JP2011083077A

JP2011083077A - 電力系統分離制御システム

Info

Publication number: JP2011083077A
Application number: JP2009231648A
Authority: JP
Inventors: Kenpei Seki; 建平関
Original assignee: Mitsubishi Electric Corp
Current assignee: Mitsubishi Electric Corp
Priority date: 2009-10-05
Filing date: 2009-10-05
Publication date: 2011-04-21

Abstract

【課題】広域系統全体から見た脱調中心を確実に検出し、電力系統の細分化を阻止することができる電力系統分離制御システムを提供する。
【解決手段】電力系統５を構成する電気所Ａ〜Ｄに配置され、系統電気量を測定する複数の子装置２と、通信ネットワーク３を介して子装置２に接続され、子装置２から伝達された情報に基づいて電力系統の系統分離を実施する親装置１と、を備えた電力系統分離制御システムであって、子装置２は、脱調を予測した脱調予測信号を生成して親装置１に送信し、親装置１は、子装置２から送信された脱調予測信号に基づいて制御対象の遮断器を選択し、選択した遮断器を管理する子装置２に対して遮断指令を送信する。
【選択図】図１

Description

本発明は、送電線の故障や負荷の増大などの外乱によって一の電力系統が不安定になったときに、当該一の電力系統を複数の電力系統に分離する制御を行う電力系統分離制御システムに関する。

近年、電力系統が大規模となり、電力系統内の潮流が複雑化するにつれ、以前にも増して、信頼性および精度の高い電力系統の制御および保護が要求されるようになっている。一方、送電線の故障や負荷の増大などの外乱が生じると、電力系統における一部の発電機の位相が正常な発電機の位相から大きく外れて行く、いわゆる脱調現象が発生する。このような脱調現象は波及的に拡大して行くため、その対策として、脱調分離リレーや、安定化保護システムを構築し、脱調現象の波及を防止する処置が採られている。

これらのシステムのうち、前者の脱調分離リレーは、電力系統内の送電線毎に設置され、監視対象とする送電線に脱調ローカスが入ったかどうかを監視し、脱調ローカスが入った場合には、監視対象の送電線を遮断することにより脱調現象の波及を防止する処理を行う。

ここで、脱調ローカスが入った状態とは、２台の発電機が送電線を介して結ばれている単純２機系統で説明すると、脱調が進展し発電機間の位相角差が拡大して、１８０度になり、送電線の中間点で電圧が零となる状態をいう。

また、後者の安定化保護システムは、対象系統に発生する特定の一つの脱調モードを対象とし、対象系統を２台の発電機からなる２機系統モデル（脱調する発電機を含む分離系統と、その影響を受ける健全系統からなるモデル）として考え、それぞれを代表する電気所の母線電圧位相を時々刻々と計測すると共に、両者間の位相角差を算出し、その位相角差が予め設定したしきい値を超過する場合、脱調発生と判定し、予め設定した一ヶ所固定の系統分離を実施して脱調現象の波及を防止する処理を行う。

特開２００５−２０４３６７号公報特願２００９−１２０３０６特開２００７−６０８７０号公報国際公開第０８／１２０２８２号

ところが、上述した脱調分離リレーおよび安定化保護システムでは、複数の脱調モードが発生する場合や、脱調現象が複雑で脱調ローカスが入る送電線が多岐にわたる場合において、種々の課題があった。

例えば、後者の安定化保護システムは、特定の一つの脱調モード（脱調現象）を対象とし、２機系統モデル（脱調する系統と健全な系統）での脱調判定を行うものであるため、複数の脱調モードが発生する電力系統には適用できないという課題があった。

また、前者の脱調分離リレーでは、複数の送電線毎にそれぞれ脱調分離リレーを設置する必要があるのと共に、脱調モード如何によって脱調ローカスが多数の送電線に入るような場合には、脱調分離リレーが連鎖的に動作して電力系統が細分化され、結果的に運転継続ができない状況に陥る可能性があるという課題があった。

本発明は、上記に鑑みてなされたものであって、広域系統全体から見た脱調中心を確実に検出することができ、脱調分離リレーが連鎖的に動作して電力系統が細分化される状況を阻止することができる電力系統分離制御システムを提供することを目的とする。

上述した課題を解決し、目的を達成するため、本発明にかかる電力系統分離制御システムは、電力系統を構成する電気所に配置され、系統電気量を測定する複数の子装置と、ネットワークを介して前記各子装置に接続され、これら各子装置から伝達された情報に基づいて前記電力系統の系統分離を実施する親装置と、を備えた電力系統分離制御システムであって、前記各子装置は、脱調を予測した脱調予測信号を生成して前記親装置に送信し、前記親装置は、前記脱調予測信号に基づいて制御対象の遮断器を選択し、選択した遮断器を管理する子装置に遮断指令を送信することを特徴とする。

本発明にかかる電力系統分離制御システムによれば、脱調分離リレーが連鎖的に動作して電力系統が細分化される状況を阻止することができるという効果を奏する。

図１は、本発明の実施の形態にかかる電力系統分離制御システムが適用される電力系統全体のシステム構成を示す図である。図２は、電力系統保護に関する段階制御の概要を示す図である。図３は、本発明の実施の形態にかかる電力系統分離制御システムの親装置の構成を示す図である。図４は、本発明の実施の形態にかかる電力系統分離制御システムの子装置の構成を示す図である。図５は、親装置で実行される脱調予測保護演算処理の流れを示すフローチャートである。図６は、親装置で実行される脱調保護演算処理の流れを示すフローチャートである。図７は、親装置で実行される電圧不安定保護演算処理の流れを示すフローチャートである。図８は、制御テーブルの一例を示す図である。図９は、１機無限大系統モデルを示す図である。図１０は、１機無限大系統モデルに接続される発電機の内部電圧位相角δ_Gと電気的出力Ｐ_eとの関係を示す電力相差角曲線（Ｐ−δ曲線）図である。図１１は、子装置で実行される脱調予測起動信号生成処理の流れを示すフローチャートである。図１２は、子装置で実行される対象変電所電圧の測定および送信処理の流れを示すフローチャートである。図１３は、子装置で実行される制御対象ＣＢ遮断処理の流れを示すフローチャートである。図１４は、日本国において代表的な電気学会ＥＡＳＴ１０モデル系統（５０Ｈｚ系統）を示す図である。図１５は、本シミュレーションにおける発電機位相角の変化曲線図である。図１６は、本シミュレーションにおける空間同期フェーザの変化曲線図である。図１７は、本シミュレーションにおける有効電力の変化曲線図である。図１８は、本シミュレーションにおいて子装置が実行した脱調予測演算の信号タイムチャートである。図１９は、本シミュレーションにおける系統分離実施後の分離系統Ｉの発電機位相角の変化曲線図である。

以下に添付図面を参照し、本発明の実施の形態にかかる電力系統分離制御システムについて説明する。なお、以下に示す実施の形態により本発明が限定されるものではない。

＜実施の形態＞
図１は、本発明の実施の形態にかかる電力系統分離制御システムが適用される電力系統全体のシステム構成を示す図である。図１に示すように、本実施の形態にかかる電力系統分離制御システムは、親装置１および子装置２を備えている。子装置２は、電力系統５を構成する電気所（発電所または変電所の総称）Ａ〜Ｄのそれぞれに配置され、系統の交流電圧／電流（系統電気量）を測定する。親装置１は、電気所以外の場所に配置され、通信ネットワーク３を介して子装置２と接続される。なお、親装置１を任意の電気所の一つに配置しても無論構わない。安定化保護システム４は、電力系統５の状態を監視するシステムである。この安定化保護システム４は、電力系統５全体の監視業務を行っている場所、例えば中央給電指令所に配置される。なお、電力系統分離制御システムと安定化保護システム４との間の連携動作を迅速に行うためには、親装置１の配置場所は、安定化保護システム４の親装置（図示省略）と同一場所に配置することが好ましい。

図２は、電力系統保護に関する段階制御の概要を示す図である。第一段制御は、送電線、変圧器、発電機などに故障が発生した場合、リレー保護システムが迅速に故障を検出し、検出した故障設備を電力系統から切り離す制御である。なお、第一段制御の動作時間は、故障発生時点から数十ミリ秒〜数百ミリ秒である。

第二段制御は、リレー保護動作後の時間領域において、電力系統に存在する過渡安定度、動態安定度、電圧不安定、周波数安定度などを評価し、電力系統が不安定状態に陥るのを防止するシステム、すなわち系統の安定化制御を行うシステムである。なお、第二段制御の動作時間は、故障発生時点から数百ミリ秒〜数秒である。

第三段制御は、本願発明者が提案する概念であり、本実施の形態の電力系統分離制御システムによって実現される機能である。

ところで、第二段制御を行う現状の安定化保護システムは、異なる場所の多重同時故障などを考慮していない。このため、バックアップ保護として送電線に脱調リレーを配置し、送電線両端の位相差が１８０度を超えた時点で、当該送電線を遮断する制御を行う。一方、この手法には、脱調時点で監視対象の送電線（対象送電線）のみを遮断する制御を行うため、遮断された送電線が系統連絡線でない場合、連鎖して次々と他の送電線を遮断し、大規模停電を引き起こす虞があるという懸念がある。

そこで、本願発明者は、脱調を予測し、確実に脱調を判定できた時点で一の系統（大系統）を複数の系統（小系統）に分離する制御を行い、当該複数の系統における安定化制御を既存の安定化保護システムにハンドオフすることを提案するものである。系統分離の情報は、本願発明の電力系統分離制御システムから既存の安定化保護システムに伝達する。小系統における既存の安定化保護システム（例えば周波数安定化保護システム）は、電力系統分離制御システムから伝達された系統分離の情報に基づき、需給アンバランスを解消する制御（発電機遮断、負荷遮断）などを行うことになる。

上記では、脱調を予測して制御する場合について説明したが、電圧不安定状態を検出して制御する場合についても同様である。すなわち、電圧不安定状態を検出した場合には、まず系統分離を行って、既存の安定化保護システムにハンドオフし、既存の安定化保護システムにて需給アンバランスの解消制御を行う。これらの段階制御により、大系統における大規模停電の発生を未然に抑止することが可能となる。

第三段制御の動作時間は、故障発生時点から数百ミリ秒〜数十秒に設定することが好ましい。なお、この動作時間を既存の安定化保護システムの動作時間よりも長い時間（例えば数秒〜数十秒）に設定すれば、既存の安定化保護システムのバックアップ機能を担わせることが可能となる。また、この考えとは逆に、この動作時間を既存の安定化保護システムの動作時間よりも短い時間あるいは同等の時間に設定すれば、既存の安定化保護システムの代替として機能させることも可能である。

図３は、本発明の実施の形態にかかる電力系統分離制御システムの親装置１の構成を示す図である。図３に示すように、親装置１は、第１のデータ受信部１２、ＧＰＳ信号受信部１３、空間同期フェーザ算出部１４、第２のデータ受信部１５、脱調保護対象決定部１６、電圧不安定制御対象決定部１７、第１の送信部１８、第２の送信部１９、インターフェース２０、および記憶部２１を備えている。

上記の構成において、第１のデータ受信部１２は、子装置２からのデータを受信する処理部であり、第２のデータ受信部１５は、安定化保護システムからのデータを受信する処理部である。第１の送信部１８は、子装置２へのデータ送信を担う処理部であり、第２の送信部１９は、安定化保護システムへのデータ送信を担う処理部である。インターフェース２０は、本装置（親装置１）による演算結果等を表示装置や外部装置に出力する機能を提供し、記憶部２１は、計測データや演算結果などを記憶する機能を提供する。なお、その他各部の機能については、後述するフローチャートの処理を説明するところで詳細に説明する。

また、上記の構成において、第１のデータ受信部１２、ＧＰＳ信号受信部１３、空間同期フェーザ算出部１４、第２のデータ受信部１５、脱調保護対象決定部１６、電圧不安定制御対象決定部１７、第１の送信部１８、第２の送信部１９、インターフェース２０、および記憶部２１は、ＣＰＵ、ＲＡＭ、ＲＯＭおよびインターフェース回路を有する汎用のコンピュータならびに、汎用のコンピュータに接続され、所要の通信機能を有する機器等を用いることができる。

図４は、本発明の実施の形態にかかる電力系統分離制御システムの子装置２の構成を示す図である。図４に示すように、子装置２は、構内ネットワーク５０を介して自端の計器用変圧器／変流器（自端ＰＴ／ＣＴ４８）および制御対象の遮断器（制御対象ＣＢ４９）に接続されると共に、電圧電流測定部３１、Ａ／Ｄ変換部３２、ＰＭＵデータ受信部３３、ＧＰＳ信号受信部３４、自端周波数算出部３５、自端フェーザ算出部３６、空間同期フェーザ算出部３７、空間同期フェーザ変化率（角速度）算出部３８、角速度変化率算出部３９、有効電力算出部４０、有効電力変化率算出部４１、脱調予測部４２、正相電圧実効値算出部４３、制御対象ＣＢ遮断部４４、送受信部４５、インターフェース４６、および記憶部４７を備えて構成される。

上記において、ＰＭＵデータとは、安定化保護システムの一装置として公知である「同期フェーザ測定装置(Phasor Measurement Unit）」によって測定されたデータである。なお、この同期フェーザ測定装置については、本願発明者による上記特許文献１（特開２００５−２０４３６７号公報）に詳細に記述されているので、当該公報を参照されたい。また、当該公報の内容は、本願明細書に取り込まれて本願発明の一部をなすものとする。

上記の構成において、送受信部４５は、親装置１との間の送受信機能を提供する。インターフェース４６は、本装置（子装置２）による演算結果等を表示装置や外部装置に出力する機能を提供し、記憶部４７は、計測データや演算結果などを記憶する機能を提供する。なお、その他各部の機能については、後述するフローチャート（図１１〜１３）の項で詳細に説明する。

また、上記の構成において、電圧電流測定部３１およびＡ／Ｄ変換部３２は、デジタル電圧／電流出力端子を有する電圧計／電流計などを用いることができる。また、ＰＭＵデータ受信部３３，ＧＰＳ信号受信部３４、自端周波数算出部３５、自端フェーザ算出部３６、空間同期フェーザ算出部３７、空間同期フェーザ変化率（角速度）算出部３８、角速度変化率算出部３９、有効電力算出部４０、有効電力変化率算出部４１、脱調予測部４２、正相電圧実効値算出部４３、制御対象ＣＢ遮断部４４、送受信部４５、インターフェース４６、および記憶部４７は、ＣＰＵ、ＲＡＭ、ＲＯＭおよびインターフェース回路を有する汎用のコンピュータならびに、汎用のコンピュータに接続され、所要の通信機能を有する機器等を用いることができる。

つぎに、親装置１で実行する処理の詳細について図１〜図５の各図面を参照して説明する。図５は、親装置１で実行される脱調予測保護演算処理の流れを示すフローチャートである。

まず、親装置１の第１のデータ受信部１２は、子装置２からのデータを受信する（ステップＳ１０１）。子装置２から送信されるデータは、脱調予測起動信号である。

親装置１の第２のデータ受信部１５は、安定化保護システム４からのデータ（整定値、運用方式など）を受信する（ステップ１０２）。ここで、運用方式とは、各発電所がどのような運転状態を行っているのかを識別するために設けられており、日中、夜間、季節等の条件によって変更される。

親装置１は、予め定められている制御テーブルを切り替える処理を行う（ステップＳ１０３）。制御テーブルは、親装置１が参照するテーブルであり、一の系統（大系統）を複数の系統（小系統）に分離する制御に必要なテーブルである。この制御テーブルは、例えば図８に示すように、運用方式、制御起動の場所、潮流状況、保護種類などに基づいて、制御対象が定められている。なお、図８では、制御対象の選択が迅速かつ容易になるように、運用方式毎に個別のテーブルを定めているが、この限りではなく、運用方式がテーブル内に含まれた制御テーブルであっても無論構わない。

つぎに、親装置１の脱調保護対象決定部１６は、子装置２からの脱調予測起動信号の有無を判定する（ステップＳ１０４）。脱調予測起動信号が無の場合（ステップＳ１０４，Ｎｏ）、ステップＳ１０８に移行し、脱調予測起動信号が有の場合（ステップＳ１０４，Ｙｅｓ）、ステップＳ１０３で切り替えられた制御テーブルを用いて制御対象を選択する（ステップＳ１０５）。親装置１の第１の送信部１８は、制御対象ＣＢに対する遮断指令を、当該制御対象ＣＢを管理する子装置２に送信し（ステップＳ１０６）、親装置１の第２の送信部１９は、制御結果を安定化保護システム４に送信する（ステップＳ１０７）。ステップＳ１０８では、本フローを終了するか否かの判定処理を行い、終了でなければ（ステップＳ１０８，Ｎｏ）、ステップＳ１０１〜Ｓ１０７の処理を繰り返し行う。

図５は、子装置２の脱調予測保護演算機能を利用するフローであったが、つぎに、親装置１が脱調の有無を判別して制御対象を選択するフローについて図１〜図４および図６の図面を参照して説明する。図６は、親装置１で実行される脱調保護演算処理の流れを示すフローチャートである。

まず、親装置１の第１のデータ受信部１２は、子装置２からのデータを受信する（ステップＳ２０１）。子装置２から送信されるデータは、自身が監視するノードにおけるフェーザおよび当該フェーザの回転モードである。また、各ノードにおけるフェーザにはＧＰＳ時間が付されている。

親装置１の第２のデータ受信部１５は、安定化保護システム４からのデータ（整定値、運用方式など）を受信する（ステップＳ２０２）。また、親装置１は、制御起動場所、潮流状況、保護種類などの情報に基づいて定められている制御テーブルの切替処理を行う（ステップＳ２０３）。

つぎに、親装置１のＧＰＳ信号受信部１３は、ＧＰＳ信号を受信する（ステップＳ２０４）。

さらに、親装置１は、脱調起動を判定するために指定した任意２つのノード（以下「指定２ノード」という）を選定し、これら指定２ノードの連系の有無を判定する（ステップＳ２０５）。指定２ノードが連系していない場合（ステップＳ２０５，Ｎｏ）、ステップＳ２０１に戻り、指定２ノードが連系している場合（ステップＳ２０５，Ｙｅｓ）、当該指定２ノード間の空間同期フェーザを計算する（ステップＳ２０６）。なお、指定２ノード間の空間同期フェーザの計算は、連系している全ての組合せについて実行する。

ここで、空間同期フェーザの計算式を示す。なお、以下の説明よりも詳細な内容は、本願発明者による「同期フェーザ測定装置（特願２００９−１２０３０６：上記特許文献２）」に詳細に記述されているので、当該出願の公開公報を参照されたい。また、当該出願が公開された場合、当該出願の内容は、本願明細書に取り込まれて本願発明の一部をなすものとする。

指定２ノードをノード１およびノード２とするとき、ノード１のフェーザα₁(t)が、ノード２のフェーザα₂(t)よりも進んでいる場合の空間同期フェーザα_SPは、次式のように定義される。

上記（１）式において、α_1m，α_2mはそれぞれフェーザα₁(t)およびフェーザα₂(t)の回転モードである。また、Ｔはサンプリング１刻み時間である。

一方、ノード１のフェーザα₁(t)が、ノード２のフェーザα₂(t)よりも遅れている場合の空間同期フェーザα_SPは、次式のように定義される。

ステップＳ２０６にて空間同期フェーザの計算処理が完了すると、親装置１は、下記（３）式を用いて脱調起動の有無を判定する（ステップＳ２０７）。

上記（３）式において、閾値α_SETは、所定の閾値である。なお、子装置２の脱調予測演算と異なり、親装置１の脱調判別では予測機能がないので、閾値α_SETは１８０度など、比較的大きな値で設定することになる。

脱調起動なしと判定された場合（ステップＳ２０７，Ｎｏ）、ステップＳ２１１に移行し、脱調起動ありと判定された場合（ステップＳ２０７，Ｙｅｓ）、親装置１の脱調保護対象決定部１６はステップＳ２０３で切り替えられた制御テーブルを用いて制御対象を選択する（ステップＳ２０８）。親装置１の第１の送信部１８は、制御対象ＣＢに対する遮断指令を、当該制御対象ＣＢを管理する子装置２に送信し（ステップＳ２０９）、親装置１の第２の送信部１９は、制御結果を安定化保護システム４に送信する（ステップＳ２１０）。ステップＳ２１１では、本フローを終了するか否かの判定処理を行い、終了でなければ（ステップＳ２１１，Ｎｏ）、ステップＳ２０１〜Ｓ２１０の処理を繰り返し行う。

つぎに、親装置１が子装置２から受領した実測電圧値等に基づいて系統の電圧不安定状態を判定し、制御対象を選択するフローについて図１〜図４および図７の図面を参照して説明する。図７は、親装置１で実行される電圧不安定保護演算処理の流れを示すフローチャートである。

まず、親装置１の第２のデータ受信部１５は、安定化保護システム４からのデータ（整定値）を受信する（ステップＳ３０１）。また、親装置１の第１のデータ受信部１２は、子装置２から実測電圧値のデータを受信する（ステップＳ３０２）。

親装置１は、制御起動場所、潮流状況、保護種類などの情報に基づいて定められている制御テーブルの切替処理を行う（ステップＳ３０３）。また、親装置１は、下記（４）、（５）式に基づき、長時間低電圧状態（ノード電圧低下状態の継続性の度合い）の有無を判別する（ステップＳ３０４）。

上記（４）式において、Ｖ_1n(t)は、ノードｎの正相電圧であり(後述する（２３）式を参照)、Ｖ_SETは整定値であり、Ｎは指定ノード数である。また、上記（５）式において、Ｔ₁は、（４）式を満足した場合の継続時間であり、Ｔ_SETはＴ₁を評価するための整定値である。なお、このＴ_SETは、安定化保護システム４における電圧不安定保護の起動時間よりも大きな値に整定するものとする。

全てのノードについて、上記（５）式が成立しない場合（ステップＳ３０４，Ｎｏ）、ステップＳ３０８に移行する。一方、上記（５）式が成立する場合（ステップＳ３０４，Ｙｅｓ）、親装置１の電圧不安定制御対象決定部１７は、制御起動の場所、現状の系統構成、潮流状況、安定化保護システム４の保護種類などに基づいて、制御対象を決定する（ステップＳ３０５）。

親装置１の第１の送信部１８は、制御対象ＣＢに対する遮断指令を、当該制御対象ＣＢを管理する子装置２に送信し（ステップＳ３０６）、親装置１の第２の送信部１９は、制御結果を安定化保護システム４に送信する（ステップＳ３０７）。ステップＳ３０８では、本フローを終了するか否かの判定処理を行い、終了でなければ（ステップＳ３０８，Ｎｏ）、ステップＳ３０１〜Ｓ３０７の処理を繰り返し行う。

以上、親装置１で実施する３つの処理フロー、すなわち
（１）脱調予測保護演算処理
（２）脱調保護演算処理
（３）電圧不安定保護演算処理
について説明したが、親装置１は、これら３つの処理フローのうちの少なくとも一つを利用して、所要の系統分離を行えばよい。

つぎに、子装置２の脱調予測保護演算機能における判定処理の部分について、図９、図１０などを参照して説明する。図９は、以下の説明で用いる１機無限大系統モデルを示す図である。なお、「１機無限大系統モデル」とは、各１台の発電機同士が送電線を介して接続され、各発電機は無限大母線に接続されたものとして扱うモデルである。また、図１０は、１機無限大系統モデルに接続される発電機の内部電圧位相角δ_Gと電気的出力Ｐ_eとの関係を示す電力相差角曲線（Ｐ−δ曲線）図である。なお、発電機の内部電圧位相角δ_Gは、無限大母線の電圧位相角をゼロとしたときの値である。この系統モデルにおいて、発電機の運動方程式は次式のように表される。

この（６）式において、Ｐ_mは発電機の機械的入力、Ｐ_eは発電機の電気的出力、δ_Gは発電機の内部電圧の位相角、Ｍは発電機の慣性定数である。発電機の運転点は、事故などに係わって系統擾乱がある場合、Ｐ−δ曲線に沿って移動する。図１０のＣ点は不安定平衡点であり、実線で示す発電機の運転点が、不安定平衡点Ｃ点より位相角の大きな側に移動する場合、そのままの運転を続けると運転点が位相角の小さな側に戻ることができず、発電機は加速して脱調に至っていく。

なお、上記位相角δ_Gを求める計算式は、本願発明者による「電力系統脱調予測装置（特開２００７−６０８７０号公報：上記特許文献３）」に詳細に記述されているので、当該公報を参照されたい。また、当該公報の内容は、本願明細書に取り込まれて本願発明の一部をなすものとする。

発電機の運転点がＣ点より位相角の大きな側に移る条件は３つある。

まず、第１の条件は、位相角δ_Gが増大していることであり、次式に示すように、発電機の位相角δ_Gの１階微分が零を超えていることである。

第２の条件は、電気的出力Ｐ_eが機械的入力Ｐ_m未満であることである。（６）式の右辺のＭは正の実数であるので、次式に示されるように、発電機の位相角δ_Gの２階微分が零を超えていることが条件となる。

第３の条件は、発電機の電気的出力Ｐ_eが減少傾向にあることである。この条件は、次式に示されるように、発電機の電気的出力Ｐ_eの１階微分が零未満となることである。

このように１機無限大母線系統の発電機では、上述の３つの条件がすべて満足したとき、運転点が不安定平衡点Ｃ点を越えること、すなわち、そのまま運転を続けると脱調に至ると予測することができる。

なお、（７）〜（９）式は、変化分計算式であることから、図９において、発電機の内部電圧の位相角δ_Gを線路両端位相角差δ_MNに、発電機の電気的出力Ｐ_eを送電線の有効電力Ｐ_Lに変更しても、（７）〜（９）式は成立する。

また、ここでは更に、脱調中心が対象線路にあることを判定するため、つぎの第４条件を設ける。

第４の条件は、両端の位相角差が整定値より大きいという条件であり、次式で表すことができる。

上記（１０）式において、δ_SETは整定値である。系統の脱調中心が対象送電線ＭＮにある場合のみ、位相角差δ_MNは漸次増加して行く。

つぎに、子装置２が親装置１に送信するための脱調予測起動信号を生成する処理について図１〜図４および図１１の各図面を参照して説明する。図１１は、子装置２で実行される脱調予測起動信号生成処理の流れを示すフローチャートである。

まず、電圧電流測定部３１は、自端ＰＴ／ＣＴ４８にて実測された電圧および電流の各時系列データ（アナログデータ）を取り込み所定のタイミングごとにＡ／Ｄ変換部３２に送り込むと共に、Ａ／Ｄ変換部３２は、時系列のアナログデータを時系列のデジタルデータに変換する（ステップＳ４０１）。

つぎに、ＰＭＵデータ受信部３３は、対象送電線の相手端ＰＭＵデータを受信し（ステップＳ４０２）、ＧＰＳ信号受信部３４は、ＧＰＳ信号を受信する（ステップＳ４０３）。

つぎに、自端周波数算出部３５は、次式を用いて自端周波数ｆ₁(t)を算出する（ステップＳ４０４）。

上記（１１）式において、ｆ₀は、定格周波数（５０Ｈｚまたは６０Ｈｚ）であり、Ψ(t)は、定格周波数に対応する一サイクル周期時間に回転した位相角（ラジアン）である。計算の詳細は、上記した特許文献２を参照されたい。

つぎに、自端フェーザ算出部３６は、次式を用いて自端フェーザα(t)を算出する（ステップＳ４０５）。

上記（１２）式において、ｖ_est(t)およびＶ_est(t)は、それぞれ最小二乗法により推定した現時点の電圧瞬時値および振幅である。計算の詳細は、特許文献２を参照されたい。

つぎに、空間同期フェーザ算出部３７は、受信した相手端フェーザ情報と自端フェーザ情報とに基づき、上記（１）、（２）式を用いて対象送電線の空間同期フェーザα_SP(t)を算出する（ステップＳ４０６）。

なお、ステップＳ４０６で算出する空間同期フェーザの計算に必要なフェーザ回転モードαm(t)は、次式を用いて計算する。

一方、上記（１３）式に示す空間同期フェーザα_SP(t)は、図９に示す１機無限大系統モデル上においては、δ_MN(t)に相当する。そこで、この空間同期フェーザα_SP(t)を次式のようにδ_MN(t)とおく。

つぎに、空間同期フェーザ変化率（角速度）算出部３８は、次式を用いて空間同期フェーザ変化率（以下「角速度」という）ω(t)を算出する（ステップＳ４０７）。

上式において、Ｔは計算時間刻み幅である。

また、角速度変化率算出部３９は、次式を用いて角速度変化率を算出する（ステップＳ４０８）。

また、有効電力算出部４０は、次式を用いて対象送電線の有効電力Ｐ_L(t)を算出する（ステップＳ４０９）。

上式において、Ｐ_A(t)，Ｐ_B(t)，Ｐ_C(t)は、それぞれＡ相、Ｂ相、Ｃ相の有効電力実効値であり、ｐ_A(t)，ｐ_B(t)，ｐ_C(t)は、それぞれＡ相、Ｂ相、Ｃ相の有効電力瞬時値であり、Ｔ₀は、サンプリング周波数の１サイクル時間である。なお、これより詳細な内容は、本願発明者による「交流電気量測定装置（国際公開第０８／１２０２８２号公報：上記特許文献４）」に詳細に記述されているので、当該公報を参照されたい。また、当該公報の内容は、本願明細書に取り込まれて本願発明の一部をなすものとする。

さらに、有効電力変化率算出部４１は、次式を用いて対象送電線の有効電力変化率を算出する（ステップ４１０）。

つぎに、脱調予測部４２は、次の４つの判定式を用いて電力系統の脱調を予測する（ステップ４１１）。

上記（２２）式において、δ_SETはδ_MNを評価するための整定値である。なお、このδ_SETは系統が正常運転をしており、かつ、最大潮流の場合において観測される空間同期フェーザよりも大きな値に設定するものとする。

脱調予測部４２は、上記第１条件（（１９）式）、第２条件（（２０）式）、第３条件（（２１）式）、第４条件（（２２）式）の全ての条件が成立した場合、系統が脱調状態にあり、脱調中心は当該送電線にあると予測する。

なお、脱調予測が起動された場合（ステップＳ４１２，Ｙｅｓ）、親装置１に対し脱調予測起動信号を送信する（ステップＳ４１３）。一方、脱調予測が起動されない場合（ステップＳ４１２，Ｎｏ）、本フローを終了するか否かの判定処理を行い（ステップＳ４１４）、終了でなければ（ステップＳ４１４，Ｎｏ）、ステップＳ４０１〜Ｓ４１３の処理を繰り返し行う。

図１１は、子装置２が予測した脱調予測起動信号を親装置１に対して送信するフローであったが、つぎに、子装置２が測定した対象変電所の電圧を親装置１に対して送信するフローについて図１２の図面を参照して説明する。図１２は、子装置２で実行される対象変電所電圧の測定および送信処理の流れを示すフローチャートである。

まず、正相電圧実効値算出部４３は、次式を用いて正相電圧実効値Ｖ₁(t)を算出する（ステップＳ５０１）。

上記（２３）式において、ｖ_1e(t)は、正相電圧の瞬時値である。なお、計算の詳細は、上記した特許文献４を参照されたい。

子装置２は、算出した正相電圧実効値Ｖ₁(t)を親装置１に対して送信する（ステップＳ５０２）。送信後、本フローを終了するか否かの判定処理を行い（ステップＳ５０３）、終了でなければ（ステップＳ５０３，Ｎｏ）、ステップＳ５０１，Ｓ５０２の処理を繰り返し行う。

つぎに、子装置２が親装置１から受領した制御指令に基づいて制御対象ＣＢを遮断する処理について図１３の図面を参照して説明する。図１３は、子装置２で実行される制御対象ＣＢ遮断処理の流れを示すフローチャートである。

まず、子装置２は、親装置１からの制御指令を待ち受ける（ステップＳ６０１）。親装置１からの制御指令を受信していない場合（ステップＳ６０２，Ｎｏ）、ステップＳ６０４に移行するが、親装置１からの制御指令を受信した場合（ステップＳ６０２，Ｙｅｓ）、制御指令に付された制御対象ＣＢを遮断する（ステップＳ６０３）。ステップＳ６０４では、本フローを終了するか否かの判定処理を行い、終了でなければ（ステップＳ６０４，Ｎｏ）、ステップＳ６０１〜Ｓ６０３の処理を繰り返し行う。

図１４は、日本国において代表的な電気学会ＥＡＳＴ１０モデル系統（５０Ｈｚ系統）を示す図である。（）内の番号はノード番号を示し、＜＞内の番号はブランチ番号を示している。ここで、ブランチは送電線を意味している。いま、このモデル系統において、ノード２５とノード２６の間の並列２回線である送電線１９において、送電線１９のノード２５側の至近端（Ａ点）で１回線の三相地絡故障をシミュレートする。なお、故障継続時間は７０ｍｓとする。

図１５は、本シミュレーションにおける発電機位相角の変化曲線図である。図１５に示す波形図では、発電機Ｇ１〜Ｇ３は脱調しないが、発電機Ｇ１０が脱調して行く様子が示されている。なお、本シミュレーションでは、発電機Ｇ１０の内部位相角は、故障発生から約４．３秒の時点で１８０度に達している。

図１６は、本シミュレーションにおける空間同期フェーザの変化曲線図である。図１６に示す波形は、ノード２５に配置された子装置で計測されたノード２５とノード２６の間の空間同期フェーザである。図１６に示すように、脱調直前において、空間同期フェーザが急速に増大して行くことが確認できる。

図１７は、本シミュレーションにおける有効電力の変化曲線図である。図１７に示す波形は、ノード２５に配置された子装置で計測された送電線１９の有効電力である。図１７に示すように、脱調中心にある送電線の有効電力は、脱調直前において、急速に減少して行くことが確認できる。

図１８は、本シミュレーションにおいて子装置が実行した脱調予測演算の信号タイムチャートである。図１８において、第１〜第４条件は、上記した（１９）〜（２２）式に基づく判定処理の結果である。これらの第１〜第４条件の全てを満足した時点で（３回照合）、脱調予測信号が出力されている。図１８に示すように、故障発生から約３．８秒の時点で脱調予測ができている。したがって、本シミュレーションによれば、発電機Ｇ１０の内部位相角が１８０度に達する５００ｍｓ前に脱調予測が可能となることを意味している。

つぎに、本シミュレーションにおける親装置の動作について説明する。親装置は、ノード２５に配置された子装置からの脱調予測起動信号を受信すると、制御テーブルを参照し、発電機Ｇ１〜Ｇ３のグループと、発電機Ｇ４〜Ｇ１０のグループとによる２つのグループに分離する系統分離を行うため、送電線１９および送電線２１を切り離すための遮断指令を、それぞれノード２５，２７に配置された子装置に対して送信する。ノード２５，２７の子装置は、遮断指令に基づき、該当する遮断器をトリップする。この制御により、図１４に示したＥＡＳＴ１０モデル系統は、発電機Ｇ１〜Ｇ３による分離系統Ｉと、発電機Ｇ４〜Ｇ１０による分離系統IIとに分離される。

ここで、本シミュレーションに関し、本実施の形態にかかる電力系統分離制御システムを有さない場合の動作（シナリオ）について説明する。なお、このときの動作としては、監視対象の送電線のみ遮断器を遮断する制御を行うものとする。

まず、送電線１９に脱調中心があることが検出され、送電線１９が切り離される。すると、次の脱調中心は送電線３５（Ｇ７の送電線）に移るので、送電線３５が切り離される。さらに、次の脱調中心は送電線３２，３３に移行する。これらの送電線も逐次切り離されて行く。このような制御が行われると、結果として、１０台の発電機の全てが連鎖的に切り離されて行くことになる。なお、現実には、種々の安定化保護システムの協調動作により、多数の発電機が連鎖的に切り離されて行く状況は阻止できる可能性はある。しかしながら、悲観的なシナリオを想定すれば、多数の発電機が連鎖的に切り離されて行く状況を阻止することはできず、系統が崩壊し、大停電が発生する可能性は否定できない。

図１９は、本シミュレーションにおける系統分離実施後の分離系統Ｉの発電機位相角の変化曲線図である。本シミュレーションでは、系統分離を実施した後、分離系統Ｉに対する制御は特に行っていない。図１９に示すように、系統分離実施後から約４秒後までの間、一時的に位相角の増加は見られるが、その後回復し、以後安定的に推移している。

また、系統分離の情報は、安定化保護システムに伝達されるので、不安定状態にある分離系統IIについては、安定化保護システムによる適切な安定化制御により、脱調の回避が可能となる。なお、電力系統分離制御システムは、分離系統IIの監視も継続するので、分離系統IIの状態如何によって、分離系統IIの系統分離も実施することになる。

以上説明したように、本実施の形態の電力系統分離制御システムによれば、各子装置は、脱調を予測した脱調予測信号を生成して前記親装置に送信し、親装置は、脱調予測信号に基づいて制御対象の遮断器を選択し、選択した遮断器を管理する子装置に遮断指令を送信するようにしているので、脱調分離リレーが連鎖的に動作して電力系統が細分化される状況を阻止することができる。

なお、本実施の形態の電力系統分離制御システムでは、親装置の制御結果を電力系統の安定化保護システムに送信し、安定化保護システムは、系統分離が行われた各小系統に対する安定化制御を行うので、大系統の脱調あるいは電圧不安定の問題を小系統の需給バランス制御の問題に切り換えることができ、大規模停電の発生もしくは、その可能性を未然に防止することができる。

また、本実施の形態の電力系統分離制御システムは、各電気所に配置した子装置からの情報を利用する広域監視システムであるため、広域系統全体から見た脱調中心を確実に検出することができるので、不必要な系統分離を抑止し、電力系統の細分化を阻止することができる。

また、本実施の形態の電力系統分離制御システムでは、子装置から送信される各ノードのフェーザおよび当該フェーザの回転モードを親装置が受信して空間同期フェーザを算出するので、各ノードの周波数が定格周波数からずれた場合であっても、発電機位相角を精度よく推定することができる。このため、電力系統が動揺していたとしても、精度のよい系統分離を実施することができる。

以上のように、本発明にかかる電力系統分離制御システムは、広域系統全体から見た脱調中心を確実に検出することができる発明として有用である。

１親装置
２子装置
３通信ネットワーク
４安定化保護システム
５電力系統
１２第１のデータ受信部
１３ＧＰＳ信号受信部
１４空間同期フェーザ算出部
１５第２のデータ受信部
１６脱調保護対象決定部
１７電圧不安定制御対象決定部
１８第１の送信部
１９第２の送信部
２０インターフェース
２１記憶部
３１電圧電流測定部
３２Ａ／Ｄ変換部
３３ＰＭＵデータ受信部
３４ＧＰＳ信号受信部
３５自端周波数算出部
３６自端フェーザ算出部
３７空間同期フェーザ算出部
３８空間同期フェーザ変化率（角速度）算出部
３９角速度変化率算出部
４０有効電力算出部
４１有効電力変化率算出部
４２脱調予測部
４３正相電圧実効値算出部
４４制御対象ＣＢ遮断部
４５送受信部
４６インターフェース
４７記憶部
４８自端ＰＴ／ＣＴ
４９制御対象ＣＢ
５０構内ネットワーク

Claims

電力系統を構成する電気所に配置され、系統電気量を測定する複数の子装置と、ネットワークを介して前記各子装置に接続され、これら各子装置から伝達された情報に基づいて前記電力系統の系統分離を実施する親装置と、を備えた電力系統分離制御システムであって、
前記各子装置は、脱調を予測した脱調予測信号を生成して前記親装置に送信し、
前記親装置は、前記脱調予測信号に基づいて制御対象の遮断器を選択し、選択した遮断器を管理する子装置に遮断指令を送信する
ことを特徴とする電力系統分離制御システム。
前記子装置は、監視対象送電線の空間同期フェーザ、空間同期フェーザの変化率、空間同期フェーザ変化率の変化率、当該監視対象送電線の有効電力および、有効電力の変化率に基づいて脱調を予測し、脱調を予測した場合には、前記脱調予測信号を親装置に送信することを特徴とする請求項１に記載の電力系統分離制御システム。
電力系統を構成する電気所に配置され、系統電気量を測定する複数の子装置と、ネットワークを介して前記各子装置に接続され、これら各子装置から伝達された情報に基づいて前記電力系統の系統分離を実施する親装置と、を備えた電力系統分離制御システムであって、
前記各子装置は、測定した前記系統電気量を用いて監視ノードにおけるフェーザおよび、当該フェーザの回転モードを算出して前記親装置に送信し、
前記親装置は、前記フェーザおよび前記回転モードを用いて指定した２つのノード間の空間同期フェーザを計測し、計測した空間同期フェーザから脱調起動の有無を判定すると共に、脱調起動を判定した場合には、制御対象の遮断器を選択し、選択した遮断器を管理する子装置に遮断指令を送信する
ことを特徴とする電力系統分離制御システム。
電力系統を構成する電気所に配置され、系統電気量を測定する複数の子装置と、ネットワークを介して前記各子装置に接続され、これら各子装置から伝達された情報に基づいて前記電力系統の系統分離を実施する親装置と、を備えた電力系統分離制御システムであって、
前記各子装置は、監視ノードにおける実測電圧値を用いて正相電圧実効値を算出して前記親装置に送信し、
前記親装置は、前記実測電圧値の低電圧状態の継続性を評価し、低電圧状態が継続していると判定した場合、制御対象の遮断器を決定し、当該遮断器を管理する子装置に遮断指令を送信する
ことを特徴とする電力系統分離制御システム。
前記ネットワークには、系統の安定化制御を行う安定化保護システムが設けられており、
前記親装置は、電力系統分離を行った制御結果を前記安定化保護システムに伝達することを特徴とする請求項１〜４の何れか１項に記載の電力系統分離制御システム。