JP2011050152A - System stabilizing system - Google Patents
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Abstract
Description
この発明は、発電機脱落(以下「電源脱落」と記す)時に負荷遮断することで安定化制御することによって電源脱落に伴う許容限界を超える系統周波数低下を未然に防止する系統安定化システムに関するものである。 The present invention relates to a system stabilization system that prevents a system frequency drop exceeding an allowable limit due to a power loss by performing a stabilization control by cutting off a load when a generator is disconnected (hereinafter referred to as a “power loss”). It is.
従来技術としては以下に述べるように従来技術1及び従来技術2がある。
As the prior art, there are the
従来技術1
従来の系統安定化システムとしては、例えば特開平8−322148号公報(特許文献1)に記載のように、融通電力および周波数を検出し、融通電力が増加し且つ周波数が低下していることで受電側の電源脱落であると判定し、電圧調整用機器の調整・操作あるいは各発電機に電圧低下指令を送出するものがある。
発電プラント側の例えば蒸気弁自体やその制御系の故障や不具合が発生している場合に発電機が脱落することがあるが、従来技術1では、前記発電プラント側の故障や不具合が発生している発電機を特定することができない。
As a conventional system stabilizing system, for example, as described in Japanese Patent Laid-Open No. 8-322148 (Patent Document 1), the accommodation power and the frequency are detected, and the accommodation power is increased and the frequency is decreased. Some devices determine that the power supply on the power receiving side has been disconnected, and adjust or operate the voltage adjusting device or send a voltage drop command to each generator.
For example, when a failure or malfunction of the steam valve itself or its control system has occurred on the power plant side, the generator may drop off. However, in the
従来技術2
電源脱落の検出方式として、発電機主変圧器に付属の遮断器の開信号を主要検出要素とする方式もあるが、前記発電プラント側の故障や不具合による電源脱落に対してはその検出や系統安定化システムの起動が遅れ、系統周波数が低下許容限界を逸脱する場合が生じる。
There is also a method of detecting the power loss as a main detection element using the open signal of the circuit breaker attached to the generator main transformer, but the detection and system for power loss due to a failure or malfunction on the power plant side. There are cases where the start-up of the stabilization system is delayed and the system frequency deviates from the allowable lowering limit.
前述のように、前記従来技術1では発電プラント側の例えば蒸気弁自体やその制御系の故障や不具合が発生している発電機を特定することができないという課題があり、前記従来技術2では前記発電プラント側の故障や不具合による電源脱落に対してはその検出や系統安定化システムの起動が遅れ、系統周波数が低下許容限界を逸脱する場合が生じるという課題がある。
As described above, the
また、前記発電プラント側の保護・制御信号、例えばボイラ、タービン等における各所の圧力、温度、流量、多数のバルブの状態などの信号は極めて多種多様であり、これらの信号を全て前記発電プラント側の故障や不具合の検出信号として系統安定化システムに取り込むことは極めて困難である。 Further, protection / control signals on the power plant side, for example, signals such as pressure, temperature, flow rate, and many valve states in various places in boilers, turbines, etc. are extremely diverse, and all these signals are transmitted to the power plant side. It is extremely difficult to incorporate the signal into the system stabilization system as a detection signal for failure or malfunction of the system.
また、従来技術2などにおける電源脱落時の系統安定化制御では、当該発電機の各負荷を一括して一挙に遮断するが、各負荷を一括して一挙に遮断すると、万が一プラント側の不具合が解消され当該発電機が脱落しなかった場合には、過剰制御となり系統周波数の上昇を招く。
Moreover, in the system stabilization control at the time of power disconnection in the
この発明は、前述のような実情に鑑みてなされたもので、信頼性の高い系統安定化システムを提供することを目的とするものである。 The present invention has been made in view of the above circumstances, and an object thereof is to provide a highly reliable system stabilization system.
この発明に係る系統安定化システムは、発電機の有効電力出力の連続的な低下を検出する手段、及び系統周波数の連続的な低下を検出する手段を備え、これら両手段の検出に基づき前記発電機の有効電力および前記系統周波数の双方が連続的に低下すれば当該発電機の有効電力出力相当の負荷を遮断するものである。 The system stabilization system according to the present invention includes means for detecting a continuous decrease in the active power output of the generator and means for detecting a continuous decrease in the system frequency, and the power generation based on detection of both means If both the active power of the machine and the system frequency are continuously reduced, the load corresponding to the active power output of the generator is cut off.
この発明は、発電機の有効電力出力の連続的な低下を検出する手段、及び系統周波数の連続的な低下を検出する手段を備え、これら両手段の検出に基づき前記発電機の有効電力および前記系統周波数の双方が連続的に低下すれば当該発電機の有効電力出力相当の負荷を遮断するので、系統周波数が低下許容限界を逸脱する前に、的確に且つ容易に、系統安定化を図ることができ信頼性の高い系統安定化システムを実現することができる効果がある。 The present invention comprises means for detecting a continuous decrease in the active power output of the generator and means for detecting a continuous decrease in the system frequency, and based on the detection of both means, the active power of the generator and the If both of the system frequencies decrease continuously, the load corresponding to the active power output of the generator will be cut off, so the system will be stabilized accurately and easily before the system frequency deviates from the allowable lowering limit. Therefore, it is possible to realize a highly reliable system stabilization system.
実施の形態1.
以下この発明の実施の形態1を図1〜図3により説明する。なお、ここでは60Hz系統への適用例を示す。図1は系統安定化システムおよびその適用の事例を示す図、図2は系統安定化システムにおける発電機脱落(以下「電源脱落」とも記す)検出の機能ブロック図の事例を示す図、図3は図1および図2の動作説明をするための電源脱落時の発電機の有効電力出力および系統周波数の変化状態の事例を示す図である。
図1において、或るA発電所およびその併設変電所1から発電所併設変電所母線BAおよび送電線Fを介して電力系統2に給電される。なお、図示の電力系統2は、他電力系統から連系線を介して融通電力を受けない非連系の事例である。また、電力系統2に複数の発電所およびその併設変電所がある場合には、すべての発電所併設変電所に実施の形態1と同等な構成の事故検出端末装置が設置されるものとする。
In FIG. 1, power is supplied to a
A発電所1には、個別に対応プラント制御装置によって出力制御が行われる複数台の発電機GA1,・・・GAnが設置されている。即ち、発電機GA1はGA1プラント制御装置GA1Cによって出力制御が行われ、発電機GAnはGAnプラント制御装置GAnCによって出力制御が行われる。
A
発電機GA1,・・・GAnは、それぞれ出力端が対応主変圧器(昇圧変圧器)および対応主変遮断器を介して発電所併設変電所母線BAに接続されている。即ち、発電機GA1はその出力端が対応主変圧器(昇圧変圧器)MTr1および対応主変遮断器CB1を介して発電所併設変電所母線BAに接続され、発電機GAnはその出力端が対応主変圧器(昇圧変圧器)MTrnおよび対応主変遮断器CBnを介して発電所併設変電所母線BAに接続されている。 The output ends of the generators GA1,... GAn are connected to the power station-added substation bus BA via corresponding main transformers (step-up transformers) and corresponding main variable circuit breakers, respectively. That is, the output terminal of the generator GA1 is connected to the power station substation bus BA via the corresponding main transformer (step-up transformer) MTr1 and the corresponding main variable circuit breaker CB1, and the output terminal of the generator GAn corresponds to the generator GA1. It is connected to the power station side substation bus BA via the main transformer (step-up transformer) MTrn and the corresponding main variable circuit breaker CBn.
電力系統2には、複数の負荷L1,L2,・・・Lnが接続され、各負荷は対応負荷制御端末装置によって電力系統2への接続・遮断の制御が行われる。即ち、負荷L1はL1負荷制御端末装置21によって、負荷L2はL2負荷制御端末装置22によって、負荷LnはLn負荷制御端末装置2nによって、それぞれ電力系統2への接続・遮断の制御が行われる。
A plurality of loads L1, L2,... Ln are connected to the
発電機GA1,・・・GAn各々の対応主変圧器の送電端には電流を計測する計器用変流器が設けられている。すなわち、発電機GA1の対応主変圧器MTr1の送電端には当該発電機GA1の送電端出力電流を計測する計器用変流器CT1が設けられ、発電機GAnの対応主変圧器MTrnの送電端には当該発電機GAnの送電端出力電流を計測する計器用変流器CTnが設けられている。また、発電所併設変電所母線BAには母線電圧を計
測する計器用変圧器PTが設けられている。これらは、発電所併設変電所における一般的な計器の構成であるが、この構成で得られる有効電力出力には、当該発電機の所内負荷の有効電力分が含まれていない。従って、所内負荷の有効電力分を考慮する必要がある場合には、当該発電機の送電端で計測される有効電力出力に所定の係数を掛けるなどして補正を行う。
A current transformer for measuring current is provided at the power transmission end of the corresponding main transformer of each of the generators GA1,. That is, a current transformer CT1 for measuring the power transmission end output current of the generator GA1 is provided at the power transmission end of the corresponding main transformer MTr1 of the generator GA1, and the power transmission end of the corresponding main transformer MTrn of the generator GAn. Is provided with a current transformer CTn for measuring the power transmission end output current of the generator GAn. Further, a power transformer substation bus BA is provided with an instrument transformer PT for measuring the bus voltage. These are general instrument configurations in a power station substation, but the active power output obtained by this configuration does not include the active power of the on-site load of the generator. Therefore, when it is necessary to consider the effective power of the on-site load, correction is performed by multiplying the effective power output measured at the power transmission end of the generator by a predetermined coefficient.
A発電所およびその併設変電所1における併設変電所側には、事故検出端末装置10が設けられ、この事故検出端末装置10には、前記計器用変流器CT1,・・・CTnの各出力および前記計器用変圧器PTの出力が個別に入力され、また、主変遮断器CB1,・・・CBnに対する遮断指令を個別に出力する。
An accident
なお、本実施の形態1では、プラント制御装置におけるボイラ、タービン、多数のバルブなどの故障や各所の圧力、温度、流量の異常など、プラント制御装置側の正常でない状態を「事故」と呼称し、当該事故を検出する或るいはプラント制御装置側の事故であると予測することを「事故検出」と呼称し、当該事故検出を行う端末装置を「事故検出端末装置」と呼称する。 In the first embodiment, an abnormal state on the plant control device side such as a failure of a boiler, a turbine, a large number of valves, etc. in the plant control device and abnormal pressure, temperature, and flow rate at each place is called an “accident”. Detecting the accident or predicting an accident on the plant control apparatus side is referred to as “accident detection”, and the terminal device that performs the accident detection is referred to as “accident detection terminal apparatus”.
事故検出端末装置10は、事故検出端末側演算装置10Cを備えており、この事故検出端末側演算装置10Cは、前記計器用変流器CT1,・・・CTnの各出力および前記計器用変圧器PTの出力から、発電機GA1,・・・GAnの各々の有効電力出力PEおよび有効電力出力PEの増減を導出すると共に、前記計器用変圧器PTの出力から系統周波数Fおよび系統周波数Fの増減を導出し、発電機GA1,・・・GAnの各々についてその有効電力出力PEおよび系統周波数Fの双方が連続的に低下していることを判定することで当該発電機の脱落(電源脱落)を系統周波数が低下許容限界を逸脱するに至る前に検出(換言すれば電源脱落を予測)し、その旨の信号(本実施の形態では「PF低下起動成立信号」と呼称する)およびPF低下起動成立時の発電機の有効電力出力PE相当の負荷量(以下「相応負荷量」と呼称する)を遠隔の中央制御装置3へ、信号経路S1−3を介して出力し、この出力を受けた中央制御装置3では、その中央制御装置側演算装置3Cにより、予め設定された優先順位に基づいて負荷L1,L2,・・・Lnの中から前記相応負荷量に相当する負荷を選定し当該負荷を遮断するように、対応する負荷制御端末装置21,22,・・・2nへ、対応する信号経路S3−L1,S3−L2,・・・S3−Lnを介して負荷遮断信号を出力する。前記選定された負荷が遮断されることにより、電源脱落時においても系統周波数は所定の周波数に維持される。つまり、系統安定化が行われる。
The accident
なお、PF低下起動成立信号における、「PF」は発電機出力Pおよび系統周波数Fを意味し、「PF低下起動成立」とは、前述の有効電力PEおよび系統周波数Fの双方が連続的に低下していることを判定することで当該発電機の脱落を検出し、その旨の信号を出力する状態をいう。また、このPF低下起動成立時の当該発電機の有効電力出力すなわち相応負荷量を本実施の形態1では「PEC」と表現する。 In the PF decrease start establishment signal, “PF” means the generator output P and the system frequency F, and “PF decrease start establishment” means that both the above-mentioned active power PE and system frequency F continuously decrease. This is a state in which it is detected that the generator has dropped out and a signal to that effect is output. Further, the effective power output of the generator at the time when the PF lowering activation is established, that is, the corresponding load amount, is expressed as “PEC” in the first embodiment.
本実施の形態1における系統安定化システムは、前述のように機能する事故検出端末装置10、中央制御装置3、負荷制御端末装置21,22,・・・2n、および信号経路S1−3,S3−L1,S3−L2,・・・S3−Lnで構成されている。
The system stabilization system according to the first embodiment includes an accident
プラント側におけるGA1プラント制御装置GA1C,・・・GAnプラント制御装置GAnCは、その健全時には、系統周波数が低下すれば対応発電機GA1,・・・GAnの出力を上げ、系統周波数が上昇すれば対応発電機GA1,・・・GAnの出力を下げる方向に対応発電機GA1,・・・GAnの入力量を制御する。 GA1 plant controller GA1C, ... GAn plant controller GAnC on the plant side, when the system frequency is healthy, increases the output of the corresponding generator GA1, ... GAn, and responds if the system frequency increases. The input amount of the corresponding generator GA1,... GAn is controlled in the direction of decreasing the output of the generator GA1,.
発電所中央操作室4は、A発電所およびその併設変電所1の各発電機のプラント制御装置へ、個別に、通常運用時および定期点検時などにおける発電機停止指令、発電機出力低下(負荷降下)指令を出す。これらの指令あるいは該指令の有無の信号を利用できる場合には、信号経路S4−1を介して事故検出端末装置10へも送る。事故検出端末装置10はこれらの指令がある場合は、前記PF低下起動成立が行われないように、あるいは発電機脱落が検出されないように作動する。このPF低下起動成立が行われないように作動するロジック、発電機脱落が検出されないように作動するロジックの各具体的な事例は実施の形態4および実施の形態5で説明する。
The power plant
次に、系統安定化システムにおける発電機脱落検出の機能、特に事故検出端末装置10の事故検出端末側演算装置10Cの機能を、ブロック図で例示する図2により説明する。
Next, the function of the generator dropout detection in the system stabilization system, in particular, the function of the accident detection terminal side
事故検出端末側演算装置10Cは、発電機GA1,・・・GAn毎に、発電機出力電力増減検出部101、発電機出力周波数増減検出部102、AND部103、および発電機脱落検出要素104の各機能を有している。
The accident detection terminal side
発電機出力電力増減検出部101は、対応発電機の送電端の変流器CTの出力である電流Iおよび発電所併設変電所母線BAの計器用変圧器PTの出力である電圧Vを入力しこれら電流Iおよび電圧Vから対応発電機の有効電力出力を導出する有効電力検出部1011、この有効電力検出部1011の出力である現在の有効電力と基準値設定部1013に設定された有効電力基準値とを比較して対応発電機の有効電力出力の増減を検出する有効電力増減検出部1012、および対応発電機の有効電力出力の増減が所定時間続いていることを判定するためのタイマー部1014の各機能を有している。ここで、有効電力の基準値は、現時点から所定時間前までの有効電力の移動平均値などを用いる。
なお、この発電機出力電力増減検出部101は、発電機GA1,・・・GAnの有効電力出力PEの連続的な低下を検出する手段である。
The generator output power increase /
The generator output power increase /
系統周波数増減検出部102は、系統周波数の増減を検出するものであり、計器用変圧器PTの出力である電圧Vを入力しこの電圧Vに基づいて系統周波数を検出する周波数検出部1021、この周波数検出部1021の出力である現在の系統周波数と基準値設定部1023に設定された系統周波数基準値とを比較して系統周波数の増減を検出する周波数増減検出部1022、および系統周波数の増減が所定時間続いていることを判定するためのタイマー部1024の各機能を有している。ここで、周波数の基準値は、現時点から所定時間前までの周波数の移動平均値などを用いる。
なお、この系統周波数増減検出部102は、系統周波数の連続的な低下を検出する手段である。
The system frequency increase /
The system frequency increase / decrease detecting
AND部103は前記両タイマー部1014,1024の出力の論理積演算を行い、このAND部103の出力を入力した発電機脱落検出要素104は対応発電機の有効電力出力および前記系統周波数の双方が連続的に低下すれば発電機脱落であると予測判定し、前記PF低下起動成立信号を出力する。このPF低下起動成立信号およびPF低下起動成立時の前記相応負荷量は、前述のように前記事故検出端末装置10(図1参照)から前記中央制御装置3(図1参照)へ出力し、当該中央制御装置3により前記相応負荷量に相当する負荷の遮断が行われ、系統安定化が行われる。
The AND
ここで、プラント側におけるGA1プラント制御装置GA1C,・・・GAnプラント制御装置GAnCは、その健全時には、系統周波数が低下すれば対応発電機GA1,・・・GAnの出力を上げ、系統周波数が上昇すれば対応発電機GA1,・・・GAnの出力を下げる方向に対応発電機GA1,・・・GAnの入力量を制御するので、発電機GA1,・・・GAnの何れかの発電機の有効電力出力および当該発電機の出力端における系統
周波数の双方が連続的に低下すれば、当該発電機のプラント制御装置において故障や不具合などの事故が発生していることを、各発電機単位で検出できるのである。また、このプラント制御装置における事故発生による発電機脱落の事前(予測)検出は、各発電機の送電端に設置の計器用変流器CTおよび発電所併設変電所母線BAに設置の計器用変圧器PTの出力を使用して行える。従って、系統周波数が低下許容限界を逸脱するに至る前に、的確に且つ容易に、系統安定化を図ることができる。
Here, the GA1 plant control device GA1C,... GAn plant control device GAnC on the plant side increases the output of the corresponding generators GA1,. If so, the input amount of the corresponding generator GA1,... GAn is controlled in the direction of decreasing the output of the corresponding generator GA1,. If both the power output and the system frequency at the output end of the generator continuously decrease, it is detected for each generator that an accident such as a failure or malfunction has occurred in the plant controller of the generator. It can be done. In addition, in this plant control device, the detection (prediction) of the generator dropout due to the occurrence of an accident is detected by an instrumental current transformer CT installed at the power transmission end of each generator and an instrumental transformer installed at the power station substation bus BA. This can be done using the output of the device PT. Accordingly, the system can be stabilized accurately and easily before the system frequency deviates from the allowable lowering limit.
次いで、電源脱落時の発電機の有効電力出力および系統周波数の変化状態、並びに本実施の形態1の系統安定化システムの前述の機能による系統周波数の変化状態を図3により説明する。 Next, the active power output of the generator and the change state of the system frequency when the power is turned off, and the change state of the system frequency due to the above-described function of the system stabilization system of the first embodiment will be described with reference to FIG.
図3(a)は電源脱落時の発電機の有効電力出力の変化状態を例示し、図3(b)は電源脱落時の発電機出力端の系統周波数の変化状態および本実施の形態1の系統安定化システムの前述の機能による系統周波数の変化状態を例示してある。
図3(a)(b)の横軸は何れも時間t、図3(a)の縦軸は発電機有効電力出力PE(t)(単位pu)、図3(b)の縦軸は発電機出力端の系統周波数F(t)(単位Hz)である。
FIG. 3A illustrates a change state of the active power output of the generator when the power supply is cut off, and FIG. 3B illustrates a change state of the system frequency at the generator output end when the power supply is cut off and the state of the first embodiment. The change state of the system frequency by the above-mentioned function of the system stabilization system is illustrated.
3 (a) and 3 (b), the horizontal axis is time t, the vertical axis of FIG. 3 (a) is the generator active power output PE (t) (unit pu), and the vertical axis of FIG. 3 (b) is the power generation. System frequency F (t) (unit: Hz) at the machine output end.
図3(a)(b)に例示しているように、発電機の有効電力出力PEおよび発電機出力端の系統周波数Fが双方とも連続的に低下した場合、系統周波数Fが起動判定レベルFSET1(例えば59.8Hz)まで低下すれば前記PF低下起動が成立することを想定し、そのときの発電機の有効電力出力PECに相当する負荷量を負荷遮断のトータル目標値とする。 As illustrated in FIGS. 3A and 3B, when both the active power output PE of the generator and the system frequency F at the generator output end are continuously decreased, the system frequency F is set to the activation determination level F. SET1 (eg 59.8Hz) to assume that the PF decrease start if reduction is satisfied, the total target value of the load cut off the load corresponding to the active power output PEC of the generator at that time.
系統周波数Fが更に低下し、制御実施判定レベルFSET2(例えば59.5Hz)まで低下した時点で周波数増減検出部1022(図2参照)が出力し、FSET2まで低下した時点からFSET2以下の状態がT時間(タイマー部1024(図2参照)の設定時間)続くと、中央制御装置3(図1参照)は前記優先順位に基づき第1回目の負荷遮断を実施する。
Grid frequency F is decreased further, the control execution determination level F SET2 (e.g. 59.5Hz) frequency
この第1回目の負荷遮断実施により、系統周波数FがFSET2を超え、その後再びFSET2まで低下すれば、第1回目の負荷遮断の場合と同様に、FSET2まで低下した時点からFSET2以下の状態がT時間続くと、中央制御装置3は前記優先順位に基づき第2回目の負荷遮断(第1回目の負荷遮断実施により遮断された負荷とは異なる負荷の遮断)を実施する。
The load shedding embodiment of the first time, exceeds the system frequency F is F SET2, then if again decreases to F SET2, as in the case of load shedding in the first round, F SET2 or less from the time when decreased to F SET2 When this state continues for T time, the
この第2回目の負荷遮断実施により、系統周波数FがFSET2を超え、その後再びFSET2まで低下すれば、第1回目の負荷遮断の場合と同様に、FSET2まで低下した時点からFSET2以下の状態がT時間続くと、中央制御装置3は前記優先順位に基づき第3回目の負荷遮断(第1回目および第2回目の負荷遮断実施により遮断された負荷とは異なる負荷の遮断)を実施する。
The load shedding embodiment of this second round, than the system frequency F is F SET2, then if again decreases to F SET2, as in the case of load shedding in the first round, F SET2 or less from the time when decreased to F SET2 If this state continues for T time, the
第3回目の負荷遮断により系統周波数FがFSET2を超えその状態が持続すれば中央制御装置3は以後の負荷遮断は行わない。
If the system frequency F exceeds F SET2 by the third load interruption and the state continues, the
このように、1回当たりの負荷制限量(負荷遮断量)はPEC/n(任意の自然数)とし、前記負荷遮断を複数回に分けて段階的に行う。また、前記nは必要制御量や出力低下速度に応じて複数設けておく。中央制御装置3は、例えば、出力低下速度が早ければ小さい値のnを選択し、出力低下速度が遅ければ大きい値のnを選択するように、出力低下速度に応じたn値を選択することで負荷遮断の過制御や不足制御を抑制する。
As described above, the load limit amount (load cutoff amount) per time is PEC / n (arbitrary natural number), and the load cutoff is performed step by step in a plurality of times. Further, a plurality of n is provided according to the required control amount and the output reduction speed. For example, the
負荷遮断のトータル目標値分の負荷を一括遮断すれば、万一プラント側のプラント制御装置における前記事故が解消しタービントリップや主変遮断器開放に至らなかった場合に過剰制御となって系統周波数Fが異常に上昇することも有り得るが、1回当たりの負荷制限量(負荷遮断量)をPEC/nとし、前記負荷遮断を複数回に分けて段階的に行うようにすることにより、万一プラント側のプラント制御装置における前記事故が解消しタービントリップや主変遮断器開放に至らなかった場合にも過剰制御とならず系統周波数Fが異常に上昇することことを防止できる。一方で、当該発電機の有効電力出力の低下が急激な場合、段階的な負荷遮断では系統周波数低下防止が困難となる恐れがある。この対策として、PF低下起動成立時に当該発電機の有効電力出力が一定レベル以下となった場合には、PEC分の負荷遮断を1回で行うものとする。すなわちn=1と設定する。この判定も、図2の発電機出力電力増減検出部101で行う。
If the load for the total target value of load interruption is cut off at once, if the accident in the plant control device on the plant side is resolved and the turbine trip or main circuit breaker is not opened, the system frequency becomes over-controlled. Although F may rise abnormally, if the load limit amount (load cutoff amount) per time is set to PEC / n, and the load cutoff is performed in stages in a plurality of times, Even when the accident in the plant-side plant control device is resolved and the turbine trip or main variable circuit breaker is not opened, it is possible to prevent the system frequency F from rising abnormally without being over-controlled. On the other hand, when the decrease in the effective power output of the generator is abrupt, it may be difficult to prevent the system frequency from being lowered by stepwise load interruption. As a countermeasure for this, when the active power output of the generator falls below a certain level when PF lowering activation is established, load interruption for PEC is performed once. That is, n = 1 is set. This determination is also performed by the generator output power increase /
実施の形態2.
この発明の実施の形態2は、前述の系統安定化システムの機能をS/Wで実行する場合の事例であり、その一例を図4に例示してある。
The second embodiment of the present invention is a case where the function of the system stabilization system described above is executed by S / W, and an example thereof is illustrated in FIG.
事故検出端末装置10(図1参照)は、A発電所およびその併設変電所1に属する全ての運転中発電機に対して、図4に示す処理を行う。以下、A発電所およびその併設変電所1に属する1台の運転中発電機を例にとり、図4に示す処理の説明を行っていく。
図4において、先ず当該発電機の有効電力出力PE、系統周波数Fの各値を収集し(ステップST1)、次いで系統周波数Fが起動判定レベルFSET1(例えば59.8Hz)を下回っているかを判定し(ステップST2)、この条件が成立していなければステップST1に戻る。
ステップST2の条件が成立した場合には、当該発電機の有効電力出力PE、系統周波数Fが何れも連続的に低下しているかを判定し(ステップST3)、この条件が成立していなければステップST1に戻る。
ステップST3の条件が成立した場合には、PF低下起動が成立したと判断し(ステップST4)、当該発電機の有効電力出力PEが、当該発電機の定格出力PESに出力判定係数KGD(例えば0.1)を掛けた値を上回るかを判定し(ステップST5)、この条件が成立していなければ、負荷遮断回数nに1を設定し(ステップST10)、ステップST7に進む。
ステップST5の条件が成立した場合には、PEの低下速度に応じた負荷遮断回数nを設定し(ステップST6)、遮断すべきトータル目標負荷量(相応負荷量)PECとして、系統周波数FがFSET1となった時点の当該発電機の有効電力出力PEを設定する(ステップST7)。
次いで、前記「PF低下起動」成立の信号、遮断すべきトータル目標負荷量PEC、および負荷遮断回数nを中央制御装置3(図1参照)へ送出する(ステップST8)。
The accident detection terminal device 10 (see FIG. 1) performs the process shown in FIG. 4 on all operating generators belonging to the A power plant and its
In FIG. 4, first effective power output PE of the generator, to collect the values of grid frequency F (step ST1), then determine system frequency F is lower than the activation determination level F SET1 (eg 59.8Hz) If this condition is not established, the process returns to step ST1.
If the condition of step ST2 is satisfied, it is determined whether the active power output PE and the system frequency F of the generator are continuously decreasing (step ST3). If this condition is not satisfied, step Return to ST1.
If the condition of step ST3 is satisfied, it is determined that the PF reduced activation is satisfied (step ST4), the effective power output PE of the generator, the output determination coefficient to the rated output PE S of the generator K GD ( For example, it is determined whether or not the value multiplied by 0.1) is exceeded (step ST5). If this condition is not satisfied, the load interruption count n is set to 1 (step ST10), and the process proceeds to step ST7.
When the condition of step ST5 is satisfied, the load interruption count n is set according to the PE decrease rate (step ST6), and the system frequency F is F as the total target load amount (corresponding load amount) PEC to be interrupted. The active power output PE of the generator at the time of becoming SET1 is set (step ST7).
Next, a signal indicating that the “PF lowering activation” is established, the total target load amount PEC to be interrupted, and the load interrupting frequency n are sent to the central controller 3 (see FIG. 1) (step ST8).
中央制御装置3は、ステップST8により、事故検出端末装置10から、前記「PF低下起動」成立の信号、遮断すべきトータル目標負荷量PEC、および負荷遮断回数nを受信すると、系統周波数Fが制御実施判定レベルFSET2(例えば59.5Hz)を下回る毎に、PEC/n分の負荷遮断指令を、優先順位に基づいて、対応負荷の負荷制御端末装置へ送出する(ステップST9)。
なお、上記ステップST5においてPE≧KGD・PESの条件が成立しない場合、ステップST10に移行する代わりに、一般的な電源脱落に対応した負荷遮断を実行させることもできる。この場合、事故検出端末装置10は、直ちに中央制御装置3に対して、一般的な電源脱落に対応した負荷遮断を実行させる指令、当該発電機の事前有効電力出力(例えば現時点から所定時間前までの移動平均値)を送出する。中央制御装置3では、送出されてきた当該発電機の事前有効電力出力、制御目標周波数(整定値)、周波数特性定数(整定値)などより遮断すべき目標負荷量を算出し、系統周波数Fが制御実施判定レベルFSET2(例えば59.5Hz)を下回ったことを条件に、遮断すべき目標負荷量分の負荷遮断指令を、優先順位に基づいて、対応負荷の負荷制御端末装置へ送出する。
When the
If the condition of PE ≧ K GD · PE S is not satisfied in step ST5, load interruption corresponding to general power loss can be executed instead of shifting to step ST10. In this case, the accident
前述のステップST1〜ステップST9の手順での処理により、前述の実施の形態1における系統安定化システムと同じ機能を呈する。 By the processing in the above-described steps ST1 to ST9, the same function as the system stabilization system in the first embodiment is exhibited.
実施の形態3.
この発明の実施の形態3は、前述の系統安定化システムの機能を基板上にH/Wで実現する場合の事例であり、その一例を図5に例示してある。
図5において、当該発電機の有効電力出力PEが、当該発電機の定格出力PESに出力判定係数KGD(例えば0.1)を掛けた値を上回るかを判定する要素101Aおよび当該発電機の有効電力出力PEの低下継続を判定する要素101Bは、前述の実施の形態1における図2の発電機出力電力増減検出部101に相当する。各要素は所定のタイマーを持ち、各々の設定時間以上判定条件が成立した場合に、各出力を出すものとする。
また、系統周波数Fが起動判定レベルFSET1(例えば59.8Hz)を下回っているかを判定する要素102Aおよび系統周波数Fの低下継続を判定する要素102Bは、前述の実施の形態1における図2の系統周波数増減検出部102に相当する。各要素は所定のタイマーを持ち、各々の設定時間以上判定条件が成立した場合に、各出力を出すものとする。
103はAND回路である。複数回負荷遮断(n≧2)対応の発電機脱落検出要素104Aおよび1回負荷遮断(n=1)対応の発電機脱落検出要素104Bは、前述の実施の形態1における図2の発電機脱落検出部104に相当する。
要素101Aは、前述の実施の形態2のステップST5の機能と同じ機能を有し、要素101Bは、前述の実施の形態2のステップST3の機能と同じ機能を有し、要素102Aは、前述の実施の形態2のステップST2の機能と同じ機能を有し、要素102Bは、前述の実施の形態2のステップST3の機能と同じ機能を有している。
5はロックスイッチで、発電機点検時等にOFF操作手段6により開放され、発電機点検
時等に系統安定化システムが不要な発電機脱落検出をしないようにしてある。
5, the effective power output PE of the generator, the output judging the rated output PE S of the generator coefficient K GD (e.g. 0.1) element determines exceeds a value obtained by multiplying the 101A and the generator The
Moreover, determining
The element 101A has the same function as the function of step ST5 of the second embodiment, the
本実施の形態3の系統安定化システムでは、当該発電機の有効電力出力PEが、当該発電機の定格出力PESに出力判定係数KGD(例えば0.1)を掛けた値を上回るかを判定する要素101A、当該発電機の有効電力出力PEの低下継続を判定する要素101B、系統周波数Fが起動判定レベルFSET1(例えば59.8Hz)を下回っているかを判定する要素102A、系統周波数Fの低下継続を判定する要素102B、AND回路103、複数回負荷遮断(n≧2)対応の発電機脱落検出要素104A、1回負荷遮断(n=1)対応の発電機脱落検出要素104Bおよびロックスイッチ5が、基板上に回路として構成され、前述の実施の形態1および実施の形態2と同等の機能を呈す。
In the system stabilization system the third embodiment, whether active power output PE of the generator exceeds the value obtained by multiplying the output determination coefficient to the rated output PE S of the generator K GD (for example, 0.1) determining element 101A, the generator determines
実施の形態4.
この発明の実施の形態4は、発電機停止指令、発電機出力低下(負荷降下)指令が各発電機個別に利用できる場合に、これらを不要な発電機脱落検出を防止するための手段として、前述の系統安定化システムのS/Wに追加した場合の事例であり、その一例を図6に例示してある。
事故検出端末装置10(図1参照)は、A発電所およびその併設変電所1に属する全ての運転中発電機に対して、図6に示す処理を行う。以下、A発電所およびその併設変電所1に属する1台の運転中発電機を例にとり、図6に示す処理の説明を行っていく。
図6において、先ず当該発電機の有効電力出力PE、系統周波数Fの各値を収集し(ス
テップST1)、次いで系統周波数Fが起動判定レベルFSET1(例えば59.8Hz)を下回っているかを判定し(ステップST2)、この条件が成立していなければステップST1に戻る。
ステップST2の条件が成立した場合には、当該発電機の有効電力出力PE、系統周波数Fが何れも連続的に低下しているかを判定し(ステップST3)、この条件が成立していなければステップST1に戻る。
ステップST3の条件が成立した場合には、当該発電機に対する停止指令が無いかを判定し(ステップST10)、この条件が成立していなければ、所定時間内PF低下起動をロックする(ステップST12)。
ステップST10の条件が成立した場合には、当該発電機に対する出力低下指令が無いかを判定し(ステップST11)、この条件が成立していなければ、所定時間内PF低下起動をロックする(ステップST12)。
ステップST11の条件が成立した場合には、PF低下起動が成立したと判断し(ステップST4)、当該発電機の有効電力出力PEが、当該発電機の定格出力PESに出力判定係数KGD(例えば0.1)を掛けた値を上回るかを判定し(ステップST5)、この条件が成立していなければ、負荷遮断回数nに1を設定し(ステップST10)、ステップST7に進む。
ステップST5の条件が成立した場合には、PEの低下速度に応じた負荷遮断回数nを設定し(ステップST6)、遮断すべきトータル目標負荷量(相応負荷量)PECとして、系統周波数FがFSET1となった時点の当該発電機の有効電力出力PEを設定する(ステップST7)。
次いで、前記「PF低下起動」成立の信号、遮断すべきトータル目標負荷量PEC、および負荷遮断回数nを中央制御装置3(図1参照)へ送出する(ステップST8)。
The accident detection terminal device 10 (see FIG. 1) performs the process shown in FIG. 6 on all operating generators belonging to the A power plant and its
6, first active power output PE of the generator, to collect the values of grid frequency F (step ST1), then determine system frequency F is lower than the activation determination level F SET1 (eg 59.8Hz) If this condition is not established, the process returns to step ST1.
If the condition of step ST2 is satisfied, it is determined whether the active power output PE and the system frequency F of the generator are continuously decreasing (step ST3). If this condition is not satisfied, step Return to ST1.
If the condition of step ST3 is satisfied, it is determined whether there is a stop command for the generator (step ST10). If this condition is not satisfied, the PF lowering activation within a predetermined time is locked (step ST12). .
If the condition of step ST10 is satisfied, it is determined whether there is an output decrease command for the generator (step ST11). If this condition is not satisfied, the PF decrease activation within a predetermined time is locked (step ST12). ).
If the condition of step ST11 is satisfied, it is determined that the PF reduced activation is satisfied (step ST4), the effective power output PE of the generator, the output determination coefficient to the rated output PE S of the generator K GD ( For example, it is determined whether or not the value multiplied by 0.1) is exceeded (step ST5). If this condition is not satisfied, the load interruption count n is set to 1 (step ST10), and the process proceeds to step ST7.
When the condition of step ST5 is satisfied, the load interruption count n corresponding to the rate of decrease of PE is set (step ST6), and the system frequency F is F as the total target load amount (corresponding load amount) PEC to be interrupted. The active power output PE of the generator at the time of becoming SET1 is set (step ST7).
Next, a signal indicating that the “PF lowering activation” is established, the total target load amount PEC to be interrupted, and the load interrupting frequency n are sent to the central controller 3 (see FIG. 1) (step ST8).
中央制御装置3は、ステップST8により、事故検出端末装置10から、前記「PF低下起動」成立の信号、遮断すべきトータル目標負荷量PEC、および負荷遮断回数nを受信すると、系統周波数Fが制御実施判定レベルFSET2(例えば59.5Hz)を下回る毎に、PEC/n分の負荷遮断指令を、優先順位に基づいて、対応負荷の負荷制御端末装置へ送出する(ステップST9)。
なお、上記ステップST5においてPE≧KGD・PESの条件が成立しない場合、ステップST10に移行する代わりに、一般的な電源脱落に対応した負荷遮断を実行させることもできる。この場合、事故検出端末装置10は、直ちに中央制御装置3に対して、一般的な電源脱落に対応した負荷遮断を実行させる指令、当該発電機の事前有効電力出力(例えば現時点から所定時間前までの移動平均値)を送出する。中央制御装置3では、送出されてきた当該発電機の事前有効電力出力、制御目標周波数(整定値)、周波数特性定数(整定値)などより遮断すべき目標負荷量を算出し、系統周波数Fが制御実施判定レベルFSET2(例えば59.5Hz)を下回ったことを条件に、遮断すべき目標負荷量分の負荷遮断指令を、優先順位に基づいて、対応負荷の負荷制御端末装置へ送出する。
When the
If the condition of PE ≧ K GD · PE S is not satisfied in step ST5, load interruption corresponding to general power loss can be executed instead of shifting to step ST10. In this case, the accident
本実施の形態4の系統安定化システムでは、実施の形態2のフロー図に、発電機停止指令の有無を判定する手段(ステップST10)と発電機出力低下(負荷降下)指令の有無を判定する手段(ステップST11)を追加することによって、いずれか一方の指令が有る場合には、PF低下起動を所定時間ロックさせることにより、不要な発電機脱落の検出を防止している。 In the grid stabilization system of the fourth embodiment, the means for determining the presence / absence of a generator stop command (step ST10) and the presence / absence of a generator output reduction (load drop) command are determined in the flowchart of the second embodiment. By adding means (step ST11), when any one of the commands is present, the PF lowering activation is locked for a predetermined time to prevent the detection of an unnecessary generator dropout.
実施の形態5.
この発明の実施の形態5は、発電機停止指令、発電機出力低下(負荷降下)指令が各発電機個別に利用できる場合に、これらを不要な発電機脱落検出を防止するための要素として、前述の系統安定化システムのH/W基板に追加した場合の事例であり、その一例を図7に例示してある。
図7において、当該発電機の有効電力出力PEが、当該発電機の定格出力PESに出力判定係数KGD(例えば0.1)を掛けた値を上回るかを判定する要素101Aおよび当該発電機の有効電力出力PEの低下継続を判定する要素101Bは、前述の実施の形態1における図2の発電機出力電力増減検出部101に相当する。各要素は所定のタイマーを持ち、各々の設定時間以上判定条件が成立した場合に、各出力を出すものとする。
また、系統周波数Fが起動判定レベルFSET1(例えば59.8Hz)を下回っているかを判定する要素102Aおよび系統周波数Fの低下継続を判定する要素102Bは、前述の実施の形態1における図2の系統周波数増減検出部102に相当する。各要素は所定のタイマーを持ち、各々の設定時間以上判定条件が成立した場合に、各出力を出すものとする。
103はAND回路である。複数回負荷遮断(n≧2)対応の発電機脱落検出要素104Aおよび1回負荷遮断(n=1)対応の発電機脱落検出要素104Bは、前述の実施の形態1における図2の発電機脱落検出部104に相当する。
7は当該発電機への発電機停止指令が無いかを判定する要素、8は当該発電機への発電機出力低下(負荷降下)指令が無いかを判定する要素で、それぞれ各指令が無い場合に出力を出す。
要素101Aは、前述の実施の形態4のステップST5の機能と同じ機能を有し、要素101Bは、前述の実施の形態4のステップST3の機能と同じ機能を有し、要素102Aは、前述の実施の形態4のステップST2の機能と同じ機能を有し、要素102Bは、前述の実施の形態4のステップST3の機能と同じ機能を有し、要素7は、前述の実施の形態4のステップST10の機能と同じ機能を有し、要素8は、前述の実施の形態4のステップST11の機能と同じ機能を有している。
5はロックスイッチで、発電機点検時等にOFF操作手段6により開放され、発電機点検
時等に系統安定化システムが不要な発電機脱落検出をしないようにしてある。
7, the active power output PE of the generator, the output judging the rated output PE S of the generator coefficient K GD (e.g. 0.1) element determines exceeds a value obtained by multiplying the 101A and the generator The
Moreover, determining
7 is an element for determining whether or not there is a generator stop command for the generator, and 8 is an element for determining whether or not there is a generator output reduction (load drop) command for the generator. Output to.
The element 101A has the same function as the function of step ST5 of the above-described fourth embodiment, the
本実施の形態5の系統安定化システムでは、当該発電機の有効電力出力PEが、当該発電機の定格出力PESに出力判定係数KGD(例えば0.1)を掛けた値を上回るかを判定する要素101A、当該発電機の有効電力出力PEの低下継続を判定する要素101B、系統周波数Fが起動判定レベルFSET1(例えば59.8Hz)を下回っているかを判定する要素102A、系統周波数Fの低下継続を判定する要素102B、AND回路103、複数回負荷遮断(n≧2)対応の発電機脱落検出要素104A、1回負荷遮断(n=1)対応の発電機脱落検出要素104B、7は当該発電機への発電機停止指令が無いかを判定する要素、8は当該発電機への発電機出力低下(負荷降下)指令が無いかを判定する要素およびロックスイッチ5が、基板上に回路として構成され、前述の実施の形態4と同等の機能を呈す。
In system stabilization system of the fifth embodiment, a valid power output PE of the generator exceeds the value obtained by multiplying the output determination coefficient to the rated output PE S of the generator K GD (for example, 0.1) determining element 101A, the generator determines
なお、各図1〜図7において、同一または相当部分には同一符合を付してある。 1 to 7, the same or corresponding parts are denoted by the same reference numerals.
1 A発電所およびその併設変電所、 10 事故検出端末装置
10C 事故検出端末側演算装置、 2 電力系統、
21,22,・・・2n 負荷制御端末装置、
3 中央制御装置、 3C 中央制御装置側演算装置、
4 発電所中央操作室、 5 ロックスイッチ、
6 発電機点検時OFF操作手段、 7 発電機停止指令無し判定要素、
8 発電機出力低下指令無し判定要素、
101発電機出力電力増減検出部、 1011 有効電力検出部、
1012 有効電力増減検出部、 1013 基準値設定部、
1014 タイマー部、 102 系統周波数増減検出部、
1021 周波数検出部、 1022 周波数増減検出部、
1023 基準値設定部、 1024 タイマー部、
103 AND部、 104 発電機脱落検出要素、
BA 発電所併設変電所母線、 CT1,CTn 変流器、
CB1,CBn 遮断器、 F 送電線、
GA1,・・・GAn 発電機、
GA1C,・・・GAnC プラント制御装置、
L1,L2,・・・Ln 負荷、 MTr1,・・・MTrn 主変圧器、
PE 発電機有効電力出力、
PEC 周波数59.8Hzにける発電機有効電力出力、
PT1,PTn 変流器、
S1−3,S3−L1,S3−L2,・・・S3-Ln,S4-1,S4-2 信号経
路。
DESCRIPTION OF SYMBOLS 1 A power station and its substation, 10 Accident
21, 22,... 2n load control terminal device,
3 Central control unit, 3C Central control unit side arithmetic unit,
4 Power plant central control room, 5 Lock switch,
6 OFF operation means during generator inspection, 7 Determining element without generator stop command,
8 Determining element without generator output reduction command,
101 generator output power increase / decrease detection unit, 1011 active power detection unit,
1012 active power increase / decrease detection unit, 1013 reference value setting unit,
1014 timer unit, 102 system frequency increase / decrease detection unit,
1021 Frequency detector, 1022 Frequency increase / decrease detector,
1023 Reference value setting unit, 1024 timer unit,
103 AND section, 104 Generator dropout detection element,
BA power station substation bus, CT1, CTn current transformer,
CB1, CBn circuit breaker, F transmission line,
GA1, ... GAn generator,
GA1C, ... GAnC plant control device,
L1, L2, ... Ln load, MTr1, ... MTrn main transformer,
PE generator active power output,
Generator active power output at PEC frequency 59.8Hz,
PT1, PTn current transformer,
S1-3, S3-L1, S3-L2,... S3-Ln, S4-1, S4-2 Signal path.
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