JP2013005621A - 電圧無効電力制御システム - Google Patents
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Abstract
【解決手段】複数の発変電所を介して送電線をループ状に構成して電力を供給するようにしているループ系統の母線電圧を適正範囲に維持する電圧無効電力制御システムにおいて、母線電圧が目標設定電圧範囲を超えた場合に、ループ系統の各発変電所の調相設備を別々に投入または開放した場合の無効電力量を演算し、この無効電力量に基づき送電ロスの低減が図れるか否かをシミュレーションすると共に母線電圧が目標設定電圧範囲に収まるか否かをシミュレーションし、送電ロスの低減が図れると判定され、且つ、母線電圧が目標設定電圧範囲内に収まると判定された場合に、そのシミュレーションを行った設定状態となるよう調相設備を制御する。
【選択図】図3
Description
しかしながら、電源の遠隔化により、大地との間の静電容量が大きくなり、発電機による無効電力の調整幅が低下していること、電力系統に接続されている需要家(負荷)が大容量化すると共にこれに比例して無効電力の必要量も増加していること、需要家(負荷)が電力系統内で集中・分散していること、等から電圧の維持に支障をきたすようになってきており、また,無効電力による送電ロスも増大してきている。
このような構成によれば、第2の電圧シミュレーション手段によるシミュレーションの結果、母線電圧が目標設定電圧範囲内に収まらない場合にオペレータに通知されるので、オペレータによって該当系統に接続されている発電所の発電機の励磁調整や別の発変電所の調相設備を制御することで電圧を目標設定電圧内に収まるようにすることが可能となる。
なお、A変電所1とB変電所2の連系変圧器のタップは、無効電力の循環を防止するため、通常は同一タップで運用されている。
まず、演算・制御装置10の演算部12においては、各変電所の計測部A1,B1で計測された母線電圧の情報が随時入力されて、予め設定された電圧目標値(目標設定電圧)を逸脱したか否かがモニタリングされ(ステップ50)、目標設定電圧を逸脱したと判定された場合に、上記ループ系統における送電ロスのシミュレーションと電圧変化のシミュレーションとを行う(ステップ52)。
また、ステップ58の調相設備や変圧器タップの制御、ステップ64の両変電所の変圧器タップの制御は、制御後の状態が状態把握部A2,B2で把握され、演算・制御装置10の演算部12へ送られるので、演算部12で演算された指令値と実際に制御した状態とが一致しているかどうかを確認することが可能となり、制御状態を監視できるようになっている。
即ち、理想的には、
PL=Σ(%rn × Qn^2)=0 ・・・(1)
とすることが望ましい。
ここで、PL:無効電力の有効ロス
%rn:送電線の各々の%オーム
Qn:送電線の各々の無効電力
110kV送電線廻りのΣ%Z/系統全体のΣ%Z≒0.7
220kV送電線廻りのΣ%Z/系統全体のΣ%Z≒0.3
であるとすると、220kV送電線廻りの無効電力の変化量と110kV送電線廻りの無効電力の変化量の比は、図4に示されるように、7:3(逆比)と推定される。
110kV送電線廻りのΣ%Z/系統全体のΣ%Z≒0.5
A変電所変圧器の%Z/系統全体のΣ%Z≒0.5
であるとすると、A変電所変圧器下りの無効電力の変化量と110kV送電線廻りの無効電力の変化量の比は、図5に示されるように、5:5と推定される。
Q2:B変電所側の無効電力
Qs:ShR投入による無効電力(=20MVA)
とすると、
(A変電所ShR投入時の送電ロス)=(B変電所ShR投入時の送電ロス)は、
(Q1+0.5Qs)^2・%R +(Q2−0.5Qs)^2・%R
=(Q1−0.3Qs)^2 ・%R +(Q2+0.3Qs)^2・%R
より、
Q2=Q1+0.2Qs
=Q1+0.2×20
=Q1+4
となる。
ここで、無効電力は、変電所の110kV母線から送電線に流れる向きを「マイナス」符号、送電線から変電所の110kV母線に流れる向きを「プラス」符号としている。
尚、図6における送電ロスの軽減ができるポイントの抽出は、以下の要領で行われた。
(a)給電記録から,ShR投入分の無効電力を差し引く
(b)その状態の無効電力による送電ロス分を算出
(c)B変電所のShRを投入した場合の無効電力による送電ロスを算出
A変電所のShRを投入した場合の無効電力による送電ロスを算出
(d)(b)と(c)を比較し,ShR投入により送電ロスの軽減ができれば、プロットする。
B変電所で調相設備(ShR)を投入した場合の電圧変化は、以下のようになる。 [X1=0.253%Z÷100=0.00253PU,X2=0.5558%Z÷100=0.005558PU]
△V=X1・X2÷(X1+X2)・△q=0.00253×0.005558÷(0.00253+0.005558)×2.0 =0.00001406÷0.008088×2.0=0.00347PU[投入箇所]
この場合のB変電所110kV母線電圧変化は、
△V110=0.00347−0.00347×(-0.025÷0.5558)=0.00347+0.00015=0.00362PU(0.39kV)であり、
A変電所110kV母線電圧変化は、
△V110=0.00347−0.00347×(0.404÷0.5558)=0.00347−0.00252=0.00095PU(0.10kV)である。
△V= X1・X2÷(X1+X2)・△q=0.00413×0.003958÷(0.00413+0.003958)×2.0
=0.00001634÷0.008088×2.0=0.004PU[投入箇所]
この場合のA変電所110kV母線電圧変化は、
△V110=0.004−0.004×(-0.035÷0.413)=0.4+0.084=0.00484PU(0.44kV)であり、
B変電所110kV母線電圧変化は、
△V110=0.004−0.004×(0.1708÷0.3958)=0.004−0.0017=0.0023PU(0.21kV)
である。
したがって、A変電所の連系変圧器のタップを下げると、図7に示されるように、110kVの送電線において、B変電所からA変電所へ向けて無効電力が流れ、タップ変更前においてA変電所からB変電所に流れていた無効電力を少なくすることが可能となる。
△Q=△N/Z
ここで、△Nは1タップ当りの電圧変化巾[PU]、Zはループ系統のインピーダンスである。また、タップは、1〜13番まであり、1番が235kV,13番が199kVに設定されている。
△N=36kV÷{220kV×(13−1)}=0.0135[PU](12タップ)
Z=Σ%Z÷100=0.8088÷100[PU]
したがって、△Q=△N÷Z=0.0135÷(0.8088÷100)≒1.67[PU] (∴ 16.7MVar)
即ち、最もいい結果が得られる場合は、110kV送電線に、A変電所からB変電所に向けて16.7Mvarの無効電力が流れている状態において、A変電所で変圧器タップを「下げ」とする場合であり、この場合の送電ロスは、
(調整前に生じている送電ロス)=(変圧器タップを1段変更した場合の送電ロス)
の関係式から、
(Q1+16.7)^2・%R +(Q2−16.7)^2・%R
=(Q1−16.7)^2 ・%R +(Q2+16.7)^2・%R
Q2=Q1
で表される。したがって、この関係から、右辺と左辺との差の絶対値(|Q2-Q1|)をできるだけ小さくすることができれば(好ましくは、零にすることができれば)、無効電力による送電ロスを小さくすることができ、この絶対値が小さくなるほど、送電ロスの低減効果が大きくなる。
B変電所でタップを1段階変化させた場合に、
B変電所の110kV母線電圧変化は、
△V110=△n×X2÷(X1+X2)=0.0135PU×0.5813÷0.8088
=0.0097PU(1.06kV)、
であり、A変電所の110kV母線電圧の変化は、
△V110=△n×X2÷(X1+X2)=0.0135PU×0.404÷0.8088
=0.0067PU(0.74kV)
となる。また、A変電所でタップを1段階変化させた場合に、
A変電所の110kV母線電圧の変化は、
△V110=△n×X2÷(X1+X2)=0.0135PU×0.5813÷0.8088
=0.0097PU(1.06kV)
であり、B変電所の110kV母線電圧変化は、
△V110=△n×X2÷(X1+X2)=0.0135PU×0.404÷0.8088
0.0067PU(0.74kV)
となる。
調相設備による調整前は、Q2=Q1+4を基準にして、両辺の差の絶対値を見ると、
|α|=|Q2−(Q1+4)|
=|5―(10+4)|
=9
である。この状態から、A変電所のShR(20MVA)を1台投入した場合において、A変電所側の無効電力を演算すると、Q1=10+20×0.5=20となり、B変電所側の無効電力を演算すると、Q2=5−20×0.5=−5となり、したがって、|α|は、
|α|=|−5−(20+4)|
=|−5−24|=29
となる。よって、A変電所でShRを投入すると、特性式の右辺と左辺との差の絶対値は、9→29に大きく変化し、送電ロスが低減できないことを予測できる。
|α|=|11−(4+4)|
=|11−8|=3
となる。よって、B変電所でShRを投入すると、9→3に小さく変化し、送電ロスが低減できることを予測できる(図8参照)。
次に、変圧器タップによる調整前は、Q2=Q1を基準にして、両辺の差の絶対値を見ると、
|α|=|Q2−Q1|
=|5―10|
=5
である。この状態から、A変電所の変圧器タップを1段下げた場合、A変電所側の無効電力はQ1=10+16.7=26.7となり、B変電所側の無効電力は、Q2=5−16.7=−11.7となり、したがって、|α|は、
|α|=|−11.7―26.7|
=38.4
となる。よって、A変電所の変圧器タップを下げると、特性式の右辺と左辺との差の絶対値は、5→38.4に大きく変化し、送電ロスが低減できないことを予測できる。
|α|=|21.7−(−6.7)|
=28.4
となる。よって、B変電所の変圧器タップを下げると、特性式の右辺と左辺との差の絶対値は、5→28.4に大きく変化し、送電ロスが低減できないことを予測できる。
(1)B変電所の調相設備による調整(9→3 となり6の減)
(2)A変電所の調整設備による調整(9→29 となり20の増)
(3)B変電所の変圧器タップ下げ(5→28.4 となり23.4 の増)
(4)A変電所の変圧器タップ下げ(5→38.4 となり33.4の増)
となり、(1)のみが送電ロスを低減できることになる。
そして、ステップ52で行った電圧シミュレーションの結果、ステップ56において母線電圧が目標設定電圧範囲内に収まると判定されれば、この(1)の制御がステップ58において実行され、電圧範囲内に収まらなければ、他に送電ロスを低減できるシミュレーションがないので、ステップ60へ移行し、両変電所の変圧器タップを下げた場合のシミュレーションが行われる。
調相設備による調整前は、Q2=Q1+4を基準にして、両辺の差の絶対値を見ると、
|α|=|Q2−(Q1+4)|
=|16.7−(−16.7+4)|
=29.4
である。この状態から、A変電所のShR(20MVA)を1台投入した場合、A変電所側の無効電力を演算すると、Q1=−16.7+20×0.5=−6.7となり、B変電所側の無効電力を演算すると、Q2=16.7−20×0.5=6.7となり、したがって、|α|は、
|α|=|6.7−(−6.7+4)|
=9.4
となる。よって、A変電所でShRを投入すると、特性式の右辺と左辺との差の絶対値は、29.4→9.4と小さく変化し、送電ロスを低減できることを予測できる。
|α|=|22.7−(−22.7+4)|
=41.4
となる。よって、B変電所のShRを投入すると、29.4→41.4に大きく変化し、送電ロスが低減できないことを予測できる。
次に、変圧器タップによる調整前は、Q2=Q1を基準にして、両辺の差の絶対値を見ると、
|α|=|Q2−Q1|
=|16.7−(−16.7)|
=33.4
である。この状態から、A変電所の変圧器タップを1段下げた場合、A変電所側の無効電力はQ1=−16.7+16.7=0となり、B変電所側の無効電力は、Q2=16.7−16.7=0となり、したがって、|α|は、
|α|=|0−0|=0
となる。よって、A変電所の変圧器タップを下げると、特性式の右辺と左辺との差の絶対値は、33.4→0に小さく変化し、送電ロスが低減できることを予測できる。
|α|=|33.4−(−33.4)|
=66.8
となる。よって、B変電所の変圧器タップを下げると、特性式の右辺と左辺との差の絶対値は、33.4→66.8に大きく変化し、送電ロスが低減できないことを予測できる。
(1)A変電所の変圧器タップ下げ(33.4→0となり33.4の減)
(2)A変電所の調整設備による調整(29.4→9.4 となり20.0 の減)
(3)B変電所の調相設備による調整(29.4→41.4 となり12.0の増)
(4)B変電所の変圧器タップ下げ(33.4→66.8となり33.4の増)
となり、(1)及び(2)が送電ロスを低減できることになり、このうち、送電ロスの低減効果が最も大きいのは、(1)のA変電所の変圧器タップ下げを行った場合であるので、ステップ52で行った電圧シミュレーションの結果、ステップ56において母線電圧が目標設定電圧範囲内に収まると判定されれば、この(1)の制御がステップ58において実行され、目標設定電圧範囲内に収まらないと判定された場合には、次に送電ロスの低減効果が高い(2)の制御が選択され、母線電圧が目標設定電圧範囲内に収まる場合であれば、この(2)の制御がステップ58において実行される。尚、(2)の制御においても母線電圧が目標設定電圧範囲内に収まらないと判定された場合には、他に送電ロスを低減できるシミュレーションがないので、ステップ60へ移行し、両変電所の変圧器タップを下げた場合のシミュレーションが行われる。
(i)電圧運用幅内で電圧調整により送電ロスの低減が図れる、
(ii)送電ロスの低減により発電機出力の低減が図れ,燃料費が低減できる、
(iii)送電ロスの低減により,CO2排出の低減が図れる、
(iv)調相設備(コンデンサ,リアクトル)の適正な投入タイミングにより機器自体の電力損失が低減できる、
等の効果を得ることが可能となる。
2 B変電所
3 B連絡線
4 AB線
5 C変電所
6 AC線
7 C線
Claims (5)
- 複数の発変電所を介して送電線をループ状に構成して電力を供給するようにしているループ系統の母線電圧を適正範囲に維持する電圧無効電力制御システムであって、
前記発変電所毎の母線電圧を計測する母線電圧計測手段と、
前記発変電所毎の無効電力及びその方向を計測する無効電力計測手段と、
前記発変電所毎に設けられる調相設備の状態を検出する調相設備状態検出手段と、
前記母線電圧が目標設定電圧範囲を超えた場合に、ループ系統の各発変電所の調相設備を別々に投入または開放した場合の無効電力量を演算する無効電力量演算手段と、
この無効電力量演算手段で演算された無効電力量に基づき、送電ロスの低減の有無をシミュレーションする送電ロスシミュレーション手段と、
前記各発変電所の調相設備を投入または開放した場合に前記母線電圧が目標設定電圧範囲に収まるか否かをシミュレーションする電圧シミュレーション手段と、
前記送電ロスシミュレーション手段により送電ロスの低減が図れると判定され、且つ、前記電圧シミュレーション手段により前記母線電圧が目標設定電圧範囲内に収まると判定されたシミュレーションがある場合に、そのシミュレーションを行った設定状態となるよう前記調相設備を制御する制御手段と
を具備することを特徴とする電圧無効電力制御システム。 - 前記発変電所毎に設けられる変圧器のタップ状態を検出するタップ状態検出手段を備え、
前記無効電力量演算手段は、前記母線電圧が目標設定電圧範囲を超えた場合に、ループ系統の各発変電所の変圧器タップを別々に変更した場合の無効電力量を演算する手段を含み、
前記送電ロスシミュレーション手段は、前記無効電力量演算手段で演算された変圧器タップを変更した場合の無効電力量に基づき、送電ロスの低減の有無をシミュレーションする手段を含み、
前記電圧シミュレーション手段は、前記変圧器タップを変更した場合に前記母線電圧が目標設定電圧範囲内に収まるか否かを判定する手段を含み、
前記制御手段は、前記送電ロスシミュレーション手段によりタップ変更後に送電ロスの低減が図れると判定され、且つ、前記電圧シミュレーション手段によりタップ変更後に母線電圧が目標設定電圧範囲内に収まると判定されたシミュレーションがある場合に、そのシミュレーションを行った設定状態となるように前記変圧器タップを切り替える制御を含むことを特徴とする請求項1記載の電圧無効電力制御システム。 - 前記送電ロスシミュレーション手段により、送電ロスの低減が図れるシミュレーションが複数ある場合に、送電ロスの低減効果が最も高いシミュレーションの設定状態となるよう制御手段による制御が行われることを特徴とする請求項1又は2に記載の電圧無効電力制御システム。
- 前記送電ロスシミュレーション手段によるシミュレーションの結果、送電ロスの低減が図れると判定され、且つ、前記電圧シミュレーション手段によるシミュレーションの結果、前記母線電圧が目標設定電圧範囲内に収まると判定されたシミュレーションがない場合に、ループ系統の各発変電所の変圧器の一次側タップを同時に下げ又は上げの制御を行った場合に母線電圧が目標設定電圧範囲内に収まるか否かをシミュレーションする第2の電圧シミュレーション手段と、
この第2の電圧シミュレーション手段のシミュレーションにより、母線電圧が目標設定電圧範囲内に収まると判定された場合に、そのシミュレーションを行った設定状態となるように前記ループ系統の各発変電所の変圧器の一次側タップを切り替える第2の制御手段と
をさらに具備することを特徴とする請求項1乃至3のいずれかに記載の電圧無効電力制御システム。 - 前記第2の電圧シミュレーション手段によるシミュレーションの結果、母線電圧が目標設定電圧範囲内に収まらないと判定された場合に、オペレータに通知する通知手段を具備することを特徴とする請求項4記載の電圧無効電力制御システム。
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