JP2011019362A - 事後補正機能付き系統安定化システム - Google Patents

Abstract

【課題】系統事故により幹線がルート断した場合、正確に需給バランスを取るには不確定要因が多いが、この不確定要因にも対応できる系統周波数安定化装置を提供する。
【解決手段】電力系統周波数安定化装置において、系統内の発電機の出力と主要変電所の負荷潮流値を常時計測する手段と、事故検出時に前記系統周波数安定化手段へ事故信号を送信する事故信号送信手段と、系統内の電気回路モデルとオンラインデータを用いて系統事故発生時に必要な制御量を事前に計算する制御量事前演算部と、発電機脱落量，負荷脱落量，及び系統周波数変化の観測値に基づいて補正制御量を演算する補正制御量演算部とを備えた。
【効果】必要最小限の制御量での制御を実行し、過剰制御に基づく系統への影響が回避され、分離系統の周波数動揺を迅速、かつ、安定正確に収束させることができる。
【選択図】図１

Description

本発明は、電力系統周波数安定化装置に関するものである。

最近の電力系統は、電源立地条件の制約から電源および負荷が遍在化するなど、発電機安定度の維持の困難性が増している。また、大電源脱落時には系統周波数が大幅に変動する可能性があり、周波数安定度の面から緊急時の周波数制御を適切に実施する必要がある。

特許文献１では、周波数制御を２段階に分けて行なっている。まず、第１段制御では、事前のルート潮流に見合った分だけ電源制限あるいは負荷制限を行う等量制御によって、単独系統全体の負荷脱落量を所定値見込んだ制御を行う。次に、第２段制御では、分離後の単独系統の周波数変動を検出し、その変動量に応じて制御量を求めて補正制御を行っている。

また、特許文献２では、分離対象系統のモデルを用いて分離後の周波数予測式を作成し、分離後の需給アンバランス量を前記周波数予測式に代入して、電源制限量あるいは負荷制限量を求めている。

さらに、特許文献３では、監視対象の電気所の周波数変化率と、前記監視対象の電気所が属する系統内の等価発電機の慣性定数とに基づいて、所定の演算により前記系統内の需給アンバランス量を推定し、負荷制限量あるいは電源制限量を決定している。

このように、精度向上に向けて様々な改良がなされているが、いずれの場合にも、制御量の算出は、事前ルート潮流を基本に、系統周波数、周波数変化率及び母線電圧低下量に基づく負荷脱落量推定値を使用して補正する手法が採用されている。

特公平６−１１１６８号公報 特開平１１−２１５７１０号公報 特開２００１−１０３６６９号公報

電力系統における系統事故時には電圧低下により負荷が脱落することが知られており、１０〜２０％に達すると言われている。系統事故により幹線がルート断した場合、負荷脱落が発生する。しかし、分離点近傍の母線電圧のみでは分離系統の規模によっては、系統内各所における電圧低下のばらつきや地域、曜日、季節ごとの負荷脱落特性の変化のため、系統全体の負荷脱落量は必ずしも正確には推定できない。

系統周波数を測定して需給アンバランス量を推定する手法には以下の問題点がある。ルート断事故後の周波数は、分離系統を一機の発電機とみなしたときの慣性定数やガバナ応答時定数などにより定まる時定数で変化し、定常状態になるのに１０数秒を要する場合がある。このため周波数変動から系統の正確な需給アンバランス量の推定が可能となる時点では、制御のタイミングとしては遅い。

また、系統周波数変化率の測定値と分離系統の等価的な慣性定数を用いて、需給アンバランス量を推定する手法には以下の問題点がある。

系統事故後は、発電機の動揺が検出周波数の動揺となって現れ、その動揺振幅や周期が分離系統の容量により変化するため、検出方法を工夫しても周波数の変化率の測定値には誤差が含まれる。更に、常時の負荷消費電力量はランダムに変動するため周波数は絶えず変動し、その周波数を微分すると更に変動が増幅される。従って、周波数の変化率から需給アンバランス量を推定する場合には、測定値に誤差が含まれる。

以上の理由により、事故中の電圧低下量や事故直後の周波数を観測するだけでは、高速に正確な負荷脱落量が推定できず、正確な需給アンバランスを検出できない場合がある。従って、電力系統周波数安定化装置にとって、系統事故時の負荷脱落量は大きな不確定要素となる。

一方、発電機が瞬時に脱落するのではなく、その出力がゆっくり低下し中間出力で一定値のままとなる場合がある。また、発電機による周波数維持能力は、運転発電機のガバナフリー余力等により決定される。しかし、電源脱落直後やルート断事故発生直後は、各発電機の負荷分担は同期化力に比例し、その後、発電機の運動方程式に従った過渡動揺期を経て、定常的にはガバナフリー容量に応じた分担となる。この場合にも、タービンガバナ制御系、タービン発電機保護系や発電プラント特有の動特性により、過渡的に非線形な動作を生じることがある。

このように、電力系統には負荷特性や負荷脱落特性の不確定性だけでなく、発電プラント出力の不確定性、負荷消費電力変動の不確定性などが存在する。

そこで、本発明は、電力系統における種々の不確定要因にも対応できるような、電力系統周波数安定化装置を提供することを目的とする。

本発明の望ましい実施態様においては、電力系統の発電機脱落事故または負荷脱落事故を検出する系統事故検出手段と、事故検出時に電源制限または負荷制限を含む周波数安定化制御手段を備えた電力系統周波数安定化装置において、前記系統事故検出手段は、系統内の発電機の出力と変電所の負荷潮流値を常時計測する手段と、事故検出時に前記系統周波数安定化手段へ事故信号を送信する事故信号送信手段とを備え、前記周波数安定化制御手段は、系統内の電気回路モデルとオンラインデータを用いて系統事故発生時に必要な制御量を事前に計算する制御量事前演算部と、発電機脱落量，負荷脱落量，及び系統周波数変化の観測値に基づいて補正制御量を演算する補正制御量演算部とを備えたことを特徴とする。

本発明の具体的な実施態様においては、前記周波数安定化制御手段は、発電機出力の低下勾配が設定値を超え、かつ系統周波数の低下量が所定値を超えたとき、負荷制限量をオンラインデータに基いて演算する負荷制限量演算手段を備える。

また、前記補正制御量演算部は、系統事故による電圧低下回復後に総負荷消費電力の低下勾配が所定値を下回ったとき総負荷消費電力の総和に基いて負荷の脱落量を測定し、電源制限または負荷制限を行う。

さらに、前記系統事故検出手段は、前記主要変電所の負荷消費電力集計値の低下勾配が系統事故による電圧低下回復後に設定値を超え、かつ系統周波数の上昇量が所定値を超えたとき、負荷脱落事故と判断する。

さらにまた、前記系統事故検出手段に、電力系統に発電機出力異常低下事故と負荷脱落事故との双方が発生したことを検出する電源負荷同時脱落検出機能を設ける。

本発明の実施態様においては、前記総負荷消費電力の総和を、電力系統における変電所の中の主要変電所に設けた検出端末に基いて求めることが望ましい。

本発明の望ましい実施態様によれば、詳細模擬系統を用いて系統の自己制御性による影響を考慮した周波数変動の模擬演算をして最適制御量を計算するので、制御量が実系統に即したものとなる。特に、制御量が過剰になることを回避でき、必要最小限の制御量により周波数動揺を迅速かつ正確に目標値に収束させることができる。

本発明のその他の目的と特徴は、以下に述べる実施態様の中で明らかにする。

本発明の第１〜３実施形態に適用する電力系統周波数安定化装置の全体構成を示す概念図である。 本発明の第１実施形態に適用する電力系統安定化の基本原理を説明するための簡略電気等価回路図である。 本発明の第１実施形態に適用する電力系統周波数特性を説明するための特性図である。 本発明の第１実施形態に適用する電力系統周波数応答特性を説明するための時間軸波形図である。 本発明の第１〜３実施形態に適用する電力系統負荷脱落特性を説明するための特性図である。 本発明の第１〜３実施形態に適用する電力系統負荷脱落特性を説明するための時間軸波形図である。 本発明の第１実施形態に適用する電力系統の需給アンバランス率と電力系統安定化装置の制御量との関係を表す説明図である。 本発明の第１実施形態に適用する発電機同期化力と発電機ガバナフリー分の時間軸応答を説明する図である。 本発明の第１実施形態を示す電力系統周波数安定化装置の構成図である。 本発明の第１実施形態の平常時の処理を示すフローチャートである。 本発明の第１実施形態の事故発生後の第一段制御の処理を示すフローチャートである。 本発明の第１実施形態の事故発生後の第二段制御の処理を示すフローチャートである。 本発明の第１実施形態の系統パターン、事故種別毎の制御量を登録するテーブルの例である。 本発明の第２実施形態の対象とする発電機出力異常低下とその時の制御の考え方を示す図である。 本発明の第２実施形態を示す電力系統周波数安定化装置の構成図である。 本発明の第２実施形態の平常時の処理を示すフローチャートである。 本発明の第２実施形態の発電機出力異常低下後の処理を示すフローチャートである。 本発明の第３実施形態を示す電力系統周波数安定化装置の構成図である。 本発明の第３実施形態の平常時の処理を示すフローチャートである。 本発明の第３実施形態の事故発生後の第一段制御の処理を示すフローチャートである。 本発明の第３実施形態の事故発生後の第二段制御の処理を示すフローチャートである。

以下、本発明を実施するための最良の形態について図面を参照して説明する。

図１は本発明の一実施例による電力系統周波数安定化装置（ＳＳＣ）の全体構成を示している。

電力系統周波数安定化装置（ＳＳＣ）１は、電力系統２を電源制限や負荷制限を行う制御対象系統とする。発電機４は、発電機用変圧器５を介して電源用送電線３Ａに接続されている。電源用送電線３Ａはループ構成、メッシュ構成または放射状構成となっている。負荷８は、負荷用変圧器６を介して、電力系統２と接続されている。一般に、電力系統２は、このような電源４、発電機用変圧器５、負荷用変圧器６及び負荷８等によって構成されている。負荷系統は、一次変電所２７及び二次変電所２８等から構成され、各変電所は母線２５及び通常何台かの負荷用変圧器６で構成されている。

電源系統における発電機４の発電機出力の総和をΣＰ_Ｇ、負荷系統の負荷消費電力の総和をΣＰ_Ｌとすると、その差ΔＰ（ΔＰ＝ΣＰ_Ｇ−ΣＰ_Ｌ）は、電力系統のロス分が小さいとして無視するとゼロになる。電源線３Ａは、電力系統２に有効電力を供給し、逆に負荷用送電線３Ｂは電力系統から有効電力を受け取っている。

ここで、電力系統２での故障等により、電源線３Ａが遮断されると、電源系統と本系統に分離され、電源線３Ａの事前潮流の大きさだけ需給アンバランスが生じ、電源系統内の周波数は上昇し、本系統内の周波数は低下する。このため、電力系統周波数安定化装置（ＳＳＣ）１は、電源４が脱落したことを通知する信号である発電機脱落情報又は連系線遮断情報を受けると電力系統の周波数安定化のため、電源制限指令１８及び負荷制限指令１９を出力する。逆に、負荷用送電線３Ｂが故障等により遮断されると、本系統内の周波数は上昇するので、電力系統周波数安定化装置（ＳＳＣ）１は、周波数安定のため電源制限指令１８を出力する場合がある。電力系統周波数安定化装置（ＳＳＣ）１への入力情報としては、発電機出力、系統周波数２１、母線電圧２２、系統接続情報および発電機運転条件（ガバナフリー運転又はロードリミット運転）情報などがある。

図２は、本発明を実施するための最良の形態に適用する電力系統周波数安定化装置（ＳＳＣ）１の動作原理を説明する簡略系統の例を示す図である。図２で、発電機Ｇ_０２８の電源線３Ａの出口にて系統故障が発生し電源線ルート断となって、発電機Ｇ_０２８及び脱落負荷２９が本系統から遮断される場合を想定する。発電機Ｇ_０２８の出力Ｐ_Ｇ０と脱落負荷２９の消費電力Ｐ_Ｄ０が本系統から遮断された後の、周波数変化Δｆを求めると（１）式となる。

ここで、Ｋ_Ｇは発電機ガバナのゲインであり周波数低下に対する発電機出力の増加量を規定する定数である。Ｋ_Ｌは系統負荷の周波数特性係数であり、周波数低下対する負荷有効電力の減少量を規定する定数である。

現実の発電機では、発電機の出力増加可能量（ガバナフリー幅）は発電機定格容量の１０〜１５％程度であり、大幅に周波数が低下すると、発電機出力は周波数低下に比例して増加しなくなり、発電機ガバナのゲインＫ_Ｇに対しリミッタとして作用する。このため実際の需給アンバランス率と周波数偏差の関係は（１）式とは異なり、図３に示したように系統周波数特性３３は折れ線特性となる。

図３の横軸は需給アンバランス率を示しており、縦軸は電源脱落後の系統周波数偏差を示す。周波数偏差Δｆ_１までは、発電機瞬動予備力（周波数偏差の−Ｋ_Ｇ倍）と負荷特性による減少分（周波数偏差の−Ｋ_Ｌ倍）は周波数偏差と比例関係がある。しかし、周波数偏差がΔｆ_１より小さくなると、発電機出力は瞬動予備力を出し切ってしまう点３０で、−Ｋ_ＧΔｆ_１の値以上には増加しない。従って周波数偏差がΔｆ_１からΔｆ_２の領域では、負荷特性による減少分（周波数偏差の−Ｋ_Ｌ倍）のみとなるため、需給アンバランス率の変化に対して周波数偏差が大きくなる。図３で示した特性は、電力系統で運転されているガバナフリー運転発電機のうちの代表的なパターンを示したものである。実際にはガバナフリー幅の小さい発電機や周波数の低下に対して発電機出力を増加させないロードリミット運転の発電機もあるため、複数の発電機の折れ線特性を合成したものとなる。

図４は、本発明の第１実施形態に適用する電力系統周波数応答特性を説明するための時間軸波形図である。この図には、電源脱落後の需給アンバランス率（電源脱落率Ｐ_Ｇ０から負荷脱落率Ｐ_Ｄ０を差し引いた量＝Ｐ_Ｇ０−Ｐ_Ｄ０）に対し瞬動予備力を出し切る点３０の大小により、電源脱落後の周波数変動が大きく変化する様相を示している。周波数低下が０〜Δｆ_１の領域では、ガバナによる出力増加がリミッタで制限されておらず、周波数低下量は（１）式で表すことができる。周波数の時間的な変化は、図４の周波数変化４２となる。

一方、周波数低下がΔｆ_１以下の目標周波数偏差となる点３１は、ガバナによる出力増加がリミッタで制限されているため、目標周波数偏差Δｆ_０付近の周波数低下量は（２）式となる。周波数の時間的な変化は図４の周波数変化４３となる。

特に、周波数が目標周波数偏差Δｆ_０付近を下回って、Δｆ_２まで周波数が大幅に低下する点３２の周波数低下量は（３）式で表せる。

（３）式から逆に負荷脱落量Ｐ_Ｄ０を推定でき、Ｐ_Ｄ０は（４）式で表せる。

ここで、発電機の瞬動予備力が、負荷特性による減少分より十分小さい場合には周波数は近似的には（５）式に示す微分方程式に従って変動する。

Ｍは系統を等価発電機で表現した時の単位慣性定数である。Ｐ_Ｇ０は電源脱落率、Ｋ_Ｌは負荷の特性定数である。

周波数の時間的な変化は、図４の周波数変化４４となる。周波数は、時定数Ｔ_Ｌ（＝Ｍ／Ｋ_Ｌ）でゆっくり低下していくため、Δｆ_２に落ち着くのに通常の電力系統では１分程度を要す。周波数変動４４の時定数Ｔ_Ｌは、電力系統を一台の等価的な発電機とみなしたときの単位慣性定数Ｍを系統負荷の周波数特性係数Ｋ_Ｌで除したものであり、系統規模や時間帯によって大きくは変化しない。このような場合、周波数変動４４の最終値を観測してから、負荷脱落量Ｐ_Ｄ０を推定していては追加制御を実施するタイミングを失ってしまうことになる。

（４）式を書き換え、需給アンバランス率Ｐ_Ｔを周波数偏差で表すと（６）式となる。

ただし、Ｐ_Ｔは需給アンバランス率、Ｐ_ＧＯは電源脱落率、Ｐ_Ｄ０は母線電圧低下に起因する負荷脱落率、Ｋ_Ｇは発電機による系統定数、Ｋ_Ｌは負荷特性定数である。

（６）式から、周波数が大幅に低下した場合には、周波数低下が小さい場合に比べて、観測される系統定数は小さな値になることが分かる。周波数が大幅に低下し、発電機の瞬動予備力を出し切った状態においては、発電機周波数特性Ｋ_Ｇが周波数低下量に反比例して小さく見えることになる。

一方、系統事故が発生し、電圧が瞬時低下した時には、一部の負荷が脱落することが知られている。負荷の脱落量は電圧低下の度合いや負荷の種類・特性によって異なる。系統事故時の実測結果等により、最近その詳細が明らかになりつつある。

図５は、一般に、電力系統における負荷の脱落特性を示している。図５の横軸は総系統有効電力または総系統無効電力を示しており、縦軸は母線電圧２２を表している。母線電圧２２が通常電圧５０から脱落開始電圧５１に低下すると、負荷が脱落を開始し、系統電圧が脱落飽和電圧５２になると、最大脱落割合５３として１０〜２０％程度の負荷が脱落して飽和傾向となる。

図６は、系統事故後の負荷消費電力の変化６１と負荷母線電圧の変化６２の例を示している。系統事故除去直後は発電機の同期化力、励磁制御系の作用及び負荷の動特性により、負荷消費電力の変化６１はオーバーシュートしてから１秒程度で定常値に落ち着く。事故前の負荷消費電力１７から、事故後の負荷消費電力６０を差し引けば、負荷脱落量６３を推定できる。従って電力系統２における全負荷で消費される有効電力を集計すれば、系統事故による総負荷脱落量を推定することが可能である。

一方、事故中負荷母線電圧６４から負荷脱落量を統計的に高速に推定する手法も考えられる。ただし電力系統２内の事故中負荷母線電圧６４低下量の地域分布や負荷脱落特性にはばらつきがあり、負荷脱落推定精度は必ずしも保障できない。

以上より目標周波数偏差をΔｆ_０とした場合の電力系統周波数安定化装置（ＳＳＣ）１の制御量Ｐ_ＳＳＣは、（７）式で表すことができる。

ここで、Ｋ_１・Δｆ_１は発電機の同期化力に基づく発電機出力の過渡的な増加分を表しており、詳細な電気回路モデルを使用したシミュレーションで算出できる。Ｐ_ＳＳＣは電力系統周波数安定化装置１の制御量７７、Ｐ_ＧＯは電源脱落量７５又は事前連系線潮流１４、Δｆ_０は目標周波数偏差（Δｆ_０＜０）、−Ｋ_ＧΔｆ_１は瞬動予備力７２、−Ｋ_ＬΔｆ_０は負荷特性による負荷減少分７３、Ｐ_Ｄ０は母線電圧低下に起因する負荷脱落量６３、Ｗ_０は系統容量である。

図７は、（７）式の関係による需給アンバランス率と制御量の関係グラフである。

さて、電力系統で運転されている発電機４では、図８（ａ）の発電機出力変動（同期化力のみ）８４に示すように、系統故障が遮断器７の開放により除去された直後は、発電機４には励磁制御系４Ａ（ＡＶＲ）があり、発電機電圧を急速に回復させる。この時、電力系統の各発電機は同期化力（又は短絡容量）に比例して、系統負荷に電力を供給する。

発電機４には速度制御系４Ｃ（ＧＯＶ）により、発電機出力を調整して周波数を元に戻そうとする働きがある。図８（ｂ）の発電機出力変動（ガバナフリー分）８５に示すようにガバナフリー運転の発電機では周波数が低下した場合には、周波数変動に応じて発電機出力を定格の一定割合まで緩やかに増加させることができる。一般的には事故除去後のガバナフリー運転発電機出力変動は励磁制御系の応動も考慮すれば、図８（ｃ）の発電機出力変動（同期化力＋ガバナフリー分）８６に示すようになる。

負荷８にも一般に周波数特性が存在し、周波数２１が上昇すれば負荷量が増大し、逆に低下すれば負荷量が減少して周波数を元に戻す働きがある。以上のように電力系統２の発電機５及びその制御系や負荷８には電力系統２内の周波数２１を元に戻そうとする自己制御性がある。自己制御性を考慮しないと基本的には過剰制御となる。従って、電力系統２の自己制御性を考慮し必要最小限の制御量で電力系統２の周波数２１を安定化させる方式が必要である。特に事故除去直後のように、ガバナが応答遅れにより十分に動作していない時間領域において、発電機４及びその制御系の自己制御性による効果を考慮することが重要となる。

そこで事故発生後の周波数２１の過渡変動を詳細に模擬し、必要最小限の制御量を算出するため、対象電力系統２を詳細に模擬した。すなわち発電機４及びその励磁制御系４Ａやタービン４Ｂのガバナ制御系４Ｃ、負荷８の周波数特性などを詳細に模擬する。発電プラントモデル４Ｄとして貫流ボイラ型、ドラムボイラ型、コンバインドサイクル型を考慮し、発電機毎にガバナフリー運転やロードリミット運転を模擬する。

図９は、本発明の第１実施形態に係る電力系統周波数安定化装置（ＳＳＣ）１Ａの機能を示す構成図である。図９において、電力系統周波数安定化装置（ＳＳＣ）１Ａは、例えば、ディジタル計算機により構成されるもので、機能的に事前演算部９１、第一段制御部９２と第二段制御部９３とから構成されている。事前演算部９１では、オンラインで発電機出力１２、連系線事前潮流１４、系統負荷消費電力１７、系統接続情報２０、発電機運転条件情報１３（ガバナフリー運転、ロードリミット運転）、外気温９８とを入力する。そして、対象の電力系統２を詳細に模擬した系統を用いて、事故後の周波数変動のシミュレーションを行う。このシミュレーション結果から事故後の瞬動予備力７２を演算する。

即ち、図１０に示すように、まずステップ１０１でディジタル計算機上に制御対象系統の詳細な電気回路モデル系統を作成しておく。ステップ１０２によって事前演算部による平常時（事故発生前）の処理がなされ、オンラインで実系統情報である発電機４と負荷８の接続関係、発電機出力１２、および連系線潮流１４または負荷消費電力１７等の状態量が収集される。続いてステップ１０３では、ステップ１０２で収集された状態量および既知の状態量である単位慣性定数等の発電機４の諸量を用いて瞬動予備力７２を算出しておく。

この瞬動予備力７２と発電機出力１２、連系線事前潮流１４及び負荷脱落量想定値１７Ｂを入力とし、（７）式を用いて電力系統周波数安定化装置（ＳＳＣ）の制御量７１を決定する。事故種別毎の制御量７１は、潮流パターン、連系線事前潮流１４や脱落発電機４毎に図１３に示すような制御量テーブルに保存しておく。

第一段制御部９２においては、図１１のステップ１１１に示すように、発電機脱落情報１６、連系線遮断情報１５を条件にして、系統周波数２１、母線電圧２２等を確認して第一段制御を起動する。ステップ１１２では、潮流パターン、事故種別毎の制御量テーブルを参照して制御量を決定する。ステップ１１３では、この制御量に基づいて負荷制限指令１９を出力する。

第二段制御部９３においては、図９に示すように、系統周波数２１、事故後総負荷消費電力１７Ａ及び母線電圧２２等を確認して、第一段制御完了９６Ａを条件にして第二段制御を起動する。

図１２のステップ１２１で母線電圧２２の回復を確認する。ステップ１２２で事故後負荷消費電力１７Ａの変化率勾配がしきい値より小さくなることを確認し、ステップ１２３にて事故前総負荷消費電力１７と事故後総負荷消費電力１７Ａの偏差から負荷脱落量６３を推定する。ステップ１２４にて負荷脱落量６３を更新して、（７）式を用いて再度制御量を演算して補正制御量を決定する。ステップ１２５にて、この補正制御量に基づいて負荷制限指令１９を出力する。

以上の実施例によれば、系統内の発電機出力や負荷消費電力に基づき系統内の周波数動揺を許容値に収める必要最小限の制御量を決定できる。そして、演算された制御量により電源制限あるいは負荷制限が実施される。

さらに電力系統を詳細な電気回路モデルを用いてディジタル計算機にてシミュレーションする手法と組合わせれば、事故直後の発電機同期化力による過渡的な影響を考慮でき、ガバナのゆっくりした応動のみを考慮した場合の過剰制御が回避され、分離系統の周波数動揺を迅速かつ正確に収束させることができる。

発電プラントにおいては、遮断器７が開放されて瞬時に発電機４が脱落する事故ケース以外に、プラント補機類の故障により発電機出力がゆっくりと低下するような、故障が現実に発生している。

図１４はこのような発電機出力異常低下の場合に発生する系統周波数のゆるやかな低下を電力系統周波数安定化装置（ＳＳＣ）１にて、制御する方法を示したものである。図１４は発電機出力１２の低下の勾配と低下量を判定して、負荷８を段階的に制限していくタイムシーケンスを表している。

図１５は本発明の第２実施形態に係る電力系統周波数安定化装置（ＳＳＣ）１Ｂの機能を示す構成図である。図１５において、電力系統周波数安定化装置（ＳＳＣ）１Ｂは、機能的に発電機出力異常低下事前演算部１５１、発電機出力異常低下事後制御部１５２とから構成されている。

発電機出力異常低下事前演算部１５１では、オンラインで発電機出力１２、発電所所内負荷量２３、負荷消費電力１７、系統接続情報２０、発電機運転条件情報１３（ガバナフリー運転、ロードリミット運転）、外気温９８とを入力して対象の系統を詳細に模擬した系統を用いて、発電機出力１２低下後の周波数変動のシミュレーションを行う。このシミュレーション結果から発電機出力１２低下後の瞬動予備力７２を出力する。

即ち、図１６に示すように、まずステップ１６１でディジタル計算機上に制御対象系統の詳細な電気回路モデル系統を作成しておく。次にステップ１６２で発電機出力異常低下事前演算部１５１による平常時（事故発生前）の処理がなされ、オンラインで発電機出力１２、負荷消費電力１７及び発電機接続情報２０等の状態量が収集される。続いて、ステップ１６３で収集された状態量および既知の状態量である単位慣性定数等の発電機諸量を用いて瞬動予備力７２を算出しておく。

次にステップ１６４にて、瞬動予備力７２を用いて周波数が目標値に収まる許容電源脱落率１５５を算出する。さらにステップ１６５で対象発電機毎に発電機定格ＭＷ総和１５３に対する発電機出力１２の単機容量比率１５６を求める。ステップ１６６にて、単機容量比率１５６を許容電源脱落率１５５で割って、負荷制限制御段数Ｎ１５８の算出を行う。

ステップ１６７では、発電機出力低下量として、１／Ｎ、２／Ｎ〜Ｎ／Ｎを想定して、瞬動予備力７２を入力として、（７）式を用いて制御量を決定する。最後にステップ１６８で発電機出力低下量毎（１／Ｎ、２／Ｎ〜Ｎ／Ｎ）に必要制御量を制御量テーブルに保存しておく。

発電機出力異常低下事後制御部１５２においては、図１７に示すようにステップ１７１にて、単機容量比率１５６を許容電源脱落率１５５で割って、負荷制限制御段数Ｎ１５８の算出を行う。ステップ１７２ａにてオンラインで観測した発電機出力１２の変化勾配が連続的にしきい値より大きいか判定し、ステップ１７２ｂで系統周波数の低下量が、所定値を越えたか判定し、発電機出力の異常低下と判断する。

中給からのＥＤＣやＡＦＣ指令による通常の発電機出力の変化勾配は、プラント特性により差はあるが、おおよそ−１〜５ＭＷ程度である。一方、発電機出力異常低下時の出力変化率は、−３０ＭＷ／分〜１４０ＭＷ／分が観測されている。このような発電機出力変化の勾配を測定することにより、通常出力低下か異常出力低下かを判別できる。

更に、発電機初期値からの出力低下量が大きくなり、周波数変動予測値が許容周波数変動を超過する場合には、発電機出力低下量の実測値から需給アンバランス量を推定し、この需給アンバランス量に応じて、負荷制限量の最小単位を決定する手段を設けている。

さて、ステップ１７２ａ，１７２ｂと平行して、ステップ１７３にて発電機出力の低下量が１／Ｎ以上か判定して両者の条件を満足したら、発電機出力異常低下と判定する。次のステップ１７４で発電機出力異常低下事前演算部１５１で登録しておいた制御量テーブルを参照して、必要制御量を決定する。ステップ１７５によってこの制御量に基づいて負荷抑制指令１９を出力する。

さらに継続してステップ１７６にてオンラインで観測した発電機出力１２の変化勾配が連続的にしきい値より大きいか判定し、発電機出力が低下し続けている場合にはステップ１７３に戻って、発電機出力１２の低下量が更に１／Ｎ増加したかを判定し、最大Ｎ回負荷制限を繰り返す。発電機出力１２の変化の勾配がしきい値より小さい場合には、ステップ１７２の処理を継続して行い発電機出力１２の監視を継続する。

この実施例２によれば、周波数安定化制御手段は、発電機出力の低下勾配が設定値を超え、かつ系統周波数の低下量が所定値を超えたとき、負荷制限量をオンラインデータに基いて演算する負荷制限量演算手段を備えている。このため、発電機出力異常低下時の最適負荷制限量をオンラインデータに基づいて求めることができ、制御量が過剰になることを回避でき、必要最小限の制御量により周波数動揺を迅速に収束させることができる。

電力系統２では、負荷用送電線３Ｂの事故及び母線２５の事故等で、負荷が遮断され脱落することがある。さらに系統事故による電圧低下に起因する負荷脱落が同時に発生する場合がある。

図１８は、本発明の実施例３による電力系統周波数安定化装置（ＳＳＣ）１の機能を示す構成図であり、負荷脱落の場合に発生する系統周波数偏差２１の急激な上昇を電力系統周波数安定化装置（ＳＳＣ）１にて、制御する方法を示したものである。

図１８において、電力系統周波数安定化装置（ＳＳＣ）１Ｃは、機能的に負荷脱落事前演算部１８１、負荷脱落第一段制御部１８２及び負荷脱落第二段制御部１８３とから構成されている。

オンラインで発電機出力１２、負荷消費電力１７、系統接続情報２０、発電機運転条件情報１３（ガバナフリー運転、ロードリミット運転）、外気温９８とを入力して対象の系統を詳細に模擬した系統を用いて、系統事故等に起因する負荷脱落後の周波数変動のシミュレーションを行う。このシミュレーション結果から負荷脱落後の系統定数を出力する。

即ち、図１９のステップ１９１に示すように、まずディジタル計算機上に制御対象系統の詳細な電気回路モデル系統を作成しておく。ステップ１９２では平常時（事故発生前）の処理がなされ、オンラインで発電機出力１２、負荷消費電力１７及び発電機接続情報２０等の状態量が収集される。続いて、ステップ１９３で収集された状態量および既知の状態量である単位慣性定数等の発電機諸量を用いて系統定数を算出しておく。次いで、ステップ１９４では、上記系統定数と各発電機出力１２、想定負荷脱落量１７Ｂを入力として制御量を決定する。次のステップ１９５にてこの制御量を実現する電源制限対象となる発電機４の組合わせがあるかどうかを判定する。発電機４の組合わせが存在する場合にはステップ１９６で制御量を実現する電制対象発電機４の組合わせを選定する。発電機４の組合わせが存在しない場合には、ステップ１９７で制御量を実現する電制対象発電機４の組合わせと負荷８の制限量を選定する。ステップ１９８で以上の結果を潮流断面毎に電源制限対象発電機４、負荷８の制限量として制御量テーブルに保存しておく。

負荷脱落第一段制御部１８２においては、図１８に示すように系統周波数２１の上昇を条件にして、第一段制御指令１４７を出力する。

前述した図６には、本発明の実施例３に適用する電力系統負荷脱落特性を説明するための総負荷消費電力低下の変化勾配６１ｂを図示している。

図２０のステップ２０１で、図１８の負荷脱落判定部１８８ａにおいて、図６の総負荷消費電力低下の変化勾配６１ｂと、周波数上昇とに基いて負荷脱落を判定する。すなわち、まず、主要変電所の負荷潮流集計値計算手段と、この負荷潮流集計値計算手段によって測定された総負荷潮流値の変化勾配６１ｂと変化幅（負荷脱落量）６３を測定する手段を備えている。そして、系統事故による電圧低下から電圧が回復した後に、主要変電所の負荷消費電力集計値低下の変化勾配６１ｂが予め定めた設定値より急峻であり、かつ要素情報のうち系統周波数の上昇が所定の値より大であるときは負荷脱落事故と判定する。この後、負荷消費電力集計値の変化勾配が小さくなってから、事故前負荷消費電力からの変化幅を負荷脱落量６３と推定する。

さて、ステップ２０１で負荷脱落を判定した場合、ステップ２０２に示すように事前潮流パターン毎の制御量テーブルを参照して制御量を決定する。ステップ２０３によってこの制御量に基づいて電源制限指令１８と負荷制限指令１９を出力する。

このように、負荷脱落第二段制御部１８３においては、系統周波数２１、事故後総負荷消費電力１７Ａ及び母線電圧２２を確認するほか、第一段制御完了１４６を条件にして、次の第二段制御を起動する。

図２１に示すように、ステップ２１１にて母線電圧の回復を確認し、ステップ２１２で事故後総負荷消費電力１７Ａの変化率勾配がしきい値より小さくなることを確認する。その後、ステップ２１３で事故前総負荷消費電力１７と事故後総負荷消費電力１７Ａの偏差から負荷脱落量６３を推定する。ステップ２１４にて負荷脱落量６３を更新して、再度制御量を演算して補正制御量を決定する。ステップ２１５によってこの補正制御量に基づいて追加電源制限指令１８または追加負荷制限指令１９を出力する。

なお、図１５と図１９の実施例を組合せ、事故検出部に、電力系統に発電機出力異常低下事故と負荷脱落事故との双方が発生したことを検出する電源負荷同時脱落検出機能を設けることができる。この場合、発電機出力異常低下事故と負荷脱落事故との双方が発生した時に、発電機の出力と主要変電所の負荷潮流値を実測する手段と、これらの実測手段によって測定された発電機出力及び負荷潮流合計値の変化勾配と変化幅を測定する手段を備える。そして、まず、発電機出力変化の勾配を測定することにより、出力異常低下を判定する。また、発電機出力の初期出力からの低下量を推定する。さらに、主要変電所の負荷潮流集計値低下の変化勾配と、総負荷潮流値の初期値からの変化幅により負荷脱落を判定し、負荷脱落量を推定する。

以上のようにして発電機出力異常低下事故と負荷脱落事故との同時発生を判定し、需給アンバランス量を推定し、制御量に反映させることができる。

また、電力系統における変電所の中から系統負荷総量を集計するのに適した主要変電所のみに検出端末を設けているので、総ての末端の負荷用変電所に検出端末を設置する必要がなく、検出端末装置，高速伝送装置，及び高速通信経路を大幅に節減できる。

１…電力系統周波数安定化装置、２…電力系統、３Ａ…電源用送電線、３Ｂ…負荷用送電線、４…発電機、４Ａ…発電機励磁制御装置、４Ｂ…タービン、４Ｃ…タービン制御装置、４Ｄ…ボイラ、５…発電機用変圧器、６…負荷用変圧器、７…遮断器、８…負荷、９…負荷用遮断器、１０…検出制御端末及び高速伝送装置、１１…制御端末及び高速伝送装置、１２…発電機出力、１３…発電機運転条件情報、１４…連系線潮流、１５…連系線遮断情報、１６…発電機脱落情報、１７…負荷消費電力、１７Ａ…事故後負荷消費電力、１７Ｂ…負荷消費電力想定値、１８…電源制限指令、１９…負荷制限指令、２０…系統接続情報、２１…系統周波数偏差、２２…母線電圧、２３…所内負荷量、２４…検出端末及び高速伝送装置、２５…負荷母線、２６…連系線、２７…一次変電所、２８…二次変電所、２９…脱落負荷、５０…通常電圧、５１…脱落開始電圧、５２…脱落飽和電圧、７１…電力系統周波数安定化装置による制御量、７２…瞬動予備力、７３…負荷特性による減少分、７５…電源脱落量、９１…事前演算部、９２…第一段制御部、９３…第一段制御部、１５１…発電機出力異常低下事前演算部、１５２…発電機出力異常低下事後制御部、１８１…負荷脱落事前演算部、１８２…負荷脱落第一段制御部、１８３…負荷脱落第ニ段制御部。

Claims (6)

1. 電力系統の発電機脱落事故または負荷脱落事故を検出する系統事故検出手段と、事故検出時に電源制限または負荷制限を含む系統周波数安定化制御手段を備えた電力系統周波数安定化装置において、
   前記系統事故検出手段は、系統内の発電機の出力と主要変電所の負荷潮流値を常時計測する手段と、事故検出時に前記系統周波数安定化手段へ事故信号を送信する事故信号送信手段とを備え、
   前記周波数安定化制御手段は、系統内の電気回路モデルとオンラインデータを用いて系統事故発生時に必要な制御量を事前に計算する制御量事前演算部と、発電機脱落量，負荷脱落量，及び系統周波数変化の観測値に基づいて補正制御量を演算する補正制御量演算部とを備えたことを特徴とする電力系統周波数安定化装置。
2. 請求項１において、前記周波数安定化制御手段は、発電機出力の低下勾配が設定値を超え、かつ系統周波数の低下量が所定値を超えたとき、負荷制限量をオンラインデータに基いて演算する負荷制限量演算手段を備えたことを特徴とする電力系統の周波数安定化装置。
3. 請求項１または２において、前記補正制御量演算部は、系統事故による電圧低下回復後に総負荷消費電力の低下勾配が所定値を下回ったとき総負荷消費電力の総和に基いて負荷の脱落量を測定し、電源制限または負荷制限を行うことを特徴とする電力系統の周波数安定化装置。
4. 請求項１〜３のいずれかにおいて、前記系統事故検出手段は、前記主要変電所の負荷消費電力集計値の低下勾配が系統事故による電圧低下回復後に設定値を超え、かつ系統周波数の上昇量が所定値を超えたとき、負荷脱落事故と判断するようにしたことを特徴とする電力系統の周波数安定化装置。
5. 請求項１〜４のいずれかにおいて、前記系統事故検出手段に、電力系統に前記発電機の出力異常低下事故と前記負荷脱落事故との双方が発生したことを検出する電源負荷同時脱落検出機能を設けたことを特徴とする電力系統の周波数安定化装置。
6. 請求項４において、前記主要変電所の負荷消費電力集計値を、電力系統における変電所の中の主要変電所のみに設けた検出端末に基いて求めることを特徴とする電力系統の周波数安定化装置。

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