JP3423615B2 - 電力安定化制御システム - Google Patents
電力安定化制御システムInfo
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Description
【発明の詳細な説明】
【０００１】
【発明の属する技術分野】この発明は、電力系統に事故
が発生した場合に認められる電力系統の脱調現象を安定
化制御によって安定化をはかる電力系統安定化制御シス
テムに関するものである。 【０００２】 【従来の技術】図１１は、例えば「オンライン安定度計
算による脱調未然防止システム（ＴＳＣ）の開発」（平
成７年 電気学会発行 電気学会論文誌Ｂ第１１５巻第
１号、７５頁）に示された従来方式による電力系統安定
化制御システムの構成図である。図において、１は中央
演算装置、２は事故検出装置、３は電源遮断装置であ
る。 【０００３】次に動作について説明する。まず、中央演
算装置１で給電情報等のオンラインデータをもとに後述
する図１２のフローチャートに従って、安定度を計算
し、安定度を維持する為に必要な電制機（電源制限する
発電機）を決定し、その結果を電制条件として事故検出
装置２へ送出する。事故検出装置２は路線保護や母線保
護等の送電線保護リレーの動作情報等から実際に発生し
た事故地点や事故様相を判定し、中央演算装置１の算出
結果に基づき、電源遮断装置３へ電制信号（電源制限信
号）を送出する。電源遮断装置３は事故検出装置２より
受信した電制信号により発電機を遮断し、安定化制御
（電源制限）を行う。 【０００４】なお、図中、ＵＶは電圧の値が、ΔＰは電
力の値が事故中、事故後にとるべき値でなければ、事故
が発生していないと判断し、電源制限を行わないための
論理になっている。 【０００５】次に中央演算装置１での電制機決定動作を
図１２のフローで説明する。 （１）ステップＳＴ１ではオンライン計測値を入力デー
タとし、重み付き最小二乗法による状態推定計算で初期
系統状態を決定し、 （２）ステップＳＴ２では短絡容量法により計算精度を
維持しながら系統を縮約する。 【０００６】（３）ステップＳＴ３では簡略計算により
スクリーニング（系統の安定度判別）を行なって、明ら
かに安定な想定事故では詳細安定度計算を省略すること
で演算時間の短縮を図る。 （４）ステップＳＴ４ではスクリーニングで不安定と判
別されたケースについて詳細安定度計算を行い、 （５）ステップＳＴ５では詳細安定度計算の結果、安定
であればステップＳＴ７へ、不安定であればＳＴ６へ進
む。 【０００７】（６）ステップＳＴ６では電制効果や運用
上の有利点から、適切な電制対象発電機を選択し、 （７）再度ステップＳＴ５へ進み詳細安定度計算を行
い、詳細安定度計算結果が安定となるまで繰り返す。 （８）ステップＳＴ７では決定した電制対象機を事故検
出装置２へ送信する。 【０００８】 【発明が解決しようとする課題】従来の電力系統安定化
制御システムは以上のように、全ての事故地点と事故様
相に対してスクリーニングを行った後、不安定と判別さ
れたケースに対して安定となる電制機が選択されるまで
繰り返し詳細安定度計算を行っており、長い計算時間を
要するという問題点があった。また、発電機内部位相
角、およびこれと発電機角速度の組み合せでしきい値を
用いて安定化制御量を求めているため、最適な電制量
（電源制限の際、系統が安定となる最も少ない電源制限
量）を算出することが困難であるという問題点があっ
た。 【０００９】この発明は上記のような課題を解決するた
めになされたものであり、計算時間を短縮できるととも
に、最適電制量を算出することができる電力系統安定化
制御システムを得る事を目的とする。 【００１０】この発明に係る電力系統安定化システム
は、詳細安定度計算手段と第１の安定判別手段と第２の
安定判別手段と制御量算出手段と制御手段とを有し、上
記詳細安定度計算手段と、上記第１および第２の安定判
別手段とは並列に計算するシステムとし、上記詳細安定
度計算手段は、系統のオンライン計測値とを用いて種々
の想定事故に対応した系統状態の模擬計算を行う手段と
し、第１の安定判別手段は、上記オンライン計測値およ
び上記模擬計算途中の計算値を用いて想定事故発生時の
全系統での発電機の運動エネルギーと各発電機の位相角
とを計算し、この計算結果から系統の安定判別を行う手
段とし、第２の安定判別手段は、この第１の安定判別手
段で不安定と判別されると、上記オンライン計測値およ
び上記模擬計算途中の計算値を用いて、電源制限後のＰ
−δ曲線を推定し、その推定結果から電源制限時の全系
統での発電機の運動エネルギーと位置エネルギーのピー
ク値とを計算し、この計算結果の比較に応じて安定判別
する手段とし、上記制御量算出手段は、上記第２の安定
判別手段で不安定と判別されると、上記第２の安定判別
手段で推定した電源制限後のＰ−δ曲線を用いて、電源
制限後の発電機の組み合わせケース毎に、算出する制御
量の少ない順番で制御量を算出し、電源制限時の全系統
での発電機の運動エネルギーより位置エネルギーのピー
ク値が大きければその算出した制御量を最適制御量とし
て採用する手段とし、制御手段は、上記最適制御量によ
り系統の安定化制御を行う手段とし、上記第１または２
の安定判別手段で安定と判別されると詳細計算を停止
し、上記最適制御量を採用した時点でその算出を停止す
るものである。 【００１１】 【００１２】 【００１３】 【００１４】 【００１５】 【００１６】 【発明の実施の形態】実施の形態１．図１は本発明の実
施の形態１による電力系統安定化手法に基づいた電力系
統安定化制御装置の構成例である。図において、従来の
ものと同一符号は、同一または相当部分を示すので説明
を省略する。 【００１７】次に本システムの動作について説明する。
まず、中央演算装置１で給電情報等のオンライン情報を
もとに後述する図２のフローチャートに従って、安定度
を維持する為に必要な電制機（電源制限する発電機）を
決定し、結果を事故検出装置２へ送出する。事故検出装
置２は線路保護や母線保護リレーの動作情報等から実際
に発生した事故地点や事故様相を判定し、中央演算装置
１の算出結果に基づき、電源遮断装置３へ電制信号を送
出する。電源遮断装置３は事故検出装置２より受信した
電制信号により発電機を遮断し、安定化制御（電源制
限）を行う。 【００１８】次に電制機決定までの動作の概念を図２の
フローチャートで説明する。 （１）図２において、従来と同様にステップＳＴ１で状
態を決定し、ＳＴ２で系統を縮約する。 （２）次にＳＴ３で詳細安定度計算を行い、この計算と
同時にＳＴ４でスクリーニング（簡易計算等によって系
統の安定判別を行う手法）により、安定度を簡易計算し
て不安定と判別されれば、制御量（電制量）を算出して
送信する。 （３）安定度の簡易計算結果が安定であれば、詳細安定
度計算をストップすると共に次のケースのステップＳＴ
１から開始する。 【００１９】次に電制機決定までの動作の詳細を図3 の
フローチャートで説明する。 （１）ステップＳ１ではオンライン計測値を入力データ
とし、重み付き最小二乗法による状態推定計算で初期系
統状態を決定し、 （２）ステップＳＴ２では短絡容量法により計算精度を
維持しながら系統を縮約する。なお、ステップＳＴ１、
ＳＴ２は従来と同一の部分で同一動作である。 【００２０】（３）ステップＳ３〜Ｓ６ではオープン分
散システム（並列演算）により、詳細安定度計算と同時
にスクリーニングや電制量算出等の計算を並列して計算
して、その計算結果を監視する処理を行う。これらの各
ステップを次に説明する。 【００２１】（４）Ｓ３の詳細安定度計算は、発電機の
運動方程式を時間毎に解き、時間断面毎の系統状態を計
算するもので、事故による系統の応動をシミュレーショ
ンする計算であり、この計算の途中で計算されたデータ
等（第１波のデータと言われているデータ）が、後
述するステップで使用される。なお、詳細安定度計算
は、例えば［谷口、内田、田中、他：「大規模電力系統
の安定度総合解析システムの開発」電中研 総合報告
書：Ｔ１４ 平成２年４月］に記載されている計算（Ｙ
法と言われている）が用いられる。 【００２２】（５）Ｓ４のスクリーニング１では、想定
事故発生直後のデータ及び詳細安定度計算の計算データ
より安定度判別を行う。 （６）Ｓ５の安定判別の結果「安定」であれば、Ｓ６で
詳細安定度計算をストップし、 （７）Ｓ１２で全ケース終了で無ければ、次の事故ケー
スの計算に移行し、ステップＳ４，Ｓ５から開始する。
このような事故ケースは通常、数十から数百ケースあ
る。 【００２３】（８）Ｓ５の安定判別の結果「不安定」で
あれば、Ｓ７のスクリーニング２により、位置エネルギ
ーがピーク値を取る時点で更に安定度判別を行う。この
場合、詳細安定度計算の計算データが使用される。 （９）Ｓ７のスクリーニング２終了すると、Ｓ８で詳細
安定度計算をストップする。 【００２４】（１０）Ｓ９の安定判別の結果「安定」で
あれば、Ｓ１２へ行き全ケース終了で無ければ、次の事
故ケースの計算に移行し、ステップＳ４，Ｓ５から開始
する。 （１１）Ｓ９の安定判別の結果「不安定」であれば、Ｓ
１０の制御量算出で、各発電機の電機的出力、内部位相
角からＰ−δ曲線を推定し、最適な制御量を算出する。 【００２５】（１２）Ｓ１１では決定した制御量を事故
検出装置２へ送信する。 （１３）Ｓ１２では、全ケース終了するまでステップＳ
３，Ｓ４から繰り返して、全ケース終了するとＥＮＤに
なる。 【００２６】ここで従来のシステムの図１２のフローチ
ャートと比較すると、図１２ではステップＳＴ５の安定
判別で不安定の場合、ＳＴ７で新たな電制機の選択（ど
の発電機を電源制限するかの組み合わせを変更する）を
して、選択したケースに対してＳＴ４の詳細安定度計算
を行うので、選択したケース毎に詳細安定度計算を実施
する必要があり、処理時間が長くなる。 【００２７】これに対しこの発明の実施の形態１では、
ステップＳ１０の制御量算出の中の処理で制御量を算出
し電制機の組み合わせを選択するので、電制機の組み合
わせを変更してもステップＳ３の詳細安定度計算は１回
のみ実行すればよい。この詳細は実施の形態４で説明す
る。 【００２８】以上のように、この発明の実施の形態１に
よれば、スクリーニング、制御量算出を詳細安定度計算
と並列して同時に行い、一度の詳細安定度計算を行うの
みで制御量の算出ができるため、従来のシステムと比べ
て計算時間を短縮することが可能となり、また、系統に
最適な制御量の算出が可能である。 【００２９】実施の形態２．実施の形態２においては、
実施の形態１の想定事故発生直後のデータを用いたスク
リーニング手法を説明する。電力系統に事故が発生する
と、発電機の電気的出力は図４のような波形を示し、発
電機の運動エネルギーは図の斜線部分となる。各発電機
の運動エネルギーは（１）式で近似することができる。 【００３０】 Ｖk ＝（Ｐoi−Ｐfi）・ΔＴ ‥‥‥（１） ここに、Ｐoi ：発電機ｉの事故発生前の出力 Ｐfi ：発電機ｉの事故発生直後の出力 ΔＴ ：事故継続時間 【００３１】各発電機の角速度中心からの開きは（２）
式より求めることができ、これより各発電機の運動エネ
ルギーは（３）式より求めることができる。 【００３２】 【数１】 【００３３】ここで、Ｎは系統内での運転している発電
機の台数 【００３４】 ここに、Ｍi ：発電機ｉの慣性定数 ωi ：発電機ｉの角速度 ωo ：角速度中心 Ｎ ：系統内の全発電機数 【００３５】安定度余裕は各発電機毎に異なるため、各
発電機の運動エネルギーに（４）式のように位相角で重
み付けを行うことにより、系統の運動エネルギーは
（５）式より求めることができる。 【００３６】 ここに、α ： 位相角調整係数 θi ： 発電機ｉの位相角 θo ： 位相中心 【００３７】 【数２】 【００３８】つまり、（５）式の値を用いて事前に数十
〜数百の想定事故のケースについてシミュレーション
（詳細安定度計算）にて計算しておき、安定ケースと不
安定ケースの境界を求めておけば、詳細安定度計算の事
故（想定事故）発生直後までの計算結果でスクリーニン
グを行うことができる。これは事故発生直後までのデー
タがないと運動エネルギーが計算できないためである。
なお、スクリーニングに用いる上記の詳細安定度計算の
事故（想定事故）発生直後までの計算結果とは、（２）
式のＰoi，Ｐfi、（３）式のωi 、（４）式のθi 等で
ある。 【００３９】以上、この発明の実施の形態２によれば、
詳細安定度計算の事故発生直後までの計算結果でスクリ
ーニングを行うことができる。 【００４０】実施の形態３．実施の形態３においては、
実施の形態１の位置エネルギーがピーク値を取る時点の
データを用いたスクリーニング手法を説明する。図５に
本手法のフロー図を示す。なお、図５のＳＴ１〜ＳＴ３
が図３のＳ７「スクリーニング２」に相当し、図５のＳ
Ｔ４が図３のＳ９に相当し、図５のＳＴ５が図３のＳ１
０に相当する。 【００４１】詳細安定度計算開始後、発電機位相角の動
向を監視する。発電機の位相角が予め設定されたしきい
値αmax を超えた場合には、全発電機を（６）式を満足
する発電機は加速側発電機グループに、その他の発電機
は減速側発電機グループの２グループに分類する。（図
６（ａ）参照） δi ＞αmax ‥‥‥（６） ここで、グループ１の発電機数はｎであり、グループ２
の発電機数はｍである。 【００４２】２つの発電機グループに対して、それぞれ
（７）〜（１１）式を用いて縮約発電機の慣性定数
（Ｍ）、機械的入力（Ｐm ）、電気的出力（Ｐe
（ｔ））、位相角（δ（ｔ））、角速度（ω（ｔ））を
算出する。なお、これらの式において、等価発電機の電
気的出力、位相角および角速度は逐次変化する量である
為、以上の演算は各時間断面毎に行う必要がある。 【００４３】 【数３】 【００４４】次に図６（ａ），（ｂ）に示すように、
（１２）〜（１６）式より２機系を安定度的に等価な１
機系に縮約する。 【００４５】 【００４６】 Ｐm ＝｛（Ｐm1／Ｍ1 ）−（Ｐm2／Ｍ2 ）｝・Ｍ ‥‥‥（１３） Ｐe （ｔ）＝｛（Ｐe1（ｔ）／Ｍ1 ）−（Ｐe2（ｔ）／Ｍ2 ）｝・Ｍ ‥‥‥（１４） δ（ｔ）＝δ1 （ｔ）−δ2 （ｔ） ‥‥‥（１５） ω（ｔ）＝ω1 （ｔ）−ω2 （ｔ） ‥‥‥（１６） なお、ここまでが図５のステップＳＴ１に相当する。 【００４７】等価１機発電機のＰ−δ曲線を（１７）式
と設定する。（Ｐ−δ曲線は図７の推定曲線ｂ参照） 【００４８】ここで、Ｐe ：等価発電機電気的出力 Ｅo ：無限大母線電圧 ＥG ：等価発電機内部電圧 ＸG ：等価発電機リアクタンス（発電機内部＋昇圧変圧
器） ＸS ：系統側リアクタンス δo ：補正位相角 【００４９】Ｅo 、ＥG をそれぞれ１とすれば（１７）
式は（１８）式のように変換することができる。【００５０】詳細安定度計算の結果から以下のマトリク
ス（１９）式を得る。 【００５１】 【数４】 【００５２】この式からパラメータＸ（Ｐ１，Ｐ２）
は、最小二乗法を用いて（２０）式より推定できる。 Ｘ＝（ＡT Ａ）-1ＡT ｂ ‥‥‥（２０） 【００５３】（Ｐ１，Ｐ２）を得た後、系統側のリアク
タンスが（２１）式より求められる。 なお、ここまでが図５のステップＳＴ２に相当する。 【００５４】推定したＰ−δ曲線より、電制時点の運動
エネルギーを（２２）式より求める。 ここで、ω＝２πｆo ：基本角速度 Ｍ：等価発電機慣性定数 ｔsh：電源制限時刻 Δω（ｔsh）：ｔsh時点の等価発電機角速度偏差分 【００５５】臨界エネルギーは（２３）式より求める。 【００５６】 【数５】 【００５７】ここで、δｓｈ：ｔｓｈ時点の等価発電機
位相角 δｕ：不安定平衡点の等価発電機位相角 Ｐｍ：等価発電機機械的入力 【００５８】上記で得られた各エネルギー量が、（２
４）式を満足すれば安定と判別し、また（２５）式を満
足すれば不安定と判別する。 ＶK （ｔsh）＜ＶC ‥‥‥（２４） ＶK （ｔsh）≧ＶC ‥‥‥（２５） つまり、しきい値のαmax を事前に設定しておけば、位
置エネルギーがピーク値を取る時点でスクリーニングを
行うことができる。 【００５９】これは図７では推定曲線のＶK とＶC との
面積比較となる。但し、ＶK はＰMより下の部分の面積
からＰM より上の部分の面積を差し引いた面積となる。
なお、ここまでが図５のステップＳＴ３，ＳＴ４に相当
する。そしてステップＳＴ５は実施の形態４で説明す
る。なお、この実施の形態のスクリーニングに用いる詳
細安定度計算の計算結果は（８）式のＰm1i ，Ｐm2i が
用いられる。 【００６０】以上、この発明の実施の形態３によれば、
位置エネルギーがピーク値を取る時点でスクリーニング
を行うことができる。 【００６１】実施の形態４．実施の形態４においては、
実施の形態３の安定判別を応用し、推定したＰ−δ曲線
より最適な電制量（電源制限の際、系統が安定となる最
も少ない電源制限量）を算出する手法について説明す
る。 【００６２】実施の形態３と同様、系統内の全発電機を
１機系に縮約すると、電制実施後の運動エネルギー（Ｖ
K （ｔsh）’）は（２６）式より求めることができる。 ここで、Ｍ’：電制機を除く等価発電機慣性定数 【００６３】電制実施後のＰ−δ曲線は（２７）式より
求めることができる。この曲線は図８ではｄが電源制限
後のＰ−δ曲線となる。 【００６４】 ここで、ＸG ’：電制機を除く等価発電機リアクタンス
（発電機内部＋昇圧変圧器） 【００６５】電制後の臨界エネルギー（位置エネルギー
のピーク値）は（２８）式より求めることができる。 【００６６】 【数６】 【００６７】ここで、δｕ’：新しいＰ−δ推定曲線不
安定平衡点の位相角 Ｐｍ’：電制機を除く等価発電機機械的入力 【００６８】上記の計算を（２９）式を満足するまで繰
り返し計算を行うことにより、最適な電制量を得ること
ができる。但し、電制パターンについては、全ての電制
対象発電機の組み合せを求め、電制総容量の少ないパタ
ーンから計算を実施する。 【００６９】 ＶK （ｔsh）’＜ＶC ’ ‥‥‥（２９） つまり、一回の詳細安定度計算を行えば、最適な電制量
を求めることができる。 【００７０】上記の最適電制量を得るための詳細を図９
および図１０で説明する。 （１）図５のステップＳＴ４で「不安定」と判別された
場合、電制量の最も少ない電制機の組み合わせケースを
選択し（図９のステップＳ１）、 （２）「ＶK （ｔsh）’」および「ＶC ’」の両者を計
算し（Ｓ２）、 （３）この両者を比較する（Ｓ３）。（図１０（ａ）の
ケースａ） 【００７１】（４）比較結果が「Ｙ」であれば、その電
制機の組み合わせが、その想定事故に対する最適電制量
であるので、その組み合わせ情報を出力する。 （５）ステップＳ３で「Ｎ」であれば、次に電制量の少
ない組み合わせケースに変更する（Ｓ４）。（図１０
（ａ）のケースａからケースｂに変更） 【００７２】（６）再度、ステップＳ２の計算を行い、
Ｓ３で「Ｙ」になるまでこれを繰り返す。例えば、図１
０（ａ）のケースｄでステップＳ３が「Ｙ」になれば、
その時点で処理を中止して、その電制機の組み合わせ情
報を最適電制量として出力する。 【００７３】ここで図１０（ｂ）のように、従来はａ，
ｂ，ｃ，・・・の各ケース毎に「詳細安定度計算」を行
っていたので、長い処理時間が必要となる。なお、この
実施の形態の制御量の算出に用いる詳細安定度計算の計
算結果は（９）式のＰe1i ，Ｐe2i 、（１０）式のδ1
i，δ2i、（１１）式のω1i，ωe2i等が用いられる。 【００７４】以上、この発明の実施の形態４によれば、
詳細安定度計算と並列して、各発電機の電気的出力、内
部位相角からＰ−δ曲線を推定し、最適な電制量を算出
するため、一回の詳細安定度計算で最適な電制量を求め
ることができるので、従来のシステムと比べて計算時間
を短縮でき、系統に最適な制御量の算出が可能となる。 【００７５】 【発明の効果】以上のように、この発明によれば、制御
量算出を詳細安定度計算と並列して行い、一つの想定事
故に対して一度の詳細安定度計算で算出できるため、従
来のシステムと比べて計算時間を短縮でき、系統に最適
な制御量の算出が可能となる効果がある。
が発生した場合に認められる電力系統の脱調現象を安定
化制御によって安定化をはかる電力系統安定化制御シス
テムに関するものである。 【０００２】 【従来の技術】図１１は、例えば「オンライン安定度計
算による脱調未然防止システム（ＴＳＣ）の開発」（平
成７年 電気学会発行 電気学会論文誌Ｂ第１１５巻第
１号、７５頁）に示された従来方式による電力系統安定
化制御システムの構成図である。図において、１は中央
演算装置、２は事故検出装置、３は電源遮断装置であ
る。 【０００３】次に動作について説明する。まず、中央演
算装置１で給電情報等のオンラインデータをもとに後述
する図１２のフローチャートに従って、安定度を計算
し、安定度を維持する為に必要な電制機（電源制限する
発電機）を決定し、その結果を電制条件として事故検出
装置２へ送出する。事故検出装置２は路線保護や母線保
護等の送電線保護リレーの動作情報等から実際に発生し
た事故地点や事故様相を判定し、中央演算装置１の算出
結果に基づき、電源遮断装置３へ電制信号（電源制限信
号）を送出する。電源遮断装置３は事故検出装置２より
受信した電制信号により発電機を遮断し、安定化制御
（電源制限）を行う。 【０００４】なお、図中、ＵＶは電圧の値が、ΔＰは電
力の値が事故中、事故後にとるべき値でなければ、事故
が発生していないと判断し、電源制限を行わないための
論理になっている。 【０００５】次に中央演算装置１での電制機決定動作を
図１２のフローで説明する。 （１）ステップＳＴ１ではオンライン計測値を入力デー
タとし、重み付き最小二乗法による状態推定計算で初期
系統状態を決定し、 （２）ステップＳＴ２では短絡容量法により計算精度を
維持しながら系統を縮約する。 【０００６】（３）ステップＳＴ３では簡略計算により
スクリーニング（系統の安定度判別）を行なって、明ら
かに安定な想定事故では詳細安定度計算を省略すること
で演算時間の短縮を図る。 （４）ステップＳＴ４ではスクリーニングで不安定と判
別されたケースについて詳細安定度計算を行い、 （５）ステップＳＴ５では詳細安定度計算の結果、安定
であればステップＳＴ７へ、不安定であればＳＴ６へ進
む。 【０００７】（６）ステップＳＴ６では電制効果や運用
上の有利点から、適切な電制対象発電機を選択し、 （７）再度ステップＳＴ５へ進み詳細安定度計算を行
い、詳細安定度計算結果が安定となるまで繰り返す。 （８）ステップＳＴ７では決定した電制対象機を事故検
出装置２へ送信する。 【０００８】 【発明が解決しようとする課題】従来の電力系統安定化
制御システムは以上のように、全ての事故地点と事故様
相に対してスクリーニングを行った後、不安定と判別さ
れたケースに対して安定となる電制機が選択されるまで
繰り返し詳細安定度計算を行っており、長い計算時間を
要するという問題点があった。また、発電機内部位相
角、およびこれと発電機角速度の組み合せでしきい値を
用いて安定化制御量を求めているため、最適な電制量
（電源制限の際、系統が安定となる最も少ない電源制限
量）を算出することが困難であるという問題点があっ
た。 【０００９】この発明は上記のような課題を解決するた
めになされたものであり、計算時間を短縮できるととも
に、最適電制量を算出することができる電力系統安定化
制御システムを得る事を目的とする。 【００１０】この発明に係る電力系統安定化システム
は、詳細安定度計算手段と第１の安定判別手段と第２の
安定判別手段と制御量算出手段と制御手段とを有し、上
記詳細安定度計算手段と、上記第１および第２の安定判
別手段とは並列に計算するシステムとし、上記詳細安定
度計算手段は、系統のオンライン計測値とを用いて種々
の想定事故に対応した系統状態の模擬計算を行う手段と
し、第１の安定判別手段は、上記オンライン計測値およ
び上記模擬計算途中の計算値を用いて想定事故発生時の
全系統での発電機の運動エネルギーと各発電機の位相角
とを計算し、この計算結果から系統の安定判別を行う手
段とし、第２の安定判別手段は、この第１の安定判別手
段で不安定と判別されると、上記オンライン計測値およ
び上記模擬計算途中の計算値を用いて、電源制限後のＰ
−δ曲線を推定し、その推定結果から電源制限時の全系
統での発電機の運動エネルギーと位置エネルギーのピー
ク値とを計算し、この計算結果の比較に応じて安定判別
する手段とし、上記制御量算出手段は、上記第２の安定
判別手段で不安定と判別されると、上記第２の安定判別
手段で推定した電源制限後のＰ−δ曲線を用いて、電源
制限後の発電機の組み合わせケース毎に、算出する制御
量の少ない順番で制御量を算出し、電源制限時の全系統
での発電機の運動エネルギーより位置エネルギーのピー
ク値が大きければその算出した制御量を最適制御量とし
て採用する手段とし、制御手段は、上記最適制御量によ
り系統の安定化制御を行う手段とし、上記第１または２
の安定判別手段で安定と判別されると詳細計算を停止
し、上記最適制御量を採用した時点でその算出を停止す
るものである。 【００１１】 【００１２】 【００１３】 【００１４】 【００１５】 【００１６】 【発明の実施の形態】実施の形態１．図１は本発明の実
施の形態１による電力系統安定化手法に基づいた電力系
統安定化制御装置の構成例である。図において、従来の
ものと同一符号は、同一または相当部分を示すので説明
を省略する。 【００１７】次に本システムの動作について説明する。
まず、中央演算装置１で給電情報等のオンライン情報を
もとに後述する図２のフローチャートに従って、安定度
を維持する為に必要な電制機（電源制限する発電機）を
決定し、結果を事故検出装置２へ送出する。事故検出装
置２は線路保護や母線保護リレーの動作情報等から実際
に発生した事故地点や事故様相を判定し、中央演算装置
１の算出結果に基づき、電源遮断装置３へ電制信号を送
出する。電源遮断装置３は事故検出装置２より受信した
電制信号により発電機を遮断し、安定化制御（電源制
限）を行う。 【００１８】次に電制機決定までの動作の概念を図２の
フローチャートで説明する。 （１）図２において、従来と同様にステップＳＴ１で状
態を決定し、ＳＴ２で系統を縮約する。 （２）次にＳＴ３で詳細安定度計算を行い、この計算と
同時にＳＴ４でスクリーニング（簡易計算等によって系
統の安定判別を行う手法）により、安定度を簡易計算し
て不安定と判別されれば、制御量（電制量）を算出して
送信する。 （３）安定度の簡易計算結果が安定であれば、詳細安定
度計算をストップすると共に次のケースのステップＳＴ
１から開始する。 【００１９】次に電制機決定までの動作の詳細を図3 の
フローチャートで説明する。 （１）ステップＳ１ではオンライン計測値を入力データ
とし、重み付き最小二乗法による状態推定計算で初期系
統状態を決定し、 （２）ステップＳＴ２では短絡容量法により計算精度を
維持しながら系統を縮約する。なお、ステップＳＴ１、
ＳＴ２は従来と同一の部分で同一動作である。 【００２０】（３）ステップＳ３〜Ｓ６ではオープン分
散システム（並列演算）により、詳細安定度計算と同時
にスクリーニングや電制量算出等の計算を並列して計算
して、その計算結果を監視する処理を行う。これらの各
ステップを次に説明する。 【００２１】（４）Ｓ３の詳細安定度計算は、発電機の
運動方程式を時間毎に解き、時間断面毎の系統状態を計
算するもので、事故による系統の応動をシミュレーショ
ンする計算であり、この計算の途中で計算されたデータ
等（第１波のデータと言われているデータ）が、後
述するステップで使用される。なお、詳細安定度計算
は、例えば［谷口、内田、田中、他：「大規模電力系統
の安定度総合解析システムの開発」電中研 総合報告
書：Ｔ１４ 平成２年４月］に記載されている計算（Ｙ
法と言われている）が用いられる。 【００２２】（５）Ｓ４のスクリーニング１では、想定
事故発生直後のデータ及び詳細安定度計算の計算データ
より安定度判別を行う。 （６）Ｓ５の安定判別の結果「安定」であれば、Ｓ６で
詳細安定度計算をストップし、 （７）Ｓ１２で全ケース終了で無ければ、次の事故ケー
スの計算に移行し、ステップＳ４，Ｓ５から開始する。
このような事故ケースは通常、数十から数百ケースあ
る。 【００２３】（８）Ｓ５の安定判別の結果「不安定」で
あれば、Ｓ７のスクリーニング２により、位置エネルギ
ーがピーク値を取る時点で更に安定度判別を行う。この
場合、詳細安定度計算の計算データが使用される。 （９）Ｓ７のスクリーニング２終了すると、Ｓ８で詳細
安定度計算をストップする。 【００２４】（１０）Ｓ９の安定判別の結果「安定」で
あれば、Ｓ１２へ行き全ケース終了で無ければ、次の事
故ケースの計算に移行し、ステップＳ４，Ｓ５から開始
する。 （１１）Ｓ９の安定判別の結果「不安定」であれば、Ｓ
１０の制御量算出で、各発電機の電機的出力、内部位相
角からＰ−δ曲線を推定し、最適な制御量を算出する。 【００２５】（１２）Ｓ１１では決定した制御量を事故
検出装置２へ送信する。 （１３）Ｓ１２では、全ケース終了するまでステップＳ
３，Ｓ４から繰り返して、全ケース終了するとＥＮＤに
なる。 【００２６】ここで従来のシステムの図１２のフローチ
ャートと比較すると、図１２ではステップＳＴ５の安定
判別で不安定の場合、ＳＴ７で新たな電制機の選択（ど
の発電機を電源制限するかの組み合わせを変更する）を
して、選択したケースに対してＳＴ４の詳細安定度計算
を行うので、選択したケース毎に詳細安定度計算を実施
する必要があり、処理時間が長くなる。 【００２７】これに対しこの発明の実施の形態１では、
ステップＳ１０の制御量算出の中の処理で制御量を算出
し電制機の組み合わせを選択するので、電制機の組み合
わせを変更してもステップＳ３の詳細安定度計算は１回
のみ実行すればよい。この詳細は実施の形態４で説明す
る。 【００２８】以上のように、この発明の実施の形態１に
よれば、スクリーニング、制御量算出を詳細安定度計算
と並列して同時に行い、一度の詳細安定度計算を行うの
みで制御量の算出ができるため、従来のシステムと比べ
て計算時間を短縮することが可能となり、また、系統に
最適な制御量の算出が可能である。 【００２９】実施の形態２．実施の形態２においては、
実施の形態１の想定事故発生直後のデータを用いたスク
リーニング手法を説明する。電力系統に事故が発生する
と、発電機の電気的出力は図４のような波形を示し、発
電機の運動エネルギーは図の斜線部分となる。各発電機
の運動エネルギーは（１）式で近似することができる。 【００３０】 Ｖk ＝（Ｐoi−Ｐfi）・ΔＴ ‥‥‥（１） ここに、Ｐoi ：発電機ｉの事故発生前の出力 Ｐfi ：発電機ｉの事故発生直後の出力 ΔＴ ：事故継続時間 【００３１】各発電機の角速度中心からの開きは（２）
式より求めることができ、これより各発電機の運動エネ
ルギーは（３）式より求めることができる。 【００３２】 【数１】 【００３３】ここで、Ｎは系統内での運転している発電
機の台数 【００３４】 ここに、Ｍi ：発電機ｉの慣性定数 ωi ：発電機ｉの角速度 ωo ：角速度中心 Ｎ ：系統内の全発電機数 【００３５】安定度余裕は各発電機毎に異なるため、各
発電機の運動エネルギーに（４）式のように位相角で重
み付けを行うことにより、系統の運動エネルギーは
（５）式より求めることができる。 【００３６】 ここに、α ： 位相角調整係数 θi ： 発電機ｉの位相角 θo ： 位相中心 【００３７】 【数２】 【００３８】つまり、（５）式の値を用いて事前に数十
〜数百の想定事故のケースについてシミュレーション
（詳細安定度計算）にて計算しておき、安定ケースと不
安定ケースの境界を求めておけば、詳細安定度計算の事
故（想定事故）発生直後までの計算結果でスクリーニン
グを行うことができる。これは事故発生直後までのデー
タがないと運動エネルギーが計算できないためである。
なお、スクリーニングに用いる上記の詳細安定度計算の
事故（想定事故）発生直後までの計算結果とは、（２）
式のＰoi，Ｐfi、（３）式のωi 、（４）式のθi 等で
ある。 【００３９】以上、この発明の実施の形態２によれば、
詳細安定度計算の事故発生直後までの計算結果でスクリ
ーニングを行うことができる。 【００４０】実施の形態３．実施の形態３においては、
実施の形態１の位置エネルギーがピーク値を取る時点の
データを用いたスクリーニング手法を説明する。図５に
本手法のフロー図を示す。なお、図５のＳＴ１〜ＳＴ３
が図３のＳ７「スクリーニング２」に相当し、図５のＳ
Ｔ４が図３のＳ９に相当し、図５のＳＴ５が図３のＳ１
０に相当する。 【００４１】詳細安定度計算開始後、発電機位相角の動
向を監視する。発電機の位相角が予め設定されたしきい
値αmax を超えた場合には、全発電機を（６）式を満足
する発電機は加速側発電機グループに、その他の発電機
は減速側発電機グループの２グループに分類する。（図
６（ａ）参照） δi ＞αmax ‥‥‥（６） ここで、グループ１の発電機数はｎであり、グループ２
の発電機数はｍである。 【００４２】２つの発電機グループに対して、それぞれ
（７）〜（１１）式を用いて縮約発電機の慣性定数
（Ｍ）、機械的入力（Ｐm ）、電気的出力（Ｐe
（ｔ））、位相角（δ（ｔ））、角速度（ω（ｔ））を
算出する。なお、これらの式において、等価発電機の電
気的出力、位相角および角速度は逐次変化する量である
為、以上の演算は各時間断面毎に行う必要がある。 【００４３】 【数３】 【００４４】次に図６（ａ），（ｂ）に示すように、
（１２）〜（１６）式より２機系を安定度的に等価な１
機系に縮約する。 【００４５】 【００４６】 Ｐm ＝｛（Ｐm1／Ｍ1 ）−（Ｐm2／Ｍ2 ）｝・Ｍ ‥‥‥（１３） Ｐe （ｔ）＝｛（Ｐe1（ｔ）／Ｍ1 ）−（Ｐe2（ｔ）／Ｍ2 ）｝・Ｍ ‥‥‥（１４） δ（ｔ）＝δ1 （ｔ）−δ2 （ｔ） ‥‥‥（１５） ω（ｔ）＝ω1 （ｔ）−ω2 （ｔ） ‥‥‥（１６） なお、ここまでが図５のステップＳＴ１に相当する。 【００４７】等価１機発電機のＰ−δ曲線を（１７）式
と設定する。（Ｐ−δ曲線は図７の推定曲線ｂ参照） 【００４８】ここで、Ｐe ：等価発電機電気的出力 Ｅo ：無限大母線電圧 ＥG ：等価発電機内部電圧 ＸG ：等価発電機リアクタンス（発電機内部＋昇圧変圧
器） ＸS ：系統側リアクタンス δo ：補正位相角 【００４９】Ｅo 、ＥG をそれぞれ１とすれば（１７）
式は（１８）式のように変換することができる。【００５０】詳細安定度計算の結果から以下のマトリク
ス（１９）式を得る。 【００５１】 【数４】 【００５２】この式からパラメータＸ（Ｐ１，Ｐ２）
は、最小二乗法を用いて（２０）式より推定できる。 Ｘ＝（ＡT Ａ）-1ＡT ｂ ‥‥‥（２０） 【００５３】（Ｐ１，Ｐ２）を得た後、系統側のリアク
タンスが（２１）式より求められる。 なお、ここまでが図５のステップＳＴ２に相当する。 【００５４】推定したＰ−δ曲線より、電制時点の運動
エネルギーを（２２）式より求める。 ここで、ω＝２πｆo ：基本角速度 Ｍ：等価発電機慣性定数 ｔsh：電源制限時刻 Δω（ｔsh）：ｔsh時点の等価発電機角速度偏差分 【００５５】臨界エネルギーは（２３）式より求める。 【００５６】 【数５】 【００５７】ここで、δｓｈ：ｔｓｈ時点の等価発電機
位相角 δｕ：不安定平衡点の等価発電機位相角 Ｐｍ：等価発電機機械的入力 【００５８】上記で得られた各エネルギー量が、（２
４）式を満足すれば安定と判別し、また（２５）式を満
足すれば不安定と判別する。 ＶK （ｔsh）＜ＶC ‥‥‥（２４） ＶK （ｔsh）≧ＶC ‥‥‥（２５） つまり、しきい値のαmax を事前に設定しておけば、位
置エネルギーがピーク値を取る時点でスクリーニングを
行うことができる。 【００５９】これは図７では推定曲線のＶK とＶC との
面積比較となる。但し、ＶK はＰMより下の部分の面積
からＰM より上の部分の面積を差し引いた面積となる。
なお、ここまでが図５のステップＳＴ３，ＳＴ４に相当
する。そしてステップＳＴ５は実施の形態４で説明す
る。なお、この実施の形態のスクリーニングに用いる詳
細安定度計算の計算結果は（８）式のＰm1i ，Ｐm2i が
用いられる。 【００６０】以上、この発明の実施の形態３によれば、
位置エネルギーがピーク値を取る時点でスクリーニング
を行うことができる。 【００６１】実施の形態４．実施の形態４においては、
実施の形態３の安定判別を応用し、推定したＰ−δ曲線
より最適な電制量（電源制限の際、系統が安定となる最
も少ない電源制限量）を算出する手法について説明す
る。 【００６２】実施の形態３と同様、系統内の全発電機を
１機系に縮約すると、電制実施後の運動エネルギー（Ｖ
K （ｔsh）’）は（２６）式より求めることができる。 ここで、Ｍ’：電制機を除く等価発電機慣性定数 【００６３】電制実施後のＰ−δ曲線は（２７）式より
求めることができる。この曲線は図８ではｄが電源制限
後のＰ−δ曲線となる。 【００６４】 ここで、ＸG ’：電制機を除く等価発電機リアクタンス
（発電機内部＋昇圧変圧器） 【００６５】電制後の臨界エネルギー（位置エネルギー
のピーク値）は（２８）式より求めることができる。 【００６６】 【数６】 【００６７】ここで、δｕ’：新しいＰ−δ推定曲線不
安定平衡点の位相角 Ｐｍ’：電制機を除く等価発電機機械的入力 【００６８】上記の計算を（２９）式を満足するまで繰
り返し計算を行うことにより、最適な電制量を得ること
ができる。但し、電制パターンについては、全ての電制
対象発電機の組み合せを求め、電制総容量の少ないパタ
ーンから計算を実施する。 【００６９】 ＶK （ｔsh）’＜ＶC ’ ‥‥‥（２９） つまり、一回の詳細安定度計算を行えば、最適な電制量
を求めることができる。 【００７０】上記の最適電制量を得るための詳細を図９
および図１０で説明する。 （１）図５のステップＳＴ４で「不安定」と判別された
場合、電制量の最も少ない電制機の組み合わせケースを
選択し（図９のステップＳ１）、 （２）「ＶK （ｔsh）’」および「ＶC ’」の両者を計
算し（Ｓ２）、 （３）この両者を比較する（Ｓ３）。（図１０（ａ）の
ケースａ） 【００７１】（４）比較結果が「Ｙ」であれば、その電
制機の組み合わせが、その想定事故に対する最適電制量
であるので、その組み合わせ情報を出力する。 （５）ステップＳ３で「Ｎ」であれば、次に電制量の少
ない組み合わせケースに変更する（Ｓ４）。（図１０
（ａ）のケースａからケースｂに変更） 【００７２】（６）再度、ステップＳ２の計算を行い、
Ｓ３で「Ｙ」になるまでこれを繰り返す。例えば、図１
０（ａ）のケースｄでステップＳ３が「Ｙ」になれば、
その時点で処理を中止して、その電制機の組み合わせ情
報を最適電制量として出力する。 【００７３】ここで図１０（ｂ）のように、従来はａ，
ｂ，ｃ，・・・の各ケース毎に「詳細安定度計算」を行
っていたので、長い処理時間が必要となる。なお、この
実施の形態の制御量の算出に用いる詳細安定度計算の計
算結果は（９）式のＰe1i ，Ｐe2i 、（１０）式のδ1
i，δ2i、（１１）式のω1i，ωe2i等が用いられる。 【００７４】以上、この発明の実施の形態４によれば、
詳細安定度計算と並列して、各発電機の電気的出力、内
部位相角からＰ−δ曲線を推定し、最適な電制量を算出
するため、一回の詳細安定度計算で最適な電制量を求め
ることができるので、従来のシステムと比べて計算時間
を短縮でき、系統に最適な制御量の算出が可能となる。 【００７５】 【発明の効果】以上のように、この発明によれば、制御
量算出を詳細安定度計算と並列して行い、一つの想定事
故に対して一度の詳細安定度計算で算出できるため、従
来のシステムと比べて計算時間を短縮でき、系統に最適
な制御量の算出が可能となる効果がある。
【図面の簡単な説明】
【図１】 この発明の実施の形態１による電力系統安定
化制御システムの構成図である。 【図２】 図１のシステムにおける処理の概要を示すフ
ローチャートである。 【図３】 図１のシステムにおける処理の詳細を示すフ
ローチャートである。 【図４】 この発明の実施の形態２による事故発生時の
発電機の電気的出力の図である。 【図５】 この発明の実施の形態３による処理のフロー
チャートである。 【図６】 この発明の実施の形態３における全系発電機
の縮約を示す図である。 【図７】 この発明の実施の形態４による電源制限前の
Ｐ−δ曲線図である。 【図８】 この発明の実施の形態４による電源制限後の
Ｐ−δ曲線図である。 【図９】 この発明の実施の形態４による最適電制量を
求めるフローチャートである。 【図１０】 この発明の実施の形態４による電制量と電
制機組み合わせ選択ケースとの関係を示す図である。 【図１１】 従来の電力系統安定化制御システムの構成
図である。 【図１２】 従来の電力系統安定化制御システムにおけ
る処理のフローチャートである。 【符号の説明】 １ 中央演算装置 ２ 事故検出装置 ３ 電源遮断装置
化制御システムの構成図である。 【図２】 図１のシステムにおける処理の概要を示すフ
ローチャートである。 【図３】 図１のシステムにおける処理の詳細を示すフ
ローチャートである。 【図４】 この発明の実施の形態２による事故発生時の
発電機の電気的出力の図である。 【図５】 この発明の実施の形態３による処理のフロー
チャートである。 【図６】 この発明の実施の形態３における全系発電機
の縮約を示す図である。 【図７】 この発明の実施の形態４による電源制限前の
Ｐ−δ曲線図である。 【図８】 この発明の実施の形態４による電源制限後の
Ｐ−δ曲線図である。 【図９】 この発明の実施の形態４による最適電制量を
求めるフローチャートである。 【図１０】 この発明の実施の形態４による電制量と電
制機組み合わせ選択ケースとの関係を示す図である。 【図１１】 従来の電力系統安定化制御システムの構成
図である。 【図１２】 従来の電力系統安定化制御システムにおけ
る処理のフローチャートである。 【符号の説明】 １ 中央演算装置 ２ 事故検出装置 ３ 電源遮断装置
─────────────────────────────────────────────────────
フロントページの続き
(56)参考文献 特開 平７−298498（ＪＰ，Ａ)
特開 平９−56069（ＪＰ，Ａ)
特開 昭61−214726（ＪＰ，Ａ)
(58)調査した分野(Int.Cl.7，ＤＢ名)
H02J 3/00 - 5/00
H02H 3/26 302
H02H 3/48
Claims (1)
- (57)【特許請求の範囲】 【請求項１】 詳細安定度計算手段と第１の安定判別手
段と第２の安定判別手段と制御量算出手段と制御手段と
を有し、上記詳細安定度計算手段と、上記第１および第
２の安定判別手段とは並列に計算するシステムとし、 上記詳細安定度計算手段は、系統のオンライン計測値と
を用いて種々の想定事故に対応した系統状態の模擬計算
を行う手段とし、 第１の安定判別手段は、上記オンライン計測値および上
記模擬計算途中の計算値を用いて想定事故発生時の全系
統での発電機の運動エネルギーと各発電機の位相角とを
計算し、この計算結果から系統の安定判別を行う手段と
し、 第２の安定判別手段は、この第１の安定判別手段で不安
定と判別されると、上記オンライン計測値および上記模
擬計算途中の計算値を用いて、電源制限後のＰ−δ曲線
を推定し、その推定結果から電源制限時の全系統での発
電機の運動エネルギーと位置エネルギーのピーク値とを
計算し、この計算結果の比較に応じて安定判別する手段
とし、 上記制御量算出手段は、上記第２の安定判別手段で不安
定と判別されると、上記第２の安定判別手段で推定した
電源制限後のＰ−δ曲線を用いて、電源制限後の発電機
の組み合わせケース毎に、算出する制御量の少ない順番
で制御量を算出し、電源制限時の全系統での発電機の運
動エネルギーより位置エネルギーのピーク値が大きけれ
ばその算出した制御量を最適制御量として採用する手段
とし、 制御手段は、上記最適制御量により系統の安定化制御を
行う手段とし、 上記第１または２の安定判別手段で安定と判別されると
詳細計算を停止し、上記最適制御量を採用した時点でそ
の算出を停止することを特徴とする電力安定化制御シス
テム。
Priority Applications (1)
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|---|---|---|---|
| JP09973998A JP3423615B2 (ja) | 1998-04-10 | 1998-04-10 | 電力安定化制御システム |
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|---|---|---|---|
| JP09973998A JP3423615B2 (ja) | 1998-04-10 | 1998-04-10 | 電力安定化制御システム |
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ID=14255400
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
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| Country | Link |
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-
1998
- 1998-04-10 JP JP09973998A patent/JP3423615B2/ja not_active Expired - Lifetime
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| JPH11299097A (ja) | 1999-10-29 |
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