JP3722387B2 - System synchronization pull-in method - Google Patents

Description

【０００６】
本発明の請求項２に係る系統の同期引き込み方法は、請求項１において、前記２つの系統に代えて夫々をビル内の電気所とした。このようにすれば各ビル間における融通系統で事故時に連係が解除された場合にも、速やかな同期引き込みが可能となる。
【０００８】
【発明の実施の形態】
図１は連系系統を説明する図であり、系統Ａと系統Ｂが１ルートで連系された場合である。そして各系統間に流れる潮流をＰ_T 、矢印は流れる方向を示し、各慣性中心は∠θ₁ ，∠θ₂ とする。
【０００９】
先ず、連系線のルート断故障が発生した場合を考える。この時ルート断であるため事故前の連系線潮流Ｐ_T に相当する需給アンバランスが、系統Ａと系統Ｂ間に生ずる。事故前の潮流方向からわかるように、系統Ａでは発電機群が加速し、系統Ｂでは減速する。
【００１０】
したがって、これらの加減速を防ぐためには電源遮断等が必要となる。即ち、系統Ａでは電源遮断し、系統Ｂでは負荷遮断を要する。ここで仮に、ルート断の発生後、直ちに連系線を投入することができれば、系統Ａ，系統Ｂを同期させることができるはずである。
【００１１】
しかし、故障直後の再投入は１秒の消イオン時間が必要となることを考慮すると実現不可能である。そこで両系統間の位相が開いて２π（３６０゜）となった時点で遮断器の再投入を行ない、その後、必要に応じて適切なタイミングで遮断器のＯＦＦ／ＯＮを繰り返して、系統Ａの蓄積エネルギーを系統Ｂに放出させるようにすれば、両系統を同時に引き込むことができるはずである。
【００１２】
図２は連系系統での位相角の動きと放出・蓄積されるエネルギーとの関係図である。図２において縦軸は連系線潮流Ｐ_T を示し、横軸は発電機群の回転子位相角差θを示す。なお、Ｐ₀ は機械入力であり、最初は一定と考える。図２をもとに系統Ａによる蓄積エネルギーを系統Ｂに放出させる作用について、等面積法を用いて説明する。
【００１３】
Ｐ_Ｔを電力潮流とするとき、Ｓ_０＋Ｓ_１が系統Ａに蓄積されるエネルギーであり、Ｓ_２が系統Ａから放出されるエネルギーである。ここで各系統Ａ，Ｂの発電機群の回転子位相角の慣性中心をθ_１，θ_２とすれば、これらの動作式は（１）式，（２）式で表わされる。
【００１４】
【数２】

【００１５】
（１）式，（２）式より系統Ａ，Ｂの慣性中心の相対運動は（３）式で表わされる。
【数３】

（３）式は等価的に慣性定数Ｍ，機械入力Ｐ_０，電気出力Ｐ_Ｔの発電機の動揺方程式となっており、等面積法によって過渡安定度を論じることができる。
【００１６】
今、調速手段（ＧＯＶ）の動作を無視し、負荷が定電力特性をもつとすれば、上記（３）式の機械入力Ｐ_０は一定値となる。ここでルート断後に両系統の位相差が開き角度が２π（３６０度）となった時点で遮断器を再投入し、その後も位相が開いていく場合を考える。
【００１７】
この状態において、遮断器を（４）式のように動作させれば１回のＯＦＦ／ＯＮにて、図２に示されるＳ_２−Ｓ_１に相当する分だけ、系統Ａの蓄積エネルギーを系統Ｂに放出できるので、両系統を同期に引き込むことができる。なお、ＯＦＦ／ＯＮの繰り返し動作は位相差が開いている場合であり、その開閉のタイミングは（４）式の通りとし減少に転じたときは後述する。
【００１８】
【数４】

【００１９】
これらの動作をさせるにはＳ₁ ＜Ｓ₂ となる必要がある。Ｐ_T ＝Ｐsin θが成立する場合にはこの条件は（５）式で表わせる。
【数５】
Ｐ₀ ／Ｐ＜１／π …………………（５）
【００２０】
しかし実際には調速手段（ＧＯＶ）と負荷変動の影響があるため、Ｐ₀ の値は一定ではなくて時間と共に減少してゆく。又、等価慣性定数Ｍに対する連系線潮流の比が小さいほど、両系統間の加速が緩やかになるため、系統Ａ，Ｂが共に大規模系統になるほど、スイッチングのタイミングはゆっくりでよい。逆に一機無限大母線系統の場合（系統Ａが対象発電機，系統Ｂが無限大母線）が、この制御を行なう上で制御速度の面で最も厳しくなる。
【００２１】
次に開閉制御の終了条件について説明する。遮断器投入後の系統Ａ，Ｂ間の位相差が増加から減少に転じた後（即ち、両系統が同期に引き込まれた後）には（４）式の条件により遮断器のＯＦＦ／ＯＮを前記同様に繰り返すと、かえって動揺が大きくなるため制御を終了する必要がある。
【００２２】
このことを図を用いて前記同様等面積法にて説明する。先ず、図３のＡ点において、系統Ａ，Ｂ間の位相差は減少に転じ、系統の状態は電力曲線に沿って左下の方向に動いていく。この時、前記した（４）式の条件によりＢ点で連系線を開放すると、系統Ｂに蓄えられた蓄積エネルギーを放出し終わるＣ点まで、ＢＣ線上を矢印に沿って位相差は減少し再び位相差が開いていく。
【００２３】
一方、Ｂ点での連系線開放を行なわなかった場合には、電力曲線に沿ってＡ→Ｂ→Ｄと進み、系統Ｂの蓄積エネルギーを放出し終わるので、結果として動揺が小さくなる。
【００２４】
次に発電機軸トルクへの影響について説明する。同期引き込みのためのスイッチングは遮断器の開閉と同様に発電機のエアーギャップに過渡的な電磁トルクを発生させ、軸疲労をまねく可能性がある。特に、遮断器投入時には通常大きな商用周波数の振動トルクが生じるため、チェックが必要である。
【００２５】
図４にほぼ理想的なタイミング（位相差３６０度）でスイッチングが行われた場合（ａ）と、スイッチングが３サイクル遅れた場合（ｂ）の発電機トルクを示す。なお、縦軸は発電機トルク［ｐｕ］を、又、横軸は時間［秒］を示す。
【００２６】
図４からわかるように、前者（ａ）では殆ど商用周波数の過渡振動分が見られないが、スイッチングが遅れた場合（ｂ）には大きな過渡振動トルクが現れている。これは、理想的なタイミングでは、母線間の位相差がなくなって、発電機出力の変化が０になっているのに対して、スイッチングが遅れると位相が開いて発電機出力がステップ上に変化しようとするためであると考えられる。又、スイッチングのタイミングが早過ぎた場合にも同様の過渡振動トルクが発生する。
【００２７】
上記図４（ｂ）に示されるような５０Ｈｚ振動分が発電機に加わると、発電機の軸にねじり力が働き、その結果ショックを加えることとなるが、同期引き込みのタイミングを合わせると図４（ａ）に示されるように殆ど５０Ｈｚ振動分はなく、発電機へのショックもないことがわかった。
【００２８】
図５はスイッチングタイミングのずれと発電機に生じる過渡振動トルクの関係図である。図５において縦軸は振動トルク［ｐｕ］を示し、横軸は時間［ｍｓ］を示す。図５からわかることは、過渡振動トルクはスイッチングのタイミングのずれに比例して大きくなる傾向にある、ということである。
【００２９】
上記実施の形態によれば、連系線のルート断後に少なくとも１回以上数回のスイッチングを繰り返すことで、電源遮断及び負荷遮断等の対策なしに、速やかに分離した系統を同期化することができるばかりか、遮断器の開閉タイミングが理想的であれば、発電機の電磁トルクの過渡振動分は非常に小さく、軸系の消耗への影響が小さくなることである。
【００３０】
上記実施の形態に示す同期化引き込みスイッチングの電力系統シミュレータ試験結果を以下に説明する。スイッチングによる同期化引き込み制御について、一機無限大母線系統による電力系統シミュレータ試験を実施して、その実現可能性を確認する。合わせて制御ロジックの検証と、ディジタル解析との比較検討を行なう。
【００３１】
図６はシミュレータ試験用モデル系統図であり、これを用いて試験を行なった。先ず、母線Ｎ₂ ，Ｎ₄ のａ相電圧を検出して、母線間の位相差を計算し、これを基に遮断器開閉信号を発生させている。位相差計算等を含むスイッチング制御ブロックは、パソコン上の制御系を用いて作成し、これをＤＳＰ（Ｄｉｇｉｔａｌ Ｓｉｇｎａｌ Ｐｒｏｃｅｓｓｏｒ）上で動作させることで実現している。
【００３２】
位相差の検出は母線Ｎ₂ 及びＮ₄ 間の位相差θ＝θ₁ −θ₂ の検出を行なった。この場合、Ｖ₁ Ｖ₂ ×sin （θ₁ −θ₂ ）＝Ｖ₁ sin （ωｔ＋θ₁ ）×Ｖ₂ cos （ωｔ＋θ₂ ）−Ｖ₁ cos （ωｔ＋θ₁ ）×Ｖ₂ sin （ωｔ＋θ₂ ）となることを利用して、信号Ｖ₁ Ｖ₂ ×sin （θ₁ −θ₂ ）を計算するものである。
【００３３】
ルート断故障の発生後、位相差θ₁ −θ₂ が増加して３６０度を越える瞬間に遮断器を投入する。これらのブロックをコンピュータを用いて作成し、これをＤＳＰプログラムに変換することで、位相差の検出を行なっている。なお、ＤＳＰのサンプリング時間は０．５ｍｓである。
【００３４】
図７に試験結果を示す。図７（ａ）は発電機の内部状態を示す図であり、縦軸は発電機有効電力［ｐｕ］と発電機角速度偏差（％）である。又、図７（ｂ）はＤＳＰによるＶ₁ Ｖ₂ sin （θ₁ −θ₂ ）の計算値であり、縦軸はＶ₁ Ｖ₂ sin （θ）の値［ｐｕ］を、又、横軸は時間（ｓ）を示している。
【００３５】
故障除去後ほぼ１秒後に、制御ロジックにしたがって遮断器が投入され、系統は過渡脱調せずに安定に保たれていることがわかる。又、ＤＳＰによって計算されているＶ₁ Ｖ₂ ×sin （θ₁ −θ₂ ）の信号を見ると、遮断器が投入されている状態では、発電機有効電力出力に比例した値となっており、正しく計算が行なわれていることがわかる。
【００３６】
又、位相差が３６０度となる瞬間に、遮断器が投入されていることも確認できる。遮断器投入後の発電機出力には商用周波数成分が殆ど含まれず、振動性の過渡電磁トルクが殆ど発生していないことがわかる。したがって軸系へのショックも小さい。
【００３７】
次にディジタル解析結果との比較結果を示す。シミュレーション試験と同じ系統について、ＥＭＴＰ（電磁過渡現象解析プログラム）による瞬時値ディジタルシミュレーションと実効値ディジタルシミュレーションを実施した。結果を図８，図９に示す。これらはいずれも図７のシミュレータ試験結果とほぼ完全に一致していることがわかる。
【００３８】
以上のシミュレーション結果によれば、以下（イ），（ロ），（ハ）に列挙する事項が確認できた。
（イ）スイッチング制御の実現可能性と制御ロジックの妥当性をシミュレータ試験により確認できた。
（ロ）アナログシミュレータ試験結果は、ＥＭＴＰによる瞬時値ディジタルシミュレーション結果及び実効値ディジタルシミュレーション結果とほぼ一致し、これらの解析ツールを用いての検討が可能であることが明らかになった。振動性の軸トルクを計算する必要がない場合には、実効値シミュレーションで十分な精度が得られる。
（ハ）理想的なタイミングでスイッチングを行なえば、発電機に発生する振動性の過渡電磁トルクは非常に小さく、軸系に与える影響は少ない。
【００３９】
上記実施の形態によれば、送電系統についてのみの説明をしたが、本発明はこれに限定されるものではない。即ち、近年の都市においては各ビル単位に発電設備を有して、互いに隣接するビルとの間で連系する局地的な融通系統があるが、これらの各系統間においても本方法は適用できる。
【００４０】
この場合は系統Ａ，系統Ｂをそっくりそのままビル単位の電気所（発電設備、あるいは発電機単体を有する）に置き換えるだけで、連系系統のＯＦＦ／ＯＮは上記実施の形態で説明した通りでよいことは明らかである。
【００４１】
【発明の効果】
以上説明したように、本発明によれば連系線のルート断後に所定位相差に合わせて遮断器のオフ・オンを複数回繰り返すことにより、系統間の蓄積エネルギーを放出するようにしたので、各系統間の位相差が順次なくなって同期引き込みが可能となる。
【図面の簡単な説明】
【図１】連系系統を説明する図。
【図２】連系系統での位相角の動きと放出・蓄積エネルギーの関係図。
【図３】開閉制御の終了条件を説明する図。
【図４】スイッチングのタイミングによる過渡振動トルクの差を説明する図。
【図５】スイッチングのタイミングのずれを発電機に生じる過渡振動トルクの関係図。
【図６】電力系統シミュレータ用モデル系統図。
【図７】シミュレータの試験結果を示す図。
【図８】瞬時値ディジタルシミュレータ結果を示す図。
【図９】実効値ディジタルシミュレーション結果を示す図。[0001]
BACKGROUND OF THE INVENTION
The present invention relates to a synchronization pull-in method for a system that synchronizes without disconnecting a power source when two systems connected via a connection line are separated from each other.
[0002]
[Prior art]
In general, when a failure occurs in a two-line transmission line, the accident phase of the transmission line is interrupted by a high-speed reclosing method, and then a predetermined no-voltage time (deionization time, for example, 1 in a system of 500 kV or higher) The failure was recovered by re-introducing the accident phase after a lapse of about a second).
[0003]
[Problems to be solved by the invention]
The reclosing condition according to the above-mentioned prior art must be the case where the total of each line is linked with more than two remaining phases other than the accident phase. Furthermore, depending on the reclosing timing, the adjacent generator turbine shaft may also be connected. There was a problem of shocking.
[0004]
The present invention has been made to solve the above-mentioned problems, can cope with the most severe failure such as a route breakage failure, avoids system separation, and minimizes the influence on the generator turbine shaft. It is an object of the present invention to provide a synchronization pull-in method for a possible system.
[0005]
[Means for Solving the Problems]
The system synchronous pull-in method according to claim 1 of the present invention is such that when a route breakage fault occurs in the linkage line in which two systems are linked via a link route of one route, The opening and closing were repeated at least once and multiple times , and the connection line was opened and closed as follows, provided that the phase difference between the two systems opened after the route was cut off. In this way, the stored energy of one system can be released to the other system, and both systems can be pulled in synchronously.
Record
[Expression 1]

[0006]
A system synchronous pull-in method according to claim 2 of the present invention is that in claim 1, each of the two systems is replaced with an electric station in a building. In this way, even when the linkage is released in the interchange system between the buildings in the event of an accident, it is possible to promptly pull in the synchronization.
[0008]
DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
FIG. 1 is a diagram for explaining an interconnected system, in which system A and system B are interconnected through one route. P _T indicates the tidal current flowing between the systems, the arrows indicate the flow directions, and the centers of inertia are ∠θ ₁ and ∠θ ₂ .
[0009]
First, consider a case where a route disconnection failure of the interconnection line occurs. At this time, since the route is cut off, an imbalance between supply and demand corresponding to the grid line flow _PT before the accident occurs between the system A and the system B. As can be seen from the tidal current direction before the accident, the generator group accelerates in the system A and decelerates in the system B.
[0010]
Therefore, in order to prevent such acceleration / deceleration, it is necessary to shut off the power supply. That is, the power supply is cut off in the system A, and the load is cut off in the system B. Here, if the interconnection line can be turned on immediately after the occurrence of the route disconnection, the system A and the system B should be able to be synchronized.
[0011]
However, recharging immediately after a failure is not feasible considering that a deionization time of 1 second is required. Therefore, when the phase between the two systems opens and reaches 2π (360 °), the circuit breaker is turned on again. After that, the circuit breaker is repeatedly turned off / on at an appropriate timing as necessary. If the stored energy is released to the system B, both systems should be able to be drawn simultaneously.
[0012]
FIG. 2 is a diagram showing the relationship between the movement of the phase angle in the interconnection system and the energy released and stored. In FIG. 2, the vertical axis represents the interconnection power flow _PT , and the horizontal axis represents the rotor phase angle difference θ of the generator group. Note that P ₀ is a machine input and is initially assumed to be constant. Based on FIG. 2, the action of releasing the stored energy by the system A to the system B will be described using the equal area method.
[0013]
When _PT is the power flow, S ₀ + S ₁ is energy stored in the grid A, and S ₂ is energy released from the grid A. Here, assuming that the inertia centers of the rotor phase angles of the generator groups of the systems A and B are θ ₁ and θ ₂ , these operation equations are expressed by the equations (1) and (2).
[0014]
[Expression 2]

[0015]
From the equations (1) and (2), the relative motion of the centers of inertia of the systems A and B is expressed by the equation (3).
[Equation 3]

Equation (3) is equivalent to a generator oscillation equation of inertia constant M, mechanical input P ₀ , and electrical output P _T , and transient stability can be discussed by the equal area method.
[0016]
Now, ignoring the operation of the governing means (GOV) and assuming that the load has a constant power characteristic, the mechanical input P _{0 in} the above equation (3) becomes a constant value. Here, consider a case where the circuit breaker is turned on again when the phase difference between the two systems becomes an open angle of 2π (360 degrees) after the route is cut off, and the phase opens thereafter.
[0017]
In this state, if the circuit breaker is operated as shown in equation (4), the stored energy of the system A is supplied to the system by an amount corresponding to S ₂ -S ₁ shown in FIG. Since it can be released to B, both systems can be pulled in synchronously. Note that the OFF / ON repetitive operation is when the phase difference is open, and the opening / closing timing is as shown in equation (4), and will be described later when it starts to decrease.
[0018]
[Expression 4]

[0019]
In order to perform these operations, it is necessary to satisfy S ₁ <S ₂ . If P _T = Psin θ holds, this condition can be expressed by equation (5).
[Equation 5]
P ₀ / P <1 / π (5)
[0020]
However, in reality, there is an influence of the speed control means (GOV) and load fluctuation, so the value of P ₀ is not constant but decreases with time. Further, the smaller the ratio of the interconnected power flow to the equivalent inertia constant M, the slower the acceleration between the two systems. Therefore, the switching timing may be slower as the systems A and B are both larger systems. Conversely, in the case of a one-machine infinite bus system (system A is the target generator and system B is an infinite bus), the control speed is most severe in performing this control.
[0021]
Next, the end condition of the opening / closing control will be described. After the phase difference between the systems A and B after turning on the circuit breaker has changed from increasing to decreasing (that is, after both systems have been pulled in synchronously), the circuit breaker is turned OFF / ON according to the condition of equation (4). If it is repeated in the same manner as described above, the control will need to be terminated because the fluctuation will increase.
[0022]
This will be described with the same area method as described above with reference to the drawings. First, at point A in FIG. 3, the phase difference between the systems A and B starts to decrease, and the system state moves in the lower left direction along the power curve. At this time, if the interconnection line is opened at the point B according to the condition of the above-described equation (4), the phase difference on the BC line decreases along the arrow until the point C at which the stored energy stored in the system B is completely released. The phase difference opens again.
[0023]
On the other hand, when the connection line is not opened at the point B, the process proceeds from A to B to D along the power curve, and the accumulated energy of the system B is completely released. As a result, the fluctuation is reduced.
[0024]
Next, the influence on the generator shaft torque will be described. Switching for synchronous pulling may cause transient electromagnetic torque in the air gap of the generator as well as opening and closing of the circuit breaker, leading to shaft fatigue. In particular, when a breaker is turned on, a vibration torque having a large commercial frequency is usually generated, and therefore a check is necessary.
[0025]
FIG. 4 shows the generator torque when switching is performed at almost ideal timing (phase difference of 360 degrees) (a) and when switching is delayed by three cycles (b). The vertical axis represents generator torque [pu], and the horizontal axis represents time [second].
[0026]
As can be seen from FIG. 4, in the former (a), there is almost no commercial frequency transient vibration, but when the switching is delayed (b), a large transient vibration torque appears. This is because, at ideal timing, the phase difference between the buses disappears and the change in the generator output is 0, whereas when the switching is delayed, the phase opens and the generator output changes on the step. It is thought that it is for trying. A similar transient vibration torque is also generated when the switching timing is too early.
[0027]
When 50 Hz vibration as shown in FIG. 4 (b) is applied to the generator, a torsional force is applied to the generator shaft, resulting in a shock. As shown in (a), it was found that there was almost no 50 Hz vibration and no shock to the generator.
[0028]
FIG. 5 is a relationship diagram of the switching timing deviation and the transient vibration torque generated in the generator. In FIG. 5, the vertical axis represents vibration torque [pu], and the horizontal axis represents time [ms]. It can be seen from FIG. 5 that the transient vibration torque tends to increase in proportion to the timing of switching.
[0029]
According to the above-described embodiment, it is possible to quickly synchronize separated systems without countermeasures such as power interruption and load interruption by repeating switching at least once or several times after disconnection of the route of the interconnection line. In addition, if the circuit breaker opening / closing timing is ideal, the transient vibration of the electromagnetic torque of the generator is very small and the influence on the wear of the shaft system is small.
[0030]
The results of the power system simulator test of the synchronous pull-in switching shown in the above embodiment will be described below. For synchronized pull-in control by switching, a power system simulator test using an infinite bus system will be conducted to confirm its feasibility. At the same time, verification of control logic and comparison with digital analysis will be conducted.
[0031]
FIG. 6 is a model diagram for a simulator test, and the test was performed using the model diagram. First, the a-phase voltage of the buses N ₂ and N ₄ is detected, the phase difference between the buses is calculated, and a circuit breaker switching signal is generated based on this. A switching control block including a phase difference calculation is created by using a control system on a personal computer and is operated on a DSP (Digital Signal Processor).
[0032]
The phase difference was detected by detecting the phase difference θ = θ ₁ −θ ₂ between the buses N ₂ and N ₄ . In this case, V ₁ V ₂ × sin (θ ₁ −θ ₂ ) = V ₁ sin (ωt + θ ₁ ) × V ₂ cos (ωt + θ ₂ ) −V ₁ cos (ωt + θ ₁ ) × V ₂ sin (ωt + θ ₂ ) By utilizing this fact, the signal V ₁ V ₂ × sin (θ ₁ −θ ₂ ) is calculated.
[0033]
After the occurrence of the route break failure, the circuit breaker is inserted at the moment when the phase difference θ ₁ −θ ₂ increases and exceeds 360 degrees. These blocks are created by using a computer and converted into a DSP program to detect a phase difference. The DSP sampling time is 0.5 ms.
[0034]
FIG. 7 shows the test results. FIG. 7A shows the internal state of the generator, and the vertical axis shows the generator active power [pu] and the generator angular velocity deviation (%). FIG. 7B shows a calculated value of V ₁ V ₂ sin (θ ₁ −θ ₂ ) by a DSP, the vertical axis represents the value [pu] of V ₁ V ₂ sin (θ), and the horizontal axis Indicates time (s).
[0035]
It can be seen that, approximately one second after the failure is removed, the circuit breaker is turned on according to the control logic, and the system is kept stable without transient step-out. Also, looking at the signal of V ₁ V ₂ × sin (θ ₁ −θ ₂ ) calculated by the DSP, the value is proportional to the generator active power output when the breaker is turned on. It can be seen that the calculation is performed correctly.
[0036]
It can also be confirmed that the circuit breaker is turned on at the moment when the phase difference reaches 360 degrees. It can be seen that the generator output after turning on the circuit breaker contains almost no commercial frequency component, and hardly generates oscillating transient electromagnetic torque. Therefore, the shock to the shaft system is small.
[0037]
Next, the comparison result with the digital analysis result is shown. For the same system as the simulation test, instantaneous value digital simulation and effective value digital simulation by EMTP (electromagnetic transient analysis program) were performed. The results are shown in FIGS. It can be seen that these are almost completely consistent with the simulator test results of FIG.
[0038]
According to the above simulation results, the following items (a), (b), and (c) were confirmed.
(B) The feasibility of switching control and the validity of the control logic were confirmed by simulator tests.
(B) The analog simulator test results almost coincided with the EMTP instantaneous value and effective value digital simulation results, and it became clear that the analysis using these analysis tools was possible. When it is not necessary to calculate the oscillating shaft torque, sufficient accuracy can be obtained by effective value simulation.
(C) If switching is performed at an ideal timing, the oscillating transient electromagnetic torque generated in the generator is very small and has little influence on the shaft system.
[0039]
Although only the power transmission system has been described according to the above embodiment, the present invention is not limited to this. That is, in recent cities, each building has a power generation facility, and there is a local interchange system that is linked to buildings adjacent to each other. However, this method is also applicable to each of these systems. it can.
[0040]
In this case, the system A and the system B are simply replaced with the building-wide electric station (having a power generation facility or a single generator), and the interconnection system can be turned OFF / ON as described in the above embodiment. It is clear.
[0041]
【The invention's effect】
As described above, according to the present invention, the accumulated energy between the systems is released by repeating the circuit breaker off and on multiple times in accordance with the predetermined phase difference after the disconnection of the route of the interconnection line. The phase difference between the systems disappears sequentially, and synchronization pull-in becomes possible.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a diagram for explaining an interconnection system.
FIG. 2 is a diagram showing the relationship between the movement of the phase angle and the released / stored energy in the interconnection system.
FIG. 3 is a diagram for explaining an end condition of opening / closing control.
FIG. 4 is a diagram for explaining a difference in transient vibration torque depending on switching timing.
FIG. 5 is a relationship diagram of transient vibration torque that causes a deviation in switching timing in a generator.
FIG. 6 is a model system diagram for a power system simulator.
FIG. 7 is a diagram showing a test result of a simulator.
FIG. 8 is a diagram showing a result of an instantaneous value digital simulator.
FIG. 9 is a diagram showing a result of effective value digital simulation.

Claims (2)

When a route breakage failure occurs in two linkages or one linkage with a power plant via one route linkage line, the linkage wires are opened and turned on at least once after the failure occurs. The system pull-in method is characterized in that the connection line is opened and closed and the phase difference between the two systems is opened after the route is disconnected .
Record

2. The system synchronous pull-in method according to claim 1, wherein an electric station in a building is used instead of the two systems .

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