WO2019097672A1 - Power system monitoring device, power system monitoring method, and program - Google Patents

Power system monitoring device, power system monitoring method, and program Download PDF

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WO2019097672A1
WO2019097672A1 PCT/JP2017/041455 JP2017041455W WO2019097672A1 WO 2019097672 A1 WO2019097672 A1 WO 2019097672A1 JP 2017041455 W JP2017041455 W JP 2017041455W WO 2019097672 A1 WO2019097672 A1 WO 2019097672A1
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WO
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voltage stability
calculation
correction
power system
monitoring
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顕エドワード 川喜田
大地 加藤
山崎　潤
Original Assignee
株式会社日立製作所
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    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks

Definitions

  • the present invention relates to a power system monitoring device, a power system monitoring method, and a program.
  • Patent Document 1 As a background art of this technical field which monitors electric power grid
  • power flow calculation based on at least two reference bus bars is performed on the target load bus bar for which it is desired to obtain a voltage steady state in the electric power system.
  • a method of monitoring voltage stability of a power system is disclosed.
  • Patent Document 2 As background art of the field of this art which monitors electric power grid, especially voltage stability.
  • the load margin value at the voltage stability limit point after the assumed accident is calculated by an approximate calculation method based on continuous power flow calculation for the assumed accident case for all the transmission lines or generators in the system.
  • An electric power system wherein the load margin value is used as an index of voltage stability of each assumed accident case, and the voltage reliability of the system is evaluated by continuous power flow calculation for the assumed accident case sorted according to the voltage stability Voltage reliability analysis is described.
  • Non-patent Document 2 Phase detector PMU (Phasor Measurement Unit) that measures the bus voltage phase angle of the power system in almost real time by synchronous measurement using GPS (Global Positioning System) is becoming popular.
  • GPS Global Positioning System
  • Non-patent Document 2 The technology using PMU as shown in Non-Patent Document 2 measures the voltage and current of a bus with PMU installed in a short cycle, and replaces it with a reduced system without using an actual system model. After obtaining the impedance, it is possible to monitor the voltage stability in real time by using the value as an indicator of the voltage stability.
  • JP-A-8-130828 JP 2001-025168, A
  • a power system monitoring apparatus evaluates model-based voltage stability based on low-speed wide-area measurement information from a measuring apparatus that collects wide-area grid information.
  • a measurement-based voltage stability monitoring calculation unit, and a period of the measuring device which derives a voltage stability curve based on the result of the model-based voltage stability monitoring calculation and collects local system information in a short period
  • a voltage stability curve correction calculation unit that executes a correction calculation for correcting the voltage stability curve, and a component of the power system model is corrected by back calculation from the corrected voltage stability curve.
  • a correction parameter calculation unit for calculating a correction parameter, based on the calculated the correction parameter characterized in that it comprises a power system model correction unit that performs a correction calculation of the power system model.
  • the system measurement data D1 in the power system 100 are each data measured by the measuring device 44 or the like, received by the system measurement database DB1 in the power system monitoring apparatus 10 according to the present invention via the communication network 300, and stored. Be done. However, instead of receiving the system measurement data D1 directly from the measuring device 44, the system measurement data may be received by the system measurement database DB1 via the communication network 300 after being aggregated once in the monitoring control device or data server. The data may be received from the system measurement database DB1 from both of the devices 44 via the communication network 300.
  • the systematic measurement data D1 includes a unique number for identifying the data and a time stamp.
  • the display unit 11 is preferably configured as, for example, a display device, but may be configured to use a printer device, an audio output device, or the like instead of the display device or together with the display device.
  • the input unit 12 can be configured to include, for example, at least one of a keyboard switch, a pointing device such as a mouse, a touch panel, a voice instruction device, and the like.
  • the communication unit 13 includes a circuit and a communication protocol for connecting to the communication network 300.
  • the CPU 14 reads and executes a predetermined computer program from the program database DB5.
  • the CPU 14 may be configured as one or more semiconductor chips, or may be configured as a computer device such as a calculation server.
  • the grid installation data base DB2 includes, as grid installation data D2, grid configuration, line impedance (R + jX), ground capacitance (admittance: Y), grid configuration and data necessary for state estimation (such as bad data threshold), power generation Machine data, correction data for the data, and other data necessary for power flow calculation, state estimation, and voltage stability calculation are stored.
  • the measurement value may be obtained from a monitoring control device, a central power supply command station, an EMS (Energy Management Systems), or may be obtained directly from a measuring device of the entire system.
  • the input unit 12 manually inputs and stores. Further, at the time of input, the CPU 14 generates necessary image data and displays it on the display unit 11.
  • the complement function may be used to make it possible to set a large amount of data semi-manually.
  • the model-based voltage stability monitoring calculation unit 31 executes model-based voltage stability monitoring calculation for evaluating model-based voltage stability based on low-speed wide-area measurement information from a measuring device that collects wide-area system information. .
  • the voltage stability curve correction calculation unit 33 derives a voltage stability curve based on the result of the model-based voltage stability monitoring calculation, and matches the cycle of the measuring device that collects local system information in a short cycle. Correction calculation to correct the voltage stability curve.
  • the voltage stability curve correction calculation unit 33 calculates the margin value of the voltage stability by correcting the voltage stability curve so that the current operation point is included in the voltage stability curve of the previous operation point (see FIG. 12). reference).
  • the power system model correction unit 35 executes correction calculation of the power system model based on the calculated correction parameter.
  • the measurement base voltage stability monitor calculation unit 32 measures using active power P, reactive power Q, voltage V, voltage phase angle ⁇ , current I, current phase angle ⁇ , power factor ⁇ ⁇ , etc. using measurement data of PMU.
  • a measurement base voltage stability monitoring calculation is executed by the base voltage stability monitoring calculation program P30 (see FIG. 2), and is output to the voltage stability curve correction calculation unit 33.
  • the voltage stability curve correction calculation unit 33 uses the result of the model base voltage stability monitoring calculation and the result of the measurement base voltage stability monitoring calculation to perform voltage stability according to the voltage stability curve correction calculation program P40 (see FIG. 2).
  • the degree curve correction calculation is executed and output to the calculation result data DB4.
  • the correction parameter calculation unit 34 executes the correction parameter calculation program P50 (see FIG.
  • ⁇ Processing procedure 2> In processing procedure 2 shown in FIG. 4, the calculation result of the state estimation calculation program P10 is not input, and active power P, reactive power Q, voltage V, voltage phase angle ⁇ , current I, current using measurement data of PMU It is a procedure when the phase angle ⁇ , the power factor ⁇ ⁇ ⁇ , etc. are input.
  • the measurement base voltage stability monitoring calculation unit 32 calculates the active power P, reactive power Q, voltage V, voltage phase angle ⁇ , current I, current phase angle ⁇ , power factor ⁇ ⁇ , etc. using measurement data of PMU.
  • the measurement base voltage stability monitoring calculation program P30 to execute the measurement base voltage stability monitoring calculation, and outputs the result to the voltage stability curve correction calculation unit 33.
  • FIG. 8 is a diagram for explaining the difference in period of the signal input to the input unit 11 in the power system monitoring device 10.
  • FIG. 8 shows an input cycle for explaining the difference in the input cycle from different measurement devices of the power system monitoring device 10.
  • the measuring device 44 is a measuring device that measures wide-area system information including a conventional TM, and a measuring device that measures local system information including a PMU having a fast measurement cycle. There is.
  • the measurement data input to the input unit 12 (see FIG. 1), as viewed on the time axis, as shown in FIG. 8, at a certain time t0, broad system information (see thick arrows in FIG. 8) Typical system information (see the thin arrows in FIG. 8) is stored in the input data via the input unit 12, and only local system information is stored in the input data via the input unit 12 at another time t1. It will be. Therefore, although the model base voltage stability monitoring program P20 (see FIG. 2) and the measurement base voltage stability monitoring program P30 (see FIG. 2) can execute calculations at time t0, the measurement base voltage stability monitoring program at time t1. Only P30 performs calculations, and the model-based voltage stability monitoring calculation program P20 can not be calculated because there is no input.
  • the calculation result of the model-based voltage stability monitoring calculation program P20 and the calculation result of the measurement-based voltage stability monitoring calculation result program P30 Although it is assumed that the voltage stability curve correction calculation program P40 is newly executed using only the above, at time tn, processing is added to the calculation result of the previous voltage stability curve correction calculation program P40 or the calculation result
  • the present embodiment may be realized using a method of adding an input to an input.
  • the correction parameter calculation program P50 (see FIG. 2) is executed using one or more of the result of the voltage stability curve correction calculation program P40, the system facility data D2 and the calculation setting data D3 to obtain the calculation result It stores in the calculation result database DB4.
  • the power system model correction program P60 (see FIG. 2) is executed, and the calculation result is stored in the calculation result database DB4. Then, it is determined whether to execute rewriting of part or all of the system facility data D2 and the calculation setting data D3.
  • processing step S111 various calculation results and data stored in the memory during calculation are displayed on the display unit 11 (see FIG. 1), and the processing of this flow is ended. It is preferable that various calculation results and data stored in the memory during calculation be sequentially displayed on the display screen. As a result, the operator can easily grasp the operation status and voltage stability of the power system monitoring device 10. Also, by comparing the voltage stability curve correction calculation result and the threshold separately stored in the calculation setting data, when the case where the voltage stability is low and the voltage collapse is close is calculated, an emergency screen or an alarm is output. May be Thereby, the operator can easily grasp the operation status of the power system monitoring apparatus 10.
  • the estimated calculation result of ⁇ is also stored as measurement data.
  • the method of state estimation calculation can be performed, for example, according to the calculation method described in Non-Patent Document 4 or the like.
  • the present embodiment can be carried out with other state estimation calculation methods of the power system, and the present embodiment includes them.
  • the model base voltage stability monitoring calculation P20 is executed using the current phase angle ⁇ , the power factor ⁇ , the system facility data D2 and the calculation setting data D3, and the result is stored (stored in the calculation result database DB4).
  • the calculation result database DB4 For example, “Venkataramana Ajjarapu, Colin Christy,“ The continuation power flow: a tool for steady state voltage stability analysis ”IEEE Transactions on Power Systems, Vol.7, pp.416. -423, 1992 "and the like.
  • this embodiment can be performed and this embodiment shall include them.
  • processing step S107 the result of voltage stability curve correction calculation program P40 (see FIG. 2) executed and stored in processing step S108 of the previous calculation cycle is read out from calculation result database DB4 (see FIGS. 1 and 2). , Stored in the memory 15.
  • processing step S108 the calculation result of measurement base voltage stability monitoring calculation program P30 (refer to FIG. 2) in processing step S103 and the calculation result of model base voltage stability monitoring calculation program P20 (refer to FIG. 2) in processing step S106 or
  • the voltage stability curve correction calculation program P40 is executed using the result of the voltage stability curve correction calculation program P40 executed and stored in the processing step S108 of the previous calculation cycle stored in the memory 15 (see FIG. 1) in the processing step S107.
  • FIG. 11 is an example of a diagram in which the model base voltage stability monitoring calculation result and the measurement base voltage stability monitoring calculation result of the power system monitoring device 10 are described on the voltage stability curve coordinate
  • FIG. It is an example of the figure which described the degree curve correction calculation result on the voltage stability curve.
  • FIG. 13 is an example of a power system model for explaining the concept of the power system monitoring apparatus 10 and the power system monitoring method.
  • FIG. 13 is a power system model of a one-machine infinite bus used in the following description.
  • voltage Vs from the voltage source is applied to node # 1
  • voltage Vr of node # 2 active power flow P and reactive power flow Q
  • power factor ⁇ via transmission line impedance X and electrostatic capacity Y Is present.
  • the measuring device 44 can measure all the information.
  • a measurement device that measures local system information including PMU is installed at node # 2.
  • equation (8) is derived.
  • the function shown by Formula (8) represents the said voltage stability curve.
  • the voltage stability correction curve can be obtained by drawing the equation (here, equation (8)) that draws the voltage stability curve by adding the obtained ⁇ X, ⁇ Y, and ⁇ , and based on that, the load margin ⁇ P '' Will also be required.
  • the curve shown by the long broken line in FIG. 12 always draws the latest voltage stability correction curve, and the latest load margin And the correction value of the correction parameter candidate can be obtained. That is, the voltage stability correction curve (see the long dashed line in FIG. 12) after the series of processing has been executed is a new voltage stability curve drawn by the model-based voltage stability monitoring calculation program P20 (see FIG. 2). (Refer to FIG. 12 long dashed line) is drawn.
  • the current voltages V'0 and P'0 in FIG. 11 (refer to the arrow starting from the mark ⁇ which is not on the voltage stability curve in FIG.
  • a formula of a voltage stability curve is derived using the results of the system facility data D2, the calculation setting data D3, and the model-based voltage stability monitoring calculation program P20.
  • the formula of the voltage stability curve is directly derived from the system facility data D2 and the calculation setting data D3
  • the formula of the voltage stability curve is derived using, for example, the following (1) to (3) May be (1)
  • a curve fitting algorithm is executed using a plurality of power flow calculation results executed by the model-based voltage stability monitoring calculation program P20, (2) unknown parameters using the system facility data D2 and the calculation setting data D3 in advance
  • the function of the voltage stability curve using is derived, and the parameters are determined or estimated by state estimation using a plurality of power flow calculation results executed by the model-based voltage stability monitoring calculation program P20, (3) polynomial
  • the approximation may be performed and the coefficients may be determined or estimated by state estimation using a plurality of power flow calculation results executed by the model-based voltage stability monitoring calculation program P20.
  • processing step S303 values of correction parameter candidates for minimizing the expression (11) of the objective function while satisfying these expressions (9) and (10) as constraints are determined. Since this is a problem of quadratic programming, it can be solved using various solution algorithms. In the present embodiment, if the algorithm used here is a solution of quadratic programming, it shall be included.
  • the screen 503 is a screen for displaying a system diagram of a power system to be monitored.
  • the system diagram includes multiple branches, nodes, substations, transformers, generators, loads, switches, disconnectors, phase-shifting equipment, and other measuring devices and controllable devices (battery, rechargeable / dischargeable secondary battery , An EV storage battery, a flywheel, etc.) are displayed. Further, it is preferable that the amount of flow of the branch, the phase angle of the bus, and the margin of the voltage stability are also shown using color or gradation display. In addition, it is preferable that detailed information of each component is displayed in a separate frame when each component is selected. In particular, regarding branches and nodes, it is preferable that the voltage stability correction curve of the branches and nodes be displayed on the screen 502.
  • Voltage stability curve correction calculation unit 33 for performing correction calculation, correction parameter calculation unit 34 for calculating a correction parameter for correcting components of the power system model by back calculation from the corrected voltage stability And a power system model correction unit that executes correction calculation of the power system model based on the correction parameter.
  • the voltage stability curve correction calculation unit 33 fixes the value of one axis of the operating point at the previous calculation time and plots the voltage at the current operating point and the point plotted on the voltage stability correction curve at the previous calculation time By determining that the distance on the coordinate that describes the stability curve is below a certain level, it is possible to grasp the deviation from the operating point and the voltage stability correction curve, and it is possible to calculate errors due to disturbances etc. It becomes possible to operate robustly.
  • each of the above configurations, functions and the like may be realized by software for the processor to interpret and execute a program that realizes each function.
  • Information such as programs, tables, and files for realizing each function is a memory, a hard disk, a recording device such as a solid state drive (SSD), or an integrated circuit (IC) card, a secure digital (SD) card, an optical disc It can be held on a recording medium.
  • processing steps that describe time-series processing are parallel or individual processing that is not necessarily performed chronologically, as well as processing performed chronologically in the order described. Processing (eg, parallel processing or processing by an object).
  • control lines and information lines indicate what is considered to be necessary for the description, and not all control lines and information lines in the product are necessarily shown. In practice, almost all configurations may be considered to be mutually connected.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Remote Monitoring And Control Of Power-Distribution Networks (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)

Abstract

Provided are a power system monitoring device, a power system monitoring method, and a program with which it is possible to monitor power system voltage stability with high speed and accuracy. The power system monitoring device (10) is provided with: a model-based voltage stability monitoring calculation unit (31) which performs a model-based voltage stability monitoring calculation for evaluating model-based voltage stability on the basis of low-speed wide-area measurement information obtained from a measurement device that collects wide-area system information; a measurement-based voltage stability monitoring calculation unit (32) which performs a measurement-based voltage stability monitoring calculation on the basis of high-speed local measurement information obtained from a measurement device that collects local system information with a short cycle; a voltage stability curve correction calculation unit (33) which performs, in synchronization with the cycle of the measurement device that collects local system information with the short cycle, a correction calculation for correcting a voltage stability curve; and a correction parameter calculation unit (34) which calculates a correction parameter for correcting a constituent element of a power system model by calculating back from the corrected voltage stability curve.

Description

電力系統監視装置、電力系統監視方法およびプログラムPower system monitoring device, power system monitoring method and program
　本発明は、電力系統監視装置、電力系統監視方法およびプログラムに関する。 The present invention relates to a power system monitoring device, a power system monitoring method, and a program.
　電力系統の監視、特に電圧安定度を監視する本技術分野の背景技術として、鈴木守、岸田幸雄：「電圧安定性オンライン監視システム」、電学論Ｂ、１１１巻３号、平成３年（非特許文献１）がある。非特許文献１の解説論文には、「オンライン定周期監視機能」や「ピーク負荷時の安定度判別機能」が記載されている（本文２４８頁～２５１頁参照）。 As background art of this technical field to monitor power system, especially voltage stability, Mamoru Suzuki and Yukio Kishida: "Voltage Stability Online Monitoring System", Theory of Electrical Science B, Vol. 111, No. 3, 1991 There is patent document 1). In the commentary of Non-Patent Document 1, "on-line periodic monitoring function" and "stability determining function at peak load" are described (see pages 248 to 251 in the text).
　また電力系統の監視、特に電圧安定度を監視する本技術分野の背景技術として、特許文献１がある。特許文献１には、電力系統中の電圧安定状態を得たい着目負荷母線に対して、少なくとも２地点の基準母線を基礎とした潮流計算を行い、それぞれのＰＶカーブの差分情報から、電圧安定状態を判定する電力系統の電圧安定度監視方法が記載されている。 Moreover, there exists patent document 1 as a background art of this technical field which monitors electric power grid | system, especially a voltage stability. According to Patent Document 1, power flow calculation based on at least two reference bus bars is performed on the target load bus bar for which it is desired to obtain a voltage steady state in the electric power system. A method of monitoring voltage stability of a power system is disclosed.
　さらに電力系統の監視、特に電圧安定度を監視する本技術の分野の背景技術として、特許文献２がある。特許文献２には、系統内のすべての送電線または発電機を対象とした想定事故ケースに対して、想定事故後の電圧安定限界点における負荷余裕値を連続型潮流計算に基づく近似計算手法により求め、この負荷余裕値をもって各想定事故ケースの電圧安定度の指標とし、この電圧安定度に従ってソートした想定事故ケースを対象として連続型潮流計算により系統の電圧信頼度を評価するようにした電力系統の電圧信頼度解析が記載されている。 Furthermore, there is patent document 2 as background art of the field of this art which monitors electric power grid, especially voltage stability. In Patent Document 2, the load margin value at the voltage stability limit point after the assumed accident is calculated by an approximate calculation method based on continuous power flow calculation for the assumed accident case for all the transmission lines or generators in the system. An electric power system wherein the load margin value is used as an index of voltage stability of each assumed accident case, and the voltage reliability of the system is evaluated by continuous power flow calculation for the assumed accident case sorted according to the voltage stability Voltage reliability analysis is described.
　それ以外にも、近年ＧＰＳ（Global Positioning System）を用いた同期計測により、ほぼリアルタイムに電力系統の母線電圧位相角を測定する位相検出器ＰＭＵ（Phasor Measurement Unit）が普及しつつあるが、ＰＭＵを利用した電力系統の監視、特に電圧安定度を監視する本技術分野の背景技術として、Mats Larsson, Christian Rehtanz, Jaochim Bertsch, “REAL-TIME VOLTAGE STABILITY ASSESSMENT OF TRANSMISSION CORRIDORS”（非特許文献２）がある。非特許文献２に見られるようなＰＭＵを用いた技術はＰＭＵを設置した母線の電圧、電流を短周期で測定し、実際の系統のモデルを使用せず、縮約した系統に置き換えたときのインピーダンスを求めた上で、その値を用いた電圧安定度の指標によるリアルタイムな電圧安定度の監視が可能である。 Besides that, in recent years, a phase detector PMU (Phasor Measurement Unit) that measures the bus voltage phase angle of the power system in almost real time by synchronous measurement using GPS (Global Positioning System) is becoming popular. There is Mats Larsson, Christian Rehtanz, Jaochim Bertsch, “REAL-TIME VOLTAGE STABILITY ASSESSMENT OF TRANSMISSION CORRIDORS” (Non-patent Document 2) as a background art of this technical field for monitoring the power system used, particularly voltage stability. . The technology using PMU as shown in Non-Patent Document 2 measures the voltage and current of a bus with PMU installed in a short cycle, and replaces it with a reduced system without using an actual system model. After obtaining the impedance, it is possible to monitor the voltage stability in real time by using the value as an indicator of the voltage stability.
　近年、太陽光発電や風力発電に代表される再生可能エネルギが電力系統に大量に導入されつつある。それらの再生可能エネルギは急峻且つ事前想定困難な発電出力変動を伴い、この結果として、系統特性が大きく変化する可能性がある。例えば、風速がある閾値を超えた場合、機器の安全性を保つために自動的に風力発電を停止し、発電出力をゼロとするカットアウトという動作が発生する。このような事象は、従来の系統においても発生した短絡・地絡事故と比較して発生頻度が高く、発電機が近接した地域に密集して設置された場合には、複数の発電機において同時発生する可能性が高いと予想される。
　また、特に新興国においては経済発展や未電化地域の電化に伴う電力需要の増加と電力系統の拡大・長距離化が予想される。電力需要の増加および電力系統の拡大・長距離化はどちらも電力系統の電圧安定性を低下させてしまうため、電力系統の監視、特に電圧安定度の監視が必要となる。 In recent years, renewable energy represented by solar power generation and wind power generation is being introduced into power systems in large quantities. Those renewable energies are accompanied by steep and difficult to predict power generation output fluctuations, which may result in significant changes in system characteristics. For example, when the wind speed exceeds a certain threshold value, in order to keep the safety of the equipment, the wind power generation is automatically stopped, and the operation of cut out with zero power generation output occurs. Such events occur at a higher frequency compared to short-circuit and ground-fault accidents that have occurred even in conventional systems, and when multiple generators are closely installed in an area close to one another, multiple generators simultaneously operate. It is expected to be likely to occur.
In addition, especially in emerging countries, an increase in demand for electricity accompanying economic development and electrification in unelectrified areas and an expansion and extension of the power system are expected. Since both the increase in power demand and the extension and extension of the power system reduce the voltage stability of the power system, it is necessary to monitor the power system, particularly to monitor the voltage stability.
特開平８－１３０８２８号公報JP-A-8-130828 特開２００１－０２５１６８号公報JP, 2001-025168, A
　しかし、特許文献１、特許文献２、非特許文献１に記載の従来の電圧安定度の監視手法では電力系統のモデルと潮流計算を必要とし、リアルタイムな監視が困難である。そのため、電力需要の増加および電力系統の拡大・長距離化により電圧安定性が低下した状況下において、再生可能エネルギの急峻且つ事前想定困難な発電出力変動がある場合、系統が電圧崩壊を起こす可能性がある。このような課題は、再生可能エネルギの導入や電力需要の増加および電力系統の拡大・長距離化に伴って高まっていく。 However, the conventional voltage stability monitoring methods described in Patent Document 1, Patent Document 2, and Non-Patent Document 1 require a model of the power system and power flow calculation, and real-time monitoring is difficult. Therefore, under the situation where voltage stability has decreased due to the increase of electric power demand and expansion of power system, it is possible for the system to cause voltage collapse when there is a steep and difficult power generation output fluctuation of renewable energy in advance. There is sex. Such issues will increase with the introduction of renewable energy, the increase in power demand, and the expansion and extension of power systems.
　さらに、通信インフラ設備の不足や老朽化、整備不良などによる電力系統の機器の変化を捉えきれず、電力系統のモデルの正確性にも課題が生じることが考えられる。
　それに対して、非特許文献２や非特許文献３にある手法では電力系統モデルを用いず、またリアルタイムな監視が可能である。しかし、監視できるのがＰＭＵなどの計測器を設置した母線のみとなるため、系統全てを監視するには全ての母線に計測器を設置しなければならず、費用が膨大になってしまう。 Furthermore, changes in power system equipment due to lack of communication infrastructure facilities, aging, and poor maintenance, etc. can not be captured, and problems may arise in the accuracy of power system models.
On the other hand, the methods described in Non-Patent Document 2 and Non-Patent Document 3 do not use a power system model and real-time monitoring is possible. However, since it is only a bus which installed measuring instruments, such as PMU, that it can monitor, in order to monitor all the systems, measuring instruments must be installed in all the bus bars, and the cost will become huge.
　加えて、監視している対象の母線以外の情報を用いずに電圧安定度を評価するため、発電機の無効電力の制約による力率の変化や系統トポロジの変化などの監視地域以外の非線形的な変化を考慮しないことによる電圧安定度の評価精度の悪さが課題となっている。 In addition, in order to evaluate voltage stability without using information other than the bus line of the target being monitored, nonlinearity other than the monitoring area such as change of power factor or change of system topology due to reactive power restriction of the generator Inaccuracies in the evaluation accuracy of voltage stability due to not taking into account such changes have become an issue.
　このように、再生可能エネルギが大量に導入されつつある電力系統、または電力需要の増加と電力系統の拡大・長距離化が進む電力系統、または両事象が同時並行で発生している電力系統では、特許文献１、特許文献２、非特許文献１に記載の従来の電圧安定度の監視手法および非特許文献２に記載されるような電圧安定度の監視手法のどちらも電圧崩壊からの停電に至るリスクが残る。それを回避するために送電可能電力余裕（余裕電力）のマージンの確保、送電能力の経済性の低下、送電可能容量の減少、および経済的な発電機の出力を抑制する必要性が大きくなっていくという課題がある。 As described above, in a power system in which a large amount of renewable energy is being introduced, or in a power system in which the increase in power demand and the power system are expanding or becoming longer, or in a power system in which both events occur simultaneously. In the conventional voltage stability monitoring method described in Patent Document 1, Patent Document 2, Non-Patent Document 1 and the voltage stability monitoring method as described in Non-patent Document 2, both of the methods for monitoring a power failure from voltage collapse Risk remains. In order to avoid that, it is necessary to secure the margin of transmittable power margin (margin power), decrease in the economics of transmission capacity, decrease in the transmittable capacity, and the need to suppress the output of economical generator. There is a problem of
　本発明の目的は、高速かつ高精度に電力系統の電圧安定性の監視を実現できる電力系統監視装置、電力系統監視方法およびプログラムを提供することである。 An object of the present invention is to provide a power system monitoring apparatus, a power system monitoring method, and a program capable of realizing monitoring of voltage stability of a power system at high speed and with high accuracy.
　前記課題を解決するため、本発明による電力系統監視装置は、広域的な系統情報を収集する測定装置からの低速広域的計測情報をもとにモデルベース電圧安定度を評価するモデルベース電圧安定度監視計算を実行するモデルベース電圧安定度監視計算部と、局地的な系統情報を短周期で収集する測定装置からの高速局地的計測情報をもとに測定ベース電圧安定度計算を実行する測定ベース電圧安定度監視計算部と、前記モデルベース電圧安定度監視計算の結果をもとに電圧安定度曲線を導出するとともに、局地的な系統情報を短周期で収集する前記測定装置の周期に合わせて、前記電圧安定度曲線を補正する補正計算を実行する電圧安定度曲線補正計算部と、補正された前記電圧安定度曲線から逆算して電力系統モデルの構成要素を補正する補正パラメータを算出する補正パラメータ計算部と、算出された前記補正パラメータをもとに、前記電力系統モデルの補正計算を実行する電力系統モデル補正部と、を備えることを特徴とする。 In order to solve the above problems, a power system monitoring apparatus according to the present invention evaluates model-based voltage stability based on low-speed wide-area measurement information from a measuring apparatus that collects wide-area grid information. Perform measurement-based voltage stability calculation based on high-speed local measurement information from a model-based voltage stability monitoring calculation unit that performs monitoring calculation and a measurement device that collects local system information in a short cycle A measurement-based voltage stability monitoring calculation unit, and a period of the measuring device which derives a voltage stability curve based on the result of the model-based voltage stability monitoring calculation and collects local system information in a short period And a voltage stability curve correction calculation unit that executes a correction calculation for correcting the voltage stability curve, and a component of the power system model is corrected by back calculation from the corrected voltage stability curve. A correction parameter calculation unit for calculating a correction parameter, based on the calculated the correction parameter, characterized in that it comprises a power system model correction unit that performs a correction calculation of the power system model.
　本発明によれば、高速かつ高精度に電力系統の電圧安定性の監視を実現できる電力系統監視装置、電力系統監視方法およびプログラムを提供することができる。 According to the present invention, it is possible to provide a power system monitoring device, a power system monitoring method, and a program capable of realizing monitoring of voltage stability of the power system at high speed and with high accuracy.
本発明の第１の実施形態に係る電力系統監視装置のハードウェア構成と電力系統の全体構成例を示す図である。It is a figure which shows the hardware constitutions of the electric power grid | system monitoring apparatus based on the 1st Embodiment of this invention, and the example of a whole structure of a power grid. 上記第１の実施形態に係る電力系統監視装置を計算機システムにより構成する場合のソフトウェア構成を示す図である。It is a figure which shows the software configuration in the case of comprising the electric power system monitoring apparatus which concerns on the said 1st Embodiment by a computer system. 上記第１の実施形態に係る電力系統監視装置の系統計測データＤ１の入力に広域的な計測情報が含まれている場合のソフトウェア構成の入出力を示す図である。It is a figure which shows the input-output of the software configuration in case the wide area measurement information is contained in the input of system measurement data D1 of the electric power system monitoring apparatus which concerns on the said 1st Embodiment. 上記第１の実施形態に係る電力系統監視装置の系統計測データＤ１の入力に広域的な計測情報が含まれていない場合のソフトウェア構成の入出力を示す図である。It is a figure which shows the input-output of the software configuration when the wide area measurement information is not contained in the input of system measurement data D1 of the electric power system monitoring apparatus which concerns on the said 1st Embodiment. 上記第１の実施形態に係る電力系統監視装置の系統設備データＤ２に変更を施す際のソフトウェア構成の入出力を示す図である。It is a figure which shows the input-output of the software configuration at the time of changing to the system | strain installation data D2 of the electric power grid | system monitoring apparatus which concerns on the said 1st Embodiment. 上記第１の実施形態に係る電力系統監視装置の電圧安定度を求めるための考え方を説明するためのＰ－Ｖ曲線を示す図である。It is a figure which shows the PV curve for demonstrating the view for calculating | requiring the voltage stability of the electric power system monitoring apparatus which concerns on the said 1st Embodiment. 上記第１の実施形態に係る電力系統監視装置の電圧安定度を求めるための考え方を説明するための例題系統を示す図である。It is a figure which shows the example system for demonstrating the view for calculating | requiring the voltage stability of the electric power system monitoring apparatus which concerns on the said 1st Embodiment. 上記第１の実施形態に係る電力系統監視装置の異なる測定装置からの入力周期の違いを説明するための入力周期を示す図である。It is a figure which shows the input period for demonstrating the difference in the input period from the different measuring device of the electric power grid | system monitoring device based on the said 1st Embodiment. 上記第１の実施形態に係る電力系統監視装置の処理の全体を示すフローチャートである。It is a flowchart which shows the whole process of the electric power grid | system monitoring apparatus based on the said 1st Embodiment. 上記第１の実施形態に係る電力系統監視装置の測定ベース電圧安定度監視計算の内部の処理を示すフローチャートである。It is a flowchart which shows the process inside the measurement base voltage stability monitoring calculation of the electric power grid | system monitoring device based on said 1st Embodiment. 上記第１の実施形態に係る電力系統監視装置のモデルベース電圧安定度監視計算結果と測定ベース電圧安定度監視計算結果を電圧安定度曲線座標上に記した例を示す図である。It is a figure which shows the example which described the model base voltage stability monitoring calculation result and measurement base voltage stability monitoring calculation result of the electric power system monitoring apparatus which concerns on the said 1st Embodiment on the voltage stability curve coordinate. 上記第１の実施形態に係る電力系統監視装置の電圧安定度曲線補正計算結果を電圧安定度曲線上に記した例を示す図である。It is a figure which shows the example which described the voltage stability curve correction calculation result of the electric power grid | system monitoring apparatus based on said 1st Embodiment on the voltage stability curve. 上記第１の実施形態に係る電力系統監視装置および電力系統監視方法の考え方を説明するための電力系統モデルの例題を示す図である。It is a figure which shows the example of the electric power grid | system model for demonstrating the view of the electric power grid | system monitoring apparatus based on said 1st Embodiment, and the electric power grid | system monitoring method. 上記第１の実施形態に係る電力系統監視装置の電圧安定度曲線補正計算の処理を示すフローチャートである。It is a flowchart which shows the process of voltage stability curve correction calculation of the electric power grid | system monitoring device based on the said 1st Embodiment. 上記第１の実施形態に係る電力系統監視装置の表示部が示す画面表示の例を示す図である。It is a figure which shows the example of the screen display which the display part of the electric power system monitoring apparatus which concerns on the said 1st Embodiment shows. 本発明の第２の実施形態に係る電力系統監視装置の電圧安定度曲線補正計算の処理を示すフローチャートである。It is a flowchart which shows the process of the voltage stability curve correction calculation of the electric power grid | system monitoring apparatus based on the 2nd Embodiment of this invention.
　以下、本発明の実施形態について図面を参照して詳細に説明する。
（第１の実施形態）
　本実施形態は、電力系統の監視、特に電圧安定度や電圧安定性の監視と電力系統モデルの変化を監視および推定する電力系統監視装置および方法に適用した例である。
　本明細書中において、電圧安定度と電圧安定性を区別する必要がない場合には、これらを総称して電圧安定度ということにする。 Hereinafter, embodiments of the present invention will be described in detail with reference to the drawings.
First Embodiment
The present embodiment is an example applied to a power system monitoring apparatus and method for monitoring a power system, particularly monitoring voltage stability and voltage stability, and monitoring and estimating a change in a power system model.
In the present specification, when it is not necessary to distinguish between voltage stability and voltage stability, they are collectively referred to as voltage stability.
［全体構成］
　図１は、本発明の第１の実施形態に係る電力系統監視装置のハードウェア構成と電力系統の全体構成例を示す図である。図１は、電力系統監視装置１０を計算機システムにより構成する場合のハードウェア構成を示している。
　電力系統監視装置１０が適用される電力系統１００の一例について説明する。
　典型的な電力系統は、狭義の意味では送電系統を意味している。図１の例では狭義の電力系統１００を示しており、電力系統１００は、複数のブランチ（線路）１４０および母線（ノード）１２０などで構成されている。また電力系統は、広義の意味では発送電系統を意味することがあり、電力系統１００の各所から変圧器１３０、母線１２１を介して、発電機１１０あるいは負荷１５０に接続されている。また、図には記述していないがその他計測装置や制御可能な装置（バッテリ、充放電可能な二次電池、ＥＶ（Electric Vehicle：電気自動車）の蓄電池、フライホイール等）のいずれかまたは複数を含んで構成されている。 [overall structure]
FIG. 1 is a diagram showing a hardware configuration of a power system monitoring device according to a first embodiment of the present invention and an example of the overall configuration of a power system. FIG. 1 shows a hardware configuration in the case where the power system monitoring device 10 is configured by a computer system.
An example of a power system 100 to which the power system monitoring device 10 is applied will be described.
A typical power system means a transmission system in a narrow sense. The example of FIG. 1 shows a power system 100 in a narrow sense, and the power system 100 includes a plurality of branches (lines) 140, a bus (node) 120, and the like. In addition, the power system may mean a distribution power system in a broad sense, and is connected to the generator 110 or the load 150 from each part of the power system 100 through the transformer 130 and the bus 121. In addition, although not described in the figure, one or more of other measuring devices and controllable devices (battery, rechargeable secondary battery, storage battery of EV (Electric Vehicle: electric vehicle), flywheel, etc.) It is comprised including.
　電力系統の各所には、適宜計測装置４４が設置されており、通信ネットワーク３００を介して系統計測データＤ１が本発明に係る電力系統監視装置１０に取り込まれている。このため計測装置４４などは、通信機能を備えたものとされている。なお図示の例では電力系統１００に設けられた計測装置４４以外に、発電機１１０、負荷１５０などからも計測データＤ１が得られている状況を示しているが、これは適宜の箇所からの入力とすることができる。
　概略を上記した電力系統１００の構成において、発電機１１０の例としては、火力発電機、水力発電機、原子力発電機などの大型電源のほかに、太陽光発電や風力発電に代表されるような再生可能エネルギ発電機や、蓄電池や電気自動車などのエネルギ貯蔵装置を含む分散型電源を含むものである。 The measuring device 44 is suitably installed in various places of the power system, and the system measurement data D1 is taken into the power system monitoring device 10 according to the present invention via the communication network 300. For this reason, the measuring device 44 and the like are provided with a communication function. In the illustrated example, the measurement data D1 is obtained from the generator 110, the load 150, etc. in addition to the measurement device 44 provided in the power system 100, but this is an input from an appropriate place. It can be done.
In the configuration of the electric power system 100 outlined above, examples of the generator 110 include solar power generation and wind power generation as well as large power sources such as thermal power generators, hydroelectric generators and nuclear power generators. It includes distributed power sources including renewable energy generators and energy storage devices such as batteries and electric vehicles.
　また計測装置４４の例としては、ノード電圧Ｖ、ブランチ電流Ｉ、力率Φ、有効電力Ｐ、無効電力Ｑ、のいずれか一つまたは複数を計測する装置（例えば電圧変成器ＶＴ、電力検出器ＰＴ、変流器ＣＴなど）であり、データ計測箇所識別符号ＩＤや計測装置の内蔵タイムスタンプを含んでデータを送信する機能（テレメータ（ＴＭ:Telemeter）など）を備える。また他の計測機器であってもよい。
　また計測装置４４の一部は計測周期の速い、ＧＰＳを利用した絶対時刻付きの電力情報（電圧および電流のフェーザ情報）を計測する装置や位相計測装置（ＰＭＵ:Phasor Measurement Units）を含む。また同種の情報を提供できる他の計測器であってもよい。
　また計測装置４４は、電力系統１００内にあるように記述したが、発電機１１０と変圧器１３０と計測装置４４と負荷１５０に接続する母線や送電線などに設置されていてもよい。 Also, as an example of the measuring device 44, a device that measures one or more of the node voltage V, branch current I, power factor Φ, active power P, reactive power Q (for example, voltage transformer VT, power detector PT, a current transformer CT, etc.) and has a function (such as a telemeter (TM)) that transmits data including a data measurement point identification code ID and a built-in time stamp of the measurement device. Moreover, another measuring device may be used.
Further, a part of the measuring device 44 includes a device that measures power information with absolute time (phasor information of voltage and current) using a GPS, which has a fast measurement cycle, and a PMU (Phasor Measurement Units). It may be another measuring device that can provide the same type of information.
Although the measuring device 44 is described as being in the electric power system 100, the measuring device 44 may be installed on a bus or a transmission line connected to the generator 110, the transformer 130, the measuring device 44, and the load 150.
　電力系統１００における系統計測データＤ１は、計測装置４４などにて計測された各データであり、通信ネットワーク３００を介して本発明に係る電力系統監視装置１０内の系統測定データベースＤＢ１に受信され、記憶される。ただし、計測装置４４から直接系統計測データＤ１を受信する代わりに、監視制御装置やデータサーバなどに一度集約されてから、通信ネットワーク３００を介して系統計測データベースＤＢ１に受信してもよいし、計測装置４４の両方から通信ネットワーク３００を介して系統計測データベースＤＢ１に受信してもよい。なお、系統計測データＤ１は、データを識別するための固有番号と、タイムスタンプを含んでいる。 The system measurement data D1 in the power system 100 are each data measured by the measuring device 44 or the like, received by the system measurement database DB1 in the power system monitoring apparatus 10 according to the present invention via the communication network 300, and stored. Be done. However, instead of receiving the system measurement data D1 directly from the measuring device 44, the system measurement data may be received by the system measurement database DB1 via the communication network 300 after being aggregated once in the monitoring control device or data server. The data may be received from the system measurement database DB1 from both of the devices 44 via the communication network 300. The systematic measurement data D1 includes a unique number for identifying the data and a time stamp.
［電力系統監視装置１０のハードウェア構成］
　次に系統計測データＤ１を取り込んで電圧安定度計算を実行する電力系統監視装置１０の構成について説明する。電力系統監視装置１０は、一般には計算機システムとして構成されている。
　図１に示す計算機システムのハードウェア構成によれば、電力系統監視装置１０は、表示部１１、キーボードやマウスなどの入力部１２、通信部１３、コンピュータや計算機サーバ（以下、ＣＰＵ：Central Processing Unitという）１４、メモリ１５、各種データベースＤＢが、バス線４３により接続されて構成されている。
　このうち各種データベースＤＢとしては、系統計測データＤ１を記憶保持する系統計測データベースＤＢ１、系統設備データＤ２を保有する系統設備データベースＤＢ２、計算設定データＤ３を保有する計算設定データベースＤＢ３、計算結果データＤ４を保有しておく計算結果データベースＤＢ４、プログラムデータＤ５を保有するプログラムデータベースＤＢ５などで構成されている。 [Hardware Configuration of Power System Monitoring Device 10]
Next, the configuration of the power system monitoring apparatus 10 that takes in the system measurement data D1 and executes the voltage stability calculation will be described. The power system monitoring device 10 is generally configured as a computer system.
According to the hardware configuration of the computer system shown in FIG. 1, the power system monitoring device 10 includes the display unit 11, the input unit 12 such as a keyboard and a mouse, the communication unit 13, a computer and a computer server (CPU: Central Processing Unit). 14), a memory 15, and various databases DB are connected by a bus line 43.
Among them, as various databases DB, system measurement database DB1 which stores and holds system measurement data D1, system facility database DB2 which holds system facility data D2, calculation setting database DB3 which holds calculation setting data D3, and calculation result data D4. It comprises a calculation result database DB4 to be held, a program database DB5 to hold program data D5, and the like.
　表示部１１は、例えば、ディスプレイ装置として構成されるのがよいが、ディスプレイ装置に代えて、またはディスプレイ装置と共に、プリンタ装置または音声出力装置等を用いる構成であってもよい。
　入力部１２は、例えば、キーボードスイッチ、マウス等のポインティング装置、タッチパネル、音声指示装置等の少なくともいずれか一つを備えて構成できる。
　通信部１３は、通信ネットワーク３００に接続するための回路および通信プロトコルを備える。
　ＣＰＵ１４は、プログラムデータベースＤＢ５から所定のコンピュータプログラムを読み込んで実行する。ＣＰＵ１４は、一つまたは複数の半導体チップとして構成してもよいし、または、計算サーバのようなコンピュータ装置として構成してもよい。
　メモリ１５は、例えば、ＲＡＭ（Random Access Memory）として構成され、プログラムデータベースＤＢ５から読み出されたコンピュータプログラムを記憶したり、各処理に必要な計算結果データおよび画像データ等を記憶したりする。メモリ１５に格納された画面データは、表示部１１に送られて表示される。表示される画面の例は後述（図１５参照）する。 The display unit 11 is preferably configured as, for example, a display device, but may be configured to use a printer device, an audio output device, or the like instead of the display device or together with the display device.
The input unit 12 can be configured to include, for example, at least one of a keyboard switch, a pointing device such as a mouse, a touch panel, a voice instruction device, and the like.
The communication unit 13 includes a circuit and a communication protocol for connecting to the communication network 300.
The CPU 14 reads and executes a predetermined computer program from the program database DB5. The CPU 14 may be configured as one or more semiconductor chips, or may be configured as a computer device such as a calculation server.
The memory 15 is configured, for example, as a RAM (Random Access Memory), and stores a computer program read from the program database DB 5 or stores calculation result data, image data, and the like necessary for each process. The screen data stored in the memory 15 is sent to the display unit 11 and displayed. An example of the displayed screen will be described later (see FIG. 15).
　ここで、プログラムデータベースＤＢ５の記憶内容を説明する。
　図１のプログラムデータベースＤＢ５は、電力系統監視装置１０のプログラムデータＤ５の内容を示している。例えば、プログラムデータＤ５には、状態推定計算プログラムＰ１０、モデルベース電圧安定度監視計算プログラムＰ２０、測定ベース電圧安定度監視計算プログラムＰ３０、電圧安定度曲線補正計算プログラムＰ４０、補正パラメータ計算プログラムＰ５０、電力系統モデル補正プログラムＰ６０などが格納されている。 Here, the storage contents of the program database DB5 will be described.
Program database DB5 of FIG. 1 shows the contents of program data D5 of power system monitoring apparatus 10. For example, program data D5 includes a state estimation calculation program P10, a model base voltage stability monitoring calculation program P20, a measurement base voltage stability monitoring calculation program P30, a voltage stability curve correction calculation program P40, a correction parameter calculation program P50, and power. A systematic model correction program P60 and the like are stored.
　ＣＰＵ１４は、プログラムデータベースＤＢ５からメモリ１５に読み出された計算プログラム（状態推定計算プログラムＰ１０、モデルベース電圧安定度監視計算プログラムＰ２０、測定ベース電圧安定度監視計算プログラムＰ３０、電圧安定度曲線補正計算プログラムＰ４０、補正パラメータ計算プログラムＰ５０、電力系統モデル補正プログラムＰ６０など）を適宜逐次実行して、尤もらしい系統状態の計算、モデルベース電圧安定限界の予想、モデルベース電圧安定度計算条件の決定、モデルベース電圧安定度曲線の計算、モデルベース電圧安定度余裕の計算、測定ベース電圧安定度余裕の計算、実行するアルゴリズムの決定、電圧安定度曲線の補正計算、補正パラメータの生成の計算、電力系統モデルの補正の決定、表示すべき画像データの指示、各種データベース内のデータの検索等を行う。
　メモリ１５は、表示用の画像データ、計算結果データ等の計算一時データおよび計算結果データを一旦格納するメモリであり、ＣＰＵ１４によって必要な画像データを生成して表示部１１（例えば表示ディスプレイ画面）に表示する。なお、電力系統監視装置１０の表示部１１は、各制御プログラムやデータベースの書き換えを行うためだけの簡単な画面だけであってもよい。 The CPU 14 is a calculation program read from the program database DB 5 to the memory 15 (state estimation calculation program P10, model-based voltage stability monitoring calculation program P20, measurement-based voltage stability monitoring calculation program P30, voltage stability curve correction calculation program P40, correction parameter calculation program P50, power system model correction program P60, etc. are executed sequentially as appropriate to calculate probable system state, prediction of model-based voltage stability limit, determination of model-based voltage stability calculation condition, model-based Calculation of voltage stability curve, calculation of model base voltage stability margin, calculation of measurement base voltage stability margin, determination of algorithm to be executed, calculation of correction of voltage stability curve, calculation of generation of correction parameter, power system model Determination of correction, image to be displayed Indication of over data, perform a search or the like of the data of various in the database.
The memory 15 is a memory for temporarily storing calculation temporary data such as display image data, calculation result data and the like, and calculation result data, and generates necessary image data by the CPU 14 and displays it on the display unit 11 (for example, display display screen) indicate. The display unit 11 of the power system monitoring device 10 may have only a simple screen for rewriting each control program or database.
［各種データベースＤＢ］
　次に、各種データベースＤＢの詳細な記憶内容について説明する。
　電力系統監視装置１０には、大きく分けて５つのデータベースが格納されている。ここでは、説明済みのプログラムデータベースＤＢ５を除く、系統計測データベースＤＢ１、系統設備データベースＤＢ２、計算設定データベースＤＢ３について説明する。また、計算結果データベースＤＢ４については、図２のソフトウェア構成で説明する。 [Various database DB]
Next, detailed storage contents of various databases DB will be described.
The power system monitoring device 10 roughly stores five databases. Here, system measurement database DB1, system installation database DB2, and calculation setting database DB3 will be described except for the described program database DB5. The calculation result database DB4 will be described with the software configuration of FIG.
 <系統計測データベースＤＢ１>
　系統計測データベースＤＢ１には、系統計測データＤ１として、有効電力Ｐ、無効電力Ｑ、電圧Ｖ、電圧位相角δ、電流Ｉ、電流位相角θ、力率Φなどが記憶されている。これらは時刻スタンプ付きデータやＰＭＵデータであることが望ましい。具体的には例えば、電力系統１００に接続するノード１２０ａ，１２０ｂにおける電圧および電圧位相角と、電力系統１００に接続するノード１２０ａ，１２０ｂに接続するブランチ１４０ａ，１４０ｂの線路潮流（Ｐ＋ｊＱ）と、電力系統１００に接続するノード１２０ａ，１２０ｂに接続する変圧器１３０ａ，１３０ｂの線路潮流（Ｐ＋ｊＱ）と、変圧器１３０ａ，１３０ｂに接続するノード１２１ａ，１２１ｂの電圧Ｖおよび電圧位相角δと、ノード１２１ａ，１２１ｂに接続する負荷１５０、電源１１０の有効電力Ｐ、無効電力Ｑおよび力率Φと、計測装置４４などから通信ネットワークを介して計測する電力系統１００に接続するその他のノードやブランチや電源や負荷や制御装置などの有効電力Ｐ、無効電力Ｑ、力率Φ、電圧Ｖ、電圧位相角δ、電流Ｉおよび電流位相角θが記憶されている。 <Lineage measurement database DB1>
The system measurement database DB1 stores, as the system measurement data D1, active power P, reactive power Q, voltage V, voltage phase angle δ, current I, current phase angle θ, power factor な ど が and the like. It is desirable that these be time stamped data or PMU data. Specifically, for example, voltages and voltage phase angles at nodes 120a and 120b connected to power system 100, line flows (P + jQ) of branches 140a and 140b connected to nodes 120a and 120b connected to power system 100, and power Line current (P + jQ) of transformers 130a and 130b connected to nodes 120a and 120b connected to grid 100, voltage V and voltage phase angle δ of nodes 121a and 121b connected to transformers 130a and 130b, node 121a, The load 150 connected to 121b, the active power P of the power source 110, the reactive power Q and the power factor と, and other nodes or branches connected to the power system 100 to be measured from the measuring device 44 via the communication network And control devices etc. Active power P, reactive power Q, power factor Φ, voltage V,圧位 phase angle [delta], the current I and the current phase angle θ are stored.
　なお、電圧位相角δや電流位相角θは、ＰＭＵやＧＰＳを利用した他の計測機器を利用して計測したものでもよい。また、計測装置は、電圧変成器ＶＴや電力検出器ＰＴや変流器ＣＴなどである。電圧変成器ＶＴや電力検出器ＰＴや変流器ＣＴなどで計測した電流Ｉと電圧Ｖと力率Φから線路潮流（Ｐ＋ｊＱ）を計算することができる。
　また、系統計測データベースＤＢ１には、状態推定計算プログラムＰ１０の計算結果である、尤もらしい系統の各ノード、ブランチ、発電機、負荷、制御機器の有効電力Ｐ、無効電力Ｑ、電圧Ｖ、電圧位相角δ、電流Ｉ、電流位相角θ、力率Φを推定計算した結果も、系統計測データＤ１として保存しておく。 The voltage phase angle δ and the current phase angle θ may be measured using another measuring device using PMU or GPS. Further, the measuring device is a voltage transformer VT, a power detector PT, a current transformer CT, or the like. The line flow (P + jQ) can be calculated from the current I, the voltage V and the power factor 計 測 measured by the voltage transformer VT, the power detector PT, the current transformer CT or the like.
Further, in the system measurement database DB1, each node, branch, generator, load of the system, which is a calculation result of the state estimation calculation program P10, active power P of the control device, reactive power Q, voltage V, voltage phase The results of estimating and calculating the angle δ, the current I, the current phase angle θ, and the power factor Φ are also stored as the system measurement data D1.
 <系統設備データベースＤＢ２>
　系統設備データベースＤＢ２には、系統設備データＤ２として、系統構成、線路インピーダンス（Ｒ＋ｊＸ）、対地静電容量（アドミタンス：Ｙ）、系統構成と状態推定に必要なデータ（バッドデータの閾値など）、発電機データ、前記データに対する補正データ、その他潮流計算・状態推定・電圧安定度計算に必要なデータが記憶されている。
　なお、計測値は、監視制御装置や中央給電指令所やＥＭＳ（Energy Management Systems）から入手してもよいし、系統全体の計測装置から直接入手してもよい。また、手動で入力する際には、入力部１２によって手動で入力し記憶する。また、入力の際はＣＰＵ１４によって必要な画像データを生成して表示部１１に表示する。入力の際は、補完機能を利用して、大量のデータを設定できるように半手動にしてもよい。 <Network Equipment Database DB2>
The grid installation data base DB2 includes, as grid installation data D2, grid configuration, line impedance (R + jX), ground capacitance (admittance: Y), grid configuration and data necessary for state estimation (such as bad data threshold), power generation Machine data, correction data for the data, and other data necessary for power flow calculation, state estimation, and voltage stability calculation are stored.
The measurement value may be obtained from a monitoring control device, a central power supply command station, an EMS (Energy Management Systems), or may be obtained directly from a measuring device of the entire system. In addition, when manually input, the input unit 12 manually inputs and stores. Further, at the time of input, the CPU 14 generates necessary image data and displays it on the display unit 11. At the time of input, the complement function may be used to make it possible to set a large amount of data semi-manually.
 <計算設定データベースＤＢ３>
　計算設定データベースＤＢ３には、計算設定データＤ３として、電力系統監視装置１０の入力部１２を用いて記憶された、電力系統において想定される、再生可能エネルギの出力変動や負荷変動などに起因する電圧や潮流量の変化、電源構成の変更や変化、負荷の周波数特性や電圧特性の変化、調相設備投入・解列、負荷力率変動、発電機出力や無効電力供給機器や線路潮流の制約の変化、系統運用上の系統構成の変更や変化や、線路温度や風速や潮流量などによって変化する線路インピーダンスの変化や、系統に落雷などが原因で事故や故障が生じることによる系統構成の変化、などが記憶されている。 <Calculation setting database DB3>
In the calculation setting database DB3, a voltage caused by the output fluctuation or load fluctuation of the renewable energy assumed in the electric power system, stored using the input unit 12 of the electric power system monitoring device 10 as the calculation setting data D3. And changes in power supply configuration, changes and changes in power supply configuration, changes in load frequency characteristics and voltage characteristics, phase-adjusting equipment insertion and disconnection, load power factor fluctuations, generator output, reactive power supply equipment and line power flow restrictions. Changes in the system configuration due to changes or changes in the system configuration on the system operation, changes in the line impedance that change due to the line temperature, wind speed or tidal current, lightning strikes in the system, etc. Etc are stored.
　また、計算設定データＤ３として、電力系統において想定される故障ケースとして故障箇所と故障様相などの、一つ以上の設定値や、想定する再生可能エネルギの出力変動や負荷変動などに起因する電圧や潮流量の変化条件、電源構成の変更条件や変化条件、負荷の周波数特性や電圧特性の変化条件、調相設備投入・解列条件、負荷力率変動条件、発電機出力や無効電力供給機器や線路潮流の制約の変化条件、系統運用上の系統構成の変更条件や変化条件や、線路温度や風速や潮流量などによって変化する線路インピーダンスの変化条件や、系統に落雷などが原因で事故や故障が生じることによる系統構成の変化条件や、電圧安定度余裕の監視対象母線や箇所の一つ以上の設定値が記憶されている。 In addition, as calculation setting data D3, one or more set values such as a failure location and a failure mode as a failure case assumed in the electric power system, a voltage caused by output fluctuation or load fluctuation of assumed renewable energy, Power flow change conditions, power supply configuration change conditions and change conditions, load frequency characteristics and voltage characteristics change conditions, phase-adjusting facility insertion and disconnection conditions, load power factor fluctuation conditions, generator output and reactive power supply equipment Accidents and faults due to conditions of change in line flow constraints, conditions of change in system configuration in system operation, conditions of change in line impedance that change due to line temperature, wind speed or tidal current, lightning strikes in systems, etc. A change condition of the system configuration due to the occurrence of one or more setting values of a monitoring target bus or place of the voltage stability margin is stored.
　また、計算設定データＤ３として、モデルベース電圧安定度監視計算プログラムＰ２０や、測定ベース電圧安定度監視計算プログラムＰ３０や、電圧安定度曲線補正プログラムＰ４０や、補正パラメータ生成プログラムＰ５０にある繰り返し潮流計算法、繰り返し最適潮流計算法、連続型潮流計算法（コンティニュエーション法）、連続型潮流計算における幾何学的パラメータ化技法、縮約テブナン等価回路計算法、電圧安定度曲線補正計算法、補正パラメータ計算法、潮流計算法や最適潮流計算や繰り返し潮流計算法や繰り返し最適潮流計算法や連続型潮流計算法や連続型潮流計算における幾何学的パラメータ化技法の計算結果に基づく近似計算手法、直接計算手法、のいずれかの計算に必要なパラメータ、および収束判定閾値、計算アルゴリズム、近似計算の閾値、重み、などを組み合わせたリストなどが記憶されている。 In addition, as the calculation setting data D3, a model-based voltage stability monitoring calculation program P20, a measurement base voltage stability monitoring calculation program P30, a voltage stability curve correction program P40, or a repetitive power flow calculation method in the correction parameter generation program P50. Repeated optimal power flow calculation method, continuous power flow calculation method (continuation method), geometric parameterization technique in continuous power flow calculation, contraction Thevenin equivalent circuit calculation method, voltage stability curve correction calculation method, correction parameter calculation Method, direct calculation method based on calculation results of geometric parameterization method in continuous flow calculation method, continuous flow calculation method, continuous flow calculation method, continuous flow calculation method, continuous flow calculation method , Parameters required for calculation of, and convergence judgment threshold, calculation Gorizumu threshold approximations, weight, and a list of a combination and the like are stored.
　想定再生可能エネルギの出力変動は、太陽光発電や風力発電やメガソーラーやウインドファームの出力変動や、ウインドファームの一斉脱落などを含む。故障ケースとしては、系統の運用によっては、過酷な故障ケースのみであってもよい。なお、計算設定データＤ３は入力部１２を用いず事前に設定したり、設定した値を通信ネットワーク３００および通信部１３を介して設定したりしてもよい。これらの設定方法により、柔軟に計算設定データＤ３を設定することができる効果がある。 The assumed output fluctuation of renewable energy includes the output fluctuation of solar power generation, wind power generation, mega solar and wind farm, simultaneous dropping of wind farm, and the like. As a failure case, depending on the operation of the system, only a severe failure case may be used. The calculation setting data D3 may be set in advance without using the input unit 12, or the set value may be set via the communication network 300 and the communication unit 13. With these setting methods, there is an effect that the calculation setting data D3 can be set flexibly.
［電力系統監視装置１０のソフトウェア構成］
　図２は、電力系統監視装置１０を計算機システムにより構成する場合のソフトウェア構成を示す図である。
　図２のソフトウェア構成では、入力データベースＤＢＩに記憶された入力データ（系統計測データＤ１と系統設備データＤ２と計算設定データＤ３）が、計算結果データＤ４として計算結果データベースＤＢ４に格納され、表示部１１に表示されることになる一連の処理手順が示されている。
　電力系統監視装置１０の持つ一連の処理手順は、モデルベース電圧安定度監視計算部３１（モデルベース電圧安定度監視計算手段）と、測定ベース電圧安定度監視計算部３２（測定ベース電圧安定度監視計算手段）と、電圧安定度曲線補正計算部３３（電圧安定度曲線補正計算手段）と、補正パラメータ計算部３４（補正パラメータ計算手段）と、電力系統モデル補正部３５（電力系統モデル補正手段）とから構成されている。
　モデルベース電圧安定度監視計算部３１は、モデルベース電圧安定度監視計算プログラムＰ２０（モデルベース電圧安定度監視計算手段）を実行する。測定ベース電圧安定度監視計算部３２は、測定ベース電圧安定度監視計算プログラムＰ３０（測定ベース電圧安定度監視計算手段）を実行する。電圧安定度曲線補正計算部３３は、電圧安定度曲線補正プログラムＰ４０（電圧安定度曲線補正計算手段）を実行する。補正パラメータ計算部３４は、補正パラメータ生成プログラムＰ５０（補正パラメータ計算手段）を実行する。電力系統モデル補正部３５は、電力系統モデル補正プログラムＰ６０（電力系統モデル補正手段）を実行する。 [Software Configuration of Power System Monitoring Device 10]
FIG. 2 is a diagram showing a software configuration in the case where the power system monitoring device 10 is configured by a computer system.
In the software configuration of FIG. 2, the input data (system measurement data D1, system installation data D2 and calculation setting data D3) stored in the input database DBI is stored in the calculation result database DB4 as the calculation result data D4, and the display unit 11 A series of processing steps to be displayed are shown.
A series of processing procedures possessed by the power system monitoring device 10 include a model-based voltage stability monitoring and calculating unit 31 (model-based voltage stability monitoring and calculating means) and a measurement-based voltage stability monitoring and calculating unit 32 (measurement-based voltage stability monitoring Calculation means), voltage stability curve correction calculation unit 33 (voltage stability curve correction calculation means), correction parameter calculation unit 34 (correction parameter calculation means), power system model correction unit 35 (power system model correction means) And consists of
The model-based voltage stability monitoring calculation unit 31 executes a model-based voltage stability monitoring calculation program P20 (model-based voltage stability monitoring calculation means). The measurement base voltage stability monitoring calculation unit 32 executes a measurement base voltage stability monitoring calculation program P30 (measurement base voltage stability monitoring calculation means). The voltage stability curve correction calculation unit 33 executes a voltage stability curve correction program P40 (voltage stability curve correction calculation means). The correction parameter calculation unit 34 executes a correction parameter generation program P50 (correction parameter calculation means). The power system model correction unit 35 executes a power system model correction program P60 (power system model correction means).
　モデルベース電圧安定度監視計算部３１は、広域的な系統情報を収集する測定装置からの低速広域的計測情報をもとにモデルベース電圧安定度を評価するモデルベース電圧安定度監視計算を実行する。 The model-based voltage stability monitoring calculation unit 31 executes model-based voltage stability monitoring calculation for evaluating model-based voltage stability based on low-speed wide-area measurement information from a measuring device that collects wide-area system information. .
　測定ベース電圧安定度監視計算部３２は、局地的な系統情報を短周期で収集する測定装置からの高速局地的計測情報をもとに測定ベース電圧安定度監視計算を実行する。 The measurement-based voltage stability monitoring calculation unit 32 executes measurement-based voltage stability monitoring calculation based on high-speed local measurement information from a measurement device that collects local grid information in a short cycle.
　電圧安定度曲線補正計算部３３は、モデルベース電圧安定度監視計算の結果をもとに電圧安定度曲線を導出するとともに、局地的な系統情報を短周期で収集する測定装置の周期に合わせて、電圧安定度曲線を補正する補正計算を実行する。
　電圧安定度曲線補正計算部３３は、現時点の運転点が前回の運転点の電圧安定度曲線に含まれるように電圧安定度曲線を補正して電圧安定度の余裕値を計算する（後記図１２参照）。 The voltage stability curve correction calculation unit 33 derives a voltage stability curve based on the result of the model-based voltage stability monitoring calculation, and matches the cycle of the measuring device that collects local system information in a short cycle. Correction calculation to correct the voltage stability curve.
The voltage stability curve correction calculation unit 33 calculates the margin value of the voltage stability by correcting the voltage stability curve so that the current operation point is included in the voltage stability curve of the previous operation point (see FIG. 12). reference).
　補正パラメータ計算部３４は、補正された電圧安定度曲線から逆算して電力系統モデルの構成要素を補正する補正パラメータを算出する。
　補正パラメータ計算部３４は、系統インピーダンスＸ、静電容量Ｙ、力率αの各補正パラメータ候補が微小に変化した場合の電圧安定度曲線の座標の変化を偏微分方程式を用いて表し、偏微分方程式の偏差ΔＸ、ΔＹ、Δαを求めて補正パラメータを算出する（後記式（９）（１０）参照）。
　補正パラメータ計算部３４は、偏差ΔＸ、ΔＹ、Δαに重み値をそれぞれ設定し、重み値は、送電線のインピーダンス値の変動、静電容量の値、天気、電力需要、電力潮流、または使用年数のうち、いずれか一つ以上をもとに設定する（詳細後記）。 The correction parameter calculation unit 34 calculates a correction parameter for correcting a component of the power system model by performing back calculation from the corrected voltage stability curve.
The correction parameter calculation unit 34 expresses the change of the coordinates of the voltage stability curve when each correction parameter candidate of the system impedance X, the capacitance Y, and the power factor α changes minutely using a partial differential equation, and performs partial differential The correction parameters are calculated by obtaining the deviations ΔX, ΔY, and Δα of the equation (see the following equations (9) and (10)).
The correction parameter calculation unit 34 sets the weight values to the deviations ΔX, ΔY, Δα, and the weight values are the change in the impedance value of the transmission line, the value of the electrostatic capacity, the weather, the power demand, the power flow, or the age Setting based on one or more of them (details described later).
　電力系統モデル補正部３５は、算出された補正パラメータをもとに、電力系統モデルの補正計算を実行する。 The power system model correction unit 35 executes correction calculation of the power system model based on the calculated correction parameter.
　電力系統監視装置１０の入力データベースＤＢＩに記憶された入力データは、系統観測データＤ１と系統設備データＤ２と計算設定データＤ３とからなる。なお、電力系統監視装置１０の持つ一連の処理手順は、３つの状態（処理手順１～３）を取り得る。 The input data stored in the input database DBI of the power system monitoring device 10 includes the system observation data D1, the system facility data D2, and the calculation setting data D3. The series of processing procedures possessed by the power system monitoring apparatus 10 can take three states (procedure procedures 1 to 3).
 <処理手順１>
　図３に示される処理手順１は、系統計測データＤ１にＳＣＡＤＡ（Supervisory Control And Data Acquisition）の計測データを用いた状態推定計算プログラムＰ１０（図２参照）の計算結果である、尤もらしい系統の各ノード、ブランチ、発電機、負荷、制御機器の有効電力Ｐ、無効電力Ｑ、電圧Ｖ,電圧位相角δ、電流Ｉ、電流位相角θ、力率Φを推定計算した結果と、ＰＭＵの計測データを用いた有効電力Ｐ、無効電力Ｑ、電圧Ｖ、電圧位相角δ、電流Ｉ、電流位相角θ、力率Φなどが入力された場合の手順である。
　図３では、モデルベース電圧安定度監視計算部３１が状態推定計算プログラムＰ１０の計算結果である、尤もらしい系統の各ノード、ブランチ、発電機、負荷、制御機器の有効電力Ｐ、無効電力Ｑ、電圧Ｖ,電圧位相角δ、電流Ｉ、電流位相角θ、力率Φを推定計算した結果を用いて、モデルベース電圧安定度監視計算プログラムＰ２０（図２参照）によるモデルベース電圧安定度監視計算を実行し、計算結果を電圧安定度曲線補正計算部３３と補正パラメータ計算部３４に出力する。 <Processing procedure 1>
Process procedure 1 shown in FIG. 3 is a calculation result of a state estimation calculation program P10 (see FIG. 2) using measurement data of SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) for the system measurement data D1, each of the likely systems Node, branch, generator, load, active power P of control equipment, reactive power Q, voltage V, voltage phase angle δ, current I, current phase angle θ, power factor 結果 and measurement data of PMU and measurement data Is a procedure in the case where the active power P, the reactive power Q, the voltage V, the voltage phase angle δ, the current I, the current phase angle θ, the power factor な ど が and the like are input.
In FIG. 3, each node, branch, generator, load, active power P of the control device, reactive power Q of each control system is a calculation result of the state estimation calculation program P10 in which the model base voltage stability monitoring calculation unit 31 is a calculation result. Model-based voltage stability monitoring calculation by the model-based voltage stability monitoring calculation program P20 (see FIG. 2) using the results of estimating and calculating the voltage V, voltage phase angle δ, current I, current phase angle θ, and power factor Φ And the calculation result is output to the voltage stability curve correction calculation unit 33 and the correction parameter calculation unit 34.
　測定ベース電圧安定度監視計算部３２では、ＰＭＵの計測データを用いた有効電力Ｐ、無効電力Ｑ、電圧Ｖ、電圧位相角δ、電流Ｉ、電流位相角θ、力率Φなどを用いて測定ベース電圧安定度監視計算プログラムＰ３０（図２参照）による測定ベース電圧安定度監視計算を実行し、電圧安定度曲線補正計算部３３に出力する。電圧安定度曲線補正計算部３３では、モデルベース電圧安定度監視計算の結果と前記測定ベース電圧安定度監視計算の結果を用いて、電圧安定度曲線補正計算プログラムＰ４０（図２参照）による電圧安定度曲線補正計算を実行し、計算結果データＤＢ４に出力する。
　補正パラメータ計算部３４では、電圧安定度曲線補正計算結果を計算結果データＤＢ４から読み込んだ結果と、モデルベース電圧安定度監視計算の結果を用いて、補正パラメータ計算プログラムＰ５０（図２参照）を実行し、電力系統モデルを補正するパラメータを計算して電力系統モデル補正部３５と計算結果データＤＢ４に出力する。表示部１１では、各計算結果を格納した計算結果データＤＢ４の一つ以上の情報を表示する。 The measurement base voltage stability monitor calculation unit 32 measures using active power P, reactive power Q, voltage V, voltage phase angle δ, current I, current phase angle θ, power factor な ど, etc. using measurement data of PMU. A measurement base voltage stability monitoring calculation is executed by the base voltage stability monitoring calculation program P30 (see FIG. 2), and is output to the voltage stability curve correction calculation unit 33. The voltage stability curve correction calculation unit 33 uses the result of the model base voltage stability monitoring calculation and the result of the measurement base voltage stability monitoring calculation to perform voltage stability according to the voltage stability curve correction calculation program P40 (see FIG. 2). The degree curve correction calculation is executed and output to the calculation result data DB4.
The correction parameter calculation unit 34 executes the correction parameter calculation program P50 (see FIG. 2) using the result of reading the voltage stability curve correction calculation result from the calculation result data DB 4 and the result of the model-based voltage stability monitoring calculation. Then, the parameters for correcting the power system model are calculated and output to the power system model correcting unit 35 and the calculation result data DB4. The display unit 11 displays one or more pieces of information of the calculation result data DB 4 in which each calculation result is stored.
　以上の処理を通じて計算結果データベースＤＢ４には、状態推定計算プログラムＰ１０によって計算された尤もらしい系統状態と、モデルベース電圧安定度監視計算プログラムＰ２０によって計算された計算結果と、測定ベース電圧安定度監視計算プログラムＰ３０によって計算された計算結果と、電圧安定度曲線補正計算プログラムＰ４０によって計算された計算結果と、補正パラメータ計算プログラムＰ５０によって計算された計算結果、の一つ以上が記憶されることになる。 Through the above processing, the calculation result database DB4 includes likely system states calculated by the state estimation calculation program P10, calculation results calculated by the model-based voltage stability monitoring calculation program P20, and measurement-based voltage stability monitoring calculation. One or more of the calculation result calculated by the program P30, the calculation result calculated by the voltage stability curve correction calculation program P40, and the calculation result calculated by the correction parameter calculation program P50 will be stored.
 <処理手順２>
　図４に示される処理手順２は、状態推定計算プログラムＰ１０の計算結果が入力されず、ＰＭＵの計測データを用いた有効電力Ｐ、無効電力Ｑ、電圧Ｖ、電圧位相角δ、電流Ｉ、電流位相角θ、力率Φなどが入力された場合の手順である。
　図４では、測定ベース電圧安定度監視計算部３２が、ＰＭＵの計測データを用いた有効電力Ｐ、無効電力Ｑ、電圧Ｖ、電圧位相角δ、電流Ｉ、電流位相角θ、力率Φなどを用いて測定ベース電圧安定度監視計算プログラムＰ３０による測定ベース電圧安定度監視計算を実行し、電圧安定度曲線補正計算部３３に出力する。
　電圧安定度曲線補正計算部３３では、計算結果データＤ４から読み込んだ直前の電圧安定度曲線補正計算部３３の計算結果の出力と測定ベース電圧安定度監視計算の結果を用いて、電圧安定度曲線補正計算プログラムＰ４０による電圧安定度曲線補正計算を実行し、計算結果データＤＢ４に出力する。
　補正パラメータ計算部３４では、電圧安定度曲線補正計算結果を計算結果データＤＢ４から読み込んだ結果と、計算結果データＤＢ４から読み込んだ直前のモデルベース電圧安定度監視計算の結果を用いて、補正パラメータ計算プログラムＰ５０を実行し、電力系統モデルを補正するパラメータを計算して電力系統モデル補正部３５と計算結果データＤＢ４に出力する。表示部１１では、前記各計算結果を格納した計算結果データＤＢ４の一つ以上の情報を表示する。 <Processing procedure 2>
In processing procedure 2 shown in FIG. 4, the calculation result of the state estimation calculation program P10 is not input, and active power P, reactive power Q, voltage V, voltage phase angle δ, current I, current using measurement data of PMU It is a procedure when the phase angle θ, the power factor な ど が, etc. are input.
In FIG. 4, the measurement base voltage stability monitoring calculation unit 32 calculates the active power P, reactive power Q, voltage V, voltage phase angle δ, current I, current phase angle θ, power factor な ど, etc. using measurement data of PMU. Using the measurement base voltage stability monitoring calculation program P30 to execute the measurement base voltage stability monitoring calculation, and outputs the result to the voltage stability curve correction calculation unit 33.
The voltage stability curve correction calculation unit 33 uses the output of the calculation result of the voltage stability curve correction calculation unit 33 immediately before read from the calculation result data D4 and the result of the measurement-based voltage stability monitoring calculation to obtain a voltage stability curve. The voltage stability curve correction calculation by the correction calculation program P40 is executed and output to the calculation result data DB4.
The correction parameter calculation unit 34 calculates a correction parameter using the result of reading the voltage stability curve correction calculation result from the calculation result data DB 4 and the result of the model-based voltage stability monitoring calculation immediately before reading from the calculation result data DB 4. The program P50 is executed, parameters for correcting the power system model are calculated, and are output to the power system model correction unit 35 and the calculation result data DB4. The display unit 11 displays one or more pieces of information of the calculation result data DB 4 in which the respective calculation results are stored.
　以上の処理を通じて計算結果データベースＤＢ４には、測定ベース電圧安定度監視計算プログラムＰ３０によって計算された計算結果と、電圧安定度曲線補正計算プログラムＰ４０によって計算された計算結果と、補正パラメータ計算プログラムＰ５０によって計算された計算結果、の一つ以上が記憶されることになる。 Through the above processing, the calculation result database DB4 includes the calculation result calculated by the measurement base voltage stability monitoring calculation program P30, the calculation result calculated by the voltage stability curve correction calculation program P40, and the correction parameter calculation program P50. One or more of the calculated results will be stored.
 <処理手順３>
　図５に示される処理手順３は、図３の処理手順１および図４の処理手順２の一連の処理とは独立して実行される処理手順を示している。
　図５では、電力系統モデル補正プログラムＰ６０（図２参照）が直前に入力された補正パラメータ計算プログラムＰ５０の結果を用いて、電力系統モデル補正計算を実行する。さらに、入力部１２からの入力を用いて、電力系統モデル補正計算の結果を系統設備データＤ２へ反映するかどうかを決定する。また、電力系統モデル補正プログラムＰ６０は直前に入力された補正パラメータ計算プログラムＰ５０の出力のみを用いてもよいが、他の入力や統計処理を実行するために時刻の違う複数の補正パラメータ計算プログラムＰ５０の結果を用いてもよい。また、電力系統モデル補正プログラムＰ６０の結果が複数であってもよい。 <Processing procedure 3>
Process procedure 3 shown in FIG. 5 indicates a process procedure that is executed independently of the series of processes of process procedure 1 of FIG. 3 and process procedure 2 of FIG. 4.
In FIG. 5, the power system model correction program P60 (see FIG. 2) executes the power system model correction calculation using the result of the correction parameter calculation program P50 input immediately before. Furthermore, using the input from the input unit 12, it is determined whether or not the result of the power system model correction calculation is to be reflected in the system facility data D2. In addition, although the power system model correction program P60 may use only the output of the correction parameter calculation program P50 input immediately before, a plurality of correction parameter calculation programs P50 having different times for executing other input or statistical processing may be used. You may use the result of Also, the result of the power system model correction program P60 may be plural.
　また、本実施形態では例示していないが、以上の処理を通じて計算結果データベースＤＢ４に、補正パラメータ計算プログラムＰ５０の計算結果、電力系統モデル補正プログラムＰ６０の計算過程と計算結果、系統設備データＤ２からの変更点、の一つ以上が記憶されてもよい。 In addition, although not illustrated in the present embodiment, the calculation result of the correction parameter calculation program P50, the calculation process and the calculation result of the power system model correction program P60, and the system installation data D2 in the calculation result database DB4 through the above processing. One or more of the changes may be stored.
　以下、上述のように構成された電力系統監視装置の電力系統監視方法について説明する。
　まず、電力系統監視装置において、モデルベース電圧安定度監視計算による電圧安定度を求めるための考え方を説明する。
　一般的には電圧安定度曲線を用いて、電圧安定度（電圧の安定度や安定性）を評価することが多い。電圧安定度は、電圧の安定の程度を表す言葉であり、電圧安定度曲線を用いて、運転点から最大負荷点（ＭＬＰ：Maximum Loading Point）までの距離を負荷余裕と呼び電圧の安定度を評価する。ここでＭＬＰは電圧安定度限界であるサドルノード分岐点や即時不安定点を意味する。 Hereinafter, a power system monitoring method of the power system monitoring device configured as described above will be described.
First, in the power system monitoring apparatus, a concept for obtaining voltage stability by model-based voltage stability monitoring calculation will be described.
In general, voltage stability curves are often used to evaluate voltage stability (voltage stability or stability). Voltage stability is a term that expresses the degree of voltage stability, and the voltage stability curve is used to refer to the distance from the operating point to the maximum loading point (MLP: Maximum Loading Point) as the load margin. evaluate. Here, MLP means a saddle node branch point or an immediate unstable point which is a voltage stability limit.
　図６は、電力系統監視装置１０の電圧安定度を求めるための考え方を説明するためのＰ－Ｖ曲線を示す図である。
　図６では、現在の運転点が(Ｖ０，Ｐ０)で表されており、点線の曲線の先端に最大負荷点が存在する。このときの現在の運転点のＰ０と最大負荷点のＰ１との差分ΔＰが負荷余裕となる。またこれ以外にも電圧安定度曲線の運転点における傾きを用いて電圧安定度を評価することなども可能である。このように、電圧安定度曲線を用いて、電圧の安定度や安定性を評価することができる。
　電圧安定度曲線を表す表現形式には種々のものがある。図６は電圧安定度曲線の一例としてＰ－Ｖ曲線を示している。Ｐ－Ｖ曲線は、座標の横軸に負荷電力Ｐ、縦軸に電力系統の母線電圧Ｖを採用して表した電圧安定度曲線である。電圧安定度曲線としては、座標の縦横軸項目に何を採用するかにより複数種類のものがあり、他にはλ－Ｖ曲線、λ－ΣＶ曲線、λ－Ｐａ曲線、λ－δ曲線などが用いられる。ここで、λは負荷パラメータ、ΣＶは電力系統の母線電圧の和、Ｖは電圧、Ｐａは電力系統全体の有効電力損失、δは電圧位相角、である。本発明はこれらを総称して電圧安定度曲線としており、どの曲線を用いて本実施形態を実現してもよい。 FIG. 6 is a diagram showing a PV curve for explaining the concept of determining the voltage stability of the power system monitoring device 10. As shown in FIG.
In FIG. 6, the current operating point is represented by (V0, P0), and the maximum load point exists at the tip of the dotted curve. The difference ΔP between the current operating point P0 and the maximum load point P1 at this time is a load margin. Besides this, it is also possible to evaluate the voltage stability by using the slope at the operating point of the voltage stability curve. Thus, the voltage stability curve can be used to evaluate the voltage stability and stability.
There are various expressions representing voltage stability curves. FIG. 6 shows a PV curve as an example of the voltage stability curve. The PV curve is a voltage stability curve represented by using load power P on the horizontal axis of the coordinates and bus voltage V of the power system on the vertical axis. There are multiple types of voltage stability curves depending on what is adopted for the vertical and horizontal axis items of the coordinate, and others are λ-V curve, λ-ΣV curve, λ-Pa curve, λ-δ curve, etc. Used. Here, λ is a load parameter, ΣV is a sum of bus voltages of the power system, V is a voltage, Pa is an active power loss of the entire power system, and δ is a voltage phase angle. In the present invention, these are collectively referred to as voltage stability curves, and any curve may be used to realize this embodiment.
　これらの電圧安定度曲線に示された特性によれば、電力（負荷電力）と電圧の間には、いわゆるノーズ曲線の関係があり、ノーズ先端の最大負荷点ＭＬＰを越えると電圧安定度が低下し、異常電圧低下現象を引き起こすことを表している。ノーズ先端の最大負荷点ＭＬＰは、再生可能エネルギの出力変動や負荷変動などに起因する電圧や潮流の変化、電源構成の変更や変化、負荷の周波数特性や電圧特性の変化、調相設備投入・解列、負荷力率変動、発電機出力や無効電力供給機器や線路潮流の制約の変化、系統運用上の系統構成の変更や変化や、線路温度や風速や潮流量などによって変化する線路インピーダンスの変化や、系統に落雷などが原因で事故や故障が生じることによる系統構成の変化（送電線における各種の事故、送電線の開放・閉路）、などの要因により移動する。
　また、ノーズ先端の最大負荷点より大きな電力は送ることができず、タップ切替装置などの電圧制御系は、この曲線の上側の垂下特性を前提に作られているためノーズ先端の最大負荷点より下では電圧は急速に低下し、送電不能となる電圧崩壊現象を引き起こす可能性がある。 According to the characteristics shown in these voltage stability curves, there is a so-called nose curve relationship between power (load power) and voltage, and the voltage stability decreases when exceeding the maximum load point MLP at the nose tip. Represents an abnormal voltage drop phenomenon. The maximum load point MLP at the nose tip is the change in voltage or power flow due to output fluctuation or load fluctuation of renewable energy, change or change of power supply configuration, change in load frequency characteristic or voltage characteristic Disconnection, load power factor fluctuation, change of generator output, restriction of reactive power supply equipment and line power flow, change and change of system configuration in system operation, and change of line impedance due to line temperature, wind speed and power flow etc. It moves by factors such as changes in the system configuration (changes in transmission lines, open / close of transmission lines), etc. due to accidents or breakdowns caused by changes or lightning strikes in the system.
In addition, it is not possible to send more power than the maximum load point at the nose tip, and voltage control systems such as tap changers are made on the assumption of the drooping characteristics on the upper side of this curve, Under the voltage, the voltage drops rapidly, which can cause a voltage collapse phenomenon that makes it impossible to transmit power.
　このことから、電圧安定度監視装置１０では、現状における電圧安定度曲線上のノーズ先端の最大負荷点の位置を正しく推定し、現状運転位置との間の余裕（電圧安定度余裕）ΔＰを正しく求めておくものである。これらの図の詳細は後記するが、上記の各プログラムによって求める計算結果は、要するに図６における以下の各点の値や数式のパラメータの値を求めたことを意味している。
　例えば、モデルベース電圧安定度監視計算プログラムＰ２０（図２参照）によって計算された結果は、図６の座標上に並ぶ複数の点とその中における最大負荷点ＭＬＰ、そして負荷余裕ΔＰの値などを求めたものであり、この値が計算結果データベースＤＢ４に保存されている。また場合によっては、複数の点の並びを表す数式とそのパラメータを求めることもあり、その場合は数式とそのパラメータも計算結果データベースＤＢ４に保存されている。 From this, the voltage stability monitoring device 10 correctly estimates the position of the maximum load point of the nose tip on the current voltage stability curve, and corrects the margin (voltage stability margin) ΔP between the current operation position. It is what you ask for. Although the details of these figures will be described later, the calculation results obtained by the above-mentioned programs mean that the values of the following points in FIG. 6 and the values of the parameters of the formula are obtained.
For example, as a result calculated by the model-based voltage stability monitoring calculation program P20 (see FIG. 2), a plurality of points aligned on the coordinates in FIG. 6 and the maximum load point MLP therein and the value of the load margin ΔP, etc. This value is stored in the calculation result database DB4. In some cases, a formula representing a sequence of a plurality of points and its parameters may be obtained, in which case the formula and its parameters are also stored in the calculation result database DB4.
　次に、電力系統監視装置１０において、測定ベース電圧安定度監視計算による電圧安定度を求めるための考え方を説明する。
　図７は、電力系統監視装置１０の電圧安定度を求めるための考え方を説明するための例題系統を示す図である。
　ＰＭＵのような局地的な情報を測定する測定装置を母線ｋに設置した場合、電力系統全体は図７に示すように、テブナン等価回路に縮約された簡易系統と同じと考えることができる。
　このような回路の場合、送電できる電力が最大になるときは系統インピーダンス（テブナン等価回路インピーダンス）Ｚthと負荷インピーダンスＺloadが同じであるときであるため、例えば系統インピーダンスと負荷インピーダンスの比率Ｚth／Ｚloadの値を指標とすることで送電最大可能電力にどれだけ近いか、すなわち系統電圧崩壊までの電圧安定度がどの程度かを知ることができる。
　そこで、例えば一つの手法として、ＰＭＵの計測データを用いて系統インピーダンスと負荷インピーダンスを計算して電圧安定度を評価する手法が測定ベース電圧安定度監視計算の手法として存在する。ＰＭＵの計測データからＶｋとＳloadを得ることができるため、Ｚloadは式（１）にて計算できる。なお、以下の説明において、表記の都合上、変数のオーバーライン（￣）は、共役複素数であることを表す。 Next, in the power system monitoring apparatus 10, a concept for obtaining the voltage stability by the measurement base voltage stability monitoring calculation will be described.
FIG. 7 is a diagram showing an example system for explaining the concept of determining the voltage stability of the power system monitoring device 10. As shown in FIG.
When a measuring device for measuring local information such as PMU is installed on the bus k, the entire power system can be considered the same as a simplified system reduced to a Thevenin equivalent circuit as shown in FIG. .
In the case of such a circuit, when the power that can be transmitted is maximum, it is when the grid impedance (Thevenin equivalent circuit impedance) Zth and the load impedance Zload are the same, for example, the ratio Zth / Zload of the grid impedance and the load impedance. By using the value as an index, it is possible to know how close to the maximum possible transmission power, that is, how stable the voltage is until the system voltage collapses.
Therefore, as one method, for example, there is a method of calculating system impedance and load impedance by using measurement data of PMU to evaluate voltage stability as a method of measurement base voltage stability monitoring calculation. Since Vk and Sload can be obtained from measurement data of PMU, Zload can be calculated by equation (1). In the following description, for convenience of notation, an overline (̄) of a variable indicates that it is a conjugate complex number.
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000001
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　Ｚthはまず、関係式（２）ないし（６）から連立方程式（７）を導く。ここで未知の変数がＥｒ，Ｅｉ，Ｒth，Ｘthの４つに対して連立方程式が２つのためＺthを求めることができない。ここで、別時刻のＰＭＵの計測データＶｋとＳloadを用い、時刻間でのインピーダンスの変化が無視できるほど微小であると考えると連立方程式を４つ以上にすることができる。これにより、状態推定計算などを用いてＺthを決定することができる。 First, Zth derives simultaneous equations (7) from the relational expressions (2) to (6). Here, Zth can not be obtained because there are two simultaneous equations for four unknown variables Er, Ei, Rth, and Xth. Here, using the measurement data Vk and Sload of PMU at different times and considering that the change in impedance between the times is so small as to be negligible, the number of simultaneous equations can be four or more. Thereby, Zth can be determined using a state estimation calculation or the like.
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000002
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　この方法を用いれば、母線ｋにおける電圧安定度を、母線ｋに設定されたＰＭＵのみを用いて判定することができる。またこの手法では、負荷余裕ΔＰ（余裕値）を直接計算する必要はないが、系統インピーダンスと負荷インピーダンスの比率が１のときの送電電力を求めるなどで容易に負荷余裕ΔＰを計算することができる。 By using this method, the voltage stability at the bus k can be determined using only the PMU set to the bus k. Also, with this method, it is not necessary to directly calculate the load margin ΔP (margin value), but it is possible to easily calculate the load margin ΔP by obtaining transmission power when the ratio of the system impedance to the load impedance is 1. .
　測定ベース電圧安定度監視計算プログラムＰ３０（図２参照）は、例えば上記のような手法で電圧安定度を計算する。計算結果は、系統インピーダンスＺth、負荷インピーダンスＺload、安定度指標Ｚth／Ｚload、負荷余裕ΔＰなどを求めたものであり、この値が計算結果データベースＤＢ４に保存されている。 The measurement base voltage stability monitoring calculation program P30 (see FIG. 2) calculates the voltage stability by, for example, the method described above. The calculation result is obtained by obtaining the system impedance Zth, the load impedance Zload, the stability index Zth / Zload, the load margin ΔP and the like, and this value is stored in the calculation result database DB4.
　前記に用いられた指標および計算手法はあくまで一例であり、テブナン等価回路の計算手法または電圧安定度の評価に用いられる指標は他にも存在する。本実施形態ではこれらを総称して測定ベース電圧安定度監視計算と呼んでいる。負荷余裕ΔＰを求めることができる限り、どのような手法を用いて本実施形態を実現してもよい。 The index and calculation method used above are merely examples, and there are other indexes used for calculation of the Thevenin equivalent circuit or evaluation of voltage stability. In the present embodiment, these are collectively referred to as measurement-based voltage stability monitoring calculation. Any method may be used to realize the present embodiment as long as the load margin ΔP can be obtained.
　次に、モデルベース電圧安定度監視計算プログラムＰ２０と測定ベース電圧安定度監視計算プログラムＰ３０の計算周期と電圧安定度曲線補正計算プログラムＰ４０の役割について説明する。
　図８は、電力系統監視装置１０において入力部１１に入力される信号の周期の差について説明する図である。図８は、電力系統監視装置１０の異なる測定装置からの入力周期の違いを説明するための入力周期を示す。
　計測装置４４（図１参照）には、従来のＴＭを含む広域的な系統情報を計測する計測装置と、計測周期の速いＰＭＵを含む局地的な系統情報を計測する計測装置を想定している。本実施形態では、電力系統監視装置１０は、広域的な系統情報を収集する測定装置からの低速広域的計測情報をもとにモデルベース電圧安定度を評価するモデルベース電圧安定度計算を実行するモデルベース電圧安定度監視プログラムＰ２０（図２参照）と、局地的な系統情報を短周期で収集する測定装置からの高速局地的計測情報をもとに測定ベース電圧安定度計算を実行する測定ベース電圧安定度監視プログラムＰ３０（図２参照）と、を有する。 Next, the calculation cycle of the model base voltage stability monitoring calculation program P20 and the measurement base voltage stability monitoring calculation program P30 and the role of the voltage stability curve correction calculation program P40 will be described.
FIG. 8 is a diagram for explaining the difference in period of the signal input to the input unit 11 in the power system monitoring device 10. FIG. 8 shows an input cycle for explaining the difference in the input cycle from different measurement devices of the power system monitoring device 10.
Assuming that the measuring device 44 (see FIG. 1) is a measuring device that measures wide-area system information including a conventional TM, and a measuring device that measures local system information including a PMU having a fast measurement cycle. There is. In the present embodiment, the power system monitoring apparatus 10 executes model-based voltage stability calculation that evaluates model-based voltage stability based on low-speed wide-area measurement information from a measurement device that collects wide-area grid information. Perform measurement-based voltage stability calculation based on model-based voltage stability monitoring program P20 (see Fig. 2) and high-speed local measurement information from a measuring device that collects local grid information in a short cycle And a measurement base voltage stability monitoring program P30 (see FIG. 2).
　入力部１２（図１参照）に入力される計測データは、時間軸で見た場合、図８に示すように、ある時刻ｔ０では広域的な系統情報（図８の太矢印参照）と局地的な系統情報（図８の細矢印参照）が入力部１２を介して入力データに記憶され、別の時刻ｔ１では局地的な系統情報のみが入力部１２を介して入力データに記憶されることになる。そのため、時刻ｔ０では、モデルベース電圧安定度監視プログラムＰ２０（図２参照）と測定ベース電圧安定度監視プログラムＰ３０（図２参照）が計算を実行できるものの、時刻ｔ１では測定ベース電圧安定度監視プログラムＰ３０のみが計算を実行し、モデルベース電圧安定度監視計算プログラムＰ２０は入力がないため計算できない。 The measurement data input to the input unit 12 (see FIG. 1), as viewed on the time axis, as shown in FIG. 8, at a certain time t0, broad system information (see thick arrows in FIG. 8) Typical system information (see the thin arrows in FIG. 8) is stored in the input data via the input unit 12, and only local system information is stored in the input data via the input unit 12 at another time t1. It will be. Therefore, although the model base voltage stability monitoring program P20 (see FIG. 2) and the measurement base voltage stability monitoring program P30 (see FIG. 2) can execute calculations at time t0, the measurement base voltage stability monitoring program at time t1. Only P30 performs calculations, and the model-based voltage stability monitoring calculation program P20 can not be calculated because there is no input.
　そこで、電圧安定度曲線補正計算プログラムＰ４０（図２参照）は、計算結果データベースＤＢ４（図１参照）から直前の電圧安定度曲線補正計算結果と測定ベース電圧安定度監視計算結果を読み込む。これにより、時刻ｔ１においてもモデルベース電圧安定度監視計算プログラムＰ２０の計算結果を反映させた電力系統モデル全体の電圧安定度曲線を描写することが可能となる。また時刻ｔ２では、時刻ｔ１で計算した電圧安定度曲線補正計算プログラムＰ４０の結果を用いる。これにより、常に最新の補正が考慮された電圧安定度曲線を計算に用いることができるという効果がある。
　本実施形態では、電圧安定度曲線補正計算プログラムＰ４０が、モデルベース電圧安定度監視計算結果をもとに電圧安定度曲線を導出するとともに、局地的な系統情報を短周期で収集する測定装置の周期に合わせて、電圧安定度曲線を補正する補正計算を実行する。 Therefore, the voltage stability curve correction calculation program P40 (see FIG. 2) reads the previous voltage stability curve correction calculation result and measurement base voltage stability monitoring calculation result from the calculation result database DB4 (see FIG. 1). Thereby, it is possible to draw the voltage stability curve of the entire power system model reflecting the calculation result of the model base voltage stability monitoring calculation program P20 also at time t1. At time t2, the result of the voltage stability curve correction calculation program P40 calculated at time t1 is used. This has the effect that the voltage stability curve in which the latest correction is always considered can be used for the calculation.
In the present embodiment, the voltage stability curve correction calculation program P40 is a measuring device that derives the voltage stability curve based on the model-based voltage stability monitoring calculation result and collects local grid information in a short cycle. The correction calculation for correcting the voltage stability curve is performed according to the period of.
　なお、本実施形態では新しい広域的な系統の測定情報が時刻ｔnで入力された場合にはモデルベース電圧安定度監視計算プログラムＰ２０の計算結果と測定ベース電圧安定度監視計算結果プログラムＰ３０の計算結果のみを用いて新たに電圧安定度曲線補正計算プログラムＰ４０を実行することを想定しているが、時刻ｔnにおいても直前の電圧安定度曲線補正計算プログラムＰ４０の計算結果または前記計算結果に加工を加えたものも入力に加える手法を用いて本実施形態を実現してもよい。 In this embodiment, when new wide-area measurement information is input at time tn, the calculation result of the model-based voltage stability monitoring calculation program P20 and the calculation result of the measurement-based voltage stability monitoring calculation result program P30 Although it is assumed that the voltage stability curve correction calculation program P40 is newly executed using only the above, at time tn, processing is added to the calculation result of the previous voltage stability curve correction calculation program P40 or the calculation result The present embodiment may be realized using a method of adding an input to an input.
　次に、電力系統監視装置１０の計算処理内容について説明する。
［電力系統監視装置１０の処理概要］
　図９は、電力系統監視装置１０の処理の全体を示すフローチャートである。
　まず、全体の流れの概要を説明する。
　処理ステップＳ１０１では、系統設備データＤ２と計算設定データＤ３を入力し記憶し、処理ステップＳ１０２で系統計測データＤ１を受信する。
　処理ステップＳ１０３では、入力データベースＤＢＩの系統計測データＤ１と系統設備データＤ２と計算設定データＤ３の一つ以上を使用し、測定ベース電圧安定度監視計算プログラムＰ３０（図２参照）を実行して計算結果を計算結果データベースＤＢ４に記憶する。測定ベース電圧安定度監視計算の詳細については図１０で後記する。 Next, the contents of calculation processing of the power system monitoring device 10 will be described.
[Overview of Processing of Power System Monitoring Device 10]
FIG. 9 is a flowchart showing the entire process of the power system monitoring device 10.
First, an overview of the overall flow is described.
In processing step S101, system installation data D2 and calculation setting data D3 are inputted and stored, and system measurement data D1 is received in processing step S102.
In processing step S103, using one or more of the system measurement data D1, the system installation data D2 and the calculation setting data D3 of the input database DBI, the measurement base voltage stability monitoring calculation program P30 (see FIG. 2) is executed and calculated The results are stored in the calculation result database DB4. Details of the measurement-based voltage stability monitoring calculation will be described later with reference to FIG.
　処理ステップＳ１０４では、系統計測データＤ１にＳＣＡＤＡからのデータ、またはＴＭからの情報を含む広域的な系統情報データが存在するか否かを判定する。ＳＣＡＤＡの入力がある場合（ステップＳ１０４：Ｙｅｓ）、処理ステップＳ１０５に進み、ＳＣＡＤＡの入力がない場合（ステップＳ１０４：Ｎｏ）には処理ステップＳ１０７に進む。
　処理ステップＳ１０５では、系統計測データＤ１に存在するＳＣＡＤＡからのデータまたはＴＭからの情報を含む広域的な系統情報データを用いて状態推定計算プログラムＰ１０を実行し、状態推定結果を計算結果データベースＤＢ４に記憶する。
　処理ステップＳ１０６では、処理ステップＳ１０５の結果を基に、モデルベース電圧安定度監視計算プログラムＰ２０（図２参照）を実行して計算結果を計算結果データベースＤＢ４に記憶する。その後、処理ステップＳ１０８へと続く。 In processing step S104, it is determined whether there is wide-range systematic information data including data from SCADA or information from TM in systematic measurement data D1. If there is an input of SCADA (step S104: Yes), processing proceeds to processing step S105, and if there is no input of SCADA (step S104: No), processing proceeds to processing step S107.
In processing step S105, state estimation calculation program P10 is executed using data from SCADA present in system measurement data D1 or wide-range system information data including information from TM, and the state estimation results are stored in calculation result database DB4. Remember.
At processing step S106, the model base voltage stability monitoring calculation program P20 (see FIG. 2) is executed based on the result of the processing step S105, and the calculation results are stored in the calculation result database DB4. Thereafter, processing continues to processing step S108.
　処理ステップＳ１０７では、計算結果データベースＤＢ４より、前回の計算周期で処理ステップＳ１０８で実行され記憶された電圧安定度曲線補正計算プログラムＰ４０（図２参照）の結果を読み出し、今回の計算周期での処理ステップＳ１０８への入力対象として計算結果データベースＤＢ４に格納する。
　処理ステップＳ１０８では、読み込んだ計算結果データベースＤＢ４からのデータに応じて、電圧安定度曲線補正計算プログラムＰ４０を実行して計算結果を計算結果データベースＤＢ４に記憶する。電圧安定度曲線補正計算の詳細については図１４で後記する。 At processing step S107, the result of the voltage stability curve correction calculation program P40 (see FIG. 2) executed and stored at processing step S108 in the previous calculation cycle is read from the calculation result database DB4, and processing in the current calculation cycle. It stores in calculation result database DB4 as an input object to step S108.
At processing step S108, the voltage stability curve correction calculation program P40 is executed according to the read data from the calculation result database DB4, and the calculation results are stored in the calculation result database DB4. Details of the voltage stability curve correction calculation will be described later with reference to FIG.
　処理ステップＳ１０９では、電圧安定度曲線補正計算プログラムＰ４０の結果と系統設備データＤ２と計算設定データＤ３の一つ以上を用いて、補正パラメータ計算プログラムＰ５０（図２参照）を実行して計算結果を計算結果データベースＤＢ４に記憶する。
　処理ステップＳ１１０では、補正パラメータ計算プログラムＰ５０の結果を用いて、電力系統モデル補正プログラムＰ６０（図２参照）を実行し、計算結果を計算結果データベースＤＢ４に記憶する。そして系統設備データＤ２と計算設定データＤ３の一部または全ての書き換えの実行の是非を決定する。 In processing step S109, the correction parameter calculation program P50 (see FIG. 2) is executed using one or more of the result of the voltage stability curve correction calculation program P40, the system facility data D2 and the calculation setting data D3 to obtain the calculation result It stores in the calculation result database DB4.
At processing step S110, using the result of the correction parameter calculation program P50, the power system model correction program P60 (see FIG. 2) is executed, and the calculation result is stored in the calculation result database DB4. Then, it is determined whether to execute rewriting of part or all of the system facility data D2 and the calculation setting data D3.
　処理ステップＳ１１１では、各種計算結果や計算途中でメモリに蓄積されるデータを表示部１１（図１参照）に表示して本フローの処理を終了する。各種計算結果や計算途中でメモリに蓄積されるデータは、表示画面に逐次表示されるのがよい。これにより、運用者が電力系統監視装置１０の運用状況や電圧安定度が容易に把握できる。また、電圧安定度曲線補正計算結果と、計算設定データに別途保存する閾値を比較することで、電圧安定度が低く電圧崩壊が近いケースが計算された場合には、緊急画面や警報を出力してもよい。これにより、運用者が電力系統監視装置１０の運用状況を容易に把握できる。 In processing step S111, various calculation results and data stored in the memory during calculation are displayed on the display unit 11 (see FIG. 1), and the processing of this flow is ended. It is preferable that various calculation results and data stored in the memory during calculation be sequentially displayed on the display screen. As a result, the operator can easily grasp the operation status and voltage stability of the power system monitoring device 10. Also, by comparing the voltage stability curve correction calculation result and the threshold separately stored in the calculation setting data, when the case where the voltage stability is low and the voltage collapse is close is calculated, an emergency screen or an alarm is output. May be Thereby, the operator can easily grasp the operation status of the power system monitoring apparatus 10.
　なお、監視箇所変更が実行されるまで、各種データの受信から各種計算結果を夫々送信するまでの状況の画面表示を繰り返す。また各種計算結果、系統設備データＤ２、計算設定データＤ３の一部または全て、別のアルゴリズムまたはプログラムまたは装置を用いて、計算結果データベースＤＢ４に記憶された計算結果に応じて電力系統の運用・制御の実行または指令内容のどれか一つ以上を表示してもよく、本実施形態はそのような表示機能も含むものとする。 Note that until the monitoring location change is executed, the screen display of the situation from reception of various data to transmission of various calculation results is repeated. In addition, operation and control of the power system according to the calculation result stored in the calculation result database DB4 using various calculation results, part or all of the system facility data D2 and the calculation setting data D3, and another algorithm or program or apparatus. One or more of the execution or command contents may be displayed, and this embodiment also includes such a display function.
　本実施形態では、是非を決定する要因は電力系統監視装置の運用者が入力部１２に入力した信号を用いて系統設備データＤ２と計算設定データＤ３の一部または全ての書き換えの実行の是非を決定しているが、入力部１２に信号を入力する対象が人工知能や他の機器・装置やプログラムであってもよく、どのような入力信号を用いて本発明を実現してもよい。
　また、処理ステップＳ１１０で必ず電力系統モデル補正プログラムＰ６０を実行しなくてもよいし、補正パラメータ計算プログラムＰ５０の過去の結果を計算結果データベースＤＢ４からまとめて読み込んでもよい。また、時間移動平均や標準偏差による間引きなど前処理を含んで本実施形態を実現してもよい。 In the present embodiment, the factor that determines whether the power system monitoring device operator uses the signal input to the input unit 12 by the power system monitoring device operator whether the system equipment data D2 and calculation setting data D3 some or all of the execution of rewriting Although it is determined, the target to which a signal is input to the input unit 12 may be artificial intelligence or another device / apparatus or program, and the present invention may be realized using any input signal.
In addition, the power system model correction program P60 may not necessarily be executed in the processing step S110, or past results of the correction parameter calculation program P50 may be collectively read from the calculation result database DB4. In addition, the present embodiment may be realized by including preprocessing such as time moving average and decimation by standard deviation.
［電力系統監視装置１０の処理詳細］
　以上の処理の流れを処理ステップごとにさらに詳細に説明する。
　まず、処理ステップＳ１０１では、系統設備データＤ２と計算設定データＤ３が予め設定されていない場合、系統設備データＤ２と計算設定データＤ３を入力部１２および表示部１１を用いて入力する。入力に際しては、計測装置４４（図１参照）から通信ネットワーク３００および通信部１３（図１参照）を通してデータの入力をしてもよいし、監視制御装置などに保持している系統設備データＤ２と計算設定データＤ３に関するデータを一定周期で自動受信し、記憶してもよい。また、系統設備データＤ２と計算設定データＤ３が予め設定されている場合は、修正を加えてもよいし、そのままのデータを用いてもよい。 [Processing Details of Power System Monitoring Device 10]
The flow of the above process will be described in more detail for each process step.
First, in the processing step S101, when the system facility data D2 and the calculation setting data D3 are not set in advance, the system facility data D2 and the calculation setting data D3 are input using the input unit 12 and the display unit 11. At the time of input, data may be input from the measuring device 44 (see FIG. 1) through the communication network 300 and the communication unit 13 (see FIG. 1), and with the system facility data D2 held in the supervisory control device or the like. Data on the calculation setting data D3 may be automatically received and stored at a constant cycle. In addition, when the system facility data D2 and the calculation setting data D3 are set in advance, a correction may be added or the data as it is may be used.
　処理ステップＳ１０２では、系統計測データＤ１を受信する。本実施形態では詳細は記載しないが、この処理ステップＳ１０２で系統計測データＤ１から明らかに誤りのあるデータや信頼度の低いデータを除く処理を実行してもよい。本実施形態はそのような機能を持って実現してもよい。
　処理ステップＳ１０３では、系統計測データＤ１の中でＰＭＵを含む任意の母線一つなどの局地的な系統情報、例えばある母線の有効電力Ｐ、無効電力Ｑ、電圧Ｖ、電圧位相角δ、電流Ｉ、電流位相角θ、力率Φ、を用いて測定ベース電圧安定度監視計算プログラムＰ３０を実行し、計算結果を計算結果データベースＤＢ４に記憶する。 At processing step S102, system measurement data D1 is received. Although details are not described in the present embodiment, in the processing step S102, processing may be executed excluding data having a clear error or data with low reliability from the system measurement data D1. The present embodiment may be realized with such a function.
In processing step S103, local system information such as one arbitrary bus including PMU in the system measurement data D1, for example, active power P of a certain bus, reactive power Q, voltage V, voltage phase angle δ, current The measurement base voltage stability monitoring calculation program P30 is executed using I, the current phase angle θ, and the power factor 、, and the calculation results are stored in the calculation result database DB4.
 <処理ステップＳ１０３の内部処理>
　図１０を用いて処理ステップＳ１０３の内部を説明する。
　図１０は、電力系統監視装置１０の測定ベース電圧安定度監視計算の内部の処理を示すフローチャートであり、図９の処理ステップＳ１０３のサブルーチンである。
　処理ステップＳ２０１では、ある母線ｋから見た負荷インピーダンスＺloadが計算され、計算結果を計算結果データベースＤＢ４に記憶する。
　次に処理ステップＳ２０２と処理ステップＳ２０３を通してある母線ｋから見た電力系統のテブナン等価回路インピーダンス（系統インピーダンスＺth）を計算する。系統インピーダンスＺthの計算には複数の時刻の計測データが必要となるため、Ｓ２０２では直前の計算周期で計測された計測データを系統計測データＤ１から読み込んでいる。
　処理ステップＳ２０３では、読み込んだ前記系統計測データＤ１を用いて、系統インピーダンスＺthを計算し、計算結果を計算結果データベースＤＢ４に記憶する。
　なお、処理ステップＳ２０２で複数の過去の系統計測データを読み込んでもよく、その場合は処理ステップＳ２０３で状態推定計算を実行してもよい。本実施形態はそのような場合も含むとする。 <Internal processing of processing step S103>
The inside of the processing step S103 will be described with reference to FIG.
FIG. 10 is a flowchart showing internal processing of measurement base voltage stability monitoring calculation of the power system monitoring device 10, and is a subroutine of processing step S103 of FIG.
In processing step S201, the load impedance Zload seen from a certain bus k is calculated, and the calculation result is stored in the calculation result database DB4.
Next, the Thevenin equivalent circuit impedance (system impedance Zth) of the electric power system seen from the bus k that is present through the process step S202 and the process step S203 is calculated. Since measurement data of a plurality of times are required to calculate the system impedance Zth, in S202, measurement data measured in the immediately preceding calculation cycle is read from the system measurement data D1.
At processing step S203, the system impedance Zth is calculated using the read system measurement data D1, and the calculation result is stored in the calculation result database DB4.
A plurality of past system measurement data may be read in processing step S202, and in that case, state estimation calculation may be performed in processing step S203. The present embodiment includes such a case.
　処理ステップＳ２０４では、負荷インピーダンスＺloadと系統インピーダンスＺthの計算結果を用いて電圧安定度を示す指標となる比率指標計算を実行し、計算結果を計算結果データベースＤＢ４に記憶する。
　処理ステップＳ２０５では、系統計測データＤ１と負荷インピーダンスＺloadと系統インピーダンスＺthと比率指標計算の結果の一つ以上を用いて、最大電力負荷計算を実行し余裕電力ΔＰを計算し、計算結果を計算結果データベースＤＢ４に記憶する。その後、図９の処理ステップＳ１０４に進む。 In processing step S204, ratio index calculation serving as an index indicating voltage stability is executed using the calculation results of the load impedance Zload and the grid impedance Zth, and the calculation results are stored in the calculation result database DB4.
In processing step S205, the maximum power load calculation is performed using one or more of the system measurement data D1, the load impedance Zload, the system impedance Zth and the result of ratio index calculation to calculate the margin power ΔP, and the calculation result Store in database DB4. Then, it progresses to process step S104 of FIG.
　以上が処理ステップＳ１０３で実行される一連のステップである。これは例えば非特許文献３に記載の測定ベース電圧安定度監視計算手法に則して実行することができる。なお、非特許文献３には、他の測定ベース電圧安定度監視計算手法も記載されている。それらを用いても本実施形態は実行可能であり、またそれ以外の測定ベース電圧安定度監視計算手法でも本実施形態は実行可能である。本実施形態はそれらを含むものとする。
　また、本実施形態では、図９に示す処理ステップＳ１０３を、処理ステップＳ１０２と処理ステップＳ１０４の間の処理としているが、必ず実行されるのであれば処理ステップＳ１０２から処理ステップＳ１０８の間のどこで実行してもよい。 The above is a series of steps performed in processing step S103. This can be performed, for example, in accordance with the measurement base voltage stability monitoring calculation method described in Non-Patent Document 3. Note that Non-Patent Document 3 also describes another measurement base voltage stability monitoring calculation method. Even if they are used, the present embodiment can be implemented, and the present embodiment can also be implemented by other measurement base voltage stability monitoring calculation methods. This embodiment is intended to include them.
Further, in the present embodiment, the process step S103 shown in FIG. 9 is the process between the process step S102 and the process step S104, but if it is always performed, the process step S103 is performed anywhere between the process step S102 and the process step S108. You may
　図９のフローに戻って、処理ステップＳ１０４では、系統計測データＤ１にＳＣＡＤＡからのデータ、またはＴＭからの情報を含む広域的な系統情報データが存在するかを判定し、次の処理ステップで処理ステップＳ１０５と処理ステップＳ１０７のどちらを実行するかを決定する。この判定は、通信ネットワーク３００に情報の種類を示すデータを付与したものを読み込んで判定してもよいし、データの量や種類や構造を基準に判定してもよい。また、系統計測データＤ１で受信したときにデータの種類を示す情報を付与してもよい。
　処理ステップＳ１０５では、系統計測データＤ１と系統設備データＤ２と計算設定データＤ３とを用いて状態推定計算プログラムＰ１０（図２参照）を実行し、状態推定計算結果を、計算結果データベースＤＢ４に記憶する。
　状態推定計算プログラムＰ１０によって、尤もらしい系統の各ノード、ブランチ、発電機、負荷、制御器の有効電力Ｐ、無効電力Ｑ、電圧Ｖ、電圧位相角δ、電流Ｉ、電流位相角θ、力率Φ、を推定計算した結果も、計測データとして保存しておく。なお、状態推定計算の方法は、例えば、非特許文献４に記載の計算方法などに則して行うことができる。またそれ以外の電力系統の状態推定計算手法でも本実施形態を実行することができ、本実施形態はそれらを含むものとする。 Returning to the flow of FIG. 9, in processing step S104, it is determined whether there is wide-area grid data including data from SCADA or information from TM in grid measurement data D1, and processing is performed in the next processing step. It is determined which of step S105 and processing step S107 is to be executed. This determination may be made by reading data provided with data indicating the type of information in the communication network 300, or may be determined based on the amount, type, or structure of data. Moreover, you may provide the information which shows the kind of data, when it receives by systematic measurement data D1.
In processing step S105, state estimation calculation program P10 (see FIG. 2) is executed using system measurement data D1, system installation data D2 and calculation setting data D3, and the state estimation calculation result is stored in calculation result database DB4. .
Each node, branch, generator, load, controller active power P, reactive power Q, voltage V, voltage phase angle δ, current I, current phase angle θ, power factor by the state estimation calculation program P10 The estimated calculation result of Φ is also stored as measurement data. Note that the method of state estimation calculation can be performed, for example, according to the calculation method described in Non-Patent Document 4 or the like. In addition, the present embodiment can be carried out with other state estimation calculation methods of the power system, and the present embodiment includes them.
　処理ステップＳ１０６では、状態推定計算プログラムＰ１０によって計算された尤もらしい系統の各ノード、ブランチ、発電機、負荷、制御器の有効電力Ｐ、無効電力Ｑ、電圧Ｖ、電圧位相角δ、電流Ｉ、電流位相角θ、力率Φ、系統設備データＤ２と計算設定データＤ３とを用いて、モデルベース電圧安定度監視計算Ｐ２０を実行し、結果を記憶する（計算結果データベースＤＢ４に格納される）。なお、モデルベース電圧安定度監視計算の手法は、例えば、「Venkataramana Ajjarapu, Colin Christy, “The continuation power flow: a tool for steady state voltage stability analysis” IEEE Transactions on Power Systems, Vol.7, pp.416-423, 1992」に記載の方法などに則して行うことができる。またそれ以外の電力系統モデルを使用した電圧安定度計算手法、電圧安定度余裕計算手法であっても本実施形態を実行することができ、本実施形態はそれらを含むものとする。 At processing step S106, each node, branch, generator, load, controller active power P, reactive power Q, voltage V, voltage phase angle δ, current I calculated by the state estimation calculation program P10. The model base voltage stability monitoring calculation P20 is executed using the current phase angle θ, the power factor 、, the system facility data D2 and the calculation setting data D3, and the result is stored (stored in the calculation result database DB4). For example, “Venkataramana Ajjarapu, Colin Christy,“ The continuation power flow: a tool for steady state voltage stability analysis ”IEEE Transactions on Power Systems, Vol.7, pp.416. -423, 1992 "and the like. Moreover, even if it is a voltage stability calculation method and a voltage stability margin calculation method which use the electric power grid | system model other than that, this embodiment can be performed and this embodiment shall include them.
　処理ステップＳ１０７では、計算結果データベースＤＢ４（図１および図２参照）より、前回の計算周期の処理ステップＳ１０８で実行され記憶された電圧安定度曲線補正計算プログラムＰ４０（図２参照）の結果を読み出し、メモリ１５に記憶する。
　処理ステップＳ１０８では、処理ステップＳ１０３の測定ベース電圧安定度監視計算プログラムＰ３０（図２参照）の計算結果と、処理ステップＳ１０６のモデルベース電圧安定度監視計算プログラムＰ２０（図２参照）の計算結果または処理ステップＳ１０７でメモリ１５（図１参照）に記憶した前回の計算周期の処理ステップＳ１０８で実行され記憶された電圧安定度曲線補正計算プログラムＰ４０の結果を用いて、電圧安定度曲線補正計算プログラムＰ４０を実行し、計算結果を計算結果データベースＤＢ４に記憶する。 In processing step S107, the result of voltage stability curve correction calculation program P40 (see FIG. 2) executed and stored in processing step S108 of the previous calculation cycle is read out from calculation result database DB4 (see FIGS. 1 and 2). , Stored in the memory 15.
In processing step S108, the calculation result of measurement base voltage stability monitoring calculation program P30 (refer to FIG. 2) in processing step S103 and the calculation result of model base voltage stability monitoring calculation program P20 (refer to FIG. 2) in processing step S106 or The voltage stability curve correction calculation program P40 is executed using the result of the voltage stability curve correction calculation program P40 executed and stored in the processing step S108 of the previous calculation cycle stored in the memory 15 (see FIG. 1) in the processing step S107. To store the calculation result in the calculation result database DB4.
 <電圧安定度曲線補正計算プログラムＰ４０の処理>
　図１１、図１２および図１３を用いて処理ステップＳ１０８で実行する電圧安定度曲線補正計算プログラムＰ４０について詳しく説明する。
　図１１は、電力系統監視装置１０のモデルベース電圧安定度監視計算結果と測定ベース電圧安定度監視計算結果を電圧安定度曲線座標上に記した図の例であり、図１２は、その電圧安定度曲線補正計算結果を電圧安定度曲線上に記した図の例である。図１３は、電力系統監視装置１０および電力系統監視方法の考え方を説明するための電力系統モデルの例題である。 <Processing of Voltage Stability Curve Correction Calculation Program P40>
The voltage stability curve correction calculation program P40 executed in the processing step S108 will be described in detail with reference to FIGS. 11, 12 and 13.
FIG. 11 is an example of a diagram in which the model base voltage stability monitoring calculation result and the measurement base voltage stability monitoring calculation result of the power system monitoring device 10 are described on the voltage stability curve coordinate, and FIG. It is an example of the figure which described the degree curve correction calculation result on the voltage stability curve. FIG. 13 is an example of a power system model for explaining the concept of the power system monitoring apparatus 10 and the power system monitoring method.
　図１１は、モデルベース電圧安定度監視計算プログラムＰ２０（図２参照）によって描写された電圧安定度曲線（図１１破線参照）と現在の電圧Ｖ０，電力Ｐ０（図１１の電圧安定度曲線上の●印参照）と負荷余裕ΔＰ（図１１の電圧安定度曲線上のＰmaxの●印参照）と、測定ベース電圧安定度監視計算プログラムＰ３０（図２参照）によって計算された負荷余裕ΔＰ（図１１のＰmaxの●印を起点とする矢印参照）と現在の電圧Ｖ’０とＰ’０（図１１の電圧安定度曲線上にない●印を起点とする矢印参照）を一つの座標上に表したものである。
　なお、ここではＰ－Ｖ曲線を前提とした説明を行っているが、他の電圧安定度曲線を採用する場合にはそれに応じた縦横軸をとるようにする。 FIG. 11 shows the voltage stability curve (see FIG. 11 dashed line) depicted by the model-based voltage stability monitoring calculation program P20 (see FIG. 2) and the current voltage V0, power P0 (FIG. 11 on the voltage stability curve). The load margin ΔP (see FIG. 11) and the load margin ΔP (see the symbol Pmax on the voltage stability curve in FIG. 11) and the measurement base voltage stability monitoring calculation program P30 (see FIG. 2) (Refer to the arrow starting from the ● mark of Pmax) and the current voltages V '0 and P' 0 (refer to the arrow starting from the ● stability not shown on the voltage stability curve in FIG. 11) on one coordinate It is
Although the description here is based on the PV curve, in the case of adopting another voltage stability curve, the vertical and horizontal axes corresponding to that are adopted.
　図１３は、下記説明で用いる一機無限大母線の電力系統モデルである。電圧源による電圧Ｖｓがノード＃１に印加されている状態で、送電線インピーダンスＸ、静電容量Ｙを介して、ノード＃２の電圧Ｖｒ、有効電力潮流Ｐと無効電力潮流Ｑ、力率αが存在する状態である。測定装置４４（図１参照）は、それら全ての情報を測定できる状況にあるとする。また、ＰＭＵを含む局地的な系統情報を計測する計測装置は、ノード＃２に設置されているとする。 FIG. 13 is a power system model of a one-machine infinite bus used in the following description. In a state where voltage Vs from the voltage source is applied to node # 1, voltage Vr of node # 2, active power flow P and reactive power flow Q, power factor α via transmission line impedance X and electrostatic capacity Y Is present. It is assumed that the measuring device 44 (see FIG. 1) can measure all the information. In addition, it is assumed that a measurement device that measures local system information including PMU is installed at node # 2.
　このとき、電圧安定度曲線補正計算プログラムＰ４０（図２参照）は、系統設備データＤ２と計算設定データＤ３とモデルベース電圧安定度監視計算プログラムＰ２０（図２参照）の結果を用いて一つ以上の母線における電圧安定度曲線の数式を導出しメモリ１５（図１参照）に保存する。数式の導出方法は、系統設備データＤ２と計算設定データＤ３を用いて導いた電圧安定度曲線の関数を使って、モデルベース電圧安定度監視計算結果の電圧安定度曲線に曲線当てはめアルゴリズムを用いてパラメータを決定する方法を用いる。また、それ以外の手法であっても、電圧安定度曲線の数式を導出できるのであればそれを用いてもよい。なお、一つ以上の母線の電圧安定度曲線の一部の数式は事前に系統設備データＤ２や計算設定データＤ３や計算結果データＤ４に保存しておき、それをメモリ１５に読み込んでもよい。また、実際の電力系統に対して縮約したモデルを用いた電圧安定度曲線の数式を用いてもよい。本実施形態ではそれらも含むものとする。 At this time, the voltage stability curve correction calculation program P40 (see FIG. 2) is one or more using the results of the system facility data D2, the calculation setting data D3 and the model base voltage stability monitoring calculation program P20 (see FIG. 2). The equation of the voltage stability curve at the bus of H is derived and stored in the memory 15 (see FIG. 1). The formula derivation method uses a curve fitting algorithm to the voltage stability curve of the model-based voltage stability monitoring calculation result using the function of the voltage stability curve derived using the grid installation data D2 and the calculation setting data D3. Use a method to determine the parameters. Moreover, even if it is a method other than that, if the numerical formula of a voltage stability curve can be derived, you may use it. A part of the formulas of the voltage stability curve of one or more bus lines may be stored in advance in the system facility data D2, the calculation setting data D3 or the calculation result data D4, and may be read into the memory 15. Also, it is possible to use a formula of a voltage stability curve using a reduced model for an actual power system. These are also included in this embodiment.
　図１３の系統の場合、式（８）が導出される。式（８）で示される関数は、上記電圧安定度曲線を表している。 In the case of the system of FIG. 13, equation (8) is derived. The function shown by Formula (8) represents the said voltage stability curve.
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000003
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　モデルベース電圧安定度監視計算プログラムＰ２０を用いて式（８）を導出した場合、モデルベース電圧安定度監視計算プログラムＰ２０が示す現在の（Ｖ０，Ｐ０）は、式（８）を満たすが、測定ベース電圧安定度監視計算プログラムＰ３０から得られる（Ｖ’０，Ｐ’０）は、式（８）を満たすとは限らない。言い換えれば、モデルベース電圧安定度監視計算プログラムＰ２０が描写した電圧安定度曲線の曲線上に（Ｖ’０，Ｐ’０）は存在するとは限らない。 When equation (8) is derived using the model-based voltage stability monitoring calculation program P20, the current (V0, P0) indicated by the model-based voltage stability monitoring calculation program P20 satisfies the equation (8), but The (V′0, P′0) obtained from the base voltage stability monitoring calculation program P30 does not necessarily satisfy the equation (8). In other words, (V'0, P'0) does not necessarily exist on the curve of the voltage stability curve drawn by the model base voltage stability monitoring calculation program P20.
　ここで、（Ｖ’０，Ｐ’０）がモデルベース電圧安定度監視計算プログラムＰ２０が描写した電圧安定度曲線の曲線上に存在しない主な理由は、測定装置４４の誤差と使用している電力系統モデルと現実の電力系統との差異である。
　電圧安定度曲線補正計算プログラムＰ４０は、この（Ｖ’０，Ｐ’０）がモデルベース電圧安定度監視計算プログラムＰ２０が描写した電圧安定度曲線を通るように電圧安定度曲線および電圧安定度曲線を描写する式（８）を補正する。 Here, the main reason why (V'0, P'0) is not present on the curve of the voltage stability curve described by the model-based voltage stability monitoring calculation program P20 is using the error of the measuring device 44 It is the difference between the power system model and the real power system.
The voltage stability curve correction calculation program P40 has a voltage stability curve and a voltage stability curve such that (V'0, P'0) passes through the voltage stability curve drawn by the model-based voltage stability monitoring calculation program P20. Correct the equation (8) describing.
　本実施形態ではその手法として、式（８）に係わる偏微分方程式を用いた制約式を満たす、または目的関数を最小化できる電力系統モデルのパラメータの補正値を計算する。
　まず、モデルベース電圧安定度監視計算プログラムＰ２０が示した現時刻の（Ｖ０，Ｐ０）と測定ベース電圧安定度監視計算プログラムＰ３０が示した現時刻（Ｖ’０，Ｐ’０）との差分（ΔＶ０，ΔＰ０）を求める。
　次に、式（８）式と補正するパラメータの候補（以降、補正パラメータ候補）を用いて式（９）および式（１０）を構築する。 In this embodiment, as the method, correction values of parameters of the power system model which satisfy the constraint equation using the partial differential equation according to equation (8) or which can minimize the objective function are calculated.
First, the difference between (V0, P0) at the current time indicated by the model-based voltage stability monitoring calculation program P20 and the current time (V'0, P'0) indicated by the measurement-based voltage stability monitoring calculation program P30 Determine .DELTA.V0, .DELTA.P0).
Next, Formulas (9) and (10) are constructed using Formula (8) and the candidate for the parameter to be corrected (hereinafter, correction parameter candidate).
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000004
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000004
　本実施形態では、補正パラメータ候補として系統インピーダンスＸ、静電容量Ｙ、力率αを選択した。ここで式（９）と式（１０）の意味を説明すると、各補正パラメータ候補が微小に変化した場合にどれだけ式（９）はＶ軸方向に、また式（１０）はＰ軸方向に変化するかを表している。
　つまり前記（ΔＶ０，ΔＰ０）と式（９）と式（１０）の左辺が一致したときの補正パラメータ候補の値、本実施形態においてはΔＸ、ΔＹ、Δα、を求めることができれば補正された電圧安定度曲線は点（Ｖ’０，Ｐ’０）を通ることとなる。ただし、ΔＸ、ΔＹ、Δαが一意に決定されるとは限らないため、式（１１）の目的関数を最小化できるΔＸ，ΔＹ、Δαを求めることとする。ここで、式（１１）のａ，ｂ，ｃは任意に設定した重みである。なお、重みは事前に計算設定データＤ３に保存しておく。また、他の目的関数や等式制約を用いてもよく、本実施形態はそのような場合を含むとする。 In the present embodiment, the system impedance X, the electrostatic capacity Y, and the power factor α are selected as correction parameter candidates. Here, the meaning of Equations (9) and (10) will be described. If each correction parameter candidate changes slightly, Equation (9) goes in the V-axis direction and Equation (10) goes in the P-axis direction It indicates whether it changes.
That is, if the values of the correction parameter candidates when the (ΔV0, ΔP0), the equation (9), and the left side of the equation (10) coincide with each other, ΔX, ΔY, Δα in this embodiment, the corrected voltage The stability curve will pass through the points (V'0, P'0). However, since ΔX, ΔY, and Δα are not necessarily determined uniquely, ΔX, ΔY, and Δα that can minimize the objective function of Expression (11) are determined. Here, a, b and c in equation (11) are weights set arbitrarily. The weights are stored in advance in the calculation setting data D3. Also, other objective functions and equality constraints may be used, and this embodiment includes such a case.
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000005
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000005
　ここで、重みａ，ｂ，ｃの設定の一例について説明する。例えば過去の情報を統計的に解析し、送電線のインピーダンス値の変動が大きいということがわかった場合は、値ｂを小さくすることでΔＸが大きな値を取ることを許容させることができる。一方で、例えば調相設備を導入したのが最近であり静電容量の値が高い精度でわかっている場合は、値ｃを非常に大きくしてΔＹが小さな値しか取れないようにさせることができる。他にも、重み値を、天気、電力需要、電力潮流、使用年数などに応じて決定することも可能である。また、本実施形態を実行して出てきた補正パラメータ候補の値と別の計測結果とを比較し、その比較結果を重み値の決定に反映させてもよい。このときに、人工知能（ＡＩ）を用いてもよい。人工知能については後記する。 Here, an example of setting of the weights a, b, c will be described. For example, when the past information is statistically analyzed and it is found that the fluctuation of the impedance value of the transmission line is large, it is possible to allow ΔX to take a large value by reducing the value b. On the other hand, when, for example, a phase-matching facility has recently been introduced and the capacitance value is known with high accuracy, the value c can be made very large so that only a small value of ΔY can be obtained. it can. Besides, it is also possible to determine the weight value according to the weather, the power demand, the power flow, the age of use, and the like. In addition, the value of the correction parameter candidate that has come out by executing this embodiment may be compared with another measurement result, and the comparison result may be reflected in the determination of the weight value. At this time, artificial intelligence (AI) may be used. The artificial intelligence will be described later.
　この求められたΔＸ、ΔＹ、Δαを加えて電圧安定度曲線を描写する数式（ここでは式（８））を描けば、電圧安定度補正曲線が求められ、またそれをもとに負荷余裕ΔＰ’’も求められることとなる。 The voltage stability correction curve can be obtained by drawing the equation (here, equation (8)) that draws the voltage stability curve by adding the obtained ΔX, ΔY, and Δα, and based on that, the load margin ΔP '' Will also be required.
　図１２は、これら一連の処理が実行されたあとの電圧安定度補正曲線を示している。長破線で示される曲線は一連の処理が実行されたあとの電圧安定度補正曲線であり、破線で示される曲線はモデルベース電圧安定度監視計算結果による電圧安定度曲線（図１１の電圧安定度曲線と同一）である。
　また、モデルベース電圧安定度監視計算結果が存在しない計算周期の場合、すなわち系統計測データＤ１にＰＭＵからの測定結果のみ存在する場合、計算結果データベースＤＢ４より前回の計算周期の電圧安定度曲線補正計算プログラムＰ４０の結果を読み出し、その結果をモデルベース電圧安定度監視計算プログラムＰ２０と同様に扱う。すなわち、前回計算時の電圧安定度補正曲線と数式、現時刻運転点、負荷余裕をモデルベース電圧安定度監視計算プログラムＰ２０が出力した電圧安定度曲線と数式、現時刻運転点、負荷余裕として扱い、再度同じ処理を実行する。 FIG. 12 shows a voltage stability correction curve after these series of processes have been performed. A curve indicated by a long broken line is a voltage stability correction curve after a series of processing is performed, and a curve indicated by a broken line is a voltage stability curve by the model-based voltage stability monitor calculation result (FIG. Identical to the curve).
In addition, in the case of a calculation cycle in which there is no model-based voltage stability monitoring calculation result, that is, when there is only a measurement result from PMU in the system measurement data D1, voltage stability curve correction calculation of the previous calculation cycle is calculated from the calculation result database DB4. The result of the program P40 is read, and the result is treated in the same manner as the model-based voltage stability monitoring calculation program P20. That is, the voltage stability correction curve and formula at the previous calculation, the current time operating point, and the load margin are treated as the voltage stability curve and formula output from the model-based voltage stability monitoring calculation program P20, the current time operating point, and the load margin. Perform the same process again.
　この一連の処理をＰＭＵによる系統計測データの入力と同周期に実行することで、図１２の長破線で示される曲線は、常に最新の電圧安定度補正曲線を描くことになり、最新の負荷余裕と補正パラメータ候補の補正値を得ることができる。
　すなわち、一連の処理が実行されたあとの電圧安定度補正曲線（図１２の長破線参照）は、モデルベース電圧安定度監視計算プログラムＰ２０（図２参照）によって描写された新たな電圧安定度曲線（図１２長破線参照）が描かれる。前記図１１の現在の電圧Ｖ’０とＰ’０（図１１の電圧安定度曲線上にない●印を起点とする矢印参照）が、新たな電圧安定度曲線（図１２長破線参照）上を通るように描かれる。そして、この新たな電圧安定度曲線上に、現在の電圧Ｖ’０とＰ’０（図１２の新たな電圧安定度曲線上の●印参照）と負荷余裕ΔＰ’’（図１２の新たな電圧安定度曲線上のＰmaxの●印参照）とが表され、最新の負荷余裕ΔＰ’’と補正パラメータ候補の補正値が求められる。 By performing this series of processing in the same cycle as the input of the system measurement data by PMU, the curve shown by the long broken line in FIG. 12 always draws the latest voltage stability correction curve, and the latest load margin And the correction value of the correction parameter candidate can be obtained.
That is, the voltage stability correction curve (see the long dashed line in FIG. 12) after the series of processing has been executed is a new voltage stability curve drawn by the model-based voltage stability monitoring calculation program P20 (see FIG. 2). (Refer to FIG. 12 long dashed line) is drawn. The current voltages V'0 and P'0 in FIG. 11 (refer to the arrow starting from the mark ● which is not on the voltage stability curve in FIG. 11) are on the new voltage stability curve (refer to the long dashed line in FIG. 12). It is drawn as it passes through. Then, on the new voltage stability curve, the current voltages V'0 and P'0 (see the .bulk. On the new voltage stability curve in FIG. 12) and the load margin .DELTA.P '' (new in FIG. 12) And Pmax on the voltage stability curve), and the latest load margin ΔP ′ ′ and the correction value of the correction parameter candidate are obtained.
　なお、処理全体の計算周期は、ＰＭＵからの入力周期と同じであることが好ましいが、必ずしも同じである必要はない。全体の計算周期と入力周期が同じでない場合、データの間引きや時間移動平均などの数学的・統計的な処理を各処理ステップおよび計算過程に介在させてもよく、本実施形態はそのような場合を含むものとする。
　以上の処理の流れを処理ステップごとにさらに詳細に説明する。 Note that the calculation cycle of the entire process is preferably the same as the input cycle from the PMU, but is not necessarily the same. If the overall calculation period and the input period are not the same, mathematical or statistical processing such as thinning data or time moving average may be interposed in each processing step and calculation process, and this embodiment is in such a case Shall be included.
The flow of the above process will be described in more detail for each process step.
 <処理ステップＳ１０８の内部処理>
　図１４は、電力系統監視装置１０の電圧安定度曲線補正計算の処理を示すフローチャートであり、図９の処理ステップＳ１０８のサブルーチンである。
　処理ステップＳ３０１では、モデルベース電圧安定度監視計算プログラムＰ２０（図２参照）と測定ベース電圧安定度監視計算プログラムＰ３０（図２参照）のそれぞれの結果から（Ｖ０，Ｐ０）と（Ｖ’０，Ｐ’０）を用いて、（ΔＶ０，ΔＰ０）を計算し、計算結果データベースＤＢ４に記憶する。 <Internal processing of processing step S108>
FIG. 14 is a flowchart showing a process of voltage stability curve correction calculation of the power system monitoring device 10, which is a subroutine of the processing step S108 of FIG.
In processing step S301, (V0, P0) and (V'0, P0) are obtained from the respective results of the model-based voltage stability monitoring calculation program P20 (see FIG. 2) and the measurement-based voltage stability monitoring calculation program P30 (see FIG. 2). Using (P'0), calculate (.DELTA.V0, .DELTA.P0) and store it in the calculation result database DB4.
　処理ステップＳ３０２では、系統設備データＤ２、計算設定データＤ３、およびモデルベース電圧安定度監視計算プログラムＰ２０の結果を用いて電圧安定度曲線の数式を導出する。
　本実施形態では、系統設備データＤ２と計算設定データＤ３より直接電圧安定度曲線の数式を導出しているが、例えば下記(1)ないし(3)を用いて電圧安定度曲線の数式を導出してもよい。(1)モデルベース電圧安定度監視計算プログラムＰ２０が実行した複数の潮流計算結果を用いて曲線あてはめアルゴリズムを実行する、(2)事前に系統設備データＤ２と計算設定データＤ３を用いて未知のパラメータを用いた電圧安定度曲線の関数を導出しておき、モデルベース電圧安定度監視計算プログラムＰ２０が実行した複数の潮流計算結果を用いてパラメータを決定あるいは状態推定にて推定する、(3)多項式で近似して係数をモデルベース電圧安定度監視計算プログラムＰ２０が実行した複数の潮流計算結果を用いて決定あるいは状態推定にて推定する、などを実行してもよい。 In processing step S302, a formula of a voltage stability curve is derived using the results of the system facility data D2, the calculation setting data D3, and the model-based voltage stability monitoring calculation program P20.
In this embodiment, although the formula of the voltage stability curve is directly derived from the system facility data D2 and the calculation setting data D3, the formula of the voltage stability curve is derived using, for example, the following (1) to (3) May be (1) A curve fitting algorithm is executed using a plurality of power flow calculation results executed by the model-based voltage stability monitoring calculation program P20, (2) unknown parameters using the system facility data D2 and the calculation setting data D3 in advance The function of the voltage stability curve using is derived, and the parameters are determined or estimated by state estimation using a plurality of power flow calculation results executed by the model-based voltage stability monitoring calculation program P20, (3) polynomial The approximation may be performed and the coefficients may be determined or estimated by state estimation using a plurality of power flow calculation results executed by the model-based voltage stability monitoring calculation program P20.
　処理ステップＳ３０３では、前記式（９）と前記式（１０）を制約とし、これらを満たす中で目的関数の前記式（１１）を最小化する補正パラメータ候補の値を求める。これは二次計画法の問題となるので、種々の解法アルゴリズムを用いて解くことができる。本実施例はここで用いられるアルゴリズムが二次計画法の解法であれば、それらを含むものとする。 In processing step S303, values of correction parameter candidates for minimizing the expression (11) of the objective function while satisfying these expressions (9) and (10) as constraints are determined. Since this is a problem of quadratic programming, it can be solved using various solution algorithms. In the present embodiment, if the algorithm used here is a solution of quadratic programming, it shall be included.
　処理ステップＳ３０４では、処理ステップＳ３０３の結果を用いて電圧安定度曲線に補正を加えた、電圧安定度補正曲線を元の電圧安定度曲線と同じ座標軸上に描写する。
　処理ステップＳ３０５では、電圧安定度補正曲線を用いて負荷余裕ΔＰを計算し、前記処理ステップＳ３０１から処理ステップＳ３０５の結果をまとめて計算結果データベースＤＢ４に記憶する。その後、前記図９の処理ステップＳ１０９に進む。 In processing step S304, a voltage stability correction curve, in which the voltage stability curve is corrected using the result of processing step S303, is depicted on the same coordinate axis as the original voltage stability curve.
In the processing step S305, the load margin ΔP is calculated using the voltage stability correction curve, and the results of the processing steps S301 to S305 are collectively stored in the calculation result database DB4. Thereafter, the process proceeds to the processing step S109 of FIG.
　図９のフローに戻って、処理ステップＳ１０９では、補正パラメータ計算プログラムＰ５０（図２参照）が実行される。本実施形態では、処理ステップＳ１０８の電圧安定度曲線補正計算プログラムＰ４０（図２参照）の計算過程で電圧安定度補正曲線は既に導出されている（図１４のフロー参照）。補正パラメータ計算プログラムＰ５０（図２参照）は、電圧安定度曲線補正計算プログラムＰ４０の結果を用いて、補正パラメータ候補の補正値を決定する。例えば、ＰＭＵの設置母線が複数箇所ある場合、それぞれの箇所から各補正パラメータ候補の補正値が決定されるため、一つの補正パラメータ候補に対して複数の補正値が求まる。補正パラメータ計算プログラムＰ５０は、これに対して平均や状態推定や標準偏差や人工知能による解析などを用いて補正パラメータ候補に対して一つの補正値を決定、または補正値の優先順位を決定する。このときにも、過去の実績、機器・設備の情報、有識者や人工知能による分析の結果、などをもとに重みを設定してもよい。また制約条件などを設定し、制約に違反する補正パラメータ候補の補正値は使用しないなどの処理を実行してもよい。 Returning to the flow of FIG. 9, in processing step S109, a correction parameter calculation program P50 (see FIG. 2) is executed. In the present embodiment, a voltage stability correction curve has already been derived (see the flow in FIG. 14) in the calculation process of the voltage stability curve correction calculation program P40 (see FIG. 2) in the processing step S108. The correction parameter calculation program P50 (see FIG. 2) uses the results of the voltage stability curve correction calculation program P40 to determine the correction value of the correction parameter candidate. For example, when there are a plurality of installation bus lines of PMU, since the correction value of each correction parameter candidate is determined from each position, a plurality of correction values can be obtained for one correction parameter candidate. The correction parameter calculation program P50 determines one correction value for the correction parameter candidate or determines the priority of the correction value, using an average, state estimation, standard deviation, analysis by artificial intelligence or the like. Also in this case, weights may be set based on past performance, information of equipment and equipment, results of analysis by an expert and artificial intelligence, and the like. Further, a constraint condition or the like may be set, and processing such as not using the correction value of the correction parameter candidate violating the constraint may be executed.
　また、モデルベース電圧安定度監視計算プログラムＰ２０（図２参照）および電圧安定度曲線補正計算プログラムＰ４０で縮約された系統を用いた場合、求められた補正パラメータ候補の補正値に対して補正パラメータ計算プログラムＰ５０は縮約されていない系統に変換する機能を備えていてもよい。これは例えば、単純なケースでは並列や直列の複数の線路インピーダンスを一つに縮約し、その縮約されたインピーダンスの補正値が決定した場合、その補正値に応じて複数の線路インピーダンスの補正値を決定する、ということである。このとき、一意に複数の線路インピーダンスの補正値が決定しなかった場合には、過去の実績、機器・設備の情報、有識者や人工知能による分析の結果、などをもとにした重みや制約条件などを設定してもよい。 When the system contracted by the model-based voltage stability monitoring calculation program P20 (see FIG. 2) and the voltage stability curve correction calculation program P40 is used, correction parameters for the correction values of the obtained correction parameter candidates are used. The calculation program P50 may have a function of converting into a non-reduced system. This is, for example, in a simple case, if a plurality of line impedances in parallel or in series are reduced to one and the correction value of the reduced impedance is determined, the correction of the plurality of line impedances according to the correction value It is to determine the value. At this time, if a plurality of correction values for the line impedance are not determined uniquely, weights and constraints based on past results, information of equipment and facilities, results of analysis by experts and artificial intelligence, etc. Etc. may be set.
　また、電圧安定度曲線補正計算プログラムＰ４０で電圧安定度曲線の関数および数式が導出されなかった場合、補正パラメータ計算プログラムＰ５０は電圧安定度曲線の関数および数式を決定し、補正パラメータ候補の補正値を決定する。補正パラメータ計算プログラムＰ５０の計算結果は、計算結果データベースＤＢ４に格納される。 If the voltage stability curve correction calculation program P40 does not derive the voltage stability curve function and equation, the correction parameter calculation program P50 determines the voltage stability curve function and equation, and the correction value of the correction parameter candidate is obtained. Decide. The calculation result of the correction parameter calculation program P50 is stored in the calculation result database DB4.
　処理ステップＳ１１０では、補正パラメータ計算プログラムＰ５０の結果を用いて、電力系統補正モデル計算プログラムＰ６０（図２参照）を実行し、記憶計算結果データベースＤＢ４に記憶する。電力系統補正計算プログラムＰ６０は、補正パラメータ計算プログラムＰ５０から入力される計算結果を、任意の周期で、時間移動平均や標準偏差を用いた間引きやその他の統計処理を実行し、電力系統モデルへの補正内容を決定し、前記補正内容を系統設備データＤ２や計算設定データＤ３に反映するかどうかを決定する。 At processing step S110, using the result of the correction parameter calculation program P50, the power system correction model calculation program P60 (see FIG. 2) is executed and stored in the storage calculation result database DB4. The power system correction calculation program P60 executes calculation processing input from the correction parameter calculation program P50, thinning out using the time moving average or standard deviation, and other statistical processing at an arbitrary cycle, to the power system model. The correction content is determined, and it is determined whether the correction content is to be reflected in the system facility data D2 or the calculation setting data D3.
　本実施形態では、上記補正内容を系統設備データＤ２や計算設定データＤ３に反映するかどうかは、入力部１２（図１参照）を介して与えられる入力信号をもとに決定する。入力部１２への信号は表示部１１（図１参照）を介して運用者が送信してもよい。また、別のアルゴリズムの使用や事故リレーなどの信号の変換や、人工知能による判断によって入力部１２への信号を送信してもよい。また、前記の別のアルゴリズムや、信号の変換機構や、人工知能や、の一部または全てが電力系統モデル補正計算プログラムＰ６０に含まれていてもよい。 In the present embodiment, whether or not the correction content is to be reflected in the system facility data D2 and the calculation setting data D3 is determined based on an input signal supplied via the input unit 12 (see FIG. 1). A signal to the input unit 12 may be transmitted by the operator via the display unit 11 (see FIG. 1). In addition, the signal to the input unit 12 may be transmitted by using another algorithm, converting a signal such as an accident relay, or judging by artificial intelligence. In addition, a part or all of the other algorithm, the signal conversion mechanism, and the artificial intelligence may be included in the power system model correction calculation program P60.
　ここで、電力系統監視装置１０に、人工知能（ＡＩ）を適用する場合、下記の構成がある。図１に示す電力系統監視装置１０の制御部は、各入力信号を取り込み、必要に応じて前処理とデータ変換を行って、データマイニングを行う情報解析部を備える。この情報解析部では、電力系統のモデルを用いた潮流計算実行結果、電力系統における電圧安定度を表す指標、電力系統内の任意の母線または箇所の電圧位相角または電流位相角、母線または箇所の電圧安定度限界を指標化した数値など、さらに送電線のインピーダンス値の変動、静電容量の値、電力潮流、または使用年数など、電圧安定度との因果関係にある項目で解析を行う。また、前記式（１１）の重みａ，ｂ，ｃを変えて解析を行う。このような解析を行う際には、オープンソース、市販のデータ解析ソフトウェア、データマイニング専用のソフトウェアを利用して、データマイニングの機械学習など様々なアルゴリズムを用いることができる。 Here, when artificial intelligence (AI) is applied to the power system monitoring device 10, the following configuration is available. The control unit of the power system monitoring apparatus 10 illustrated in FIG. 1 includes an information analysis unit that takes in each input signal, performs pre-processing and data conversion as necessary, and performs data mining. In this information analysis unit, the result of power flow calculation execution using the power system model, an index showing voltage stability in the power system, voltage phase angle or current phase angle of any bus or place in the power system, bus or place Analysis is conducted on items that have a causal relationship with voltage stability, such as numerical values that index the voltage stability limit, variations in impedance values of transmission lines, values of electrostatic capacity, power flow, or years of use. Further, analysis is performed by changing the weights a, b and c of the equation (11). When performing such analysis, various algorithms such as machine learning of data mining can be used using open source, commercially available data analysis software, and software dedicated to data mining.
　処理ステップＳ１１１では、計算結果データベースＤＢ４に格納された一部または全てのデータを表示部１１に表示する。表示内容について、図１５を用いて説明する。 In processing step S111, a part or all of the data stored in the calculation result database DB4 is displayed on the display unit 11. The display contents will be described with reference to FIG.
 <表示部１１の表示画面>
　図１５は、電力系統監視装置１０の表示部１１が示す画面表示の例を示す図である。
　図１５に示すように、画面５０１は、表示部１１（図１参照）が運用者に示す一部および全ての表示内容である。画面５０２は、計算結果データベースＤＢ４（図１および図２参照）を用いて表示した、ある箇所の電圧安定度補正曲線である。ここで表示される電圧安定度補正曲線は、電圧安定度補正曲線プログラムＰ４０（図２参照）が描写したものであることが好ましいが、それ以外の種類の電圧安定度曲線でも構わない。また、画面の更新周期は、電圧安定度補正曲線プログラムＰ４０と同周期が好ましいが、運用者の好みに応じて設定できるようにする。さらに、後述する画面５０３で電力系統の任意の母線や箇所を選択することで、選択された母線や箇所の電圧安定度補正曲線が表示される。 <Display Screen of Display Unit 11>
FIG. 15 is a diagram showing an example of the screen display shown by the display unit 11 of the power system monitoring device 10.
As shown in FIG. 15, the screen 501 is a part of and all the display contents that the display unit 11 (see FIG. 1) shows to the operator. The screen 502 is a voltage stability correction curve of a certain place displayed using the calculation result database DB4 (see FIGS. 1 and 2). The voltage stability correction curve displayed here is preferably the one depicted by the voltage stability correction curve program P40 (see FIG. 2), but other types of voltage stability curves may be used. The screen update cycle is preferably the same cycle as the voltage stability correction curve program P40, but can be set according to the preference of the operator. Further, by selecting an arbitrary bus or place of the electric power system on a screen 503 described later, a voltage stability correction curve of the selected bus or area is displayed.
　画面５０３は、監視対象の電力系統の系統図を表示する画面である。系統図には、複数のブランチ、ノード、変電所、変圧器、発電機、負荷、開閉器、断路器、調相設備、その他計測装置や制御可能な装置（バッテリ、充放電可能な二次電池、ＥＶの蓄電池、フライホイール等）、などの構成要素が表示されている。またブランチの潮流量や母線の位相角や電圧安定度の余裕も色彩または階調表示を用いて示されているのが好ましい。また、各構成要素を選択するとそれら構成要素の詳細な情報が別枠で表示されるようになっているのが好ましい。特に、ブランチやノードに関しては画面５０２に上記ブランチやノードの電圧安定度補正曲線が表示されるようになっているのがよい。 The screen 503 is a screen for displaying a system diagram of a power system to be monitored. The system diagram includes multiple branches, nodes, substations, transformers, generators, loads, switches, disconnectors, phase-shifting equipment, and other measuring devices and controllable devices (battery, rechargeable / dischargeable secondary battery , An EV storage battery, a flywheel, etc.) are displayed. Further, it is preferable that the amount of flow of the branch, the phase angle of the bus, and the margin of the voltage stability are also shown using color or gradation display. In addition, it is preferable that detailed information of each component is displayed in a separate frame when each component is selected. In particular, regarding branches and nodes, it is preferable that the voltage stability correction curve of the branches and nodes be displayed on the screen 502.
　また、線路のインピーダンスや静電容量、発電機の力率、調相設備の制御状態などを示す数値が該当する構成要素の近傍に表示されていて、尚且つそれらが電力系統モデル補正プログラムＰ６０（図２参照）によってどれだけ補正されたかがわかる数値も併記されているのが望ましい。また、電圧安定度の余裕が少なくなるなど、系統崩壊および電力系統運用に支障をきたす状況に近づいている場合は、電圧安定度の余裕が少ない母線は目立つ色彩や表示の点滅や音声などで前記状況を示すのがよい。 In addition, numerical values indicating the line impedance and capacitance, the power factor of the generator, the control state of the phase-adjusting equipment, etc. are displayed in the vicinity of the corresponding components, and they are the power system model correction program P60 ( It is desirable that a numerical value indicating how much the correction is made is also shown by FIG. 2). In addition, when approaching a situation where system stability and power system operation are disturbed, such as a decrease in voltage stability margin, a bus bar with a small voltage stability margin may be conspicuous due to the color, display flickering or voice, etc. It is good to show the situation.
　画面５０４には、画面５０３にて選択された母線、線路、発電機などの有効電力潮流、無効電力潮流、電圧と電圧位相角、電流と電流位相角などの詳細な数値が表示される。また電力系統モデル補正プログラムＰ６０によって前記数値に補正が加えられた場合、現在の補正値と複数の過去の補正値も表示される。また、補正パラメータ計算プログラムＰ５０（図２参照）の一部または全ての計算結果が表示されていてもよい。 The screen 504 displays detailed numerical values such as active power flow such as a bus, line, or generator selected on the screen 503, reactive power flow, voltage and voltage phase angle, current and current phase angle, and the like. When the power system model correction program P60 corrects the numerical value, the current correction value and a plurality of past correction values are also displayed. Further, part or all of the calculation results of the correction parameter calculation program P50 (see FIG. 2) may be displayed.
　画面５０５には、各プログラムの計算過程と計算結果、入力と出力に用いられたデータなどの一部または全てのログが表示される。常に最新のログが表示されるのが好ましいが、入力部１２（図１参照）を介する操作でログの一時停止やスクロール、一部または全てのログの表示・非表示の選択を可能にするのがよい。 The screen 505 displays a part or all of logs such as calculation processes and calculation results of each program, data used for input and output, and the like. It is preferable that the latest log is always displayed, but it is possible to pause and scroll the log, and select display or non-display of some or all of the logs by operation via the input unit 12 (see FIG. 1). Is good.
　画面５０６には、現在電圧安定度曲線補正計算プログラムＰ４０で用いられているアルゴリズムの種類が明確にわかるように示されている。また、電圧安定度曲線補正計算プログラムＰ４０で用いられる重みの制定値など、計算設定が表示されており、入力部１１を介して変更できる。また、複数のアルゴリズムが使用できる場合には、画面５０６にて使用するアルゴリズムを選択できるのが好ましい。また、モデルベース電圧安定度監視計算プログラムＰ２０（図２参照）、測定ベース電圧安定度監視計算プログラムＰ３０（図２参照）のアルゴリズムや用いられている計算設定が表示されていてもよい。 The screen 506 is shown so that the type of algorithm currently used in the voltage stability curve correction calculation program P40 can be clearly understood. In addition, calculation settings such as an established value of weight used in the voltage stability curve correction calculation program P40 are displayed, and can be changed through the input unit 11. In addition, when a plurality of algorithms can be used, it is preferable to be able to select an algorithm to be used on the screen 506. Further, the algorithm of the model-based voltage stability monitoring calculation program P20 (see FIG. 2) and the measurement base voltage stability monitoring calculation program P30 (see FIG. 2) and the calculation settings used may be displayed.
　画面５０７には、補正パラメータ計算プログラムＰ５０と電力系統モデル補正計算プログラムＰ６０のアルゴリズム、現在の補正量、計算設定パラメータなどが表示されている。また、入力部１２を介して選択することでアルゴリズムや計算設定の変更などもできることが好ましい。 On the screen 507, an algorithm of a correction parameter calculation program P50 and an electric power system model correction calculation program P60, a current correction amount, calculation setting parameters, and the like are displayed. Further, it is preferable that the algorithm and the calculation setting can be changed by selecting through the input unit 12.
　画面５０８には、補正パラメータ計算プログラムＰ５０と電力系統モデル補正計算プログラムＰ６０の結果および電力系統モデルの補正候補が表示される。複数の補正候補が表示される場合は、任意の指標を基準としたランキングで表示されるのが好ましい。また、入力部１２を介して補正値を今後の計算に反映させるかどうかの決定を実行することができる。 The screen 508 displays the results of the correction parameter calculation program P50 and the power system model correction calculation program P60 and correction candidates for the power system model. When a plurality of correction candidates are displayed, it is preferable to display them in the ranking based on any index. In addition, it is possible to execute, via the input unit 12, a determination as to whether or not the correction value is to be reflected in future calculations.
　画面５０９は、一部の箇所の電圧安定度の余裕が少なくなってきた場合、今後余裕がなくなることが見込まれる場合、その他の要因で電力系統の運用に支障がきたされた場合、または今後そのような事態が発生することが見込まれる場合に、どのような運用をすることで改善できるかの対策案の候補一覧を表示する。候補一覧は、対策後の安定度の余裕の量や運用コストなど、運用者が設定する任意の指標に応じてランキング付けされているのが好ましい。
　ここで、上記画面５０４～画面５０９は、リアルタイムに更新されるのが望ましいが、運用者の好みに応じて設定できるようにする。 Screen 509 shows that if the margin of voltage stability at some parts is reduced, it is expected that the margin will be exhausted in the future, or if the operation of the power system is interrupted by other factors, or When such a situation is expected to occur, a list of candidate measures for what can be improved by performing the operation is displayed. The candidate list is preferably ranked according to any index set by the operator, such as the amount of stability margin after the countermeasure and the operation cost.
Here, although it is desirable that the screens 504 to 509 be updated in real time, they can be set according to the preference of the operator.
　なお、図１５の画面５０１内の各画面並びおよび配置は一例であり、各画面がどのような並びや大きさであってもよい。また、前記画面５０２から画面５０９までの全てを表示しなくてもよい。 Note that each screen arrangement and arrangement in the screen 501 of FIG. 15 is an example, and each arrangement may have any arrangement and size. In addition, it is not necessary to display all of the screens 502 to 509.
　以上説明したように、本実施形態に係る電力系統監視装置１０（図２参照）は、広域的な系統情報を収集する測定装置からの低速広域的計測情報をもとにモデルベース電圧安定度を評価するモデルベース電圧安定度監視計算を実行するモデルベース電圧安定度監視計算部３１と、局地的な系統情報を短周期で収集する測定装置からの高速局地的計測情報をもとに測定ベース電圧安定度監視計算を実行する測定ベース電圧安定度監視計算部３２と、を備える。また、モデルベース電圧安定度監視計算の結果をもとに電圧安定度曲線を導出するとともに、局地的な系統情報を短周期で収集する測定装置の周期に合わせて、電圧安定度曲線を補正する補正計算を実行する電圧安定度曲線補正計算部３３と、補正された電圧安定度曲線から逆算して電力系統モデルの構成要素を補正する補正パラメータを算出する補正パラメータ計算部３４と、算出された補正パラメータをもとに、電力系統モデルの補正計算を実行する電力系統モデル補正部３５と、を備える。 As described above, the power system monitoring device 10 (see FIG. 2) according to the present embodiment uses the model-based voltage stability based on low-speed wide-area measurement information from the measurement device that collects wide-area grid information. Model-based voltage stability monitoring calculation unit 31 that performs model-based voltage stability monitoring calculation to be evaluated, and measurement based on high-speed local measurement information from a measuring device that collects local grid information in a short cycle And a measurement base voltage stability monitoring calculation unit 32 which executes a base voltage stability monitoring calculation. In addition, the voltage stability curve is derived based on the results of model-based voltage stability monitoring calculation, and the voltage stability curve is corrected according to the cycle of the measuring device that collects local grid information in a short cycle. Voltage stability curve correction calculation unit 33 for performing correction calculation, correction parameter calculation unit 34 for calculating a correction parameter for correcting components of the power system model by back calculation from the corrected voltage stability And a power system model correction unit that executes correction calculation of the power system model based on the correction parameter.
　また、本実施形態に係る電力系統監視方法は、広域的な系統情報を収集する測定装置からの低速広域的計測情報をもとにモデルベース電圧安定度を評価するモデルベース電圧安定度監視計算を実行するステップと、局地的な系統情報を短周期で収集する測定装置からの高速局地的計測情報をもとに測定ベース電圧安定度監視計算を実行するステップと、モデルベース電圧安定度監視計算の結果をもとに電圧安定度曲線を導出するとともに、局地的な系統情報を短周期で収集する測定装置の周期に合わせて、電圧安定度曲線を補正する補正計算を実行するステップと、補正された電圧安定度曲線から逆算して電力系統モデルの構成要素を補正する補正パラメータを算出するステップと、算出された補正パラメータをもとに、電力系統モデルの補正計算を実行するステップと、を有する。 In addition, the power system monitoring method according to the present embodiment performs model-based voltage stability monitoring calculation for evaluating model-based voltage stability based on low-speed wide-area measurement information from a measuring device that collects wide-area grid information. Performing the measurement-based voltage stability monitoring calculation based on high-speed local measurement information from the measuring device that collects local system information in a short cycle, and performing model-based voltage stability monitoring Performing a correction calculation for correcting the voltage stability curve in accordance with the cycle of the measuring device that collects the local system information in a short cycle while deriving the voltage stability curve based on the calculation result Calculating a correction parameter for correcting a component of the power system model by reverse calculation from the corrected voltage stability curve, and calculating a power system model based on the calculated correction parameter. A performing a positive calculations, the.
　これにより、所定の監視周期の間に想定条件の範囲内で実用に供し得る電圧安定度の情報を得ることができる。系統モデルの変動を捉えつつ、短時間で系統モデルの電圧安定度を評価できる。その結果、再生可能エネルギなどの変動型電源の導入が進んだ電力系統において、高速かつ高精度な電力系統の監視、特に電圧安定性の監視を実現することができる。 As a result, it is possible to obtain information on voltage stability that can be practically used within the range of assumed conditions during a predetermined monitoring cycle. The voltage stability of the grid model can be evaluated in a short time while capturing the fluctuation of the grid model. As a result, it is possible to realize high-speed and high-precision power system monitoring, particularly voltage stability monitoring, in a power system where introduction of variable power sources such as renewable energy has advanced.
　本実施形態の効果をより詳細に述べる。
（１）まず、再生可能エネルギの出力変動や負荷変動などに起因する電圧や潮流量の変化、電源構成の変更や変化、負荷の周波数特性や電圧特性の変化、調相設備投入・解列、負荷力率変動、発電機出力や無効電力供給機器や線路潮流の制約の変化、系統運用上の系統構成の変更や変化や、線路温度や風速や潮流量などによって変化する線路インピーダンスの変化や、系統に落雷などが原因で事故や故障が生じることによる系統構成の変化、の一つ以上が発生することおよび発生しないことを想定する。その上で、再生可能エネルギの出力変動や負荷変動などに起因する電圧や潮流量の変化、電源構成の変更や変化、負荷の周波数特性や電圧特性の変化、調相設備投入・解列、負荷力率変動、発電機出力や無効電力供給機器や線路潮流の制約の変化、系統運用上の系統構成の変更や変化や、線路温度や風速や潮流量などによって変化する線路インピーダンスの変化や、系統に落雷などが原因で事故や故障が生じることによる系統構成の変化、の一つ以上が発生した場合を想定する。本実施形態によれば、監視対象母線や箇所の、電圧安定度とその電圧安定度余裕の一つ以上を計算および監視を実行することができ、計算および監視において従来よりも速度と精度の両立を実現することができる。 The effects of this embodiment will be described in more detail.
(1) First, changes in voltage and power flow caused by output fluctuation and load fluctuation of renewable energy, changes and changes in power supply configuration, changes in load frequency characteristics and voltage characteristics, phase change equipment insertion and disconnection, Load power factor fluctuation, changes in generator output and reactive power supply equipment and line power flow restrictions, changes and changes in system configurations in system operation, and changes in line impedance that change due to line temperature, wind speed and flow volume, etc. It is assumed that one or more of the system configuration changes due to an accident or failure caused by lightning strikes in the system may occur or may not occur. On that basis, changes in voltage and power flow due to output fluctuation and load fluctuation of renewable energy, changes and changes in power supply configuration, changes in frequency characteristics and voltage characteristics of load, phase change equipment insertion and disconnection, and load Power factor fluctuations, changes in generator output and reactive power supply equipment and line power flow restrictions, changes and changes in system configurations in system operation, changes in line impedance that change with line temperature, wind speed and flow amount, etc. It is assumed that one or more of the changes in the system configuration caused by an accident or breakdown due to lightning strike occur. According to the present embodiment, it is possible to calculate and monitor one or more of the voltage stability and the voltage stability margin of the monitoring target bus or place, and it is possible to achieve both speed and accuracy in calculation and monitoring than in the prior art. Can be realized.
（２）また、本実施形態によれば、監視対象母線や箇所の、電圧安定度とその電圧安定度余裕の一つ以上を計算および監視を実行することにより、電圧安定性を確保するための余裕電力のマージンを低減することや、送電能力の経済性を損なわせないことや、送電可能容量を減少させないことや、経済的な発電機の出力を抑制しないことや、電圧不安定を生じさせないこと、の一つ以上が提供できる。 (2) Further, according to the present embodiment, the voltage stability and the voltage stability margin of the monitoring target bus or place are calculated and monitored to perform the voltage stability. Reduce margin of surplus power, do not impair the economics of transmission capacity, do not reduce the transmittable capacity, do not suppress the output of economical generators, do not cause voltage instability One or more of the can be provided.
（３）また、電力系統モデルを構成する電源構成や、周波数特性や電圧特性や、調相設備の投入・解列の状態や、負荷力率や、発電機出力や無効電力供給機器や線路潮流の制約や、系統運用上の系統構成や、線路温度や風速や潮流量などによって変化する線路インピーダンス、のモデルの定数や、パラメータや、構成や、制御や、特性や、状態や、制約や、が実際の前記電力系統を構成する電源構成や、周波数特性や電圧特性や、調相設備の投入・解列の状態や、負荷力率や、発電機出力や無効電力供給機器や線路潮流の制約や、系統運用上の系統構成や、線路温度や風速や潮流量などによって変化する線路インピーダンス、と差異がある場合を想定する。本実施形態によれば、前記差異についての情報を出力することや、その差異が応じて電力系統モデルを構成する電源構成や、周波数特性や前記電圧特性や、調相設備の投入・解列の状態や、負荷力率や、発電機出力や無効電力供給機器や線路潮流の制約や、系統運用上の系統構成や、線路温度や風速や潮流量などによって変化する線路インピーダンス、のモデルの定数や、パラメータや、構成や、制御や、特性や、状態や、制約や、が実際の前記電力系統を構成する電源構成や、周波数特性や前記電圧特性や、調相設備の投入・解列の状態や、負荷力率や、発電機出力や無効電力供給機器や線路潮流の制約や、系統運用上の系統構成や、線路温度や風速や潮流量などによって変化する線路インピーダンスを変更すること、の一つ以上が提供できる。 (3) In addition, the power supply configuration that constitutes the power system model, the frequency characteristics and voltage characteristics, the state of turning on and off the phase-adjusting equipment, the load power factor, the generator output, reactive power supply equipment and line current Model constants, parameters, configurations, control, characteristics, conditions, conditions, constraints, etc Is the actual power supply configuration that constitutes the power system, frequency characteristics and voltage characteristics, the state of turning on and off the phase-matching equipment, load power factor, generator output, reactive power supply equipment, and line power flow restrictions In addition, it is assumed that there is a difference from the system configuration in system operation, and the line impedance that changes depending on the line temperature, the wind speed, the amount of tidal current, and the like. According to the present embodiment, the information about the difference is output, the power supply configuration that configures the power system model according to the difference, the frequency characteristic, the voltage characteristic, and the insertion / disconnection of the phase adjusting equipment. The model constant of the condition, load power factor, constraints of generator output, reactive power supply equipment and line power flow, system configuration in system operation, and line impedance which changes depending on line temperature, wind speed and flow amount etc. , Parameters, configuration, control, characteristics, states, constraints, the actual power supply configuration that constitutes the power system, frequency characteristics, the voltage characteristics, and the state of insertion and disconnection of the phasing facility And changing the line impedance that changes depending on the load power factor, generator output, reactive power supply equipment, line flow restriction, system configuration in system operation, line temperature, wind speed, flow amount, etc. More than one offer That.
（第２の実施形態）
　第２の実施形態は、図９の処理フローにおける電圧安定度曲線補正計算Ｓ１０８においてＳＣＡＤＡ（ＴＭを含む広域的な系統情報）の入力の有無に対して違う計算アルゴリズムを用いることを考慮した場合の例である。
　本実施形態に係る電力系統監視装置１０のハードウェア構成は、図１と同様であり、ソフトウェア構成は図２とほぼ同様であるため重複箇所の説明を省略する。ただし、図２の電圧安定度曲線補正計算部３３は、前回の運転点と現時点の運転点の電圧安定度曲線を描写する座標上の距離が一定以下であることを判定する。電圧安定度曲線補正計算部３３は、前回計算時の運転点の一方の軸の値を固定して前回計算時の電圧安定度補正曲線上にプロットした点と現時点の運転点との電圧安定度曲線を描写する座標上の距離が一定以下であることを判定する。
　また、図２の補正パラメータ計算部３４は、偏微分方程式を用いた制約式を満たす、または目的関数を最小化できる偏差ΔＸ、ΔＹ、Δαを求める。
　これに伴い、プログラムデータベースＤＢ５内のプログラムデータＤ５の内容は、電圧安定度曲線補正計算の処理の変更に伴い一部変更される。 Second Embodiment
The second embodiment takes account of using a different calculation algorithm with respect to the presence or absence of input of SCADA (global system information including TM) in the voltage stability curve correction calculation S108 in the process flow of FIG. It is an example.
The hardware configuration of the power system monitoring apparatus 10 according to the present embodiment is the same as that of FIG. 1, and the software configuration is substantially the same as that of FIG. However, the voltage stability curve correction calculation unit 33 of FIG. 2 determines that the distance on the coordinate that describes the voltage stability curve of the previous operation point and the current operation point is less than or equal to a certain value. The voltage stability curve correction calculation unit 33 fixes the value of one axis of the operating point at the time of the previous calculation and plots the voltage stability of the point calculated on the voltage stability correction curve at the previous time and the current operating point It is determined that the distance on the coordinate for drawing the curve is less than or equal to a certain value.
Further, the correction parameter calculation unit 34 of FIG. 2 obtains deviations ΔX, ΔY, Δα which satisfy the constraint equation using the partial differential equation or can minimize the objective function.
Accordingly, the contents of program data D5 in program database DB5 are partially changed along with the change in the processing of voltage stability curve correction calculation.
　図１６は、第２の実施形態に係る電力系統監視装置の電圧安定度曲線補正計算の処理を示すフローチャートである。図１４と同一処理を行うステップには同一符号を付して説明を省略する。
　処理ステップＳ３０２のあとに処理ステップＳ４０１～Ｓ４０３の閾値判定を実行し、処理ステップＳ４０１～Ｓ４０３の閾値判定結果がＮｏの場合は、処理ステップＳ３０３に移行し、処理ステップＳ４０１～Ｓ４０３の閾値判定結果が全てＹｅｓの場合は、処理ステップＳ４０４に移行する。
　処理ステップＳ４０１、処理ステップＳ４０２、処理ステップＳ４０３では、測定ベース電圧安定度監視計算プログラムＰ３０の結果と、計算結果データＤ４から読み込んだ前回の電圧安定度補正曲線プログラムＰ４０の結果を用いて、閾値判定計算を実行する。なお、これらは順不同であってもよい。 FIG. 16 is a flowchart showing processing of voltage stability curve correction calculation of the power system monitoring device according to the second embodiment. The steps in which the same processing as in FIG. 14 is performed are assigned the same reference numerals and descriptions thereof will be omitted.
After the processing step S302, the threshold determination in the processing steps S401 to S403 is executed, and when the threshold determination result in the processing steps S401 to S403 is No, the processing proceeds to the processing step S303, and the threshold determination results in the processing steps S401 to S403 are If all are Yes, the process proceeds to processing step S404.
In processing step S401, processing step S402, and processing step S403, the threshold determination is performed using the result of measurement base voltage stability monitoring calculation program P30 and the result of the previous voltage stability correction curve program P40 read from calculation result data D4. Perform calculations. In addition, these may be out of order.
　処理ステップＳ４０１では、前回計算時の運転点と現時点の運転点の安定度曲線を描写する座標上の距離が一定以下であるか否かを判定する。具体的には、運用者が制定した制定値Ｋと、計算周期Δｔを用いて、式（１２）で判定する。処理ステップＳ４０１の判定処理によって、健全な電力系統の運用状態である潮流量の微小な変化に過敏に反応するのを避ける効果がある。なお、計算周期を用いずに制定値のみを用いる場合や、制定値に他の変数を用いてもよい。 In processing step S401, it is determined whether the distance on the coordinate which describes the stability degree curve of the driving point at the time of the last calculation and the driving point at present is less than fixed. Specifically, determination is made by equation (12) using the established value K established by the operator and the calculation cycle Δt. The determination process of the process step S401 has an effect of avoiding hypersensitivity reaction to a minute change in the amount of power flow, which is the operating state of a healthy power system. In addition, when using only an establishment value without using a calculation period, you may use another variable for an establishment value.
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000006
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　処理ステップＳ４０２では、前回計算時の運転点のＶ軸の値を固定して前回計算時の電圧安定度補正曲線上にプロットした点と現時点の運転点との安定度曲線を描写する座標上の距離が一定以下であるか否かを判定する。
　同様に、処理ステップＳ４０３では、前回計算時の運転点のＰ軸の値を固定して前回計算時の電圧安定度補正曲線上にプロットした点と現時点の運転点との安定度曲線を描写する座標上の距離が一定以下であるか否かを判定する。
　具体的には、処理ステップＳ４０２と処理ステップＳ４０３は、式（１３）と式（１４）を用いて判定する。なお、閾値Ｄ１およびＤ２は運用者が制定した任意の値である。閾値Ｄ１およびＤ２は、図１等の系統計測データＤ１および系統設備データＤ２とは無関係である。 At processing step S402, the value of the V-axis at the operating point at the previous calculation time is fixed, and the stability curve of the current operating point and the point plotted at the previous time on the voltage stability correction curve are described. It is determined whether the distance is equal to or less than a predetermined value.
Similarly, in processing step S403, the stability curve of the current operation point and the point plotted on the voltage stability correction curve at the previous calculation is fixed by fixing the value of the P axis of the operation point at the previous calculation. It is determined whether the distance on the coordinate is less than or equal to a certain value.
Specifically, the process step S402 and the process step S403 are determined using the equation (13) and the equation (14). The thresholds D1 and D2 are arbitrary values established by the operator. The thresholds D1 and D2 are irrelevant to the system measurement data D1 and the system installation data D2 in FIG.
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000007
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000007
　処理ステップＳ４０２と処理ステップＳ４０３の判定によって、特に運転点の値に及ぼす外乱に対してロバストであるという効果を持つ。上記処理ステップＳ４０１だけでは、前回計算時の運転点と現在の運転点の距離に対して感度を持つだけで、電圧安定度補正曲線からのずれには感度を持たず、計算を重ねるうちに外乱が積み重なり徐々に電圧安定度補正曲線から運転点が離れていってしまう可能性がある。処理ステップＳ４０２と処理ステップＳ４０３は、この現象に対して電圧安定度補正曲線から運転点が離れすぎた場合に、その状況を異常であると判定して再度電圧安定度補正曲線を描写するという効果がある。 The determinations of the processing step S402 and the processing step S403 have an effect of being robust particularly against disturbances exerted on the value of the operating point. In the above-mentioned processing step S401 alone, it has sensitivity only to the distance between the operating point at the previous calculation and the current operating point, there is no sensitivity to the deviation from the voltage stability correction curve, and There is a possibility that the operating point may be gradually separated from the voltage stability correction curve. When the operation point is too far from the voltage stability correction curve with respect to this phenomenon, the processing step S402 and the processing step S403 determine that the situation is abnormal, and draw the voltage stability correction curve again. There is.
　処理ステップＳ４０４では、処理ステップＳ４０１、処理ステップＳ４０２、処理ステップＳ４０３で閾値を下回ったと判定が出た場合、すなわち前回の運転点から大きな変化がなく、尚且つ電圧安定度補正曲線から運転点が大きく離れていない場合、現時点では電圧安定度補正曲線の補正を実行する必要がないという判断を下し、前回の計算結果の電圧安定度補正曲線を保持する処理を実行する。 In processing step S404, when it is determined that the value is below the threshold in processing step S401, processing step S402, and processing step S403, that is, there is no significant change from the previous operating point, and the operating point is large from the voltage stability correction curve. If not, it is determined that it is not necessary to execute the correction of the voltage stability correction curve at the present time, and a process of holding the voltage stability correction curve of the previous calculation result is performed.
　処理ステップＳ４０５では、現時点の運転点と上記処理ステップＳ４０４で保持された電圧安定度補正曲線を用いて余裕度ΔＰを計算する。その後、前記図９の処理ステップＳ１０９に進む。 At processing step S405, the margin ΔP is calculated using the current operating point and the voltage stability correction curve held at the processing step S404. Thereafter, the process proceeds to the processing step S109 of FIG.
　このように、本実施形態の電力系統監視装置１０は、電圧安定度曲線補正計算部３３が、処理ステップＳ４０１において前回の運転点と現時点の運転点の電圧安定度曲線を描写する座標上の距離が一定以下であることを判定するので、健全な電力系統の運用状態である潮流量の微小な変化に過敏に反応するのを避ける効果がある。すなわち、潮流量の微小な変化の場合は、健全な電力系統の運用状態であると判断して処理ステップＳ３０３以下の処理をスキップし、電圧安定度補正曲線の再度の描写の計算を行わない。これにより、必要以上に電圧安定度補正曲線が描写されて、補正パラメータが算出されることを回避できる。 As described above, in the power system monitoring device 10 according to the present embodiment, the voltage stability curve correction calculation unit 33 calculates the distance on the coordinate at which the voltage stability curve of the previous operating point and the current operating point is described in processing step S401. Is determined to be equal to or less than a certain value, so that it is effective to avoid hypersensitivity to minute changes in the amount of power flow, which is the operating state of a healthy power system. That is, in the case of a minute change in the amount of power flow, it is determined that the power system is in a sound power system operation, processing in step S303 and subsequent steps is skipped, and calculation of the voltage stability correction curve is not performed again. Thus, it is possible to avoid that the voltage stability correction curve is drawn more than necessary and the correction parameter is calculated.
　また、電圧安定度曲線補正計算部３３が、前回計算時の運転点の一方の軸の値を固定して前回計算時の電圧安定度補正曲線上にプロットした点と現時点の運転点との電圧安定度曲線を描写する座標上の距離が一定以下であることを判定することで、運転点と電圧安定度補正曲線からのずれを把握することができ、外乱などによる計算誤差に対してもよりロバストに運用することが可能となる。 In addition, the voltage stability curve correction calculation unit 33 fixes the value of one axis of the operating point at the previous calculation time and plots the voltage at the current operating point and the point plotted on the voltage stability correction curve at the previous calculation time By determining that the distance on the coordinate that describes the stability curve is below a certain level, it is possible to grasp the deviation from the operating point and the voltage stability correction curve, and it is possible to calculate errors due to disturbances etc. It becomes possible to operate robustly.
　なお、本実施形態では、処理ステップＳ４０１と、処理ステップＳ４０２および処理ステップＳ４０３とを実行しているが、上記処理ステップのうちいずれか一方を有するものでもよい。
　また、式（１３）と式（１４）の閾値Ｄ１およびＤ２の設定や、処理ステップＳ４０１と、処理ステップＳ４０２および処理ステップＳ４０３の適否の有無判断は、上述した人工知能（ＡＩ）を適用してもよい。 In addition, in this embodiment, although process step S401 and process step S402 and process step S403 are performed, you may have any one among the said process steps.
Further, the artificial intelligence (AI) described above is applied to the setting of the thresholds D1 and D2 in the equations (13) and (14), and the determination of the propriety of the processing step S401 and the processing steps S402 and S403. It is also good.
　本発明は上記の実施形態例に限定されるものではなく、特許請求の範囲に記載した本発明の要旨を逸脱しない限りにおいて、他の変形例、応用例を含む。
　例えば、電力系統監視装置、電力系統監視方法およびプログラムは、計算機能を独立したハードウェアでもよいし、電池システムにおけるソフトウェアでもよい。したがって、電力系統監視装置、電力系統監視方法およびプログラムの計算、演算処理はコンピュータのプログラムでなくとも、ＡＳＩＣ（Application Specific Integrated Circuit）等を用いてもよい。 The present invention is not limited to the embodiment described above, and includes other modifications and applications without departing from the scope of the present invention described in the claims.
For example, the power system monitoring apparatus, the power system monitoring method, and the program may be hardware with independent calculation functions or software in a battery system. Therefore, an application specific integrated circuit (ASIC) or the like may be used instead of the computer program, for the calculation and operation processing of the power system monitoring apparatus, the power system monitoring method, and the program.
　また、上記した実施形態例は本発明をわかりやすく説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。また、ある実施形態例の構成の一部を他の実施形態例の構成に置き換えることが可能であり、また、ある実施形態例の構成に他の実施形態例の構成を加えることも可能である。また、各実施形態例の構成の一部について、他の構成の追加・削除・置換をすることが可能である。
　また、上記の各構成、機能、処理部、処理手段等は、それらの一部または全部を、例えば集積回路で設計する等によりハードウェアで実現してもよい。また、図１および図５に示すように、上記の各構成、機能等は、プロセッサがそれぞれの機能を実現するプログラムを解釈し、実行するためのソフトウェアで実現してもよい。各機能を実現するプログラム、テーブル、ファイル等の情報は、メモリや、ハードディスク、ＳＳＤ（Solid State Drive）等の記録装置、または、ＩＣ（Integrated Circuit）カード、ＳＤ（Secure Digital）カード、光ディスク等の記録媒体に保持することができる。また、本明細書において、時系列的な処理を記述する処理ステップは、記載された順序に沿って時系列的に行われる処理はもちろん、必ずしも時系列的に処理されなくとも、並列的あるいは個別に実行される処理（例えば、並列処理あるいはオブジェクトによる処理）をも含むものである。
　また、制御線や情報線は説明上必要と考えられるものを示しており、製品上必ずしも全ての制御線や情報線を示しているとは限らない。実際には殆ど全ての構成が相互に接続されていると考えてもよい。 In addition, the above-described embodiment is described in detail in order to explain the present invention in an easy-to-understand manner, and is not necessarily limited to one having all the described configurations. Further, part of the configuration of one embodiment can be replaced with the configuration of another embodiment, and the configuration of another embodiment can be added to the configuration of one embodiment. . Moreover, it is possible to add, delete, and replace other configurations for part of the configurations of the respective embodiment examples.
Further, each of the configurations, functions, processing units, processing means, etc. described above may be realized by hardware, for example, by designing part or all of them with an integrated circuit. Further, as shown in FIG. 1 and FIG. 5, each of the above configurations, functions and the like may be realized by software for the processor to interpret and execute a program that realizes each function. Information such as programs, tables, and files for realizing each function is a memory, a hard disk, a recording device such as a solid state drive (SSD), or an integrated circuit (IC) card, a secure digital (SD) card, an optical disc It can be held on a recording medium. Furthermore, in the present specification, processing steps that describe time-series processing are parallel or individual processing that is not necessarily performed chronologically, as well as processing performed chronologically in the order described. Processing (eg, parallel processing or processing by an object).
Further, control lines and information lines indicate what is considered to be necessary for the description, and not all control lines and information lines in the product are necessarily shown. In practice, almost all configurations may be considered to be mutually connected.
　１０　電圧安定度監視装置
　１１　表示部
　１２　入力部
　１３　通信部
　１４　ＣＰＵ
　１５　メモリ
　３１　モデルベース電圧安定度監視計算部（モデルベース電圧安定度監視計算手段）
　３２　測定ベース電圧安定度監視計算部（測定ベース電圧安定度監視計算手段）
　３３　電圧安定度曲線補正計算部（電圧安定度曲線補正計算手段）
　３４　補正パラメータ計算部（補正パラメータ計算手段）
　３５　電力系統モデル補正部（電力系統モデル補正手段）
　４３　バス線
　４４　計測装置
　１００　電力系統
　１１０　電源（発電機）
　１２０ａ，１２０ｂ，１２１ａ，１２１ｂ　母線
　１３０ａ，１３０ｂ　変圧器
　１４０ａ，１４０ｂ，１４１ａ，１４１ｂ　線路
　１５０　負荷
　３００　通信ネットワーク
　ＤＢ１　系統測定データベース
　ＤＢ２　系統設備データベース
　ＤＢ３　計算設定データベース
　ＤＢ４　計算結果データベース
　ＤＢ５　プログラムデータベース
　ＤＢＩ　入力データベース
　Ｐ１０　状態推定計算プログラム
　Ｐ２０　モデルベース電圧安定度監視計算プログラム（モデルベース電圧安定度監視計算手段）
　Ｐ３０　測定ベース電圧安定度監視計算プログラム（測定ベース電圧安定度監視計算手段）
　Ｐ４０　電圧安定度曲線補正プログラムＰ４０（電圧安定度曲線補正計算手段）
　Ｐ５０　補正パラメータ生成プログラム（補正パラメータ計算手段）
　Ｐ６０　電力系統モデル補正プログラム（電力系統モデル補正手段） DESCRIPTION OF SYMBOLS 10 Voltage stability monitoring apparatus 11 Display part 12 Input part 13 Communication part 14 CPU
15 memory 31 model base voltage stability monitoring calculation unit (model base voltage stability monitoring calculation means)
32 Measurement Base Voltage Stability Monitoring Calculator (Measurement Base Voltage Stability Monitoring Calculator)
33 Voltage Stability Curve Correction Calculator (Voltage Stability Curve Correction Calculator)
34 Correction parameter calculation unit (correction parameter calculation means)
35 Power System Model Correction Unit (Power System Model Correction Means)
43 Bus Wire 44 Measuring Device 100 Power System 110 Power Supply (Generator)
120a, 120b, 121a, 121b Busbar 130a, 130b Transformer 140a, 140b, 141a, 141b Line 150 Load 300 Communication Network DB1 System Measurement Database DB2 System Facility Database DB3 Calculation Setting Database DB4 Calculation Result Database DB5 Program Database DBI Input Database P10 Status Estimation calculation program P20 Model-based voltage stability monitoring calculation program (model-based voltage stability monitoring calculation means)
P30 Measurement base voltage stability monitoring calculation program (Measurement base voltage stability monitoring calculation means)
P40 Voltage stability curve correction program P40 (voltage stability curve correction calculation means)
P50 Correction parameter generator (correction parameter calculation means)
P60 Power system model correction program (power system model correction means)

Claims (10)

  1. 　広域的な系統情報を収集する測定装置からの低速広域的計測情報をもとにモデルベース電圧安定度を評価するモデルベース電圧安定度監視計算を実行するモデルベース電圧安定度監視計算部と、
    　局地的な系統情報を短周期で収集する測定装置からの高速局地的計測情報をもとに測定ベース電圧安定度監視計算を実行する測定ベース電圧安定度監視計算部と、
    　前記モデルベース電圧安定度監視計算の結果をもとに電圧安定度曲線を導出するとともに、局地的な系統情報を短周期で収集する前記測定装置の周期に合わせて、前記電圧安定度曲線を補正する補正計算を実行する電圧安定度曲線補正計算部と、
    　補正された前記電圧安定度曲線から逆算して電力系統モデルの構成要素を補正する補正パラメータを算出する補正パラメータ計算部と、
    　算出された前記補正パラメータをもとに、前記電力系統モデルの補正計算を実行する電力系統モデル補正部と、を備える
    　ことを特徴とする電力系統監視装置。     Model-based voltage stability monitoring calculation unit that executes model-based voltage stability monitoring calculation that evaluates model-based voltage stability based on low-speed wide-area measurement information from a measuring device that collects wide-area grid information;
    A measurement-based voltage stability monitoring calculation unit that executes measurement-based voltage stability monitoring calculation based on high-speed local measurement information from a measuring device that collects local system information in a short cycle,
    The voltage stability curve is derived based on the result of the model-based voltage stability monitoring calculation, and the voltage stability curve is adjusted according to the period of the measurement device that collects local grid information in a short period. A voltage stability curve correction calculation unit that executes a correction calculation to be corrected;
    A correction parameter calculation unit that calculates a correction parameter for correcting a component of the power system model by calculating back from the corrected voltage stability curve;
    And a power system model correction unit that executes correction calculation of the power system model based on the calculated correction parameter.
  2. 　前記電圧安定度曲線補正計算部は、
    　現時点の運転点が前回の運転点の前記電圧安定度曲線に含まれるように電圧安定度曲線を補正して電圧安定度の余裕値を計算する
    　ことを特徴とする請求項１に記載の電力系統監視装置。     The voltage stability curve correction calculation unit
    The power system according to claim 1, wherein the voltage stability curve is corrected to calculate the margin value of the voltage stability so that the current operation point is included in the voltage stability curve of the previous operation point. Monitoring device.
  3. 　前記電圧安定度曲線補正計算部は、
    　前回の運転点と現時点の運転点の前記電圧安定度曲線を描写する座標上の距離が一定以下であることを判定する
    　ことを特徴とする請求項１または請求項２に記載の電力系統監視装置。     The voltage stability curve correction calculation unit
    It is determined that the distance on the coordinate which describes the said voltage stability curve of the last driving point and the present driving point is less than fixed, The electric power system monitoring apparatus of Claim 1 or Claim 2 characterized by the above-mentioned. .
  4. 　前記電圧安定度曲線補正計算部は、
    　前回計算時の運転点の一方の軸の値を固定して前回計算時の電圧安定度補正曲線上にプロットした点と現時点の運転点との前記電圧安定度曲線を描写する座標上の距離が一定以下であることを判定する
    　ことを特徴とする請求項１に記載の電力系統監視装置。     The voltage stability curve correction calculation unit
    The distance between the point plotted on the voltage stability correction curve at the previous calculation and the current operation point on the coordinate that describes the voltage stability curve is fixed by fixing the value of one axis at the operating point at the previous calculation The power system monitoring device according to claim 1, wherein the power system monitoring device is determined to be equal to or less than a predetermined level.
  5. 　前記補正パラメータ計算部は、前記補正パラメータとして系統インピーダンスＸ、静電容量Ｙ、力率αを含む
    　ことを特徴とする請求項１に記載の電力系統監視装置。     The power system monitoring device according to claim 1, wherein the correction parameter calculation unit includes a system impedance X, an electrostatic capacity Y, and a power factor α as the correction parameters.
  6. 　前記補正パラメータ計算部は、系統インピーダンスＸ、静電容量Ｙ、力率αの各補正パラメータ候補が微小に変化した場合の電圧安定度曲線の座標の変化を偏微分方程式を用いて表し、偏微分方程式の偏差ΔＸ、ΔＹ、Δαを求めて前記補正パラメータを算出する
    　ことを特徴とする請求項５に記載の電力系統監視装置。     The correction parameter calculation unit represents a change in coordinates of the voltage stability curve when each correction parameter candidate of the system impedance X, the capacitance Y, and the power factor α slightly changes using a partial differential equation, and a partial differential The power system monitoring device according to claim 5, wherein the correction parameter is calculated by obtaining deviations ΔX, ΔY, Δα of an equation.
  7. 　前記補正パラメータ計算部は、前記偏微分方程式を用いた制約式を満たす、または目的関数を最小化できる前記偏差ΔＸ、ΔＹ、Δαを求める
    　ことを特徴とする請求項６に記載の電力系統監視装置。     The power system monitoring device according to claim 6, wherein the correction parameter calculation unit obtains the deviations? X,? Y, ?? that satisfy the constraint equation using the partial differential equation or can minimize an objective function. .
  8. 　前記補正パラメータ計算部は、前記偏差ΔＸ、ΔＹ、Δαに重み値をそれぞれ設定し、
    　前記重み値は、送電線のインピーダンス値の変動、静電容量の値、天気、電力需要、電力潮流、または使用年数のうち、いずれか一つ以上をもとに設定する
    　ことを特徴とする請求項５または請求項６に記載の電力系統監視装置。     The correction parameter calculation unit sets weight values to the deviations ΔX, ΔY, and Δα, respectively.
    The weight value is set based on any one or more of a change in impedance value of a transmission line, a value of capacitance, weather, power demand, power flow, or years of use. The electric power system monitoring apparatus of Claim 5 or Claim 6.
  9. 　広域的な系統情報を収集する測定装置からの低速広域的計測情報をもとにモデルベース電圧安定度を評価するモデルベース電圧安定度監視計算を実行するステップと、
    　局地的な系統情報を短周期で収集する測定装置からの高速局地的計測情報をもとに測定ベース電圧安定度監視計算を実行するステップと、
    　前記モデルベース電圧安定度監視計算の結果をもとに電圧安定度曲線を導出するとともに、局地的な系統情報を短周期で収集する前記測定装置の周期に合わせて、前記電圧安定度曲線を補正する補正計算を実行するステップと、
    　補正された前記電圧安定度曲線から逆算して電力系統モデルの構成要素を補正する補正パラメータを算出するステップと、
    　算出された前記補正パラメータをもとに、前記電力系統モデルの補正計算を実行するステップと、を有することを特徴とする電力系統監視方法。     Performing model-based voltage stability monitoring calculations to evaluate model-based voltage stability based on low-speed wide-area measurement information from a measuring device that collects wide-area grid information;
    Performing measurement-based voltage stability monitoring calculation based on high-speed local measurement information from a measurement device that collects local grid information in a short cycle;
    The voltage stability curve is derived based on the result of the model-based voltage stability monitoring calculation, and the voltage stability curve is adjusted according to the period of the measurement device that collects local grid information in a short period. Performing a correction calculation to correct
    Calculating a correction parameter for correcting components of the power system model by back-calculating the corrected voltage stability curve;
    And performing a correction calculation of the power system model based on the calculated correction parameter.
  10. 　制御部を備えるコンピュータを、
    　広域的な系統情報を収集する測定装置からの低速広域的計測情報をもとにモデルベース電圧安定度を評価するモデルベース電圧安定度監視計算を実行するモデルベース電圧安定度監視計算手段、
    　局地的な系統情報を短周期で収集する測定装置からの高速局地的計測情報をもとに測定ベース電圧安定度監視計算を実行する測定ベース電圧安定度監視計算手段、
    　前記モデルベース電圧安定度監視計算の結果をもとに電圧安定度曲線を導出するとともに、局地的な系統情報を短周期で収集する前記測定装置の周期に合わせて、前記電圧安定度曲線を補正する補正計算を実行する電圧安定度曲線補正計算手段、
    　補正された前記電圧安定度曲線から逆算して電力系統モデルの構成要素を補正する補正パラメータを算出する補正パラメータ計算手段、
    　算出された前記補正パラメータをもとに、前記電力系統モデルの補正計算を実行する電力系統モデル補正手段、として機能させる
    　ことを特徴とするプログラム。     A computer comprising a control unit,
    Model-based voltage stability monitoring calculation means for performing model-based voltage stability monitoring calculation for evaluating model-based voltage stability based on low-speed wide-area measurement information from a measurement device that collects wide-area grid information;
    Measurement-based voltage stability monitoring calculation means that executes measurement-based voltage stability monitoring calculation based on high-speed local measurement information from a measuring device that collects local system information in a short cycle,
    The voltage stability curve is derived based on the result of the model-based voltage stability monitoring calculation, and the voltage stability curve is adjusted according to the period of the measurement device that collects local grid information in a short period. Voltage stability curve correction calculation means for executing correction calculation to be corrected,
    Correction parameter calculation means for calculating a correction parameter for correcting a component of a power system model by calculating back from the corrected voltage stability curve
    A program characterized in that it functions as power system model correction means for executing correction calculation of the power system model based on the calculated correction parameter.
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