JP6128931B2 - 系統安定化装置 - Google Patents

Description

この発明は、電力系統を安定化するための系統安定化装置に関する。

電力系統内に事故が発生した場合、発電機が同期運転を保つことができず不安定な運転状態になる、いわゆる脱調現象が生じることがある。この脱調現象を放置すると、系統全体の発電機の連鎖的な停止を引き起こし、広域な停電に波及する虞がある。そのため、電力系統には、電力系統に事故が発生したときに、発電機の脱調現象を最小限に抑え、系統全体の安定化を図るために、必要台数の発電機を遮断（以下、電制とも称する）するための系統安定化装置が設けられている（たとえば特許文献１〜４参照）。

系統安定化装置に適用する演算方式の一つに、事前演算方式がある。事前演算方式では、様々な事故が起きても対応できるように、事故前に種々の事故／潮流パターンを想定した演算を行なう。具体的には、電力系統の安定度のシミュレーションを実施し、シミュレーション結果に基づいて安定度を判定するとともに、電制の必要制御量を演算する。そして、事故発生を検出したときには、上記の演算結果を参照することにより、事故前の電力系統の状態に応じて電制を実行する。

このような事前演算方式は、演算に使用するデータの違いによって、オフライン方式とオンライン方式とに区分される。オフライン方式では、想定される系統状態（系統構成、潮流状態）に対して確実に安定化できるよう、最も過酷な条件下（例えば、線路潮流を運用限度付近まで設定するなど）で行なった演算結果を基に電制を実行する。一方、オンライン方式は、系統構成および潮流状態などのオンラインデータを収集して演算に反映させる。

特開２００７−６０８７０号公報 特開平１０−２５７６７４号公報 特開２００３−３２８９４号公報 特開平３−１７８５２９号公報

上記のように、オフライン事前演算方式では、最も過酷な条件下で行なった演算結果を基に電制が行なわれるため、実際の電力系統における事故前後の現象は最過酷条件を下回ることが多い。したがって、オフライン事前演算方式において設定された制御量は、その時点の実系統状態で必要な制御量を上回ってしまう可能性がある。すなわち、オフライン事前演算方式では、制御量が過剰となる過剰制御が問題となる。

この発明は、上述のような課題を解決するためになされたもので、その目的は、オフライン事前演算型の系統安定化装置において、電力系統の安定度判定および必要制御量演算の精度を向上させて実系統状態により則した電制を実行可能とすることである。

この発明に係る系統安定化装置は、発電所から出力された電力を送電線により送電する電力系統を安定化するための系統安定化装置である。発電所は、各々が遮断器を介して母線に接続された少なくとも１つの発電機からなる発電機群を含む。系統安定化装置は、電力系統の事故前に、電力系統の安定度指標を周期的に取得する安定度指標取得手段と、安定度指標と電力系統の事故発生時に発電機群を安定化するために必要な発電機遮断の制御量とを相関付けた制御テーブルを周期的に作成する制御テーブル作成手段と、電力系統の事故発生後、事故前の安定度指標に対応する制御テーブルを参照して制御量を決定し、決定された制御量に対応する発電機に対して遮断指令を出力する制御手段とを備える。安定度指標取得手段は、発電機群から出力される有効電力、送電線を流れる電流、およびこれらの値により算出される諸量を周期的に計測し、その計測値を用いて安定度指標を算出する。

この発明は、オフライン事前演算型の系統安定化装置において、電力系統の安定度判定および必要制御量演算の精度を向上させることにより、実系統状態により則した電制を実行することができる。

この発明の実施の形態１による系統安定化装置の構成を示すブロック図である。 送電線に事故が発生した場合の電力系統の現象を説明するための図である。 発電所母線の電圧ベクトルと無限大母線の電圧ベクトルとの関係を示す図である。 事故発生後の電力系統の動きの一例を示す波形図である。 事故発生後の発電機の内部位相角の動きの一例を示す波形図である。 オフライン事前演算型の系統安定化装置における事前演算処理を説明するフローチャートである。 従来の系統安定化装置に格納される制御テーブルの一例を示す図である。 事故前の発電機群の有効電力と事故発生後の電力系統の安定度との関係を演算した結果を示す図である。 発電機群の有効電力と系統中心電圧との関係を示す図である。 演算装置によって算出された安定度指標と発電機群の有効電力との関係を示す図である。 実施の形態１による系統安定化装置に格納される制御テーブルの一例を示す図である。 実施の形態１による系統安定化装置における電制処理を説明するフローチャートである。 実施の形態１の作用効果を説明する図である。 実施の形態３による系統安定化装置における電制処理を説明するフローチャートである。

以下、実施の形態について図面を参照して詳しく説明する。なお、同一または相当する部分には同一の参照符号を付して、その説明を繰り返さない。

実施の形態１．
図１は、この発明の実施の形態１による系統安定化装置の構成を示すブロック図である。

図１を参照して、この発明の実施の形態１による系統化安定化装置４は、発電所１から出力された電力を送電線２により送電する電力系統に設けられる。系統化安定化装置４は、電力系統に事故が発生した場合に、制御対象の発電所１の発電機が不安定な運転状態になる、いわゆる脱調現象を安定化するための装置である。

電力系統は、発電所１と、送電線２と、主系統３と、事故除去リレー（Ｒｙ）１２とを備える。

発電所１は、複数の発電機Ｇ１〜Ｇｎ（ｎは２以上の自然数）からなる発電機群１０を含む。発電機Ｇ１〜Ｇｎは、遮断器ＣＢ１〜ＣＢｎをそれぞれ介して発電所母線Ｂ１に接続される。発電所母線Ｂ１は、遮断器ＣＢを介して送電線２に接続される。送電線２は、遮断器ＣＢを介して主系統３（無線大母線Ｂ２）に接続される。遮断器ＣＢは、事故除去リレー１２によって開閉動作が制御される。

複数の発電機Ｇ１〜Ｇｎは常時同期運転をしており、発電した電力を送電線２を介して主系統３へ供給する。なお、図１では、送電線２を２本の送電線により構成したが、１本でもよいし、２本以上のいくつであってもよい。

発電機Ｇ１〜Ｇｎから発電所母線Ｂ１に供給される電流は計器用変流器ＣＴ（Current Transformer）１〜ＣＴｎによってそれぞれ検出される。発電所母線Ｂ１の電圧は計器用変圧器ＰＴ（Potential Transformer）によって検出される。これらの検出値は系統安定化装置４に入力される。

系統安定化装置４は、入出力インターフェイス部（Ｉ／Ｏ）４０と、演算装置４２と、制御テーブル４４とを備える。

入出力インターフェイス部４０は、制御対象の発電所１から電力系統の状態を示す系統情報を受けて演算装置４２へ出力する。また、入出力インターフェイス部４０は、演算装置４２によって生成された制御信号を発電所１に供給する。系統情報は、後述する事前演算処理に必要な情報であり、計器用変流器ＣＴ１〜ＣＴｎおよび計器用変圧器ＰＴの検出値を含む。系統情報はさらに、事故除去リレー１２の動作情報を含む。演算装置４２によって生成される制御信号は、遮断器ＣＢ１〜ＣＢｎを遮断させるための遮断指令を含む。

演算装置４２は、オフライン事前演算方式を採用しており、事故前に種々の事故／潮流パターンを想定した演算を行なう。演算装置４２は、その演算結果に基づいて、事故発生後に発電機遮断（電制）の必要制御量を決定するための制御テーブル４４を生成する。制御テーブル４４は、後述するように、事故前の電力系統の安定度指標と電制の必要制御量との相関関係を表またはグラフ等で表したものである。制御テーブル４４は、図示しないメモリ等の記憶媒体に格納される。

制御対象の電力系統に事故が発生した場合、演算装置４２は、制御テーブル４４を参照することにより、事故前の電力系統の状態に応じて電制を実行する。具体的には、演算装置４２は、制御テーブル４４と事故前の電力系統の安定度指標とに基づいて、複数の発電機Ｇ１〜Ｇｎのうちの電制の対象となる発電機（以下、電制発電機とも称する）を決定する。そして、演算装置４２は、決定された電制発電機に対応する遮断器に対して遮断指令を出力する。

図２は、送電線２に事故が発生した場合の電力系統の現象を説明するための図である。同図では、図１の電力系統は、１機無限大母線系統を用いてモデル化されている。発電機群１０は１機の発電機Ｇで示され、主系統３は無限大母線Ｂ２で示される。

図２を参照して、Ｘは送電線２のリアクタンスを示し、Ｐは発電機Ｇから発電所母線Ｂ１を経由して送電線２に出力される有効電力を示し、Ｑは発電機Ｇから発電所母線Ｂ１を経由して送電線２に出力される無効電力を示す。

発電所母線Ｂ１の電圧ベクトルをＶ１とし、無限大母線Ｂ２の電圧ベクトルをＶ２とすると、電圧ベクトルＶ１と電圧ベクトルＶ２とは、複素数平面上で図３に示す関係を有している。電圧ベクトルＶ１と電圧ベクトルＶ２との位相差δは、発電機Ｇの内部位相角を表わす。

図２に戻って、発電機Ｇは、通常、機械的入力Ｐ_Ｍを入力として発電し電気的出力Ｐ_Ｅを出力し、送電線２を経由して主系統３へ送電している。送電線２に事故が発生した場合、事故除去リレー１２によって送電線２の両端の遮断器ＣＢが開かれることによって事故が除去される。その後、条件が整えば事故除去リレー１２によって遮断器ＣＢが閉じられて事故前の状態に戻る。

図４は、事故発生後の電力系統の動きの一例を示す波形図である。図５は、事故発生後の発電機Ｇの内部位相角δの動きの一例を示す波形図である。

図４を参照して、事故前は電気的出力Ｐ_Ｅは機械的入力Ｐ_Ｍに相当する値で安定している。時刻ｔ１で事故が発生すると、電気的出力Ｐ_Ｅが落ち込み、事故が除去される時刻ｔ２まで電気的出力Ｐ_Ｅの落ち込みが続く。時刻ｔ２で電気的出力Ｐ_Ｅが戻り、事故の影響が比較的軽微な場合は、図中の破線で示すように、事故除去後の動揺は時間の経過とともに収束し、安定となる。このときの発電機Ｇの内部位相角δは、図５の破線で示すように、事故が除去される時刻ｔ２から一時的に大きくなるが、最終的に収束する。

一方、事故の影響が大きい場合や事故の除去に時間がかかってしまった場合には、図中の実線で示すように、発電機Ｇの加速エネルギーが大きくなり、事故除去後も電気的出力Ｐ_Ｅは発電機Ｇの加速を抑えるほどに回復せず、結果として発電機Ｇは脱調する。このときの発電機Ｇの内部位相角δは、図５の実線で示すように、事故が除去される時刻ｔ２から大きくなって発散し、主系統３との同期が保てなくなってしまう。

系統安定化装置では、発電機Ｇを安定化するための安定度対策として、発電機Ｇ１、すなわち図１における発電機群１０に含まれる複数の発電機Ｇ１〜Ｇｎの一部を遮断することによって、残りの発電機の脱調を未然に防止し、電力系統の安定化を図る。

この安定度対策のための系統安定化装置に適用する演算方式の一つに、事前演算方式がある。事前演算方式では、様々な事故が起きても対応できるように、事故前に種々の事故を想定した演算を行なう。具体的には、電力系統の安定度を演算し、その演算結果に基づいて安定度を判定するとともに、電制の必要制御量を演算する。そして、事故発生を検出したときには、上記の演算結果を参照することにより、事故前の電力系統の状態に応じて電制を実行する。

事前演算方式の１つであるオフライン方式では、想定される系統状態（系統構成、潮流状態）に対して確実に安定化できるよう、最も過酷な条件下（例えば、線路潮流を運用限度付近まで設定するなど）で行なった演算結果を基に電制を実行する。

図６は、オフライン事前演算型の系統安定化装置における事前演算処理を説明するフローチャートである。図６に示すフローチャートは、事故前において常時一定周期で実行される。

図６を参照して、ステップＳ０１では、制御対象の発電所１から取り込んだ系統情報を用いて電力系統の安定度指標Ｙを算出する。安定度指標としては、一般的に、発電機群１０から送電線２に出力される有効電力Ｐが用いられる。具体的には、系統安定化装置は、発電所母線Ｂ１の電圧Ｖ１および各発電機より発電所母線Ｂ１を流れ込む電流Ｉを用いて、時々刻々変化する有効電力Ｐを計測する。なお、発電所母線Ｂ１の電圧Ｖ１は計器用変圧器ＰＴ（図１）の検出値に相当し、各発電機より発電所母線Ｂ１に流れ込む電流Ｉは計器用変流器ＣＴ１〜ＣＴｎ（図１）の検出値の総和に相当する。

ステップＳ０２では、ステップＳ０１で算出された発電機群１０の有効電力Ｐに基づいて、事故除去後に発電機群１０を安定化できるか否かを判定する。具体的には、系統安定化装置は、発電機群１０の有効電力Ｐと予め定められた判定値ＹＳＥＴとを比較する。なお、判定値ＹＳＥＴは、これ以上有効電力Ｐが大きくなると、事故除去後に発電機Ｇの内部位相角δが発散するような（図４の実線参照）、電力系統が不安定になるか否かを判別するための閾値である。

発電機群１０の有効電力Ｐが判定値ＹＳＥＴより小さい場合（ステップＳ０２のＮＯ判定時）、事故除去後に発電機群１０が安定となると判定する。これに対して、発電機群１０の有効電力Ｐが閾値ＹＳＥＴ以上となる場合（ステップＳ０２のＹＥＳ判定時）には、事故除去後に発電機群１０が不安定になると判定する。

ステップＳ０２において発電機群１０が不安定になると判定した場合、系統安定化装置は、安定度対策として、安定化に必要な制御量（電制量）を演算する。具体的には、ステップＳ０３では、判定値ＹＳＥＴに対する発電機群１０の有効電力Ｐの偏差を必要制御量ＰＧＣとして算出する（ＰＧＣ＝Ｐ−ＹＳＥＴ）。そして、ステップＳ０４により、算出した必要制御量ＰＧＣに基づいて電制発電機を選択する。ステップＳ０４で選択された電制発電機は、ステップＳ０５により、制御テーブルとして系統安定化装置内部の記憶媒体に格納される。

図７は、従来の系統安定化装置に格納される制御テーブルの一例を示す図である。
図７を参照して、発電機群１０の有効電力Ｐが判定値ＹＳＥＴより小さい場合、発電機群１０が安定となるため、電制発電機は０台とされる（電制不要）。これに対して、発電機群１０の有効電力Ｐが判定値ＹＳＥＴ以上となる場合には、事故前の発電機群１０の有効電力Ｐが大きくなるほど電制発電機の台数を増加させる。一例として、有効電力Ｐが判定値ＹＳＥＴ以上Ｐ１未満の場合は電制発電機は１台とされ、有効電力ＰがＰ１以上Ｐ２未満の場合は電制発電機は２台とされ、有効電力ＰがＰ２以上の場合は電制発電機は３台とされる。

このように、従来のオフライン事前演算型系統安定化装置は、オフライン事前演算処理として、発電機群１０から出力される有効電力Ｐに基づいて安定度の判定および必要制御量の演算を行なう。そして、事故発生後は、演算結果に基づいて生成された制御テーブルに従って、事故前の発電機群１０の有効電力に応じて電制発電機を決定するのが一般的である。

ここで、上述したように、オフライン事前演算方式では、最も過酷な条件下で行なった演算結果を基に電制が行なわれる。例えば、オフラインの整定計算により、発電機群１０の有効電力Ｐと必要制御量との相関関係を求める段階においては、電制によって確実に電力系統を安定化できる制御量を必要制御量とする。このため、実際の電力系統における事故前後の系統条件は最過酷条件を下回ることが多い。したがって、オフライン事前演算方式において設定された制御量は、その時点の実系統状態で必要な制御量を上回ってしまう可能性がある。すなわち、オフライン事前演算方式では、制御量が過剰となる過剰制御が問題となる。

そこで、本実施の形態１による系統安定化装置では、電力系統の安定度指標の算出式の入力として、発電機群１０の有効電力Ｐ以外に、発電機Ｇの安定度に大きく影響する別のパラメータを追加する。これにより、安定度の判定および必要制御量演算の精度を向上させて実系統状態により則した電制を実行可能とする。

以下、実施の形態１による系統安定化装置における安定度指標の算出手順について詳細に説明する。

図８は、事故前の発電機群１０の有効電力Ｐと事故発生後の電力系統の安定度との関係を演算した結果を示す図である。なお、演算では、図３に示した系統モデル（１機無限大母線系統）において電力系統における負荷量および事故が発生した送電線以外の送電線の線路定数をパラメータとして、発電機群１０の有効電力Ｐごとに事故前後における発電機Ｇの内部位相角δの動きを算出した。

図８には、発電機Ｇの内部位相角δの演算結果に基づいて判定した事故発生後の電力系統の安定度を示す。図中の安定度は、事故発生後の発電機Ｇの内部位相角δと予め定めた基準値δｔｈとを比較した結果に基づいて判定したものである。具体的には、事故後の発電機Ｇの内部位相角δが基準値δｔｈ以下となるとき、発電機群１０が安定と判定する。一方、事故後の発電機Ｇの内部位相角δが基準値δｔｈより大きくなるとき、発電機群１０が不安定と判定する。

図８を参照して、発電機群１０の有効電力Ｐが１.２１９以上となるとき、事故後の電力系統は不安定となる。その一方で、判定値ＹＳＥＴの付近では（１．０１８≦Ｐ≦１．２１８）、事故後の電力系統が安定となるケースと、事故後の電力系統が不安定となるケースとが混在している。そのため、発電機群１０の有効電力Ｐが同じであっても、発電機Ｇの内部位相角δの違いによって判定結果が分かれている。

図８にはさらに、従来のオフライン事前演算処理において、発電機群１０から出力される有効電力Ｐに基づいて安定度を判定した結果を示す。図６で説明したように、発電機群１０の有効電力Ｐと判定値ＹＳＥＴ（例えば、ＹＳＥＴ＝１．０１［ｐｕ］とする）とを比較し、有効電力Ｐが判定値ＹＳＥＴより小さいとき、発電機群１０が安定となる判定する。一方、有効電力Ｐが判定値ＹＳＥＴ以上となるとき、発電機群１０の運転が不安定になると判定する。したがって、図８では、発電機群１０の有効電力Ｐが１．０１８［ｐｕ］以上となる場合はすべて不安定と判定されている。よって、発電機群１０の有効電力Ｐが１．０１８［ｐｕ］以上となる場合はすべて電制が行なわれることになる。

しかしながら、図８に示すように、発電機群１０の有効電力Ｐが判定値ＹＳＥＴ以上となるときであっても、実際には発電機Ｇの内部位相角δが基準値δｔｈを超えず、発電機群１０が安定となるケースが存在する。したがって、このようなケースについても電制を行なうと、制御量が実系統状態で必要な制御量（すなわち、制御量が０）を上回る過剰制御となってしまう。なお、このような過剰制御は、安定度の判定結果に安定と不安定とが混在する判定値ＹＳＥＴの付近で起こりやすい傾向にある。

ここで、図８に示される電力系統の安定度の演算結果について、発電機群１０の有効電力Ｐと系統中心電圧Ｖｃとの関係をプロットすると、図９のようになる。図９の横軸は事故前の発電機群１０から出力される有効電力Ｐ［ｐｕ］であり、縦軸は系統中心電圧Ｖｃ［ｐｕ］である。系統中心電圧Ｖｃは、図３に示す発電所母線Ｂ１の電圧ベクトルＶ１と無限大母線Ｂ２の電圧ベクトルＶ２との関係において、送電線２に流れ込む電流Ｉと同じ位相の電圧として定義される。

系統中心電圧Ｖｃは、電圧ベクトルＶ１に対する電流Ｉの位相角をαとすると、式（１）のように表わされる。式（１）から分かるように、電圧ベクトルＶ１に対する電流Ｉの位相角αが大きくなるに従って系統中心電圧Ｖｃは小さくなる。

Ｖｃ＝Ｖ１ｃｏｓα ・・・（１）
図９を参照して、発電機群１０の有効電力Ｐと系統中心電圧Ｖｃとの関係を、事故発生後に発電機群１０が安定となる状態（図中の■に相当）と、発電機群１０が不安定となる状態（図中の△に相当）とに分別すると、これら２つの状態は系統中心電圧Ｖｃの大小によってある程度明確に分けられる。すなわち、判定値ＹＳＥＴ（＝１．０１［ｐｕ］）付近における安定／不安定の混在は、系統中心電圧Ｖｃの影響を大きく受けていることが分かる。

そこで、実施の形態１による系統安定化装置では、電力系統の安定度指標の算出式の入力に、発電機Ｇの内部位相角δを発散させる要因となるパラメータとして、系統中心電圧Ｖｃをさらに追加する。

具体的には、系統安定化装置４は、図６に示した事前演算処理において、発電機群１０から出力される有効電力Ｐおよび系統中心電圧Ｖｃを周期的に計測する。そして、これらの計測した値を用いて電力系統の安定度指標Ｙを算出する。

詳細には、図６のステップＳ０１において、演算装置４２は、発電所母線Ｂ１の電圧Ｖ１および発電所母線Ｂ１に流れ込む電流Ｉを用いて発電機群１０から出力される有効電力Ｐを計測する。なお、発電所母線Ｂ１の電圧Ｖ１は計器用変圧器ＰＴの検出値に相当し、発電所母線Ｂ１を流れ込む電流Ｉは計器用変流器ＣＴ１〜ＣＴｎの検出値の総和に相当する。

ここで、発電機群１０から出力される有効電力Ｐは、発電所母線Ｂ１の電圧ベクトルＶ１、送電線２を流れる電流Ｉおよび電圧ベクトルＶ１に対する電流Ｉの位相角αを用いて、式（２）により表わされる。

Ｐ＝Ｖ１×Ｉｃｏｓα ・・・（２）
演算装置４２はさらに、１機無限大母線系統を用いてモデル化された電力系統（図１）の系統中心電圧Ｖｃを計測する。系統中心電圧Ｖｃは、上記式（１），（２）により、式（３）のように表わされる。すなわち、発電機群１０の有効電力Ｐおよび電流Ｉから系統中心電圧Ｖｃが計測される。

Ｖｃ＝Ｐ／Ｉ ・・・（３）
次に、演算装置４２は、計測した発電機群１０の有効電力Ｐおよび系統中心電圧Ｖｃを用いて、電力系統の安定度指標Ｙを式（４）により算出する。

Ｙ＝Ｐ−Ｋ×（Ｖｃ−Ｖｃｒｅｆ） ・・・（４）
上記式（４）に示すように、安定度指標Ｙは、基準値Ｖｃｒｅｆに対する系統中心電圧Ｖｃの偏差に所定の係数Ｋを乗じた値を有効電力Ｐから減じることによって算出される。なお、所定の係数Ｋは、系統中心電圧Ｖｃが事故発生後の安定度に及ぼす影響度合いを考慮して予め適合された値に設定される。この係数Ｋは、想定される事故条件（事故様相および事故点など）ごとに適合された値に設定するようにしてもよい。

図１０は、演算装置４２によって算出された安定度指標Ｙと発電機群１０の有効電力Ｐとの関係をプロットしたものである。なお、同図に示される安定度指標Ｙは、図８に示した複数の有効電力Ｐの各々について、有効電力Ｐおよび系統中心電圧Ｖｃの計測値を上記式（４）に代入することにより算出したものである。また、有効電力Ｐごとの安定度は、図８と同様に、有効電力Ｐごとに、事故発生後の発電機Ｇの内部位相角δと予め定めた基準値δｔｈとを比較した結果に基づいて判定したものである。

図１０を参照して、発電機群１０が安定となる状態（図中の■に相当）と、発電機群１０が不安定となる状態（図中の△に相当）とは、安定度指標Ｙの大小によって明確に分かれている。図１０においては、判定値ＹＳＥＴを１．０１［ｐｕ］に設定することにより、安定度指標Ｙに基づいて電力系統の安定度を正確に判別することが可能となる。

図６に戻って、演算装置４２は、ステップＳ０２では、ステップＳ０１により算出した電力系統の安定度指標Ｙと予め定められた判定値ＹＳＥＴとを比較する。そして、比較した結果に基づいて、事故除去後に発電機群１０を安定化できるか否かを判定する。具体的には、安定度指標Ｙが判定値ＹＳＥＴより小さい場合（ステップＳ０２のＮＯ判定時）、事故除去後に発電機群１０が安定になると判定する。これに対して、安定度指標Ｙが閾値ＹＳＥＴ以上となる場合（ステップＳ０２のＹＥＳ判定時）には、事故除去後に発電機群１０が不安定になると判定する。

ステップＳ０２において発電機群１０が不安定になると判定した場合、演算装置４２は、ステップＳ０３，Ｓ０４により電制の必要制御量を演算する。具体的には、演算装置４２は、ステップＳ０３により、判定値ＹＳＥＴに対する安定度指標Ｙの偏差を必要制御量ＰＧＣとして算出する（ＰＧＣ＝Ｙ−ＹＳＥＴ）。そして、ステップＳ０４により、その算出した必要制御量ＰＧＣに基づいて電制発電機を選択する。電力系統の安定度指標ＹとステップＳ０４で選択された電制発電機との相関関係は、ステップＳ０５により、制御テーブル４４として系統安定化装置内部の記憶媒体に格納される。

図１１は、実地の形態１による系統安定化装置に格納される制御テーブル４４の一例を示す図である。制御テーブル４４は、事故前の電力系統の安定度指標Ｙに対する電制発電機を相関付けたグラフまたは表である。なお、事故条件によって安定度が異なるため、事故条件別にそれぞれ電制発電機が設定される。事故条件には、事故様相および事故点などが含まれる。特に事故様相は事故除去後の安定度に大きな影響を与えるため、図１１の例では、想定される事故様相ごとに制御テーブルを設けている。

詳細には、１つの安定度指標Ｙに対して事故様相別にそれぞれ電制発電機が設定される。一例として、安定度指標ＹがＹ１のとき、３相短絡事故（３ＬＧ）の場合は電制発電機は１台とされ、２相短絡事故（２ＬＧ）の場合および１相短絡事故（１ＬＧ）の場合は電制発電機は０台とされる（電制不要）。また、安定度指標ＹがＹ２（＞Ｙ１）のときには、３相短絡事故の場合は電制発電機は２台とされ、２相短絡事故の場合は電制発電機は１台とされ、１相短絡事故の場合は電制発電機は０台とされる。

なお、電力系統を安定化させるためには、発電機群１０を構成する複数の発電機Ｇ１〜Ｇｎの中から適切な電制発電機を選択する必要がある。電制効果の高い発電機を選択する手法としては、例えば、事故発生後に発電機ごとの内部位相角δをモニタし、内部位相角δが相対的に大きいものを電制発電機に選択する。

図１２は、実施の形態１による系統安定化装置における電制処理を説明するフローチャートである。系統安定化装置４においては、図６に示した事前演算処理が一定周期で行なわれるとともに、実系統での事故発生の検出がリアルタイムに実行される。そして、実系統に事故発生が検出されたとき、図１２に示す電制処理が起動される。

図１２を参照して、ステップＳ１１では、演算装置４２は、制御対象の電力系統に事故が発生したか否かを検出する。具体的には、演算装置４２は、入出力インターフェイス部４０から取り込んだ系統情報（事故除去リレー１２の動作情報、遮断器ＣＢの開閉情報、および計器用変流器ＣＴ１〜ＣＴｎおよび計器用変圧器ＰＴの検出値を含む）に基づいて事故の発生を検出する。演算装置４２はさらに、系統情報に基づいて送電線２のどの相で事故が生じたかを判定する。検出された事故発生および事故様相は事故条件を構成する。

ステップＳ１１において事故発生が検出されると（ステップＳ１１のＹＥＳ判定時）、演算装置４２は、ステップＳ１２により、検出した事故条件と制御テーブル４４とに基づいて、事故前の系統状態と事故条件とに合致する電制発電機を決定する。具体的には、演算装置４２は、事故前の電力系統の安定度指標Ｙを保持する機能を有しており、制御テーブル４４を参照して、事故前の安定度指標Ｙおよび事故条件に応じた電制発電機を決定する。なお、事故前の安定度指標Ｙは、事故が発生する直前の安定度指標Ｙであってもよいし、事故が発生するまでの一定時間における安定度指標Ｙの平均値であってもよい。

ステップＳ１３では、演算装置４２は、所定の故障検出（ＦＤ：Fault Detection）条件が成立しているか否かを判定する。ＦＤ条件とは、系統安定化装置４が誤動作しないよう、事故の発生を確認するために設けられた条件である。例えば、ＦＤ条件には、計器用変圧器ＰＴの検出値が所定の基準値を下回ったことが含まれる。ＦＤ条件が成立しないとき（ステップＳ１３のＮＯ判定時）には電制の実行は禁止される。

これに対して、ＦＤ条件が成立したとき（ステップＳ１３のＹＥＳ判定時）、すなわち、電力系統の事故発生が検出され、かつ、ＦＤ条件が成立したときには、演算装置４２は、ステップＳ１４に進み、電制を実行する。演算装置４２は、ステップＳ１２で決定された電制発電機に対して遮断指令を出力する。

このように、実施の形態１によるオフライン事前演算型の系統安定化装置によれば、発電機群１０から出力される有効電力Ｐおよび系統中心電圧Ｖｃを用いて電力系統の安定度指標Ｙを演算する。これにより、発電機群１０から出力される有効電力Ｐを電力系統の安定度指標とする従来のオフライン事前演算型系統安定化装置と比較して、安定度判定および必要制御量演算の精度を向上させることができる。その結果、実系統状態により則した電制が実行可能となる。

以下、図１３を参照して、従来のオフライン事前演算型系統安定化装置と比較しながら、実施の形態１の作用効果についてさらに説明する。図１３は、系統中心電圧Ｖｃと発電機群１０の有効電力Ｐとの関係をプロットしたものである。同図では、系統中心電圧Ｖｃおよび発電機群１０の有効電力Ｐの複数の組合せのうち、事故除去後に発電機群１０が安定となるケースを○印で示し、事故除去後に発電機群１０が不安定となるケースを×印で示すものとする。なお、発電機群１０が安定となるケースとは、発電機Ｇの内部位相角δが基準値δｔｈ以下となるケースを示す。一方、発電機群１０が不安定になるケースとは、発電機Ｇの内部位相角δが基準値δｔｈより大きくなるケースを示す。

従来のオフライン事前演算型系統安定化装置では、発電機群１０の有効電力Ｐを電力系統の安定度指標Ｙとするため、所定の電力値（図中の直線ｋ１に相当）を判定値として安定か不安定かが判定される。したがって、有効電力Ｐが判定値を超えていれば不安定と判定されてしまうため、事前演算で判定された安定度と実系統状態での安定度との間に不一致が生じる。その結果、過剰制御が起きてしまう。

これに対して、本実施の形態による系統安定化装置では、発電機群１０の有効電力Ｐおよび系統中心電圧Ｖｃを用いて安定度指標Ｙを算出する。これにより、判定値は、図中の直線ｋ２で示すように、有効電力Ｐおよび系統中心電圧Ｖｃに応じて変化する。図中の領域Ｒ１には、従来のオフライン事前演算型系統安定化装置では不安定と判定される一方で、本実施の形態による系統安定化装置では安定と判定されるケースが含まれる。本実施の形態によれば、この領域Ｒ１に含まれるケースに対して過剰制御が施されるのを防止することができる。

実施の形態２．
上記の実施の形態１による系統安定化装置では、電力系統の安定度指標Ｙの演算式の入力に、発電機Ｇの内部位相角δを発散させる要因となるパラメータとして系統中心電圧Ｖｃを追加する構成について説明したが、当該パラメータとして発電機群１０の無効電力Ｑを追加する構成としてもよい。この発明の実施の形態２では、発電機群１０の有効電力Ｐおよび無効電力Ｑを用いて電力系統の安定度指標Ｙを算出する構成について説明する。

この発明の実施の形態２による系統安定化装置の構成は、図１と同様であるので詳細な説明は繰り返さない。また、系統安定化装置の事前演算処理および電制処理についても、安定度指標Ｙを算出するステップ（図６のステップＳ０１)を除いて、図６および図１２とそれぞれ同様であるので、詳細な説明は繰り返さない。

演算装置４２は、図６のステップＳ０１において、発電所母線Ｂ１の電圧Ｖ１および発電所母線Ｂ１に流れ込む電流Ｉを用いて発電機群１０から出力される有効電力Ｐを計測する。なお、発電所母線Ｂ１の電圧Ｖ１は計器用変圧器ＰＴの検出値に相当し、発電所母線Ｂ１に流れ込む電流Ｉは計器用変流器ＣＴ１〜ＣＴｎの検出値の総和に相当する。

演算装置４２はさらに、発電機群１０から出力される無効電力Ｑを計測する。無効電力Ｑは、発電所母線Ｂ１の電圧ベクトルＶ１、送電線２に流れ込む電流Ｉ、および電圧ベクトルＶ１に対する電流Ｉの位相角αを用いて、式（５）により表わされる。式（５）から分かるように、電圧ベクトルＶ１に対する電流Ｉの位相角αが大きくなるに従って無効電力Ｐは大きくなる。

Ｑ＝Ｖ１×Ｉｓｉｎα ・・・（５）
次に、演算装置４２は、計測した発電機群１０の有効電力Ｐおよび無効電力Ｑを用いて、電力系統の安定度指標Ｙを式（６）により算出する。

Ｙ＝Ｐ＋Ｋ１×（Ｑ−Ｑｒｅｆ） ・・・（６）
上記式（６）に示すように、安定度指標Ｙは、基準値Ｑｒｅｆに対する無効電力Ｑの偏差に所定の係数Ｋ１を乗じた値を有効電力Ｐに加算することによって算出される。なお、所定の係数Ｋ１は、無効電力Ｑが事故発生後の安定度に及ぼす影響度合いを考慮して予め適合された値に設定される。この係数Ｋ１は、想定される事故条件（事故様相および事故点など）ごとに適合された値に設定するようにしてもよい。

このように、実施の形態２によるオフライン事前演算型の系統安定化装置によれば、発電機群から出力される有効電力Ｐおよび無効電力Ｑを用いて電力系統の安定度指標Ｙを演算する。安定度指標Ｙは、同じ有効電力Ｐであっても、無効電力Ｑが大きくなるほど高い値となる。すなわち、本実施の形態２は、発電機群１０の無効電力Ｑの大小によって、事故発生後に発電機群１０が安定となる状態と、発電機群１０が不安定となる状態とを分別するものである。これにより、発電機群から出力される有効電力を電力系統の安定度指標とする従来のオフライン事前演算型系統安定化装置と比較して、安定度判定および必要制御量演算の精度を向上させることができる。その結果、実系統状態により則した電制が実行可能となる。

なお、上記の実施の形態１および２では、電力系統の安定度指標Ｙの演算式の入力に、発電機Ｇの内部位相角δを発散させる要因となるパラメータとして、系統中心電圧Ｖｃおよび発電機群１０の無効電力Ｑを追加する構成についてそれぞれ説明したが、系統中心電圧Ｖｃおよび発電機群１０の無効電力Ｑはともに、発電所母線Ｂ１の電圧ベクトルＶ１に対する電流Ｉの位相角αに応じて変動する物理量である。したがって、発電所母線Ｂ１の電圧ベクトルＶ１および発電所母線Ｂ１に流れ込む電流Ｉにより算出される諸量であれば、本発明による安定度指標Ｙの演算式の入力に追加することができる点について確認的に記載する。

実施の形態３．
上記の実施の形態１および２による系統安定化装置では、電制処理において、事故前の電力系統の安定度指標Ｙに基づいて電制発電機を決定する構成について説明したが、安定度指標のシミュレーションに事故継続中の系統状態をさらに反映させる構成としてもよい。この発明の実施の形態３では、事前演算処理で算出された安定度指標Ｙを、事故継続中の発電機群１０の有効電力を用いて補正する構成について説明する。

この発明の実施の形態３による系統安定化装置の構成は、図１と同様であるので詳細な説明は繰り返さない。また、系統安定化装置の事前演算処理についても、図６と同様であるので、詳細な説明は繰り返さない。

図１４は、実施の形態３による系統安定化装置における電制処理を説明するフローチャートである。

図１４を参照して、演算装置４２は、図１２と同様のステップＳ１１により、制御対象の電力系統に事故が発生したか否かを検出する。演算装置４２はさらに、系統情報に基づいて送電線２のどの相で事故が生じたかを判定する。

ステップＳ１１において事故発生が検出されると（ステップＳ１１のＹＥＳ判定時）、演算装置４２は、ステップＳ１１０により、事故継続中の発電機群１０の有効電力Ｐを用いて事故前の電力系統の安定度指標Ｙを補正する。具体的には、演算装置４２は、図４に示す事故発生後の電力系統の動きにおいて、事故が発生した時刻ｔ１から事故が除去される時刻ｔ２までの事故継続中における発電機群１０の有効電力Ｐの最小値ＰＦを検出する。そして、演算装置４２は、その検出した有効電力の最小値（以下、最小有効電力とも称する）ＰＦを用いて事故前の安定度指標Ｙを補正する。補正後の安定度指標Ｙは、事故前の有効電力Ｐ、事故前の系統中心電圧Ｖｃおよび最小有効電力ＰＦを用いて、式（７）により表わされる。なお、事故前の発電機群１０の有効電力Ｐは、事故が発生する直前の有効電力Ｐであってもよいし、事故が発生するまでの一定時間における有効電力Ｐの平均値であってもよい。また、事故前の系統中心電圧Ｖｃは、事故が発生する直前の系統中心電圧Ｖｃであってもよいし、事故が発生するまでの一定時間における系統中心電圧Ｖｃの平均値であってもよい。

Ｙ＝Ｐ−Ｋａ（Ｖｃ−Ｖｒｅｆ）−Ｋｂ（ＰＦ−ＰＦｒｅｆ） ・・・（７）
上記式（７）の右辺第１項および第２項は、事故前の安定度指標Ｙに相当する。この事故前の安定度指標Ｙから、基準値ＰＦｒｅｆに対する最小有効電力Ｐの偏差に所定の係数Ｋｂを乗じた値を減じることによって、事故前の安定度指標Ｙが補正される。なお、所定の係数Ｋａは、系統中心電圧Ｖｃが事故発生後の安定度に及ぼす影響度合いを考慮して予め適合された値に設定される。また、所定の係数Ｋｂは、事故継続中の有効電力Ｐの落ち込みが事故除去後の安定度に及ぼす影響度合いを考慮して予め適合された値に設定される。これらの係数Ｋａ，Ｋｂは、想定される事故条件（事故様相および事故点など）ごとに適合された値に設定するようにしてもよい。

演算装置４２は、安定度指標Ｙを補正すると、図１２と同様のステップＳ１２により、検出した事故条件と制御テーブル４４とに基づいて、事故前後の系統状態と事故条件とに合致する電制発電機を決定する。具体的には、演算装置４２は、制御テーブル４４を参照して、補正後の安定度指標Ｙおよび事故条件に応じた電制発電機を決定する。そして、図１２と同様のステップＳ１３，Ｓ１４により、決定された電制発電機に対して遮断指令を出力する。

このように、実施の形態３による系統安定化装置では、事故継続中における系統状態を電力系統の安定度指標Ｙに反映させることによって、事故除去後の実系統状態の安定度をより正確に判定することができる。その結果、実系統状態により則した電制が実行可能となる。

なお、上記の実施の形態３では、事故継続中の最小有効電力ＰＦを用いて電力系統の安定度指標Ｙを補正することとしたが、事故継続中の系統状態が安定度指標Ｙに反映されていれば、本発明を適用することが可能である。たとえば、事故継続中の発電所母線Ｂ１の電圧Ｖ１を用いて安定度指標Ｙを補正してもよい。

今回開示された実施の形態がすべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は上記した説明ではなくて特許請求の範囲によって示され、特許請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれることが意図される。

１ 発電所、２ 送電線、３ 主系統、４ 系統安定化装置、１０ 発電機群、１２ 事故除去リレー、４０ 入出力インターフェイス部、４２ 演算装置、４４ 制御テーブル、Ｂ１ 発電所母線、Ｂ２ 無限大母線、ＣＢ，ＣＢ１〜ＣＢｎ 遮断器、ＣＴ１〜ＣＴ２ 計器用変流器、Ｇ１〜Ｇｎ 発電機、ＰＴ 計器用変圧器。

Claims (6)

1. 発電所から出力された電力を送電線により送電する電力系統を安定化するための系統安定化装置であって、
   前記発電所は、各々が遮断器を介して母線に接続された少なくとも１つの発電機からなる発電機群を含み、
   前記電力系統の事故前に、前記電力系統の安定度指標を周期的に取得する安定度指標取得手段と、
   前記安定度指標と、前記電力系統の事故発生時に前記発電機群を安定化するために必要な発電機遮断の制御量とを相関付けた制御テーブルを作成する制御テーブル作成手段と、
   前記電力系統の事故発生後、事故前の前記安定度指標に対応する前記制御テーブルを参照して前記制御量を決定し、決定された前記制御量に対応する発電機に対して遮断指令を出力する制御手段とを備え、
   前記安定度指標取得手段は、前記発電機群から出力される有効電力、および前記送電線を流れる電流と同じ位相の電圧である系統中心電圧を周期的に計測し、その計測値を用いて前記安定度指標を算出し、
   前記安定度指標取得手段は、基準値に対する前記系統中心電圧の偏差に係数を乗じた値を前記有効電力から減じることにより前記安定度指標を算出するように構成され、
   前記係数は、想定される事故条件に応じて可変に設定される、系統安定化装置。
2. 前記制御テーブル作成手段は、前記安定度指標が判定値以上となるとき、前記電力系統の事故発生後に前記発電機群が不安定になると判定し、
   前記安定度指標取得手段は、同じ前記有効電力に対する前記安定度指標が、前記系統中心電圧が小さくなるほど高い値となるように、前記安定度指標を算出する、請求項１に記載の系統安定化装置。
3. 前記電力系統の事故条件を検出する系統事故検出手段をさらに備え、
   前記制御テーブル作成手段は、想定される事故条件ごとに前記制御テーブルを作成し、
   前記制御手段は、前記系統事故検出手段によって検出された事故条件に合致する前記制御テーブルを参照して前記制御量を決定する、請求項２に記載の系統安定化装置。
4. 前記電力系統の事故継続中に前記発電機群から出力される有効電力の最小値を用いて、前記安定度指標を補正する補正手段をさらに備え、
   前記制御手段は、前記補正手段により補正された前記安定度指標に対応する前記制御テーブルを参照して前記制御量を決定する、請求項１から３のいずれか１項に記載の系統安定化装置。
5. 発電所から出力された電力を送電線により送電する電力系統を安定化するための系統安定化装置であって、
   前記発電所は、各々が遮断器を介して母線に接続された少なくとも１つの発電機からなる発電機群を含み、
   前記電力系統の事故前に、前記電力系統の安定度指標を周期的に取得する安定度指標取得手段と、
   前記安定度指標と、前記電力系統の事故発生時に前記発電機群を安定化するために必要な発電機遮断の制御量とを相関付けた制御テーブルを作成する制御テーブル作成手段と、
   前記電力系統の事故発生後、事故前の前記安定度指標に対応する前記制御テーブルを参照して前記制御量を決定し、決定された前記制御量に対応する発電機に対して遮断指令を出力する制御手段とを備え、
   前記安定度指標取得手段は、前記発電機群から出力される有効電力、および前記発電機群から出力される無効電力を周期的に計測し、その計測値を用いて前記安定度指標を算出し、
   前記安定度指標取得手段は、基準値に対する前記無効電力の偏差に係数を乗じた値を前記有効電力に加算することにより前記安定度指標を算出するように構成され、
   前記係数は、想定される事故条件に応じて可変に設定される、系統安定化装置。
6. 前記制御テーブル作成手段は、前記安定度指標が判定値以上となるとき、前記電力系統の事故発生後に前記発電機群が不安定になると判定し、
   前記安定度指標取得手段は、同じ前記有効電力に対する前記安定度指標が、前記無効電力が大きくなるほど高い値となるように、前記安定度指標を算出する、請求項５に記載の系統安定化装置。

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