JPH0611166B2 - 系統安定化方法 - Google Patents
系統安定化方法Info
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- JPH0611166B2 JPH0611166B2 JP59108846A JP10884684A JPH0611166B2 JP H0611166 B2 JPH0611166 B2 JP H0611166B2 JP 59108846 A JP59108846 A JP 59108846A JP 10884684 A JP10884684 A JP 10884684A JP H0611166 B2 JPH0611166 B2 JP H0611166B2
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Description
【発明の詳細な説明】 本発明は、第６図に示すように発電所Ｇと負荷Ｌを母線
Ｏなどを介して連系したローカル系統Ｂが、ルート断事
故等によって主系統から分離されたとき、事故又は発電
量不足に起因する電圧低下によって脱落する負荷量を推
定し、これにより更に精度の高い需給バランス制御を可
能とした系統安定化方法に関するものである。
Ｏなどを介して連系したローカル系統Ｂが、ルート断事
故等によって主系統から分離されたとき、事故又は発電
量不足に起因する電圧低下によって脱落する負荷量を推
定し、これにより更に精度の高い需給バランス制御を可
能とした系統安定化方法に関するものである。
従来この種の系統安定化方法の代表的なものとして、周
波数低下リレーＵＦＲを用いるものがあった。これは、
分離されたローカル系統Ｂ内の需給アンバランスによっ
て生じた周波数低下を検出し、その低下値と継続時間が
ある整定値を満足したとき、負荷しゃ断の指令を出力し
て、分離系統内の需給バランスを整えるものである。こ
の安定化方法には、次のような問題点があった。
波数低下リレーＵＦＲを用いるものがあった。これは、
分離されたローカル系統Ｂ内の需給アンバランスによっ
て生じた周波数低下を検出し、その低下値と継続時間が
ある整定値を満足したとき、負荷しゃ断の指令を出力し
て、分離系統内の需給バランスを整えるものである。こ
の安定化方法には、次のような問題点があった。
ｉ）ローカル系統Ｂが主系統Ａから分離されたとき、定
インピーダンス負荷が多い系統などでは、必ずしも周波
数が低下するとは限らない。したがって周波数低下リレ
ーＵＦＲが動作せず、需給アンバランスに起因する電圧
低下時間が長びき、誘導機負荷などの脱落量が増える恐
れがある。
インピーダンス負荷が多い系統などでは、必ずしも周波
数が低下するとは限らない。したがって周波数低下リレ
ーＵＦＲが動作せず、需給アンバランスに起因する電圧
低下時間が長びき、誘導機負荷などの脱落量が増える恐
れがある。
ii）周波数低下リレーＵＦＲは、各負荷個別に設置され
ているので、ローカル系統全体の需給バランスを整える
という点から見ると、制御仕上がりの精度があまり高く
ない。
ているので、ローカル系統全体の需給バランスを整える
という点から見ると、制御仕上がりの精度があまり高く
ない。
一方、以上の様な周波数低下リレーＵＦＲの欠点を解消
するものとして、マイクロプロセッサを応用した分離系
統の安定化方法もあった。その従来の系統安定化方法を
適用する装置を第１図に示す。図において、１は主系統
Ａ側に属する変電所、２は分離されるローカル系統Ｂの
中心となる変電所、３は同じくローカル系統Ｂに属する
発電所で、各々送電線４、５で連系されている。系統安
定化装置６は、変電所２に設置されており、入力変換回
路６１ａ，６１ｂ、ルート断検出回路６２、マイクロプ
ロセッサを用いた演算処理装置６３、ストッパー６４、
出力回路６５等で構成されている。
するものとして、マイクロプロセッサを応用した分離系
統の安定化方法もあった。その従来の系統安定化方法を
適用する装置を第１図に示す。図において、１は主系統
Ａ側に属する変電所、２は分離されるローカル系統Ｂの
中心となる変電所、３は同じくローカル系統Ｂに属する
発電所で、各々送電線４、５で連系されている。系統安
定化装置６は、変電所２に設置されており、入力変換回
路６１ａ，６１ｂ、ルート断検出回路６２、マイクロプ
ロセッサを用いた演算処理装置６３、ストッパー６４、
出力回路６５等で構成されている。
次に、この動作について説明する。変流器Ｃ．Ｔと計器
用変圧器Ｐ．Ｔより構成されるセンサ２３及び２４によ
って、検出された電流、電圧データはコントロールケー
ブル２５、２７を介して、常時系統安定化装置６に入力
される。これらのデータをもとに、高調波分を除去する
フィルタ回路、有効電力を算出する有効電力変換器、ア
ナログ量をディジタル量に変換するアナログ／ディジタ
ル変換回路等で構成される入力変換回路６１ａ，６１ｂ
は、主系統に属する変電所１から供給されている有効電
力潮流ＰＳ及びしゃ断対象負荷の有効電力分を算出し、
これをディジタル量に変換した後、演算処理装置６３に
出力する。線路損失を無視すれば、系統分離が発生した
時のローカル系統内における発電量の不足分は、分離前
に主系統から供給されていた有効電力潮流ＰＳと等しく
なるので、演算処理装置６３は、ＰＳとほぼ等しくなる
ように、しゃ断対象負荷の中から実際にしゃ断すべき負
荷を選択し、制御イメージとして記憶しておく。この制
御イメージは、ある時間周期で更新される。そして、コ
ントロール・ケーブル２６及び通信ルート１２を介して
送られてくるしゃ断器１１及びしゃ断器２１の情報よ
り、ルート断検出回路６２がルート断発生を検出したな
らば、上記制御イメージを出力し、しゃ断対象負荷のし
ゃ断器２２にトリップ指令を与え、所定の負荷しゃ断を
実行する。この際、トリップ信号は、トリップ・ルート
６６によって伝送される。また、通常このトリップ信号
は、ルート断検出器６２の出力信号とストッパ６４の出
力信号の論理積を出力回路６５でとり、この出力信号が
“１”となった場合にのみ出力される。
用変圧器Ｐ．Ｔより構成されるセンサ２３及び２４によ
って、検出された電流、電圧データはコントロールケー
ブル２５、２７を介して、常時系統安定化装置６に入力
される。これらのデータをもとに、高調波分を除去する
フィルタ回路、有効電力を算出する有効電力変換器、ア
ナログ量をディジタル量に変換するアナログ／ディジタ
ル変換回路等で構成される入力変換回路６１ａ，６１ｂ
は、主系統に属する変電所１から供給されている有効電
力潮流ＰＳ及びしゃ断対象負荷の有効電力分を算出し、
これをディジタル量に変換した後、演算処理装置６３に
出力する。線路損失を無視すれば、系統分離が発生した
時のローカル系統内における発電量の不足分は、分離前
に主系統から供給されていた有効電力潮流ＰＳと等しく
なるので、演算処理装置６３は、ＰＳとほぼ等しくなる
ように、しゃ断対象負荷の中から実際にしゃ断すべき負
荷を選択し、制御イメージとして記憶しておく。この制
御イメージは、ある時間周期で更新される。そして、コ
ントロール・ケーブル２６及び通信ルート１２を介して
送られてくるしゃ断器１１及びしゃ断器２１の情報よ
り、ルート断検出回路６２がルート断発生を検出したな
らば、上記制御イメージを出力し、しゃ断対象負荷のし
ゃ断器２２にトリップ指令を与え、所定の負荷しゃ断を
実行する。この際、トリップ信号は、トリップ・ルート
６６によって伝送される。また、通常このトリップ信号
は、ルート断検出器６２の出力信号とストッパ６４の出
力信号の論理積を出力回路６５でとり、この出力信号が
“１”となった場合にのみ出力される。
このようなマイクロプロセッサを応用した系統安定化方
法を用いれば、前述の周波数低下リレーを用いる方法の
欠点は解決できるが、従来のマイクロプロセッサを用い
た系統安定化方法では、次のような大きな問題点があっ
た。
法を用いれば、前述の周波数低下リレーを用いる方法の
欠点は解決できるが、従来のマイクロプロセッサを用い
た系統安定化方法では、次のような大きな問題点があっ
た。
第１図の系統において、送電線４で短絡事故が発生し、
これが引き金となってルート断が発生したとする。この
とき、負荷電圧ＶＬ（実効値とする）は、第２図に示し
たような変化をする。すなわち定常時の電圧値ＶLO（単
位法で表現すれば、ほぼ１ｐ．ｕ）から短絡事故によっ
てＶL1まで低下し、さらに事故がクリア（送電線がトリ
ップ）された後も、負荷しゃ断が実行されるまで、発電
量不足に起因する電圧低下が継続する。この発電量不足
による低下電圧値ＶL2は通常０．５〜０．６ｐ．ｕで、
重負荷時ほど低いものとなる。このように負荷電圧が低
下すると、誘導機や計算機等の負荷が脱落してしまうこ
とが、一般によく知られている。従来の系統安定化方法
では、この電圧低下による負荷脱落量が考慮されておら
ず、これが発生した場合には、その負荷脱落量だけ過制
御となってしまった。特に脱落量が多い場合には、発電
機が供給過剰の為加速し、トリップに至り、ローカル系
統全体がつぶれてしまう恐れもあった。
これが引き金となってルート断が発生したとする。この
とき、負荷電圧ＶＬ（実効値とする）は、第２図に示し
たような変化をする。すなわち定常時の電圧値ＶLO（単
位法で表現すれば、ほぼ１ｐ．ｕ）から短絡事故によっ
てＶL1まで低下し、さらに事故がクリア（送電線がトリ
ップ）された後も、負荷しゃ断が実行されるまで、発電
量不足に起因する電圧低下が継続する。この発電量不足
による低下電圧値ＶL2は通常０．５〜０．６ｐ．ｕで、
重負荷時ほど低いものとなる。このように負荷電圧が低
下すると、誘導機や計算機等の負荷が脱落してしまうこ
とが、一般によく知られている。従来の系統安定化方法
では、この電圧低下による負荷脱落量が考慮されておら
ず、これが発生した場合には、その負荷脱落量だけ過制
御となってしまった。特に脱落量が多い場合には、発電
機が供給過剰の為加速し、トリップに至り、ローカル系
統全体がつぶれてしまう恐れもあった。
本発明は、以上の様な従来方法の問題点を解決する為に
なされたもので、電圧低下による負荷脱落量を限られた
オンラインデータより推定する手法を開発し、これを制
御アルゴリズム中に適用することによって、より精度の
高い需給バランス制御を可能とした系統安定化方法を提
供することを目的としている。
なされたもので、電圧低下による負荷脱落量を限られた
オンラインデータより推定する手法を開発し、これを制
御アルゴリズム中に適用することによって、より精度の
高い需給バランス制御を可能とした系統安定化方法を提
供することを目的としている。
以下、本発明の基本原理及び一実施例を説明していく。
なお、電圧、電力等はすべて、単位法で表現されている
ものとする。
なお、電圧、電力等はすべて、単位法で表現されている
ものとする。
まず、本発明の基本原理となる負荷脱落量の推定手法か
ら説明する。分離系統内で電圧や電力の動揺が生じなけ
れば、（トータルの負荷脱落量）＝（分離前のトータル
負荷）−（分離後の発電機出力）なる式より求められる
が、一般に負荷は電圧特性を持つので、分離系統内では
電圧や電力の動揺が生じる。従って、この動揺の影響を
除去しないと正確な負荷脱落量が求められない。そこ
で、ここで提供する負荷脱落量推定方法は、電圧低下に
よる負荷脱落と、これが発生したとしても過制御となら
ない程度の数段の初期負荷しゃ断によって、電圧を定常
置（１ｐ．ｕ）付近に回復させた後における発電機出力
と負荷電圧の時系列的なサンプリングデータをベース
に、簡単な連立方程式を解くことによって、負荷の電圧
特性を同定し、これに基づいて動揺の影響を除去するこ
とによってトータルの負荷脱落量、すなわち電圧低下に
よる負荷脱落量と初期負荷遮断によるしゃ断量との和を
推定するものである。第３図は、この負荷脱落量推定手
法の概念説明図を示している。また、この手法は、 ｉ）電圧が定常値付近に回復した後は、負荷脱落が生じ
ない。
ら説明する。分離系統内で電圧や電力の動揺が生じなけ
れば、（トータルの負荷脱落量）＝（分離前のトータル
負荷）−（分離後の発電機出力）なる式より求められる
が、一般に負荷は電圧特性を持つので、分離系統内では
電圧や電力の動揺が生じる。従って、この動揺の影響を
除去しないと正確な負荷脱落量が求められない。そこ
で、ここで提供する負荷脱落量推定方法は、電圧低下に
よる負荷脱落と、これが発生したとしても過制御となら
ない程度の数段の初期負荷しゃ断によって、電圧を定常
置（１ｐ．ｕ）付近に回復させた後における発電機出力
と負荷電圧の時系列的なサンプリングデータをベース
に、簡単な連立方程式を解くことによって、負荷の電圧
特性を同定し、これに基づいて動揺の影響を除去するこ
とによってトータルの負荷脱落量、すなわち電圧低下に
よる負荷脱落量と初期負荷遮断によるしゃ断量との和を
推定するものである。第３図は、この負荷脱落量推定手
法の概念説明図を示している。また、この手法は、 ｉ）電圧が定常値付近に回復した後は、負荷脱落が生じ
ない。
ii）ローカル系統内の線路損失は、無視できるほど小さ
く、発電機出力は、ほぼ負荷によって決定される。
く、発電機出力は、ほぼ負荷によって決定される。
という考え方を基本思想としている。次にその具体的な
展開方法を説明する。なお、ここでは負荷の周波数特性
は無視できるものとする。
展開方法を説明する。なお、ここでは負荷の周波数特性
は無視できるものとする。
一般にトータル負荷ＰＬを電圧に対する性質毎に分ける
と、その電圧特性は次式によって表現することができ
る。
と、その電圧特性は次式によって表現することができ
る。
ＰＬ＝ＰLP＋ＰLI・ＶＬ＋ＰLZ・ＶL 2……(1) ここでＶＬは負荷電圧、ＰLPは負荷の定電力分・ＰLIは
負荷の定電流分、ＰLZは負荷の定インピーダンス分をそ
れぞれ表わしている。分離が発生すると、ローカル系統
内では動揺が生じるが、各瞬時毎に、 ＰＬ＝ＰＧ ……（２） が成立する。ここでＰＧは、ローカル系統に属する発電
機のトータル出力である。したがって、初期負荷しゃ断
直後の時刻ｔ，ｔ＋ｈ，ｔ＋２ｈにおける負荷電圧ＶＬ
と発電機出力ＰＧの時系列的なサンプリングデータが得
られたとすると、次式が得られる。（ｈはサンプリング
間隔） なお、添字ｓはサンプリングデータであることを表わ
す。（３）式をＰLP，ＰLI，ＰLZに関する連立方程式と
みなせば、その解ＰLP ＊，ＰLI ＊，ＰLZ ＊は次式によっ
て得ることができる。
負荷の定電流分、ＰLZは負荷の定インピーダンス分をそ
れぞれ表わしている。分離が発生すると、ローカル系統
内では動揺が生じるが、各瞬時毎に、 ＰＬ＝ＰＧ ……（２） が成立する。ここでＰＧは、ローカル系統に属する発電
機のトータル出力である。したがって、初期負荷しゃ断
直後の時刻ｔ，ｔ＋ｈ，ｔ＋２ｈにおける負荷電圧ＶＬ
と発電機出力ＰＧの時系列的なサンプリングデータが得
られたとすると、次式が得られる。（ｈはサンプリング
間隔） なお、添字ｓはサンプリングデータであることを表わ
す。（３）式をＰLP，ＰLI，ＰLZに関する連立方程式と
みなせば、その解ＰLP ＊，ＰLI ＊，ＰLZ ＊は次式によっ
て得ることができる。
ただし 負荷電圧ＶＬ、発電機出力ＰＧのサンプリングデータと
して、第３図に示したような、電圧が所定値付近に回復
した後のデータを使用すれば、（４）〜（６）式より得
られる（ＰLP ＊＋ＰLI ＊＋ＰLZ ＊）なる量は、ローカル
系統内に残存する負荷の動揺の影響が除去された最適推
定値となる。何故なら （残存負荷量）＝ＰL *（ＶLO） ＝ＰLP ＊＋ＰLI ＊・ＶLO＋ＰLZ ＊・ＶLO ２ ＝ＰLP ＊＋ＰLI ＊＋ＰLZ ＊（∵ＶLO＝１） したがって、トータルの負荷脱落量の推定値と初期負荷
しゃ断量の合計値Ｐｄｒｏｐは、Ｐｄｒｏｐ＝（分離前
のトータル負荷）−（ＰLP ＊＋ＰLI ＊＋ＰLZ ＊）……
(7) より推定することができる。ここで、分離前のトータル
負荷は、分離前に主系統から供給されていた有効電力と
分離前の発電機有効電力出力との合計値より、事前デー
タとして把握しておくことができる。
して、第３図に示したような、電圧が所定値付近に回復
した後のデータを使用すれば、（４）〜（６）式より得
られる（ＰLP ＊＋ＰLI ＊＋ＰLZ ＊）なる量は、ローカル
系統内に残存する負荷の動揺の影響が除去された最適推
定値となる。何故なら （残存負荷量）＝ＰL *（ＶLO） ＝ＰLP ＊＋ＰLI ＊・ＶLO＋ＰLZ ＊・ＶLO ２ ＝ＰLP ＊＋ＰLI ＊＋ＰLZ ＊（∵ＶLO＝１） したがって、トータルの負荷脱落量の推定値と初期負荷
しゃ断量の合計値Ｐｄｒｏｐは、Ｐｄｒｏｐ＝（分離前
のトータル負荷）−（ＰLP ＊＋ＰLI ＊＋ＰLZ ＊）……
(7) より推定することができる。ここで、分離前のトータル
負荷は、分離前に主系統から供給されていた有効電力と
分離前の発電機有効電力出力との合計値より、事前デー
タとして把握しておくことができる。
このＰdrop ＊を用いて最終段の制御量（負荷しゃ段量）
Ｐｃｔｅｒは、 Ｐｃｔｅｒ＝（分離前に主系統から供給されていた有効
電力）−Ｐｄｒｏｐ＊……(8) で決定される。
Ｐｃｔｅｒは、 Ｐｃｔｅｒ＝（分離前に主系統から供給されていた有効
電力）−Ｐｄｒｏｐ＊……(8) で決定される。
次に、上記負荷脱落量推定手法を取り入れた本発明系統
安定化方法を実行する装置を第４図に示し、第４図にお
いて符号１，２，３，４，５は第１図と同一または相当
部分である。また変電所２に設置されている系統安定化
装置６内の各符号６１ａ，６１ｂ，６２，６３，６４，
６５も第１図と同一または相当部分であるので詳しい説
明は省く。本発明系統安定法を実施するためにはこの他
に、発電機出力用の入力変換回路６１ｃ、負荷電圧用の
入力変換回路６７が系統安定化装置６内に付加されてい
る。以下、この動作について説明していく。
安定化方法を実行する装置を第４図に示し、第４図にお
いて符号１，２，３，４，５は第１図と同一または相当
部分である。また変電所２に設置されている系統安定化
装置６内の各符号６１ａ，６１ｂ，６２，６３，６４，
６５も第１図と同一または相当部分であるので詳しい説
明は省く。本発明系統安定法を実施するためにはこの他
に、発電機出力用の入力変換回路６１ｃ、負荷電圧用の
入力変換回路６７が系統安定化装置６内に付加されてい
る。以下、この動作について説明していく。
変流器Ｃ．Ｔ、計器用変圧器Ｐ．Ｔより構成されるセン
サ２３，２４及び３２によって検出された電流、電圧デ
ータはコントロールケーブル２５，２７及び通信ルート
３３を介して、常時系統安定化装置６に入力される。こ
れらのデータをもとに、高調波分、過渡振動分を除去す
るフィルタ回路、有効電力を算出する有効電力変換器、
アナログ量をディジタル量に変換するアナログ／ディジ
タル変換回路等で構成される入力変換回路６１ａ，６１
ｂ及び６１ｃは、主系統から供給されている有効電力潮
流Ｐｓ、しゃ断対象負荷の有効電力分及び発電機出力
（有効分）を算出し、これをディジタル量に変換した
後、演算処理装置６３に出力する。また、計器用変圧器
Ｐ．Ｔより構成されるセンサ２８によって検出された負
荷電圧ＶＬも、フィルタ回路、アナログ／ディジタル変
換回路等で構成される入力変換回路６７でディジタル量
に変換された後、演算処理装置６３に出力される。一
方、コントロール・ケーブル２６及び通信ルート１２を
介して送られてくるしゃ断器１１及びしゃ断器２１の情
報も、ルート断検出回路６２によってディジタル情報に
変換された後、演算処理装置６３に出力される。これら
のデータを用いて、ルート断が発生し、ローカル系統が
単独運転となった場合に、演算処理装置６３は、第５図
に示したフロー図に従って安定化制御を実行する。
サ２３，２４及び３２によって検出された電流、電圧デ
ータはコントロールケーブル２５，２７及び通信ルート
３３を介して、常時系統安定化装置６に入力される。こ
れらのデータをもとに、高調波分、過渡振動分を除去す
るフィルタ回路、有効電力を算出する有効電力変換器、
アナログ量をディジタル量に変換するアナログ／ディジ
タル変換回路等で構成される入力変換回路６１ａ，６１
ｂ及び６１ｃは、主系統から供給されている有効電力潮
流Ｐｓ、しゃ断対象負荷の有効電力分及び発電機出力
（有効分）を算出し、これをディジタル量に変換した
後、演算処理装置６３に出力する。また、計器用変圧器
Ｐ．Ｔより構成されるセンサ２８によって検出された負
荷電圧ＶＬも、フィルタ回路、アナログ／ディジタル変
換回路等で構成される入力変換回路６７でディジタル量
に変換された後、演算処理装置６３に出力される。一
方、コントロール・ケーブル２６及び通信ルート１２を
介して送られてくるしゃ断器１１及びしゃ断器２１の情
報も、ルート断検出回路６２によってディジタル情報に
変換された後、演算処理装置６３に出力される。これら
のデータを用いて、ルート断が発生し、ローカル系統が
単独運転となった場合に、演算処理装置６３は、第５図
に示したフロー図に従って安定化制御を実行する。
第５図において、１００は負荷電圧ＶＬを基準値Ｖｒｅ
ｆと比較する判断ブロックで、この基準値Ｖｒｅｆはこ
の値以上に電圧が回復したならば負荷脱落は生じないも
のとするもので、ほぼ定常値に近い０．８〜０．９ｐ．
ｕ程度の値である。１０１は先に述べた（４）式、
（５）式、（６）式及び（７）式より負荷脱落量の推定
値と初期負荷しゃ断量の合計値Ｐｄｒｏｐ＊を求める演
算処理ブロック、１０２は上記合計値Ｐｄｒｏｐ＊を用
いて最終段の負荷しゃ断量Ｐｃｔｅｒを（８）式より決
定する演算処理ブロック、１０３はこの最終段負荷しゃ
断量Ｐｃｔｅｒの負荷しゃ断を実行する処理ブロックで
あり、この最終段負荷しゃ断量Ｐｃｔｅｒは、前記
（６）式の Ｐｃｔｅｒ＝Ｐｓ−Ｐｄｒｏｐ＊ で決るものである。さらに１０４は第ｉ段目の初期負荷
しゃ断Ｐｃ（ｉ）を実行する処理ブロックであり、電圧
低下による負荷脱落が起ったとしても、過制御とならな
い程度の控え目な量に設定しておく。１０５は第ｉ段目
の初期負荷しゃ断Ｐｃ（ｉ）の実行後における負荷電圧
ＶＬと基準値Ｖｒｅｆとを比較する判断ブロックであ
り、ＶＬ＞Ｘｒｅｆであれば前記判断ブロック１０１に
移行して該判断ブロック１０１以降の処理を行い、ＶＬ
＜Ｖｒｅｆであればｉ＋１段目の初期負荷しゃ断Ｐｃ
（ｉ＋１）を実行する。
ｆと比較する判断ブロックで、この基準値Ｖｒｅｆはこ
の値以上に電圧が回復したならば負荷脱落は生じないも
のとするもので、ほぼ定常値に近い０．８〜０．９ｐ．
ｕ程度の値である。１０１は先に述べた（４）式、
（５）式、（６）式及び（７）式より負荷脱落量の推定
値と初期負荷しゃ断量の合計値Ｐｄｒｏｐ＊を求める演
算処理ブロック、１０２は上記合計値Ｐｄｒｏｐ＊を用
いて最終段の負荷しゃ断量Ｐｃｔｅｒを（８）式より決
定する演算処理ブロック、１０３はこの最終段負荷しゃ
断量Ｐｃｔｅｒの負荷しゃ断を実行する処理ブロックで
あり、この最終段負荷しゃ断量Ｐｃｔｅｒは、前記
（６）式の Ｐｃｔｅｒ＝Ｐｓ−Ｐｄｒｏｐ＊ で決るものである。さらに１０４は第ｉ段目の初期負荷
しゃ断Ｐｃ（ｉ）を実行する処理ブロックであり、電圧
低下による負荷脱落が起ったとしても、過制御とならな
い程度の控え目な量に設定しておく。１０５は第ｉ段目
の初期負荷しゃ断Ｐｃ（ｉ）の実行後における負荷電圧
ＶＬと基準値Ｖｒｅｆとを比較する判断ブロックであ
り、ＶＬ＞Ｘｒｅｆであれば前記判断ブロック１０１に
移行して該判断ブロック１０１以降の処理を行い、ＶＬ
＜Ｖｒｅｆであればｉ＋１段目の初期負荷しゃ断Ｐｃ
（ｉ＋１）を実行する。
なお上記実施例は、１機１変電所系統に適用した場合で
あるが、多機多変電所系統においても、発電機出力ＰＧ
として発電機の合計出力、負荷電圧ＶＬとして各変電所
の平均電圧又は容量の大きな代表変電所の電圧を用いれ
ば同様の効果が得られる。
あるが、多機多変電所系統においても、発電機出力ＰＧ
として発電機の合計出力、負荷電圧ＶＬとして各変電所
の平均電圧又は容量の大きな代表変電所の電圧を用いれ
ば同様の効果が得られる。
以上のように、本発明の系統安定化装置によれば、事前
（分離発注前）においては主系統から供給されていた有
効電力と発電機出力，事後（分離発注後）においては発
電機出力と負荷電圧という限られたデータより負荷脱落
量を推定することができるので、比較的シンプルなシス
テム構成で、精度の高い分離系統の需給バランス制御が
行える系統安定化方法が得られる。
（分離発注前）においては主系統から供給されていた有
効電力と発電機出力，事後（分離発注後）においては発
電機出力と負荷電圧という限られたデータより負荷脱落
量を推定することができるので、比較的シンプルなシス
テム構成で、精度の高い分離系統の需給バランス制御が
行える系統安定化方法が得られる。
第１図はマイクロプロセッサを用いた従来の系統安定化
方法を適用する系統装置の構成図、第２図はローカル系
統の実効値電圧波形図、第３図は本発明の基本原理とな
る負荷脱落量推定手法の概念説明図、第４図は本発明の
系統安定化方法を適用する系統装置の構成図、第５図は
その装置における本発明系統安定化方法の実行制御フロ
ー図、第６図は電力系統図である。 １……主系統変電所、２……ローカル系統変電所、３…
…ローカル系統発電所、４，５……送電線、６……系統
安定化装置、６１ａ，６１ｂ，６１ｃ……入力変換回
路、６２……ルート断検出回路、６３……演算処理装
置、６４……ストッパ、６５……出力回路、６７……入
力変換回路。 なお、図中、同一符号は同一又は相当部分を示す。
方法を適用する系統装置の構成図、第２図はローカル系
統の実効値電圧波形図、第３図は本発明の基本原理とな
る負荷脱落量推定手法の概念説明図、第４図は本発明の
系統安定化方法を適用する系統装置の構成図、第５図は
その装置における本発明系統安定化方法の実行制御フロ
ー図、第６図は電力系統図である。 １……主系統変電所、２……ローカル系統変電所、３…
…ローカル系統発電所、４，５……送電線、６……系統
安定化装置、６１ａ，６１ｂ，６１ｃ……入力変換回
路、６２……ルート断検出回路、６３……演算処理装
置、６４……ストッパ、６５……出力回路、６７……入
力変換回路。 なお、図中、同一符号は同一又は相当部分を示す。
───────────────────────────────────────────────────── フロントページの続き (72)発明者 大塚 均 東京都千代田区内幸町１丁目１番３号 東 京電力株式会社内 (72)発明者 押田 秀治 兵庫県神戸市兵庫区和田崎町１丁目１番２ 号 三菱電機株式会社制御製作所内 (56)参考文献 特開 昭58−22539（ＪＰ，Ａ)
Claims (1)
- 【請求項１】発電所及び負荷を連系したローカル系統が
主系統より分離されたとき、該ローカル系統の電圧低下
による負荷脱落が生じても過制御しないように負荷しゃ
断を行う系統安定化方法において、ＶＬを負荷電圧、Ｐ
LPを負荷の定電力分、ＰLIを負荷の定電流分、ＰLZを負
荷の定インピーダンス分とし、上記ローカル系統の負荷
電圧を数段の初期負荷しゃ断によって定常値付近に回復
させた後所定のサンプリング間隔で得た負荷電圧データ
と発電機出力データにより、上記負荷の定電力分ＰLP、
負荷の定電流分ＰLI、負荷の定インピーダンス分ＰLZに
関する連立方程式を作り、この式から得られる上記ロー
カル系統内に残存する残存負荷量の推定値（ＰLP ＊＋Ｐ
LI ＊＋ＰLZ ＊）を用いて、トータルの負荷脱落量推定値
と初期負荷しゃ断量の合計値Ｐｄｒｏｐ＊を Ｐｄｒｏｐ＊＝（分離前のトータル負荷）−（ＰLP ＊＋
ＰLI ＊＋ＰLZ ＊） の式により定め、この合計値Ｐｄｒｏｐ＊を用いて最終
段の負荷のしゃ断量Ｐｃｔｅｒを、 Ｐｃｔｅｒ＝（分離前に主系統から供給されていた有効
電力）−Ｐｄｒｏｐ＊ の式より決定することを特徴とする系統安定化方法。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP59108846A JPH0611166B2 (ja) | 1984-05-29 | 1984-05-29 | 系統安定化方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP59108846A JPH0611166B2 (ja) | 1984-05-29 | 1984-05-29 | 系統安定化方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPS60255019A JPS60255019A (ja) | 1985-12-16 |
| JPH0611166B2 true JPH0611166B2 (ja) | 1994-02-09 |
Family
ID=14495064
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP59108846A Expired - Lifetime JPH0611166B2 (ja) | 1984-05-29 | 1984-05-29 | 系統安定化方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPH0611166B2 (ja) |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH02197217A (ja) * | 1989-01-26 | 1990-08-03 | Mitsubishi Electric Corp | 系統安定化装置 |
| JPH02197218A (ja) * | 1989-01-26 | 1990-08-03 | Mitsubishi Electric Corp | 系統安定化装置 |
| JP4832600B1 (ja) * | 2011-01-25 | 2011-12-07 | 中国電力株式会社 | 遮断制御装置、遮断制御プログラム、遮断制御方法 |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS5822539A (ja) * | 1981-08-04 | 1983-02-09 | 三菱電機株式会社 | 負荷しや断量選択方法 |
-
1984
- 1984-05-29 JP JP59108846A patent/JPH0611166B2/ja not_active Expired - Lifetime
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JPS60255019A (ja) | 1985-12-16 |
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