JP2019216510A - Power system stabilizing system and power system stabilizing method - Google Patents
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Abstract
Description
本発明の実施形態は、電力系統安定化システムおよび電力系統安定化方法に関する。 Embodiments of the present invention relate to a power system stabilization system and a power system stabilization method.
電力系統に落雷等の事故が発生した場合には、事故除去リレーシステムによって高速且つ最小範囲での事故除去が行われ、系統への影響は最小限に抑えられる。しかしながら、事故除去リレーシステムの動作にもかかわらず、遮断器の不動作等による事故除去時間の遅延、広範囲な事故遮断、ルート断事故等の重大事故の発生等に起因して、事故除去後の系統構成が大幅に変化する場合に、潮流急変、大幅な需給アンバランス等を引き起こし、系統の異常現象が発生する場合がある。これを放置すると、発生した異常現象が電力系統全体へ波及して大停電に至る恐れがある。そのため、このような異常現象の発生を未然に防止したり、系統全体への波及拡大を防止したりする事故波及防止リレーシステムが設置されている(例えば、非特許文献1、p5−6参照)。
When an accident such as a lightning strike occurs in the power system, the accident elimination relay system performs an accident elimination at a high speed and in a minimum range, and the influence on the system is minimized. However, despite the operation of the accident elimination relay system, after the accident elimination due to the delay of the accident elimination time due to circuit breaker non-operation, etc. When the system configuration changes significantly, a sudden change in the power flow, a large supply and demand imbalance, and the like are caused, and an abnormal phenomenon of the system may occur. If left unchecked, the abnormal phenomenon that has occurred may spread to the entire power system, leading to a major power outage. For this reason, an accident propagation prevention relay system for preventing the occurrence of such an abnormal phenomenon beforehand or preventing the propagation of the phenomenon to the entire system is installed (for example, see Non-Patent
事故波及防止リレーシステムは、通称、「電力系統安定化システム」あるいは「電力系統安定化装置」と呼ばれ、対象とする電力系統で発生し得る異常現象(例えば、脱調現象、周波数異常、電圧異常、過負荷)に応じて様々な種類がある。脱調現象とは、例えば、事故時の電圧低下に伴い、同期発電機の機械的入力と電気的出力のバランスが崩れて、発電機が同期運転を保つことができなくなる現象である。この脱調現象を放置すると、多数の発電機の連鎖的な停止を引き起こし、広域な停電に波及する可能性がある。以下では、発電機や系統間の脱調現象の発生を未然に防止する電力系統安定化システムについて説明する。脱調現象の発生を未然に防止する電力系統安定化システムでは、電力系統から一部の発電機を強制的に解列する電源制限を行うことで、系統事故の影響が系統全体に波及するのを防止する。解列とは、例えば、電力系統から発電機を切り離すことである。 The accident propagation prevention relay system is generally called a “power system stabilization system” or a “power system stabilization device”, and is an abnormal phenomenon (for example, a step-out phenomenon, a frequency abnormality, a voltage abnormality) that can occur in a target power system. There are various types according to abnormalities and overloads. The step-out phenomenon is, for example, a phenomenon in which the balance between the mechanical input and the electrical output of the synchronous generator is lost due to a voltage drop at the time of an accident, and the generator cannot maintain synchronous operation. If this step-out phenomenon is neglected, a large number of generators may be shut down in a chain, which may spread to a wide area power outage. The following describes a power system stabilization system that prevents a step-out phenomenon between generators and systems. In a power system stabilization system that prevents the occurrence of step-out phenomena, the effect of a system accident is spread to the entire system by restricting the power supply to forcibly disconnect some generators from the power system. To prevent Disconnection means, for example, disconnecting the generator from the power system.
ここで、従来の電力系統安定化システムについて説明する。なお、従来の電力系統安定化システムの説明において、図14は、従来の電力系統安定化システムを含む電力システム1の構成図である。電力システム1は、例えば、電力系統Eと、電力系統安定化システム10とを備える。ここで、電力系統Eには、複数の発電機G1〜GN(N;2以上の自然数)が含まれる。発電機G1〜GNのそれぞれは、電力系統Eに供給する電力を発電する。発電機G1〜GNは、例えば、原子力発電機、水力発電機、火力発電機、風力発電機、太陽光発電等である。以下では、系統全体の発電機G1〜GNうち1発電所に設置された複数台の発電機をG1〜Gn(n;2以上の自然数)と表記して説明するものとする。
Here, a conventional power system stabilization system will be described. In the description of the conventional power system stabilization system, FIG. 14 is a configuration diagram of the
図14の例において、電力系統Eには、発電機G1〜Gn、遮断器CB1−1〜CB1−n、CB2−1、およびCB2−2と、電流計測器CT1−1〜CT1−n、CT2−1、およびCT2−2と、事故除去リレーシステムAR−1、AR−2とが含まれる。以下、遮断器CB1−1〜CB1−nのそれぞれは、同一の機能を備えるため、何れの遮断器であるかを区別しないときは、何れの遮断器であるかを示すハイフン以降の符号を省略し、「遮断器CB1」と称して説明する。また、他の構成についても同様とする。また、送電線L1には、変圧器が接続されていてもよい。 In the example of FIG. 14, the power system E includes generators G1 to Gn, circuit breakers CB1-1 to CB1-n, CB2-1, and CB2-2, and current measuring devices CT1-1 to CT1-n, CT2. -1, and CT2-2, and the accident elimination relay systems AR-1, AR-2. Hereinafter, since each of the circuit breakers CB1-1 to CB1-n has the same function, when it is not necessary to distinguish between the circuit breakers, the symbols after the hyphen indicating which circuit breaker is omitted. However, the description will be made with reference to “the circuit breaker CB1”. The same applies to other configurations. Further, a transformer may be connected to the transmission line L1.
図14において、発電機G1〜Gnのそれぞれと母線B1とは、送電線L1により接続されている。送電線L1には、発電機G1〜Gnのそれぞれに対応付けて遮断器CB1と、電流計測器CT1とが直列に接続されている。電流計測器CT1は、送電線L1に流れる電流値を計測する。電圧計測器VT1は、母線B1の電圧を計測する。遮断器CB1は、送電線L1を流れる電力の遮断または通過を制御する。遮断器CB1により遮断が行われることで、母線B1に接続された発電機を電力系統Eから解列することができる。遮断器CB1は、電力系統安定化システム10の制御装置300により制御される。
In FIG. 14, each of the generators G1 to Gn and the bus B1 are connected by a transmission line L1. A circuit breaker CB1 and a current measuring device CT1 are connected in series to the transmission line L1 in association with each of the generators G1 to Gn. The current measuring device CT1 measures a current value flowing through the transmission line L1. Voltage measurement device VT1 measures the voltage of bus B1. The circuit breaker CB1 controls interruption or passage of electric power flowing through the transmission line L1. By performing the cutoff by the circuit breaker CB1, the generator connected to the bus B1 can be disconnected from the power system E. Circuit breaker CB1 is controlled by
母線B1と母線B2とは、平行二回線の送電線L2により接続されている。電流計測器CT2は、それぞれの送電線L2に流れる電流値を計測する。電圧計測器VT2は、母線B2の電圧を計測する。遮断器CB2は、例えば、事故除去リレーシステムARの制御により、それぞれの送電線L2を母線B1および母線B2から解列し、事故を除去する。 The bus B1 and the bus B2 are connected by two parallel transmission lines L2. The current measuring device CT2 measures a current value flowing through each transmission line L2. Voltage measurement device VT2 measures the voltage of bus B2. The circuit breaker CB2 disconnects the transmission line L2 from the bus B1 and the bus B2, for example, under the control of the accident elimination relay system AR, and eliminates the accident.
電力系統安定化システム10は、例えば、電力系統Eの事故等によって発電機が脱調する現象を一部の発電機を電力系統から解列(遮断)することにより、残りの発電機を安定化させ、電力系統Eの安定した運用を維持させる。電力系統安定化システム10は、例えば、中央演算装置110と、中央制御装置150と、事故検出装置200と、制御装置300とを備える。中央演算装置110、中央制御装置150、事故検出装置200、および制御装置300は、信号線等の通信設備により接続される。
The power
中央演算装置110は、例えば、系統情報をオンラインで入手できるように、中央給電指令所や系統制御所等、給電情報網Nと接続可能な個所に設置される。系統情報とは、例えば、電力系統Eの接続状態や、電力の需給状態、潮流状態に関する情報であり、具体的には遮断器等の入切状態、発電機出力や送電線を流れる電力、母線電圧等の電気量である。
The
中央演算装置110は、電力系統Eにおける事故および系統現象を想定し、予め設定した内容(以下、想定事故内容と称する)に基づいて、事故前の系統情報を用いて制御内容を設定する事前演算型の処理を行う。ここで、事前演算型は、例えば、オフライン事前演算型とオンライン事前演算型とに分類される(例えば、非特許文献1、p52、p54、p55参照)。オフライン事前演算型は、オフラインの過渡安定度計算に基づいて制御対象を決定するのに対し、オンライン事前演算型は、オンラインで入手した系統情報(オンラインデータ)を用いて過渡安定度計算を実施して制御対象を決定する点が異なる。過渡安定度演算とは、例えば、想定事故内容について安定度計算を実施することで想定事故発生時の異常現象発生状況を判定し、異常現象が発生して電力系統Eが不安定となる場合は電源制限などの制御を模擬して繰り返して実施することで、電力系統Eの安定度維持に必要な制御内容を決定するシミュレーション演算である。また、オフライン事前演算型およびオンライン事前演算型は、想定事故内容を識別する識別情報(以下、想定事故種別と称する)について事前に制御対象を設定した制御テーブルを記憶しておき、事故発生時に事故種別と制御テーブルの想定事故種別とを照合して制御を実施する点は共通である。以下では、電力系統安定化システム10は、オンライン事前演算型の系統安定化システムであるものとして説明する。
The
例えば、中央演算装置110は、想定事故種別ごとに、電力系統Eの安定化の維持に必要な電制機を示す情報を制御テーブルに設定する。電制機とは、例えば、系統事故の影響が系統全体に波及するのを防止するために、一部の発電機を系統から強制的に解列する電源制限において、その電制制限の対象として選択された発電機のことである。電制機は、電力系統安定化システムにおける制御対象の一例である。
For example, the
中央制御装置150は、例えば、他の装置(中央演算装置110、事故検出装置200、制御装置300)との通信が可能な個所に設置される。例えば、中央制御装置150は、事故検出装置200や制御装置300と同じ場所に設置されてよい。また、中央制御装置150は、事故検出装置200や制御装置300の機能を含めて構成されてもよい。中央制御装置150は、事故検出装置200により電力系統Eに対する事故が検出された場合に、中央演算装置110により設定された複数の制御内容の中から事故種別に対応する制御内容を決定し、決定した制御内容を制御装置300に出力する事後演算型の処理を行う。具体的には、中央制御装置150は、中央演算装置110から定周期で送信される制御テーブルを受信して最新のものを保存しておき、事故発生時に事故検出装置200から送信される事故種別の情報を受信し、事故種別を制御テーブルと照合して合致する事故種別に対応する電制機を決定する。そして、中央制御装置150により決定された電制機に関する情報を制御装置300に出力する。
The
事故検出装置200は、例えば、変電所に設置される。事故検出装置200は、例えば、電流計測器CT2、電圧計測器VT2から電気量、遮断器CB2の入切状態、事故除去リレーシステムARの動作情報を取り込む。また、事故検出装置200は、電流計測器CT2および電圧計測器VT2の計測結果や遮断器CB2の状態変化や事故除去リレーシステムARの動作情報に基づいて、系統事故発生を検出し、検出した事故に対応する事故種別を判定し、判定した事故種別の情報を中央制御装置150に送信する。
The
制御装置300は、例えば、発電所に設置される。制御装置300は、遮断器CB1を制御し、中央制御装置150から得られる遮断指令等に基づいて、電制機を電力系統Eから解列させる制御等を行う。
The
次に、電力系統安定化システム10の詳細について説明する。図15は、従来の実施形態の電力系統安定化システム10の構成図である。図15に示す中央演算装置110は、例えば、系統情報収集部111と、系統モデル作成部112と、条件設定部113と、設定処理部114とを備える。系統情報収集部111は、電力系統Eの系統情報を、給電情報網Nを介して収集し、収集した系統情報を系統モデル作成部112に出力する。
Next, details of the power
系統モデル作成部112は、系統情報収集部111により収集された系統情報と系統設備データとに基づいて、現在の潮流状態を表わす解析用系統モデルを作成する。
The system model creation unit 112 creates an analysis system model representing the current power flow state based on the system information collected by the system
条件設定部113は、系統モデル作成部112により作成された解析用系統モデルに基づいて、電力系統Eにおいて想定事故に対応する複数の解析条件を設定する。具体的には、条件設定部113は、例えば、系統モデル記憶部113aと、想定事故種別記憶部113bと、解析条件設定部113cとを備える。系統モデル記憶部113aおよび想定事故種別記憶部113bは、それぞれ、例えば、HDD(Hard Disk Drive)、フラッシュメモリ、EEPROM(Electrically Erasable Programmable Read Only Memory)、ROM(Read Only Memory)、またはRAM(Random Access Memory)等により構成される。
The
系統モデル記憶部113aは、系統モデル作成部112により作成された解析用系統モデルを記憶する。想定事故種別記憶部113bは、例えば、想定事故種別データを記憶する。
The system
設定処理部114は、条件設定部113により設定された各解析条件に基づいて、過渡安定度計算を行い、各解析条件に対する電力系統の安定度を判定し、それぞれの事故種別における事故が発生した際に、電力系統Eの安定度維持に必要な電制機を、制御テーブルとして設定する。設定処理部114は、例えば、解析条件記憶部114aと、過渡安定度計算部114bと、安定度判定部114cと、電制機選択部114dと、制御テーブル設定部114eとを備える。
The setting
解析条件記憶部114aは、例えば、HDD、フラッシュメモリ、EEPROM、ROM、またはRAM等により構成される。解析条件記憶部114aは、条件設定部113により設定された各解析条件を記憶する。過渡安定度計算部114bは、解析条件記憶部114aに記憶されている各解析条件に対して過渡安定度計算を行う。安定度判定部114cは、過渡安定度計算部114bによる計算結果を用いて各解析条件における安定度を判定する。電制機選択部114dは、各想定事故種別が発生した際に電力系統の安定度維持に必要な電制機を選択する。
The analysis
制御テーブル設定部114eは、電制機選択部114dで決定した電制機選択結果を制御テーブルとして設定する。
The control
図16は、従来の中央演算装置110において実行される処理の一例を示すフローチャートである(例えば、非特許文献1、p.88参照)。系統情報収集部111は、給電情報網Nを介して、電力系統Eから系統情報を収集する(ステップS100)。次に、系統モデル作成部112は、収集された系統情報に基づいて状態推定計算や系統縮約等を行い、電力系統Eの解析用モデルを作成する(ステップS200)。
FIG. 16 is a flowchart illustrating an example of processing executed in the conventional central processing unit 110 (for example, see
次に、条件設定部113は、想定事故に基づく解析条件を設定する(ステップS300)。次に、設定処理部114は、設定された解析条件に基づいて、過渡安定度計算を行う(ステップS400)。次に、設定処理部114は、過渡安定度の計算結果に基づき、電力系統Eが安定しているか否かを判定する(ステップS500)。電力系統Eが安定していないと判定された場合、設定処理部114は、電制機を選択する処理を行い(ステップS600)、電源制限を行う条件を加えた解析条件にて過渡安定度計算を行うためステップS400の処理へ戻る。なお、S600の処理では、設定処理部114は、所定の判定条件により、最初に発電機が不安定と判断された時点から一定時間ΔTの間に不安定と判定された発電機群を電制機の候補として選択し、選択された各発電機の加速エネルギーを電制効果指標AEとして計算する。次に、運用制約を考慮した重み係数を用いて電制効果指標AEを補正し、補正した電制効果指標AEが最大の発電機を追加の電制機として選択する(例えば、非特許文献1、p89、p91、p92および非特許文献2参照)。なお、オフライン事前演算型の場合には、他の方式として、制御装置300が設置された発電機について選択優先順位を予め定めてテーブル化して設定しておき、発電機出力の合計値が必要制御量を超えるまで選択優先順に電制機として選択する優先順位テーブル方式や必要制御量を上回る最小制御量の組み合わせを検索する最適方式、絞られた組み合わせの中から最適なものを選ぶ準最適方式がある(例えば、非特許文献3、p163-164参照)。発電機出力は、制御装置300で計測して中央演算装置110へ伝送される(非特許文献1、p74参照)。
Next, the
また、電力系統Eが安定していると判定された場合、設定処理部114は、想定事故(解析モデル)の全ケースについての処理が終了したか否かを判定する(ステップS700)。全ケースについての処理が終了していない場合、ステップS300の処理に戻り、以降の処理が行われる。また、全ケースについての処理が終了した場合、設定処理部114は、電制機を設定した制御テーブルを出力する(ステップS800)。これにより、本フローチャートの処理は、終了する。
When it is determined that the power system E is stable, the setting
中央制御装置150は、例えば、電制機決定部(制御対象決定部の一例)151を備える。電制機決定部151は、例えば、制御テーブル記憶部151aと、照合処理部151bとを備える。制御テーブル記憶部151aは、例えば、フラッシュメモリ、RAM等により構成される。制御テーブル記憶部151aは、設定処理部114により設定された制御テーブルを記憶する。照合処理部151bは、事故種別検出部210により検出された事故種別と、制御テーブル記憶部151aに記憶された制御テーブルとを照合して、合致する事故種別に対応する電制機を決定する。また、照合処理部151bは、決定した電制機に関する情報を制御装置300に送信する。
The
事故検出装置200は、例えば、事故種別検出部210を備える。事故種別検出部210は、電力系統Eの事故の発生を検出する。また、事故種別検出部210は、検出した事故の内容に基づいて事故の種別を判定する。そして、事故種別検出部210は、判定した事故種別の情報を、中央制御装置150に送信する。
The
制御装置300は、例えば、制御部310を備える。制御部310は、電制機決定部151により決定された電制機を電力系統Eから解列させるために、遮断器CB1−1〜CB1−nのうち、電制機に接続された送電線L1に接続された遮断器に遮断指令を出力し、電制機を電力系統Eから解列させる制御を行う。
The
上述した従来の電力系統安定化システムでは、電源制限を行うと、発電量(供給)と負荷量(需要)の需給バランスが崩れることになるが、予備力によって需給アンバランスが解消されるため、周波数の異常低下現象は防止される。予備力とは、例えば、電源脱落事故や需要増加等に際しても電力供給を確保するため、需要を上回って保有する供給力のことである(例えば、非特許文献4、p17−18および非特許文献5、p1150、p1251)。しかしながら、大量の発電機を電源制限すると、予備力が低下するため、電源制限後の周波数が異常に低下したり、再生可能エネルギー発電の出力または需要の変動に起因した周波数異常が生じる恐れがあった。
In the above-described conventional power system stabilization system, when the power supply is restricted, the supply-demand balance between the power generation (supply) and the load (demand) is disrupted. The abnormal frequency drop phenomenon is prevented. The reserve is, for example, a supply capacity that exceeds the demand in order to secure power supply even in the event of a power loss accident or an increase in demand (for example,
本発明が解決しようとする課題は、電力系統の系統事故に対して、より好適な安定化制御を行うことができる電力系統安定化システムおよび電力系統安定化方法を提供することである。 The problem to be solved by the present invention is to provide a power system stabilization system and a power system stabilization method that can perform more appropriate stabilization control for a power system fault.
実施形態の電力系統安定化システムは、設定処理部と、事故種別検出部と、制御対象決定部と、制御部とを持つ。設定処理部は、予め想定される想定事故種別ごとに、電力系統に電力を供給する複数の制御対象のうち、前記電力系統から解列する制御対象を設定した制御テーブルを作成する。事故種別検出部は、前記電力系統で発生した事故に対応する事故種別を検出する。制御対象決定部は、前記事故種別検出部により検出された事故種別と、前記設定処理部により設定された制御テーブルとを照合し、前記事故種別と合致する想定事故種別に対応付けられた制御対象を、前記電力系統から解列する制御対象として決定する。制御部は、前記制御対象決定部により決定された制御対象を前記電力系統から解列する制御を行う。更に、設定処理部は、前記想定事故種別ごとに、前記複数の制御対象のうち、前記電力系統から解列する制御対象の候補に対する選択優先順位を設定し、設定した選択優先順位にしたがって、前記電力系統から切り離した後に所定の予備力を確保できる制御対象を選択する。 The power system stabilization system according to the embodiment includes a setting processing unit, an accident type detection unit, a control target determination unit, and a control unit. The setting processing unit creates a control table in which a control target to be disconnected from the power system is set from among a plurality of control targets for supplying power to the power system for each assumed accident type. The accident type detection unit detects an accident type corresponding to an accident that has occurred in the power system. The control object determination unit compares the accident type detected by the accident type detection unit with the control table set by the setting processing unit, and controls the control object associated with the assumed accident type that matches the accident type. Is determined as a control target to be disconnected from the power system. The control unit performs control for disconnecting the control target determined by the control target determination unit from the power system. Further, the setting processing unit, for each of the assumed accident types, among the plurality of control objects, set a selection priority for the candidate of the control object to be disconnected from the power system, according to the set selection priority, A control target that can secure a predetermined reserve after disconnection from the power system is selected.
以下、実施形態の電力系統安定化システムおよび電力系統安定化方法を、図面を参照して説明する。なお、以下の説明において、上述した従来の電力システム1の各機能構成に対応する構成については、同様の名称および符号を付するものとし、その機能に関する具体的な説明は省略する。また、一部の構成部は、従来技術または他の実施形態との差が明確になるようにハイフン付きの符号を付するものとする。
Hereinafter, a power system stabilization system and a power system stabilization method according to an embodiment will be described with reference to the drawings. In the following description, configurations corresponding to the respective functional configurations of the above-described
(第1の実施形態)
図1は、第1の実施形態の電力系統安定化システムを含む電力システム1の構成図である。図1に示す電力システム1は、図14に示す電力システムと比較すると、自動給電システムEMSが追加され、中央演算装置110に代えて、中央演算装置110−1を備える点で異なる。したがって、以下では、主に、自動給電システムEMSおよび中央演算装置110−1を中心に説明する。
(1st Embodiment)
FIG. 1 is a configuration diagram of a
自動給電システムEMS(EMS;Energy Management System)は、発電機G1〜GNの出力、電力系統Eの潮流、電圧、周波数等の情報を取り込み、発電機G1〜GNの経済運転、周波数調整、潮流、電圧の制御および記録、統計処理、需給計画等の給電運用業務を実行する。また、自動給電システムEMSは、電力の需給運用における制御等を行う。需給運用における制御とは、例えば、時間に応じて変化する電力需要に合わせて発電機出力を需要と供給力の均衡を図りながら電力系統Eの周波数を基準値内で維持するように、制御することである。短周期の需要変動に対する供給量の制御は、負荷周波数制御(LFC;Load Frequency Control)によって行われ、比較的長周期の需要変動に対する供給量の制御は、経済負荷配分制御(EDC;Economic Load Dispatching Control)によって行われる。図1の例において、自動給電システムEMSは、給電情報網Nと中央演算装置110−1との間に接続される。また、発電機G1〜Gnは、「制御対象」の一例である(例えば、非特許文献5、p1158参照)。
The automatic power supply system EMS (EMS: Energy Management System) takes in information such as the outputs of the generators G1 to GN, the power flow, voltage, and frequency of the power system E, and economically operates the generators G1 to GN, adjusts the frequency, Performs power supply operations such as voltage control and recording, statistical processing, and supply and demand planning. In addition, the automatic power supply system EMS performs control and the like in power supply and demand operation. The control in the supply and demand operation is, for example, controlled so as to maintain the frequency of the power system E within the reference value while balancing the demand and the supply power with the generator output in accordance with the power demand that changes with time. That is. The supply amount control for short-period demand fluctuations is performed by load frequency control (LFC), and the supply amount control for relatively long-period demand fluctuations is controlled by economic load dispatching control (EDC; Economic Load Dispatching). Control). In the example of FIG. 1, the automatic power supply system EMS is connected between the power supply information network N and the central processing unit 110-1. The generators G1 to Gn are an example of a “control target” (for example, see
電力系統安定化システム10は、例えば、電力系統Eの事故等によって発電機が脱調する現象を一部の発電機を電力系統から高速に解列(遮断)することにより、残りの発電機を安定化させ、電力系統Eの安定した運用を維持させる。電力系統安定化システム10は、例えば、中央演算装置110−1と、中央制御装置150と、事故検出装置200と、制御装置300とを備える。これらの構成要素は、例えば、CPU(Central Processing Unit)等のハードウェアプロセッサがプログラム(ソフトウェア)を実行することにより実現される。また、これらの構成要素のうち一部または全部は、LSI(Large Scale Integrated circuit)やASIC(Application Specific Integrated Circuit)、FPGA(Field-Programmable Gate Array)、GPU(Graphics Processing Unit)等のハードウェア(回路部;circuitryを含む)によって実現されてもよいし、ソフトウェアとハードウェアの協働によって実現されてもよい。プログラムは、予めHDDやフラッシュメモリ等の記憶装置に格納されていてもよいし、DVDやCD−ROM等の着脱可能な記憶媒体に格納されており、記憶媒体がドライブ装置に装着されることで記憶装置にインストールされてもよい。自動給電システムEMS、中央演算装置110−1、中央制御装置150、事故検出装置200、および制御装置300は、信号線等の通信設備により接続される。
For example, the power
中央演算装置110−1は、例えば、系統情報をオンラインで入手できるように、中央給電指令所や系統制御所等、給電情報網Nと接続可能な個所に設置される。例えば、中央演算装置110−1は、想定事故種別ごとに、電力系統Eの安定化の維持に必要な電制機を示す情報を制御テーブルに設定する。電制機とは、例えば、系統事故の影響が系統全体に波及するのを防止するために、一部の発電機を系統から強制的に解列する電源制限(電制)において、その電制制限の対象として選択された発電機のことである。また、中央演算装置110−1は、制御テーブルを作成する場合に、想定事故種別ごとに、電制機の候補の選択優先順位を設定し、設定した選択優先順位にしたがって、電力系統から解列した後に所定の予備力を確保できる電制機を選択する。所定の予備力とは、所定量(例えば、当日の最大需要の3〜5[%])以上の予備力である。また、所定量は、例えば、供給力を担う発電機の種類や需要変化の状況に基づいて変更してもよい。制御テーブルの詳細については、後述する。 The central processing unit 110-1 is installed at a place that can be connected to the power supply information network N, such as a central power supply command center or a system control station, so that system information can be obtained online. For example, the central processing unit 110-1 sets, in the control table, information indicating a control device necessary for maintaining the stabilization of the power system E for each assumed accident type. For example, in order to prevent the effects of a system accident from spreading to the entire system, a power system is a power system that forcibly disconnects some generators from the system (electric system). Generators that are selected for restriction. Also, when creating the control table, the central processing unit 110-1 sets the selection priority of the candidate for the electrical control for each assumed accident type, and disconnects from the power system according to the set selection priority. After that, a control device capable of securing a predetermined reserve power is selected. The predetermined reserve is a reserve of a predetermined amount (for example, 3 to 5% of the maximum demand of the day). Further, the predetermined amount may be changed based on, for example, the type of the generator that is responsible for the supply power and the situation of the change in demand. Details of the control table will be described later.
次に、第1の実施形態の電力系統安定化システム10の詳細について説明する。図2は、第1の実施形態の電力系統安定化システム10の構成図である。図2に示す中央演算装置110−1は、例えば、系統情報収集部111−1と、系統モデル作成部112−1と、条件設定部113−1と、設定処理部114−1と、予備力計算部115−1とを備える。系統情報収集部111−1は、電力系統Eの系統情報を、給電情報網Nを介して収集する。電力系統Eから給電情報網Nへは、発電所や変電所に設置された監視制御システムおよび通信回線を用いて、一定の周期または系統情報の変化時に、系統情報が供給される。系統情報収集部111−1は、収集した系統情報を系統モデル作成部112−1に出力する。
Next, details of the power
系統モデル作成部112−1は、系統情報収集部111−1により収集された系統情報と系統設備データとに基づいて、現在の潮流状態を表わす解析用系統モデルを作成する。系統設備データには、例えば、送電線、変圧器のインピーダンス、発電機G1〜GNの定数、および発電機の調速機や励磁制御装置等のデータが含まれる。 The system model creation unit 112-1 creates an analysis system model representing the current power flow state based on the system information and the system equipment data collected by the system information collection unit 111-1. The system equipment data includes, for example, transmission line, impedance of transformer, constants of generators G1 to GN, and data of a governor of the generator and an excitation control device.
条件設定部113−1は、系統モデル作成部112−1により作成された解析用系統モデルに基づいて、電力系統Eにおける想定事故に対応する複数の解析条件を設定する。具体的には、条件設定部113−1は、例えば、系統モデル記憶部113a−1と、想定事故種別記憶部113b−1と、解析条件設定部113c−1とを備える。系統モデル記憶部113a−1および想定事故種別記憶部113b−1は、それぞれ、例えば、HDD、フラッシュメモリ、EEPROM、ROM、またはRAM等により構成される。
The condition setting unit 113-1 sets a plurality of analysis conditions corresponding to the assumed accident in the power system E based on the analysis system model created by the system model creation unit 112-1. Specifically, the condition setting unit 113-1 includes, for example, a system
系統モデル記憶部113a−1は、系統モデル作成部112−1により作成された解析用系統モデルを記憶する。想定事故種別記憶部113b−1は、例えば、想定事故種別データを記憶する。図3は、第1の実施形態の想定事故種別データの内容の一例を示す図である。想定事故種別データには、電力系統Eにおける想定事故種別に、事故内容(例えば、2回線送電線のルート断)に関する情報(A線6LG−O等)が対応付けられている。解析条件設定部113c−1は、例えば、系統モデル記憶部113aおよび想定事故種別記憶部113b−1にそれぞれ記憶される解析用系統モデルおよび想定事故種別データを用いて、電制機の組み合わせを変えて複数の解析条件を設定する。
The system
設定処理部114−1は、条件設定部113−1により設定された各解析条件に基づいて、過渡安定度計算を行い、各解析条件に対する電力系統の安定度を判定し、それぞれの事故種別における事故が発生した際に、電力系統Eの安定度維持に必要な電制機を、制御テーブルとして設定する。設定処理部114−1は、例えば、解析条件記憶部114a−1と、過渡安定度計算部114b−1と、安定度判定部114c−1と、電制機選択部114d−1と、制御テーブル設定部114e−1とを備える。
The setting processing unit 114-1 performs a transient stability calculation based on each analysis condition set by the condition setting unit 113-1, determines the stability of the power system with respect to each analysis condition, and When an accident occurs, a control required for maintaining the stability of the power system E is set as a control table. The setting processing unit 114-1 includes, for example, an analysis
解析条件記憶部114a−1は、例えば、HDD、フラッシュメモリ、EEPROM、ROM、またはRAM等により構成される。解析条件記憶部114a−1は、条件設定部113−1により設定された各解析条件を記憶する。過渡安定度計算部114b−1は、解析条件記憶部114a−1に記憶されている各解析条件に対して過渡安定度計算を行う。安定度判定部114c−1は、過渡安定度計算部114b−1による計算結果を用いて各解析条件における安定度を判定する。電制機選択部114d−1は、各想定事故種別が発生した際に電力系統の安定度維持に必要な電制機を選択する。
The analysis
制御テーブル設定部114e−1は、電制機選択部114d−1で決定した電制機選択結果を制御テーブルとして設定する。図4は、第1の実施形態の制御テーブルの内容の一例を示す図である。図4に示す制御テーブルは、想定事故種別ごとに、電制機の情報が対応付けられている。
The control
予備力計算部115−1は、自動給電システムEMSから取得する最大需要と予備力設定値とに基づいて、系統全体における予備力の目標値と現在値、および各発電機の予備力を計算する。予備力計算部115−1は、計算した結果を設定処理部114−1に出力する。 The reserve power calculation unit 115-1 calculates the target value and the current value of the reserve power in the entire system, and the reserve power of each generator, based on the maximum demand and the reserve power set value acquired from the automatic power supply system EMS. . The reserve power calculation unit 115-1 outputs the calculation result to the setting processing unit 114-1.
図5は、第1の実施形態の中央演算装置110−1において実行される処理の一例を示すフローチャートである。図5に示すフローチャートは、図16に示すフローチャートと比較すると、ステップS300とステップS400との間にステップS350の処理が追加され、且つ、ステップS600に代えてステップS900の処理を有する。したがって、以下では、主に、ステップS350およびステップS900の処理を中心に説明する。 FIG. 5 is a flowchart illustrating an example of a process executed in the central processing unit 110-1 according to the first embodiment. The flowchart shown in FIG. 5 is different from the flowchart shown in FIG. 16 in that the process of step S350 is added between step S300 and step S400, and has the process of step S900 instead of step S600. Therefore, the following mainly describes the processing of step S350 and step S900.
ステップS300の処理後、設定処理部114−1は、予備力計算部115−1による計算結果である予備力の減少分(後述する加算値)の初期化を行い(ステップS350)、設定された解析条件に基づいて、過渡安定度計算を行う(ステップS400)。次に、設定処理部114−1は、過渡安定度の計算結果に基づき、電力系統Eが安定しているか否かを判定する(ステップS500)。電力系統Eが安定していないと判定された場合、設定処理部114−1は、第1の実施形態の電制機を選択する処理を行い(ステップS900)、電源制限を行う条件を加えた解析条件にて過渡安定度計算を行うためステップS400の処理へ戻る。ステップS900の処理の詳細の詳細については、後述する。 After the processing in step S300, the setting processing unit 114-1 initializes a decrease in reserve power (addition value to be described later), which is a calculation result by the reserve power calculation unit 115-1, (step S350). A transient stability calculation is performed based on the analysis conditions (step S400). Next, the setting processing unit 114-1 determines whether or not the power system E is stable based on the calculation result of the transient stability (step S500). If it is determined that the power system E is not stable, the setting processing unit 114-1 performs a process of selecting the electrical control device according to the first embodiment (step S900), and adds a condition for power supply restriction. The process returns to step S400 to calculate the transient stability under the analysis conditions. Details of the processing of step S900 will be described later.
中央制御装置150は、例えば、電制機決定部(制御対象決定部の一例)151を備える。電制機決定部151は、例えば、制御テーブル記憶部151aと、照合処理部151bとを備える。制御テーブル記憶部151aは、例えば、フラッシュメモリ、RAM等により構成される。制御テーブル記憶部151aは、設定処理部114−1により設定された制御テーブルを記憶する。照合処理部151bは、事故種別検出部210により検出された事故種別と、制御テーブル記憶部151aに記憶された制御テーブルとを照合して、合致する事故種別に対応する電制機を決定する。また、照合処理部151bは、決定した電制機に関する情報を制御装置300に送信する。
The
次に、上述した予備力計算部115−1の機能の詳細について説明する。図6は、第1の実施形態の予備力計算部115−1の構成図である。予備力計算部115−1は、例えば、入力部115a−1と、計算部115b−1と、出力部115c−1と、発電機データ115d−1とを備える。入力部115a−1は、自動給電システムEMSから当日の最大需要と、予備力設定値の入力を受け付ける。また、入力部115a−1は、系統情報収集部111から発電機G1〜GNの出力PGの入力を受け付ける。なお、発電機G1〜GNの出力PGは、制御装置300で計測して中央制御装置150を経由して取得されてもよい。また、最大需要と予備力設定値は、例えば、給電情報網Nを経由して系統情報収集部111−1から取得されてもよい。予備力設定値は、例えば、中央演算装置110−1に記録されていてもよい。
Next, details of the function of the reserve power calculation unit 115-1 will be described. FIG. 6 is a configuration diagram of the reserve power calculation unit 115-1 according to the first embodiment. The reserve power calculation unit 115-1 includes, for example, an input unit 115a-1, a
ここで、予備力には、例えば、電源脱落事故等に起因する需給アンバランスに対応するための瞬動予備力(Spinning Reserve)と、天候急変等による需要急変に起因する需給アンバランスに対応するための運転予備力(Operational Reserve)とがある。また、各予備力には、発電機出力を増加させる方向の予備力(上げ代)と、発電機出力を低下させる方向の予備力(下げ代)とがある。通常、各予備力の目標値(必要量)は、最大需要に対する比率[%]で設定される。また、各予備力の目標値(必要量)は、絶対値[MW]で定義することも可能である。電力系統の運用者は、例えば、瞬動予備力と運動予備力とを合わせて当日の最大需要の3〜5[%]以上を確保するよう発電機の運転計画を策定している。瞬動予備力は、水力、火力発電機のガバナフリー運転分など、運転予備力は部分負荷運転中の水力、火力発電機の余力などで確保している(例えば、非特許文献4、p17−18および非特許文献5、p1150、p1251参照)。
Here, the reserve capacity corresponds to, for example, a spinning reserve for coping with a supply-demand imbalance caused by a power loss accident or the like, and a supply-demand imbalance caused by a sudden change in demand due to a sudden change in weather or the like. Operational Reserve. Each reserve has a reserve (increase allowance) in the direction of increasing the generator output and a reserve (increase) in the direction of decreasing the generator output. Usually, the target value (required amount) of each reserve power is set as a ratio [%] to the maximum demand. Further, the target value (required amount) of each reserve force can be defined by an absolute value [MW]. The operator of the power system, for example, formulates an operation plan of the generator so as to secure 3 to 5% or more of the maximum demand of the day by combining the spinning reserve and the exercise reserve. The spinning reserve is secured by hydraulic power and governor-free operation of the thermal power generator, and the operating reserve is secured by hydraulic power during partial load operation and the remaining power of the thermal power generator (for example,
例えば、入力部115a−1が入力するデータは、電力系統Eにおける最大需要ΣPLmax[MW]、瞬動予備力の設定値(上げ代)S_SR_R[%]、瞬動予備力の設定値(下げ代)S_SR_L[%]、運転予備力の設定値(上げ代)S_OR_R[%]、運転予備力の設定値(下げ代)S_OR_L[%]、発電機出力PG(i)[MW](i=1〜N)となる。なお、iは、発電機を識別する発電機番号を示し、Nは発電機数を示す。 For example, the data input by the input unit 115a-1 includes the maximum demand ΣPLmax [MW] in the power system E, the set value of the spinning reserve (increase allowance) S_SR_R [%], and the set value of the spinning reserve (decrease allowance). ) S_SR_L [%], set value of operation reserve power (increase allowance) S_OR_R [%], set value of operation reserve force (decrease allowance) S_OR_L [%], generator output PG (i) [MW] (i = 1) To N). In addition, i shows the generator number which identifies a generator, and N shows the number of generators.
計算部115b−1は、入力部115a−1により入力される情報と、発電機データ115d−1とに基づいて、系統全体での予備力の目標値と現在値とを計算する。図7は、第1の実施形態の発電機データ115d−1の内容の一例を示す図である。発電機データ115d−1は、例えば、発電機に、最高出力、最低出力、負荷制限値、LFC上限、LFC下限、および調速機の運転モード(例えば、ガバナフリー運転(GF運転)またはロードリミッタ運転(LL運転))の情報が対応付けられている。発電機データ115d−1は、自動給電システムEMSから定周期等の所定のタイミングで受信し、受信したタイミングで更新してもよい。
The
計算部115b−1は、系統全体の予備力の目標値[MW]を(1)式〜(4)式を用いて計算する。
瞬動予備力の目標値(上げ代)T_SR_R=ΣPLmax × S_SR_R …(1)
瞬動予備力の目標値(下げ代)T_SR_L=ΣPLmax × S_SR_L …(2)
運転予備力の目標値(上げ代)T_OR_R=ΣPLmax × S_OR_R …(3)
運転予備力の目標値(下げ代)T_OR_L=ΣPLmax × S_OR_L …(4)
The
Target value of spinning reserve (increase allowance) T_SR_R = ΣPLmax × S_SR_R (1)
Target value (reduction allowance) of spinning reserve T_SR_L = ΣPLmax × S_SR_L (2)
Target value of operating reserve (increase allowance) T_OR_R = ΣPLmax × S_OR_R (3)
Target value of operating reserve (lowering allowance) T_OR_L = ΣPLmax × S_OR_L (4)
また、計算部115b−1は、各発電機の予備力を求め、その合計値を系統全体の予備力として求める。計算部115b−1は、各発電機の予備力[MW]を、(5)式〜(8)式で求める(例えば、非特許文献4、p95参照)。
瞬動予備力(上げ代)SR_R(i)=PGmax(i) − PG(i) …(5)
瞬動予備力(下げ代)SR_L(i)=PG(i) − PGmin(i) …(6)
運転予備力(上げ代)OR_R(i)=LFCmax(i) − PG(i) …(7)
運転予備力(下げ代)OR_L(i)=PG(i) − LFCmin(i) …(8)
ここで、PGmax(i)は最高出力[MW]を示し、PGmin(i)は最低出力[MW]を示し、LFCmax(i)はLFC上限[MW]を示し、LFCmin(i)はLFC下限[MW]を示し、PG(i)は発電機出力[MW]を示す。また、iは発電機番号(i=1〜N)を示し、Nは発電機数を示す。なお、LL運転の場合、最大出力は、負荷制限値で制限される。そのため、計算部115b−1は、瞬動予備力(上げ代)を(9)式で求める(例えば、非特許文献5、p1150、p1251参照)。
瞬動予備力(上げ代)SR_R(i)=77M(i) − PG(i) …(9)
ここで、77M(i)は、負荷制限値[MW]を示す。
Further, the
Spinning reserve (raising allowance) SR_R (i) = PGmax (i)-PG (i) ... (5)
Spinning reserve (reduction allowance) SR_L (i) = PG (i)-PGmin (i) ... (6)
Operating reserve (raising allowance) OR_R (i) = LFCmax (i)-PG (i) ... (7)
Operating reserve (lowering allowance) OR_L (i) = PG (i)-LFCmin (i) ... (8)
Here, PGmax (i) indicates the maximum output [MW], PGmin (i) indicates the minimum output [MW], LFCmax (i) indicates the LFC upper limit [MW], and LFCmin (i) indicates the LFC lower limit [MW]. MW], and PG (i) indicates the generator output [MW]. I indicates a generator number (i = 1 to N), and N indicates the number of generators. In the case of the LL operation, the maximum output is limited by the load limit value. Therefore, the
Spinning reserve (raising allowance) SR_R (i) = 77M (i)-PG (i) ... (9)
Here, 77M (i) indicates the load limit value [MW].
また、計算部115b−1は、(10)式〜(13)式を用いて系統全体の現在の予備力[MW]を求める。
瞬動予備力の現在値(上げ代)P_SR_R=ΣSR_R(i),i=1〜N …(10)
瞬動予備力の現在値(下げ代)P_SR_L=ΣSR_L(i),i=1〜N …(11)
運転予備力の現在値(上げ代)P_OR_R=ΣOR_R(i),i=1〜N …(12)
運転予備力の現在値(下げ代)P_OR_L=ΣOR_L(i),i=1〜N …(13)
以下では、説明の便宜上、上げ方向の予備力(上げ代)を確保する作用についてのみ説明するが、下げ方向の予備力(下げ代)を確保する作用は、上げ方向と極性が異なるのみで同様に実現できる。
Further, the
Current value of spinning reserve (increase allowance) P_SR_R = ΣSR_R (i), i = 1 to N (10)
Current value of spinning reserve (lowering allowance) P_SR_L = ΣSR_L (i), i = 1 to N (11)
Current value (increase allowance) of operating reserve P_OR_R = ΣOR_R (i), i = 1 to N (12)
Current value of operating reserve (lowering allowance) P_OR_L = ΣOR_L (i), i = 1 to N (13)
In the following, for convenience of explanation, only the operation of securing the reserve force in the upward direction (increase allowance) will be described. However, the operation of securing the reserve force in the downward direction (lower allowance) is the same except that the polarity is different from the upward direction. Can be realized.
図8は、第1の実施形態の計算部115b−1による計算結果の内容を説明するための図である。図8の例では、発電機に、瞬動予備力(上げ方向)と運転予備力(上げ方向)とが対応付けられている。計算部115b−1は、図8に示すように、発電機G1〜GNのそれぞれに対して予備力を計算する。
FIG. 8 is a diagram for explaining the contents of the calculation result by the
出力部115c−1は、計算部115b−1により計算された系統全体の予備力の目標値と現在値、および各発電機の予備力を、電制機選択部114d−1に出力する。
The
次に、設定処理部114−1における電制機選択部114d−1の機能の詳細について説明する。図9は、第1の実施形態の電制機選択部114d−1の処理について説明するためのフローチャートである。図9に示す処理は、例えば、上述した図5のステップS900の処理に相当する。まず、電制機選択部114d−1は、例えば、(14)式および(15)式の判定条件により、最初に発電機が不安定であると判定された時点から一定時間ΔTが経過するまでの間に、不安定と判定された発電機群を電制機の候補として選択する(ステップS902)。
{δi(t)−δs(t)}≧δk …(14)
{δi(t)−δs(t)}≧δk かつ {ωi(t)−ωs(t)}≧ωk …(15)
ここで、δi、ωiは、電力系統Eの発電機の内部位相角と角速度を示す。また、δs、ωsは、基準となる発電機の内部位相角と角速度を示す。また、(14)、(15)式において、iは発電機番号(i=1〜N)を示し、Nは発電機数を示す。また、tは過渡安定度計算におけるシミュレーション時間を示し、δk、ωkはしきい値を示す。
Next, the details of the function of the electrical
{Δi (t) -δs (t)} ≧ δk (14)
{Δi (t) −δs (t)} ≧ δk and {ωi (t) −ωs (t)} ≧ ωk (15)
Here, δi and ωi indicate the internal phase angle and angular velocity of the generator of the power system E. Further, δs and ωs indicate the internal phase angle and angular velocity of the reference generator. In the expressions (14) and (15), i indicates a generator number (i = 1 to N), and N indicates the number of generators. Further, t indicates a simulation time in the transient stability calculation, and δk and ωk indicate threshold values.
次に、電制機選択部114d−1は、例えば、電制機の候補として選択された各発電機の加速エネルギーを電制効果指標AEとして計算する(ステップS904)。また、電制機選択部114d−1は、予め設定された運用制約を考慮した重み係数を用いて電制効果指標AEを補正する(ステップS906)。ステップS906の処理では、例えば、(16)式を用いて電制効果指標AEを補正する。
AEi’=AEi×Ci …(16)
ここで、AEiは、発電機iの補正前の電制効果指標を示し、AEi’は、発電機iの補正後の電制効果指標を示し、Ciは、発電機iの重み係数を示す。電制機選択部114d−1は、電制効果指標AEが近い発電機(例えば、指標の差が所定範囲内の発電機)が複数存在する場合に、運用面を考慮した選択優先順位を反映して電制機を選択してもよい。運用面を考慮した選択優先順位を反映するとは、例えば、発電機において原子力発電機よりも火力発電機が優先して選択されるように重み係数を付与することである。また、電制機選択部114d−1は、例えば、同じ火力発電機でも発電コストの高い火力発電機を優先したり、電制された後に短時間で再起動できる発電機を優先して、選択されるように重み係数を付与してもよい。そして、電制機選択部114d−1は、ステップS906の処理により得られる補正された電制効果指標AEが大きい方から選択優先順位を設定し、選択優先順位と、予備力計算部115−1により計算された各発電機の予備力とを対応付けて、電制機の候補を選択優先順位の高い順に並べたテーブル(選択優先順位テーブル)を生成する(ステップS908)。
Next, the electrical
AEi ′ = AEi × Ci (16)
Here, AEi indicates the power control index before the correction of the generator i, AEi 'indicates the power control index after the correction of the generator i, and Ci indicates the weight coefficient of the generator i. When there are a plurality of generators (for example, generators whose index difference is within a predetermined range) with a similar power control effect index AE, the electrical
図10は、第1の実施形態の選択優先順位テーブルの内容の一例を示す図である。選択優先順位テーブルは、選択優先順位に、発電機、内部位相角差、角速度差、補正後の電制効果指標、瞬動予備力(上げ方向)、および運転予備力(上げ方向)が対応付けられている。なお、図10の選択優先順位テーブルには、すでに電制機として選択されている発電機は含まれない。 FIG. 10 is a diagram illustrating an example of the contents of the selection priority table according to the first embodiment. In the selection priority table, the generator, the internal phase angle difference, the angular velocity difference, the corrected power control effect index, the spinning reserve (up direction), and the operation reserve (up direction) are associated with the selection priority. Have been. Note that the selection priority table in FIG. 10 does not include a generator that has already been selected as a control.
次に、電制機選択部114d−1は、選択優先順位の変数jを初期化し(j←0)(ステップS910)、変数jに1を増加する(j←j+1)(ステップS912)。次に、電制機選択部114d−1は、(17)式および(18)式を用いて、選択優先順位がj番目の発電機を電制機に追加した場合の予備力の減少分を計算する(ステップS914)。例えば、選択優先順位が1番目の場合、電制機選択部114d−1は、図10の選択優先順位テーブルを参照して、発電機G1を電制機に追加した場合の予備力の減少分を計算する。
瞬動予備力の減少分R_SR_R = R_SR_R + SR_R(j) …(17)
運転予備力の減少分R_OR_R = R_OR_R + OR_R(j) …(18)
なお、予備力の減少分は、図5のステップS350に示すように、設定処理部114−1の最初の処理で(19)式および(20)式を用いて初期化されている。
瞬動予備力減少分の初期化R_SR_R = 0 …(19)
運転予備力減少分の初期化R_OR_R = 0 …(20)
Next, the electrical
Decrease in spinning reserve R_SR_R = R_SR_R + SR_R (j) ... (17)
Reduction in operating reserve R_OR_R = R_OR_R + OR_R (j) ... (18)
Note that, as shown in step S350 in FIG. 5, the amount of decrease in the reserve force is initialized using the equations (19) and (20) in the first processing of the setting processing unit 114-1.
Initialization of reduction of spinning reserve R_SR_R = 0 (19)
Initialization of operation reserve reduction R_OR_R = 0 (20)
次に、電制機選択部114d−1は、(21)式を用いて、予備力が目標値を充足するか否かを判定する(ステップS916)。
予備力の充足判定式{P_SR_R − R_SR_R > T_SR_R} かつ {P_OR_R −R_OR-R > T_OR_R} …(21)
例えば、電制機選択部114d−1は、(21)式の条件が成立するときは選択優先順位jの発電機を電制機に追加した場合でも、予備力が目標値を充足する(確保できる)と判定し、(21)式の条件が成立しないときは予備力が不足する(確保できない)と判定する。
Next, the electronic control
Formula for determining whether reserve is sufficient {P_SR_R-R_SR_R> T_SR_R} and {P_OR_R -R_OR-R> T_OR_R} ... (21)
For example, when the condition of equation (21) is satisfied, the electric
予備力が不足すると判断された場合、電制機選択部114d−1は、(22)式および(23)式を用いて、予備力の減少分の加算値を元の値に戻す(ステップS918)。
瞬動予備力の減少分R_SR_R = R_SR_R − SR_R(j) …(22)
運転予備力の減少分R_OR_R = R_OR_R − OR_R(j) …(23)
次に、電制機選択部114d−1は、ステップS712の処理に戻って、次の選択優先順位の発電機を評価する。
When it is determined that the reserve capacity is insufficient, the electronic control
Decrease in spinning reserve R_SR_R = R_SR_R-SR_R (j) ... (22)
Reduction in operating reserve R_OR_R = R_OR_R-OR_R (j) ... (23)
Next, the control
また、ステップS916の処理において、予備力が目標値を充足すると判定された場合、電制機選択部114d−1は、選択優先順位がj番目の発電機を電制機として選択する(ステップS920)。例えば、ステップS920の処理において、電制機選択部114d−1は、すでに他の発電機が電制機として設定されている場合には、その電制機に選択された電制機が追加される。これにより、本フローチャートの処理は、終了する。制御テーブル設定部114e−1は、上述した電制機選択部114d−1の処理を、図5に示す処理フローにおいて繰り返し実施することで、制御テーブルを作成する。
Also, in the processing of step S916, when it is determined that the reserve capacity satisfies the target value, the electrical
上述した第1の実施形態によれば、電力系統安定化システムにおいて、電制実施後の予備力が不足しないように電制機の選択を行うため、電力系統安定化システムの制御に起因する周波数の異常を抑制することができ、電力系統における電力供給の信頼度を向上させることができる。したがって、電力系統の系統事故に対して、より好適な安定化制御を行うことができる。 According to the first embodiment described above, in the electric power system stabilization system, since the selection of the electric power control unit is performed so that the reserve capacity after the electric power execution is not insufficient, the frequency resulting from the control of the electric power system stabilization system is selected. Can be suppressed, and the reliability of power supply in the power system can be improved. Therefore, more appropriate stabilization control can be performed for a system failure of the power system.
(第2の実施形態)
次に、第2の実施形態の電力系統安定化システム10について説明する。以下の説明において、第1の実施形態で説明した内容と同様の機能を有する部分については、同様の名称および符号を付するものとし、その機能に関する具体的な説明は省略する。
(Second Embodiment)
Next, a power
図11は、第2の実施形態の電力系統安定化システム10の構成図である。電力系統安定化システム10は、第1の実施形態の電力系統安定化システム10と比較して、中央演算装置110−2に警報出力部116が追加されているとともに、設定処理部114−1の電制機選択部114d−1に代えて設定処理部114−2に電制機選択部114d−2を備える。従って、以下では、主に、電制機選択部114d−2および警報出力部116を中心に説明する。
FIG. 11 is a configuration diagram of a power
例えば、電制機選択部114d−2は、制御テーブルに設定する電制機の選択において、想定事故種別に対応する複数の電制機の候補のうち、少なくとも一つを電力系統Eから切り離した後に、所定の予備力が確保できない(予備力が不足する)と判定された場合に、警報出力部116に、その旨を示す予備力不足警報に関する情報を出力する。警報出力部116は、電制機選択部114d−2により判定された予備力不足警報に関する情報を警報情報として、所定の形式で自動給電システムEMSに送信する。所定の形式とは、例えば、自動給電システムEMSの管理端末への電子メール通知でもよく、管理端末の画面に文字情報を表示させてもよく、管理端末のスピーカから音声情報を出力させてもよい。また、警報出力部116は、管理端末に代えて(または加えて)、自動給電システムEMSの運用者や管理者が所有する携帯端末(例えば、スマートフォンやタブレット端末)等に警報情報を送信してもよい。これにより、中央演算装置110−2は、自動給電システムEMSの運用者や管理者に迅速に警報情報を提供することができる。
For example, in the selection of the electrical equipment set in the control table, the electrical
図12は、第2の実施形態の中央演算装置110−2において実行される処理の一例を示すフローチャートである。図12に示す処理は、第1の実施形態の中央演算装置110−1において実行される処理と比較して、ステップS930〜S934の処理が追加されている。従って、以下では、主に、ステップS930〜S934の処理を中心に説明する。 FIG. 12 is a flowchart illustrating an example of a process executed in the central processing unit 110-2 according to the second embodiment. The processing illustrated in FIG. 12 is different from the processing executed in the central processing unit 110-1 of the first embodiment in that processing in steps S930 to S934 is added. Therefore, the following mainly describes the processing of steps S930 to S934.
電制機選択部114d−2は、初期化した選択優先順位の変数jに1を増加した後(ステップS912)、変数jがステップS902の処理で選択した電制機の候補数x以内であるか否かを判定する(ステップS930)。変数jが候補数x以内である場合、中央演算装置110−2は、ステップS914〜S920の処理を行う。また、変数jが候補数xを超過する場合、警報出力部116は、予備力の不足に関する警報を自動給電システムEMSに出力する。また、電制機選択部114d−2は、選択優先順位が1番目の発電機を電制機として選択する(ステップS934)。これにより、本フローチャートの処理は、終了する。
After increasing 1 to the initialized variable j of the selection priority (step S912), the variable
上述したように第2の実施形態によれば、第1の実施形態と同様の効果を奏する他、予備力が不足する場合には、過渡安定度を維持できるように電制機の選択を行うとともに、予備力が不足することの警報を自動給電システムEMSの運用者や管理者等に迅速に通知することができる。したがって、運用者や管理者等に予備力不足の対応を促すことができる。 As described above, according to the second embodiment, in addition to achieving the same effects as the first embodiment, when the reserve capacity is insufficient, the selection of the electrical control is performed so as to maintain the transient stability. At the same time, it is possible to promptly notify an operator or a manager of the automatic power supply system EMS of an alarm indicating that the reserve power is insufficient. Therefore, it is possible to urge an operator or an administrator to cope with a shortage of reserve power.
(第3の実施形態)
次に、第3の実施形態の電力系統安定化システム10について説明する。以下の説明において、第2の実施形態で説明した内容と同様の機能を有する部分については、同様の名称および符号を付するものとし、その機能に関する具体的な説明は省略する。
(Third embodiment)
Next, a power
図13は、第3の実施形態の電力系統安定化システム10の構成図である。電力系統安定化システム10は、第2の実施形態の電力系統安定化システム10と比較して、中央演算装置110−2の予備力計算部115−1に代えて、中央演算装置110−3に予備力計算部115−3を備える。従って、以下では、主に予備力計算部115−3を中心に説明する。
FIG. 13 is a configuration diagram of a power
予備力計算部115−3は、自動給電システムEMSから再生可能エネルギー情報として総発電量に対する再生可能エネルギー発電の割合を定周期等の所定のタイミングで取得する。再生可能エネルギー発電には、例えば、気象条件によって発電出力が変化する風力発電や太陽光発電が含まれる。また、予備力計算部115−3は、系統全体での予備力の目標値を、取得した総発電量に対する再生可能エネルギー発電の割合に応じた予備力を加算して設定する。 The reserve power calculation unit 115-3 acquires the ratio of the renewable energy power generation to the total power generation amount from the automatic power supply system EMS as renewable energy information at a predetermined timing such as a fixed period. Renewable energy power generation includes, for example, wind power generation and solar power generation whose power generation output changes depending on weather conditions. Further, the reserve power calculation unit 115-3 sets the target value of the reserve power for the entire system by adding the reserve power corresponding to the ratio of the renewable energy power generation to the acquired total power generation amount.
具体的には、予備力計算部115−3は、系統全体の予備力の目標値[MW]を(24)式〜(27)式で求める。
瞬動予備力の目標値(上げ代)T_SR_R=ΣPLmax×(S_SR_R+α×K1) …(24)
瞬動予備力の目標値(下げ代)T_SR_L=ΣPLmax×(S_SR_L+α×K2) …(25)
運転予備力の目標値(上げ代)T_OR_R=ΣPLmax×(S_OR_R+α×K3) …(26)
運転予備力の目標値(下げ代)T_OR_L=ΣPLmax×(S_OR_L+α×K4) …(27)
ここで、αは、例えば、総発電量に対する再生可能エネルギー発電の割合である。また、K1〜K4は、例えば、再生可能エネルギー発電の出力変動のリスクを考慮した度合いを調整する整定値である。整定値K1〜K4は、中央演算装置110−3に予め設定されていてもよく、自動給電システムEMSから定周期等の所定のタイミングに取得してもよい。
Specifically, the reserve power calculation unit 115-3 obtains the target value [MW] of the reserve power of the entire system using the equations (24) to (27).
Target value of spinning reserve (increase allowance) T_SR_R = ΣPLmax × (S_SR_R + α × K1) (24)
Target value (reduction allowance) of spinning reserve T_SR_L = ΣPLmax × (S_SR_L + α × K2) (25)
Target value of operating reserve (increase allowance) T_OR_R = ΣPLmax × (S_OR_R + α × K3) (26)
Target value of operating reserve (lowering allowance) T_OR_L = ΣPLmax × (S_OR_L + α × K4) (27)
Here, α is, for example, the ratio of renewable energy power generation to the total power generation amount. K1 to K4 are set values for adjusting the degree in consideration of the risk of output fluctuation of renewable energy power generation, for example. The set values K1 to K4 may be set in the central processing unit 110-3 in advance, or may be acquired from the automatic power supply system EMS at a predetermined timing such as a fixed period.
上述したように第3の実施形態によれば、第2の実施形態と同様の効果を奏する他、再生可能エネルギー発電の導入量に応じて予備力を確保することにより、再生可能エネルギー発電の出力変動に起因する周波数異常の発生を抑制することができる。例えば、再生可能エネルギー発電の導入量が増大した状況において、水力発電機や火力発電機で予備力を確保することは、多くの水力、火力発電機の余力を残した部分負荷運転等で運用することになり、結果として発電コストの増大につながってしまう。このため、再生可能エネルギー発電の導入量が増大した系統では、需給アンバランスの解消に必要な予備力を確保することが重要となる。したがって、第3の実施形態では、想定事故種別に対応付けられた電制機を電力系統Eから解列した後に確保する予備力を、電力系統に電力を供給する全発電機の総発電量に対する再生可能エネルギー発電の割合に基づいて設定することで、電制後の周波数の異常低下や、再生可能エネルギー発電の出力や需要の変動に起因した周波数異常の発生を抑制することができる。 As described above, according to the third embodiment, in addition to the same effects as the second embodiment, the output of the renewable energy power generation is secured by securing the reserve power according to the amount of the introduced renewable energy power generation. It is possible to suppress the occurrence of the frequency abnormality caused by the fluctuation. For example, in a situation where the introduction amount of renewable energy power generation is increasing, securing reserve power with hydropower generators or thermal power generators is operated by partial load operation etc. with many hydropower and thermal power generators remaining. As a result, power generation costs are increased. For this reason, in a system in which the amount of renewable energy power generation has been increased, it is important to secure the reserve capacity necessary for eliminating the supply-demand imbalance. Therefore, in the third embodiment, the reserve power to be secured after disconnecting the electric control device associated with the assumed accident type from the electric power system E is calculated based on the total power generation of all the generators that supply power to the electric power system. By setting based on the ratio of the renewable energy power generation, it is possible to suppress the abnormal decrease in the frequency after the power control and the occurrence of the frequency abnormality due to the fluctuation of the output and the demand of the renewable energy power generation.
(第4の実施形態)
次に、第4の実施形態の電力系統安定化システムについて説明する。第4の実施形態では、第3の実施形態と同様の電力系統安定化システム10を用いて説明するものとする。第4の実施形態において、電力系統安定化システム10の設定処理部114−2は、再生可能エネルギー発電の最大急変量を推定し、推定した最大急変量に基づいて、電制機を選択する。
(Fourth embodiment)
Next, a power system stabilizing system according to a fourth embodiment will be described. In the fourth embodiment, description will be made using the same power
具体的には、第4の実施形態において、予備力計算部115−3は、自動給電システムEMSから、再生可能エネルギー情報として再生可能エネルギー発電の出力の現在値と、再生可能エネルギー発電の設備容量とを定周期等の所定のタイミングで取得する。 Specifically, in the fourth embodiment, the reserve power calculation unit 115-3 calculates the current value of the output of the renewable energy power generation as the renewable energy information from the automatic power supply system EMS and the installed capacity of the renewable energy power generation. At a predetermined timing such as a fixed period.
予備力計算部115−3は、系統全体での予備力の目標値を、再生可能エネルギー発電の出力の最大急変量を加味して設定する。再生可能エネルギー発電の出力は、例えば、気象条件等に基づいて急変する可能性がある。その変化幅の最大値(最大急変量)は、再生可能エネルギー発電の運転状態によって異なり、増加方向の変化幅は(28)式で表すことができ、減少方向の変化幅は(29)式で表すことができる。
再エネ出力の変化幅(増加方向)ΔPRE_R=ΣPREmax−ΣPRE …(28)
再エネ出力の変化幅(減少方向)ΔPRE_L=ΣPRE …(29)
ここで、ΣPREは、再生可能エネルギー発電の出力の現在値[MW]を示し、ΣPREmaxは、再生可能エネルギー発電の設備容量[MW]を示す。
The reserve power calculation unit 115-3 sets the target value of the reserve power for the entire system in consideration of the maximum sudden change in the output of renewable energy power generation. The output of renewable energy power generation may change suddenly based on, for example, weather conditions and the like. The maximum value of the change width (maximum sudden change amount) differs depending on the operation state of the renewable energy power generation, and the change width in the increasing direction can be expressed by the equation (28), and the change width in the decreasing direction is the equation (29). Can be represented.
Renewable energy output change width (increase direction) ΔPRE_R = ΣPREmax-ΣPRE (28)
Renewable energy output change width (declining direction) ΔPRE_L = ΣPRE (29)
Here, ΣPRE indicates the current value [MW] of the output of renewable energy power generation, and ΣPREmax indicates the installed capacity [MW] of renewable energy power generation.
また、予備力計算部115−3は、系統全体の予備力の目標値[MW]を(30)式〜(33)式を用いて計算する。
瞬動予備力の目標値(上げ代)
T_SR_R=ΣPLmax×S_SR_R+ΔPRE_R×K1 …(30)
瞬動予備力の目標値(下げ代)
T_SR_L=ΣPLmax×S_SR_L+ΔPRE_L×K2 …(31)
運転予備力の目標値(上げ代)
T_OR_R=ΣPLmax×S_OR_R+ΔPRE_R×K3 …(32)
運転予備力の目標値(下げ代)
T_OR_L=ΣPLmax×S_OR_L+ΔPRE_L×K4 …(33)
ここで、K1〜K4は、再生可能エネルギー発電の出力の急変リスクを反映させる度合いを調整する整定値である。整定値K1〜K4は、中央演算装置110−3に予め設定されていてもよく、自動給電システムEMSから定周期等の所定のタイミングで取得してもよい。設定処理部114−2は、想定事故種別ごとに、上述した予備力の計算結果に基づいて選択した電制機を制御テーブルに設定する。
Further, the reserve power calculation unit 115-3 calculates the target value [MW] of the reserve power of the entire system using the equations (30) to (33).
Target value of spinning reserve (raise allowance)
T_SR_R = ΣPLmax × S_SR_R + ΔPRE_R × K1 (30)
Target value of spinning reserve (lower allowance)
T_SR_L = ΣPLmax × S_SR_L + ΔPRE_L × K2 (31)
Operating reserve target value (increase allowance)
T_OR_R = ΣPLmax × S_OR_R + ΔPRE_R × K3 (32)
Target value of operating reserve (lowering allowance)
T_OR_L = ΣPLmax × S_OR_L + ΔPRE_L × K4 (33)
Here, K1 to K4 are set values for adjusting the degree of reflecting the sudden change risk of the output of renewable energy power generation. The set values K1 to K4 may be set in the central processing unit 110-3 in advance, or may be acquired from the automatic power supply system EMS at a predetermined timing such as a fixed period. The setting processing unit 114-2 sets, in the control table, the electric machine selected based on the calculation result of the reserve power described above for each assumed accident type.
上述したように第4の実施形態によれば、第3の実施形態と同様の効果を奏する他、例えば、想定事故種別に対応付けられた電制機を電力系統Eから解列した後に確保する予備力を、電力系統Eに電力を供給する再生可能エネルギー発電の出力の最大急変量に基づいて設定することで、再生可能エネルギー発電の出力の急変に対応できる予備力を確保することができる。したがって、再生可能エネルギー発電の出力変動に起因する周波数の異常が生じることを抑制することができる。上述した第1〜第4の実施形態のそれぞれは、他の実施形態の一部または全部を組み合わせた構成にしてもよい。 As described above, according to the fourth embodiment, in addition to the same effects as those of the third embodiment, for example, after the electrical equipment associated with the assumed accident type is disconnected from the power system E, it is secured. By setting the reserve power based on the maximum sudden change in the output of the renewable energy power generation that supplies power to the power system E, it is possible to secure the reserve power that can cope with the sudden change in the output of the renewable energy power generation. Therefore, it is possible to suppress occurrence of frequency abnormality caused by output fluctuation of renewable energy power generation. Each of the first to fourth embodiments described above may have a configuration in which some or all of the other embodiments are combined.
本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれると同様に、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれるものである。 Although several embodiments of the present invention have been described, these embodiments are presented by way of example and are not intended to limit the scope of the invention. These embodiments can be implemented in various other forms, and various omissions, replacements, and changes can be made without departing from the spirit of the invention. These embodiments and their modifications are included in the scope and gist of the invention, and are also included in the invention described in the claims and the equivalents thereof.
1…電力システム、10…電力系統安定化システム、110、110−1、110−2、110−3…中央演算装置、111、111−1…系統情報収集部、112、112−1…系統モデル作成部、113、113−1…条件設定部、114、114−1、114−2…設定処理部、115−1、115−3…予備力計算部、116…警報出力部、150…中央制御装置、151…電制機決定部、200…事故検出装置、210…事故種別検出部、300…制御装置、310…制御部、E…電力系統、N…給電情報網、EMS…自動給電システム
DESCRIPTION OF
Claims (5)
前記電力系統で発生した事故に対応する事故種別を検出する事故種別検出部と、
前記事故種別検出部により検出された事故種別と、前記設定処理部により設定された制御テーブルとを照合し、前記事故種別と合致する想定事故種別に対応付けられた制御対象を、前記電力系統から解列する制御対象として決定する制御対象決定部と、
前記制御対象決定部により決定された制御対象を前記電力系統から解列する制御を行う制御部と、を備え、
前記設定処理部は、前記想定事故種別ごとに、前記複数の制御対象のうち、前記電力系統から解列する制御対象の候補に対する選択優先順位を設定し、設定した選択優先順位にしたがって、前記電力系統から切り離した後に所定の予備力を確保できる制御対象を選択する、
電力系統安定化システム。 For each assumed accident type assumed in advance, among a plurality of control targets that supply power to the power system, a setting processing unit that creates a control table that sets a control target to be disconnected from the power system,
An accident type detection unit that detects an accident type corresponding to an accident that has occurred in the power system,
The accident type detected by the accident type detection unit is compared with the control table set by the setting processing unit, and the control target associated with the assumed accident type that matches the accident type is extracted from the power system. A control target determining unit that determines the control target to be disconnected,
A control unit that performs control to disconnect the control target determined by the control target determination unit from the power system,
The setting processing unit sets, for each of the assumed accident types, a selection priority for a candidate of a control target to be disconnected from the power system among the plurality of control targets, and sets the power according to the set selection priority. Select a control target that can secure a predetermined reserve after disconnecting from the system,
Power system stabilization system.
前記設定処理部は、前記複数の制御対象の候補のうち、少なくとも一つを前記電力系統から解列した後に、前記所定の予備力が確保できないと判定された場合に、前記警報出力部に警報情報を出力させる、
請求項1に記載の電力系統安定化システム。 An alarm output unit that outputs alarm information is further provided.
The setting processing unit, after disconnecting at least one of the plurality of control target candidates from the power system, when it is determined that the predetermined reserve power cannot be secured, an alarm is output to the alarm output unit. Output information,
The power system stabilization system according to claim 1.
請求項1または2に記載の電力系統安定化システム。 The setting processing unit is capable of regenerating a reserve power to be secured after disconnecting a control object associated with the assumed accident type from the power system with respect to a total power generation amount of all generators that supply power to the power system. Set based on the percentage of energy generated,
The power system stabilization system according to claim 1.
請求項1または2に記載の電力系統安定化システム。 The setting processing unit estimates a reserve capacity to be secured after disconnecting a control target associated with the assumed accident type from the power system, and estimates a maximum sudden change amount of renewable energy power generation that supplies power to the power system. Set based on the estimated maximum sudden change,
The power system stabilization system according to claim 1.
予め想定される想定事故種別ごとに、電力系統に電力を供給する複数の制御対象のうち、前記電力系統から解列する制御対象を設定した制御テーブルを作成し、
前記電力系統で発生した事故に対応する事故種別を検出し、
検出された前記事故種別と、設定された前記制御テーブルとを照合し、前記事故種別と合致する想定事故種別に対応付けられた制御対象を、前記電力系統から解列する制御対象として決定し、
決定された前記制御対象を前記電力系統から解列する制御を行い、
更に、前記制御テーブルを作成する場合に、前記想定事故種別ごとに、前記複数の制御対象のうち、前記制御対象の候補に対する選択優先順位を設定し、設定した選択優先順位にしたがって、前記電力系統から切り離した後に所定の予備力を確保できる制御対象を選択する、
電力系統安定化方法。 Power system stabilization system
For each presumed accident type assumed in advance, among a plurality of control targets for supplying power to the power system, a control table in which a control target to be disconnected from the power system is created,
Detecting an accident type corresponding to the accident that occurred in the power system,
The detected accident type is compared with the set control table, and a control target associated with an assumed accident type that matches the accident type is determined as a control target to be disconnected from the power system,
Perform control to disconnect the determined control target from the power system,
Further, when creating the control table, for each of the assumed accident types, a selection priority is set for the candidate of the control target among the plurality of control targets, and the power system is selected according to the set selection priority. Select a control object that can secure a predetermined reserve after disconnecting from
Power system stabilization method.
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