JP3771116B2

JP3771116B2 - Power system stabilization control method and power system stabilization control apparatus

Info

Publication number: JP3771116B2
Application number: JP2000175918A
Authority: JP
Inventors: 和仁吉備; 靖之小和田; 康弘小島; 博幸橋本; 政和小相澤; 良彦和澤; 芳紀中地; 浩一横井
Original assignee: Chubu Electric Power Co Inc; Mitsubishi Electric Corp
Current assignee: Chubu Electric Power Co Inc; Mitsubishi Electric Corp
Priority date: 2000-06-12
Filing date: 2000-06-12
Publication date: 2006-04-26
Anticipated expiration: 2020-06-12
Also published as: JP2001359241A

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
この発明は、電力系統に故障が発生した場合、過渡安定度、動態安定度、周波数安定度及び電圧安定度に対して、総合的な安定度判別を行い、不安定と判別された場合には、それぞれの安定度を安定に維持する制御量を算出して、安定化制御を行う電力系統安定化制御方法と電力系統安定化制御装置に関するものである。
【０００２】
【従来の技術】
図７は例えば「オンライン安定度計算による脱調未然防止システム（ＴＳＣ）の開発」電気学会論文誌Ｂ、電力エネルギー部門誌、平成６年１２月Ｖｏｌ．１１５−Ｂに示された従来の系統安定化方法を基にした電力系統安定化制御装置と「新しい分離周波数制御論理の開発と検証試験」電気学会保護リレー研究会資料、ＰＳＲ−９８−３に示された従来の系統安定化方法を基にした電力系統安定化制御装置を示す構成図である。
【０００３】
図において、１Ａ〜１Ｃは分離系統内の母線、２Ａ〜２Ｂは分離系統内の送電線、３Ａ〜３Ｊは遮断器、４Ａ〜４Ｈは送電線電流を取り込む為のセンサ（変流器）、５Ａ〜５Ｂは母線電圧を取り込む為のセンサ（変成器）、６Ａ〜６Ｍは遮断器情報や電流・電圧を取り込むための入力ケーブル、７Ａ〜７Ｄは電源制限（遮断）及び負荷制限（遮断）の出力信号を出すための出力ケーブル、８Ａ〜８Ｃは分離系統内の負荷、９Ａ〜９Ｃは分離系統内の発電機、１０Ａは送電線２Ａ〜２Ｂまたは母線１Ａ〜１Ｃで発生する故障に対して、発電機９Ａ〜９Ｃを遮断することで、系統内の過渡安定度を維持するための系統安定化装置、１０Ｂは送電線２Ａや母線１Ａ〜１Ｂの分離故障によって分離系統が主系統側から分離された場合に、発電機９Ａ〜９Ｃまたは負荷８Ａ〜８Ｃを遮断することによって、分離系統内の周波数を維持するための系統安定化装置、１１は母線１Ｂへの無効電力の供給または母線１Ｂから無効電力を消費することで、母線１Ｂの電圧を調整する調相設備である。
【０００４】
次に動作について説明する。
系統安定化装置１０Ａは予め想定し得る故障（制御対象故障）に対して安定度計算により各想定故障に対する過渡安定度維持対策制御量をテーブル化しており、例えば、送電線２Ａで地絡故障が発生した場合、電圧低下などの計測要素の急変をキックとして、系統安定化装置１０Ａは起動し、送電線保護リレー（その装置は、電力系統の保護装置として公知の事実）の情報または遮断器３Ｂあるいは３Ａの入力情報により故障種別を識別し、また、系統安定化装置１０Ａは常時センサ４Ｂ、５Ａを通じて、入力ケーブル６Ｃ、６Ｄにより入力される電流、電圧から送電線２Ａに流れる潮流値を算出しており、予め設定した制御テーブル（潮流値、故障点、故障種別などに対する制御量）と照合して、系統安定化制御量を算出し、その制御量に見合った電力を発電している発電機に対し、出力ケーブル７Ａを通じて遮断信号を出力し、過渡安定度を維持する。
【０００５】
この時、送電線２Ａに再閉路方式が採用されている場合（再閉路方式は、電力系統で用いられる公知の方式）、系統安定化装置１０Ａが発電機９Ａ〜９Ｃの何れか、または、その組み合わせを遮断した（指令を出した）後で、送電線２Ａが高速再閉路失敗によって、ルート断（母線１Ａと１Ｂが電気的に遮断される）になると、今度は系統安定化装置１０Ｂが遮断器３Ａまたは３Ｂの遮断情報によって起動し、センサ４Ａ、５Ｂを通じて、入力ケーブル６Ｉ、６Ｊより入力される電流、電圧から送電線２Ａが想定故障直前に流れていた潮流を基に（潮流値が常時計測されている）、出力ケーブル７Ｂまたは７Ｃを通じて負荷８Ａ〜８Ｃ、または、発電機９Ａ〜９Ｃに対して制御信号を出力して、分離系統側の周波数を維持する。
【０００６】
この故障ケースの場合、過渡安定度維持制御の制御量は通常最過酷条件（例えば、送電線２Ａの母線１Ａと１Ｂの中間点で故障が発生するとしても、事前演算で制御量算出をする場合には、母線１Ｂ側の至近端で故障が発生するとして演算を行うなどの条件）で制御量算出を実施するため、必ずしも適切な制御量が算出されない。この場合、中間点故障より至近端故障の方が電圧低下が大きいため、電圧低下による負荷脱落量も実際より大きく算定される可能性があり、それを拠り所にした演算を実施すると、算出する制御量も多くなる可能性がある。また、故障（電圧低下）による負荷脱落量の把握が正確になされないと、電源と負荷の需給バランスが把握できず、分離系統側の周波数制御も適切に実施できない。
【０００７】
【発明が解決しようとする課題】
従来の電力系統安定化制御装置は以上のように構成されているので、故障後のデータを適切に反映した安定化制御量を算出できず、適切な制御量算出ができない課題があった。
【０００８】
この発明は上記のような課題を解決するためになされたもので、事前演算で、事後演算を選択した場合の仕上がり時間による制御量と、事前演算を選択した場合の制御量を算出し、その段階で事後演算を選択しても不都合が起こらないかなどを判断し、事後演算を選択可能と判断した場合には、故障発生後のオンライン計測データを用いて、負荷脱落量などの推定演算を実施した上で、当該故障に対する適切な制御を実施することができる電力系統安定化制御方法及び電力系統安定化制御装置を得ることを目的とする。
【０００９】
【課題を解決するための手段】
この発明に係る電力系統安定化制御方法は、故障発生前の演算結果に従って故障発生後直ちに制御を実施した場合の想定仕上がり時間と、故障発生後のオンライン計測データに従って制御した場合の想定仕上がり時間とによって、事故前に一定周期毎に各種安定度演算を実施し、故障発生後のオンライン計測データに従って制御すれば、必要制御量が増大するなどの適切な制御が実施できないと判定されるケースをテーブル化しておき、万一、その故障ケースが発生した場合には直ちに制御を実施し、その他の故障が発生した場合には事後のオンライン計測データによって制御量算出を実施して、実現象を反映した制御を実施するようにしたものである。
【００１０】
この発明に係る電力系統安定化制御装置は、故障発生前の演算結果に従って故障発生後直ちに制御を実施した場合の想定仕上がり時間と、故障発生後のオンライン計測データに従って制御した場合の想定仕上がり時間とによって、事故前に一定周期毎に各種安定度演算を実施し、故障発生後のオンライン計測データに従って制御すれば、必要制御量が増大するなどの適切な制御が実施できないと判定されるケースをテーブル化しておき、万一、その故障ケースが発生した場合には直ちに制御を実施し、その他の故障が発生した場合には事後のオンライン計測データによって制御量算出を実施して、実現象を反映した制御を実施する機能部を有するようにしたものである。
【００１１】
【発明の実施の形態】
以下、この発明の実施の一形態を説明する。
実施の形態１．
図１はこの発明の実施の形態１による電力系統安定化制御方法が適用する電力系統安定化制御装置を示す構成図であり、図において、１Ａ〜１Ｃは分離系統内の母線、２Ａ〜２Ｂは分離系統内の送電線、３Ａ〜３Ｊは遮断器、４Ａ〜４Ｈは送電線電流を取り込む為のセンサ（変流器）、５Ａ〜５Ｂは母線電圧を取り込む為のセンサ（変成器）、６Ａ〜６Ｍは遮断器情報や電流・電圧を取り込むための入力ケーブル、７Ａ〜７Ｄは電源制限（遮断）や負荷制限（遮断）および調相制御の出力信号を出すための出力ケーブル、８Ａ〜８Ｃは分離系統内の負荷、９Ａ〜９Ｃは分離系統内の発電機、１０Ａは送電線２Ａ〜２Ｂまたは母線１Ａ〜１Ｃで発生する故障に対して、発電機９Ａ〜９Ｃを遮断することで、系統内の過渡安定度を維持するための系統安定化装置、１０Ｂは送電線２Ａや母線１Ａ〜１Ｂの分離故障によって分離系統が主系統側から分離された場合に、発電機９Ａ〜９Ｃまたは負荷８Ａ〜８Ｃを遮断することによって、分離系統内の周波数を維持するための系統安定化装置、１１は母線１Ｂへの無効電力の供給または母線１Ｂから無効電力を消費することで、母線１Ｂの電圧を調整する調相設備である。
【００１２】
次に動作について説明する。
送電線２Ａの有効電力潮流は、センサ４Ｂおよび５Ａを通して得られる電流、電圧データを入力ケーブル６Ｃ、６Ｄによって取り込むことで、系統安定化装置１０Ａで常時算出され、例えば、送電線２Ａで地絡故障が発生した場合、母線１Ｂの電圧がある一定値以下になったことをキックとして、系統安定化装置１０Ａは、図２に示したフローチャートに従って安定化制御を行う。
【００１３】
即ち、ステップＳＴ１では、遮断器３Ａ〜３Ｊ、センサ４Ａ〜４Ｈ、５Ａ〜５Ｂを通じて、系統構成や各母線電圧、発電量、負荷量などを入力ケーブル６Ａ〜６Ｆおよび６Ｍによって系統安定化装置１０Ａは取り込み、常時系統状態の推定、および潮流計算を実施し、想定し得る各故障に対して安定度計算を実施し、故障発生と同時に制御を実施する（指令する）制御仕上がり時間を想定した制御量（事前演算制御による制御量）と、故障発生後に系統のオンラインデータを取り込んで制御量演算を行って制御を行う（指令する）場合の制御仕上がり時間を想定した制御量（事後演算制御による制御量）とを、それぞれの仕上がり時間を想定して各故障に対して制御量を算出する。
【００１４】
そして、各故障ケースに対して、その算出された制御量を比較し、事前演算制御を実施しないと、大幅に制御量が増加するなどして適切な制御が実施できないケースについて、テーブル化しておく。なお、この異なった制御仕上がり時間に対する制御量の算出方法は、文献「オンライン安定度計算による脱調未然防止システム（ＴＳＣ）の開発」電気学会論文誌Ｂ、電力エネルギー部門誌、平成６年１２月Ｖｏｌ．１１５−Ｂに示された方法による。つまり、ここに示された方法によると想定した仕上がり時間においての制御量が算出できるのでそれを利用するものとする。
【００１５】
ステップＳＴ２では、故障発生時に保護リレー装置やＦＬ装置（フォルトロケータ装置、送電線故障などで、その故障の位置関係を特定する装置で、公知の装置）などによって、故障点、故障種別を系統安定化装置１０Ａに取り込み、定常状態から起動状態に移行する。
ステップＳＴ３では、その発生した故障が、事前演算による制御が必要なケースか否かを判定し、事前演算が必要なケースは、ステップＳＴ８に進み、それ以外はステップＳＴ４に進む。
【００１６】
ステップＳＴ４では、例えば、送電線２Ａに故障が発生した場合に、遮断器３Ａ〜３Ｂの状態を取り込み、故障除去を検出し、故障継続時間計測およびその故障除去（遮断器動作）によって系統分離に至るか否かを判定する。系統分離が発生した場合には、系統分離対策制御が実施されるものとする。
ステップＳＴ５では、ステップＳＴ１〜ＳＴ４までの情報をもとに、過渡安定度計算を実施し、過渡安定度維持のための制御量（発電機９Ａ〜９Ｃの何れか、または、その組み合わせの遮断量）を算出する。
【００１７】
ステップＳＴ６では、ステップＳＴ５で算出された制御量の結果によって、無制御の状態で安定か否かの判定を行い、安定ならばステップＳＴ９に進み、その他の場合にはステップＳＴ７に進む。
ステップＳＴ７では、ステップＳＴ５で算出された制御量に従って制御を実施する。
ステップＳＴ８では、事前演算制御による制御を故障前に設定したテーブルに従って、制御指令を実施し、ステップＳＴ９へ進む。
ステップＳＴ９では、この系統安定化装置１０Ａを停止して、定常状態に戻す処理を実行する。
【００１８】
以上のように、この実施の形態１によれば、故障発生前の演算（事前演算）の段階で、事前演算の結果で制御を実施した場合と事後のオンライン情報を取り込んで演算を実施した結果を基に制御を行う場合の制御量を予め求めておくことで、事後演算制御だけでは大幅に制御量が増加するなどで適切な制御が実施できない故障に対しても、最適な制御を実施でき、また、事後演算においては故障点、故障継続時間などを正確に反映した制御量算出が実施できるので、より正確な制御を実施できる効果がある。
【００１９】
実施の形態２．
上記実施の形態１では、事前演算と事後演算を組み合わせた過渡安定度制御を実施するようにしたが、事後演算において故障に伴う電圧低下によって発生する負荷脱落を考慮し、かつ、負荷特性を考慮することで、さらに最適な制御が実施できる。図３はこの発明の実施の形態２による電力系統安定化制御方法が適用する電力系統安定化制御装置を示す構成図である。
【００２０】
次に動作について説明する。
送電線２Ａの有効電力潮流は、センサ４Ｂ、５Ａを通して得られる電流、電圧データを入力ケーブル６Ｃ、６Ｄによって取り込むことで、系統安定化装置１０Ａで常時算出され、例えば、送電線２Ａで地絡故障が発生した場合、母線１Ｂの電圧がある一定値以下になったことをキックとして、系統安定化装置１０Ａは、図４に示したフローチャートに従って安定化制御を行う。
【００２１】
即ち、ステップＳＴ１では、遮断器３Ａ〜３Ｊ、センサ４Ａ〜４Ｈ、５Ａ〜５Ｂを通じて、系統構成や各母線電圧、発電量、負荷量などを入力ケーブル６Ａ〜６Ｆおよび６Ｍによって系統安定化装置１０Ａは取り込み、ある一定周期毎に常時系統状態の推定と、潮流計算を実施し、上記実施の形態１で示した安定度計算を実施するものとする。
【００２２】
ステップＳＴ２では、故障発生時に保護リレー装置やＦＬ装置（フォルトロケータ装置、送電線故障などで、その故障の位置関係を特定する装置で、公知の装置）などによって、故障点、故障種別を系統安定化装置１０Ａに取り込み、定常状態から起動状態に移行する。
ステップＳＴ３では、その発生した故障が、事前演算による制御が必要なケースか否かを判定し、事前演算が必要なケースはステップＳＴ８に進み、それ以外はステップＳＴ１１に進む。
【００２３】
ステップＳＴ１１では、例えば、送電線２Ａに故障が発生した場合に、遮断器３Ａ〜３Ｂの状態を取り込み、故障除去を検出し、故障継続時間計測およびその故障除去（遮断器動作）によって系統分離に至るか否かを判定する。系統分離が発生した場合には、系統分離対策制御が実施されるものとする。
また、ステップＳＴ１１では、発生した故障が除去したことを確認する。過渡安定度計算に必要な故障継続時間なども計測するものとする。
【００２４】
ステップＳＴ１２では、例えば、送電線２Ａに地絡故障が発生した場合、事故後の系統データをセンサ４Ｂ、５Ａを通じて、入力ケーブル６Ｃ、６Ｄによって系統安定化装置１０Ａに取り込む。
ステップＳＴ１３では、ステップＳＴ１２で取り込んだ値から特公平６−１１１６７号公報に示された演算方法によって負荷脱落量、負荷特性を推定演算する。当該公報では、発電機出力をサンプリングして、負荷に関する推定を実施しているが、負荷が存在する母線毎に、その母線電圧と負荷量をサンプリングすれば同様の推定演算が実施できる。
【００２５】
ステップＳＴ５では、ステップＳＴ１〜ＳＴ３及びＳＴ１１〜ＳＴ１３までの情報をもとに、過渡安定度計算を実施し、過渡安定度維持のための制御量（発電機９Ａ〜９Ｃの何れか、または、その組み合わせの遮断量）を算出する。
ステップＳＴ６は、ステップＳＴ５で算出された結果によって、無制御の状態で系統が安定に推移するか否かを判定し、安定と判定された場合にはステップＳＴ９に進み、その他の場合にはステップＳＴ７に進む。
【００２６】
ステップＳＴ７では、ステップＳＴ５で算出された制御量（発電機遮断量）によって制御を実施する。
ステップＳＴ８では、事前演算制御による制御を故障前に設定したテーブルに従って制御指令を実施し、ステップＳＴ９へ進む。
ステップＳＴ９では、この系統安定化装置１０Ａを停止して、定常状態に戻す処理を実行する。
【００２７】
以上のように、この実施の形態２によれば、上記実施の形態１における事後演算方式に、負荷脱落量を組み込むことで、故障による電圧低下に伴う負荷脱落量を考慮した、より最適な制御を実施することができる効果がある。
【００２８】
実施の形態３．
上記実施の形態２では、故障に伴う負荷脱落量の演算結果を過渡安定度計算に応用する方式について説明したが、故障発生後のオンラインデータから推定演算される負荷特性、負荷脱落量は故障により系統分離が発生した場合にも応用することで精度の高い周波数・電圧同時制御が実施できる。図５はこの発明の実施の形態３による電力系統安定化制御方法が適用する電力系統安定化制御装置を示す構成図である。
【００２９】
次に動作について説明する。
送電線２Ａの有効電力潮流は、センサ４Ａ、５Ｂを通して得られる電流、電圧データを入力ケーブル６Ｉ、６Ｊによって取り込むことで、系統安定化装置１０Ｂで常時算出され、例えば、送電線２Ａで地絡故障が発生した場合、当該故障が除去されることによって、送電線２Ａがルート断となり、系統分離が発生したことをキック（系統分離が発生するか否かは、３Ａまたは３Ｂの遮断器情報によって判定される）として、系統安定化装置１０Ｂは、図６に示したフローチャートに従って安定化制御を行う。
【００３０】
即ち、ステップＳＴ１１では、遮断器３Ａ〜３Ｊ、センサ４Ａ〜４Ｈ、５Ａ〜５Ｂを通じて、系統構成や各母線電圧、発電量、負荷量などを入力ケーブル６Ｇ〜６Ｌによって系統安定化装置１０Ｂは取り込み、ある一定周期毎に常時系統状態の推定を実施する。
【００３１】
ステップＳＴ１２では、故障発生を確認し、ステップＳＴ１３では、遮断器３Ａまたは３Ｂの遮断器情報を入力ケーブル６Ｇ、６Ｈを通して安定化装置１０Ｂに取り込むことによって、事故除去を確認する。
ステップＳＴ１４では、例えば、送電線２Ａに地絡故障が発生した場合、故障事故後の系統データをセンサ４Ａ、５Ｂを通じて、入力ケーブル６Ｉ、６Ｊによって系統安定化装置１０Ｂに取り込む。
【００３２】
ステップＳＴ１５では、ステップＳＴ１４で取り込んだ値から特公平６−１１１６７号公報に示された演算方法によって、負荷脱落量、負荷特性を推定演算する。当該公報では、発電機出力をサンプリングして、負荷に関する推定を実施しているが、負荷が存在する母線毎に、その母線電圧と負荷量をサンプリングすれば、同様の推定演算を実施できる。
【００３３】
ステップＳＴ１６では、その故障除去（遮断器動作などで判断）によって系統分離に至る可能性の有無を判定し、系統分離が発生する可能性があると判定した場合には、ステップＳＴ１８に進み、それ以外のケースはステップＳＴ１７に進む。
ステップＳＴ１７では、上記実施の形態１，２におけるステップＳＴ５と同様に、過渡安定度対策を実施する。
【００３４】
ステップＳＴ１８では、系統分離が発生したと判断された場合に、送電線２Ａに故障直前に流れていた潮流情報から特開平７−２４１０３５号公報に示された周波数変動を考慮した潮流計算によって、分離系統側の周波数維持のための制御量（負荷８Ａ〜８Ｃの何れか、または、その組み合わせの遮断量、あるいは、発電機９Ａ〜９Ｃの何れか、または、その組み合わせの遮断量）を算出する。さらに、この潮流計算によって、分離系統内の母線電圧が、既定値より上昇または低下を起こさないか判定し、異常電圧が発生すると判定された場合には調相設備１１による調相制御量（母線１Ｂへの無効電力の供給、または、母線１Ｂからの無効電力の消費）を算出する。ただし、周波数、電圧制御量を算出する過程（潮流計算を実施する過程）においては、ステップＳＴ１５で推定した負荷脱落量、負荷特性を組み込んで演算を実施するものとする。
【００３５】
ステップＳＴ１９では、ステップＳＴ１８で算出された周波数維持制御（発電機、または、負荷遮断）および電圧維持制御（調相制御）を各々の制御ケーブルを通じて、制御を実施する。ここで、この実施の形態３では調相設備１１が母線１Ｂにしか存在しないが、複数の母線、調相設備に対してもこの方法は有効である。
ステップＳＴ２０では、この系統安定化装置１０Ｂを停止して、定常状態に戻す処理を実行する。
【００３６】
以上のように、この実施の形態３によれば、故障除去後のオンライン計測データより、負荷特性・負荷脱落量を推定する方法を、分離系統側の仕上がり周波数を周波数変動に組み込んだ潮流計算で算出することで、より精度の高い需給アンバランス量が把握でき、精度の高い電圧・周波数同時制御を実施できる効果がある。
【００３７】
実施の形態４．
上記実施の形態では、系統を安定化する方法について述べたが、この制御方法を用いた電力系統安定化制御装置としてもよい。
【００３８】
【発明の効果】
以上のように、この発明によれば、故障発生前の演算結果に従って故障発生後直ちに制御を実施した場合の想定仕上がり時間と、故障発生後のオンライン計測データに従って制御した場合の想定仕上がり時間とによって、事故前に一定周期毎に各種安定度演算を実施し、故障発生後のオンライン計測データに従って制御すれば、必要制御量が増大するなどの適切な制御が実施できないと判定されるケースをテーブル化しておき、万一、その故障ケースが発生した場合には直ちに制御を実施し、その他の故障が発生した場合には事後のオンライン計測データによって制御量算出を実施して、実現象を反映した制御を実施するように構成したので、事後演算制御だけでは大幅に制御量が増加するなどで適切な制御が実施できない故障に対しても、最適な制御を実施できる効果がある。また、事後演算においては故障点、故障継続時間などを正確に反映した制御量算出が実施できるので、より正確な制御を実施できる効果がある。
【００３９】
この発明によれば、故障発生前の演算結果に従って故障発生後直ちに制御を実施した場合の想定仕上がり時間と、故障発生後のオンライン計測データに従って制御した場合の想定仕上がり時間とによって、事故前に一定周期毎に各種安定度演算を実施し、故障発生後のオンライン計測データに従って制御すれば、必要制御量が増大するなどの適切な制御が実施できないと判定されるケースをテーブル化しておき、万一、その故障ケースが発生した場合には直ちに制御を実施し、その他の故障が発生した場合には事後のオンライン計測データによって制御量算出を実施して、実現象を反映した制御を実施する機能部を有するように構成したので、事後演算制御だけでは大幅に制御量が増加するなどで適切な制御が実施できない故障に対しても、最適な制御を実施できる装置が得られる効果がある。また、事後演算においては故障点、故障継続時間などを正確に反映した制御量算出が実施できるので、この装置により、より正確な制御を実施できる効果がある。
【図面の簡単な説明】
【図１】この発明の実施の形態１による電力系統安定化制御方法が適用する電力系統安定化制御装置を示す構成図である。
【図２】この発明の実施の形態１による電力系統安定化制御方法を示すフローチャートである。
【図３】この発明の実施の形態２による電力系統安定化制御方法が適用する電力系統安定化制御装置を示す構成図である。
【図４】この発明の実施の形態２による電力系統安定化制御方法を示すフローチャートである。
【図５】この発明の実施の形態３による電力系統安定化制御方法が適用する電力系統安定化制御装置を示す構成図である。
【図６】この発明の実施の形態３による電力系統安定化制御方法を示すフローチャートである。
【図７】従来の電力系統安定化制御方法を示す構成図である。
【符号の説明】
１Ａ〜１Ｃ分離系統内の母線、２Ａ〜２Ｂ分離系統内の送電線、３Ａ〜３Ｊ遮断器、４Ａ〜４Ｈセンサ（変流器）、５Ａ〜５Ｂセンサ（変成器）、６Ａ〜６Ｍ入力ケーブル、７Ａ〜７Ｄ出力ケーブル、９Ａ〜９Ｃ分離系統内の発電機、１０Ａ系統安定化装置、１０Ｂ系統安定化装置、１１調相設備。[0001]
BACKGROUND OF THE INVENTION
The present invention performs comprehensive stability determination for transient stability, dynamic stability, frequency stability and voltage stability when a failure occurs in the power system. The present invention relates to a power system stabilization control method and a power system stabilization control apparatus for calculating a control amount for maintaining each stability stably and performing stabilization control.
[0002]
[Prior art]
FIG. 7 shows, for example, “development of an out-of-step prevention system (TSC) by online stability calculation”, IEEJ Transactions B, Journal of Electric Power Energy, December 1994, Vol. The power system stabilization control device based on the conventional system stabilization method shown in 115-B and “Development and Verification Test of New Separation Frequency Control Logic”, IEEJ Protection Relay Study Material, PSR-98-3 It is a block diagram which shows the electric power system stabilization control apparatus based on the shown conventional system stabilization method.
[0003]
In the figure, 1A to 1C are buses in the separation system, 2A to 2B are power transmission lines in the separation system, 3A to 3J are circuit breakers, 4A to 4H are sensors (current transformers) for capturing the transmission line current, 5A -5B is a sensor (transformer) for taking in the bus voltage, 6A-6M are input cables for taking in circuit breaker information and current / voltage, and 7A-7D are outputs for power limit (shut off) and load limit (shut off). Output cables for outputting signals, 8A to 8C are loads in the separation system, 9A to 9C are power generators in the separation system, 10A is power generation against a failure occurring in the transmission lines 2A to 2B or buses 1A to 1C By shutting off the machines 9A to 9C, the system stabilizing device 10B for maintaining the transient stability in the system is separated from the main system side by the separation failure of the power transmission line 2A and the buses 1A to 1B. If the generator 9A ~ A system stabilizing device 11 for maintaining the frequency in the separated system by shutting off C or the loads 8A to 8C, 11 supplies reactive power to the bus 1B or consumes reactive power from the bus 1B. This is a phase adjusting equipment for adjusting the voltage of 1B.
[0004]
Next, the operation will be described.
The system stabilizing device 10A tabulates a transient stability maintenance countermeasure control amount for each assumed failure by a stability calculation for a failure (control target failure) that can be assumed in advance. For example, a ground fault occurs in the transmission line 2A. If it occurs, the system stabilization device 10A is activated with a sudden change in a measurement element such as a voltage drop as a kick, and information on the power line protection relay (the device is known as a protection device for the power system) or the circuit breaker 3B Alternatively, the failure type is identified by the input information of 3A, and the system stabilizing device 10A always calculates the value of the current flowing through the transmission line 2A from the current and voltage input by the input cables 6C and 6D through the sensors 4B and 5A. Compared with a preset control table (control amount for power flow value, failure point, failure type, etc.), the system stabilization control amount is calculated, and the control amount To suits generator that generates power, and outputs a blocking signal via output cable 7A, to maintain the transient stability.
[0005]
At this time, when the reclosing method is adopted for the transmission line 2A (the reclosing method is a known method used in the power system), the system stabilizing device 10A is one of the generators 9A to 9C, or After the combination is cut off (command is issued), if the power transmission line 2A is route cut off (the buses 1A and 1B are electrically cut off) due to the failure of high-speed reclosing, this time the system stabilizing device 10B is cut off 3A or 3B is started based on the cutoff information, and the current and voltage input from the input cables 6I and 6J through the sensors 4A and 5B are used to determine whether the transmission line 2A flows immediately before the assumed failure (the current value is always The control signal is output to the loads 8A to 8C or the generators 9A to 9C through the output cable 7B or 7C, and the frequency on the separated system side is maintained.
[0006]
In the case of this failure case, the control amount of the transient stability maintenance control is usually the severest condition (for example, even if a failure occurs at the midpoint between the buses 1A and 1B of the transmission line 2A, the control amount is calculated by a prior calculation) In this case, the control amount is calculated under the condition that a calculation is performed assuming that a failure occurs at the closest end on the bus 1B side, and therefore an appropriate control amount is not necessarily calculated. In this case, since the near-end failure has a larger voltage drop than the midpoint failure, there is a possibility that the load dropout due to the voltage drop may be calculated larger than the actual one. The amount of control may also increase. Also, unless the load dropout due to a failure (voltage drop) is accurately grasped, the supply and demand balance between the power source and the load cannot be grasped, and the frequency control on the separated system side cannot be properly performed.
[0007]
[Problems to be solved by the invention]
Since the conventional power system stabilization control device is configured as described above, there is a problem that a stabilization control amount that appropriately reflects data after a failure cannot be calculated, and an appropriate control amount cannot be calculated.
[0008]
The present invention has been made to solve the above-described problems, and calculates the control amount according to the finishing time when the post-operation is selected in the pre-calculation and the control amount when the pre-calculation is selected. If it is determined that there is no inconvenience even if post-operation is selected at the stage, and if it is determined that post-operation can be selected, use the on-line measurement data after the occurrence of the failure to estimate the amount of load drop. An object of the present invention is to obtain a power system stabilization control method and a power system stabilization control apparatus capable of performing appropriate control for the failure after being implemented.
[0009]
[Means for Solving the Problems]
The power system stabilization control method according to the present invention includes an assumed finish time when control is performed immediately after a failure occurs according to a calculation result before the failure occurs, and an assumed finish time when control is performed according to online measurement data after the failure occurs. Table shows cases where it is determined that appropriate control such as an increase in required control amount cannot be performed if various stability calculations are performed at regular intervals before an accident and control is performed according to online measurement data after the occurrence of a failure. In the unlikely event that a failure case occurs, control is performed immediately, and if any other failure occurs, the control amount is calculated based on the subsequent online measurement data to reflect the actual phenomenon. The control is performed.
[0010]
The power system stabilization control device according to the present invention includes an assumed finish time when the control is performed immediately after a failure occurs according to a calculation result before the failure occurs, and an assumed finish time when the control is performed according to online measurement data after the failure occurs. Table shows cases where it is determined that appropriate control such as an increase in required control amount cannot be performed if various stability calculations are performed at regular intervals before an accident and control is performed according to online measurement data after the occurrence of a failure. In the unlikely event that a failure case occurs, control is performed immediately, and if any other failure occurs, the control amount is calculated based on the subsequent online measurement data to reflect the actual phenomenon. It has a functional unit for performing control.
[0011]
DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
An embodiment of the present invention will be described below.
Embodiment 1 FIG.
FIG. 1 is a configuration diagram showing a power system stabilization control device to which a power system stabilization control method according to Embodiment 1 of the present invention is applied. In the figure, 1A to 1C are buses in a separate system, and 2A to 2B are Transmission lines in the separation system, 3A to 3J are circuit breakers, 4A to 4H are sensors (current transformers) for taking transmission line currents, 5A to 5B are sensors (transformers) for taking bus voltage, 6A to 6M is an input cable for capturing circuit breaker information and current / voltage, 7A to 7D are output cables for outputting power limit (break) and load limit (break) and phase control output signals, and 8A to 8C are separated. Loads in the system, 9A to 9C are generators in the separated system, 10A is in response to a failure occurring in the transmission lines 2A to 2B or buses 1A to 1C, by shutting off the generators 9A to 9C, To maintain transient stability The system stabilization device 10B is configured to shut off the generators 9A to 9C or the loads 8A to 8C when the separation system is separated from the main system side due to the separation failure of the transmission line 2A or the buses 1A to 1B. A system stabilizing device 11 for maintaining the internal frequency is a phase adjusting equipment for adjusting the voltage of the bus 1B by supplying reactive power to the bus 1B or consuming reactive power from the bus 1B.
[0012]
Next, the operation will be described.
The active power flow of the transmission line 2A is constantly calculated by the system stabilizing device 10A by taking in the current and voltage data obtained through the sensors 4B and 5A through the input cables 6C and 6D. For example, a ground fault occurs in the transmission line 2A. In the event that the voltage has occurred, the system stabilization device 10A performs stabilization control according to the flowchart shown in FIG.
[0013]
That is, in step ST1, the system stabilizing device 10A uses the circuit breakers 3A to 3J and the sensors 4A to 4H, 5A to 5B to input the system configuration, the bus voltage, the power generation amount, the load amount, and the like by the input cables 6A to 6F and 6M. Intake, constant system state estimation, tidal current calculation, stability calculation for each possible failure, control performed (command) control amount assuming control finish time at the same time as failure occurs (Control amount by pre-computation control) and control amount that assumes the control finish time when control data is calculated by fetching online data of the system after a failure occurs (control amount by post-computation control) The control amount is calculated for each failure assuming each finish time.
[0014]
Then, for each failure case, the calculated control amount is compared, and if the pre-computation control is not performed, the control amount is significantly increased and a case where appropriate control cannot be performed is tabulated. . The control amount calculation method for the different control finish times is described in the literature “Development of a system for preventing out-of-step (TSC) by online stability calculation”, IEEJ Transaction B, Journal of Electric Power Energy, December 1994. Vol. According to the method shown in 115-B. That is, since the control amount at the finishing time assumed according to the method shown here can be calculated, it is used.
[0015]
In step ST2, the failure point and failure type are stabilized by a protection relay device or FL device (fault locator device, device that identifies the positional relationship of the failure due to a power line failure, etc., a known device), etc. Into the start-up state from the steady state.
In step ST3, it is determined whether or not the generated failure requires control by pre-calculation. If the pre-calculation is necessary, the process proceeds to step ST8, otherwise the process proceeds to step ST4.
[0016]
In step ST4, for example, when a failure occurs in the power transmission line 2A, the states of the circuit breakers 3A to 3B are captured, the failure removal is detected, and the system is separated by measuring the failure duration and removing the failure (breaker operation). It is determined whether it reaches. When system separation occurs, system separation countermeasure control shall be implemented.
In step ST5, transient stability calculation is performed based on the information in steps ST1 to ST4, and the control amount for maintaining the transient stability (the amount of cutoff of any one of the generators 9A to 9C or a combination thereof). ) Is calculated.
[0017]
In step ST6, it is determined whether or not the vehicle is stable in an uncontrolled state based on the result of the control amount calculated in step ST5. If stable, the process proceeds to step ST9. Otherwise, the process proceeds to step ST7.
In step ST7, control is performed according to the control amount calculated in step ST5.
In step ST8, a control command is executed in accordance with a table in which the control by the prior calculation control is set before the failure, and the process proceeds to step ST9.
In step ST9, the system stabilizing device 10A is stopped and a process for returning to the steady state is executed.
[0018]
As described above, according to the first embodiment, at the stage of calculation (pre-computation) before the occurrence of a failure, the result of performing computation by incorporating the online information after the control and the post-computation result. By calculating in advance the control amount when performing control based on this, optimal control can be performed even for faults where appropriate control cannot be performed due to a significant increase in control amount due to post-computation control alone. In addition, since the post-calculation can calculate the control amount that accurately reflects the failure point, the failure duration, etc., there is an effect that more accurate control can be performed.
[0019]
Embodiment 2. FIG.
In the first embodiment, the transient stability control is performed by combining the pre-computation and the post-computation. However, the load drop caused by the voltage drop due to the failure is considered in the post-computation, and the load characteristics are taken into consideration. By doing so, more optimal control can be implemented. FIG. 3 is a configuration diagram showing a power system stabilization control apparatus to which the power system stabilization control method according to Embodiment 2 of the present invention is applied.
[0020]
Next, the operation will be described.
The active power flow of the transmission line 2A is constantly calculated by the system stabilizing device 10A by taking in the current and voltage data obtained through the sensors 4B and 5A through the input cables 6C and 6D. For example, a ground fault occurs in the transmission line 2A. In the event that the voltage has occurred, the system stabilization device 10A performs the stabilization control according to the flowchart shown in FIG.
[0021]
That is, in step ST1, the system stabilizing device 10A uses the circuit breakers 3A to 3J and the sensors 4A to 4H, 5A to 5B to input the system configuration, the bus voltage, the power generation amount, the load amount, and the like by the input cables 6A to 6F and 6M. It is assumed that the system state is always estimated and the power flow is calculated every certain period, and the stability calculation shown in the first embodiment is performed.
[0022]
In step ST2, the failure point and failure type are stabilized by a protection relay device or FL device (fault locator device, device that identifies the positional relationship of the failure due to a power line failure, etc., a known device), etc. Into the start-up state from the steady state.
In step ST3, it is determined whether or not the occurred failure requires control by pre-calculation. If the pre-calculation is necessary, the process proceeds to step ST8. Otherwise, the process proceeds to step ST11.
[0023]
In step ST11, for example, when a failure occurs in the power transmission line 2A, the states of the circuit breakers 3A to 3B are captured, the failure removal is detected, and the system is separated by measuring the failure duration and removing the failure (breaker operation). It is determined whether it reaches. When system separation occurs, system separation countermeasure control shall be implemented.
In step ST11, it is confirmed that the generated failure has been removed. The fault duration required for transient stability calculation shall also be measured.
[0024]
In step ST12, for example, when a ground fault occurs in the power transmission line 2A, the system data after the accident is taken into the system stabilizing device 10A by the input cables 6C and 6D through the sensors 4B and 5A.
In step ST13, the load dropout amount and the load characteristic are estimated and calculated from the values taken in in step ST12 by the calculation method disclosed in Japanese Patent Publication No. 6-11167. In this publication, the generator output is sampled to estimate the load. However, if the bus voltage and the load amount are sampled for each bus where the load exists, the same estimation calculation can be performed.
[0025]
In step ST5, transient stability calculation is performed based on the information from steps ST1 to ST3 and ST11 to ST13, and the control amount for maintaining the transient stability (any one of the generators 9A to 9C or its The amount of combination cut-off) is calculated.
In step ST6, it is determined whether or not the system is stably shifted in an uncontrolled state based on the result calculated in step ST5. If it is determined that the system is stable, the process proceeds to step ST9. Proceed to ST7.
[0026]
In step ST7, control is performed using the control amount (generator cutoff amount) calculated in step ST5.
In step ST8, a control command is executed in accordance with a table in which the control based on the prior calculation control is set before the failure, and the process proceeds to step ST9.
In step ST9, the system stabilizing device 10A is stopped and a process for returning to the steady state is executed.
[0027]
As described above, according to the second embodiment, by incorporating the load drop amount into the post-calculation method in the first embodiment, more optimal control in consideration of the load drop amount due to a voltage drop due to a failure. There is an effect that can be implemented.
[0028]
Embodiment 3 FIG.
In the second embodiment, the method of applying the calculation result of the load dropout due to the failure to the transient stability calculation has been described. However, the load characteristic estimated from the online data after the failure occurs and the load dropout amount depend on the failure. Applying even when system separation occurs, high-precision simultaneous frequency and voltage control can be implemented. FIG. 5 is a configuration diagram showing a power system stabilization control apparatus to which the power system stabilization control method according to Embodiment 3 of the present invention is applied.
[0029]
Next, the operation will be described.
The active power flow of the transmission line 2A is constantly calculated by the system stabilizing device 10B by taking in the current and voltage data obtained through the sensors 4A and 5B by the input cables 6I and 6J. For example, a ground fault occurs in the transmission line 2A. If the fault occurs, the transmission line 2A is disconnected due to the removal of the failure, and the system separation is kicked (whether or not the system separation occurs is determined by the circuit breaker information of 3A or 3B. The system stabilizing device 10B performs stabilization control according to the flowchart shown in FIG.
[0030]
That is, in step ST11, the system stabilizing device 10B takes in the system configuration, the bus voltage, the power generation amount, the load amount, and the like through the circuit breakers 3A to 3J and the sensors 4A to 4H and 5A to 5B by the input cables 6G to 6L. The system state is always estimated every certain period.
[0031]
In step ST12, the occurrence of a failure is confirmed, and in step ST13, the removal of the accident is confirmed by taking the breaker information of the breaker 3A or 3B into the stabilization device 10B through the input cables 6G and 6H.
In step ST14, for example, when a ground fault occurs in the power transmission line 2A, the system data after the fault is taken into the system stabilization device 10B by the input cables 6I and 6J through the sensors 4A and 5B.
[0032]
In step ST15, the load dropout amount and the load characteristic are estimated and calculated from the values taken in in step ST14 by the calculation method disclosed in Japanese Patent Publication No. 6-11167. In this publication, the generator output is sampled to estimate the load. However, if the bus voltage and the load amount are sampled for each bus where the load exists, the same estimation calculation can be performed.
[0033]
In step ST16, it is determined whether or not there is a possibility of system separation by failure removal (determined by circuit breaker operation or the like). If it is determined that system separation may occur, the process proceeds to step ST18. In other cases, the process proceeds to step ST17.
In step ST17, a countermeasure for transient stability is implemented as in step ST5 in the first and second embodiments.
[0034]
In step ST18, when it is determined that the system separation has occurred, the separation is performed by the power flow calculation considering the frequency variation disclosed in Japanese Patent Laid-Open No. 7-241035 from the power flow information flowing immediately before the failure in the transmission line 2A. A control amount for maintaining the frequency on the system side (any one of the loads 8A to 8C, or a combination cutoff amount, or any one of the generators 9A to 9C, or a combination cutoff amount) is calculated. Further, by this power flow calculation, it is determined whether or not the bus voltage in the separated system rises or falls below a predetermined value, and when it is determined that an abnormal voltage occurs, the phase control amount (bus bus) by the phase adjusting equipment 11 is determined. (Reactive power supply to 1B or reactive power consumption from bus 1B). However, in the process of calculating the frequency and voltage control amount (the process of executing the power flow calculation), the calculation is performed by incorporating the load drop amount and the load characteristic estimated in step ST15.
[0035]
In step ST19, the frequency maintenance control (generator or load cutoff) and voltage maintenance control (phase control) calculated in step ST18 are controlled through each control cable. Here, in the third embodiment, the phase adjusting equipment 11 exists only on the bus 1B, but this method is also effective for a plurality of buses and phase adjusting equipment.
In step ST20, the system stabilizing device 10B is stopped and a process for returning to a steady state is executed.
[0036]
As described above, according to the third embodiment, the load characteristic / load drop-off amount is estimated from the on-line measurement data after the failure is removed by the power flow calculation in which the finished frequency on the separated system side is incorporated in the frequency fluctuation. By calculating, it is possible to grasp a more accurate supply and demand imbalance amount and to carry out highly accurate voltage / frequency simultaneous control.
[0037]
Embodiment 4 FIG.
In the said embodiment, although the method of stabilizing a system | strain was described, it is good also as an electric power system stabilization control apparatus using this control method.
[0038]
【The invention's effect】
As described above, according to the present invention, the estimated finish time when the control is performed immediately after the occurrence of the failure according to the calculation result before the occurrence of the failure, and the assumed finish time when the control is performed according to the online measurement data after the occurrence of the failure. If various stability calculations are performed at regular intervals before an accident and control is performed according to online measurement data after the occurrence of a failure, a table will be created in which it is determined that appropriate control such as an increase in the required control amount cannot be performed. In the unlikely event that the failure case occurs, control is performed immediately, and if any other failure occurs, control amount calculation is performed based on the subsequent online measurement data to reflect the actual phenomenon. Therefore, even for faults where appropriate control cannot be performed due to a significant increase in the control amount with post-mortem control alone, There is an effect capable of performing optimal control. In addition, since the post-calculation can calculate the control amount that accurately reflects the failure point, the failure duration, etc., there is an effect that more accurate control can be performed.
[0039]
According to the present invention, the estimated finish time when the control is performed immediately after the occurrence of the failure according to the calculation result before the occurrence of the failure and the assumed finish time when the control is performed according to the online measurement data after the occurrence of the failure are constant before the accident. If various stability calculations are performed for each cycle and control is performed according to online measurement data after the occurrence of a failure, a table is displayed in which cases where it is determined that appropriate control such as an increase in the required control amount cannot be performed are made. A functional unit that immediately performs control when the failure case occurs, and performs control that reflects the actual phenomenon by calculating the control amount based on the subsequent online measurement data when any other failure occurs. Therefore, even for faults where proper control cannot be performed due to a significant increase in the control amount with post-mortem control alone, The effect of device is obtained capable of performing optimal control. Further, since the post-calculation can calculate the control amount that accurately reflects the failure point, the failure duration, etc., this apparatus has an effect that more accurate control can be performed.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a configuration diagram showing a power system stabilization control apparatus to which a power system stabilization control method according to Embodiment 1 of the present invention is applied.
FIG. 2 is a flowchart showing a power system stabilization control method according to Embodiment 1 of the present invention.
FIG. 3 is a configuration diagram showing a power system stabilization control apparatus to which a power system stabilization control method according to Embodiment 2 of the present invention is applied.
FIG. 4 is a flowchart showing a power system stabilization control method according to Embodiment 2 of the present invention.
FIG. 5 is a configuration diagram showing a power system stabilization control apparatus to which a power system stabilization control method according to Embodiment 3 of the present invention is applied.
FIG. 6 is a flowchart showing a power system stabilization control method according to Embodiment 3 of the present invention.
FIG. 7 is a configuration diagram showing a conventional power system stabilization control method.
[Explanation of symbols]
1A to 1C Bus in separation system, 2A to 2B Transmission line in separation system, 3A to 3J circuit breaker, 4A to 4H sensor (current transformer), 5A to 5B sensor (transformer), 6A to 6M input cable, 7A to 7D Output cable, 9A to 9C Generator in separated system, 10A system stabilizing device, 10B system stabilizing device, 11 phase adjusting equipment.

Claims

As a countermeasure when a failure occurs in the power system, perform stability determination for transient stability, dynamic stability, frequency stability and voltage stability for the failure case, and implement appropriate control for the power system In the power system stabilization control method, an accident occurs depending on the assumed finish time when the control is performed immediately after the failure occurs according to the calculation result before the failure occurs and the assumed finish time when the control is performed according to the online measurement data after the failure occurs. If various stability calculations are performed at regular intervals in advance and control is performed according to online measurement data after the occurrence of a failure, a table will be created in which it is determined that appropriate control such as an increase in the required control amount cannot be performed. In the unlikely event that a failure occurs, control is performed immediately, and if any other failure occurs, the subsequent online measurement data Control amount calculated by carrying out the power system stabilizing control method characterized by carrying out the control reflecting an actual phenomenon by.

As a countermeasure when a failure occurs in the power system, perform stability determination for transient stability, dynamic stability, frequency stability and voltage stability for the failure case, and implement appropriate control for the power system In the power system stabilization control device, an accident occurs depending on the assumed finish time when the control is performed immediately after the failure occurs according to the calculation result before the failure occurs and the assumed finish time when the control is performed according to the online measurement data after the failure occurs. If various stability calculations are performed at regular intervals in advance and control is performed according to online measurement data after the occurrence of a failure, a table will be created in which it is determined that appropriate control such as an increase in the required control amount cannot be performed. In the unlikely event that a failure occurs, control is performed immediately, and if any other failure occurs, the subsequent online measurement data To implement a control amount calculated by the power system stabilizing control device characterized by having a functional unit for carrying out control that reflects the actual phenomena.