CN104205546B - 电力系统的短路容量监视方法以及其系统 - Google Patents

电力系统的短路容量监视方法以及其系统 Download PDF

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Abstract

提供一种使用在多个计量地点上经时性地同步计量的多个数据，进行用于排除系统频率的时间变化产生的影响的数据校正，从而能够掌握、监视期望截面上的与实际情况一致的短路容量的电力系统的短路容量监视方法以及其系统。同步计量终端(5)经时性地同步计量各计量地点即计量地点(1、2)的电压·电流相量(D101)。在短路容量监视装置(7)的数据组制作部(91)中，基于电压·电流相量(D101)，制作按照每个计量周期(Δt)而具有多个数据数(n)的数据组(D102)。相位校正单元(92)使用数据组(D102)进行相量的相位校正，并制作成数据组(D102’)，反向阻抗推断单元(93)使用数据组(D102’)，推断反向阻抗(D103)。

Description

电力系统的短路容量监视方法以及其系统
技术领域
本发明涉及一种能计量与实际情况一致的短路容量的电力系统的短路容量监视方法以及系统。
背景技术
当电力系统中发生短路故障时，从与电网相连的发电机朝向短路地点流过短路电流。该短路电流乘以线电压所得到的值就成为短路容量，在近年的电力系统中，有短路容量增加的趋势。这是因为，在主干电网中，大规模电源分布不均，从而在下级电网中分布式电源的引入扩大了。
若电力系统的短路容量增加，则在电网事故时流过的短路电流也增大，就会有超过现有断路器的额定断路容量的危险。该情况下，考虑将迄今为止的断路器更换成上位额定断路器，但不能否认会导致成本提高。因此，提出了采用高阻抗设备或限流电抗器，或者通过电网分割来抑制电力系统的短路容量的技术。
其中，电网分割作为短路容量的抑制对策非常有效。具体而言，已知有分割常时电网的方式、新导入高阶电网电压来分割已有电网的方式、利用直流互连(BTB：Back toBack)分割交流电网的方式等。
但是，在作为电力系统的短路容量抑制对策而实施电网分割的运行时，电网运行必然会僵化，存在损害并网运行优势的可能性。即，期望在确保电网运行灵活性的基础上，将电网的分割运行抑制到必要的最小限度。
因此，正确地掌握短路容量是必不可少的。通过掌握正确的短路容量，就能进行灵活的电网运行或与实际情况一致的保护继电器给定值的选定。即，从电网保护的观点来看，知道短路容量也很重要。
但是，因为短路故障发生时的电网结构的状态(例如，上位体系中的电网切换等)或发电机并行台数、以及短路地点的位置或故障的种类等各种各样的原因，电力系统的短路容量的大小和分布不断地变化。
由于直接测量电力系统的短路容量很困难，因此，以前是通过使用构成电网的输电线、变压器、发电机等预先设定的电网设备的常数，来计算短路容量(例如，参照非专利文献1)。但是，在使用电网设备的常数的情况下，必须在反映了全部发电机并行状态或电网结构的基础上进行计算，很费劳力和时间。另外，由计算求得的值在计算的前提条件或常数等中含有模糊量。作为短路容量的测量方法，一般是间接的电力系统的短路容量计量方法。例如，根据伴随着电力用电容器或者分路电抗器的投入而产生的电压变动率的测量值，间接地求出短路容量(参照非专利文献2)。
现有技术文献
非专利文献
非专利文献1：新田目倖造著《電力系統技術計算の応用》電気書院，第5章p.121－194
非专利文献2：新田目倖造著《電力系統技術計算の応用》電気書院，第9章p.401－402
发明内容
发明所要解决的问题
但是，如已经所述的，因为电网结构的状态等，电力系统的短路容量不断地改变。因此，要严谨地求出与实际情况一致的短路容量很不容易，在上述的现有技术中被指出有如下问题。即，即使假设如非专利文献1那样通过使用了电网设备的常数的计算求出了短路容量，也无法评价该计算结果是否表现了实际上的电网状态。
另外，在如非专利文献2那样地使用根据电压变动率的测量值间接地求短路容量的简易计算方法的情况下，基于电力用电容器或者分路电抗器的投入定时，对短路容量进行计量。因此，很难针对期望的截面进行短路容量的计量。
此外，在电力系统中，即使是稳定的时候，系统频率也会在某一时刻以外的时刻发生变化。即，若计量的时刻不同，系统频率就变化，因此，在想要使用多个时刻的计量数据计算短路容量的情况下，系统频率的变化会对短路容量的计算结果产生影响。因此，很难通过使用多个时刻的数据来正确地计算与实际情况一致的短路容量。
本发明是为了解决上述问题而提出的，其目的在于提供一种电力系统的短路容量监视方法以及其系统，使用在多个计量地点上经时性地同步计量的多个数据，进行用于排除系统频率的时间变化产生的影响的数据校正，从而能够掌握、监视期望截面上的与实际情况一致的短路容量。
用于解决问题的手段
为了达到上述目的，本发明是监视电力系统的短路容量的方法，其特征在于包括下面的步骤(a)～(f)。
(a)数据计量步骤，在电力系统中的经由输电线的至少2个计量地点上，针对各计量地点的电压和电流的相量，以及在电力系统中的经由输电线与所述计量地点相连接的相位校正用计量地点上，针对电压的相量，分别经时性地进行同步计量。
(b)数据收集步骤，收集在所述数据计量步骤中计量出的计量数据。
(c)数据组制作步骤，基于在所述数据收集步骤中收集到的计量数据，制作按照每个规定的周期而具有多个数据数的数据组。
(d)相位校正步骤，从所述数据组的各相位中减去所述相位校正用计量地点的电压相位，并且将任意计量地点上的任意时刻的电压相位规定为基准相位，通过从所述数据组的各相位中减去该基准相位，进行所述数据组的相位校正。
(e)反向阻抗推断步骤，使用在所述相位校正步骤中进行了相位校正后的所述数据组，推断从短路地点观察电源侧时的反向阻抗。
(f)短路容量计算步骤，根据在所述反向阻抗推断步骤中推断的所述反向阻抗，计算短路容量。
发明效果
根据本发明涉及的电力系统的短路容量监视方法以及系统，通过在多个计量地点上同步计量电压和电流的相量，在相位校正用计量地点上同步计量电压的相量，并校正相位的变化，来排除系统频率的时间变化产生的影响，在此基础上，使用多个同步计量数据推断运算反向阻抗，由此，能够基于推断的反向阻抗计算与实际情况一致的短路容量，能够掌握、监视正确的短路容量。
附图说明
图1是本发明涉及的第一实施方式的结构图。
图2是示出第一实施方式的处理流程的图。
图3是在第一实施方式中，根据各计量地点的电压·电流相量制作推断用数据组的处理的说明图。
图4是说明第一实施方式的电压相量中的时间与相位的关系的图。
图5是使用负载变动和频率变化来说明第一实施方式中的电压相位的时间变化的图。
图6是说明第一实施方式中的消除频率变动的方法的图。
图7是说明第一实施方式中的保持多个时刻的相位一致性的方法的图。
图8是第一实施方式中的短路发生时的电力系统的说明图。
图9是第一实施方式中的短路前的等效电路的说明图。
图10是第一实施方式中的短路阻抗的说明图。
图11是第一实施方式中的短路时的等效电路的说明图。
图12是在第一实施方式中，在经由输电线的2个地点上进行了计量的情况下的短路发生时的电力系统的说明图。
图13是在第一实施方式中，在经由输电线的2个地点上进行了计量的情况下的短路前的等效电路的说明图。
图14是在第一实施方式中，在经由输电线的2个地点上进行了计量的情况下的短路阻抗的说明图。
图15是在第一实施方式中，在经由输电线的2个地点上进行了计量的情况下的短路时的等效电路的说明图。
图16是示出本发明涉及的第二实施方式的处理流程的图。
图17是用于说明在本发明涉及的第三实施方式中电网微小变动较大的情况的图表，图17(a)是推断用数据组的相量的分布图，图17(b)是时间变化的示意图。
图18是用于说明在第三实施方式中电网微小变动较小的情况的图表，图18(a)是推断用数据组的相量的分布图，图18(b)是时间变化的示意图。
图19是用于说明本发明涉及的第四实施方式的图表，是示出在计量出的电压相量中没有离群值的分布的图表。
图20是用于说明第四实施方式的图表，是示出在计量出的电压相量中有离群值的分布的图表。
图21是用于说明本发明涉及的第五实施方式的图表，在计量出的短路容量中没有离群值的情况下，图21(a)是示出每个时刻的短路容量的计算结果的图表，图21(b)是示出一定期间的短路容量的分布的图表。
图22是用于说明第五实施方式的图表，是示出在计量出的短路容量中有离群值的情况下，在计量出的电压相量中有离群值的分布的图表。
图23是本发明涉及的第六实施方式的结构图。
图24是示出第六实施方式的处理流程的图。
图25是说明在第六实施方式中判定变动幅度的阈值的选定方法的图。
图26是示出本发明涉及的第七实施方式的处理流程的图。
图27是本发明涉及的第八实施方式的结构图。
图28是在本发明的其他实施方式中，根据各计量地点的电压·电流相量制作推断用数据组的处理的说明图。
具体实施方式
以下，参照附图，对本发明涉及的实施方式的一例具体进行说明。此外，在各实施方式中，对同一结构标注同一附图标记，并省略重复的说明。
(1)第一实施方式
[结构]
使用图1，对本发明涉及的第一实施方式进行说明。第一实施方式是电力系统1中的监视短路容量的系统，图1是第一实施方式的结构图。如图1所示，在电力系统1上连接有多个发电机2，并且经由输电线3连接有多个负载4。在各负载4的连接点和相位校正用计量点上设置有同步计量终端5。作为相位校正用计量点，从电力系统1中选定计量点的变动相对于负载变动小的地方。例如，在77kV母线上进行计量的情况下，选定275kV母线作为相位校正用计量点。
在图1中，附图标记6表示同步信号用卫星。同步信号用卫星6将GPS(GrobalPositioning System：全球定位系统)信号作为同步信号发送给同步计量终端5。同步计量终端5构成为，使用从同步信号用卫星6发送的同步信号，经时性地同步计量负载4的连接点上的线电压的相量和线电流的相量。此外，同步计量终端5还构成为，使用从同步信号用卫星6发送的同步信号，经时性地同步计量相位校正用计量点上的线电压的相量。再有，在以下的说明中，电压和电流分别表示线电压和线电流，所述电压和电流的相量是与电压和电流的大小及相位有关的数据。
在同步计量终端5内装有PMU(Phasor Measurement Unit：相量测量单元)。PMU是在规定的计量周期中从同步信号用卫星6接收GPS信号，将接收到的GPS信号作为同步信号，实现高精度的相量的同步计量，并输出计量数据的装置(关于相量通信标准，参照IEEEStandard C37.118－2005)。另外，在各同步计量终端5中还设置有将电压和电流的相量作为计量数据进行发送的通信单元。
在第一实施方式涉及的短路容量监视系统中，上述的同步计量终端5和同步信号用卫星6构成数据计量单元，短路容量监视装置7构成本系统的主要部分。在短路容量监视装置7上，经由通信单元连接有各同步计量终端5，并内装有具有如下功能的部分。即，在短路容量监视装置7中设置有：收集、存储来自各同步计量终端5的计量数据的数据收集存储部8；进行基于计量数据求取短路容量的运算的运算处理部9；以及进行参数的设定或结果显示的显示/输入输出部10。另外，在短路容量监视装置7的运算处理部9中，作为负责运算处理的功能性部分，设置有数据组制作部91、相位校正部92、反向阻抗推断部93、短路容量计算部94。
[整体的处理流程]
接着，使用图2的处理流程，对第一实施方式涉及的电力系统的短路容量监视方法具体进行说明。首先，使用从同步信号用卫星6发送的同步信号，由同步计量终端5经时性地同步计量各计量地点即计量点1、2的电压·电流的相量D101和相位校正用计量点的电压相量D101(数据计量步骤S101)，用短路容量监视装置7的数据收集存储部8收集、存储电压·电流的相量D101(数据收集·存储步骤S102)。
另外，在短路容量监视装置7的运算处理部9中，依次进行数据组制作部91执行的数据组制作步骤S103、相位校正部92执行的相量的相位校正步骤S104、反向阻抗推断部93执行的反向阻抗推断步骤S104、和短路容量计算部94执行的短路容量计算步骤S105。
即，在数据组制作部91中，基于收集·存储的电压·电流的相量D101，制作按照每个计量周期Δt而具有多个数据数n的数据组D102(数据组制作步骤S103)。相位校正单元92使用该数据组D102进行相量的相位校正，并制作成数据组D102’(相位校正步骤S104)。并且，反向阻抗推断单元92使用相位校正后的数据组D102’推断反向阻抗D103(反向阻抗推断步骤S105)。最后，短路容量计算单元93基于推断的反向阻抗D103，计算短路容量D104(短路容量计算步骤S106)。
[数据组制作步骤]
以下，对运算处理部9执行的步骤S103～S106详细地进行说明。首先，使用图3，对数据组制作部91执行的数据组制作步骤S103进行说明。图3是关于制作计量点1、2上的电压·电流相量D101的方法，以及根据相位校正用计量点上的电压相量D101制作数据组D102的方法的说明图。
图3中示出的电压·电流相量D101是在计量点1、2上由同步计量终端5经时性地同步计量的线电压和线电流的相量。另外，电压相量D101是在相位校正用计量点上由同步计量终端5经时性地同步计量的线电压的相量。在图3所示的例子中，按照每个计量周期Δt，分别收集了n个各计量点1、2的电压和电流的相量V1k、I1k和V2k、I2k、以及相位校正用计量点的电压的相量VREFk(k＝1、2、…n)。
即，在计量点1侧收集n个电压和电流的相量V11、I11、…V1n、I1n，由这些计量数据制作成数据组D102A。另外，在计量点2侧也收集n个电压和电流的相量V21、I21、…V2n、I2n，由这些计量数据制作成数据组D102B。并且，在相位校正用计量点侧也收集n个电压相量VREF1、…VREFn，由这些计量数据制作成数据组D102C。再有，推断用的数据组D102的推断采样间隔T1设定得与计量间隔Δt相等。另外，在图3中，在表示电量的拉丁字母之上加上了点，这表示是相量。另外，在其他附图和后述的各数式中，关于相量的记述也同样。
[相位校正步骤]
接着，使用图4～图7，对相位校正部92执行的相位校正步骤S104进行说明。图4示出了数据组D102的电压相量中的时间与相位的关系。图4的纵轴表示时间，横轴表示相位。反向电源的相位作为理想基准表示出来。设A地点(计量点1)的相位为θA，B地点(计量点2)的相位为θB。
在设大小为V[V]、相位为θ[rad]、角速度为ω[rad/s]＝2πf、时间为t[s]时，正弦波交流电压v用算式(1)表示。f是系统频率[Hz]。
[数式1]
v＝Vcos(ωt+θ) …(1)
若用相量表现算式(1)，则如下述算式(2)所示，成为由大小V和相位θ构成的数据。
[数式2]
在用相量表现了算式(1)的情况下，在角速度一定的这个前提下，算式(1)的角速度ω消失不见。在A地点和B地点上同步计量的相量表现出某一时刻截面上的大小和相位关系。这时，通过在2个计量点上，在某一时刻截面上取得同步地计量相量，由此，地点间的相位就能够保持一致性(参照图4的双点划线框部分)。
但是，在从多个时刻这个观点看各计量点的情况下，即使在稳定的时候，系统频率也还是会变化一点儿。因此，所述算式(1)的角速度ω发生时间变化，算式(2)的相量的相位因系统频率的变化而受到影响。从而，在同一计量地点上的多个时刻，即、在不同的时刻截面上都不能够保持相位的一致性。
各计量地点上的电压相位的时间变化如下面的算式(3)、算式(4)以及图5所示，由负载变动所引起的相位变化量ΔθA、ΔθB和系统频率变化所引起的相位变化量Δθsys构成。负载变动是局部的，但系统频率变化在整个电网中是共通的。
[数式3]
A地点：θA(t0+Δt)＝θA(t0)+ΔθA+Δθsys …(3)
[数式4]
B地点：θB(t0+Δt)＝θB(t0)+ΔθB+Δθsys …(4)
由于在后面所述的反向阻抗推断步骤S105中使用负载的微小变动，因此，负载变动所引起的相位变化量ΔθA、ΔθB是必需的。因此，在第一实施方式中，在相位校正步骤S104中进行消除系统频率变化的处理。并且，还在相位校正步骤S104中进行保持多个时刻的相位一致性的处理(参照图4的虚线框部分)。
首先，使用图6，对消除系统频率变化的处理进行说明。如图6所示，相位校正部92从计量点1、2的电压相位中减去相位校正用计量点的电压相位(参照箭头)。由于系统频率的变化在整个电网中是共通的，因此，相对地只留下负载变动所产生的相位变化量ΔθA、ΔθB。相位校正部92按照时间序列的每个相量进行该系统频率变化的消除处理。
接着，使用图7，对保持多个时刻的相位一致性的处理进行说明。相位校正部92选择任意计量点上的任意时刻的电压相位作为基准相位，从计量点1、2的电压相位中减去所选择的基准相位。对每个数据组设置一个基准相位即可。在图7所示的例子中，选择A地点的数据组的最初时刻的电压相位作为基准相位，从计量点即A地点和B地点的电压相位中减去所选择的基准相位(参照箭头)。
算式(5)至算式(8)示出时刻t1和t2下的多个时刻的相位一致性的保持和系统频率变化的消除的计算例。该例子是以A地点为基准的情况。即，通过从A地点和B地点的相位中减去相位校正用计量点的电压相位来消去系统频率变化，剩下负载变动部分。另外，还通过从A地点和B地点的相位中减去所选择的基准相位来消去系统频率变化，剩下了以时刻t0为起点的负载变动部分。对以后的时刻也同样地进行计算，相位校正部92制作相位校正后的数据组D102’。
<时刻t1>
A地点的相位：
[数式5]
θA(t1)-{θS(t1)+θA(t0)}
＝θA(t0)+ΔθA(t0+Δt)+Δθsys(t0+Δt)-{θS(t0)+Δθsys(t0+Δt)+θA(t0)}
＝Δθ A (t0+Δt)-θ S(t0) …(5)
B地点的相位：
[数式6]
θB(t1)-{θS(t1)+θA(t0)}
＝θB(t0)+ΔθB(t0+Δt)+Δθsys(t0+Δt)-{θS(t0)+Δθsys(t0+Δt)+θA(t0)}
＝Δθ B (t0+Δt)-θ S(t0)-θA(t0)+θB(t0) …(6)
<时刻t2>
A地点的相位：
[数式7]
θA(t2)-{θS(t2)+θA(t0)}
＝θA(t1)+ΔθA(t1+Δt)+Δθsys(t1+Δt)-{θS(t1)+Δθsys(t1+Δt)+θA(t0)}
＝θA(t0)+ΔθA(t0+Δt)+Δθsys(t0+Δt)+ΔθA(t1+Δt)-{θS(t0)+Δθsys(t0+Δt)+θA(t0)}
＝Δθ A (t0+Δt)+Δθ A (t1+Δt)-θ S(t0)
…(7)
B地点的相位：
[数式8]
θB(t2)-{θS(t2)+θA(t0)}
＝θB(t1)+ΔθB(t1+Δt)+Δθsys(t1+Δt)-{θS(t1)+Δθsys(t1+Δt)+θA(t0)}
＝θB(t0)+ΔθB(t0+Δt)+Δθsys(t0+Δt)+ΔθB(t1+Δt)-{θS(t0)+Δθsys(t0+Δt)+θA(t0)}
＝Δθ B (t0+Δt)+Δθ B (t1+Δt)-θ S(t0)-θA(t0)+θB(t0)
…(8)
[反向阻抗推断步骤]
在反向阻抗推断步骤S105中，使用多个如上所述地由相位校正部92制作的数据组D102’，由反向阻抗推断部93推断反向阻抗。
图8是用从短路地点观察电源侧时的反向阻抗Zsys0(＝Rsys0+jXsys0)和从短路地点看负载侧的负载阻抗ZL2对于短路发生时的电力系统加以表示的图。另外，图9是短路前的等效电路，VG(＝VGr+jVGi)是反向电压。
对于反向电压VG、反向阻抗Zsys0、以及一个地点的计量数据即电压·电流相量Vk、Ik(k＝1、2、…n)，下述算式(9)的关系成立。
[数式9]
若在上述算式(9)中代入下面的算式(10)，则算式(9)的关系就可以用算式(11)表示。
[数式10]
[数式11]
如果假设在各计量地点上计量n个电压·电流相量Vk、Ik的期间，仅有电网的微小变动，而反向阻抗Zsys0不变化，则对于Vrk、Vik、Irk、Iik这些多个计量数据，上述算式(11)成立。
因此，例如通过适用最小二乘法，就能够求出反向电压VG(＝VGr+jVGi)和反向阻抗Zsys0(＝Rsys0+jXsys0)。再有，反向电压VG和反向阻抗Zsys0的求解不限于最小二乘法，只要是求出使算式(11)的误差最小的解的方法即可，可以适当地自由选择。
[短路容量计算步骤]
在短路容量计算步骤S106中，由短路容量计算部94使用推断的反向阻抗Zsys0和负载阻抗ZL2，计算短路阻抗Zsc，并根据它计算短路电流Isc和短路容量Psc。
根据电压V和电流I的计量值，用下面的算式(12)求负载阻抗ZL2。
[数式12]
根据戴维南定理，从短路地点观察的内部阻抗成为短路阻抗Zsc(参照图10)，短路阻抗Zsc用下述算式(13)被赋予。即，用负载阻抗ZL2和反向阻抗Zsys0之和除负载阻抗ZL2和反向阻抗Zsys0之积所得的值，成为短路阻抗Zsc。
[数式13]
用这样求得的短路阻抗Zsc除短路前的计量地点电压V所得的值，成为短路电流Isc(参照图11和算式(14))。
[数式14]
通过进一步如下述算式(15)所示地对短路电流Isc乘以短路前的计量地点电压V，就可以求出短路容量Psc。
[数式15]
如以上所述地，在短路容量计算部94中，通过使用反向阻抗推断部93推断的反向阻抗Zsys0和上述算式(12)～(15)，计算出短路容量Psc、短路电流Isc。再有，求得的短路容量Psc或者短路电流Isc作为数据组D102’的数据数n的分布而得到。因此，实际的短路容量Psc或者短路电流Isc作为代表值而采用中值、众数值(mode)或者平均值等。
[在经由输电线的2个地点上进行计量时的反向阻抗推断处理]
由于在电网中存在输电线或负载，因此，除了多个短路地点上的计量之外，还需要在经由输电线的地点上也进行相量的计量，由此来使其具有冗余性，并且提高反向阻抗的推断精度。在此，对在经由输电线的2个地点上进行计量时的反向阻抗推断步骤进行说明。
在用经由输电线的从负载端观察电源侧时的反向阻抗Zsys(＝Rsys+jXsys)、输电线阻抗Zline、负载阻抗ZL1和ZL2来表现短路发生时的电力系统时，如图12所示。另外，用图13表现短路前的等效电路。根据戴维南定理，从短路地点观察的内部阻抗成为短路阻抗Zsc，如下述算式(16)所示地表示(参照图14)。此外，对于短路时的等效电路，用图15来表现。
[数式16]
在此，可以利用算式(17)和(18)，根据各个计量值来计算负载阻抗ZL1和ZL2。
[数式17]
[数式18]
使用常数或者使用计量值，如算式(19)所示地计算输电线阻抗Zline。
[数式19]
在2个地点计量的情况下，关于反向电压VG、反向阻抗Zsys、输电线阻抗Zline、2个地点的计量数据(经时性地计量的多个电压·电流相量)V1k、I1k、V2k、I2k，下述算式(20)的关系成立。
[数式20]
若在上述算式(20)中代入下面的算式(21)，则算式(20)的关系就用算式(22)表示。
[数式21]
[数式22]
在此，
反向电压VG(＝VGr+jVGi)和反向阻抗Zsys(＝Rsys+jXsys)，可以与1个地点计量的情况同样地通过对算式(22)适用例如最小二乘法来解得。再有，反向电压VG和反向阻抗Zsys的求解不限于最小二乘法，只要是求出使算式(22)的误差最小的解的方法即可，可以适当地自由选择，这点也与1个地点计量的情况相同。
[在经由输电线的2个地点上进行计量时的短路容量计算处理]
根据如上所述地推断出的反向阻抗Zsys和上述的算式(16)～(19)，可以计算出短路阻抗Zsc，使用该计算结果和所述算式(14)、(15)，能求出短路电流Isc和短路容量Psc。在进行了这样的2个地点计量的情况下，由于可以利用计量数据来掌握各计量地点上的负载变动，因此能减小反向阻抗Zsys的推断误差。
[作用效果]
如上所述，在第一实施方式中，通过使用多个同步计量数据推断反向阻抗，并基于推断的反向阻抗计算短路容量，即使短路容量变化，也能够对需要的截面正确地求出与实际情况一致的短路容量。
并且，在保持多个时刻的相位一致性的同时，进行了消除系统频率变化的这种相位校正。因此，即使计量时刻不同而系统频率变化，也不用担心计量出的相量会受系统频率变化的影响。因此，能够高精度地推断出反向阻抗，能正确地求出与实际情况一致的短路容量。
因此，能够定期地监视正确的短路容量，即使在运行作为短路容量抑制对策的电网分割的时候，也能够将该实施限缩到必要的最小限度的情形。这样，能够确保电网运行的灵活性，发挥并网运行的优势。另外，由于还能选定与实际情况一致的保护继电器的给定值，因此能够有助于电力品质的提高。
(2)第二实施方式
[结构]
下面，使用图16，对本发明涉及的第二实施方式进行说明。图16示出了第二实施方式中的处理过程的一例。再有，在第二实施方式以后的实施方式中，对与第一实施方式相同的结构标注同一附图标记，并省略重复的说明。
在第二实施方式涉及的电力系统的短路容量监视系统中，其特征点在于，作为用同步计量终端5经时性地同步计量的计量数据，使用各计量点的三相电压·电流相量D101’，用短路容量监视装置7的运算处理部9，在数据收集·存储步骤S102与数据组制作步骤S103之间执行进行正相成分运算的正相成分运算步骤S107。
在正相成分运算步骤S107中输入用同步计量终端5计量的三相电压·电流相量D101’，通过对称坐标变换，计算出电压·电流相量的正相成分D105，并且将求得的正相成分D105送给数据组制作单元91。
再有，也可以不用短路容量监视装置7的运算处理部9进行正相成分运算步骤S107，而在同步计量终端5一侧进行。该情况下，在同步计量终端5中经时性地同步计量电压·电流相量的正相成分D105，并将计量出的正相成分D105送给短路容量监视装置7。
[作用效果]
在第二实施方式中，除了上述第一实施方式所具有的作用效果之外，还通过采用三相电压·电流相量D101’作为计量数据，能够排除电网中的不平衡的影响。因此，能更高精度地求出短路容量。
(3)第三实施方式
[结构]
接着，参照图17和图18，对本发明涉及的第三实施方式进行说明。第三实施方式的特征在于短路容量监视装置7的数据组制作部91执行的数据组制作步骤S103。
推断用数据组由多次计量的电压相量和电流相量构成，因此具有一定的分布。在第三实施方式中，其特征点在于，在数据组制作部91执行的数据组制作步骤S103中，设采样周期T1和数据组V1k、I1k、V2k、I2k(k＝1、2、…、n)中包含的数据的数量n可变，以任意计量地点的电流I2的大小的分布作为基准，选定数据组V1k、I1k、V2k、I2k(k＝1、2、…n)的计量期间。例如，选定在30分钟以内标准偏差σ在一定以上的分布的计量值10个点，作为推断用的数据组V1k、I1k、V2k、I2k(k＝1、2、…n)。标准偏差σ的大小取决于计量地点的负载的大小，因此要选择例如负载平均值在5％以上的分布。
在此，使用图17和图18的图表，对在电力系统1的微小变动较大的情况和电力系统1的微小变动较小的情况下如何选定推断用数据组进行说明。图17示出了电力系统1的微小变动较大的情况下的相量分布，图18中示出了电力系统1的微小变动较小的情况下的相量分布。
再有，在图17和图18中，左侧的(a)是在纵轴上示出频率的数据组V1k、I1k、V2k、I2k的相量的分布图，右侧的(b)是在纵轴上示出电流I2的时间变化的示意图，示出了在某一时刻计量的1处计量地点的电流I2的大小的分布。
其中，所谓的电力系统1的微小变动较大，是表示数据组V1k、I1k、V2k、I2k(k＝1、2、…n)的分布的偏差大(在图17(a)中示出数据区间在左右方向上扩展的状态)。另外，若电力系统1的微小变动较小，则数据组V1k、I1k、V2k、I2k(k＝1、2、…n)的分布的偏差也变小(在图17(b)中示出数据区间在左右方向上集中的状态)。这时，若数据组V1k、I1k、V2k、I2k(k＝1、2、…n)的计量期间过短，就产生计算误差。另一方面，若数据组V1k、I1k、V2k、I2k(k＝1、2、…n)的计量时间过长，则在计量期间当中有时电网的反向阻抗Zsys会变化。
因此，在第三实施方式中，根据电网的变动状态考虑数据组V1k、I1k、V2k、I2k(k＝1、2、…n)的计量期间，同时以使数据组V1k、I1k、V2k、I2k(k＝1、2、…n)中的电压·电流相量具有较宽的分布宽度的方式，由推断用数据组制作部91选定推断用数据组的采样周期T1和数据数n。再有，在以上说明中，以电流的分布作为基准，选定推断用数据组V1k、I1k、V2k、I2k(k＝1、2、…n)的计量期间，但除了以电流的分布作为基准以外，还可以以电压的分布或相位的分布作为基准，来选定数据组V1k、I1k、V2k、I2k(k＝1、2、…n)的计量期间。
[作用效果]
根据如上所述的第三实施方式，具有如下的独有的作用效果。即，在数据组制作部91中的数据组制作步骤S103中，在制作数据组V1k、I1k、V2k、I2k的时候，通过使采样周期T1和数据数n可变，能高精度地推断反向阻抗Zsys。这样，能够减小计算误差，能够精度良好地求出短路容量。
(4)第四实施方式
[结构]
接着，使用图19和图20，对本发明涉及的第四实施方式进行说明。
第四实施方式与上述的第三实施方式相同，是对数据组制作部91执行的数据组制作步骤S103加以改进的实施方式。即，其特征在于，在第四实施方式中的数据组制作步骤S103中，从集中的数据组V1k、I1k、V2k、I2k(k＝1、2、…n)中检出离群值，在去掉它之后，制作成数据组V1k、I1k、V2k、I2k(k＝1、2、…n)。
数据组V1k、I1k、V2k、I2k(k＝1、2、…n)由多次计量的电压相量和电流相量构成，因此具有一定的分布。对于电流或者相位的分布也同样。在图19和图20中示出了在某一时刻计量出的1处计量地点的电压相量的大小的分布。
其中，图19中示出了电压相量的没有离群值的分布，图20中示出了电压相量的有离群值的分布。所谓离群值，是因为电网偶发的变动等而与其他量的分布明显脱离的数据。这种离群值例如可以进行斯米尔诺夫-格拉布斯(Smirnov－Grubbs)检验等统计处理来检测出来。如图20所示，在推断用的数据组V1k、I1k、V2k、I2k(k＝1、2、…n)的分布中存在与其他计量值脱离的值的情况下，在数据组制作部91中去掉离群值之后，制作数据组V1k、I1k、V2k、I2k(k＝1、2、…n)，并给予到反向阻抗推断部93中。
[作用效果]
根据如上所述的第四实施方式，由于在数据组制作部91执行的数据组制作步骤S103中，在数据组V1k、I1k、V2k、I2k(k＝1、2、…n)中预先去掉了离群值，因此，不用担心受到电网中的偶发变动所产生的影响。从而，能够提高反向阻抗Zsys的推断精度，减小计算误差。这样，就能总是求出正确的短路容量。
(5)第五实施方式
[结构]
接着，使用图21和图22，对本发明涉及的第五实施方式进行说明。
第五实施方式与上述的第四实施方式相同，是在运算处理时去除离群值的实施方式，但其特征在于，不是在进行数据组制作步骤S103时去除离群值，而是在进行短路容量计算步骤S106的时候，在短路容量Psc或者短路电流Isc中去除离群值。
在图21和图22所示的示意图中表现了每个时刻的短路容量Psc的计算结果(各图上部的(a))和一定期间的短路容量Psc的分布(各图下部的(b))。通过逐次反复进行短路容量计算部94所执行的短路容量计算步骤S106，能够看到短路容量Psc的时间变化。图21中示出了短路容量Psc的没有离群值的情况，图22中示出了短路容量Psc的有离群值的情况。
由于在短路容量计算步骤S106实施的1次的短路容量计算中获得短路容量Psc的分布，因此，计算代表值(例如分布的中值、众数值或者平均值等)并标在图上。并且，一定期间的短路容量Psc的代表值具有分布。这时，如图22(b)所示地，在短路容量计算结果的分布中存在与其他计量值脱离的离群值的情况下，去掉该离群值。再有，与上述第四实施方式相同，离群值的检测也可以通过例如进行斯米尔诺夫-格拉布斯检验等统计处理来实施。
[作用效果]
根据如上所述的第五实施方式，通过在短路容量计算部94所执行的短路容量计算步骤中去掉作为离群值的短路容量Psc，能够准确地排除电网的偶发变动或突变所产生的影响。
(6)第六实施方式
[结构]
接着，使用图23～图25，对本发明涉及的第六实施方式进行说明。图23示出第二实施方式中的结构图，图24示出第二实施方式中的处理过程的一例。图25是说明在第六实施方式中判定变动幅度的阈值的选定方法的图。
如图23所示，第六实施方式的特征点在于，在短路容量监视装置7的运算处理部9中设置有判定阈值决定部95和变动幅度判定部96。如图24所示，判定阈值决定部95决定判定阈值D105，该判定阈值D105成为用于排除推断结果的判定基准(判定阈值决定步骤S108)。判定阈值决定部95可以事先通过运算求出判定阈值D105，也可以使用设定值。
变动幅度判定部96基于判定阈值决定部95决定的判定阈值D105，判断相位校正后的数据组D102’的变动幅度是否小于判定阈值D105(变动幅度判定步骤S109)。所述相位校正后的数据组D102’的变动幅度，是在数据组制作步骤S103中制成的数据组D102通过相位校正步骤S104所变动的幅度。变动幅度判定步骤S109在相位校正步骤S104和反向阻抗推断步骤S105之间进行。
在变动幅度判定步骤S109中判断为相位校正后的数据组D102’的变动幅度小于判定阈值D105的情况下(S109的“是”)，不进行反向阻抗推断步骤S105和短路容量计算步骤S106，而前进到下个的数据组制作步骤S110。另一方面，在判断为相位校正后的数据组D102’的变动幅度为判定阈值D105以上而较大的情况下(S109的“否”)，前进到反向阻抗推断步骤S105。
使用图25，对判定阈值D105的决定方法的一例进行说明。图25(a)是在横轴上取计量地点1的电压数据组V11、…、V1n的绝对值的时间差即V11－V12、V12－V13、…、V1n-1－V1n的标准偏差，在纵轴上示出短路电流推断值的图。图25(b)是示出计量点1的电压数据组V11、…、V1n的绝对值的时间差的标准偏差的直方图的图。横轴与图25(a)相等。该图25(a)和图25(b)示出了间隔3分钟进行推断的一天的结果。由于电压是相量，因此使用绝对值计算变动幅度。作为电压变动幅度，在此使用了标准偏差。
由于电压标准偏差较小时，短路电流推断值偏离较大，因此，在电压标准偏差小于判定阈值D105的情况下，不前进到反向阻抗推断步骤S105，而是前进到下个的数据组制作步骤S110。在此，作为判定阈值D105，使用了电压标准偏差的一天平均值的二分之一。
在图25中，作为数据组D102’的变动幅度，以电压的变动幅度为例进行了说明，但也可以以电流的变动幅度为对象进行判定。并且，通过对以电压的变动幅度为对象进行判定并加以排除而得的结果和以电流的变动幅度为对象进行判定的结果进行“与(AND)”操作，还能够更准确地抑制推断结果的偏差。
[作用效果]
根据如上所述的第六实施方式，关于相位校正后的数据组D102’的变动幅度，若小于判定阈值D105，就不进行反向阻抗的推断。由此，能抑制推断结果本身的偏差。从而，能够进一步提高反向阻抗Zsys的推断精度，进一步降低计算误差。
(7)第七实施方式
[结构]
参照图26，对本发明涉及的第七实施方式进行说明。图26是示出第七实施方式的处理流程的图。
如图26所示，在第七实施方式中，在短路容量计算部94执行的短路容量计算步骤S106中，准备了特性不同的多个短路容量计算方法1～m，基于预先设定的判断基准，从多个短路容量计算方法1～m中选定一个。这时，关于计算方法的判断基准，可以设定电网结构的状态、短路容量Psc的大小、短路容量Psc的时间变化、电网的微小变动幅度等多个基准。
例如，准备有5个短路容量计算方法，将最普通的计算方法设为计算方法1。计算方法2具有对电网的微小变动耐性强的特性，计算方法3在计量地点之间存在负载的情况下有效。另外，计算方法4能应对短路容量Psc的时间变化，计算方法5具有在短路容量Psc较小的情况下有利的特性。
在这样的计算方法1～5中，将计算方法1设为默认，用于决定计算方法2～5的选定的判断基准如下。在计算方法2中是微小变动的阈值σ，计算方法3中是负载的存在，计算方法4中是短路容量Psc的时间变化的有无，计算方法5中是短路容量Psc的阈值PscX。
即，在电网微小变动小于阈值σ的情况下，或者在计量地点之间没有负载的情况下，或者短路容量Psc一定的情况下，或者短路容量Psc大于阈值PscX的情况下，在短路容量计算部94执行的短路容量计算步骤S105中采用短路容量计算方法1。
与此相对，在电网微小变动大于阈值σ的情况下，采用计算方法2。另外，在计量地点之间有负载的情况下，采用计算方法3，在短路容量Psc中有时间变化的情况下，采用计算方法4。此外，在短路容量Psc小于阈值PscX的情况下，采用计算方法5。
再有，在计算方法2～5的采用基准重叠的情况下，各计算方法的优先次序设为计算方法2、3、4、5的顺序，从而仅采用一种计算方法。例如，在电网微小变动大于阈值σ，且在计量地点之间有负载的情况下，满足了计算方法2和3的采用基准，因此采用计算方法2。
另外，在短路容量Psc中有时间变化，且短路容量Psc小于阈值PscX的情况下，满足了计算方法4和5的采用基准，因此采用计算方法4。再有，也可以不是只采用一个计算方法，而是采用计算方法1～5中的多个计算方法来求出多个短路容量Psc，最终再选择一个短路容量Psc。
[作用效果]
根据如上所述的第七实施方式，除了上述实施方式所具有的作用效果之外，通过采用与电网状态相对应的最优的计算方法，还能够发挥高精度地求出短路容量的这种独有的作用效果。
(8)第八实施方式
[结构]
参照图27，对本发明涉及的第八实施方式进行说明。图27是第八实施方式的结构图。如图27所示，在第八实施方式中的短路容量监视系统中，其特征在于，在短路容量监视装置7中具备通信控制部11，经由传送路径12，从同步计量终端5在线收集电压·电流相量。
[作用效果]
根据具有如上所述结构的第八实施方式，能够使用在线计量的电压·电流相量来逐次进行短路容量的推断运算。因此，能常时地连续地监视短路容量，能够有助于电力系统的可靠性的提高。
(9)其他实施方式
再有，本发明不限定于以上的实施方式，可以适当地变更同步计量终端的设置数量或短路容量监视装置的结构等。例如，在第一实施方式中，推断用数据组D102的推断采样间隔T1与计量间隔Δt相等，但也可以使推断采样间隔T1与计量间隔Δt不相等，也可以如图21所示地设定为推断采样间隔T1>计量间隔T0。这样做也能按照每个推断采样周期T1制作成数据数n的数据组D102。
附图标记的说明
1…电力系统
2…发电机
3…输电线
4…负载
5…同步计量终端
6…同步信号用卫星
7…短路容量监视装置
8…数据收集·存储部
9…运算处理部
91…数据组制作部
92…相位校正部
93…反向阻抗推断部
94…短路容量计算部
95…判定阈值决定部
96…变动幅度判定部
10…显示/输入输出部
11…通信控制部
12…传送路径

Claims (7)

1.一种电力系统的短路容量监视方法，监视电力系统的短路容量，其特征在于，包括：
数据计量步骤，在电力系统中的经由输电线的至少2个计量地点即第一计量地点和第二计量地点上，针对各计量地点的电压和电流的相量，以及在电力系统中的经由输电线与所述计量地点相连接的相位校正用计量地点上，针对电压的相量，在按照计量周期的多个时刻分别进行同步计量；
数据收集步骤，收集在所述数据计量步骤中计量出的计量数据；
数据组制作步骤，基于在所述数据收集步骤中收集到的计量数据，针对所述第一计量地点、所述第二计量地点以及所述相位校正用计量地点的每一个，制作具有按照所述计量周期的所述多个时刻的多个数据的数据组；
相位校正步骤，通过消除系统频率变化的处理和保持多个时刻的相位一致性的处理，进行所述数据组的相位校正；
反向阻抗推断步骤，使用在所述相位校正步骤中进行了相位校正后的所述数据组，推断从短路地点观察电源侧时的反向阻抗；以及
短路容量计算步骤，根据在所述反向阻抗推断步骤中推断的所述反向阻抗，计算短路容量，
在所述相位校正步骤的所述消除系统频率变化的处理中，从所述数据组的各时刻的、所述第一计量地点的电压相位中减去所述相位校正用计量地点的电压相位，从所述数据组的各时刻的、所述第二计量地点的电压相位中减去所述相位校正用计量地点的电压相位，
在所述相位校正步骤的所述保持多个时刻的相位一致性的处理中，将所述数据组的所述第一计量地点以及所述第二计量地点的某个任意计量地点上的任意时刻的电压相位规定为基准相位，从所述第一计量地点的电压相位中减去所述基准相位，从所述第二计量地点的电压相位中减去所述基准相位。
2.根据权利要求1所述的电力系统的短路容量监视方法，其特征在于，在所述数据组制作步骤中，根据电网的变动状态，使采样周期和所述数据组中包含的数据的数量可变。
3.根据权利要求1所述的电力系统的短路容量监视方法，其特征在于，在所述数据组制作步骤中，在所述数据组中去掉离群值。
4.根据权利要求1所述的电力系统的短路容量监视方法，其特征在于，在所述短路容量计算步骤中，在计算出的短路容量或者短路电流中去掉离群值。
5.根据权利要求1所述的电力系统的短路容量监视方法，其特征在于，包括：
判定阈值决定步骤，决定判定阈值，该判定阈值成为用于排除推断结果的判定基准；以及
变动幅度判定步骤，判断通过所述相位校正步骤的校正而产生的所述数据组的变动幅度是否小于所述阈值，
在所述变动幅度判定步骤中判断为所述数据组的变动幅度小于所述阈值的情况下，不进行所述反向阻抗推断步骤和所述短路容量计算步骤，而前进到下个数据组制作步骤，在判断为所述数据组的变动幅度大于所述阈值的情况下，前进到所述反向阻抗推断步骤。
6.根据权利要求1～5中的任一项所述的电力系统的短路容量监视方法，其特征在于，
包括通信步骤，在所述通信步骤中，在线收集在所述短路容量计量步骤中收集到的电压和电流的相量，
在所述短路容量计算步骤中逐次地计算短路容量或者短路电流。
7.一种电力系统的短路容量监视系统，监视电力系统的短路容量，其特征在于，设置有：
数据计量单元，在电力系统中的经由输电线的至少2个计量地点即第一计量地点和第二计量地点上，针对各计量地点的电压和电流的相量，以及在电力系统中的经由输电线与所述计量地点相连接的相位校正用计量地点上，针对电压的相量，在按照计量周期的多个时刻分别进行同步计量；
数据收集单元，收集由所述数据计量单元计量出的计量数据；
数据组制作单元，基于由所述数据收集单元收集到的计量数据，针对所述第一计量地点、所述第二计量地点以及所述相位校正用计量地点的每一个，制作具有按照所述计量周期的所述多个时刻的多个数据的数据组；
相位校正单元，通过消除系统频率变化的处理和保持多个时刻的相位一致性的处理，进行所述数据组的相位校正；
反向阻抗推断单元，使用由所述相位校正单元进行了相位校正后的所述数据组，推断从短路地点观察电源侧时的反向阻抗；以及
短路容量计算单元，根据由所述反向阻抗推断单元推断的所述反向阻抗，计算短路容量，
所述相位校正单元在所述消除系统频率变化的处理中，从所述数据组的各时刻的、所述第一计量地点的电压相位中减去所述相位校正用计量地点的电压相位，从所述数据组的各时刻的、所述第二计量地点的电压相位中减去所述相位校正用计量地点的电压相位，
所述相位校正单元在所述保持多个时刻的相位一致性的处理中，将所述数据组的所述第一计量地点以及所述第二计量地点的某个任意计量地点上的任意时刻的电压相位规定为基准相位，从所述第一计量地点的电压相位中减去所述基准相位，从所述第二计量地点的电压相位中减去所述基准相位。
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