JP2003235180A - 電力伝送ネットワークの状態の推定 - Google Patents

電力伝送ネットワークの状態の推定

Info

Publication number
JP2003235180A
JP2003235180A JP2002369924A JP2002369924A JP2003235180A JP 2003235180 A JP2003235180 A JP 2003235180A JP 2002369924 A JP2002369924 A JP 2002369924A JP 2002369924 A JP2002369924 A JP 2002369924A JP 2003235180 A JP2003235180 A JP 2003235180A
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
phasor
network
state
estimated
voltage
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
JP2002369924A
Other languages
English (en)
Inventor
Marek Zima
ジマ マレック
Christian Rehtanz
レータンツ クリスティアン
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
ABB RES Ltd
ABB Research Ltd Sweden
Original Assignee
ABB RES Ltd
ABB Research Ltd Sweden
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by ABB RES Ltd, ABB Research Ltd Sweden filed Critical ABB RES Ltd
Publication of JP2003235180A publication Critical patent/JP2003235180A/ja
Pending legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
    • H02H7/00—Emergency protective circuit arrangements specially adapted for specific types of electric machines or apparatus or for sectionalised protection of cable or line systems, and effecting automatic switching in the event of an undesired change from normal working conditions
    • H02H7/22—Emergency protective circuit arrangements specially adapted for specific types of electric machines or apparatus or for sectionalised protection of cable or line systems, and effecting automatic switching in the event of an undesired change from normal working conditions for distribution gear, e.g. bus-bar systems; for switching devices
    • 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
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
    • H02H3/00—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection
    • H02H3/40—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection responsive to ratio of voltage and current
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
    • H02H6/00—Emergency protective circuit arrangements responsive to undesired changes from normal non-electric working conditions using simulators of the apparatus being protected, e.g. using thermal images
    • H02H6/005—Emergency protective circuit arrangements responsive to undesired changes from normal non-electric working conditions using simulators of the apparatus being protected, e.g. using thermal images using digital thermal images
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E40/00—Technologies for an efficient electrical power generation, transmission or distribution
    • Y02E40/70—Smart grids as climate change mitigation technology in the energy generation sector
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
    • Y04S10/22—Flexible AC transmission systems [FACTS] or power factor or reactive power compensating or correcting units

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Remote Monitoring And Control Of Power-Distribution Networks (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
  • Measurement Of Current Or Voltage (AREA)
  • Air Bags (AREA)
  • Two-Way Televisions, Distribution Of Moving Picture Or The Like (AREA)
  • Control Of Electric Motors In General (AREA)

Abstract

(57)【要約】 【課題】 少ない測定値を使用して電力伝送ネットワー
クの状態を推定するための方法、コンピュータプログラ
ム及びシステムを作り出す。 【解決手段】 電力伝送ネットワークの状態を推定する
ための方法、コンピュータプログラム及びシステムにお
いて、ネットワーク中の第１セットの位置（１１，１
２）に配置されたフェーザー測定装置（１）によりタイ
ムスタンプのフェーザー測定がなされ、第２セットの位
置で複数の電圧及び又は電流のフェーザーが推定され、
第１セットの位置（１１，１２）及び第２セットの位置
はお互いから離れており、フェーザー測定装置から遠く
離れたネットワークエレメント（Ｌ４，Ｌ５，１３）の
状態はフェーザー測定値及び推定されたフェーザーから
推論される。

Description

【発明の詳細な説明】
【０００１】
【発明の属する技術分野】本発明は、大規模な電力伝送
ネットワークに関し、より詳細には、それぞれ請求項
１，８及び９の前文による電力伝送ネットワークの状態
を推定するための方法、コンピュータプログラム及びシ
ステムに関する。
【０００２】
【発明の背景】電力伝送及び配電システム又はネットワ
ークは、地理的に分離された領域を接続するための高電
圧連結線路、及び電圧を変換すると共に線路間の接続を
切換えるための変電所を備えている。幾つかの変電所を
有するネットワークでの電力の発生及び負荷の流れはエ
ネルギ管理システムにより制御されている。ネットワー
クの管理のため、ネットワークの状態、特に負荷の流れ
及び安定性マージンを決定することが望ましい。ネット
ワークに流れる電圧、電流、有効電力及び無効電力の平
均自乗平均値の平方根の測定値、及び又は電圧と電流の
フェーザーの測定値はネットワークの各種場所で作ら
れ、変電所自動化（ＳＡ）システム及びシステム制御及
びデータ取得（ＳＣＡＤＡ）システムにより収集され
る。ＳＡ及びＳＣＡＤＡシステムは、開閉器、補償装置
及び可変変圧器のようなネットワークエレメントの状態
についての情報をさらに供給する。開閉器（すなわち、
回路遮断器、ディスコネクタ等）の状態は、ネットワー
クのトポロジー、すなわち、線路及び装置がどのように
接続され、どの線路、電力発生器及びコンスーマー（co
nsumer）が接続を切られているかを推論させる。さら
に、電圧と電流のフェーザーの測定値が作られると共に
収集される。ネットワーク中の上述したすべての測定値
はエネルギ管理システムで収集され、ネットワークの状
態のスナップショットを供給する。スナップショット
は、例えば、1996年2月の電力システムについてのＩＥ
ＥＥ会報のVol.PWRS-1,No.1のPhadkeらによる「フェー
ザー測定値による状態の推定（State estimation with
phasor measurements）」で説明されているように、ネ
ットワークの状態を計算させる。すべての正のシーケン
スバス電圧及び幾つかの正のシーケンス電流が測定さ
れ、ネットワークトポロジーは公知であると仮定され、
公知でない電圧、位相角度及び電力の流れが計算され
る。
【０００３】
【発明が解決しようとする課題】少ない測定値を使用し
て最初に述べたタイプの電力伝送ネットワークの状態を
推定するための方法、コンピュータプログラム及びシス
テムを作り出すことが本発明の目的である。
【０００４】これらの目的は、それぞれ請求項１，８及
び９による電力伝送ネットワークの状態を推定するため
の方法、コンピュータプログラム及びシステムにより達
成される。
【０００５】
【課題を解決するための手段】電力伝送ネットワークの
状態を推定するための本発明の方法、コンピュータプロ
グラム及びシステムでは、タイムスタンプのフェーザー
測定値はネットワーク中の第１セットの位置に配置され
たフェーザー測定装置によりなされ、第２セットの位置
で複数の電圧及び又は電流のフェーザーが推定され、第
１セットの位置及び第２セットの位置はお互いから離れ
ており、フェーザー測定装置から遠く離れたネットワー
クエレメントの状態はフェーザー測定値及び推定された
フェーザーから推論される。
【０００６】これは、開閉器、補償及びＦＡＣＴＳ装置
及びＳＣＡＤＡ又は変電所自動システムによる可変変圧
器のような、ネットワークエレメントの状態情報を収集
する必要なく、ネットワーク状態を推定することができ
る。
【０００７】さらなる利点は、フェーザー測定値が高分
割の時間情報を組込むという事実により与えられる。そ
のため、伝統的なＳＣＡＤＡシステムは、例えば、開閉
器の状態についてタイプスタンプされた情報を供給しな
いので、状態の推定のため非常によりよい時間の分割を
得ることもできる。このよりよい時間の分割はネットワ
ークの迅速且つ良好な品質コントロールを可能にする。
【０００８】本発明の好適な変形では、ネットワークエ
レメントは、伝送線路、開閉器、小負荷タップ変更変圧
器、補償装置又はＦＡＣＴＳ装置であり、状態情報は、
ネットワークエレメントがネットワークに電気的に接続
されているか又は接続を切られているかを説明し、ま
た、変圧器のタッピング位置又はＦＡＣＴＳのインピー
ダンス値のようなエレメント特有のパラメータをも任意
に説明する。遮断器又はディスコネクタのような開閉器
のため、状態情報はスイッチが開放しているか又は閉鎖
しているかを説明する。
【０００９】本発明のさらなる好適な変形では、推定さ
れる状態は電流と負荷の流れを含み、任意にネットワー
クの安定性の特性を示す指標を含んでいる。これは、本
発明がフェーザー測定値自体から、どのネットワークエ
レメントが接続されるか、すなわちネットワークトポロ
ジーを決定することができるから、可能である。そのた
め、本発明は、現存するＳＣＡＤＡシステムと完全に独
立して、そしてそれと重複して作動することができる。
【００１０】本発明による電力伝送ネットワークの状態
を推定するためのシステムは、第２セットの位置で複数
の推定電圧及び又は電流のフェーザーを計算するように
構成されたデータ処理装置であって、第１セットの位置
（１１，１２）と第２セットの位置はお互いに離れてお
り、フェーザー測定装置から遠く離れたネットワークエ
レメント（Ｌ４，Ｌ５，１３）の状態をフェーザー測定
値及び推定フェーザーから形成するように構成されたデ
ータ処理装置を備えている。
【００１１】本発明による電力伝送ネットワークの状態
を推定するためのコンピュータプログラムはデジタルコ
ンピュータの内部メモリにロード可能であり、前記コン
ピュータプログラムコード手段がコンピュータにロード
された時に作動するコンピュータプログラムコード手段
を備え、コンピュータは本発明による方法を実行する。
本発明の好適な実施例では、コンピュータプログラム製
品はコンピュータで読取り可能な媒体を備え、そこに記
録されたコンピュータプログラムコードを有している。
【００１２】さらなる好適な実施例は独立した特許請求
項から明らかである。
【００１３】
【発明の実施の形態】本発明の主題は添付図面に示され
た好適な実施例を参照して以下の本文においてより詳細
に説明される。
【００１４】図面に使用される参照符号及びそれらの意
味は参照符号のリストに概略形式で列挙されている。原
則として、図面において同一部分は同一参照符号で示さ
れている。
【００１５】図１は、バスバーのようなノードｎ１...
ｎ５と、伝送線路Ｌ１...Ｌ６とを備えた高又は中電圧
電力システム又はネットワークの一部分を概略的に示し
ている。複数のノードｎ１，ｎ２は第１変電所１１に配
置され、別のノードｎ５は第２変電所１２に配置されて
いる。補償エレメント１３は第４ノードｎ４に接続され
ている。第１及び第２変電所１１，１２では、フェーザ
ー測定装置（ＰＭＵ）１は、各変電所１１，１２を出る
線路Ｌ１，Ｌ２，Ｌ３，Ｌ６で電圧及び又は電流のフェ
ーザーを測定するように構成されている。第３ノードｎ
３及び第４ノードｎ４はＰＭＵに装備されていない。第
３ノードｎ３及び第４ノードｎ４はお互いからと第１変
電所１１及び第２変電所１２から遠く又は地理的に離れ
て配置されている。それらはそれらを接続する線路Ｌ
１...Ｌ６の長さ、典型的には１キロメートルと数十又
は数百キロメートルの間の距離で分割されている。線路
はノードと交わり、開閉器装置は、図示されていない
が、線路と電気的接続されないように形成されている。
【００１６】フェーザーデータは、例えば、変電所ベイ
レベルの送電線路又は伝送線路に沿った分岐点にあるフ
ェーザー測定装置により決定される。電圧のフェーザー
は、例えば、送電線路又は線路の電圧を示し、電流のフ
ェーザーは送電線路又は線路を流れる電流を示す。
【００１７】フェーザーデータはフェーザーを示し、極
数、量の実数の大きさ又はＲＭＳ値のいずれかに対応す
る絶対値、及びゼロ時の位相角に対する位相偏角であっ
てもよい。代わりに、フェーザーは実数及び虚数部分を
有する複素数であってもよく、フェーザーは直交又は指
数表記を使用してもよい。対照により、電力ネットワー
クで使用される伝統的な検知装置は、一般的に、電圧、
電流等のＲＭＳ値のような、スカラー、平均表示だけを
測定する。
【００１８】フェーザーデータは、地理的大領域、すな
わち、数十から数百キロメートルに渡って配置されたフ
ェーザー測定装置から収集される。これらの異なる源か
らのフェーザーデータは結合して分析されるので、それ
らは共通の位相基準を適用しなければならない。そのた
め、異なる位相測定装置は所定の精度内に同期するロー
カルクロックを有していなければならない。好ましく
は、フェーザー測定装置のそのような同期は公知な時間
分配システム、例えば、衛星航法（ＧＰＳ）システムに
より達成される。典型的な手段では、フェーザーデータ
９は、少なくとも２００又は１００ミリ秒毎、又は好ま
しくは４０ミリ秒毎に、好ましくは１ミリ秒以下の時間
分割で、決定される。本発明の好適な実施例では、時間
分割は１０マイクロ秒以下であり、それは０．２度の位
相エラーに一致する。各測定値は同期したローカルクロ
ックから得られたタイムスタンプと関連している。その
ため、位相データはタイムスタンプデータを備えてい
る。
【００１９】本発明によると、第４の線路Ｌ４及び第５
の線路Ｌ５の状態、すなわち、第３ノードｎ３又は第４
ノードｎ４での開閉器の状態についての測定値又はＳＣ
ＡＤＡデータなしで、そして、第３又は第４ノードｎ
３，ｎ４で作られたフェーザー測定値なしで、前記線路
が接続されているか又は接続を切られているかどうかを
決定することができる。「状態」という用語は、通常、
ネットワークエレメントと関連する制御装置及びアクチ
ュエータにより設定される「接続／非接続」、「開放／
閉鎖」、「タップ比の値」のようなネットワークエレメ
ントの特性を示すために使用される。
【００２０】「状態」という用語は、例えば、ネットワ
ーク中の電流及び電力の流れと同様のネットワークの
「状態」と、不安定性への接近の両方を含んでいる。そ
の状態は、ネットワーク及びネットワークトポロジーの
電気パラメータの結果であり、それはネットワークエレ
メントの状態により決定される。
【００２１】図２は、伝送線路又は線分のための標準の
π−等価回路を示している。Ｖ１は第１ノードｎ１での
電圧のフェーザーであり、ｌ１１は第１ノードｎ１から
第１の線路Ｌ１に流れる電流のフェーザーである。Ｖ１
とｌ１１の両方は第１ノードｎ１で配置されたＰＭＵ１
により測定される。第１の線路Ｌ１は線路アドミタンス
Ｙ１及び分路アドミタンスＹ１１及びＹ３１により示さ
れ、Ｙ１１＝Ｙ３１である。慣例により、電流のため、
第１の指標は電流が流れるノードを示し、第２の指標は
それが流れる線路を示している。分路アドミタンスのた
め、第１の指標は分路がある線路の側のノードを示し、
第２の指標は線路を示している。
【００２２】Ｖ３は第３ノードｎ３での公知でない電圧
のフェーザーである。Ｖ３は、
【数１】 として計算される。同様の方法で、図１に示された電力
システムを参照すると、第４ノードｎ４での電圧Ｖ４
は、第５ノードｎ５で測定された電圧及び電流のフェー
ザーＶ５，Ｉ５６から、
【数２】 として計算される。
【００２３】第１、第２及び第３線路Ｌ１，Ｌ２，Ｌ３
を通って第３ノードｎ３に流れる電流はＶ３及び測定値
から計算される。例えば、 Ｉ３１＝（Ｙ１＋Ｙ３１）Ｖ３−Ｙ１Ｖ１ となる。そのため、第３ノードｎ３から第４ノードｎ４
への合計電流は、 Ｉ3to4＝−（Ｉ３１＋Ｉ３２＋Ｉ３３） となる。この電流がゼロの場合、第４と第５線路Ｌ４，
Ｌ５の両方の状態は、「非接続」である。それがゼロで
ない場合には、前記線路Ｌ４，Ｌ５のどれが非接続であ
るのかを決定する必要がある。第４線路Ｌ４だけが接続
され、第５線路Ｌ５が使用されていないとすると、第３
ノードｎ３から第４線路Ｌ４に流れる電流は、 Ｉ３４＝（Ｙ４＋Ｙ３４）Ｖ３−Ｙ４Ｖ４ として計算され、それはＩ3to4に等しいはずである。そ
れが等しい場合、仮定は有効となる。それが等しくない
場合、「第５線路Ｌ５だけが接続されている」という反
対の仮定がなされ、チェックされる。この仮定も無効の
場合には、両方の線路Ｌ４，Ｌ５は接続される。
【００２４】第４線路Ｌ４及び第５線路Ｌ５のアドミタ
ンスが等しいというありそうもない場合には、これらの
線路Ｌ４，Ｌ５のいずれも接続されていないか、それら
の１つ又は両方が接続されているかどうかを決定するこ
とができるだけである。２つのうちのどれが接続されて
いないかを決定することはできない。しかし、これは、
まさに、２つの線路Ｌ４，Ｌ５のどれが接続を切られて
いるかにかかわらず線路アドミタンスは等しいので、こ
のトポロジー情報を使用する負荷の流れの計算にとって
適切ではない。
【００２５】直接には観察されない、すなわち、それが
ＰＭＵに装備されていないという、補償エレメントの状
態を決定するため、上記したように電圧を決定すると共
に線路状態を検知するための手順が実行される。その
後、第４ノードｎ４に流れるすべての電流は、ネットワ
ークトポロジーにより、計算される。例えば、第４及び
第５線路Ｌ４，Ｌ５の両方が接続された場合、 Ｉ４５＝（Ｙ５＋Ｙ４５）Ｖ４−Ｙ５Ｖ５ から、線路Ｌ４，Ｌ５及びＬ６を通って第４ノードｎ４
に流れる電流の合計は、 Ｉ4in＝−（Ｉ４５＋Ｉ４４＋Ｉ４６） となる。Ｉ4inがゼロの場合、補償エレメント１３は接
続を切られている。Ｉ4inがゼロでない場合には、補償
エレメント１３は使用中である。
【００２６】ＦＡＣＴＳ（フレキシブルＡＣ伝送）装置
にとって、装置の内部動作についての知識で、状態情報
は装置で電流及び電圧のフェーザーから決定されてもよ
い。内部動作にかかわらず、ＦＡＣＴＳ装置が接続され
ているかどうかは補償エレメント１３のため上記したの
と同じ方法で推論される。
【００２７】図３は、ノードｎ６，ｎ７として動作する
バスバー、第６ノードｎ６に接続される変圧器３１、第
６ノードｎ６から第７ノードｎ７に接続するバスバーコ
ネクタ３２、及び線路Ｌ７，Ｌ８及び負荷３３を有する
第３電気変電所１３を示し、それぞれの線路及び負荷は
ノードｎ６，ｎ７の１つに接続されると共に関連のＰＭ
Ｕ１に接続されている。バスバーコネクタ３２は第３変
電所１３に配置されているが、ＰＭＵ１又は電流変換器
の直接の観察ができない。そのため、バスバーコネクタ
３２の状態は、第６ノードｎ６又は第７ノードｎ７のい
ずれかでのフェーザー測定値を使用して、電流天秤から
推論される。例えば、 Ｉinto6＝−（Ｉtransformer＋Ｉ６７） がゼロの場合、バスバーコネクタ３２は開放される。そ
うでなければ、それは閉鎖される。自動タップ変更のな
い変圧器は、すなわち、対称のπ−等価回路により、静
電線路エレメントのように作られ、オン・オフ状態のみ
を有している。
【００２８】図４は、電圧のフェーザーＶ１及びＶ２を
有するノードと電圧Ｖ２を有するノードから変圧器に流
れる電流のフェーザー１２との間に配置された小負荷タ
ップ変更（ＵＬＴＣ）変圧器のための等価回路を示して
いる。回路のアドミタンスはタップ比ｔによる。ＵＬＴ
Ｃ変圧器は公称の電圧比の周りの一定の限界値内に変圧
器の電圧比を調整する制御装置を装備されている。制御
装置は、この場合のＶ２において、変圧器の一方側で、
所定の公称値Ｖ２ｎｏｍの周りのデッドバンド内に規定
電圧を作動させようとする。この調整はタップ比ｔによ
り示されている。ｔ＝１のため、変圧器は公称電圧比に
設定される。通常、タップと電圧比は公称値の周りを５
％又は１０％変化可能である。パワーネットワークの電
流及び負荷の流れを決定するためには、タップ比ｔが知
られていなければならない。本発明によれば、ローカル
ＵＬＴＣ変圧器の制御装置から情報を得ることは必要で
はない。代わりに、タップ比はフェーザー情報から導き
出される。フェーザー情報はＵＬＴＣ変圧器に近接して
配置された１つのＰＭＵか又はそれより多いＰＭＵのい
ずれかにより決定され、或いは、上述したように遠くに
配置されたＰＭＵから推論される。同様に、いったいＵ
ＬＴＣ変圧器が接続されているかどうかが決定される。
知られていなければならないＵＬＴＣ変圧器のパラメー
タは、その公称アドミタンスＹ、増加タップ比、最小及
び最大タップ比ｔ及び公称規制値周りのデッドバンド領
域である。
【００２９】規制電圧の実際又は現在値Ｖ２ｎｏｍが知
られているか又は知られていないかのいずれかの２つの
場合が可能である。
【００３０】第１の場合では、タップ比ｔは規制電圧Ｖ
２それ自体から決定される。複素変数の絶対値を｜...
｜と表示すると、 ｜Ｖ２｜＜０．９｜Ｖ２ｎｏｍ｜の場合、ｔ＝０．９ ｜Ｖ２｜＞１．１｜Ｖ２ｎｏｍ｜の場合、ｔ＝１．１ ０．９８＜｜Ｖ２｜／｜Ｖ２ｎｏｍ｜＜１．０５の場
合、ｔ＝１ であり、０．９８及びＰＭＵ１．０５はデッドバンドの
限界であり、すべての場合において、タップ比ｔは増加
タップ比に従って最も近い可能値になる。
【００３１】等価回路のアドミタンスはそれらの公称値
及びタップ比ｔから、 ＹULTC＝ｔＹ Ｙ1ULTC＝ｔ（ｔ−１）Ｙ Ｙ2ULTC＝（１−ｔ）Ｙ として計算される。
【００３２】第２の場合では、規制電圧の公称値Ｖ２ｎ
ｏｍが知られていない時、ＵＬＴＣ変圧器の両側の電圧
のフェーザーＶ１，Ｖ２、及び規制電圧Ｖ２の側の電流
のフェーザーＩ２は知られていなければならない。タッ
プ比ｔは、
【数３】 として計算される。
【００３３】所定のネットワークのトポロジーでは、Ｐ
ＭＵの配置と、電圧を計算すると共にネットワークエレ
メント状態の状態を推論するための作動の正確なシーケ
ンスは、例えば、手動及び本発明によるシステムの工学
段階のコンピュータ支援により決定される。おそらく、
他の目的のために要求される１セットのＰＭＵが与えら
れる。それらの測定値で始めて、ＰＭＵに装備されない
ノード及び線路での多くの電圧及び電流のフェーザーと
して決定するための等式は生成される。これはすべての
可能なトポロジーのため、すなわち、接続されているか
又は接続されていないかのいずれかのすべてのネットワ
ークエレメントのため、なされる。一定の場合、現存す
るフェーザーの測定が十分でない場合、情報が必要な位
置又は前記位置に接続されるノードのいずれかにさらな
るＰＭＵ１が導入される。
【００３４】本発明の好適な実施例では、ＰＭＵの配置
は２つの段階で最小にされ、第１段階では、そのような
変電所において、計器用変成器に装備された各ノードが
付随のＰＭＵを有していると仮定して、ＰＭＵに装備さ
れた変電所の最小数が決定される。第２段階では、各変
電所のためＰＭＵの最小数が決定される。
【００３５】図５は本発明によるシステムの構造を概略
的に示している。複数のＰＭＵのそれぞれは電流及び電
圧のフェーザー情報をネットワークエレメントの状態検
知器２に送る。ネットワークエレメントの状態検知器２
は、上記したように、ネットワークエレメントの状態を
決定するように構成されたデータ処理装置である。それ
は、線路及び分路アドミタンス、タップ比増分、限界及
びデッドバンド値、規制電圧等のような、ネットワーク
エレメントのパラメータ３を追加の入力として受取るよ
うに構成されている。本発明の好適な実施例では、ネッ
トワークエレメントの状態検知器２はフェーザー情報と
共にネットワークエレメントの状態を状態及びフェーザ
ー情報４として状態計算／推定データ処理装置５に送
る。この状態４は、例えば、負荷の流れの分析をするこ
とにより、ネットワークの状態を推定するため状態計算
／推定装置５により使用され、トポロジー情報は追加の
測定値を必要とすることなくネットワークエレメントの
状態により与えられる。
【図面の簡単な説明】
【図１】電力システムの一部分を概略的に示している。
【図２】伝送線路のための等価回路を示している。
【図３】電気変電所を概略的に示している。
【図４】タップ変更変圧器のための等価回路を示してい
る。
【図５】本発明によるシステムの構造を概略的に示して
いる。
【符号の説明】
１ フェーザー測定装置（ＰＭＵ） ２ ネットワークエレメントの状態検
知器 ３ ネットワークエレメントのパラメ
ータ ４ 状態及びフェーザー情報 ５ 状態計算／推定装置 １１ 第１変電所 １２ 第２変電所 １３ 補償エレメント １３ 第３変電所 ３１ 変圧器 ３２ バスバーコネクタ ３３ 負荷 ｎ１，ｎ２，...ｎ７ 第１ノード，第２ノード，...第
７ノード Ｌ１，Ｌ２，...Ｌ８ 第１線路，第２線路，...第８線
路 Ｉ.. 電流のフェーザー Ｖ.. 電圧のフェーザー Ｙ.. 複素アドミタンス ｔ タップ比
───────────────────────────────────────────────────── フロントページの続き (72)発明者 クリスティアン レータンツ スイス ツェーハー−5405 バーデン−デ ットヴィル デットヴィラーシュトラーセ ６ Ｆターム(参考） 5G064 AC08 AC09 AC10 AC11 CB06 CB07 CB08 DA03

Claims (10)

    【特許請求の範囲】
  1. 【請求項１】 タイムスタンプのフェーザー測定値がネ
    ットワーク中の第１セットの位置（１１，１２）に配置
    されたフェーザー測定装置（１）により作られる、電力
    伝送ネットワークの状態を推定するための方法であっ
    て、 第２セットの位置での複数の電圧及び又は電流のフェー
    ザーが推定され、前記第１セットの位置（１１，１２）
    及び第２セットの位置がお互いに離れていること、及び
    前記フェーザー測定装置（１）から離れて配置されたネ
    ットワークエレメント（Ｌ４，Ｌ５，１３）の状態がフ
    ェーザー測定値及び推定フェーザーから推論されるこ
    と、を特徴とする方法。
  2. 【請求項２】 フェーザー測定装置（１）を装備されて
    いない変電所での電圧及び又は電流が推定される請求項
    １に記載の方法。
  3. 【請求項３】 前記ネットワークの負荷及び電流の流れ
    を含むネットワークの状態は、測定及び推定された電圧
    及び電流から、及びネットワークの推定トポロジーから
    推定される前記請求項のいずれか１の請求項に記載の方
    法。
  4. 【請求項４】 前記ネットワークエレメントは開閉器を
    備え、ネットワークエレメントの状態はスイッチが開放
    又は閉鎖しているかどうかについての情報を含んでいる
    前記請求項のいずれか１の請求項に記載の方法。
  5. 【請求項５】 前記ネットワークエレメントは伝送線路
    （Ｌ１...Ｌ８）を備え、ネットワークエレメントの状
    態は伝送線路が接続を切られているか使用中かどうかに
    ついての情報を含んでいる前記請求項のいずれか１の請
    求項に記載の方法。
  6. 【請求項６】 前記ネットワークエレメントは小負荷タ
    ップ変更変圧器を備え、ネットワークエレメントの状態
    は前記変圧器のタップ比の情報を含んでいる前記請求項
    のいずれか１の請求項に記載の方法。
  7. 【請求項７】 前記ネットワークエレメントは少なくと
    も１つの補償装置（１３）又はＦＡＣＴＳ装置を備え、
    ネットワークエレメントの状態は前記装置が前記ネット
    ワークに電気的に接続されているか又は接続されていな
    いかについての情報を含んでいる前記請求項のいずれか
    １の請求項に記載の方法。
  8. 【請求項８】 プログラムがコンピュータにロードされ
    た時に作動するコンピュータプログラムコード手段を備
    え、前記コンピュータがネットワーク中の第１セットの
    位置（１１,１２）に配置されたフェーザー測定装置
    （１）から発生するタイムスタンプのフェーザー測定値
    を処理するための手順を実行する、デジタルコンピュー
    タの内部メモリにロード可能な電力伝送ネットワークの
    状態を推定するためのコンピュータプログラムであっ
    て、 前記プログラムが、第１セットの位置（１１，１２）か
    ら離れた第２セットの位置で複数の推定電圧及び又は電
    流のフェーザーを計算すると共に、フェーザー測定装置
    から遠く離れているネットワークエレメント（Ｌ４，Ｌ
    ５，１３）の状態をフェーザー測定値及び推定フェーザ
    ーから計算するように構成されていることを特徴とする
    コンピュータプログラム。
  9. 【請求項９】 ネットワーク中の第１セットの位置（１
    １，１２）に配置されたフェーザー測定装置（１）から
    発生したタイムスタンプのフェーザー測定値から電力伝
    送ネットワークの状態を推定するためのシステムであっ
    て、 前記システムは、第１セットの位置（１１，１２）から
    離れている第２セットの位置で複数の推定電圧及び又は
    電流のフェーザーを計算すると共に、フェーザー測定装
    置から遠く離れたネットワークエレメント（Ｌ４，Ｌ
    ５，１３）の状態をフェーザー測定値及び推定フェーザ
    ーから計算するように構成されたデータ処理装置を備え
    ていることを特徴とするシステム。
  10. 【請求項１０】 前記データ処理装置はフェーザー測定
    装置（１）に装備されていない変電所で電圧及び又は電
    流を推定するように構成されている請求項９に記載のシ
    ステム。
JP2002369924A 2001-12-21 2002-12-20 電力伝送ネットワークの状態の推定 Pending JP2003235180A (ja)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP01811253.2 2001-12-21
EP01811253A EP1324455B1 (en) 2001-12-21 2001-12-21 Electric power transmission network state estimation

Publications (1)

Publication Number Publication Date
JP2003235180A true JP2003235180A (ja) 2003-08-22

Family

ID=8184331

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2002369924A Pending JP2003235180A (ja) 2001-12-21 2002-12-20 電力伝送ネットワークの状態の推定

Country Status (8)

Country Link
US (1) US7069159B2 (ja)
EP (1) EP1324455B1 (ja)
JP (1) JP2003235180A (ja)
CN (1) CN100431232C (ja)
AT (1) ATE289456T1 (ja)
BR (1) BR0204997A (ja)
DE (1) DE60108966D1 (ja)
NO (1) NO20025984L (ja)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2012515521A (ja) * 2009-01-14 2012-07-05 アクセンチュア グローバル サービスィズ リミテッド メーターデータを使用した配電システム解析
JP2013506389A (ja) * 2009-09-25 2013-02-21 ベイジン・スファン・オートメーション・カンパニー・リミテッド 状態マトリックスに依存せずにｐｍｕ無しの低可観測性測定点のダイナミクスをリアルタイムで推定する方法
JP2013208051A (ja) * 2012-03-27 2013-10-07 Mitsubishi Electric Corp 電力系統のバスの状態を求める方法及びシステム
JP2015077034A (ja) * 2013-10-11 2015-04-20 三菱電機株式会社 電力系統の状態推定装置

Families Citing this family (41)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP1416603B1 (en) 2002-11-01 2015-01-21 ABB Research Ltd. Protection of an electric power transmission network
US20040153303A1 (en) * 2002-12-30 2004-08-05 Le Tang Efficient process for time dependent network model in an energy market simulation system
WO2005015366A2 (en) 2003-08-08 2005-02-17 Electric Power Group, Llc Real-time performance monitoring and management system
EP1852952A1 (en) * 2005-02-22 2007-11-07 Kyushu Institute of Technology System stability control method and system for electric power system
CN100367620C (zh) * 2005-08-26 2008-02-06 清华大学 基于混成状态估计的电力网络拓扑错误辨识方法
US20070063664A1 (en) * 2005-09-22 2007-03-22 Avistar, Inc. Phase identification apparatus having automatic gain control to prevent detector saturation
US7480580B2 (en) 2005-10-18 2009-01-20 Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Apparatus and method for estimating synchronized phasors at predetermined times referenced to an absolute time standard in an electrical system
DE112006004070A5 (de) * 2006-08-15 2009-07-16 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren und System zur Überwachung eines Energieversorgungsnetzes
EP2052451B1 (de) * 2006-08-15 2010-07-14 Siemens Aktiengesellschaft Modellbasiertes verfahren zur überwachung eines energieversorgungsnetzes und system zur durchführung des verfahrens
US7630863B2 (en) 2006-09-19 2009-12-08 Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Apparatus, method, and system for wide-area protection and control using power system data having a time component associated therewith
EP1923765A1 (en) * 2006-11-17 2008-05-21 ABB Research Ltd Voltage control for electric power systems
US7499816B2 (en) * 2006-12-12 2009-03-03 Abb Research Ltd. Estimation of real-time power system quantities using time-synchronized measurements
US8655608B2 (en) 2007-09-28 2014-02-18 Schweitzer Engineering Laboratories Inc Symmetrical component amplitude and phase comparators for line protection using time stamped data
MX2010002165A (es) 2007-09-28 2010-06-02 Schweitzer Engineering Lab Inc Sistemas y metodos para deteccion de variacion de energia y perdida de sincronia utilizando datos marcados en tiempo.
US8494795B2 (en) 2008-05-05 2013-07-23 Schweitzer Engineering Laboratories Inc Apparatus and method for estimating synchronized phasors at predetermined times referenced to a common time standard in an electrical system
AU2013203562B2 (en) * 2009-01-14 2015-07-09 Accenture Global Services Limited Distribution system analysis using meter data
US8103466B2 (en) 2009-01-14 2012-01-24 Accenture Global Services Limited Distribution system analysis using meter data
AU2014203625B2 (en) * 2009-01-14 2014-10-30 Accenture Global Services Limited Distribution system analysis using meter data
US8103467B2 (en) 2009-01-14 2012-01-24 Accenture Global Services Limited Determination of distribution transformer voltages based on metered loads
CN101634670B (zh) * 2009-04-21 2014-09-17 上海申瑞继保电气有限公司 用于输电网状态估计的零支路阻抗自适应计算方法
EP2312719B1 (en) * 2009-10-16 2012-08-01 ABB Research Ltd. Investigating timing reliability in relation to control of a power transmission system
NL2003960C2 (nl) * 2009-12-16 2011-06-20 Stichting Energie Gedistribueerde statusberekeningen in een elektriciteitsnetwerk met behulp van agenten.
EP2378296B1 (en) * 2010-04-19 2016-03-23 ABB Technology AG Method and arrangement for determining impedance values
EP2580696A2 (en) * 2010-06-11 2013-04-17 ABB Research Ltd. Detecting state estimation network model data errors
JP5126308B2 (ja) 2010-07-09 2013-01-23 ソニー株式会社 電力コントロール装置
BR112013009064B1 (pt) * 2010-10-14 2020-08-04 Siemens Aktiengesellschaft Método e dispositivo para produzir um sinal de estado
US8659186B2 (en) 2010-12-29 2014-02-25 General Electric Company Methods and systems for controlling a power conversion system
CN102522824B (zh) * 2011-12-26 2014-05-28 国电南瑞科技股份有限公司 一种基于集控站调度主站的分布式状态估计计算方法
RU2014152062A (ru) * 2012-06-26 2016-08-10 Сименс Акциенгезелльшафт Распознавание неисправностей в сетях энергоснабжения
CN102879699B (zh) * 2012-08-20 2015-07-08 中国电力科学研究院 一种变电站内变压器分接头位置的估计方法
FR2998061A1 (fr) * 2012-11-12 2014-05-16 Schneider Electric Ind Sas Dispositif et procede de determination de la tension et de la puissance de chaque phase dans un reseau moyenne tension
US20150168465A1 (en) * 2013-12-13 2015-06-18 General Electric Company Method and apparatus for electric power system distribution state estimations
CN103944263B (zh) * 2014-04-15 2016-05-11 北京国电通网络技术有限公司 具有多样性负载设备的电网的管控方法及系统
CN104167719B (zh) * 2014-08-06 2017-02-15 国家电网公司 一种基于量测变换状态估计的广域继电保护方法
US9568516B2 (en) 2014-09-23 2017-02-14 Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Determining status of electric power transmission lines in an electric power transmission system
US10370945B2 (en) 2016-04-08 2019-08-06 Khalifa University of Science and Technology Method and apparatus for estimating down-hole process variables of gas lift system
US20210063985A1 (en) * 2019-08-29 2021-03-04 Abb Schweiz Ag Cloud-based hybrid state estimation
US11689618B2 (en) * 2019-12-18 2023-06-27 Hitachi Energy Switzerland Ag Data exchange and processing synchronization in distributed systems
IT202100024534A1 (it) * 2021-09-24 2023-03-24 Alberto Bauer Metodo e sistema afferente una linea di distribuzione di energia elettrica
IT202100024532A1 (it) * 2021-09-24 2023-03-24 Alberto Bauer Metodo e sistema afferente una linea di distribuzione di energia elettrica
CA3232869A1 (en) * 2021-09-24 2023-03-30 Alberto Bauer Method and system concerning a network for the distribution of electricity

Family Cites Families (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3903402A (en) * 1971-08-26 1975-09-02 Westinghouse Electric Corp Digital computer program system employed in a hybrid loadflow computer arrangement for monitoring the security of an electric power system
FR2677190B1 (fr) * 1991-06-03 1993-09-03 Merlin Gerin Dispositif de teletransmission a courants porteurs en ligne destine au controle commande d'un reseau electrique, notamment a moyenne tension.
US5428549A (en) * 1993-05-28 1995-06-27 Abb Power T&D Company Transmission line fault location system
US6694270B2 (en) * 1994-12-30 2004-02-17 Power Measurement Ltd. Phasor transducer apparatus and system for protection, control, and management of electricity distribution systems
DE19609595A1 (de) * 1996-03-12 1997-10-23 Aeg Energietechnik Gmbh Verfahren zur Bestimmung von Betriebsmittelparametern für wenigstens eine Distanzschutzeinrichtung
US5995911A (en) * 1997-02-12 1999-11-30 Power Measurement Ltd. Digital sensor apparatus and system for protection, control, and management of electricity distribution systems
DE60041385D1 (de) * 2000-03-10 2009-03-05 Abb Schweiz Ag Verfahren und Vorrichtung zur Stabilitätsbewertung eines elektrischen Energieversorgungsnetzes
EP1408595B1 (en) * 2002-10-10 2017-06-14 ABB Research Ltd. Determining parameters of an equivalent circuit representing a transmission section of an electrical network

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2012515521A (ja) * 2009-01-14 2012-07-05 アクセンチュア グローバル サービスィズ リミテッド メーターデータを使用した配電システム解析
JP2013176289A (ja) * 2009-01-14 2013-09-05 Accenture Global Services Ltd メーターデータを使用した配電システム解析
JP2015180185A (ja) * 2009-01-14 2015-10-08 アクセンチュア グローバル サービスィズ リミテッド メーターデータを使用した配電システム解析
JP2013506389A (ja) * 2009-09-25 2013-02-21 ベイジン・スファン・オートメーション・カンパニー・リミテッド 状態マトリックスに依存せずにｐｍｕ無しの低可観測性測定点のダイナミクスをリアルタイムで推定する方法
JP2013208051A (ja) * 2012-03-27 2013-10-07 Mitsubishi Electric Corp 電力系統のバスの状態を求める方法及びシステム
JP2015077034A (ja) * 2013-10-11 2015-04-20 三菱電機株式会社 電力系統の状態推定装置

Also Published As

Publication number Publication date
BR0204997A (pt) 2004-06-29
EP1324455B1 (en) 2005-02-16
EP1324455A1 (en) 2003-07-02
CN100431232C (zh) 2008-11-05
NO20025984L (no) 2003-06-23
US20030120440A1 (en) 2003-06-26
NO20025984D0 (no) 2002-12-12
DE60108966D1 (de) 2005-03-24
ATE289456T1 (de) 2005-03-15
CN1427520A (zh) 2003-07-02
US7069159B2 (en) 2006-06-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP2003235180A (ja) 電力伝送ネットワークの状態の推定
CA2470630C (en) Determining an operational limit of a power transmission line
EP1261096B1 (en) Stability prediction for an electric power network
CN103548228B (zh) 用于保护电力网络的系统和方法
JP6147802B2 (ja) メーターデータを使用した配電システム解析
JP5775641B2 (ja) オンライン電気回路の定数測定による電力設備状態の監視システム及び方法
EP1381132B1 (en) Power network parameter estimation
EP1946125B1 (en) Method and apparatus for verifying the accuracy of state estimation calculations
EP1408595A1 (en) Determining parameters of an equivalent circuit representing a transmission section of an electrical network
KR20010072187A (ko) 보호 릴레이, 전력 분배 시스템에서의 데이터 획득 방법,전력 시스템 데이터 처리 방법
Vardhan et al. Deploying digital substations: Experience with a digital substation pilot in North America
JP2002204528A (ja) 電力伝送ネットワークの安定性を評価するための方法及び装置
Babnik et al. Wide area measurement system in action
Thompson The Future of Substations: Centralized Protection and Control
Máslo et al. Simplification of breaker oriented network model into extended bus oriented model
Mukundan et al. SPIDER: A GSM/GPRS based interconnected Phasor Measurement Unit (PMU) system for prevention of communication failures
Johnson Authorization to Submit Thesis