JP2005020916A

JP2005020916A - System, method and program for adjusting frequency

Info

Publication number: JP2005020916A
Application number: JP2003183506A
Authority: JP
Inventors: Tadashi Ichikawa; 忠市川
Original assignee: TMT & D KK
Current assignee: TMT & D KK
Priority date: 2003-06-26
Filing date: 2003-06-26
Publication date: 2005-01-20

Abstract

<P>PROBLEM TO BE SOLVED: To provide a system, a method and a program for adjusting frequency of improving controllability for adjusting the frequency of an electric power system by reducing influence of a data transmission required time. <P>SOLUTION: A system constant where changes are slow and a contribution constant on the basis of the system constant are regularly grasped in a main control point such as a central feeding instruction place and distributed to each generator. Frequency deviations which change at each moment, but as the same value at all points of the electric power system are measured in each power plant. Adjustment amount is calculated in each power plant. Therefore, the influence is alleviated in the data transmission required time, compared with that when the adjustment amount are constantly transmitted to each generator, thus improving the controllability for adjusting the frequency of the electric power system. <P>COPYRIGHT: (C)2005,JPO&NCIPI

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、データ伝送所要時間の影響を軽減することで電力系統の周波数調整の制御性能を改善した周波数調整システム、方法及びプログラムに関するものである。
【０００２】
【従来の技術】
電力系統は、現代社会の隅々に及ぶ一つの生命線であり、電圧だけでなく周波数も一定に維持する責務を負っている。電力系統の周波数（系統周波数とも呼ぶ）は、地域により６０Ｈｚ又は５０Ｈｚに定められ、周波数の変動は、電気時計の精度、系統周波数を利用した回転機により製造された製品の品質、電力系統の電圧制御、安定度など多くの点で抑制すべきである。電力系統の周波数は、電力の需給均衡と一体不可分で、例えば消費電力の方が発電電力より多ければ周波数は低下し、逆の場合は周波数が上昇する。したがって、電力系統の周波数は、需給均衡によって一定に維持されるものである。
【０００３】
昭和３０年代以前には、刻々と変化する需要に対する供給力の調整は、手動または局所的な調整装置によって行われていた。しかし、我が国の工業生産が質量ともに増大するのに伴って、系統周波数の安定維持への要請は高まり、電気事業者においては昭和３０年代後半から、中央給電指令所に周波数調整装置を設置して、多数の発電所を一元的に自動制御する方式を採用しており、この構成は現在も踏襲されている（例えば、特許文献１参照）。
【０００４】
現在、工業技術の精密化や効率追求を背景として、一層の周波数安定維持が要請されている一方、電気事業者においては、出力調整に対して社会的合意が得られていない原子力発電の増加や、日間格差の増大によって、特に夜間の需給調整余裕が相対的に減少するなど、周波数調整を取り巻く環境は厳しさを増している。また、電気事業自由化の今後の進展によっては、周波数調整義務をもたない電源の増加によって、厳しさが一層増加することも懸念される。
【０００５】
次に、中央給電指令所の周波数調整装置の概要を説明する。周波数調整装置は、電子計算機のプログラムとして実装され、商用周波数を観測して周波数偏差Δｆを検出する。この周波数偏差Δｆの解消に必要な供給増減量ΔＰは、検出された前記周波数偏差Δｆに系統定数Ｋを乗じることによって算出される。ここで、系統定数Ｋは、発電機特性や負荷特性に起因する特性定数と電力需要とから定まる定数である。そして、そのように算出された供給増減量ΔＰは、運用上、調整発電機として定められた所定の複数の発電機に配分され、その配分値が指令値として伝送設備経由で各発電所へ送信され、各発電機の速度制御系に負荷設定される。
【０００６】
なお、我が国で採用されている周波数制御方式は、自系統の周波数を一定に維持する定周波数制御方式（ＦＦＣ：ＦｌａｔＦｒｅｑｕｅｎｃｙＣｏｎｔｒｏｌ）と、自系統の周波数と連絡線潮流とを一定に維持する周波数バイアス連絡線電力制御方式（ＴｉｅｌｉｎｅＢｉａｓＣｏｎｔｒｏｌ）とに大別されるが、上の例は、前者の定周波数制御方式（ＦＦＣ）にもとづいて説明した。また、各発電機ごとにも調速機が備えられており、そのような個別のローカルな調速機は、上に説明した周波数調整装置が対象とする周波数変動よりも短時間の周波数変動を抑える役割を果たしている。
【０００７】
以上が従来の周波数調整装置の概要であり、続いて、その代表的な構成例を説明する。まず、図１５は、中央給電指令所に設置される周波数調整装置の代表的な構成図である。すなわち、周波数調整装置１０００は、電子計算機１０と、マンマシン入出力装置３０と、プロセス入出力装置６０と、伝送網３００に接続された伝送制御装置２０と、を備える。また、電子計算機１０ではプログラムの働きで、需給監視手段２と、周波数調整出力手段８と、伝送手段４と、が実現されている。
【０００８】
このような構成例では、専用線、フレームリレー、ＶＰＮなどによる伝送網３００を介して、系統各所の発電所から各発電機の出力が送信され、需給監視手段２がこれを受信して電子計算機１０のメモリに記憶し、さらに発電機出力の総和を現在の電力需要すなわち現在総需要として同じくメモリに記憶する。
【０００９】
マンマシン入出力装置３０は、ディスプレイと、キーボードと、マウスなどのポインティングデバイスを備えた電子計算機１０の端末装置で、運転員など人による調整発電機の指定や、系統定数Ｋの設定をつかさどり、その内容は電子計算機１０のメモリに記憶される。
【００１０】
また、プロセス入出力装置６０には、図示はしないが、商用電源に結ばれた周波数計測器が接続されており、周波数調整出力手段８が、このプロセス入出力装置６０を介して調整対象である電力系統の周波数を繰り返し読み込み、周波数偏差Δｆをリアルタイムに算出する。そして、この周波数偏差Δｆに、電子計算機１０のメモリに記憶された上記の現在総需要と系統定数Ｋとを乗じることにより、周波数偏差Δｆの解消に必要な需給調整量を算出してこれを各調整発電機ごとの調整量に配分し、伝送手段４に渡す。そして、伝送手段４が伝送網３００を介して各発電所に発電機毎の調整量を出力し、これに各発電機が応動することにより周波数偏差が解消する。
【００１１】
以上が従来の周波数調整装置の代表的構成例であるが、その特徴は、必要な手段が全て周波数調整装置に集約されている点である。
【００１２】
【特許文献１】
特開２００１−２３８３５５
【００１３】
【発明が解決しようとする課題】
以上のような従来技術による調整制御によって、電力系統の周波数はほぼ満足な程度に安定化されているとも言えるが、連系によって容量が大きい欧米の電力系統と比べると、我が国の電力系統の周波数変動は比較的大きいことが認められており、上に述べたような周波数調整を取り巻く情勢の深刻化を踏まえると、さらなる改善が求められる状況である。
【００１４】
この点で問題となる上記のような従来技術の課題は、周波数調整装置が指令値を出力してから実際に発電機が出力増減を完了するまでに要する時間が長いため、これによって生じる制御遅延が周波数制御の的確性を損ねていることである。この制御遅延は、調整データの伝送所要時間と、発電機の応動時間とに大別されるが、前者のデータ伝送時間を改善するには、系統の変遷に応じて逐次拡張されてきた既存伝送網の再整備に相当のコストを必要とし、また、後者の応動時間の改善も、水車やボイラ等の機械的安全性の制約を払拭するための技術革新を必要とするもので、いずれも解決困難な課題である。
【００１５】
本発明は、上記のような従来技術の課題を解決するもので、その目的は、データ伝送所要時間の影響を軽減することで電力系統の周波数調整の制御性能を改善した周波数調整システム、方法及びプログラムを提供することである。
【００１６】
【課題を解決するための手段】
上記の目的を達成するため、請求項１の発明は、予め与えられた定数と現在の電力需要と電力系統の周波数偏差とに基いて複数の発電機の出力を増減することによって定周波数制御を実施する周波数調整システムにおいて、総合制御装置と一又は二以上の個別制御装置とが伝送路で結合され、前記総合制御装置は、前記現在の電力需要を検出する手段と、前記定数及び前記電力需要に基いて、前記各発電機の調整分担係数を算出するとともに前記各個別制御装置へ伝送する分担係数配分伝送手段と、を備え、前記個別制御装置は、前記周波数偏差を検出し、その周波数偏差と伝送された前記調整分担係数とに基いて出力指令値を算出するとともに、その出力指令値に基いて前記発電機に負荷設定する周波数調整出力手段を備えたことを特徴とする。
【００１７】
請求項１０の発明は、請求項１の発明を方法という見方から捉えたもので、予め与えられた定数と現在の電力需要と電力系統の周波数偏差とに基いて複数の発電機の出力を増減することによって定周波数制御を実施する周波数調整方法において、総合制御装置と、一又は二以上の個別制御装置と、を伝送路で結合しておき、前記総合制御装置において、前記現在の電力需要を検出し、前記定数及び前記電力需要に基いて、前記各発電機の調整分担係数を算出するとともに前記各個別制御装置へ伝送し、前記個別制御装置では、周波数偏差を検出し、その周波数偏差と伝送された前記調整分担係数とに基いて出力指令値を算出するとともに、その出力指令値に基いて前記発電機に負荷設定することを特徴とする。
【００１８】
請求項１２の発明は、請求項１，１０の発明をコンピュータのプログラムという見方から捉えたもので、発電機を制御する一又は二以上の個別制御装置と伝送路で結合されたコンピュータを制御することにより、予め与えられた定数と現在の電力需要と電力系統の周波数偏差とに基いて複数の発電機の出力を増減させることによって定周波数制御を実施する周波数調整プログラムにおいて、そのプログラムは前記コンピュータに、前記定数及び前記現在の電力需要に基いて、各発電機の調整分担係数を算出させるとともに前記各個別制御装置へ伝送させることを特徴とする。
【００１９】
請求項２の発明は、予め与えられた定数と現在の電力需要と電力系統の周波数偏差とに基いて複数の発電機の出力を増減することによって定周波数制御を実施する周波数調整システムにおいて、総合制御装置と一又は二以上の個別制御装置とが伝送路で結合され、前記総合制御装置は、前記現在の電力需要を検出する手段と、前記定数と前記現在の電力需要とを、前記各個別制御装置へ伝送する伝送手段と、を備え、前記個別制御装置は、伝送された前記定数及び前記電力需要に基いて、対応する発電機の調整分担係数を算出する分担係数配分手段と、前記周波数偏差を検出し、その周波数偏差と、その個別制御装置において算出した前記調整分担係数と、に基いて出力指令値を算出するとともに、その出力指令値に基いて発電機に負荷設定する周波数調整出力手段と、を備えたことを特徴とする。
【００２０】
請求項１１の発明は、請求項２の発明を方法という見方から捉えたもので、予め与えられた定数と現在の電力需要と電力系統の周波数偏差とに基いて複数の発電機の出力を増減することによって定周波数制御を実施する周波数調整方法において、総合制御装置と一又は二以上の個別制御装置とを伝送路で結合しておき、前記総合制御装置において、前記現在の電力需要を検出し、前記定数と前記現在の電力需要とを、前記各個別制御装置へ伝送し、前記個別制御装置では、伝送された前記定数及び前記電力需要に基いて、対応する発電機の調整分担係数を算出し、前記周波数偏差を検出し、その周波数偏差と、その個別制御装置において算出した前記調整分担係数と、に基いて出力指令値を算出するとともに、その出力指令値に基いて発電機に負荷設定することを特徴とする。
【００２１】
これらの態様では、変化の緩慢な系統定数やそれに基く分担係数は、中央給電指令所のような総合制御箇所で把握と各発電機への配分を定期的に行い、時々刻々と変化するが電力系統の全地点で同値とみなせる周波数偏差は各発電所で観測させ、調整量の計算も各発電所で行う。このため、各発電機へ定常的に調整量を伝送するよりもデータ伝送所要時間の影響が軽減されるので、電力系統の周波数調整の制御性能が改善される。
【００２２】
特に請求項２，１１の発明では、分担係数を算出する負荷についても個々の発電機や発電所に分散され、総合制御箇所に大きな処理能力を集中的に要求することがないので、ＣＰＵ利用率や処理サイクルごとのターンアラウンドタイムなどに余裕を持った構成及び運用が低コストに実現できる。
【００２３】
請求項３の発明は、請求項２記載の周波数調整システムにおいて、前記総合制御装置の前記伝送手段は、総合制御装置から前記定数と前記現在の電力需要に加え、日間予想総需要曲線データを前記個別制御装置に伝送するように構成され、前記個別制御装置の前記分担係数配分手段は、前記総合制御装置又は前記伝送路の異常を検出し、その異常が認められない場合は前記現在の電力需要に基いて各発電機の調整分担係数を算出し、前記異常が認められる場合は前記日間予想総需要曲線データに基いて各発電機の前記調整分担係数を算出するように構成されたことを特徴とする。
【００２４】
この態様では、総合制御装置や伝送路の障害時でも、予め個別制御装置に用意された日間予想総需要曲線データに基いて調整分担係数算出等の制御処理が続行できるのでシステムの耐障害性が向上する。
【００２５】
請求項４の発明は、請求項１から３のいずれかに記載の周波数調整システムにおいて、少なくともいずれかの前記個別制御装置が、複数の発電機を制御することを特徴とする。この態様では、個別制御装置が複数の発電機を制御することにより、周波数制御に必要なコンピュータの台数を削減し、単純化、コスト削減、信頼性向上などの効果が得られる。
【００２６】
請求項５の発明は、請求項１から４のいずれかに記載の周波数調整システムにおいて、前記総合制御装置は、前記個別制御装置の異常を検出するとともに異常がある個別制御装置を制御対象外とする個別制御装置異常時手段を備えたことを特徴とする。この態様では、一部の個別制御装置に異常が発生し調整不可能となっている発電機があるときでも、その存在を早期に検出するとともにその分の調整必要量を正常に調整できる他の発電機に負担させることで円滑な周波数制御をいつでも確実に実現可能となる。
【００２７】
請求項６の発明は、請求項１，４又は５のいずれかに記載の周波数調整システムにおいて、前記総合制御装置は、前記電力系統の分離を検出する系統分離監視手段と、検出された分離系統毎に前記定数及び前記電力需要に基いて、各発電機の調整分担係数を算出するとともに前記各個別制御装置へ伝送する分担係数配分伝送手段と、を備えたことを特徴とする。
【００２８】
この態様では、系統の分離を検出すると共に、各発電機の調整分担係数を分離系統ごとに算出し個別制御装置へ伝送する。このため、障害等により系統分離が発生している場合も、各々の分離系統に対して独立した適切な周波数調整を容易に実現可能となる。
【００２９】
請求項７の発明は、請求項１から６のいずれかに記載の周波数調整システムにおいて、前記個別制御装置の前記周波数調整出力手段は、所定の規定値以上の周波数偏差を検出した場合に、予め規定された所定の出力指令値を出力するように構成されたことを特徴とする。この態様では、所定以上の周波数偏差に備えて、あらかじめ事情に応じたきめ細かな出力指令値の設定が可能となる。
【００３０】
請求項８の発明は、請求項１から７のいずれかに記載の周波数調整システムにおいて、前記総合制御装置の代替装置を備えたことを特徴とする。この態様では、総合制御装置の代替装置により、総合制御装置の障害に起因する周波数制御の不能を防止でき、信頼性が向上する。
【００３１】
請求項９の発明は、請求項１から８のいずれかに記載の周波数調整システムにおいて、前記個別制御装置の代替装置を備えたことを特徴とする。この態様では、個別制御装置の代替装置により、個別制御装置の障害に起因する出力調整の不能を防止でき、信頼性が向上する。
【００３２】
【発明の実施の形態】
次に、本発明の複数の実施の形態（以下「実施形態」と呼ぶ）について図面を参照して具体的に説明する。なお、各実施形態は、必要な周辺装置を備えたコンピュータをプログラムで制御することにより実現できるが、この場合のハードウェアやプログラムの実現態様は各種変更可能である。また、本発明は、装置、システム、方法及びプログラム、そのようなプログラムを記録したコンピュータ読取可能な記録媒体など複数のカテゴリとしても把握可能である。このように本発明の実現態様は各種考えられるので、以下の説明では、本発明及び各実施形態の各機能を実現する仮想的回路ブロックを用いる。なお、各実施形態において、従来の技術又はその実施形態以前に説明した実施形態で登場した構成要素と同一又は共通の構成要素については、原則として共通の符号を付し、重複説明は省略する。
【００３３】
〔１．第１実施形態〕
第１実施形態は、請求項１，１０，１２に対応するもので、予め与えられた定数と現在の電力需要と電力系統の周波数偏差とに基いて複数の発電機の出力を増減することによって定周波数制御を実施する周波数調整システムであって、図１の構成図に示すように、総合制御装置１１０と、発電所や発電機ごとの個別制御装置２１０とを、伝送路である伝送網３００で接続したものである。
【００３４】
〔１−１．構成〕
このうち、総合制御装置１１０については、電子計算機１０と、伝送制御装置２０と、マンマシン入出力装置３０と、を備え、さらに、分担係数配分伝送手段１と需給監視手段２とが、電子計算機１０において動作するプログラムにより実現される。これらのうち、マンマシン入出力装置３０は、電子計算機１０の端末装置であって、ディスプレイと、キーボードと、マウスなどのポインティングデバイスとを備え、図１には一台を示すが複数を実装してもよい。
【００３５】
また、伝送制御装置２０は、電子計算機１０から伝送網３００への交信を司る入出力装置で、例えばネットワークカードなどである。交信先の伝送網３００には、電力系統の発電所・変電所の自動化装置が接続されており、電子計算機１０は伝送制御装置２０を介して電力系統各所の電力・電圧等の観測値を受信する。
【００３６】
また、需給監視手段２は、前記現在の電力需要を検出する手段であり、分担係数配分伝送手段１は、前記定数及び前記電力需要に基いて、各発電機の調整分担係数を算出するとともに各個別制御装置２１０へ伝送する手段である。
【００３７】
一方、個別制御装置２１０については、電子計算機５０と、伝送制御装置４０と、プロセス入出力装置６０と、を備え、さらに、周波数調整出力手段３が電子計算機５０において動作するプログラムにより実現される。これらのうち、伝送制御装置４０は伝送制御装置２０と同等の装置でよい。また、プロセス入出力装置６０は、電子計算機５０における外部電気信号の入出力を司るインタフェースカードなどの装置で、電子計算機５０は、このプロセス入出力装置６０を介して発電所周波数の入力と、発電機への指令値出力を行う。なお、個別制御装置２１０については、図１では簡略化のためを１台だけ示すが、発電所毎または発電機毎に少なくとも１台の要領で複数実装するものである。
【００３８】
また、周波数調整出力手段３は、周波数偏差を検出し、その周波数偏差と伝送された前記調整分担係数とに基いて出力指令値を算出するとともに、その出力指令値に基いて発電機に負荷設定する手段である。
【００３９】
〔１−２．諸元〕
また、上に説明した総合制御装置１１０内では、処理に先立って予めマンマシン入出力装置３０から運転員などの人が次のようなデータ（以下「諸元」）を入力しておく。
【００４０】
（１）発電機特性データ
これは、発電機の出力帯に応じた周波数調整幅と出力変化速度とを人が入力しておくもので、一般に発電機の特性は出力によって変化するため、出力帯毎に定義する必要がある。これらのデータは原則的には、発電機の物理的構成に変化が生じなければ常時一定の数値である。このような発電機の特性に関するデータを人が入力するための画面例を図２に示す。なお、この例では周波数調整幅を下げ方向と上げ方向に区別し、出力変化速度は下げ方向と上げ方向で共通としているが、これらの内容は、電気事業者の運用管理方式や電力系統の構成その他の要素によって異なるものであり、また、図２における数値は単なる説明のための仮想例であるから、実際には自由に定義してよい。
【００４１】
（２）対象指定データ
これは、電力系統に複数設置されている各発電機ごとに、周波数調整対象とするか否かの指定を人が入力するもので、このデータは、電力需要や発電機の状態に応じて、人が適切な指定を実施すべきものである。一般的には、速い出力変化が可能な水力機や石油焚き火力機が周波数調整対象として指定されるべきである。また、想定し得る周波数変化に対して余裕ある数の発電機が指定されるべきである。このような発電機の運用に関するデータを人が入力するための画面例を図３に示す。
【００４２】
（３）系統定数と不感帯上下限値
これらは、周波数調整に関するデータであり、周波数偏差と需給不均衡の比例関係を示す系統定数と、周波数偏差に対する不感帯上下限値とを人が入力するものである。このうち系統定数は、総電力需要に依存するため、総電力需要に対する百分率で表現することが一般的で、系統定数の単位は［％ＭＷ／Ｈｚ］である。また、不感帯上下限値は、無視すべき微小な周波数偏差に対して自動周波数制御が応動することを防止するためのしきい値である。これら周波数調整に関するデータを人が入力するための画面例を図４に示す。
【００４３】
以上（１）〜（３）に説明した諸元は、マンマシン入出力装置３０から人が入力することで電子計算機１０のメモリ上に記憶され、分担係数配分伝送手段１が参照することになる。
【００４４】
〔１−３．需給監視〕
次に、需給監視手段２による需給監視の手順を説明する。すなわち、需給監視手段２は、各発電機の現在出力を定期的に伝送制御装置２０から受信し、電子計算機１０のメモリに記憶する。ここでいう各発電機の現在出力は、各発電所から送信されるデータに基く。また、需給監視手段２は、各発電機の出力の合計値を算出し、その合計値を現在総需要として電子計算機１０のメモリに記憶する。メモリ上に記憶されたこれらのデータは、分担係数配分伝送手段１が参照する。なお、ここに説明した需給監視手段２の作用は、中央給電指令所などに設置される周波数調整装置が一般的に備えているものを利用してもよい。
【００４５】
〔１−４．分担係数配分の原理〕
次に、分担係数配分伝送手段１による処理内容の原理を説明する。すなわち、分担係数配分伝送手段１の目的は、現在の電力系統において周波数偏差Δｆが発生したときに、それに応じ各発電機が担うべき出力調整量ΔＰを求めるための分担係数を各個別制御装置２１０に送信することである。ここで注意すべき点として、周波数偏差Δｆの量は事前には予見できず、個別制御装置２１０に送信するのは出力調整量ΔＰそのものではなく、周波数偏差Δｆから出力調整量ΔＰを求めるための分担係数であることである。この分担係数は、周波数偏差Δｆと出力調整量ΔＰの対応関係を表すものであれば形式は自由であるが、典型的には関数として表現される。以下、この関数を求めるための定式を説明する。
【００４６】
まず、各発電機の現在出力における周波数調整幅と変化速度とが明らかなとき、時間軸上において最短で調整可能な出力曲線を図５のように表すことができる。この図５では、発電機１、発電機２、発電機３という３機の発電機があるものとし、それぞれの周波数調整幅を上限とし、変化速度を傾きとして出力増加したときの調整出力Ｐについて、各発電機１，２，３個別の曲線を、図５（ｂ）、図５（ｃ）、図５（ｄ）に示している。これらの曲線を関数ｆ１（ｔ）、ｆ２（ｔ）、ｆ３（ｔ）とするとき、電力系統全体での出力曲線はΣｆｎ（ｔ）＝ｆ１（ｔ）＋ｆ２（ｔ）＋ｆ３（ｔ）として図５（ａ）に示すことができる。
【００４７】
いま、周波数偏差が発生してこれを解消するために電力系統全体で、図５（ａ）のＰａなる調整出力が必要になった場合、発電機１、発電機２、発電機３の調整出力はそれぞれ、図５（ｂ）、図５（ｃ）、図５（ｄ）にそれぞれ示すＰａ１、Ｐａ２、Ｐａ３として求めることができる。同様に、図５（ａ）のＰｂなる調整出力が必要になった場合の各発電機の調整出力を考えると、発電機１と発電機２は調整幅が限界であるが、調整幅を残す発電機３については図５（ｄ）に示すＰｂ３として求めることができる。なお、この図５では、出力増加方向のみを例示したが、出力減少方向についても同様に考えることができることは言うまでもない。
【００４８】
ところで、ここでは電力系統全体の調整出力に基いて説明したが、実際に与えられるのは周波数偏差Δｆであり、これに系統定数Ｋを乗じて調整出力が算出される。以上を定式化すると以下の通りである。
【００４９】
【数１】
系統全体の調整出力Ｐ［ＭＷ］＝Δｆ［Ｈｚ］×Ｋ［％ＭＷ／Ｈｚ］×Ｓ［ＭＷ］／１００［％］ …式（１）
但し、Δｆ：周波数偏差、Ｋ：系統定数、Ｓ：総需要
【００５０】
【数２】
発電機ｎの必要調整量Ｐｎ［ＭＷ］＝ｆｎ（Ｇ（Ｐ［ＭＷ］）） …式（２）
但し、ｆｎ（ｔ）：図５に示す各発電機の出力曲線を時刻ｔの関数で表現
Ｇ（Ｐ）：図５（ａ）に示すΣｆｎ（ｔ）の逆関数
【００５１】
式（１）を式（２）に代入すると、周波数偏差Δｆが発生したときの各発電機の出力調整量を求めることができるが、式（２）に現れる関数Ｇ（Ｐ）は、図５（ａ）に示すΣｆｎ（ｔ）の逆関数であるから、区間毎に定めた１次関数の集合として定義され、ここに周波数偏差Δｆの１次関数であるＰを代入すれば、結局、発電機ｎの必要調整量Ｐｎと周波数偏差Δｆとの関係は、図６に示すように、区間毎に定めた周波数偏差Δｆの１次関数として定義される。この関数が前記分担係数の典型例であり、個別分担関数データとも呼ぶものとする。
【００５２】
〔１−５．分担係数の配分と伝送〕
以上のような作用原理に基く分担係数配分伝送手段１は、定周期で起動し、前記諸元のうち系統定数と、各発電機の発電機特性データと、対象指定データに加え、需給監視手段２が収集した各発電機の現在出力と現在総需要とを、電子計算機１のメモリ上で参照する。そして、周波数調整対象として指定されている発電機を対象として、図５に説明した出力曲線を求め、式（１）および式（２）に従って、発電機毎に調整出力Ｐｎと周波数偏差Δｆの前記個別分担関数データを求める。
【００５３】
これは前記のように図６に示す折れ線として求められる関係であり、図７に示すようなデータ構成でこれを表現する。そして、分担係数配分伝送手段１は、この関係を伝送制御装置２０を介して各個別制御装置２１０に送出する。なお、このときに、マンマシン入出力装置３０を介して人が設定した不感帯上下限値を電子計算機１０のメモリから読み、併せて送出する。したがって、個々の個別制御装置２１０が受信するのは、個別分担関数データ及び不感帯上下限値となり、これらが調整分担係数の役割を果たす。
【００５４】
〔１−６．個別制御装置での処理〕
一方、上記のような個別分担関数データ及び不感帯上下限値を受信する個別制御装置２１０の側では、周波数調整出力手段３が定周期で起動し、総合制御装置１１０からの個別分担関数データ及び不感帯上下限値を受信し、また、プロセス入出力装置６０を介して発電所の周波数計の観測値を読み込んで周波数偏差Δｆを得る。そして、周波数調整出力手段３は、このように得た周波数偏差Δｆが不感帯上限または下限値を逸脱しているときには、図６と図７に示す関数に周波数偏差Δｆを代入することにより、調整出力Ｐｎを求める。そして、調整出力Ｐｎをプロセス入出力装置６０を介し、周波数調整指令として発電機の速度制御系に出力する。
【００５５】
〔１−７．第１実施形態の効果〕
以上のように、第１実施形態では、変化の緩慢な系統定数に基く分担係数は、中央給電指令所のような総合制御箇所で把握と各発電機への配分を定期的に行い、時々刻々と変化するが電力系統の全地点で同値とみなせる周波数偏差は各発電所で観測させ、調整量の計算も各発電所で行う。このため、各発電機へ定常的に調整量を伝送するよりもデータ伝送所要時間の影響が軽減されるので、電力系統の周波数調整の制御性能が改善される。
【００５６】
より詳細には、従来技術についても説明したように、周波数偏差Δｆを解消するために必要な発電機個々の出力調整量は、周波数偏差Δｆに系統定数Ｋを乗じた結果を発電機毎に配分して算出される。このうち周波数偏差Δｆは時々刻々と変化するが、系統定数Ｋは電力需要に応じて変化するものの、その変化は周波数偏差Δｆに比べて緩慢である。また周波数偏差Δｆは定常的には電力系統の全ての地点で同値とみなしてさしつかえない。したがって、系統定数Ｋの把握と発電機毎への配分を中央給電指令所のような総合制御箇所で実施して、これを拡張性発電機に配分した系統定数配分値である分担係数の形に変換して各発電所へ定期的に送信し、各発電所においては周波数偏差Δｆを自所で観測して、系統定数配分値を乗じて出力調整量を算出する構成とすれば、従来と同様の性能を有する伝送設備のもとでも、周波数制御の性能向上を図ることができる。
【００５７】
〔２．第２実施形態〕
次に図８は、第２実施形態における周波数調整システムの一構成例である。この第２実施形態は請求項２に対応するもので、請求項１に対応する第１実施形態との大まかな違いは、周波数偏差Δｆに対する各発電機の調整出力Ｐｎを計算するための分担係数である個別分担関数データの算出を、第１実施形態では総合制御装置側で行ったが、第２実施形態では個別制御装置２２０側で行う点である。
【００５８】
したがって、例えば、図８に示す第２実施形態における総合制御装置１２０とその電子計算機１０、伝送制御装置２０、マンマシン入出力装置３０、また、個別制御装置２２０とその電子計算機５０、伝送制御装置４０、プロセス入出力装置６０は、図１に示した第１実施形態におけるものと同じハードウェアで実現することもできる。また、第１実施形態との他の共通点として、マンマシン入出力装置３０から人が入力する諸元も、第１実施形態について図２〜４で示したものと同一でよく、需給監視手段２も第１実施形態と同様でよい。
【００５９】
但し、第２実施形態の伝送手段４２は、前記定数と前記現在の電力需要とを、前記各個別制御装置２２０へ伝送する手段である。また、分担係数配分手段７２は、伝送された前記定数及び前記電力需要に基いて、対応する発電機の調整分担係数を算出する手段である。
【００６０】
すなわち、第２実施形態におけるプログラムやそれに基く作用は、以下のように第１実施形態と異なる。まず、伝送手段４２は定周期で起動すると、予め入力された前記諸元のうち系統定数と、各発電機の発電機特性データと、対象指定データに加え、不感帯上下限値と、需給監視手段２が収集した各発電機の現在出力及び現在総需要と、を電子計算機１０のメモリから読み、伝送制御装置２０を介して個別制御装置２２０に送出する。
【００６１】
これらのデータを受信する個別制御装置２２０では、分担係数配分手段７２が定周期で起動すると、総合制御装置１２０から送出された系統定数、各発電機の発電機特性データ、対象指定データ、不感帯上下限値、各発電機の現在出力及び現在総需要を、伝送制御装置４０を介して受信する。そして、制御対象の発電機が周波数調整機として制御対象データで指定されていたら、第１実施形態と同様のアルゴリズムで図５に説明した出力曲線を求め、式（１）および式（２）に従って、発電機毎に調整出力Ｐｎと周波数偏差Δｆの関係を求める。その結果は図６と図７で示したものに準じた個別分担関数データとなり、これを電子計算機５０のメモリに記憶する。
【００６２】
一方、制御対象の発電機が制御対象データにおいて周波数調整機として指定されていないときは、その発電機の前記個別分担関数データについては、図７に示すデータ構造の１行目にＥＯＦを書きこむ。なおＥＯＦは「ＥｎｄＯｆＦｉｌｅ」の略称でファイル終端記号を意味する。
【００６３】
そして、周波数調整出力手段３は定周期で起動して、電子計算機５０のメモリに記憶された前記個別分担関数データと不感帯上下限値を得て、図７に示す個別分担関数データのデータ構造の１行目がＥＯＦの場合は以降処理を行わず終了するが、ＥＯＦでない場合、周波数調整出力手段３は、プロセス入出力装置６０を介して発電所の周波数計の観測値を読み込んで周波数偏差Δｆを得る。そして、周波数調整出力手段３は、このように得た周波数偏差Δｆが不感帯上限または下限値を逸脱しているときには、図６と図７に示す個別分担関数データで表される関数に周波数偏差Δｆを代入することにより、調整出力Ｐｎを求める。そして、調整出力Ｐｎをプロセス入出力装置６０を介し、周波数調整指令として発電機の速度制御系に出力する。
【００６４】
以上のように第２実施形態では、まず第１実施形態と基本的に共通の効果として、変化の緩慢な系統定数は、中央給電指令所のような総合制御箇所で把握と各発電機への配分を定期的に行い、時々刻々と変化するが電力系統の全地点で同値とみなせる周波数偏差は各発電所で観測させ、調整量の計算も各発電所で行う。このため、各発電機へ定常的に調整量を伝送するよりもデータ伝送所要時間の影響が軽減されるので、電力系統の周波数調整の制御性能が改善される。
【００６５】
また、特に第２実施形態では、分担係数を算出する負荷について、個々の発電機や発電所に分散され総合制御箇所に大きな処理能力を集中的に要求することがないので、ＣＰＵ利用率や処理サイクルごとのターンアラウンドタイムなどに余裕を持った構成及び運用が低コストに実現できる。
【００６６】
〔３．第３実施形態〕
第３実施形態は、請求項３に対応するものであるが、そのハードウェア構成は図８に示した第２実施形態（図８）と共通でよく、異なるのは総合制御装置（１３０と読み替える）の伝送手段（４３と読み替える）と、個別制御装置（２３０と読み替える）の分担係数配分手段（７３と読み替える）との作用であるから、図８に基いて説明する。
【００６７】
この第３実施形態においては、まず概略としては、総合制御装置１３０の伝送手段４３は、総合制御装置１３０から前記定数と前記現在の電力需要に加え、日間予想総需要曲線データを各個別制御装置２３０に伝送するように構成される。
【００６８】
また、個別制御装置２３０の分担係数配分手段７３は、総合制御装置１３０又は伝送網３００の異常を検出し、その異常が認められない場合は前記現在の電力需要に基いて各発電機の調整分担係数を算出するが、前記異常が認められる場合は前記日間予想総需要曲線データに基いて各発電機の前記調整分担係数を算出するように構成される。
【００６９】
具体的には、まず、第３実施形態において人が予め入力しておく諸元は、第１実施形態で説明した内容（図２〜４）に加え、図９に示す日間予想総需要曲線データを含む。この日間予想総需要曲線データは、図９に示すように、１日の間の時刻毎に予想総需要を入力するもので、その内容は電子計算機１０のメモリに記憶される。なお、中央給電指令所などの自動給電システムには通常、同様のデータが格納されているので、これを記憶媒体や通信回線を介して自動的に反映する構成としてもよい。
【００７０】
このような第３実施形態では、総合制御装置１３０の伝送手段４３は、定周期で起動し、予め入力された前記諸元のうち系統定数と、各発電機の発電機特性データと、対象指定データと、不感帯上下限値と、需給監視手段２が収集した各発電機の現在出力及び現在総需要とに加えて、上記のような日間予想総需要曲線データを、電子計算機１０のメモリから読み、伝送制御装置２０を介して個別制御装置２３０に送出する。
【００７１】
これに対応し、個別制御装置２３０の分担係数配分手段７３は、定周期で起動し、総合制御装置１３０から送出された系統定数と、各発電機の発電機特性データと、対象指定データに加え、不感帯上下限値と、各発電機の現在出力及び現在総需要と、に加えて、日間予想総需要曲線データを、伝送制御装置４０を介して受信する。そして、この受信内容が一定時間以上更新されていないとき、分担係数配分手段７３は、総合制御装置１３０又は伝送網３００に何らかの異常が生じているものと判定し、現在総需要の代わりに日間予想総需要曲線データの現在時刻の値を用いて、調整出力Ｐｎと周波数偏差Δｆの個別分担関数データを求める。以降の分担係数配分手段７３および周波数調整出力手段３の作用は第２実施形態と同様である。
【００７２】
このような第３実施形態では、総合制御装置や伝送路の障害時でも、予め個別制御装置に用意された日間予想総需要曲線データに基いて調整分担係数算出等の制御処理が続行できるのでシステムの耐障害性が向上する。
【００７３】
すなわち、第３実施形態のように構成しない場合は、総合制御装置または伝送網に異常が生じた場合、個別制御装置は現在総需要を把握することができなくなり、電力需要が急増する早朝の時間帯に異常が発生した場合や、異常が長時間に及んだ場合には的確な周波数制御が困難となる。これに対し、第３実施形態では、現在の技術水準のもとでは電気事業者の予想総需要の誤差は数％程度に収まることから、異常直前までの予想総需要にもとづいて現在総需要を算出することによって、上記のような異常が生じた場合でも、実用に堪える満足な周波数制御が可能となるものである。
【００７４】
〔４．第４実施形態〕
第４実施形態は、請求項４に対応するもので、図１０の構成図に示すように、少なくともいずれかの個別制御装置２４０が複数の発電機を制御するものである。すなわち、図１０に示す個別制御装置２４０では、電子計算機５０のオペレーティングシステムが管理する論理空間として、グループ７０１とグループ７０２が存在する。
【００７５】
すなわち、近年の電子計算機のオペレーティングシステムは、マルチユーザ、マルチグループ、マルチプロセス、マルチスレッド、マルチタスクなどと称し、複数の論理空間や同時並行的に個別実行される複数の処理を管理する機能を標準的に装備しており、これらの機能によれば、１台の電子計算機をあたかも複数の電子計算機のごとく使用できるので、上記グループ７０１やグループ７０２は例えばそのような機能で実現できる。
【００７６】
そして、第４実施形態では、分担係数配分手段７と周波数調整出力手段３とのセットを、グループ７０１とグループ７０２の双方にそれぞれ配置して、それぞれを異なる発電機の制御を司る構成とすることにより、１台の個別制御装置２４０により複数の発電機の制御を実現している。
【００７７】
このような第４実施形態では、各個別制御装置２４０が複数の発電機を制御することにより、周波数制御に必要なコンピュータの台数を削減し、単純化、コスト削減、信頼性向上などの効果が得られる。特に、第４実施形態では、周波数制御の上で必要とされる電子計算機の性能や容量を満足しつつ、個別制御装置の必要台数を減らすことができる。
【００７８】
〔５．第５実施形態〕
第５実施形態は、請求項５に対応するもので、図１１に示すように、第１実施形態（図１）に個別制御装置異常時手段５を付加したもので、この個別制御装置異常時手段５は電子計算機１０のプログラムにより実現すればよい。この個別制御装置異常時手段５は、個別制御装置２１０の異常を検出するとともに異常がある個別制御装置２１０を制御対象外とする手段である。
【００７９】
また、このような第５実施形態における周波数調整出力手段３５は、定周期に起動する都度、第１実施形態に示した作用に加え、伝送制御装置４０を介して、自らの正常性を通知する所定の健全性確認電文を総合制御装置１５０に送信し、本来の周波数調整処理はその後で実行するように構成される。
【００８０】
そして、個別制御装置異常時手段５は、定周期に起動し、伝送制御装置２０を介して個別制御装置２１０からの前記健全性確認電文の着信有無を確認し、もし着信していれば処理を終了するが、着信が無しの結果が所定回数続いた場合は、該当する個別制御装置２１０に異常が発生したものと判定し、その個別制御装置２１０が制御対象とする発電機を周波数調整対象外とする。
【００８１】
このとき、周波数調整対象か否かのフラグは、マンマシン入力装置３０を介して人が設定を行い、対象指定データとして電子計算機１０のメモリ上に記憶されているので、個別制御装置異常時手段５はこれを書き換えることにより、該当する発電機を周波数調整対象外とする。以後、分担係数配分伝送手段１は、制御異常を生じているそのような発電機を周波数調整対象外として演算等の処理を行う。
【００８２】
このような第５実施形態では、一部の個別制御装置に異常が発生し調整不可能となっている発電機があるときでも、その存在を早期に検出するとともにその分の調整必要量を正常に調整できる他の発電機に負担させることで円滑な周波数制御をいつでも確実に実現可能となる。
【００８３】
〔６．第６実施形態〕
第６実施形態は、請求項６に対応するもので、図１２の構成図に示すように、図１に示した第１実施形態の総合制御装置に、系統分離監視手段６を付加することで総合制御装置１６０としたもので、この系統分離監視手段６は、電子計算機１０のプログラムにより実現される。
【００８４】
この系統分離監視手段６は、電力系統の分離を検出するもので、電力系統設備の接続関係を定義するデータを有していて、定周期で起動し、伝送制御装置２０を介して伝送網３００に送信される発電所・変電所の開閉器の状態を受信する。これによって電力系統に分離系統があるか否かを認識し、分離系統がある場合には分離系統に対して系統１、系統２・・・のごとく番号を与え、そして監視対象の電力系統に所属する設備がどの系統を構成しているかを認識してメモリに記憶する作用をするものである。そのメモリデータの一構成例を図１３に示す。
【００８５】
なお、常時の電力系統では分離系統が存在することはなく、通常、分離系統が発生する場合は、電力系統に重大な事故が発生している場合である。この系統分離監視手段６については、それのみを単独で取り出してみれば、自動給電システムや集中制御システムが一般的に装備する機能であって、その実施形態は公知であるから詳細な説明は省略する。
【００８６】
そして、系統分離監視手段６によって、図１３のような情報がメモリに記憶されるため、需給監視手段２６は、系統１、系統２といった単位で各々の系統に所属する発電機の出力合計を算出すれば、各々の系統の電力総需要を求めることができるので、これを電子計算機１０のメモリに記憶する。
【００８７】
続いて、分担係数配分伝送手段１６は、検出された分離系統毎に前記定数及び前記電力需要に基いて、各発電機の調整分担係数を算出するとともに前記各個別制御装置へ伝送する手段である、すなわち、上記のような各々の系統に対して第１実施形態と同様の演算を行なう。
【００８８】
その結果、例えば図１３に示すように系統が２つに分離されているときには、系統１に該当する個別制御装置２１０には系統１に対する演算結果を送信し、系統２に該当する個別制御装置２１０には系統２に対する演算結果を送信する。また、個別制御装置２１０は自身が該当する系統の周波数を自ら検出することにより入力する。
【００８９】
以上のように、第６実施形態では、系統の分離を検出すると共に、各発電機の調整分担係数を分離系統ごとに算出し個別制御装置２１０へ伝送する。このため、障害等により系統分離が発生している場合も、各々の分離系統に対して独立した適切な周波数調整を容易に実現可能となる。
【００９０】
〔７．第７実施形態〕
第７実施形態は、請求項７に対応するものであるが、その概略構成は第１実施形態（図１）や第２実施形態（図８）と共通でよく、異なるのは、個別制御装置（２７０と読み替える）の周波数調整出力手段（３７と読み替える）の作用で、具体的には、規定値を超える周波数偏差を検出したとき、分担係数配分手段７の演算結果を参照せずに、予め規定された所定の出力指令値をプロセス入出力装置６０を介して発電機に出力する点である。
【００９１】
一方、周波数調整出力手段３７は、周波数偏差が規定値内に回復したときは、分担係数配分手段７の演算結果にもとづいた処理を行う。ここでいう規定値は、例えば基準周波数の１％の偏差があったときに定格出力の１５％、のごとく定め、電子計算機５０のメモリに格納しておく。
【００９２】
このように第７実施形態では、所定以上の周波数偏差に備えて、あらかじめ事情に応じたきめ細かな出力指令値の設定が可能となる。なお、電気事業者の運用方針にもよるが一般に、常時の周波数調整に許容される発電機変化速度は発電機の物理的限界に対して余裕をもって規定されていることから、大幅な周波数変動のような緊急時には、所定の出力指令値として、物理的限界までの出力指令が可能であるため、第７実施形態のような構成が可能である。
【００９３】
〔８．第８実施形態〕
〔８−１．全体構成〕
第８実施形態は、請求項８及び請求項９に対応するものである。すなわち、請求項８は総合制御装置の多重化、請求項９は個別制御装置の多重化に関し、図１４は双方を多重化した構成を示す。すなわち、図１４の構成は、第１実施形態（図１）をもとに、総合制御装置は総合制御代替装置１８１及びＬＡＮ４００の追加により多重化し、個別制御装置は個別制御代替装置２８１及びＬＡＮ５００の追加により多重化したものである。
【００９４】
ここで、第１実施形態（図１）に代え、第２実施形態（図８）をもとに同様な構成追加によって総合制御装置と個別制御装置の少なくとも一方を多重化してもよいが、説明の簡潔化のためここでは割愛する。また、総合制御装置又は個別制御装置のいずれか一方だけ多重化してもよい。したがって、まず、総合制御装置の多重化について説明する。
【００９５】
〔８−２．総合制御装置の多重化に関する構成〕
すなわち、図１４に示す総合制御代替装置１８１は、そのハードウェア構成や、周波数調整機能すなわち分担係数配分伝送手段１及び需給監視手段２を備える点については、総合制御装置１８０と共通であり、総合制御装置１８０とＬＡＮ４００によって接続される。
【００９６】
但し、第８実施形態では電子計算機１０で動作するプログラムにより、総合制御装置１８０では健全性応答手段９１及びメモリ内容送信手段９２が、また総合制御代替装置１０１では健全性確認手段９３及びメモリ内容受信手段９４が実現され、総合制御代替装置１０１における分担係数配分伝送手段１及び需給監視手段２は、システム起動時の初期状態としては起動しないものとする。
【００９７】
〔８−３．総合制御装置の多重化に関する作用及び効果〕
上記のように総合制御装置が多重化された構成に関する各手段の作用を次に説明する。まず、総合制御装置１８０からは、メモリ内容送信手段９２が電子計算機１０のメモリ内容を定期的にＬＡＮ４００を経由して総合制御代替装置１８１のメモリ内容受信手段９４へ送信し、このメモリ内容受信手段９４は受信内容を総合制御代替装置１８１の電子計算機１０のメモリへ書き込む。これによって総合制御装置１８０と総合制御代替装置１８１の各々の電子計算機１０のメモリ内容は等しく保たれる。
【００９８】
一方、総合制御代替装置１８１側からは、健全性確認手段９３がＬＡＮ４００を経由して総合制御装置１８０の健全性応答手段９１に所定の健全性確認電文を定期的に送信し、健全性応答手段９１は健全性確認手段９３に返信を行う。健全性確認手段９３は返信が規定時間内に到着したら総合制御装置１８０は健全と認識するが、規定時間内に返信が到着しない場合は、総合制御装置１８０に例えば電子計算機１０の停止のような障害が発生したものと判定し、総合制御代替装置１８１の分担係数配分伝送手段１と需給監視手段２を起動する。
【００９９】
以上のように第８実施形態によれば、総合制御装置１８０の代替装置である総合制御代替装置１８１の実現により総合制御装置の障害に起因する周波数制御の不能を防止でき、信頼性が向上する。
【０１００】
〔８−４．個別制御装置の多重化に関する構成〕
また、図１４に示す個別制御代替装置２８１は、そのハードウェア構成や、周波数調整機能すなわち周波数調整出力部３を備える点については、個別制御装置２８０と共通であり、個別制御装置２８０とＬＡＮ５００によって接続される。
【０１０１】
但し、第８実施形態では電子計算機５０で動作するプログラムにより、個別制御装置２８０では健全性応答手段９１及びメモリ内容送信手段９２が、また個別制御代替装置２８１では健全性確認手段９３及びメモリ内容受信手段９４が実現され、個別制御代替装置２８１における周波数調整出力手段３は、システム起動時の初期状態としては起動しないものとする。
【０１０２】
〔８−５．個別制御装置の多重化に関する作用及び効果〕
上記のように個別制御装置が多重化された構成に関する各手段の作用を次に説明する。まず、個別制御装置２８０からは、メモリ内容送信手段９２が電子計算機５０のメモリ内容を定期的にＬＡＮ５００を経由して個別制御代替装置２８１のメモリ内容受信手段９４へ送信し、このメモリ内容受信手段９４は受信内容を個別制御代替装置２８１の電子計算機５０のメモリへ書き込む。これによって個別制御装置２８０と個別制御代替装置２８１の各々の電子計算機５０のメモリ内容は等しく保たれる。
【０１０３】
一方、個別制御代替装置２８１側からは、健全性確認手段９３がＬＡＮ５００を経由して個別制御代替装置２８０の健全性応答手段９１に所定の健全性確認電文を定期的に送信し、健全性応答手段９１は健全性確認手段９３に返信を行う。健全性確認手段９３は返信が規定時間内に到着したら個別合制御装置２８０は健全と認識するが、規定時間内に返信が到着しない場合は、個別制御装置２８０に例えば電子計算機５０の停止のような障害が発生したものと判定し、個別制御代替装置２８１の周波数調整出力手段３を起動する。
【０１０４】
以上のように第８実施形態によれば、個別制御装置２８０の代替装置である個別制御代替装置２８１の実現により個別制御装置の障害に起因する出力調整の不能を防止でき、信頼性が向上する。
【０１０５】
なお、ＬＡＮ４００，５００に代えてＦＲ（フレームリレー）、セルリレー、専用線といった高速回線等による広域ネットワーク（ＷＡＮ）を用いれば代替装置が遠隔地にあっても障害時の代替装置への切替動作等における優れたレスポンスが得られ十分に実用に供し得る。なお、総合制御装置又は個別制御装置の代替装置への切替えに際しては、切替えを通信の相手方に通知し通信先の切替えを促す構成が考えられる。
【０１０６】
【発明の効果】
以上のように、本発明では、データ伝送所要時間の影響を軽減することで電力系統の周波数調整の制御性能を改善した周波数調整システム、方法及びプログラムを提供することが出来る。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明の第１実施形態における周波数調整システムの構成を示す機能ブロック図。
【図２】本発明の第１実施形態における発電機の特性に関するデータ入力画面の一例を示す説明図。
【図３】本発明の第１実施形態における発電機の運用に関するデータ入力画面の一例を示す説明図。
【図４】本発明の第１実施形態における周波数調整に関するデータ入力画面の一例を示す説明図。
【図５】本発明の第１実施形態における調整可能曲線を示す概念図。
【図６】本発明の第１実施形態における周波数偏差の関数である個別分担関数データによる調整出力を示す概念図。
【図７】本発明の第１実施形態における周波数偏差の関数である個別分担関数データのデータ構造を示す説明図。
【図８】本発明の第２実施形態における周波数調整システムの構成を示す機能ブロック図。
【図９】本発明の第３実施形態における日間予想総需要曲線データ入力画面の一例を示す説明図。
【図１０】本発明の第４実施形態における周波数調整システムの構成を示す機能ブロック図。
【図１１】本発明の第５実施形態における周波数調整システムの構成を示す機能ブロック図。
【図１２】本発明の第６実施形態における周波数調整システムの構成を示す機能ブロック図。
【図１３】本発明の第６実施形態における系統分離監視結果の説明図。
【図１４】本発明の第８実施形態における周波数調整システムの構成を示す機能ブロック図。
【図１５】従来の代表的な周波数調整装置の構成を示す機能ブロック図。
【符号の説明】
１…分担係数配分伝送手段
２…需給監視手段
３…周波数調整出力手段
４，４２…伝送手段
５…個別制御装置異常時手段
６…系統分離監視手段
７，７２…分担係数配分手段
８…周波数調整出力手段
１０，５０…電子計算機
２０，４０…伝送制御装置
３０…マンマシン入出力装置
６０…プロセス入出力装置
７０１，７０２…グループ
９１…健全性応答手段
９２…メモリ内容送信手段
９３…健全性確認手段
９４…メモリ内容受信手段
１１０，１２０，１４０，１５０，１６０，１８０…総合制御装置
１８１…総合制御代替装置
２１０，２２０，２４０，２８０…個別制御装置
２８１…個別制御代替装置
３００…伝送網
４００，５００…ＬＡＮ
１０００…周波数調整装置[0001]
BACKGROUND OF THE INVENTION
The present invention relates to a frequency adjustment system, method, and program that improve the control performance of frequency adjustment of a power system by reducing the influence of the time required for data transmission.
[0002]
[Prior art]
The power system is a lifeline that covers every corner of modern society, and is responsible for maintaining the frequency as well as the voltage. The frequency of the power system (also referred to as the system frequency) is determined to be 60 Hz or 50 Hz depending on the region, and the fluctuation in the frequency is the accuracy of the electric clock, the quality of the product manufactured by the rotating machine using the system frequency, the voltage of the power system. Control and stability should be suppressed in many respects. The frequency of the power system is inseparable from the power supply-demand balance. For example, if the power consumption is greater than the generated power, the frequency decreases, and vice versa. Therefore, the frequency of the power system is kept constant by the supply and demand balance.
[0003]
Prior to the Showa 30s, the adjustment of the supply capacity to the ever-changing demand was performed manually or by a local adjustment device. However, as Japan's industrial production increases in mass, the demand for stable maintenance of the system frequency has increased. From the late 1950s, electric utilities have installed frequency adjustment devices at the central power supply command center. A system that automatically controls a large number of power plants is adopted, and this configuration is still followed (for example, see Patent Document 1).
[0004]
Currently, there is a demand for more stable frequency against the backdrop of refinement of industrial technology and pursuit of efficiency. On the other hand, electric utilities are increasing the number of nuclear power generation for which there is no social consensus on output adjustment. However, the environment surrounding frequency adjustment is becoming more severe, especially due to an increase in the daily inequality, which leads to a relative decrease in the supply and demand adjustment margin at night. Also, depending on the future progress of the liberalization of the electric power industry, there is a concern that the severity will increase further due to the increase in power sources that do not have a frequency adjustment obligation.
[0005]
Next, an outline of the frequency adjustment device of the central power supply command station will be described. The frequency adjusting device is mounted as a program for an electronic computer, and observes a commercial frequency to detect a frequency deviation Δf. The supply increase / decrease amount ΔP necessary to eliminate the frequency deviation Δf is calculated by multiplying the detected frequency deviation Δf by a system constant K. Here, the system constant K is a constant determined from a characteristic constant resulting from the generator characteristics and load characteristics and the power demand. Then, the supply increase / decrease amount ΔP calculated in this way is distributed to a plurality of predetermined generators determined as adjustment generators for operation, and the distribution value is transmitted as a command value to each power plant via a transmission facility. The load is set in the speed control system of each generator.
[0006]
The frequency control method adopted in Japan is a constant frequency control method (FFC: Flat Frequency Control) for maintaining the frequency of the own system constant, and a frequency for maintaining the frequency of the own system and the communication line power flow constant. Although broadly divided into a bias connection line power control system (Tierine Bias Control), the above example has been described based on the former constant frequency control system (FFC). Each generator is also equipped with a governor, and such an individual local governor has a shorter frequency fluctuation than the frequency fluctuation targeted by the frequency adjusting device described above. It plays a role to suppress.
[0007]
The above is the outline of the conventional frequency adjustment device, and then a typical configuration example will be described. First, FIG. 15 is a typical configuration diagram of a frequency adjusting device installed at a central power supply command station. That is, the frequency adjusting device 1000 includes the electronic computer 10, the man-machine input / output device 30, the process input / output device 60, and the transmission control device 20 connected to the transmission network 300. In the electronic computer 10, the supply and demand monitoring means 2, the frequency adjustment output means 8, and the transmission means 4 are realized by the program.
[0008]
In such a configuration example, the output of each generator is transmitted from the power plant in each part of the system via the transmission network 300 such as a dedicated line, a frame relay, or VPN, and the supply and demand monitoring means 2 receives this and receives the computer. In addition, the sum of the generator outputs is also stored in the memory as the current power demand, that is, the current total demand.
[0009]
The man-machine input / output device 30 is a terminal device of the electronic computer 10 equipped with a display, a keyboard, and a pointing device such as a mouse. The contents are stored in the memory of the electronic computer 10.
[0010]
Although not shown, the process input / output device 60 is connected to a frequency measuring instrument connected to a commercial power source, and the frequency adjustment output means 8 is an adjustment target via the process input / output device 60. The frequency of the power system is repeatedly read and the frequency deviation Δf is calculated in real time. Then, by multiplying the frequency deviation Δf by the current total demand stored in the memory of the electronic computer 10 and the system constant K, a supply and demand adjustment amount necessary for eliminating the frequency deviation Δf is calculated, It is distributed to the adjustment amount for each adjustment generator and passed to the transmission means 4. Then, the transmission means 4 outputs the adjustment amount for each generator to each power plant via the transmission network 300, and the frequency deviation is eliminated by the response of each generator to this.
[0011]
The above is a typical configuration example of the conventional frequency adjusting device, and its feature is that all necessary means are integrated in the frequency adjusting device.
[0012]
[Patent Document 1]
JP 2001-238355 A
[0013]
[Problems to be solved by the invention]
Although it can be said that the power system frequency has been stabilized to a satisfactory level by the adjustment control according to the conventional technology as described above, the frequency of Japan's power system is higher than that of Western power systems that have large capacities due to interconnection. Fluctuations are recognized to be relatively large, and further improvement is required in light of the growing situation surrounding frequency adjustment as described above.
[0014]
The above-mentioned problem of the prior art, which is a problem in this respect, is that the time required for the generator to complete the output increase / decrease after the frequency adjustment device outputs the command value is long, so that the control delay caused by this This is detrimental to the accuracy of frequency control. This control delay is roughly divided into the transmission time of adjustment data and the response time of the generator. To improve the former data transmission time, the existing transmission that has been sequentially expanded according to the system transition. The cost of re-development of the net is considerable, and the latter improvement in response time also requires technological innovations to eliminate mechanical safety constraints such as water turbines and boilers. It is a difficult task.
[0015]
The present invention solves the above-described problems of the prior art, and its purpose is to improve the frequency tuning control performance of the power system by reducing the influence of the time required for data transmission, a method, and a method Is to provide a program.
[0016]
[Means for Solving the Problems]
In order to achieve the above object, the invention of claim 1 performs constant frequency control by increasing / decreasing outputs of a plurality of generators based on a predetermined constant, current power demand, and frequency deviation of the power system. In the frequency adjustment system to be implemented, a comprehensive control device and one or more individual control devices are coupled by a transmission line, and the comprehensive control device detects the current power demand, the constant, and the power demand. And a shared coefficient distribution and transmission means for calculating an adjustment shared coefficient for each generator and transmitting the adjusted shared coefficient to each individual control apparatus, wherein the individual control apparatus detects the frequency deviation and detects the frequency deviation. And an output command value based on the transmitted adjustment sharing coefficient, and frequency adjustment output means for setting a load on the generator based on the output command value. That.
[0017]
The invention of claim 10 captures the invention of claim 1 from the viewpoint of a method, and increases or decreases the output of a plurality of generators based on a predetermined constant, current power demand, and frequency deviation of the power system. In the frequency adjustment method for performing constant frequency control, a general control device and one or more individual control devices are coupled by a transmission line, and the current power demand is determined in the general control device. Detecting, based on the constant and the power demand, calculating an adjustment sharing coefficient of each generator and transmitting to each individual control device, the individual control device detects a frequency deviation, and the frequency deviation An output command value is calculated based on the transmitted adjustment sharing coefficient, and a load is set on the generator based on the output command value.
[0018]
The invention of claim 12 captures the inventions of claims 1 and 10 from the viewpoint of a computer program, and controls a computer coupled with one or more individual control devices for controlling a generator through a transmission line. Thus, in the frequency adjustment program for performing constant frequency control by increasing / decreasing outputs of a plurality of generators based on a predetermined constant, current power demand, and frequency deviation of the power system, the program is the computer. In addition, based on the constant and the current power demand, an adjustment sharing coefficient of each generator is calculated and transmitted to each individual control device.
[0019]
The invention of claim 2 is a frequency adjustment system that performs constant frequency control by increasing / decreasing outputs of a plurality of generators based on a predetermined constant, current power demand, and frequency deviation of a power system. A control device and one or more individual control devices are coupled by a transmission line, and the integrated control device is configured to detect the current power demand, the constant, and the current power demand. Transmission means for transmitting to the control device, the individual control device, based on the transmitted constant and the power demand, a shared coefficient distribution means for calculating an adjustment shared coefficient of the corresponding generator, and the frequency The deviation is detected, the output command value is calculated based on the frequency deviation and the adjustment sharing coefficient calculated in the individual control device, and the load is set on the generator based on the output command value. A frequency adjustment output means that, characterized by comprising a.
[0020]
The invention of claim 11 captures the invention of claim 2 from the viewpoint of a method, and increases or decreases the output of a plurality of generators based on a predetermined constant, current power demand, and frequency deviation of the power system. In the frequency adjustment method for performing constant frequency control, a general control device and one or more individual control devices are coupled by a transmission line, and the current power demand is detected in the general control device. The constant and the current power demand are transmitted to each individual control device, and the individual control device calculates an adjustment sharing coefficient of the corresponding generator based on the transmitted constant and the power demand. The frequency deviation is detected, and an output command value is calculated based on the frequency deviation and the adjustment sharing coefficient calculated in the individual control device, and a generator is generated based on the output command value. Characterized by load setting.
[0021]
In these modes, the system constants that change slowly and the sharing coefficients based on them are periodically monitored and distributed to each generator at the general control point such as the central power supply command station. Frequency deviations that can be regarded as equivalent at all points in the system are observed at each power plant, and adjustments are calculated at each power plant. For this reason, since the influence of the data transmission required time is reduced rather than transmitting the adjustment amount to each generator steadily, the control performance of the frequency adjustment of the power system is improved.
[0022]
In particular, in the second and eleventh aspects of the invention, the load for calculating the sharing coefficient is also distributed to the individual generators and power plants, so that a large processing capacity is not intensively requested at the general control location. In addition, a configuration and operation with a margin in turnaround time for each processing cycle can be realized at low cost.
[0023]
According to a third aspect of the present invention, in the frequency adjustment system according to the second aspect, in addition to the constant and the current power demand, the transmission means of the total control device receives daily forecast total demand curve data from the total control device. It is configured to transmit to an individual control device, and the sharing coefficient distribution means of the individual control device detects an abnormality in the integrated control device or the transmission path, and if no abnormality is recognized, the current power demand The adjustment sharing coefficient for each generator is calculated based on the daily expected total demand curve data when the abnormality is recognized, and the adjustment sharing coefficient for each generator is calculated based on the daily expected total demand curve data. And
[0024]
In this mode, even when there is a failure in the general control device or the transmission path, control processing such as adjustment sharing coefficient calculation can be continued based on the daily forecast total demand curve data prepared in advance in the individual control device, so that the fault tolerance of the system is improved. improves.
[0025]
According to a fourth aspect of the present invention, in the frequency adjustment system according to any one of the first to third aspects, at least one of the individual control devices controls a plurality of generators. In this aspect, the individual control device controls a plurality of generators, thereby reducing the number of computers required for frequency control and obtaining effects such as simplification, cost reduction, and reliability improvement.
[0026]
According to a fifth aspect of the present invention, in the frequency adjustment system according to any one of the first to fourth aspects, the integrated control device detects an abnormality of the individual control device and sets the individual control device having the abnormality as a non-control target. An individual control device malfunctioning means is provided. In this aspect, even when there is a generator that has become abnormal and cannot be adjusted due to an abnormality in some individual control devices, it is possible to detect the presence at an early stage and adjust the necessary adjustment amount accordingly. By making the generator bear, smooth frequency control can be surely realized at any time.
[0027]
A sixth aspect of the present invention is the frequency adjustment system according to any one of the first, fourth, and fifth aspects, wherein the integrated control device includes a system separation monitoring unit that detects separation of the power system, and a detected separated system. And a shared coefficient distribution transmission means for calculating an adjustment shared coefficient for each generator based on the constant and the electric power demand and transmitting it to each individual control device.
[0028]
In this aspect, the system separation is detected, and the adjustment sharing coefficient of each generator is calculated for each separated system and transmitted to the individual control device. For this reason, even when system separation occurs due to a failure or the like, it is possible to easily realize appropriate frequency adjustment independent of each separated system.
[0029]
A seventh aspect of the present invention provides the frequency adjustment system according to any one of the first to sixth aspects, wherein the frequency adjustment output means of the individual control device detects in advance a frequency deviation greater than a predetermined specified value. The system is configured to output a prescribed predetermined output command value. In this aspect, it is possible to set a detailed output command value according to the situation in advance in preparation for a predetermined frequency deviation or more.
[0030]
According to an eighth aspect of the present invention, in the frequency adjustment system according to any one of the first to seventh aspects, an alternative device for the integrated control device is provided. In this aspect, the substitute device for the integrated control device can prevent the frequency control from being disabled due to the failure of the integrated control device, thereby improving the reliability.
[0031]
According to a ninth aspect of the present invention, in the frequency adjustment system according to any one of the first to eighth aspects, an alternative device to the individual control device is provided. In this aspect, the substitution of the individual control device can prevent the output adjustment from being disabled due to the failure of the individual control device, and the reliability is improved.
[0032]
DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Next, a plurality of embodiments (hereinafter referred to as “embodiments”) of the present invention will be specifically described with reference to the drawings. Each embodiment can be realized by controlling a computer including a necessary peripheral device with a program. However, in this case, various implementation modes of hardware and programs can be changed. Further, the present invention can be grasped as a plurality of categories such as an apparatus, a system, a method and a program, and a computer-readable recording medium on which such a program is recorded. As described above, various implementation modes of the present invention are conceivable. Therefore, in the following description, virtual circuit blocks that implement the functions of the present invention and the embodiments are used. In each embodiment, components that are the same as or common to the components that have appeared in the prior art or in the embodiments described before that embodiment are denoted by the same reference numerals in principle, and redundant description is omitted.
[0033]
[1. First Embodiment]
1st Embodiment respond | corresponds to Claim 1,10,12, By increasing / decreasing the output of several generators based on the constant given beforehand, the present electric power demand, and the frequency deviation of an electric power grid | system. A frequency adjustment system that performs constant frequency control, and as shown in the configuration diagram of FIG. 1, a general control device 110 and an individual control device 210 for each power plant or generator are connected to a transmission network 300 that is a transmission line. It is connected with.
[0034]
[1-1. Constitution〕
Among these, the general control device 110 includes an electronic computer 10, a transmission control device 20, and a man-machine input / output device 30, and further, the shared coefficient distribution transmission means 1 and the supply and demand monitoring means 2 include an electronic computer. 10 is realized by a program that operates in the network. Of these, the man-machine input / output device 30 is a terminal device of the electronic computer 10 and includes a display, a keyboard, and a pointing device such as a mouse. FIG. May be.
[0035]
The transmission control device 20 is an input / output device that controls communication from the electronic computer 10 to the transmission network 300, and is, for example, a network card. The transmission network 300 of the communication destination is connected to a power system power plant / substation automation device, and the electronic computer 10 receives observation values of power, voltage, etc. of each part of the power system via the transmission control device 20. To do.
[0036]
The supply and demand monitoring means 2 is a means for detecting the current power demand, and the sharing coefficient distribution and transmission means 1 calculates an adjustment sharing coefficient for each generator based on the constant and the power demand. It is means for transmitting to the individual control device 210.
[0037]
On the other hand, the individual control device 210 includes an electronic computer 50, a transmission control device 40, and a process input / output device 60, and the frequency adjustment output unit 3 is realized by a program that operates in the electronic computer 50. Among these, the transmission control device 40 may be a device equivalent to the transmission control device 20. The process input / output device 60 is a device such as an interface card that controls input / output of an external electric signal in the electronic computer 50. The electronic computer 50 inputs the power plant frequency via the process input / output device 60 and generates power. The command value is output to the machine. Although only one individual control device 210 is shown in FIG. 1 for simplification, a plurality of individual control devices 210 are mounted in a manner of at least one for each power plant or each power generator.
[0038]
The frequency adjustment output means 3 detects a frequency deviation, calculates an output command value based on the frequency deviation and the transmitted adjustment sharing coefficient, and sets a load on the generator based on the output command value. It is means to do.
[0039]
[1-2. (Specifications)
Further, in the above-described general control device 110, a person such as an operator inputs the following data (hereinafter referred to as “specifications”) from the man-machine input / output device 30 in advance prior to processing.
[0040]
(1) Generator characteristics data
This is because the frequency adjustment width and output change speed corresponding to the output band of the generator are input by a person. Generally, the characteristics of the generator change depending on the output, so it is necessary to define it for each output band. . In principle, these data are constant values as long as there is no change in the physical configuration of the generator. An example of a screen for a person to input data relating to the characteristics of such a generator is shown in FIG. In this example, the frequency adjustment range is differentiated between the downward direction and the upward direction, and the output change rate is common to the downward direction and the upward direction. The numerical value in FIG. 2 is merely a hypothetical example for explanation, and may be freely defined in practice.
[0041]
(2) Target specification data
This is a human input for each generator that is installed in the power system, whether or not to be frequency adjustment target, this data, depending on the power demand and the state of the generator, Humans should make appropriate designations. In general, a hydropower machine or an oil fired firepower machine capable of fast output change should be designated as a frequency adjustment target. In addition, there should be a specified number of generators with a margin for possible frequency changes. An example of a screen for a person to input data relating to the operation of such a generator is shown in FIG.
[0042]
(3) System constants and upper and lower limits of dead zone
These are data relating to frequency adjustment, and a person inputs a system constant indicating a proportional relationship between the frequency deviation and the supply-demand imbalance, and a dead zone upper and lower limit value with respect to the frequency deviation. Of these, the system constant depends on the total power demand, so it is generally expressed as a percentage of the total power demand, and the unit of the system constant is [% MW / Hz]. The dead band upper and lower limit values are threshold values for preventing the automatic frequency control from responding to a minute frequency deviation that should be ignored. FIG. 4 shows an example of a screen for a person to input data regarding these frequency adjustments.
[0043]
The specifications described in (1) to (3) above are stored in the memory of the electronic computer 10 when a person inputs them from the man-machine input / output device 30, and are referred to by the shared coefficient distribution / transmission means 1. .
[0044]
[1-3. (Supply and demand monitoring)
Next, the procedure of supply and demand monitoring by the supply and demand monitoring unit 2 will be described. That is, the supply and demand monitoring unit 2 periodically receives the current output of each generator from the transmission control device 20 and stores it in the memory of the electronic computer 10. The current output of each generator here is based on data transmitted from each power plant. Further, the supply and demand monitoring means 2 calculates the total value of the output of each generator, and stores the total value in the memory of the electronic computer 10 as the current total demand. These data stored in the memory are referred to by the shared coefficient distribution transmission means 1. Note that the supply and demand monitoring means 2 described here may use an operation generally provided in a frequency adjusting device installed at a central power supply command station or the like.
[0045]
[1-4. (Principle of shared coefficient allocation)
Next, the principle of processing contents performed by the shared coefficient distribution transmission means 1 will be described. That is, the purpose of the shared coefficient distribution and transmission means 1 is to assign a shared coefficient for determining the output adjustment amount ΔP that each generator should bear when the frequency deviation Δf occurs in the current power system. Is to send to. It should be noted here that the amount of the frequency deviation Δf cannot be predicted in advance, and what is transmitted to the individual control device 210 is not the output adjustment amount ΔP itself but for obtaining the output adjustment amount ΔP from the frequency deviation Δf. It is a sharing factor. This sharing coefficient can be of any form as long as it represents the correspondence between the frequency deviation Δf and the output adjustment amount ΔP, but is typically expressed as a function. Hereinafter, a formula for obtaining this function will be described.
[0046]
First, when the frequency adjustment width and change speed in the current output of each generator are clear, an output curve that can be adjusted in the shortest on the time axis can be expressed as shown in FIG. In FIG. 5, it is assumed that there are three generators, namely, generator 1, generator 2, and generator 3, and the adjustment output P when the output increases with the frequency adjustment width as the upper limit and the change speed as the slope. The individual curves of the generators 1, 2, 3 are shown in FIGS. 5 (b), 5 (c) and 5 (d). When these curves are assumed to be functions f1 (t), f2 (t), and f3 (t), the output curve of the entire power system is shown as Σfn (t) = f1 (t) + f2 (t) + f3 (t). 5 (a).
[0047]
Now, in order to eliminate the frequency deviation and eliminate this, if the adjustment output of Pa in FIG. 5A is required in the entire power system, the adjustment output of the generator 1, the generator 2, and the generator 3 Can be obtained as Pa1, Pa2, and Pa3 shown in FIGS. 5 (b), 5 (c), and 5 (d), respectively. Similarly, considering the adjustment output of each generator when the adjustment output Pb in FIG. 5 (a) is required, the adjustment width of the generator 1 and the generator 2 is the limit, but the adjustment width remains. About the generator 3, it can obtain | require as Pb3 shown in FIG.5 (d). Although only the output increasing direction is illustrated in FIG. 5, it goes without saying that the output decreasing direction can be considered in the same manner.
[0048]
By the way, although it demonstrated based on the adjustment output of the whole electric power grid | system here, what is actually given is the frequency deviation (DELTA) f, This is multiplied by the system constant K, and an adjustment output is calculated. The above is formulated as follows.
[0049]
[Expression 1]
Adjustment output P of whole system P [MW] = Δf [Hz] × K [% MW / Hz] × S [MW] / 100 [%] (1)
Where Δf: frequency deviation, K: system constant, S: total demand
[0050]
[Expression 2]
Necessary adjustment amount Pn [MW] = fn (G (P [MW])) for generator n (2)
Where fn (t): the output curve of each generator shown in FIG. 5 is expressed as a function of time t
G (P): inverse function of Σfn (t) shown in FIG.
[0051]
By substituting equation (1) into equation (2), the output adjustment amount of each generator when the frequency deviation Δf occurs can be obtained. The function G (P) appearing in equation (2) is shown in FIG. Since it is an inverse function of Σfn (t) shown in (a), it is defined as a set of linear functions determined for each section, and if P, which is a linear function of frequency deviation Δf, is substituted here, power generation The relationship between the necessary adjustment amount Pn of the machine n and the frequency deviation Δf is defined as a linear function of the frequency deviation Δf determined for each section, as shown in FIG. This function is a typical example of the sharing coefficient, and is also referred to as individual sharing function data.
[0052]
[1-5. Allocation and transmission of the sharing coefficient)
The shared coefficient distribution and transmission means 1 based on the above principle of operation is started at a fixed cycle, and in addition to the system constants, the generator characteristic data of each generator, and the target designation data, the supply and demand monitoring means The current output and the current total demand of each generator collected by 2 are referred to on the memory of the electronic computer 1. Then, for the generator designated as the frequency adjustment target, the output curve described in FIG. 5 is obtained, and the adjustment output Pn and the frequency deviation Δf for each generator are calculated according to the formulas (1) and (2). Obtain individual sharing function data.
[0053]
This is the relationship obtained as the broken line shown in FIG. 6 as described above, and this is expressed by the data structure shown in FIG. Then, the shared coefficient distribution transmission unit 1 sends this relationship to each individual control device 210 via the transmission control device 20. At this time, the upper and lower limit values of the dead zone set by the person via the man-machine input / output device 30 are read from the memory of the electronic computer 10 and sent together. Therefore, each individual control device 210 receives the individual assignment function data and the dead band upper and lower limit values, and these play the role of the adjustment assignment coefficient.
[0054]
[1-6. Processing by individual control unit)
On the other hand, on the side of the individual control device 210 that receives the individual division function data and the dead band upper and lower limit values as described above, the frequency adjustment output means 3 is activated at a fixed period, and the individual division function data and the dead band from the general control device 110 are activated. The upper and lower limit values are received, and the observation value of the frequency meter at the power plant is read via the process input / output device 60 to obtain the frequency deviation Δf. Then, when the frequency deviation Δf thus obtained deviates from the upper or lower limit of the dead zone, the frequency adjustment output means 3 substitutes the frequency deviation Δf into the functions shown in FIGS. Find Pn. Then, the adjustment output Pn is output as a frequency adjustment command to the generator speed control system via the process input / output device 60.
[0055]
[1-7. Effects of the first embodiment]
As described above, in the first embodiment, the sharing coefficient based on the system constant with slow change is periodically grasped and distributed to each generator at the general control point such as the central power supply command station, and is changed every moment. However, the frequency deviation that can be regarded as the same value at all points of the power system is observed at each power plant, and the adjustment amount is also calculated at each power plant. For this reason, since the influence of the data transmission required time is reduced rather than transmitting the adjustment amount to each generator steadily, the control performance of the frequency adjustment of the power system is improved.
[0056]
More specifically, as described in the related art, the output adjustment amount of each generator necessary to eliminate the frequency deviation Δf is distributed to each generator by the result of multiplying the frequency deviation Δf by the system constant K. Is calculated. Among these, the frequency deviation Δf changes every moment, but the system constant K changes according to the power demand, but the change is slower than the frequency deviation Δf. In addition, the frequency deviation Δf can be considered to be the same value at all points in the power system. Therefore, the system constant K is grasped and distributed to each generator at the general control point such as the central power supply command station, and this is assigned to the form of the sharing coefficient which is the system constant distribution value distributed to the expandable generator. If it is configured to convert and periodically transmit to each power plant, observe the frequency deviation Δf at each power plant, and multiply the system constant distribution value to calculate the output adjustment amount, the same as in the past Even in a transmission facility having the above performance, the frequency control performance can be improved.
[0057]
[2. Second Embodiment]
Next, FIG. 8 is a configuration example of a frequency adjustment system according to the second embodiment. This second embodiment corresponds to claim 2, and the rough difference from the first embodiment corresponding to claim 1 is that the sharing coefficient for calculating the adjusted output Pn of each generator with respect to the frequency deviation Δf. The calculation of the individual sharing function data is performed on the general control device side in the first embodiment, but is performed on the individual control device 220 side in the second embodiment.
[0058]
Therefore, for example, in the second embodiment shown in FIG. 8, the overall control device 120 and its electronic computer 10, the transmission control device 20, the man-machine input / output device 30, and the individual control device 220 and its electronic computer 50, the transmission control device. 40. The process input / output device 60 can also be realized by the same hardware as that in the first embodiment shown in FIG. Further, as another common point with the first embodiment, the specifications inputted by the person from the man-machine input / output device 30 may be the same as those shown in FIGS. 2 may be the same as in the first embodiment.
[0059]
However, the transmission means 42 of 2nd Embodiment is a means to transmit the said constant and the said present electric power demand to each said individual control apparatus 220. FIG. The sharing coefficient distribution means 72 is a means for calculating the adjustment sharing coefficient of the corresponding generator based on the transmitted constant and the power demand.
[0060]
That is, the program according to the second embodiment and the operation based thereon are different from those of the first embodiment as follows. First, when the transmission means 42 is started at a fixed period, the deadline upper and lower limit values, supply and demand monitoring means, in addition to the system constants, the generator characteristic data of each generator, the target designation data among the specifications inputted in advance. 2 reads the current output and the current total demand of each generator collected from the memory of the electronic computer 10 and sends them to the individual control device 220 via the transmission control device 20.
[0061]
In the individual control device 220 that receives these data, when the shared coefficient distribution means 72 is activated at a fixed period, the system constants sent from the general control device 120, the generator characteristic data of each generator, the target designation data, the dead band The lower limit value, the current output of each generator, and the current total demand are received via the transmission control device 40. Then, if the generator to be controlled is designated as the frequency adjuster in the control target data, the output curve described in FIG. 5 is obtained by the same algorithm as in the first embodiment, and the equations (1) and (2) are obtained. The relationship between the adjustment output Pn and the frequency deviation Δf is obtained for each generator. The result is individual shared function data according to that shown in FIGS. 6 and 7 and is stored in the memory of the electronic computer 50.
[0062]
On the other hand, when the generator to be controlled is not designated as the frequency adjuster in the control target data, EOF is written in the first line of the data structure shown in FIG. 7 for the individual shared function data of the generator. . EOF is an abbreviation of “End Of File” and means a file end symbol.
[0063]
Then, the frequency adjustment output means 3 is activated at a fixed period, obtains the individual shared function data and dead zone upper and lower limit values stored in the memory of the electronic computer 50, and has the data structure of the individual shared function data shown in FIG. If the first line is EOF, the process is terminated without performing any subsequent processing. However, if it is not EOF, the frequency adjustment output means 3 reads the observation value of the frequency meter of the power plant via the process input / output device 60, and the frequency deviation Δf Get. When the frequency deviation Δf obtained in this way deviates from the upper or lower limit of the dead zone, the frequency adjustment output means 3 converts the frequency deviation Δf into a function represented by the individual shared function data shown in FIGS. Is assigned to obtain the adjusted output Pn. Then, the adjustment output Pn is output as a frequency adjustment command to the generator speed control system via the process input / output device 60.
[0064]
As described above, in the second embodiment, as a fundamentally common effect with the first embodiment, the system constant whose slow change is grasped at the general control point such as the central power supply command station and is supplied to each generator. Allocation is performed periodically, and the frequency deviation that can be regarded as the same value at all points in the power system is observed at each power station, and the adjustment amount is also calculated at each power station. For this reason, since the influence of the data transmission required time is reduced rather than transmitting the adjustment amount to each generator steadily, the control performance of the frequency adjustment of the power system is improved.
[0065]
In particular, in the second embodiment, the load for calculating the sharing coefficient is distributed to individual generators and power plants and does not require a large processing capacity at the general control location. A configuration and operation with a margin in turnaround time for each cycle can be realized at low cost.
[0066]
[3. Third Embodiment]
The third embodiment corresponds to the third aspect, but the hardware configuration may be the same as that of the second embodiment (FIG. 8) shown in FIG. ) Transmission means (read as 43) and the shared coefficient distribution means (read as 73) of the individual control device (read as 230), and will be described with reference to FIG.
[0067]
In this third embodiment, first, as a general outline, the transmission means 43 of the integrated control device 130 receives daily forecast total demand curve data from the integrated control device 130 in addition to the constants and the current power demand. 230 to be transmitted.
[0068]
In addition, the sharing coefficient distribution unit 73 of the individual control device 230 detects an abnormality in the overall control device 130 or the transmission network 300, and when the abnormality is not recognized, adjustment sharing of each generator based on the current power demand. A coefficient is calculated. When the abnormality is recognized, the adjustment sharing coefficient of each generator is calculated based on the daily forecast total demand curve data.
[0069]
Specifically, first, the specifications that the person inputs in advance in the third embodiment are the daily forecast total demand curve data shown in FIG. 9 in addition to the contents described in the first embodiment (FIGS. 2 to 4). including. As shown in FIG. 9, the daily forecast total demand curve data is used to input the forecast total demand for each time of day, and the contents are stored in the memory of the electronic computer 10. In addition, since automatic power supply systems, such as a central power supply command station, normally store the same data, it is good also as a structure which reflects this automatically via a storage medium or a communication line.
[0070]
In such a third embodiment, the transmission means 43 of the comprehensive control device 130 is activated at a fixed period, and among the previously inputted specifications, the system constant, the generator characteristic data of each generator, and the target designation In addition to the data, the upper and lower limits of the dead zone, the current output and the current total demand of each generator collected by the supply and demand monitoring means 2, the daily forecast total demand curve data as described above is read from the memory of the electronic computer 10. And sent to the individual control device 230 via the transmission control device 20.
[0071]
Correspondingly, the shared coefficient distribution means 73 of the individual control device 230 is started at a fixed period, and in addition to the system constants sent from the general control device 130, the generator characteristic data of each generator, and the target designation data In addition to the upper and lower limits of the dead zone, the current output and the current total demand of each generator, daily forecast total demand curve data is received via the transmission control device 40. Then, when the received content has not been updated for a certain time or more, the shared coefficient distribution unit 73 determines that some abnormality has occurred in the integrated control device 130 or the transmission network 300, and the daily forecast is used instead of the current total demand. Using the current time value of the total demand curve data, individual shared function data of the adjustment output Pn and the frequency deviation Δf is obtained. The subsequent operations of the shared coefficient distribution unit 73 and the frequency adjustment output unit 3 are the same as those in the second embodiment.
[0072]
In such a third embodiment, even when there is a failure in the general control device or the transmission line, control processing such as adjustment sharing coefficient calculation can be continued based on daily forecast total demand curve data prepared in advance in the individual control device, so that the system Improves fault tolerance.
[0073]
That is, when not configured as in the third embodiment, when an abnormality occurs in the integrated control device or the transmission network, the individual control device cannot grasp the current total demand, and the early morning time when the power demand increases rapidly When an abnormality occurs in the belt or when the abnormality extends for a long time, accurate frequency control becomes difficult. On the other hand, in the third embodiment, the error of the predicted total demand of the electric power company is within a few percent under the current technical level, so the current total demand is calculated based on the predicted total demand until just before the abnormality. By calculating, even if the above-described abnormality occurs, satisfactory frequency control that can withstand practical use is possible.
[0074]
[4. Fourth Embodiment]
The fourth embodiment corresponds to claim 4 and, as shown in the block diagram of FIG. 10, at least one of the individual control devices 240 controls a plurality of generators. That is, in the individual control device 240 shown in FIG. 10, groups 701 and 702 exist as logical spaces managed by the operating system of the electronic computer 50.
[0075]
In other words, recent computer operating systems are called multi-users, multi-groups, multi-processes, multi-threads, multi-tasks, etc., and have a function to manage a plurality of logical spaces and a plurality of processes individually executed in parallel. According to these functions, since one electronic computer can be used as if it were a plurality of electronic computers, the group 701 and the group 702 can be realized by such functions.
[0076]
In the fourth embodiment, the set of the shared coefficient distribution unit 7 and the frequency adjustment output unit 3 is arranged in both the group 701 and the group 702, and each of them controls the different generators. Thus, control of a plurality of generators is realized by one individual control device 240.
[0077]
In such a fourth embodiment, each individual control device 240 controls a plurality of generators, thereby reducing the number of computers necessary for frequency control, and providing effects such as simplification, cost reduction, and reliability improvement. can get. In particular, in the fourth embodiment, the required number of individual control devices can be reduced while satisfying the performance and capacity of an electronic computer required for frequency control.
[0078]
[5. Fifth Embodiment]
The fifth embodiment corresponds to claim 5, and as shown in FIG. 11, the individual control device abnormality time means 5 is added to the first embodiment (FIG. 1). The means 5 may be realized by a program of the electronic computer 10. The individual control device abnormality means 5 is means for detecting an abnormality of the individual control device 210 and excluding the individual control device 210 having the abnormality from the control target.
[0079]
In addition, the frequency adjustment output unit 35 in the fifth embodiment notifies its normality via the transmission control device 40 in addition to the operation shown in the first embodiment every time it is activated at a fixed period. A predetermined soundness confirmation message is transmitted to the general control device 150, and the original frequency adjustment processing is executed thereafter.
[0080]
Then, the individual control device abnormality means 5 is started at a fixed period, checks whether the soundness confirmation message is received from the individual control device 210 via the transmission control device 20, and performs processing if it is received. When the result of no incoming call continues for a predetermined number of times, it is determined that an abnormality has occurred in the corresponding individual control device 210, and the generator to be controlled by the individual control device 210 is not subject to frequency adjustment. And
[0081]
At this time, the flag indicating whether or not it is a frequency adjustment target is set by a person via the man-machine input device 30 and is stored as the target designation data in the memory of the electronic computer 10, so that the individual control unit abnormality means 5 rewrites this to make the corresponding generator out of frequency adjustment. Thereafter, the shared coefficient distribution and transmission means 1 performs processing such as calculation with such a generator having a control abnormality excluded from frequency adjustment.
[0082]
In such a fifth embodiment, even when there is a generator that has become abnormal due to an abnormality in some of the individual control devices, its presence is detected at an early stage and the amount of adjustment required for that is normal. By allowing other generators that can be adjusted to load smoothly, smooth frequency control can be surely realized at any time.
[0083]
[6. Sixth Embodiment]
The sixth embodiment corresponds to claim 6 and, as shown in the block diagram of FIG. 12, the system separation monitoring means 6 is added to the integrated control apparatus of the first embodiment shown in FIG. The integrated control device 160 is used, and the system separation monitoring unit 6 is realized by a program of the electronic computer 10.
[0084]
This system separation monitoring means 6 detects the separation of the power system, has data defining the connection relation of the power system facilities, is activated at a fixed period, and is transmitted via the transmission control device 20 to the transmission network 300. The status of the switch of the power plant / substation transmitted to the station is received. This recognizes whether or not there is a separate system in the power system, and if there is a separate system, assigns numbers to the separated system as system 1, system 2, etc., and belongs to the monitored power system It recognizes which system the equipment to make constitutes and stores it in the memory. One configuration example of the memory data is shown in FIG.
[0085]
Note that there is no separation system in the normal power system, and when the separation system occurs, a serious accident has occurred in the power system. The system separation monitoring means 6 is a function generally equipped in an automatic power feeding system or a centralized control system if it is taken out alone, and its detailed description is omitted because its embodiments are known. To do.
[0086]
Then, since the information as shown in FIG. 13 is stored in the memory by the system separation monitoring unit 6, the supply and demand monitoring unit 26 calculates the total output of the generators belonging to each system in units such as the system 1 and the system 2. Then, since the total power demand of each system can be obtained, this is stored in the memory of the electronic computer 10.
[0087]
Subsequently, the shared coefficient distribution transmission means 16 is a means for calculating an adjustment shared coefficient of each generator and transmitting it to each individual control device based on the constant and the power demand for each detected separated system. That is, the same calculation as that of the first embodiment is performed on each system as described above.
[0088]
As a result, for example, when the system is divided into two as shown in FIG. 13, the calculation result for system 1 is transmitted to the individual control device 210 corresponding to system 1, and the individual control device 210 corresponding to system 2 is transmitted. Transmits the calculation result for system 2. Further, the individual control device 210 inputs it by detecting the frequency of the corresponding system.
[0089]
As described above, in the sixth embodiment, the separation of the system is detected, and the adjustment sharing coefficient of each generator is calculated for each separated system and transmitted to the individual control device 210. For this reason, even when system separation occurs due to a failure or the like, it is possible to easily realize appropriate frequency adjustment independent of each separated system.
[0090]
[7. Seventh Embodiment]
The seventh embodiment corresponds to the seventh aspect, but its schematic configuration may be the same as that of the first embodiment (FIG. 1) or the second embodiment (FIG. 8), and the difference is the individual control device. Specifically, when a frequency deviation exceeding a specified value is detected by the action of the frequency adjustment output means (read as 270) (read as 270), without referring to the calculation result of the shared coefficient distribution means 7 in advance, This is a point that a prescribed output command value specified is output to the generator via the process input / output device 60.
[0091]
On the other hand, when the frequency deviation is restored within the specified value, the frequency adjustment output unit 37 performs a process based on the calculation result of the shared coefficient distribution unit 7. The prescribed value here is determined as 15% of the rated output when there is a deviation of 1% of the reference frequency, for example, and stored in the memory of the electronic computer 50.
[0092]
As described above, in the seventh embodiment, it is possible to set a detailed output command value according to the situation in advance in preparation for a frequency deviation greater than a predetermined value. Although it depends on the operation policy of the electric power company, in general, the generator change speed allowed for regular frequency adjustment is defined with a margin with respect to the physical limit of the generator. In such an emergency, the output command up to the physical limit can be given as the predetermined output command value, and thus the configuration as in the seventh embodiment is possible.
[0093]
[8. Eighth Embodiment]
[8-1. overall structure〕
The eighth embodiment corresponds to claims 8 and 9. That is, claim 8 relates to multiplexing of the general control device, claim 9 relates to multiplexing of the individual control device, and FIG. 14 shows a configuration in which both are multiplexed. That is, the configuration of FIG. 14 is multiplexed based on the first embodiment (FIG. 1) by adding the integrated control alternative device 181 and the LAN 400, and the individual control devices are the individual control alternative device 281 and the LAN 500. Multiplexed by addition.
[0094]
Here, instead of the first embodiment (FIG. 1), based on the second embodiment (FIG. 8), at least one of the general control device and the individual control device may be multiplexed by adding the same configuration. I omit it here for the sake of brevity. Further, only one of the general control device and the individual control device may be multiplexed. Therefore, first, multiplexing of the integrated control device will be described.
[0095]
[8-2. Configuration related to multiplexing of integrated control unit]
That is, the overall control alternative device 181 shown in FIG. 14 is common to the overall control device 180 in that the hardware configuration and the frequency adjustment function, that is, the shared coefficient distribution transmission means 1 and the supply and demand monitoring means 2 are provided. The controller 180 is connected to the LAN 400.
[0096]
However, in the eighth embodiment, the soundness response means 91 and the memory content transmission means 92 are used in the integrated control device 180 and the soundness confirmation means 93 and the memory content reception are executed in the integrated control alternative device 101 according to a program operating on the computer 10. It is assumed that the means 94 is realized, and the shared coefficient distribution transmission means 1 and the supply and demand monitoring means 2 in the integrated control alternative device 101 are not activated as an initial state when the system is activated.
[0097]
[8-3. Actions and effects related to multiplexing of integrated control units]
The operation of each means relating to the configuration in which the integrated control devices are multiplexed as described above will be described next. First, from the general control device 180, the memory content transmission means 92 periodically transmits the memory contents of the electronic computer 10 to the memory content reception means 94 of the general control alternative device 181 via the LAN 400, and this memory content reception means. 94 writes the received content into the memory of the electronic computer 10 of the integrated control alternative device 181. As a result, the memory contents of the electronic computers 10 of the overall control device 180 and the overall control alternative device 181 are kept equal.
[0098]
On the other hand, from the comprehensive control alternative device 181 side, the soundness confirmation means 93 periodically transmits a predetermined soundness confirmation message to the soundness response means 91 of the comprehensive control device 180 via the LAN 400, and the soundness response means. 91 sends a reply to the soundness confirmation means 93. The soundness confirmation means 93 recognizes that the general control device 180 is sound if the reply arrives within the specified time. However, if the reply does not arrive within the specified time, the general control device 180 indicates, for example, that the electronic computer 10 is stopped. It is determined that a failure has occurred, and the shared coefficient distribution transmission unit 1 and the supply and demand monitoring unit 2 of the integrated control alternative device 181 are activated.
[0099]
As described above, according to the eighth embodiment, the implementation of the integrated control alternative device 181 that is an alternative device of the integrated control device 180 can prevent the frequency control from being disabled due to the failure of the integrated control device, and the reliability is improved. .
[0100]
[8-4. Configuration related to multiplexing of individual control devices]
Further, the individual control alternative device 281 shown in FIG. 14 is common to the individual control device 280 in that the hardware configuration and the frequency adjustment function, that is, the frequency adjustment output unit 3 are provided. Connected.
[0101]
However, in the eighth embodiment, the soundness response means 91 and the memory content transmission means 92 are used in the individual control device 280 and the soundness confirmation means 93 and the memory content reception are used in the individual control alternative device 281 according to a program operating on the computer 50. Means 94 is realized, and the frequency adjustment output means 3 in the individual control alternative device 281 is not activated as an initial state when the system is activated.
[0102]
[8-5. Actions and effects related to multiplexing of individual control devices]
The operation of each means relating to the configuration in which the individual control devices are multiplexed as described above will be described next. First, from the individual control device 280, the memory content transmitting means 92 periodically transmits the memory contents of the computer 50 to the memory content receiving means 94 of the individual control alternative device 281 via the LAN 500, and this memory content receiving means. 94 writes the received contents to the memory of the electronic computer 50 of the individual control alternative device 281. As a result, the memory contents of the electronic computers 50 of the individual control device 280 and the individual control alternative device 281 are kept equal.
[0103]
On the other hand, from the individual control alternative device 281 side, the soundness confirmation means 93 periodically transmits a predetermined soundness confirmation message to the soundness response means 91 of the individual control alternative device 280 via the LAN 500, and the soundness response The means 91 sends a reply to the soundness confirmation means 93. The soundness confirmation means 93 recognizes that the individual combined control device 280 is sound if the reply arrives within the specified time, but if the reply does not arrive within the specified time, the individual control device 280 indicates, for example, that the electronic computer 50 is stopped. It is determined that a fault has occurred, and the frequency adjustment output means 3 of the individual control alternative device 281 is activated.
[0104]
As described above, according to the eighth embodiment, the implementation of the individual control alternative device 281 that is an alternative device to the individual control device 280 can prevent the output adjustment from being disabled due to the failure of the individual control device, and the reliability is improved. .
[0105]
If a wide area network (WAN) such as a high-speed line such as FR (frame relay), cell relay, or dedicated line is used in place of the LAN 400, 500, a switching operation to an alternative device in the event of a failure even if the alternative device is in a remote location, etc. An excellent response can be obtained and can be sufficiently put into practical use. Note that, when switching the overall control device or the individual control device to an alternative device, a configuration is conceivable in which switching is notified to the communication partner and the communication destination is switched.
[0106]
【The invention's effect】
As described above, according to the present invention, it is possible to provide a frequency adjustment system, method, and program that improve the control performance of frequency adjustment of the power system by reducing the influence of the time required for data transmission.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a functional block diagram showing a configuration of a frequency adjustment system according to a first embodiment of the present invention.
FIG. 2 is an explanatory diagram showing an example of a data input screen regarding the characteristics of the generator in the first embodiment of the present invention.
FIG. 3 is an explanatory diagram showing an example of a data input screen regarding the operation of the generator in the first embodiment of the present invention.
FIG. 4 is an explanatory diagram showing an example of a data input screen related to frequency adjustment in the first embodiment of the present invention.
FIG. 5 is a conceptual diagram showing an adjustable curve in the first embodiment of the present invention.
FIG. 6 is a conceptual diagram showing an adjustment output based on individual shared function data which is a function of frequency deviation in the first embodiment of the present invention.
FIG. 7 is an explanatory diagram showing a data structure of individual shared function data that is a function of frequency deviation in the first embodiment of the present invention.
FIG. 8 is a functional block diagram showing a configuration of a frequency adjustment system according to a second embodiment of the present invention.
FIG. 9 is an explanatory diagram showing an example of a daily forecast total demand curve data input screen according to the third embodiment of the present invention.
FIG. 10 is a functional block diagram showing a configuration of a frequency adjustment system according to a fourth embodiment of the present invention.
FIG. 11 is a functional block diagram showing a configuration of a frequency adjustment system according to a fifth embodiment of the present invention.
FIG. 12 is a functional block diagram showing a configuration of a frequency adjustment system according to a sixth embodiment of the present invention.
FIG. 13 is an explanatory diagram of a system separation monitoring result in the sixth embodiment of the present invention.
FIG. 14 is a functional block diagram showing a configuration of a frequency adjustment system according to an eighth embodiment of the present invention.
FIG. 15 is a functional block diagram showing a configuration of a conventional typical frequency adjustment device.
[Explanation of symbols]
1 ... Shared coefficient distribution transmission means
2 ... Supply and demand monitoring means
3. Frequency adjustment output means
4, 42 ... Transmission means
5 ... Individual control device abnormality means
6 ... System separation monitoring means
7, 72 ... sharing coefficient distribution means
8 ... Frequency adjustment output means
10, 50 ... Electronic computer
20, 40 ... Transmission control device
30 ... Man-machine input / output device
60 ... Process input / output device
701, 702 ... group
91 ... Soundness response means
92 ... Memory content transmission means
93 ... Soundness confirmation means
94. Memory content receiving means
110, 120, 140, 150, 160, 180 ... Total control device
181 ... Comprehensive control alternative device
210, 220, 240, 280 ... Individual control device
281 ... Individual control alternative device
300 ... transmission network
400,500 ... LAN
1000: Frequency adjusting device

Claims

In a frequency adjustment system that performs constant frequency control by increasing or decreasing the output of a plurality of generators based on a predetermined constant, current power demand, and frequency deviation of the power system,
The general control device and one or more individual control devices are coupled by a transmission line,
The comprehensive control device
Means for detecting the current power demand;
Based on the constant and the electric power demand, the adjustment sharing coefficient of each of the generators is calculated and shared coefficient distribution transmission means for transmitting to each of the individual control devices,
The individual control device detects the frequency deviation, calculates an output command value based on the frequency deviation and the transmitted adjustment sharing coefficient, and sets a load on the generator based on the output command value. A frequency adjustment system comprising frequency adjustment output means.

In a frequency adjustment system that performs constant frequency control by increasing or decreasing the output of a plurality of generators based on a predetermined constant, current power demand, and frequency deviation of the power system,
The general control device and one or more individual control devices are coupled by a transmission line,
The comprehensive control device
Means for detecting the current power demand;
Transmission means for transmitting the constant and the current power demand to each individual control device,
The individual control device is:
Based on the transmitted constant and the power demand, a shared coefficient distribution means for calculating an adjustment shared coefficient of the corresponding generator;
A frequency at which the frequency deviation is detected and an output command value is calculated based on the frequency deviation and the adjustment sharing coefficient calculated in the individual control device, and a load is set on the generator based on the output command value A frequency adjustment system comprising: an adjustment output unit;

The transmission means of the integrated control device is configured to transmit daily forecast total demand curve data to the individual control device in addition to the constant and the current power demand from the integrated control device,
The sharing coefficient distribution means of the individual control device detects an abnormality of the integrated control device or the transmission path, and when the abnormality is not recognized, an adjustment sharing coefficient of each generator is determined based on the current power demand. The frequency adjustment system according to claim 2, wherein the frequency adjustment system is configured to calculate the adjustment sharing coefficient of each generator based on the daily forecast total demand curve data when the abnormality is found.

The frequency adjustment system according to claim 1, wherein at least one of the individual control devices controls a plurality of generators.

5. The individual control device according to claim 1, further comprising an individual control device abnormality time unit that detects an abnormality of the individual control device and excludes the individual control device having the abnormality from a control target. The frequency adjustment system described in 1.

The comprehensive control device
System separation monitoring means for detecting separation of the power system;
A shared coefficient distribution transmission means for calculating an adjustment shared coefficient of each generator based on the constant and the power demand for each detected separated system and transmitting the calculated shared coefficient to each individual control device, The frequency adjustment system according to claim 1, 4, or 5.

The frequency adjustment output means of the individual control device is configured to output a predetermined output command value specified in advance when a frequency deviation equal to or greater than a predetermined specified value is detected. The frequency adjustment system according to any one of 1 to 6.

The frequency adjustment system according to claim 1, further comprising a substitute device for the integrated control device.

9. The frequency adjustment system according to claim 1, further comprising an alternative device for the individual control device.

In a frequency adjustment method for performing constant frequency control by increasing / decreasing outputs of a plurality of generators based on a predetermined constant, current power demand, and frequency deviation of a power system,
The general control device and one or two or more individual control devices are coupled by a transmission line,
In the integrated control device,
Detecting the current power demand;
Based on the constant and the power demand, calculate an adjustment sharing coefficient of each generator and transmit it to each individual control device,
The individual control device detects a frequency deviation, calculates an output command value based on the frequency deviation and the transmitted adjustment sharing coefficient, and sets a load on the generator based on the output command value. A characteristic frequency adjustment method.

In a frequency adjustment method for performing constant frequency control by increasing / decreasing outputs of a plurality of generators based on constants given in advance, current power demand, and frequency deviation of a power system,
The general control device and one or two or more individual control devices are coupled by a transmission line,
In the integrated control device,
Detecting the current power demand;
Transmitting the constant and the current power demand to each individual control device;
In the individual control device,
Based on the transmitted constant and the power demand, calculate the adjustment sharing coefficient of the corresponding generator,
Detecting a frequency deviation, calculating an output command value based on the frequency deviation and the adjustment sharing coefficient calculated in the individual control device, and setting a load on the generator based on the output command value. A characteristic frequency adjustment method.

By controlling one or two or more individual control devices that control the generator and a computer coupled by a transmission line, a plurality of power generators can be generated based on a predetermined constant, current power demand, and frequency deviation of the power system. In the frequency adjustment program that performs constant frequency control by increasing or decreasing the output of the machine,
The program is stored in the computer,
A frequency adjustment program for calculating an adjustment sharing coefficient of each generator based on the constant and the current power demand and transmitting the calculated coefficient to each individual control device.