JP3510048B2 - 系統安定化制御方法 - Google Patents
系統安定化制御方法Info
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Description
【０００１】
【発明の属する技術分野】この発明は、電力系統に生じ
た事故の影響が拡大・波及し、この電力系統に接続され
た発電機が脱調に至るのを未然に防止する系統安定化制
御方法に関するものである。
た事故の影響が拡大・波及し、この電力系統に接続され
た発電機が脱調に至るのを未然に防止する系統安定化制
御方法に関するものである。
【０００２】
【従来の技術】図７は例えば平成２年電気学会全国大会
講演論文１３４３に示された従来の過渡安定度制御方法
を実現した系統安定化リレー装置のシステム構成図であ
り、図において、１Ａは発電所設置の端末装置、１Ｎは
中央演算装置、１Ｂは変電所設置の端末装置、２１Ｎは
端末装置１Ｂと中央演算装置１Ｎを接続した情報伝送
路、３Ａは被制御対象（電源制限）となる発電所、３Ｂ
は変電所、４Ａは電力系統、５１Ａは発電所３Ａと変電
所３Ｂ間の電圧データ、電流データを計測するセンサで
ある。
講演論文１３４３に示された従来の過渡安定度制御方法
を実現した系統安定化リレー装置のシステム構成図であ
り、図において、１Ａは発電所設置の端末装置、１Ｎは
中央演算装置、１Ｂは変電所設置の端末装置、２１Ｎは
端末装置１Ｂと中央演算装置１Ｎを接続した情報伝送
路、３Ａは被制御対象（電源制限）となる発電所、３Ｂ
は変電所、４Ａは電力系統、５１Ａは発電所３Ａと変電
所３Ｂ間の電圧データ、電流データを計測するセンサで
ある。
【０００３】次に動作について説明する。変電所設置の
端末装置１Ｂでは、変電所３Ｂの母線電圧データ、電流
データ、遮断器信号を計測し、当該系統の事故検出を行
う。発電所設置の端末装置１Ａでは、センサ５１Ａで計
測された当該発電機の電圧データ、電流データを入力し
発電機電気的出力ＰE の演算を行い、中央演算装置１Ｎ
に出力し、この中央演算装置１Ｎからの遮断指令を受
け、それを遮断器に出力する。
端末装置１Ｂでは、変電所３Ｂの母線電圧データ、電流
データ、遮断器信号を計測し、当該系統の事故検出を行
う。発電所設置の端末装置１Ａでは、センサ５１Ａで計
測された当該発電機の電圧データ、電流データを入力し
発電機電気的出力ＰE の演算を行い、中央演算装置１Ｎ
に出力し、この中央演算装置１Ｎからの遮断指令を受
け、それを遮断器に出力する。
【０００４】中央演算装置１Ｎでは、図７に示すよう
に、制御対象となる電源系統を１機無限大母線系統にモ
デル化し、想定される制御完了時間において等価発電機
（対象とする発電機を並列インピーダンス法で合成した
もの）に蓄積されている運動エネルギーＶｋとオンライ
ンデータに基づいて推定した電力相差角曲線より、図９
に示すように系統の持つ臨界エネルギーＶｃを算出し、
この臨界エネルギーＶｃの大小から系統の過渡安定度を
判定する。即ち、 Ｖｋ≧Ｖｃのとき不安定 Ｖｋ＜Ｖｃのとき安定 不安定と判断した場合には、発電機遮断実施時の運動エ
ネルギーＶｋ、臨界エネルギーＶｃを算出し、安定化を
図るために最適な発電機の組み合わせを選択し、発電所
設置の端末装置１Ａに対し発電機遮断指令を送信する。
に、制御対象となる電源系統を１機無限大母線系統にモ
デル化し、想定される制御完了時間において等価発電機
（対象とする発電機を並列インピーダンス法で合成した
もの）に蓄積されている運動エネルギーＶｋとオンライ
ンデータに基づいて推定した電力相差角曲線より、図９
に示すように系統の持つ臨界エネルギーＶｃを算出し、
この臨界エネルギーＶｃの大小から系統の過渡安定度を
判定する。即ち、 Ｖｋ≧Ｖｃのとき不安定 Ｖｋ＜Ｖｃのとき安定 不安定と判断した場合には、発電機遮断実施時の運動エ
ネルギーＶｋ、臨界エネルギーＶｃを算出し、安定化を
図るために最適な発電機の組み合わせを選択し、発電所
設置の端末装置１Ａに対し発電機遮断指令を送信する。
【０００５】なお、図８は対象となる電源系統を並列イ
ンピーダンス法で１台の等価発電機系統に縮約したもの
であり、従って、機械的入力Ｐｍ、電気的出力Ｐｅおよ
び慣性定数Ｍは対象電源系統で運転中の全発電機の合計
値となる。また、リアクタンスｊＸｄ’、ｊＸｔは運転
中の全発電機の並列合成値、ｊＸ１は電源線の並列合成
値、ｊＸｓは故障発生後の発電機端で計測されるデータ
より推定した値である。無限大母線とは非常に大きな電
力系統を表す仮の母線である。
ンピーダンス法で１台の等価発電機系統に縮約したもの
であり、従って、機械的入力Ｐｍ、電気的出力Ｐｅおよ
び慣性定数Ｍは対象電源系統で運転中の全発電機の合計
値となる。また、リアクタンスｊＸｄ’、ｊＸｔは運転
中の全発電機の並列合成値、ｊＸ１は電源線の並列合成
値、ｊＸｓは故障発生後の発電機端で計測されるデータ
より推定した値である。無限大母線とは非常に大きな電
力系統を表す仮の母線である。
【０００６】図８における電気的出力Ｐｅは下式で与え
られる。 Ｐｅ＝Ｐ* ｓｉｎδ ・・・（１） 図９は、この式に基づいて電力位相角曲線（Ｐｅ−δ曲
線）を描いたものである。なお、Ｐ* は１／Ｘに比例す
る（図８において、Ｘ＝ｊＸｄ’＋ｊＸｔ＋ｊＸ１＋ｊ
Ｘｓ）。また、Ｘは事故中（故障中）非常に大きな値と
なるので、事故中におけるＰｅ−δ曲線は事故クリア後
よりも小さくなる。従って、図９のような関係が得ら
れ、運動エネルギ−Ｖｋ、臨界エネルギーＶｃが同図に
示すように与えられる。
られる。 Ｐｅ＝Ｐ* ｓｉｎδ ・・・（１） 図９は、この式に基づいて電力位相角曲線（Ｐｅ−δ曲
線）を描いたものである。なお、Ｐ* は１／Ｘに比例す
る（図８において、Ｘ＝ｊＸｄ’＋ｊＸｔ＋ｊＸ１＋ｊ
Ｘｓ）。また、Ｘは事故中（故障中）非常に大きな値と
なるので、事故中におけるＰｅ−δ曲線は事故クリア後
よりも小さくなる。従って、図９のような関係が得ら
れ、運動エネルギ−Ｖｋ、臨界エネルギーＶｃが同図に
示すように与えられる。
【０００７】図９において、Ｐｅ* （ｔｓｈ）は制御完
了想定時刻ｔｓｈにおける出力、Ｐ* は電力位相角曲線
のピーク値、Δωは補正係数であり、運動エネルギーＶ
ｋ（ｔｓｈ）および臨界エネルギーＶｃは（２）式およ
び（３）式で得られる。 Ｖｋ＝Ｍ｛Δω（ｔｓｈ）｝／２ ・・・（２） Ｖｃ＝Ｐ* （ｃｏｓδsh−ｃｏｓδu ）＋Ｐｍ（δsh−δu ）・・・（３）
了想定時刻ｔｓｈにおける出力、Ｐ* は電力位相角曲線
のピーク値、Δωは補正係数であり、運動エネルギーＶ
ｋ（ｔｓｈ）および臨界エネルギーＶｃは（２）式およ
び（３）式で得られる。 Ｖｋ＝Ｍ｛Δω（ｔｓｈ）｝／２ ・・・（２） Ｖｃ＝Ｐ* （ｃｏｓδsh−ｃｏｓδu ）＋Ｐｍ（δsh−δu ）・・・（３）
【０００８】以下、上記発電機電気的出力ＰE の算出処
理について説明する。 ＰE （ｔ）＝｛ｖ（ｔ）・ｉ（ｔ）＋ｖ（ｔ−９０ ）・ｉ（ｔ−９０ ）｝ ／２ ・・・（４） ｖ（ｔ）・ｉ（ｔ）：現在のサンプリング電圧、電流
（差分フイルタ） ｖ（ｔ−９０ ）・ｉ（ｔ−９０ ）：電気角９０゜前
のサンプリング電圧、電流（差分フイルタ）
理について説明する。 ＰE （ｔ）＝｛ｖ（ｔ）・ｉ（ｔ）＋ｖ（ｔ−９０ ）・ｉ（ｔ−９０ ）｝ ／２ ・・・（４） ｖ（ｔ）・ｉ（ｔ）：現在のサンプリング電圧、電流
（差分フイルタ） ｖ（ｔ−９０ ）・ｉ（ｔ−９０ ）：電気角９０゜前
のサンプリング電圧、電流（差分フイルタ）
【０００９】上式にて、図１０に示すように、各相毎の
発電機の電気的出力ＰE を４．１６７ｍｓ（電気角９０
゜）毎に算出し、１２．５ｍｓ（電気角２７０゜）周期
で移動平均を下記の式で行う。 ＰEa1 （ｔ）＝｛ＰEa10（ｔ）＋ＰEa10（ｔ−Ｔｃ）＋ＰEa10（ｔ−２Ｔｃ） ＋ＰEa10（ｔ−３Ｔｃ）｝／４ ・・・（５） 下式で３相の合計を取る。 ＰE1（ｔ）＝ＰEa1 （ｔ）＋ＰEb1 （ｔ）＋ＰEc1 （ｔ） ・・・（６） また、下式にて発電所の合計を取る。 ＰE （ｔ）＝ＰE1（ｔ）＋ＰE2（ｔ）＋ＰE3（ｔ）＋ＰE4（ｔ）・・（７）
発電機の電気的出力ＰE を４．１６７ｍｓ（電気角９０
゜）毎に算出し、１２．５ｍｓ（電気角２７０゜）周期
で移動平均を下記の式で行う。 ＰEa1 （ｔ）＝｛ＰEa10（ｔ）＋ＰEa10（ｔ−Ｔｃ）＋ＰEa10（ｔ−２Ｔｃ） ＋ＰEa10（ｔ−３Ｔｃ）｝／４ ・・・（５） 下式で３相の合計を取る。 ＰE1（ｔ）＝ＰEa1 （ｔ）＋ＰEb1 （ｔ）＋ＰEc1 （ｔ） ・・・（６） また、下式にて発電所の合計を取る。 ＰE （ｔ）＝ＰE1（ｔ）＋ＰE2（ｔ）＋ＰE3（ｔ）＋ＰE4（ｔ）・・（７）
【００１０】
【発明が解決しようとする課題】従来の系統安定化制御
方法は以上のように構成されているので、 １）対象とする現象が電源線故障に起因したローカルな
ものに限定され、基幹系故障などに起因した広範囲な現
象に対応できない。 ２）原理的に基幹系故障に対する安定判別、安定化制御
量の決定ができない。 ３）電源系故障に対しても、励磁系制御による発電機内
部電圧変化の影響を簡単な補正係数Ｋで考慮しているだ
けなので、その変化が大きな場合には誤差要因となる。
などの課題があった。
方法は以上のように構成されているので、 １）対象とする現象が電源線故障に起因したローカルな
ものに限定され、基幹系故障などに起因した広範囲な現
象に対応できない。 ２）原理的に基幹系故障に対する安定判別、安定化制御
量の決定ができない。 ３）電源系故障に対しても、励磁系制御による発電機内
部電圧変化の影響を簡単な補正係数Ｋで考慮しているだ
けなので、その変化が大きな場合には誤差要因となる。
などの課題があった。
【００１１】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、ローカルな現象だけでなく、基幹
系故障に起因した広範囲な現象に対しても安定化制御が
実施できるとともに、ローカルな電源系故障に対しても
励磁系制御による発電機内部電圧変化の影響を考慮した
精度の高い安定化制御が実施できる系統安定化制御方法
を得ることを目的とする。
めになされたもので、ローカルな現象だけでなく、基幹
系故障に起因した広範囲な現象に対しても安定化制御が
実施できるとともに、ローカルな電源系故障に対しても
励磁系制御による発電機内部電圧変化の影響を考慮した
精度の高い安定化制御が実施できる系統安定化制御方法
を得ることを目的とする。
【００１２】
【課題を解決するための手段】請求項１記載の発明に係
る系統安定化制御方法は、電力系統の発電所単位に計測
される電流データおよび電圧データより計算される運動
エネルギーと故障発生からの経過時間を直交する平面座
標にとった運動エネルギーの推移軌跡を用い、故障発生
からある一定時間後における運動エネルギーの値と事前
にシミュレーション設定したしきい値を比較することに
よって、電力系統に発生する故障の場所と安定化制御の
基幹系故障および不感帯を検出し、その検出結果に従っ
て、最適な安定化制御量を決定するようにしたものであ
る。
る系統安定化制御方法は、電力系統の発電所単位に計測
される電流データおよび電圧データより計算される運動
エネルギーと故障発生からの経過時間を直交する平面座
標にとった運動エネルギーの推移軌跡を用い、故障発生
からある一定時間後における運動エネルギーの値と事前
にシミュレーション設定したしきい値を比較することに
よって、電力系統に発生する故障の場所と安定化制御の
基幹系故障および不感帯を検出し、その検出結果に従っ
て、最適な安定化制御量を決定するようにしたものであ
る。
【００１３】請求項２記載の発明に係る系統安定化制御
方法は、基幹系故障と判定された場合、運動エネルギー
の推移軌跡により一定時間先の予測を行って、その予測
値を整定値と比較することによって、基幹系故障の安定
化制御量を決定するものである。
方法は、基幹系故障と判定された場合、運動エネルギー
の推移軌跡により一定時間先の予測を行って、その予測
値を整定値と比較することによって、基幹系故障の安定
化制御量を決定するものである。
【００１４】請求項３記載の発明に係る系統安定化制御
方法は、電源系故障と判定された場合、発電所単位に計
測される電流データおよび電圧データより計算される電
気的出力と等価発電機の位相角を直交する平面座標にと
った電力位相角曲線の推移軌跡を、一定の演算式に当て
はめて推定し、その推定した電力位相角曲線のピーク値
とあらかじめ整定した安定度余裕量の合計値と等価発電
機の機械的入力を比較することによって、過渡安定度の
厳しさを判定し、その厳しさに応じて適切な安定化制御
量を決定するものである。
方法は、電源系故障と判定された場合、発電所単位に計
測される電流データおよび電圧データより計算される電
気的出力と等価発電機の位相角を直交する平面座標にと
った電力位相角曲線の推移軌跡を、一定の演算式に当て
はめて推定し、その推定した電力位相角曲線のピーク値
とあらかじめ整定した安定度余裕量の合計値と等価発電
機の機械的入力を比較することによって、過渡安定度の
厳しさを判定し、その厳しさに応じて適切な安定化制御
量を決定するものである。
【００１５】請求項４記載の発明に係る系統安定化制御
方法は、過渡安定度に比較的余裕があると判定された場
合、推定した電力位相角曲線を軸に一定幅のバンド域を
設け、実測データがバンド域の上限、下限、あるいはバ
ンド域の中にあるなどに従って、最適な安定化制御量を
決定するものである。
方法は、過渡安定度に比較的余裕があると判定された場
合、推定した電力位相角曲線を軸に一定幅のバンド域を
設け、実測データがバンド域の上限、下限、あるいはバ
ンド域の中にあるなどに従って、最適な安定化制御量を
決定するものである。
【００１６】
【発明の実施の形態】以下、この発明の実施の一形態を
説明する。 実施の形態１．図１は実施の形態１による系統安定化制
御方法に基づく系統安定化システムの構成図であり、図
において、１Ｎは系統安定化システムの中央演算装置、
１Ａは系統安定化システムの端末装置、３Ａは被制御対
象（電源制限）となる発電所、４Ａは電力系統、５１Ａ
は電力系統４Ａの電圧データ、電流データを計測するセ
ンサである。
説明する。 実施の形態１．図１は実施の形態１による系統安定化制
御方法に基づく系統安定化システムの構成図であり、図
において、１Ｎは系統安定化システムの中央演算装置、
１Ａは系統安定化システムの端末装置、３Ａは被制御対
象（電源制限）となる発電所、４Ａは電力系統、５１Ａ
は電力系統４Ａの電圧データ、電流データを計測するセ
ンサである。
【００１７】次に動作について説明する。端末装置１Ａ
では、センサ５１Ａで計測される電圧データ、電流デー
タに基づき等価発電機（発電所３Ａで運転中の発電機を
並列インピーダンス法で等価１機に集約したもの）の各
時刻毎における電気的出力Ｐｅ（ｔ１）を演算する。こ
のオンラインで計測される電気的出力の時系列データを
用いて次の（８）式および（９）式より運動エネルギー
Ｖｋ（ｔ）を計算する。
では、センサ５１Ａで計測される電圧データ、電流デー
タに基づき等価発電機（発電所３Ａで運転中の発電機を
並列インピーダンス法で等価１機に集約したもの）の各
時刻毎における電気的出力Ｐｅ（ｔ１）を演算する。こ
のオンラインで計測される電気的出力の時系列データを
用いて次の（８）式および（９）式より運動エネルギー
Ｖｋ（ｔ）を計算する。
【数１】
【数２】
但し、ωｏ：運転発電機の基準角周波数、△ω（ｔ）：
運転発電機の平均的な角周波数偏差、Ｐｍ：運転発電機
の合計した機械的入力、Ｐｅ：運転発電機の慣性定数の
重み付で合計した電気的出力、Ｍ：運転発電機の合計し
た慣性定数である。
運転発電機の平均的な角周波数偏差、Ｐｍ：運転発電機
の合計した機械的入力、Ｐｅ：運転発電機の慣性定数の
重み付で合計した電気的出力、Ｍ：運転発電機の合計し
た慣性定数である。
【００１８】この運動エネルギーＶｋ（ｔ）を用いて、
図２に示すように故障個所および安定化制御の不感帯を
判定する。すなわち、故障の除去後における適当な時刻
ｔ１とｔ２を決め、その間にディジタルシミュレーショ
ンに基づいて前記（８）式および（９）式により適切な
運動エネルギーＶｋ０と運動エネルギーＶｋ１で規定さ
れる領域にＶｋ（ｔ）が一定時間以上存在することをも
って、過渡的に安定｛Ｖｋ（ｔ）＜Ｖｋ０；不感帯｝、
基幹系故障｛（ｔ）＜Ｖｋ１｝、電源系故障｛Ｖｋ
（ｔ）≧Ｖｋ１｝と判定する。ここで、ｔ１、ｔ２、Ｖ
ｋ０、Ｖｋ１は各発電所毎の事前整定値である。なお、
基幹系故障と判定された場合は、運動エネルギー予測値
により安定化制御量を決定し、電源系故障と判定された
場合はバンド法アルゴリズムに従って安定化制御量を決
定し、不感帯と判定された場合は安定化制御量を０と決
定する。
図２に示すように故障個所および安定化制御の不感帯を
判定する。すなわち、故障の除去後における適当な時刻
ｔ１とｔ２を決め、その間にディジタルシミュレーショ
ンに基づいて前記（８）式および（９）式により適切な
運動エネルギーＶｋ０と運動エネルギーＶｋ１で規定さ
れる領域にＶｋ（ｔ）が一定時間以上存在することをも
って、過渡的に安定｛Ｖｋ（ｔ）＜Ｖｋ０；不感帯｝、
基幹系故障｛（ｔ）＜Ｖｋ１｝、電源系故障｛Ｖｋ
（ｔ）≧Ｖｋ１｝と判定する。ここで、ｔ１、ｔ２、Ｖ
ｋ０、Ｖｋ１は各発電所毎の事前整定値である。なお、
基幹系故障と判定された場合は、運動エネルギー予測値
により安定化制御量を決定し、電源系故障と判定された
場合はバンド法アルゴリズムに従って安定化制御量を決
定し、不感帯と判定された場合は安定化制御量を０と決
定する。
【００１９】自端情報のみを使う分散型のシステム構成
（発電所等の中央演算装置を配置したシステム構成で各
装置間のやり取りがない）を想定する場合、基幹系故障
と電源系故障に対して同じ制御論理を適用するのは困難
である。その理由は基幹系故障が多機系モードの現象と
なるのに対して、電源系故障は多くの場合１機無限大母
線系統的な現象となるためである。しかるに、以上の実
施の形態１によれば、発電所の自端情報のみで基幹系故
障と電源系故障をオフラインで判別できるので、各故障
個所に応じた最適な安定化制御の実施が可能となる。
（発電所等の中央演算装置を配置したシステム構成で各
装置間のやり取りがない）を想定する場合、基幹系故障
と電源系故障に対して同じ制御論理を適用するのは困難
である。その理由は基幹系故障が多機系モードの現象と
なるのに対して、電源系故障は多くの場合１機無限大母
線系統的な現象となるためである。しかるに、以上の実
施の形態１によれば、発電所の自端情報のみで基幹系故
障と電源系故障をオフラインで判別できるので、各故障
個所に応じた最適な安定化制御の実施が可能となる。
【００２０】実施の形態２．上記実施の形態１で基幹系
故障と判定された場合には、運動エネルギーＶｋ（ｔ）
を使って必要な安定化制御量（電制量）を決定する。な
お、必要電制量は系統故障の発生からある程度時間が経
過した時点の運動エネルギーＶｋ（ｔ）を用いなければ
正確な量が決まらないが、一方で時間が遅れるほど必要
電制量が増加してしまう。
故障と判定された場合には、運動エネルギーＶｋ（ｔ）
を使って必要な安定化制御量（電制量）を決定する。な
お、必要電制量は系統故障の発生からある程度時間が経
過した時点の運動エネルギーＶｋ（ｔ）を用いなければ
正確な量が決まらないが、一方で時間が遅れるほど必要
電制量が増加してしまう。
【００２１】そこで、この実施の形態２では、運動エレ
ルギーＶｋ（ｔ）の時間的予測値を用いて、基幹系故障
に対する必要電制量を決定する。そのため、例えば運動
エネルギーＶｋ（ｔ）の動きを下式のように２次近似す
る。 Ｖｋ（ｔ）＝Ｖ２ｔ2 ＋Ｖ１ｔ＋Ｖ０ ・・・（１０） この（１０）式に、図３に示すｔ１〜ｔ２におけるサン
プリングデータから最小二乗法を適用し、Ｖ０，Ｖ１，
Ｖ２を決定する。これによって、電制量限度時刻ｔ３に
おけるＶｋ（ｔ３）が予測できるようになる。
ルギーＶｋ（ｔ）の時間的予測値を用いて、基幹系故障
に対する必要電制量を決定する。そのため、例えば運動
エネルギーＶｋ（ｔ）の動きを下式のように２次近似す
る。 Ｖｋ（ｔ）＝Ｖ２ｔ2 ＋Ｖ１ｔ＋Ｖ０ ・・・（１０） この（１０）式に、図３に示すｔ１〜ｔ２におけるサン
プリングデータから最小二乗法を適用し、Ｖ０，Ｖ１，
Ｖ２を決定する。これによって、電制量限度時刻ｔ３に
おけるＶｋ（ｔ３）が予測できるようになる。
【００２２】このＶｋ（ｔ３）と対象系統を詳細模擬し
たモデルを用いたディジタルシミュレーションにより事
前に整定した一定のしきい値と比べて、電制無し｛Ｖｋ
（ｔ３）＜Ｖｄ１｝、電制１台｛Ｖｄ１≦ＶＫ（ｔ３）
＜Ｖｄ２｝、電制２台｛Ｖｄ２≦Ｖｘ（ｔ３）＜Ｖｄ
３｝、電制３台｛Ｖｘ（ｔ３）≧Ｖｄ３｝のように判定
する。また電制量のレベル判定しきい値Ｖｄ１，Ｖｄ２
およびＶｄ３は事前のオフラインシミュレーションによ
る整定値とする。
たモデルを用いたディジタルシミュレーションにより事
前に整定した一定のしきい値と比べて、電制無し｛Ｖｋ
（ｔ３）＜Ｖｄ１｝、電制１台｛Ｖｄ１≦ＶＫ（ｔ３）
＜Ｖｄ２｝、電制２台｛Ｖｄ２≦Ｖｘ（ｔ３）＜Ｖｄ
３｝、電制３台｛Ｖｘ（ｔ３）≧Ｖｄ３｝のように判定
する。また電制量のレベル判定しきい値Ｖｄ１，Ｖｄ２
およびＶｄ３は事前のオフラインシミュレーションによ
る整定値とする。
【００２３】分散型のシステム構成で、基幹系故障によ
って生じる多機系モードの現象に対して、最適安定化制
御量を決定することは非常に困難である。しかるに、以
上の実施の形態２によれば、発電所の自端情報のみを用
いて、自律分散的に最適安定化制御量が得られるように
なる。
って生じる多機系モードの現象に対して、最適安定化制
御量を決定することは非常に困難である。しかるに、以
上の実施の形態２によれば、発電所の自端情報のみを用
いて、自律分散的に最適安定化制御量が得られるように
なる。
【００２４】以下、係数Ｖ０，Ｖ１，Ｖ２の求め方につ
いて説明する。この係数Ｖ０，Ｖ１，Ｖ２は、最小２乗
法を適用することで、以下のように求められる。ｔ１
（ｓ）からｔ２（ｓ）のサンプリングデータが得られる
場合、次の行列式が導出できる。 ｂ＝Ａ・Ｘ ・・・（１１） ここで、各ベクトル、行列は（１２）式のようになる。
いて説明する。この係数Ｖ０，Ｖ１，Ｖ２は、最小２乗
法を適用することで、以下のように求められる。ｔ１
（ｓ）からｔ２（ｓ）のサンプリングデータが得られる
場合、次の行列式が導出できる。 ｂ＝Ａ・Ｘ ・・・（１１） ここで、各ベクトル、行列は（１２）式のようになる。
【数３】
上記（１２）式より、係数Ｖ１，Ｖ２，Ｖ３は次の（１
３）式のとおり求められる。
３）式のとおり求められる。
【数４】
【００２５】実施の形態３．上記実施の形態１および実
施の形態２では、運動エネルギーＶｋ（ｔ）を用いて基
幹系故障か電源系故障か判断し、基幹系故障と判断され
た場合に行う系統安定化方法について述べたが、電源系
故障と判断された場合には図４に示すような電力位相角
曲線（以下、Ｐｅ−δ曲線と称する）を用いて、処理を
実施する。なお、この実施の形態３の系統安定化方法に
基づいた安定化装置の構成は前記図１に示す実施の形態
１の構成例と同じである。そして、電力系統は図５に示
すような仮想した等価１機無限大母線系統にモデル化で
き、図５における発電機Ｇの電気的出力Ｐｅは（１４）
式のように表現できる。 Ｐｅ＝Ｐ０＋Ｐ１ｓｉｎΔδ＋Ｐ２ｃｏｓΔδ ・・・（１４） Δδ：発電機位相角偏差 Ｐ０，Ｐ１，Ｐ２：定係数
施の形態２では、運動エネルギーＶｋ（ｔ）を用いて基
幹系故障か電源系故障か判断し、基幹系故障と判断され
た場合に行う系統安定化方法について述べたが、電源系
故障と判断された場合には図４に示すような電力位相角
曲線（以下、Ｐｅ−δ曲線と称する）を用いて、処理を
実施する。なお、この実施の形態３の系統安定化方法に
基づいた安定化装置の構成は前記図１に示す実施の形態
１の構成例と同じである。そして、電力系統は図５に示
すような仮想した等価１機無限大母線系統にモデル化で
き、図５における発電機Ｇの電気的出力Ｐｅは（１４）
式のように表現できる。 Ｐｅ＝Ｐ０＋Ｐ１ｓｉｎΔδ＋Ｐ２ｃｏｓΔδ ・・・（１４） Δδ：発電機位相角偏差 Ｐ０，Ｐ１，Ｐ２：定係数
【００２６】次に動作について説明する。発電所３Ａの
電気的出力Ｐｅはセンサ５１Ａで計測される電圧、電流
データを端末装置１Ａから中央演算装置１Ｎに送ること
で常時算出され、実施の形態１で示した運動エネルギー
Ｖｋ（ｔ）の値がある整定値になったことを条件（キッ
ク）として、中央演算装置１Ｎは常時モードから監視モ
ードに移行し、図６に示したフローチャートに従って安
定化制御を行う。
電気的出力Ｐｅはセンサ５１Ａで計測される電圧、電流
データを端末装置１Ａから中央演算装置１Ｎに送ること
で常時算出され、実施の形態１で示した運動エネルギー
Ｖｋ（ｔ）の値がある整定値になったことを条件（キッ
ク）として、中央演算装置１Ｎは常時モードから監視モ
ードに移行し、図６に示したフローチャートに従って安
定化制御を行う。
【００２７】すなわち図６において、ステップＳＴ６−
１は、実施の形態１で示した方法によって電源系故障と
判断された時に監視モードに移行する処理工程。ステッ
プＳＴ６−２は、故障除去後の一定期間の発電機出力Ｐ
ｅを時系列的にサンプリングし、このサンプリングデー
タを用いて、Ｐｅ−δ曲線の推定式（１５）によって定
係数Ｐ０，Ｐ１，Ｐ２を同定して、Ｐｅ−δ曲線を推定
する処理工程である。
１は、実施の形態１で示した方法によって電源系故障と
判断された時に監視モードに移行する処理工程。ステッ
プＳＴ６−２は、故障除去後の一定期間の発電機出力Ｐ
ｅを時系列的にサンプリングし、このサンプリングデー
タを用いて、Ｐｅ−δ曲線の推定式（１５）によって定
係数Ｐ０，Ｐ１，Ｐ２を同定して、Ｐｅ−δ曲線を推定
する処理工程である。
【数５】
ステップＳＴ６−３は、このＰｅ−δ曲線のピーク値Ｐ
ｐｅａｋを求めて、（１６）式の比較演算を行い、 Ｐｐｅａｋ≦Ｐｍ＋α ・・・（１６） α：余裕量（不感帯：事前整定値） Ｐｍ：発電機機械的入力 （１６）式が成立すれば、安定化対象電源系統は第１波
で脱調であると判定して、ステップＳＴ６−８へ進み、
それ以外はステップＳＴ６−４へ進む処理工程である。
ｐｅａｋを求めて、（１６）式の比較演算を行い、 Ｐｐｅａｋ≦Ｐｍ＋α ・・・（１６） α：余裕量（不感帯：事前整定値） Ｐｍ：発電機機械的入力 （１６）式が成立すれば、安定化対象電源系統は第１波
で脱調であると判定して、ステップＳＴ６−８へ進み、
それ以外はステップＳＴ６−４へ進む処理工程である。
【００２８】ステップＳＴ６−４は、図４に示す、対象
系統を詳細模擬したモデルを用いたディジタルシミュレ
ーションにより事前にあらかじめ整定したバンド域（ハ
ッチング部分）と実測データを用いて安定度判別を行う
処理工程。すなわち、位相角実測データが減少する
「（ｄΔδ／ｄｔ）＜０」か、または、電気的出力実測
データがバンド域の上限値を越えれば、安定と判定し
て、ステップＳＴ６−９へ進み、それ以外はステップＳ
Ｔ６−５へ進む処理工程である。
系統を詳細模擬したモデルを用いたディジタルシミュレ
ーションにより事前にあらかじめ整定したバンド域（ハ
ッチング部分）と実測データを用いて安定度判別を行う
処理工程。すなわち、位相角実測データが減少する
「（ｄΔδ／ｄｔ）＜０」か、または、電気的出力実測
データがバンド域の上限値を越えれば、安定と判定し
て、ステップＳＴ６−９へ進み、それ以外はステップＳ
Ｔ６−５へ進む処理工程である。
【００２９】ステップＳＴ６−５は、ステップＳＴ６−
４と同様に安定度判別を行い、電気的出力実測データが
バンド域の下限を越えれば不安定と判定して、ステップ
ＳＴ６−７へ進み、それ以外はステップＳＴ６−６へ進
む処理工程。ステップＳＴ６−６は、実測データがバン
ド域内に入ってからの時間ｔが、あらかじめ整定した時
間ｔ３よりも長いときは、不安定と判定して、ステップ
ＳＴ６−７へ進み、それ以外はステップＳＴ６−４へ戻
る処理工程である。
４と同様に安定度判別を行い、電気的出力実測データが
バンド域の下限を越えれば不安定と判定して、ステップ
ＳＴ６−７へ進み、それ以外はステップＳＴ６−６へ進
む処理工程。ステップＳＴ６−６は、実測データがバン
ド域内に入ってからの時間ｔが、あらかじめ整定した時
間ｔ３よりも長いときは、不安定と判定して、ステップ
ＳＴ６−７へ進み、それ以外はステップＳＴ６−４へ戻
る処理工程である。
【００３０】ステップＳＴ６−７は、不安定と判定した
ときまでのサンプリングデータを基にして、再度Ｐｅ−
δ曲線を推定する処理工程。ステップＳＴ６−８は、ス
テップＳＴ６−７で推定したＰｅ−δ曲線を基に、等面
積法に従って電制量を決定する処理工程。ステップＳＴ
６−９は、対象系統が安定と判定して、電制量が存在し
ないことを判断する処理工程である。
ときまでのサンプリングデータを基にして、再度Ｐｅ−
δ曲線を推定する処理工程。ステップＳＴ６−８は、ス
テップＳＴ６−７で推定したＰｅ−δ曲線を基に、等面
積法に従って電制量を決定する処理工程。ステップＳＴ
６−９は、対象系統が安定と判定して、電制量が存在し
ないことを判断する処理工程である。
【００３１】なお、Ｐｅ−δ曲線の電気的出力（電力）
Ｐｅは、電圧、電流のサンプリングデータより計算する
ことができる。位相角δについては（９）式を再度積分
することによって計算することができる。太線部分で示
すサンプリング期間は事前のシュミレーションに基づき
適当な値を設定する。一般に故障クリア後５０ｍｓ〜２
５０ｍｓ程度に設定する。
Ｐｅは、電圧、電流のサンプリングデータより計算する
ことができる。位相角δについては（９）式を再度積分
することによって計算することができる。太線部分で示
すサンプリング期間は事前のシュミレーションに基づき
適当な値を設定する。一般に故障クリア後５０ｍｓ〜２
５０ｍｓ程度に設定する。
【００３２】以上のように、この実施の形態３によれ
ば、Ｐｅ−δ曲線にバンド域を設け、このバンド域を利
用して安定度判別をするようにしたので、サンプリング
データ（図４の太線部分）によって、Ｐｅ−δ曲線を推
定した後、発電機励磁系制御によって背後電圧が上昇す
ることにより、実際には安定となるケースが推定したＰ
ｅ−δ曲線による判定では不安定となるような現象に対
して正確に安定判断を実施できる。
ば、Ｐｅ−δ曲線にバンド域を設け、このバンド域を利
用して安定度判別をするようにしたので、サンプリング
データ（図４の太線部分）によって、Ｐｅ−δ曲線を推
定した後、発電機励磁系制御によって背後電圧が上昇す
ることにより、実際には安定となるケースが推定したＰ
ｅ−δ曲線による判定では不安定となるような現象に対
して正確に安定判断を実施できる。
【００３３】実施の形態４．上記実施の形態３では、こ
の発明に基づく電源系故障の安定化制御方法について示
したが、この実施の形態４では、図４に示すＰｅ−δ曲
線を用いた過渡安定度の安定判別手法の具体的な方法に
ついて説明する。（１４）式をΔδで１回微分した式は
（１７）式になる。 （ｄＰｅ／ｄΔδ）＝Ｐ１ｃｏｓΔδ−Ｐ２ｓｉｎΔδ＝０・・（１７） （１７）式から次の（１８）式を得ることができる。 Δδｐｅａｋ＝ｔａｎー1（Ｐ１／Ｐ２） ・・・（１８） （１８）式を（１７）式に代入して、（１９）式により
Ｐｐｅａｋを算出する。 Ｐｐｅａｋ＝Ｐ０＋Ｐ１ｓｉｎΔδｐｅａｋ＋Ｐ２ｃｏｓΔδ・・（１９） このＰｐｅａｋを用いて、（１６）式により安定判別を
実施する。
の発明に基づく電源系故障の安定化制御方法について示
したが、この実施の形態４では、図４に示すＰｅ−δ曲
線を用いた過渡安定度の安定判別手法の具体的な方法に
ついて説明する。（１４）式をΔδで１回微分した式は
（１７）式になる。 （ｄＰｅ／ｄΔδ）＝Ｐ１ｃｏｓΔδ−Ｐ２ｓｉｎΔδ＝０・・（１７） （１７）式から次の（１８）式を得ることができる。 Δδｐｅａｋ＝ｔａｎー1（Ｐ１／Ｐ２） ・・・（１８） （１８）式を（１７）式に代入して、（１９）式により
Ｐｐｅａｋを算出する。 Ｐｐｅａｋ＝Ｐ０＋Ｐ１ｓｉｎΔδｐｅａｋ＋Ｐ２ｃｏｓΔδ・・（１９） このＰｐｅａｋを用いて、（１６）式により安定判別を
実施する。
【００３４】以上のように、この実施の形態４によれ
ば、Ｐｅ−δ曲線のピーク値を用いて、早期に厳しい脱
調現象を予測し、系統脱調を未然に防止することができ
る。
ば、Ｐｅ−δ曲線のピーク値を用いて、早期に厳しい脱
調現象を予測し、系統脱調を未然に防止することができ
る。
【００３５】
【発明の効果】以上のように、請求項１記載の発明によ
れば、対象発電機を並列インピーダンス法で１台に集約
した等価発電機の運動エネルギーに着目し、その運動エ
ネルギーの時間推移軌跡を予測し、故障発生後ある時点
での運動エネルギー予測値と事前に整定した判定レベル
を比較することによって基幹系故障か電源系故障かを判
定するように構成したので、発電所自端情報のみで基幹
系故障と電源系故障をオンラインで判別でき、各故障個
所に応じた最適な安定化制御の実施が可能となる効果が
ある。
れば、対象発電機を並列インピーダンス法で１台に集約
した等価発電機の運動エネルギーに着目し、その運動エ
ネルギーの時間推移軌跡を予測し、故障発生後ある時点
での運動エネルギー予測値と事前に整定した判定レベル
を比較することによって基幹系故障か電源系故障かを判
定するように構成したので、発電所自端情報のみで基幹
系故障と電源系故障をオンラインで判別でき、各故障個
所に応じた最適な安定化制御の実施が可能となる効果が
ある。
【００３６】請求項２記載の発明によれば、基幹系故障
と判定された場合には、その運動エネルギー予測値と事
前に整定した制御量決定レベルを比較することによっ
て、必要な安定化制御量を決定するように構成したの
で、発電所の自端情報のみを用いて、自律分散的に最適
安定化制御量が得られるようになる効果がある。
と判定された場合には、その運動エネルギー予測値と事
前に整定した制御量決定レベルを比較することによっ
て、必要な安定化制御量を決定するように構成したの
で、発電所の自端情報のみを用いて、自律分散的に最適
安定化制御量が得られるようになる効果がある。
【００３７】請求項３記載の発明によれば、電源系故障
と判定された場合には、電力相差角曲線をオンライン推
定し、その推定曲線のピーク値と事前に整定した安定度
余裕量の合計値と等価発電機の機械的入力を比較するこ
とによって、過渡安定度の厳しさを判定するように構成
したので、安定度的に余裕がないと判定された場合に
は、例えば従来技術で示した手法などを使って、直ちに
安定判別、安定化制御量の決定を行い、励磁系制御の影
響を考慮した安定化制御が実施できる効果がある。
と判定された場合には、電力相差角曲線をオンライン推
定し、その推定曲線のピーク値と事前に整定した安定度
余裕量の合計値と等価発電機の機械的入力を比較するこ
とによって、過渡安定度の厳しさを判定するように構成
したので、安定度的に余裕がないと判定された場合に
は、例えば従来技術で示した手法などを使って、直ちに
安定判別、安定化制御量の決定を行い、励磁系制御の影
響を考慮した安定化制御が実施できる効果がある。
【００３８】請求項４記載の発明によれば、安定度的に
余裕があると判定された場合には、推定Ｐｅ−δ曲線を
軸として、事前に整定した一定幅のバンド域を設け、定
則されたＰｅ−δ軌跡がある時間内に励磁系制御等の影
響によってバンド域の上側から出た場合、または相差角
δが増加から減少に転じた場合に安定と判定し、実測Ｐ
ｅ−δ軌跡がバンドの下側から出た場合またはある時間
を越えてバンド域の中に存在していた場合には不安定傾
向にあると判定するように構成したので、例えば従来技
術で示した手法を使って厳密な安定判別、安定化制御量
の決定を行える効果がある。
余裕があると判定された場合には、推定Ｐｅ−δ曲線を
軸として、事前に整定した一定幅のバンド域を設け、定
則されたＰｅ−δ軌跡がある時間内に励磁系制御等の影
響によってバンド域の上側から出た場合、または相差角
δが増加から減少に転じた場合に安定と判定し、実測Ｐ
ｅ−δ軌跡がバンドの下側から出た場合またはある時間
を越えてバンド域の中に存在していた場合には不安定傾
向にあると判定するように構成したので、例えば従来技
術で示した手法を使って厳密な安定判別、安定化制御量
の決定を行える効果がある。
【図１】 この発明の実施の形態１による系統安定化制
御方法に基づく系統安定化システムの構成図である。
御方法に基づく系統安定化システムの構成図である。
【図２】 この発明の運動エネルギーによる電源系故障
と基幹系故障の判別手法を示す特性図である。
と基幹系故障の判別手法を示す特性図である。
【図３】 この発明の実施の形態２の加速エネルギー予
測値による基幹系故障の電制量決定手法を示す特性図で
ある。
測値による基幹系故障の電制量決定手法を示す特性図で
ある。
【図４】 この発明の実施の形態３の安定判別の概念を
示すＰｅ−δ曲線図である。
示すＰｅ−δ曲線図である。
【図５】 この発明の実施の形態３の対象電源系統の仮
想等価１機による無限大母線の系統モデル図である。
想等価１機による無限大母線の系統モデル図である。
【図６】 この発明の実施の形態３の系統安定化制御方
法を示すフローチャートである。
法を示すフローチャートである。
【図７】 従来の系統安定化装置を示す構成図である。
【図８】 従来の系統安定化制御方法の対象電源系統の
等価１機による無限大母線の系統モデル図である。
等価１機による無限大母線の系統モデル図である。
【図９】 従来の系統安定化方法の概念を示すＰｅ−δ
曲線図である。
曲線図である。
【図１０】 発電機出力ＰE 算出処理の説明図である。
【符号の説明】
Ｖｋ 運動エネルギー、Ｐｍ 機械的入力、Ｇ 等価発
電機、Ｐｅ 電気的出力、δ 位相角。
電機、Ｐｅ 電気的出力、δ 位相角。
フロントページの続き
(72)発明者 北村 洋一
愛知県名古屋市東区東新町１番地 中部
電力株式会社内
(72)発明者 山本 誠
愛知県名古屋市東区東新町１番地 中部
電力株式会社内
(56)参考文献 特開 昭64−30425（ＪＰ，Ａ)
(58)調査した分野(Int.Cl.7，ＤＢ名)
H02J 3/00 - 5/00
Claims (4)
- 【請求項１】 電力系統の発電所単位に計測される電流
データおよび電圧データより計算される運動エネルギー
と故障発生からの経過時間を直交する平面座標にとった
運動エネルギーの推移軌跡を用い、故障発生からある一
定時間後における運動エネルギーの値と事前にシミュレ
ーション設定したしきい値を比較することによって、電
力系統に発生する故障の場所と下記の式で安定化制御の
基幹系故障および不感帯を検出し、その検出結果に従っ
て、最適な安定化制御量を決定することを特徴とする系
統安定化制御方法。記 基幹系故障：｛Ｖ（ｔ）＜Ｖｋ１｝ 不感帯：｛Ｖｋ（ｔ）＜Ｖｋ０ ここで、（ｔ）は Ｖｋ（ｔ）は運動エネルギー Ｖｋ１は電源系故障判定しきい値 Ｖｋ０は不感帯しきい値 - 【請求項２】 基幹系故障と判定された場合、運動エネ
ルギーの推移軌跡により一定時間先の予測を行って、そ
の予測値を整定値と比較することによって、基幹系故障
の安定化制御量を決定することを特徴とする請求項１記
載の系統安定化制御方法。 - 【請求項３】 下記の式で電源系故障と判定された場
合、発電所単位に計測される電流データおよび電圧デー
タより計算される電気的出力と等価発電機の位相角を直
交する平面座標にとった電力位相角曲線の推移軌跡を、
一定の演算式に当てはめて推定し、その推定した電力位
相角曲線のピーク値とあらかじめ整定した安定度余裕量
の合計値と等価発電機の機械的入力を比較することによ
って、過渡安定度の厳しさを判定し、その厳しさに応じ
て適切な安定化制御量を決定することを特徴とする系統
安定化制御方法。記 電源系故障：｛Ｖｋ（ｔ）≧Ｖｋ１｝ - 【請求項４】 過渡安定度に比較的余裕があると判定さ
れた場合、推定した電力位相角曲線を軸に一定幅のバン
ド域を設け、実測データがバンド域の上限、下限、ある
いはバンド域の中にあるなどに従って、最適な安定化制
御量を決定することを特徴とする請求項３記載の系統安
定化制御方法。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP17824796A JP3510048B2 (ja) | 1996-07-08 | 1996-07-08 | 系統安定化制御方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP17824796A JP3510048B2 (ja) | 1996-07-08 | 1996-07-08 | 系統安定化制御方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH1028326A JPH1028326A (ja) | 1998-01-27 |
| JP3510048B2 true JP3510048B2 (ja) | 2004-03-22 |
Family
ID=16045167
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP17824796A Expired - Fee Related JP3510048B2 (ja) | 1996-07-08 | 1996-07-08 | 系統安定化制御方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP3510048B2 (ja) |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP4616206B2 (ja) * | 2006-04-14 | 2011-01-19 | 株式会社日立製作所 | 電力系統安定度判定方法及び装置 |
| JP6659497B2 (ja) * | 2016-08-30 | 2020-03-04 | 株式会社東芝 | 電制機選択方法、電制機選択プログラムと記録媒体 |
| CN108832620B (zh) * | 2018-05-31 | 2023-04-07 | 中国电力科学研究院有限公司 | 一种基于偏差面积评估紧急控制策略的效果的方法和系统 |
-
1996
- 1996-07-08 JP JP17824796A patent/JP3510048B2/ja not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JPH1028326A (ja) | 1998-01-27 |
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