JP3556865B2

JP3556865B2 - Apparatus and method for determining system stabilization control parameter

Info

Publication number: JP3556865B2
Application number: JP22254599A
Authority: JP
Inventors: 雅浩渡辺; 雅彦天野; 博雄小西; 千尋福井; 立格 ▲吉▼栖
Original assignee: Hitachi Ltd
Current assignee: Hitachi Ltd
Priority date: 1999-08-05
Filing date: 1999-08-05
Publication date: 2004-08-25
Anticipated expiration: 2019-08-05
Also published as: JP2001054237A

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、電力系統に設置された安定化装置を制御する制御装置のパラメータや構成を決定およびそれをユーザに示すことで、電力系統の安定度を向上させることを可能とする系統安定化制御パラメータ決定装置に関する。
【０００２】
【従来の技術】
交流電力系統の動揺を抑制するために、系統のさまざまなパラメータを制御する安定化装置が検討されている。例えば、電力貯蔵装置を系統に設置して系統と有効電力や無効電力の授受をおこなったり、可変インピーダンス型の直列コンデンサのインピーダンスを変化させることで、系統の動揺の減衰を早めることが可能となる。
【０００３】
これらの系統安定化装置が有効に働くためには、系統の動揺に応じて変化する信号、例えば線路潮流や周波数偏差を検出し、その信号に応じて制御を行うことが必要となる。
【０００４】
このような制御においては、制御対象となる系統から検出する信号のどれを使い、またその信号に応じていかに制御するか、すなわち制御パラメータをどう設定するかによってその動揺抑制効果が異なってくる。このため系統安定化装置の制御方法の検討や、制御パラメータの決定手法についても検討されてきた。
【０００５】
例えば、電気学会論文誌電力・エネルギー部門誌、Ｖｏｌ．１１３−Ｂ、Ｎｏ．３、Ｐ２０３の文献では、複数の遠方地点の発電機角速度偏差△ωの動揺信号に感度で重み付けして総和をとり、制御入力とする手法が示されている。この手法を便宜上、手法１と呼ぶ。
【０００６】
また、固有値感度を指標とし、繰り返し計算で制御パラメータを更新して最適な制御パラメータを求める手法も知られている。この手法を便宜上、手法２と呼ぶ。
【０００７】
【発明が解決しようとする課題】
上記従来技術の手法１では、時々刻々と変化する系統の観測値、たとえば発電機角速度偏差を常時制御入力とする必要がある。このような制御入力信号に検出や伝送等による遅れが生じると、安定化装置の制御効果が低減することになる。上記手法１では、一般に制御入力として複数の遠方地点の入力信号を常時使用して制御を行なう必要があるために高速な信号伝送設備が必要であったり、また伝送遅れの影響で制御性能が低下したり、多くの入力信号を使用するために信頼性が低下するという問題点があった。
【０００８】
また上記従来技術の手法２では、固有値感度を求めるために固有値計算が必要となり、系統及び安定化装置の線形化モデルを用意する必要があった。また、制御パラメータの選択や調整には試行錯誤が必要であり、専門家が繰り返し固有値計算を行わなければならない問題点があった。このように、上記手法２では、安定化装置の制御パラメータを決定するために、膨大な固有値計算を専門家が行う必要があり、制御パラメータを設定するために相当な時間が必要とされていた。
【０００９】
本発明の目的は、以上のような従来方式の問題点を解決し、安定化装置の制御を行なう制御系の制御パラメータを適切かつ高速に設定することを可能とする系統安定化制御パラメータ決定装置および方法を提供することにある。
【００１０】
より具体的には、上記制御パラメータを例えば最低一つの入力信号によって適切かつ高速に設定することを可能とする系統安定化制御パラメータ決定装置および方法を提供することを本発明の目的とする。
【００１１】
【課題を解決するための手段】
上記目的を達成するために本発明の系統安定化制御パラメータ決定装置および方法は、一実施態様において、電力系統の構成または状態を変更することを可能とする安定化装置が接続された電力系統において、該電力系統の動揺情報と、前記安定化装置が電力系統に与える影響の情報を用いて、前記安定化装置の制御パラメータまたは制御構成を決定することを特徴とする。
【００１２】
また、上記目的を達成するために本発明の系統安定化制御パラメータ決定装置は、他の実施態様において、安定化装置が接続された電力系統の動揺情報を用いて動揺モード情報、例えば動揺モードの振幅、位相、減衰率を求める可観測性評価装置と、前記安定化装置の制御に対する電力系統の感度情報、例えば系統内の発電機の出力変化感度を求める可制御性評価装置と、前記可観測性評価装置によって提供される動揺モード情報および前記可制御性評価装置によって提供される感度情報を用いて安定化装置の制御パラメータまたは制御構成を決定する制御チューニング装置とを備えることを特徴とする。
【００１３】
ここで、上記実施態様の系統安定化制御パラメータ決定装置においては、前記安定化装置が接続された電力系統の状態、構成および構成要素の少なくとも一つに関する情報を取得し、前記可観測性評価装置へ提供すべき前記動揺情報および前記可制御性評価装置へ提供すべき前記影響の情報のうちの少なくとも一方を生成し、該生成した情報を該当する装置へ出力する系統情報管理装置を備える構成としてもよい。
【００１４】
さらに、上記実施態様の系統安定化制御パラメータ決定装置においては、前記系統情報に基づいてシミュレーションを実施し、前記可観測性評価装置へ提供すべき前記動揺情報および前記可制御性評価装置へ提供すべき前記影響の情報のうちの少なくとも一方を生成し、該生成した情報を該当する装置へ出力する系統シミュレーション装置をさらに備える構成としてもよい。
【００１５】
また、上記実施態様の系統安定化制御パラメータ決定装置においては、前記制御チューニング装置によって決定された安定化装置の制御パラメータまたは制御構成を、オペレータにわかるように表示あるいは告知する監視装置を備える構成としてもよい。
【００１６】
また、上記実施態様の系統安定化制御パラメータ決定装置においては、前記電力系統の構成または状態を変更する場合、前記制御チューニング装置によって決定された前記安定化装置の制御パラメータまたは制御構成の情報に応じて、当該安定化装置の制御装置の変更、予め用意しておいた制御パラメータおよび制御構成のいずれかに対応する安定化装置の制御装置への変更、および、該当する制御装置への入力信号の変更のうちのいずれかを選択する構成としてもよい。
【００１７】
前記制御チューニング装置によって決定された安定化装置の制御パラメータまたは制御構成の情報とは、例えば、フィルタや位相補償ブロックの構成、または、各構成の時定数やゲインである。
【００１８】
より具体的に例えば、前記制御チューニング装置は、安定化装置の制御入力信号に含まれる動揺モードの大きさ、位相および減衰率のうち少なくとも一つに関する情報と、安定化装置の制御量に対する系統内の発電機の出力変化感度情報と、系統内の発電機の動揺モードの位相情報と、系統内の発電機の慣性定数または慣性の大きさを表す情報とを用いて、安定化装置の制御装置の位相補償量を決定する。
【００１９】
なお、前記制御チューニング装置で安定化装置の制御装置の位相補償量を決定する場合、例えば、電力系統内の発電機の周波数偏差情報、角速度変化情報、位相角変化情報、有効出力変化情報のいずれか少なくとも一つと、電力系統内の母線電圧周波数偏差情報または線路有効電力変化情報の少なくとも一方とを用いる構成としてもよい。
【００２０】
前記可観測性評価装置は、例えば、Ｐｒｏｎｙ解析手法またはＳｔｅｉｇｌｉｔｚ−ＭｃＢｒｉｄｅ法によって、動揺モードの位相、振幅および減衰率のいずれかを求める。
【００２１】
また、上記実施態様の系統安定化制御パラメータ決定装置において、前記系統情報管理装置が電力系統に外乱が発生した場合に外乱直前の系統情報を前記系統シミュレーション装置に提供し、それをもとに前記系統シミュレーション装置が実際の現象よりも早くシミュレーションによって系統の応動を予測し、その結果をもとに前記可観測性評価装置によって動揺モードの分析を行ない、その結果をもとに前記制御チューニング装置によって安定化装置の制御パラメータまたは制御構成を決定する構成としてもよい。
【００２２】
ここで、本発明の系統安定化制御パラメータ決定装置および方法が対象とする安定化装置とは、例えば、電力系統と有効電力または無効電力授受を行なう装置、線路に直列に挿入されたインピーダンスや母線電圧位相を調整する装置、および、発電機の励磁電圧を制御する装置のいずれかである。
【００２３】
本発明によれば、電力系統の動揺情報と、安定化装置が電力系統に与える影響の情報とを用いて、安定化装置の制御パラメータまたは制御構成を決定することで、最低限の制御入力信号によって、系統の動揺を効果的に抑制する制御系を設計することが可能となる。
【００２４】
また、本発明によれば、提供される動揺情報を用いて動揺モード情報を求める可観測性評価装置と、安定化装置の制御に対する感度情報を求める可制御性評価装置と、前記動揺モード情報および感度情報を用いて前記制御パラメータまたは制御構成を決定する制御チューニング装置とを備えることで、最低限の制御入力信号によって、系統の動揺を効果的に抑制する制御系を設計することが可能となる。
【００２５】
また、制御チューニング装置によって決定された安定化装置の制御パラメータまたは制御構成を、オペレータにわかるように表示または告知する監視装置を備えることで、オペレータに制御構成や制御パラメータに関する知見を与えることが可能となる。
【００２６】
また、前記電力系統の構成または状態を変更する場合、前記制御チューニング装置によって決定された前記安定化装置の制御パラメータまたは制御構成の情報に応じて、当該安定化装置の制御装置の変更、予め用意しておいた制御パラメータおよび制御構成のいずれかに対応する安定化装置の制御装置への変更、および、該当する制御装置への入力信号の変更のうちのいずれかを選択することで、系統の状態に適応した制御構成および制御パラメータの提供が可能となる。
【００２７】
また、制御チューニング装置によって決定された安定化装置の制御パラメータまたは制御構成の情報を、フィルタまたは位相補償ブロックの構成、または、各構成の時定数またはゲインとすることで、系統の動揺を効果的に抑制する制御系を設計することが可能となる。
【００２８】
また、制御チューニング装置は、安定化装置の制御入力信号に含まれる動揺モードの大きさ、位相および減衰率の少なくとも一つに関する情報と、安定化装置の制御量に対する系統内の発電機の出力変化感度情報と、系統内の発電機の動揺モードの位相情報と、系統内の発電機の慣性定数または慣性の大きさを表す情報を用いて、安定化装置の制御装置の位相補償量を決定することで、最低限の制御入力信号によって系統の動揺を効果的に抑制する制御系を設計することが可能となる。
【００２９】
また、制御チューニング装置が前記位相補償量を決定する場合に、電力系統内の発電機の周波数偏差情報、角速度変化情報、位相角変化情報および有効出力変化情報のいずれかと、電力系統内の母線電圧周波数偏差情報または線路有効電力変化情報のいずれかとを用ることで、最低限の制御入力信号によって、系統の動揺を効果的に抑制する制御系を設計することが可能となる。
【００３０】
また、可観測性評価装置は、Ｐｒｏｎｙ解析手法またはＳｔｅｉｇｌｉｔｚ−ＭｃＢｒｉｄｅ法によって動揺モードの位相、振幅、減衰率を求めることで、適切に動揺モード分析を行なうことが可能となる。
【００３１】
また、系統情報管理装置は系統に外乱が発生した場合に外乱直前の系統情報を系統シミュレーション装置に提供し、それをもとに系統シミュレーション装置は実際の現象よりも早くシミュレーションによって系統の応動を予測し、その結果をもとに可観測性評価装置によって動揺モードの分析を行ない、その結果をもとに制御チューニング装置によって安定化装置の制御パラメータまたは制御構成を決定することで、系統故障が発生した後にその系統状態に最も適した制御構成で系統の動揺を抑制することが可能となる。
【００３２】
また、本発明の対象となる安定化装置を、系統と有効電力または無効電力授受を行なう装置、線路に直列に挿入されたインピーダンスや母線電圧位相を調整する装置、および、発電機の励磁電圧を制御する装置のいずれかとすることで、最低限の制御入力信号によって系統の動揺を効果的に抑制する系統安定化装置を提供することが可能となる。
【００３３】
【発明の実施の形態】
以下、本発明の実施の形態を図面を参照して説明する。
【００３４】
本発明を系統安定化装置（ＰＳＳ）１１と直流送電システム１２と電力貯蔵装置１３で構成した場合の構成例を図１に示す。以下、本発明による系統安定化制御パラメータ決定装置１の一実施形態を図１を参照して説明する。
【００３５】
本実施形態の系統安定化制御パラメータ決定装置１は、制御チューニング装置２０、監視装置２１、可観測性評価装置２２、可制御性評価装置２３、系統情報管理装置２４、および系統シミュレーション装置２５を備えている。
【００３６】
ここで、制御チューニング装置２０、可観測性評価装置２２および可制御性評価装置２３のそれぞれは、例えば、ＣＰＵとメモリを備える計算機およびその上で動作するプログラムとして構成する。前記プログラムは、例えば、記憶媒体に記憶しておき、記憶媒体読込装置等で計算機に読み込む構成としてもよい。
【００３７】
なお、本実施形態では、可観測性評価装置２２、可制御性評価装置２３へ供給すべき動揺情報、系統情報を、系統情報管理装置２４および系統シミュレーション装置２５から供給する構成としている。しかし、上記動揺情報および系統情報が外部からの入力を受けることができる場合、あるいは、系統情報管理装置２４および系統シミュレーション装置２５のうちのいずれか一方から得られる場合には、それに応じて不必要となる系統情報管理装置２４および系統シミュレーション装置２５のいずれか一方あるいは両方を除く構成としてもよい。
【００３８】
本実施形態において、直流送電システム１２と電力貯蔵装置１３は発電機１４、負荷１５、送電線１６等で構成される電力系統に接続されている。
【００３９】
前記電力系統は、一般になんらかの外乱、例えば送電線への落雷事故などによって、例えば発電機１４の回転数が変動し、それに伴って発電機出力、母線電圧、周波数、線路潮流等が振動する。ここではこのような電力系統に発生する振動現象を電力系統の動揺と表記し、またそれらの動揺の様子を表す情報を電力系統の動揺情報と表記する。
【００４０】
系統安定化装置（ＰＳＳ）１１は、発電機１４に設置され、発電機１４の動揺を抑制するように発電機の励磁電圧を調整する。直流システム１２と電力系統の間にやり取りされる電力の一部は、直流モジュレーション装置（ＤＣ−ＰＳＳ）１７によって制御され、電力系統の電力動揺を抑制するように働く。電力貯蔵装置１３の出力は出力制御装置１８によって電力系統の電力動揺を抑制するように制御される。出力制御装置１８の出力信号は、検出装置１９によって検出された送電線１６の電力偏差△Ｐや周波数偏差△ｆをもとにして作成される。
【００４１】
本実施形態においては、これら系統安定化装置１１、直流送電システム１２、電力貯蔵装置１３の出力制御装置１８の制御パラメータまたは制御構成の少なくとも一部を、本発明を適用した系統安定化制御パラメータ決定装置１の制御チューニング装置２０によってセットする。
【００４２】
制御チューニング装置２０は、系統情報管理装置２４によって与えられる線路インピーダンスや発電機運転状態などの系統構成または現在の系統情報や、可観測性評価装置２２によって与えられる系統の動揺モード分析結果情報や、可制御性評価装置２３によって与えられる電力貯蔵装置１３等の制御量に対する発電機出力変化感度情報を基に、電力貯蔵装置１３の出力制御装置１８の制御入力を選定したり、制御パラメータを設定したりする。ここで、動揺モードとは、系統の動揺に含まれるある周波数または周期の振動成分のことを表す。
【００４３】
可観測性評価装置２２および可制御性評価装置２３の処理機能についての説明は後述する。
【００４４】
系統情報管理装置２４は、可観測性評価装置２２に対して、発電機や線路電力や母線電圧周波数の動揺等の検出値などの電力系統の動揺情報を与える。また、系統情報管理装置２４は、可制御性評価装置２３に対して、電力貯蔵装置１３の出力変化に対する発電機の出力変化感度等の、安定化装置が電力系統に与える影響の情報を与える。ここでは、安定化装置が電力系統に与える影響の情報のことを感度情報とも表記する。
【００４５】
系統シミュレーション装置２５は、系統情報管理装置２４によって与えられる線路インピーダンスや発電機定数、発電機出力などの系統情報を基にして、線路地絡故障等の外乱を想定した時間軸シミュレーションを行ない、計算結果から発電機や線路電力や母線電圧周波数の動揺等の検出値などの系統の動揺情報や、電力貯蔵装置１３の出力変化に対する発電機の出力変化感度などの情報を、可観測性評価装置２２および可制御性評価装置２３に与える。
【００４６】
すなわち、系統情報管理装置２４は現実の系統から得られた検出値を基にした動揺および感度情報を可観測性評価装置２２および可制御性評価装置２３に与え、一方、系統シミュレーション装置２５は計算機などによる時間軸シミュレーションを用いた想定故障計算結果を基にした動揺情報および感度情報を可観測性評価装置２２および可制御性評価装置２３に与える。
【００４７】
監視装置２１は、これらの制御チューニングに必要となる情報や、選定された制御入力情報や制御パラメータ情報を表示する。オペレータが監視装置２１の情報を見ることで、系統の電力動揺の様子や、制御チューニングの効果などを監視することが可能となる。
【００４８】
ここで、系統安定化装置１１、直流送電システム１２、電力貯蔵装置１３の出力制御装置１８の制御パラメータは、制御チューニング装置２０がセットするとしたが、代りに監視装置２１に表示される値を見て、オペレータが入力する値に従って制御パラメータを設定する構成としてもよい。
【００４９】
また、制御パラメータをチューニングする対象として系統安定化装置１１と直流送電システム１２と電力貯蔵装置１３を想定したが、この他に無効電力を制御可能とする無効電力補償装置や、インピーダンスを制御可能とするサイリスタ制御直列コンデンサや、位相制御を可能とする位相調整器などの、系統のパラメータを制御して電力動揺を抑制することを可能とする装置であれば、本発明はいずれにも適用可能である。
【００５０】
また、系統情報管理装置２４は系統に外乱が発生した場合に外乱直前の系統情報をシミュレーション装置２５に提供し、それをもとに系統シミュレーション装置２５による実際の現象よりも早くシミュレーションを行ない系統の応動を予測し、その結果によって可観測性評価装置２２によって動揺モードの分析を行ない、その結果をもとに制御チューニング装置２０によって電力貯蔵装置１３の出力制御装置１８の制御パラメータまたは制御構成を決定してもよい。
【００５１】
系統情報管理装置２４の詳細構成の一例を図２に示す。
【００５２】
本例の系統情報管理装置２４は、系統設備データベース１１２、オンライン情報データベース１１３、観測値記録データベース１１４等のデータベースと、それらの情報入出力処理を行うコンピュータ等で構成される処理装置１１１とで構成される。処理装置１１１と各データベースは情報伝送路１１５で接続される。
【００５３】
各データベースは次のような情報を格納する。系統設備データベース１１２は、発電機定数、送電線定数、線路接続状態などの系統構成情報等を格納する。オンライン情報データベース１１３は、発電機出力、遮断器や開閉器のＯＮ−ＯＦＦ状態、シャントキャパシタやシャントリアクトルの投入量、直流連系システムの直流電力量、電力貯蔵装置の出力などの時々刻々変化する状態量の情報を格納する。観測値記録データベース１１４は、過去に発生した電力動揺の記録や、過去のステップ応答試験等の実績値の情報を格納する。
【００５４】
中央給電指令装置１１６や系統制御装置１１７などの実際の電力系統を制御している装置から、情報伝送路１１８および処理装置１１１を介して、前記データベースに各種情報が送られる。また、オペレータにより処理装置１１１から直接入力することで各種情報を前記データベースに送ってもよい。
【００５５】
処理装置１１１は、観測値記録データベース１１４の情報を可観測性評価装置２２や可制御性評価装置２３に送り、系統設備データベース１１２およびオンライン情報データベース１１３のデータを系統シミュレーション装置２５に送る。
【００５６】
本発明による系統安定化制御パラメータの制御方法の一例として、電力貯蔵装置１３の出力制御装置１８の制御パラメータを決定する処理例を、図３のフローチャートを参照して説明する。
【００５７】
本処理においては、最初、系統情報管理装置２４によって制御入力信号となる母線電圧周波数偏差や発電機の周波数偏差Δｆを検出、もしくは、系統シミュレーション装置２５によるシミュレーションによってこれらの信号すなわち周波数偏差の時系列データを求める。さらに、可観測性評価装置２２により周波数偏差の動揺モードを抽出し、各モードの位相と振幅を求める。さらに、可制御性評価装置２３により電力貯蔵装置１３の出力変化に対する発電機１４の出力変化感度を求める（ステップ２０１）。
【００５８】
次に、制御チューニング装置２０により、制御入力信号、位相補償制御量、発電機１４の動揺位相、電力貯蔵装置１３の制御感度情報から、安定化指標を算出する（ステップ２０２）。
【００５９】
このとき、最も安定化指標が大きい値となったときが、最も系統の電力動揺抑制効果が大きくなる。このため、仮定した位相補償制御量をパラメータとし、繰り返し計算で位相補償制御量を変更し、安定化指標が最大値となった場合の位相補償制御量を最適値φとする（ステップ２０３、２０４）。このようにして制御パラメータを得ることができる。
【００６０】
系統シミュレーション装置２５の構成の一例について詳細に示す。
【００６１】
本例の系統シミュレーション装置２５は、系統情報管理装置２４から渡される系統設備データベース１１２およびオンライン情報データベース１１３のデータをもとに時間軸シミュレーションを行う。
【００６２】
時間軸シミュレーションの方法は、一般的によく知られている実効値や瞬時値ベースの過渡安定度解析手法を用いればよい。実効値ベースのシミュレーション手法については例えば電気書院発行の「電力系統技術計算の応用」（新田目倖造著）に詳細が示されている。また、瞬時値ベースのシミュレーション手法についてはオーム社発行の「電力系統過渡解析論」（関根泰次著）に詳細が示されている。
【００６３】
これらの手法は、いずれも電力系統のインピーダンス行列や発電機の運動方程式から系統故障等の外乱時の様子を求める手法である。シミュレーションの結果として、想定した外乱に対する系統の時間応答が得られる。例えば、ある線路で地絡故障が発生した場合の各発電機の角速度変化の様子や各母線の電圧周波数偏差の様子が、時刻に対する値として得られる。
【００６４】
本例の系統シミュレーション装置２５では、まず系統に発生する頻度が高いかまたは系統の安定度を低下させるような外乱を設定し、その条件下で時間軸シミュレーションを行い、その結果の時間波形情報を可観測性評価装置２２に伝える。ここで、外乱の設定はあらかじめオペレータがファイルに記述するなどして決定しておけばよい。
【００６５】
この他に、系統シミュレーション装置２５は、出力制御装置１８によって制御される系統安定化装置１１が系統に与える影響についても計算する。具体的には系統安定化装置１１が瞬間的に出力をある一定量変化させたときに、系統につながる各発電機の出力の変化量を求める。例えば、図１において電力貯蔵装置１３の出力する有効電力を微小量ステップ状に変化させ、その時の発電機１４の有効電力の変化量を求める。このときの値を可制御性評価装置２３に伝える。
【００６６】
なおここでは、電力貯蔵装置１３の有効電力を例としたが、それだけでなく、出力制御装置１８によって制御される系統安定化装置１１について、その装置の制御するパラメータを微小変化させた場合の、いずれのケースについてもシミュレーション可能な構成としてもよい。
【００６７】
系統シミュレーション装置２５は計算機およびその上で動作するプログラムとして構成してもよいし、電力系統を等価的に表すアナログシミュレータモデルで構成してもよい。すなわち電力系統の状態と想定される外乱条件から時間波形情報が得られるものであればよい。
【００６８】
可観測性評価装置２２で実施される、系統の動揺情報から動揺モードを抽出し、位相補償を行なう処理例を、図４を参照して説明する。
【００６９】
系統情報管理装置２４で検出した系統の母線周波数偏差△ｆｎから、可観測性評価装置２２でモード分析を行ない動揺モードを抽出し、該抽出した動揺モードについて振幅Ａ、位相Ψ、減衰係数Ｄを算出する。モード分析を行なった結果、元の△ｆｎから単一のモードのみからなる時系列情報△ｆｎ’が得られる。この信号を最適な位相補償量φだけずらし、電力貯蔵装置１３の出力指令値とすればよい。実際の位相補償は、例えば、後述する出力制御装置１８に含まれる位相補償装置７２（図１１）によって行うことができる。
【００７０】
上記モードの抽出は、後述のＰｒｏｎｙ解析手法をオンラインで実施してもよいし、フィルタによって制御対象とするモードを抽出してもよい。
【００７１】
可観測性評価装置２２による系統の動揺モードの分析は、例えばＰｒｏｎｙ解析手法を用いて行なえばよい。Ｐｒｏｎｙ解析手法の詳細は、例えば平成８年度電気学会電力技術・電力系統技術合同研究会資料ＰＥ−９６−７９の文献に記載されている。本解析手法を本発明に適用する場合の処理例について、図５を用いて概要を説明する。
【００７２】
系統から検出されるか、またはシミュレーション結果から得られた系統の母線電圧周波数変動△ｆには、一般的にいくつかの動揺モードが含まれている。Ｐｒｏｎｙ解析手法によって、図４に示すような△ｆの時系列データから、データに含まれる各動揺モードの初期位相、振幅、減衰率、周波数、周期等を近似的に求めることができる。
【００７３】
すなわち、図５に示すように、△ｆの時系列データ８１を解析処理への入力データとし、解析結果として各動揺モードの初期位相、振幅、減衰率、周波数、周期等の動揺モード情報データ８２を得ることができる。このようにして、可観測性評価装置２２では、各動揺モード情報を出力する。
【００７４】
ここでは、Ｐｒｏｎｙ解析で系統の動揺モード分析を行なうことを例に上げたが、各動揺モードの情報を抽出可能な手法であれば、他の方法を用いても構わない。例えば、Ｓｔｅｉｇｌｉｔｚ−ＭｃＢｒｉｄｅ法などを用いてもよい。Ｓｔｅｉｇｌｉｔｚ−ＭｃＢｒｉｄｅ法の詳細は電気学会論文誌電力・エネルギー部門誌、Ｖｏｌ．１１８−Ｂ、Ｎｏ．１、Ｐ５２の文献に記載されている。
【００７５】
Ｐｒｏｎｙ解析手法の詳細を示す。Ｐｒｏｎｙ解析法は、時系列データに含まれる振動モードを抽出し、振動周波数、減衰、振幅、位相を推定するものである。ノイズがない場合には、複数モードの振動を高精度で推定し再現する機能を持つ。Ｐｒｏｎｙ解析によるモード分析方法の概要を以下に示す。
【００７６】
まず、観測された信号ｙ（ｋ），（ｋ＝１，２， …，Ｎ−１）を
【００７７】
【数１】

【００７８】
【数２】

【００７９】
の形で推定することを考える。ただし、ｎはモードの数、Δｔはサンプリング間隔、λｉは固有値、Ｂｉは初期値である。Ｚｉは次に示すｎ次の多項式（特性方程式）の解として与えられる。
【００８０】
【数３】

【００８１】
一方、数１と数３とから多項式の係数ａ１〜ａｎは次式で表される。
【００８２】
【数４】

【００８３】
したがって、観測値から数４を作り、最小二乗法を用いて係数ａ１〜ａｎを求め、数３を解けば解Ｚｉが得られ、固有値λｉが算出できる。
【００８４】
次に数３から初期値Ｂｉについて次の関係が導出される。
【００８５】
【数５】

【００８６】
これから最小二乗法を用いて初期値Ｂｉが計算できる。固有値λｉが複素数（振動モード）の場合、初期値Ｂｉも複素数となり、その大きさが振幅、角度が初期位相となる。
【００８７】
可制御性評価装置２３は、シミュレーションによる感度解析を用いて、電力貯蔵装置１３などの制御対象とする装置の出力変化に対する発電機の出力変化感度情報を出力するものである。安定化装置１１が系統へ与える影響は、例えばこの感度情報を指標として測ることが可能となる。
【００８８】
感度の求め方の一例について図６を用いて説明する。制御対象を電力貯蔵装置１３の有効電力出力とした場合、電力貯蔵装置１３の設置候補母線３１に有効電力の微小変化を与え、その時の系統内の各発電機出力変化の大きさを求め、これを安定化効果の指標すなわち感度とする。
【００８９】
ここで、有効電力の微小変化を抵抗３２の挿入によって行うものとしても良く、もちろん実際に電力貯蔵装置１３について時間軸シミュレーションを行い、該シミュレーション結果から感度を求めてもよい。この感度が大きいほど動揺抑制対象とする発電機に対する安定化制御効果が大きい。
【００９０】
なお、本例では有効電力を制御する機器の場合の感度解析について示したが、その他の無効電力やインピーダンスなどのパラメータを制御する装置についても、同様に制御量の微小変化に対する発電機の出力変化を求めることで、感度を計算すればよい。さらにこの他にも、電気学会論文誌電力・エネルギー部門誌、Ｖｏｌ．１１５−Ｂ、Ｎｏ．９、Ｐ１０５４の文献に記載されている指標ＬＩＥＤを感度指標として用いても良い。
【００９１】
また、シミュレーションを実施する代りに、実際の系統おいて、例えば電力貯蔵装置などの有効電力を微小変化させた場合の発電機の出力変化を観測することで、感度情報を検出する構成としてもよい。
【００９２】
次に、本発明による制御パラメータをチューニングする具体的な方法の一例として、制御チューニング装置２０で実施される処理の流れの一例を図７を用いて説明する。
【００９３】
以下、系統安定化装置１１、電力貯蔵装置１２、直流送電システム１３などの制御対象となる装置をまとめて安定化装置と記述する。
【００９４】
本処理では最初、ＮＤ個ある安定化装置の１台を評価対象に選ぶ。これを図中では添え字ｉで表す（ステップ５０１、５０２）。また、ＮＵ個ある制御入力信号候補のいずれかを選択する。これを図中では添え字ｋで表す。制御入力信号ｋの動揺モードの大きさＡｋおよび動揺の位相ψｋは可観測性評価装置２２によって与えられる（ステップ５０３、５０４）。
【００９５】
次に安定化装置の位相補償制御量φを選択する（ステップ５０５、５０６）。φの値をパラメータとして評価を行なうのであるが、φは連続量なので、いくつかのφの候補を選び、それについて評価を行なえばよい。例えばφの候補を−１８０°から１８０゜の間を１゜刻みの離散値の値をとるようにし、各々のφの値に対して指標を計算し評価を行なう。ここでは、このようにして選んだ位相補償制御量をφとして表す。
【００９６】
つぎに、発電機jについて安定化装置の制御の影響を評価する。まず、発電機jのエネルギー感度△Ｅijを、例えば数６に示すように安定化装置iの制御量に対する発電機jの感度△Ｐgijと発電機jの慣性定数Ｍjから求める（ステップ５０７〜５０９）。
【００９７】
【数６】

【００９８】
次に、発電機jの制御指標αikjを、例えば数７に示すように発電機jのエネルギー感度△Ｅij、動揺モードの大きさＡk、位相ψk、安定化装置の位相補償制御量φ、発電機jの動揺の位相θjから計算する（ステップ５１０）。
【００９９】
【数７】

【０１００】
この制御指標αｉｋｊを全ての発電機について求めた後に、全ての発電機のαｉｋｊの総和を求め、これを系統の安定化を示す指標となる制御効果指標αｉｋとする（ステップ５１１、５１２）。
【０１０１】
位相補償制御量φを、例えば−１８０゜から１８０゜の範囲で１゜ずつ変えながら、制御効果指標αｉｋが最大となる点を求め、その時のパラメータを求める（ステップ５１３、５１４）。
【０１０２】
このようにして、入力信号ｋを用いて安定化装置ｉを制御する場合の最適な位相補償制御量φと、その場合の制御効果指標αｉｋが得られる。
【０１０３】
制御入力信号候補が複数ある場合は、各制御入力信号候補について、制御効果指標αｉｋを求め、最も制御効果の大きい制御入力信号を使用することとすればよい。
【０１０４】
このように、本発明を用いることでより効果的な制御入力信号の選択を行なうことが可能となる。
【０１０５】
また、安定化装置が複数設置されていたり、系統への接続点の候補がいくつかあった場合には、各安定化装置または接続点について、最適な位相補償制御量φと制御効果指標αｉｋを求めればよい。そして、複数箇所の安定化装置を同時に運転してもよいし、最も制御効果の大きい制御装置のみ運転することとしてもよい。
【０１０６】
入力信号の選定では、制御対象モード以外の信号が多く含まれているとフィルタ等で取り除けなかった制御対象ではないモードがノイズとなる可能性があるため、制御効果指標αｉｋを元に選択する方法の他に、制御対象と考えていないモードが最も現れていない信号を選択する方法でも良い。また、制御を行わない場合に動揺が最も長く続くような信号を、制御時には入力信号として用いることが望ましいため、制御対象のモードの減衰率が小さく動揺のダンピングが悪い信号を選択する方法でも良い。
【０１０７】
図８は、上記図７において位相補償制御量φを変えながら制御効果指標αｉｋが最大となる点を求める一例を説明する図である。
【０１０８】
ここでは、入力信号ｋを用いて安定化装置ｉを制御する場合の、最適な位相補償制御量φと、その場合の制御効果指標αｉｋを求める場合を示す。位相補償制御量φを、例えば−１８０゜から１８０゜の範囲で変えながら制御効果指標αｉｋをプロットしたものがグラフ６１となる。このグラフ６１から、制御効果指標αｉｋが最大となる点は、本図にも示すように、位相補償制御量φが最適値と示す値であることが容易にわかる。
【０１０９】
このようにして、最適な位相補償制御量φと、その場合の制御効果指標αｉｋが得られる。
【０１１０】
制御チューニング装置２０の入出力データの例について、図９および図１０を用いて説明する。
【０１１１】
制御チューニング装置２０の入力データの例を図９に示す。本例において、制御入力信号データ９１として各安定化装置について入力信号候補毎にその動揺モードの大きさと位相を必要とする。動揺モードの大きさと位相は、制御入力信号データと同様に、可観測性評価装置２２によって与えられる。
【０１１２】
また、発電機情報データ９２として、各発電機毎に発電機慣性定数Ｍと発電機の動揺モードの大きさと位相を必要とする。発電機慣性定数Ｍは系統情報管理装置２４によって与えられる。
【０１１３】
さらに、発電機感度情報データ９３として、各安定化装置について発電機毎の発電機感度Ｐｇが必要とされる。発電機感度Ｐｇは可制御性評価装置２３によって与えられる。
【０１１４】
制御チューニング装置２０の出力データの例を図１０に示す。
【０１１５】
チューニング結果出力データ１０１としては、位相補償量φに対する制御効果指標αの値が制御チューニング装置２０に備えられた記憶装置に蓄えるか、または監視装置２１の画面に表示する。同様に最適チューニング結果出力データ１０２としては、各安定化装置について、最適制御指標αを最大とする制御入力信号と最適位相補償量φを、制御チューニング装置２０に備えられた記憶装置に蓄えるか、または監視装置２１の画面に表示する。
【０１１６】
さらにまた、表示された最適位相補償量φに応じてオペレータが決定したパラメータの値を受け付け、入力すべき安定化装置の出力制御装置１８のパラメータの変更を行う構成としてもよい。
【０１１７】
さらに、監視装置２１には、決定された最適値だけではなく、上記図６のグラフや、最適値の次に効果のあるパラメータの組み合わせ候補等を併せて示す構成としてもよい。
【０１１８】
本発明の制御対象となる安定化装置における制御の具体的な構成例を図１１に示す。
【０１１９】
本例では安定化装置として電力貯蔵装置１３を用いている。電力貯蔵装置１３の出力制御装置１８は、系統の複数箇所の母線電圧周波数偏差を入力として選択することを可能とし、電力貯蔵装置１３の有効電力出力量を制御する。
【０１２０】
本例において、入力信号は、周波数偏差検出装置７５によって検出された信号をゲインブロック７８に通した信号を入力としてもよく、または、周波数偏差検出装置７４によって検出された信号をゲインブロック７７に通した信号と周波数偏差検出装置７６によって検出された信号をゲインブロック７９に通した信号の和を用いてもよい。これら、どちらの信号を用いるかは制御チューニング装置２０の指令によって決定されるものとする。
【０１２１】
出力制御装置１８は、例えば本図に示されるように、フィルタブロック７１、位相補償ブロック７２、ゲインブロック７３によって構成される。フィルタブロック７１は、制御対象とする動揺モード以外のモードのゲインを下げる。具体的にはフィルタブロックの時定数Ｔ３を調整すればよい。また、位相補償ブロック７２によって制御対象とする動揺モードの周波数で所望の位相補償を行なう。具体的には位相補償ブロック７２の時定数Ｔ１、Ｔ２を調整すればよい。位相補償ブロック７３の出力は、ゲインを掛けた後、電力貯蔵装置１３の出力基準値Ｐ０に加えられる。
【０１２２】
例えば、周波数ｆｘで振動する動揺モードを抑制するために、制御チューニング装置２０から入力信号選択指令と位相補償量φが指示された場合を考える。この場合、入力信号は指令にしたがってスイッチで切り替える。また、位相補償量φの指令に対しては、フィルタ７１および位相補償ブロック７２の時定数Ｔ１、Ｔ２、Ｔ３を調整し、周波数ｆｘで位相補償量がφとなるような時定数に設定する。各時定数の決定は、あらかじめ周波数と位相補償量を実現する時定数の組をテーブルとして持っておけばよい。
【０１２３】
または、各時定数の組み合わせを作成し、各組み合わせに対してボード線図を計算し、所望の位相補償量となるような時定数の組み合わせを探す方法で決定してもよい。その結果決定された時定数を位相補償ブロック等の時定数として設定すればよい。さらにまた、フィルタ７１、位相補償ブロック７２、ゲイン７３は時定数を調整可能な電子回路として構成してもよいし、マイコン上で動作するソフトウェアとして構成してもよい。
【０１２４】
このような構成とすることで、制御チューニング装置２０の指令によって制御入力の選定指令や制御パラメータの変更によって、動揺抑制に効果的な制御系を構成することが可能となる。
【０１２５】
【発明の効果】
本発明によれば、動揺モード分析による可観測性の評価と、感度解析による可制御性評価をもとにして、安定化装置の制御構成およびパラメータ決定を行なうことで、最低限の制御入力信号によって、系統の動揺を効果的に抑制する制御系の実現が可能となる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明を適用した系統安定化制御パラメータ決定装置の構成を示すブロック図。
【図２】系統情報管理装置の構成例を示すブロック図。
【図３】本発明を適用した系統安定化制御パラメータ決定方法の一例を示す流れ図。
【図４】動揺モード抽出と位相補償の概念を示す説明図。
【図５】Ｐｒｏｎｙ解析入力データおよび結果データの例を示す説明図。
【図６】感度解析方法の一例を示す説明図。
【図７】本発明を適用した系統安定化制御パラメータ決定方法の一例を示す流れ図。
【図８】制御効果指標αｉｋが最大となる点を求める方法の説明するためのグラフ。
【図９】制御チューニング装置の入力データの例を示す説明図。
【図１０】制御チューニング装置の出力データの例を示す説明図。
【図１１】本発明を適用した電力系統安定化装置の構成の例を示すブロック図。
【符号の説明】
１１系統安定化装置
１２直流送電システム
１３電力貯蔵装置
１４発電機
１５負荷
１６線路
１７直流モジュレーション装置
１８出力制御装置
１９検出装置
２０制御チューニング装置
２１監視装置
２２可観測性評価装置
２３可制御性評価装置
２４系統情報管理装置
２５系統シミュレーション装置
３１設置候補母線
３２抵抗
６１制御効果指標グラフ
７１フィルタブロック
７２位相補償ブロック
７３ゲインブロック
７４周波数偏差検出装置
７５周波数偏差検出装置
７６周波数偏差検出装置
７７ゲインブロック
７８ゲインブロック
７９ゲインブロック
８１時系列データ
８２動揺モード情報データ
９１制御入力信号データ
９２発電機情報データ
９３発電機感度情報データ
１０１チューニング結果出力データ
１０２最適チューニング結果出力データ
１１１処理装置
１１２系統設備データベース
１１３オンライン情報データベース
１１４観測値記録データベース
１１５情報伝送路
１１６中央給電指令装置
１１７系統制御装置
１１８情報伝送路。[0001]
TECHNICAL FIELD OF THE INVENTION
The present invention provides a system stabilization control that can improve the stability of a power system by determining parameters and configurations of a control device that controls a stabilization device installed in the power system and presenting them to a user. The present invention relates to a parameter determination device.
[0002]
[Prior art]
In order to suppress the fluctuation of the AC power system, a stabilizer for controlling various parameters of the system has been studied. For example, by installing a power storage device in a system to transmit and receive active power and reactive power to and from the system, and by changing the impedance of a variable impedance type series capacitor, it is possible to accelerate the attenuation of system fluctuations. .
[0003]
In order for these system stabilizing devices to work effectively, it is necessary to detect a signal that changes in accordance with the fluctuation of the system, for example, a line power flow or a frequency deviation, and perform control in accordance with the signal.
[0004]
In such control, the effect of suppressing the fluctuation differs depending on which signal detected from the system to be controlled is used and which control is performed in accordance with the signal, that is, how the control parameter is set. For this reason, the study of the control method of the system stabilization device and the method of determining the control parameters have been studied.
[0005]
For example, IEEJ Transactions on Power and Energy, Vol. 113-B, no. 3, P203, discloses a method of weighting a fluctuation signal of a generator angular velocity deviation △ ω at a plurality of distant points with sensitivity to obtain a sum and using the sum as a control input. This technique is referred to as technique 1 for convenience.
[0006]
There is also known a method in which an eigenvalue sensitivity is used as an index and a control parameter is updated by repeated calculation to obtain an optimum control parameter. This technique is referred to as technique 2 for convenience.
[0007]
[Problems to be solved by the invention]
In the above-mentioned method 1 of the related art, it is necessary to always use the observed value of the system that changes every moment, for example, the generator angular velocity deviation as a control input. If such a control input signal is delayed due to detection, transmission, or the like, the control effect of the stabilizing device is reduced. In the above method 1, generally, it is necessary to always use the input signals of a plurality of far points as the control input to perform the control, so that a high-speed signal transmission facility is required, and the control performance is deteriorated due to the influence of the transmission delay. And the reliability is reduced due to the use of many input signals.
[0008]
Further, in the above-mentioned method 2 of the related art, eigenvalue calculation is required to obtain the eigenvalue sensitivity, and it is necessary to prepare a linearized model of the system and the stabilizing device. Further, selection and adjustment of the control parameters require trial and error, and there is a problem that an expert must repeatedly perform eigenvalue calculation. As described above, in the above-described method 2, an expert needs to perform an enormous amount of eigenvalue calculation in order to determine a control parameter of the stabilization device, and a considerable amount of time is required to set the control parameter. .
[0009]
SUMMARY OF THE INVENTION An object of the present invention is to solve the above-described problems of the conventional system, and to set a system stabilization control parameter determining device capable of appropriately and quickly setting control parameters of a control system for controlling a stabilizing device. And a method.
[0010]
More specifically, an object of the present invention is to provide an apparatus and method for determining a system stabilization control parameter that enables the control parameter to be appropriately and rapidly set by, for example, at least one input signal.
[0011]
[Means for Solving the Problems]
In order to achieve the above object, a system stabilization control parameter determining device and method of the present invention, in one embodiment, is provided in a power system to which a stabilizing device that enables a configuration or a state of a power system to be changed is connected. The control parameter or control configuration of the stabilizing device is determined using the fluctuation information of the power system and information on the influence of the stabilizing device on the power system.
[0012]
Further, in order to achieve the above object, the system stabilization control parameter determination device of the present invention, in another embodiment, using the oscillation information of the power system to which the stabilization device is connected, the oscillation mode information, for example, the oscillation mode An observability evaluation device for determining the amplitude, phase, and decay rate; and a controllability evaluation device for determining power system sensitivity information for controlling the stabilization device, for example, an output change sensitivity of a generator in the system. A control tuning device that determines a control parameter or a control configuration of the stabilizing device using the rocking mode information provided by the performance evaluation device and the sensitivity information provided by the controllability evaluation device.
[0013]
Here, in the system stabilization control parameter determination device of the above embodiment, information on at least one of a state, a configuration, and a component of a power system to which the stabilization device is connected is acquired, and the observability evaluation device A system information management device that generates at least one of the fluctuation information to be provided to the control device and the influence information to be provided to the controllability evaluation device, and outputs the generated information to a corresponding device. Is also good.
[0014]
Further, in the system stabilization control parameter determination device of the above embodiment, a simulation is performed based on the system information, and the simulation is provided to the fluctuation information to be provided to the observability evaluation device and the controllability evaluation device. The system may further include a system simulation device that generates at least one of the information of the influence to be generated and outputs the generated information to the corresponding device.
[0015]
Further, in the system stabilization control parameter determination device of the above embodiment, the control parameter or control configuration of the stabilization device determined by the control tuning device may be configured to include a monitoring device that displays or notifies the operator so as to be understood. Is also good.
[0016]
Further, in the system stabilization control parameter determining device of the above embodiment, when changing the configuration or the state of the power system, the system stabilization control parameter determining device determines the control parameter or control configuration of the stabilizing device determined by the control tuning device. Therefore, the change of the control device of the stabilizing device, the change of the stabilizing device to the control device corresponding to any of the control parameters and the control configuration prepared in advance, and the input signal to the corresponding control device. A configuration for selecting any of the changes may be adopted.
[0017]
The control parameter or control configuration information of the stabilizing device determined by the control tuning device is, for example, a configuration of a filter or a phase compensation block, or a time constant or a gain of each configuration.
[0018]
More specifically, for example, the control tuning device includes information on at least one of a magnitude, a phase, and a damping rate of a rocking mode included in a control input signal of the stabilization device, and a system for a control amount of the stabilization device. Using the output change sensitivity information of the generator, the phase information of the oscillation mode of the generator in the system, and the information indicating the magnitude of the inertia constant or inertia of the generator in the system, Is determined.
[0019]
When the control tuning device determines the phase compensation amount of the control device of the stabilization device, for example, any one of frequency deviation information, angular speed change information, phase angle change information, and effective output change information of the generator in the power system is used. Or at least one of the bus voltage frequency deviation information and the line active power change information in the power system.
[0020]
The observability evaluation device obtains any of the phase, amplitude, and damping rate of the sway mode by, for example, the Pony analysis method or the Steiglitz-McBride method.
[0021]
Further, in the system stabilization control parameter determination device of the above embodiment, the system information management device provides system information immediately before the disturbance to the system simulation device when a disturbance occurs in the power system, and based on the information, The system simulation device predicts the response of the system by simulation earlier than the actual phenomenon, performs the analysis of the oscillation mode by the observability evaluation device based on the result, and uses the control tuning device based on the result. The control parameter or control configuration of the stabilizing device may be determined.
[0022]
Here, the stabilization device targeted by the system stabilization control parameter determining device and method of the present invention is, for example, a device that exchanges active power or reactive power with a power system, an impedance or a bus inserted in series in a line. Either a device that adjusts the voltage phase or a device that controls the excitation voltage of the generator.
[0023]
According to the present invention, by using the fluctuation information of the power system and the information on the influence of the stabilization device on the power system, the control parameter or control configuration of the stabilization device is determined, so that the minimum control input signal This makes it possible to design a control system that effectively suppresses the system sway.
[0024]
Further, according to the present invention, an observability evaluation device that obtains sway mode information using provided sway information, a controllability evaluation device that obtains sensitivity information for control of a stabilization device, the sway mode information and By providing a control tuning device that determines the control parameter or control configuration using the sensitivity information, it is possible to design a control system that effectively suppresses system oscillation with a minimum control input signal. .
[0025]
In addition, by providing a monitoring device that displays or notifies the operator of the control parameters or control configuration of the stabilizing device determined by the control tuning device, it is possible to give the operator knowledge about the control configuration and control parameters. It becomes.
[0026]
When changing the configuration or state of the power system, the control device of the stabilization device is changed according to the control parameter or control configuration information of the stabilization device determined by the control tuning device. By selecting one of the change of the stabilization device corresponding to one of the control parameters and the control configuration set in advance to the control device, and the change of the input signal to the corresponding control device, It is possible to provide a control configuration and control parameters adapted to the state.
[0027]
Further, by using the control parameter or control configuration information of the stabilization device determined by the control tuning device as the configuration of the filter or the phase compensation block, or the time constant or gain of each configuration, the system fluctuation can be effectively prevented. Thus, it is possible to design a control system that suppresses the temperature.
[0028]
In addition, the control tuning device includes information on at least one of the magnitude, phase, and damping rate of the oscillation mode included in the control input signal of the stabilization device, and changes in the output of the generator in the system with respect to the control amount of the stabilization device. Using the sensitivity information, the phase information of the oscillation mode of the generator in the system, and the information indicating the inertia constant or the magnitude of the inertia of the generator in the system, determine the phase compensation amount of the control device of the stabilization device. This makes it possible to design a control system that effectively suppresses system fluctuations with a minimum control input signal.
[0029]
When the control tuning device determines the amount of phase compensation, any one of frequency deviation information, angular velocity change information, phase angle change information, and effective output change information of the generator in the power system, and the bus voltage in the power system. By using either the frequency deviation information or the line active power change information, it is possible to design a control system that effectively suppresses system fluctuation with a minimum control input signal.
[0030]
In addition, the observability evaluation device can appropriately perform the fluctuation mode analysis by obtaining the phase, amplitude, and attenuation rate of the fluctuation mode by the Prony analysis method or the Steiglitz-McBride method.
[0031]
In addition, the system information management device provides system information immediately before the disturbance to the system simulation device when a disturbance occurs in the system, and based on that, the system simulation device predicts the system response by simulation earlier than the actual phenomenon. Based on the results, the observability evaluation device analyzes the rocking mode, and the control tuning device determines the control parameters or control configuration of the stabilizing device based on the results. After that, it is possible to suppress the fluctuation of the system with the control configuration most suitable for the system state.
[0032]
Further, a stabilizing device which is an object of the present invention is a device which exchanges active power or reactive power with a system, a device which adjusts impedance or bus voltage phase inserted in series in a line, and an exciting voltage of a generator. By adopting any of the control devices, it is possible to provide a system stabilizing device that effectively suppresses system fluctuations with a minimum control input signal.
[0033]
BEST MODE FOR CARRYING OUT THE INVENTION
Hereinafter, embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings.
[0034]
FIG. 1 shows a configuration example when the present invention is configured by a system stabilization device (PSS) 11, a DC power transmission system 12, and a power storage device 13. Hereinafter, an embodiment of a system stabilization control parameter determination device 1 according to the present invention will be described with reference to FIG.
[0035]
The system stabilization control parameter determination device 1 of the present embodiment includes a control tuning device 20, a monitoring device 21, an observability evaluation device 22, a controllability evaluation device 23, a system information management device 24, and a system simulation device 25. ing.
[0036]
Here, each of the control tuning device 20, the observability evaluation device 22, and the controllability evaluation device 23 is configured as, for example, a computer including a CPU and a memory and a program that operates on the computer. For example, the program may be stored in a storage medium and read into a computer by a storage medium reading device or the like.
[0037]
In this embodiment, the fluctuation information and the system information to be supplied to the observability evaluation device 22 and the controllability evaluation device 23 are supplied from the system information management device 24 and the system simulation device 25. However, when the above-mentioned fluctuation information and system information can be received from the outside, or when obtained from one of the system information management device 24 and the system simulation device 25, unnecessary One or both of the system information management device 24 and the system simulation device 25 may be removed.
[0038]
In the present embodiment, the DC power transmission system 12 and the power storage device 13 are connected to a power system including a generator 14, a load 15, a transmission line 16, and the like.
[0039]
In the power system, for example, the rotational speed of the generator 14 fluctuates due to some disturbance, for example, a lightning strike on a transmission line, and the generator output, the bus voltage, the frequency, the line power flow, and the like fluctuate accordingly. Here, such a vibration phenomenon occurring in the power system is referred to as power system fluctuation, and information indicating the state of the fluctuation is referred to as power system fluctuation information.
[0040]
The system stabilizing device (PSS) 11 is installed in the generator 14 and adjusts the excitation voltage of the generator so as to suppress the fluctuation of the generator 14. Part of the electric power exchanged between the DC system 12 and the electric power system is controlled by a DC modulation device (DC-PSS) 17 and serves to suppress the power fluctuation of the electric power system. The output of the power storage device 13 is controlled by the output control device 18 so as to suppress power fluctuation in the power system. The output signal of the output control device 18 is created based on the power deviation ΔP and the frequency deviation Δf of the transmission line 16 detected by the detection device 19.
[0041]
In the present embodiment, at least a part of the control parameters or control configuration of the system stabilization device 11, the DC power transmission system 12, and the output control device 18 of the power storage device 13 is determined by the system stabilization control parameter determination to which the present invention is applied. It is set by the control tuning device 20 of the device 1.
[0042]
The control tuning device 20 includes a system configuration or current system information such as a line impedance and a generator operation state provided by the system information management device 24, a fluctuation mode analysis result information of the system provided by the observability evaluation device 22, Based on the generator output change sensitivity information for the control amount of the power storage device 13 and the like provided by the controllability evaluation device 23, the control input of the output control device 18 of the power storage device 13 is selected and the control parameters are set. Or Here, the oscillation mode indicates an oscillation component of a certain frequency or cycle included in the oscillation of the system.
[0043]
The processing functions of the observability evaluation device 22 and the controllability evaluation device 23 will be described later.
[0044]
The system information management device 24 provides the observability evaluation device 22 with power system fluctuation information such as a detected value of a generator, line power, or fluctuation of a bus voltage frequency. Further, the system information management device 24 gives the controllability evaluation device 23 information on the influence of the stabilizing device on the power system, such as the output change sensitivity of the generator with respect to the output change of the power storage device 13. Here, information on the influence of the stabilizing device on the power system is also referred to as sensitivity information.
[0045]
The system simulation device 25 performs a time axis simulation assuming a disturbance such as a line ground fault based on system information such as a line impedance, a generator constant, and a generator output provided by the system information management device 24, and performs calculation. From the results, the system fluctuation information such as the detected values of the generator, the line power, the bus voltage frequency fluctuation and the like, and the information such as the output change sensitivity of the generator with respect to the output change of the power storage device 13 are transmitted to the observability evaluation device 22. And the controllability evaluation device 23.
[0046]
That is, the system information management device 24 provides the fluctuation and sensitivity information based on the detection values obtained from the actual system to the observability evaluation device 22 and the controllability evaluation device 23, while the system simulation device 25 The fluctuation information and the sensitivity information based on the result of the assumed failure calculation using the time axis simulation are provided to the observability evaluation device 22 and the controllability evaluation device 23.
[0047]
The monitoring device 21 displays information necessary for these control tunings, and selected control input information and control parameter information. By viewing the information of the monitoring device 21, the operator can monitor the power fluctuation of the system, the effect of control tuning, and the like.
[0048]
Here, it is assumed that the control parameters of the system stabilization device 11, the DC power transmission system 12, and the output control device 18 of the power storage device 13 are set by the control tuning device 20, but instead the values displayed on the monitoring device 21 are checked. Then, the control parameters may be set according to the values input by the operator.
[0049]
In addition, the system stabilizing device 11, the DC power transmission system 12, and the power storage device 13 are assumed as the control parameters to be tuned. In addition, a reactive power compensating device capable of controlling reactive power and an impedance controllable. The present invention can be applied to any device that can control power system fluctuations by controlling system parameters, such as a thyristor control series capacitor that performs power control, and a phase adjuster that enables phase control. is there.
[0050]
Further, when a disturbance occurs in the system, the system information management device 24 provides the system information immediately before the disturbance to the simulation device 25, and performs a simulation earlier than the actual phenomenon by the system simulation device 25 based on the system information. The response is predicted, the observability evaluation device 22 analyzes the sway mode based on the result, and the control parameter or control configuration of the output control device 18 of the power storage device 13 is determined by the control tuning device 20 based on the result. May be.
[0051]
An example of a detailed configuration of the system information management device 24 is shown in FIG.
[0052]
The system information management device 24 of this example is configured by a database such as a system equipment database 112, an online information database 113, and an observation value record database 114, and a processing device 111 including a computer or the like for performing information input / output processing of the databases. Is done. The processing device 111 and each database are connected by an information transmission line 115.
[0053]
Each database stores the following information. The system facility database 112 stores system configuration information such as a generator constant, a transmission line constant, and a line connection state. The online information database 113 is a state that changes every moment, such as the generator output, the ON / OFF state of the circuit breaker and the switch, the input amount of the shunt capacitor and the shunt reactor, the DC power amount of the DC interconnection system, and the output of the power storage device. Stores quantity information. The observation value record database 114 stores records of power fluctuations that occurred in the past, and information on actual values such as past step response tests.
[0054]
Various types of information are sent to the database from devices that control the actual power system, such as the central power supply command device 116 and the system control device 117, via the information transmission line 118 and the processing device 111. Further, various information may be sent to the database by directly inputting from the processing device 111 by the operator.
[0055]
The processing device 111 sends information of the observation value record database 114 to the observability evaluation device 22 and the controllability evaluation device 23, and sends data of the system equipment database 112 and the online information database 113 to the system simulation device 25.
[0056]
As an example of the control method of the system stabilization control parameter according to the present invention, a processing example for determining the control parameter of the output control device 18 of the power storage device 13 will be described with reference to the flowchart of FIG.
[0057]
In the present process, first, the system information management device 24 detects the bus voltage frequency deviation and the frequency deviation Δf of the generator, which are control input signals, or the system simulation device 25 simulates these signals, that is, the time series of the frequency deviation. Ask for data. Further, the fluctuation mode of the frequency deviation is extracted by the observability evaluation device 22, and the phase and amplitude of each mode are obtained. Further, the controllability evaluation device 23 obtains the output change sensitivity of the generator 14 with respect to the output change of the power storage device 13 (Step 201).
[0058]
Next, the control tuning device 20 calculates a stabilization index from the control input signal, the phase compensation control amount, the fluctuation phase of the generator 14, and the control sensitivity information of the power storage device 13 (step 202).
[0059]
At this time, when the stabilization index becomes the largest value, the power fluctuation suppression effect of the system becomes the largest. For this reason, the assumed phase compensation control amount is used as a parameter, the phase compensation control amount is changed by iterative calculation, and the phase compensation control amount when the stabilization index reaches the maximum value is set to the optimum value φ (steps 203 and 204). ). Thus, control parameters can be obtained.
[0060]
An example of the configuration of the system simulation device 25 will be described in detail.
[0061]
The system simulation device 25 of this example performs a time axis simulation based on the data of the system facility database 112 and the online information database 113 passed from the system information management device 24.
[0062]
As a method of the time axis simulation, a well-known effective value or instantaneous value-based transient stability analysis method may be used. Details of the effective value-based simulation method are described in, for example, “Application of Electric Power System Technical Calculation” published by Denki Shoin (by Kozo Nittame). The details of the instantaneous value-based simulation method are shown in "Power System Transient Analysis" (published by Yasuji Sekine) published by Ohmsha.
[0063]
Each of these methods is a method of obtaining a state at the time of disturbance such as a system failure from the impedance matrix of the power system or the equation of motion of the generator. As a result of the simulation, the time response of the system to the assumed disturbance is obtained. For example, the state of the angular velocity change of each generator and the state of the voltage frequency deviation of each bus when a ground fault occurs on a certain line are obtained as values with respect to time.
[0064]
In the system simulation apparatus 25 of this example, first, a disturbance that frequently occurs in the system or reduces the stability of the system is set, a time axis simulation is performed under the conditions, and the resulting time waveform information is obtained. This is transmitted to the observability evaluation device 22. Here, the setting of the disturbance may be determined in advance by an operator describing the setting in a file.
[0065]
In addition, the system simulation device 25 also calculates the effect of the system stabilization device 11 controlled by the output control device 18 on the system. Specifically, when the system stabilizing device 11 instantaneously changes the output by a certain amount, the amount of change in the output of each generator connected to the system is determined. For example, in FIG. 1, the active power output from the power storage device 13 is changed in a minute amount step-like, and the change amount of the active power of the generator 14 at that time is obtained. The value at this time is transmitted to the controllability evaluation device 23.
[0066]
Here, the active power of the power storage device 13 has been described as an example. However, in addition to this, for the system stabilization device 11 controlled by the output control device 18, when the parameter controlled by the device is slightly changed, In any case, the configuration may be such that simulation is possible.
[0067]
The system simulation device 25 may be configured as a computer and a program operating on the computer, or may be configured as an analog simulator model equivalently representing a power system. That is, it is sufficient that the time waveform information can be obtained from the state of the power system and the assumed disturbance condition.
[0068]
An example of processing performed by the observability evaluation device 22 to extract a sway mode from system sway information and perform phase compensation will be described with reference to FIG.
[0069]
From the bus frequency deviation △ fn of the system detected by the system information management device 24, a mode analysis is performed by the observability evaluation device 22 to extract a sway mode, and the amplitude A, the phase Ψ, and the attenuation coefficient D of the extracted sway mode are calculated. calculate. As a result of the mode analysis, time-series information △ fn ′ including only a single mode is obtained from the original △ fn. This signal may be shifted by the optimal phase compensation amount φ and used as the output command value of the power storage device 13. The actual phase compensation can be performed by, for example, a phase compensator 72 (FIG. 11) included in the output controller 18 described later.
[0070]
The extraction of the above-mentioned modes may be carried out by using the below-mentioned profiling analysis method online, or the modes to be controlled may be extracted by a filter.
[0071]
The analysis of the fluctuation mode of the system by the observability evaluation device 22 may be performed by using, for example, a prony analysis method. The details of the procedural analysis method are described, for example, in the literature of the Institute of Electrical Engineers of Japan, Power Technology and Power System Technology Joint Study Group Material PE-96-79. An outline of a processing example when the present analysis technique is applied to the present invention will be described with reference to FIG.
[0072]
The bus voltage frequency fluctuation Δf of the system detected from the system or obtained from the simulation result generally includes several oscillation modes. By the Prony analysis method, the initial phase, amplitude, attenuation rate, frequency, period, and the like of each oscillation mode included in the data can be approximately obtained from the time series data of Δf as shown in FIG.
[0073]
That is, as shown in FIG. 5, the time series data 81 of △ f is used as input data to the analysis processing, and as a result of the analysis, the fluctuation mode information data 82 such as the initial phase, amplitude, damping rate, frequency, and period of each vibration mode is obtained. Can be obtained. In this way, the observability evaluation device 22 outputs each sway mode information.
[0074]
Here, an example is described in which the power system is analyzed in the sway mode by the prony analysis. However, another method may be used as long as the information of the sway mode can be extracted. For example, the Steiglitz-McBride method may be used. For details of the Steiglitz-McBride method, see IEEJ Transactions on Power and Energy, Vol. 118-B, no. 1, P52.
[0075]
The details of the procedural analysis method will be described. The proxy analysis method extracts a vibration mode included in time-series data and estimates a vibration frequency, attenuation, amplitude, and phase. When there is no noise, it has a function to estimate and reproduce vibrations in multiple modes with high accuracy. The outline of the mode analysis method by the Prony analysis is shown below.
[0076]
First, the observed signal y (k), (k = 1, 2,..., N−1)
[0077]
(Equation 1)

[0078]
(Equation 2)

[0079]
Consider estimating in the form of Here, n is the number of modes, Δt is a sampling interval, λi is an eigenvalue, and Bi is an initial value. Zi is given as a solution of the following n-th order polynomial (characteristic equation).
[0080]
(Equation 3)

[0081]
On the other hand, from

Equations

1 and 3, the coefficients a1 to an of the polynomial are represented by the following equations.
[0082]
(Equation 4)

[0083]
Therefore, formula 4 is formed from the observed values, coefficients a1 to an are obtained by using the least squares method, and solution 3 is obtained by solving formula 3, so that eigenvalue λi can be calculated.
[0084]
Next, the following relationship is derived from Equation 3 for the initial value Bi.
[0085]
(Equation 5)

[0086]
From this, the initial value Bi can be calculated using the least squares method. When the eigenvalue λi is a complex number (vibration mode), the initial value Bi is also a complex number, the magnitude of which is the amplitude, and the angle is the initial phase.
[0087]
The controllability evaluation device 23 outputs the output change sensitivity information of the generator with respect to the output change of the device to be controlled such as the power storage device 13 using the sensitivity analysis by simulation. The effect of the stabilizer 11 on the system can be measured, for example, using the sensitivity information as an index.
[0088]
An example of how to determine the sensitivity will be described with reference to FIG. When the control target is the active power output of the power storage device 13, a small change in the active power is given to the installation candidate bus 31 of the power storage device 13, and the magnitude of each generator output change in the system at that time is obtained. Is an index of the stabilizing effect, that is, sensitivity.
[0089]
Here, the minute change of the active power may be performed by inserting the resistor 32. Of course, the time axis simulation may be actually performed on the power storage device 13 and the sensitivity may be obtained from the simulation result. The greater the sensitivity, the greater the stabilization control effect on the generator to be subjected to fluctuation suppression.
[0090]
In this example, the sensitivity analysis in the case of the device for controlling the active power is shown. However, the output variation of the generator with respect to the minute change of the control amount is similarly applied to the device for controlling the parameters such as the reactive power and the impedance. , The sensitivity may be calculated. Furthermore, in addition to this, the IEEJ Transactions on Power and Energy, Vol. 115-B, no. 9, the index LIED described in the document of P1054 may be used as the sensitivity index.
[0091]
Instead of performing the simulation, the configuration may be such that the sensitivity information is detected by observing a change in the output of the generator when the active power of the power storage device or the like is slightly changed in an actual system. .
[0092]
Next, as an example of a specific method of tuning a control parameter according to the present invention, an example of a flow of processing performed by the control tuning device 20 will be described with reference to FIG.
[0093]
Hereinafter, devices to be controlled, such as the system stabilizing device 11, the power storage device 12, and the DC power transmission system 13, will be collectively described as a stabilizing device.
[0094]
In this process, first, one of the ND stabilizing devices is selected for evaluation. This is indicated by a subscript i in the figure (steps 501 and 502). Further, one of the NU control input signal candidates is selected. This is indicated by a subscript k in the figure. The magnitude Ak of the fluctuation mode and the phase Δk of the fluctuation of the control input signal k are provided by the observability evaluation device 22 (steps 503 and 504).
[0095]
Next, the phase compensation control amount φ of the stabilizer is selected (steps 505 and 506). The evaluation is performed using the value of φ as a parameter. Since φ is a continuous quantity, several φ candidates may be selected and evaluated. For example, a candidate for φ is set to a discrete value in steps of 1 ° between −180 ° and 180 °, and an index is calculated and evaluated for each value of φ. Here, the phase compensation control amount thus selected is represented as φ.
[0096]
Next, the influence of the control of the stabilization device on the generator j will be evaluated. First, the energy sensitivity △ Eij of the generator j is calculated by, for example, 6 As shown in Fig. 7, the sensitivity △ Pgij of the generator j with respect to the control amount of the stabilizer i and the inertia constant Mj of the generator j are obtained (steps 507 to 509).
[0097]
(Equation 6)

[0098]
Next, the control index αikj of the generator j is 7 As shown in (5), calculation is made from the energy sensitivity △ Eij of the generator j, the magnitude Ak of the oscillation mode, the phase ψk, the phase compensation control amount φ of the stabilizer, and the oscillation phase θj of the generator j (step 510).
[0099]
(Equation 7)

[0100]
After this control index αikj is obtained for all generators, the sum of αikj of all generators is obtained, and this is set as a control effect index αik that is an index indicating system stabilization (steps 511 and 512).
[0101]
While changing the phase compensation control amount φ by, for example, 1 ° in the range of −180 ° to 180 °, a point at which the control effect index αik is maximized is obtained, and parameters at that time are obtained (steps 513 and 514).
[0102]
In this manner, the optimal phase compensation control amount φ when controlling the stabilization device i using the input signal k and the control effect index αik in that case are obtained.
[0103]
When there are a plurality of control input signal candidates, the control effect index αik is obtained for each control input signal candidate, and the control input signal having the largest control effect may be used.
[0104]
Thus, by using the present invention, it is possible to select a more effective control input signal.
[0105]
When a plurality of stabilizing devices are installed or there are some candidates for connection points to the system, the optimum phase compensation control amount φ and control effect index αik are determined for each stabilizing device or connection point. Just ask. Then, a plurality of stabilizing devices may be operated at the same time, or only the control device having the greatest control effect may be operated.
[0106]
In selecting an input signal, if a large number of signals other than the control target mode are included, a mode that cannot be removed by a filter or the like that is not a control target may become noise. In addition, a method of selecting a signal in which a mode not considered as a control target does not appear most often may be used. In addition, since it is desirable to use, as an input signal at the time of control, a signal whose oscillation lasts longest when control is not performed, a method of selecting a signal having a small damping rate of the mode of the controlled object and poor damping of the oscillation may be used. .
[0107]
FIG. 8 is a diagram for explaining an example of obtaining a point at which the control effect index αik becomes maximum while changing the phase compensation control amount φ in FIG.
[0108]
Here, a case is shown in which, when the stabilization device i is controlled using the input signal k, the optimum phase compensation control amount φ and the control effect index αik in that case are obtained. A graph 61 is obtained by plotting the control effect index αik while changing the phase compensation control amount φ in a range of, for example, −180 ° to 180 °. From this graph 61, it can be easily understood that the point at which the control effect index αik becomes the maximum is a value indicating that the phase compensation control amount φ is an optimum value, as shown in FIG.
[0109]
Thus, the optimal phase compensation control amount φ and the control effect index αik in that case are obtained.
[0110]
An example of input / output data of the control tuning device 20 will be described with reference to FIGS.
[0111]
FIG. 9 shows an example of input data of the control tuning device 20. In this example, the magnitude and phase of the fluctuation mode are required for each stabilization device as the control input signal data 91 for each input signal candidate. The magnitude and phase of the rocking mode are provided by the observability evaluation device 22 in the same manner as the control input signal data.
[0112]
Further, as the generator information data 92, the generator inertia constant M and the magnitude and phase of the oscillation mode of the generator are required for each generator. The generator inertia constant M is provided by the system information management device 24.
[0113]
Further, as the generator sensitivity information data 93, a generator sensitivity Pg for each generator is required for each stabilizing device. The generator sensitivity Pg is provided by the controllability evaluation device 23.
[0114]
FIG. 10 shows an example of output data of the control tuning device 20.
[0115]
As the tuning result output data 101, the value of the control effect index α with respect to the phase compensation amount φ is stored in a storage device provided in the control tuning device 20, or displayed on the screen of the monitoring device 21. Similarly, as the optimal tuning result output data 102, for each stabilizing device, the control input signal maximizing the optimal control index α and the optimal phase compensation amount φ are stored in a storage device provided in the control tuning device 20; Alternatively, it is displayed on the screen of the monitoring device 21.
[0116]
Furthermore, a configuration may be adopted in which the value of the parameter determined by the operator according to the displayed optimal phase compensation amount φ is received, and the parameter of the output control device 18 of the stabilizing device to be input is changed.
[0117]
Further, the monitoring device 21 may have a configuration in which not only the determined optimum value but also the graph of FIG.
[0118]
FIG. 11 shows a specific configuration example of control in the stabilization device to be controlled according to the present invention.
[0119]
In this example, the power storage device 13 is used as a stabilizing device. The output control device 18 of the power storage device 13 enables selection of the bus voltage frequency deviation at a plurality of points in the system as an input, and controls the effective power output amount of the power storage device 13.
[0120]
In this example, the input signal may be a signal obtained by passing the signal detected by the frequency deviation detecting device 75 through the gain block 78, or the signal detected by the frequency deviation detecting device 74 may be passed through the gain block 77. The sum of the signal obtained by passing the signal detected by the frequency deviation detecting device 76 through the gain block 79 may be used. Which of these signals is used is determined by a command from the control tuning device 20.
[0121]
The output control device 18 includes, for example, a filter block 71, a phase compensation block 72, and a gain block 73 as shown in FIG. The filter block 71 lowers the gain of a mode other than the oscillation mode to be controlled. Specifically, the time constant T3 of the filter block may be adjusted. Also, the phase compensation block 72 performs a desired phase compensation at the frequency of the oscillation mode to be controlled. Specifically, the time constants T1 and T2 of the phase compensation block 72 may be adjusted. After multiplying the gain, the output of the phase compensation block 73 is added to the output reference value P0 of the power storage device 13.
[0122]
For example, let us consider a case where an input signal selection command and a phase compensation amount φ are instructed from the control tuning device 20 in order to suppress a rocking mode that vibrates at the frequency fx. In this case, the input signal is switched by a switch according to the command. In response to the command for the phase compensation amount φ, the time constants T1, T2, and T3 of the filter 71 and the phase compensation block 72 are adjusted to set the time constant such that the phase compensation amount becomes φ at the frequency fx. To determine each time constant, a set of time constants for realizing the frequency and the phase compensation amount may be stored in advance as a table.
[0123]
Alternatively, it may be determined by creating a combination of time constants, calculating a Bode diagram for each combination, and searching for a combination of time constants that provides a desired amount of phase compensation. The time constant determined as a result may be set as the time constant of the phase compensation block or the like. Furthermore, the filter 71, the phase compensation block 72, and the gain 73 may be configured as an electronic circuit whose time constant can be adjusted, or may be configured as software operating on a microcomputer.
[0124]
With such a configuration, it is possible to configure a control system that is effective in suppressing vibration by selecting a control input or changing a control parameter according to a command from the control tuning device 20.
[0125]
【The invention's effect】
According to the present invention, the control configuration and parameters of the stabilizing device are determined based on the observability evaluation based on the fluctuation mode analysis and the controllability evaluation based on the sensitivity analysis. Accordingly, it is possible to realize a control system that effectively suppresses the fluctuation of the system.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a block diagram showing a configuration of a system stabilization control parameter determination device to which the present invention has been applied.
FIG. 2 is a block diagram showing a configuration example of a system information management device.
FIG. 3 is a flowchart showing an example of a method for determining a system stabilization control parameter to which the present invention is applied.
FIG. 4 is an explanatory diagram showing the concept of the oscillation mode extraction and the phase compensation.
FIG. 5 is an explanatory diagram showing an example of a procedural analysis input data and a result data.
FIG. 6 is an explanatory diagram showing an example of a sensitivity analysis method.
FIG. 7 is a flowchart showing an example of a method for determining a system stabilization control parameter to which the present invention is applied.
FIG. 8 is a graph for explaining a method for obtaining a point at which the control effect index αik is maximum.
FIG. 9 is an explanatory diagram showing an example of input data of the control tuning device.
FIG. 10 is an explanatory diagram showing an example of output data of the control tuning device.
FIG. 11 is a block diagram showing an example of the configuration of a power system stabilizing device to which the present invention has been applied.
[Explanation of symbols]
11 System stabilizer
12 DC power transmission system
13 Power storage device
14 Generator
15 Load
16 tracks
17 DC modulation device
18 Output control device
19 Detector
20 Control tuning equipment
21 Monitoring device
22 Observability evaluation device
23 Controllability evaluation device
24 System information management device
25 System simulation device
31 Installation candidate bus
32 resistance
61 Control effect index graph
71 Filter Block
72 Phase compensation block
73 Gain Block
74 Frequency deviation detector
75 Frequency deviation detector
76 Frequency deviation detector
77 gain block
78 gain block
79 Gain Block
81 time series data
82 Motion mode information data
91 Control input signal data
92 Generator information data
93 Generator sensitivity information data
101 Tuning result output data
102 Optimal tuning result output data
111 processing unit
112 system equipment database
113 Online Information Database
114 Observation record database
115 Information transmission path
116 Central power supply command device
117 System controller
118 Information transmission path.

Claims

An apparatus for determining a control parameter of a stabilization apparatus that enables a change in a configuration or a state of a power system,
In the power system to which the stabilizing device is connected , at least one of a generator output, a bus voltage, a frequency, and a line power flow, fluctuation information related to vibration due to disturbance, and the stabilizing device is connected to the power system. A system stabilization control parameter determination device, which determines the control parameter or the control configuration such that vibration in the power system is reduced based on information on the influence.

In the electric power system to which the stabilizing device is connected, receiving at least one of the output of the generator, the bus voltage, the frequency, and the line power flow , provided with the fluctuation information related to the vibration due to the disturbance , and from the fluctuation information, the fluctuation mode information. Observability evaluation device for obtaining
A controllability evaluation device that receives information on the effect that the stabilizing device has on the power system and obtains sensitivity information for control of the power system using the information on the effect,
Based on the oscillation modes information and sensitivity information obtained from the controllability evaluation device obtained from the observability evaluation device, so that the vibration in the electric system is reduced, determining a control parameter or control structure of the stabilizer Control tuning device
A system stabilization control parameter determination device, comprising:

Information on at least one of the state, configuration, and components of the power system to which the stabilization device is connected is obtained from the power system, and the fluctuation information and the controllability evaluation to be provided to the observability evaluation device are obtained. The system stabilization according to claim 2 , further comprising: a system information management device that generates at least one of the information of the influence to be provided to the device and outputs the generated information to the corresponding device. Control parameter determination device.

The state of the power system to which the stabilizing device is connected, provided with information on at least one of the configuration and components, and performs a simulation based on the information on the provided system, to the observability evaluation device The system further includes a system simulation device that generates at least one of the fluctuation information to be provided and the influence information to be provided to the controllability evaluation device, and outputs the generated information to a corresponding device. to, the system stabilizing control parameter determining apparatus according to claim 2 or 3 wherein.

The observability evaluation device, the amplitude of the oscillation modes using the motion information of the provided, out of phase and attenuation factor, and obtains at least amplitude and phase, the system stabilizing control according to claim 2, wherein Parameter determination device.

The said controllability evaluation apparatus calculates | requires the output change sensitivity of the generator in the said electric power system with respect to the control amount of the said stabilization apparatus using the provided information of the influence , The claim 2 characterized by the above-mentioned. System stabilization control parameter determination device.

The system stabilization control parameter determination according to claim 2 , further comprising a monitoring device that notifies an operator of a control parameter or a control configuration of the stabilization device determined by the control tuning device in a recognizable form. apparatus.

When changing the configuration or state of the power system, according to the control parameter or control configuration information of the stabilization device determined by the control tuning device, change the control device of the stabilization device, prepare in advance changes to the control unit of the stabilizer corresponding to one of Oita control parameters and control arrangement, and, and selects any of the changes of the input signal to the appropriate control device, wherein Item 3. The system stabilization control parameter determination device according to Item 2.

The control parameter or control configuration information of the stabilization device determined by the control tuning device includes at least one of a filter configuration, a phase compensation block configuration, a time constant of each configuration, and a gain of each configuration. wherein the are, the system stabilizing control parameter determining apparatus according to claim 2, wherein.

The control tuning device includes information on at least one of a magnitude, a phase, and a damping rate of a rocking mode included in a control input signal of the stabilization device, and information on a control amount of the stabilization device in the power system. Using sensitivity information about the output change sensitivity of the generator, phase information of the rocking mode of the generator in the power system, and information indicating the magnitude of inertia constant or inertia of the generator in the power system, 3. The system stabilization control parameter determination device according to claim 2 , wherein a phase compensation amount of a control device of the stabilization device is determined.

The control tuning device, when determining the amount of phase compensation of the control device of the stabilizing device, at least among frequency deviation information, angular velocity change information, phase angle change information, and effective output change information of a generator in the power system. one with at least one and is characterized by using, the system stabilizing control parameter determining apparatus according to claim 2, wherein one of the bus voltage frequency deviation information and the line active power change information of the power in the system.

The system stabilization control according to claim 2 , wherein the observability evaluation device obtains at least one of a phase, an amplitude, and a damping rate of the oscillation mode by a Prony analysis method or a Steiglitz-McBride method. Parameter determination device.

The system simulation device further includes a system simulation device that performs a simulation on the power system, wherein the system information management device provides system information immediately before the disturbance to the system simulation device when a disturbance occurs in the power system, the system simulation device Performs a simulation using the provided system information, predicts a response of the power system earlier than an actual phenomenon, and the observability evaluation device analyzes the sway mode using the prediction result. the performed, the control tuning device, using the analysis result of the oscillation modes, characterized in that said determining a control parameter or control structure of the stabilizer, the system stabilizing control parameter determining apparatus according to claim 3, wherein .

The stabilizing device is a device that exchanges active power or reactive power with the power system, a device that adjusts impedance or bus voltage phase inserted in series in a line in the power system, and a generator in the power system. characterized in that it is any of a device for controlling the excitation voltage, the system stabilizing control parameter determining apparatus according to any one of claims 1 to 2.

A system stabilization system including a stabilizing device capable of changing a configuration or a state of a power system, and a control device that controls the stabilizing device, wherein a control parameter or a control configuration of the control device is determined. to, the system stabilizing system characterized in that it comprises a system stabilizing control parameter determining apparatus according to claim 1 or 2 wherein.

A method for determining a control parameter of a stabilization device that enables a change in a configuration or a state of a power system,
In the power system to which the stabilizing device is connected , at least one of a generator output, a bus voltage, a frequency, and a line power flow, fluctuation information related to vibration due to disturbance, and the stabilizing device is connected to the power system. A method for determining a system stabilization control parameter , wherein the control parameter or the control configuration is determined so as to reduce the vibration based on information on the influence to be applied.

In the power system to which the stabilizing device is connected , at least one of the output of the generator, the bus voltage, the frequency, and the line power flow, fluctuation information related to vibration due to disturbance, and the stabilizing device is connected to the power system. entitled to receive information of impact, determined upset mode information from the motion information, the sensitivity information for the control of the power system using the information of the effects respectively, on the basis of the oscillation modes information and the sensitivity information, the power A method for determining a system stabilization control parameter, comprising determining a control parameter or a control configuration of the stabilizing device so as to reduce vibration in the system.

A computer-readable storage medium storing a program for causing a computer to execute the method for determining a system stabilization control parameter according to claim 16 or 17.