JP5651495B2 - 電力系統安定化制御方法及びその装置 - Google Patents
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Description
[全体構成]
図1は、本発明に係る電力系統安定化制御装置の代表的な実施形態を適用した電力系統の構成図である。図1において、符号1は系統安定化対象である電力系統A、符号2は電力系統Aの外部系統である電力系統Bである。
本実施形態である電力系統安定化制御装置の構成を説明する前にまず、電力系統A1の概略について述べる。母線4、5間には送電線12が、母線5、6間には送電線15が、母線6、7間には送電線16が、母線5、8間には送電線13が、母線8、11間には送電線14が、母線8、9間には送電線17が、母線9、10間には送電線18が、それぞれ接続されている。また、母線4、5、6、8、11、9にそれぞれ負荷40〜45が設けられている。
次に、電力系統安定化制御装置の構成について説明する。上述したように、本実施形態に係る電力系統安定化制御装置は、給電指令所50、演算装置51、制御器52から構成されている。このうち、給電指令所50は、電力系統A1内の各種の系統状態情報を収集する部分である。系統状態情報には、発電機20〜22における出力値を含む運転状態、系統周波数、負荷40〜45の負荷量、送電線12〜18や母線4〜11における有効電力と無効電力と電圧値、遮断器30〜37の投入開放状態、変圧器のタップ位置等が含まれる。
演算装置51は、本実施形態の主要部分であって、給電指令所50及び制御器52に接続されている。演算装置51は、演算処理を行う手段として、系統データ作成部53と、安定度計算部54と、判定部55と、選定部56と、選定可否判断部57が組み込まれている。選定可否判断部57には所定の警告を表示するための警告表示部58が接続されている。
系統データ作成部53は、給電指令所50が収集した系統状態情報を利用して、安定度計算用のノード・ブランチモデルを作成し、公知の系統状態推定計算を行うことで系統データを作成する部分である。
安定度計算部54は、系統データ作成部53の作成した系統データに基づいて、想定事故に対する電力系統A1の安定度計算を行う部分である。安定度計算部54における安定度計算では、次のような変化量を求めるようになっている。
判定部55は、安定度計算部54の求めた安定度計算結果に基づいて、発電機20〜22の安定状態、電力系統A1の周波数状態及び母線4〜11の電圧状態を段階的に判定する演算を行う部分である。判定部55では、次のような判定処理を段階的に行っている。
選定部56は、単独系統となった電力系統A1の周波数及び母線4〜11の電圧値を、その運用許容値内に制御することを目的として、下記の機器を選定するための演算処理を行う部分である。選定部56にて選定される機器とは、遮断制御される発電機20〜22、開放制御または投入制御される調相装置23、24、さらには開放制御される送電線12である。また、選定部56には、発電機遮断量算出部56aと、無効電力制御量算出部56bと、調相制御量算出部56cが設けられている。
ところで、本実施形態は、電力系統A1の周波数及び電圧を運用許容値内に制御するものであるが、上記選定部56によって制御対象機器(発電機20〜22、調相設備23、24あるいは送電線12)を選定しても、電力系統A1の周波数及び電圧が運用許容値から逸脱する場合が考えられる。そこで本実施形態では、電力系統A1の安定化が不可かどうかを判断するための選定可否判断部57が、演算装置51に組み込まれている。
制御器52は、演算装置51、計測端末60及び制御端末61〜66に接続されており、演算装置51の選定部56が選定した制御対象を記憶する部分である。また、制御器52は、計測端末60が連系送電線3の分離を検出した時に、制御器52にて記憶した発電機20〜22や調相装置23、24や送電線12などの制御対象機器に対し、制御端末61〜66を介して、遮断や開放または投入の制御信号を出力するようになっている。
[電力系統A1の周波数変動]
既に述べたように、連系送電線3が分離された場合、単独系統となった電力系統A1では周波数及び電圧が変動する。この点に関して、図2のグラフを参照して具体的に説明する。図1に示すように連系送電線3が分離する前には、電力系統A1から電力系統B2へ有効電力P1が送出されている(図2の上段のグラフ参照)。
また、連系送電線3が分離された時、電力系統A1では電圧が変動する。すなわち、連系送電線3の分離によって電力系統A1内の送電線12〜18を通過する有効電力は低下するので、送電線12〜18の無効電力ロスが低下する。したがって、電力系統A1内の遅れ無効電力は余剰となり、電力系統A1内の母線4〜11の電圧値が過渡的に上昇する。本実施形態では電圧の運用許容値としては、最大値の上限値が設定されている(図2の下段のグラフ参照)。
[電力系統A1の周波数安定化制御]
電力系統A1の周波数変動を安定化させる制御としては、電力系統A1内の発電機20〜22を遮断して周波数上昇を抑制させる制御が基本である。電力系統A1を制御対象とする本実施形態では、制御器52からの制御信号により、制御端末61、64、66を介して遮断器30、34、36を開放し、発電機20〜22を遮断制御する。これにより、電力系統A1の周波数上昇を抑え、周波数を運用許容値内に収めて、電力系統A1の周波数安定化を図っている。
一方、電力系統A1の母線4〜11の電圧値の安定化制御に関しては、調相装置23、24の調相制御(より具体的には並列コンデンサの開放や分路リアクトルの投入)によって電圧上昇を抑制している。また、本実施形態では、厳密には調相設備ではないが、対地静電容量の大きい送電線12に関して、その開放制御を行うことにより、電力系統A1の電圧安定化が図られる。
ところで、電力系統A1の周波数・電圧安定化制御を実施する場合、遮断発電機の選定に伴って、電圧安定化制御に用いる調相設備の制御量が変化することは既に述べた。したがって、発電機遮断による電圧変動への影響を考慮する必要がある。そこで本実施形態では、演算装置51の判定部55によって電力系統A1の状態を判定し、その判定結果を受け、選定部56によって、制御対象機器である発電機20〜22や調相装置23、24、送電線12を選定している。
電力系統A1において、選定部56が選定処理を実施する制御対象機器は、発電機20〜22、調相装置23、24及び送電線12であるが、電力系統A1の状態は時々刻々と変化し、最新の系統状態に対応した制御対象機器を選定しなくてはならない。このため、図3のフローチャートの処理は、数秒から数分の所定の周期で実行し、電力系統A1の状態変化に対応している。
(数1)
ΔPg=P1−(Po×K×Δf)/10…式1
に従って算出する。
(数2)
ΔQcharge=Q2−Q1…式2
ここで、図3に示したフローチャートのステップ11、つまり調相制御対象の選定処理の流れについて、図4のフローチャートを用いて詳しく説明する。まず、判定部55が同一の想定事故で本フロー処理が2回目以上であるかどうかを判定し、判定結果が1回目ならば、ステップ21へ移行する。
(数3)
(調相制御最大容量値−調相制御最小容量値)/2…式3
以上のような本実施形態の作用効果は次の通りである。すなわち、本実施形態では、他の電力系統B2へ送電している電力系統A1が送電線事故等により単独系統となった場合に、時々刻々と変化する系統情報を取り入れてリアルタイムの系統データを作成し、それを反映させた安定度計算を行っている。
なお、本発明に係る電力系統安定化制御装置及びその方法は、上記の実施形態に限定されるものではなく、電力系統の構成や演算装置51の構成等は適宜変更可能である。また、安定度計算の手法等や、周波数安定化に必要な発電機遮断量ΔP、電圧値の運用許容値逸脱時間tf、電圧安定化に必要な調相制御量Qc等は適宜選択可能である。
2…電力系統B
3…連系送電線
4〜11…母線
12〜18…母線4〜11間の送電線
20…母線4に接続された発電機
21…母線7に接続された発電機
22…母線10に接続された発電機
23…母線6に接続された調相装置
24…母線9に接続された調相装置
30〜37…遮断器
40〜45…母線の負荷
50…電力系統Aの給電指令所
51…演算装置
52…制御器
53…系統データ作成部
54…安定度計算部
55…判定部
56…選定部
56…発電機遮断量算出部
56…無効電力制御量算出部
56…調相制御量算出部
57…選定可否判断部
58…警告表示部
61〜66…制御端末
Claims (6)
- 電力系統の連系線に分離が生じた場合に、事前に選定した発電機や調相設備の制御対象を遮断制御あるいは投入制御あるいは開放制御することにより、前記電力系統の安定度を維持すると共に、周波数を周波数の指定範囲内に、電圧を電圧の指定範囲内に、それぞれ制御する電力系統安定化制御方法であって、
前記電力系統の系統状態情報をもとにして系統データを作成する系統データ作成ステップと、
前記系統データ作成ステップにて作成した前記系統データにより想定事故に対する前記電力系統の安定度計算を行う安定度計算ステップと、
前記安定度計算ステップにて求めた安定度計算結果に基づいて前記電力系統における発電機の安定状態、周波数状態及び電圧状態を段階的に判定する判定ステップと、
前記判定ステップの判定結果を受けて前記安定度計算ステップでの安定度計算結果から前記電力系統内の発電機または調相設備の選定を行う選定ステップ、を含み、
前記選定ステップでは、
前記判定ステップにて前記電力系統に不安定な発電機が存在すると判定した場合、前記電力系統の安定化のために遮断制御される系統安定化用発電機を選定し、
前記判定ステップにて前記電力系統の全ての発電機が安定であるが前記電力系統の周波数がその指定範囲を逸脱すると判定した場合、周波数安定化のために遮断制御される周波数安定化用発電機を選定し、
さらに前記判定ステップにて前記電力系統の周波数はその指定範囲内に収まるが前記電力系統の電圧がその指定範囲を逸脱すると判定した場合、前記電力系統の電圧安定化のために投入制御または開放制御される調相設備を選定することを特徴とする電力系統安定化制御方法。 - 前記電力系統が前記連系線により他の電力系統へ有効電力を送出する場合、前記選定ステップにて前記周波数安定化用発電機を選定する際、前記発電機の遮断タイミング時の遅れ無効電力出力が大きい発電機を、制御対象候補の発電機の中から優先して選定することを特徴とする請求項1記載の電力系統安定化制御方法。
- 前記選定ステップにて前記調相設備を選定する際、前記電力系統の安定度計算結果をもとにして前記電力系統における送電線の対地静電アドミタンス及び母線の電圧値から無効電力を算出し、想定事故の発生前後での前記無効電力の差を求め、当該無効電力の差を前記調相設備の最大制御量として、この最大制御量以下で調相設備の選定を行うことを特徴とする請求項1又は2記載の電力系統安定化制御方法。
- 前記選定ステップにて前記調相設備を選定する際、前記調相設備の最大制御量と、初期値を零とする最小制御量とを用いた二分探索法により前記調相設備の選定を行うことを特徴とする請求項1〜3のいずれか1項に記載の電力系統安定化制御方法。
- 前記選定ステップにて選定される前記調相設備として開放制御される送電線を含むことを特徴とする請求項1〜4のいずれか1項に記載の電力系統安定化制御方法。
- 電力系統の連系線に分離が生じた場合に、事前に選定した発電機や調相設備の制御対象を遮断制御あるいは投入制御あるいは開放制御することにより、前記電力系統の安定度を維持すると共に、周波数を周波数の指定範囲内に、電圧を電圧の指定範囲内に、それぞれ制御する電力系統安定化制御装置であって、
前記電力系統の系統状態情報をもとにして系統データを作成する系統データ作成手段と、
前記系統データ作成手段にて作成した前記系統データにより想定事故に対する前記電力系統の安定度計算を行う安定度計算手段と、
前記安定度計算手段にて求めた安定度計算の結果に基づいて前記電力系統における発電機の安定状態、周波数状態及び電圧状態を段階的に判定する判定手段と、
前記判定手段による判定結果を受けて前記安定度計算手段による安定度計算の結果から、前記電力系統内の発電機または調相設備の選定を行う選定手段、が設けられ、
前記選定手段は、
前記判定手段が前記電力系統に不安定な発電機が存在すると判定した場合、前記電力系統の安定化のために遮断制御される系統安定化用発電機を選定し、
前記判定手段が前記電力系統の全ての発電機が安定であるが前記電力系統の周波数がその指定範囲を逸脱すると判定した場合、周波数安定化のために遮断制御される周波数安定化用発電機を選定し、
さらに前記判定手段が前記電力系統の周波数はその指定範囲内に収まるが前記電力系統の電圧がその指定範囲を逸脱すると判定した場合、前記電力系統の電圧安定化のために投入制御または開放制御される調相設備を選定するように構成されたことを特徴とする電力系統安定化制御装置。
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