HVDC 連系システムの揃速制御 E98085 玉川亜希子 1. はじめに近年のパワーエレクトロニクスの技術進歩は著しく，HVDC（High Voltage DC：直流送電）連系は世界で約 80 ヶ所の普及に至っている[1]。我が国では北海道系統と本州 50Hz 系統間を直流連系している北本連系で，周波数制御が実施されており，良好な運転実績が得られている [2]。その他にも，交流系統の大規模化にともなう安定度問題，短絡容量問題を解決しつつ，系統間の送電容量を増加させる BTB（Back to Back）方式が，南福光 BTB として 1999 年 3 月より運用を開始している。これは我が国初の同一周波数内直流連系設備で，中部電力と北陸電力間を連系する目的で設置され，可能性が検討されている[3]。この様な系統構成においては，何らかの事情により，交流連系線のルート事故などで交流側ルートが解かれた緊急時に，BTB の潮流制御能力を活用することで，再同期投入を容易にできる可能性がある[4]。そこで本研究では，負荷周波数制御に加え，再同期投入タイミングのあり方について検討を行っている。 2. 負荷周波数制御検証モデル負荷周波数制御検証モデルとして，図 1 のように 2 地域 HVDC 連系モデルを MATLAB の SIMULINK にて作成した。A 地域（System A）は小容量系統，B 地域（System B）は大容量系統を表しており，両系統は HVDC により連系されている。これは図 1 では’HVDC Gain Kr’によって示され，そのゲインは最適レギュレータ理論を用いて求めている。ここで，両系統の周波数及び電気的トルクをフィードバックしているが，後者は直接測定することができないため，オブザーバを用いて推定を行っている。両系統には，LFC 対象火力発電所モデル，LFC 対象水力発電所モデル，LFC 非対象火力・原子力発電所モデルがそれぞれ含まれている。各々の設備容量は表 1 に示す。また Load A，Load B は負荷変動模擬ブロックである。 HVDC の容量制約を模擬するために’saturation’ブロックを用い，指導教員藤田吾郎その制約を±1 とした。 60 In1 Load A 0 Out1 Display Standard Deviation A Out1 1 In1 Out1 10s+1 Rotor Inertia & Load A 60 System A 300/5100 K Out1 Saturation HVDC Gain Kr In1 300/82500 Out2 Subsystem 1 In1 Out1 60 In1 0 Out1 10s+1 Rotor Inertia & Load B System B Display1 Standard Deviation B Out1 Load B 図1 負荷周波数制御検証モデル表1 系統 A 系統 B 系統設備容量設備名称容量負荷容量 5100MW LFC 対象火力機 3300MW LFC 対象水力機 1400MW LFC 非対象火力・原子力機 400MW 負荷容量 82500MW LFC 対象火力機 59400MW LFC 対象水力機 13200MW LFC 非対象火力・原子力機 9900MW 3. 揃速制御の検討 <3.1> 揃速投入の重要性の検証交流連系系統のルート断により発生した単独系統においては，LFC（Load Frequency Control：負荷周波数制御）による周波数調整が可能であるが，BTBの調整能力には主に容量面での限度があることから早期連系状態に戻す必要がある。その際に，両端の電力系統はBTBによる非同期連系であるため，過渡現象を抑えるために同期並入が必要である。しかし，LFCが起動していると両端の周波数を一致 60 In1 Out1 5. まとめ本研究において，ルート断により発生した単独系統を早期連系状態に戻す際の，両系統の位相を揃えることの重要性について説明することができた。引き続き，HVDC を活用した揃速制御について検討を進める予定である。 5 4.5 潮流変動[pu] させる方向に制御が働くため，位相がずれたままの状態が継続し，同期並入がねらい通りに行えない可能性がある。そこで本研究では，まず早期連系状態に戻す際の揃速投入の重要性について調べることにした。 <3.2> 揃速制御検討モデルの考え方モデルは負荷周波数モデルと同じ要領で作成する。そこへ交流連系線を追加し，適当なタイミングでそれを投入するために，ステップブロック’Tie Closing Signal’を設定する。相差角を求めるために，相差角計算ブロックを交流連系線に接続する。揃速制御を適当なタイミングで投入するための設定は，ステップブロック ’Frequency Reference Setting’で設定する。そのモデル図は図 2 に示す。 <3.3> 検討方法両系統の位相差が 0 度から 20 度ずつ 180 度まで，それぞれのタイミングで両系統を連系投入した場合の潮流変動の最大値，及び周波数変動の最大値を求めることにした。その結果は図 3，4 に示す。 4 3.5 3 2.5 2 0 50 100 相差角[deg] 150 200 0.1241 Load A 図 3 潮流変動 Standard Deviation A Frequency A STD Out1 1 In1 1 Out1 omega A[pu] 10s+1 2*pi*60 delta A[pu] s Randam Load Rotor Inertia & Load A Tie Closing Signal 1.4 System A 300/5100 Frequency 1.2 Reference Ground 60 Shifting 300/82500 Switch 1 周波数変動[Hz] K HVDC Gain Kr Out1 In1 Out2 Tie line Power HVDC Power Obsever 0.5 Synchronizing In1 Torque Coefficient Out1 difference Phase Difference Out1 In1 Out1 Load B 1 1 2*pi*60 10s+1 omega B [pu] s delta B [pu] omega B [pu] In1 Out1 Standard Deviation B 図2 A系統 B系統 0.6 0.4 Rotor Inertia & Load B System B 60 0.8 0.04989 Frequency B 0.2 揃速制御検討モデル 0 0 50 100 相差角[deg] 図4 周波数変動 4. 検討結果図 3 から相差角が大きくなるにつれて，潮流変動が大きくなることがわかり，比例の関係にあるのが分かる。また図 4 から相差角が大きくなるにつれて，A 系統の周波数変動は大きくなっており，B 系統の周波数変動も僅かではあるが大きくなっていることがわかる。B 系統の周波数の変動がこのように僅かであるのは，A 系統に比べ B 系統がはるかに大規模な系統であることが原因だと思われる。文 [1] [2] [3] [4] 150 200 献 A. H. M. A. Rahim, I. M. El. Amin, “Stabilization of a high voltage ACDC power system”, IEEE Transactions on Power Apparatus and System, Vol. PAS-104, No. 11, November 1985 M. Sanpei, A. Kakehi, H. Takeda, “Application of multi- variable control for automatic frequency controller of HVDC transmission system”, IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 9, No. 2, April 1994 道上勉, 大石孝穂, 「負荷変動モデルと BTBの AFC 解析」, 電気学会論文誌, Vol. 120-B, No. 7, 2000 林政義, 望月宏悦, 野呂康宏, 苅部孝史, 古川伸比古, 高木喜久雄, 「南福光直流連系設備における周波数安定化制御の検証」, 電気学会論文誌, Vol. 121-B, No. 9, 2001