JP2008148487A

JP2008148487A - 系統安定化制御システム

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Publication number: JP2008148487A
Application number: JP2006334344A
Authority: JP
Inventors: Hideji Oshida; 秀治押田; Yasuyuki Kowada; 靖之小和田; Takashi Sasaki; 孝志佐々木
Original assignee: Mitsubishi Electric Corp
Current assignee: Mitsubishi Electric Corp
Priority date: 2006-12-12
Filing date: 2006-12-12
Publication date: 2008-06-26
Anticipated expiration: 2026-12-12
Also published as: JP4679499B2

Abstract

【課題】電力系統の動揺周期は、発電機容量、発電機間距離、発電機制御系などにより影響を受けるので、固定化された動揺の予測式を用いた場合、系統安定化制御システムが設置される系統によっては、動揺周期と予測式のミスマッチにより、発電機出力の予測に誤差が生じ、安定化制御の精度を確保できないことがあることから、系統安定化制御システムにおいて、系統安定化制御を向上させる
【解決手段】複数の発電機Ｇ１・・・Ｇｎを並列運転しているローカル系統において、事故発生時に運転発電機の一部遮断により有効電力を制御しローカル系統の事故除去後の有効電力動揺を抑制し安定度を維持する系統安定化制御システムOLSSにおいて、前記有効電力動揺の周期に応じた予測式による前記有効電力動揺の予測に基づいて系統安定化制御することを特徴とする系統安定化制御システム。
【選択図】図８

Description

この発明は、複数台の発電機で構成される発電所から送電線を介して主系統に電力を供給する電力系統において、重大事故時に必要最小限の発電機を遮断することにより不安定現象を未然に防止する、所謂系統安定化制御システムに関するものである。

基本的な系統安定化制御システムの事例は、非特許文献であるTrans. IEEJapan, Vol.110-B, No.8,Aug., 1990の６５２〜６６１ページに掲載された「大容量電源系統のオンライン安定化制御方式の開発」に示されている。
この系統安定化制御方式では、制御対象となる発電機群を、並列インピーダンス法で等価一機に集約、事故発生後においては、図５のフロー図に示してあるように、以下の(10),(11)式をベースにオンライン計算したＰ_１，Ｐ_２であるＰ₁ ^*，Ｐ₂ ^*を算出する（ステップＳＴ５１）。

次いで、以下の(1),(12)式より加速エネルギーＶ_k（運動エネルギーとも言う）、減速エネルギーＶ_c（臨界エネルギーとも言う）を算出する（ステップＳＴ５２）。

次いで、Ｖ_k＜Ｖ_cであるかどうか、即ち、安定しているかどうか、判定する（ステップＳＴ５３）。このステップＳＴ５３における判定の結果、ＹＥＳであれば、つまり安定しておれば、発電機の選択遮断はしない（図５のフロー図におけるストップ）。このステップＳＴ５３における判定の結果、ＮＯであれば、つまり不安定であれば、次のステップＳＴ５４に進む。
ステップＳＴ５４では、最小ＭＷ量の制御パターンを選択する。即ち、最も少ない発電機選択遮断量である安定化最小制御量ＭＷの制御パターンを選択する。

次いで、以下の(20),(21)式より発電機選択遮断想定後のＰ_１，Ｐ_２であるＰ₁ ^*´，Ｐ₂ ^*´を算出する（ステップＳＴ５５）。

次いで、以下の(22),(23)式より、発電機選択遮断想定後の加速エネルギー（運動エネルギー）であるＶ_k´，発電機選択遮断想定後の減速エネルギー（臨界エネルギー）Ｖ_c´を算出する（ステップＳＴ５６）。

次いで、発電機選択遮断想定後Ｖ_k´＜Ｖ_c´であるかどうか、即ち、安定しているかどうか、判定する（ステップＳＴ５７）。このステップＳＴ５７での判定の結果、ＹＥＳであれば、つまり安定しておれば、前記最小制御量ＭＷの選択制御パターンの発電機を遮断する（ステップＳＴ５９）。このステップＳＴ５３における判定の結果、ＮＯであれば、つまり不安定であれば、次のステップＳＴ５８に進む。
ステップＳＴ５８では、次にＭＷ量の多い制御パターンを選択し、前述のステップＳＴ５５に戻る。

前述のようなステップＳＴ５１〜ＳＴ５９の動作フローにより、事故時に必要最小限の発電機を遮断し不安定現象を抑制する所謂系統安定化制御が行われる。

また、系統安定化制御システムの例としては、特許文献１（特開平７−１３１９２６）にも示されている。

電学論B Trans. IEE Japan, Vol.110-B, No.8, Aug., 1990（６５２〜６６１ページ）特開平７−１３１９２６公報（図２、図13、およびそれらの説明）

非特許文献１に記載の系統安定化方式では、安定化制御の高速性を確保するために、データサンプリング終了時点から安定化制御（発電機遮断）完了想定時点までの発電機有効電力出力の動揺を予測している。ここでは図１１（文献中図４）のように、発電機有効電力出力の動揺を一次近似し、最小二乗法により発電機遮断完了想定時点における値を予測している。
一方、特許文献１においては、以下の（７）式（文献５ページ）のように、有効電力の動揺を二次近似し、同じく最小二乗法により、将来時点の値を予測している。

ところが、現実には、電力系統の動揺周期は、発電機容量、発電機間距離、発電機制御系などにより影響を受ける。従って、前述の各文献のように固定化された動揺の予測式を用いた場合、系統安定化制御システムが設置される系統によっては、動揺周期と予測式のミスマッチにより、発電機出力の予測に誤差が生じ、安定化制御の精度を確保できないことがある。

本発明は、このような課題を解決するためになされたもので、系統安定化制御の精度を向上させることを目的とするものである。

この発明に係る系統安定化制御システムは、複数の発電機を並列運転しているローカル系統において、事故発生時に運転発電機の一部遮断により有効電力を制御しローカル系統の事故除去後の有効電力動揺を抑制し安定度を維持する系統安定化制御システムであって、前記有効電力動揺の周期に応じた予測式による前記有効電力動揺の予測に基づいて系統安定化制御するものである。

複数の発電機を並列運転しているローカル系統において、事故発生時に運転発電機の一部遮断により有効電力を制御しローカル系統の事故除去後の有効電力動揺を抑制し安定度を維持する系統安定化制御システムであって、前記有効電力動揺の周期に応じた予測式による前記有効電力動揺の予測に基づいて系統安定化制御するので、系統安定化制御の精度を向上させることができる効果がある。

実施の形態１．
以下この発明の実施の形態１を図１〜図８により説明する。図１は系統安定化制御対象について説明する為の電力系統網の事例を示す図、図２は系統が安定であるかどうかの判定についての概念図、図３は有効電力出力の動揺について説明する為の有効電力出力波形の事例を示す図、図４は複数台の発電機で構成された発電所から送電線を介して主系統に電力を供給する電力系統の構成の事例を示す図、図５は系統安定化制御システムの動作フローの事例を示す図、図６は動揺周期に応じて発電機有効電力出力の予測式を設定する方法を説明する図であり、動揺周期が長い場合を対象とする説明図である。図７は動揺周期に応じて発電機有効電力出力の予測式を設定する方法を説明する図であり、動揺周期が図６の場合より短い場合を対象とする説明図である。図８は動揺周期に応じて発電機有効電力出力の予測式を設定する方法を説明する図であり、動揺周期が図６の場合と図７の場合との中間の場合を対象とする説明図である。

先ず、この発明の実施の形態１の具体例について説明する前に、図１〜図３により、系統安定化制御対象、系統が安定であるかどうかの判定についての概念、有効電力出力の動揺、について順に説明する。

１．系統安定化制御対象
図１に例示してあるように、多数の各種の負荷（図示省略）を有する電力系統網EPLNにおける各負荷への給電は、前記電力系統網EPLNを通じて、例えば、原子力などの主発電所（非調整用発電所）MPSn1、揚水発電所PSp1、系統電力調整用発電所である火力１LPSt1、火力２LPSt2、火力３LPSt3、火力４LPSt2、・・・、水力１LPSh1、水力２LPSh2、・・・等の電力系統電源により行われる。
系統電力調整用発電所には並列運転される複数あるいは多数の発電機が設置されると共に系統安定化制御システムOLSSが設けられ、系統事故除去時には、図２に例示の系統が安定であるかどうかの判定についての概念に基づいて、前記系統安定化制御システムによって所定の発電機を遮断し、電力系統の有効電力の動揺を抑制する。

２．系統が安定であるかどうかの判定についての概念
図２に例示してあるように、また、背景技術における段落番号００４４でも述べたように、加速エネルギーＶ_k（運動エネルギーとも言う）と減速エネルギーＶ_c（臨界エネルギーとも言う）との大小関係で系統が安定であるかどうかの判定を行う。つまり、Ｖ_k＜Ｖ_cであれば当該電力系統電源の有効電力出力は系統事故除去後も安定し、そうでなければ当該電力系統電源の有効電力出力は系統事故除去後には不安定となる、と予測して判定する。
ところが、現実には、電力系統の動揺周期は、発電機容量、発電機間距離、発電所間距離、発電機制御系などにより影響を受け、減速エネルギーＶ_cの大きさも異なる。
従って、前述のように、従来方式や従来システムでは、実際の動揺周期と予測式のミスマッチにより、電力系統電源出力の予測に誤差が生じ、安定化制御の精度を確保できない場合が生じる。

３．有効電力出力の動揺
現実には、電力系統の動揺は、発電機容量、発電機間距離、発電所間距離、発電機制御系などにより、図３に例示してあるように、周期の長い周期大Ｐelの動揺、周期の短い周期小Ｐesの動揺、周期が前記周期の長い周期大Ｐelと周期の短い周期小Ｐesとの中間である中間周期Ｐemの動揺が生じる。これら、周期大Ｐelの動揺の場合、周期小Ｐesの動揺の場合、中間周期Ｐemの動揺で前記Ｖ_cの大きさは異なる。

この発明は、前記有効電力動揺の周期に応じた予測式による前記有効電力動揺の予測に基づいて系統安定化制御するものであり、以下、その事例である実施の形態１について具体的に説明する。

有効電力調整を行う発電所ＰＳは、例えば図４に示すように、複数台の発電機Ｇ1・・・Ｇnで構成されている。発電所の発電機Ｇ1・・・Ｇnは何れも個別の遮断器CBを介して発電所母線Ｂ１に接続されている。発電所には系統安定化制御システムOLSSが設けられている。

系統安定化制御システムOLSSは、発電機Ｇ1・・・Ｇnの各発電機母線ＢG1・・・ＢGnに接続されたPT1・・・PTn（計器用変圧器）の出力である自端オンライン電圧、各発電機の出力電流であるCT1・・・CTn（計器用変流器）の出力（自端オンライン電流）を入出力装置I/Oを介して入力し、前述の各式や後述の各式の演算を演算装置101で演算し、送電線事故等の重大事故時に不安定状態となると予測された場合には、遮断する発電機を選定し、当該選定された発電機に対応の遮断器（CB1・・・CBnの中の１つ或いは複数）を前記入出力装置I/Oを介して選択的にトリップし、発電機Ｇ1・・・Ｇnを選択的に遮断し、安定状態となるように制御する。つまり、前記系統安定化制御システムOLSSは、他端の電気量情報を入力せずに自端のオンライン電気量により自律的に安定化制御動作をする。

前記発電所は２回線の送電線Ｌ12を介して変電所母線等の中間母線Ｂ２に接続され、さらに２回線の送電線Ｌ23を介して主系統との連系点にあたる変電所母線Ｂ３に接続されている。

次に、図５のフロー図と、図６〜８の予測方法とにより動作を説明する。

先ず、本系統安定化制御システムが設置される系統の電力動揺周期に応じて、事前にオフライン設定しておいた予測式を選択する（ステップＳＴ２２０）。この予測式として、図６に示すように、長い動揺周期の系統に設置する場合は、以下の（２６）式（一次式）を設定する。

次に、図７に示すように、前記長い動揺周期より短い動揺周期である短い動揺周期の系統に設置する場合は、以下の（２７）式（二次式）を設定する。

また、図８に示すように、前記長い動揺周期と前記短い動揺周期との中間である中間的な動揺周期の系統に設置する場合は、以下の（２８）式（二次式）より係数Ｐe1^＊，Ｐe2^＊の推定を行い、予測は以下の（２９）式（一次式）で行うように設定する。

次に、安定化制御システムは、図１０で前述したステップＳＴ５１を実施する。

ステップＳＴ２２１では、ステップＳＴ２２０で選択した予測式に基づいて、安定化制御（発電機遮断）完了時刻ｔ_ｓｈにおける発電機有効電力出力の予測値Ｐe(ｔ_ｓｈ)^＊を算出する。

以下、図１０で前述したステップＳＴ５２からＳＴ５９を順に実行していく。

実施の形態２．
以下、このこの発明の実施の形態２を、系統安定化制御システムの動作フローの他の事例を示す図９により説明する。

前述のこの発明の実施の形態１は、発電機有効電力出力の予測式をオフラインで事前設定する場合に適用できるものであるが、本実施の形態２は、発電機の運転状態などによって動揺周期が大きく変化する系統に安定化制御システムを設置する場合に適用すれば好適なものであり、予測式をオンライン的に選択する方法を採ることで、かかる場合も系統安定化制御の精度を向上させることができるものである。

本実施の形態２の場合の全体の動作フローは図９のようになる。図９において、ステップＳＴ４２０では、発電機の運転状態等の情報（例えば、運転発電機の号機番号、運転発電機の各々の有効電力出力、等）より動揺周期を推定し、それに応じて、図５のステップ２２０と同じ方法で、発電機有効電力出力の予測式を、前記予測式（２６）（２７）（（２８）（２９））の何れにするかを発電機運転状態等に応じてオンライン的に選択する。ステップＳＴ４２０の実行後は、続いて、図５および図２で前述したステップＳＴ５１からＳＴ５９を順に実行していく。

なお、図１〜図１０において、同一符合は同一または相当部分を示す。

なお、本発明は複数の発電機から構成される電源系統、複数の揚水機から構成される揚水系統および系統間における安定度を維持する系統安定化制御システムなどに適用される。

なお、前述の実施の形態１および実施の形態２の特徴点を列挙すれば以下の通りである。

特徴点１：系統安定化制御システムが設置される系統の動揺周期に応じた予測式を適用することにより、発電機出力予測および安定化制御において所定の精度を確保するものである。

特徴点２：発電機出力予測手法は、系統安定化制御システムが設置される系統の動揺周期に応じた予測式を適用するものである。例えば、動揺周期が比較的長い系統の場合には一次式を、それが比較的短い系統の場合には二次式を、両者の中間的な系統の場合には、一次と二次の中間的な予測式を適用する。また、対象発電機の各容量、制御系の種別がほぼ同等で、動揺周期が固定化された系統では、最も適した予測式を予め与えておく。一方、対象発電機の各容量や制御系が大きく異なる場合などには、発電機運転状態等の情報に基づいて動揺周期を推定し、その結果に応じた予測式をオンライン的に設定する。

特徴点３：データサンプリング終了時点から安定化制御（発電機遮断）完了想定時点までの発電機有効電力出力の動揺予測を、系統安定化制御システムが設置される系統の動揺周期に応じた予測式にて実施するため、動揺周期と予測式のミスマッチによる発電機出力予測の誤差を軽減し、安定化制御の精度を向上させる。

特徴点４：発電機（含揚水機）の安定度維持を目的とした系統安定化制御システムにおいては、安定判別および不安定と判別された場合における安定化制御量（発電機遮断量）を決定する安定化制御論理演算が実行されるが、その中で、データサンプリング終了後の一定期間、発電機有効電力出力の動揺を予測しており、この動揺周期は安定化装置を設置する系統によって異なってくるため、系統安定化制御システムを設置する系統の動揺傾向（周期）に応じて、最適な予測方法を適用することにより、動揺周期と予測式のミスマッチによる発電機有効電力出力予測の誤差を軽減し、安定化制御の精度を向上させたことを特徴とする系統安定化制御システムである。

特徴点５：長い動揺周期の系統に設置する場合には、発電機有効電力出力の予測式として一次式を適用することを特徴とする系統安定化制御システムである。

特徴点６：短い動揺周期の系統に設置する場合には、発電機有効電力出力の予測式として二次式を適用することを特徴とする系統安定化制御システムである。

特徴点７：中間的な動揺周期の系統に設置する場合には、係数推定は二次式のまま行い、発電機有効電力出力の予測には、その結果得られた一次の係数のみを用いることを特徴とする系統安定化制御システムである。

特徴点８：発電機の運転状態等より動揺周期を推定し、それに応じて、発電機有効電力出力の予測方法をオンライン的に選択することを特徴とする系統安定化制御システムである。

特徴点９：複数の発電機を並列運転しているローカル系統において、事故発生時に運転発電機の一部遮断により有効電力を制御しローカル系統の事故除去後の有効電力動揺を抑制し安定度を維持する系統安定化制御システムであって、前記有効電力動揺の周期に応じた予測式による前記有効電力動揺の予測に基づいて系統安定化制御することを特徴とする系統安定化制御システムである。

特徴点10：特徴点９において、前記予測式が以下の式であることを特徴とする系統安定化制御システムである。

特徴点11：特徴点９において、前記予測式が以下の式であることを特徴とする系統安定化制御システムである。

特徴点12：特徴点９において、前記予測式が、以下の式におけるＰe(ｔ)＝Ｐe0＋Ｐe1＊(ｔ−ｔ_dse)であることを特徴とする系統安定化制御システムである。

特徴点13：特徴点９において、前記予測式が、前記有効電力動揺の周期に応じて前記特徴点１０〜１２における予測式の３種類の予測式から、前記有効電力動揺を抑制するのに最適な予測式が自動的に選択されることを特徴とする系統安定化制御システムである。

特徴点14：系統安定化制御システムが設置される系統の動揺周期が比較的長い場合には一次式を、それが比較的短い系統の場合には二次式を、両者の中間的な場合には、一次と二次の中間的な予測式を適用することにより、動揺周期と予測式のミスマッチによる発電機出力予測の誤差を軽減し、安定化制御の精度を向上させる。

この発明の実施の形態１を示す図で、系統安定化制御対象について説明する為の電力系統網の事例を示す図である。この発明の実施の形態１を示す図で、系統が安定であるかどうかの判定についての概念図である。この発明の実施の形態１を示す図で、有効電力出力の動揺について説明する為の有効電力出力波形の事例を示す図である。この発明の実施の形態１を示す図で、複数台の発電機で構成された発電所から送電線を介して主系統に電力を供給する電力系統の構成の事例を示す図である。この発明の実施の形態１を示す図で、系統安定化制御システムの動作フローの事例を示す図である。この発明の実施の形態１を示す図で、動揺周期に応じて発電機有効電力出力の予測式を設定する方法を説明する図であり、動揺周期が長い場合を対象とする説明図である。この発明の実施の形態１を示す図で、動揺周期に応じて発電機有効電力出力の予測式を設定する方法を説明する図であり、動揺周期が図６の場合より短い場合を対象とする説明図である。この発明の実施の形態１を示す図で、動揺周期に応じて発電機有効電力出力の予測式を設定する方法を説明する図であり、動揺周期が図６の場合と図７の場合との中間の場合を対象とする説明図である。この発明の実施の形態２を示す図で、系統安定化制御システムの動作フローの他の事例を示す図である。従来の代表的な系統安定化制御方式の動作フローを示す図である。従来の代表的な系統安定化制御方式にいて発電機有効電力出力の動揺を一次近似し、最小二乗法により発電機遮断完了想定時点における値を予測する概念を示す図である。

符号の説明

EPLN 電力系統網、
MPSn1 主発電所（非調整用発電所）、
PSp1 揚水発電所、
LPSt1 火力１（系統電力調整用発電所）、
LPSt2 火力２（系統電力調整用発電所）、
LPSt3 火力３（系統電力調整用発電所）、
LPSt2 火力４（系統電力調整用発電所）、
LPSh1 水力１（系統電力調整用発電所）、
LPSh2 水力２（系統電力調整用発電所）、
ＰＳ発電所、
OLSS 系統安定化制御システム、
Ｉ／Ｏ入出力装置、
101 演算装置、
Ｂ１，Ｂ２，Ｂ３，ＢG1・・・ＢGn 母線、
CB1・・・CBn 遮断器、
CT1・・・CTn 計器用変流器、
Ｇ1・・・Ｇn 発電機、
Ｌ12，Ｌ23 送電線、
PT1・・・PTn 計器用変圧器。

Claims

複数の発電機を並列運転しているローカル系統において、事故発生時に運転発電機の一部遮断により有効電力を制御しローカル系統の事故除去後の有効電力動揺を抑制し安定度を維持する系統安定化制御システムであって、前記有効電力動揺の周期に応じた予測式による前記有効電力動揺の予測に基づいて系統安定化制御することを特徴とする系統安定化制御システム。
請求項１に記載の系統安定化制御システムにおいて、前記予測式が以下の式であることを特徴とする系統安定化制御システム。
請求項１に記載の系統安定化制御システムにおいて、前記予測式が以下の式であることを特徴とする系統安定化制御システム。
請求項１に記載の系統安定化制御システムにおいて、前記予測式が、以下の式におけるＰe(ｔ)＝Ｐe0＋Ｐe1＊(ｔ−ｔ_dse)であることを特徴とする系統安定化制御システム。
請求項１に記載の系統安定化制御システムにおいて、前記予測式が、前記有効電力動揺の周期に応じて請求項２〜請求項４における予測式の３種類の予測式から、前記有効電力動揺を抑制するのに最適な予測式が自動的に選択されることを特徴とする系統安定化制御システム。