(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
主系統と送電線により連係されたローカル系統を上記主系統から分離する必要が生じた場合を考慮して、上記ローカル系統内の総発電量及び総負荷量を計測し、その総発電量及び総負荷量から上記ローカル系統内の需給アンバランス率を演算し、その需給アンバランス率に基づいて上記ローカル系統を主系統から分離したことによって生じる上記ローカル系統の周波数変化を予測するとともに、その周波数変化の予測結果から上記ローカル系統内の周波数上昇や急激な周波数変化で解列する特性を持つ一部の発電機が解列するか否かを予測し、当該発電機が解列すると予測される場合には、当該発電機が解列した後の上記ローカル系統の周波数変化を再度予測し、その周波数変化の予測結果に基づいて上記ローカル系統が主系統から分離した際に上記ローカル系統の発電機または負荷を制御するローカル系統の安定化方法。
【請求項２】
制御可能な発電機を最大限制御しても、上記ローカル系統内の発電機の解列を回避するために必要な制御量を確保できない場合、周波数の上昇に伴って解列すると予測される発電機が解列した後の上記ローカル系統の周波数変化を再度予測し、その予測結果に基づいて上記ローカル系統の発電機または負荷を制御することを特徴とする請求項１記載のローカル系統の安定化方法。
【請求項３】
上記ローカル系統の発電機または負荷を制御した後、一定時間経過しても上記ローカル系統が主系統から分離した状態が継続している場合において、上記ローカル系統の周波数が所定値以下に変化した場合、上記ローカル系統内の総発電量及び総負荷量を計測し、その計測結果に基づいて上記ローカル系統の負荷を制御することで周波数を維持することを特徴とする請求項１または請求項２記載のローカル系統の安定化方法。
【請求項４】
上記ローカル系統の発電機または負荷を制御した後、一定時間経過しても上記ローカル系統が主系統から分離した状態が継続している場合において、上記ローカル系統の周波数変化から上記ローカル系統の発電機が解列すると予測される場合、上記ローカル系統の周波数が一定レベルに回復するまで、上記ローカル系統の負荷を段階的に制御することを特徴とする請求項１または請求項２記載のローカル系統の安定化方法。
【発明の詳細な説明】
【０００１】
【産業上の利用分野】
この発明は、主系統から分離したローカル系統の安定化を図るローカル系統の安定化方法に関するものである。
【０００２】
【従来の技術】
図７は従来のローカル系統の安定化方法を示すフローチャートであり、図において、ＳＴ１は主系統とローカル系統を連係する送電線の潮流値を計測するステップ、ＳＴ２はその潮流値に基づいて発電機または負荷の制御量を決定するステップ、ＳＴ３は制御対象を選定するステップ、ＳＴ４は起動条件及びルート断を判定するステップ、ＳＴ５はその決定した制御量分だけ発電機または負荷を制御するステップである。
【０００３】
次に動作について説明する。
ローカル系統が送電線を介して主系統と連係されている場合において、例えば連係線で事故が発生し、送電線保護リレーが働き連係線ＣＢを遮断して主系統とローカル系統が分離した場合を考える。このような場合にはローカル系統内の発電量、負荷量のバランスが崩れて、周波数の上昇、下降によりローカル系統が崩壊する可能性がある。
【０００４】
そこで、この従来例では、ローカル系統が主系統から分離した場合を考慮して、負荷・発電機の制御を事前に一定周期で演算しておき、ローカル系統と主系統が分離したことを検出した時にその制御を実行する。
具体的には以下に記載する通りである。
【０００５】
まず、系統分離前には、連係線の潮流値を計測する（ステップＳＴ１）。そしてローカル系統の発電機または負荷を連係線潮流と同量制御すれば、ローカル系統内の電力のバランスを保てるので、それに基づき発電機または負荷の制御量を決定する（ステップＳＴ２）。そして、上記のようにして決定した制御量分だけ制御する発電機または負荷をローカル系統内から適宜選定する（ステップＳＴ３）。次にローカル系統と主系統が分離したかどうかを判定し、分離したことが検出されたら、上記ステップＳＴ３で決定された制御を実行し一連の処理を終了する。検出されなかった場合にはステップＳＴ１に戻る。
【０００６】
【発明が解決しようとする課題】
従来のローカル系統の安定化方法は以上のように構成されているので、分離前の送電線の潮流値に基づいて発電機等を制御するが、ローカル系統の分離に伴う周波数変化によって発電機の解列が発生した場合、ローカル系統の系統構成が変化してしまうため、分離前の送電線の潮流値に基づいて発電機等を制御しても、ローカル系統の状態を安定にすることができなくなる問題点があった。
また、分離前の送電線の潮流値に基づいて発電機等を１回制御するだけであるので、ローカル系統の発電量や負荷量が分離後に変化した場合には、ローカル系統の発電機等を制御することができず、ローカル系統の安定化をまったく図れなくなるなどの問題点もあった。
【０００７】
この発明は上記のような問題点を解消するためになされたもので、ローカル系統の分離に伴う周波数変化によって発電機の解列が発生した場合でも、ローカル系統の状態を安定にすることができるローカル系統の安定化方法を得ることを目的とする。
【０００８】
また、この発明はローカル系統の発電量や負荷量が分離後に変化した場合でも、ローカル系統の安定化を図ることができるローカル系統の安定化方法を得ることを目的とする。
【０００９】
【課題を解決するための手段】
請求項１の発明に係るローカル系統の安定化方法は、ローカル系統内の需給アンバランス率に基づいて分離後のローカル系統の周波数変化を予測するとともに、その周波数変化の予測結果からローカル系統内の発電機が解列するか否かを予測し、当該発電機が解列すると予測される場合には、当該発電機が解列した後のローカル系統の周波数変化を再度予測し、その周波数変化の予測結果に基づいてローカル系統の発電機または負荷を制御するようにしたものである。
【００１０】
請求項２の発明に係るローカル系統の安定化方法は、制御可能な発電機を最大限制御しても、ローカル系統内の発電機の解列を回避するために必要な制御量を確保できない場合、周波数の上昇に伴って解列すると予測される発電機が解列した後のローカル系統の周波数変化を再度予測し、その予測結果に基づいてローカル系統の発電機または負荷を制御するようにしたものである。
【００１１】
請求項３の発明に係るローカル系統の安定化方法は、ローカル系統の周波数が所定値以下に変化した場合、ローカル系統内の総発電量及び総負荷量を計測し、その計測結果に基づいてローカル系統の負荷を制御するようにしたものである。
【００１２】
請求項４の発明に係るローカル系統の安定化方法は、ローカル系統の周波数変化からローカル系統の発電機が解列すると予測される場合、ローカル系統の周波数が一定レベルに回復するまで、ローカル系統の負荷を段階的に制御するようにしたものである。
【００１３】
【作用】
請求項１の発明におけるローカル系統の安定化方法は、ローカル系統内の需給アンバランス率に基づいて分離後のローカル系統の周波数変化を予測するとともに、その周波数変化の予測結果からローカル系統内の発電機が解列するか否かを予測し、当該発電機が解列すると予測される場合には、当該発電機が解列した後のローカル系統の周波数変化を再度予測するようにしたことにより、周波数変化に伴ってローカル系統内の発電機の解列を回避できない場合でも、ローカル系統の周波数を安定に制御できるようになる。
【００１４】
請求項２の発明におけるローカル系統の安定化方法は、制御可能な発電機を最大限制御しても、ローカル系統内の発電機の解列を回避するために必要な制御量を確保できない場合、周波数の上昇に伴って解列すると予測される発電機が解列した後のローカル系統の周波数変化を再度予測するようにしたことにより、ローカル系統内の発電機の解列を回避するために必要な制御量を確保できない場合でも、ローカル系統の周波数を安定に制御できるようになる。
【００１５】
請求項３の発明におけるローカル系統の安定化方法は、ローカル系統の周波数が所定値以下に変化した場合、ローカル系統内の総発電量及び総負荷量を計測し、その計測結果に基づいてローカル系統の負荷を制御するようにしたことにより、ローカル系統が主系統から分離した後に、ローカル系統内の総発電量及び総負荷量が変動しても、ローカル系統の周波数を安定に制御できるようになる。
【００１６】
請求項４の発明におけるローカル系統の安定化方法は、ローカル系統の周波数変化からローカル系統の発電機が解列すると予測される場合、ローカル系統の周波数が一定レベルに回復するまで、ローカル系統の負荷を段階的に制御するようにしたことにより、ローカル系統が主系統から分離した後に、ローカル系統内の発電機が解列しても、ローカル系統の周波数を安定に制御できるようになる。
【００１７】
【実施例】
実施例１．
以下、この発明の一実施例を図について説明する。
図１はこの発明の実施例１によるローカル系統の安定化方法を適用する安定化装置を示す構成図であり、図において、１は主系統の母線、２はローカル系統の母線、３は主系統とローカル系統を連係する送電線、４は主系統側の遮断機、５はローカル系統側の遮断機、６は送電線３を流れる電流を検出する電流検出器である。
【００１８】
また、７はローカル系統が主系統から分離したことを検出し、その旨を伝送する起動端末装置、８は遮断機４の開閉情報を取り込み、送電線３のルート断を検出するルート断判定部、９はルート断判定部８の判定結果を伝送する伝送部である。
【００１９】
また、１０はローカル系統内に設置されている複数の発電機であり、ローカル系統の周波数が急激に上昇またはローカル系統の周波数が所定値より高い状態が一定時間以上継続すると、図示せぬ保護リレーが動作して系統から解列する特性を有している。
１１は電圧検出器、１２は遮断機、１３は電流検出器、１４は発電機１０の発電量の計測及び遮断機１２の開閉情報の取り込みを行うとともに、遮断機１２のトリップ指令を出力する発電機制御装置、１５は電圧検出器１１と電流検出器１３の検出結果から発電機１０の発電量を計測するとともに、遮断機１２の開閉情報の取り込みを行い、また、中央演算装置２５から伝送される制御指令に基づいて遮断機１２のトリップ指令を出力する演算出力部、１６は中央演算装置２５から伝送される制御指令を受信する伝送入力部、１７は発電機１０の発電量及び遮断機１２の開閉情報を中央演算装置２５に伝送する伝送出力部である。
【００２０】
また、１８はローカル系統の負荷を遮断する遮断機、１９は電流検出器、２０はローカル系統の負荷量の計測及び遮断機１８の開閉情報の取り込みを行うとともに、遮断機１８のトリップ指令を出力する負荷制御装置、２１は電流検出器１９の検出結果から負荷量を計測するとともに、遮断機１８の開閉情報の取り込みを行い、また、中央演算装置２５から伝送される制御指令に基づいて遮断機１８のトリップ指令を出力する演算出力部、２２は中央演算装置２５から伝送される制御指令を受信する伝送入力部、２３はローカル系統の負荷量及び遮断機１８の開閉情報を中央演算装置２５に伝送する伝送出力部である。
【００２１】
また、２４は電圧検出器、２５はローカル系統を主系統から分離する際、発電機制御装置１４及び負荷制御装置２０から伝送される発電量や負荷量等に基づいてローカル系統の周波数変化及び発電機の解列の有無を予測し、その予測結果に基づいて制御する発電量または負荷量を決定し、発電機制御装置１４及び負荷制御装置２０に制御指令を出力する中央演算装置、２６は電流検出器６及び電圧検出器２４の検出結果を入力するとともに、遮断機５の開閉情報を取り込む情報入力部、２７は起動端末装置７の伝送部９，発電機制御装置１４の伝送出力部１７及び負荷制御装置２０の伝送出力部２３から各種情報を入力する伝送入力部、２８は発電機制御装置１４の伝送入力部１６及び負荷制御装置２０の伝送入力部２２へ制御指令を出力する伝送出力部、２９は電流検出器６及び電圧検出器２４の検出結果から送電線３の潮流値とローカル系統の周波数を演算するとともに、伝送入力部２７が入力した各種情報に基づいてローカル系統の周波数変化等を予測し、その予測結果に基づいて制御する発電量または負荷量を決定して制御指令を出力する演算部である。
【００２２】
次に動作について説明する。因に、図２はこの発明の実施例１によるローカル系統の安定化方法を示すフローチャートであるので、以下図２を参照しつつ説明する。
まず、ローカル系統が主系統から分離する場合、中央演算装置２５の演算部２９が主系統とローカル系統を連係する送電線３の潮流値ＰＴを計測し、発電機制御装置１４の演算出力部１５が発電機１０の発電量ＰＧを計測し、また、負荷制御装置２０の演算出力部２１がローカル系統の負荷量を計測する（ステップＳＴ１１）。
【００２３】
そして、発電機制御装置１４及び負荷制御装置２０でそれぞれ計測された発電量，負荷量が中央演算装置２５の伝送入力部２７に伝送され、中央演算装置２５の演算部２９がローカル系統内の総発電量及び総負荷量を下記に示すように演算する（ステップＳＴ１２）。
総発電量ΣＰＧ  ＝  各発電機１０の発電量ＰＧの総和  ・・・（１）
総負荷量ΣＰＬ  ＝  ＰＴ  ＋  ΣＰＧ                ・・・（２）
【００２４】
そして、総発電量ΣＰＧ及び総負荷量ΣＰＬを演算すると、中央演算装置２５の演算部２９は、その総発電量ΣＰＧ及び総負荷量ΣＰＬからローカル系統内の需給アンバランス率ＲＵを演算する（ステップＳＴ１３）。
ＲＵ  ＝  （ΣＰＧ  −  ΣＰＬ）／ΣＰＧ            ・・・（３）
【００２５】
そして、中央演算装置２５の演算部２９は、ローカル系統内の需給アンバランス率ＲＵは、分離後のローカル系統の周波数変化を示す指針となるので、その需給アンバランス率ＲＵから分離後のローカル系統の周波数変化を予測する（ステップＳＴ１４）。
即ち、需給アンバランス率ＲＵの値を下記に示すように４段階に分け、分離後のローカル系統の周波数変化によって変動するローカル系統の状態変化を予測する。
ＲＵ＞ａ３  ・・・  ゾーン４（周波数低下領域）
ａ３＞ＲＵ＞ａ２  ・・・  ゾーン３（周波数変動許容領域）
ａ２＞ＲＵ＞ａ１  ・・・  ゾーン２（周波数上昇領域）
ａ１＞ＲＵ        ・・・  ゾーン１（周波数急上昇領域）
ただし、ａ１，ａ２，ａ３はローカル系統の運用状態等から特定される定数である。
【００２６】
ここで、各ゾーンについて、もう少し具体的に説明すると、ゾーン４はローカル系統を分離するとローカル系統の周波数が低下する領域、ゾーン３はローカル系統を分離してもローカル系統の周波数が許容範囲に収まる領域、ゾーン２はローカル系統を分離するとローカル系統の周波数が上昇し、発電機を制御しないと一部発電機の特性により一定時間経過後に発電機が解列する領域、ゾーン１はローカル系統を分離するとローカル系統の周波数が急上昇し、一部発電機の特性により発電機が短時間で解列する領域である。
【００２７】
そして、中央演算装置２５の演算部２９は、下記の理由から、発電機が解列する場合に備え、ローカル系統の周波数がゾーン１に属するか否かを判定する（ステップＳＴ１５）。
その理由は、ローカル系統の周波数がゾーン１に属する場合には、発電機の解列によってローカル系統の系統構成が変化するので、発電機の解列によって再びローカル系統の周波数が変化する。即ち、ローカル系統の周波数は、ローカル系統の分離によって変化した後、発電機の解列によって再び変化してしまうので、発電機解列前の周波数予測に基づいて発電機等を制御しても、ローカル系統の状態を安定にすることができないからである。
【００２８】
そして、中央演算装置２５の演算部２９は、ローカル系統の周波数がゾーン１に属すると判定した場合には、ローカル系統の総発電量ΣＰＧは、ローカル系統に存在する各発電機のうち、周波数の急激な変化によって解列する発電機の出力ＰＧＭ分だけ低下するので、それを考慮して、下記に示すように、ローカル系統内の需給アンバランス率ＲＵを再度演算する（ステップＳＴ１６）。
ＲＵ＝｛（ΣＰＧ−ＰＧＭ）−ΣＰＬ｝／（ΣＰＧ−ＰＧＭ）・・・（４）
【００２９】
そして、中央演算装置２５の演算部２９は、ローカル系統内の需給アンバランス率ＲＵを再度演算すると、再演算後の需給アンバランス率ＲＵから再度分離後のローカル系統の周波数変化を予測する（ステップＳＴ１７）。
ＲＵ＞ａ３  ・・・  ゾーン１−４（周波数低下領域）
ａ３＞ＲＵ＞ａ２  ・・・  ゾーン１−３（周波数変動許容領域）
ａ２＞ＲＵ＞      ・・・  ゾーン１−２（周波数上昇領域）
【００３０】
ここで、各ゾーンについて、もう少し具体的に説明すると、ゾーン１−４はローカル系統を分離するとローカル系統の周波数が低下する領域、ゾーン１−３はローカル系統を分離してもローカル系統の周波数が許容範囲に納まる領域、ゾーン１−２はローカル系統を分離するとローカル系統の周波数が上昇し、発電機を制御しないと発電機の特性により一定時間経過後に発電機が解列する領域である。
【００３１】
そして、中央演算装置２５の演算部２９は、上記のようにして、ローカル系統の状態変化を分類すると、制御後のローカル系統の状態変化がゾーン３（最初にゾーン１に属する場合はゾーン１−３）に移行するように、発電機または負荷の制御量を決定する（ステップＳＴ１８）。
例えば、図３に示すように、ローカル系統の周波数がゾーン２に属する場合、発電機の制御量ＰＧＣが下記の条件を具備するように決定する（ゾーン１−２に属する場合も同様にして決定）。
ＰＧＣ１  ＜  ＰＧＣ  ＜  ＰＧＣ２                  ・・・（５）
また、ローカル系統の周波数がゾーン１−４に属する場合、負荷の制御量ＰＬＣが下記の条件を具備するように決定する（ゾーン４に属する場合も同様にして決定）。
ＰＬＣ１  ＜  ＰＬＣ  ＜  ＰＬＣ２                  ・・・（６）
【００３２】
このようにして、発電機１０または負荷の制御量ＰＧＣ，ＰＬＣが決定されると、中央演算装置２５はその制御量ＰＧＣ，ＰＬＣに見合った発電機または負荷を適宜選定する。そしてローカル系統の分離等が検出されると、伝送出力部２８から発電機制御装置１４の伝送入力部１６及び負荷制御装置２０の伝送入力部２２に対して制御指令が出力され、発電機制御装置１４の演算出力部１５及び負荷制御装置２０の演算出力部２１は、中央演算装置２５から指定された発電機等の遮断機１２，１８をトリップして、一連の処理を終了する（ステップＳＴ１９，２０）。
【００３３】
以上のように、この実施例１によれば、ローカル系統の周波数変化の予測結果からローカル系統内の発電機が解列するか否かを予測し、当該発電機が解列すると予測される場合には、当該発電機が解列した後のローカル系統の周波数変化を再度予測するようにしているので、周波数変化に伴ってローカル系統内の発電機の解列を回避できない場合でも、ローカル系統の周波数を安定に制御することができる。
【００３４】
実施例２．
図４はこの発明の実施例２によるローカル系統の安定化方法を示すフローチャートであるので、以下図４を参照しつつ説明する。
上記実施例１は、発電機１０の制御量ＰＧＣに見合った発電機を制御できることを前提とした実施例であるが、ローカル系統の系統構成によっては、制御可能な発電機を最大限制御しても、ローカル系統内の発電機の解列を回避するために必要な制御量ＰＧＣ１を確保できない場合がある。
かかる場合、ローカル系統の周波数が上昇し、発電機が解列することが予測される。
【００３５】
そこで、この実施例２では、ローカル系統がゾーン２に属すると判定され（ゾーン２に属する場合には、分離後一定時間以内に発電機を制御しないと発電機が解列するので、分離後一定時間以内に発電機を制御する必要がある）、かつ、制御可能な発電機を最大限制御しても、ローカル系統内の発電機の解列を回避するために必要な制御量ＰＧＣ１を確保できない場合（ステップＳＴ２１）、発電機を最大限制御してもローカル系統を安定にすることができないので、とりあえずローカル系統の発電機の解列を容認する。
【００３６】
そして、発電機の特性等に基づいて解列すると予測される発電機を適宜選定する。そして、ローカル系統の総発電量ΣＰＧは解列する発電機の出力ＰＧＭ分だけ低下するので、それを考慮して、下記に示すように、ローカル系統内の需給アンバランス率ＲＵを再度演算する（ステップＳＴ２２）。
ＲＵ＝｛（ΣＰＧ−ＰＧＭ）−ΣＰＬ｝／（ΣＰＧ−ＰＧＭ）・・・（７）
【００３７】
そして、ローカル系統内の需給アンバランス率ＲＵを再度演算すると、上記実施例１と同様にして、ローカル系統が属するゾーンを判定し、発電機または負荷を制御する（ステップＳＴ２３〜２６）。
【００３８】
以上のように、この実施例２によれば、制御可能な発電機を最大限制御しても、ローカル系統内の発電機の解列を回避するために必要な制御量を確保できない場合、とりあえずローカル系統の発電機の解列を容認し、解列すると予測される発電機が解列した後のローカル系統の周波数変化を再度予測するようにしたので、発電機が解列した後のローカル系統の周波数を安定に制御することができる。
【００３９】
実施例３．
図５はこの発明の実施例３によるローカル系統の安定化方法を示すフローチャートであるので、以下図５を参照しつつ説明する。
この実施例３は、上記実施例１，２による制御が終了した後、一定時間経過してもローカル系統が主系統から分離した状態が継続している場合の制御について規定したものである。
【００４０】
まず、上記実施例１，２による制御が終了した後、一定時間経過してもローカル系統が主系統から分離した状態が継続しているか否かを判定する（ステップＳＴ３１）。
そして、ステップＳＴ３１の条件を具備する場合において、分離後にローカル系統の系統構成が変化する場合があるので、ローカル系統の総発電量ΣＰＧ及び総負荷量ΣＰＬを計測する（ステップＳＴ３２）。
【００４１】
そして、測定した結果、ローカル系統の総発電量ΣＰＧ及び総負荷量ΣＰＬに変化が生じ、ローカル系統の周波数が定格値よりΔｆだけ低下している場合には、ローカル系統の負荷を遮断して、周波数を定格値付近まで上昇させる必要があるので、下記のようにして負荷制御量ＰＬＣを決定する（ステップＳＴ３３）。
ＰＬＣ  ＝  ｋ×Δｆ×ΣＰＧ                        ・・・（８）
ただし、ｋは周波数特性により定まる定数
【００４２】
このようにして、負荷の制御量ＰＬＣが決定されると、上記実施例１と同様にして、中央演算装置２５はその制御量ＰＬＣに見合った負荷を適宜選定する。そして、周波数が定格より△ｆ以上低下している状態が一定時間以上継続したことを条件に、伝送出力部２８から負荷制御装置２０の伝送入力部２２に対して制御指令が出力され、負荷制御装置２０の演算出力部２１は、その中央演算装置２５から指定された負荷の遮断機１８をトリップして、一連の処理を終了する（ステップＳＴ３４，３５）。
【００４３】
以上のように、この実施例３によれば、分離後にローカル系統の系統構成が変化した場合、ローカル系統内の総発電量及び総負荷量を計測し、その計測結果に基づいてローカル系統の負荷を制御するようにしたので、ローカル系統が主系統から分離した後に、ローカル系統内の総発電量及び総負荷量が変動しても、ローカル系統の周波数を安定に制御することができる。
【００４４】
実施例４．
図６はこの発明の実施例４によるローカル系統の安定化方法を示すフローチャートであるので、以下図６を参照しつつ説明する。
この実施例４は、上記実施例１，２による制御が終了した後、一定時間経過してもローカル系統が主系統から分離した状態が継続している場合の制御について規定したものである。
【００４５】
まず、上記実施例１，２による制御が終了した後、一定時間経過してもローカル系統が主系統から分離した状態が継続しているか否かを判定する（ステップＳＴ４１）。
そして、ステップＳＴ４１の条件を具備する場合において、分離後にローカル系統の系統構成が変化することによって周波数が上昇し、ローカル系統の発電機が解列する場合があるので、ローカル系統の総発電量ΣＰＧ及び総負荷量ΣＰＬを計測し（ステップＳＴ４２）、発電機が解列した場合の負荷の制御量ＰＬＣを下記のようにして決定する（ステップＳＴ４３）。
ＰＬＣ  ＝  ｊ×ＰＧＤ
ただし、ｊは制御定数
ＰＧＤは解列が予想される発電機の発電量、ここでは、ローカル系統において、最大出力の発電機の発電量とする。
【００４６】
このようにして、負荷の制御量ＰＬＣが決定されると、上記実施例１と同様に、中央演算装置２５はその制御量ＰＬＣに見合った負荷の制御を行うが、予想した発電機より小さい発電機が解列した場合、一度に制御量ＰＬＣ分だけ負荷を制御してしまうと、過制御になってしまうので、制御を数回に分け（この実施例４では３回）、周波数変化率が一定レベルに復帰した時点で制御を完了するようにしている（ステップＳＴ４５〜４９）。そして、周波数の変化率が一定レベルを越えたことを条件にして（ステップＳＴ４４）、伝送出力部２８から負荷制御装置２０の伝送入力部２２に対して制御指令が出力され、負荷制御装置２０の演算出力部２１は、指令された負荷を遮断する。
因に、ｊの値を第１段制御で０．５、第２段制御で０．２５、第３段制御で０．２５に設定している。
【００４７】
以上のように、この実施例４によれば、ローカル系統の周波数変化からローカル系統の発電機が解列すると予測される場合、ローカル系統の周波数が一定レベルに回復するまで、ローカル系統の負荷を段階的に制御するようにしたので、ローカル系統が主系統から分離した後に、ローカル系統内の発電機が解列しても、ローカル系統の周波数を安定に制御することができる。
【００４８】
【発明の効果】
以上のように、請求項１の発明によれば、ローカル系統内の需給アンバランス率に基づいて分離後のローカル系統の周波数変化を予測するとともに、その周波数変化の予測結果からローカル系統内の発電機が解列するか否かを予測し、当該発電機が解列すると予測される場合には、当該発電機が解列した後のローカル系統の周波数変化を再度予測するように構成したので、周波数変化に伴ってローカル系統内の発電機の解列を回避できない場合でも、ローカル系統の周波数を安定に制御できる効果がある。
【００４９】
請求項２の発明によれば、制御可能な発電機を最大限制御しても、ローカル系統内の発電機の解列を回避するために必要な制御量を確保できない場合、周波数の上昇に伴って解列すると予測される発電機が解列した後のローカル系統の周波数変化を再度予測するように構成したので、ローカル系統内の発電機の解列を回避するために必要な制御量を確保できない場合でも、ローカル系統の周波数を安定に制御できる効果がある。
【００５０】
請求項３の発明によれば、ローカル系統の周波数が所定値以下に変化した場合、ローカル系統内の総発電量及び総負荷量を計測し、その計測結果に基づいてローカル系統の負荷を制御するように構成したので、ローカル系統が主系統から分離した後に、ローカル系統内の総発電量及び総負荷量が変動しても、ローカル系統の周波数を安定に制御できる効果がある。
【００５１】
請求項４の発明によれば、ローカル系統の周波数変化からローカル系統の発電機が解列すると予測される場合、ローカル系統の周波数が一定レベルに回復するまで、ローカル系統の負荷を段階的に制御するように構成したので、ローカル系統が主系統から分離した後に、ローカル系統内の発電機が解列しても、ローカル系統の周波数を安定に制御できる効果がある。
【図面の簡単な説明】
【図１】この発明の実施例１によるローカル系統の安定化方法を適用する安定化装置を示す構成図である。
【図２】この発明の実施例１によるローカル系統の安定化方法を示すフローチャートである。
【図３】ローカル系統が属するゾーンを示すグラフ図である。
【図４】この発明の実施例２によるローカル系統の安定化方法を示すフローチャートである。
【図５】この発明の実施例３によるローカル系統の安定化方法を示すフローチャートである。
【図６】この発明の実施例４によるローカル系統の安定化方法を示すフローチャートである。
【図７】従来のローカル系統の安定化方法を示すフローチャートである。
【符号の説明】
３  送電線、１０  発電機。
【図１】
0003594685.tif 000002
【図２】
0003594685.tif 000003
【図３】
0003594685.tif 000004
【図４】
0003594685.tif 000005
【図５】
0003594685.tif 000006
【図６】
0003594685.tif 000007
【図７】
0003594685.tif 000008