と、PMUによる推定潮流量(真値)と、電制すべき例えば発電機台数の関係について、電力系統安定化装置18B使用時に既存計測器SEによる推定潮流量と、PMUによる推定潮流量(真値)の間に誤差が大きく、かつPMUによる推定潮流量(真値)では実線で示す1台の制御量以上であるにも関わらず、既存計測器SEによる推定潮流量は点線で示す1台の制御量に満たないと推定している関係にあることを示している。
然しながら電力系統安定化装置18Bを採用し、かつ状態推定の結果とPMU観測値の誤差が大きいことを反映した結果として、この場合には台数の基準値をより安全側にシフトさせている。具体的には点線で示すように台数のラインを低減させている。これにより、誤差を含む推定潮流値であっても点線の1台ラインを超過しており、故障除去後に電制(発電機及び負荷の遮断/投入の追加制御)を実行している。電制では故障点近傍の1台の発電機を電力系統から遮断している。
このように図15によれば、状態推定の結果とPMU観測値の誤差が大きいノード付近で故障発生したため、精度よく潮流状態を推定できなかったが、安全側(増加方向)の電制する発電機台数を選択したことで電力系統が安定化する。
10:電力系統の潮流監視装置
11:状態推定計算部
12:安定性誤差検知指標算出部
13:誤差検知アラート発生部
14:安定性誤差検知指標選択部
15:閾値決定部
16:PMU欠損データ補完部
17:電源制御テーブル切替部
18A:電力系統安定化装置
18B:電力系統安定化装置
21:表示部
22:入力部
23:通信部
24:CPU
25:メモリ
26:バス線
110:ノード
120:変圧器
130:発電機
140:送電線路
150:負荷
300:通信ネットワーク
DB1:電力系統情報データベース
DB2:PMU観測値データベース
DB3:故障条件データベース
11:状態推定計算部
12:安定性誤差検知指標算出部
13:誤差検知アラート発生部
14:安定性誤差検知指標選択部
15:閾値決定部
16:PMU欠損データ補完部
17:電源制御テーブル切替部
18A:電力系統安定化装置
18B:電力系統安定化装置
21:表示部
22:入力部
23:通信部
24:CPU
25:メモリ
26:バス線
110:ノード
120:変圧器
130:発電機
140:送電線路
150:負荷
300:通信ネットワーク
DB1:電力系統情報データベース
DB2:PMU観測値データベース
DB3:故障条件データベース
Claims (12)
- 電力系統の第1のノードにおいて取得した計測データを格納する電力系統情報データベースと、
電力系統の第2のノードにおいて取得した時刻同期した位相計測データを格納する位相計測値データベースと、
電力系統の想定故障条件における潮流状態を格納した故障条件データベースと、
前記電力系統情報データベースの情報を入力として電力系統の状態量を推定する状態推定部と、
前記状態推定部の出力である状態量推定値と、前記位相計測値データベースからの前記状態量の情報と、前記故障条件データベースの情報と、を入力として安定性誤差検知指標を算出する安定性誤差検知指標算出部と、
前記安定性誤差検知指標とその閾値を比較して前記安定性誤差検知指標が前記閾値を上回る場合にアラートを発生する誤差検知アラート発生部とを備え、
前記位相計測データからの前記状態量の情報に対する前記状態量推定値の乖離の大きさを前記想定故障条件に応じて評価しアラートを発生することを特徴とする電力系統の潮流監視装置。 - 請求項1に記載の電力系統の潮流監視装置であって、
前記安定性誤差検知指標算出部は、前記状態量推定値と前記位相計測値データベースからの状態量の情報の差分に、故障点からの近さを表す指標である重みを乗じて、前記安定性誤差検知指標とし、
前記位相計測データからの前記状態量の情報に対する前記状態量推定値の乖離の大きさを前記想定故障条件に応じて評価しアラートを発生することを特徴とする電力系統の潮流監視装置。 - 請求項1に記載の電力系統の潮流監視装置であって、
前記故障条件データベースには、安定性計算の事前演算によって、想定故障に伴うノードの電圧及び潮流変化が予め格納されており、
前記安定性誤差検知指標の算出時に想定故障点から近いノードの重みを大きく、想定故障点から遠いノードの重みを小さくすることを特徴とする電力系統の潮流監視装置。 - 請求項1に記載の電力系統の潮流監視装置であって、
前記安定性誤差検知指標の閾値を決定する閾値決定部を備え、
該閾値決定部は、電力系統の第1のノードにおいて取得した前記計測データの誤差を考慮した上で、多数の潮流ケースを作成し、前記安定性誤差検知指標と各潮流ケースの安定性を比較し、安定側を不安定側に判断しない確率がある一定値になるように閾値を設定することで、
前記位相計測データからの前記状態量の情報に対する前記状態量推定値の乖離の大きさを前記故障条件に応じて評価しアラートを発生することを特徴とする電力系統の潮流監視装置。 - 請求項1に記載の電力系統の潮流監視装置であって、
前記安定性誤差検知指標算出部は、異なる種別の前記状態量ごとに安定性誤差検知指標を複数算出し、
安定性誤差検知指標選択部において、複数の安定性誤差検知指標の中からより大きい値の安定性誤差検知指標を選択することにより、
より安全側の安定性誤差検知指標からアラートを発生することを特徴とする電力系統の潮流監視装置。 - 請求項1に記載の電力系統の潮流監視装置であって、
前記位相計測データがある一定時間以上データが取れなった場合、またはアラートを発生する、もしくは前記位相計測データがある一定時間未満データが取れなった場合に、前記位相計測データについて、時系列が前の値の平均値を保持し、または変化量を予測した値を使用して、真値と見なす前記位相計測データを保管する欠損補完部とを備え、
前記位相計測データが取得できない場合に、異常状態を適切に検知し、アラートを発生することを特徴とする電力系統の潮流監視装置。 - 請求項1から請求項6のいずれか1項に記載の電力系統の潮流監視装置であって、
前記電力系統の状態量は、電力系統の潮流として、有効電力、無効電力、電圧、電圧位相のいずれか、またはその組み合わせであることを特徴とする電力系統の潮流監視装置。 - 請求項1から請求項7のいずれか1項に記載の電力系統の潮流監視装置であって、
故障点からの近さを表す指標である重みは、前記想定故障条件の時の各ノードの電圧降下の比から定められることを特徴とする電力系統の潮流監視装置。 - 電力系統の想定故障条件における電力系統安定度計算を行い、想定故障条件が発生した時に予め定めた電力系統の遮断器に開放指令を与える電力系統安定化装置として、通常時の電力系統安定化装置と、安全側の電源制御等の対策をする電力系統安定化装置と、
請求項1から請求項8のいずれか1項に記載の電力系統の潮流監視装置の、前記誤差検知アラート発生部が、前記安定性誤差検知指標とその閾値を比較して前記安定性誤差検知指標が前記閾値を上回ることを検知した場合に、前記安全側の電源制御等の対策をする電力系統安定化装置により電力系統の遮断器の開放制御を行い、前記安定性誤差検知指標が前記閾値を上回らないことを検知した場合に、前記通常時の電力系統安定化装置により電力系統の遮断器の開放制御を行うように切り替える電源制御テーブル切替部とを備え、
安定性の誤差に影響のある検知指標で電源制御テーブルを切り替えることで、適切な電制を実施でき、停電を防げることを特徴とする電力系統安定化装置。 - 電力系統の第1地点において取得した計測データを格納する電力系統情報データベースと、電力系統の第2地点において取得した時刻同期した位相計測データを格納する位相計測値データベースと、電力系統の想定故障時に電力系統内の複数の地点における電圧低下量を格納した故障条件データベースと、
前記電力系統情報データベースの前記計測データを入力として電力系統の状態量を推定する状態推定部と、
前記状態推定部の出力である状態量推定値と、前記位相計測値データベースからの状態量の情報と、前記故障条件データベースの電力系統内の複数の地点における電圧低下量を入力として安定性誤差検知指標を算出する安定性誤差検知指標算出部と、
前記安定性誤差検知指標とその閾値を比較して前記安定性誤差検知指標が前記閾値を上回る場合にアラートを発生する誤差検知アラート発生部とを備えることを特徴とする電力系統の潮流監視装置。 - 電力系統の第1のノードに設置された計測器から得た計測データと、電力系統の第2のノードに設置されたPMUから得た時刻同期した位相計測データと、電力系統における想定故障発生時における前記ノードでの電力系統の潮流状態を推定した潮流状態データを用い、
前記計測データから電力系統の安定度を表す状態量についての推定値を求め、前記PMUから得た位相計測データ内の前記電力系統の安定度を表す状態量を真値とし、
前記真値と推定値の差と前記潮流状態データに応じて安定性誤差検知指標を求め、該安定性誤差検知指標がその閾値を超過したことをもって、アラートを発生することを特徴とする電力系統の潮流監視方法。 - 請求項11に記載の電力系統の潮流監視方法であって、
前記状態量は電力系統の潮流であり、前記潮流状態データは前記想定故障時の各ノードでの電圧の比であることを特徴とする電力系統の潮流監視方法。
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