JPH10257674A - モデリング方法、予測方法及び系統安定化制御方法 - Google Patents

Abstract

(57)【要約】 【課題】 発電所の自端情報のみを用いて動揺現象の予
測演算を行ない脱調現象を防止する安定化制御のための
手段を提供する。 【解決手段】 本発明の系統安定化制御方法は、発電所
の自端情報のみの計測を行なった上で、動揺現象を特徴
づける２機発電機モデルと等価な発電機モデルの位相角
及び発電機定数を算出する発電機定数算出工程と、算出
された位相角及び発電機定数を用いて動揺現象の予測演
算を行なう予測演算工程と、予測結果に基づき発電機が
脱調するか否かを判定する脱調予測判定工程と、脱調が
判定された際に発電機遮断量を算出する遮断量算出工程
とを備える。

Description

【発明の詳細な説明】

【０００１】

【発明の属する技術分野】この発明は、電力系統の安定
化を図るためのモデリング方法、予測方法及び系統安定
化制御方法に関する。

【０００２】

【従来の技術】系統安定化方法とは、発電機の動揺現象
の安定化を図る方法で、例えば揚水発電機群を有する発
電所において、本系統で事故が発生した時に、揚水発電
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の遮断を行なうために用いられ
る。図２０は、従来の系統安定化制御装置の一例を示す
システムの概念図である。この図において、符号１は系
統安定化制御装置の設置される発電所（以下自端と呼
ぶ）の発電機、２は自端以外において代表発電機を含む
多機系統で構成される本系統、３は系統安定化で用いる
本系統側の代表発電機（以下代表発電機と呼ぶ）、４は
系統安定化制御装置、５は系統安定化制御装置４で用い
る自端のデータ計測点、６は代表発電機のデータ計測装
置、７は代表発電機３に設置されるデータ計測装置６か
ら系統安定化制御装置４へのデータ転送を行なうための
伝送路を示している。

【０００３】従来の系統安定化制御装置４では、装置へ
の系統状態の入力は、自端及び本系統側の代表点におけ
る計測データである。ここで本系統側の代表点として
は、事前の系統現象の解析などに基づき系統事故発生時
に自端と相対して動揺すると思われる発電機を選択して
おく必要がある。また、代表点のデータを自端にて用い
るために、専用の伝送路を設置する必要がある。

【０００４】図１９は平成８年電気学会電力・エネルギ
ー部門大会にて発表された「予測演算論理に基づく系統
安定化制御方式に関する基礎的検討」に記載された等価
発電機オンラインモデリングの概略図である。図１９に
おいて、符号１はオンラインモデリングを行ない予測演
算の対象となるの発電機、２は自端以外の本系統、５は
オンラインモデリングを行なうためのデータを計測する
計測点、８は本系統を１機発電機モデルで縮約した仮想
相手端、９は自端及び仮想相手端の間に仮想的に存在す
る線路リアクタンスを示している。

【０００５】次にこの従来例の動作について説明する。
上記「系統安定化制御方式に関する基礎的検討」では、
図１９に示されるように、自端以外の本系統を等価１機
発電機（以下相手端）で模擬し、自端及び仮想相手端の
２つの発電機を考えることにより、事前に相手端の選択
を行なうことなく、自端で事故発生後に得られる情報を
用いて動揺現象を把握するためのオンラインモデリング
論理が報告されている。

【０００６】図１９において、自端（１）で事故後に計
測可能な情報は自端付近の計測点における潮流値（Ｐ１
＋ｊＱ１）及び計測点の電圧値（Ｖ１）である。このと
き、

【数１】 及び

【数２】 が成立する。この式をＸＬについて解くことにより、

【数３】 が得られる。ここで仮想相手端の電圧値（Ｅ２）は、事
故直後の過渡領域で大きくは変化しない性質を利用すれ
ば、事前設定しておくことにより自端及び仮想相手端間
の線路リアクタンス（ＸＬ）は式３から算出が可能であ
る。ここで得られたＸＬを再び式２に代入することによ
り、自端及び仮想相手端の位相差は

【数４】 として算出できる。

【０００７】しかし、実際には、事故後の動揺現象の過
渡領域であっても、相手端の電圧値（Ｅ２）はある程度
の変動をすること、事前に設定した電圧値が実際には異
なる可能性があることなどから、必ずしも式４で算出さ
れる位相角は正確に算出されるとは限らないという問題
がある。また、式３において、演算子「±」が含まれて
いるが、そのどちらを選択するかについては具体的な方
法がないという問題点がある。

【０００８】また前出の予測演算論理に関する文献で
は、相手端発電機の発電機定数（慣性定数：Ｍ２、制動
係数：Ｄ２）及び発電機機械入力（ＰＭ２）について
は、

【数５】 で表される仮想相手端発電機に関する運動方程式で表現
ができる。ここでｎ個の時間断面（ｔ１、・・・、ｔ
ｎ）において前述の式４から得られた位相角（θ２）の
時系列データを用いれば、

【数６】

【数７】 なる式に最小自乗法を適用することにより、

【数８】 から相手端発電機の慣性定数（Ｍ２）、制動係数（Ｄ
２）及び発電機機械入力（ＰＭ２）の算出ができると記
載されている。

【０００９】しかし、自端の位相角の動揺に比べて、一
般的に本系統を代表することとなる仮想相手端の動揺の
振幅は小さいといえる。このため、式７を算出する際に
必要な位相角の二階微分の値には誤差が多く含まれるこ
ととなり、発電機定数の算出精度に問題がある。

【００１０】

【発明が解決しようとする課題】従来の安定化方式に用
いられる自端に対する仮想相手端のオンライン計測デー
タに基づくモデリング方式は上述したように構成されて
いるので、仮想相手端の位相角の算出及び仮想発電機の
発電機定数の算出に関して、演算精度を満足しないとい
う問題点があった。

【００１１】この発明は、上述したような問題点を解決
されるためになされたもので、自端情報のみを用いた仮
想相手端位相角の演算及び発電機定数の算出に際して、
演算精度を向上させることを目的とする。本発明の他の
目的は、自端情報のみから算出された位相角及び発電機
定数から、事故発生後の動揺現象が発散して発電機が脱
調すると予測される場合、事前の予測演算により、安定
化制御に必要な発電機の遮断台数を算出することにあ
る。

【００１２】本発明の更に他の目的は、自端−仮想相手
端間の位相角演算において、仮想相手端の電圧の事前設
定値によらず、位相角演算の精度を向上させ得るモデリ
ング方法を提供することにある。

【００１３】本発明の更に他の目的は、自端−仮想相手
端間の位相角算出後の発電機定数算出において、仮想相
手端位相角の動揺偏差が小さい場合にも、発電機定数演
算の精度を向上さ得るモデリング方法を提供することに
ある。

【００１４】本発明の更に他の目的は、発電機位相角及
び発電機定数算出後に、系統事故発生後の動揺現象の予
測演算を実施するための予測方法を提供することにあ
る。

【００１５】本発明の更に他の目的は、発電機の動揺現
象の予測演算の結果を用いて、現状のままであれば発電
機が脱調するかしないかを判定するための予測方法を提
供することにある。

【００１６】本発明の更に他の目的は、系統事故発生後
に発電機が脱調すると予測される場合に、系統を安定化
するために必要な発電機遮断を行なうための系統安定化
制御方法を提供することにある。

【００１７】

【課題を解決するための手段】請求項１記載の発明に係
わるモデリング方法は、仮想相手端電圧の事前整定値に
よる誤差を取り除くために、自端及び仮想相手端間の線
路リアクタンス算出前は仮想相手端電圧が変化しないと
仮定してベクトル的に位相角の算出をおこない、最も位
相角が大きくなったことを検出した時点で電圧値を用い
てベクトル的に自端及び仮想相手端間の線路リアクタン
スを算出し、線路リアクタンス算出後は、線路リアクタ
ンスを用いてベクトル的に自端及び仮想相手端間の位相
角を算出するようにしたものである。

【００１８】請求項２記載の発明に係わるモデリング方
法は、仮想相手端電圧の事前整定値に固定とするために
発生する演算誤差を取り除くために、現在の相手端電圧
値からベクトル的に算出される位相角と、線路リアクタ
ンスからベクトル的に算出される位相角とを比較し、差
が一定以上開く場合に、差を縮めるよう仮想相手端電圧
値及び線路リアクタンスを修正しながら、自端及び仮想
相手端間の位相角を算出するようにしたものである。

【００１９】請求項３記載の発明に係わるモデリング方
法は、発電機定数の算出に際して、自端及び仮想相手端
の２つの発電機モデルを別個に扱うことなく、安定度的
に等価な１機発電機モデルに置き換えることで、位相角
の変動が小さな仮想相手端の発電機定数の算出を行なう
ことなく、動揺現象の予測演算に必要な発電機定数の算
出を行なうようにしたものである。

【００２０】請求項４記載の発明に係わるモデリング方
法は、発電機定数の算出に際して、発電機の運動方程式
を計測データの時系列データから最小二乗法を用いて算
出する時に、運動方程式を事前に不定積分しておき位相
角の二階微分の項をなくしておくことで、演算誤差を小
さくして発電機定数の算出を行なうようにしたものであ
る。

【００２１】請求項５記載の発明に係わる予測方法は、
予測演算に用いる発電機及び無限大母線系統の回路網方
程式を、上記位相角演算方式で算出した線路リアクタン
ス及び仮想相手端電圧値から算出する代わりに、上述の
位相角演算手法で算出した位相角及び自端で計測可能な
電気的出力値の時系列データを用いて、位相角と電気出
力の関係が三角関数で表現できるという事実に基づき三
角関数で回路網方程式を数式化して算出した上で、発電
機の動揺を表現する運動方程式と回路網方程式を交互に
解いて動揺現象の予測演算を行なうようにしたものであ
る。

【００２２】請求項６記載の発明に係わる予測方法は、
上記予測方法の位相角及び電気出力による回路網方程式
の算出に際して、過去の時系列データの選択を位相の間
隔が均等となるように選択した上で回路網方程式の補正
を行ない、動揺現象の予測演算を行なうようにしたもの
である。

【００２３】請求項７記載の発明に係わる予測方法は、
自端発電機及び仮想相手端発電機を安定度的に等価な１
機発電機モデルに置き換えて予測演算を行なう際に、自
端発電機の遮断を行なった場合の等価発電機定数の変化
を算出することにより、遮断実施が行なわれた場合の発
電機動揺の予測演算を行なうようにしたものである。

【００２４】請求項８記載の発明に係わる予測方法は、
上記発電機動揺の予測演算方法を用いて発電機の位相角
及び電気出力の予測演算行なった結果、発電機の位相角
が増加すると共に、発電機の電気出力値が減少している
時に、事故発生前の発電機出力値を下回ることにより、
発電機の脱調現象を実際の脱調現象が発生する前に判定
するようにしたものである。

【００２５】請求項９記載の発明に係わる系統安定化制
御方法は、上記発電機の脱調を予測判定する方法を用い
て、発電機の脱調現象を実際の脱調現象の事前に予測し
た場合、複数台数ある発電機のうち事前に整定した台数
の発電機の遮断を実施することにより、残りの発電機の
脱調現象を抑制して系統の安定化を行なうようにしたも
のである。

【００２６】請求項１０記載の発明に係わる系統安定化
制御方法は、上記発電機の脱調を予測判定する方法によ
り脱調を予測した場合に、発電機の遮断台数を逐次変更
した上で、再度請求項７の予測演算方法を用いて発電機
動揺の予測演算を行ない、脱調現象が発生しないと予測
されるまで上記を繰り返し行なうことにより、安定化に
必要な発電機の遮断台数の算出を行なうようにしたもの
である。

【００２７】請求項１１記載の発明に係わる系統安定化
制御方法は、上記発電機の脱調を予測判定する方法を用
いて発電機の脱調現象を実際の脱調現象の事前に予測し
た場合、複数台数ある発電機のうち１台の発電機の遮断
を実施し、更に位相角最小となる時点を待って、更に１
台の遮断を追加して行なうようにしたものである。

【００２８】

【発明の実施の形態】

実施の形態１．以下、添付図面を参照して、この発明の
実施の形態について説明する。図２は実施の形態１によ
るモデリング方法における位相角算出方式の動作原理を
示すフローチャートである。また、図３は実施の形態１
における諸量のベクトル的な関係を示す図である。

【００２９】次に、この実施の形態１の動作について図
２を参照して説明する。本方式では、先ずステップＳ１
において、最初に仮想相手端電圧（Ｅ２）を整定値とし
て与えておく。本系統側で事故が発生したことを検知し
て、以下のループを繰り返し実行する。

【００３０】ステップＳ２では、系統安定化装置を設置
する発電所の計測点における電圧値（Ｖ１）を計測し、
ステップＳ３で電流値（Ｐ＋ｊＱ）の計測を行なう。ス
テップＳ４では、計測したデータを用いて計測点の電圧
に対する電流（Ｉ）の絶対値及び位相角（α）を

【数９】 として算出する。なお、このステップＳ４で電流値を直
接計測して利用することも可能である。

【００３１】ステップＳ５では、線路リアクタンス（Ｘ
Ｌ）が既に算出済みか否かの判定を行なう。すなわち、
始めてこのステップＳ５に入る場合は、未算出である。
算出済みの場合はステップＳ６に、算出していない場合
はステップＳ７を実施する。

【００３２】ステップＳ６では、計測点の電圧値（Ｖ
１）、線路リアクタンス（ＸＬ）、電流値（Ｉ）、電流
の位相角（α）を用いて、電流に対する仮想相手端の位
相角（β）を次式で算出する。

【数１０】

【００３３】ステップＳ７では、計測点の電圧値（Ｖ
１）、仮想相手端の電圧値（Ｅ２）、電流の位相角
（α）を用いて、電流に対する仮想相手端の位相角
（β）を次式で算出する。

【数１１】

【００３４】ステップＳ８では、例えば位相角（β）の
微分値などを用いて、極大値の判定を行なう。またこの
ステップＳ８は、βの代わりに電流値（Ｉ）の極大値を
用いることも可能である。極大値である場合、ステップ
Ｓ９へ、極大値でない場合はステップＳ１０を実施す
る。

【００３５】ステップＳ９では、計測点の電圧値（Ｖ
１）、仮想相手端の電圧値（Ｅ２）、電流値（Ｉ）、電
流の位相角（α）、電流に対する仮想相手端の位相角
（β）を用いて、次式により線路リアクタンス（ＸＬ）
の算出を行なう。

【数１２】

【００３６】ステップＳ１０では、計測点に対する電流
の位相角（α）及び電流に対する仮想相手端の位相角
（β）を用いて、次式により計測点に対する仮想相手端
の位相角（δ）の算出を行なう。

【数１３】 位相角（δ）の算出が完了すれば、次の計測を行なうた
めにステップＳ２に戻る。

【００３７】実施の形態２．図４は本発明の実施の形態
２によるモデリング方法における位相角算出方式の動作
原理を示すフローチャートである。

【００３８】次に、この実施の形態２の動作について図
４を参照して説明する。本実施の形態２は、Ｅ２を初期
化する部分である、ステップＳ１乃至Ｓ５は実施の形態
１と同じである。

【００３９】ステップＳ２０では、実施の形態１のステ
ップＳ６と同様の方式にて位相角の算出を行なうが、こ
こで得られる値をβ１とする。

【００４０】また、ステップＳ２１についても、実施の
形態１のステップＳ７と同様の方式にて位相角の算出を
行なうが、ここで得られる値をβ２とする。これにとも
ない、図１のステップＳ７及びステップＳ８に対応する
ステップＳ２２及びステップＳ２３で用いる位相角はβ
２に置き換わる。

【００４１】ステップＳ２４では、自端及び仮想相手端
間の位相角（δ）を次式で算出する。

【数１４】

【００４２】ステップＳ２５では、算出された位相角β
１及びβ２に関して、β１／β２とβ２／β１との最大
値Ｍａｘ（大きい方）が所定の定数Ｋよりも大きいか否
かを判定し、Ｍａｘ≦Ｋの場合には、次のデータを計測
するために、ステップＳ２に戻る。また、Ｍａｘ＞Ｋの
場合は、ステップＳ２６に進み、α、β１，β２、Ｖ１
を用いてＥ２を修正する。

【００４３】ステップＳ２６では、次式により仮想相手
端の電圧値の補正を行なう。

【数１５】 なお、フローチャートに示すＫは事前整定項目であり、
１ないしは２程度の定数値である。仮想相手端電圧の補
正終了後は、次のデータを計測するためにステップＳ２
に戻る。

【００４４】実施の形態３．図５は、実施の形態３によ
るモデリング方法における発電機定数算出方式の概念図
である。

【００４５】次に、この実施の形態３の動作原理につい
て図５を参照して説明する。一般的に、２機発電機系統
は安定度的に等価な１機発電機−無限大母線系統に置き
換えて考えることが可能である。このとき、等価１機発
電機モデルの運動方程式は次式で表される。

【数１６】

【００４６】２機モデルと１機等価モデルの発電機定数
等の関係は、

【数１７】 である。ここで自端及び仮想相手端間の線路に関して
は、前述の位相差演算方式でリアクタンスのみを仮定し
たため有効電力の損失はないため、次式が成立する。

【数１８】 したがって、式１６は

【数１９】 と書き換えることが可能である。

【００４７】この式１９を式５の代わりに用いて、例え
ば実施の形態１及び２等の位相角演算方式により算出で
きる自端−仮想相手端の位相差（δ）の時系列データを
用いれば、

【数２０】

【数２１】 なる式に最小自乗法を適用することにより、

【数２２】 として、等価１機発電機の発電機定数の算出を行なうこ
とが可能である。

【００４８】実施の形態４．本発明の実施の形態４は本
発明によるモデリング方法における発電機定数算出方式
の動作原理を実現するものである。式１９の等価１機発
電機モデルの運動方程式に対して不定積分を行ない、

【数２３】 と変形する。ここでＣは不定積分に伴う積分係数であ
る。

【００４９】位相角（δ）に関して、例えば上記実施の
形態１及び２等の位相角演算方式を用いて方法をｎ個の
時間断面データ（ｔ１、・・・、ｔｎ）が得られれば、
式２１と同様の式変形により次式が得られる。

【数２４】 但し、Ｔはデータのサンプル間隔である。したがって、

【数２５】 として、等価発電機の発電機定数が算出できる。

【００５０】実施の形態５．図６は、本発明の実施の形
態５による予測演算方式におけるフローチャートであ
る。また、図７はこの予測演算方式で用いる電力位相差
特性補正の概念図である。

【００５１】次に、図６を参照してこの実施の形態５の
動作原理を説明する。発電機の動作の予測演算を行なう
場合は、例えば次式で示される２機の発電機に関する電
力位相差特性を表す回路網方程式（ステップＳ８４）
と、発電機の運動方程式（ステップＳ８５）を交互に解
くことにより実現可能である。

【数２６】

【数２７】 したがって、図６のフローチャートに示されるように、
自端情報の計測（ステップＳ８０）、オンラインモデリ
ング（ステップＳ８１）を行なって得られる位相角及び
電気出力の値を用いて、上記方程式を交互に解くことに
より予測演算を実行することが可能である（ステップＳ
８３〜ステップＳ８６）。

【００５２】この時の電力位相差特性は、式２６に示さ
れる通り、自端電圧値（Ｅ１）、相手端電圧値（Ｅ２）
及び自端相手端間の線路リアクタンス（ＸＬ）が分かれ
ば計算することが可能である。したがって、上記実施の
形態１乃至４などの方法を用いて自端とそれに対する本
系統を１機−無限大母線系統モデルに変換することによ
り、オンライン計測データを用いて式２６の特性を同定
することが可能である。

【００５３】しかし、現実の系統とモデル系統との差に
より誤差が発生する場合がある。この様な場合に、式２
６をより一般的に次式で置き換える（ステップＳ８
２）。

【数２８】 そこで、オンライン計測したＰＥ（ｔ）及び位相角演算
手法により算出されたδ（ｔ）の時系列データを一定時
間間隔で用いて、式２８を次のように変形して、各係数
を求める。

【数２９】

【数３０】

【００５４】最小２乗法を適用してｂ１、ｂ２、Ｐ０を
算出すれば、Ｐ１、θ０は次式により算出できる。

【数３１】

【数３２】

【００５５】この方式により補正した電力位相差特性を
用いて、１機発電機−無限大母線系統の予測演算を行な
うことにより、予測演算精度の向上を図ることが可能と
なる。

【００５６】実施の形態６．図８は、本発明の実施の形
態６による予測演算方式の電力位相特性補正による補正
向上効果を示すもので、（ａ）は本発明手法によるも
の、（ｂ）は従来方法によるものである。

【００５７】次に、この実施の形態６の動作について説
明する。前記実施の形態５の補正方式では、補正に用い
る電気出力（ＰＥ）及び位相角（δ）の時系列データに
ついて、現時刻から時間間隔一定で過去に溯りながら選
択して演算に用いている。

【００５８】これに対し、本実施の形態６における電力
位相差特性の補正方式では、現時刻から過去に溯りなが
らデータを選択する際に位相角に着目して、最後に選択
したデータと位相角が予め指定した角度を越えるという
条件を満たしたデータの選択を行なう。この動作を繰り
返すことにより、過去の時系列データを選択する際に、
電力位相差の平面上で、図８の（ａ）に示すように、選
択した時系列データが等間隔に選択されることになり、
最小二乗法で電力位相差特性を演算する際の演算精度を
向上させることが可能となる。

【００５９】この方式により補正した電力位相差特性を
用いて、１機発電機−無限大母線系統の予測演算を行な
うことにより、予測演算精度の向上を図ることが可能と
なる。

【００６０】実施の形態７．図９の（ａ）は、本発明の
実施の形態７による予測演算方式を用いた場合の発電機
遮断実施時の予測演算方式（方式１）のフローチャート
である。また、図９の（ｂ）はこの予測演算方式を用た
場合の発電機遮断実施時のもう一つの予測演算方式（方
式２）のフローチャートである。

【００６１】次に、この実施の形態７の動作原理につい
て図９を参照して説明する。まず、方式１について説明
する。

【００６２】ステップＳ３１における自端でのデータ計
測に基づき、ステップＳ３２において、上記モデリング
方法などの方式を用いて、事故後の動揺現象を特徴づけ
る等価発電機モデルの発電機定数の算出を行なう。

【００６３】ステップＳ３３で自端発電機の遮断台数の
設定を行なう。

【００６４】ステップＳ３４では、式１７の関係を用い
て、事前に知ることのできる自端発電機の慣性定数（Ｍ
１）及びステップＳ３２にて算出された等価発電機の慣
性定数（Ｍ）を用いて次式で仮想相手端発電機の慣性定
数（Ｍ２）の算出を行なう。

【数３３】

【００６５】ステップＳ３５では、ステップＳ３３で選
択した遮断台数を用いて、自端発電機の慣性定数の変化
の計算を行なう。すなわち、全自端発電機台数をＮ、遮
断される発電機の台数をｎとしたときの遮断係数（ａ＝
（Ｎ−ｎ／Ｎ））を用いれば、遮断実施後の自端発電機
の慣性定数（Ｍ’１）は、次式

【数３４】 により表される。

【００６６】ステップＳ３６では、ステップＳ３４で算
出したＭ２及びステップＳ３５で算出したＭ’１を用い
て、遮断実施後の等価発電機の慣性定数（Ｍ’）の算出
を次式で行なう。

【数３５】

【００６７】ステップＳ３７では、ステップＳ３６で算
出した遮断実施後の等価発電機の慣性定数を用いて、前
記予測演算手法等の方式を用いて予測演算を実施する。

【００６８】次に、方式２について説明する。方式２で
は、方式１の等価発電機の慣性定数の算出（ステップＳ
３４、Ｓ３５、Ｓ３６）がステップＳ３８と簡略化され
たものである。この簡略化により、方式２のステップＳ
３８では、方式１のステップＳ３６の式３５の代わりに
次式が用いられる。

【数３６】

【００６９】この簡略化により、方式１を用いて算出し
たＭ’は方式２を用いて算出したＭ’と比較すれば誤差
を含むことになるが、一般的に自端発電機の慣性定数
（Ｍ１）に比べて仮想相手端発電機の慣性定数（Ｍ２）
が１０倍程度大きなことを考慮すればその誤差の影響は
小さい。

【００７０】実施の形態８．図１０は、本発明の実施の
形態８による脱調予測判定手法の動作原理を説明するフ
ローチャートである。次にこの実施の形態８の動作につ
いて図１０を参照して説明する。

【００７１】本方式では、ステップＳ４１において、事
故発生前の自端発電機の電気出力値を保存しておく。

【００７２】ステップＳ４２では、前述の実施の形態５
及び６等の予測演算方式を用いて、発電機動揺現象の予
測演算を１サンプルステップ分だけ行なう。

【００７３】ステップＳ４３では、ステップＳ４２で得
られた等価発電機の電気出力について、前回の予測演算
結果の電気出力との比較をすることにより、電気出力が
減少しているか否かを判定する。増加している場合は、
脱調現象は発生しないため、ステップＳ４２に戻り、次
の時刻の予測演算を行なう。減少している場合には、脱
調する可能性があるため、ステップＳ４４に進む。

【００７４】ステップＳ４４では、現在予測演算してい
る等価発電機電気出力値が、事前に保存した自端発電機
の実際の電気出力より小さいか否かを判定する。大きな
場合は、脱調現象は発生しないため、ステップＳ４２に
戻り、次の時刻の予測演算を行なう。小さな場合には、
脱調する可能性があるため、ステップＳ４５に進む。

【００７５】ステップＳ４５では、前回の予測演算結果
の位相角との比較をすることにより、位相角が増加して
いるか否かを判定する。減少している場合には、脱調現
象は発生しないため、ステップＳ４２に戻り、次の時刻
の予測演算を行なう。増加している場合には、脱調する
と判定する。

【００７６】実施の形態９．図１は本発明の実施の形態
９による安定化制御方式を組み込んだ系統安定化制御装
置４Ａを有するシステムを説明する図である。図１１は
実施の形態９の安定化制御方式の動作原理を示すフロー
チャートである。図１のシステムの概略構成は、系統安
定化制御装置４Ａを除けば、図１９に示した上記従来例
と略同様であり、同一あるいは対応する部分には、図１
９と同一の符号を付した、

【００７７】次に、図１１のフローチャートを参照し
て、この実施の形態９の動作原理を説明する。ステップ
Ｓ５１では、電力値、電流値、電圧値など自端情報の計
測を行なう。ステップＳ５２では、実施の形態１乃至４
等の手法を用いて、事故後の動揺現象を特徴つける等価
発電機モデルに関して、位相角及び発電機定数の算出を
行なう。

【００７８】ステップＳ５３では、実施の形態５及び６
等の予測演算方式を用いて、現在の状態から先の発電機
の動揺現象の予測演算を行なう。

【００７９】ステップＳ５４では、実施の形態８等の脱
調予測判定方式を用いて、現在の発電機の運用状態が将
来脱調するか否かの判定を行なう。脱調すると判定され
ない場合には、ステップＳ５１の自端情報の計測に戻
る。脱調すると予測された場合には、ステップＳ５５に
進む。

【００８０】ステップＳ５５では、事前に設定した台数
の発電機を、複数ある自端発電機群の中から選択する。

【００８１】ステップＳ５６では、ステップＳ５５で選
択された発電機の遮断を実際に実施する。

【００８２】実施の形態１０．図１２は本発明の実施の
形態１０による安定化制御方式の動作原理を示すフロー
チャートである。

【００８３】この実施の形態１０の動作原理を図１２に
より説明する。ステップＳ５１からステップＳ５４まで
は実施の形態９と同じである。

【００８４】ステップＳ５７では、遮断する発電機の台
数を１台増加させる。なお、始めてこの処理をする際に
は１台が選択される。

【００８５】ステップＳ５８では、上記実施の形態７等
の手法を用いて、ステップＳ５７で選ばれた台数の発電
機を遮断した場合の予測演算を行なう。

【００８６】ステップＳ５９では、上記実施の形態８の
脱調予測判定方式などを用いて、ステップＳ５８で予測
演算された発電機の動揺現象が脱調するか否かの判定を
行なう。脱調すると判定されない場合には、ステップＳ
６０に進む。脱調すると予測された場合には、ステップ
Ｓ５７に戻る。

【００８７】ステップＳ６０では、ステップＳ５７で選
択された発電機の遮断台数について複数ある自端発電機
から選択を行ない、実際に遮断を実施する。

【００８８】簡単な２機系統モデル系統を用いた本手法
の適用結果を示す。図１３は検証に用いた２機系統モデ
ルの構成を示す。図中、Ｇ１が等安定化制御方式に基づ
く系統安定化制御装置を設置する自端の発電所で、Ｇ２
が相手端の発電所である。

【００８９】この系統において、自端発電所Ｇ１のデー
タ計測点（ＧＥＮ１）における自端情報を用いて、上記
実施の形態２に示した手法による発電機位相角演算を行
なった結果を図１４に示す。この図１４から、両者が正
確に一致しており、自端情報のみから、自端−相手端の
位相角が算出可能なことが確認できる。

【００９０】上記実施の形態４に示した発電機定数算出
方式を用いた等価発電機の発電機定数算出結果を図１５
に示す。図１５中、実線で示される真値と破線で示され
る予測値がほぼ一致していることがわかる。

【００９１】上記２機系統モデルの自端発電所Ｇ１が、
４台の発電機から構成され、１台ずつ遮断可能とした場
合の、制御量算出にともなう予測演算結果を図１７に示
す。図１７中、括弧の中に発電機の遮断台数を示してい
る。この図１７から、遮断を行なわない場合は、発電機
の電気出力（ＰＥ）が減少し続けて脱調に至っている
が、１台の遮断を行なうことにより、脱調現象を未然に
防止できることが予測演算結果から得られた。なお、こ
の遮断台数は、詳細な発電機の安定度解析プログラムを
用いて試行錯誤で遮断台数を選択した結果と一致した。

【００９２】実施の形態１１．図１８は本発明の実施の
形態１１による安定化制御方式の動作原理を示すフロー
チャートである。

【００９３】次に、この実施の形態１１の動作原理を図
１８を参照して説明する。ステップＳ７１では、電力
値、電流値、電圧値など自端情報の計測を行なう。

【００９４】ステップＳ７２では、上記実施の形態１乃
至４等の手法を用いて、事故後の動揺現象を特徴つける
等価発電機モデルに関して、位相角及び発電機定数の算
出を行なう。

【００９５】ステップＳ７３では、ステップ２で算出し
た位相角の値が極小値か否か、及び追加遮断フラグが真
に設定されているかを判定する。なお、始めてこのステ
ップＳ７３に入る場合には、追加遮断フラグは偽に設定
されている。該当する場合（真）にはステップＳ７７
へ、該当しない場合（偽）にはステップＳ７４に進む。

【００９６】ステップＳ７４では、上記実施の形態５及
び６等の予測演算方式を用いて、現在の状態から先の発
電機の動揺現象の予測演算を行なう。

【００９７】ステップＳ７５では、上記実施の形態８等
の脱調予測判定方式を用いて、現在の発電機の運用状態
が将来脱調するか否かの判定を行なう。脱調すると判定
されない場合には、ステップＳ７１の自端情報の計測に
戻る。脱調すると予測された場合には、ステップＳ７５
に進む。

【００９８】ステップＳ７６では、追加遮断フラグを偽
に設定する。

【００９９】ステップＳ７７では、追加遮断フラグを真
に設定する。

【０１００】ステップＳ７８では、事前に設定した台数
の発電機を、複数ある自端発電機群の中から選択する。

【０１０１】ステップＳ７９では、選択された発電機の
遮断を実際に実施する。

【０１０２】

【発明の効果】以上のように、請求項１又は２に記載の
発明によれば、自端−仮想相手端間の位相角演算方式に
関して、仮想相手端電圧の事前整定した値によらず、シ
ステムの動揺中に計測された自端情報に基づき、自端及
び仮想相手端間の線路リアクタンスを算出した上で自端
−仮想相手端間の位相角を算出するため、事前整定の影
響を受けにくく、たとえ現象の途中で相手端電圧値もし
くは線路リアクタンスが変化した場合にも、位相角が正
しく算出できるという効果がある。

【０１０３】請求項３に記載の発明によれば、自端及び
仮想相手端発電機を等価発電機にまとめて発電機定数を
算出するため、演算精度の悪くなりやすい仮想相手端の
発電機定数の算出を行なわずに、動揺現象を特徴づける
等価１機発電機の特性を同定できるという効果がある。

【０１０４】請求項４に記載の発明によれば、等価発電
機の運動方程式を解く際に、誤差の発生しやすい位相角
の二階微分の項を、数式上事前に不定積分を行なうこと
により削除したため、発電機定数の算出の際に演算誤差
の影響を受けにくいという効果がある。

【０１０５】請求項５又は６に記載の発明によれば、等
価発電機の電気出力と位相角の関係を実際の計測データ
を用いて補正するため、動揺現象の予測結果と実際の動
揺現象の誤差が小さくなるという効果がある。

【０１０６】請求項７に記載の発明によれば、動揺現象
の予測演算を行なう際に、発電機の遮断が行なわれた場
合の発電機定数の算出を行なうことにより、遮断実行後
の動揺現象の予測演算を行なうことができるという効果
がある。

【０１０７】請求項８に記載の発明によれば、発電機の
動揺現象の予測演算結果を用いて発電機が動揺するか否
かを判定することができるという効果がある。

【０１０８】請求項９、１０又は１１に記載の発明によ
れば、発電機の動揺現象の予測演算結果を用いて、発電
機が脱調する場合には、脱調現象を未然に防止するため
に必要な発電機を遮断することにより、系統の安定化を
図ることができるという効果がある。

【図面の簡単な説明】

【図１】 この発明の実施の形態９による安定化制御方
式を用いた系統安定化装置の説明図である。

【図２】 この発明の実施の形態１による位相角演算方
式の説明するフローチャートである。

【図３】 この発明の実施の形態１による位相角演算方
式における位相角の関係を示す図である。

【図４】 この発明の実施の形態２による位相角演算方
式の動作を説明するフローチャートである。

【図５】 この発明の実施の形態３の発電機定数算出方
式における等価発電機による縮約を説明する図である。

【図６】 この発明の実施の形態５及び６による予測演
算方式の動作を説明するフローチャートである。

【図７】 この発明の実施の形態５による予測演算方式
の、電力位相差特性の補正方式の説明図である。

【図８】 この発明の実施の形態６による予測演算方式
の、電力位相差特性の補正方式による補正結果の一例で
ある。

【図９】 この発明の実施の形態７による予測演算方式
の動作を説明するフローチャートである。

【図１０】 この発明の実施の形態８による脱調予測判
定方式の動作を説明するフローチャートである。

【図１１】 この発明の実施の形態９による制御量算出
方式の動作を説明するフローチャートである。

【図１２】 この発明の実施の形態１０による制御量算
出方式の動作を説明するフローチャートである。

【図１３】 この発明の実施の形態１０において検証を
行なったモデル系統である。

【図１４】 この発明の実施の形態１０における、位相
角差算出手法の検証結果である。

【図１５】 この発明の実施の形態１０における、発電
機定数算出手法の検証結果である。

【図１６】 この発明の実施の形態１０における、発電
機出力値の予測演算結果である。

【図１７】 この発明の実施の形態１０における、遮断
量算出結果である。

【図１８】 この発明の実施の形態１１による制御量算
出方式の動作を説明するフローチャートである。

【図１９】 これまでに発表された自端情報に基づく安
定化制御方式の説明図である。

【図２０】 従来の系統安定化制御装置の一例を示すシ
ステムの概念図である。

【符号の説明】

１ 本安定化装置を設置する自端発電所の発電機、２
自端以外で代表発電機を含む多機系統で構成される本系
統、３ 従来の系統安定化で用いる本系統側の代表発電
機（代表発電機）、４，４Ａ 系統安定化制御装置、５
自端のデータ計測点、６ 系統安定化で用いる本系統
側の代表発電機のデータ計測装置、７代表発電機に設置
されるデータ計測装置から系統安定化装置へのデータ転
送を行なうための伝送路、８ 本系統を１機発電機モデ
ルで縮約した仮想相手端、９自端及び仮想相手端の間に
仮想的に存在する線路リアクタンス。

───────────────────────────────────────────────────── フロントページの続き (72)発明者 押田 秀治 東京都千代田区丸の内二丁目２番３号 三 菱電機株式会社内 (72)発明者 今井 伸一 東京都千代田区内幸町１丁目１番３号 東 京電力株式会社内 (72)発明者 庄司 寿哉 東京都千代田区内幸町１丁目１番３号 東 京電力株式会社内

Claims (11)

【特許請求の範囲】
1. 【請求項１】 揚水発電機群を有する発電所において、
   本系統における事故発生に伴う発電機動揺中に、自端に
   て計測可能な情報の計測を行ないながら、動揺現象を特
   徴付ける自端及び仮想相手端モデルを用いて自端と本系
   統間の動揺現象を模擬する際の自端−仮想相手端間の位
   相角を算出する方法であって、 動揺現象の過渡領域においては、仮想相手端の電圧が変
   化しないと仮定し、自端にて計測可能な電流量及び電流
   の自端に対する位相角度を用いて、ベクトル図から仮想
   相手端の自端に対する位相角を算出する工程と、 各動揺周期中の位相角が最大となった時点で、その時点
   の電流量を用いて自端−仮想相手端間のリアクタンスを
   算出する工程と、 リアクタンス算出後においては、自端にて計測可能な電
   流量及び電流の自端に対する位相角を用いて、ベクトル
   図から仮想相手端の位相角を算出する工程と、を備える
   モデリング方法。
2. 【請求項２】 請求項１のモデリング方法において、 算出された線路リアクタンスと自端にて計測した電流値
   及び電流の位相角とを用いて得られる仮想相手端位相角
   と、初期値として事前に設定した仮想相手端電圧値と自
   端にて計測した電流値及び電流の位相角を用いて得られ
   る仮想相手端の位相角とを比較してそれらの間の位相角
   差を求める工程と、 前記位相角差が事前に設定した値よりも大きくなる場合
   は、線路リアクタンス及び仮想相手端電圧値の設定値を
   上記位相角差が小さくなるように修正する工程と、 を更に備えるモデリング方法。
3. 【請求項３】 請求項１又は２のモデリング方法におい
   て、 上記演算により算出された自端−仮想相手端間の位相角
   から自端位相角を引いて得られる仮想相手端の位相角及
   び自端発電機の電気的出力の実測値から算出した仮想相
   手端発電機出力の時系列データを、仮想相手端発電機の
   運動方程式に当てはめて最小二乗法等により仮想相手端
   発電機の慣性定数、制動係数及び機械的入力の値を算出
   する工程を更に備え、 上記仮想相手端発電機の慣性定数、制動係数及び機械的
   入力の値を算出する工程において、自端−仮想相手端発
   電機を安定度的に等価な１機発電機−無限大母線モデル
   で置き換えて、自端−仮想相手端間の位相角の算出値及
   び自端発電機の電気的出力の実測値の時系列データを等
   価発電機の運動方程式に当てはめて、最小二乗法等によ
   り等価発電機の慣性定数、制動係数及び機械的入力の値
   を算出するモデリング方法。
4. 【請求項４】 請求項３のモデリング方法において、 自端発電機の電気的出力の実測値の代わりに、電気的出
   力の実測値の積分値を、発電機の運動方程式を数式的に
   不定積分した式に当てはめて、最小二乗法等により発電
   機慣性定数、制動係数及び機械的入力の値を算出するモ
   デリング方法。
5. 【請求項５】 請求項１又は２のモデリング方法により
   得られる位相角、位相角速度及び線路リアクタンスと、
   請求項３又は４のモデリング方法により得られる発電機
   発電機定数とを用いて、現時点から先の発電機の位相角
   及び電気出力等の状態を、運動方程式及び回路網方程式
   を交互に解くことによりの予測演算を実施する予測方法
   において、 自端にて計測可能な発電機の電気出力及び位相角算出手
   法等により得られる位相角の時系列データを用いて、回
   路網方程式が三角関数で表現できるとの仮定に基づく補
   正を行なった上で予測演算を行なう予測方法。
6. 【請求項６】 請求項５の予測方法において、 自端にて計測可能な発電機の電気出力及び上記位相角算
   出手法により得られる位相角の時系列データを用いて、
   回路網方程式を補正する際に、補正に用いる位相角の時
   系列データについて位相差が一定となるよう選択した時
   系列データを用いて回路網方程式の補正を行なった上で
   予測演算を行なう予測方法。
7. 【請求項７】 請求項５又は６の予測方法において、 自端発電機の遮断が実施された時の等価発電機の発電機
   定数及び電力位相差特性の算出を行なう工程と、 現在の発電機の運用状態で発電機遮断が行なわれた時の
   発電機の動揺現象の予測演算を行なう工程と、 を更に備える予測方法。
8. 【請求項８】 請求項５の予測方法において、 系統事故が発生する前の自端発電機の電気出力値と、上
   記予測演算により求められた系統事故発生後の自端発電
   機の電気出力値及び位相角値の予測値とを用いて、電気
   出力値の予測値が事故前の電気出力値もしくは事故前の
   電気出力に事前に設定した係数を乗じた値を下回り、且
   つ位相角の予測値が増加している場合に、発電機が脱調
   すると予測する工程、 を更に備える予測方法。
9. 【請求項９】 請求項８の予測方法を用いて、系統事故
   発生後に発電機が脱調するか否か予測する工程と、 系統事故発生後に発電機が脱調すると予測した場合に、
   複数の自端発電機のうち予め事前に設定した台数を遮断
   することで、自端発電機の脱調を未然に防止する工程
   と、 を備える系統安定化制御方法。
10. 【請求項１０】 請求項９の系統安定化制御方法におい
    て、 発電機脱調予測判定方式により発電機が脱調すると予測
    した場合に、発電機の遮断台数を１台ずつ増加させなが
    ら、脱調を予測しなくなるまで請求項７の予測方法を繰
    り返し適用することにより、脱調を防止するために必要
    な発電機の遮断台数を算出する工程と、 複数の自端発電機のうち算出した必要遮断台数を遮断す
    ることで、自端発電機の脱調を未然に防止する工程と、 を更に備える系統安定化制御方法。
11. 【請求項１１】 請求項９の系統安定化制御方法におい
    て、 系統事故発生後に発電機が脱調すると予測した場合に、
    複数の自端発電機の予め指定した台数を遮断する工程
    と、 上記複数の自端発電機の予め指定した台数を遮断した
    後、自端−仮想相手端間の位相角差が最小となる時刻を
    待って、更に別に指定された台数の遮断を追加して行な
    うことにより、自端発電機の脱調を未然に防止する工程
    と、 を更に備える系統安定化制御方法。