JPH07108063B2 - 系統安定化装置 - Google Patents
系統安定化装置Info
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- JPH07108063B2 JPH07108063B2 JP61000433A JP43386A JPH07108063B2 JP H07108063 B2 JPH07108063 B2 JP H07108063B2 JP 61000433 A JP61000433 A JP 61000433A JP 43386 A JP43386 A JP 43386A JP H07108063 B2 JPH07108063 B2 JP H07108063B2
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- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
- H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
- H02J3/12—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks for adjusting voltage in ac networks by changing a characteristic of the network load
- H02J3/14—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks for adjusting voltage in ac networks by changing a characteristic of the network load by switching loads on to, or off from, network, e.g. progressively balanced loading
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- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
- H02J2310/00—The network for supplying or distributing electric power characterised by its spatial reach or by the load
- H02J2310/50—The network for supplying or distributing electric power characterised by its spatial reach or by the load for selectively controlling the operation of the loads
- H02J2310/56—The network for supplying or distributing electric power characterised by its spatial reach or by the load for selectively controlling the operation of the loads characterised by the condition upon which the selective controlling is based
- H02J2310/58—The condition being electrical
- H02J2310/60—Limiting power consumption in the network or in one section of the network, e.g. load shedding or peak shaving
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- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02B—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO BUILDINGS, e.g. HOUSING, HOUSE APPLIANCES OR RELATED END-USER APPLICATIONS
- Y02B70/00—Technologies for an efficient end-user side electric power management and consumption
- Y02B70/30—Systems integrating technologies related to power network operation and communication or information technologies for improving the carbon footprint of the management of residential or tertiary loads, i.e. smart grids as climate change mitigation technology in the buildings sector, including also the last stages of power distribution and the control, monitoring or operating management systems at local level
- Y02B70/3225—Demand response systems, e.g. load shedding, peak shaving
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
- Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
- Y04S20/00—Management or operation of end-user stationary applications or the last stages of power distribution; Controlling, monitoring or operating thereof
- Y04S20/20—End-user application control systems
- Y04S20/222—Demand response systems, e.g. load shedding, peak shaving
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- Engineering & Computer Science (AREA)
- Power Engineering (AREA)
- Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
Description
【発明の詳細な説明】 〔産業上の利用分野〕 本発明は、発電所と負荷を抱えた系統が、連系線ルート
断事故等によって主系統から分離されたとき、事故時の
電圧低下によって脱落する負荷量を推定し、より高精度
の分離系統内需給バランス制御を可能とした系統安定化
装置に関するものである。
断事故等によって主系統から分離されたとき、事故時の
電圧低下によって脱落する負荷量を推定し、より高精度
の分離系統内需給バランス制御を可能とした系統安定化
装置に関するものである。
従来のこの種装置として第10図に示すものがあった。
同図においては、１は主系統側に属する変電所、２は制
御対象となる分離系統内の中心変電所、３は同じく分離
系統に属する発電所であって、各々送電線4,5で連系さ
れている。30aは非制御対象負荷群、30bは制御対象負荷
群である。系統安定化装置６は中心変電所２に設置され
ており、負荷電力測定用の入力変換回路61a、連系線潮
流測定用の入力変換回路61b,発電機出力測定用の入力変
換回路61c,ルート断検出回路62、マイクロプロセッサを
用いた演算処理装置63、ストッパ64、トリップ信号出力
回路65、負荷電圧測定用の入力変換回路67等で構成され
ている。
御対象となる分離系統内の中心変電所、３は同じく分離
系統に属する発電所であって、各々送電線4,5で連系さ
れている。30aは非制御対象負荷群、30bは制御対象負荷
群である。系統安定化装置６は中心変電所２に設置され
ており、負荷電力測定用の入力変換回路61a、連系線潮
流測定用の入力変換回路61b,発電機出力測定用の入力変
換回路61c,ルート断検出回路62、マイクロプロセッサを
用いた演算処理装置63、ストッパ64、トリップ信号出力
回路65、負荷電圧測定用の入力変換回路67等で構成され
ている。
次に動作について説明する。まず変流器C.T、計器用変
圧器P.Tより構成されるセンサ23,24及び32によって検出
された電流及び電圧データはコントロールケーブル25,2
7及び通信ルート33を介して、常時系統安定化装置６に
入力される。これらのデータをもとに、高調波分や過渡
振動分等を除去するフィルタ回路、有効電力を導出する
有効電力変換器、アナログ量をディジタル量に変換する
アナログ／ディジタル変換回路等で構成される入力変換
回路61a,61b及び61cは、主系統から供給される有効電力
潮流Ps、しゃ断対象負荷の有効電力分及び発電機出力
（有効力）を算出し、これをディジタル量に変換した後
に演算処理装置63に出力する。また、計器用変圧器PTよ
り構成されるセンサ28によって検出された負荷電圧V
Lも、フィルタ回路、アナログ／ディジタル変換回路等
で構成される電気所情報入力変換回路としての入力変換
回路67でディジタル量に変換された後、演算処理装置63
に出力される。一方、コントロールケーブル26及び通信
ルート12を介して送られてくるしゃ断器11及びしゃ断器
21の開閉情報も、ルート断検出回路62によってディジタ
ル情報に変換された後、演算処理装置63に出力される。
これらのデータを用いて主系統との連系線にルート断事
故が発生し、対象系統が単独運転となったことを検出し
た場合に、演算処理装置63は第11図に示すフロー図に従
って安定化制御を実行する。
圧器P.Tより構成されるセンサ23,24及び32によって検出
された電流及び電圧データはコントロールケーブル25,2
7及び通信ルート33を介して、常時系統安定化装置６に
入力される。これらのデータをもとに、高調波分や過渡
振動分等を除去するフィルタ回路、有効電力を導出する
有効電力変換器、アナログ量をディジタル量に変換する
アナログ／ディジタル変換回路等で構成される入力変換
回路61a,61b及び61cは、主系統から供給される有効電力
潮流Ps、しゃ断対象負荷の有効電力分及び発電機出力
（有効力）を算出し、これをディジタル量に変換した後
に演算処理装置63に出力する。また、計器用変圧器PTよ
り構成されるセンサ28によって検出された負荷電圧V
Lも、フィルタ回路、アナログ／ディジタル変換回路等
で構成される電気所情報入力変換回路としての入力変換
回路67でディジタル量に変換された後、演算処理装置63
に出力される。一方、コントロールケーブル26及び通信
ルート12を介して送られてくるしゃ断器11及びしゃ断器
21の開閉情報も、ルート断検出回路62によってディジタ
ル情報に変換された後、演算処理装置63に出力される。
これらのデータを用いて主系統との連系線にルート断事
故が発生し、対象系統が単独運転となったことを検出し
た場合に、演算処理装置63は第11図に示すフロー図に従
って安定化制御を実行する。
すなわち、第11図において、70は主系統とローカル系統
との間におけるルート断検出でそのルート断の発生を検
出してから安定化制御をスタートさせる開始ブロック、
71は負荷電圧VLが基準値Vrefより大きいか否かの判断ブ
ロック、72は負荷電圧がVL＜Vrefのとき第ｉ役目の負荷
選択を行う処理ブロック、73は第ｉ段目の負荷しゃ断PC
（ｉ）を実行する処理ブロックで、このPC（ｉ）は電圧
低下による負荷脱落が起ったとしても過制御とならない
程度の量に設定されている。74も負荷電圧につきVL＞V
refを再び判断する処理ブロック、75は第ｉ＋１番目の
負荷選択をする処理ブロック、76は重みづけ最小二乗法
を応用して、Ｌ ＊ 〔PLP ＊PLI ＊PLZ ＊〕ｔ ＝〔L t -1 Ｌ）-1（L t -1）Ｇ） …（１） Pdrop *=(分離前のトータル負荷)-(PLP *+PLI *+PLZ *) …
（２） よりトータルの負荷脱落量Pdrop ＊を演算する処理ブロ
ック、77は最終段の負荷しゃ断量Ｐｃ・terをＰｃ・ter
＝PS−Pdrop ＊から演算する処理ブロック、78は負荷し
ゃ断量Ｐｃ・terによる負荷しゃ断を実行する処理ブロ
ック、さらに79は制御終了ブロックである。なお、判断
ブロック71,74における基準値Vrefは負荷電圧VLがこの
値以上に回復したならば負荷脱落は生じないものとする
様な値であり、ほぼ定常値に近い0.8〜0.9p.u.程度の値
に選ぶ。
との間におけるルート断検出でそのルート断の発生を検
出してから安定化制御をスタートさせる開始ブロック、
71は負荷電圧VLが基準値Vrefより大きいか否かの判断ブ
ロック、72は負荷電圧がVL＜Vrefのとき第ｉ役目の負荷
選択を行う処理ブロック、73は第ｉ段目の負荷しゃ断PC
（ｉ）を実行する処理ブロックで、このPC（ｉ）は電圧
低下による負荷脱落が起ったとしても過制御とならない
程度の量に設定されている。74も負荷電圧につきVL＞V
refを再び判断する処理ブロック、75は第ｉ＋１番目の
負荷選択をする処理ブロック、76は重みづけ最小二乗法
を応用して、Ｌ ＊ 〔PLP ＊PLI ＊PLZ ＊〕ｔ ＝〔L t -1 Ｌ）-1（L t -1）Ｇ） …（１） Pdrop *=(分離前のトータル負荷)-(PLP *+PLI *+PLZ *) …
（２） よりトータルの負荷脱落量Pdrop ＊を演算する処理ブロ
ック、77は最終段の負荷しゃ断量Ｐｃ・terをＰｃ・ter
＝PS−Pdrop ＊から演算する処理ブロック、78は負荷し
ゃ断量Ｐｃ・terによる負荷しゃ断を実行する処理ブロ
ック、さらに79は制御終了ブロックである。なお、判断
ブロック71,74における基準値Vrefは負荷電圧VLがこの
値以上に回復したならば負荷脱落は生じないものとする
様な値であり、ほぼ定常値に近い0.8〜0.9p.u.程度の値
に選ぶ。
従来の系統安定化装置は以上のように構成されているの
で、負荷ノードの電圧がオンラインデータとして必要で
あり、前記実施例のような１機１ノード系には適用しや
すいが、負荷変電所が多数存在する系統では、各負荷ノ
ード電圧が事故クリア後多様に変化する為、適用が困難
になる。また前記（１），（２）式に示したように重み
づけ最小二乗法の推定式はかなり複雑なので、速応性を
損なわず本方式を実現する為には高性能なマイクロプロ
セッサが必要となり、コスト的な面でも負担が大きくな
る等の問題があった。
で、負荷ノードの電圧がオンラインデータとして必要で
あり、前記実施例のような１機１ノード系には適用しや
すいが、負荷変電所が多数存在する系統では、各負荷ノ
ード電圧が事故クリア後多様に変化する為、適用が困難
になる。また前記（１），（２）式に示したように重み
づけ最小二乗法の推定式はかなり複雑なので、速応性を
損なわず本方式を実現する為には高性能なマイクロプロ
セッサが必要となり、コスト的な面でも負担が大きくな
る等の問題があった。
この発明は上記のような課題を解消するためになされた
もので、負荷脱落量の推定を負荷ノード電圧を用いるこ
となく行え、かつ推定式も簡単な方式を提供し、多機多
ノード系にも適用可能な高精度でコスト面でも有利な系
統安定化装置を得ることを目的とする。
もので、負荷脱落量の推定を負荷ノード電圧を用いるこ
となく行え、かつ推定式も簡単な方式を提供し、多機多
ノード系にも適用可能な高精度でコスト面でも有利な系
統安定化装置を得ることを目的とする。
この発明に係る系統安定化装置は、分離系統に属する発
電機と制御対象負荷とをしゃ断器及び連系線を経て接続
した主系統と、その連系線の潮流を測定する潮流測定セ
ンサ、発電機の有効電力を測定する有効電力測定センサ
及び制御対象負荷の有効電力を測定する負荷有効電力測
定センサと、前記分離系統に属する代表電気所の周波数
を測定する周波数測定センサと、前記潮流測定センサと
有効電力測定センサ及び負荷有効電力測定センサとから
の情報を取込む夫々の入力変換回路と、前記連系線に設
けたしゃ断器の情報を取込む入力回路と、前記代表電気
所の周波数測定用の情報を取込む電気所情報入力変換回
路と、前記夫々の入力変換回路及び入力回路を経て取込
まれた情報の連系線潮流情報より制御量を算出し、該制
御量に見合った制御対象発電機の最適組合せ演算をし、
かつ代表電気所の周波数が規定偏差値を越えると推定さ
れると、トータル負荷脱落量の推定演算及び負荷脱落に
見合う制御対象発電機の最適組合せ演算を行い、該制御
対象発電機をしゃ断する演算処理を実行する演算処理装
置とを備えて構成したものである。
電機と制御対象負荷とをしゃ断器及び連系線を経て接続
した主系統と、その連系線の潮流を測定する潮流測定セ
ンサ、発電機の有効電力を測定する有効電力測定センサ
及び制御対象負荷の有効電力を測定する負荷有効電力測
定センサと、前記分離系統に属する代表電気所の周波数
を測定する周波数測定センサと、前記潮流測定センサと
有効電力測定センサ及び負荷有効電力測定センサとから
の情報を取込む夫々の入力変換回路と、前記連系線に設
けたしゃ断器の情報を取込む入力回路と、前記代表電気
所の周波数測定用の情報を取込む電気所情報入力変換回
路と、前記夫々の入力変換回路及び入力回路を経て取込
まれた情報の連系線潮流情報より制御量を算出し、該制
御量に見合った制御対象発電機の最適組合せ演算をし、
かつ代表電気所の周波数が規定偏差値を越えると推定さ
れると、トータル負荷脱落量の推定演算及び負荷脱落に
見合う制御対象発電機の最適組合せ演算を行い、該制御
対象発電機をしゃ断する演算処理を実行する演算処理装
置とを備えて構成したものである。
この発明における系統安定化装置は、分離系統内の周波
数が、電気所によらずほぼ一定な動きをし、また分離系
統内の需給アンバランス分を分離系統容量で正規化する
と、この量と上記周波数のある規定値を越えてから一定
時間後の値とがほぼ一義的に関係づけられる点に着目
し、前記関係を利用して推定して負荷脱落分に対して補
正制御を実行する。
数が、電気所によらずほぼ一定な動きをし、また分離系
統内の需給アンバランス分を分離系統容量で正規化する
と、この量と上記周波数のある規定値を越えてから一定
時間後の値とがほぼ一義的に関係づけられる点に着目
し、前記関係を利用して推定して負荷脱落分に対して補
正制御を実行する。
以下、この発明の一実施例を図について説明する。まず
本発明の基本原理を第１図を用いて説明する。第１図に
おいて、81aは分離系統内の第１段制御対象外の発電機
群を等価的に１台にまとめた発電機、81bは分離系統内
の第１段制御対象発電機群を等価的に１台にまとめた発
電機、82aは分離系統内の事故中脱落する負荷を等価的
に１つにまとめた負荷、82bは分離系統内に残存する負
荷を等価的に１つにまとめた負荷、83aは第１段発電機
しゃ段を等価的に模擬する為のスイッチ、83bは連系線
ルート断を等価的に模擬する為のスイッチ、83cは事故
中負荷脱落を等価的に模擬する為のスイッチ、84は分離
系統と主系統を連系する連系線、85は主系統である。
尚、ここでは連系線潮流が分離系統側から主系統へ送り
状態で、連系線ルート断時に分離系統内の需給バランス
制御として発電機しゃ断が必要となる場合を例にとって
いる。通常この制御量は連系線潮流と等しいか、ある目
標周波数偏差を満足する様に決定される。ここではこの
制御量を発電機81bの出力とする。
本発明の基本原理を第１図を用いて説明する。第１図に
おいて、81aは分離系統内の第１段制御対象外の発電機
群を等価的に１台にまとめた発電機、81bは分離系統内
の第１段制御対象発電機群を等価的に１台にまとめた発
電機、82aは分離系統内の事故中脱落する負荷を等価的
に１つにまとめた負荷、82bは分離系統内に残存する負
荷を等価的に１つにまとめた負荷、83aは第１段発電機
しゃ段を等価的に模擬する為のスイッチ、83bは連系線
ルート断を等価的に模擬する為のスイッチ、83cは事故
中負荷脱落を等価的に模擬する為のスイッチ、84は分離
系統と主系統を連系する連系線、85は主系統である。
尚、ここでは連系線潮流が分離系統側から主系統へ送り
状態で、連系線ルート断時に分離系統内の需給バランス
制御として発電機しゃ断が必要となる場合を例にとって
いる。通常この制御量は連系線潮流と等しいか、ある目
標周波数偏差を満足する様に決定される。ここではこの
制御量を発電機81bの出力とする。
第１図において を発電機81aへの機械的入力、M1を発電機81aの慣性定
数、 を発電機81bの機械的入力、M2を発電機81bの慣性定数、
Pdropを負荷82aの有効電力分、PLを負荷82bの有効電力
分、PTを連系線84を流れる有効電流潮流とする。（これ
らの量はすべて系統基準容量ベースの単位法で表現した
値とする。）又、発電機81aのガバナ効果は第２図に示
した様な特性となり（３）式で表わされる。
数、 を発電機81bの機械的入力、M2を発電機81bの慣性定数、
Pdropを負荷82aの有効電力分、PLを負荷82bの有効電力
分、PTを連系線84を流れる有効電流潮流とする。（これ
らの量はすべて系統基準容量ベースの単位法で表現した
値とする。）又、発電機81aのガバナ効果は第２図に示
した様な特性となり（３）式で表わされる。
一方、負荷82bの周波数特性は第３図に示した様な特性
となり（４）式で表わされる。
となり（４）式で表わされる。
但し KG;発電力の周波数特性定数〔％/Hz〕 KL;負荷の周波数特性定数〔％/Hz〕 Δf;基準周波数からの偏差分〔Hz〕 添字0;状変（系統分離）前の値（初期値）を表わす。
これらKG,KLは系統によってほぼ一義的に決まる値であ
る。又、（３）式によるガバナ効果の近似は、状変後４
〜５秒の範囲では、ほぼ成立するものである。
る。又、（３）式によるガバナ効果の近似は、状変後４
〜５秒の範囲では、ほぼ成立するものである。
ここで、ｔ＝０秒で連系線84のルート断、負荷82aの脱
落及び発電機81bに対するしゃ断が発生したとする。す
なわちスイッチ83a,83b,83cが同時にオーブンしたとす
ると、分離系統内の周波数応動は、ほぼ（５）式の微分
方程式によって支配される。
落及び発電機81bに対するしゃ断が発生したとする。す
なわちスイッチ83a,83b,83cが同時にオーブンしたとす
ると、分離系統内の周波数応動は、ほぼ（５）式の微分
方程式によって支配される。
但し、fbは系統基準周波数、一方、状変前の初期状態で
は が成立するので、分離発生後の分離系統内における需給
アンバランス分を分離系統容量で正規化した量をRuとす
ると、 が成り立つ。前記（７）式の関係を利用して（５）式を
変形、整理すると、 を得る。これを初期条件Δｆ（０）＝0Hzのもとで解く
と、 となる。
は が成立するので、分離発生後の分離系統内における需給
アンバランス分を分離系統容量で正規化した量をRuとす
ると、 が成り立つ。前記（７）式の関係を利用して（５）式を
変形、整理すると、 を得る。これを初期条件Δｆ（０）＝0Hzのもとで解く
と、 となる。
今、分離系統の周波数偏差Δｆがある規定値Δfrを越え
てからtr秒後の周波数偏差を第４図に示す様にΔfpとす
ると、（９）式よりこの値は、 で与えられる。これより周波数偏差Δfpは分離系統内の
発電機の運転状態、すなわち が一定ならば前記Ruに対して一義的に決定されることが
わかる。そして両者の関係は通常第５図に示した様に、
ほぼ一次式で与えられる。従って、あらかじめこの周波
数偏差Δfpと分離発生後の分離系統における需給アンバ
ランス分を分離系統容量で正規化した量Ruとの関係を
（10）式をベースに Ru＝ＡΔfp＋Ｂ …（11）（A,Bは定数） の様に近似してオフライン設定しておけば、系統分離が
発生したときに、ある代表電気所の周波数偏差Δfpの値
より、直ちにRuが求まり、さらに（７）式の関係より負
荷脱落量の推定値Pdrop ＊を によって算出することができる。ここで PTは事前情報として状変前に設定できるので、状変後オ
ンラインデータとして必要なのはΔfpのみとなる。
てからtr秒後の周波数偏差を第４図に示す様にΔfpとす
ると、（９）式よりこの値は、 で与えられる。これより周波数偏差Δfpは分離系統内の
発電機の運転状態、すなわち が一定ならば前記Ruに対して一義的に決定されることが
わかる。そして両者の関係は通常第５図に示した様に、
ほぼ一次式で与えられる。従って、あらかじめこの周波
数偏差Δfpと分離発生後の分離系統における需給アンバ
ランス分を分離系統容量で正規化した量Ruとの関係を
（10）式をベースに Ru＝ＡΔfp＋Ｂ …（11）（A,Bは定数） の様に近似してオフライン設定しておけば、系統分離が
発生したときに、ある代表電気所の周波数偏差Δfpの値
より、直ちにRuが求まり、さらに（７）式の関係より負
荷脱落量の推定値Pdrop ＊を によって算出することができる。ここで PTは事前情報として状変前に設定できるので、状変後オ
ンラインデータとして必要なのはΔfpのみとなる。
次に、以上述べた負荷脱落量推定原理に基づいた系統安
定化装置の一実施例とその動作を図について説明する。
定化装置の一実施例とその動作を図について説明する。
第６図において、1aは主系統、11は主系統側に属する連
系線のしゃ断器、12はしゃ断器11の情報を系統安定化装
置に伝送する為の通信ルート、2aは制御対象となる分離
系統、20は分離系統に属する代表電気所の母線、21は分
離系統側に属する連系線しゃ断器、22a〜22mは分離系統
内の制御対象負荷のフィーダーしゃ断器、23は連系線潮
流を測定する為の計器用変圧器PTや変流器CTより構成さ
れる潮流測定センサとしての電力用センサ、24a〜24mは
分離系統内の制御対象負荷の有効電力分を測定する為の
PT,CTより構成される負荷有効電力測定センサとしての
電力用センサ、25aは連系線潮流データを系統安定化装
置に伝送する為の通信ルート、26aはしゃ断器21の情報
を系統安定化装置に伝送する為の通信ルート、27a〜27m
は分離系統内の制御対象負荷の有効電力データを系統安
定化装置に伝送する為の通信ルート、28は代表電気所の
周波数を測定する為の周波数測定センサ、29はその代表
電気所周波数を系統安定化装置に入力する為のコントロ
ール・ケーブル、30a〜30mは分離系統内の制御対象負荷
群、31a〜31nは分離系統に属する全発電機、32a〜32nは
分離系統に属する発電機の有効電力出力を測定する為の
PT,CTより構成される有効電力測定センサとしての電力
用センサ、33a〜33nは分離系統に属する発電機の有効電
力出力データを系統安定化装置に伝送する為の通信ルー
ト、34a〜34nは分離系統に属する発電機のトリップ用し
ゃ断器、４は制御対象となる分離系統2aと主系統1aとを
結ぶ連系線である。又、６は分離系統内の代表電気所に
設置された系統安定化装置で、発電機有効電力測定用の
入力変換回路61a〜61n、連系線潮流測定用入力変換回路
62a、連系線しゃ断器情報用の入力回路62b、マイクロプ
ロセッサを用いた演算処理装置63、ストッパ64、トリッ
プ信号出力回路65、代表電気所周波数測定用の入力変換
回路67,制御対象負荷の有効電力分測定用の入力変換回
路68a〜68mより構成されており、これからの制御トリッ
プ信号は通信ルート66を介して制御対象発電機や負荷の
しゃ断器に出力される。
系線のしゃ断器、12はしゃ断器11の情報を系統安定化装
置に伝送する為の通信ルート、2aは制御対象となる分離
系統、20は分離系統に属する代表電気所の母線、21は分
離系統側に属する連系線しゃ断器、22a〜22mは分離系統
内の制御対象負荷のフィーダーしゃ断器、23は連系線潮
流を測定する為の計器用変圧器PTや変流器CTより構成さ
れる潮流測定センサとしての電力用センサ、24a〜24mは
分離系統内の制御対象負荷の有効電力分を測定する為の
PT,CTより構成される負荷有効電力測定センサとしての
電力用センサ、25aは連系線潮流データを系統安定化装
置に伝送する為の通信ルート、26aはしゃ断器21の情報
を系統安定化装置に伝送する為の通信ルート、27a〜27m
は分離系統内の制御対象負荷の有効電力データを系統安
定化装置に伝送する為の通信ルート、28は代表電気所の
周波数を測定する為の周波数測定センサ、29はその代表
電気所周波数を系統安定化装置に入力する為のコントロ
ール・ケーブル、30a〜30mは分離系統内の制御対象負荷
群、31a〜31nは分離系統に属する全発電機、32a〜32nは
分離系統に属する発電機の有効電力出力を測定する為の
PT,CTより構成される有効電力測定センサとしての電力
用センサ、33a〜33nは分離系統に属する発電機の有効電
力出力データを系統安定化装置に伝送する為の通信ルー
ト、34a〜34nは分離系統に属する発電機のトリップ用し
ゃ断器、４は制御対象となる分離系統2aと主系統1aとを
結ぶ連系線である。又、６は分離系統内の代表電気所に
設置された系統安定化装置で、発電機有効電力測定用の
入力変換回路61a〜61n、連系線潮流測定用入力変換回路
62a、連系線しゃ断器情報用の入力回路62b、マイクロプ
ロセッサを用いた演算処理装置63、ストッパ64、トリッ
プ信号出力回路65、代表電気所周波数測定用の入力変換
回路67,制御対象負荷の有効電力分測定用の入力変換回
路68a〜68mより構成されており、これからの制御トリッ
プ信号は通信ルート66を介して制御対象発電機や負荷の
しゃ断器に出力される。
次に本装置の動作について説明する。まず、計器用変圧
器PT、変流器CTより構成される電力用センサ23、24a〜2
4m,32a〜32nによって検出された電圧、電流データは通
信ルート25a,27a〜27m,33a〜33nを介して、常時系統安
定化装置６に入力される。これらのデータをもとに、高
調波分、過渡振動分を除去するフィルタ回路、有効電力
を導出する有効電力変換器、アナログ量をディジタル量
に変換するアナログ／ディジタル変換回路等で構成され
る入力変換回路62a,68a〜68m,61a〜61n等々は、連系線
潮流Ps、制御対象負荷の有効電力分、及び発電機有効電
力出力等を算出し、これをディジタル量に変換した後に
マイクロプロセッサを用いた演算処理装置63に出力す
る。又、計器用変圧器PTより構成される周波数測定セン
サ28によって検出された代表電気所母線20の電圧データ
は、コントロールケーブル29を介して、フィルタ回路、
周波数演算回路、アナログ／ディジタル変換回路等で構
成される代表電気所周波数測定用の入力変換回路67に入
力され、ここで周波数データを変換された後、ディジタ
ルデータとして演算処理装置63に出力される。一方、連
系線４のしゃ断器11,12の情報も通信ルート12,26aを介
して、常時連系線しゃ断器情報用入力回路62aに入力さ
れる。そして、この連系線しゃ断器情報入力回路62b
は、連系線でルート断事故が発生し、対象系統が分離さ
れ単独運転となったことを検出すると、直ちにルート断
検出信号を演算処理装置63に出力する。演算処理装置63
は、これらのデータを用いて第７図に示したフロー図に
従って、分離系統の需給バランス制御を実行する。尚、
第７図をフロー図は、連系線潮流が分離系統より送り状
態で、分離系統内の需給バランス制御として発電機しゃ
断を実施する場合を例にとったものである。
器PT、変流器CTより構成される電力用センサ23、24a〜2
4m,32a〜32nによって検出された電圧、電流データは通
信ルート25a,27a〜27m,33a〜33nを介して、常時系統安
定化装置６に入力される。これらのデータをもとに、高
調波分、過渡振動分を除去するフィルタ回路、有効電力
を導出する有効電力変換器、アナログ量をディジタル量
に変換するアナログ／ディジタル変換回路等で構成され
る入力変換回路62a,68a〜68m,61a〜61n等々は、連系線
潮流Ps、制御対象負荷の有効電力分、及び発電機有効電
力出力等を算出し、これをディジタル量に変換した後に
マイクロプロセッサを用いた演算処理装置63に出力す
る。又、計器用変圧器PTより構成される周波数測定セン
サ28によって検出された代表電気所母線20の電圧データ
は、コントロールケーブル29を介して、フィルタ回路、
周波数演算回路、アナログ／ディジタル変換回路等で構
成される代表電気所周波数測定用の入力変換回路67に入
力され、ここで周波数データを変換された後、ディジタ
ルデータとして演算処理装置63に出力される。一方、連
系線４のしゃ断器11,12の情報も通信ルート12,26aを介
して、常時連系線しゃ断器情報用入力回路62aに入力さ
れる。そして、この連系線しゃ断器情報入力回路62b
は、連系線でルート断事故が発生し、対象系統が分離さ
れ単独運転となったことを検出すると、直ちにルート断
検出信号を演算処理装置63に出力する。演算処理装置63
は、これらのデータを用いて第７図に示したフロー図に
従って、分離系統の需給バランス制御を実行する。尚、
第７図をフロー図は、連系線潮流が分離系統より送り状
態で、分離系統内の需給バランス制御として発電機しゃ
断を実施する場合を例にとったものである。
次に、第７図において、70aは第１段制御量を算出する
為の周期起動の開始ブロック、71aは連系線潮流データ
より第１段目の制御量を算出する処理ブロック、72aは
前記ブロック71aによって算出された制御量に見合う第
１段制御対象発電機の最適組み合せ演算をする処理ブロ
ックで、ここで選択された制御パターンは、次の周期で
更新されるまで保持される。73aはルート断発生の判断
ブロックで、ルート断発生を検出した場合には直ちに第
１段制御を実施する処理ブロック74a（第１の制御手
段）に移行する。75aは、第１段制御実施後における、
ある代表電気所の周波数が規定偏差値Δfrを越えるか否
かの判断ブロック（演算手段）で、これを越えない場合
は制御を終了する。一方、規定偏差Δfrを越える場合に
は、（11）式と（12）式とによりトータル負荷脱落量P
dropを推定演算する処理ブロック76a（演算手段）に入
る。77aは、このPdrop分に見合う制御対象発電機を最適
組み合せ演算する処理ブロックで、ここで選択された発
電機は、次の第２段制御を実施する処理ブロック78a
（第２の制御手段）でしゃ断される。79aは上記一連の
制御の終了ブロックである。
為の周期起動の開始ブロック、71aは連系線潮流データ
より第１段目の制御量を算出する処理ブロック、72aは
前記ブロック71aによって算出された制御量に見合う第
１段制御対象発電機の最適組み合せ演算をする処理ブロ
ックで、ここで選択された制御パターンは、次の周期で
更新されるまで保持される。73aはルート断発生の判断
ブロックで、ルート断発生を検出した場合には直ちに第
１段制御を実施する処理ブロック74a（第１の制御手
段）に移行する。75aは、第１段制御実施後における、
ある代表電気所の周波数が規定偏差値Δfrを越えるか否
かの判断ブロック（演算手段）で、これを越えない場合
は制御を終了する。一方、規定偏差Δfrを越える場合に
は、（11）式と（12）式とによりトータル負荷脱落量P
dropを推定演算する処理ブロック76a（演算手段）に入
る。77aは、このPdrop分に見合う制御対象発電機を最適
組み合せ演算する処理ブロックで、ここで選択された発
電機は、次の第２段制御を実施する処理ブロック78a
（第２の制御手段）でしゃ断される。79aは上記一連の
制御の終了ブロックである。
尚、周波数の規定偏差Δfrとしては、タービン発電機の
連続運転保証周波数やガバナの不感帯等を考慮して0.3
〜0.5Hzぐらいの値に設定すればよい。又、Δfr→Δfp
の設定時間は、第８図に示した様に約１秒ぐらいに設定
してやれば電力動揺が周波数動揺に重畳する場合にも、
フィルタリング効果によって精度の高い負荷脱落量推定
が行える。さらに発電機の運転状態、すなわち（10）式
における が季節や時間帯によって大幅に異なる場合には、この値
に応じた負荷脱落量推定カーブを、第９図に示した様に
何本か用意しておけばよい。この様にすることによって 共に事前情報として既知なので、発電機の運用状態に応
じた負荷脱落量の推定が行える。
連続運転保証周波数やガバナの不感帯等を考慮して0.3
〜0.5Hzぐらいの値に設定すればよい。又、Δfr→Δfp
の設定時間は、第８図に示した様に約１秒ぐらいに設定
してやれば電力動揺が周波数動揺に重畳する場合にも、
フィルタリング効果によって精度の高い負荷脱落量推定
が行える。さらに発電機の運転状態、すなわち（10）式
における が季節や時間帯によって大幅に異なる場合には、この値
に応じた負荷脱落量推定カーブを、第９図に示した様に
何本か用意しておけばよい。この様にすることによって 共に事前情報として既知なので、発電機の運用状態に応
じた負荷脱落量の推定が行える。
尚、上記実施例では連系線送り潮流で、発電機しゃ断を
実施する場合について示したが、連系線受け潮流で、分
離系統内の需給バランス制御として負荷しゃ断を実施す
る場合についても同様の考え方に基づいて、代表電気所
の周波数より負荷脱落量を推定し、これを制御に反映す
ることもできる。但し、この様な場合、負荷脱落は過制
御側に働くので、送り潮流時の様に第１段制御を実施し
た後、負荷脱落分に対して補正制御を行う２段制御の形
態ではなく、負荷脱落量の推定が終了した段階で必要な
制御を行う１段制御の形態が望ましい（負荷脱落量が多
い場合には、発電機しゃ断の実施も必要となる為。）。
実施する場合について示したが、連系線受け潮流で、分
離系統内の需給バランス制御として負荷しゃ断を実施す
る場合についても同様の考え方に基づいて、代表電気所
の周波数より負荷脱落量を推定し、これを制御に反映す
ることもできる。但し、この様な場合、負荷脱落は過制
御側に働くので、送り潮流時の様に第１段制御を実施し
た後、負荷脱落分に対して補正制御を行う２段制御の形
態ではなく、負荷脱落量の推定が終了した段階で必要な
制御を行う１段制御の形態が望ましい（負荷脱落量が多
い場合には、発電機しゃ断の実施も必要となる為。）。
又、上記実施例では、ある代表電気所の周波数がある規
定偏差値Δfrを越えて一定時間tr秒後の周波数偏差Δfp
を利用して負荷脱落量の推定を行っていたが、周波数の
ピーク値や定常周波数偏差等を利用しても、同様の負荷
脱落量の推定が行える。
定偏差値Δfrを越えて一定時間tr秒後の周波数偏差Δfp
を利用して負荷脱落量の推定を行っていたが、周波数の
ピーク値や定常周波数偏差等を利用しても、同様の負荷
脱落量の推定が行える。
以上の様に、この発明によれば、分離系統内の代表電気
所における周波数偏差を用いて、（11）及び（12）式に
示す様な簡単な一次式によって負荷脱落の推定を行うよ
うにしたので、多様系統にも容易に適用でき、しかもそ
れほど高性能なマイクロプロセッサを必要とせず、安価
な装置で精度の高い分離系統の需給バランス制御を高速
に実施できる効果がある。
所における周波数偏差を用いて、（11）及び（12）式に
示す様な簡単な一次式によって負荷脱落の推定を行うよ
うにしたので、多様系統にも容易に適用でき、しかもそ
れほど高性能なマイクロプロセッサを必要とせず、安価
な装置で精度の高い分離系統の需給バランス制御を高速
に実施できる効果がある。
第１図はこの発明の一実施例における基本原理を説明す
る為のモデル系統図、第２図はガバナ模擬特性図、第３
図は負荷模擬特性図、第４図は負荷脱落量推定に用いる
パラメータの説明図、第５図は負荷脱落量推定特定の概
念説明図、第６図は本発明の一実施例における系統安定
化装置の構成図、第７図は演算処理装置の処理フロー
図、第８図は周波数波形に電力動揺成分が重畳した場合
の周波数対策図、第９図は発電機の運用状態が大幅に変
化した場合の発電機状態変化対策図、第10図は従来の負
荷脱落量推定手法を適用した系統安定化装置の説明用
図、第11図は同実施例における演算処理装置の処理フロ
ー図である。 図において、1aは主系統、11,21はしゃ断器、2aは分離
系統、24a〜24mは負荷有効電力測定センサ、30a〜30mは
負荷、31a〜31nは発電機、32a〜32nは有効電力測定セン
サ、63は演算処理装置である。 尚、図中、同一符号は同一又は相当部分を示す。
る為のモデル系統図、第２図はガバナ模擬特性図、第３
図は負荷模擬特性図、第４図は負荷脱落量推定に用いる
パラメータの説明図、第５図は負荷脱落量推定特定の概
念説明図、第６図は本発明の一実施例における系統安定
化装置の構成図、第７図は演算処理装置の処理フロー
図、第８図は周波数波形に電力動揺成分が重畳した場合
の周波数対策図、第９図は発電機の運用状態が大幅に変
化した場合の発電機状態変化対策図、第10図は従来の負
荷脱落量推定手法を適用した系統安定化装置の説明用
図、第11図は同実施例における演算処理装置の処理フロ
ー図である。 図において、1aは主系統、11,21はしゃ断器、2aは分離
系統、24a〜24mは負荷有効電力測定センサ、30a〜30mは
負荷、31a〜31nは発電機、32a〜32nは有効電力測定セン
サ、63は演算処理装置である。 尚、図中、同一符号は同一又は相当部分を示す。
───────────────────────────────────────────────────── フロントページの続き (72)発明者 合田 忠弘 兵庫県神戸市兵庫区和田崎町１丁目１番２ 号 三菱電機株式会社制御製作所内 (72)発明者 押田 秀治 兵庫県神戸市兵庫区和田崎町１丁目１番２ 号 三菱電機株式会社制御製作所内 (72)発明者 成田 利春 兵庫県神戸市兵庫区和田崎町１丁目１番２ 号 三菱電機株式会社制御製作所内
Claims (1)
- 【請求項１】主系統と分離系統を連係する連係線の潮流
を測定する潮流測定手段と、上記分離系統に接続されて
いる発電機及び負荷の有効電力を測定する有効電力測定
手段と、上記分離系統の系統周波数を測定する周波数測
定手段と、上記連係線に設けられている遮断器の開閉状
態を監視する監視手段と、上記監視手段により遮断器が
閉状態から開状態に移行したことを検出されると、上記
遮断器が閉状態のとき上記潮流測定手段により測定され
た潮流の値に見合った発電機を遮断する第１の制御手段
と、上記第１の制御手段により発電機が遮断されると、
基準周波数に対する上記系統周波数の偏差値が規定偏差
値を越えたか否かを判定し、その系統周波数の偏差値が
規定偏差値を越えた場合には、その系統周波数の偏差値
に基づいて需給アンバランス分を演算するとともに、そ
の需給アンバランス分，上記遮断器が閉状態のときの上
記発電機及び負荷の有効電力，並びに上記遮断器が閉状
態のときの上記連係線の潮流に基づいて負荷脱落量を演
算する演算手段と、上記演算手段により演算された負荷
脱落量に見合った発電機を遮断する第２の制御手段とを
備えた系統安定化装置。
Priority Applications (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP61000433A JPH07108063B2 (ja) | 1986-01-06 | 1986-01-06 | 系統安定化装置 |
| DE3689724T DE3689724T2 (de) | 1986-01-06 | 1986-12-30 | Stabilisator für Energieversorgungssystem. |
| EP86118145A EP0231528B1 (en) | 1986-01-06 | 1986-12-30 | Power system stabilizer |
| US07/000,378 US4785405A (en) | 1986-01-06 | 1987-01-05 | Power system stabilizer |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP61000433A JPH07108063B2 (ja) | 1986-01-06 | 1986-01-06 | 系統安定化装置 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPS62160038A JPS62160038A (ja) | 1987-07-16 |
| JPH07108063B2 true JPH07108063B2 (ja) | 1995-11-15 |
Family
ID=11473678
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP61000433A Expired - Lifetime JPH07108063B2 (ja) | 1986-01-06 | 1986-01-06 | 系統安定化装置 |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US4785405A (ja) |
| EP (1) | EP0231528B1 (ja) |
| JP (1) | JPH07108063B2 (ja) |
| DE (1) | DE3689724T2 (ja) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2016127655A (ja) * | 2014-12-26 | 2016-07-11 | 株式会社日立製作所 | 電力系統安定化装置及び方法 |
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| US5321635A (en) * | 1992-09-02 | 1994-06-14 | Alliedsignal Inc. | Synchro drive stabilization system |
| US5703791A (en) * | 1994-02-17 | 1997-12-30 | Hitachi, Ltd. | Electric power system stabilization control apparatus and method thereof |
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| US5896302A (en) * | 1997-01-23 | 1999-04-20 | Commonwealth Edison Company | System and method for providing integrated reclosing of circuit breakers in a power substation |
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| SE524670C2 (sv) * | 2003-01-30 | 2004-09-14 | Abb Ab | En anordning och ett förfarande för effektbalansering |
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| CN112582992B (zh) * | 2019-09-29 | 2022-08-09 | 北京天诚同创电气有限公司 | 直流微网支路联动控制系统及方法 |
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| JPS5949775B2 (ja) * | 1977-05-24 | 1984-12-05 | 富士電機株式会社 | 電力送電系統の安定化装置 |
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-
1986
- 1986-01-06 JP JP61000433A patent/JPH07108063B2/ja not_active Expired - Lifetime
- 1986-12-30 EP EP86118145A patent/EP0231528B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1986-12-30 DE DE3689724T patent/DE3689724T2/de not_active Expired - Fee Related
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1987
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Also Published As
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| EP0231528A3 (en) | 1989-09-13 |
| DE3689724D1 (de) | 1994-04-21 |
| EP0231528B1 (en) | 1994-03-16 |
| JPS62160038A (ja) | 1987-07-16 |
| US4785405A (en) | 1988-11-15 |
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