JP4610762B2 - 電力伝送ネットワークの安定度を査定するための方法及び装置 - Google Patents

Description

【０００１】
【発明が属する技術分野】
本発明は大規模な電力伝送ネットワークに関し、より詳細には請求項１および請求項７の前文によるところの電力伝送ネットワークの安定度を査定するための方法および装置に関する。
【０００２】
【従来の技術】
電力送配電システムあるいはネットワークは、地理的に離れた領域を結んでいる高圧タイラインと電圧を変換し送電線間の接続を切換える変電所とを含んでいる。電力発生といくつかの発電所を含む送電ネットワークにおける電力流量は、中央のエネルギー管理システムによって制御されている。ネットワークに流れる電圧、電流、有効電力および無効電力の平均ＲＭＳ（２乗平均）値の測定が、ネットワークのいろいろなところで行われている。ネットワーク全体からの測定値はエネルギー管理システムに集められ、ネットワークの状態のスナップショットを提供している。そのようなスナップショットは大体３０秒毎に更新されている。スナップショットはネットワーク状態、特に潮流の静的な様態を示している。
【０００３】
電圧余裕度にもとづいて、ネットワーク安定度を査定する方法は、米国電気電子工業会（ＩＥＥＥ）の電力産業のコンピュータ応用（ＰＩＣＡ），１９９７年５月１２日〜１６日，におけるＫ．Ｖｕ他による「電圧安定度マージンを推定するためのローカル測定値の使用」、および電力システムコンピューテーション会議（ＰＳＣＣ），１９９９年６月，におけるＫ．Ｖｕ他による「電圧不安定予測子（ＶＩＰ）とその応用」の論文で述べられている。両方の論文は、参考として本明細書に組み込まれている。これらの論文は、電圧崩壊への接近を推論するためにローカルに電流および電圧を測定する「電圧不安定予測子」（ＶＩＰ）について記述している。ＶＩＰのコンセプトは図１に示されている。電力システムのひとつの部分は電（力）源として取扱われ、他の部分は負荷として取扱われる。電源はテブナンインピーダンスＺ_Thevをもつテブナン等価回路２１によって表わされる。負荷は見かけの負荷インピーダンスＺ_Appで表わされている。テブナンインピーダンスのＺ_Thevおよび見かけの負荷インピーダンスＺ_AppはＶＩＰ装置２２によって電流および電圧の測定値から推定される。これらのインピーダンスの関係は電源が崩壊にどれ位近づいているかを示すものである。ＩＥＥＥの 電力におけるコンピュータ応用，１９９７年１０月，におけるＫ．Ｖｕ他による論文「格子（グリッド）によるコンピュータ化した保護および制御」は、崩壊への接近というような発見結果をエネルギー管理システムに通知するＶＩＰ装置を開示している。
【０００４】
米国特許第５，７３４，５８６号は、星形構造の不平衡配電線ネットワークの定常状態を最適化するためのシステムを開示している。この最適化は、ネットワークの状態を表わすデータで始まり、そして配電線を再構成するための切替え指令と無効電力補償のための容量および電圧レギュレータへの制御指令を決定している。
すべての引用されたドキュメントでは、システムレベルの反応時間は、相対的に遅いシステム管理機能によって制約されている。
【０００５】
【発明が解決しようとする課題】
それ故に、本発明の目的は、送電ネットワークの状態の改良された動的な見方を提供する、送電ネットワークの安定度を査定する方法および装置を提供することである。本発明のさらなる目的は、負荷条件の急変に対してネットワークレベルでの素早い応答を可能とすることである。
これらの目的は、請求項１および請求項７による電力伝送ネットワークの安定度を査定する方法および装置によって達成される。
【０００６】
【課題を解決するための手段】
本発明の方法は、複数の変電所、母線および送電線、及びシステム保護センターを含む電力伝送ネットワークの安定度を査定するものである。本方法は、
１．ネットワークの複数の箇所における電圧および電流に対するフェーザデータを測定する段階と、
２．フェーザデータを前記システム保護センターへ送信する段階と、
３．少なくとも１つの変電所の開閉器の状態に関する情報をシステム保護センターへ送信する段階と、
４．システム保護センターが送電ネットワークに関する少なくとも１つの安定度余裕値を決定する段階と、
を含む。
【０００７】
このようにして、ネットワークの状態についての詳細なリアルタイム情報がネットワークのシステムレベルで集められ、これにより情報の、相当する全域的な分析が可能となる。
本発明の好ましい実施形態においては、システム保護センターはフェーザデータ及び開閉器の状態にもとづいて、１つまたはそれ以上の制御指令を決定する。
制御指令は少なくとも１つの変電所へ送信されてそこで実行される。
本発明によるシステム保護センター及び方法は、システムレベルでの電力ネットワークの保護を提供するものであり、現在の保護システムが局所的に動作し単に個々の送電線のみとか変圧器のような変電所の構成要素のみとかまたは発電機のみを保護しているのと対称的である。
【０００８】
本発明の他の好ましい実施形態では、システム保護センターは、ネットワークの状態についての情報、例えば電力流量および潜在的または推定される今後の限界値または隘路、すなわち特定の線路または変電所で予想される過負荷状態、を決定する。この情報は、そのネットワーク状態情報に従ってネットワーク内の電力発生及び電力流量を制御するエネルギー管理システムへ送られる。このような制御は、ネットワークの応動を予測するものであるから、ネットワークの構成要素がその動作限界を越えてシャットダウンを余儀なくされ、もしかするとネットワークの状態をさらに悪化させてしまう前に、ネットワーク構成要素の過負荷が予見されこれを回避する。
【０００９】
本発明の方法と装置は、フェーザデータを利用するものであるから、高い時間分解能を有する、電流、電圧および電力についてのリアルタイムな情報に依存している。これは、少なくとも１つの期間にわたって計算された平均値に相当しまたリアルタイムな情報ではないＲＭＳ値のようなスカラ情報とは対称をなすものである。そのような非リアルタイム情報は、既存のエネルギー管理システムで使われているように、およそ３０秒の更新間隔を有している。結果として、本発明の方法がネットワークの潜在的な動揺（不安定度）を検知して、対策を決め対応する制御指令を送出するために要する反応時間は、１００ミリ秒より小さく典型的には５０ミリ秒より小さい。そのような早い反応時間はさらに過負荷または不安定となったネットワークで引起される崩壊事故の危険を減少させる。
本発明のさらに好ましい実施形態においては、フェーザデータは共通時間分配システムから得られる時間情報と関連づけられている。
さらに好ましい実施形態は従属する請求項から明らかである。
本発明の主題内容を、添付図面で図示されている好ましい例示的な実施形態を参照して以下の本文においてより詳細に説明する。
図面に使用されている参照記号とその意味が符号の説明にまとめて記載してある。原則的には、同一の部分は図において同一の参照記号が与えられている。
【００１０】
【発明の実施の形態】
図２は、本発明を実行するための装置を含んでいる電力伝送ネットワークの制御システムの構成を示している。制御システムは、階層的にベイレベル１２、ステーションレベル１３およびネットワークレベル１４を含んでいる。ベイレベル１２は、例えば故障記録、ベイ保護、ベイ制御、負荷タップ切替え、負荷制限及び監視装置を含むベイ装置１を含む。ステーションレベル１３は、順に変電所保護システム３および変電所制御システム４含む変電所自動化システム２を含む。変電所自動化システム２は、専用の信号線および／またはローカル通信網によってベイ装置１と通信する。変電所自動化システム２は、ベイ装置１からデータを集めベイ装置１に対して切替えや他の制御指令を送出する。他の制御指令は、変圧器のタップ設定あるいはコンデンサバンクまたはＦＡＣＴＳ装置のような無効電力補償装置の制御を含む。通常の状態では、変電所自動化システム２は変電所に居る人的な運転員のどのような介在も受けないで動作している。
【００１１】
ネットワークレベル１４では、エネルギー管理システム７が複数の変電所自動化システム２から変電所データ５を収集している。集められたデータは、ネットワークの状態の概観を提供する。この概観にもとづいて、エネルギー管理システム７が、複数の変電所自動化システム２および／または発電プラントに制御指令６を送出することによって、電力発生及びネットワークの潮流を制御している。通常、このエネルギー管理プロセスは人による意志決定とその介在を含んでいる。例えば１０〜１５箇所より多い変電所をもちネットワークの地理的な分散に依存している大規模ネットワークにおいては、ネットワークレベルはひとつの中央にあるエネルギー管理システム７と協調する多くの従属のエネルギー管理システム７を備えた、エネルギー管理システム７の階層を含んでいる。
【００１２】
本発明による方法を実行するために、システムは、ネットワークレベル１４で、発明の装置、つまりシステム保護センター８を含んでいる。システム保護センター８は、例えば複数の変電所のベイレベル１２におけるフィーダに設けられているおよび／または送電線の分岐点に設けられているフェーザ測定ユニット１０からのフェーザデータ９を受信する。システム保護センター８は、変電所自動化システム２から変電所データ５を受信し、変電所自動化システム２へ制御指令を送信する。
エネルギー管理システム７の階層がある場合では、複数のシステム保護センター８が存在して、各々のシステム保護センター８がひとつの従属するエネルギー管理システム７と関連するのが好ましい。
【００１３】
フェーザデータ９はフェーザを表わしており、極形式の数とすることができ、その絶対値はある量の実際の大きさまたはＲＭＳ値のいづれかに相当し、また時間基点における位相角に対する位相パラメータに相当する。もしくは、フェーザは実数と虚数部をもつ複素数とすることができ、あるいはフェーザは直交あるいは指数記数法を使用することができる。フェーザを用いて、位相コンダクタまたは電子回路に関連する電圧、電流、電力または電力量などの量を表わすことができる。それと対比して、電力ネットワークで使われている従来の感知装置は、一般的に電圧、電流などのＲＭＳ値のようなスカラーの平均表現値のみを測定している。
【００１４】
本発明の方法では、フェーザデータ９は大きな地理的範囲、すなわち１０から１００キロメートルわたって分散されているフェーザ測定ユニット１０から集められる。これらの異なる送信源からのフェーザデータ９は一緒にして解析されるので、これらのデータは共通する位相規準によらなければならない。言い換えれば、異なるフェーザ測定ユニット１０は、所定の精度内に同期しているローカル時計を持たねばならない。フェーザ測定ユニット１０のそのような同期化は、既知の時間分配システム、例えば全地球測位システム（ＧＰＳ）で行われるのが好ましい。代表的な実施においては、フェーザデータ９は、好ましくは１ミリ秒より小さい時間分解能をもって、少なくとも２００ミリ秒毎に、あるいは１００ミリ秒毎に、あるいは好ましくは４０ミリ秒毎に測定される。各々の測定値は、同期しているローカル時計から引き出されたタイムスタンプと関連づけられる。それ故に、フェーザデータ９はタイムスタンプデータを含んでいる。
【００１５】
本発明の方法は、ネットワーク内の特定の構成体および／またはこれら構成体の組合わせに関係する安定度余裕値を決定することによって電力伝送ネットワークの安定度を査定する。本発明の従来の技術のところで述べたＶＩＰシステムにおいては、安定度の測定値はインピーダンスで、または電圧余裕度として電圧で表現される。本発明の好ましい実施形態においては、電力余裕度は安定度マージンとして使用されている。電力余裕度は、電圧またはインピーダンス余裕度よりもずっと直観的な表現である。ローカルな電力余裕度は、例えばネットワークの特定の送電線を通して送ることのできる電力量を表わしている。全体の電力余裕度は、複数のフェーザ測定ユニット１０から集められたフェーザデータ９を結合している。
【００１６】
図３は、ＶＩＰ装置が設置されている電力ネットワークのある所定のポイントにおける電圧と電流のプロットを示している。これはタイラインまたは負荷へのフィーダのところとすることができる。負荷がより強大になると、電流が増加し電圧は低下する。実際の電圧対電流カーブ（Ｖ／Ｉカーブ）は実線２３によって表わされている。実際の応動はネットワーク全体から影響を受けるが、しかしＶＩＰ装置によるローカルな測定値から推定されている。ＶＩＰが、破線２４により示されているこのカーブの推定値を計算し提供する。特に、カーブの傾斜は、ＶＩＰ装置によって計算されたテブナンインピーダンスＺ_Thevに合致している。この推定されたカーブがあれば、現在のネットワーク状態で前記フィーダを通して送ることのできる、メガボルトアンペア（ＭＶＡ）での最大電力が計算される。最大電力は見積られたＶ／Ｉカーブ２４上で電流と電圧の積が最大であるポイントと合致している。電力余裕度は、現在の動作ポイント２５に対しては、最大電力と現在送られている電力との差である。現時点の電流および電圧を、それぞれＩ_t、Ｖ_tとする。この時前記フィーダに対応するローカルの電力余裕度ΔＳは、
ΔＳ＝（Ｖ_t−Ｚ_ThevＩ_t）² ／ ４Ｚ_Thev
【００１７】
要約すれば、電力余裕度を計算する方法は、オンラインによる電流と電圧のフェーザ測定にもとづいて、ネットワークが崩壊する前にどれ位より多くの電力をタイラインを通して送ることができるか、あるいはどれ位より多くの電力が変電所によって引き出され得るかと言ういつでも適応される予測値を与る。これは危機的な状況を示すことになるであろう自動警報の崩壊事故ではなく、ネットワークがゆっくりと不安定方向へ動くような状況では特に有利である。
本発明のさらに好ましい実施形態においては、全体的な電力余裕度は複数のフェーザ測定ユニット１０から集められたフェーザデータ９を結合している。それ故に全体的な電力余裕度はひとつのＶＩＰ装置ではなく、フィーダや線路または変電所のようなネットワークの構成体の組合せと関連づけられている。全体的な電力余裕度は、システム保護センター８によって決定されることが好ましい。特定のネットワーク配列に対して、全体的な電力余裕度を決定するいくつかの好ましい方法を以下に述べる。
【００１８】
各々のフィーダがフェーザ測定ユニット１０と関連づけられ、同一の母線に接続されている複数のフィーダに対して、全体的な電力余裕度が複数のフィーダの負荷の合計をひとつのひとかたまりの負荷と見倣すことによって計算される。全体の電力余裕度は、上述のローカルな電力余裕度と同様の方法で計算されるが、さらなる計算のベースとなる電流の合計を提供するために個々のフェーザ測定ユニット１０の電流のフェーザ測定値が追加される。
複数の発電機と複数の負荷が共通の送電線を経て接続されている場合、その時は電力余裕度は、ローカルに、例えば各線路や各負荷に対して計算される。全体的な電力余裕度は、最悪のケースに合致し、即ち電力余裕度が最も小さいローカルの電力余裕度に等しくなる。ローカルな情報を使用して、最も危機的な場所において最小の電力のみが遮断されるように、負荷制限を調整する。
【００１９】
いくつかの変電所が同一の負荷に供給する時は、加重平均電圧が変電所に対して割り当てられる。変電所からの分枝電流は合算され、見かけの負荷インピーダンスが計算されてそしてネットワーク等価の値が推定される。
全体の安定余裕度を計算するために、ネットワークのトポロジーが分らなければならない。この理由のために、変電所自動化システム２が変電所データ５、特に変電所の開閉器の状態についての情報をシステム保護センター８へ送信する。
それ故に、本発明の方法は、
１．ネットワークの複数の箇所における電圧および電流に対するフェーザデータを測定する段階と、
２．前記フェーザデータ９を前記システム保護センター８へ送信する段階と、
３．少なくとも１つの変電所の開閉器の状態に関する情報をシステム保護センター８へ送信する段階と、
４．システム保護センター８が送電ネットワークの少なくとも１つの安定度余
裕値を決定する段階と、
を含む。
【００２０】
好ましい実施形態においては、本発明の方法はさらに、
１．フェーザデータ９および開閉器の状態５にもとづいて、１つまたはそれ以上の制御指令６を決定する段階と、
２．その制御指令６を少なくとも１つの変電所へ送信する段階と、
３．その制御指令６を少なくとも１つの変電所で実行する段階と、
を含む。
変電所自動化システム２に対して意味ある制御指令６を生成するために、ネットワークトポロジーがシステム保護センター８に知らされている。変電所自動化システム２に対して直接の制御指令６をシステム保護センター８が送出することは、観測された事象やネットワークの状態、特に不安定となる危険に対して短時間による反応を可能とする。そのような短い反応時間は１００ミリ秒より小さく、典型的には５０ミリ秒より小さい。これはおよそ３０秒の更新サイクルタイムによって制約されているエネルギー管理システム７を通してネットワークレベルの異常に反応している現行実施より優れている。
【００２１】
変電所自動化システム２の運転においてシステム保護センター８がこのように直ちに介入する事例は、危機的な負荷の制限と無効電力補償装置の制御である。
さらに好ましい実施形態においては、本発明の方法はさらに、
１．システム保護センター８が、電力流量および潜在的または推定される今後の限界値のようなネットワーク状態情報１１を決定する段階と、
２．システム保護センター８が、前記ネットワーク状態情報１１をエネルギー管理システム７へ送信する段階と、
３．エネルギー管理システム７が、前記ネットワーク状態情報１１に従って電力発生及びネットワーク内の電力流量を制御する段階と、
を含む。
エネルギー管理システム７を介してシステム保護センター８がこのように間接的に介入する事例は、電力発生及び負荷制限の制御である。
【００２２】
本発明の好ましい実施形態では、ネットワークのある状態が変電所自動化システム２へ制御指令６を自動的に送出させるか、またはエネルギー管理システム７の運転員へ警報を出すかのどちらに決めるかは、システム保護センター８が自動モードまたは手動モードのどちらの状態にあるかに依っている。
本発明の他の好ましい実施形態においては、システム保護センター８は、詳細なネットワークの諸量のシステム的な幅広い収集にもとづいている他の機能を提供する。例えば、システム保護センター８は故障またはネットワーク不安定の近傍にしばしば関連する負荷または線路部分を特定する。そのような分析は予防保全あるいは設備のアップグレードに対する基礎である。
【００２３】
本発明のさらに好ましい実施形態では、システム保護センター８または複数のシステム保護センター８が、エネルギー管理システム７から分離したシステムとして設置されている。このことは、本発明のシステム保護センター８の機能性を備えることによって、既存のエネルギー管理システム７をアップグレードすることを可能にする。完全に新しい設置においては、エネルギー管理システム７およびシステム保護センター８の並列配置や部分的に独立した運転によって依頼性が増大する。
本発明の装置またはシステム保護センター８は、データ集信装置ユニット、システム保護ユニット、自動化制御ユニット、資産管理ユニットおよび故障評価ユニットを含んでいる。
データ集信装置ユニットは、フェーザ測定ユニット１０から受信したフェーザデータ９を収集し、前処理を行って蓄積する。データ集信装置ユニットはまた、関連する変電所データ５、特にネットワークのトポロジー情報も収集している。すべての収集データにはタイムスタンプがつけられている。データ集信装置ユニットが収集した情報を他のユニットへ提供する。
【００２４】
システム保護ユニットは、データ集信装置ユニットによって提供されたデータからネットワーク状態情報１１をダイナミックに生成する。このようなネットワーク状態情報は、局部および／または全体の電圧および／または電力余裕度、及び送電線の能力を含んでいる。このネットワーク状態情報１１を運転員は監視することができる。
自動化制御ユニットは、それが自動モードであるかまたは手動モードであるかに従って、ネットワーク状態情報１１、およびデータ集信装置ユニットによって提供されたデータから制御指令６を生成する。
資産管理ユニットは、個々の構成要素からの監視データを集め、構成要素の状態についての情報を提供する。本発明の好ましい実施形態では、この構成要素の状態情報は自動制御ユニットによって考慮される。
【００２５】
要約すると、システム保護センター８は電力伝送ネットワーク上に分散されている複数のフェーザ測定ユニット１０からのフェーザデータ９を蓄積し、また複数の変電所自動化システム２からの変電所データを蓄積するためのデータ集信装置ユニットを含んでいる。両方の種類のデータは刻時情報と関連づけられている。システム保護センター８はさらに、送電ネットワークの少なくとも１つの安定度余裕値と他のネットワーク状態情報１１を生成するシステム保護ユニットを含んでいる。
好ましい実施形態においては、システム保護センター８はさらに、少なくとも１つの安定度余裕値と他のネットワーク状態情報１１から、及びデータ集信装置ユニットによって提供されたデータから変電所自動化システム２に対する制御指令６を生成する自動化制御ユニットを含んでいる。
他の好ましい実施形態では、システム保護センター８は、ネットワーク状態情報１１をエネルギー管理システム７へ送信する手段を含んでいる。
【図面の簡単な説明】
【図１】従来の技術によるネットワーク安定度を査定する概念構成を概略的に示す図である。
【図２】本発明を実行するための装置と情報の流れ構成を概略的に示す図である。
【図３】電力ネットワークのある選択された位置における電流と電圧を示す図である。
【符号の説明】
１ ベイ装置
２ 変電所自動化システム
３ 変電所保護システム（ＳＳＰＳ）
４ 変電所制御システム（ＳＳＣＳ）
５ 変電所データ
６ 制御指令
７ エネルギー管理システム（ＥＭＳ）
８ システム保護センター（ＳＰＣ）
９ フェーザデータ
１０ フェーザ測定ユニット（ＰＭＵ）
１１ ネットワーク状態情報
１２ ベイレベル
１３ ステーションレベル
１４ ネットワークレベル
２１ テブナン等価回路
２２ 電圧不安定予測子（ＶＩＰ）
２３ 実際のＶ／Ｉカーブ
２４ 推定されたＶ／Ｉカーブ
２５ 動作ポイント

Claims (9)

1. 複数の変電所、母線および線路、及びシステム保護センター（８）を含む電力伝送ネットワークの安定度を査定する方法であって、
   （ａ）前記ネットワークの複数の箇所における電圧および電流に対するフェーザ（９）データを測定する段階と、
   （ｂ）前記フェーザデータ（９）を前記システム保護センター（８）へ送信する段階と、
   （ｃ）少なくとも１つの変電所の変電所データ（５）を前記システム保護センター（８）へ送信する段階と、
   （ｄ）前記システム保護センター（８）が、前記フェーザデータ（９）及び前記変電所データから、前記送電ネットワークの安定度の尺度として、電力、電圧又はインピーダンスの少なくとも１つの安定度余裕値を決定する段階と、
   をことを特徴とする方法。
2. （ａ）前記システム保護センター（８）が１つまたはそれ以上の制御指令（６）を決定する段階と、
   （ｂ）前記システム保護センター（８）が前記制御指令（６）を少なくとも１つの変電所へ送信する段階と、
   （ｃ）前記変電所が前記制御指令（６）を実行する段階と、
   をさらに含むことを特徴とする請求項１に記載の方法。
3. （ａ）前記システム保護センター（８）がネットワーク
   の状態情報（１１）を決定する段階と、
   （ｂ）前記システム保護センター（８）が前記ネットワーク状態情報（１１）をエネルギー管理システム（７）へ送信する段階と、
   （ｃ）前記エネルギー管理システム（７）が、前記ネットワーク状態情報（１１）に従って、前記ネットワーク内の電力発生及び電力流量を制御する段階と、をさらに含むことを特徴とする請求項１に記載の方法。
4. 前記フェーザデータ（９）が、少なくとも１００ミリ秒毎に測定されることを特徴とする請求項１に記載の方法。
5. 前記フェーザデータ（９）が、１ミリ秒より小さい時間分解能をもつタイムスタンプと関連づけられていることを特徴とする請求項１に記載の方法。
6. 前記フェーザデータ（９）の測定が全地球測位システムからの刻時情報によって同期化されていることを特徴とする請求項１に記載の方法。
7. 電力伝送ネットワーク上に分散されている複数のフェーザ測定ユニット（１０）からのフェーザデータ（９）を蓄積するため、および、複数の変電所自動化システム（２）からの変電所データ（５）を蓄積するためのデータ集信装置ユニットと、前記フェーザデータ（９）及び前記変電所データから、前記伝送ネットワークの安定度の尺度として、電力、電圧又はインピーダンスの少なくとも１つの安定度余裕値を決定するためのシステム保護ユニットと、を含むことを特徴とする電力伝送ネットワークのシステム保護センター（８）。
8. 少なくとも１つの前記安定度余裕値および前記データ集信装置ユニットによって提供されるデータから前記変電所自動化システム（２）に対する制御指令（６）を生成するための自動化制御ユニットを含むことを特徴とする請求項７に記載のシステム保護センター（８）。
9. ネットワーク状態情報（１１）を前記送電ネットワークのエネルギー管理システム（７）へ送信する手段を含むことを特徴とする請求項７に記載のシステム保護センター（８）。

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