JP5378087B2 - 負荷補正制御機能付き系統安定化システム - Google Patents

Description

本発明は、電力系統の周波数安定化装置および制御方法に関わり、特に電力系統に接続されている発電機の脱落が生じた場合に、発電機脱落に応じた負荷遮断を行うことにより、系統の周波数動揺を防止する電力系統周波数安定化装置および制御方法に関する。

電力系統の運用において、発電機脱落等が発生した場合、系統の需給バランスが不平衡となり周波数偏差を生じる。これを解消して系統周波数を安定化させるには、系統内の需給不平衡分を迅速に是正する必要がある。その手段として、脱落した発電機の発電量相当の負荷を強制的に遮断することになる。これを目的に、従来から系統内おいて緊急に負荷制御を行う系統周波数安定化装置が設置されている。

従来のシステムでは、各電気所からのオンラインデータとして入手した系統情報を基に系統状態を推定し、発電機特性や系統の瞬動予備力を考慮して発電機毎の負荷制御量を事前に算出し負荷遮断することで、系統の需給バランスを保ち周波数を安定化させている。

この種の公知例として、特許文献１などが挙げられる。

また、特許文献２には、系統事故発生時に高速に安定度判定を行う電力系統安定化装置が開示されている。

特開平１０−３２９２７号公報 特開２００７−１８９８４０号公報

特許文献１のように、事故発生前に計算を行ったのでは、実際の系統事故発生時には系統状態が変化している可能性がある。すなわち、事前に入手したオンラインデータからの算出に採用した発電機発電量と実際に脱落した時点の発電機発電量では、時間的遅延が発生し、必ずしも同一発電量とは限らない。このため、発電機発電量の相違により適正な制御量とならず過不足制御が生じる。このため、制御を実施したにもかかわらず基準となる許容周波数変動値及び基準周波数点を逸脱し、系統周波数の低下又は上昇となり擾乱を引起す問題がある。

また、特許文献２のように、系統事故発生時に高速に安定度判定を行うためには、大きな能力を持った計算機が必要であり、対象電力系統毎にこのような大容量計算機を用意することはできない。

本発明が解決しようとする課題は、実系統に近い適正制御量を適正な設備投資の範囲内で実現できる電力系統周波数安定化装置およびその制御方法を提供することにある。

本発明は、予めサンプリングデ−タとして入手した系統情報を基に現状系統の状態の推定を行い、同系統に接続されている発電機毎に、発電機脱落時に実行すべき負荷制御量を事前に算出する負荷制御量事前算出手段を備えた電力系統周波数安定化装置において、前記負荷制御量の事前算出に採用した各発電機の発電量を、事故直前の発電量と比較する発電量比較手段と、この発電量比較手段の出力に基いて、事前に算出された負荷制御量に対する過不足分の負荷補正制御量を演算する負荷補正制御量演算手段と、前記事前に算出された負荷制御量と前記負荷補正制御量とに応じて負荷制御を実行する負荷制御手段を備えたことを主特徴とする。

本発明の望ましい実施態様によれば、実際に脱落した発電機の直前データを直接取り込むことにより、オンラインデータの時間差による発電機発電量の状態変化に対して柔軟に適応することができ、許容値以内の周波数変動を維持することが容易となる。

特に、補正制御により、事前に入手したオンラインデータから算出した演算結果に対し、発電量の差分のみを補正することで、適正な制御量とすることが可能となる。

また、発電機発電量のみの補正であることから、演算時間が短時間で済み、制御遅延無く適正な制御を確実に実施することができる。

本発明のその他の目的と特徴は、以下に述べる実施例の中で明らかにする。

本発明の一実施例による電力系統周波数安定化装置の全体構成図である。 本発明の一実施例による負荷制御量決定手段により求められる制御量算出図である。 本発明の一実施例による負荷制御対象決定手段により求められた許容周波数変動値及び基準周波数点を維持した変動周波数軌跡図である。 本発明の他の実施例による電力系統周波数安定化装置の全体構成図である。 事後周波数軌跡の算出と実際の周波数軌跡から求めた事後補正制御軌跡と周波数変化率の図である。

以下、本発明の実施例を図面により説明する。

図１は、本発明の一実施例による系統周波数安定化装置の全体構成図である。

図１において、中央の系統監視装置１は、オンラインデータを格納するオンラインデータベース１１と、広範囲の電力系統における負荷の遮断対象優先順位や発電機等の運用整定値及び定数等を記憶するパラメータデータベース１２を備えている。オンラインデータベース１１のデータとパラメータデ−ベース１２のデータは、それぞれ、送信ライン１１１および１２１により、単位電力系統毎の安定化装置２へ送信される。

安定化装置２については、まず、オンラインデータを採用した事前演算に基く負荷制御だけについて説明する。安定化装置２は、事前演算に基く負荷制御のために、系統推定手段２１，負荷制御量決定手段２２および負荷制御対象決定手段２３を備え、脱落発電機の発電量に見合った負荷制御量を決定し、負荷制御指令を出力する。系統推定手段２１はオンラインデータから現在系統を推定し、負荷制御量決定手段２２は各発電機の発電量に見合った負荷制御量を算出する。さらに、負荷制御対象決定手段２３は、系統の周波数安定に最適な対象負荷の組合せを決定する。

系統５に接続される発電所３には、発電機３１，３２が設置されている。発電所３は、脱落指令伝送ライン３３を通して、安定化装置２へ、系統故障や発電機異常により系統から脱落する脱落指令を伝える。系統５に接続される変電所４には、負荷４１，４２が設置されている。安定化装置２から、遮断指令伝送ライン４３を通して、変電所４内の負荷４１や４２に遮断指令を伝える。現状の系統５の構成は、伝送ライン５１を通して、系統全体のオンラインデータを、中央のオンラインデータベース１１に入力する。

次に、本実施例における電力系統周波数安定化装置の動作を説明する。

まず、系統監視装置１において、電力系統５からのオンラインデータを受信し、発電所３の発電機３１，３２の発電量及び変電所４の負荷４１，４２の潮流量等、系統全体データを周期的にサンプリングし、これらをオンラインデータベース１１に格納する。

次に、系統監視装置１のオンラインデータベース１１と諸定数のパラメータデータベース１２のデータを、送信ライン１１１，１２１を介して安定化装置２へ周期的に送信する。

次に、安定化装置２で受信したデータを基に、系統推定手段２１によって最新の系統構成を推定する。

次に、推定された系統構成を基に、発電機毎の負荷制御量決定手段２２によって系統に接続されている発電機単位に、現在の発電量に対して、発電機脱落が発生したことを想定し、当該発電機が脱落したケ−スでの負荷制御量を算出する。

次に、算出された負荷制御量に基づき、負荷制御対象決定手段２３によって、系統周波数が最も安定する負荷をパラメータデータの負荷遮断優先順位を用いて選択する。

この一連の演算をオンラインデータが書き換わる度に実施し、常に最新データでの事前演算結果を保存して置く。

ここで、発電所３において、ある発電機３１または３２が脱落したと仮定する。発電所３は、脱落指令ライン３３を介して、安定化装置２へ脱落指令を送信する。脱落指令を受信した安定化装置２では、脱落発電機の負荷制御演算結果を使用し、変電所４内の該当する負荷４１および／または４２へ、負荷遮断指令ライン４３を介して遮断指令を送信し、当該負荷を遮断する。

ここで、発電機毎の負荷制御量決定手段２２における演算例を図２及び図３を用いて説明する。

図２は、発電機発電量が７０ＭＷの発電機が脱落したことを想定した負荷制御量を算出した一例グラフである。系統推定手段２１で推定された系統構成から系統定数を算出し、これを用いて、式（１）及び（２）により算出できる。

ΔＰ＝ＫΔｆ……………………………………………………（１）
ここで、ΔＰは需給アンバランス率（％ＭＷ）、Ｋは系統定数、Δｆは過渡周波数変動最下点（％Ｈｚ）である。

ＰＧ−ＰＬ＝（１／ｆｎ）・Ｍ・ｄｆ／ｄｔ………………（２）
ここで、ＰＧは系統全体の発電量、ＰＬは系統全体の負荷量、ｆｎは定格周波数、Ｍは発電機の単位慣性定数（ＭＷ・ｓ／ＭＶＡ）である。

式（１）は、需給アンバランス量と最下点周波数との関係から算出し、式（２）では、各発電機の運動方程式を用いて周波数変化率との関係を求めることで、当該発電機の負荷制御量直線６を算出することができる。算出された負荷制御量直線６を用いて許容周波数変動に見合った負荷制御量点を求めることができる。許容周波数変動を−１．０Ｈｚとした場合の負荷制御量点は、−１．０ＨＺと負荷制御量直線６との交点６１となり、このときの負荷制御量は、３５ＭＷであることが判る。

次に、負荷制御対象決定手段２３において、発電機毎の負荷制御量決定手段２２から算出された負荷制御量＝３５ＭＷに対し、パラメータデータベースの負荷優先順位に基づき必要負荷制御量を上回り、かつ上回り量が最小値となる制御対象を決定する。

図３は、図２より算出された演算結果に基づき、負荷制御を実施した場合に求められる想定周波数変動軌跡図である。この場合の想定周波数変動軌跡６２から、発電機毎の負荷制御量決定手段２２にて求めた負荷制御を実施した場合の周波数変動は、−１．０Ｈｚすなわち５９．０Ｈｚをボトムに安定することが判る。

次に、以上のオンラインデータを採用した事前演算に基く負荷制御に対し、本発明に基き、実際に遮断された発電機の発電量にて補正する負荷補正制御を説明する。

図１に戻って、安定化装置２は、負荷補正制御のために、差分判定手段２４，補正負荷制御量決定手段２５，および補正負荷制御対象決定手段２６を備えている。差分判定手段２４は、事前演算で採用した演算用発電量と実際に脱落した発電機の直前の発電量との差分を判別する。補正負荷制御量決定手段２５は、発電量の差分に見合った補正用負荷制御量を算出する。補正負荷制御対象決定手段２６は、補正負荷制御量からパラメータデータの負荷遮断優先順位を用いて対象負荷を選択する。発電機発電量３４は、オンラインデータとして、系統監視装置１のオンラインデータベース１１へ格納される。発電量送信ライン３５は、脱落直前の発電機発電量を送信する。脱落発電機発電量の差分により、追加遮断負荷、例えば負荷４１が追加分として遮断される。

次に、図２及び図３を含めて差分判定手段２４の動作について説明する。オンラインデータと格納されている発電機発電量３４と、発電量送信ライン３５によって送信される脱落直前の発電機発電量において、式（３）が成立する場合を説明する。

ＰＧ１＜ＰＧ２………………………………………………（３）
ここで、ＰＧ１は事前演算に採用したオンライン格納データの発電量、ＰＧ２は脱落直前の発電量に相当する。

この場合、事前演算にて採用した発電量ＰＧ１に対し、脱落直前の発電量ＰＧ２が上回ることから事前演算で演算した結果より脱落量が多くなり、事前演算結果よりも実際の必要負荷制御量は当然に大きくなる。このため、負荷制御量が不足し、図３の事前演算にて求めた想定周波数変動６２を実現できず、不足制御周波数変動７３の軌跡を辿ることとなる。したがって、変動周波数許容点７５である許容周波数変動−１．０Ｈｚを確保できず、このままでは、系統周波数の擾乱を引起すこととなる。

そこで、差分判定手段２４が、この発電量の差分を判定する。差分判定手段は、式（４）により差分を求めることができる。

ＰＧ３＝ＰＧ２−ＰＧ１……………………………………（４）
ここで、ＰＧ３は事前演算で採用した発電量と脱落直前発電量の差分発電量である。

次に、差分発電量ＰＧ３に基づき本来の負荷制御量を求める補正負荷制御量決定手段２５の動作について説明する。事前演算にて求められた図２の負荷制御量６１に対し、補正する負荷制御量は式（５）で求めることができる。

ここで、ΔＰＦは事前演算時の総脱落発電量ＰＧから事前演算の負荷制御量ＰＧ１で求められた直線６の傾きに対し、差分発電量ＰＧ３分を補正した傾きとなり、傾きΔＰＦから不足制御補正負荷制御量直線７を求めることができる。求められた不足制御補正負荷制御量直線７から、許容周波数変動−１．０Ｈｚとした場合の不足制御負荷制御量点７１は−１．０ＨＺと不足制御負荷制御量直線７との交点となり、この時の負荷制御量は４５ＭＷとなる。図２から求まる不足制御補正負荷制御量点７１と事前演算負荷制御量点６１の差分が、追加負荷制御量７２となり、１０ＭＷの負荷補正値を算出する。算出された負荷補正値を追加制御することにより、想定周波数変動６２と不足制御周波数変動７３の差分である不足制御周波数変動差分７４を補正することで、想定周波数６２の軌跡を実現することが可能となる。

逆のケ−スとして式（６）が成立する場合を説明する。

ＰＧ１＞ＰＧ２………………………………………………（６）
この場合、事前演算にて採用した発電量ＰＧ１に対し、脱落直前の発電量ＰＧ２が下回ることから事前演算で演算した結果より脱落量が少なくなり、事前演算結果よりも実際の必要負荷制御量は当然に少なくなる。このため、負荷制御量が多すぎることから、図３の事前演算にて求めた想定周波数変動６２を実現できず、過制御周波数変動７１４の軌跡を辿ることとなり、仕上り周波数は基準周波数点７１６（６０Ｈｚ）より上昇し系統周波数の擾乱を引起すこととなる。

そこで、式（３）と同様の処理を実施することにより、式（４）及び式（５）から求めた過制御補正負荷制御量７１１から許容周波数−１．０Ｈｚとした場合の過制御負荷制御量点７１２は−１．０Ｈｚと過制御負荷制御量直線７１１との交点となり、この時の負荷制御量は２５ＭＷとなる。図２から求まる負荷制御量点７１２と事前演算負荷制御量点６１の差分が、削減制御量７１３となり−１０ＭＷの負荷補正値を算出する。算出された負荷補正値を削減制御することにより、想定周波数変動６２と過制御周波数変動７１４の差分である過制御周波数変動差分７１５を補正することで想定周波数６２の軌跡を実現することが可能となる。負荷制御量に対する周波数変動の関係を求める方法として、図２に示したように、線路を流れる電力の変動に対する周波数変動量の相関関係を求めておき、これを利用して、負荷補正制御量を求めることができる。

次に、補正負荷制御対象決定手段２６の動作について説明する。事前演算より決定された制御対象負荷を除き、残ったパラメータデータの負荷遮断優先順位を基に、再度算出された図２の追加負荷制御量７２、又は、削減負荷制御量７１３に見合った必要負荷制御量を上回る最小値となる制御対象を決定する。決定された補正負荷対象と事前演算にて決定された制御負荷対象を合せて、当該変電所４へ負荷遮断指令をライン４２を介して送信し、事前演算で決定された負荷４２と追加遮断負荷４１又は事前演算選択結果の負荷４２から削減された削減負荷４２１を遮断する。

次に、補正制御実施後の周波数補正制御について説明する。

事前演算と補正制御にて実施した負荷制御に対し、制御後の周波数軌跡を測定し、事前演算結果との比較を行い、再度補正制御を実施する方式である。

図４は、本発明の第２の実施例による電力系統周波数安定化装置の全体構成図である。図１と同一の部分には同一符号を付し、重複説明を避け、異なる部分のみを説明する。

安定化装置２は、再度の負荷補正制御のために、周波数差分判定手段２７，補正負荷制御量決定手段２８，および補正負荷制御対象決定手段２９を備えている。差分判定手段２７は、事前演算で予測した複数の予測周波数と実際に脱落後の系統周波数との比較により差分を判別する。補正負荷制御量決定手段２８は、周波数の差分に見合った補正用負荷制御量を算出する。補正負荷制御対象決定手段２９は、補正負荷制御量からパラメータデータの負荷遮断優先順位を用いて対象負荷を選択する。周波数送信ライン５２は、脱落直後の系統５の周波数を送信する。

図５は、事後補正制御の考え方の一例を説明するための周波数変動軌跡図である。図に示す如く、事前演算で求めた理想制御軌跡８に対し、負荷脱落等の影響を考慮した事後補正制御軌跡８１〜８３を事前演算で算出しておき、実際の周波数軌跡がどの事後補正制御軌跡８１〜８３に近似しているかを判断する。例えば、事後補正制御軌跡８３に近似している場合、事前演算で算出した、事後補正制御軌跡８３で求めた事後補正制御量を追加遮断することで理想制御軌跡８を実現することが可能となる。

次に、以上の補正制御実施後の系統周波数の変化率と事後の系統に残った発電機の慣性定数を用いた更なる追加補正方式を式（７）にて説明する。

ΔＰｍ＝Ｍｄｆ／ｄｔ……………………………………（７）
ここで、ΔＰｍは事後補正負荷制御量、Ｍは系統に残された発電機の単位慣性定数の容量加重平均である。

事前演算結果および補正制御に基づいて制御を実施し、式（７）からその後の事後周波数変化率９（図５）を算出することで需給アンバランスを推定することが可能となる。したがって、事後算出された需給アンバランス量に見合った事後補正制御を追加実行することで、理想制御軌跡８を実現することが可能となる。

以上に述べた本発明の実施例によれば、実際に脱落した発電機の直前データを直接取り込むことにより、オンラインデータの時間差による発電機発電量の状態変化に対して柔軟に適応することができ、又、許容周波数変動を維持することが容易となる。

１…系統監視装置、１１…オンラインデータベース、１２…パラメータデータベース、２…安定化装置、２１…系統推定手段、２２…負荷制御量決定手段、２３…負荷制御対象決定手段、２４…差分判定手段、２５…補正負荷制御量決定手段、２６…補正負荷制御対象決定手段、２７…周波数差分判定手段、２８…補正負荷制御量決定手段、２９…補正負荷制御対象決定手段、３…発電所、３１，３２…発電機、３３…発電機脱落指令ライン、３４…発電機発電量オンラインデータ、３５…脱落直前発電機発電量ライン、４…変電所、４１，４２…負荷、４２１…削減遮断負荷、４３…負荷遮断指令ライン、５…電力系統、５１…データ入力ライン、６…事前演算負荷制御量直線、６１…事前演算負荷制御量点、６２…想定周波数変動軌跡、７…不足制御補正負荷制御量直線、７１…不足制御補正負荷制御量点、７２…追加負荷制御量、７３…不足制御周波数変動軌跡、７４…不足制御周波数変動差分、７５…許容周波数変動点、７１１…過制御補正負制御量直線、７１２…過制御補正負荷制御量点、７１３…削減負荷制御量、７１４…過制御周波数変動軌跡、７１５…過制御周波数変動差分、７１６…基準周波数点、８…事前演算周波数軌跡、８１…事前演算による事後補正制御軌跡、８２…事前演算による事後補正制御軌跡、８３…事前演算による事後補正制御軌跡、９…事後周波数変化率。

Claims (6)

1. 予めサンプリングデ−タとして入手した系統情報を基に現状系統の状態の推定を行い、同系統に接続されている発電機毎に、発電機脱落時に実行すべき負荷制御量を事前に算出する負荷制御量事前算出手段を備えた電力系統周波数安定化装置において、前記負荷制御量の事前算出に採用した各発電機の発電量を、事故直前の発電量と比較する発電量比較手段と、この発電量比較手段の出力に基いて、事前に算出された負荷制御量に対する過不足分の負荷補正制御量を演算する負荷補正制御量演算手段と、前記事前に算出された負荷制御量と前記負荷補正制御量とに応じて負荷制御を実行する負荷制御手段を備えたことを特徴とする電力系統周波数安定化装置。
2. 請求項１において、前記負荷制御手段は、脱落発電機の事故直前の発電量が前記事前の算出に採用した発電量より少ないとき、その少ない分に応じて削減した負荷制御を実行することを特徴とする電力系統周波数安定化装置。
3. 請求項１において、前記負荷制御手段は、脱落発電機の事故直前の発電量が前記事前の算出に採用した発電量より多いとき、その多い分に応じて増加した負荷制御を実行することを特徴とする電力系統周波数安定化装置。
4. 請求項１〜３のいずれかにおいて、発電機の脱落事故発生による電力系統の周波数低下量を複数段階予想する周波数低下予想手段と、実事故直後の電力系統の周波数低下実績と前記複数の周波数低下予想値とを比較する周波数低下比較手段と、この比較結果に基いて、事前に算出された負荷制御量に対する過不足分の第２の負荷補正制御量を演算する第２の負荷補正制御量演算手段と、前記事前に算出された負荷制御量と前記負荷補正制御量並びに前記第２の負荷補正制御量とに応じて負荷制御を実行する負荷制御手段を備えたことを特徴とする電力系統周波数安定化装置。
5. 請求項１〜４のいずれかにおいて、線路を流れる電力の変動に対する周波数変動量の相関関係を求める手段と、この相関関係に基いて、周波数変動を許容範囲内に抑える負荷補正制御量を算出する手段を備えたことを特徴とする電力系統周波数安定化装置。
6. 予めサンプリングデ−タとして入手した系統情報を基に現状系統の状態の推定を行い、同系統に接続されている発電機毎に、発電機脱落時に実行すべき負荷制御量を事前に算出する電力系統周波数安定化制御方法において、前記負荷制御量の事前算出に採用した各発電機の発電量を、事故直前の発電量と比較する発電量比較ステップと、この発電量比較ステップでの比較結果に基いて、事前に算出された負荷制御量に対する過不足分の負荷補正制御量を演算する負荷補正制御量演算ステップと、前記事前に算出された負荷制御量と前記負荷補正制御量とに応じて負荷制御を実行する負荷制御ステップを備えたことを特徴とする電力系統周波数安定化制御方法。

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