JP3594685B2

JP3594685B2 - Stabilization method of local system

Info

Publication number: JP3594685B2
Application number: JP5269595A
Authority: JP
Inventors: 健黒瀬; 保彦寺尾; 靖之小和田; 智中村; 自郎月田
Original assignee: Tokyo Electric Power Co Inc
Current assignee: Tokyo Electric Power Co Holdings Inc
Priority date: 1995-03-13
Filing date: 1995-03-13
Publication date: 2004-12-02
Anticipated expiration: 2019-12-02
Also published as: JPH08251823A

Description

【０００１】
【産業上の利用分野】
この発明は、主系統から分離したローカル系統の安定化を図るローカル系統の安定化方法に関するものである。
【０００２】
【従来の技術】
図７は従来のローカル系統の安定化方法を示すフローチャートであり、図において、ＳＴ１は主系統とローカル系統を連係する送電線の潮流値を計測するステップ、ＳＴ２はその潮流値に基づいて発電機または負荷の制御量を決定するステップ、ＳＴ３は制御対象を選定するステップ、ＳＴ４は起動条件及びルート断を判定するステップ、ＳＴ５はその決定した制御量分だけ発電機または負荷を制御するステップである。
【０００３】
次に動作について説明する。
ローカル系統が送電線を介して主系統と連係されている場合において、例えば連係線で事故が発生し、送電線保護リレーが働き連係線ＣＢを遮断して主系統とローカル系統が分離した場合を考える。このような場合にはローカル系統内の発電量、負荷量のバランスが崩れて、周波数の上昇、下降によりローカル系統が崩壊する可能性がある。
【０００４】
そこで、この従来例では、ローカル系統が主系統から分離した場合を考慮して、負荷・発電機の制御を事前に一定周期で演算しておき、ローカル系統と主系統が分離したことを検出した時にその制御を実行する。
具体的には以下に記載する通りである。
【０００５】
まず、系統分離前には、連係線の潮流値を計測する（ステップＳＴ１）。そしてローカル系統の発電機または負荷を連係線潮流と同量制御すれば、ローカル系統内の電力のバランスを保てるので、それに基づき発電機または負荷の制御量を決定する（ステップＳＴ２）。そして、上記のようにして決定した制御量分だけ制御する発電機または負荷をローカル系統内から適宜選定する（ステップＳＴ３）。次にローカル系統と主系統が分離したかどうかを判定し、分離したことが検出されたら、上記ステップＳＴ３で決定された制御を実行し一連の処理を終了する。検出されなかった場合にはステップＳＴ１に戻る。
【０００６】
【発明が解決しようとする課題】
従来のローカル系統の安定化方法は以上のように構成されているので、分離前の送電線の潮流値に基づいて発電機等を制御するが、ローカル系統の分離に伴う周波数変化によって発電機の解列が発生した場合、ローカル系統の系統構成が変化してしまうため、分離前の送電線の潮流値に基づいて発電機等を制御しても、ローカル系統の状態を安定にすることができなくなる問題点があった。
また、分離前の送電線の潮流値に基づいて発電機等を１回制御するだけであるので、ローカル系統の発電量や負荷量が分離後に変化した場合には、ローカル系統の発電機等を制御することができず、ローカル系統の安定化をまったく図れなくなるなどの問題点もあった。
【０００７】
この発明は上記のような問題点を解消するためになされたもので、ローカル系統の分離に伴う周波数変化によって発電機の解列が発生した場合でも、ローカル系統の状態を安定にすることができるローカル系統の安定化方法を得ることを目的とする。
【０００８】
また、この発明はローカル系統の発電量や負荷量が分離後に変化した場合でも、ローカル系統の安定化を図ることができるローカル系統の安定化方法を得ることを目的とする。
【０００９】
【課題を解決するための手段】
請求項１の発明に係るローカル系統の安定化方法は、ローカル系統内の需給アンバランス率に基づいて分離後のローカル系統の周波数変化を予測するとともに、その周波数変化の予測結果からローカル系統内の発電機が解列するか否かを予測し、当該発電機が解列すると予測される場合には、当該発電機が解列した後のローカル系統の周波数変化を再度予測し、その周波数変化の予測結果に基づいてローカル系統の発電機または負荷を制御するようにしたものである。
【００１０】
請求項２の発明に係るローカル系統の安定化方法は、制御可能な発電機を最大限制御しても、ローカル系統内の発電機の解列を回避するために必要な制御量を確保できない場合、周波数の上昇に伴って解列すると予測される発電機が解列した後のローカル系統の周波数変化を再度予測し、その予測結果に基づいてローカル系統の発電機または負荷を制御するようにしたものである。
【００１１】
請求項３の発明に係るローカル系統の安定化方法は、ローカル系統の周波数が所定値以下に変化した場合、ローカル系統内の総発電量及び総負荷量を計測し、その計測結果に基づいてローカル系統の負荷を制御するようにしたものである。
【００１２】
請求項４の発明に係るローカル系統の安定化方法は、ローカル系統の周波数変化からローカル系統の発電機が解列すると予測される場合、ローカル系統の周波数が一定レベルに回復するまで、ローカル系統の負荷を段階的に制御するようにしたものである。
【００１３】
【作用】
請求項１の発明におけるローカル系統の安定化方法は、ローカル系統内の需給アンバランス率に基づいて分離後のローカル系統の周波数変化を予測するとともに、その周波数変化の予測結果からローカル系統内の発電機が解列するか否かを予測し、当該発電機が解列すると予測される場合には、当該発電機が解列した後のローカル系統の周波数変化を再度予測するようにしたことにより、周波数変化に伴ってローカル系統内の発電機の解列を回避できない場合でも、ローカル系統の周波数を安定に制御できるようになる。
【００１４】
請求項２の発明におけるローカル系統の安定化方法は、制御可能な発電機を最大限制御しても、ローカル系統内の発電機の解列を回避するために必要な制御量を確保できない場合、周波数の上昇に伴って解列すると予測される発電機が解列した後のローカル系統の周波数変化を再度予測するようにしたことにより、ローカル系統内の発電機の解列を回避するために必要な制御量を確保できない場合でも、ローカル系統の周波数を安定に制御できるようになる。
【００１５】
請求項３の発明におけるローカル系統の安定化方法は、ローカル系統の周波数が所定値以下に変化した場合、ローカル系統内の総発電量及び総負荷量を計測し、その計測結果に基づいてローカル系統の負荷を制御するようにしたことにより、ローカル系統が主系統から分離した後に、ローカル系統内の総発電量及び総負荷量が変動しても、ローカル系統の周波数を安定に制御できるようになる。
【００１６】
請求項４の発明におけるローカル系統の安定化方法は、ローカル系統の周波数変化からローカル系統の発電機が解列すると予測される場合、ローカル系統の周波数が一定レベルに回復するまで、ローカル系統の負荷を段階的に制御するようにしたことにより、ローカル系統が主系統から分離した後に、ローカル系統内の発電機が解列しても、ローカル系統の周波数を安定に制御できるようになる。
【００１７】
【実施例】
実施例１．
以下、この発明の一実施例を図について説明する。
図１はこの発明の実施例１によるローカル系統の安定化方法を適用する安定化装置を示す構成図であり、図において、１は主系統の母線、２はローカル系統の母線、３は主系統とローカル系統を連係する送電線、４は主系統側の遮断機、５はローカル系統側の遮断機、６は送電線３を流れる電流を検出する電流検出器である。
【００１８】
また、７はローカル系統が主系統から分離したことを検出し、その旨を伝送する起動端末装置、８は遮断機４の開閉情報を取り込み、送電線３のルート断を検出するルート断判定部、９はルート断判定部８の判定結果を伝送する伝送部である。
【００１９】
また、１０はローカル系統内に設置されている複数の発電機であり、ローカル系統の周波数が急激に上昇またはローカル系統の周波数が所定値より高い状態が一定時間以上継続すると、図示せぬ保護リレーが動作して系統から解列する特性を有している。
１１は電圧検出器、１２は遮断機、１３は電流検出器、１４は発電機１０の発電量の計測及び遮断機１２の開閉情報の取り込みを行うとともに、遮断機１２のトリップ指令を出力する発電機制御装置、１５は電圧検出器１１と電流検出器１３の検出結果から発電機１０の発電量を計測するとともに、遮断機１２の開閉情報の取り込みを行い、また、中央演算装置２５から伝送される制御指令に基づいて遮断機１２のトリップ指令を出力する演算出力部、１６は中央演算装置２５から伝送される制御指令を受信する伝送入力部、１７は発電機１０の発電量及び遮断機１２の開閉情報を中央演算装置２５に伝送する伝送出力部である。
【００２０】
また、１８はローカル系統の負荷を遮断する遮断機、１９は電流検出器、２０はローカル系統の負荷量の計測及び遮断機１８の開閉情報の取り込みを行うとともに、遮断機１８のトリップ指令を出力する負荷制御装置、２１は電流検出器１９の検出結果から負荷量を計測するとともに、遮断機１８の開閉情報の取り込みを行い、また、中央演算装置２５から伝送される制御指令に基づいて遮断機１８のトリップ指令を出力する演算出力部、２２は中央演算装置２５から伝送される制御指令を受信する伝送入力部、２３はローカル系統の負荷量及び遮断機１８の開閉情報を中央演算装置２５に伝送する伝送出力部である。
【００２１】
また、２４は電圧検出器、２５はローカル系統を主系統から分離する際、発電機制御装置１４及び負荷制御装置２０から伝送される発電量や負荷量等に基づいてローカル系統の周波数変化及び発電機の解列の有無を予測し、その予測結果に基づいて制御する発電量または負荷量を決定し、発電機制御装置１４及び負荷制御装置２０に制御指令を出力する中央演算装置、２６は電流検出器６及び電圧検出器２４の検出結果を入力するとともに、遮断機５の開閉情報を取り込む情報入力部、２７は起動端末装置７の伝送部９，発電機制御装置１４の伝送出力部１７及び負荷制御装置２０の伝送出力部２３から各種情報を入力する伝送入力部、２８は発電機制御装置１４の伝送入力部１６及び負荷制御装置２０の伝送入力部２２へ制御指令を出力する伝送出力部、２９は電流検出器６及び電圧検出器２４の検出結果から送電線３の潮流値とローカル系統の周波数を演算するとともに、伝送入力部２７が入力した各種情報に基づいてローカル系統の周波数変化等を予測し、その予測結果に基づいて制御する発電量または負荷量を決定して制御指令を出力する演算部である。
【００２２】
次に動作について説明する。因に、図２はこの発明の実施例１によるローカル系統の安定化方法を示すフローチャートであるので、以下図２を参照しつつ説明する。
まず、ローカル系統が主系統から分離する場合、中央演算装置２５の演算部２９が主系統とローカル系統を連係する送電線３の潮流値ＰＴを計測し、発電機制御装置１４の演算出力部１５が発電機１０の発電量ＰＧを計測し、また、負荷制御装置２０の演算出力部２１がローカル系統の負荷量を計測する（ステップＳＴ１１）。
【００２３】
そして、発電機制御装置１４及び負荷制御装置２０でそれぞれ計測された発電量，負荷量が中央演算装置２５の伝送入力部２７に伝送され、中央演算装置２５の演算部２９がローカル系統内の総発電量及び総負荷量を下記に示すように演算する（ステップＳＴ１２）。
総発電量ΣＰＧ＝各発電機１０の発電量ＰＧの総和・・・（１）
総負荷量ΣＰＬ＝ＰＴ＋ ΣＰＧ・・・（２）
【００２４】
そして、総発電量ΣＰＧ及び総負荷量ΣＰＬを演算すると、中央演算装置２５の演算部２９は、その総発電量ΣＰＧ及び総負荷量ΣＰＬからローカル系統内の需給アンバランス率ＲＵを演算する（ステップＳＴ１３）。
ＲＵ＝（ΣＰＧ − ΣＰＬ）／ΣＰＧ・・・（３）
【００２５】
そして、中央演算装置２５の演算部２９は、ローカル系統内の需給アンバランス率ＲＵは、分離後のローカル系統の周波数変化を示す指針となるので、その需給アンバランス率ＲＵから分離後のローカル系統の周波数変化を予測する（ステップＳＴ１４）。
即ち、需給アンバランス率ＲＵの値を下記に示すように４段階に分け、分離後のローカル系統の周波数変化によって変動するローカル系統の状態変化を予測する。
ＲＵ＞ａ３・・・ゾーン４（周波数低下領域）
ａ３＞ＲＵ＞ａ２・・・ゾーン３（周波数変動許容領域）
ａ２＞ＲＵ＞ａ１・・・ゾーン２（周波数上昇領域）
ａ１＞ＲＵ・・・ゾーン１（周波数急上昇領域）
ただし、ａ１，ａ２，ａ３はローカル系統の運用状態等から特定される定数である。
【００２６】
ここで、各ゾーンについて、もう少し具体的に説明すると、ゾーン４はローカル系統を分離するとローカル系統の周波数が低下する領域、ゾーン３はローカル系統を分離してもローカル系統の周波数が許容範囲に収まる領域、ゾーン２はローカル系統を分離するとローカル系統の周波数が上昇し、発電機を制御しないと一部発電機の特性により一定時間経過後に発電機が解列する領域、ゾーン１はローカル系統を分離するとローカル系統の周波数が急上昇し、一部発電機の特性により発電機が短時間で解列する領域である。
【００２７】
そして、中央演算装置２５の演算部２９は、下記の理由から、発電機が解列する場合に備え、ローカル系統の周波数がゾーン１に属するか否かを判定する（ステップＳＴ１５）。
その理由は、ローカル系統の周波数がゾーン１に属する場合には、発電機の解列によってローカル系統の系統構成が変化するので、発電機の解列によって再びローカル系統の周波数が変化する。即ち、ローカル系統の周波数は、ローカル系統の分離によって変化した後、発電機の解列によって再び変化してしまうので、発電機解列前の周波数予測に基づいて発電機等を制御しても、ローカル系統の状態を安定にすることができないからである。
【００２８】
そして、中央演算装置２５の演算部２９は、ローカル系統の周波数がゾーン１に属すると判定した場合には、ローカル系統の総発電量ΣＰＧは、ローカル系統に存在する各発電機のうち、周波数の急激な変化によって解列する発電機の出力ＰＧＭ分だけ低下するので、それを考慮して、下記に示すように、ローカル系統内の需給アンバランス率ＲＵを再度演算する（ステップＳＴ１６）。
ＲＵ＝｛（ΣＰＧ−ＰＧＭ）−ΣＰＬ｝／（ΣＰＧ−ＰＧＭ）・・・（４）
【００２９】
そして、中央演算装置２５の演算部２９は、ローカル系統内の需給アンバランス率ＲＵを再度演算すると、再演算後の需給アンバランス率ＲＵから再度分離後のローカル系統の周波数変化を予測する（ステップＳＴ１７）。
ＲＵ＞ａ３・・・ゾーン１−４（周波数低下領域）
ａ３＞ＲＵ＞ａ２・・・ゾーン１−３（周波数変動許容領域）
ａ２＞ＲＵ＞・・・ゾーン１−２（周波数上昇領域）
【００３０】
ここで、各ゾーンについて、もう少し具体的に説明すると、ゾーン１−４はローカル系統を分離するとローカル系統の周波数が低下する領域、ゾーン１−３はローカル系統を分離してもローカル系統の周波数が許容範囲に納まる領域、ゾーン１−２はローカル系統を分離するとローカル系統の周波数が上昇し、発電機を制御しないと発電機の特性により一定時間経過後に発電機が解列する領域である。
【００３１】
そして、中央演算装置２５の演算部２９は、上記のようにして、ローカル系統の状態変化を分類すると、制御後のローカル系統の状態変化がゾーン３（最初にゾーン１に属する場合はゾーン１−３）に移行するように、発電機または負荷の制御量を決定する（ステップＳＴ１８）。
例えば、図３に示すように、ローカル系統の周波数がゾーン２に属する場合、発電機の制御量ＰＧＣが下記の条件を具備するように決定する（ゾーン１−２に属する場合も同様にして決定）。
ＰＧＣ１＜ＰＧＣ＜ＰＧＣ２・・・（５）
また、ローカル系統の周波数がゾーン１−４に属する場合、負荷の制御量ＰＬＣが下記の条件を具備するように決定する（ゾーン４に属する場合も同様にして決定）。
ＰＬＣ１＜ＰＬＣ＜ＰＬＣ２・・・（６）
【００３２】
このようにして、発電機１０または負荷の制御量ＰＧＣ，ＰＬＣが決定されると、中央演算装置２５はその制御量ＰＧＣ，ＰＬＣに見合った発電機または負荷を適宜選定する。そしてローカル系統の分離等が検出されると、伝送出力部２８から発電機制御装置１４の伝送入力部１６及び負荷制御装置２０の伝送入力部２２に対して制御指令が出力され、発電機制御装置１４の演算出力部１５及び負荷制御装置２０の演算出力部２１は、中央演算装置２５から指定された発電機等の遮断機１２，１８をトリップして、一連の処理を終了する（ステップＳＴ１９，２０）。
【００３３】
以上のように、この実施例１によれば、ローカル系統の周波数変化の予測結果からローカル系統内の発電機が解列するか否かを予測し、当該発電機が解列すると予測される場合には、当該発電機が解列した後のローカル系統の周波数変化を再度予測するようにしているので、周波数変化に伴ってローカル系統内の発電機の解列を回避できない場合でも、ローカル系統の周波数を安定に制御することができる。
【００３４】
実施例２．
図４はこの発明の実施例２によるローカル系統の安定化方法を示すフローチャートであるので、以下図４を参照しつつ説明する。
上記実施例１は、発電機１０の制御量ＰＧＣに見合った発電機を制御できることを前提とした実施例であるが、ローカル系統の系統構成によっては、制御可能な発電機を最大限制御しても、ローカル系統内の発電機の解列を回避するために必要な制御量ＰＧＣ１を確保できない場合がある。
かかる場合、ローカル系統の周波数が上昇し、発電機が解列することが予測される。
【００３５】
そこで、この実施例２では、ローカル系統がゾーン２に属すると判定され（ゾーン２に属する場合には、分離後一定時間以内に発電機を制御しないと発電機が解列するので、分離後一定時間以内に発電機を制御する必要がある）、かつ、制御可能な発電機を最大限制御しても、ローカル系統内の発電機の解列を回避するために必要な制御量ＰＧＣ１を確保できない場合（ステップＳＴ２１）、発電機を最大限制御してもローカル系統を安定にすることができないので、とりあえずローカル系統の発電機の解列を容認する。
【００３６】
そして、発電機の特性等に基づいて解列すると予測される発電機を適宜選定する。そして、ローカル系統の総発電量ΣＰＧは解列する発電機の出力ＰＧＭ分だけ低下するので、それを考慮して、下記に示すように、ローカル系統内の需給アンバランス率ＲＵを再度演算する（ステップＳＴ２２）。
ＲＵ＝｛（ΣＰＧ−ＰＧＭ）−ΣＰＬ｝／（ΣＰＧ−ＰＧＭ）・・・（７）
【００３７】
そして、ローカル系統内の需給アンバランス率ＲＵを再度演算すると、上記実施例１と同様にして、ローカル系統が属するゾーンを判定し、発電機または負荷を制御する（ステップＳＴ２３〜２６）。
【００３８】
以上のように、この実施例２によれば、制御可能な発電機を最大限制御しても、ローカル系統内の発電機の解列を回避するために必要な制御量を確保できない場合、とりあえずローカル系統の発電機の解列を容認し、解列すると予測される発電機が解列した後のローカル系統の周波数変化を再度予測するようにしたので、発電機が解列した後のローカル系統の周波数を安定に制御することができる。
【００３９】
実施例３．
図５はこの発明の実施例３によるローカル系統の安定化方法を示すフローチャートであるので、以下図５を参照しつつ説明する。
この実施例３は、上記実施例１，２による制御が終了した後、一定時間経過してもローカル系統が主系統から分離した状態が継続している場合の制御について規定したものである。
【００４０】
まず、上記実施例１，２による制御が終了した後、一定時間経過してもローカル系統が主系統から分離した状態が継続しているか否かを判定する（ステップＳＴ３１）。
そして、ステップＳＴ３１の条件を具備する場合において、分離後にローカル系統の系統構成が変化する場合があるので、ローカル系統の総発電量ΣＰＧ及び総負荷量ΣＰＬを計測する（ステップＳＴ３２）。
【００４１】
そして、測定した結果、ローカル系統の総発電量ΣＰＧ及び総負荷量ΣＰＬに変化が生じ、ローカル系統の周波数が定格値よりΔｆだけ低下している場合には、ローカル系統の負荷を遮断して、周波数を定格値付近まで上昇させる必要があるので、下記のようにして負荷制御量ＰＬＣを決定する（ステップＳＴ３３）。
ＰＬＣ＝ｋ×Δｆ×ΣＰＧ・・・（８）
ただし、ｋは周波数特性により定まる定数
【００４２】
このようにして、負荷の制御量ＰＬＣが決定されると、上記実施例１と同様にして、中央演算装置２５はその制御量ＰＬＣに見合った負荷を適宜選定する。そして、周波数が定格より△ｆ以上低下している状態が一定時間以上継続したことを条件に、伝送出力部２８から負荷制御装置２０の伝送入力部２２に対して制御指令が出力され、負荷制御装置２０の演算出力部２１は、その中央演算装置２５から指定された負荷の遮断機１８をトリップして、一連の処理を終了する（ステップＳＴ３４，３５）。
【００４３】
以上のように、この実施例３によれば、分離後にローカル系統の系統構成が変化した場合、ローカル系統内の総発電量及び総負荷量を計測し、その計測結果に基づいてローカル系統の負荷を制御するようにしたので、ローカル系統が主系統から分離した後に、ローカル系統内の総発電量及び総負荷量が変動しても、ローカル系統の周波数を安定に制御することができる。
【００４４】
実施例４．
図６はこの発明の実施例４によるローカル系統の安定化方法を示すフローチャートであるので、以下図６を参照しつつ説明する。
この実施例４は、上記実施例１，２による制御が終了した後、一定時間経過してもローカル系統が主系統から分離した状態が継続している場合の制御について規定したものである。
【００４５】
まず、上記実施例１，２による制御が終了した後、一定時間経過してもローカル系統が主系統から分離した状態が継続しているか否かを判定する（ステップＳＴ４１）。
そして、ステップＳＴ４１の条件を具備する場合において、分離後にローカル系統の系統構成が変化することによって周波数が上昇し、ローカル系統の発電機が解列する場合があるので、ローカル系統の総発電量ΣＰＧ及び総負荷量ΣＰＬを計測し（ステップＳＴ４２）、発電機が解列した場合の負荷の制御量ＰＬＣを下記のようにして決定する（ステップＳＴ４３）。
ＰＬＣ＝ｊ×ＰＧＤ
ただし、ｊは制御定数
ＰＧＤは解列が予想される発電機の発電量、ここでは、ローカル系統において、最大出力の発電機の発電量とする。
【００４６】
このようにして、負荷の制御量ＰＬＣが決定されると、上記実施例１と同様に、中央演算装置２５はその制御量ＰＬＣに見合った負荷の制御を行うが、予想した発電機より小さい発電機が解列した場合、一度に制御量ＰＬＣ分だけ負荷を制御してしまうと、過制御になってしまうので、制御を数回に分け（この実施例４では３回）、周波数変化率が一定レベルに復帰した時点で制御を完了するようにしている（ステップＳＴ４５〜４９）。そして、周波数の変化率が一定レベルを越えたことを条件にして（ステップＳＴ４４）、伝送出力部２８から負荷制御装置２０の伝送入力部２２に対して制御指令が出力され、負荷制御装置２０の演算出力部２１は、指令された負荷を遮断する。
因に、ｊの値を第１段制御で０．５、第２段制御で０．２５、第３段制御で０．２５に設定している。
【００４７】
以上のように、この実施例４によれば、ローカル系統の周波数変化からローカル系統の発電機が解列すると予測される場合、ローカル系統の周波数が一定レベルに回復するまで、ローカル系統の負荷を段階的に制御するようにしたので、ローカル系統が主系統から分離した後に、ローカル系統内の発電機が解列しても、ローカル系統の周波数を安定に制御することができる。
【００４８】
【発明の効果】
以上のように、請求項１の発明によれば、ローカル系統内の需給アンバランス率に基づいて分離後のローカル系統の周波数変化を予測するとともに、その周波数変化の予測結果からローカル系統内の発電機が解列するか否かを予測し、当該発電機が解列すると予測される場合には、当該発電機が解列した後のローカル系統の周波数変化を再度予測するように構成したので、周波数変化に伴ってローカル系統内の発電機の解列を回避できない場合でも、ローカル系統の周波数を安定に制御できる効果がある。
【００４９】
請求項２の発明によれば、制御可能な発電機を最大限制御しても、ローカル系統内の発電機の解列を回避するために必要な制御量を確保できない場合、周波数の上昇に伴って解列すると予測される発電機が解列した後のローカル系統の周波数変化を再度予測するように構成したので、ローカル系統内の発電機の解列を回避するために必要な制御量を確保できない場合でも、ローカル系統の周波数を安定に制御できる効果がある。
【００５０】
請求項３の発明によれば、ローカル系統の周波数が所定値以下に変化した場合、ローカル系統内の総発電量及び総負荷量を計測し、その計測結果に基づいてローカル系統の負荷を制御するように構成したので、ローカル系統が主系統から分離した後に、ローカル系統内の総発電量及び総負荷量が変動しても、ローカル系統の周波数を安定に制御できる効果がある。
【００５１】
請求項４の発明によれば、ローカル系統の周波数変化からローカル系統の発電機が解列すると予測される場合、ローカル系統の周波数が一定レベルに回復するまで、ローカル系統の負荷を段階的に制御するように構成したので、ローカル系統が主系統から分離した後に、ローカル系統内の発電機が解列しても、ローカル系統の周波数を安定に制御できる効果がある。
【図面の簡単な説明】
【図１】この発明の実施例１によるローカル系統の安定化方法を適用する安定化装置を示す構成図である。
【図２】この発明の実施例１によるローカル系統の安定化方法を示すフローチャートである。
【図３】ローカル系統が属するゾーンを示すグラフ図である。
【図４】この発明の実施例２によるローカル系統の安定化方法を示すフローチャートである。
【図５】この発明の実施例３によるローカル系統の安定化方法を示すフローチャートである。
【図６】この発明の実施例４によるローカル系統の安定化方法を示すフローチャートである。
【図７】従来のローカル系統の安定化方法を示すフローチャートである。
【符号の説明】
３送電線、１０発電機。[0001]
[Industrial applications]
The present invention relates to a local system stabilization method for stabilizing a local system separated from a main system.
[0002]
[Prior art]
FIG. 7 is a flowchart showing a conventional local system stabilization method. In the figure, ST1 is a step of measuring the power flow value of a transmission line that links the main system and the local system, and ST2 is a generator based on the power flow value. Alternatively, a step of determining the control amount of the load, ST3 is a step of selecting a control target, ST4 is a step of determining the starting condition and route disconnection, and ST5 is a step of controlling the generator or the load by the determined control amount. .
[0003]
Next, the operation will be described.
In the case where the local system is linked to the main system via the transmission line, for example, a case where an accident occurs in the connection line, the transmission line protection relay operates to cut off the connection line CB, and the main system and the local system are separated. Think. In such a case, there is a possibility that the balance between the power generation amount and the load amount in the local system is lost, and the local system collapses due to an increase or decrease in frequency.
[0004]
Therefore, in this conventional example, in consideration of the case where the local system is separated from the main system, the control of the load and the generator is calculated in advance at a constant cycle, and it is detected that the local system and the main system are separated. Sometimes that control is performed.
Specifically, it is as described below.
[0005]
First, before the system separation, the power flow value of the link line is measured (step ST1). If the generator or load of the local system is controlled by the same amount as the power flow of the link line, the balance of the power in the local system can be maintained, and the control amount of the generator or load is determined based on the balance (step ST2). Then, a generator or a load to be controlled by the control amount determined as described above is appropriately selected from the local system (step ST3). Next, it is determined whether or not the local system and the main system are separated, and when the separation is detected, the control determined in step ST3 is executed, and a series of processes is ended. If not, the process returns to step ST1.
[0006]
[Problems to be solved by the invention]
Since the conventional local system stabilization method is configured as described above, the generator and the like are controlled based on the power flow value of the transmission line before separation, but the generator is controlled by the frequency change accompanying the separation of the local system. If the disconnection occurs, the system configuration of the local system changes, so even if the generator is controlled based on the power flow value of the transmission line before separation, the state of the local system can be stabilized. There was a problem that disappeared.
In addition, since the generator and the like are controlled only once based on the power flow value of the transmission line before separation, if the power generation or load of the local system changes after the separation, the generator or the like of the local system is disconnected. There was also a problem that control could not be performed and the local system could not be stabilized at all.
[0007]
The present invention has been made to solve the above problems, and can stabilize the state of the local system even when the generator is disconnected due to a frequency change accompanying the separation of the local system. The purpose is to obtain a stabilization method for the local system.
[0008]
Another object of the present invention is to provide a local system stabilization method capable of stabilizing the local system even when the power generation amount or the load amount of the local system changes after separation.
[0009]
[Means for Solving the Problems]
The method for stabilizing a local system according to the first aspect of the present invention predicts a frequency change of a local system after separation based on a supply / demand imbalance ratio in the local system, and also predicts a frequency change of the local system based on a prediction result of the frequency change. Predict whether or not the generator will be disconnected, and if it is predicted that the generator will be disconnected, re-estimate the frequency change of the local system after the generator is disconnected, and The generator or load of the local system is controlled based on the prediction result.
[0010]
In the method for stabilizing a local system according to the second aspect of the present invention, the control amount required to avoid disconnection of the generator in the local system cannot be secured even if the controllable generator is controlled to the maximum. The frequency change of the local system after the generator that is predicted to be disconnected with the increase in frequency is disconnected is predicted again, and the generator or load of the local system is controlled based on the prediction result. Things.
[0011]
In the method for stabilizing a local system according to the third aspect of the present invention, when the frequency of the local system changes to a predetermined value or less, a total power generation amount and a total load amount in the local system are measured, and the local power is measured based on the measurement result. The system load is controlled.
[0012]
In the local system stabilizing method according to the invention of claim 4, when the local system generator is predicted to be disconnected from the frequency change of the local system, the local system is restored until the frequency of the local system recovers to a certain level. The load is controlled stepwise.
[0013]
[Action]
The method for stabilizing a local system according to the first aspect of the present invention predicts a frequency change of a local system after separation based on a supply / demand imbalance ratio in the local system, and generates power in the local system from a prediction result of the frequency change. By predicting whether or not the machine will be disconnected, if the generator is predicted to be disconnected, by re-predicting the frequency change of the local system after the generator is disconnected, Even if the disconnection of the generator in the local system cannot be avoided due to the frequency change, the frequency of the local system can be controlled stably.
[0014]
The method for stabilizing a local system according to the second aspect of the present invention is configured such that, even if the controllable generator is controlled to the maximum, a control amount necessary to avoid disconnection of the generator in the local system cannot be secured. Necessary to avoid the disconnection of generators in the local system by re-estimating the frequency change of the local system after the generators that are predicted to be disconnected due to the increase in frequency are disconnected Even when a sufficient control amount cannot be secured, the frequency of the local system can be controlled stably.
[0015]
According to a third aspect of the present invention, in the local system stabilizing method, when the frequency of the local system changes to a predetermined value or less, a total power generation amount and a total load amount in the local system are measured, and the local system is measured based on the measurement result. , The frequency of the local system can be controlled stably even if the total power generation and the total load in the local system fluctuate after the local system is separated from the main system. .
[0016]
The method for stabilizing a local system according to the invention according to claim 4 is configured such that when the generator of the local system is predicted to be disconnected from the frequency change of the local system, the load of the local system is restored until the frequency of the local system recovers to a certain level. , The frequency of the local system can be controlled stably even if the generator in the local system is disconnected after the local system is separated from the main system.
[0017]
【Example】
Embodiment 1 FIG.
An embodiment of the present invention will be described below with reference to the drawings.
FIG. 1 is a configuration diagram showing a stabilizing device to which a local system stabilizing method according to a first embodiment of the present invention is applied. In the drawing, 1 is a main system bus, 2 is a local system bus, and 3 is a main system. 4 is a circuit breaker on the main system side, 5 is a circuit breaker on the local system side, and 6 is a current detector for detecting a current flowing through the transmission line 3.
[0018]
A start terminal unit 7 detects that the local system has been separated from the main system, and transmits the fact to that effect. A route break determination unit 8 captures the opening / closing information of the circuit breaker 4 and detects a route break of the transmission line 3. , 9 are transmission units for transmitting the determination result of the route disconnection determination unit 8.
[0019]
Reference numeral 10 denotes a plurality of generators installed in the local system. If the frequency of the local system is rapidly increased or the frequency of the local system is higher than a predetermined value for a certain period of time, a protection relay (not shown) is provided. Has the characteristic of operating and disconnecting from the system.
11 is a voltage detector, 12 is a circuit breaker, 13 is a current detector, 14 is a generator that measures the amount of power generated by the generator 10 and captures opening / closing information of the circuit breaker 12 and outputs a trip command of the circuit breaker 12. The machine control device 15 measures the amount of power generation of the generator 10 from the detection results of the voltage detector 11 and the current detector 13, takes in the opening / closing information of the circuit breaker 12, and transmits the information from the central processing unit 25. An operation output unit for outputting a trip command of the circuit breaker 12 based on the control command, a transmission input unit 16 for receiving a control command transmitted from the central processing unit 25, and a power generation amount of the generator 10 and the circuit breaker 12 This is a transmission output unit for transmitting the opening / closing information to the central processing unit 25.
[0020]
Reference numeral 18 denotes a circuit breaker that cuts off the load of the local system, 19 denotes a current detector, 20 measures the load of the local system, captures the open / close information of the circuit breaker 18, and outputs a trip command of the circuit breaker 18. The load control device 21 measures the load amount from the detection result of the current detector 19, takes in the opening / closing information of the circuit breaker 18, and based on the control command transmitted from the central processing unit 25. An operation output unit 18 for outputting a trip command 18, a transmission input unit 22 for receiving a control command transmitted from the central processing unit 25, and a load amount 23 of the local system and opening / closing information of the circuit breaker 18 are sent to the central processing unit 25. It is a transmission output unit for transmitting.
[0021]
Reference numeral 24 denotes a voltage detector, and 25 denotes a frequency change and a power generation of the local system based on a power generation amount and a load amount transmitted from the generator control device 14 and the load control device 20 when the local system is separated from the main system. A central processing unit that predicts the presence or absence of the machine disconnection, determines the amount of power generation or load to be controlled based on the prediction result, and outputs a control command to the generator control device 14 and the load control device 20; An information input unit for inputting the detection results of the detector 6 and the voltage detector 24 and for taking in the opening / closing information of the circuit breaker 5, a transmission unit 9 of the starting terminal device 7, a transmission output unit 17 of the generator control device 14, and A transmission input unit 28 for inputting various information from the transmission output unit 23 of the load control device 20 outputs control commands to the transmission input unit 16 of the generator control device 14 and the transmission input unit 22 of the load control device 20. The transmission output unit 29 calculates the power flow value of the power transmission line 3 and the frequency of the local system from the detection results of the current detector 6 and the voltage detector 24, and based on various information input by the transmission input unit 27, An arithmetic unit that predicts a frequency change or the like, determines a power generation amount or a load amount to be controlled based on the prediction result, and outputs a control command.
[0022]
Next, the operation will be described. FIG. 2 is a flowchart showing a local system stabilizing method according to the first embodiment of the present invention, and will be described below with reference to FIG.
First, when the local system is separated from the main system, the operation unit 29 of the central processing unit 25 measures the tidal current value PT of the transmission line 3 that links the main system and the local system, and the operation output unit 15 of the generator control device 14. Measures the power generation amount PG of the generator 10, and the calculation output unit 21 of the load control device 20 measures the load amount of the local system (step ST11).
[0023]
Then, the power generation amount and the load amount measured by the generator control device 14 and the load control device 20 are transmitted to the transmission input unit 27 of the central processing unit 25, and the calculation unit 29 of the central processing unit 25 The power generation amount and the total load amount are calculated as shown below (step ST12).
Total power generation ΣPG = sum of power generation PG of each generator 10 (1)
Total load ΣPL = PT + ΣPG (2)
[0024]
After calculating the total power generation amount ΣPG and the total load amount ΣPL, the calculation unit 29 of the central processing unit 25 calculates the supply and demand unbalance ratio RU in the local system from the total power generation amount ΣPG and the total load amount ΣPL (step). ST13).
RU = (ΣPG−ΣPL) / ΣPG (3)
[0025]
Then, the calculation unit 29 of the central processing unit 25 determines that the supply and demand unbalance rate RU in the local system is a guideline indicating the frequency change of the local system after separation. Is predicted (step ST14).
That is, the value of the supply-demand unbalance ratio RU is divided into four stages as shown below, and the state change of the local system fluctuating due to the frequency change of the local system after separation is predicted.
RU> a3... Zone 4 (frequency drop region)
a3>RU> a2... Zone 3 (frequency fluctuation allowable area)
a2>RU> a1 zone 2 (frequency rising region)
a1> RU ... zone 1 (frequency sudden rise region)
Here, a1, a2, and a3 are constants specified from the operation state of the local system and the like.
[0026]
Here, each zone will be described more specifically. Zone 4 is a region where the frequency of the local system decreases when the local system is separated, and zone 3 is where the frequency of the local system falls within the allowable range even if the local system is separated. Zone 2 is the area where the frequency of the local system increases when the local system is separated, and if the generator is not controlled, the generator is disconnected after a certain period of time due to the characteristics of some generators. Zone 1 separates the local system. Then, the frequency of the local system rises sharply, and the generator is disconnected in a short time due to the characteristics of the generator.
[0027]
Then, the calculation unit 29 of the central processing unit 25 determines whether or not the frequency of the local system belongs to zone 1 in preparation for the case where the generator is disconnected for the following reason (step ST15).
The reason is that when the frequency of the local system belongs to zone 1, the system configuration of the local system changes due to the disconnection of the generator, so that the frequency of the local system changes again by the disconnection of the generator. That is, since the frequency of the local system changes due to the separation of the local system and then changes again due to the disconnection of the generator, even if the generator or the like is controlled based on the frequency prediction before the generator disconnection, This is because the state of the local system cannot be stabilized.
[0028]
When the calculation unit 29 of the central processing unit 25 determines that the frequency of the local system belongs to the zone 1, the total power generation amount ΣPG of the local system is calculated based on the frequency of the generators existing in the local system. Since the output PGM of the generator that is disconnected due to a sudden change is reduced, the supply / demand unbalance ratio RU in the local system is calculated again as shown below in consideration of the output PGM (step ST16).
RU = ｛(ΣPG-PGM) -ΣPL｝ / (ΣPG-PGM) (4)
[0029]
When the calculation unit 29 of the central processing unit 25 calculates the supply-demand unbalance ratio RU in the local system again, the calculation unit 29 predicts a frequency change of the local system after the separation again from the supply-demand unbalance ratio RU after the recalculation (step). ST17).
RU> a3 ... zone 1-4 (frequency drop region)
a3>RU> a2... zone 1-3 (frequency fluctuation allowable area)
a2>RU> zone 1-2 (frequency rising region)
[0030]
Here, each zone will be described more specifically. Zone 1-4 is a region where the frequency of the local system decreases when the local system is separated, and zone 1-3 is where the frequency of the local system is reduced even if the local system is separated. Zone 1-2, which is within the allowable range, is an area where the frequency of the local system increases when the local system is separated, and the generator is disconnected after a certain period of time due to the characteristics of the generator unless the generator is controlled.
[0031]
Then, the operation unit 29 of the central processing unit 25 classifies the state change of the local system as described above, and when the state change of the local system after the control The control amount of the generator or the load is determined so as to shift to 3) (step ST18).
For example, as shown in FIG. 3, when the frequency of the local system belongs to zone 2, the control amount PGC of the generator is determined to satisfy the following condition. ).
PGC1 <PGC <PGC2 (5)
Further, when the frequency of the local system belongs to zone 1-4, the load control amount PLC is determined so as to satisfy the following condition (the same applies to the case of belonging to zone 4).
PLC1 <PLC <PLC2 ... (6)
[0032]
When the control amounts PGC and PLC of the generator 10 or the load are determined in this way, the central processing unit 25 appropriately selects a generator or a load corresponding to the control amounts PGC and PLC. When the separation of the local system is detected, a control command is output from the transmission output unit 28 to the transmission input unit 16 of the generator control device 14 and the transmission input unit 22 of the load control device 20, and The calculation output unit 15 of 14 and the calculation output unit 21 of the load control device 20 trip the circuit breakers 12, 18 such as the generator designated by the central processing unit 25, and end a series of processing (step ST19, ST19). 20).
[0033]
As described above, according to the first embodiment, it is predicted whether or not the generator in the local system will be disconnected from the prediction result of the frequency change of the local system, and it is predicted that the generator will be disconnected. Since the frequency change of the local system after the generator is disconnected is predicted again, even if the disconnection of the generator in the local system cannot be avoided due to the frequency change, The frequency can be controlled stably.
[0034]
Embodiment 2. FIG.
FIG. 4 is a flowchart showing a local system stabilizing method according to the second embodiment of the present invention, and will be described below with reference to FIG.
The first embodiment is based on the premise that the generator corresponding to the control amount PGC of the generator 10 can be controlled. However, depending on the system configuration of the local system, the maximum number of controllable generators is controlled. Also, there is a case where the control amount PGC1 necessary for avoiding the disconnection of the generator in the local system cannot be secured.
In such a case, it is predicted that the frequency of the local system will increase and the generator will be disconnected.
[0035]
Therefore, in the second embodiment, it is determined that the local system belongs to the zone 2 (if the local system belongs to the zone 2, the generator is disconnected unless the generator is controlled within a certain time after the separation. It is necessary to control the generator within time) and even if the controllable generator is controlled to the maximum, the control amount PGC1 necessary to avoid the disconnection of the generator in the local system cannot be secured. In this case (step ST21), even if the generator is controlled to the maximum, the local system cannot be stabilized, so that the disconnection of the generator of the local system is accepted for the time being.
[0036]
Then, a generator predicted to be disconnected based on the characteristics of the generator and the like is appropriately selected. Then, since the total power generation amount ΣPG of the local system is reduced by the output PGM of the generator to be disconnected, the supply-demand unbalance ratio RU in the local system is calculated again as described below in consideration of this ( Step ST22).
RU = ｛(ΣPG-PGM) -ΣPL｝ / (ΣPG-PGM) (7)
[0037]
Then, when the supply-demand unbalance ratio RU in the local system is calculated again, the zone to which the local system belongs is determined and the generator or load is controlled in the same manner as in the first embodiment (steps ST23 to ST26).
[0038]
As described above, according to the second embodiment, even if the controllable generator is controlled to the maximum, the control amount necessary to avoid the disconnection of the generator in the local system cannot be secured. Disconnection of the generator of the local system is accepted, and the frequency change of the local system after the generator that is predicted to be disconnected is predicted again, so that the local system after the generator is disconnected. Can be controlled stably.
[0039]
Embodiment 3 FIG.
FIG. 5 is a flowchart showing a local system stabilizing method according to the third embodiment of the present invention, and will be described below with reference to FIG.
In the third embodiment, the control in the case where the state in which the local system is separated from the main system is continued even after a lapse of a fixed time after the control in the first and second embodiments is completed.
[0040]
First, after the control according to the first and second embodiments is completed, it is determined whether or not the state in which the local system is separated from the main system is continued even after a certain time has elapsed (step ST31).
When the condition of step ST31 is satisfied, since the system configuration of the local system may change after separation, the total power generation amount ΣPG and the total load amount ΣPL of the local system are measured (step ST32).
[0041]
Then, as a result of the measurement, a change occurs in the total power generation amount ΣPG and the total load amount ΣPL of the local system, and when the frequency of the local system is lower than the rated value by Δf, the load on the local system is cut off. Since it is necessary to increase the frequency to near the rated value, the load control amount PLC is determined as follows (step ST33).
PLC = k × Δf × ΣPG (8)
Where k is a constant determined by the frequency characteristics
[0042]
When the load control amount PLC is determined in this manner, the central processing unit 25 appropriately selects a load corresponding to the control amount PLC, as in the first embodiment. A control command is output from the transmission output unit 28 to the transmission input unit 22 of the load control device 20 on condition that the frequency has been lower than the rating by Δf or more for a certain period of time. The calculation output unit 21 of the device 20 trips the circuit breaker 18 of the load specified by the central processing unit 25, and ends a series of processes (steps ST34 and ST35).
[0043]
As described above, according to the third embodiment, when the system configuration of the local system changes after the separation, the total power generation amount and the total load amount in the local system are measured, and the local system load is measured based on the measurement result. Is controlled, the frequency of the local system can be stably controlled even if the total power generation and the total load in the local system fluctuate after the local system is separated from the main system.
[0044]
Embodiment 4. FIG.
FIG. 6 is a flowchart showing a local system stabilizing method according to the fourth embodiment of the present invention, and will be described below with reference to FIG.
In the fourth embodiment, the control in the case where the state in which the local system is separated from the main system continues after a lapse of a certain time after the control in the first and second embodiments is completed.
[0045]
First, after the control according to the first and second embodiments is completed, it is determined whether or not the state in which the local system is separated from the main system continues after a certain period of time (step ST41).
When the condition of step ST41 is satisfied, the frequency increases due to a change in the system configuration of the local system after the separation, and the generator of the local system may be disconnected. And the total load ΣPL is measured (step ST42), and the control amount PLC of the load when the generator is disconnected is determined as follows (step ST43).
PLC = j × PGD
Where j is a control constant
PGD is the power generation of the generator expected to be disconnected, here, the power generation of the generator with the maximum output in the local system.
[0046]
When the load control amount PLC is determined in this way, the central processing unit 25 controls the load according to the control amount PLC, as in the first embodiment, but generates less power than the predicted generator. When the machine is disconnected, if the load is controlled by the control amount PLC at one time, the control will be over-controlled. Therefore, the control is divided into several times (three times in the fourth embodiment), and the frequency change rate is reduced. The control is completed when the level returns to a certain level (steps ST45 to ST49). Then, on condition that the rate of change of the frequency exceeds a certain level (step ST44), a control command is output from the transmission output unit 28 to the transmission input unit 22 of the load control device 20, and The calculation output unit 21 cuts off the commanded load.
Incidentally, the value of j is set to 0.5 in the first-stage control, 0.25 in the second-stage control, and 0.25 in the third-stage control.
[0047]
As described above, according to the fourth embodiment, when the local system generator is predicted to be disconnected from the local system frequency change, the local system load is reduced until the local system frequency recovers to a certain level. Since the control is performed stepwise, the frequency of the local system can be stably controlled even if the generator in the local system is disconnected after the local system is separated from the main system.
[0048]
【The invention's effect】
As described above, according to the first aspect of the present invention, the frequency change of the local system after the separation is predicted based on the supply and demand imbalance rate in the local system, and the power generation in the local system is predicted from the prediction result of the frequency change. Predict whether or not the machine will be disconnected, if the generator is predicted to be disconnected, since it was configured to predict again the frequency change of the local system after the generator is disconnected, Even if the disconnection of the generator in the local system cannot be avoided due to the frequency change, the frequency of the local system can be stably controlled.
[0049]
According to the second aspect of the present invention, even if the controllable generator is maximally controlled, if the control amount necessary to avoid the disconnection of the generator in the local system cannot be secured, the frequency increases. The frequency of the local system is predicted again after the generator that is predicted to be disconnected is disconnected, so the control amount necessary to avoid the disconnection of the generator in the local system is secured. Even if it is impossible, there is an effect that the frequency of the local system can be stably controlled.
[0050]
According to the invention of claim 3, when the frequency of the local system changes below a predetermined value, the total power generation and the total load in the local system are measured, and the load of the local system is controlled based on the measurement result. With such a configuration, even if the total power generation amount and the total load amount in the local system fluctuate after the local system is separated from the main system, the frequency of the local system can be stably controlled.
[0051]
According to the invention of claim 4, when it is predicted that the generator of the local system is disconnected from the frequency change of the local system, the load of the local system is controlled stepwise until the frequency of the local system recovers to a certain level. Thus, even if the generator in the local system is disconnected after the local system is separated from the main system, the frequency of the local system can be stably controlled.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a configuration diagram showing a stabilization device to which a local system stabilization method according to a first embodiment of the present invention is applied.
FIG. 2 is a flowchart illustrating a local system stabilization method according to the first embodiment of the present invention.
FIG. 3 is a graph showing a zone to which a local system belongs.
FIG. 4 is a flowchart illustrating a local system stabilization method according to a second embodiment of the present invention;
FIG. 5 is a flowchart showing a local system stabilization method according to Embodiment 3 of the present invention.
FIG. 6 is a flowchart illustrating a local system stabilizing method according to a fourth embodiment of the present invention.
FIG. 7 is a flowchart showing a conventional local system stabilization method.
[Explanation of symbols]
3 Transmission lines, 10 generators.

Claims

Taking into account the case where the local lines are linked by the main line and the transmission line must be isolated from the main line occurs, the total power generation amount and the total load in the local system is measured, the total power generation and total Calculate the supply / demand imbalance rate in the local system from the load amount, predict the frequency change of the local system caused by separating the local system from the main system based on the supply / demand imbalance ratio, and calculate the frequency change. When it is predicted from the prediction result that some of the generators having a characteristic of being disconnected due to a frequency rise or a rapid frequency change in the local system are disconnected, and that the generator is predicted to be disconnected. the predicts a frequency change of the local system after the generator has been paralleled again, the local system is separated from the main line based on the prediction result of the frequency change Method for stabilizing the local system to control the generator or the load of the local system to.

If the control amount required to avoid disconnection of the generator in the local system cannot be secured even if the controllable generator is controlled to the maximum, power generation predicted to be disconnected with an increase in frequency 2. The local system stabilization according to claim 1, wherein a frequency change of the local system after the machine is disconnected is predicted again, and a generator or a load of the local system is controlled based on the prediction result. Method.

After controlling the generator or load of the local system, if the local system continues to be separated from the main system even after a certain period of time, when the frequency of the local system changes to a predetermined value or less. The frequency is maintained by measuring a total power generation amount and a total load amount in the local system, and controlling a load of the local system based on the measurement result. Local system stabilization method.

After controlling the generator or load of the local system, in a case where the state where the local system is separated from the main system continues for a certain period of time, the generator of the local system is determined based on a frequency change of the local system. The load of the local system is controlled stepwise until the frequency of the local system is restored to a certain level, when it is predicted that the local system will be disconnected. Stabilization method.