JP5428035B2 - System stabilization device, system stabilization method - Google Patents
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Description
本発明は、系統安定化装置、系統安定化方法に関する。 The present invention relates to a system stabilization device and a system stabilization method.
下記特許文献１には、電力系統の事故後、調相用コンデンサを投入／解列することで、母線の電圧変動を抑える技術が開示されている。
しかし、上記特許文献１のものは、調相用コンデンサを切り離すかどうかを、母線電圧の実測値に基づいて判定している。従って、ある程度、母線電圧が変動したタイミングでしか、コンデンサを入り切り操作出来ない。そのため、母線電圧の変動に対してコンデンサを入り切りする操作タイミングが、どうしても遅れる傾向になり、それへの対処が課題となっていた。
本発明は上記のような事情に基づいて完成されたものであって、故障除去後の調相制御を速やかに行い、送電線の電圧上昇を許容範囲内に収めることを目的とする。
However, the above-mentioned
The present invention has been completed on the basis of the above-described circumstances, and an object thereof is to quickly perform phase adjustment control after removing a failure and to keep the voltage increase of a transmission line within an allowable range.
本発明は、電源として機能する発電機群を送電線を経て本系統に連系し、かつ線路に無効電力を供給する調相設備を備えた送電系統の系統安定化装置であって、前記送電系統にて想定される非ルート断故障のパターンを故障パターンと定義したときに、前記各故障パターンについて（ａ）の第一電源制御量と、（ｂ）の第二電源制御量と、（ｄ）の調相制御量をそれぞれ事前演算する事前演算装置と、前記各故障パターンに対応させて（ｃ）のトータル電源制御量と、（ｄ）の調相制御量とをそれぞれ記憶したデータテーブルと、前記送電線に非ルート断故障が発生することを条件として、発生した非ルート断故障に対応するトータル電源制御量を前記データテーブルから読み出し、読み出したトータル電源制御量に基づいて前記発電機群を電源制御する電源制御実行装置と、前記送電線に非ルート断故障が発生することを条件として、発生した非ルート断故障に対応する調相制御量を前記データテーブルから読み出し、読み出した調相制御量に基づいて前記調相設備の調相量を制御する調相制御実行装置と、を備える。
The present invention is a system stabilization device for a power transmission system that includes a phase-adjusting facility that links a generator group that functions as a power source to the main system via a transmission line and supplies reactive power to the line. When a pattern of a non-route interruption failure assumed in the system is defined as a failure pattern, for each failure pattern, a first power control amount (a), a second power control amount (b), (d and pre-computing device to pre-operations) of the compensator control amount, respectively, said the total power control amount of in correspondence with each fault pattern (c), a data table storing respective a compensator control amount of (d) the condition that the non-root cross fault in the transmission line is generated, reading out from the data table the total power control amount corresponding to the non-root cross fault occurs, the generator unit based on the read total power control amount A power control execution device that performs power control, and a phase adjustment control that reads out the phase control amount corresponding to the generated non-route break failure from the data table on condition that a non-route break failure occurs in the transmission line A phase adjustment control execution device that controls the phase adjustment amount of the phase adjustment equipment based on the quantity.
本発明は、事前演算装置、データテーブル、電源制御実行装置、調相制御実行装置を備えた系統安定化装置により、電源として機能する発電機群を送電線を経て本系統に連系してなる送電系統を故障除去後、安定状態に制御する系統安定化方法であって、前記送電系統にて想定される非ルート断故障のパターンを故障パターンと定義したときに、前記事前演算装置によって、前記各故障パターンについて（ａ）の第一電源制御量と、（ｂ）の第二電源制御量と、（ｄ）の調相制御量をそれぞれ事前演算し、前記データテーブルに対して前記各故障パターンに対応させて（ｃ）のトータル電源制御量と、（ｄ）の調相制御量とを事前に記憶させ、前記送電線に非ルート断故障が発生することを条件として、発生した非ルート断故障に対応するトータル電源制御量を前記データテーブルから読み出し、読み出したトータル電源制御量に基づいて前記発電機群を前記電源制御実行装置によって電源制御し、前記送電線に非ルート断故障が発生することを条件として、発生した非ルート断故障に対応する調相制御量を前記データテーブルから読み出し、読み出した調相制御量に基づいて前記調相設備の調相量を前記調相制御実行装置によって制御する。
According to the present invention, a generator group functioning as a power source is connected to the main system via a transmission line by a system stabilizing device including a pre-processing device, a data table, a power control execution device, and a phase control control execution device. A system stabilization method for controlling the power transmission system to a stable state after removing the failure, and when defining a pattern of non-route breakage failure assumed in the power transmission system as a failure pattern, For each failure pattern, the first power control amount in (a), the second power control amount in (b), and the phase control amount in (d) are pre-calculated, ( C) Total power control amount and (d) Phase control amount are stored in advance corresponding to the pattern, and the non-route that has occurred is generated on the condition that a non-route breakage fault occurs in the transmission line. corresponding to the cross-sectional failure Reads Taru power control amount from the data table, read the generator group is power controlled by the power control execution unit based on the total power control amount, on condition that the non-root cross fault on the transmission line is generated Then, the phase control amount corresponding to the non-root break failure that has occurred is read from the data table, and the phase control amount of the phase adjusting equipment is controlled by the phase control control execution device based on the read phase control amount.
（ａ）第一電源制御量は故障除去後において前記送電系統を安定にするために、前記送電系統から切り離すことが必要となる発電機の総量である。
（ｂ）第二電源制御量は故障除去後、前記送電系統が安定である条件下において、前記送電線の電圧低下を許容範囲内に収めるために、前記送電系統から切り離すことが必要となる発電機の総量である。
（ｃ）トータル電源制御量は第一電源制御量と第二電源制御量の和である。
（ｄ）調相制御量は故障除去後において、前記トータル電源制御量に基づいて電源制御を実行することにより送電線の無効電力が過剰になることが見込まれる場合に、無効電力の過剰による送電線の電圧上昇を抑えるために各調相設備にて調整が必要な調相容量である。
(A) The first power supply control amount is the total amount of generators that need to be disconnected from the power transmission system in order to stabilize the power transmission system after failure removal.
(B) The second power control amount is a power generation that needs to be disconnected from the power transmission system in order to keep the voltage drop of the power transmission line within an allowable range under the condition that the power transmission system is stable after the failure is removed. The total amount of the machine.
( C) The total power control amount is the sum of the first power control amount and the second power control amount.
(D) phase modification control amount after fault clearance, when the reactive power of the transmission line by executing a power control based on the total power control amount is expected to become excessive, feeding by the reactive power over This is the phase-adjusting capacity that needs to be adjusted in each phase-adjusting equipment to suppress the voltage rise of the electric wire .
尚、これら発明において、電源制御とは発電機群を構成する発電機の一部を送電系統から切り離す（解列）することにより電源出力を制御することを言う。 In these inventions, power control refers to controlling the power output by disconnecting (disconnecting) a part of the generator constituting the generator group from the power transmission system.
この発明の実施態様として、以下の構成とすることが好ましい。
・事前演算を行うための解析データに系統構成データと発電機データと調相設備データとを含ませると共に、系統構成データには送電線の線路定数、接続状態、各母線の電圧、線路潮流のデータを含ませ、発電機データには各発電機の端子電圧、出力、各発電機の接続状態、特性、制御系のデータを含ませ、調相設備データには、調相設備の構成、調相容量、接続状態を含ませる。このようにすることで、事前演算を行うにあたり、送電系統を正確に模擬した電気回路モデルを生成できるので、各電源制御量の演算誤差を小さくできる。
As an embodiment of the present invention, the following configuration is preferable.
・ The analysis data for pre-computation includes system configuration data, generator data, and phase adjustment equipment data, and the system configuration data includes transmission line constants, connection status, voltage of each bus, and line power flow. Data, and the generator data includes the terminal voltage and output of each generator, the connection status, characteristics, and control system data of each generator.The phase adjustment equipment data includes the configuration and adjustment of the phase adjustment equipment. Include phase capacity and connection status. By doing so, an electric circuit model that accurately simulates the power transmission system can be generated in performing the pre-calculation, so that the calculation error of each power control amount can be reduced.
・系統構成データを継続的に計測する第一計測手段と、発電機データのうちの端子電圧、出力を継続的に計測する第二計測手段と、送電線の接続状態、発電機の接続状態、調相設備のを継続的に検出する検出手段とを備え、事前演算装置は前記第一、第二計測手段にて継続的に計測されるデータと検出手段の検出するデータに基づいて事前演算を一定間隔で行い、データテーブルに最新のトータル電源制御量を随時更新保存するようにする。このように、データテーブルに最新のトータル電源制御量を保存するようにしておけば、刻々と変化する送電系統の故障前の状態に合った最適な電源制御を行うことが可能となる。 ・ First measurement means for continuously measuring system configuration data, terminal voltage of generator data, second measurement means for continuously measuring output, connection state of transmission line, connection state of generator, Detecting means for continuously detecting the phase adjusting equipment, and the pre-calculation device performs pre-calculation based on data continuously measured by the first and second measuring means and data detected by the detecting means. It is performed at regular intervals, and the latest total power control amount is updated and saved as needed in the data table. As described above, if the latest total power control amount is stored in the data table, it is possible to perform optimal power control suitable for the state before the failure of the power transmission system that changes every moment.
・故障パターンを故障様相と故障発生箇所の組み合わせとする。このような構成とすることで、送電系統に如何様の故障が起きたとしても、その故障に適した最適な電源制御を行うことが可能となる。 ・ The failure pattern is a combination of failure mode and failure location. By adopting such a configuration, it becomes possible to perform optimum power control suitable for the failure no matter what kind of failure occurs in the power transmission system.
本発明によれば、故障除去後における線路の無効電流のバランスを速やかにとることが可能となり、母線の電圧上昇を抑えられる。そのため、電圧品質が高まり、送電系統を通じて各負荷に電力を安定供給できる。 According to the present invention, it becomes possible to quickly balance the reactive current of the line after removing the failure, and the voltage rise of the bus can be suppressed. Therefore, the voltage quality is improved, and power can be stably supplied to each load through the power transmission system.
１．全体構成
本発明の一実施形態を図１ないし図１７によって説明する。図１に示す符号１０は本系統、符号２０は３相２回線の長距離送電線である。長距離送電線２０はこう長が数百ｋｍ程度とされ、５つの母線Ｂ１〜Ｂ５により４つの区間（区間１〜区間４）に区分されている。
1. Overall Configuration An embodiment of the present invention will be described with reference to FIGS.
そして、各母線Ｂ１〜Ｂ４には変圧器５１〜５４が連なっている。これら各変圧器５１〜５４は送電電圧を降圧するいわゆる降圧用であって、２次側には２次母線Ｂ６が設けられており、そこに負荷線Ｒと調相設備６１〜６４が連なっている。
Transformers 51 to 54 are connected to the buses B1 to B4. Each of these
各調相設備６１〜６４は電力コンデンサＳＣ又は分路リアクトルＳｈＲの単独構造、或いは電力コンデンサＳＣと分路リアクトルＳｈＲの組み合わせ構造となっている。これら電力コンデンサＳＣ、分路リアクトルＳｈＲは開閉器ＧＳを介して２次母線Ｂ６に接続されている。尚、電力コンデンサＳＣは図２にて示すように並列接続されており、各バンク（ＳＣ１〜ＳＣ４）ごとに開閉器ＧＳが設けられている。
Each of the
また、母線Ｂ５は連系母線となっており、そこには、発電機群Ｇ’が連なっている。発電機群Ｇ’はＧ１〜Ｇ４の４台の同期発電機からなり、各発電機Ｇ１〜Ｇ４に対応してそれぞれ電源用変圧器（昇圧用変圧器）３１〜３４が設けられている。そして、これら電源用変圧器３１〜３４の２次側が連系母線Ｂ５に連なっている。 Further, the bus B5 is an interconnected bus, and a generator group G 'is continuous there. The generator group G 'includes four synchronous generators G1 to G4, and power transformers (step-up transformers) 31 to 34 are provided corresponding to the generators G1 to G4, respectively. And the secondary side of these power supply transformers 31-34 is connected to the interconnection bus B5.
また、各電源用変圧器３１〜３４の１次側と２次側には、それぞれ遮断器ＣＢが設けられており、これら１次、２次のいずれかの遮断器ＣＢを動作させることで、発電機群Ｇ’を構成する各発電機Ｇ１〜Ｇ４を送電系統１から個別に切り離すことができるようになっている。
Moreover, the circuit breaker CB is each provided in the primary side and the secondary side of each power supply transformer 31-34, By operating these primary and secondary circuit breakers CB, Each generator G1-G4 which comprises generator group G 'can be isolate | separated from the
このように、本送電系統１では本系統１０より延びる長距離送電線２０に対して発電機群Ｇ’が連なっており、本系統１０、発電機群Ｇ’により長距離送電線（以下、単に送電線）２０の電圧を維持する構成となっている。
As described above, in the
そして、送電線２０には各区間ごとに遮断器ＣＢが一対設けられている。遮断器ＣＢは各区間１〜４の両端に設けられたもの同士が組みとなっており、線路故障発生時には、同期して開閉する構造となっている。これにより、地絡などの故障がある区間で発生したとき、当該区間の遮断器ＣＢを動作させることで、故障を除去できる。
The
尚、故障除去後には高速再閉路（以下、単に再閉路と言う）を行うが、それは次の条件に従って行われる。すなわち、健全相が２相以上ある回線を再閉路の対象とする。一方、健全相が１相以下の回線については再閉路せず、健全相を開路して回線の全体を送電系統１から切り離す処理を行う。
In addition, although high-speed reclosing (henceforth a reclosing) is performed after failure removal, it is performed according to the following conditions. That is, a circuit having two or more healthy phases is set as a reclosing target. On the other hand, a circuit in which the healthy phase is equal to or less than one phase is not reclosed, but a process in which the healthy phase is opened and the entire line is disconnected from the
以下、上記送電系統１を監視し制御する系統安定装置Ｕの構成について説明する。系統安定化装置Ｕは計測器７０と監視装置１００とを主体に構成されている。
Hereinafter, the configuration of the system stabilizer U that monitors and controls the
計測器７０は発電機側計測器７５（本発明の「第二計測手段」に相当）、送電線側計測器７１Ａ〜７４Ａ（本発明の「第一計測手段」に相当）、負荷線側計測器７１Ｂ〜７４Ｂなどからなる。発電機側計測器７５は、各発電機Ｇ１〜Ｇ４の端子電圧Ｖ「Ｖ」、出力Ｐ「ＭＷ」、無効電力Ｑ「ＭＶａｒ」を計測するものである。送電線側計測器７１Ａ、７２Ａ、７３Ａ、７４Ａは送電線２０の各区間１〜４にそれぞれ設けられ、各母線Ｂ１〜Ｂ５の電圧Ｖ、各区間における線路潮流（有効電力Ｐ、無効電力Ｑ）を計測するものである。負荷線側計測器７１Ｂ〜７４Ｂは各変圧器５１〜５４の２次母線Ｂ６にそれぞれ設けられ、各母線Ｂ６の電圧Ｖ、負荷線Ｒの潮流（有効電力Ｐ、無効電力Ｑ）を計測するものである。
The
次に、監視装置１００について説明する。監視装置１００は、５つの端局８１〜８５と本局１１０とを主体に構成されている。端局８１〜端局８４はそれぞれ送電線２０の各区間１〜区間４に対応しており、各区間１〜４の送電線２０に設けられた遮断器ＣＢの入り切りに関する情報、各調相設備６１〜６４に設けられた開閉器ＧＳの入り切りに関する情報、各区間１〜４に設けられた送電線側計測器７１Ａ、７２Ａ、７３Ａ、７４Ａの測定したデータ、各区間１〜４の変圧器５１〜５４に設けられた負荷線側計測器７１Ｂ〜７４Ｂの測定したデータが、それぞれ入力される構成となっている。
Next, the
各端局８１〜８４（本発明の「調相制御実行装置」、「検出手段」に相当）は、対応する各変圧器５１〜５４に付設される分路リアクトルＳｈＲの開閉器ＧＳ、電力コンデンサＳＣの開閉器ＧＳに制御信号をそれぞれ与える構成となっている。これにより、各調相設備６１〜６４の調相容量Ｑ「ＭＶａｒ」をバンク単位で制御できる（調相制御）。
Each of the terminal stations 81 to 84 (corresponding to “phase adjusting control execution device” and “detecting means” of the present invention) includes a switch GS and a power capacitor of the shunt reactor ShR attached to each of the corresponding
端局８５（本発明の「電源制御実行装置」、「検出手段」に相当）は、発電機側計測器７５の測定したデータがそれぞれ入力される構成となっている。端局８５は、図１に示すように、発電機群Ｇ’を構成する各発電機Ｇ１〜Ｇ４の各遮断器ＣＢに制御信号をそれぞれ与える構成になっており、特定の遮断器ＣＢを切って開路することで特定の発電機Ｇ１〜Ｇ４を送電系統１から切り離すことができる（電源制御）。
The terminal station 85 (corresponding to “power control execution device” and “detecting means” of the present invention) is configured to receive data measured by the generator-
これら５つの端局８１〜端局８５は専用回線によって通信可能に接続されると共に、本局１１０との間も専用回線で接続されている。そして、各端局８１〜８５から本局１１０に対して各計測器７０にて計測したデータ、各遮断器ＣＢ、各開閉器ＧＳの入り切りのデータがオンラインで入力される構成となっている。
These five terminal stations 81 to 85 are communicably connected via a dedicated line, and are also connected to the main station 110 via a dedicated line. And the data measured by each measuring
２．本局１１０の構成と事前演算
本局１１０（本発明の「事前演算装置」に相当）は、図４にて示すように演算部１２０、後述する事前演算を実行するためのソフトウエアを記憶したＲＯＭ１３０、データを一時記憶するＲＡＭ、データテーブルＭなどを備える。
2. Configuration and Pre-calculation of the Main Station 110 The main station 110 (corresponding to the “pre-arithmetic apparatus” of the present invention) includes an arithmetic unit 120 as shown in FIG. 4, a ROM 130 storing software for executing pre-calculation described later, A RAM for temporarily storing data, a data table M, and the like are provided.
この実施形態では、送電系統１に発生が想定される非ルート断故障のパターン（以下、故障パターン）として、故障様相と故障発生箇所の組み合わせからなる２４の故障パターンを想定している。具体的には、故障発生箇所として、区間１〜区間４の４箇所を想定しており、また故障様相として、図３に示す６様相（１相１線の故障、１相２線の故障、２相２線の故障、２相３線の故障、３相３線の故障、３相４線の故障）を想定している。
In this embodiment, 24 failure patterns composed of combinations of failure modes and failure occurrence locations are assumed as non-route break failure patterns that are assumed to occur in the power transmission system 1 (hereinafter, failure patterns). Specifically, four locations of
そして、本局１１０の演算部１２０は、以下に説明する（１）〜（６）の解析データに基づいて、２４の故障パターンのそれぞれについて、故障除去後、送電系統１を安定状態にし、かつ各母線Ｂ１〜Ｂ６の電圧を一定に保つために必要なトータル電源制御量、調相制御量を事前演算する。
Then, the calculation unit 120 of the main station 110 makes the
（１）系統構成データ
（２）発電機データ
（３）負荷データ
（４）調相設備データ
（５）故障様相、故障箇所
（６）電制順序
(1) System configuration data (2) Generator data (3) Load data (4) Phase adjustment equipment data (5) Failure mode, failure location (6) Control sequence
（１）の系統構成データは、送電線２０の接続状態（遮断器ＣＢの入り切り）、各送電線２０の線路定数、各線路の線路潮流Ｐ、Ｑなどのデータである。（２）の発電機データは、発電機の接続状態（遮断器ＣＢの入り切り）、端子電圧Ｖ、出力Ｐ、無効電力Ｑなど各発電機Ｇ１〜Ｇ４の出力状況、及び単位慣性定数などその発電機の特性、及び自動電圧調整器ＡＶＲ、ＰＳＳ、調速機ＧＯＶなどその発電機の制御系の構成などのデータである。（３）の負荷データは、定電力負荷、定電流負荷、定インピーダンス負荷などの負荷特性、負荷の大きさ（負荷の駆動に要する有効電力、無効電力）などである。（４）の調相設備データは電力コンデンサＳＣ、分路リアクトルＳｈＲなど各調相設備６１〜６４の構成、それら各調相設備６１〜６４の調相容量、接続状態（開閉器ＧＳの入り切り）などである。
The system configuration data of (1) is data such as the connection state of the power transmission line 20 (on / off of the circuit breaker CB), the line constant of each
以下、本局１１０にて行われる事前演算の手順を、図５に示すフローチャートに従って順に説明してゆく。尚、ここでは、上記した解析データのうち、オンラインで取得されない固定データ（各送電線２０の線路定数、各発電機Ｇ１〜Ｇ４の特性、制御系、負荷の特性、調相設備６１〜６４の構成など）については、既に本局１１０のＲＡＭ１４０上に記憶されているものとする。
Hereinafter, the pre-calculation procedure performed in the main station 110 will be described in order according to the flowchart shown in FIG. Here, among the analysis data described above, fixed data that is not acquired online (line constant of each
事前演算が開始されると、まず、本局１１０の演算部１２０は、オンラインデータを受け付ける処理を行う（Ｓ１０）。これにより、本局１１０には、各遮断器ＣＢ、各開閉器ＧＳの入り切りのデータ、及び各線路潮流Ｐ「ＭＷ」、Ｑ「ＭＶａｒ」、各母線Ｂ１〜Ｂ４、Ｂ６の電圧、発電機Ｇ１〜Ｇ４の端子電圧Ｖ、有効電力Ｐ「ＭＷ」、無効電力Ｑ「ＭＶａｒ」など計測器７０にて実測されたデータが入力されることとなる。
When the pre-computation is started, first, the computing unit 120 of the main station 110 performs a process of accepting online data (S10). As a result, the main station 110 includes on / off data of each circuit breaker CB, each switch GS, each line current P “MW”, Q “MVar”, voltages on each bus B1 to B4, B6, generators G1 to G1. Data measured by the measuring
その後、本局１１０の演算部１２０は、遮断器ＣＢ、開閉器ＧＳの入り切りの情報から各区間における送電線２０の接続状態、連係母線Ｂ５に対する発電機Ｇ１〜Ｇ４の接続状態、調相設備６１〜６４の接続状態を検出し、各区間１〜４の送電線２０の線路定数、負荷の特性、大きさ、調相設備の構成を基にして、送電系統１を模擬した電気回路モデルを生成する（Ｓ２０）。尚、ここでは、全発電機Ｇ１〜Ｇ４が連係母線Ｂ５に連係した状態にあり、また各区間１〜４とも送電線２０は２回線の接続状態にあり、それに対応した電気回路モデルが生成されたものとする。
Thereafter, the calculation unit 120 of the main station 110 determines the connection state of the
そして、電気回路モデルが生成させると、次に演算部１２０により電源制御順序が決定される（Ｓ３０）。この電源制御順序（以下、単に電制順序）は各発電機Ｇ１〜Ｇ４の出力、特性、制御系などに基づいて決定され、送電系統１に故障が起きたときに加速し易い（脱調し易い）ものが優先となる。尚、ここでは、図６に示すように、電制順序は、１番目が「Ｇ１」の発電機、２番目が「Ｇ２」の発電機、３番目が「Ｇ３」の発電機、４番目が「Ｇ４」の発電機に決定されたものとして説明を進める。 Then, when the electric circuit model is generated, the power control sequence is determined by the arithmetic unit 120 (S30). This power control sequence (hereinafter simply referred to as power control sequence) is determined based on the output, characteristics, control system, and the like of each of the generators G1 to G4, and is easily accelerated when a failure occurs in the power transmission system 1 (step-out). (Easy) has priority. Here, as shown in FIG. 6, the control sequence is as follows: first generator “G1”, second generator “G2”, third generator “G3”, fourth The description will proceed assuming that the generator is “G4”.
次に、Ｓ４０では、演算部１２０により故障パターン（具体的には故障様相と故障発生箇所の組み合わせ）が選定される。ここでは、図７に示す故障パターン、すなわち２相３線の故障（故障様相４）であり、故障発生箇所が区間４のパターンが選定されたものとする。尚、この故障パターンでは、回線運用が故障の前後で２回線から１回線に切り替わることとなる。
Next, in S40, a failure pattern (specifically, a combination of a failure mode and a failure occurrence location) is selected by the calculation unit 120. Here, it is assumed that the failure pattern shown in FIG. 7, that is, the failure of the two-phase three-wire (failure aspect 4), and the pattern in which the failure occurs in the
さて、Ｓ４０にて故障パターンが選定されると、続くＳ５０では、詳細安定度計算が演算部１２０にて行われる。具体的には、下記数式１の動揺方程式を解くことにより、故障除去後における各発電機Ｇ１〜Ｇ４の内部位相角δの動揺曲線が算出される。算出された動揺曲線は、図８にて示すように発散、収束のいずれかとなる。一般に、故障除去後、各発電機Ｇ１〜Ｇ４は基本的には同じ挙動を示すので、ある発電機Ｇが発散すれば、他の発電機Ｇも発散傾向になり、送電系統１は不安定な状態となる。
Now, when a failure pattern is selected in S40, the detailed stability calculation is performed in the calculation unit 120 in subsequent S50. Specifically, the fluctuation curve of the internal phase angle δ of each of the generators G1 to G4 after failure removal is calculated by solving the fluctuation equation of the following
尚、動揺方程式を解くには、発電機内部位相角δの初期値を設定する必要があるが、それはオンラインデータに基づいて潮流計算することにより得られる。 In order to solve the oscillation equation, it is necessary to set an initial value of the generator internal phase angle δ, which can be obtained by calculating a power flow based on online data.
Ｍ・・・・・・単位慣性定数
Ｄ・・・・・・発電機の制動系統
Ｐｍ・・・・・原動機入力
Ｐｅ・・・・・電気的入力
ωｏ・・・・・・同期速度
δ・・・・・・発電機内部位相角
M ··· Unit inertia constant D ··· Generator braking system Pm · · · Motor input Pe · · · Electrical input ωo · · · Synchronous speed δ · ... Generator internal phase angle
また、Ｓ５０の詳細安定度計算では、上記した内部位相角δの動揺曲線の算出と共に、送電系統１を構成する各母線Ｂ１〜Ｂ６の電圧変動曲線（図８参照）が算出される。この電圧変動曲線を求めるには、Ｓ２０にて生成した電気回路モデルを故障パターンに従ってモデル修正する共に、修正した電気回路モデルの各ノード（母線）について電圧方程式をたて、その行列式を解く作業を、故障除去後の各時点についてそれぞれ行ってやればよい。
In the detailed stability calculation of S50, the voltage fluctuation curves (see FIG. 8) of the buses B1 to B6 constituting the
次に、Ｓ６０では送電系統１が安定であるか、判定する処理が演算部１２０により行われる。具体的には、Ｓ５０にて算出した内部位相角δが、いずれか一台の発電機Ｇでも発散すれば、送電系統１は不安定であると判別され、全て収束すれば、安定であると、判定される。
Next, in S <b> 60, processing for determining whether the
ここでは、不安定であると判定（Ｓ６０、ＮＯ）されたものとして説明を続ける。Ｓ６０でＮＯ判定されると、次にＳ７０に処理が移る。そして、Ｓ７０では、演算部１２０によりＳ３０にて決定した電制順序に従って、送電系統１から切り離される発電機Ｇが選定される。故障前は、連係母線Ｂ５に４台全ての発電機Ｇが連係しており、また、電制順序の１番目は「Ｇ１」の発電機であるから、発電機Ｇ１が解列対象（連係母線Ｂ５から切り離す対象）に選定される。
Here, the description is continued assuming that it is determined to be unstable (S60, NO). If NO is determined in S60, the process proceeds to S70. In S70, the generator G to be disconnected from the
その後、処理はＳ５０に戻り、今度は、発電機Ｇ１を解列させた条件下で、再度詳細安定度計算が行われる。これにより、発電機Ｇ１を解列させた条件下において、各発電機Ｇ２〜Ｇ４の内部位相角δの動揺曲線、送電系統１を構成する各母線Ｂ１〜Ｂ６の電圧変動曲線が再び算出される。
Thereafter, the process returns to S50, and the detailed stability calculation is performed again under the condition where the generator G1 is disconnected. Thereby, under the condition where the generator G1 is disconnected, the fluctuation curve of the internal phase angle δ of each of the generators G2 to G4 and the voltage fluctuation curve of each of the buses B1 to B6 constituting the
その後、Ｓ６０では先に説明したのと同様の判定基準により、送電系統１が安定であるか、判定する処理が演算部１２０により行われる。ここで再びＮＯ判定されると、処理は再度、Ｓ７０に移り、送電系統１から次に解列させる発電機Ｇが選定される。これにより、電制順序が２番目である「Ｇ２」の発電機が解列対象に選定される。
Thereafter, in S60, the calculation unit 120 performs a process of determining whether the
その後、処理はＳ５０に戻り、今度は、発電機「Ｇ１」に加えて、更に発電機「Ｇ２」を解列させた条件下で、詳細安定度計算が再度行われる。これにより、発電機Ｇ１、Ｇ２を解列させた条件下における、各発電機Ｇ３、Ｇ４の内部位相角δの動揺曲線、送電系統１を構成する各母線Ｂ１〜Ｂ６の電圧変動曲線が再び算出される。
Thereafter, the process returns to S50, and the detailed stability calculation is performed again under the condition that the generator “G2” is disconnected in addition to the generator “G1”. As a result, the fluctuation curve of the internal phase angle δ of each of the generators G3 and G4 and the voltage fluctuation curve of each of the buses B1 to B6 constituting the
その後、Ｓ６０にて送電系統１が安定か否かの判定が改めて行われ、不安定と判定される場合、処理はＳ７０に移る。このように、本実施形態では、Ｓ６０で「安定」と判定されるまで、Ｓ５０→Ｓ６０→Ｓ７０→Ｓ５０を繰り返すＲ１のループ処理が行われ、ループ処理を１回行うごとに、送電系統１から解列させる発電機Ｇが一台ずつ追加されるようになっている。
Thereafter, in S60, it is determined again whether or not the
そして、送電系統１が安定状態になると、Ｓ６０でＹＥＳ判定されることにより、ループＲ１の処理を抜ける。このようにすることで、故障除去後、送電系統１を安定状態にするために、送電系統１から切り離すことが必要な発電機の総量（第一電源制御量）が算出されるようになっている。ここでは、Ｒ１のループ処理を２回行ったところで、Ｓ６０にてＹＥＳの判定となり、第一電源制御量は「Ｇ１」、「Ｇ２」の２台の発電機になったものとする。
Then, when the
尚、発電機Ｇを送電系統１から解列させてゆくと、送電系統１が不安定状態から安定状態に切り換わる理由は、定性的には加速エネルギーと減速エネルギーの大小関係で説明できる（以下、詳しく説明する）。
The reason why the
図９に示す一機無限大系統の発電機Ｇの送電電力Ｐは、以下の数式２にて表すことが出来、これを横軸に位相角δ、縦軸に送電電力Ｐをとった図に示すと、図１０に示すサインカーブ（いわゆる電力位相角曲線）となる。
The transmission power P of the generator G of the one-machine infinite system shown in FIG. 9 can be expressed by the following
Ｅ’・・・・・・発電機Ｇの内部電圧（Ｘｄ背後電圧）
Ｘｄ・・・・・・発電機Ｇの同期リアクタンス
Ｘｔ・・・・・・変圧器リアクタンス
Ｘｌ・・・・・・送電線回線当たりのリアクタンス
Ｖｓ・・・・・・無限大母線電圧（位相基準）
δ・・・・・・・位相角
E '..... Internal voltage of generator G (Xd background voltage)
Xd ... Synchronous reactance of generator G Xt ... Transformer reactance Xl ... Reactance per transmission line Vs ... Infinite bus voltage (phase reference )
δ ・ ・ ・ ・ ・ ・ ・ Phase angle
今、図１０中において、発電機Ｇの原動機入力をＰｍとすると、発電機Ｇの位相角δは、故障発生前の２回線運用時では、原動機入力Ｐｍと送電電力Ｐとが釣り合うδａとなる。ところが、送電系統１に故障が発生すると、送電電力Ｐが瞬時的に低下するから、発電機Ｇは電気的な出力が制限された状態となる。
Now, in FIG. 10, when the prime mover input of the generator G is Pm, the phase angle δ of the generator G is δa in which the prime mover input Pm and the transmission power P are balanced in the two-line operation before the failure occurs. . However, when a failure occurs in the
そのため、電力位相角曲線上の運転点は点ａから点ｂに移る。このとき、発電機Ｇは原動機入力Ｐｍが過剰の状態にあり、加速するため、位相角δは故障継続時の電力位相差曲線Ｂに沿って増加する。そして、故障が除去された後、再閉路が行われ１回線運用状態になると、電力位相角曲線上の運転点は点ｃから、点ｄに移る。 Therefore, the operating point on the power phase angle curve moves from point a to point b. At this time, the generator G is in a state where the prime mover input Pm is excessive and accelerates, so the phase angle δ increases along the power phase difference curve B when the failure continues. Then, after the failure is removed, when the circuit is closed again and the one-line operation state is established, the operating point on the power phase angle curve moves from point c to point d.
再閉路後のｄ点では、原動機入力Ｐｍを電気的な出力が上回る状態となるので、発電機Ｇには減速力が働く。ところが、故障の発生から再閉路までの間、発電機Ｇの位相角はδａからδｃに増加しているから、発電機Ｇには「Ｖａ」の加速エネルギーが蓄積された状態になる。そのため、図中に示す減速エネルギー「Ｖｄ」と加速エネルギー「Ｖａ」の大小関係により、発電機Ｇが安定状態となったり、不安定状態となったりする。 At the point d after the reclosing, the electric output exceeds the prime mover input Pm, so that a deceleration force acts on the generator G. However, since the phase angle of the generator G increases from δa to δc from the occurrence of the failure until the reclosing, the generator G is in a state where acceleration energy of “Va” is accumulated. Therefore, the generator G becomes stable or unstable depending on the magnitude relationship between the deceleration energy “Vd” and the acceleration energy “Va” shown in the figure.
すなわち、加速エネルギー「Ｖａ」が減速エネルギー「Ｖｄ」を上回る場合、発電機Ｇの位相角δは、最大位相角（安定限界）δｍを超え、脱調する（不安定状態）。一方、加速エネルギー「Ｖａ」が減速エネルギー「Ｖｄ」を下回る場合、発電機Ｇの位相角δは、最大位相角（安定限界）δｍの範囲内で収まり、送電系統１は安定状態となる。
That is, when the acceleration energy “Va” exceeds the deceleration energy “Vd”, the phase angle δ of the generator G exceeds the maximum phase angle (stability limit) δm and steps out (unstable state). On the other hand, when the acceleration energy “Va” is lower than the deceleration energy “Vd”, the phase angle δ of the generator G falls within the range of the maximum phase angle (stability limit) δm, and the
送電系統１が不安定になる場合、発電機Ｇを送電系統１から切り離せば、原動機入力Ｐｍが小さくなり減速エネルギー「Ｖｄ」が増加するから、当初、加速エネルギー「Ｖａ」が減速エネルギー「Ｖｄ」を上回っている状態にあったとしても、切り離す発電機Ｇの台数を増やしていけば、やがて、減速エネルギー「Ｖｄ」が加速エネルギー「Ｖａ」を上回ることとなり、送電系統１は安定状態となる。
When the
図１０には、発電機を一台ずつ切り離したときの、加速エネルギー「Ｖａ」と減速エネルギー「Ｖｄ」の大小関係を示してあり、（１）は発電機を切り離していない状態（不安定状態「Ｖａ＞＞Ｖｄ１」）、（２）は発電機を一台切り離した状態（不安定状態「Ｖａ＞Ｖｄ２」）、（３）は発電機を２台切り離した状態（安定状態「Ｖａ＜Ｖｄ３」）を示している。 FIG. 10 shows the magnitude relationship between the acceleration energy “Va” and the deceleration energy “Vd” when the generators are disconnected one by one. (1) is a state where the generator is not disconnected (unstable state). “Va >> Vd1”), (2) shows a state where one generator is disconnected (unstable state “Va> Vd2”), and (3) shows a state where two generators are disconnected (stable state “Va <Vd3”). ]).
ところで、発電機脱調を回避できたとしても、故障除去後、発電機Ｇの位相角δは両エネルギー「Ｖａ」、「Ｖｄ」が釣り合う位相角δｅまで開いた後、原動機入力Ｐｍと電気的出力Ｐとが釣り合う位相角δにダンピングしながら収束する。 Even if the generator step-out can be avoided, the phase angle δ of the generator G opens up to the phase angle δe where both energies “Va” and “Vd” are balanced after the failure is removed, and then the motor input Pm is electrically It converges while damping to a phase angle δ that balances with the output P.
その一方、送電線２０の中間地点の電圧Ｖｘは、本系統１０と発電機群Ｇ’の双方で維持している。そのため、本系統の電圧Ｖｓに対して、発電機群Ｇ’の電圧Ｖｒの位相角δが開いた状態になると、図１１に示すように、送電線中間地点の電圧Ｖｘが低下する。特に、本実施形態のものは送電線２０が長距離であり、送電線中間地点では、前述した位相角δの開きによる電圧低下に加えて、送電線路のリアクタンスによる電圧低下も発生するため電圧低下が起き易い条件にある。
On the other hand, the voltage Vx at the intermediate point of the
そこで、本実施形態では、以下に説明するＳ８０の処理で、Ｓ５０の詳細安定度計算により求めた各母線Ｂ１〜Ｂ６の電圧Ｖが、定格電圧の８０％（以下、０．８ｐｕ）以上の範囲に収まっているか検出するようにしている。 Therefore, in the present embodiment, in the processing of S80 described below, the voltage V of each of the buses B1 to B6 obtained by the detailed stability calculation of S50 is in the range of 80% (hereinafter, 0.8 pu) or more of the rated voltage. It is trying to detect whether it is within the range.
そして、Ｓ８０では、全母線Ｂ１〜Ｂ６について電圧Ｖが０．８ｐｕ以上であれば、ＹＥＳ判定され、いずれか一の母線でも、電圧が０．８ｐｕを下回っていれば、Ｎｏ判定される。ここでは、送電系統１の中間地点の母線Ｂ３の電圧Ｖｘが故障除去後、０．８ｐｕを下回っており、Ｓ８０でＮｏ判定されたものとして説明を続ける。
In S80, if the voltage V is 0.8 pu or more for all the buses B1 to B6, a YES determination is made, and if any one of the buses is less than 0.8 pu, a No determination is made. Here, the description will be continued assuming that the voltage Vx of the bus B3 at the intermediate point of the
Ｓ８０でＮＯ判定されると、次にＳ９０に処理が移る。そして、Ｓ９０では、演算部１２０によりＳ３０にて決定した電制順序に従って、送電系統１から解列させる発電機を選定する処理が行われる。ここでは、送電系統１を安定状態にするべく、既に連係母線Ｂ５から１番目の発電機「Ｇ１」と２番目の発電機「Ｇ２」を解列させてあるから、電制順序が３番目である発電機「Ｇ３」が解列対象に選定される。
If NO is determined in S80, the process proceeds to S90. In S90, processing for selecting a generator to be disconnected from the
このように送電系統１から、更に発電機Ｇを切り離すと、原動機入力Ｐｍが切り離し前に比べて小さくなり、減速エネルギー「Ｖｄ」が大きくとれる。従って、図１２に示すように、両エネルギーが釣り合う位相角δｅが、「Ｇ１」、「Ｇ２」の２台の発電機のみを解列させた場合の位相角δｅ１より小さい角度δｅ２になる。そのため、中間地点の電圧Ｖｘの電圧低下を抑制できる。
When the generator G is further disconnected from the
Ｓ９０にて解列させる発電機Ｇが選定されると、その後、処理はＳ５０に戻り、今度は、発電機「Ｇ１」、「Ｇ２」に加えて、更に発電機「Ｇ３」を解列させた条件下で、再度詳細安定度計算が行われる。これにより、３機の発電機「Ｇ１」〜「Ｇ３」を解列させた条件下における、各発電機Ｇの内部位相角δの動揺曲線、送電系統１を構成する各母線Ｂ１〜Ｂ６の電圧変動曲線が、改めて算出される。
When the generator G to be disconnected is selected in S90, the process thereafter returns to S50, and in addition to the generators “G1” and “G2”, the generator “G3” is further disconnected. Under the conditions, the detailed stability calculation is performed again. As a result, under conditions where the three generators “G1” to “G3” are disconnected, the fluctuation curve of the internal phase angle δ of each generator G and the voltage of each bus B1 to B6 constituting the
その後、Ｓ６０の判定処理が行われることとなるが、ここではＹＥＳ判定されるから、処理は再び、Ｓ８０に戻る。そして、Ｓ８０にて、Ｓ５０にて改めて算出された各母線Ｂ１〜Ｂ６の電圧変動曲線に基づいて、各母線Ｂ１〜Ｂ６の電圧Ｖが定格電圧の８０％（以下、０．８ｐｕ）以上の範囲に収まっているか検出される。 Then, although the determination process of S60 will be performed, since YES determination is carried out here, a process returns to S80 again. In S80, based on the voltage fluctuation curves of the respective buses B1 to B6 newly calculated in S50, the voltage V of each of the buses B1 to B6 is in a range of 80% (hereinafter, 0.8 pu) or more of the rated voltage. Is detected.
そして、全母線Ｂ１〜Ｂ６について電圧が０．８ｐｕ以上となると、Ｓ８０でＹＥＳ判定されることにより、ループＲ２の処理を抜けるようになっている。このようにすることで、故障除去後、送電系統１が安定である条件下において、送電線２０の電圧低下を許容範囲内に収めるために、送電系統１から切り離すことが必要となる発電機の総量（第二電源制御量）が算出されるようになっている。
When the voltage becomes 0.8 pu or more for all the buses B1 to B6, a YES determination is made in S80 so that the process of loop R2 is exited. By doing in this way, after fault removal, in the condition where the
尚、発電機Ｇを１台切り離しても、いずれかの母線Ｂ１〜Ｂ６の電圧Ｖが定格電圧の８０％以下になる場合には、Ｓ８０にてＮＯ判定され、処理はＳ７０に移る。そして、電制順序に従って、連系母線Ｂ５から次に切り離す発電機Ｇが選定される。そして、Ｓ８０でＹｅｓと判定されるまで、Ｓ５０→Ｓ６０→Ｓ８０→Ｓ９０→Ｓ５０を繰り返すＲ２のループ処理が行われ、ループ処理を１回繰り返すたびに、送電系統１から解列させる発電機Ｇが電制順序に従って選定されるようになっている。
Even if one generator G is disconnected, if the voltage V of any of the buses B1 to B6 is 80% or less of the rated voltage, NO is determined in S80, and the process proceeds to S70. Then, the generator G to be next disconnected from the interconnection bus B5 is selected according to the electric control sequence. And until it determines with Yes by S80, the loop process of R2 which repeats S50-> S60-> S80-> S90-> S50 is performed, and whenever it repeats a loop process once, the generator G to be disconnected from the
ここでは、ループＲ２の処理を１回行った段階で全母線Ｂ１〜Ｂ６について電圧が０．８ｐｕ以上となり、第二電源制御量は発電機「Ｇ３」の１台だけであるものとして説明を続ける。 Here, the description is continued assuming that the voltage of all buses B1 to B6 is 0.8 pu or more at the stage where the processing of loop R2 is performed once, and the second power control amount is only one of the generator “G3”. .
ループＲ２を抜けると、処理はＳ１００に移る。そして、Ｓ１００では、演算部１２０により、第一電源制御量と第二電源制御量の総和が算出され、それがトータル電源制御量に決定される。この例では、第一電源制御量は「Ｇ１」と「Ｇ２」の２台であり、また、第二電源制御量は「Ｇ３」の１台であるから、Ｓ４０にて選定した故障パターン（故障様相４、故障発生区間４）に対するトータル電源制御量は「Ｇ１」、「Ｇ２」、「Ｇ３」の３台となる。
When the loop R2 is exited, the process proceeds to S100. In S100, the arithmetic unit 120 calculates the sum of the first power control amount and the second power control amount, and determines the total power control amount. In this example, the first power supply control amount is “G1” and “G2”, and the second power supply control amount is “G3”. The total power control amount for the
一方、本局１１０には縦軸側に６つの故障様相を配し、横軸に４つの故障発生区間を配したマトリクス状のデータテーブルＭが設けられており、決定したトータル電源制御量はデータテーブルＭの対応する箇所に記憶されるようになっている。従って、ここでは、図１３にてハッチングで示す箇所に、トータル電源制御量として「Ｇ１」、「Ｇ２」、「Ｇ３」のデータが記憶されることとなる。 On the other hand, the main station 110 is provided with a matrix-like data table M in which six failure modes are arranged on the vertical axis and four failure occurrence sections are arranged on the horizontal axis. The determined total power control amount is the data table. It is stored in a corresponding location of M. Therefore, here, data of “G1”, “G2”, and “G3” are stored as the total power control amount in the portions indicated by hatching in FIG.
尚、Ｓ１００では、トータル電源制御量がゼロに決定されることもある。というのも、例えば、故障様相１など軽度の故障パターンでは、故障継続中であっても、送電電力Ｐがそれほど低下せず、故障除去後における送電系統１の動揺は小さい。そのため、電源制御を行わなくても、送電系統１は安定状態となり、また各母線Ｂ１〜Ｂ６の電圧低下も小さいからである。
In S100, the total power control amount may be determined to be zero. This is because, for example, in a minor failure pattern such as
次に、Ｓ１１０では、全故障パターンについてトータル電源制御量が決定されたかどうか判定する処理が演算部１２０にて行われる。ここでは、故障様相４、故障発生箇所が区間４である故障パターンしかトータル電源制御量が求められてないから、Ｓ１１０ではＮＯ判定されることとなる。Ｓ１１０でＮＯ判定されると、処理はＳ４０に戻り、２４ある全故障パターンから次の故障パターンが選定されることとなる。
Next, in S <b> 110, processing for determining whether or not the total power control amount has been determined for all failure patterns is performed in the arithmetic unit 120. Here, since the total power control amount is obtained only for the
Ｓ４０で次の故障パターンが選定されると、その後、適宜条件分岐しながら、Ｓ５０〜Ｓ９０の処理が行われることとなる。そして、Ｓ８０でＹＥＳ判定されると、次にＳ１００に移行し、その故障パターンに対応するトータル電源制御量が決定される。このような処理が繰り返し行われることで、各故障パターンに対応するトータル電源制御量が順に決定される。そして、決定したトータル電源制御量は本局１１０のデータテーブルＭ上に順に記憶されてゆく。 When the next failure pattern is selected in S40, the processes of S50 to S90 are performed while appropriately branching conditions thereafter. If YES is determined in S80, the process proceeds to S100, and the total power control amount corresponding to the failure pattern is determined. By repeatedly performing such processing, the total power control amount corresponding to each failure pattern is sequentially determined. Then, the determined total power control amount is sequentially stored on the data table M of the main station 110.
全故障パターンについてトータル電源制御量が決定されると、Ｓ１１０でＹＥＳ判定され、処理はＳ１２０に移行する。このＳ１２０では、再び、故障パターンの選定が演算部１２０により行われ、その後、Ｓ１３０の処理が行われる。Ｓ１３０では、Ｓ１２０で選定した故障パターンについて電源制御の有無が判定される。具体的には、選定した故障パターンに対応するトータル電源制御量をデータテーブルＭから読み出し、送電系統１から解列させる発電機の有無が検出される。
When the total power control amount is determined for all failure patterns, YES is determined in S110, and the process proceeds to S120. In S120, the failure pattern is selected again by the calculation unit 120, and then the process of S130 is performed. In S130, the presence / absence of power control is determined for the failure pattern selected in S120. Specifically, the total power control amount corresponding to the selected failure pattern is read from the data table M, and the presence or absence of the generator to be disconnected from the
そして、その故障パターンについて解列させる発電機Ｇがある場合（電源制御有り）、処理はＳ１４０に移行して、各調相設備６１〜６４の調相制御量が演算部１２０にて算出される。このように、各調相設備６１〜６４について調相制御量を求めるのは、無効電力Ｑの過剰に起因する送電線２０の電圧上昇を抑えるためである。
If there is a generator G to be disconnected for the failure pattern (with power supply control), the process proceeds to S140, and the phase control amount of each of the
というのも、一般に線路潮流を維持するには、送電電力Ｐ「ＭＷ」の大きさに見合った大きさの無効電力Ｑ「ＭＶａｒ」を、送電線路に供給する必要がある。今、図１４の（１）に示すように、変圧器５４の調相設備６４の供給する無効電力「Ｑ１」により、負荷に必要な無効電力「Ｑ２」ＭＶａｒと、区間３の送電線路に供給することが必要な無効電力が「Ｑ３」をまかなっていたとする。
This is because, in general, in order to maintain the line power flow, it is necessary to supply reactive power Q “MVar” having a magnitude corresponding to the magnitude of transmission power P “MW” to the transmission line. Now, as shown in (1) of FIG. 14, the reactive power “Q1” supplied from the
この状態から、区間４にて非ルート断故障が発生し、高速再閉路後、発電機Ｇ１〜発電機Ｇ３の３台を連係母線Ｂ５から切り離す電源制御が行われたとすると、発電機Ｇ側から送られる送電電力は、「Ｐ」から「Ｐ’」に減少する。そのため、区間３の送電線路に供給することが必要となる無効電力Ｑについても、「Ｑ３」から「Ｑ３’」に減少する。
From this state, if a non-route breakage failure occurs in
そのため、変圧器５４の調相設備６４が故障前と同様に「Ｑ１」の大きさの無効電力を供給し続けると、区間３の送電線路にて無効電力が過剰となり、母線Ｂ４の電圧を上昇させる。この点、本実施形態では、各調相設備６１〜６４の調相制御量を事前演算して、故障後の線路潮流のバランスをとるようにしてあるから、無効電力Ｑの過剰に起因する各母線Ｂ１〜Ｂ６の電圧上昇を抑えることが可能となる。
Therefore, if the
以下、調相設備６１〜６４の調相制御量の算出方法（Ｓ１４０の処理）を具体的に説明する。Ｓ１４０では、Ｓ２０で生成した電気回路モデルを故障パターンに従ってモデル修正し、電源制御の対象となる各発電機Ｇを解列させた条件で、送電線２０の各母線Ｂ１〜Ｂ５の電圧、及び各変圧器５１〜５４の２次側母線Ｂ６の電圧をそれぞれ事前値（例えば、１ｐｕ）に設定して再度潮流計算を行い、設定した各電圧が１ｐｕになるために必要となる各母線Ｂ１〜Ｂ６の無効電力Ｑ「ＭＶａｒ」の余剰分、不足分がまず、算出される。
Hereinafter, the calculation method of the phase adjustment control amount of the
そして、各母線Ｂ１〜Ｂ６について無効電力Ｑ「ＭＶａｒ」の余剰／不足分が算出されたら、次に、各調相設備６１〜６４に対して無効電力Ｑの余剰／不足分を分配する。そして、調相設備６１〜６４に対して調相容量が分配されると、次に各調相整備６１〜６４の設備単位（バンク単位）を考慮して、分配された調相容量を上回るように各調相設備６１〜６４の無効電力の調相制御量が、演算部１２０にて決定される。
When the surplus / insufficiency of reactive power Q “MVar” is calculated for each of buses B1 to B6, the surplus / insufficiency of reactive power Q is then distributed to the respective
具体例を挙げると、今、潮流計算の結果、図１５に示すように、母線Ｂ１、母線Ｂ２、母線Ｂ５、変圧器５１の２次母線Ｂ６、変圧器５２の２次母線Ｂ６については、無効電力Ｑに過不足がなく、母線Ｂ３では−３０「ＭＶａｒ」の無効電力、母線Ｂ４では−６０「ＭＶａｒ」の無効電力、変圧器５３の２次母線Ｂ６では−１０「ＭＶａｒ」の無効電力、変圧器５４の２次母線Ｂ６では−１０「ＭＶａｒ」の無効電力がそれぞれ不足する結果が得られたとする。
As a specific example, as a result of the power flow calculation, as shown in FIG. 15, the bus B1, the bus B2, the bus B5, the secondary bus B6 of the
このような場合、トータルでは−１１０「ＭＶａｒ」の無効電力が不足（言い換えれば、＋１１０「ＭＶａｒ」の無効電力が余剰）となり、例えば、そのうちの−４０「Ｍｖａｒ」の調相容量が母線Ｂ３に連なる変圧器５３の調相設備６３に分配され、−７０「Ｍｖａｒ」の調相容量が母線Ｂ４に連なる変圧器５４の調相設備６４に分配される。
In such a case, the total reactive power of −110 “MVar” is insufficient (in other words, the reactive power of +110 “MVar” is surplus). For example, the phase adjusting capacity of −40 “Mvar” of the bus B3 The
一方、調相設備の各電力コンデンサＳＣの１バンク当たりの調相容量Ｑが２０「ＭＶａｒ」であるとすると、調相設備６３に分配された調相容量は１バンクの調相容量の整数倍となっており、ぴったり調整できるので、調相設備６３の調相制御量は４０「ＭＶａｒ」となる。
On the other hand, assuming that the phase adjustment capacity Q per bank of each power capacitor SC of the phase adjustment equipment is 20 “MVar”, the phase adjustment capacity distributed to the
また、調相設備６３に分配された調相容量は−７０「ＭＶａｒ」であり、１バンクの調相容量の整数倍となっていない。従って、この場合、調相設備６３の調相制御量は８０「ＭＶａｒ」となる。また、それ以外の変圧器５１、５２の２次母線Ｂ６に設置された調相設備６１、６２の調相制御量はこのケースであれば、ゼロになる。
Further, the phase adjustment capacity distributed to the
尚、上記では調相制御量を、電力コンデンサＳＣの１バンク当たりの調相容量のみ考慮して決定するものを例に挙げたが、調相設備６１〜６４に分路リアクトルＳｈＲが含まれていれば、電力コンデンサＳＣにて調整可能な容量と分路リアクトルＳｈＲにて調整可能な容量を組み合わせて決定することも無論可能である。また、送電線２０上の母線Ｂ１〜Ｂ４に、無効電力Ｑを連続的に出力できる機器（ＳＶＣ、ＳＴＡＴＣＯＭなど）が連係している場合には、各調相設備６１〜６４に対して無効電力Ｑの余剰／不足分を分配するときに、それらの出力を確認しておくとよい。
In the above description, the phase control amount is determined taking into account only the phase control capacity per bank of the power capacitor SC. However, the shunt reactors ShR are included in the
さて、Ｓ１４０にて各調相設備６１〜６４の調相制御量が算出されると、その後、処理はＳ１５０に移る。Ｓ１５０では、Ｓ１４０にて算出した調相制御量に従って各調相設備６１〜６４の調相容量を調整した条件（上記例では、調相設備６３の調相容量を−４０「ＭＶａｒ」減じ、調相設備６４の調相容量を−８０「ＭＶａｒ」減じた条件）のもと、再度、安定度計算が行われ、故障除去後における送電系統１の安定度が確認される。そして、送電系統１が安定であると確認されれば、Ｓ１６０に処理が移行する。
Now, if the phase adjustment control amount of each phase adjustment equipment 61-64 is calculated in S140, a process will transfer to S150 after that. In S150, the condition in which the phase adjusting capacity of each of the
Ｓ１６０では、Ｓ１４０で算出した各調相設備６１〜６４の調相制御量がＳ１２０で選定した故障パターンに対する調相制御量に決定される。そして、決定された各調相設備６１〜６４の各調相制御量は、データテーブルＭの対応する箇所に記憶される。従って、ここでは、図１３にてハッチングで示す箇所に、調相設備６１、調相設備６２は調相制御量ゼロ、調相設備６３は調相制御量−４０「Ｍｖａｒ」、調相設備６４は調相制御量−８０「Ｍｖａｒ」のデータが記憶されることとなる。
In S160, the phase adjustment control amount of each of the
その後、処理はＳ１８０に移行する。Ｓ１８０では、全故障パターンについて調相制御量を決定したか、判定する処理が演算部１２０により行われる。残る故障パターンがあれば、Ｓ１２０に戻り、次の故障パターンが選定され、続いて、Ｓ１３０では、先に説明したのと同様の手順に従って、Ｓ１２０で選定した次の故障パターンについて電源制御の有無が判定される。 Thereafter, the process proceeds to S180. In S180, the calculation unit 120 performs a process of determining whether or not the phase adjustment control amount has been determined for all the failure patterns. If there is a remaining failure pattern, the process returns to S120 and the next failure pattern is selected. Subsequently, in S130, whether or not the power supply control is performed for the next failure pattern selected in S120 is performed according to the same procedure as described above. Determined.
そして、「電源制御有」の場合には、Ｓ１４０に処理は移行し、各調相設備６１〜６４の調相制御量が算出されることとなる。一方、「電源制御無し」の場合には、処理はＳ１７０に移行する。Ｓ１７０では、その故障パターンについて、各調相設備６１〜６４の調相制御量がゼロに決定され、データテーブルＭに記憶される。その後、処理はＳ１８０に移行する。Ｓ１８０では、全故障パターンについて調相制御量を決定したか、判定する処理が行われる。残る故障パターンがあれば、Ｓ１２０に戻り、次の故障パターンが選定される。
In the case of “with power supply control”, the process proceeds to S140, and the phase adjustment control amount of each of the
このように、Ｓ１２０以降は、電源制御の有無によって条件分岐しながら、各故障パターンについて調相制御量がそれぞれ決定され、その結果がデータテーブルＭ上に記憶される。そして、全故障パターンの調相制御量が決定すると、その後、Ｓ１８０の判定処理を行った時にＹＥＳ判定され、一連の処理が完了する。 As described above, after S120, the phase control amount is determined for each failure pattern while branching on the condition depending on the presence / absence of power control, and the result is stored in the data table M. Then, when the phase adjustment control amounts of all the failure patterns are determined, a YES determination is made when the determination process of S180 is performed thereafter, and a series of processes is completed.
一連の処理が完了したときには、データテーブルＭの全故障パターンに、それに対応するトータル電源制御量と調整制御量が記憶された状態となる。そして、本局１１０は、これら一連の処理が完了すると、データテーブルＭのデータを各端局８１〜８５に対して専用回線を通じてそれぞれ送信する。これにより、各端局８１〜８５のデータテーブルＭには、本局１１０のデータと同じデータが複写されることとなる。 When a series of processing is completed, the total power control amount and the adjustment control amount corresponding to all the failure patterns in the data table M are stored. When the series of processing is completed, the main station 110 transmits the data in the data table M to the terminal stations 81 to 85 through dedicated lines. As a result, the same data as the data of the main station 110 is copied to the data table M of each of the terminal stations 81 to 85.
そして、本局１１０は上記したＳ１０からＳ１８０までの事前演算を、端局８１〜８５を通じて入力されるオンラインデータを用いて一定周期で繰り返って、データテーブルＭに記憶したトータル電源制御量と調相制御量の両データを、最新のものに更新する構成となっている。 The main station 110 repeats the above-described pre-calculations from S10 to S180 at regular intervals using the online data input through the terminal stations 81 to 85, and the total power control amount and phase adjustment stored in the data table M Both control amount data are updated to the latest data.
このようにすることで、データテーブルＭには、刻々と変化する送電系統１の状態の変化に合わせた最適なトータル電源制御量と調相制御量が常に記憶された状態となる。そして、データテーブルＭが更新されるその都度、本局１１０は、それら更新したデータを専用回線を通じて各端局に送信する。これにより、各端局にも、本局１１０のデータと同じ最新のデータがデータテーブルＭに更新保存されるようになっている。
３．故障の発生と回線復旧手順
By doing in this way, the data table M will be in the state where the optimal total power supply control amount and phase adjustment control amount according to the state change of the
3. Failure occurrence and line restoration procedure
次に、送電系統１に非ルート断故障が発生したときの回線復旧手順について説明する。尚、ここでは、送電系統１の区間４において、２相３線の非ルート断故障（地絡故障）が、図７の時刻ｔ０時点にて発生した場合を例にとって説明する。
Next, a line restoration procedure when a non-route breakage failure occurs in the
時刻ｔ０にて地絡故障が発生すると、故障の起きた各送電線２０の計測器（ここでは、計測器７４Ａ）が異常データを示すため、端局８４にて２相３線の故障が起きたことが検出される。その後、まず、時刻ｔ１にて、故障が発生した区間４の遮断器ＣＢが動作し、送電系統１から故障の起きた送電線２０が切り離された状態となる（故障除去）。
When a ground fault occurs at time t0, the measuring instrument (here, measuring
そして、故障を検出した端局８４は他の端局８１〜８３、８５及び本局１１０に対して、区間４にて２相３線の故障が発生したことを専用回線を通じて通知する。すると、各端局８１〜８５は、データテーブルＭからその故障パターンに対応するトータル電源制御量、調相制御量をそれぞれ読み出し、必要な制御を独立して行う。
Then, the terminal station 84 that has detected the failure notifies the other terminal stations 81 to 83 and 85 and the main station 110 that a two-phase three-wire failure has occurred in the
すなわち、電源制御を担当する端局８５は、時刻ｔ２にて、発電機Ｇ１に連なる遮断器ＣＢ、発電機Ｇ２に連なる遮断器ＣＢ、発電機Ｇ３に連なる遮断器ＣＢをそれぞれオン状態からオフ状態に切り換える。これにより、３つの発電機Ｇ１〜Ｇ３がほぼ同時に連係母線Ｂ５から切り離される（電源制御）。 That is, the terminal station 85 in charge of power supply control switches the circuit breaker CB connected to the generator G1, the circuit breaker CB connected to the generator G2, and the circuit breaker CB connected to the generator G3 from the on state to the off state at time t2. Switch to. As a result, the three generators G1 to G3 are disconnected from the linked bus B5 almost simultaneously (power control).
また、調相制御を担当する各端局８１〜８４は、時刻ｔ２にて、電力コンデンサＳＣ、分路リアクトルＳｈＲをバンク単位で投入、解列させる制御を行う。ここでは、故障パターンに対応する調相制御量は、変圧器５３が−４０「ＭＶａｒ」、変圧器５４が−８０「Ｍｖａｒ」であるから、端局８３により、変圧器５３の二次母線Ｂ６から電力コンデンサＳＣが２バンク分切り離され、また、端局８４により変圧器５４の二次母線Ｂ６から電力コンデンサＳＣが４バンク分切り離されることとなる（調相制御）。
Further, each of the terminal stations 81 to 84 in charge of the phase adjustment control performs control for turning on and disconnecting the power capacitor SC and the shunt reactor ShR in bank units at time t2. Here, since the
そして、時刻ｔ３にて回線の高速再閉路が行われる。これにより、Ｂ相とＷ相が健全相である上側の回線（図７中の上側の回線）については、地絡したＲ相の故障線が再閉路される。一方、Ｂ相のみ健全相である下側の回線（図７中の下側の回線）は、回線の全体が送電系統１から切り離される。以上のことから再閉路後、区間４では１回線の運用状態になる。
At time t3, the line is reclosed at high speed. As a result, for the upper line (the upper line in FIG. 7) in which the B phase and the W phase are healthy phases, the ground fault R-phase fault line is reclosed. On the other hand, the lower line (the lower line in FIG. 7) in which only the B phase is a healthy phase is disconnected from the
以上説明したように、本実施形態では、故障が発生すると、単局８５がデータテーブルＭに記憶されたトータル電源制御量に従って必要な電源制御を行う。そのため、いわゆる発電機脱調を未然に回避でき、送電系統１を安定状態に維持できる。
As described above, in this embodiment, when a failure occurs, the single station 85 performs necessary power control according to the total power control amount stored in the data table M. Therefore, so-called generator step-out can be avoided and the
しかも、データテーブルＭに記憶されたトータル電源制御量は、発電機脱調を回避するために必要な第一電源制御量に、送電線２０の電圧低下を許容範囲内に収めるために必要な第二電源制御量を合算したものである。そのため、図１６に示すように、送電線２０の中間地点など条件の厳しい場所であっても、故障除去後の電圧低下を許容範囲内に抑えることが可能となり、電圧品質が高まる。
In addition, the total power control amount stored in the data table M is the first power control amount necessary for avoiding the generator step-out, and the first power control amount necessary for keeping the voltage drop of the
また、電源制御を行うと発電機群Ｇ’の出力が小さくなり送電線路に供給する電力が不足するので、送電系統１から切り離す発電機Ｇの台数は極力少なくすることが好ましい。この点、本実施形態では、トータル電源制御量を事前演算し、その結果を電源制御を実行する端局８５に記憶させている。そのため、故障発生直後の早いタイミングで電源制御を実行できるから、電源制御による減速エネルギーの増加分が大きくとれ、送電系統１から切り離す発電機Ｇの台数を必要最小限に抑えることが可能となる。
Further, when power control is performed, the output of the generator group G ′ is reduced and the power supplied to the transmission line is insufficient. Therefore, it is preferable to reduce the number of generators G to be disconnected from the
また、本実施形態では、トータル電源制御量と共に各調相設備６１〜６４の調相制御量を事前演算しており、故障除去後に、各端局８１〜８４が各調相設備６１〜６４の調相容量を調整し、故障後の線路潮流のバランスをとる。従って、図１７にて示すように、無効電力の過剰に起因する各母線Ｂ１〜Ｂ５の電圧上昇を抑えることが可能となり、この点も電圧品質を高める上で極めて効果的である。 Moreover, in this embodiment, the phase control amount of each phase adjusting equipment 61-64 is pre-computed with the total power supply control amount, and each terminal station 81-84 of each phase adjusting equipment 61-64 is after the failure removal. Adjust the phase modulation capacity to balance the line power after the failure. Therefore, as shown in FIG. 17, it is possible to suppress the voltage rise of each of the buses B1 to B5 due to excessive reactive power, and this point is also extremely effective in improving the voltage quality.
また、本実施形態では、本局１１０の演算部１２０が、端局８１〜８５を通じて入力されるオンラインデータに基づいて事前演算を一定周期で繰り返って、データテーブルＭに記憶されたトータル電源制御量と調相制御量を最新のものに更新する構成となっている。このようにしておけば、刻々と変化する送電系統１の故障前の状態に合った最適な電源制御、調相制御を行うことが可能となる。
Further, in the present embodiment, the calculation unit 120 of the main station 110 repeats the pre-calculation at regular intervals based on the online data input through the terminal stations 81 to 85, and the total power control amount stored in the data table M The phase control amount is updated to the latest one. If it does in this way, it will become possible to perform the optimal power supply control and phase adjustment control according to the state before the failure of the
加えて、本実施形態では、６つの故障様相と４つの故障発生箇所の全２４の故障パターンのそれぞれについて事前演算を行い、各故障パターンについてトータル電源制御量と調相制御量を個々に求めている。このような構成とすることで、送電系統１に如何様の故障が起きたとしても、その故障に適した最適な電源制御、調相制御を行うことが可能となり、この点も、送電系統１の安定度、電圧の品質を高める上で極めて効果的である。
In addition, in this embodiment, pre-calculation is performed for each of all 24 failure patterns of 6 failure modes and 4 failure occurrence locations, and the total power control amount and the phase adjustment control amount are individually obtained for each failure pattern. Yes. By adopting such a configuration, it becomes possible to perform optimum power supply control and phase adjustment control suitable for the failure no matter what kind of failure occurs in the
＜他の実施形態＞
本発明は上記記述及び図面によって説明した実施形態に限定されるものではなく、例えば次のような実施形態も本発明の技術的範囲に含まれる。
<Other embodiments>
The present invention is not limited to the embodiments described with reference to the above description and drawings. For example, the following embodiments are also included in the technical scope of the present invention.
（１）上記実施形態では、長距離送電線２０に発電機群Ｇ’が一群のみ連係する送電系統を例示したが、発電機群Ｇ’が長距離送電線２０に複数連係する系統構成のものへの適用可能である。
(1) In the above embodiment, a power transmission system in which only one group of generator groups G ′ is linked to the long-
（２）上記実施形態では、時刻ｔ２にて、電源制御と調相制御を同時に行う例を説明したが、電源制御と調相制御は必ずしも同時に行う必要はなく、別々のタイミングで行ってもよい。 (2) In the above embodiment, an example in which the power supply control and the phase adjustment control are simultaneously performed at time t2 has been described. However, the power supply control and the phase adjustment control are not necessarily performed simultaneously, and may be performed at different timings. .
１…送電系統
１０…本系統
２０…送電線
５１〜５４…変圧器
６１〜６４…調相設備
７１Ａ〜７４Ａ…送電線側計測器（本発明の「第一計測手段」に相当）
７４Ｂ〜７４Ｂ…負荷線側計測器
７５…発電機側計測器（本発明の「第二計測手段」に相当）
８１〜８４…端局（本発明の「調相制御実行装置」、「検出手段」に相当）
８５…端局（本発明の「電源制御実行装置」、「検出手段」に相当）
１００…監視装置
１１０…本局（本発明の「事前演算装置」に相当）
１２０…演算部
Ｂ１〜Ｂ６…母線
ＣＢ…遮断器
Ｇ１〜Ｇ４…発電機
Ｇ’…発電機群
ＳＣ…電力コンデンサ
ＳｈＲ…分路リアクトル
Ｍ…データテーブル
Ｕ…系統安定化装置
DESCRIPTION OF
74B to 74B ... load line
81 to 84... Terminal stations (corresponding to “phase control control execution device” and “detection means” of the present invention)
85. Terminal station (corresponding to “power control execution device” and “detection means” of the present invention)
100 ... Monitoring device 110 ... Main station (corresponding to "pre-arithmetic device" of the present invention)
DESCRIPTION OF SYMBOLS 120 ... Operation part B1-B6 ... Bus-bar CB ... Circuit breaker G1-G4 ... Generator G '... Generator group SC ... Electric power capacitor ShR ... Shunt reactor M ... Data table U ... System stabilization device
Claims (5)
前記送電系統にて想定される非ルート断故障のパターンを故障パターンと定義したときに、
前記各故障パターンについて（ａ）の第一電源制御量と、（ｂ）の第二電源制御量と、（ｄ）の調相制御量をそれぞれ事前演算する事前演算装置と、
前記各故障パターンに対応させて（ｃ）のトータル電源制御量と、（ｄ）の調相制御量とをそれぞれ記憶したデータテーブルと、
前記送電線に非ルート断故障が発生することを条件として、発生した非ルート断故障に対応するトータル電源制御量を前記データテーブルから読み出し、読み出したトータル電源制御量に基づいて前記発電機群を電源制御する電源制御実行装置と、
前記送電線に非ルート断故障が発生することを条件として、発生した非ルート断故障に対応する調相制御量を前記データテーブルから読み出し、読み出した調相制御量に基づいて前記調相設備の調相量を制御する調相制御実行装置と、を備えることを特徴とする系統安定化装置。
（ａ）第一電源制御量は故障除去後において前記送電系統を安定にするために、前記送電系統から切り離すことが必要となる発電機の総量である。
（ｂ）第二電源制御量は故障除去後、前記送電系統が安定である条件下において、前記送電線の電圧低下を許容範囲内に収めるために、前記送電系統から切り離すことが必要となる発電機の総量である。
（ｃ）トータル電源制御量は第一電源制御量と第二電源制御量の和である。
（ｄ）調相制御量は故障除去後において、前記トータル電源制御量に基づいて電源制御を実行することにより送電線の無効電力が過剰になることが見込まれる場合に、無効電力の過剰による送電線の電圧上昇を抑えるために各調相設備にて調整が必要な調相容量である。 A system stabilizing device for a power transmission system that includes a generator group that functions as a power source via a transmission line and is connected to the main system, and a phase adjusting facility that supplies reactive power to the line,
When defining the pattern of non-route breakage failure assumed in the transmission system as a failure pattern,
For each of the failure patterns, (a) first power control amount; (b) second power control amount ;
( C) a total power control amount corresponding to each failure pattern, and (d) a data table storing a phase control amount,
On the condition that a non-route break failure occurs in the transmission line, a total power control amount corresponding to the non-route break failure that has occurred is read from the data table, and the generator group is determined based on the read total power control amount. A power control execution device for power control;
On condition that a non-route breakage fault occurs in the transmission line, the phase control amount corresponding to the non-route break failure that has occurred is read from the data table, and the phase adjustment equipment of the phase adjusting equipment is based on the read phase control amount A system stabilization device comprising: a phase control execution device that controls a phase adjustment amount.
(A) The first power supply control amount is the total amount of generators that need to be disconnected from the power transmission system in order to stabilize the power transmission system after failure removal.
(B) The second power control amount is a power generation that needs to be disconnected from the power transmission system in order to keep the voltage drop of the power transmission line within an allowable range under the condition that the power transmission system is stable after the failure is removed. The total amount of the machine.
( C) The total power control amount is the sum of the first power control amount and the second power control amount.
(D) phase modification control amount after fault clearance, when the reactive power of the transmission line by executing a power control based on the total power control amount is expected to become excessive, feeding by the reactive power over This is the phase-adjusting capacity that needs to be adjusted in each phase-adjusting equipment to suppress the voltage rise of the electric wire .
前記系統構成データには、前記送電線の線路定数、接続状態、各母線の電圧、線路潮流のデータが含まれ、
前記発電機データには、前記各発電機の端子電圧、出力、各発電機の接続状態、特性、制御系のデータが含まれ、
前記調相設備データには、前記調相設備の構成、調相容量、接続状態が含まれることを特徴とする請求項１に記載の系統安定化装置。 The pre-calculation device performs the pre-calculation based on analysis data including system configuration data, generator data, and phase adjustment equipment data,
The system configuration data includes the line constant of the transmission line, the connection state, the voltage of each bus, the data of the line power flow,
The generator data includes terminal voltage and output of each generator, connection state of each generator, characteristics, control system data,
The system stabilization apparatus according to claim 1, wherein the phase adjustment equipment data includes a configuration, a phase adjustment capacity, and a connection state of the phase adjustment equipment.
前記発電機データのうちの端子電圧、出力を継続的に計測する第二計測手段と、
前記送電線の接続状態、前記発電機の接続状態、前記調相設備の接続状態を継続的に検出する検出手段とを備え、
前記事前演算装置は前記第一、第二計測手段にて継続的に計測されるデータ及び前記検出手段の検出するデータに基づいて前記事前演算を一定間隔で行い、前記データテーブルに最新の電源制御量と調相制御量を随時更新保存させることを特徴とする請求項２に記載の系統安定化装置。 First measuring means for continuously measuring the system configuration data;
A second measuring means for continuously measuring the terminal voltage and the output of the generator data;
Detecting means for continuously detecting the connection state of the power transmission line, the connection state of the generator, and the connection state of the phase adjusting equipment;
The pre-calculation device performs the pre-calculation at regular intervals based on the data continuously measured by the first and second measuring means and the data detected by the detecting means, and the latest data is stored in the data table. The system stabilizing device according to claim 2, wherein the power control amount and the phase adjustment control amount are updated and stored as needed.
前記送電系統にて想定される非ルート断故障のパターンを故障パターンと定義したときに、
前記事前演算装置によって、前記各故障パターンについて（ａ）の第一電源制御量と、（ｂ）の第二電源制御量と、（ｄ）の調相制御量をそれぞれ事前演算し、
前記データテーブルに対して前記各故障パターンに対応させて（ｃ）のトータル電源制御量と、（ｄ）の調相制御量とを事前に記憶させ、
前記送電線に非ルート断故障が発生することを条件として、発生した非ルート断故障に対応するトータル電源制御量を前記データテーブルから読み出し、読み出したトータル電源制御量に基づいて前記発電機群を前記電源制御実行装置によって電源制御し、
前記送電線に非ルート断故障が発生することを条件として、発生した非ルート断故障に対応する調相制御量を前記データテーブルから読み出し、読み出した調相制御量に基づいて前記調相設備の調相量を前記調相制御実行装置によって制御することを特徴とする系統安定化方法。
（ａ）第一電源制御量は故障除去後において前記送電系統を安定にするために、前記送電系統から切り離すことが必要となる発電機の総量である。
（ｂ）第二電源制御量は故障除去後、前記送電系統が安定である条件下において、前記送電線の電圧低下を許容範囲内に収めるために、前記送電系統から切り離すことが必要となる発電機の総量である。
（ｃ）トータル電源制御量は第一電源制御量と第二電源制御量の和である。
（ｄ）調相制御量は故障除去後において、前記トータル電源制御量に基づいて電源制御を実行することにより送電線の無効電力が過剰になることが見込まれる場合に、無効電力の過剰による送電線の電圧上昇を抑えるために各調相設備にて調整が必要な調相容量である。 A system stabilizing device equipped with a pre-computing device, data table, power control execution device, and phase adjustment control execution device causes a failure in the power transmission system that connects the generator group that functions as the power source to the main power system via the power transmission line. A system stabilization method for controlling to a stable state after removal,
When defining the pattern of non-route breakage failure assumed in the transmission system as a failure pattern,
The pre-computing device pre-calculates the first power control amount (a), the second power control amount (b), and the phase control amount (d) for each failure pattern,
( C) total power control amount corresponding to each failure pattern and (d) phase adjustment control amount are stored in advance in the data table,
On the condition that a non-route break failure occurs in the transmission line, a total power control amount corresponding to the non-route break failure that has occurred is read from the data table, and the generator group is determined based on the read total power control amount. Power is controlled by the power control execution device,
On condition that a non-route breakage fault occurs in the transmission line, the phase control amount corresponding to the non-route break failure that has occurred is read from the data table, and the phase adjustment equipment of the phase adjusting equipment is based on the read phase control amount system stabilization method characterized by controlling the phase modifying amount by the phase modification control execution unit.
(A) The first power supply control amount is the total amount of generators that need to be disconnected from the power transmission system in order to stabilize the power transmission system after failure removal.
(B) The second power control amount is a power generation that needs to be disconnected from the power transmission system in order to keep the voltage drop of the power transmission line within an allowable range under the condition that the power transmission system is stable after the failure is removed. The total amount of the machine.
( C) The total power control amount is the sum of the first power control amount and the second power control amount.
(D) phase modification control amount after fault clearance, when the reactive power of the transmission line by executing a power control based on the total power control amount is expected to become excessive, feeding by the reactive power over This is the phase-adjusting capacity that needs to be adjusted in each phase-adjusting equipment to suppress the voltage rise of the electric wire .
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