JP3602742B2 - System stabilization control device and system stabilization control method - Google Patents
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Description
【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、電力系統に接続された発電機群が脱調に至るのを未然に防止する系統安定化制御装置、及び系統安定化方法に関するものである。
【０００２】
【従来の技術】
電力系統に事故が発生した場合に備えて、通常、保護リレーにより事故を検出し、遮断機を引き外し、事故が生じた区間を他の系統から切り離すという系統安定化制御方法が採用されている。
【０００３】
系統安定化制御方法のひとつに、過渡安定度制御方法が挙げられる。過渡安定度制御方法では、変電所の母線電圧及び電流、遮断器信号のオン／オフを計測し、電力系統の事故検出および事故種別の判別を行い、発電機の電圧及び電流から発電機の電気的出力Ｐｅ（後述する）の演算を行う。事故が発生すると、事故発生前の電気的出力Ｐｅと、検出及び判別された事故種別とを、事前に設定した判定マトリクスと比較し、電力系統の安定化を図るために最適な発電機の遮断量を決定し、発電機の遮断を行う。
【０００４】
図１３は、従来の判定マトリクスの一例を示す図である。図１３のマトリクスは、３つの事故種（１ＬＧ、２ＬＧ、３ＬＧと表す）それぞれに対して、Ｐｅの範囲がどの程度であれば安定なのか、また安定でなければ、何台の発電機を遮断するのか、を示す。例えば、事故１ＬＧは、Ｐｅが０〜２０００のとき電力系統は安定しているが、Ｐｅが２０００〜３０００になると電力系統は安定しないので、発電機１台を遮断する。
【０００５】
以下、発電機の電気的出力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 ・・・（式１）
式中、ｖ（ｔ）は現在のサンプリング電圧を表し、ｉ（ｔ）は現在のサンプリング電流（差分フィルタ）を表し、ｖ（ｔ−９０゜） は電気角９０゜前のサンプリング電圧を表し、ｉ（ｔ−９０゜）は電気角９０゜前のサンプリング電流（差分フィルタ）を表す。
【０００６】
式１を用いて、交流の各３相（ａ、ｂ、ｃ）の発電機の電気的出力Ｐｅを電気角９０゜毎に算出し、電気角２７０゜周期で移動平均を式２で行う。
Ｐｅ１（ｔ）＝Ｐｅａ１（ｔ）＋Ｐｅｂ１（ｔ）＋Ｐｅｃ１（ｔ） ・・・（式３）
【０００７】
発電所に設置された発電機が３台の場合、式４にて発電機３台のＰｅの合計を取る。
Ｐｅ（ｔ）＝Ｐｅ１（ｔ）＋Ｐｅ２（ｔ）＋Ｐｅ３（ｔ） ・・・（式４）
【０００８】
また、系統安定化制御方法の別の例として、発電機内部の電圧の位相差を知って発電機の脱調を判定する方法もある。位相差を用いた系統安定化制御方法は、例えば特開平８−３３２０８号公報、及び特開平１０−２５７６７４号公報に開示されている。
【０００９】
【発明が解決しようとする課題】
しかしながら、従来の系統安定化制御方法には、以下のような課題がある。すなわち、
１）事故前の電源線潮流値と検出された事故種別とを、予め設定されているマトリクスと比較することにより安定／不安定を判定する方式であるため、事故後の時々刻々と変化する系統状態に対応できない。
２）原理的に最も過酷な時間断面を想定してマトリクスを設定するため、通常の安定した時間断面に最適な制御量の決定に上記のマトリクスを用いることができない。
３）特開平８−３３２０８号公報に開示されている系統安定化制御方法では、位相差を用いて脱調するか否かを判定するが、発電機の遮断台数を即座に設定することはできない。
４）特開平１０−２５７６７４号公報に開示されている系統安定化制御方法では、発電機が将来脱調すると判定されると、遮断する発電機の台数をある値に設定し、設定された台数の発電機を遮断した場合脱調するか否かを判定し、脱調しないことが確認できてから、発電機の遮断を行う。つまり、遮断台数の設定が適切な値になるまで予測演算で確かめる必要があり、発電機の遮断までのプロセスが複雑になってしまう。
【００１０】
本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、時々刻々と変化する系統状態に対して最適制御量を算出し、電力系統に生じた事故の影響が拡大・波及して発電機群が脱調に至るのを未然に防止する系統安定化制御装置及び系統安定化制御方法を得ることを目的とする。
【００１１】
【課題を解決するための手段】
上記目的を達成するために、請求項１に係る系統安定化制御装置は、 電力系統を安定化する系統安定化制御装置であって、電力系統を自端発電機及び仮想相手端発電機に縮約したと仮定し、電力系統のうち遮断対象となる発電所で測定された電圧及び電流を用いて、電力系統の事故発生から一定時間後における、自端発電機から仮想相手端発電機間の位相角を算出する算出部と、電力系統で発生した事故の種別と、位相角とを、事前に設定した判定マトリクスと比較し、遮断対象の発電所の発電遮断量を判定する判定部と、を備え、電力系統の事故の発生は、電力系統内の変電所で検出され、事故の種別は、該変電所で判別されることを特徴とするものである。
【００１２】
また、請求項２に係る系統安定化制御装置は、電力系統を安定化する系統安定化制御装置であって、電力系統のうち発電遮断対象となる発電所で測定された電圧及び電流より潮流値の変化量を算出し、潮流値の変化量を、予め設定された閾値と比較し、電力系統に事故が発生したか否かを判定する事故発生判定部と、電力系統を自端発電機及び仮想相手端発電機に縮約したと仮定し、発電遮断対象となる発電所で測定された電圧及び電流を用いて、電力系統の事故発生から一定時間後における、自端発電機から仮想相手端発電機間の位相角を算出する算出部と、電力系統の事故発生時の潮流値の変化量と、位相角とを、事前に設定した判定マトリクスと比較し、遮断対象の発電所の発電遮断量を判定する判定部と、を備えることを特徴とするものである。
【００１３】
また、請求項３に係る系統安定化制御装置は、電力系統を安定化する系統安定化制御装置であって、電力系統のうち発電遮断対象となる発電所で測定された電圧の変化量を算出し、電圧の変化量を、予め設定された閾値と比較し、電力系統に事故が発生したか否かを判定する事故発生判定部と、電力系統を自端発電機及び仮想相手端発電機に縮約したと仮定し、発電遮断対象となる発電所で測定された電圧及び電流を用いて、電力系統の事故発生から一定時間後における、自端発電機から仮想相手端発電機間の位相角を算出する算出部と、電力系統の事故発生時の電圧の変化量と、位相角とを、事前に設定した判定マトリクスと比較し、遮断対象の発電所の発電遮断量を判定する判定部と、を備えることを特徴とするものである。
【００１４】
また、請求項４に係る系統安定化制御装置は、電力系統を安定化する系統安定化制御装置であって、電力系統のうち発電遮断対象となる発電所で測定された電圧及び電流より、電力系統で事故が発生してから一定時間後の運動エネルギーを算出し、運動エネルギーを、予め設定された閾値と比較し、電力系統に事故が発生したか否かを判定する事故発生判定部と、電力系統を自端発電機及び仮想相手端発電機に縮約したと仮定し、発電遮断対象となる発電所で測定された電圧及び電流を用いて、電力系統の事故発生から一定時間後における、自端発電機から仮想相手端発電機間の位相角を算出する算出部と、運動エネルギーの変化量と、位相角とを、事前に設定した判定マトリクスと比較し、遮断対象の発電所の発電遮断量を判定する判定部と、を備えることを特徴とするものである。
【００１５】
また、請求項５に係る系統安定化制御方法は、電力系統を安定化する系統安定化制御方法であって、電力系統内の変電所で事故の発生を検出し、変電所で事故の種別を判別し、電力系統のうち遮断対象となる発電所で電圧及び電流を測定し、電力系統を自端発電機及び仮想相手端発電機に縮約したと仮定して、測定された電圧及び電流を用いて、検出された事故発生から一定時間後における、自端発電機から該仮想相手端発電機間の位相角を算出し、判別された事故の種別と、位相角とを、事前に設定した判定マトリクスと比較し、遮断対象の発電所の発電遮断量を判定する、ことを特徴とするものである。
【００１６】
また、請求項６に係る系統安定化制御方法は、電力系統を安定化する系統安定化制御方法であって、電力系統のうち発電遮断対象となる発電所で電圧及び電流を測定し、測定された電圧及び電流より潮流値の変化量を算出し、潮流値の変化量を、予め設定された閾値と比較し、電力系統に事故が発生したか否かを判定し、電力系統を自端発電機及び仮想相手端発電機に縮約したと仮定し、発電遮断対象となる発電所で測定された電圧及び電流を用いて、判定された電力系統の事故発生から一定時間後における、自端発電機から仮想相手端発電機間の位相角を算出し、電力系統の事故発生時の潮流値の変化量と、位相角とを、事前に設定した判定マトリクスと比較し、遮断対象の発電所の発電遮断量を判定する、ことを特徴とするものである。
【００１７】
また、請求項７に係る系統安定化制御方法は、電力系統を安定化する系統安定化制御方法であって、電力系統のうち発電遮断対象となる発電所で電圧及び電流を測定し、測定された電圧の変化量を、予め設定された閾値と比較し、電力系統に事故が発生したか否かを判定し、電力系統を自端発電機及び仮想相手端発電機に縮約したと仮定し、発電遮断対象となる発電所で測定された電圧及び電流を用いて、判定された電力系統の事故発生から一定時間後における、自端発電機から仮想相手端発電機間の位相角を算出し、電力系統の事故発生時の電圧の変化量と、位相角とを、事前に設定した判定マトリクスと比較し、遮断対象の発電所の発電遮断量を判定する、ことを特徴とするものである。
【００１８】
また、請求項８に係る系統安定化制御方法は、電力系統を安定化する系統安定化制御方法であって、電力系統のうち発電遮断対象となる発電所で電圧及び電流を測定し、電力系統のうち発電遮断対象となる発電所で測定された電圧及び電流より、電力系統で事故が発生してから一定時間後の運動エネルギーを算出し、運動エネルギーを、予め設定された閾値と比較し、電力系統に事故が発生したか否かを判定し、電力系統を自端発電機及び仮想相手端発電機に縮約したと仮定し、発電遮断対象となる発電所で測定された電圧及び電流を用いて、判定された電力系統の事故発生から一定時間後における、自端発電機から該仮想相手端発電機間の位相角を算出し、運動エネルギーの変化量と、位相角とを、事前に設定した判定マトリクスと比較し、遮断対象の発電所の発電遮断量を判定する、ことを特徴とするものである。
【００１９】
【発明の実施の形態】
以下、本発明の実施の形態を添付された図面に基づいて説明する。
実施の形態１．
まず、実施の形態１に基づく系統安定化制御方法が適用される系統安定化システムの構成について説明する。
図１は、実施の形態１による系統安定化制御方法を実現した系統安定化システムを説明するためのブロック図である。
系統安定化システムは、遮断対象（電源制限）となる発電所１と、発電所１に設置された発電所端末装置２と、系統安定化制御装置である中央演算装置３と、変電所４と、変電所４に設置された変電所端末装置５と、発電所１と変電所４間に設けられ、電圧データ、電流データを計測するセンサ６と、発電所１と変電所４以外の電力系統１０とを基本構成とする。変電所端末装置５と中央演算装置３とは、情報伝送路２１Ｎによって接続され、発電所端末装置２と中央演算装置３とは情報伝走路２１Ａによって接続される。センサ６による計測データは、発電所１に送信される。
【００２０】
発電所端末装置２は、センサ６で計測された発電機１００の電圧データ、電流データを入力し、後述する方法で発電機１００の電気的出力Ｐｅ、Ｑｅの演算を行い、演算結果を中央演算装置３に出力する。また、中央演算装置３から受けた遮断指令を発電所１の遮断器（図示せず）に出力する。
【００２１】
中央演算装置３は、発電所端末装置２及び変電所端末装置５からのデータを収集するデータ収集部３１と、データ収集部３１のデータに基づいて後述する方法で、電力系統の事故発生から一定時間後における、自端発電機から仮想相手端発電機間の位相角を算出する算出部３２と、発生した事故の種別と、位相角とを、図５に例示するような事前に設定した判定マトリクスと比較し、遮断対象の発電機の遮断量を判定する判定部３３と、を備える。
【００２２】
変電所端末装置５は、変電所４の母線電圧データ、電流データ、遮断器信号のオン／オフを計測し、電力系統１０の事故の発生を検出し、発生した事故の種別を判別する。
【００２３】
次に図１及び図２を用いて、実施の形態１による系統安定化制御方法について説明する。図２は、中央演算装置３の動作の流れを示すフローチャートである。中央演算装置３のデータ収集部３１は、ステップＳ１で発電所端末装置２から発電機１００の電気的出力Ｐｅ、Ｑｅを受信する。
【００２４】
ステップＳ２で、データ収集部３１が変電所端末装置５から事故発生と事故種別の通知を受けると（ＹＥＳ）、ステップＳ３へすすみ、通知を受けなければ、ステップＳ１及びＳ２を繰り返す。
【００２５】
ステップＳ３では、算出部３２が、データ収集部３１が受信した、系統事故発生前に受信した発電所１００の電気的出力Ｐｅ、Ｑｅを用いて後述する方法で位相角δを算出する。
【００２６】
ステップＳ４では、判定部３３が、ステップＳ２で受信した事故種別と、ステップＳ３で算出された位相角δとを、事前に設定した判定マトリクスと比較し、電力系統が安定か否かを判定し、安定であればステップＳ１へ戻り、安定でなければ、判定マトリクスにより電力系統の安定化を図るために最適な発電機の遮断量を決定し、発電所端末装置２に対し発電機遮断指令を送信する（ステップＳ５）。
【００２７】
遮断指令を受けた発電所端末１０１は発電所１の遮断器（図示せず）に遮断指令を出力する。
【００２８】
なお、上述の説明では、発電所１００は１つであるが、複数であってもよい。また、発電所１００に設置されている発電機も１機であっても、複数であってもよい。
【００２９】
図３は、実施の形態１による系統安定化制御方法に適用される、中央演算装置３による位相角δの算出原理を説明するための説明図である。
【００３０】
制御対象となる電源系統の基本的な構成を、遮断対象となる発電機すなわち自端発電機（Ｇ１）２０と、自端発電機２０以外の本系統２１との２系統にモデル化し、さらに、本系統２１を、１機の仮想の発電機（すなわち仮想相手端発電機２３）と、自端発電機２０と仮想相手端発電機２３の間に介在する、線路リアクタンスＸＧの回路網２４とを構成要素としてもつ縮約系統２２に縮約する。なお、自端発電機２０は、遮断対象となる発電機を並列インピーダンス法で合成したものであり、仮想相手端発電機２３は、自端発電機以外の全発電機を並列インピーダンス法で１機の仮想の発電機に合成したものである。
【００３１】
計測点Ａ１において、自端発電機２０の電圧Ｖと電流Ｉとを計測し、自端発電機２０の電気的出力Ｐｅを上述の式１〜４を用いて算出し、後述する方法で自端発電機２０の電気的出力Ｑｅを求める。
【００３２】
次に、系統事故が発生（時刻０とする）してから一定時間（ｔ０）後の自端発電機２０（遮断対象となる発電機を並列インピーダンス法で合成したもの）と仮想相手端（自端以外の全発電機を並列インピーダンス法で１機の仮想の発電機に合成したもの）間の位相角δを算出する。
【００３３】
以下、上記の発電機電気的出力Ｑｅの算出処理について説明する。
Ｑｅ（ｔ）＝｛ｖ（ｔ−９０゜）・ｉ（ｔ）＋ｖ（ｔ）・ｉ（ｔ−９０゜）｝／２・・・（式５）
式中、ｖ（ｔ−９０゜）は、電気角９０゜前のサンプリング電圧であり、ｉ（ｔ）は現在のサンプリング電流（差分フィルタ）であり、ｖ（ｔ）は、現在のサンプリング電圧であり、ｉ（ｔ−９０゜）は、電気角９０゜前のサンプリング電流（差分フィルタ）である。
【００３４】
式５にて、交流の３相（ａ、ｂ、ｃ）毎の発電機の電気的出力Ｑｅを電気角９０゜毎に算出し、電気角２７０゜周期で移動平均を下記の式６で行う。
式７で３相の合計を取る。
Ｑｅ１（ｔ）＝Ｑｅａ１（ｔ）＋Ｑｅｂ１（ｔ）＋Ｑｅｃ１（ｔ） ・・・（式７）
【００３６】
また、発電所内に発電機が複数台ある場合は、発電機毎に式７によるＱｅを算出し、算出されたＱｅの合計を取る。３台ある場合、式８に従い、３台の発電機の合計を取る。
Ｑｅ（ｔ）＝Ｑｅ１（ｔ）＋Ｑｅ２（ｔ）＋Ｑｅ３（ｔ） ・・・（式８）
【００３７】
なお、図３は対象となる電源系統を並列インピーダンス法で等価２機の発電機系統に縮約したものであり、電気的出力Ｐｅ、Ｑｅ、慣性定数Ｍは運転中の遮断対象発電機の合計値となる。また、リアクタンスＸＧは運転中の遮断対象発電機の並列合成値となる。
【００３８】
次に図３及び図４を用いて、自端発電機２０から仮想相手端発電機２３間の位相角δの算出方法を説明する。図４は、実施の形態１に適用される位相角δの算出方法における位相角δの関係を示す図である。
【００３９】
自端発電機２０の電気的係数ＥＧ１を式９より得る。
【数１】
【数２】
【００４０】
図４に示すように、自端発電機２０から仮想相手端発電機２３間の位相角δは、自端発電機２０から電気的中心Ｖｃ間の位相角αと、仮想相手端発電機２３から電気的中心Ｖｃ間の位相角βとの和になる。ここで、Ｖｃ＝Ｐｅ／Ｉ、自端発電機位相角δ１＝−δ、仮想相手端位相角δ２＝０とし、ＥＧ２は事前にシュミレーションによる決定しておく。αの算出は下記の式で行う。
α（ｔ）＝ｃｏｓ−１｛｜Ｐｅ（ｔ）｜／（ＥＧ１（ｔ）・Ｉ（ｔ））｝ ・・・（式１２）
【００４１】
また、βの算出は仮想相手端の電気的係数ＥＧ２（＝シミュレーションにより事前に決定した値）を用いて下記の式で行う。
β（ｔ）＝ｃｏｓ−１｛｜Ｐｅ（ｔ）｜／（ＥＧ２（ｔ）・Ｉ（ｔ））｝ ・・・（式１３）
上記αとβの和を取る。
δ（ｔ）＝α（ｔ）＋β（ｔ） ・・・（式１４）
【００４２】
図５は、変電所端末装置５から受信した事故種別（例えば１ＬＧ、２ＬＧ、３ＬＧ）と、上述の算出方法によって得られた位相角δとから、判定部３３が発電機の最適制御量（例えば、遮断する発電機の台数）を判定するために用いる判定マトリクスの一例である。例えば、δ＝０°〜５０°のとき、事故が１ＬＤあるいは２ＬＤであれば、電力系統は安定しているので発電機を遮断する必要はないが、事故が３ＬＤのとき電力系統は不安定となり、発電機を１台遮断する必要がある。以上のように判定マトリクスは、位相角δの範囲と事故種別とから判定できるので、最過酷な時間断面だけでなく、通常の安定した時間断面に最適な制御量を決定する際にも用いることができる。
【００４３】
以上説明したように、実施の形態１によれば、事故後の位相角δと事故種別とを予め設定されている判定マトリクスと比較することにより、電力系統が安定するのか、脱調するのかを判断できるだけでなく、最適制御量（例えば遮断する発電機の台数）も即座に決定できるので、事故後の時々刻々と変化する系統状態に対応でき、発電機の遮断までのプロセスも容易になり、事故の影響による発電機群の脱調を未然に防止することができる。
【００４４】
実施の形態２．
実施の形態１では、発電所端末装置２と変電所端末装置５とからのデータに基づいて中央演算装置３が電力系統の安定化を制御していたが、実施の形態２では、発電所設置の端末装置が、事故種別の代わりに電源線の潮流値の変化量を用いて、最適制御量を算出する系統安定化制御装置及び系統安定化制御方法である。
【００４５】
図６は、実施の形態２による系統安定化制御方法を実現した系統安定化システムを説明するためのブロック図である。
実施の形態２による系統安定化システムは、遮断対象（電源制限）となる発電所５０と、発電所５０に設置された系統安定化制御装置である演算装置５１と、発電所５０以外の電力系統５２と、発電所５０の電圧データ及び電流データを計測するセンサ５３とを基本構成とする。
【００４６】
演算装置５１は、センサ５３により測定された電圧及び電流より、事故発生時の潮流値の変化量を算出し、潮流値の変化量を、予め設定された閾値と比較して電力系統に事故が発生したか否かを判定する事故発生判定部５４と、実施の形態１で説明した方法に従い、電力系統の事故発生から一定時間後における自端発電機から仮想相手端発電機間の位相角を算出する算出部５５と、潮流値の変化量及び位相角を、事前に設定した判定マトリクスと比較し、遮断対象の発電機の遮断量を判定する遮断量判定部５６と、を備える。
【００４７】
次に図６及び図７を用いて実施の形態２による系統安定化制御方法について説明する。図７は、演算装置５１の動作の流れを示すフローチャートである。
ステップＳ２０では、演算装置５１の算出部５５は、センサ５３で計測される電圧データ及び電流データを受信し、実施の形態１と同様の位相角δの算出方法に従って、自端発電機から仮想相手端発電機間の位相角δを算出する。なお、位相角δの算出方法は、実施の形態１と同様であるので、ここでは、その説明を省略する。
【００４８】
ステップＳ２１で、事故発生判定部５４は、後述する方法に従い、電源線の潮流値の変化量である、電気的出力Ｐｅの変化量△Ｐｅを算出する。なお、ステップＳ２０とステップＳ２１の順序は逆でも同時であってもよい。
【００４９】
ステップＳ２２で、事故発生判定部５４は、ΔＰｅが、予め設定されている閾値ΔＰＬ以上か否かを判断し、ΔＰＬ以上であれば事故発生と判断し（ＹＥＳ）、ステップＳ２３へすすみ、ΔＰＬ未満であれば（ＮＯ）ステップＳ２０へ戻る。
【００５０】
ステップＳ２３では、ステップＳ２１で算出されたΔＰｅと、ステップＳ２０で算出された位相角δとを、事前に設定した判定マトリクス（図１０に例示する）と比較し、電力系統が安定か否かを判定し、安定であればステップＳ２０へ戻り、安定でなければ、判定マトリクスにより電力系統の安定化を図るために最適な発電機の遮断量を決定し、発電所５０に対し発電機遮断指令を送信する（ステップＳ２４）。
【００５１】
上記電気的出力Ｐｅの変化量△Ｐｅの算出方法について説明する。
変電所設置の変電所端末装置の削除に伴い、演算装置５１で式１５によりΔＰｅを算出し、ΔＰｅが事前に設定した閾値を上回った場合に事故発生と判断する。
△Ｐｅ（ｔ）＝Ｐｅ（ｔ−７２０゜）−Ｐｅ（ｔ） ・・・（式１５）
【００５２】
図８は、△Ｐｅが閾値ΔＰＬを下回る場合を説明する説明図である。時間ｔ１のときＰｅ＝Ｐｅｔ１で、時間ｔ２のときＰｅ＝Ｐｅｔ２とすると、図８ではΔＰｅ＝Ｐｅｔ１−Ｐｅｔ２＜ΔＰＬであるので、事故発生判定部５４は、系統事故なしと判断する。
【００５３】
図９は、△Ｐｅが閾値ΔＰＬを上回る場合を説明する説明図である。時間ｔ１のときＰｅ＝Ｐｅｔ１で、時間ｔ２のときＰｅ＝Ｐｅｔ２とすると、図９ではΔＰｅ＝Ｐｅｔ１−Ｐｅｔ２＞ΔＰＬであるので、事故発生判定部５４は、系統事故ありと判断する。
【００５４】
図１０は、ΔＰｅと、上述の算出方法によって得られた位相角δとから、発電機の最適制御量（例えば、遮断する発電機の台数）を判定するための判定マトリクスの一例である。例えば、δ＝０°〜５０°のとき、ΔＰｅが３００未満（あるいは以下）であれば、電力系統は安定しているので発電機を遮断する必要はないが、ΔＰｅが３００以上の（あるいは３００を超える）場合、電力系統は不安定となり、発電機を１台遮断する必要がある。
【００５５】
以上のように、実施の形態２によれば、発電所設置の演算装置５１により、電源線の潮流値の変化量で最適制御量を算出できるので、変電所端末装置を各変電所毎に接地する費用や、それに伴う情報伝送路の設置費用を削減することができ、変電所に変電所端末装置の設置スペースがない場合でも、系統安定化制御を行うことができる。
【００５６】
実施の形態３．
実施の形態２では、ΔＰｅを用いて事故発生の判断を行ったが、実施の形態３は、ΔＰｅの代わりに自端発電機の電圧Ｖの変化量△Ｖを用いて、最適制御量を決定する。
【００５７】
実施の形態３による系統安定化制御方法を実現した系統安定化システムの構成は、実施の形態２（図６）と基本的に同様であり、ここでは、実施の形態２と異なる点について説明する。
【００５８】
演算装置５１の算出部５５は、センサ５３で計測される電圧データ及び電流データに基づき、実施の形態１と同様の位相角δの算出方法に従って、自端発電機から仮想相手端発電機間の位相角δを算出する。なお、位相角δの算出方法は、実施の形態１と同様であるので、ここでは、その説明を省略する。
【００５９】
演算装置５１の事故発生判定部５４は、式１６に従い、事故発生時の自端発電機の電圧Ｖの変化量△Ｖを算出し、ΔＶを、予め設定された閾値と比較して電力系統に事故が発生したか否かを判定する。なお、事故発生の判定方法は、実施の形態２の判定方法のΔＰｅをΔＶに置き換えればよいので、ここでは、その説明を省略する。
△Ｖ（ｔ）＝Ｖ（ｔ−７２０゜）−Ｖ（ｔ） ・・・（式１６）
【００６０】
遮断量判定部５６は、系統事故発生から一定時間経過後（ｔ０）のδと、△Ｖとを、図１１に例示するような、事前に設定した判定マトリクスと比較し、安定化を図るために最適な遮断量を決定する。
【００６１】
図１１は、ΔＶと、上述の算出方法によって得られた位相角δとから、発電機の最適制御量（例えば、遮断する発電機の台数）を判定するための判定マトリクスの一例である。例えば、δ＝０°〜５０°のとき、ΔＶが４０未満（あるいは以下）であれば、電力系統は安定しているので発電機を遮断する必要はないが、ΔＶが４０以上の（あるいは４０を超える）場合、電力系統は不安定となり、発電機を１台遮断する必要がある。
【００６２】
以上説明したように、実施の形態３では、自端発電機の電圧Ｖの変化量ΔＶを用いて最適制御量を決定できる。特に、制御対象となる電源系統が高抵抗接地系である場合、電気的出力Ｐｅの変化量（すなわち潮流値変化量）の少ない系統事故が発生しやすくなるので、ΔＶを用いて系統安定化制御する実施の形態３が有効である。
【００６３】
実施の形態４．
実施の形態４は、事故発生から一定時間（ｔ０）経過後に自端発電機に菩積されている運動エネルギーＶｋを用いて、最適制御量を決定する。
【００６４】
実施の形態４による系統安定化制御方法を実現した系統安定化システムの構成は、実施の形態２（図６）と基本的に同様であり、ここでは、実施の形態２と異なる点について説明する。
【００６５】
演算装置５１の算出部５５は、センサ５３で計測される電圧データ及び電流データに基づき、実施の形態１と同様の位相角δの算出方法に従って、自端発電機から仮想相手端発電機間の位相角δを算出する。なお、位相角δの算出方法は、実施の形態１と同様であるので、ここでは、その説明を省略する。
【００６６】
事故発生判定部５４は、事故除去後の欠相中の電力相差角曲線に基づいた式１７に従い、運動エネルギーＶｋを算出する。
Ｖｋ＝Ｍ｛△ω（ｔ０）｝２／２ ・・・（式１７）
式中、Ｍは自端発電機の慣性定数であり、運転中の遮断対象発電機の合計値となる。また、△ωは補正係数であり、式１８で得られる。
【００６７】
【数４】
【００６８】
遮断量判定部５６は、系統事故発生から一定時間経過後（ｔ０）のδと、運動エネルギーＶｋとを、図１２に例示するような、事前に設定した判定マトリクスと比較し、安定化を図るために最適な遮断量を決定する。
【００６９】
図１２は、Ｖｋと、上述の算出方法によって得られた位相角δとから、発電機の最適制御量（例えば、遮断する発電機の台数）を判定するための判定マトリクスの一例である。例えば、δ＝０°〜５０°のとき、Ｖｋが０．０００８未満（あるいは以下）であれば、電力系統は安定しているので発電機を遮断する必要はないが、ΔＶが０．０００８以上の（あるいは４０を超える）場合、電力系統は不安定となり、発電機を１台遮断する必要がある。
【００７０】
実施の形態４によれば、自端発電機に蓄積されている運動エネルギーＶｋを用いて最適制御量を決定できるので、特に、系統事故中の系統状態の変化による安定度の変化に対応しやすくなり、なおかつ、系統事故の電源系統へのショックの大きさを正確に把握できるため、基本的安定断面における最適制御量が決定可能となる。
【００７１】
【発明の効果】
以上説明したように、本発明による系統安定化制御装置は、電力系統を自端発電機及び仮想相手端発電機に縮約したと仮定し、電力系統のうち遮断対象となる発電所で測定された電圧及び電流を用いて、電力系統の事故発生から一定時間後における、自端発電機から仮想相手端発電機間の位相角を算出する算出部と、電力系統で発生した事故の種別と、位相角とを、事前に設定した判定マトリクスと比較し、遮断対象の発電所の発電遮断量を判定する判定部と、を備え、電力系統の事故の発生は、電力系統内の変電所で検出され、事故の種別は、該変電所で判別されることを特徴とする。
【００７２】
また、本発明による系統安定化制御方法は、電力系統内の変電所で事故の発生を検出し、変電所で事故の種別を判別し、電力系統のうち遮断対象となる発電所で電圧及び電流を測定し、電力系統を自端発電機及び仮想相手端発電機に縮約したと仮定して、測定された電圧及び電流を用いて、検出された事故発生から一定時間後における、自端発電機から該仮想相手端発電機間の位相角を算出し、判別された事故の種別と、位相角とを、事前に設定した判定マトリクスと比較し、遮断対象の発電所の発電遮断量を判定する、ことを特徴とする。
【００７３】
従って、事故後の位相角δと事故種別とを予め設定されているマトリクスと比較することにより、電力系統が安定するのか、脱調するのかを判断できるだけでなく、最適制御量（例えば遮断する発電機の台数）も即座に決定できるので、事故後の時々刻々と変化する系統状態に対応でき、発電機の遮断までのプロセスも容易になり、事故の影響による発電機群の脱調を未然に防止することができる。
【００７４】
また、判定マトリクスは、位相角δの範囲に対して設定されているので、最過酷な時間断面だけでなく、通常の安定した時間断面に最適な制御量決定にマトリクスを用いることができる。
【００７５】
また、電源線の潮流値の変化量で最適制御量を算出することもできるので、変電所で変電所端末装置を各変電所毎に接地する費用や、それに伴う情報伝送路の設置費用を削減することができ、変電所に変電所端末装置の設置スペースがない場合でも、系統安定化制御を行うことができる。
【００７６】
さらに、自端発電機の電圧Ｖの変化量ΔＶを用いて最適制御量を決定することもできるので、特に、電気的出力Ｐｅの変化量（すなわち潮流値変化量）の少ない系統事故が発生しやすい高抵抗接地系の電源系統でも、系統安定化制御を行うことができる。
【００７７】
さらに、自端発電機に菩積されている運動エネルギーＶｋを用いて最適制御量を決定することもできるので、特に、系統事故中の系統状態の変化による安定度の変化に対応しやすくなり、なおかつ、系統事故の電源系統へのショックの大きさを正確に把握できるため、基本的安定断面における最適制御量が決定可能となる。
【図面の簡単な説明】
【図１】実施の形態１による系統安定化制御方法を実現した系統安定化システムを説明するためのブロック図である。
【図２】中央演算装置３の動作の流れを示すフローチャートである。
【図３】中央演算装置３による位相角δの算出原理を説明するための説明図である。
【図４】位相角δの関係を示す図である。
【図５】実施の形態１による判定マトリクスの一例である。
【図６】実施の形態２による系統安定化制御方法を実現した系統安定化システムを説明するためのブロック図である。
【図７】演算装置５１の動作の流れを示すフローチャートである。
【図８】△Ｐｅが閾値ΔＰＬを下回る場合を説明する説明図である。
【図９】△Ｐｅが閾値ΔＰＬを上回る場合を説明する説明図である。
【図１０】実施の形態２による判定マトリクスの一例である。
【図１１】実施の形態３による判定マトリクスの一例である。
【図１２】実施の形態４による判定マトリクスの一例である。
【図１３】従来の判定マトリクスの一例を示す図である。
【符号の説明】
１ 発電所、２ 発電所端末装置、３ 中央演算装置、４ 変電所、５ 変電所端末装置、６ センサ、１０ 電力系統、３１ データ収集部、３２ 算出部、 ３３ 判定部。[0001]
TECHNICAL FIELD OF THE INVENTION
The present invention relates to a system stabilization control device and a system stabilization method for preventing a group of generators connected to an electric power system from going out of synchronization.
[0002]
[Prior art]
In the event of an accident occurring in the power system, a system stabilization control method is usually adopted in which the accident is detected by a protection relay, the circuit breaker is tripped, and the section where the accident occurred is separated from other systems. .
[0003]
One of the system stabilization control methods is a transient stability control method. In the transient stability control method, the bus voltage and current of the substation, the ON / OFF of the circuit breaker signal are measured, the fault of the power system is detected and the type of the fault is determined, and the electric power of the generator is obtained from the voltage and current of the generator. The calculation of the target output Pe (described later) is performed. When an accident occurs, the electrical output Pe before the accident and the detected and determined accident type are compared with a judgment matrix set in advance, and an optimal generator shutoff is performed to stabilize the power system. Determine the quantity and shut off the generator.
[0004]
FIG. 13 is a diagram illustrating an example of a conventional determination matrix. The matrix in FIG. 13 shows how much the Pe range is stable for each of the three types of accidents (denoted as 1LG, 2LG, and 3LG), and shuts down how many generators if not. To show. For example, in the accident 1LG, the power system is stable when Pe is 0 to 2000, but the power system is not stable when Pe becomes 2000 to 3000, so one generator is shut off.
[0005]
Hereinafter, calculation processing of the electric output Pe of the generator will be described.
Pe (t) = {v (t) · i (t) + v (t−90 °) · i (t−90 °)} / 2 (Equation 1)
Where v (t) represents the current sampling voltage, i (t) represents the current sampling current (differential filter), v (t−90 °) represents the sampling voltage 90 ° before the electrical angle, i (t-90 °) represents the sampling current (difference filter) 90 electrical degrees before.
[0006]
Using the equation (1), the electric output Pe of the AC three-phase (a, b, c) generator is calculated for each electrical angle of 90 °, and the moving average is calculated by the equation (2) at an electrical angle of 270 ° cycle.
Pe 1 (T) = Pea 1 (T) + Peb 1 (T) + Pec 1 (T) (Equation 3)
[0007]
When the number of generators installed in the power plant is three, the total of Pe of the three generators is calculated by
Pe (t) = Pe 1 (T) + Pe 2 (T) + Pe 3 (T) (Equation 4)
[0008]
Further, as another example of the system stabilization control method, there is a method of determining the step-out of the generator by knowing the phase difference of the voltage inside the generator. A system stabilization control method using a phase difference is disclosed in, for example, JP-A-8-33208 and JP-A-10-257677.
[0009]
[Problems to be solved by the invention]
However, the conventional system stabilization control method has the following problems. That is,
1) Since the system is configured to determine the stability / instability by comparing the power line flow value before the accident and the detected accident type with a preset matrix, the system changes momentarily after the accident. Inability to respond to condition.
2) Since the matrix is set on the assumption of the severest time section in principle, the above-mentioned matrix cannot be used to determine the optimal control amount for the normal stable time section.
3) In the system stabilization control method disclosed in Japanese Patent Application Laid-Open No. 8-33208, it is determined whether or not a step-out occurs using a phase difference, but the number of generators to be shut down cannot be set immediately. .
4) In the system stabilization control method disclosed in Japanese Patent Application Laid-Open No. H10-257677, if it is determined that the generator will step out in the future, the number of generators to be shut down is set to a certain value, and the set number of generators is set. When the generator is shut down, it is determined whether or not a step-out occurs. After it is confirmed that the step-out does not occur, the generator is shut down. In other words, it is necessary to confirm by a predictive calculation until the setting of the number of cutoff units becomes an appropriate value, and the process until the shutoff of the generator becomes complicated.
[0010]
The present invention has been made to solve the above-described problems, and calculates an optimal control amount for a constantly changing system state, and expands and spreads the influence of an accident occurring in the power system to generate power. An object of the present invention is to provide a system stabilization control device and a system stabilization control method for preventing a group of machines from stepping out.
[0011]
[Means for Solving the Problems]
In order to achieve the above object, a system stabilization control device according to
[0012]
A system stabilization control device according to
[0013]
A system stabilization control device according to a third aspect is a system stabilization control device for stabilizing an electric power system, and calculates an amount of change in a voltage measured at a power plant to be cut off in the electric power system. Then, the amount of change in voltage is compared with a preset threshold value, an accident occurrence determination unit that determines whether or not an accident has occurred in the power system, and the power system is used as the self-end generator and the virtual counter-end generator. Using the voltage and current measured at the power plant to be cut off, assuming the contraction, the phase angle between the self-end generator and the virtual counter-end generator after a certain period of time after the occurrence of the power system accident A calculating unit that calculates the amount of change in voltage at the time of occurrence of an accident in the power system and the phase angle with a determination matrix set in advance, and a determination unit that determines the amount of power generation interruption of the power plant to be interrupted. , Is provided.
[0014]
Further, the system stabilization control device according to
[0015]
Further, a system stabilization control method according to
[0016]
The system stabilization control method according to claim 6 is a system stabilization control method for stabilizing an electric power system, wherein a voltage and a current are measured and measured at a power plant which is a power generation cutoff target in the electric power system. The amount of change in the tidal current value is calculated from the voltage and the current, and the amount of change in the tidal current value is compared with a preset threshold value to determine whether or not an accident has occurred in the power system. And the virtual counter-end generator, and using the voltage and current measured at the power plant that is the target of the power cutoff, the self- Calculates the phase angle between the virtual counter-end generator from the power plant, compares the amount of change in the tidal current value at the time of the occurrence of an accident in the power system, and the phase angle with the judgment matrix set in advance, and determines the It is characterized in that the power generation cutoff amount is determined.
[0017]
A system stabilization control method according to claim 7 is a system stabilization control method for stabilizing an electric power system, in which a voltage and a current are measured and measured at a power plant to be cut off in the electric power system. The voltage change is compared with a preset threshold value to determine whether or not an accident has occurred in the power system, and it is assumed that the power system has been reduced to the self-end generator and the virtual counter-end generator. Using the voltage and current measured at the power plant to be cut off, calculate the phase angle between the self-end generator and the virtual counter-end generator after a certain period of time after the determined occurrence of the power system accident. Comparing the amount of voltage change and the phase angle at the time of occurrence of an accident in the power system with a determination matrix set in advance, and determining the power generation cutoff amount of the power plant to be cutoff. .
[0018]
A system stabilization control method according to
[0019]
BEST MODE FOR CARRYING OUT THE INVENTION
Hereinafter, embodiments of the present invention will be described with reference to the accompanying drawings.
First, the configuration of a system stabilization system to which the system stabilization control method based on
FIG. 1 is a block diagram for explaining a system stabilization system that realizes the system stabilization control method according to the first embodiment.
The power system stabilization system includes a
[0020]
The power
[0021]
The
[0022]
The
[0023]
Next, a system stabilization control method according to the first embodiment will be described with reference to FIGS. FIG. 2 is a flowchart showing a flow of the operation of the
[0024]
In step S2, when the
[0025]
In step S <b> 3, the
[0026]
In step S4, the
[0027]
The power station terminal 101 that has received the cutoff command outputs a cutoff command to a circuit breaker (not shown) of the
[0028]
In the above description, the number of
[0029]
FIG. 3 is an explanatory diagram for explaining the principle of calculating the phase angle δ by the
[0030]
The basic configuration of the power supply system to be controlled is modeled into two systems: a generator to be shut off, that is, a self-end generator (G1) 20; and a
[0031]
At the measurement point A1, the voltage V and the current I of the self-
[0032]
Next, after a system fault occurs (time 0), a certain time (t 0 ) And the virtual counterpart (all generators other than the self-end are combined into one virtual generator by the parallel impedance method) ) Is calculated.
[0033]
Hereinafter, the calculation process of the generator electrical output Qe will be described.
Qe (t) = {v (t-90}). I (t) + v (t) .i (t-90}) / 2 (Equation 5)
In the equation, v (t−90 °) is the sampling voltage 90 electrical degrees before, i (t) is the current sampling current (difference filter), and v (t) is the current sampling voltage. In this case, i (t-90 °) is a sampling current (difference filter) 90 electrical degrees before.
[0034]
In
Equation 7 takes the sum of the three phases.
Qe 1 (T) = Qea 1 (T) + Qeb 1 (T) + Qec 1 (T) (Equation 7)
[0036]
When there are a plurality of generators in the power plant, Qe is calculated by Expression 7 for each generator, and the total of the calculated Qe is calculated. If there are three, take the sum of the three generators according to
Qe (t) = Qe 1 (T) + Qe 2 (T) + Qe 3 (T) (Equation 8)
[0037]
FIG. 3 is a diagram in which the target power supply system is reduced to two equivalent generator systems by the parallel impedance method, and the electrical outputs Pe, Qe, and the inertia constant M are the total of the generators to be shut off during operation. Value. Further, the reactance XG is a parallel combined value of the generators to be shut off during operation.
[0038]
Next, a method of calculating the phase angle δ between the self-
[0039]
The electrical coefficient EG1 of the self-
(Equation 1)
(Equation 2)
[0040]
As shown in FIG. 4, the phase angle δ between the self-
α (t) = cos -1 {Pe (t) | / (EG1 (t) .I (t))} (Equation 12)
[0041]
Further, β is calculated by the following equation using the electric coefficient EG2 of the virtual counterpart end (= value determined in advance by simulation).
β (t) = cos -1 {| Pe (t) | / (EG2 (t) .I (t))} (Equation 13)
Take the sum of α and β.
δ (t) = α (t) + β (t) (Equation 14)
[0042]
FIG. 5 shows that the
[0043]
As described above, according to the first embodiment, by comparing the phase angle δ after an accident and the accident type with a predetermined determination matrix, it is determined whether the power system is stable or out of synchronization. Not only can it be judged, but also the optimal control amount (for example, the number of generators to be shut off) can be determined immediately, so it can cope with the ever-changing system status after an accident, and the process up to shutting down the generators becomes easier, Step-out of the generator group caused by the accident can be prevented before it occurs.
[0044]
In the first embodiment, the
[0045]
FIG. 6 is a block diagram for describing a system stabilization system that realizes the system stabilization control method according to the second embodiment.
The system stabilization system according to the second embodiment includes a
[0046]
The
[0047]
Next, a system stabilization control method according to the second embodiment will be described with reference to FIGS. FIG. 7 is a flowchart showing the flow of the operation of the
In step S20, the calculating
[0048]
In step S21, the accident
[0049]
In step S22, the accident
[0050]
In step S23, ΔPe calculated in step S21 and the phase angle δ calculated in step S20 are compared with a previously set determination matrix (exemplified in FIG. 10) to determine whether or not the power system is stable. It is determined, and if it is stable, the process returns to step S20. If it is not stable, an optimal generator cutoff amount for stabilizing the power system is determined by the determination matrix, and a generator cutoff command is issued to the
[0051]
A method of calculating the variation ΔPe of the electric output Pe will be described.
With the deletion of the substation terminal device installed in the substation, the
ΔPe (t) = Pe (t−720 °) −Pe (t) (Equation 15)
[0052]
FIG. 8 is an explanatory diagram illustrating a case where △ Pe is smaller than the threshold value ΔPL. Assuming that Pe = Pet1 at time t1 and Pe = Pet2 at time t2, ΔPe = Pet1−Pet2 <ΔPL in FIG. 8, so that the accident
[0053]
FIG. 9 is an explanatory diagram illustrating a case where △ Pe exceeds the threshold value ΔPL. Assuming that Pe = Pet1 at time t1 and Pe = Pet2 at time t2, ΔPe = Pet1−Pet2> ΔPL in FIG. 9, so the accident
[0054]
FIG. 10 is an example of a determination matrix for determining the optimal control amount of the generator (for example, the number of generators to be shut off) from ΔPe and the phase angle δ obtained by the above-described calculation method. For example, when δ = 0 ° to 50 °, if ΔPe is less than (or less than) 300, the power system is stable and there is no need to cut off the generator, but ΔPe is 300 or more (or 300 or less). In this case, the power system becomes unstable, and it is necessary to shut down one generator.
[0055]
As described above, according to the second embodiment, the
[0056]
In the second embodiment, the occurrence of an accident is determined by using ΔPe. However, in the third embodiment, the optimum control amount is determined by using the variation ΔV of the voltage V of the self-end generator instead of ΔPe. I do.
[0057]
The configuration of a system stabilization system that realizes the system stabilization control method according to the third embodiment is basically the same as that of the second embodiment (FIG. 6), and here, differences from the second embodiment will be described. .
[0058]
Based on the voltage data and the current data measured by the
[0059]
The accident
ΔV (t) = V (t−720 °) −V (t) (Expression 16)
[0060]
After a lapse of a certain period of time from the occurrence of a system fault (t 0 ) And ΔV are compared with a previously set determination matrix as illustrated in FIG. 11 to determine an optimal cutoff amount for stabilization.
[0061]
FIG. 11 is an example of a determination matrix for determining the optimal control amount of the generator (for example, the number of generators to be shut off) from ΔV and the phase angle δ obtained by the above calculation method. For example, when δ = 0 ° to 50 °, if ΔV is less than (or less than) 40, the power system is stable and there is no need to cut off the generator, but ΔV is 40 or more (or 40 or less). In this case, the power system becomes unstable, and it is necessary to shut down one generator.
[0062]
As described above, in the third embodiment, the optimum control amount can be determined using the variation ΔV of the voltage V of the self-end generator. In particular, when the power supply system to be controlled is a high-resistance grounding system, a system accident with a small change in the electric output Pe (that is, a change in the power flow value) is likely to occur.
[0063]
In the fourth embodiment, a certain time (t 0 ) After the lapse of time, the optimal control amount is determined using the kinetic energy Vk accumulated in the self-end generator.
[0064]
The configuration of the system stabilization system that realizes the system stabilization control method according to the fourth embodiment is basically the same as that of the second embodiment (FIG. 6), and here, the points different from the second embodiment will be described. .
[0065]
Based on the voltage data and the current data measured by the
[0066]
The accident
Vk = M ｛△ ω (t 0 )｝ 2 / 2 (Equation 17)
In the equation, M is the inertia constant of the self-end generator, which is the total value of the shutoff target generators during operation. △ ω is a correction coefficient, which is obtained by Expression 18.
[0067]
(Equation 4)
[0068]
After a lapse of a certain period of time from the occurrence of a system fault (t 0 ) And the kinetic energy Vk are compared with a judgment matrix set in advance as illustrated in FIG. 12 to determine an optimal cutoff amount for stabilization.
[0069]
FIG. 12 is an example of a determination matrix for determining the optimum control amount of the generator (for example, the number of generators to be shut off) from Vk and the phase angle δ obtained by the above-described calculation method. For example, when δ = 0 ° to 50 °, if Vk is less than (or less than) 0.0008, it is not necessary to cut off the generator because the power system is stable, but ΔV is 0.0008 or more. In this case (or more than 40), the power system becomes unstable, and it is necessary to shut off one generator.
[0070]
According to the fourth embodiment, since the optimum control amount can be determined using the kinetic energy Vk stored in the self-end generator, it is particularly easy to cope with a change in stability due to a change in system state during a system accident. In addition, since the magnitude of the shock to the power supply system in the event of a system failure can be accurately grasped, the optimal control amount in the basic stable section can be determined.
[0071]
【The invention's effect】
As described above, the system stabilization control device according to the present invention assumes that the power system has been reduced to the own-end generator and the virtual counter-end generator, and is measured at the power plant to be shut down in the power system. A calculation unit that calculates the phase angle between the self-end generator and the virtual counter-end generator after a certain time from the occurrence of the accident in the power system using the voltage and the current, and the type of the accident that has occurred in the power system, A determination unit that compares the phase angle with a determination matrix set in advance to determine the power generation cutoff amount of the power plant to be shut down, and detects occurrence of a power system accident at a substation in the power system. The type of the accident is determined at the substation.
[0072]
Further, the system stabilization control method according to the present invention detects the occurrence of an accident at a substation in the power system, determines the type of the accident at the substation, and determines the voltage and current at the power plant to be interrupted in the power system. Is measured, and assuming that the power system has been reduced to the self-end generator and the virtual counter-end generator, using the measured voltage and current, the self- Calculates the phase angle between the virtual counter-end generator from the power plant, compares the determined accident type and the phase angle with a judgment matrix set in advance, and determines the power generation cutoff amount of the power plant to be shut off. To be characterized.
[0073]
Therefore, by comparing the phase angle δ after the accident and the accident type with a preset matrix, it is possible to determine whether the power system is stable or out of synchronization, and it is also possible to determine the optimal control amount (for example, power generation to be cut off). The number of generators) can be determined immediately, so that it can respond to the ever-changing system status after the accident, simplifying the process up to the shutdown of the generator, and preventing the out-of-step of the generator group due to the impact of the accident. Can be prevented.
[0074]
Further, since the determination matrix is set for the range of the phase angle δ, it is possible to use the matrix not only for the severest time section but also for determining the optimal control amount for the normal stable time section.
[0075]
In addition, since the optimal control amount can be calculated based on the amount of change in the power flow value of the power line, the cost of grounding the substation terminal equipment at each substation at the substation and the cost of installing the information transmission line associated therewith are reduced. The system stabilization control can be performed even when the substation has no installation space for the substation terminal device.
[0076]
Furthermore, since the optimal control amount can be determined using the change amount ΔV of the voltage V of the self-end generator, in particular, a system accident in which the change amount of the electric output Pe (that is, the change amount of the tidal current value) is small occurs. The system stabilization control can be performed even with a power supply system of a high resistance grounding system that is easy.
[0077]
Furthermore, since the optimal control amount can be determined using the kinetic energy Vk accumulated in the self-end generator, it is particularly easy to cope with a change in stability due to a change in system state during a system accident, In addition, since the magnitude of the shock to the power supply system due to the system failure can be accurately grasped, the optimal control amount in the basic stable section can be determined.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a block diagram for describing a system stabilization system that realizes a system stabilization control method according to a first embodiment.
FIG. 2 is a flowchart showing a flow of an operation of the
FIG. 3 is an explanatory diagram for explaining a principle of calculating a phase angle δ by a
FIG. 4 is a diagram showing a relationship of a phase angle δ.
FIG. 5 is an example of a determination matrix according to the first embodiment.
FIG. 6 is a block diagram for describing a system stabilization system that realizes a system stabilization control method according to a second embodiment.
FIG. 7 is a flowchart showing a flow of the operation of the
FIG. 8 is an explanatory diagram illustrating a case where △ Pe is smaller than a threshold value ΔPL.
FIG. 9 is an explanatory diagram illustrating a case where △ Pe exceeds a threshold value ΔPL.
FIG. 10 is an example of a determination matrix according to the second embodiment.
FIG. 11 is an example of a determination matrix according to the third embodiment.
FIG. 12 is an example of a determination matrix according to the fourth embodiment.
FIG. 13 is a diagram illustrating an example of a conventional determination matrix.
[Explanation of symbols]
1 power station, 2 power station terminal device, 3 central processing unit, 4 substation, 5 substation terminal device, 6 sensor, 10 power system, 31 data collection unit, 32 calculation unit, 33 judgment unit.
Claims (8)
上記電力系統を自端発電機及び仮想相手端発電機に縮約したと仮定し、上記電力系統のうち遮断対象となる発電所で測定された電圧及び電流を用いて、該電力系統の事故発生から一定時間後における、該自端発電機から該仮想相手端発電機間の位相角を算出する算出部と、
上記電力系統で発生した事故の種別と、上記位相角とを、事前に設定した判定マトリクスと比較し、上記遮断対象の発電所の発電遮断量を判定する判定部と、を備え、
上記電力系統の事故の発生は、該電力系統内の変電所で検出され、該事故の種別は、該変電所で判別されることを特徴とする系統安定化制御装置。A system stabilization control device for stabilizing a power system,
Assuming that the power system has been reduced to a local end generator and a virtual counter-end generator, the occurrence of an accident in the power system using the voltage and current measured at the power plant to be shut down in the power system A calculating unit that calculates a phase angle between the virtual counter-end generator from the self-end generator after a predetermined time from,
A type of accident that occurred in the power system and the phase angle are compared with a determination matrix set in advance, and a determination unit that determines a power generation cutoff amount of the power plant to be shut off,
A system stabilization control device characterized in that occurrence of an accident in the power system is detected at a substation in the power system, and the type of the accident is determined at the substation.
上記電力系統のうち発電遮断対象となる発電所で測定された電圧及び電流より潮流値の変化量を算出し、該潮流値の変化量を、予め設定された閾値と比較し、該電力系統に事故が発生したか否かを判定する事故発生判定部と、
上記電力系統を自端発電機及び仮想相手端発電機に縮約したと仮定し、上記発電遮断対象となる発電所で測定された電圧及び電流を用いて、該電力系統の事故発生から一定時間後における、該自端発電機から該仮想相手端発電機間の位相角を算出する算出部と、
上記電力系統の事故発生時の潮流値の変化量と、上記位相角とを、事前に設定した判定マトリクスと比較し、上記遮断対象の発電所の発電遮断量を判定する判定部と、
を備えることを特徴とする系統安定化制御装置。A system stabilization control device for stabilizing a power system,
The amount of change in the tidal current value is calculated from the voltage and the current measured at the power station to be cut off in the power system, and the amount of the change in the tidal current value is compared with a preset threshold value. An accident occurrence determination unit that determines whether or not an accident has occurred;
Assuming that the power system has been reduced to its own generator and a virtual counter-end generator, using the voltage and current measured at the power plant to be cut off for a certain period of time after the occurrence of an accident in the power system A calculating unit that calculates a phase angle between the virtual counter-end generator from the self-end generator,
A change amount of the power flow value at the time of the occurrence of an accident in the power system, and the phase angle is compared with a determination matrix set in advance, and a determination unit that determines the power generation cutoff amount of the power plant to be shut off,
A system stabilization control device comprising:
上記電力系統のうち発電遮断対象となる発電所で測定された電圧の変化量を算出し、該電圧の変化量を、予め設定された閾値と比較し、該電力系統に事故が発生したか否かを判定する事故発生判定部と、
上記電力系統を自端発電機及び仮想相手端発電機に縮約したと仮定し、上記発電遮断対象となる発電所で測定された電圧及び電流を用いて、該電力系統の事故発生から一定時間後における、該自端発電機から該仮想相手端発電機間の位相角を算出する算出部と、
上記電力系統の事故発生時の電圧の変化量と、上記位相角とを、事前に設定した判定マトリクスと比較し、上記遮断対象の発電所の発電遮断量を判定する判定部と、
を備えることを特徴とする系統安定化制御装置。A system stabilization control device for stabilizing a power system,
Calculate the amount of change in the voltage measured at the power plant to be cut off in the power system, compare the amount of change in the voltage with a preset threshold, and determine whether an accident has occurred in the power system. An accident occurrence determination unit for determining whether
Assuming that the power system has been reduced to its own generator and a virtual counter-end generator, using the voltage and current measured at the power plant to be cut off for a certain period of time after the occurrence of an accident in the power system A calculating unit that calculates a phase angle between the virtual counter-end generator from the self-end generator,
A change amount of the voltage at the time of occurrence of an accident in the power system and the phase angle are compared with a determination matrix set in advance, and a determination unit that determines a power generation cutoff amount of the power plant to be shut off,
A system stabilization control device comprising:
上記電力系統のうち発電遮断対象となる発電所で測定された電圧及び電流より、該電力系統で事故が発生してから一定時間後の運動エネルギーを算出し、該運動エネルギーを、予め設定された閾値と比較し、該電力系統に事故が発生したか否かを判定する事故発生判定部と、
上記電力系統を自端発電機及び仮想相手端発電機に縮約したと仮定し、上記発電遮断対象となる発電所で測定された電圧及び電流を用いて、該電力系統の事故発生から一定時間後における、該自端発電機から該仮想相手端発電機間の位相角を算出する算出部と、
上記運動エネルギーの変化量と、上記位相角とを、事前に設定した判定マトリクスと比較し、上記遮断対象の発電所の発電遮断量を判定する判定部と、
を備えることを特徴とする系統安定化制御装置。A system stabilization control device for stabilizing a power system,
From the voltage and current measured at the power station that is the power generation cutoff target in the power system, a kinetic energy after a predetermined time after the occurrence of an accident in the power system is calculated, and the kinetic energy is set in advance. An accident occurrence determination unit that compares with a threshold value to determine whether an accident has occurred in the power system;
Assuming that the power system has been reduced to its own generator and a virtual counter-end generator, using the voltage and current measured at the power plant to be cut off for a certain period of time after the occurrence of an accident in the power system A calculating unit that calculates a phase angle between the virtual counter-end generator from the self-end generator,
A determination unit that compares the kinetic energy change amount and the phase angle with a determination matrix set in advance, and determines a power generation cutoff amount of the power plant to be shut off,
A system stabilization control device comprising:
上記電力系統内の変電所で事故の発生を検出し、
上記変電所で上記事故の種別を判別し、
上記電力系統のうち遮断対象となる発電所で電圧及び電流を測定し、
上記電力系統を自端発電機及び仮想相手端発電機に縮約したと仮定して、上記測定された電圧及び電流を用いて、上記検出された事故発生から一定時間後における、該自端発電機から該仮想相手端発電機間の位相角を算出し、
上記判別された事故の種別と、上記位相角とを、事前に設定した判定マトリクスと比較し、上記遮断対象の発電所の発電遮断量を判定する、
ことを特徴とする系統安定化制御方法。A system stabilization control method for stabilizing a power system,
Detecting the occurrence of an accident at a substation in the above power system,
The type of the accident is determined at the substation,
Measure the voltage and current at the power plant to be cut off in the power system,
Assuming that the power system has been reduced to a local-end generator and a virtual counter-end generator, the measured voltage and current are used to generate the local-end power generation at a certain time after the occurrence of the detected accident. Calculating the phase angle between the virtual counter-end generator from the machine,
The type of the determined accident and the phase angle are compared with a determination matrix set in advance to determine the power generation cutoff amount of the power plant to be shut off,
A system stabilization control method comprising:
上記電力系統のうち発電遮断対象となる発電所で電圧及び電流を測定し、
上記測定された電圧及び電流より潮流値の変化量を算出し、
上記潮流値の変化量を、予め設定された閾値と比較し、上記電力系統に事故が発生したか否かを判定し、
上記電力系統を自端発電機及び仮想相手端発電機に縮約したと仮定し、上記発電遮断対象となる発電所で測定された電圧及び電流を用いて、上記判定された電力系統の事故発生から一定時間後における、該自端発電機から該仮想相手端発電機間の位相角を算出し、
上記電力系統の事故発生時の潮流値の変化量と、上記位相角とを、事前に設定した判定マトリクスと比較し、上記遮断対象の発電所の発電遮断量を判定する、ことを特徴とする系統安定化制御方法。A system stabilization control method for stabilizing a power system,
Measure the voltage and current at the power plant that is the power generation cutoff target in the power system,
Calculate the amount of change in the tidal current value from the measured voltage and current,
The change amount of the power flow value is compared with a preset threshold value to determine whether an accident has occurred in the power system,
Assuming that the power system has been reduced to the self-end generator and the virtual counter-end generator, using the voltage and current measured at the power plant to be cut off, the above-mentioned determined power system accident After a certain time from, calculate the phase angle between the virtual counter-end generator from the self-end generator,
The amount of change in the tidal current value at the time of the occurrence of an accident in the power system and the phase angle are compared with a determination matrix set in advance to determine the power generation cutoff amount of the power plant to be cut off. System stabilization control method.
上記電力系統のうち発電遮断対象となる発電所で電圧及び電流を測定し、
上記測定された電圧の変化量を、予め設定された閾値と比較し、上記電力系統に事故が発生したか否かを判定し、
上記電力系統を自端発電機及び仮想相手端発電機に縮約したと仮定し、上記発電遮断対象となる発電所で測定された電圧及び電流を用いて、上記判定された電力系統の事故発生から一定時間後における、該自端発電機から該仮想相手端発電機間の位相角を算出し、
上記電力系統の事故発生時の電圧の変化量と、上記位相角とを、事前に設定した判定マトリクスと比較し、上記遮断対象の発電所の発電遮断量を判定する、
ことを特徴とする系統安定化制御方法。A system stabilization control method for stabilizing a power system,
Measure the voltage and current at the power plant that is the power generation cutoff target in the power system,
The measured change in voltage is compared with a preset threshold value to determine whether an accident has occurred in the power system,
Assuming that the power system has been reduced to the self-end generator and the virtual counter-end generator, using the voltage and current measured at the power plant to be cut off, the above-mentioned determined power system accident After a certain time from, calculate the phase angle between the virtual counter-end generator from the self-end generator,
The amount of voltage change at the time of the occurrence of an accident in the power system and the phase angle are compared with a determination matrix set in advance to determine the power generation cutoff amount of the power plant to be shut off,
A system stabilization control method comprising:
上記電力系統のうち発電遮断対象となる発電所で電圧及び電流を測定し、
上記電力系統のうち発電遮断対象となる発電所で測定された電圧及び電流より、該電力系統で事故が発生してから一定時間後の運動エネルギーを算出し、
上記運動エネルギーを、予め設定された閾値と比較し、上記電力系統に事故が発生したか否かを判定し、
上記電力系統を自端発電機及び仮想相手端発電機に縮約したと仮定し、上記発電遮断対象となる発電所で測定された電圧及び電流を用いて、上記判定された電力系統の事故発生から一定時間後における、該自端発電機から該仮想相手端発電機間の位相角を算出し、
上記運動エネルギーの変化量と、上記位相角とを、事前に設定した判定マトリクスと比較し、上記遮断対象の発電所の発電遮断量を判定する、
ことを特徴とする系統安定化制御方法。A system stabilization control method for stabilizing a power system,
Measure the voltage and current at the power plant that is the power generation cutoff target in the power system,
From the voltage and current measured at the power plant that is the power generation cutoff target in the power system, calculate the kinetic energy after a certain time from the occurrence of an accident in the power system,
The kinetic energy is compared with a preset threshold to determine whether an accident has occurred in the power system,
Assuming that the power system has been reduced to the self-end generator and the virtual counter-end generator, using the voltage and current measured at the power plant to be cut off, the above-mentioned determined power system accident After a certain time from, calculate the phase angle between the virtual counter-end generator from the self-end generator,
The change amount of the kinetic energy and the phase angle are compared with a determination matrix set in advance, and the power generation cutoff amount of the power plant to be cutoff is determined.
A system stabilization control method comprising:
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