JP2016178733A - 自動電圧調整装置および自動電圧調整方法 - Google Patents

Abstract

【課題】 高圧系統の電圧変動を迅速に調整し、また、周期性の無い発電機出力の変動による電圧変動を調整することを可能にする自動電圧調整装置および自動電圧調整方法を提供する。
【解決手段】 出力を指令値で調整する発電機１１１ａ〜１１１ｉを備える発電所と、系統電圧の変化を調整する第１変電所とを備える電力系統の系統電圧を、第１変電所の変圧器１３２ａ、１３２ｂのタップ調整とシャントリアクトル（ＳｈＲ）１３５ａ〜１３５ｃの入切とを制御して調整する自動電圧調整装置１であって、指令値と発電機の出力との差を予測値として算出し、この予測値を利用して発電機１１１ａ〜１１１ｉの出力の変動に伴う系統電圧の変化を予測し、予測した結果を基に変圧器１３２ａ、１３２ｂのタップ調整とシャントリアクトル（ＳｈＲ）１３５ａ〜１３５ｃの入切とを制御する処理手段（処理部１２、出力部１３）を備える。
【選択図】 図１

Description

この発明は、高圧系統の電圧を調整する自動電圧調整装置および自動電圧調整方法に関する。

電力供給に際して、電力会社は需要家に良質な電力を供給するために、電圧調整をしている。発電所から需要家までの電力系統の中で、発電所から変電所までの超高圧系統の電圧調整は、調相設備の入切およびタップ付変圧器のタップ調整を、担当者による手動またはＶＱＣ（電圧無効電力制御）などで行ってきた。しかし、出力変動の大きい発電機が系統内に接続されている場合、発電機の出力変動により、短時間で大きく系統電圧が変化する。また、予測しがたい需要の変動によって発電機出力の変化がもたらされるため、電圧の調整遅れがよく生じていた。

こうした問題点の解決方法として、以下のような先行技術があるが、いずれも実用には不十分である。特許文献１による装置によれば、電圧調整設備の投入、開放時刻を記憶しておき、変動時刻以前に予め系統電圧を調整する。また、特許文献２による装置によれば、負荷時タップ切換変圧器と調相機器を１調整量操作することによる無効電力と系統母線電圧の変化量を予め記憶しておく。そして、電力系統の計測された母線電圧・無効電力が予め決められた設定範囲から逸脱した場合は、系統母線電圧・無効電力と所定の目標値とを基に電圧・無効電力を目標値に収束させる。

特開平６−２８４５７７号公報 特開平５−２４４７１９号公報

上記の各技術には次の課題が残されている。つまり、特許文献１による装置によれば、一定期間内で周期性を検知し、電圧変動が発生する時刻以前にタップ付変圧器のタップを調整して系統電圧を事前に調整している。しかし、この装置では、周期性が無い電圧変動に対しては、有効に機能できないために効果がない。

また、特許文献２による装置によれば、タップ付変圧器を１タップ操作する場合と１調相操作をする場合の電圧変化量を記憶しておくことにより、最適な量を速やかに制御している。しかし、この装置は、あくまでも予め決められた決定範囲から逸脱した場合にのみ有効である。

この発明の目的は、前記の課題を解決し、高圧系統の電圧変動を迅速に調整し、また、周期性の無い発電機出力の変動による電圧変動を調整することを可能にする自動電圧調整装置および自動電圧調整方法を提供することにある。

前記の課題を解決するために、請求項１の発明は、出力を指令値で調整する発電機を備える発電所と、系統電圧の変化を調整する変電所とを備える電力系統の系統電圧を、前記変電所の変圧器のタップ調整と調相設備の入切とを制御して調整する自動電圧調整装置であって、前記指令値と前記発電機の出力との差を予測値として算出し、この予測値を利用して前記発電機の出力の変動に伴う前記系統電圧の変化を予測し、予測した結果を基に前記変圧器のタップ調整と前記調相設備の入切とを制御する処理手段を備えることを特徴とする自動電圧調整装置である。

請求項１の発明では、自動電圧調整装置は、出力を指令値で調整する発電機を備える発電所と、系統電圧の変化を調整する変電所とを備える電力系統の系統電圧を、変電所の変圧器のタップ調整と調相設備の入切とを制御して調整する。この自動電圧調整装置は処理手段を備え、この処理手段は、指令値と発電機の出力との差を予測値として算出する。この後、処理手段は、この予測値を利用して発電機の出力の変動に伴う系統電圧の変化を予測する。そして、処理手段は、予測した結果を基に変圧器のタップ調整と調相設備の入切とを制御する。

請求項２の発明は、請求項１に記載の自動電圧調整装置において、前記処理手段は、前記発電機が複数ある場合には、各指令値を合計した合計値と前記各発電機の出力を合計した合計値との差を予測値として算出する、ことを特徴とする。

請求項３の発明は、請求項１または２に記載の自動電圧調整装置において、前記処理手段は、前記予測値がプラスの値であると、前記系統電圧の電圧降下と予測し、前記予測値がマイナスの値であると、前記系統電圧の電圧上昇と予測する、ことを特徴とする。

請求項４の発明は、請求項１〜３のいずれか１項に記載の自動電圧調整装置において、前記処理手段は、前記調相設備の入切を伴う制御を行う場合には、別の変電所の遠隔監視制御を行う遠隔監視制御箇所に対して、前記調相設備の入切を伴う制御を行うことを通知する、ことを特徴とする。

請求項５の発明は、出力を指令値で調整する発電機を備える発電所と、系統電圧の変化を調整する変電所とを備える電力系統の系統電圧を、前記変電所の変圧器のタップ調整と調相設備の入切とを制御して調整する自動電圧調整方法であって、前記指令値と前記発電機の出力との差を予測値として算出し、この予測値を利用して前記発電機の出力の変動に伴う前記系統電圧の変化を予測し、予測した結果を基に前記変圧器のタップ調整と前記調相設備の入切とを制御する、ことを特徴とする自動電圧調整方法である。

請求項１と請求項５の発明によれば、指令値と発電機の出力との差を予測値とし、これから起こる発電機の出力の変動に伴う系統電圧の変化を予測値を基に予測し、予測した結果を基に調相設備の入切や変圧器のタップ調整を予め自動で実施することを可能にする。これにより、電圧調整を迅速に行うことを可能にし、また、電圧変動が少なく調整遅れの無い電圧調整が可能となる。

請求項２の発明によれば、発電所に発電機が複数設置されている場合でも、調相設備の入切や変圧器のタップ調整を予め自動で実施することを可能にする。

請求項３の発明によれば、予測値のプラスマイナスによる簡単な演算によって、系統電圧の変動を予測することを可能にする。

請求項４の発明によれば、調相設備の自動入切時に遠隔監視制御箇所へ通知するので、例えば隣接する変電所での重複操作により、電圧降下が大となることを防止することができる。

この発明の実施の形態による系統電圧調整装置が設置されている高圧系統の概略を説明する説明図である。 系統電圧調整装置の構成を示す構成図である。 系統電圧による制御域を表す図である。 電圧調整フローの一例を示すフローチャートである。 電圧調整フローの一例を示すフローチャートである。

次に、この発明を実施するための形態について、図面を用いて詳しく説明する。この実施の形態による自動電圧調整装置は、図１に示す高圧系統の中で系統電圧調整装置１として使用されている。

以下では、まず、図１の高圧系統の概略構成について説明する。

この高圧系統は、発電所で発電した電気を第１変電所に供給すると共に第４変電所を経て第２変電所に供給している。また、この高圧系統は、発電所で発電した電気を、第１変電所を経て第３変電所に供給している。さらに、第２変電所は第１変電所に接続されている。

高圧系統は、中央給電指令所を備え、この中央給電指令所には中央給電指令所制御用計算機（以下、「指令所計算機」という）２１０が設置されている。指令所計算機２１０は、発電所に対して電力供給を制御する装置である。つまり、指令所計算機２１０は、ＡＦＣ（Ａｕｔｏｍａｔｉｃ Ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ Ｃｏｎｔｒｏｌ：自動周波数制御）の対象である発電所の発電機に対して、電気の需給状況を基にして、出力を制御するためのＡＦＣ指令値を発電所に送信する。一般的に、電力系統は、定格周波数（５０Ｈｚまたは６０Ｈｚ）を維持するように運用されている。しかし、電力系統の負荷が一時的に急増したような場合に、周波数を定格周波数に維持することができない。このような場合、指令所計算機２１０がＡＦＣ指令値を出力する。このＡＦＣ指令値により、発電所では、発電機の出力を制御して、周波数を所定の定格周波数に維持している。

発電所は、この実施の形態では、発電機１１１ａ〜１１１ｉを備えている。発電機１１１ａ〜１１１ｉはＡＦＣの対象であり、中央給電指令所からの制御を受ける。発電機１１１ａ〜１１１ｉで発電された電気は、変圧器１１２ａ〜１１２ｃを経て発電所の母線１１３に供給されている。この実施の形態では、母線１１３の電圧が２２０ｋＶである。発電所は、電圧が２２０ｋＶの電気を第１変電所に供給している。また、発電所は、電圧が２２０ｋＶの電気を、変圧器１１２ｄを経て１１０ｋＶに変換し、第４変電所を経て、この電気を第２変電所に供給している。

この発電所には、母線１１３に対して計器用変圧器１１４が設置され、計器用変圧器１１４の出力電圧をＴＭ記録値として送信するテレメータ（ＴＭ）１１５が設置されている。

発電所は、発電所制御用計算機（以下、「発電所計算機」という）２２０を備えている。発電所計算機２２０は、発電機１１１ａ〜１１１ｉの出力を制御している。つまり、発電所計算機２２０は、指令所計算機２１０から各ＡＦＣ指令値を受信すると、各ＡＦＣ指令値を該当する発電機に送る。発電機１１１ａ〜１１１ｉは受け取ったＡＦＣ指令値を基にして出力を制御する。つまり、発電機１１１ａ〜１１１ｉは、ＡＦＣ指令値になるように出力を調整する。

また、発電所計算機２２０は、発電機１１１ａ〜１１１ｉから発電機の出力を表す値（以下、「発電機出力」という）をそれぞれ受け取る。そして、発電所計算機２２０は、発電機１１１ａ〜１１１ｉの各発電機出力を系統電圧調整装置１などに送信する。さらに、発電所計算機２２０は、指令所計算機２１０から受信した発電機１１１ａ〜１１１ｉの各ＡＦＣ指令値を系統電圧調整装置１にも送信する。

第２変電所は、第４変電所からの電気が母線１２１ａに供給されている。第２変電所では、母線１２１ｂが第１変電所と接続され、母線１２１ｂの電圧が２２０ｋＶである。そして、第２変電所は、母線１２１ｂの電圧を変圧器１２２ａ、１２２ｂによって１１０ｋＶに変換して、母線１２１ａに供給している。第２変電所では、発電所と同じように、母線１２１ｂに対して計器用変圧器１２３が設置され、計器用変圧器１２３にテレメータ１２４が接続されている。さらに、変圧器１２２ａ側には、調相用のシャントリアクトル（ＳｈＲ）１２５を入り切りする開閉装置１２６が設置されている。

一方、発電所から電気が供給されている第１変電所では、母線１３１ａが発電所の母線１１３に接続されていて、第１変電所は発電所から電圧が２２０ｋＶの電気の供給を受けている。第１変電所は、２２０ｋＶの電圧を、変圧器１３２ａ、１３２ｂによって５００ｋＶの電圧に変換して、母線１３１ｂに供給している。第１変電所は、電圧が５００ｋＶの電圧の電気を、隣接する第３変電所に供給している。変圧器１３２ａ、１３２ｂはタップ（ＴａＰ）付き変圧器であり、電圧を調整するために系統電圧調整装置１の制御でタップ調整つまりタップの上げ下げを行う。こうしたタップ（ＴａＰ）付き変圧器は、第２変電所や第３変電所でも使用されている。

第１変電所の母線１３１ａに対して計器用変圧器１３３ａが設置され、計器用変圧器１３３ａにテレメータ１３４ａが接続されている。また、第１変電所の母線１３１ｂに対して計器用変圧器１３３ｂが設置され、計器用変圧器１３３ｂにテレメータ１３４ｂが接続されている。

また、第１変電所では、変圧器１３２ａ側に調相用のシャントリアクトル（ＳｈＲ）１３５ａを入り切りする開閉装置１３６ａが設置されている。さらに、変圧器１３２ｂ側には、調相用のシャントリアクトル（ＳｈＲ）１３５ｂ、１３５ｃを入り切りする開閉装置１３６ｂ、１３６ｃが設置されている。シャントリアクトル（ＳｈＲ）１３５ａ、１３５ｂ、１３５ｃは調相設備である。そして、シャントリアクトル（ＳｈＲ）１３５ａ、１３５ｂ、１３５ｃの入で電圧が下がり、切で電圧が上がる。こうしたシャントリアクトル（ＳｈＲ）１３５ａ、１３５ｂ、１３５ｃの入切により５００ｋＶの電圧と共に２２０ｋＶの電圧も変化する。こうした調相設備は、第２変電所や第３変電所でも使用されている。

第１変電所から電気が供給されている第３変電所では、母線１４１ａが第１変電所の母線１３１ｂに接続されて、第３変電所は、第１変電所から電圧が５００ｋＶの電気の供給を受けている。第３変電所は、５００ｋＶの電圧を、変圧器１４２ａ、１４２ｂによって２２０ｋＶの電圧に変換して、母線１４１ｂに供給している。変圧器１４２ａ、１４２ｂはタップ（ＴａＰ）付き変圧器である。第３変電所の変圧器１４２ａ側には、調相用のシャントリアクトル（ＳｈＲ）１４３ａを入り切りする開閉装置１４４ａが設置されている。さらに、変圧器１４２ｂ側には、調相用のシャントリアクトル（ＳｈＲ）１４３ｂを入り切りする開閉装置１４４ｂが設置されている。

第３変電所の変圧器のタップ調整と、調相設備の入切との制御は、遠隔監視制御箇所（図示を省略）によって行われる。なお、第２変電所も同様である。

以上が高圧系統の概略構成である。次に、系統電圧調整装置１の構成について説明する。

この実施の形態では、系統電圧調整装置１は第１変電所に設置されているが、設置場所は第１変電所に限定されることはなく任意である。系統電圧調整装置１は、通信網（図示を省略）により、中央給電指令所と発電所と第２変電所と遠隔監視制御箇所を含む各箇所とデータの送受信が可能なように接続されている。こうした系統電圧調整装置１は、図２に示すように、通信部１１と処理部１２と出力部１３と記憶部１４とを備えている。

通信部１１は、発電所の発電所計算機２２０およびテレメータ１１５、第２変電所のテレメータ１２４と通信網を経てデータ伝送可能に接続されている。つまり、通信部１１は、発電所から発電機１１１ａ〜１１１ｉのＡＦＣ指令値と発電機出力とを受信する。また、通信部１１は、発電所のテレメータ１１５からの２２０ｋＶを表すＴＭ記録値、第２変電所のテレメータ１２４からの２２０ｋＶを表すＴＭ記録値、第１変電所の２２０ｋＶを表すテレメータ１３４ａからのＴＭ記録値、テレメータ１３４ｂからの５００ｋＶを表すＴＭ記録値をそれぞれ受信する。通信部１１は、受信したＡＦＣ指令値、発電機出力、ＴＭ記録値を処理部１２が処理可能なデータに変換する。そして、通信部１１は変換したＡＦＣ指令値、発電機出力、ＴＭ記録値を処理部１２に出力する。

また、通信部１１は、隣接する第２変電所や第３変電所の変圧器のタップ調整や調相設備の入切を制御する遠隔監視制御箇所と、データ通信が可能なように通信網に接続されている。

記憶部１４は、処理部１２の処理手順や、処理部１２の処理に関係する各種のデータ等を記憶する記憶装置である。

出力部１３は、処理部１２によって、変圧器１３２ａ、１３２ｂのタップ上げ下げを行うためのＴａＰ制御や、シャントリアクトル（ＳｈＲ）１３５ａ〜１３５Ｃの入切を行うためのＳｈＲ制御を行う。

処理部１２は、発電所の発電機１１１ａ〜１１１ｉの発電機出力が変動した場合に、高圧系統の系統電圧、この実施の形態では２２０ｋＶおよび５００ｋＶの系統電圧を調整するための処理を行う。このために、処理部１２は、発電機出力変動予測を行う。処理部１２は、この発電機出力変動予測で、ＡＦＣ指令値と現在の発電機出力との差を演算し、演算の結果を基にして系統電圧の上昇または下降を予測する。そして、処理部１２は、予測した結果により、系統電圧を調整するための制御を行う。

具体的に処理部１２は次のようにして発電機出力変動予測を行う。処理部１２は、通信部１１を経て、発電所のテレメータ１１５からのＴＭ記録値、第２変電所のテレメータ１２４からのＴＭ記録値、第１変電所のテレメータ１３４ａ、１３４ｂからのＴＭ記録値を得る。テレメータ１３４ｂは５００ｋＶの電圧をＴＭ記録値としている。また、テレメータ１１５とテレメータ１２４とテレメータ１３４ａとは２２０ｋＶの電圧をＴＭ記録値としている。処理部１２は、これらの値を得ると、テレメータ１３４ｂからのＴＭ記録値を、現在の５００ｋＶの電圧とする。また、処理部１２は、テレメータ１１５とテレメータ１２４とテレメータ１３４ａからのＴＭ記録値の中で一番高い値または一番低い値を、現在の２２０ｋＶの電圧とする。そして、処理部１２は、現在の系統電圧である５００ｋＶの電圧と２２０ｋＶの電圧とから、電圧の制御域が現時点で何処であるかを調べる。

この制御域を図３に示す。制御域は、２２０ｋＶの電圧と現在の５００ｋＶの電圧とに応じて形成されている。２２０ｋＶの電圧を表す縦軸と５００ｋＶの電圧を表す横軸とが交差する点を中心にして四角形状のしきい値Ａが設けられ、しきい値Ａの内側が不感帯ＡＲ１１である。不感帯ＡＲ１１は、２２０ｋＶおよび５００ｋＶの系統電圧が適切な値である部分であり、電圧調整の制御を行わない部分である。

しきい値Ａの外側に、かつ、５００ｋＶを表す横軸の上側には、変圧器１３２ａ、１３２ｂのタップ下げにより電圧調整をするタップ下げ制御域ＡＲ２１と、シャントリアクトル（ＳｈＲ）１３５ａ〜１３５ｃの入りにより電圧調整をするＳｈＲ入制御域ＡＲ２２が設けられている。また、しきい値Ａの外側に、かつ、５００ｋＶを表す横軸の下側には、シャントリアクトル（ＳｈＲ）１３５ａ〜１３５ｃの切により電圧調整をするＳｈＲ切制御域ＡＲ２３と、変圧器１３２ａ、１３２ｂのタップ上げにより電圧調整をするタップ上げ制御域ＡＲ２４とが設けられている。

これらの制御域ＡＲ２１〜ＡＲ２４の内部であり、しきい値Ａの外側には、所定の電圧幅でしきい値Ｂが設けられている。そして、しきい値Ａとしきい値Ｂとの間が予測制御１段域ＡＲ３１である。予測制御１段域ＡＲ３１は、系統電圧の変化を予測して制御する部分である。

制御域ＡＲ２１〜ＡＲ２４の内部であり、しきい値Ｂの外側には、所定の電圧幅でしきい値Ｃが設けられている。そして、しきい値Ｂとしきい値Ｃとの間が予測制御２段域ＡＲ３２である。予測制御２段域ＡＲ３２は、系統電圧の変化を予測して制御する部分である。

さらに、不感帯ＡＲ１１の外側に、５００ｋＶを表す横軸を中心に、ＳｈＲ入制御域ＡＲ２２とタップ上げ制御域ＡＲ２４との間に、所定の電圧幅でＳｈＲ入・タップ上げ同時制御域ＡＲ４１が設けられている。ＳｈＲ入・タップ上げ同時制御域ＡＲ４１は、シャントリアクトル（ＳｈＲ）１３５ａ〜１３５ｃの入りと変圧器１３２ａ、１３２ｂのタップ上げとを同時に行うことにより電圧調整をする領域である。つまり、５００ｋＶの電圧が高い場合に、シャントリアクトル（ＳｈＲ）１３５ａ〜１３５ｃの入りの制御をすると、５００ｋＶの電圧と共に２２０ｋＶの電圧も降下する。このために、ＳｈＲ入・タップ上げ同時制御域ＡＲ４１では、下がった２２０ｋＶの電圧をタップ上げ制御で調整する。

同じように、不感帯ＡＲ１１の外側に、５００ｋＶを表す横軸を中心に、タップ下げ制御域ＡＲ２１とＳｈＲ切制御域ＡＲ２３との間に、所定の電圧幅でＳｈＲ切・タップ下げ同時制御域ＡＲ４２が設けられている。ＳｈＲ切・タップ下げ同時制御域ＡＲ４２は、シャントリアクトル（ＳｈＲ）１３５ａ〜１３５ｃの切と変圧器１３２ａ、１３２ｂのタップ下げとを同時に行うことにより電圧調整をする領域である。

以上のような制御域の中で、予測制御１段域ＡＲ３１と予測制御２段域ＡＲ３２については、まず、処理部１２は発電所の発電機１１１ａ〜１１１ｉの出力変動を予測している。このために、処理部１２は、ＡＦＣ指令値の合計値（ΣＡＦＣ指令値）と、現在の各発電機出力の合計値（Σ現在発電機出力）とから、
発電機出力変動予測値＝ΣＡＦＣ指令値−Σ現在発電機出力
の予測式を用いて発電機出力変動予測値を算出する。この後、処理部１２は、
発電機出力変動予測値がプラス（＋）なら電圧降下
発電機出力変動予測値がマイナス（−）なら電圧上昇
と予測する。つまり、発電機出力変動予測値がプラス（＋）であると、ＡＦＣ指令値の合計値の方が大きいので、これから発電機出力が上がっていく。これにより、有効電力による送電線の潮流が増えていき、電圧が下降していく。逆に、発電機出力変動予測値がマイナス（−）であると、これから発電機出力が下がっていく。これにより、有効電力による送電線の潮流が減っていき、電圧が上昇していく。

この後、処理部１２は、発電機出力変動予測値を利用して、電圧の上昇や下降と判断するための予測条件を次のようにしている。
電圧上昇予測１段 発電機出力変動予測値＜定数１［ＭＷ］
電圧上昇予測２段 発電機出力変動予測値＜定数２［ＭＷ］
電圧下降予測１段 発電機出力変動予測値＞定数３［ＭＷ］
電圧下降予測２段 発電機出力変動予測値＞定数４［ＭＷ］

これらの条件の中で、各定数の設定例は次の通りである。
定数１ −１００ＭＷ
定数２ −５０ＭＷ
定数３ ＋１００ＭＷ
定数４ ＋５０ＭＷ

上記の各条件で、電圧上昇予測１段は、発電機出力変動予測値が−１００ＭＷより小さく、ΣＡＦＣ指令値の合計値とΣ現在発電機出力の合計値との差が−１００ＭＷ以下である。電圧上昇予測２段は、発電機出力変動予測値が−５０ＭＷより小さく、ΣＡＦＣ指令値の合計値とΣ現在発電機出力の合計値との差が−５０ＭＷ以下である。また、電圧下降予測１段は、発電機出力変動予測値が＋１００ＭＷより大きく、ΣＡＦＣ指令値の合計値とΣ現在発電機出力の合計値との差が＋１００ＭＷ以上である。電圧下降予測２段は、発電機出力変動予測値が＋５０ＭＷより大きく、ΣＡＦＣ指令値の合計値とΣ現在発電機出力の合計値との差が＋５０ＭＷ以上である。

さらに、処理部１２は、実際の制御に使用する電圧予測制御条件の成立を次のようにしている。
予測制御１段
電圧のしきい値Ａの外側＋電圧上昇予測１段 条件成立
電圧のしきい値Ａの外側＋電圧下降予測１段 条件成立
予測制御２段
電圧のしきい値Ｂの外側＋電圧上昇予測２段 条件成立
電圧のしきい値Ｂの外側＋電圧下降予測２段 条件成立

上記の条件中で、予測制御１段は、電圧のしきい値Ａの外側つまり予測制御１段域ＡＲ３１に系統電圧があり、かつ、発電機出力変動予測値が−１００ＭＷより小さい場合つまり系統電圧の上昇が予測される場合に、条件が成立したとして、電圧調整のための制御を行う。この場合、現在の系統電圧による制御域がＳｈＲ入制御域ＡＲ２２にあれば、シャントリアクトル（ＳｈＲ）入の制御を行って５００ｋＶの電圧を下げるようにし、現在の系統電圧による制御域がタップ下げ制御域ＡＲ２１にあれば、タップ下げの制御を行って２２０ｋＶの電圧を下げるようにする。

また、予測制御１段は、電圧のしきい値Ａの外側つまり予測制御１段域ＡＲ３１に系統電圧があり、かつ、発電機出力変動予測値が＋１００ＭＷより大きい場合つまり系統電圧の下降が予測される場合に、条件が成立したとして、電圧調整のための制御を行う。この場合、現在の系統電圧による制御域がＳｈＲ切制御域ＡＲ２３にあれば、シャントリアクトル（ＳｈＲ）切の制御を行って５００ｋＶの電圧を上げるようにし、現在の系統電圧による制御域がタップ上げ制御域ＡＲ２４にあれば、変圧器のタップ上げの制御を行って２２０ｋＶの電圧を上げるようにする。

このように、予測制御１段域ＡＲ３１に系統電圧があるときには、１００ＭＷの幅を超えると、系統電圧が不感帯ＡＲ１１(適切な電圧)から更に離れる可能性があるので、電圧予測を行って、不感帯ＡＲ１１に入るまたは近づくようにする。

上記の条件中で、予測制御２段は、電圧のしきい値Ｂの外側つまり予測制御２段域ＡＲ３２に系統電圧があり、かつ、発電機出力変動予測値が−５０ＭＷより小さい場合つまり系統電圧の上昇が予測される場合に、条件が成立したとして、予測制御１段と同様に電圧調整のための制御を行う。また、予測制御２段は、電圧のしきい値Ｂの外側つまり予測制御２段域ＡＲ３２に系統電圧があり、かつ、発電機出力変動予測値が＋５０ＭＷより大きい場合つまり系統電圧の下降が予測される場合に、条件が成立したとして、予測制御１段と同様に電圧調整のための制御を行う。

このように、予測制御２段域ＡＲ３２に系統電圧があるときには、５０ＭＷの幅を超えると、系統電圧が不感帯ＡＲ１１(適切な電圧)から更に離れる可能性があるので、電圧予測を行って、不感帯ＡＲ１１に入るまたは近づくようにする。

こうして、処理部１２は発電機出力変動予測を行う。処理部１２は、この発電機出力変動予測を利用して、２２０ｋＶと５００ｋＶとの電圧に応じた現在の制御域において、高圧系統の電圧調整を行う。この電圧調整を行うための電圧調整フローを図４と図５に示す。以下では、処理部１２の電圧調整フローと共に系統電圧調整装置１による自動電圧調整方法について説明する。

処理部１２は、電圧調整フローを開始すると、系統電圧調整装置１が使用中であるかを判断する（ステップＳ１）。ステップＳ１で「Ｎ（ＮＯ）」と判断すると、つまり系統電圧調整装置１が使用中でなければ、処理部１２はステップＳ１を繰り返す。ステップＳ１で「Ｙ（ＹＥＳ）」と判断すると、つまり系統電圧調整装置１が使用中であると、処理部１２は、２２０ｋＶおよび５００ｋＶの系統電圧がしきい値Ｃの外側にあり、かつ、この状態がＴ１秒継続しているかどうかを判断する（ステップＳ２）。

ステップＳ２で「Ｙ」と判断すると、つまり電圧がしきい値Ｃの外側にあり、Ｔ１秒継続していると判断すると、処理部１２は、発電所の発電機１１１ａ〜１１１ｉがＡＦＣ除外中であるかを判断する（ステップＳ３）。ステップＳ３では、発電機１１１ａ〜１１１ｉが現在ＡＦＣの対象から外されているかどうかを判断する。このために、処理部１２は、例えば発電所計算機２２０からＡＦＣ指令値を通信部１１が受信しているかどうかにより、ＡＦＣ除外中であるかどうかを判断する。

ステップＳ３で「Ｎ」と判断すると、つまりＡＦＣ除外中でなければ、処理部１２は、ＳｈＲ入制御域ＡＲ２２またはＳｈＲ入・タップ上げ同時制御域ＡＲ４１にあり、かつ、電圧下降予測１段の動作かを判断する（ステップＳ４）。ステップＳ４で、処理部１２は、系統電圧の２２０ｋＶおよび５００ｋＶがＳｈＲ入制御域ＡＲ２２またはＳｈＲ入・タップ上げ同時制御域ＡＲ４１のどちらかにあり、かつ、発電機出力変動予測値が＋１００ＭＷより大きいかを判断する。ステップＳ４で、「Ｙ」と判断すると、つまり系統電圧の２２０ｋＶおよび５００ｋＶがＳｈＲ入制御域ＡＲ２２またはＳｈＲ入・タップ上げ同時制御域ＡＲ４１のどちらかにあり、電圧降下予測１段と判断すると、処理部１２は、処理をステップＳ１に戻す。この状態は、系統電圧の２２０ｋＶおよび５００ｋＶがＳｈＲ入制御域ＡＲ２２またはＳｈＲ入・タップ上げ同時制御域ＡＲ４１のどちらかにあるが、変動予測値が＋１００ＭＷより大きい、つまり、これから電圧が下降していくので、直ちに電圧調整せず、少し様子を見ると処理部１２が判断している。

ステップＳ４で「Ｎ」と判断すると、処理部１２は、ＳｈＲ切制御域ＡＲ２３またはＳｈＲ切・タップ下げ同時制御域ＡＲ４２にあり、かつ、電圧上昇予測１段の動作かを判断する（ステップＳ５）。ステップＳ５で、処理部１２は、系統電圧の２２０ｋＶおよび５００ｋＶがＳｈＲ切制御域ＡＲ２３またはＳｈＲ切・タップ下げ同時制御域ＡＲ４２のどちらかにあり、かつ、発電機出力変動予測値が−１００ＭＷより小さいかを判断する。ステップＳ５で「Ｙ」と判断すると、つまり系統電圧の２２０ｋＶおよび５００ｋＶがＳｈＲ切制御域ＡＲ２３またはＳｈＲ切・タップ下げ同時制御域ＡＲ４２のどちらかにあり、電圧上昇予測１段と判断すると、処理部１２は、処理をステップＳ１に戻す。この状態は、系統電圧の２２０ｋＶおよび５００ｋＶがＳｈＲ切制御域ＡＲ２３またはＳｈＲ切・タップ下げ同時制御域ＡＲ４２のどちらかにあるが、変動予測値が−１００ＭＷより小さい、つまり、電圧が上昇していくので、直ちに電圧調整せず、少し様子を見ると処理部１２が判断している。

一方、ステップＳ２で、「Ｎ」と判断すると、つまり２２０ｋＶおよび５００ｋＶの系統電圧がしきい値Ｃの外側にないか、または、この状態がＴ１秒継続していない場合に、処理部１２は、発電所の発電機１１１ａ〜１１１ｉがＡＦＣ除外中であるかを判断する（ステップＳ６）。ステップＳ６で「Ｙ」と判断すると、つまりＡＦＣ除外中であると、処理部１２は処理をステップＳ１に戻す。

ステップＳ６で「Ｎ」と判断すると、つまりＡＦＣ除外中でなければ、処理部１２は、電圧予測制御条件が成立しているかを判断する（ステップＳ７）。ステップＳ７で、処理部１２は、先に述べた発電機出力変動予測を行い、ＡＦＣ指令値と現在の発電機出力との差を演算し、演算の結果を基にして系統電圧の上昇または下降を予測する。そして、処理部１２は予測した結果により系統電圧に対する電圧予測制御条件の成立を判断する。例えば、２２０ｋＶと５００ｋＶとの電圧に応じた現在の制御域がＳｈＲ入制御域ＡＲ２２の予測制御１段域ＡＲ３１である場合に、予測制御１段の
電圧のしきい値Ａの外側＋電圧上昇予測１段
の条件が成立していると、処理部１２は、電圧予測制御条件が成立していると判断する。

ステップＳ７で「Ｎ」と判断すると、つまり電圧予測制御条件が成立していないと、処理部１２は処理をステップＳ１に戻す。また、ステップＳ７で「Ｙ」と判断すると、つまり電圧予測制御条件の中で、
予測制御１段
電圧のしきい値Ａの外側＋電圧上昇予測１段
電圧のしきい値Ａの外側＋電圧下降予測１段
予測制御２段
電圧のしきい値Ｂの外側＋電圧上昇予測２段
電圧のしきい値Ｂの外側＋電圧下降予測２段
のどれかの条件が成立していると、処理部１２は、条件成立の状態がＴ２秒継続しているかを判断する（ステップＳ８）。ステップＳ８で「Ｎ」と判断すると、つまりＴ２秒継続していないと判断すると、処理部１２は処理をステップＳ７に戻す。

また、ステップＳ８、Ｓ３で「Ｙ」と判断、またはＳ５で「Ｎ」と判断すると、つまり、電圧予測制御条件の成立状態がＴ２秒継続しているか、電圧の状況がしきい値Ｃの外側にあり、直ちに電圧調整が必要な状況であると、電圧調整制御にシャントリアクトル（ＳｈＲ）１３５ａ〜１３５ｃの入や切を伴うかを判断する（ステップＳ９）。

ステップＳ９で「Ｙ」と判断すると、つまり電圧予測制御条件にシャントリアクトル（ＳｈＲ）１３５ａ〜１３５ｃの入・切を伴うと判断すると、処理部１２は、遠隔監視制御を行っている遠隔監視制御箇所（図示を省略）や隣接の遠隔監視制御箇所（図示を省略）に対して、シャントリアクトル（ＳｈＲ）入・切を伴う電圧制御を行うことを予告する（ステップＳ１０）。シャントリアクトル（ＳｈＲ）１３５ａ〜１３５ｃの入切を伴う制御を行うと、下位系統の系統電圧にも影響を与えるので、例えば第２変電所の遠隔監視制御を行う遠隔監視制御箇所や、第３変電所の遠隔監視制御を行う近隣の遠隔監視制御箇所に対して予告を行う。

ステップＳ１０が終了し、Ｔ３秒が経過すると（ステップＳ１１）、処理部１２は、前回の制御からＴ４秒以上経過したかを判断する（ステップＳ１２）。ステップＳ１１では、制御予告をして直ちに電圧調整制御を行い、下位系統の制御所による制御が重なることを防いでいる。また、ステップＳ１２では、連続した制御を行うことを防いでいる。つまり、連続した制御で系統電圧が大きく変化することや、タップ付変圧器の不調を防止している。

ステップＳ１２のタイマー値Ｔ４やステップＳ２、ステップＳ８、ステップＳ１１のタイマー値Ｔ１〜Ｔ３の一例は次の通りである。
Ｔ１ ５秒
Ｔ２ ５秒
Ｔ３ ７秒
Ｔ４ ６０秒

ステップＳ１２で「Ｎ」と判断すると、つまり、前回の制御からＴ４秒以上経過していないと判断すると、処理部１２はステップＳ１２を繰り返す。テップＳ１２で「Ｙ」と判断すると、つまり前回の制御からＴ４秒以上経過したと判断すると、処理部１２は、電圧調整制御を実施する（ステップＳ１３）。ステップＳ１３で処理部１２は、出力部１３を経て、変圧器１３２ａや変圧器１３２ｂのタップを制御し、また、シャントリアクトル（ＳｈＲ）１３５ａ〜１３５ｃの入・切を制御する。つまり、処理部１２は、出力部１３を経てＴａＰ制御やＳｈＲ制御を行う。

ステップＳ１３が終了すると、処理部１２は系統電圧調整装置１が使用停止であるかを判断する（ステップＳ１４）。ステップＳ１４で「Ｎ」と判断すると、つまり、系統電圧調整装置１が使用停止でなければ、処理部１２は処理をステップＳ１に戻す。また、ステップＳ１４で「Ｙ」と判断すると、つまり系統電圧調整装置１が使用停止であると、処理部１２は処理を終了する。

こうして、この実施の形態によれば、周期性の無い発電機出力の変動による電圧変動に対しても、電圧変動を少なく、また調整遅れの無い電圧調整が可能となる。つまり、ＡＦＣ指令値と現在の発電機出力との差を算出し、これから起こる発電機出力の変動に伴う有効電力の変化による電圧上昇あるいは電圧降下を予測する。そして、予測を基に調相設備の入・切やタップ付変圧器のタップ調整を予め自動で実施することにより、電圧変動を少なく、また調整遅れのない迅速な電圧調整が可能となる。

また、この実施の形態によれば、設定値を外れた場合の事後調整ではなく、発電機出力の変動による電圧変動を予測して、電圧制御を行うことができる。

さらに、この実施の形態によれば、調相設備の自動入・切時に遠隔監視制御箇所および隣接遠隔監視制御箇所へ通知する付属機能を設けた。これにより、隣接変電所での重複操作、例えばシャントリアクトル（ＳｈＲ）を入操作の重複により電圧降下が大となるのを防止することができる。

なお、上記の実施の形態では、調整対象の電圧が５００ｋＶ／２２０ｋＶである場合について説明した。しかし、調整対象の電圧はこれに限定されることはなく、例えば５００ｋＶ／２７５ｋＶのように、各種の電圧階級が調整の対象である。

１ 系統電圧調整装置（自動電圧調整装置）
１１ 通信部
１２ 処理部（処理手段）
１３ 出力部（処理手段）
１４ 記憶部

Claims (5)

1. 出力を指令値で調整する発電機を備える発電所と、系統電圧の変化を調整する変電所とを備える電力系統の系統電圧を、前記変電所の変圧器のタップ調整と調相設備の入切とを制御して調整する自動電圧調整装置であって、
   前記指令値と前記発電機の出力との差を予測値として算出し、この予測値を利用して前記発電機の出力の変動に伴う前記系統電圧の変化を予測し、予測した結果を基に前記変圧器のタップ調整と前記調相設備の入切とを制御する処理手段を備えることを特徴とする自動電圧調整装置。
2. 前記処理手段は、前記発電機が複数ある場合には、各指令値を合計した合計値と前記各発電機の出力を合計した合計値との差を予測値として算出する、
   ことを特徴とする請求項１に記載の自動電圧調整装置。
3. 前記処理手段は、前記予測値がプラスの値であると、前記系統電圧の電圧降下と予測し、前記予測値がマイナスの値であると、前記系統電圧の電圧上昇と予測する、
   ことを特徴とする請求項１または２に記載の自動電圧調整装置。
4. 前記処理手段は、前記調相設備の入切を伴う制御を行う場合には、別の変電所の遠隔監視制御を行う遠隔監視制御箇所に対して、前記調相設備の入切を伴う制御を行うことを通知する、
   ことを特徴とする請求項１〜３のいずれか１項に記載の自動電圧調整装置。
5. 出力を指令値で調整する発電機を備える発電所と、系統電圧の変化を調整する変電所とを備える電力系統の系統電圧を、前記変電所の変圧器のタップ調整と調相設備の入切とを制御して調整する自動電圧調整方法であって、
   前記指令値と前記発電機の出力との差を予測値として算出し、
   この予測値を利用して前記発電機の出力の変動に伴う前記系統電圧の変化を予測し、
   予測した結果を基に前記変圧器のタップ調整と前記調相設備の入切とを制御する、
   ことを特徴とする自動電圧調整方法。

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