(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
電力系統に系統分断が生じて、分離された系統における複数の発電機の発電量と負荷量との間に発電機の発電過剰の不平衡が生じた場合に、それら複数の発電機の発電量と負荷量との需給アンバランス量、それら各発電機の速度調定率、およびそれら各発電機の調速器開度と負荷制限器開度との差に基づいて周波数上昇の落ち着き先周波数を求め、その落ち着き先周波数がそれら複数の発電機の安定運転領域を外れる時に、それら複数の発電機の電源制限を行う電力系統の周波数安定化方法。
【請求項２】
電力系統に系統分断が生じて、分離された系統における複数の発電機の発電量と負荷量との間に発電機の発電不足の不平衡が生じた場合に、それら複数の発電機の発電量と負荷量との需給アンバランス量、およびそれら複数の発電機のうちの各ガバナフリー機の出力増加量に基づいて周波数下降の最低周波数を求め、その最低周波数がそれら複数の発電機の安定運転領域を外れる時に、負荷の負荷制限を行う電力系統の周波数安定化方法。
【請求項３】
電力系統に系統分断が生じて、分離された系統における複数の発電機の発電量と負荷量との間に発電機の発電過剰の不平衡が生じた場合に、それら複数の発電機の出力検出値、それら複数の発電機の慣性定数、それら複数の発電機の発電量と負荷量との需給アンバランス率、およびそれら複数の発電機の定格出力に基づいて系統定数算出定数を求め、次に、その系統定数算出定数、および所定の定数に基づいて累乗近似した発電機の系統定数を求め、さらに、それら複数の発電機の発電量と負荷量との需給アンバランス量、それら複数の発電機の出力整定値、およびその発電機の系統定数に基づいて周波数上昇の落ち着き先周波数を求め、その落ち着き先周波数がそれら複数の発電機の安定運転領域を外れる時に、それら複数の発電機の電源制限を行う電力系統の周波数安定化方法。
【請求項４】
電力系統に系統分断が生じて、分離された系統における複数の発電機の発電量と負荷量との間に発電機の発電過剰の不平衡が生じた場合に、それら複数の発電機の出力検出値、それら複数の発電機の慣性定数、それら複数の発電機の発電量と負荷量との需給アンバランス率、およびそれら複数の発電機の定格出力に基づいて系統定数算出定数を求め、次に、それら複数の発電機の発電量と負荷量との需給アンバランス量によって場合分けされた定数、およびその系統定数算出定数に基づいて線形近似した発電機の系統定数を求め、さらに、その需給アンバランス量、それら複数の発電機の出力整定値、およびその発電機の系統定数に基づいて周波数上昇の落ち着き先周波数を求め、その落ち着き先周波数がそれら複数の発電機の安定運転領域を外れる時に、それら複数の発電機の電源制限を行う電力系統の周波数安定化方法。
【請求項５】
複数の発電機および負荷が接続された第１電力系統とその第１電力系統以外の第２電力系統との間の連系線潮流値および連系状態を検出する連系検出手段と、上記連系検出手段により連系線潮流値が上記第１電力系統から上記第２電力系統への送電時に系統分断されたと検出された場合に、その連系線潮流値、上記各発電機の速度調定率、および上記各発電機の調速器開度と負荷制限器開度との差に基づいて周波数上昇の落ち着き先周波数を演算し、その落ち着き先周波数が上記複数の発電機の安定運転領域を外れる時に、上記複数の発電機の電源制限を行う演算制御手段とを備えた電力系統の周波数安定化装置。
【請求項６】
複数の発電機および負荷が接続された第１電力系統とその第１電力系統以外の第２電力系統との間の連系線潮流値および連系状態を検出する連系検出手段と、上記連系検出手段により連系線潮流値が第２電力系統から第１電力系統への受電時に系統分断されたと検出された場合に、その連系線潮流値、および上記複数の発電機のうちの各ガバナフリー機の出力増加量に基づいて周波数下降の最低周波数を演算し、その最低周波数が発電機の安定運転領域を外れる時に、上記負荷の負荷制限を行う演算制御手段とを備えた電力系統の周波数安定化装置。
【発明の詳細な説明】
【０００１】
【発明の属する技術分野】
この発明は、電力系統が系統分断発生によって分離された場合に認められる周波数異常を電源制限または負荷制限によって制御する電力系統の周波数安定化方法およびその装置に関するものである。
【０００２】
【従来の技術】
図１０は従来の電力系統の周波数安定化装置を示す構成図であり、図において、１Ａ，１Ｂは発電機（発電所）、２Ａ〜２Ｄは系統内の母線、３Ａ〜３Ｄは送電線であり、送電線３Ａは本系統と接続される他系統２０との連系線となる。
４Ａは計測用端末、４Ｂ〜４Ｅは制御端末、４Ｎは中央演算装置、５は連系線ルート断検出用のセンサであり、送電線３Ａの連系線潮流値および連系状態を検出するものである。６Ａ〜６Ｄは遮断器、７Ａ〜７Ｅはコントロール・ケーブル、８Ａ〜８Ｅ，８Ｎは情報信号伝送路、９は中央給電指令所、１０Ａ，１０Ｂは負荷である。
【０００３】
次に動作について説明する。
送電線３Ａが本系統に接続される他系統２０へ向かって送り潮流時に、連系線ルート断事故が発生した場合に、センサ５は、その送電線３Ａの連系線ルート断事故を検出して、コントロール・ケーブル７Ａを通して計測用端末４Ａに送信し、さらに、計測用端末４Ａは、情報信号伝送路８Ａを通して中央演算装置４Ｎに送信する。
連系線ルート断事故が発生したことを認識した中央演算装置４Ｎは、センサ５の検出によって今までに送られてきた連系線潮流値と、中央給電指令所９からの情報から、以下の式（１）によって発電機の系統定数を演算し、次いで、演算した発電機の系統定数に基づいて、以下の式（２）によって上昇時の周波数ΔＦを演算する。
【０００４】
【数１】
0003592565.tif 000002
【０００５】
図５は周波数上昇時の安定と不安定の領域を示す特性図であり、中央演算装置４Ｎは、算出された周波数ΔＦが図５に示す安定領域に入っているか否かで各発電機の安定判別を行い、不安定となると判別した場合に、安定となるような遮断パターンに基づいて、情報信号伝送路８Ｂ，８Ｃを通して制御端末４Ｂ，４Ｃに指令し、制御端末４Ｂ，４Ｃは、コントロール・ケーブル７Ｂ、７Ｃを通して、遮断器６Ａまたは６Ｂにトリップ信号を出力し、過渡的な周波数上昇の最高値および落ち着き先を制御する。
尚、このような従来技術に関連した技術文献として「プラント特性を考慮した新しい系統安定化方式の開発と実用化」（電気学会電力技術研究会、平成６年１０月発行）がある。
【０００６】
【発明が解決しようとする課題】
従来の電力系統の周波数安定化装置は以上のように構成されているので、周波数安定化の手法は、発電機の系統定数ＫＨＧを求める際に、稼働発電機の慣性定数の総和ＭＯＧで正規化した制御対象系統内の総発電量（発電機の出力整定値）ＰＯＧから求めており、発電機の稼働時における実際の周波数応動特性に適応しておらず、また、発電機個々の周波数応動特性の違いを考慮していないため、系統状態に適応した最適な周波数制御が行えていないなどの課題があった。
【０００７】
この発明は上記のような課題を解決するためになされたもので、より系統構成に適応させて発電機の安定運転領域内に周波数を維持することができる電力系統の周波数安定化方法およびその装置を得ることを目的とする。
【０００８】
【課題を解決するための手段】
この発明に係る電力系統の周波数安定化方法は、分離された系統において発電過剰の不平衡が生じた場合に、需給アンバランス量、各発電機の速度調定率、および各発電機の調速器開度と負荷制限器開度との差に基づいて周波数上昇の落ち着き先周波数を求め、その落ち着き先周波数に応じて電源制限を行うものである。
【０００９】
この発明に係る電力系統の周波数安定化方法は、分離された系統において発電不足の不平衡が生じた場合に、需給アンバランス量、および各ガバナフリー機の出力増加量に基づいて周波数下降の最低周波数を求め、その最低周波数に応じて負荷制限を行うものである。
【００１０】
この発明に係る電力系統の周波数安定化方法は、分離された系統において発電過剰の不平衡が生じた場合に、発電機の出力検出値、発電機の慣性定数、需給アンバランス率、および発電機の定格出力に基づいて系統定数算出定数を求め、次に、その系統定数算出定数、および所定の定数に基づいて累乗近似した発電機の系統定数を求め、さらに、需給アンバランス量、発電機の出力整定値、および発電機の系統定数に基づいて周波数上昇の落ち着き先周波数を求め、その落ち着き先周波数に応じて電源制限を行うものである。
【００１１】
この発明に係る電力系統の周波数安定化方法は、分離された系統において発電過剰の不平衡が生じた場合に、発電機の出力検出値、発電機の慣性定数、需給アンバランス率、および発電機の定格出力に基づいて系統定数算出定数を求め、次に、需給アンバランス量によって場合分けされた定数、およびその系統定数算出定数に基づいて線形近似した発電機の系統定数を求め、さらに、需給アンバランス量、発電機の出力整定値、および発電機の系統定数に基づいて周波数上昇の落ち着き先周波数を求め、その落ち着き先周波数に応じて電源制限を行うものである。
【００１２】
この発明に係る電力系統の周波数安定化装置は、送電時に系統分断された場合に、連系線潮流値、各発電機の速度調定率、および各発電機の調速器開度と負荷制限器開度との差に基づいて周波数上昇の落ち着き先周波数を演算し、その落ち着き先周波数に応じて電源制限を行う演算制御手段を備えたものである。
【００１３】
この発明に係る電力系統の周波数安定化装置は、受電時に系統分断された場合に、連系線潮流値、および各ガバナフリー機の出力増加量に基づいて周波数下降の最低周波数を演算し、その最低周波数に応じて負荷制限を行う演算制御手段を備えたものである。
【００１４】
【発明の実施の形態】
以下、この発明の実施の一形態を説明する。
実施の形態１．
図１はこの発明の実施の形態１による電力系統の周波数安定化装置を示す構成図であり、図において、１Ａ，１Ｂは発電機（発電所）、２Ａ〜２Ｄは系統内の母線、３Ａ〜３Ｄは送電線であり、送電線３Ａは本系統（第１電力系統）と接続される他系統（第２電力系統）２０との連系線となる。
４Ａは計測用端末、４Ｂ〜４Ｅは制御端末、５は連系線ルート断検出用のセンサ（連系検出手段）であり、送電線３Ａの連系線潮流値および連系状態を検出するものである。６Ａ〜６Ｄは遮断器、７Ａ〜７Ｅはコントロール・ケーブル、８Ａ〜８Ｅ，８Ｎは情報信号伝送路、９は中央給電指令所、１０Ａ，１０Ｂは負荷である。
また、１４Ｎは中央演算装置（演算制御手段）であり、センサ５により送電線３Ａの連系線潮流値が本系統から他系統２０への送電時に系統分断されたと検出された場合に、周波数上昇の落ち着き先周波数を演算し、その落ち着き先周波数が発電機１Ａ，１Ｂの安定運転領域を外れる時に、発電機１Ａ，１Ｂの電源制限を行い、また、センサ５により送電線３Ａの連系線潮流値が他系統２０から本系統への受電時に系統分断されたと検出された場合に、周波数下降の最低周波数を演算し、その最低周波数が発電機１Ａ，１Ｂの安定運転領域を外れる時に、負荷１０Ａ，１０Ｂの負荷制限を行うものである。
【００１５】
次に動作について説明する。
送電線３Ａの連系状態は常時センサ５で検出され、コントロール・ケーブル７Ａを通して計測用端末４Ａに出力される。中央演算装置１４Ｎは、常に計測用端末４Ａから連系線潮流値および連系状態の情報を情報信号伝送路８Ａを通して取り込み、また、制御端末４Ｂ，４Ｃから情報信号伝送路８Ｂ，８Ｃを通して発電機１Ａ，１Ｂの発電情報を周期的に取り込み、さらに、中央給電指令所９から情報信号伝送路８Ｎを通して総負荷量の情報を周期的に取り込む。
また、中央演算装置１４Ｎは、必要に応じて電源制限信号、または負荷制限信号を情報信号伝送路８Ｂ〜８Ｅを通して制御端末４Ｂ〜４Ｅに出力し、制御端末４Ｂ〜４Ｅでは、電源制限信号あるいは負荷制限信号に応じて、受信した信号の内容から発電機１Ａ，１Ｂ、または負荷１０Ａ，１０Ｂを選択してトリップ信号を出力する。
例えば、送電線３Ａでルート断事故が発生した場合、センサ５からの情報からルート断事故を検出したことをキックとして、中央演算装置１４Ｎは起動状態に入り、電源制限、または負荷制限の安定化制御を行う。
【００１６】
図２は中央演算装置の動作を示すフローチャートであり、図に基づいて詳細な動作を説明する。
図２において、センサ５によりルート断事故が検出されれば中央演算装置１４Ｎは起動状態に入り（ステップＳＴ１）、故障発生時点を基準とする時刻リセットの処理を行い（ステップＳＴ２）、故障除去を検出する（ステップＳＴ３）。次に、センサ５により検出されていた連系線潮流値が本系統から見て送電か受電かを判定し（ステップＳＴ４）、送電であるならステップＳＴ５に、それ以外の時はステップＳＴ１１へ進む。
【００１７】
送電の場合は、センサ５により検出されていた連系線潮流値、各発電機１Ａ，１Ｂの速度調定率、各発電機１Ａ，１Ｂの調速器開度と負荷制限器開度との差（以下、Ｌ．Ｌ．幅と言う）を考慮して周波数上昇の落ち着き先周波数を求める（ステップＳＴ５）。そして、その周波数上昇の落ち着き先周波数が電源制限の必要な値を越えているか否かを判定し（ステップＳＴ６）、電源制限が必要であれば、安定化制御量（電源制限量）を予め決められたアルゴリズムによって決定する（ステップＳＴ７）。そして、決定した電源制限量に応じた発電機パターンが存在するか否かを判定し（ステップＳＴ８）、存在すれば決定した電源制限量に対応した遮断パターンを発電機１Ａ，１Ｂから選択し（ステップＳＴ９）、その決定した選択パターンに従って、情報信号伝送路８Ｂ，８Ｃを通して制御端末４Ｂ，４Ｃに情報を伝送し、制御端末４Ｂ，４Ｃから遮断器６Ａ，６Ｂにトリップ信号を出力することにより電源制限して（ステップＳＴ１０）、処理を終了する（ステップＳＴ１７）。
【００１８】
一方、受電の場合は、センサ５により検出されていた連系線潮流値、各発電機１Ａ，１Ｂのうちのガバナフリー機の出力増加量を考慮して周波数下降の最低周波数を求める（ステップＳＴ１１）。そして、その周波数下降の最低周波数が負荷制限の必要な値を下回っているか否かを判定し（ステップＳＴ１２）、負荷制限が必要であれば、安定化制御量（負荷制限量）を予め決められたアルゴリズムによって決定する（ステップＳＴ１３）。そして、決定した負荷制限量に応じた負荷パターンが存在するか否かを判定し（ステップＳＴ１４）、存在すれば決定した負荷制限量に対応した遮断パターンを負荷１０Ａ，１０Ｂから選択し（ステップＳＴ１５）、その決定した選択パターンに従って、情報信号伝送路８Ｄ，８Ｅを通して制御端末４Ｄ，４Ｅに情報を伝送し、制御端末４Ｄ，４Ｅから遮断器６Ｃ，６Ｄにトリップ信号を出力することにより負荷制限して（ステップＳＴ１６）、処理を終了する（ステップＳＴ１７）。
【００１９】
以上のように、この実施の形態１によれば、電力系統間の連系線ルート断時に認められる需給アンバランスによる周波数異常を事故発生後の発電機１Ａ，１Ｂの個々の周波数応動特性を考慮して演算するので、より精度の高い安定化制御が可能となる効果がある。
【００２０】
実施の形態２．
この実施の形態２は、送電時に連系線ルート断が発生した場合において、連系線潮流値、各発電機１Ａ，１Ｂの速度調定率、各発電機１Ａ，１ＢのＬ．Ｌ．幅を考慮して周波数上昇の落ち着き先周波数を求め、さらに、必要電源制限量を求める時の具体的な実施の形態について説明するものである。
【００２１】
次に動作について説明する。
図３は発電機特性と周波数との関係を示す特性図であり、系統の周波数は、発電機特性と負荷特性との交点で求めることができる。発電機がＬ．Ｌ．運転の場合、周波数がある程度変動しても発電機出力は変化しないため、発電機特性は図３（ａ）のようになり、周波数は図のＡ点となる。連系線潮流値が制御対象系統から見て送電であった場合に、連系線がルート断事故を起こすと、事故後の負荷特性が同図（ｂ）のように変化し、系統周波数は変化してΔＦ１  （Ｂ点）に変化する。また、系統分断による発電機の出力変化ΔＰＧ  は、以下の式（３）のようになる。
【００２２】
【数２】
0003592565.tif 000003
【００２３】
また、周波数変動による負荷量の変化ΔＰＬ  は、負荷の系統定数ＫＬ  より以下の式（４）で表される。
ΔＰＬ  ＝ＫＬ  ・ＰＬ  ・ΔＦ１                                …（４）
ここに、ＰＬ  ：周波数変動前の負荷量
ガバナフリー機は、Ｌ＝０と考えれば良いため、系統全体として考える場合、式（３）、式（４）より系統周波数ΔＦ１  は以下の式（５）で表される。
【００２４】
【数３】
0003592565.tif 000004
【００２５】
しかし、式（５）は発電機、負荷の静特性から求めたものであり、周波数上昇時にはプラント側の応動により発電機出力を維持しようとする。図４は計算値と実際の周波数との関係を示す特性図であり、この図４に示すように計算値よりも実際の周波数が大きくなるので、プラント応動を考慮した等価的な各発電機の速度調定率Ｒｉ  および各発電機のＬ．Ｌ．幅Ｌｉ  を求めると共に、以下の式（６）で補正する。
ΔＦ１Ｚ＝ａ・ΔＦ１  ＋ｂ                                  …（６）
ここに、ΔＦ１Ｚ：補正後の系統周波数
つまり、式（６）の定数ａおよびｂを予めシミュレーションで設定しておけば、周波数上昇時の落ち着き先周波数を、系統の状態を考慮して高精度に演算することができる。
さらに、演算された補正後の系統周波数ΔＦ１Ｚ  が、図５に示した安定領域に入っているか否かで安定判別を行い、不安定と判別した場合、安定となる遮断パターンで電源制限を行う。
【００２６】
以上のように、この実施の形態２によれば、電力系統間の連系線ルート断時に周波数が上昇する場合に、発電機１Ａ，１Ｂの個々の速度調定率Ｒｉ  、およびＬ．Ｌ．幅Ｌｉ  を考慮して落ち着き先周波数と必要電源制限量を求めることができ、その結果、系統状態に適応した最適な周波数制御が可能となる効果がある。
【００２７】
実施の形態３．
この実施の形態３は、受電時に連系線ルート断が発生した場合において、連系線潮流値、周波数下降の場合に認められるガバナフリー機の出力増加量を考慮して周波数下降の最低周波数を求め、さらに、必要負荷制限量を求める時の具体的な実施の形態について説明するものである。
【００２８】
次に動作について説明する。
図６は連系線ルート断時の周波数を示す特性図であり、連系線潮流が制御対象系統から見て受電であった場合に連系線がルート断事故を起こすと、系統周波数は図６（ｂ）のように推移し、その最低値ΔＦ２  は以下のようにして演算することができる。
図７は発電機特性と周波数との関係を示す特性図であり、発電機の出力はガバナフリー機の場合にこの図７のようになり、系統分断により発電機の出力はＰＵ  増加し、出力増加量を考慮した場合の需給アンバランス率ＲＵ  は以下の式（７）のようになる。
【００２９】
【数４】
0003592565.tif 000005
【００３０】
ここで、ガバナフリー機の出力増加量ＰＵ  は概ねガバナフリー容量の数十％であるが、プラントにより異なるため、予めシミュレーションで設定しておく。
図８は需給アンバランス率と周波数との関係を示す特性図であり、この図８に示すように、需給アンバランス率ＲＵ  と周波数の関係は以下の式（８）で示す一次関数で近似できる。
ΔＦ２  ＝ａ・ＲＵ  ＋ｂ                                    …（８）
また、負荷制限後の目標周波数をΔＦＬｓｅｔとすると、必要負荷制限量ＰＬ  は以下の式（９）で演算できる。
【００３１】
【数５】
0003592565.tif 000006
【００３２】
つまり、式（７）のガバナフリー機の出力増加量ＰＵ  と式（８）の定数ａおよびｂを予め設定しておけば、周波数下降時の過渡的な最低値を系統の状態を考慮して演算することができ、式（９）から必要負荷制限量を容易に演算することができる。
【００３３】
以上のように、この実施の形態３によれば、電力系統間の連系線ルート断時に各ガバナフリー機の出力増加量を考慮して周波数下降時の過渡的な最低値と必要負荷制限量を求めることができ、その結果、系統状態に適応した最適な周波数制御が可能となる効果がある。
【００３４】
実施の形態４．
この実施の形態４は、送電時に連系線ルート断が発生した場合において、発電機の出力検出値に基づいて演算された発電機の系統定数を用いて周波数上昇の落ち着き先周波数を求め、さらに、必要電源制限量を求める時の実施の形態について説明するものである。
【００３５】
次に動作について説明する。
連系線潮流値が制御対象系統からみて送電であった場合に連系線がルート断事故を起こすと、系統周波数は図６（ａ）のような波形を示し、その落ち着き先周波数ΔＦ１  は以下の式（１０）より演算することができる。
【００３６】
【数６】
0003592565.tif 000007
【００３７】
ここで、負荷の系統定数ＫＬ  は、従来技術と同様に予め適当な手段によって求めておくこととし、発電機の系統定数ＫＨ  は以下のように求める。
発電機の系統定数ＫＨ  は、制御対象内の発電機の稼動状態によって左右されるため、図９（ａ）に示すように、以下の式（１１）で表される系統定数算出定数Ｘで発電機の系統定数を表すと、以下の式（１２）で累乗近似できる。
【００３８】
【数７】
0003592565.tif 000008
【００３９】
ここで、発電機の出力検出値ＰＯＧは、制御端末４Ｂ，４Ｃから情報信号伝送路８Ｂ，８Ｃを通して発電機１Ａ，１Ｂの発電情報として周期的に取り込むことによって得られるものである。
また、図９（ｂ）に示すように、系統定数算出定数Ｘを需給アンバランス率に応じて場合分けを行うことによって、発電機の系統定数ＫＨ  は以下の式（１３）で線形近似できる。
ＫＨ  ＝ａ２  ・Ｘ＋ｂ２        （０≦Ｘ＜Ｃ１  ）
ＫＨ  ＝ａ３  ・Ｘ＋ｂ３        （Ｃ１  ≦Ｘ＜Ｃ２  ）
ＫＨ  ＝ａ４  ・Ｘ＋ｂ４        （Ｘ≧Ｃ２  ）                …（１３）
ここに、ａ２  〜ａ４  ，ｂ２  〜ｂ４  ，Ｃ１  ，Ｃ２  ：定数
つまり、式（１２）の係数ａ１  およびｂ１  、または式（１３）のａ２  〜ａ４  、ｂ２  〜ｂ４  、およびＣ１  ，Ｃ２  を予めシミュレーションで設定しておけば、発電機の系統定数ＫＨ  は演算することができ、さらに、式（１０）から容易に落ち着き先周波数ΔＦ１  を演算することができる。また、演算されたΔＦ１  が図５に示す安定領域に入っているか否かで安定判別を行い、不安定と判別した場合、安定となる遮断パターンで電源制限を行う。
【００４０】
以上のように、この実施の形態４によれば、電力系統間の連系線ルート断時に周波数が上昇する場合に、発電機の出力検出値ＰＯＧに基づいて演算された発電機の系統定数ＫＨ  を用いて落ち着き先周波数と必要電源制限量を求めることができ、その結果、系統状態に適応した最適な周波数制御が可能となる効果がある。
【００４１】
【発明の効果】
以上のように、この発明によれば、各発電機の速度調定率、および各発電機の調速器開度と負荷制限器開度との差に基づいて周波数上昇の落ち着き先周波数を求めるように構成したので、その求められた落ち着き先周波数に応じて電源制限を行えば、系統状態に適応した最適な周波数制御が可能となる効果がある。
【００４２】
この発明によれば、各ガバナフリー機の出力増加量に基づいて周波数下降の最低周波数を求めるように構成したので、その求められた最低周波数に応じて負荷制限を行えば、系統状態に適応した最適な周波数制御が可能となる効果がある。
【００４３】
この発明によれば、発電機の出力検出値に基づいて系統定数算出定数を求め、その系統定数算出定数、および所定の定数に基づいて累乗近似した発電機の系統定数を求め、さらに、需給アンバランス量、発電機の出力整定値、および発電機の系統定数に基づいて周波数上昇の落ち着き先周波数を求めるように構成したので、その求められた落ち着き先周波数に応じて電源制限を行えば、系統状態に適応した最適な周波数制御が可能となる効果がある。
【００４４】
この発明によれば、発電機の出力検出値に基づいて系統定数算出定数を求め、需給アンバランス量によって場合分けされた定数、およびその系統定数算出定数に基づいて線形近似した発電機の系統定数を求め、さらに、需給アンバランス量、発電機の出力整定値、および発電機の系統定数に基づいて周波数上昇の落ち着き先周波数を求めるように構成したので、その求められた落ち着き先周波数に応じて電源制限を行えば、系統状態に適応した最適な周波数制御が可能となる効果がある。
【００４５】
この発明によれば、各発電機の速度調定率、および各発電機の調速器開度と負荷制限器開度との差に基づいて周波数上昇の落ち着き先周波数を演算し、その落ち着き先周波数に応じて電源制限を行う演算制御手段を備えるように構成したので、送電時に系統分断されたと検出された場合において、系統状態に適応した最適な周波数制御が可能となる効果がある。
【００４６】
この発明によれば、各ガバナフリー機の出力増加量に基づいて周波数下降の最低周波数を演算し、その最低周波数に応じて負荷制限を行う演算制御手段を備えるように構成したので、受電時に系統分断されたと検出された場合において、系統状態に適応した最適な周波数制御が可能となる効果がある。
【図面の簡単な説明】
【図１】この発明の実施の形態１による電力系統の周波数安定化装置を示す構成図である。
【図２】中央演算装置の動作を示すフローチャートである。
【図３】発電機特性と周波数との関係を示す特性図である。
【図４】計算値と実際の周波数との関係を示す特性図である。
【図５】周波数上昇時の安定と不安定の領域を示す特性図である。
【図６】連系線ルート断時の周波数を示す特性図である。
【図７】発電機特性と周波数との関係を示す特性図である。
【図８】需給アンバランス率と周波数との関係を示す特性図である。
【図９】系統定数算出定数と系統定数との関係を示す特性図である。
【図１０】従来の電力系統の周波数安定化装置を示す構成図である。
【符号の説明】
１Ａ，１Ｂ  発電機、５  センサ（連系検出手段）、１０Ａ，１０Ｂ  負荷、１４Ｎ  中央演算装置（演算制御手段）、２０  他系統（第２電力系統）。
【図１】
0003592565.tif 000009
【図２】
0003592565.tif 000010
【図３】
0003592565.tif 000011
【図４】
0003592565.tif 000012
【図５】
0003592565.tif 000013
【図６】
0003592565.tif 000014
【図７】
0003592565.tif 000015
【図８】
0003592565.tif 000016
【図９】
0003592565.tif 000017
【図１０】
0003592565.tif 000018