JP2011041354A - 系統安定化装置および方法 - Google Patents

Abstract

【課題】遠隔地の大容量電源から電力を送電する電力系統では、定常時に変電所母線電圧を維持するため電力用コンデンサが大量に投入されている。ここで、系統故障時に、電源制限制御を実施すると発電機動揺と送電線潮流の大幅変動による発電機内部位相角変動のため、変電所の母線電圧が過昇となり、位相角安定度問題と電圧問題が同時に発生する。
【解決手段】電力系統の電気回路モデルとオンラインデータを用い、想定した事故時に発電所での電源制御量と、調相設備を投入／遮断する変電所での調相制御量を事前に演算し得られたデータを格納するデータベースを備えた系統安定化装置において、事前演算により系統事故時の発電機の位相角変動の減少勾配と変電所母線電圧回復確認手段を備え、系統の故障情報を受信したとき、データベースから読み出した当該故障に対応した変電所調相制御量とその実行タイミングに関するデータに基いて調相制御を実行する。
【選択図】図１

Description

本発明は、電力系統安定化装置および方法に係り、特に電力系統の故障発生時に系統安定度を維持しかつ電圧変動量を所定値内に維持すべく、電源制限及び調相制御を実施する電力系統安定化装置および方法に関するものである。

最近の電力系統では、地球環境に対する影響低減に寄与する大規模発電プラントの導入が促進されているが、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面からみて困難の度合いを増している。また、送電線事故時には発電機回転数が大幅に加速し脱調に到る可能性があり、位相角安定度の面から緊急時の安定化制御を適切に実施する必要がある。

特に、電源と負荷の遍在化は、送電線重故障などによって生ずる系統にとっては、系統としての安定運転の面で厳しい条件となっている。即ち、事故後系統では発電量と負荷量のバランスが崩れ、大幅な発電機の位相角の変動が発生して安定運転が困難になる。この対策として発電機位相角の一時的な変動を安定運転可能な範囲に維持すべく、電力の需給状態に応じて電源制限を実施する系統安定化装置が適用されている。

この系統安定化装置においては、発電機の事前出力や負荷量に基づいて系統安定化のための制御量の算出を行い、一部の発電機を遮断して発電所全体の停止を回避するのが一般的である。しかし、安定化のために電源遮断（電源制限）を実施すると、一時的に電圧が大幅に下降したり、電圧を維持するために設置されている調相設備のために変電所の母線電圧が過昇する現象が発生する場合がある。

この電圧過昇対策として、変電所の電力用コンデンサ遮断又はシャントリアクトル投入等が考えられるが、適切なタイミングで遮断・投入を行わないと系統電圧低下を招き、位相角安定度に悪影響を及ぼすことがある。

電力用コンデンサや無効電力補償装置を用いた系統電圧安定化制御方式には特許文献１や特許文献２などに開示された技術が知られている。

特許文献１では補償用のコンデンサやリアクトルの追加設置の必要なく、事故発生時や平常時に、電力系統の母線電圧を運用基準範囲内に安定化できる調相設備を用いた電圧安定化制御装置を提供している。すなわち制御対象電力系統の電圧及びその上位の電力系統から流入する電流に基づいて、無効電力変化量を補償する目標制御量を演算しておき、制御対象電力系統の電圧が予定の上下限値の範囲から逸脱した時に、調相設備の各バンク単体及び種々の組み合わせによって得られる種々の無効電力制御量の中から、制御目標無効電力量に最も近いものを制御対象バンクとして選択する。

また、特許文献２では、電力用コンデンサと静止形無効電力補償装置とによって系統安定化制御を行う方式において静止形無効電力補償装置の容量を必要以上に大きくしないようにしている。すなわち電力系統の母線電圧が低下した時は電力用コンデンサを投入して無効電力補償装置による進みの補償無効電力量を抑制し、母線電圧が上昇した時には電力用コンデンサを解列することで無効電力補償装置による遅れの補償無効電力量を抑制するので、従来方式と比べ比較的小さな無効電力補償装置容量で系統安定化制御を行える効果がある。

特開平１１−８９０９０号公報 特開２００７−３２５３４９号公報

遠隔地にある大規模電源の電力を長距離交流送電する場合には、重潮流による線路の無効電力損失や母線間位相角が増大する。このため、中間変電所の母線電圧が低下し、通常の負荷変動や系統操作などの比較的小さな外乱に対しての安定度である定態安定度の問題が発生する。そこで、線路潮流に見合った適正量の調相設備を用いた無効電力損失の補償により、変電所電圧を定格に維持することが必要となる。

しかしながら、送電線事故発生後に発電機の加速による脱調を防止するために、一部の発電機を高速に遮断する制御を行うと以下の問題が発生する。事故直後の発電機の位相角増大による母線電圧低下の後に、発電機位相角がピーク値を取ってから次第に減少し始める。このとき、電源制限実施に伴う線路潮流の減少により、発電機位相角が初期値よりも更に小さくなる場合があり、線路の無効電力損失を補償していた調相設備が余剰となり過電圧過昇が発生する。

そこで、電圧過昇防止のため、変電所の電力用コンデンサ遮断又はシャントリアクトル投入が考えられるが、適切なタイミングで遮断を行わないと系統電圧低下を招き、位相角安定度に悪影響を及ぼすことがある。このような場合には、系統故障時の過渡安定度対策としての電源制限制御と電圧過昇防止対策としての調相制御は、必ずしも両立するとは限らない。

本発明はその一面において、系統情報を平常時に計測する手段と、電力系統の電気回路モデルとオンラインデータを用い、想定した事故時に発電所で余剰発電機を切り離す発電所電源制御量と、変電所で調相設備を投入／遮断する変電所調相制御量とその実行タイミングを事前に演算する演算手段と、前記演算により得られたデータを格納するデータベースを備えた系統安定化装置において、系統の故障情報を受信したとき、前記データベースから読み出した当該故障に対応した変電所調相制御量とその実行タイミングに関するデータに基いて調相制御を実行する調相制御手段を備えたことを特徴とする。

本発明の望ましい実施態様においては、前記演算手段は、各変電所の調相設備による無効電力の変化分ΔＱによる変電所母線電圧の電圧変化分をΔＶとするとき、電圧無効電力感度係数Ｋ＝ΔＶ／ΔＱに基いて、当該変電所で必要な調相制御量を決定する。

また、本発明の望ましい実施態様においては、前記演算手段は、電力系統の詳細な電気回路モデルとオンラインデータを用いた事前演算により電圧変動抑制効果を演算により確認する。

また、本発明の望ましい実施態様においては、前記演算手段は、前記電力系統の電気回路モデルとオンラインデータを用いた事前演算により、前記発電機内部位相角減少の勾配が所定値よりも大きく、かつ前記変電所母線電圧が所定値より大きいとき、当該変電所の調相設備の制御タイミングであると判断することを特徴とする。

また、本発明の望ましい実施態様においては、前記演算手段は、前記電力系統の電気回路モデルとオンラインデータを用いた事前演算により、前記発電機角速度又は前記変電所母線周波数が所定値よりも小さく、かつ前記変電所母線電圧が所定値より大きいとき、当該変電所の調相設備の制御タイミングであると判断することを特徴とする。

さらに、本発明の望ましい実施態様においては、前記演算手段は、各変電所で必要な調相容量と投入済み調相設備容量の偏差に基づいて過不足調相容量を決定し、当該変電所の制御可能な調相設備容量が過不足したとき、各変電所の調相設備による無効電力の変化分ΔＱによる変電所母線電圧の電圧変化分をΔＶとするとき、電圧無効電力感度係数Ｋ＝ΔＶ／ΔＱに基く優先順位をつけ、前記不足調相容量を隣接変電所へ再配分する。

本発明の望ましい実施態様によれば、事前に系統の非線形特性による影響を考慮した詳細模擬系統を用いて過渡安定度模擬演算を実施して最適調相制御量が計算されるので、制御量が実系統に即したものとなる。しかも、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制御ができ電力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。

また、本発明の望ましい実施態様によれば、事前演算により各変電所の電圧無効電力感度係数を基にして、必要調相制御量を決定するので、当該変電所の過渡的電圧変動を抑制するために必要な調相制御量を最小にできる。さらに、電力系統の詳細な電気回路モデルとオンラインデータを用いた時間軸事前演算によりその過渡現象を含めた電圧変動抑制効果を確認できる。

本発明の望ましい実施態様によれば、事前演算により発電機の内部位相角の減少と変電所母線電圧の回復を確認して、調相設備の制御タイミングを決定するので、発電機の位相角安定度を向上させ母線電圧変動を同時に抑制できる。変電所母線電圧には局所的な動揺モード、調相設備の動作等による電圧変動が重畳され、また変電所が動揺の中心となる場合には必ずしも主要動揺モードが大きく現れない場合がある。すなわち変電所電圧のみでは発電機の安定度を決定する主要動揺モードを抽出できない懸念がある。従って発電機の位相角であれば対象とする不安定動揺モードを確実に抽出することができる。

本発明の望ましい実施態様によれば、事前演算により発電機角速度又は変電所母線周波数が予め定めた設定値よりも小でありかつ変電所母線電圧が回復するのを確認して、調相設備の制御タイミングを決定するので、発電機の位相角安定度を向上し、かつ母線電圧変動を同時に抑制できる。

本発明の望ましい実施態様によれば、事前演算により、発電機角速度又は変電所母線周波数が予め定めた設定値よりも小でありかつ変電所母線電圧の値が所定の値より大である時は、最適調相設備制御タイミングであると判断し、発電機角速度低下量又は変電所母線周波数低下量に比例して調相設備を分割制御するので、電圧変動を更に速やかに減衰させることができる。大量の調相設備を同時に投入するとかえって電力動揺を助長する懸念があるため、適度な容量の調相設備を分割して制御し、系統への悪影響を回避できる。

本発明のその他の目的と特徴は、以下に述べる実施形態の中で明らかにする。

本発明の第１〜３実施の形態に適用する電力系統安定化装置の概念図である。 本発明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。 定常状態での電圧位相角特性を説明するためのベクトル図である。 過渡状態での電圧位相角特性を説明するためのベクトル図である。 過渡状態での電圧位相角特性を説明するためのベクトル図である。 電力動揺発生時の発電機位相角δと電圧Ｖ_２の時間的変化を表す図である。 発電機位相角に対する発電機有効電力出力特性を表す図である。 発電機有効電力と位相角の時間的変動を表す図である。 発電機位相角変動と変電所電圧変動との関係を表す図である。 調相制御タイミング選定の考え方を表す図である。 調相設備分割制御タイミングの考え方を表す図である。 変電所母線毎の調相容量に対する電圧無効電力感度係数を表す表である。 本発明の実施の形態を示す電力系統安定化装置の構成図である。 定常状態計算の処理を示すフローチャートである。 時間軸過渡計算の処理を示すフローチャートである。 故障発生後の電源制限制御の処理を示すフローチャートである。 故障発生後の調相制御の処理を示すフローチャートである。 本発明第２実施形態の過渡計算処理を示すフローチャートである。 本発明第３実施形態の過渡計算処理を示すフローチャートである。 本発明第４実施形態の過渡計算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は本発明の係わる電力系統安定化装置１を適用した電源系統３１の全体構成を示している。電力系統安定化装置１は、電源系統３１を電源制限や調相制御を行う制御対象系統とする。発電機２は、発電機用変圧器１２と遮断器３および発電所母線４を介して送電線５に接続されている。送電線５は、一般にループ構成、メッシュ構成または放射状構成となっているが、図１では放射状構成の一系統例を示している。負荷（図示せず）は、負荷用変圧器１０および変電所母線６を介して、送電線１１と接続されている。一般に、電源系統３１は、このような発電機２、発電機用変圧器１２、遮断器３、負荷用変圧器１０、シャントリアクトル８及び電力用コンデンサ７等によって構成されている。電源系統３１は、送電線１１を介して本系統９に接続されている。

（１）中間点電圧の低下
図２に示すような電源系統３１を表す１機無限大系を考える。図２において、送電電力の増大に伴って、変電所の母線電圧Ｖ_２は定格電圧よりも低下する。母線電圧Ｖ_２は、発電機内部電圧Ｖ_Ｇ、系統電圧Ｖ_Ｓ、発電機２、発電機用変圧器１２と電源送電線５を合わせたリアクタンスＸ_１、送電線１１のリアクタンスＸ_２を用いると、（１）式で表せる。

ここで、δは発電機電圧ベクトルＶ_Ｇと系統電圧ベクトルＶ_Ｓの位相角であり、系統電圧ベクトルＶ_Ｓを位相角の基準としている。

（１）式から母線電圧Ｖ_２の大きさは（２）式で表すことができる。

図３は、図２に示す電源系統の定常運転状態における発電機２の電圧及び変電所母線６の電圧の大きさと位相関係を表すベクトル図である。（２）式に示したように、変電所母線６の電圧低下量は系統電圧Ｖ_Ｓと発電機内部電圧Ｖ_Ｇの位相差に比例して低下し、位相差１８０°で電圧低下量が最大となる。一方、位相差が小さくなった場合には電圧低下は小さくなり、位相差０°では、変電所母線６の電圧Ｖ_２は（Ｖ_Ｇ＋Ｖ_Ｓ）／２となる。

そこで、変電所母線６の電圧を定格値付近に維持するために、調相設備として、一般に電力用コンデンサ７又はシャントリアクトル８が用いられる。電力用コンデンサ７又はシャントリアクトル８による無効電力の微小変化分ΔＱに基く変電所母線電圧の電圧微小変化分をΔＶとするとき、Ｋ＝ΔＶ／ΔＱを当該変電所における電圧無効電力感度係数と定義する。

（２）電力動揺と系統電圧
系統安定化のために電源制限等を実施した場合、発電機２の内部位相角変動のため変電所母線６の電圧が過昇する現象が発生する場合がある。ここで、電力動揺と変電所母線６の電圧上昇との関係について以下に説明する。図２のような電源系統３１を表す１機無限大系で考える。

図４は、図２に示す電源系統における故障後の発電機状態を表す電圧ベクトル図である。発電機２が系統故障で加速し、発電機２の位相がΔδだけ開いたときの各部の電圧をＶ_Ｇ’、Ｖ_２’とすると、図４に示すように、Ｖ_２’はＶ_２より小さくなる。一般的に位相角が開くと、変電所母線６の電圧はさらに低下する。

図５は、図２に示す電源系統における発電機２の第一波動揺後の状態を表す電圧ベクトル図である。発電機２の位相角が初期値よりΔδだけ小さくなった時の各部の電圧をＶ_Ｇ’、Ｖ_２’とすると、図５に示すように、Ｖ_２’はＶ_２より大きくなる。電圧維持用として設置した調相設備により、電圧がΔＶ_２＝Ｋ・ΔＱ_２だけ系統電圧Ｖ_Ｓより高くなる。

図６は、発電機２の位相角δと変電所母線６の電圧Ｖ_２の関係を、横軸に時間軸をとって表した波図である。即ち、一般に発電機位相角変動と系統電圧変動は逆位相の関係で変動することが分かる。

（３）過渡安定度対策のための電力用コンデンサ遮断タイミング
電圧過昇防止のため、変電所の電力用コンデンサ７の遮断が考えられるが、適切なタイミングで電力用コンデンサ７の遮断を行わないと系統電圧低下を引き起こしたり、安定度に悪影響を及ぼすことがある。

遮断タイミングが安定度に及ぼす影響について以下に説明する。

図７は、過渡安定度の安定性判別を等面積法で説明する電力位相角曲線図である。

１機無限大系モデル（図２）において、発電機の有効電力出力Ｐ_Ｇは（３）式で表せる。

（３）式を図で表すと図７となる。図７は電力位相角曲線と呼ばれており、発電機位相角に対する発電機有効電力出力特性を表している。実線が電力用コンデンサ設置あり、破線が電力用コンデンサ設置なしの場合の特性である。

図８は、図７の電力位相角曲線に対応する時間軸波形図である。

ここで、図７で発電機２の機械的入力をＰ_Ｏとすれば、事故前は電気的出力と平衡して図７および図８のＡ点で運転している。故障が発生すると出力が減少し、Ａ点からＢ点に移り、発電機はＡＢに相当する加速力を受け，位相角δはδ。からδ_１に増加する。
ｔ_１秒後δ_１の時点で事故が除去されると、発電機出力はＣ点からＤ点に移り、機械的入力Ｐ_Ｏより大となるため減速される。しかし、位相角がδ。からδ_１に開くまでに、発電機２の回転子は面積Ｓ_１に等しい加速力を受けているので、これに等しい面積Ｓ_２になるＦ点まで達し、位相角はδ_３まで増大する。その後は、減速力が優勢となって位相角は減少し動揺しながらダンピングを受けてＡ点に落着く。

面積Ｓ_２が大きいほど過渡安定度は良い。電力用コンデンサ７の遮断により電圧低下を引き起こすタイミングを例えばδ＝δ_２とすれば、面積Ｓ_２が減少するため安定度を悪くすることになる。

したがって、過渡安定度を悪化させない電力用コンデンサ７の遮断タイミングは、位相角が増大している期間を過ぎて、減少する期間になってからということが分かる。

もし仮に、Ｅ点で電力用コンデンサ７を遮断すると、発電機出力はＧ点からＨ点に移り、減速エネルギーが少なくなる。このため、位相角がδ^’ _３まで進んでも面積Ｓ_２が面積Ｓ_１より小さければ、位相角がＨ点を越すと出力が再び機械的入力Ｐ_Ｏより小さくなるため再度加速力を受け、位相角はどんどん増大し、発電機は同期をはずれ不安定となってしまう恐れがある。

図９は、発電機２の位相角変動と電圧変動との関係図である。発電機２の位相角が減少する時間領域では母線電圧は増加傾向となる。この時間領域においては、図７に示した電力−位相角曲線から分かるように、電力用コンデンサ７を遮断しても安定度を悪化させる恐れはなくむしろ電力動揺抑制に効果がある。

図１０に示すように、過渡安定度対策のための電力用コンデンサ遮断タイミング判定のため、発電機位相角δの他に発電機の角速度偏差Δωを使用してもよい。発電機角速度偏差Δωが最小となる点以降の所定幅が最適タイミングであり、位相角δと電圧Ｖ_２で判定するのとほぼ同じ結果となる。

以上より、電圧過昇対策として電力用コンデンサ７の遮断が有効に作用するのは電圧が定格値に回復してから、ピーク電圧となる前の時間領域である。したがって、図９の時間領域（１）又は（２）の領域であれば、電圧過昇対策が有効であり、かつ過渡安定度を悪化させる懸念がないと言える。電力用コンデンサ７の遮断タイミングは、以下２つの条件のＡＮＤ条件となる。

（ａ）発電機位相角が時間的に減少する領域であること。

（ｂ）変電所母線電圧が定格電圧から上限電圧の範囲にあること。

但し、図１１に示すように電源系統３１の広い範囲に調相設備が分散する場合には、変電所母線電圧の回復状況にばらつきが生じるので、調相設備の制御タイミングにも時間差が生じる。

（４）調相制御量の算出方法
変電所母線６の電圧を定格値付近に維持するために、調相設備として一般に電力用コンデンサ７又はシャントリアクトル８が用いられる。故障発生前の初期運転状態における調相設備（電力用コンデンサ７又はシャントリアクトル８）の無効電力増加分ΔＱ_１による変電所母線６の電圧の増加分をΔＶ_１とする。故障発生による電源制限後の系統状態において、調相設備から供給される無効電力増加分ΔＱ_２による、変電所母線電圧の電圧増加分をΔＶ_２とする。

この場合、故障発生後の制御調相容量は（ΔＱ_１−ΔＱ_２）とすればよい。ただしこの制御量は発電機動揺が収まった後の定常状態での値である。そこで、電源系統３１の詳細な電気回路モデルとオンラインデータを用いた事前時間軸演算により、故障直後の過渡現象による電圧変動が電圧許容値内に収まることを確認する。

図１に示すように、調相設備が複数の変電所に分散して配置されている場合には、以下のような考え方で制御対象とする調相設備を選定する。安定度対策後の系統を対象に、調相設備を制御した場合の各変電所母線１からＮまでの電圧逸脱量ΔＶｉを潮流計算により求める。（４）式に示したように各母線の電圧逸脱量ΔＶｉを調相設備制御量ΔＱｊで割ることにより電圧無効電力感度係数Ｋ_ｉｊを算出する。

Ｋｉｊ＝ΔＶｉ／ΔＱｊ ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・（４）
図１２は、上記のようにして得られた電圧無効電力感度係数Ｋ_ｉｊをまとめた表を示している。

次に、潮流計算結果における母線電圧を参照し、電圧過昇問題のある変電所母線を抽出する。変電所母線電圧逸脱量ΔＶ_ｉの中から電圧逸脱量最大のものをΔＶ_ｍとする。母線ｍに関する電圧無効電力感度係数表を参照し、電圧無効電力感度係数Ｋ_ｍｊ（ｊ＝ａ，ｂ，・・・，Ｍ）が最大となる調相設備ａを選定する。電圧過昇対策に必要な最小調相制御量ΔＱａは、（５）式に示すように、最大電圧逸脱量ΔＶ_ｍを電圧無効電力感度係数Ｋ_ｍａで割ることで得られる。

ΔＱａ＝ΔＶ_ｍ／Ｋ_ｍａ ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・（５）
ただし、調相設備の容量には制約があるため、実際の制御量はΔＱａｍａｘとなる場合がある。この時の調相制御前における各母線の電圧をＶ_１０，Ｖ_２０，・・・，Ｖ_ｎ０とし、制御量ΔＳＣａｍａｘの調相制御を行った後の各母線の電圧をＶ_１，Ｖ_２，・・・，Ｖ_ｎとすると、制御後の電圧値は（６）式で表せる。

ここで、調相設備ａの最大可能制御量ΔＱａｍａｘが必要制御量ΔＱａを下回る場合は、制御量が足りなくなるので、電圧過昇は解消されない。そこで次に、効果がある調相設備ｂを選定し、（７）式を用い制御量ΔＱ_ｂを計算する。

ΔＱ_ｂ＝（ΔＶ_ｍ−Ｋ_ｍａ・ΔＱａｍａｘ）／Ｋ_ｍｂ ・・・・・・・・・・（７）
ただし、調相設備ｂの容量には制約があるため、実際の制御量はΔＱｂｍａｘとなる場合がある。制御量ΔＱａｍａｘ，ΔＱｂｍａｘの調相制御を行った後の各母線の電圧をＶ_１，Ｖ_２，・・・，Ｖ_ｎとすると、制御後の電圧値は（８）式で表せる。

（７）式から得られた制御量ΔＱｂが調相設備の最大可能制御量ΔＱｂｍａｘを超過する場合には、制御量が足りなくなるので、電圧過昇は解消されないことがある。そこで、次に効果がある調相設備ｃを選定し、（９）式を用い制御量ΔＱ_ｃを計算する。

ΔＱ_ｃ＝（ΔＶ_ｍ−Ｋ_ｍａ・ΔＱａｍａｘ−Ｋ_ｍｂ・ΔＱｂｍａｘ）／Ｋ_ｍｃ・・・（９）
ただし、調相設備ｃの容量には制約があるため、実際の制御量はΔＱｃｍａｘとなる場合がある。制御量ΔＱａｍａｘ，ΔＱｂｍａｘ，ΔＱｃｍａｘの調相制御を行った後の各母線の電圧をＶ_１，Ｖ_２，・・・，Ｖ_ｎとすると、制御後の電圧値は（１０）式で表せる。

（９）式から得られた制御量ΔＱｃが調相設備の最大可能制御量ΔＱｃｍａｘを超過する場合には、制御量が足りなくなるので、電圧過昇は解消されないことがある。

そこで更に、次に効果がある調相設備を選定する。このようにして母線電圧Ｖ_１，Ｖ_２，・・・Ｖ_ｎが許容範囲内に収まるまで、調相制御対象を更に選択していく。

図１３は、本発明の第１実施の形態に係る電力系統安定化装置１の機能を示す構成図である。図１３において、電力系統安定化装置１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１３、電源制限制御部１４と調相制御部１５とから構成されている。事前演算部１３では、オンラインで発電機出力２２、送電線潮流２３、負荷潮流２４、母線電圧２５及び系統接続情報２６を入力する。そして、対象の電源系統３１を詳細に模擬した系統モデルを用いて、故障発生前の潮流計算シミュレーションと故障後の過渡安定度計算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想定故障後の電源制限量と調相制御量を演算する。

事前演算部１３は、潮流計算部１６，過渡演算部１７，電圧問題判定部１８，過渡安定度問題判定部１９，安定度判別部２０および制御内容決定部２１を備えている。

事前演算部１３の潮流計算部１６では、図１４に示すように、まず、ステップ１０１によって、オンラインで実系統情報である発電機２と負荷８等の接続関係、発電機出力２２、送電線潮流２３、負荷潮流２４及び母線電圧２５等の状態量を収集する。次に、既知の詳細モデル定数を用いてディジタル計算機上に詳細な電気回路モデル系統を作成する。そして、ステップ１０２で潮流計算部１６による故障発生前の平常時潮流計算シミュレーションの処理がなされ、平常時系統での必要調相容量を計算する。続いて、ステップ１０３では、ステップ１０１で収集された状態量と想定故障発生後の電気回路モデルを用いて潮流計算を実施する。

ステップ１０４で、想定故障発生後系統における潮流計算結果を参照し、各変電所の電圧を抽出し、ステップ１０５で母線電圧過昇問題があるかどうか判定する。電圧過昇問題がなければ処理を終了するが、電圧過昇問題がある場合にはステップ１０６で、まず電圧が最大となる母線を抽出する。ステップ１０７で電圧最大母線の電圧を抑制するのに効果のある調相制御対象を決定するため、分散配置された調相設備の電圧無効電力感度係数の中から最大のものを選定し、これを制御対象とする。ステップ１０８で、母線電圧の超過量を電圧無効電力感度係数で割ることにより、電圧過昇対策に必要な制御量を算出する。

ステップ１０９で、必要な制御量が調相設備の最大可能制御量を超過するか判定し、必要な制御量が調相設備の最大可能制御量の範囲内であれば、ステップ１１１で想定故障毎の必要調相制御量テーブルを更新して、処理を終了する。

一方、ステップ１０９で、必要な制御量が調相設備の最大可能制御量を超過すると判定すれば、ステップ１１０で制御量を調相設備の最大可能制御量に設定し、ステップ１０３に戻り、再び、想定故障発生後の系統状態での潮流計算を実施する。そして、電圧過昇問題がある場合には、再度ステップ１０６以降の処理を実施する。電圧過昇問題がなくなれば、ステップ１１１で想定故障毎の必要調相制御量テーブルを更新して、処理を終了する。

次に、図１３の事前演算部１３の過渡計算部１７においては、図１５に示すように、まず、ステップ２０１で想定故障過渡安定度計算を行い発電機２の内部位相角と変電所母線６の電圧を時間軸データとして出力する。次に、ステップ２０２で系統動揺の第一波に伴う変電所母線６の電圧の低下を確認し、電圧下限値を下回った場合には電源制限対象発電機を追加する。ステップ２０３では、系統動揺第一波が収まることを発電機２の内部位相角の減少勾配がしきい値より大きいことを確認し、調相制御可能と判定する。さらに、ステップ２０４において調相制御対象変電所の母線電圧が定格値まで回復する時刻を最適タイミングとする。

調相制御を考慮した過渡安定度計算結果を参照し、ステップ２０６にて、変電所母線６の電圧回復後の電圧上昇が上限値をオーバーする場合には、調相制御対象を追加したシミュレーションを繰り返し実行する。

ステップ２０７にて発電機位相角がしきい値以下であれば過渡安定度は安定と判定し、調相制御量と調相制御タイミングを最終決定する。最後にステップ２０８にて、想定故障毎の必要調相量と調相制御タイミングテーブルを更新する。

電源制限制御部１４においては、図１６のステップ３０１に示すように、オンライン系統故障情報２７に基づき故障種別を判定する。ステップ３０２に示すように、潮流パターン、故障種別毎の電源制御対象、制御量テーブルを参照して制御対象、制御量を決定する。ステップ３０３ではこの制御量に基づいて電源制限指令２８を出力する。

調相制御部１５においては、図１７のステップ４０１に示すように、オンライン系統故障情報２７に基づき故障種別を判定する。ステップ４０２に示すように、潮流パターン、故障種別毎の調相制御量テーブル、調相制御タイミングを参照して調相制御量と制御タイミングを決定する。ステップ４０３ではこの制御量に基づいて調相制御量２９と調相制御タイミング３０を出力する。

事前演算部１３の過渡計算部１７においては、図１８に示すように、まず、ステップ５０１で想定故障過渡安定度計算により発電機２の内部位相角と変電所母線６の電圧を時間軸データとして出力する。次に、ステップ５０２で系統動揺の第一波に伴う変電所母線６の電圧の低下を確認し、電圧下限値を下回った場合には電源制限対象発電機を追加する。ステップ５０３では、系統動揺第一波が収まることを発電機２の発電機角速度の符号がしきい値より小さければ、調相制御可能と判定する。さらに、ステップ５０４において調相制御対象変電所の母線電圧が定格値まで回復する時刻を最適タイミングとする。

調相制御を考慮した過渡安定度計算結果を参照し、ステップ５０６にて、変電所母線６の電圧回復後の電圧上昇が上限値をオーバーする場合には、調相制御対象を追加したシミュレーションを繰り返し実行する。

ステップ５０７にて、発電機位相角がしきい値以下であれば過渡安定度は安定と判定し、調相制御量と調相制御タイミングを最終決定する。最後にステップ５０８にて、想定故障毎の必要調相量と調相制御タイミングテーブルを更新する。

事前演算部１３の過渡計算部１７においては、図１９に示したように、まず、ステップ６０１で想定故障過渡安定度計算により発電機２の内部位相角と変電所母線６の電圧を時間軸データとして出力する。次に、ステップ６０２で系統動揺の第一波に伴う変電所母線６の電圧の低下を確認し、電圧下限値を下回った場合には電源制限対象発電機を追加する。ステップ６０３では、系統動揺第一波が収まることを発電機２の内部位相角の減少勾配がしきい値より大きければ、調相制御可能と判定する。さらに、ステップ６０４において、調相制御対象変電所母線６の電圧が定格値まで回復する時刻を最適タイミングとする。この処理を１番目からＮ番目の変電所母線６の電圧に対して繰り返し、調相制御タイミングをそれぞれ決定する。

調相制御を考慮した過渡安定度計算結果を参照し、ステップ６０７にて、変電所母線６の電圧回復後の電圧上昇が上限値をオーバーする場合には、調相制御対象を追加したシミュレーションを繰り返し実行する。

ステップ６０８にて、発電機位相角がしきい値以下であれば過渡安定度は安定と判定し、調相制御量と調相制御タイミングを最終決定する。最後に、ステップ６０９にて、想定故障毎の必要調相量と調相制御タイミングテーブルを更新する。

事前演算部１３の潮流計算部１６では、図２０に示すように、まず、ステップ７０１によって、オンラインで実系統情報である発電機２と負荷等の接続関係、発電機出力２２、送電線潮流２３、負荷潮流２４及び母線電圧２５等の状態量を収集する。そして、既知の詳細モデル定数を用いてディジタル計算機上に詳細な電気回路モデル系統を作成する。次に、ステップ７０２で潮流計算部１６による故障発生前の潮流計算シミュレーションの処理がなされ、平常時系統での必要調相容量を計算する。続いて、ステップ７０３では、ステップ７０１で収集された状態量と想定故障発生後の電気回路モデルを用いて選択した母線をＰＶ指定して潮流計算を実施する。

ステップ７０４で想定故障発生後系統における潮流計算結果を参照し、各母線において余剰（不足）となる無効電力を算出する。ステップ７０５で、各母線に設置済の調相設備容量を考慮し、制御すべき調相量を算出する。ステップ７０６で、母線毎に制御可能な調相容量があるか確認する。制御可能な調相容量があればステップ７０９に進む。ステップ７０７で、電圧無効電力感度係数により優先順位をつけ最も電圧変動抑制効果のある隣接変電所から順番に制御量を再配分する。ステップ７０８では、全母線について調相設備の再配分が完了したか確認する。完了していなければステップ７０６に戻る。

ステップ７０９にて、想定故障毎の必要調相制御量テーブルを更新し処理を完了する。

本発明は、電力系統安定化装置に係り、特に電力系統の故障発生などによって生じた不安定電源系統を対象とし、その発電機位相角と変電所母線電圧を所定値内に維持すべく、電源制限または調相制御を実施する電力系統安定化装置に適用される。

１…電力系統安定化装置、２…発電機、３…遮断器、４…発電所母線、５…電源送電線、６…変電所母線、７…電力用コンデンサ、８…シャントリアクトル、９…本系統、１０…負荷用変圧器、１１…送電線、１２…発電機用変圧器、１３…事前演算部、１４…電源制限制御部、１５…調相制御部、１６…潮流計算部、１７…過渡計算部、１８…電圧問題判定部、１９…過渡安定度問題判定部、２０…安定度判別部、２１…制御内容決定部、２２…発電機出力、２３…送電線潮流、２４…負荷潮流、２５…母線電圧、２６…系統接続情報、２７…系統故障情報、２８…電源制限指令、２９…調相制御量、３０…調相制御タイミング。

Claims (9)

1. 系統情報を平常時に計測する手段と、
   電力系統の電気回路モデルとオンラインデータを用い、想定した事故時に発電所で余剰発電機を切り離す発電所電源制御量と、変電所で調相設備を投入／遮断する変電所調相制御量とその実行タイミングを事前に演算する演算手段と、
   前記演算により得られたデータを格納するデータベースを備えた系統安定化装置において、
   系統の故障情報を受信したとき、前記データベースから読み出した当該故障に対応した変電所調相制御量とその実行タイミングに関するデータに基いて調相制御を実行する調相制御手段を備えたことを特徴とする電力系統安定化装置。
2. 前記演算手段は、各変電所の調相設備による無効電力の変化分ΔＱによる変電所母線電圧の電圧変化分をΔＶとするとき、電圧無効電力感度係数Ｋ＝ΔＶ／ΔＱに基いて、当該変電所で必要な調相制御量を決定することを特徴とする請求項１に記載の電力系統安定化装置。
3. 前記演算手段は、電力系統の詳細な電気回路モデルとオンラインデータを用いた事前演算により、前記調相制御量による電圧変動抑制効果を確認することを特徴とする請求項２に記載の電力系統安定化装置。
4. 前記演算手段は、前記電力系統の電気回路モデルとオンラインデータを用いた事前演算により、前記発電機の内部位相角減少の勾配が所定値よりも大きく、かつ前記変電所母線の電圧が所定値より大きいとき、当該変電所の調相設備の制御タイミングであると判断することを特徴とする請求項１〜３のいずれかに記載の電力系統安定化装置。
5. 前記演算手段は、前記電力系統の電気回路モデルとオンラインデータを用いた事前演算により、前記発電機の角速度又は前記変電所の母線周波数が所定値よりも小さく、かつ前記変電所の母線電圧が所定値より大きいとき、当該変電所の調相設備の制御タイミングであると判断することを特徴とする請求項１〜４のいずれかに記載の電力系統安定化装置。
6. 前記演算手段は、各変電所で必要な調相容量と投入済み調相設備容量の偏差に基づいて過不足調相容量を決定し、当該変電所の制御可能な調相設備容量が不足したとき、各変電所の調相設備による無効電力の変化分ΔＱによる変電所母線電圧の電圧変化分をΔＶとするとき、電圧無効電力感度係数Ｋ＝ΔＶ／ΔＱに基く優先順位をつけ、前記不足調相容量を隣接変電所へ再配分することを特徴とする請求項１〜５のいずれかに記載の電力系統安定化装置。
7. 系統情報を平常時に計測するステップと、
   電力系統の電気回路モデルとオンラインデータを用い、想定した事故時に発電所で余剰発電機を切り離す発電所電源制御量と、変電所で調相設備を投入／遮断する変電所調相制御量を事前に演算するステップと、
   前記演算により得られたデータをデータベースへ格納するステップを備えた系統安定化方法において、
   系統の故障情報を受信したとき、前記データベースから読み出した当該故障に対応した変電所調相制御量とその実行タイミングに関するデータに基いて調相制御を実行するステップを備えたことを特徴とする電力系統安定化方法。
8. 各変電所の調相設備による無効電力の変化分ΔＱによる変電所母線電圧の電圧変化分をΔＶとするとき、電圧無効電力感度係数Ｋ＝ΔＶ／ΔＱに基いて、当該変電所で必要な調相制御量を決定するステップを備えたことを特徴とする請求項７に記載の電力系統安定化方法。
9. 電力系統の詳細な電気回路モデルとオンラインデータを用いた事前演算により電圧変動抑制効果を演算により確認するステップを備えたことを特徴とする請求項８に記載の電力系統安定化方法。

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