JP2004343901A - Load amount calculation method for power system, power system monitoring control system, and power system analyzer - Google Patents

Load amount calculation method for power system, power system monitoring control system, and power system analyzer Download PDF

Info

Publication number
JP2004343901A
JP2004343901A JP2003138074A JP2003138074A JP2004343901A JP 2004343901 A JP2004343901 A JP 2004343901A JP 2003138074 A JP2003138074 A JP 2003138074A JP 2003138074 A JP2003138074 A JP 2003138074A JP 2004343901 A JP2004343901 A JP 2004343901A
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
phase angle
power
load amount
node
load
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
JP2003138074A
Other languages
Japanese (ja)
Inventor
Kenji Komai
研二 駒井
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.)
TMT & D KK
Original Assignee
TMT & D KK
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 TMT & D KK filed Critical TMT & D KK
Priority to JP2003138074A priority Critical patent/JP2004343901A/en
Publication of JP2004343901A publication Critical patent/JP2004343901A/en
Pending legal-status Critical Current

Links

Images

Landscapes

  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)

Abstract

<P>PROBLEM TO BE SOLVED: To provide a load amount calculation method which can calculate a load amount of the load at each part of a power system with excellent reliability for executing the monitoring control of the power system. <P>SOLUTION: The following processing steps are executed in the load amount calculation method, that is to say, on-line load amount calculation processing for calculating the load amount from various amounts measured at each part of the power system, a load amount correction processing at a non-power-generating part for changing the load amount to zero when the load amount of a value meaning the power generation corresponds to a non-power-generating part incapable of generating the power, and processing for calculating the load amount of a phase angle designation node, in which the phase angle of the phase angle designation node becomes a designated value, by making the load amount of the node other than the phase angle designation node as input. <P>COPYRIGHT: (C)2005,JPO&NCIPI

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
この発明は、電力系統の監視制御や解析において、潮流と位相角を正確に計算するための負荷量計算方法に関するものである。
【０００２】
【従来の技術】
従来の電力系統の監視制御や解析で行われている潮流計算では、次のような仮定のもとでフロー直流法（以下、直流法という）を用いて潮流計算を行うものが知られている。なお、以下に示すブランチとは送電線または変圧器のことで、ノードとはブランチが接続するものであり母線などが対応する。
（１） ブランチのインピーダンスは、リアクタンス分だけを考慮し、抵抗分と静電容量分は無視する。つまり、送電損失は無視する。
（２） 各ノードの電圧はすべて基準電圧に保持され、各ブランチを流れる有効電力は、その両側のノードの電圧の位相差に比例するものとする。
ノードｉ，ｊの電圧をＶｉ＊ｅｘｐ（θｉ）、Ｖｊ＊ｅｘｐ（θｊ）とし、ノードｉ，ｊ間のブランチ（ｉｊ）のリアクタンスをＸｉｊとし、ブランチ（ｉｊ）を流れる有効電力潮流をＰｉｊとすると、以下の式が成立する。
Ｐｉｊ＝−Ｐｊｉ＝（Ｖｉ＊Ｖｊ＊ｓｉｎ（θｉ−θｊ））／Ｘｉｊ −−−（式１．１）
また仮定（２）により、以下の式が得られる。
Ｐｉｊ＝−Ｐｊｉ＝（θｉ−θｊ）／Ｘｉｊ −−−（式１．２）
直流法潮流計算の手順は、まず、ブランチのリアクタンスのみを考慮したときのアドミタンス行列を求め、ついで各ノードの注入電力ベクトルを求める。次いでアドミタンス行列と注入電力ベクトルとから各ノードの位相角を求め、このノードの位相角からブランチの潮流を求める（例えば、非特許文献１参照）。
【０００３】
【非特許文献１】
関根泰次著「電力系統解析理論」電気書院、昭５０年１０月１５日発行、Ｐ．１８０
【０００４】
【発明が解決しようとする課題】
従来の電力系統の潮流計算は、以上のように各ノードの注入電力ベクトルを用いており、このため、発電機の発電出力や負荷の消費電力の値を与えて演算するものである。この場合、各ノードの注入電力に集約される電力系統各部の負荷の負荷量（発電の場合は負の値）は、系統の各部で計測される電流、有効電力、無効電力、皮相電力、電圧等の諸量の値に基づいて演算、あるいは推定して求めるものである。
ところで、潮流計算を行う例えば電力系統監視制御システムでは、電力系統のデータベース定義範囲が、実際の系統と一致せずその一部である場合、あるいは一致しても監視制御対象範囲外の情報が得られない場合が多い。このため、各ノードに集約される負荷の負荷量を求める際の演算、推定のための基となる情報がない場合、便宜上その情報を例えば０に設定して演算、推定することになり、全てのノードに係る負荷量を信頼性良く求めるのは困難であった。例えば、電力が通過する箇所Ａから流れ出る電流だけが計測され、箇所Ａに流れ込む電流が計測されない場合は、箇所Ａの負荷量を発電と計算することになる。また、設備ＤＢに定義されていない下位系統を有する電源母線などでは、設備ＤＢに定義されていない下位系統の負荷量の合計した負荷量を推定することができない。
このため、求められた負荷量の値を用いて行う潮流計算についても、精度向上を図るのが困難であるという問題点があった。潮流計算以外の過渡安定度計算、定態安定度計算、電圧安定度計算などでも、同様の問題があった。
【０００５】
この発明は、上記のような問題点を解消するためになされたものであって、電力系統の監視制御を行うため、電力系統各部の負荷の負荷量を信頼性良く求める負荷量計算方法を提供することを目的とする。またこのような負荷量計算方法を用いて電力系統の監視制御や解析を精度良く行うことを目的とし、それに適した電力系統監視制御システム、および電力系統解析装置を提供することを目的とする。
【０００６】
【課題を解決するための手段】
この発明に係る電力系統の負荷量計算方法は、電力系統設備の接続情報とインピーダンス値と、位相角を指定する所定の箇所である位相角指定箇所の位相角指定値と、上記位相角指定箇所以外の箇所の負荷量とを入力として、上記位相角指定箇所の位相角を上記位相角指定値とするような上記位相角指定箇所の負荷量を計算する位相角指定負荷量計算処理を行うものである。
【０００７】
また、電力系統の各部で計測される諸量から負荷量を計算するオンライン負荷量計算処理と、該オンライン負荷量計算処理で計算された各負荷量をチェックして、電力発生を意味する値の負荷量が電力を発生し得ない電力発生不可箇所に対応する場合に、当該負荷量をゼロに変更する非発電箇所負荷量補正処理とを有し、該非発電箇所負荷量補正処理は、上記電力系統の設備情報を参照して上記負荷量が電力発生不可箇所に対応するかどうかを判断するものである。
【０００８】
この発明に係る電力系統監視制御システムは、電力系統の各部で計測される諸量と負荷量とを含む現在の電力系統の監視制御情報を保持するカレントデータベースと、電力系統の設備情報を格納する設備データベースと、請求項１〜請求項９のいずれかに記載の電力系統の負荷量計算方法を、上記設備データベースおよび上記カレントデータベースを参照して実行し、計算した負荷量を上記カレントデータベースに記録する負荷量計算手段とを備えるものである。
【０００９】
この発明に係る電力系統解析装置は、電力系統の各部で計測される諸量と負荷量とを含む電力系統の監視制御情報を保存する保存カレントデータベースと、電力系統の設備情報を格納する設備データベースと、請求項１〜請求項５のいずれかに記載の上記位相角指定負荷量計算処理、請求項６または請求項９のいずれかに記載の上記オンライン負荷量計算処理、請求項６または請求項７または請求項９のいずれかに記載の上記非発電箇所負荷量補正処理のいずれか少なくとも一を行う負荷量計算方法を、上記設備データベースおよび上記保存カレントデータベースを参照して実行し、計算した負荷量を上記カレントデータベースに記録する負荷量計算手段とを備えるものである。
【００１０】
【発明の実施の形態】
実施の形態１．
図１はこの発明の実施の形態１による電力系統監視制御システムの概略構成を示すブロック図である。図に示すように、現在の電力系統の監視制御情報を保持するカレントデータベース１（以下、カレントＤＢ１と称す）と、電力系統の設備情報を格納する設備データベース３（以下、設備ＤＢ３と称す）と、ある時点でのカレントＤＢ１内の監視制御情報を保存する保存カレントデータベース４（以下、保存カレントＤＢ４と称す）を備える。
カレントＤＢ１は、系統の変化に合わせてすぐに変更して更新するＤＢであり、電力系統の状態を表現する多数のデータから成る監視制御情報が保持される。なおここでは、この発明に必要な構成要素だけを記述する。開閉器状態１１、ＴＭ値１２、負荷量１３、位相角指定値１４、行設備グループ状態１５、ノードの位相角１６、ブランチの潮流１７からカレントＤＢ１内の監視制御情報は構成される。保存カレントＤＢ４内の監視制御情報のデータ構造もカレントＤＢ１内の監視制御情報のデータ構造と同一である。同一にすることにより、保存カレントＤＢ４に監視制御情報を保存する際に一括コピーにより早く保存でき、カレントＤＢ１に対する処理を変更しないで保存カレントＤＢ４にも適用できるという効果がある。
【００１１】
なお、カレントＤＢ１内と保存カレントＤＢ４内の監視制御情報のデータ構造は図１に示したものでなくても、必要な情報が表現できるものであれば良い。また、保存カレントＤＢ４内の監視制御情報のデータ構造を、カレントＤＢ１内の監視制御情報のデータ構造と異なるようにしてもよい。例えば、監視制御情報の中で、他の情報から計算などで求めることができる情報を除いたデータ構造にすれば、カレントＤＢ１よりも小さい容量で同じ内容を保存できるようになる。あるいは、保存カレントＤＢ４内の監視制御情報のデータ構造をカレントＤＢ１内の監視制御情報のデータ構造を含みさらに別の情報を格納できるようにしてもよい。カレントＤＢ１及び保存カレントＤＢ４は、物理的には複数のデータファイルから構成してもよい。保存カレントＤＢ４で拡張したデータ構造を別ファイルにしてもよい。
【００１２】
開閉器状態１１は、開閉器の入切の状態等、電力系統設備の接続情報となるものである。ＴＭ値１２は、系統の各部で計測される諸量の値である。負荷量１３は、後述する負荷量計算手段としての負荷量計算部２が計算して設定する負荷量の値である。ここで、位相角指定箇所に対応する潮流計算用のノードを位相角指定ノードと呼ぶ。負荷量１３は、位相角指定ノードの負荷量１３１、位相角指定ノード以外の負荷量１３２とに分類される。位相角指定値１４は、位相角指定ノードに対して指定される位相角の指定値である。オンラインで位相角が計測可能な個所では、位相角ＴＭ値が位相角指定値１４となる。オンラインで位相角が計測不可能な個所では、オフラインの位相角ＴＭを設備ＤＢに定義するか、別の手段で位相角指定値１４を指定可能とする。なお、オフラインとは、その動作情報が電力系統監視制御システムに伝送されて来ないで、電力系統監視制御システムから状態の設定変更を行うことを意味する。
【００１３】
行設備グループ状態１５は、行と設備グループに関する状態である。ここで、行とは潮流計算でのノードであり、設備グループはインピーダンスを持つブランチで接続する行を集約したデータである。なお、行にはインピーダンスを持たない切でないブランチとその両側のノードが集約される。なお、ここでいうノードとブランチは、設備ＤＢ３で定義されたものである。開閉器状態１１と行設備グループ状態１５という可変な接続関係のデータと、設備ＤＢにあるノードとブランチの固定的な接続関係のデータとが、電力系統の接続情報を構成する。行設備グループ状態１５は、ノード、ブランチがどの行と設備グループに所属するか、行や設備グループに所属するノードやブランチの集合、などのデータから構成する。ノードの位相角１６は、潮流計算の結果で計算されるノードの位相角である。ブランチの潮流１７は、潮流計算で計算されるブランチの潮流である。ノードの位相角１６とブランチの潮流１７は、設備ＤＢ３でのノードとブランチに対応させてもよく、潮流計算用に作成したノードとブランチに対応させても良い。
【００１４】
また、電力系統監視制御システムは、負荷量１３を計算する負荷量計算部２を備える。この負荷量計算部２は、オンライン負荷量計算処理部２１、非発電箇所負荷量補正処理部２２、および位相角指定ノードの負荷量計算処理部２３から構成される。さらに、ある時点でのカレントＤＢ１の監視制御情報を保存カレントＤＢ４にコピーして保存する系統保存処理部５と、開閉器状態１１を入力として行設備グループ状態１５を設定する行設備グループ作成処理部６と、直流法潮流計算部７とを備える。直流法潮流計算部７は、設備ＤＢ３、開閉器状態１１、負荷量１３および行設備グループ状態１５を入力として、ノードの注入電力３７を計算して利用し、ノードの位相角１６とブランチの潮流１７を計算して設定する。ここで、直流法潮流計算部７による直流法潮流計算を実施する前に、行設備グループ作成処理６を実施して、行設備グループ状態１５を設定しておく必要がある。
【００１５】
このように構成される電力系統の監視制御システムの動作について、以下に説明する。
図２は、負荷量計算処理部２での負荷量計算方法を説明するフローチャートである。図に示すように、まず、従来と同様に、カレントＤＢ１の開閉器状態１１と系統の各部で計測される電力、電圧等の諸量の値であるＴＭ値１２を入力として、設備ＤＢ３を参照して電力系統各部の負荷を演算、あるいは推定して求めるオンライン負荷量計算処理を実施する。この処理は、オンライン負荷量計算処理部２１にて行い、このとき、電力系統各部の負荷を求める際の演算、推定のための基となる情報がない場合、便宜上その情報を例えば０に設定して演算、推定する（ステップＳ１０１）。
【００１６】
次いで、非発電箇所負荷量補正処理部２２にて非発電箇所負荷量補正処理を実施し（ステップＳ１０２）、その後、位相角指定ノードの負荷量計算処理部２３にて、位相角指定値１４が設定された位相角指定ノードの負荷量計算処理を位相角指定負荷計算処理として実施する（ステップＳ１０３）。なお、ステップＳ１０２における非発電箇所負荷量補正処理と、ステップＳ１０３における位相角指定ノードの負荷量計算処理とについては、以下に詳述する。
ここで、非発電箇所負荷量補正処理を位相角指定ノードの負荷量計算処理よりも前に実施する必要がある。逆の順番にすると、非発電箇所負荷量補正処理でゼロに補正する負荷量により位相角指定ノードの位相角が指定値からずれることになる。非発電箇所負荷量補正処理でゼロに補正する負荷量の大きさが小さければ、ずれも小さいので、逆の順番にしても問題とならない。
【００１７】
ステップＳ１０２における非発電箇所負荷量補正処理を説明するフローチャートを、図３に示す。
まず、上述したステップＳ１０１のオンライン負荷量計算処理により負荷量が求められた負荷の中から負荷を１個取り出し（ステップＳ２０１）、負荷量が０より小さいかどうかチェックする。なお、本明細書では負荷量が０より大きい場合を負荷とし、負荷量が０より小さい場合を発電とする（ステップＳ２０２）。
ステップＳ２０２にてＹＥＳで、負荷量が０より小さく電力発生を意味する場合、以後、設備ＤＢ３内の電力系統の設備情報を参照して、その負荷が電力を発生し得ない箇所である電力発生不可箇所に対応するかどうかを判断する。まず、その負荷が電源母線と同じ行に含まれるかチェックし（ステップＳ２０３）、ステップＳ２０３がＮＯならば、負荷が発電機または発電機が接続する母線に対応するかチェックする。発電機がテータベースに定義されていない場合に、発電機が接続する母線を発電機と同等と見る。発電機が接続する母線かどうかは、母線にフラグを持たせるなどして判断するか、母線が発電所に所属する場合を発電機が接続する母線と判断するなどして判断する（ステップＳ２０４）。ステップＳ２０３でＹＥＳか、ステップＳ２０４でＮＯの場合に、電力発生不可箇所に対応すると判断して、負荷量を０とする（ステップＳ２０５）。
ステップＳ２０５実施後、またステップＳ２０２でＮＯの場合、およびステップＳ２０４でＹＥＳの場合に、全負荷を処理したかチェックする（ステップＳ２０６）。ステップＳ２０６がＹＥＳならば、処理を終了する。ステップＳ２０６がＮＯならば、ステップＳ２０１へ戻る。
【００１８】
このように、非発電箇所負荷量補正処理において、オンライン負荷量計算処理で計算された各負荷量をチェックして、発電となり得ない箇所または電源母線に発電の負荷が割付けられている個所では負荷量をゼロとするので、負荷量をより正確に計算できる。
図３のフローを電源母線だけ、または発電機がある箇所だけを発電となりうる箇所と判断するように変更してもよい。また、図３のフローではなく、発電となりうる箇所がどうかのフラグを設備ＤＢに設け、設備ＤＢに定義されたフラグにより発電になりうる箇所かどうかを判断してもよい。さらには、図３のフローまたは図３を改良したフローと、設備ＤＢに定義されたフラグにより発電になりうる箇所かどうかを判断することの両方を行ってもよい。また、負荷量がゼロよりも小さい場合を発電としたが、ゼロより大きい場合を発電とする場合でも同様に処理できる。
【００１９】
次に、ステップＳ１０３における位相角指定ノードの負荷量計算処理を説明するフローチャートを、図４に示す。
まず、行設備グループ状態１５などの電力系統の接続情報から行に対応させて潮流計算用のノードを作成し、行の間のインピーダンスを持つブランチを潮流計算用のブランチとして作成し、上記位相角指定箇所のノードである位相角指定ノード（θ指定ノード）とそれ以外の注入電力指定ノード（Ｐ指定ノード）とに上記ノードを分類するノードブランチ作成処理を行っておき、上記ノードと上記ブランチと設備ＤＢ３から得られるブランチのインピーダンス値とからアドミタンス行列を作成する。以下では、ノードとブランチは、特に言わない限り潮流計算用のノードとブランチである。具体的には、以下のように行う。まず、アドミタンス行列の全ての要素を０で初期化する。ブランチのインピーダンス値の逆数であるブランチのアドミタンス値を、ブランチの両側のノードの番号の対角成分に加算し、非対角成分から減算する。そして、必要なノードで対角アドミタンス値を対角成分に加算する。このようにして作成したアドミタンス行列は、（式１．２）を行列表現することと同等である。なお、ブランチのインピーダンス値はリアクタンスのみを考慮したときの値である（ステップＳ１）。
【００２０】
ここで、ブランチの等価回路は、図５に示すものであるとする。この等価回路は直流法潮流計算の等価回路と同じであり、上述と同じように変数を定義すると、（式１．１）と（式１．２）が成立する。
各ノードでのキルヒホッフの第一法則を行列表現する式は、ノードの個数をｎとし、ノードの注入電力ベクトルをＰ＝｛Ｐｉ， ｉ ＝１， ．．．，ｎ｝とし、ノードの電圧位相角のベクトルをθ＝｛θｉ， ｉ＝１，．．．，ｎ｝とし、アドミタンス行列を［Ｙ］＝｛Ｙｉｊ， ｉ＝１，．．．，ｎ， ｊ＝１，．．．，ｎ｝とすると、以下の関係式が得られるものである。
［Ｙ］＊θ＝Ｐ −−−（式１．３）
【００２１】
次に、Ｐ指定ノードとθ指定ノードとの番号が混在しないように、かつ、ＬＵ分解後の下三角行列と上三角行列の非対角要素の数が少なくなるようにノードの番号を並べ直すオーダリング処理を行う。ここでは、例えば、Ｐ指定ノードをθ指定ノードよりも小さい番号となるように並べ直す（ステップＳ２）。
オーダリング処理で、ＬＵ分解後の下三角行列と上三角行列の非対角要素の数が少なくなるようにすることは、必ずしも必要がない。実施しなくても得られる結果に変化はない。実施すれば、ＬＵ分解及び前進後進代入が実施しない場合と比較して速く計算できるという効果がある。
【００２２】
このようにオーダリングした後の番号でノードの番号を表現することとし、以下のように変数を定義する。ここで、行列［Ｙ］のｊ行ｋ列の要素をｙ［ｊ］［ｋ］などのように表現することとする。
ｎ：アドミタンス行列の次元
ｎ１：Ｐ指定ノードの個数
ｎ２＝ｎ−ｎ１：θ指定ノードの個数
［Ｙ１１］＝｛ｙ［ｊ］［ｋ］， ｊ＝１，．．．，ｎ１， ｋ＝１，．．．，ｎ１｝：アドミタンス行列のＰ指定ノードの対応部分
［Ｙ１２］＝｛ｙ［ｊ］［ｋ］， ｊ＝１，．．．，ｎ１， ｋ＝ｎ１＋１，．．．，ｎ｝：アドミタンス行列のθ指定ノードの位相角のＰ指定ノードの注入電力への関係を表現する部分
［Ｙ２１］＝｛ｙ［ｊ］［ｋ］， ｊ＝ｎ１＋１，．．．，ｎ， ｋ＝１，．．．，ｎ１｝：アドミタンス行列のＰ指定ノードの位相角のθ指定ノードの注入電力への関係を表現する部分
［Ｙ２２］＝｛ｙ［ｊ］［ｋ］， ｊ＝ｎ１＋１，．．．，ｎ， ｋ＝ｎ１＋１，．．．，ｎ｝：アドミタンス行列のθ指定ノードの対応部分
【００２３】
Ｐ１＝｛ｐ［ｊ］， ｊ＝１，．．．，ｎ１｝ ：Ｐ指定ノードの注入電力（既定値）
Ｐ２＝｛ｐ［ｊ］， ｊ＝ｎ１＋１，．．．，ｎ｝ ：計算で求めるべきθ指定ノードの注入電力
θ１＝｛θ［ｊ］， ｊ＝１，．．．，ｎ１｝ ：計算で求めるべきＰ指定ノードの位相角
θ２＝｛θ［ｊ］， ｊ＝ｎ１＋１，．．．，ｎ｝ ：θ指定ノードの位相角（既定値）
なお、ここではＰ指定ノードの注入電力Ｐ１は、ステップＳ１０２における非発電箇所負荷量補正処理にて得られた負荷量をこのノードに集約される負荷について合計した値を設定し、θ指定ノードの位相角θ２はカレントＤＢ１の監視制御情報の位相角指定値１４から得る。
このように変数を定義し、注入電力ベクトルＰ１，Ｐ２とこれらを合成したＰ、および位相角ベクトルθ１，θ２とこれらを合成したθを作成する（ステップＳ３、Ｓ４）。
【００２４】
（式１．３）に、上で定義した変数を代入すると、以下の式が得られる。

Figure 2004343901
次に、（式１．３）で示したアドミタンス行列［Ｙ］をＬＵ分解すると、以下の式が得られる。
Figure 2004343901
ここに、変数を以下のように定義する。
［Ｌ］＝｛ｌ［ｊ］［ｋ］， ｊ＝１，．．．，ｎ， ｋ＝１，．．．，ｎ｝：下三角行列。ｋ ＞ ｊとなるｊ，ｋで、ｌ［ｊ］［ｋ］＝０である。
［Ｕ］＝｛ｕ［ｊ］［ｋ］， ｊ＝１，．．．，ｎ， ｋ＝１，．．．，ｎ｝：上三角行列。ｋ ＜ ｊとなるｊ，ｋで、ｕ［ｊ］［ｋ］＝０である（ステップＳ５）。
【００２５】
ＬＵ分解後の前進後進代入の過程は、Ｐ指定ノードの部分だけを表現すると、以下の式となる。なお、θ２が既定のため、前進代入でも後進代入でも、θ指定ノードの部分は計算不要である。
Figure 2004343901
ここに、変数を以下のように定義する。
ｂ１：前進代入で求める中間処理結果ベクトル。
［Ｌ１１］＝｛ｌ［ｊ］［ｋ］， ｊ＝１，．．．，ｎ１， ｋ＝１，．．．，ｎ１｝：下三角行列のＰ指定ノードの対応部分。
［Ｕ１１］＝｛ｕ［ｊ］［ｋ］， ｊ＝１，．．．，ｎ１， ｋ＝１，．．．，ｎ１｝：上三角行列のＰ指定ノードの対応部分。
［Ｕ１２］＝｛ｕ［ｊ］［ｋ］， ｊ＝１，．．．，ｎ１， ｋ＝ｎ１＋１，．．．，ｎ｝：上三角行列のθ指定ノードの位相角のＰ指定ノードの注入電力への関係を表現する部分。
【００２６】
Ｐ１が既定なので（式２．４）を解いて、ｂ１を計算する（ステップＳ６）。次に、（式２．５）を解いて、θ１を計算する（ステップＳ７）。なお、（式２．４）と（式２．５）は、Ｐ指定ノードの部分だけであるが、θ指定ノードの位相角を既定とすると、通常の前進後進代入と同様の処理となる。続いて、（式２．２）より、Ｐ２を計算する（ステップＳ８）。このように、ステップＳ５〜ステップＳ８による位相角指定ノード注入電力計算処理によりθ指定ノードの注入電力Ｐ２を計算する。
最後に、θ指定ノードの注入電力Ｐ２と、このθ指定ノードに集約される負荷の負荷量の合計値とが等しくなるように、負荷量を配分して計算する位相角指定箇所負荷量配分計算処理行い（ステップＳ９）、位相角指定ノードの負荷量計算処理を完了する。
ステップＳ９での負荷量の配分は、どれか特定の負荷だけを特別扱いする理由がなければ、均等に配分する。電源母線と電源母線でない母線とが同一のθ指定ノードに集約される場合は、電源母線だけに負荷量を配分し、電源母線でない母線の負荷量はゼロにする。なお、特別扱いする理由がなくても、データベースでの番号が最小の母線にだけ負荷量を配分するなど、均等に負荷量を配分しなくてもよい。θ指定ノードに集約される負荷の負荷量の合計値がステップＳ８で計算されたθ指定ノードの注入電力と等しくなれば、どのように配分してもよい。
【００２７】
以上説明したように、負荷量計算処理部２におけるオンライン負荷量計算処理部２１、非発電箇所負荷量補正処理部２２、および位相角指定ノードの負荷量計算処理部２３により、ステップＳ１０１〜ステップＳ１０３の一連の処理を行って、各ノードの負荷量計算を行い、監視制御情報の負荷量１３を設定する。
このように負荷量１３が設定されたカレントＤＢ１の監視制御情報を、系統保存処理部５により保存カレントＤＢ４にコピーして保存し、保存カレントＤＢ４内の監視制御情報に対して、直流法潮流計算部７により、設備ＤＢ３、開閉器状態１１、負荷量１３および行設備グループ状態１５を入力として、ノードの注入電力３７を計算して利用し、ノードの位相角１６とブランチの潮流１７を計算して設定する。
直流法潮流計算の手順は従来のものと同様であるが、図６に示すように、アドミタンス行列を求め（ステップＳＳ１）、次いでノード番号を並べ直した後（ステップＳＳ２）、アドミタンス行列をＬＵ分解する（ステップＳＳ３）。次いで、ノードの注入電力を求める（ステップＳＳ４）。続いて、前進後進代入によりノードの位相角を求め（ステップＳＳ５）、さらにノードの位相角からブランチの潮流を求める（ステップＳＳ６）。
ステップＳＳ５で計算されるθ指定ノードの位相角は位相角指定値１４となり、その他のノードの位相角も妥当な値となる。
【００２８】
このように、この実施の形態では、電力系統のデータベース定義範囲が、実際の系統と一致しなかったり、一致しても監視制御対象範囲外の情報が得られずに、電力系統各部の負荷量を求める際の演算、推定のための基となる情報がない場合にも、電力系統各部の負荷量を信頼性良く求めることができる。このため、所定の位相角指定ノードの位相角が指定値と等しく、またその他のノードの位相角も妥当な値とでき、潮流計算やその他の電力系統の監視制御、解析処理の精度が向上する。
【００２９】
なお、位相角指定ノードの負荷量計算処理において、ＬＵ分解したアドミタンス行列［Ｌ］、［Ｕ］の、θ指定ノードに対応する部分（ｎ１＋１≦ｊ≦ｎの部分）は、計算で使用しないので、ステップＳ２のオーダリングでの非対角要素が少なくなるような並べ直しとステップＳ５のアドミタンス行列のＬＵ分解とは、Ｐ指定ノードの部分（１≦ｊ≦ｎ１の部分）だけについて実施してもよい。
但し、Ｐ指定ノードをθ指定ノードの番号よりも小さい番号となるように並べ直した場合に限る。θ指定ノードをＰ指定ノードの番号よりも小さい番号となるように並べ直した場合には、ＬＵ分解は全ノードに対して行い、前進後進代入は以下のように行う。上三角行列のθ指定ノードに対応する部分行列とθ指定ノードの位相角のベクトルを乗算して、ｂ１のθ指定ノードに対応する部分を求める。次に、下三角行列を使用して前進代入により、ｂ１のＰ指定ノードに対応する部分を求める。上三角行列を使用して後進代入により、Ｐ指定ノードの位相角を求める。
【００３０】
また、（式２．１）でθ２が既定なので、［Ｙ１１］をＬＵ分解してもよい。その場合は、計算式は以下となる。
［Ｙ１１］＊θ１＝Ｐ１−［Ｙ１２］＊θ２＝Ｐ１ａ
［Ｙ１１］＝［Ｌ１１］＊［Ｕ１１］
［Ｌ１１］＊ｂ１ａ ＝Ｐ１ａ
［Ｕ１１］＊θ１＝ｂ１ａ
ここに、 変数は以下の意味である。
Ｐ１ａ：補正後部分注入電力ベクトル。注入電力指定ノードの注入電力から、θ指定ノードとの間の潮流を除いた値。
ｂ１ａ：Ｐ１ａに対して、前進代入で求める中間処理結果ベクトル。
以上説明したいずれの方法でも、Ｐ２を計算することができ、θ指定ノードの位相角を指定値とすることができ、その他のノードの位相角も妥当な値とできる。
【００３１】
また、カレントＤＢ１の監視制御情報を保存した保存カレントＤＢ４で開閉器状態１１を変更した仮想的な系統でも、直流法潮流計算を実施すると、位相角が妥当な値となる。上記実施の形態では、負荷量計算部２による負荷量の計算および設定は、カレントＤＢ１内の監視制御情報に対して行い、保存カレントＤＢ４に対しては行わないため、上記仮想的な系統で負荷量１３を誤って変更するという問題が発生する可能性はない。
また位相角指定ノードの負荷量１３１は、上述した位相角指定ノードの負荷量計算処理以外の結果による値を設定しないものとする。これにより、位相角指定ノードの負荷量として位相角指定値から計算されたものではない負荷量が設定されるタイミングがなくなり、信頼性が向上する。
【００３２】
またこの実施の形態では、非発電箇所負荷量補正処理と位相角指定ノードの負荷量計算処理とを共に実施する場合を説明したが、それぞれ単独で実施してもそれぞれの処理の効果が得られ、負荷量計算の信頼性が向上する。
なお、ここでは直流法潮流計算を改良した位相角指定ノードの負荷量計算処理を説明したが、交流法潮流計算を改良したものでもよい。交流法潮流計算を改良する場合には、位相角指定ノードの注入電力も変数とし、位相角指定ノードの位相角が指定値になることを制約条件に加えて、繰り返し計算を行うことにより、位相角指定ノードの位相角を指定値にするような位相角指定ノードの注入電力を求めることができる。位相角指定ノードの位相角が指定値になることを制約条件に加えなくても、位相角指定ノードの位相角と指定値との差から位相角指定ノードの注入電力を変化させて繰り返し計算を行う方法でもよい。
【００３３】
なお、ここでは直流法潮流計算で位相角指定ノード位相角が指定値となることを説明したが、交流法潮流計算を用いても良く、位相角指定ノードの位相角はほぼ指定値と等しくなる。
過渡安定度計算、定態安定度計算、電圧安定度計算などの潮流計算以外の負荷量を利用する計算でも同様の効果がある。
保存カレントＤＢ４と系統保存処理５がある電力系統監視制御システムの場合で説明したが、保存カレントＤＢ４と系統保存処理５がない場合でも適用できる。その場合には、直流法潮流計算などの負荷量を利用する手段をカレントＤＢ１で実行することになる。
【００３４】
実施の形態２．
図７はこの発明の実施の形態２による電力系統監視制御システムの概略構成を示すブロック図である。上記実施の形態１では、オンライン負荷量計算処理部２１、非発電箇所負荷量補正処理部２２、および位相角指定ノードの負荷量計算処理部２３から構成される負荷量計算手段としての負荷量計算部２が負荷量を計算して、カレントＤＢ１の監視制御情報に対して負荷量１３を設定したが、この実施の形態では、オンライン負荷量計算処理部２１で計算した負荷量を負荷量１３に設定した後、非発電箇所負荷量補正処理部２２、および位相角指定ノードの負荷量計算処理部２３での処理は、オンライン負荷量計算処理部２１による処理とは独立してその直後にカレントＤＢ１の監視制御情報の負荷量１３に対して行う。
【００３５】
オンライン負荷量計算処理部２１では、従来と同様にカレントＤＢ１の開閉器状態１１と系統の各部で計測される電力、電圧等の諸量の値であるＴＭ値１２を入力として、設備ＤＢ３を参照して各ノードの負荷を演算、あるいは推定して求める。非発電箇所負荷量補正処理部２２、および位相角指定ノードの負荷量計算処理部２３を、オンライン負荷量計算処理部２１とは独立したプロセスとする構成とすることにより、オンライン負荷量計算処理部２１のプロセスを改造しないでそのまま用いることができる。また、上記実施の形態１と同様に各ノードに係る負荷量を信頼性良く求めることができ、潮流計算やその他の電力系統の監視制御、解析処理の精度が向上する。
【００３６】
また、非発電箇所負荷量補正処理部２２、および位相角指定ノードの負荷量計算処理部２３での処理は、処理時間が短い（最新の計算機では１秒未満）ので、オンライン負荷量計算処理部２１での起動周期が数秒と短い場合でも、その動作に影響を与えない。このため、非発電箇所負荷量補正処理部２２、および位相角指定ノードの負荷量計算処理部２３を、オンライン負荷量計算処理部２１での負荷量の計算および設定の直後に実施することができ、非発電箇所負荷量補正処理部２２、および位相角指定ノードの負荷量計算処理部２３が処理中でオンライン負荷量計算処理部２１での起動が遅延するなどの影響がなく、信頼性良く、速やかに処理できる。
【００３７】
実施の形態３．
図８はこの発明の実施の形態３による電力系統監視制御システムの概略構成を示すブロック図である。上記実施の形態２では、オンライン負荷量計算処理部２１、非発電箇所負荷量補正処理部２２、および位相角指定ノードの負荷量計算処理部２３の処理は、カレントＤＢ１内の監視制御情報に対して行われるものであったが、この実施の形態３は、非発電箇所負荷量補正処理部２２、および位相角指定ノードの負荷量計算処理部２３での処理は、保存カレントＤＢ４内の監視制御情報に対して行われる。即ち、オンライン負荷量計算処理部２１で計算した負荷量をカレントＤＢ１内の監視制御情報の負荷量１３に設定した後、負荷量１３が設定されたカレントＤＢ１の監視制御情報を、系統保存処理部５により保存カレントＤＢ４にコピーして保存し、保存カレントＤＢ４内の監視制御情報に対して、非発電箇所負荷量補正処理部２２、および位相角指定ノードの負荷量計算処理部２３での処理を行う。
【００３８】
このように、非発電箇所負荷量補正処理部２２および位相角指定ノードの負荷量計算処理部２３での処理を保存カレントＤＢ４内の監視制御情報に対して、即ち、保存された監視制御情報に対して処理するため、これらの処理をオンライン負荷量計算処理部２１による処理の実施直後でなくても行うことができ、処理の自由度が向上する。ただし、カレントＤＢ１の監視制御情報を保存した保存カレントＤＢ４に対して直流法潮流計算などの負荷量を利用する処理を実施する前に、非発電箇所負荷量補正処理部２２および位相角指定ノードの負荷量計算処理部２３での処理を実施する必要がある。また上記実施の形態１と同様に電力系統各部の負荷量を信頼性良く求めることができ、潮流計算やその他の電力系統の監視制御、解析処理の精度が向上する。なお、非発電箇所負荷量補正処理部２２および位相角指定ノードの負荷量計算部での処理のどちらか一方だけを保存カレントＤＢ４内の監視制御情報に対して処理するようにしても、その処理に関しては、オンライン負荷量計算部処理部２１による処理の実施直後でなくても行うことができ、処理の自由度が向上するという効果がある。
【００３９】
実施の形態４．
図９はこの発明の実施の形態４による電力系統監視制御システムの概略構成を示すブロック図である。上記実施の形態３では、保存カレントＤＢ４内の監視制御情報に対して、非発電箇所負荷量補正処理部２２、および位相角指定ノードの負荷量計算処理部２３での処理を行うものであったが、この実施の形態４では、これらの処理を、系統保存処理部５による監視制御情報の系統保存処理に引き続いて直後に保存カレントＤＢ４内の監視制御情報に対して行うようにする。このため、上記実施の形態１と同様に各ノードに係る負荷量を信頼性良く求めることができる効果が得られると共に、カレントＤＢ１の監視制御情報を保存した保存カレントＤＢ４に対して直流法潮流計算などの負荷量を利用する処理を実施する前に、確実に非発電箇所負荷量補正処理部２２、および位相角指定ノードの負荷量計算処理部２３での処理を行うことができる。
【００４０】
実施の形態５．
図１０はこの発明の実施の形態５による電力系統監視制御システムの概略構成を示すブロック図である。この実施の形態では、上記実施の形態４における位相角指定ノードの負荷量計算処理部２３を、位相角指定ノードの負荷量計算処理かつ直流法潮流計算を行う処理部２４として、位相角指定ノードの負荷量計算処理と直流法潮流計算と双方の処理を行うようにする。
即ち、オンライン負荷量計算処理部２１で計算した負荷量をカレントＤＢ１内の監視制御情報の負荷量１３に設定した後、負荷量１３が設定されたカレントＤＢ１の監視制御情報を、系統保存処理部５により保存カレントＤＢ４にコピーして保存し、この保存処理に引き続いて直後に該監視制御情報に対して、非発電箇所負荷量補正処理、および位相角指定ノードの負荷量計算処理かつ直流法潮流計算を行う。
【００４１】
位相角指定ノードの負荷量計算処理かつ直流法潮流計算を行う処理部２４での動作について、図１１のフローチャートに基づいて以下に説明する。
まず、上記実施の形態１の図４で示した位相角指定ノードの負荷量計算処理と同様にステップＳ１〜ステップＳ９の処理を行う。次いで、ステップＳ７で求めた位相角の計算結果を、保存カレントＤＢ４のノードの位相角１６に設定し（ステップＳ１０）、ブランチのアドミタンス値にそのブランチの両側のノードの位相角の差を掛けてブランチの潮流を計算し、保存カレントＤＢ４のブランチの潮流１７に設定する（ステップＳ１１）。
このように、位相角指定ノードの負荷量計算処理と直流法潮流計算を同じ処理部２４にて連続して行う。位相角指定ノードの負荷量計算処理と直流法潮流計算とは演算処理で共通している部分が多く、同じ処理部２４にて連続して行うことで効率的に演算でき、別に独立して演算する場合に比して約半分の時間で計算できる。また、上記実施の形態１と同様に電力系統各部の負荷量を信頼性良く求めることができる効果が得られる。
【００４２】
実施の形態６．
図１２はこの発明の実施の形態６による電力系統監視制御システムの概略構成を示すブロック図である。この実施の形態６では、図１で示した上記実施の形態１による電力系統監視制御システムに、系統設定処理部８を設け、また、カレントＤＢ１および保存カレントＤＢ４内の監視制御情報に、非発電箇所負荷量補正処理済フラグ１８と位相角指定ノードの負荷量計算処理済フラグ１９を設ける。さらに、負荷量計算部２における非発電箇所負荷量補正処理部２２と位相角指定ノードの負荷量計算処理部２３とを、負荷量計算部２と別に直流法潮流計算部７の中にも設け、直流法潮流計算の処理の中で非発電箇所負荷量補正処理と位相角指定ノードの負荷量計算処理とを行えるようにする。
【００４３】
系統設定処理部８は、任意な系統状態を作成可能とする手段である。系統設定処理部８により、保存カレントＤＢ４の中の監視制御情報の必要なデータ項目を、設定または変更が可能である。系統設定処理部８は運用者が使用するか、他の処理部から起動される。
非発電箇所負荷量補正処理済フラグ１８は、保存カレントＤＢ４で非発電箇所負荷量補正処理が実施済であるかどうかを表現するフラグである。位相角指定ノードの負荷量計算処理済フラグ１９も、保存カレントＤＢ４で位相角指定ノードの負荷量計算処理が実施済であるかどうかを表現するフラグである。これらの各フラグ１８、１９は、保存カレントＤＢ４内の監視制御情報に対して対象となる処理が実施されれば実施済となる。非発電箇所負荷量補正処理または位相角指定ノードの負荷量計算処理を実施する必要がある変更を、系統設定処理部８で設定した場合は、実施する必要がある処理に対するフラグ１８、１９を初期化して未実施とする。
【００４４】
この実施の形態による非発電箇所負荷量補正処理の動作を図１３のフローチャートに基づいて以下に説明する。
まず、非発電箇所負荷量補正処理済フラグ１８が実施済を示すかどうかをチェックする（ステップＳ２００）。実施済であれば非発電箇所負荷量補正処理を終了する。実施済でない場合は、上記実施の形態１の図３で示した非発電箇所負荷量補正処理と同様にステップＳ２０１〜ステップＳ２０６の処理を行う。次いで、非発電箇所負荷量補正処理済フラグ１８を実施済とする（ステップＳ２０７）。
【００４５】
次に、この実施の形態による位相角指定ノードの負荷量計算処理の動作を図１４のフローチャートに基づいて以下に説明する。
まず、位相角指定ノードの負荷量計算処理済フラグ１９が実施済を示すかどうかをチェックする（ステップＳ００）。実施済であれば位相角指定ノードの負荷量計算処理を終了する。実施済でない場合は、上記実施の形態１の図４で示した位相角指定ノードの負荷量計算処理と同様にステップＳ１〜ステップＳ９の処理を行う。次いで、位相角指定ノードの負荷量計算処理済フラグ１９を実施済とする（ステップＳ０１）。
【００４６】
次に、この実施の形態による負荷量計算処理部２での負荷量計算の動作を図１５のフローチャートに基づいて以下に説明する。
まず、非発電箇所負荷量補正処理済フラグ１８と位相角指定ノードの負荷量計算処理済フラグ１９を初期化して未実施にする。これは、非発電箇所負荷量補正処理と位相角指定ノードの負荷量計算処理とを、カレントＤＢ１の監視制御情報に対して確実に実施するためである（ステップＳ１００）。次いで、上記実施の形態１の図２で示した負荷量計算処理部２での負荷量計算と同様にオンライン負荷量計算処理を実施する（ステップＳ１０１）。
次いで、非発電箇所負荷量補正処理部２２にて図１３のフローチャートに基づいた非発電箇所負荷量補正処理を実施し（ステップＳ１０２）、その後、位相角指定ノードの負荷量計算処理部２３にて、図１４のフローチャートに基づいた位相角指定ノードの負荷量計算処理を実施する（ステップＳ１０３）。
【００４７】
次に、この実施の形態による直流法潮流計算部７の動作を図１６のフローチャートに基づいて以下に説明する。
まず、非発電箇所負荷量補正処理部２２にて図１３のフローチャートに基づいた非発電箇所負荷量補正処理を実施し（ステップＳＳ０１）、その後、位相角指定ノードの負荷量計算処理部２３にて、図１４のフローチャートに基づいた位相角指定ノードの負荷量計算処理を実施する（ステップＳＳ０２）。
次いで、上記実施の形態１の図６で示した直流法潮流計算と同様にステップＳＳ１〜ステップＳＳ６の処理を行う。
【００４８】
この実施の形態では、非発電箇所負荷量補正処理および位相角指定ノードの負荷量計算処理の実施済か未実施かをフラグ１８、１９で管理するようにしたため、保存カレントＤＢ４内の監視制御情報に対して直流法潮流計算を実施する前に、非発電箇所負荷量補正処理および位相角指定ノードの負荷量計算処理を確実に１回実施し、同じ計算を何回も実施することがない。また、系統設定処理部８で設定変更した場合にも、変更された監視制御情報に対して、直流法潮流計算を実施する前に、非発電箇所負荷量補正処理および位相角指定ノードの負荷量計算処理を確実に１回実施できる。なお、非発電箇所負荷量補正処理および位相角指定ノードの負荷量計算処理のどちらか一方だけを、フラグで管理するようにしても、その処理に関しては、同様な効果がある。
また上記実施の形態１と同様に電力系統各部の負荷量を信頼性良く求めることができる効果が得られる。
【００４９】
なお、上記実施の形態１と同様に、上記実施の形態２〜５に対しても同様に、系統設定処理部８、非発電箇所負荷量補正処理済フラグ１８、位相角指定ノードの負荷量計算処理済フラグ１９を設け、非発電箇所負荷量補正処理と位相角指定ノードの負荷量計算処理を、直流法潮流計算時にも演算させることで、同様の効果が得られる。
この実施の形態では、直流法潮流計算を例として説明したが、交流法潮流計算、過渡安定度計算、定態安定度計算、電圧安定度計算などの他の負荷量を利用する計算に適用しても同様の効果が得られる。
また、系統設定処理８がＴＭ値１２も変更可能とし、オンライン負荷量計算処理部２１を保存カレントＤＢ４に対して実行できるようにしてもよい。その場合に、実施済のフラグを管理し、オンライン負荷量計算処理を直流法潮流計算などの負荷量を利用する処理の中で実行するようにしてもよい。フラグによる実施済かどうかの管理や、負荷量を利用する処理の中で実行することは必ずしも行わなくてもよい。電力系統解析装置の使用者が必要に応じて、オンライン負荷量計算処理、非発電箇所負荷量補正処理、位相角指定ノードの負荷量計算処理を実行できるようにしておくだけでもよい。フラグだけ管理して、未実施の場合に負荷量を利用する処理を実行するとエラーを通知するだけにしてもよい。
【００５０】
実施の形態７．
図１７はこの発明の実施の形態７による電力系統監視制御システムの概略構成を示すブロック図である。この実施の形態では、監視制御情報の位相角指定値１４を、カレントＤＢ１、保存カレントＤＢ４とは別のデータとして管理する。位相角指定値１４は全位相角指定の位相角指定値を管理するものであり、位相角指定値１４のデータを１組でも複数組でも持ってよい。例えば、事故復旧支援で使用する場合は、処理する事故件名ごとに位相角指定値１４を管理することとし、処理する事故件名で使用する保存カレントＤＢ４内の監視制御情報で事故件名に対応する位相角指定値１４を使用する。なお、位相角指定値１４を、カレントＤＢ１および保存カレントＤＢ４内の各監視制御情報と１対１で管理することも可能である。
この実施の形態においても上記実施の形態１と同様に電力系統各部の負荷量を信頼性良く求めることができる効果が得られる。また、この実施の形態は、上記実施の形態１〜６に同様に適用できる。
【００５１】
なお、上記実施の形態１〜７では、電力系統監視制御システムとして説明したが、監視制御情報を解析する電力系統解析装置であってもよい。その場合、カレントＤＢ１は解析装置内になくてもよく、保存カレントＤＢ４内の監視制御情報の負荷量１３に対して上述した負荷量計算を行い、該監視制御情報を用いて解析処理を行う。電力系統解析装置の保存カレントＤＢ４内の監視制御情報のデータ構造は、電力系統監視制御システムのものと同じでも異なってもよい。解析の目的に必要なデータを少なくとも有するものであれば、どのようなデータ構造でもよい。また、負荷量を利用する直流法潮流計算、交流法潮流計算、過渡安定度計算、定態安定度計算、電圧安定度計算などの負荷量利用手段を備えて、上述した負荷量計算の実行後に負荷量を利用するようにさせても良い。なお、電力系統解析装置で実施する処理は、実施の形態１〜７の何れかで記述した位相角指定負荷量計算処理、オンライン負荷量計算処理、非発電箇所負荷量補正処理の少なくとも一の処理である。
【００５２】
【発明の効果】
以上のようにこの発明に係る電力系統の負荷量計算方法は、電力系統設備の接続情報とインピーダンス値と、位相角を指定する所定の箇所である位相角指定箇所の位相角指定値と、上記位相角指定箇所以外の箇所の負荷量とを入力として、上記位相角指定箇所の位相角を上記位相角指定値とするような上記位相角指定箇所の負荷量を計算する位相角指定負荷計算処理を行うものである。このため、電力系統の各部における負荷量を精度良く計算することができ、負荷量を用いて行う電力系統の監視制御や解析を精度良く行うことができる。
【００５３】
また、電力系統の各部で計測される諸量から負荷量を計算するオンライン負荷量計算処理と、該オンライン負荷量計算処理で計算された各負荷量をチェックして、電力発生を意味する値の負荷量が電力を発生し得ない電力発生不可箇所に対応する場合に、当該負荷量をゼロに変更する非発電箇所負荷量補正処理とを有し、該非発電箇所負荷量補正処理は、上記電力系統の設備情報を参照して上記負荷量が電力発生不可箇所に対応するかどうかを判断するものである。このため、電力系統の各部における負荷量を精度良く計算することができ、負荷量を用いて行う電力系統の監視制御や解析を精度良く行うことができる。
【００５４】
この発明に係る電力系統監視制御システムは、電力系統の各部で計測される諸量と負荷量とを含む現在の電力系統の監視制御情報を保持するカレントデータベースと、電力系統の設備情報を格納する設備データベースと、請求項１〜請求項９のいずれかに記載の電力系統の負荷量計算方法を、上記設備データベースおよび上記カレントデータベースを参照して実行し、計算した負荷量を上記カレントデータベースに記録する負荷量計算手段とを備えるものである。このため、電力系統の各部における負荷量を精度良く計算することができ、高精度な負荷量を用いて信頼性の高い電力系統の監視制御を行うことができる。
【００５５】
この発明に係る電力系統解析装置は、電力系統の各部で計測される諸量と負荷量とを含む電力系統の監視制御情報を保存する保存カレントデータベースと、電力系統の設備情報を格納する設備データベースと、請求項１〜請求項５のいずれかに記載の上記位相角指定負荷量計算処理、請求項６または請求項９のいずれかに記載の上記オンライン負荷量計算処理、請求項６または請求項７または請求項９のいずれかに記載の上記非発電箇所負荷量補正処理のいずれか少なくとも一を行う負荷量計算方法を、上記設備データベースおよび上記保存カレントデータベースを参照して実行し、計算した負荷量を上記カレントデータベースに記録する負荷量計算手段とを備えるものである。このため、電力系統の各部における負荷量を精度良く計算することができ、高精度な負荷量を用いて信頼性の高い電力系統の解析処理を行うことができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】この発明の実施の形態１による電力系統監視制御システムの概略構成を示すブロック図である。
【図２】この発明の実施の形態１による負荷量計算方法を説明するフローチャートである。
【図３】この発明の実施の形態１による非発電箇所負荷量補正処理を説明するフローチャートである。
【図４】この発明の実施の形態１による位相角指定ノードの負荷量計算処理を説明するフローチャートである。
【図５】この発明の実施の形態１によるブランチの等価回路を示す図である。
【図６】この発明の実施の形態１による直流法潮流計算を説明するフローチャートである。
【図７】この発明の実施の形態２による電力系統監視制御システムの概略構成を示すブロック図である。
【図８】この発明の実施の形態３による電力系統監視制御システムの概略構成を示すブロック図である。
【図９】この発明の実施の形態４による電力系統監視制御システムの概略構成を示すブロック図である。
【図１０】この発明の実施の形態５による電力系統監視制御システムの概略構成を示すブロック図である。
【図１１】この発明の実施の形態５による位相角指定ノードの負荷量計算処理かつ直流法潮流計算のフローチャートである。
【図１２】この発明の実施の形態６による電力系統監視制御システムの概略構成を示すブロック図である。
【図１３】この発明の実施の形態６による非発電箇所負荷量補正処理を説明するフローチャートである。
【図１４】この発明の実施の形態６による位相角指定ノードの負荷量計算処理を説明するフローチャートである。
【図１５】この発明の実施の形態６による負荷量計算処理部での負荷量計算を説明するフローチャートである。
【図１６】この発明の実施の形態６による直流法潮流計算部の動作を説明明するフローチャートである。
【図１７】この発明の実施の形態７による電力系統監視制御システムの概略構成を示すブロック図である。
【符号の説明】
１ カレントＤＢ、２ 負荷量計算部、３ 設備ＤＢ、
４ 保存カレントＤＢ、５ 系統保存処理部、７ 直流法潮流計算部、
８ 系統設定処理部、１１ 電力系統設備の接続情報としての開閉器状態、
１２ 電力系統の各部で計測される諸量としてのＴＭ値、１３ 負荷量、
１４ 位相角指定値、１６ ノードの位相角、１７ ブランチの潮流、
１８ 非発電箇所負荷量補正処理済フラグ、
１９ 位相角指定ノードの負荷量計算処理済フラグ、
２１ オンライン負荷量計算処理部、２２ 非発電箇所負荷量補正処理部、
２３ 位相角指定ノードの負荷量計算処理部。[0001]
TECHNICAL FIELD OF THE INVENTION
The present invention relates to a load calculation method for accurately calculating a power flow and a phase angle in power system monitoring control and analysis.
[0002]
[Prior art]
In the power flow calculation performed in the conventional power system monitoring control and analysis, there is known a flow flow calculation using a flow DC method (hereinafter referred to as a DC method) under the following assumptions. . Note that a branch shown below is a transmission line or a transformer, and a node is connected to the branch and corresponds to a bus or the like.
(1) As for the impedance of the branch, only the reactance is considered, and the resistance and the capacitance are ignored. In other words, transmission losses are ignored.
(2) The voltages at each node are all held at the reference voltage, and the active power flowing through each branch is proportional to the phase difference between the voltages at the nodes on both sides thereof.
The voltage of nodes i and j is V i * Exp (θ i ), V j * Exp (θ j ), And the reactance of the branch (ij) between the nodes i and j is X ij And the active power flow flowing through the branch (ij) is P ij Then, the following equation is established.
P ij = -P ji = (V i * V j * Sin (θ i −θ j )) / X ij --- (Formula 1.1)
In addition, the following equation is obtained based on the assumption (2).
P ij = -P ji = (Θ i −θ j ) / X ij −−− (Equation 1.2)
In the procedure of the DC method power flow calculation, first, an admittance matrix when only the reactance of the branch is considered is obtained, and then an injection power vector of each node is obtained. Next, the phase angle of each node is determined from the admittance matrix and the injected power vector, and the flow of the branch is determined from the phase angle of this node (for example, see Non-Patent Document 1).
[0003]
[Non-patent document 1]
Yasuji Sekine, "Theory of Power System Analysis," Denki Shoin, published on October 15, 1975, 180
[0004]
[Problems to be solved by the invention]
The conventional power flow calculation of the power system uses the injected power vector of each node as described above, and therefore, is calculated by giving the values of the power output of the generator and the power consumption of the load. In this case, the load amount of the load of each part of the power system (negative value in the case of power generation) that is aggregated into the injected power of each node is the current, active power, reactive power, apparent power, voltage measured at each part of the system. Is calculated or estimated based on the values of various quantities such as.
By the way, for example, in a power system monitoring and control system that performs power flow calculation, if the database definition range of the power system does not match the actual system and is a part of it, or even if it matches, information outside the monitoring control target range is obtained. Often not. For this reason, when there is no base information for calculation and estimation when calculating the load amount of the load aggregated at each node, for convenience, the information is set to, for example, 0, and calculation and estimation are performed. It is difficult to obtain the load amount of the node with high reliability. For example, when only the current flowing out of the point A through which the electric power passes is measured and the current flowing into the point A is not measured, the load amount of the point A is calculated as power generation. In addition, in a power supply bus having a lower system not defined in the equipment DB, it is not possible to estimate the total load of the lower systems not defined in the equipment DB.
For this reason, there is a problem that it is difficult to improve the accuracy of the power flow calculation performed using the obtained load value. Similar problems exist in transient stability calculation, steady state stability calculation, voltage stability calculation, etc. other than the power flow calculation.
[0005]
The present invention has been made in order to solve the above-described problems, and provides a load calculation method for reliably obtaining the load of each unit of the power system in order to perform monitoring control of the power system. The purpose is to do. It is another object of the present invention to accurately monitor and control a power system using such a load amount calculation method, and to provide a power system monitoring and control system and a power system analysis device suitable for the purpose.
[0006]
[Means for Solving the Problems]
The load calculation method for a power system according to the present invention includes the connection information of the power system equipment, the impedance value, the phase angle specification value of the phase angle specification location that is a predetermined location that specifies the phase angle, and the phase angle specification location. A phase angle designated load amount calculation process of calculating a load amount of the phase angle designated portion such that the phase angle of the phase angle designated portion is set to the phase angle designated value by using the load amount of the other portion as an input. It is.
[0007]
Also, an online load amount calculation process for calculating a load amount from various amounts measured in each part of the power system and each load amount calculated in the online load amount calculation process are checked, and a value indicating a power generation is checked. A non-power generation point load amount correction process of changing the load amount to zero when the load amount corresponds to a power generation non-problem where power cannot be generated; It is to determine whether or not the above-mentioned load amount corresponds to the location where power cannot be generated with reference to the facility information of the system.
[0008]
A power system monitoring and control system according to the present invention stores a current database that stores current power system monitoring and control information including various amounts and load amounts measured in each unit of the power system, and stores power system equipment information. An equipment database and a load calculation method for a power system according to any one of claims 1 to 9 are executed with reference to the equipment database and the current database, and the calculated load is recorded in the current database. And a load amount calculating means.
[0009]
A power system analysis device according to the present invention includes a storage current database that stores monitoring and control information of a power system including various amounts and load amounts measured in each unit of the power system, and a facility database that stores facility information of the power system. The phase angle designated load amount calculation process according to any one of claims 1 to 5, the online load amount calculation process according to any one of claims 6 or 9, and the online load amount calculation process according to any one of claims 6 to 9. The load calculation method for performing at least one of the non-power generation point load correction processes according to any one of claims 7 and 9 with reference to the equipment database and the stored current database, and calculating the calculated load. Load amount calculating means for recording the amount in the current database.
[0010]
BEST MODE FOR CARRYING OUT THE INVENTION
Embodiment 1 FIG.
FIG. 1 is a block diagram showing a schematic configuration of a power system monitoring and control system according to Embodiment 1 of the present invention. As shown in the figure, a current database 1 (hereinafter, referred to as a current DB1) that holds the current monitoring and control information of the power system, and a facility database 3 (hereinafter, referred to as a facility DB3) that stores facility information of the power system. And a storage current database 4 (hereinafter, referred to as a storage current DB 4) for storing monitoring control information in the current DB 1 at a certain point in time.
The current DB 1 is a DB that is changed and updated immediately in accordance with a change in the system, and holds monitoring control information including a large number of data expressing the state of the power system. Here, only the components necessary for the present invention will be described. The monitoring control information in the current DB 1 is composed of the switch state 11, the TM value 12, the load amount 13, the phase angle designation value 14, the row facility group state 15, the node phase angle 16, and the branch power flow 17. The data structure of the monitoring control information in the saved current DB 4 is the same as the data structure of the monitoring control information in the current DB 1. By making the same, the monitoring control information can be quickly saved by batch copying when saving the monitoring control information in the saved current DB 4, and can be applied to the saved current DB 4 without changing the processing for the current DB 1.
[0011]
Note that the data structures of the monitoring control information in the current DB 1 and the stored current DB 4 need not be those shown in FIG. 1 as long as they can express necessary information. The data structure of the monitoring control information in the stored current DB 4 may be different from the data structure of the monitoring control information in the current DB 1. For example, if the monitoring control information has a data structure excluding information that can be obtained by calculation or the like from other information, the same content can be stored with a smaller capacity than the current DB1. Alternatively, the data structure of the monitoring control information in the stored current DB 4 may include the data structure of the monitoring control information in the current DB 1 and may store other information. The current DB 1 and the stored current DB 4 may be physically constituted by a plurality of data files. The data structure extended by the save current DB 4 may be a separate file.
[0012]
The switch state 11 serves as connection information of the power system equipment such as the ON / OFF state of the switch. The TM value 12 is a value of various quantities measured in each part of the system. The load amount 13 is a value of the load amount calculated and set by the load amount calculation unit 2 as a load amount calculation unit described later. Here, the power flow calculation node corresponding to the phase angle designation location is called a phase angle designation node. The load amount 13 is classified into a load amount 131 of the phase angle designation node and a load amount 132 other than the phase angle designation node. The phase angle designation value 14 is a designated value of the phase angle designated for the phase angle designation node. At points where the phase angle can be measured online, the phase angle TM value becomes the designated phase angle value 14. If the phase angle cannot be measured online, the offline phase angle TM is defined in the equipment DB, or the designated phase angle value 14 can be designated by another means. The term "off-line" means that the operation information is not transmitted to the power system monitoring and control system and the state setting is changed from the power system monitoring and control system.
[0013]
The row facility group state 15 is a state relating to rows and facility groups. Here, the row is a node in the power flow calculation, and the equipment group is data that aggregates rows connected by branches having impedance. Note that a row includes uncut branches having no impedance and nodes on both sides thereof. Note that the nodes and branches referred to here are those defined in the facility DB3. The variable connection data of the switch state 11 and the row equipment group state 15 and the data of the fixed connection relation between the node and the branch in the equipment DB constitute the connection information of the power system. The row facility group state 15 is composed of data such as which row and facility group the node or branch belongs to, and a set of nodes or branches belonging to the row or facility group. The node phase angle 16 is a node phase angle calculated as a result of the power flow calculation. The branch flow 17 is a branch flow calculated by the flow calculation. The phase angle 16 of the node and the power flow 17 of the branch may correspond to the node and the branch in the facility DB 3, or may correspond to the node and the branch created for the power flow calculation.
[0014]
In addition, the power system monitoring and control system includes a load amount calculation unit 2 that calculates the load amount 13. The load calculation unit 2 includes an online load calculation processing unit 21, a non-power generation location load correction processing unit 22, and a load calculation processing unit 23 of a phase angle designation node. Further, a system storage processing unit 5 for copying and storing the monitoring control information of the current DB 1 at a certain point in time in the storage current DB 4, and a line equipment group creation processing unit for setting the line equipment group state 15 with the switch state 11 as an input. 6 and a DC method power flow calculator 7. The DC method power flow calculation unit 7 receives and inputs the equipment DB 3, the switch state 11, the load amount 13, and the row equipment group state 15, calculates and uses the injected power 37 of the node, and uses the phase angle 16 of the node and the power flow of the branch. 17 is calculated and set. Here, before the DC method power flow calculation by the DC method power flow calculation unit 7 is performed, it is necessary to perform the line equipment group creation processing 6 and set the line equipment group state 15.
[0015]
The operation of the power system monitoring and control system configured as described above will be described below.
FIG. 2 is a flowchart for explaining a load amount calculation method in the load amount calculation processing unit 2. As shown in the figure, first, as in the conventional case, the switch state 11 of the current DB 1 and the TM value 12 which is the value of various quantities such as power and voltage measured in each part of the system are input and the equipment DB 3 is referred to. Then, an online load amount calculation process for calculating or estimating the load of each part of the power system is performed. This processing is performed by the online load amount calculation processing unit 21. At this time, if there is no base information for calculation and estimation when obtaining the load of each unit of the power system, the information is set to, for example, 0 for convenience. To calculate and estimate (step S101).
[0016]
Next, the non-power generation location load correction processing unit 22 performs the non-power generation location load correction processing (step S102), and thereafter, the phase angle specification value 14 is calculated by the load calculation processing unit 23 of the phase angle specification node. The load calculation processing of the set phase angle designation node is performed as the phase angle designation load calculation processing (step S103). The non-power generation location load amount correction processing in step S102 and the load amount calculation processing of the phase angle designation node in step S103 will be described in detail below.
Here, it is necessary to perform the non-power generation location load amount correction processing before the load amount calculation processing of the phase angle designation node. If the order is reversed, the phase angle of the phase angle designation node deviates from the designated value due to the load amount corrected to zero in the non-power generation location load amount correction processing. If the magnitude of the load amount to be corrected to zero in the non-power generation location load amount correction processing is small, the deviation is small, so that there is no problem even if the order is reversed.
[0017]
FIG. 3 is a flowchart illustrating the non-power generation location load amount correction processing in step S102.
First, one load is extracted from the loads whose load amounts have been determined by the online load amount calculation processing in step S101 described above (step S201), and it is checked whether the load amount is smaller than zero. In the present specification, the case where the load amount is larger than 0 is defined as a load, and the case where the load amount is smaller than 0 is defined as power generation (step S202).
If YES in step S202 and the load amount is smaller than 0, meaning that power generation is performed, the power generation is performed at a location where the load cannot generate power by referring to the equipment information of the power system in the equipment DB3. It is determined whether or not it corresponds to an impossible part. First, it is checked whether the load is included in the same row as the power supply bus (step S203). If step S203 is NO, it is checked whether the load corresponds to the generator or the bus to which the generator is connected. When a generator is not defined in the database, the generator connected bus is regarded as equivalent to the generator. Whether or not the bus is connected to the generator is determined by giving a flag to the bus or by determining that the bus belongs to the power plant as the bus to which the generator is connected (step S204). . In the case of YES in step S203 or NO in step S204, it is determined that it corresponds to the power generation impossible portion, and the load amount is set to 0 (step S205).
After the execution of step S205, and in the case of NO in step S202 and in the case of YES in step S204, it is checked whether all loads have been processed (step S206). If step S206 is YES, the process ends. If step S206 is NO, the process returns to step S201.
[0018]
As described above, in the non-power generation point load amount correction processing, each load amount calculated in the online load amount calculation processing is checked, and the power generation load is determined in a place where power generation cannot be performed or a power generation load is allocated to the power supply bus. Since the amount is set to zero, the load amount can be calculated more accurately.
The flow in FIG. 3 may be modified so that only the power bus or only the location where the generator is located is determined as the location where power generation is possible. Instead of the flow of FIG. 3, a flag may be provided in the facility DB to determine whether there is a place where power can be generated, and it may be determined whether or not there is a place where power can be generated based on the flag defined in the facility DB. Furthermore, both the flow of FIG. 3 or the flow improved from FIG. 3 and the determination as to whether or not the power can be generated by the flag defined in the facility DB may be performed. Although the case where the load is smaller than zero is regarded as power generation, the same processing can be performed when the case where the load is larger than zero is regarded as power generation.
[0019]
Next, FIG. 4 is a flowchart illustrating the load amount calculation processing of the phase angle designation node in step S103.
First, a power flow calculation node is created corresponding to a row from the power system connection information such as the row facility group state 15, and a branch having impedance between rows is created as a power flow calculation branch. A node branch creation process for classifying the nodes into a phase angle designation node (θ designation node) which is a designated node and other injected power designation nodes (P designation nodes) is performed. An admittance matrix is created from the branch impedance values obtained from the facility DB3. In the following, nodes and branches are nodes and branches for power flow calculation unless otherwise specified. Specifically, it is performed as follows. First, all elements of the admittance matrix are initialized to zero. The admittance value of the branch, which is the reciprocal of the impedance value of the branch, is added to the diagonal components of the numbers of the nodes on both sides of the branch, and is subtracted from the non-diagonal components. Then, the diagonal admittance value is added to the diagonal component at a necessary node. The admittance matrix created in this way is equivalent to expressing (Equation 1.2) in a matrix. The impedance value of the branch is a value when only reactance is considered (step S1).
[0020]
Here, it is assumed that the equivalent circuit of the branch is as shown in FIG. This equivalent circuit is the same as the equivalent circuit of the DC flow calculation, and if the variables are defined in the same manner as described above, (Equation 1.1) and (Equation 1.2) hold.
An equation that expresses the Kirchhoff's first law in a matrix at each node is as follows: The number of nodes is n, and the injected power vector of the node is P = ＰP i , I = 1,. . . , N}, and the vector of the voltage phase angle of the node is θ = {θ i , I = 1,. . . , N}, and the admittance matrix is [Y] = {Y ij , I = 1,. . . , N, j = 1,. . . , N}, the following relational expression is obtained.
[Y] * θ = P (Equation 1.3)
[0021]
Next, the node numbers are rearranged so that the numbers of the P designated node and the θ designated node are not mixed, and the number of off-diagonal elements of the lower triangular matrix and the upper triangular matrix after LU decomposition is reduced. Perform ordering processing. Here, for example, the P designated node is rearranged so as to have a smaller number than the θ designated node (step S2).
It is not always necessary to reduce the number of off-diagonal elements of the lower triangular matrix and the upper triangular matrix after LU decomposition in the ordering process. There is no change in the results obtained without the implementation. If it is performed, there is an effect that the calculation can be performed faster than the case where the LU decomposition and the forward / backward substitution are not performed.
[0022]
The number of the node is represented by the number after ordering in this way, and variables are defined as follows. Here, the element at the j-th row and the k-th column of the matrix [Y] is represented as y [j] [k].
n: dimension of admittance matrix
n1: Number of P designated nodes
n2 = n-n1: the number of θ designated nodes
[Y11] = {y [j] [k], j = 1,. . . , N1, k = 1,. . . , N1}: corresponding part of P-designated node of admittance matrix
[Y12] = {y [j] [k], j = 1,. . . , N1, k = n1 + 1,. . . , N}: a part expressing the relationship between the phase angle of the θ designated node of the admittance matrix and the injected power of the P designated node
[Y21] = {y [j] [k], j = n1 + 1,. . . , N, k = 1,. . . , N1}: a part expressing the relationship between the phase angle of the P designated node of the admittance matrix and the injected power of the θ designated node
[Y22] = {y [j] [k], j = n1 + 1,. . . , N, k = n1 + 1,. . . , N}: corresponding part of the admittance matrix θ-specified node
[0023]
P1 = {p [j], j = 1,. . . , N1}: Injected power of P designated node (default value)
P2 = {p [j], j = n1 + 1,. . . , N}: Injection power of θ designated node to be calculated
θ1 = {θ [j], j = 1,. . . , N1}: phase angle of P designated node to be calculated
θ2 = {θ [j], j = n1 + 1,. . . , N}: phase angle of the specified θ node (default)
Here, as the injected power P1 of the P designated node, a value obtained by summing the loads obtained in the non-power generation location load amount correction processing in step S102 with respect to the loads aggregated in this node is set. The phase angle θ2 is obtained from the specified phase angle value 14 of the monitoring control information of the current DB1.
The variables are defined in this way, and the injected power vectors P1 and P2 and the combined P thereof and the phase angle vectors θ1 and θ2 and the combined θ are created (steps S3 and S4).
[0024]
By substituting the variables defined above into (Equation 1.3), the following equation is obtained.
Figure 2004343901
Next, when the admittance matrix [Y] shown in (Expression 1.3) is LU-decomposed, the following expression is obtained.
Figure 2004343901
Here, variables are defined as follows.
[L] = {l [j] [k], j = 1,. . . , N, k = 1,. . . , N}: lower triangular matrix. In j, k where k> j, l [j] [k] = 0.
[U] = {u [j] [k], j = 1,. . . , N, k = 1,. . . , N}: upper triangular matrix. For j, k such that k <j, u [j] [k] = 0 (step S5).
[0025]
The process of forward-backward substitution after LU decomposition is expressed by the following expression when only the portion of the P designated node is expressed. Note that since θ2 is predetermined, the calculation of the portion of the θ designation node is unnecessary for forward substitution and backward substitution.
Figure 2004343901
Here, variables are defined as follows.
b1: Intermediate processing result vector obtained by forward substitution.
[L11] = {l [j] [k], j = 1,. . . , N1, k = 1,. . . , N1}: corresponding part of the P designated node of the lower triangular matrix.
[U11] = {u [j] [k], j = 1,. . . , N1, k = 1,. . . , N1}: corresponding part of the P designated node of the upper triangular matrix.
[U12] = {u [j] [k], j = 1,. . . , N1, k = n1 + 1,. . . , N}: A part expressing the relationship between the phase angle of the θ designated node of the upper triangular matrix and the injected power of the P designated node.
[0026]
Since P1 is the default, equation (2.4) is solved to calculate b1 (step S6). Next, θ1 is calculated by solving (Expression 2.5) (Step S7). Note that (Equation 2.4) and (Equation 2.5) are only the part of the P designated node, but when the phase angle of the θ designated node is set as default, the same processing as the normal forward / reverse substitution is performed. Subsequently, P2 is calculated from (Expression 2.2) (Step S8). As described above, the injected power P2 of the θ designated node is calculated by the phase angle designated node injected power calculation processing in steps S5 to S8.
Finally, a phase angle designated point load distribution calculation for distributing and calculating the load so that the injected power P2 of the θ designated node is equal to the total value of the loads aggregated in the θ designated node. The process is performed (step S9), and the load amount calculation process of the phase angle designation node is completed.
If there is no reason to specially treat any specific load in step S9, the load is evenly distributed. When the power supply bus and the non-power supply bus are consolidated into the same θ designated node, the load is distributed only to the power supply bus, and the load of the non-power supply bus is set to zero. Even if there is no reason for special treatment, it is not necessary to distribute the load evenly, such as distributing the load only to the bus having the smallest number in the database. If the total value of the loads of the loads aggregated in the θ designated node is equal to the injected power of the θ designated node calculated in step S8, any distribution may be performed.
[0027]
As described above, steps S101 to S103 are performed by the online load calculation processing unit 21, the non-power generation location load correction processing unit 22, and the load calculation processing unit 23 of the phase angle designation node in the load calculation processing unit 2. Is performed, the load amount of each node is calculated, and the load amount 13 of the monitoring control information is set.
The monitoring control information of the current DB 1 in which the load amount 13 is set is copied and stored in the storage current DB 4 by the system storage processing unit 5, and the DC control power flow calculation is performed on the monitoring control information in the storage current DB 4. The unit 7 calculates and uses the injection power 37 of the node by using the equipment DB 3, the switch state 11, the load 13, and the row equipment group state 15 as inputs, and calculates the node phase angle 16 and the branch power flow 17. To set.
The procedure of the DC method power flow calculation is the same as that of the conventional method, but as shown in FIG. 6, an admittance matrix is obtained (step SS1), the node numbers are rearranged (step SS2), and the admittance matrix is LU-decomposed. (Step SS3). Next, the injection power of the node is obtained (step SS4). Subsequently, the phase angle of the node is determined by forward / backward substitution (step SS5), and the branch flow is determined from the phase angle of the node (step SS6).
The phase angle of the θ designated node calculated in step SS5 becomes the designated phase angle value 14, and the phase angles of the other nodes also become appropriate values.
[0028]
As described above, in this embodiment, the database definition range of the power system does not match the actual system, or even if it does, information outside the monitoring control target range is not obtained, and the load amount of each part of the power system is Can be obtained with high reliability even when there is no information that is the basis for calculation and estimation when calculating. For this reason, the phase angle of the predetermined phase angle designation node can be equal to the designated value, and the phase angles of the other nodes can be reasonable values, and the accuracy of power flow calculation, other power system monitoring control, and analysis processing can be improved. .
[0029]
Note that, in the load amount calculation processing of the phase angle designation node, the portions (n1 + 1 ≦ j ≦ n) corresponding to the θ designation node of the LU-decomposed admittance matrices [L] and [U] are not used in the calculation. The rearrangement such that the off-diagonal elements in the ordering in step S2 are reduced and the LU decomposition of the admittance matrix in step S5 are performed only for the P designated node portion (1 ≦ j ≦ n1). Good.
However, this is limited to the case where the P designated nodes are rearranged so as to be smaller in number than the θ designated node. If the θ designated node is rearranged so as to have a number smaller than the number of the P designated node, LU decomposition is performed for all nodes, and forward / backward substitution is performed as follows. The sub-matrix corresponding to the θ-specified node of the upper triangular matrix is multiplied by the vector of the phase angle of the θ-specified node to obtain a portion of b1 corresponding to the θ-specified node. Next, a portion corresponding to the P designated node of b1 is obtained by forward substitution using a lower triangular matrix. The phase angle of the P designated node is obtained by backward substitution using the upper triangular matrix.
[0030]
Further, since [theta] 2 is predetermined in (Equation 2.1), [Y11] may be LU-decomposed. In that case, the calculation formula is as follows.
[Y11] * θ1 = P1- [Y12] * θ2 = P1a
[Y11] = [L11] * [U11]
[L11] * b1a = P1a
[U11] * θ1 = b1a
Here, the variables have the following meanings.
P1a: corrected partial injected power vector. The value obtained by removing the power flow between the specified node and the specified node from the specified power.
b1a: Intermediate processing result vector obtained by forward substitution for P1a.
In any of the methods described above, P2 can be calculated, the phase angle of the θ designated node can be set as the specified value, and the phase angles of the other nodes can be set to appropriate values.
[0031]
Further, even in a virtual system in which the switch state 11 has been changed in the stored current DB 4 in which the monitoring control information of the current DB 1 has been stored, the phase angle becomes an appropriate value when the DC method power flow calculation is performed. In the above embodiment, the calculation and setting of the load amount by the load amount calculation unit 2 are performed on the monitoring control information in the current DB 1 and are not performed on the saved current DB 4. There is no possibility that the problem of incorrectly changing the quantity 13 will occur.
Also, it is assumed that the load amount 131 of the phase angle designation node does not set a value based on a result other than the load amount calculation processing of the phase angle designation node. Accordingly, there is no timing at which a load amount calculated from the phase angle designation value is set as the load amount of the phase angle designation node, and the reliability is improved.
[0032]
Further, in this embodiment, the case where the non-power generation point load amount correction processing and the load amount calculation processing of the phase angle designation node are both performed has been described, but the effects of each processing can be obtained even if they are performed independently. Thus, the reliability of the load calculation is improved.
Here, the load calculation processing of the phase angle designation node in which the DC method power flow calculation is improved has been described, but the AC method power flow calculation may be improved. When the AC method power flow calculation is improved, the injected power of the phase angle designation node is also used as a variable, and the phase angle of the phase angle designation node is set to a specified value as a constraint, and the phase calculation is repeatedly performed. The injected power of the phase angle designation node that makes the phase angle of the angle designation node a designated value can be obtained. Even if the constraint that the phase angle of the phase angle designated node becomes the designated value is not added to the constraint condition, iterative calculation is performed by changing the injection power of the phase angle designated node from the difference between the phase angle of the phase angle designated node and the designated value. It may be a method of performing.
[0033]
Although the phase angle specified node phase angle in the DC method power flow calculation has been described as a specified value here, the AC method power flow calculation may be used, and the phase angle of the phase angle specified node is substantially equal to the specified value. .
Similar effects are obtained in calculations using load amounts other than power flow calculations, such as transient stability calculations, steady state stability calculations, and voltage stability calculations.
Although the description has been given of the case of the power system monitoring and control system having the saved current DB 4 and the system saving process 5, the present invention can be applied even when the saved current DB 4 and the system saving process 5 are not provided. In this case, a means utilizing the load amount such as the DC flow calculation is executed in the current DB1.
[0034]
Embodiment 2 FIG.
FIG. 7 is a block diagram showing a schematic configuration of a power system monitoring and control system according to Embodiment 2 of the present invention. In the first embodiment, load calculation as load calculation means including an online load calculation processing unit 21, a non-power generation location load correction processing unit 22, and a load calculation processing unit 23 of a phase angle designation node. Although the unit 2 calculates the load amount and sets the load amount 13 in the monitoring control information of the current DB 1, in this embodiment, the load amount calculated by the online load amount calculation processing unit 21 is used as the load amount 13. After the setting, the processing in the non-power generation location load correction processing unit 22 and the load calculation processing unit 23 of the phase angle designation node is performed immediately after the current DB1 independently of the processing by the online load calculation processing unit 21. Is performed for the load amount 13 of the monitoring control information.
[0035]
The on-line load amount calculation processing unit 21 receives the switch state 11 of the current DB 1 and the TM value 12 which is the value of various amounts such as power and voltage measured in each part of the system as input, and refers to the equipment DB 3 as in the past. Then, the load of each node is calculated or estimated. By configuring the non-power generation point load amount correction processing unit 22 and the load amount calculation processing unit 23 of the phase angle designation node as processes independent of the online load amount calculation processing unit 21, the online load amount calculation processing unit The process 21 can be used without modification. Further, similarly to the first embodiment, the load amount of each node can be obtained with high reliability, and the accuracy of the power flow calculation, the monitoring control of the power system, and the analysis processing is improved.
[0036]
In addition, since the processing time in the non-power generation location load correction processing unit 22 and the load calculation processing unit 23 of the phase angle designation node is short (less than 1 second in the latest computer), the online load calculation processing unit Even if the startup cycle at 21 is as short as a few seconds, it does not affect its operation. Therefore, the non-power generation location load amount correction processing unit 22 and the load amount calculation processing unit 23 of the phase angle designation node can be performed immediately after the calculation and setting of the load amount in the online load amount calculation processing unit 21. There is no influence such as that the non-power generation point load amount correction processing unit 22 and the load amount calculation processing unit 23 of the phase angle designation node are in the process of being started, and the online load amount calculation processing unit 21 is not delayed. Can be processed promptly.
[0037]
Embodiment 3 FIG.
FIG. 8 is a block diagram showing a schematic configuration of a power system monitoring and control system according to Embodiment 3 of the present invention. In the second embodiment, the processes of the online load amount calculation processing unit 21, the non-power generation point load amount correction processing unit 22, and the load amount calculation processing unit 23 of the phase angle designation node perform monitoring of the monitoring control information in the current DB1. In the third embodiment, the processing in the non-power generation location load amount correction processing unit 22 and the load amount calculation processing unit 23 of the phase angle designation node is performed by the monitoring control in the stored current DB 4. Performed on information. That is, after the load amount calculated by the online load amount calculation processing unit 21 is set to the load amount 13 of the monitoring control information in the current DB 1, the monitoring control information of the current DB 1 in which the load amount 13 is set is transferred to the system storage processing unit. 5 and saves the data in the saved current DB 4, and processes the monitoring control information in the saved current DB 4 in the non-power generation location load amount correction processing unit 22 and the load amount calculation processing unit 23 of the phase angle designation node. Do.
[0038]
As described above, the processing in the non-power generation point load amount correction processing unit 22 and the load amount calculation processing unit 23 of the phase angle designation node is performed on the monitoring control information in the stored current DB 4, that is, on the stored monitoring control information. Therefore, these processes can be performed even immediately after the execution of the process by the online load amount calculation processing unit 21, and the degree of freedom of the process is improved. However, before executing the processing using the load amount such as the DC method power flow calculation on the stored current DB 4 storing the monitoring control information of the current DB 1, the non-power generation point load amount correction processing unit 22 and the phase angle designation node It is necessary to execute the processing in the load amount calculation processing unit 23. Further, similarly to the first embodiment, the load amount of each part of the power system can be obtained with high reliability, and the accuracy of the power flow calculation, other monitoring and control of the power system, and the analysis processing are improved. Even if only one of the processing in the non-power generation location load correction processing unit 22 and the processing in the load calculation unit of the phase angle designation node is performed on the monitoring control information in the stored current DB 4, Can be performed not immediately after the execution of the processing by the online load amount calculation unit processing unit 21, and there is an effect that the degree of freedom of the processing is improved.
[0039]
Embodiment 4 FIG.
FIG. 9 is a block diagram showing a schematic configuration of a power system monitoring and control system according to Embodiment 4 of the present invention. In the third embodiment, the monitoring control information in the stored current DB 4 is processed by the non-power generation point load correction processing unit 22 and the load calculation processing unit 23 of the phase angle designation node. However, in the fourth embodiment, these processes are performed on the monitoring control information in the stored current DB 4 immediately after the system storing process of the monitoring control information by the system saving processing unit 5. For this reason, the effect of being able to obtain the load amount of each node with high reliability as in the first embodiment is obtained, and the DC current flow calculation is performed on the stored current DB 4 storing the monitoring control information of the current DB 1. Before performing the processing using the load amount such as the load amount, the processing in the non-power generation point load amount correction processing unit 22 and the load amount calculation processing unit 23 of the phase angle designation node can be surely performed.
[0040]
Embodiment 5 FIG.
FIG. 10 is a block diagram showing a schematic configuration of a power system monitoring and control system according to Embodiment 5 of the present invention. In this embodiment, the load angle calculation processing unit 23 of the phase angle designation node in the fourth embodiment is replaced by a phase angle designation node load processing unit 24 for performing the load amount calculation process of the phase angle designation node and the DC method power flow calculation. Both the load amount calculation processing and the DC method power flow calculation are performed.
That is, after the load amount calculated by the online load amount calculation processing unit 21 is set to the load amount 13 of the monitoring control information in the current DB 1, the monitoring control information of the current DB 1 in which the load amount 13 is set is transferred to the system storage processing unit. 5, and saves it in the save current DB 4, and immediately after this save process, immediately after the monitoring control information, the non-power generation location load amount correction process, the load amount calculation process of the phase angle designation node, and the DC flow Perform calculations.
[0041]
The operation of the processing unit 24 that performs the load amount calculation processing of the phase angle designation node and the DC method power flow calculation will be described below based on the flowchart of FIG.
First, the processing of steps S1 to S9 is performed in the same manner as the load amount calculation processing of the phase angle designation node shown in FIG. 4 of the first embodiment. Next, the calculation result of the phase angle obtained in step S7 is set to the phase angle 16 of the node in the stored current DB 4 (step S10), and the admittance value of the branch is multiplied by the difference between the phase angles of the nodes on both sides of the branch. The flow of the branch is calculated and set as the flow 17 of the branch of the stored current DB 4 (step S11).
As described above, the load calculation processing of the phase angle designation node and the DC method power flow calculation are continuously performed by the same processing unit 24. The load amount calculation process of the phase angle designation node and the DC method power flow calculation have much in common in the calculation process, and the calculation can be performed efficiently by continuously performing them in the same processing unit 24. It can be calculated in about half the time as compared to Further, similarly to the first embodiment, the effect that the load amount of each part of the power system can be obtained with high reliability can be obtained.
[0042]
Embodiment 6 FIG.
FIG. 12 is a block diagram showing a schematic configuration of a power system monitoring and control system according to Embodiment 6 of the present invention. In the sixth embodiment, a system setting processing unit 8 is provided in the power system monitoring and control system according to the first embodiment shown in FIG. 1, and non-power generation is included in the monitoring control information in the current DB1 and the stored current DB4. A location load correction flag 18 and a load calculation completion flag 19 for the phase angle designation node are provided. Further, the non-power generation location load correction processing unit 22 and the load calculation processing unit 23 of the phase angle designation node in the load calculation unit 2 are provided in the DC method power flow calculation unit 7 separately from the load calculation unit 2. In the DC power flow calculation processing, the non-power generation point load correction processing and the load calculation processing of the phase angle designation node can be performed.
[0043]
The system setting processing unit 8 is a unit that can create an arbitrary system state. The system setting processing unit 8 can set or change necessary data items of the monitoring control information in the stored current DB 4. The system setting processing unit 8 is used by the operator or activated by another processing unit.
The non-power generation part load amount correction processing flag 18 is a flag representing whether or not the non-power generation part load amount correction processing has been performed in the stored current DB 4. The load angle calculation completion flag 19 of the phase angle designation node is also a flag indicating whether the load amount computation process of the phase angle designation node has been executed in the stored current DB 4. These flags 18 and 19 become completed when the target processing is performed on the monitoring control information in the stored current DB 4. When the change that requires the non-power generation point load amount correction processing or the load amount calculation processing of the phase angle designation node is set by the system setting processing unit 8, the flags 18 and 19 for the processing that needs to be executed are initialized. And not implemented.
[0044]
The operation of the non-power generation point load amount correction processing according to this embodiment will be described below based on the flowchart of FIG.
First, it is checked whether or not the non-power generation location load amount correction processing flag 18 indicates that execution has been completed (step S200). If the execution has been completed, the non-power generation point load amount correction processing ends. If the processing has not been completed, the processing of steps S201 to S206 is performed in the same manner as the non-power generation point load amount correction processing shown in FIG. 3 of the first embodiment. Next, it is determined that the non-power generation location load amount correction processing completed flag 18 has been executed (step S207).
[0045]
Next, the operation of the load amount calculation processing of the phase angle designation node according to this embodiment will be described below based on the flowchart of FIG.
First, it is checked whether or not the load amount calculation completion flag 19 of the phase angle designation node indicates that the execution has been completed (step S00). If executed, the load amount calculation processing of the phase angle designation node ends. If the processing has not been completed, the processing of steps S1 to S9 is performed in the same manner as the load amount calculation processing of the phase angle designation node shown in FIG. 4 of the first embodiment. Next, the load amount calculation completion flag 19 of the phase angle designation node is set to be executed (step S01).
[0046]
Next, the operation of the load amount calculation in the load amount calculation processing unit 2 according to this embodiment will be described below based on the flowchart of FIG.
First, the non-power-generating-portion load-correction-completed flag 18 and the load-calculation-processed flag 19 of the phase angle designation node are initialized to be not performed. This is to ensure that the non-power generation location load amount correction processing and the phase amount designation node load amount calculation processing are performed on the monitoring control information of the current DB 1 (step S100). Next, an online load amount calculation process is performed in the same manner as the load amount calculation in the load amount calculation processing unit 2 shown in FIG. 2 of the first embodiment (step S101).
Next, the non-power generation location load correction processing unit 22 performs the non-power generation location load correction processing based on the flowchart of FIG. 13 (step S102), and then the load calculation processing unit 23 of the phase angle designation node. Then, load amount calculation processing of the phase angle designation node is performed based on the flowchart of FIG. 14 (step S103).
[0047]
Next, the operation of the DC method power flow calculator 7 according to this embodiment will be described below with reference to the flowchart of FIG.
First, the non-power generation location load amount correction processing unit 22 performs the non-power generation location load amount correction processing based on the flowchart of FIG. 13 (step SS01), and thereafter, the non-power generation location load amount calculation processing unit 23 of the phase angle designation node. Then, the load amount calculation processing of the phase angle designation node is performed based on the flowchart of FIG. 14 (step SS02).
Next, the processing of steps SS1 to SS6 is performed in the same manner as in the DC method power flow calculation shown in FIG. 6 of the first embodiment.
[0048]
In this embodiment, the flag 18 and the flag 19 are used to manage whether the non-power generation point load correction processing and the load calculation processing of the phase angle designation node have been performed or not, so that the monitoring control information in the stored current DB 4 is managed. Before performing the DC method power flow calculation, the non-power generation location load amount correction process and the load amount calculation process of the phase angle designation node are reliably performed once, and the same calculation is not performed many times. In addition, even when the setting is changed by the system setting processing unit 8, the non-power generation point load amount correction processing and the load amount of the phase angle designation node are performed before the DC method power flow calculation is performed on the changed monitoring control information. The calculation process can be performed exactly once. Even if only one of the non-power generation point load amount correction processing and the load angle calculation processing of the phase angle designation node is managed by the flag, the same effect is obtained in the processing.
Further, similarly to the first embodiment, the effect that the load amount of each part of the power system can be obtained with high reliability can be obtained.
[0049]
As in the first embodiment, similarly to the second to fifth embodiments, the system setting processing unit 8, the non-power generation location load amount correction completion flag 18, and the load amount calculation of the phase angle designation node are performed. The same effect can be obtained by providing the processed flag 19 and causing the non-power generation location load amount correction process and the load amount calculation process of the phase angle designation node to be calculated at the time of DC method power flow calculation.
In this embodiment, the DC method power flow calculation has been described as an example, but the present invention is applied to calculations using other load amounts such as the AC method power flow calculation, transient stability calculation, steady state stability calculation, and voltage stability calculation. The same effect can be obtained.
Further, the system setting process 8 may also be configured so that the TM value 12 can be changed, and the online load amount calculation processing unit 21 can be executed on the stored current DB 4. In this case, the executed flag may be managed, and the online load amount calculation processing may be executed in the processing using the load amount such as the DC method power flow calculation. It is not always necessary to perform the management of whether or not the execution has been performed by the flag or to execute the processing in the process using the load amount. The user of the power system analysis device may simply be allowed to execute the online load amount calculation process, the non-power generation point load amount correction process, and the load amount calculation process of the phase angle designation node as necessary. Only the flag may be managed, and if a process using the load amount is executed when the flag is not executed, an error may be notified only.
[0050]
Embodiment 7 FIG.
FIG. 17 is a block diagram showing a schematic configuration of a power system monitoring and control system according to Embodiment 7 of the present invention. In this embodiment, the phase angle designation value 14 of the monitoring control information is managed as data different from the current DB1 and the stored current DB4. The designated phase angle value 14 manages the designated phase angle value of all phase angles, and the data of the designated phase angle value 14 may have one set or a plurality of sets. For example, when used for accident recovery support, the phase angle designation value 14 is managed for each accident subject to be processed, and the phase control corresponding to the accident subject is stored in the monitoring control information in the stored current DB 4 used for the accident subject to be processed. The angle specification value 14 is used. The specified phase angle value 14 can be managed on a one-to-one basis with each monitoring control information in the current DB 1 and the stored current DB 4.
Also in this embodiment, an effect is obtained that the load amount of each part of the power system can be obtained with high reliability, as in the first embodiment. This embodiment can be similarly applied to the first to sixth embodiments.
[0051]
In the first to seventh embodiments, the power system monitoring and control system has been described. However, a power system analysis device that analyzes monitoring control information may be used. In this case, the current DB 1 does not need to be in the analysis device, and the above-described load amount calculation is performed on the load amount 13 of the monitoring control information in the stored current DB 4, and the analysis process is performed using the monitoring control information. The data structure of the monitoring control information in the stored current DB 4 of the power system analysis device may be the same as or different from that of the power system monitoring and control system. Any data structure that has at least data necessary for the purpose of analysis may be used. In addition, the DC load flow calculation using the load amount, the AC load flow calculation, the transient stability calculation, the steady state stability calculation, including the load amount utilization means such as voltage stability calculation, after the load amount calculation described above is performed The load amount may be used. The processing performed by the power system analysis apparatus is at least one of the phase angle designated load calculation processing, the online load calculation processing, and the non-power generation location load correction processing described in any of Embodiments 1 to 7. It is.
[0052]
【The invention's effect】
As described above, the load calculation method for the power system according to the present invention includes the connection information of the power system equipment and the impedance value, the phase angle specification value of the phase angle specification location that is a predetermined location for specifying the phase angle, A phase angle designation load calculation process for calculating a load amount of the phase angle designation position such that the phase angle of the phase angle designation position is set to the phase angle designation value by inputting the load amount of a portion other than the phase angle designation position. Is what you do. For this reason, the load amount in each part of the power system can be calculated with high accuracy, and the monitoring control and analysis of the power system using the load amount can be performed with high accuracy.
[0053]
Also, an online load amount calculation process for calculating a load amount from various amounts measured in each part of the power system and each load amount calculated in the online load amount calculation process are checked, and a value indicating a power generation is checked. A non-power generation point load amount correction process of changing the load amount to zero when the load amount corresponds to a power generation non-problem where power cannot be generated; It is to determine whether or not the above-mentioned load amount corresponds to the location where power cannot be generated with reference to the facility information of the system. For this reason, the load amount in each part of the power system can be calculated with high accuracy, and the monitoring control and analysis of the power system using the load amount can be performed with high accuracy.
[0054]
A power system monitoring and control system according to the present invention stores a current database that stores current power system monitoring and control information including various amounts and load amounts measured in each unit of the power system, and stores power system equipment information. An equipment database and a load calculation method for a power system according to any one of claims 1 to 9 are executed with reference to the equipment database and the current database, and the calculated load is recorded in the current database. And a load amount calculating means. For this reason, the load amount in each part of the power system can be calculated with high accuracy, and highly reliable monitoring and control of the power system can be performed using the highly accurate load amount.
[0055]
A power system analysis device according to the present invention includes a storage current database that stores monitoring and control information of a power system including various amounts and load amounts measured in each unit of the power system, and a facility database that stores facility information of the power system. The phase angle designated load amount calculation process according to any one of claims 1 to 5, the online load amount calculation process according to any one of claims 6 or 9, and the online load amount calculation process according to any one of claims 6 to 9. The load calculation method for performing at least one of the non-power generation point load correction processes according to any one of claims 7 and 9 with reference to the equipment database and the stored current database, and calculating the calculated load. Load amount calculating means for recording the amount in the current database. For this reason, the load amount in each part of the power system can be calculated with high accuracy, and highly reliable power system analysis processing can be performed using the high-accuracy load amount.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a block diagram showing a schematic configuration of a power system monitoring and control system according to a first embodiment of the present invention.
FIG. 2 is a flowchart illustrating a load calculation method according to the first embodiment of the present invention.
FIG. 3 is a flowchart illustrating a non-power generation location load amount correction process according to the first embodiment of the present invention.
FIG. 4 is a flowchart illustrating a load amount calculation process of a phase angle designation node according to the first embodiment of the present invention.
FIG. 5 is a diagram showing an equivalent circuit of a branch according to the first embodiment of the present invention.
FIG. 6 is a flowchart illustrating DC method power flow calculation according to the first embodiment of the present invention.
FIG. 7 is a block diagram showing a schematic configuration of a power system monitoring and control system according to a second embodiment of the present invention.
FIG. 8 is a block diagram showing a schematic configuration of a power system monitoring and control system according to Embodiment 3 of the present invention.
FIG. 9 is a block diagram showing a schematic configuration of a power system monitoring and control system according to a fourth embodiment of the present invention.
FIG. 10 is a block diagram showing a schematic configuration of a power system monitoring and control system according to a fifth embodiment of the present invention.
FIG. 11 is a flowchart of load amount calculation processing and DC method power flow calculation of a phase angle designation node according to Embodiment 5 of the present invention.
FIG. 12 is a block diagram showing a schematic configuration of a power system monitoring and control system according to Embodiment 6 of the present invention.
FIG. 13 is a flowchart illustrating a non-power generation location load amount correction process according to Embodiment 6 of the present invention.
FIG. 14 is a flowchart illustrating a load calculation process of a phase angle designation node according to the sixth embodiment of the present invention.
FIG. 15 is a flowchart illustrating load calculation in a load calculation processing unit according to Embodiment 6 of the present invention;
FIG. 16 is a flowchart illustrating the operation of a DC method power flow calculator according to Embodiment 6 of the present invention.
FIG. 17 is a block diagram illustrating a schematic configuration of a power system monitoring and control system according to a seventh embodiment of the present invention.
[Explanation of symbols]
1 current DB, 2 load amount calculation unit, 3 equipment DB,
4 Preservation current DB, 5 system preservation processing part, 7 DC method power flow calculation part,
8 system setting processing unit, 11 switch state as connection information of power system equipment,
12 TM value as various quantities measured in each part of the power system, 13 load,
14 phase angle specified value, 16 node phase angle, 17 branch tide,
18 Non-power generation location load amount correction completed flag,
19 A flag indicating that the load of the phase angle designation node has been calculated,
21 online load calculation processing unit, 22 non-power generation location load correction processing unit,
23 Load amount calculation processing unit of the phase angle designation node.

Claims (14)

電力系統設備の接続情報とインピーダンス値と、位相角を指定する所定の箇所である位相角指定箇所の位相角指定値と、上記位相角指定箇所以外の箇所の負荷量とを入力として、上記位相角指定箇所の位相角を上記位相角指定値とするような上記位相角指定箇所の負荷量を計算する位相角指定負荷量計算処理を行うことを特徴とする電力系統の負荷量計算方法。The connection information and impedance value of the power system equipment, the phase angle designation value of the phase angle designation location which is a predetermined location for designating the phase angle, and the load amount at a location other than the phase angle designation location are input, and the phase A load calculation method for a power system, comprising performing a phase angle designated load amount calculation process of calculating a load amount of the phase angle designated portion such that the phase angle of the angle designated portion is set to the phase angle designated value. 上記接続情報からノードとブランチとを作成し、上記位相角指定箇所のノードである位相角指定ノードとそれ以外の注入電力指定ノードとに上記ノードを分類するノードブランチ作成処理、上記ノードと上記ブランチと上記インピーダンス値とからアドミタンス行列を作成するアドミタンス行列作成処理、上記注入電力指定ノードの注入電力を該ノードに集約される負荷の負荷量の合計値とし、上記位相角指定ノードの注入電力を未定として、ノードの注入電力のベクトルである注入電力ベクトルを作成する注入電力ベクトル作成処理、上記位相角指定ノードの位相角を上記位相角指定値とし、上記注入電力指定ノードの位相角を未定として、ノードの位相角のベクトルである位相角ベクトルを作成する位相角ベクトル作成処理、上記アドミタンス行列に上記位相角ベクトルを乗算したものが上記注入電力ベクトルと等しくなる関係式を解いて、上記位相角指定ノードの注入電力を計算する位相角指定ノード注入電力計算処理、および、該位相角指定ノード注入電力計算処理で求めた上記位相角指定ノードの注入電力と当該ノードに集約される負荷の負荷量の合計値とが等しくなるように、該負荷量を配分して計算する位相角指定箇所負荷量配分計算処理を備えて上記位相角指定負荷量計算処理を行うことを特徴とする請求項１記載の電力系統の負荷量計算方法。Node branch creation processing for creating a node and a branch from the connection information, and classifying the node into a phase angle designation node that is a node at the phase angle designation location and another injected power designation node, the node and the branch Admittance matrix creation processing for creating an admittance matrix from the impedance value and the impedance value, the injection power of the injection power designation node is set to the total value of the loads of the loads aggregated in the node, and the injection power of the phase angle designation node is undetermined As an injection power vector creation process for creating an injection power vector that is a vector of the injection power of the node, the phase angle of the phase angle designation node is the phase angle designation value, and the phase angle of the injection power designation node is undecided, A phase angle vector creation process for creating a phase angle vector that is a vector of the node's phase angle. A phase angle designating node injected power calculation process for calculating an injection power of the phase angle designating node by solving a relational expression in which a product obtained by multiplying the phase matrix by the phase angle vector is equal to the injected power vector; Phase angle designation for distributing and calculating the load amount such that the injected power of the phase angle designated node obtained in the designated node injected power calculation processing is equal to the total value of the load amounts of the loads aggregated in the node. 2. The load calculation method for a power system according to claim 1, further comprising the step of calculating the phase angle designated load with a local load distribution calculation. 上記位相角指定ノードと上記注入電力指定ノードの番号が混在することが少なくともないように該ノードの番号を並べ直すオーダリング処理を備え、上記位相角指定ノード注入電力計算処理が、上記オーダリング処理で並べ直したノードの番号の順番に従って上記アドミタンス行列を下三角行列と上三角行列とに分解するＬＵ分解処理と、該下三角行列および上三角行列を用いて上記注入電力指定ノードの位相角を求めて上記位相角ベクトルを演算し、該位相角ベクトルおよび上記アドミタンス行列から上記位相角指定ノードの注入電力を計算するものであることを特徴とする請求項２記載の電力系統の負荷量計算方法。An ordering process for rearranging the numbers of the phase angle designation node and the injection power designation node so that the numbers of the nodes do not coexist at least is provided, and the phase angle designation node injection power calculation process is arranged in the ordering process. LU decomposition processing for decomposing the admittance matrix into a lower triangular matrix and an upper triangular matrix according to the order of the corrected node numbers, and obtaining the phase angle of the injected power designation node using the lower triangular matrix and the upper triangular matrix 3. The method according to claim 2, wherein the phase angle vector is calculated, and the injected power of the phase angle designation node is calculated from the phase angle vector and the admittance matrix. 上記位相角指定ノードに対応する列の範囲と上記注入電力指定ノードに対応する行の範囲との上記アドミタンス行列の部分行列を演算し、該部分行列と上記位相角ベクトルの上記位相角指定ノードに対応する部分のベクトルとを乗算したベクトルを、上記注入電力ベクトルの上記注入電力指定ノードに対応する部分のベクトルから減算して補正後部分注入電力ベクトルを作成する処理と、上記注入電力指定ノードに対応する行と列の範囲の部分アドミタンス行列、および上記位相角ベクトルの上記注入電力指定ノードに対応する部分の部分位相角ベクトルを作成する処理とを備え、上記位相角指定ノード注入電力計算処理において、上記アドミタンス行列、上記注入電力ベクトル、および上記位相角ベクトルとして、上記部分アドミタンス行列、上記補正後部分注入電力ベクトル、および上記部分位相角ベクトルをそれぞれ用いることを特徴とする請求項２記載の電力系統の負荷量計算方法。The sub-matrix of the admittance matrix of the range of the column corresponding to the phase angle designation node and the range of the row corresponding to the injection power designation node is calculated, and the sub-matrix and the phase angle designation node of the phase angle vector A process of subtracting the vector obtained by multiplying the vector of the corresponding part from the vector of the part corresponding to the injection power designation node of the injection power vector to create a corrected partial injection power vector, A process of creating a partial admittance matrix of a corresponding row and column range, and a partial phase angle vector of a portion corresponding to the injection power designation node of the phase angle vector, wherein the phase angle designation node injection power calculation process , The admittance matrix, the injected power vector, and the phase angle vector as the partial admittance row The corrected partial injection power vector, and loading method for calculating the electric power system according to claim 2, characterized by using each of the partial phase angle vector. 電力系統設備のインピーダンス値から上記ブランチのアドミタンス値を求め、上記ブランチのアドミタンス値と該ブランチの両側のノードの位相角とから該ブランチの潮流を計算するブランチ潮流計算処理を行うことを特徴とする請求項１記載の電力系統の負荷量計算方法。Determining an admittance value of the branch from the impedance value of the power system equipment; and performing a branch power flow calculation process of calculating a power flow of the branch from the admittance value of the branch and a phase angle of nodes on both sides of the branch. The method for calculating a load amount of a power system according to claim 1. 電力系統の各部で計測される諸量から負荷量を計算するオンライン負荷量計算処理と、該オンライン負荷量計算処理で計算された各負荷量をチェックして、電力発生を意味する値の負荷量が電力を発生し得ない電力発生不可箇所に対応する場合に、当該負荷量をゼロに変更する非発電箇所負荷量補正処理とを有し、該非発電箇所負荷量補正処理は、上記電力系統の設備情報を参照して上記負荷量が電力発生不可箇所に対応するかどうかを判断することを特徴とする電力系統の負荷量計算方法。On-line load calculation processing for calculating the load from various quantities measured in each part of the power system, and checking each load calculated in the online load calculation, the load having a value indicating power generation Has a non-power generation location load amount correction process of changing the load amount to zero when the power generation cannot be generated, the non-power generation location load amount correction process includes: A load amount calculation method for a power system, comprising: determining whether the load amount corresponds to a power-disabled location with reference to facility information. 上記非発電箇所負荷量補正処理における、上記負荷量が上記電力発生不可箇所に対応するかどうかの判断は、電源母線、発電機あるいは上記電力系統の設備情報にて予めデータ定義された箇所のいずれかを電力発生し得る箇所とする認識方法の少なくとも一を用いて行うことを特徴とする上記請求項６記載の電力系統の負荷量計算方法。In the non-power generation point load amount correction processing, the determination whether the load amount corresponds to the power generation non-possible point is based on any one of a power supply bus, a generator, or a point defined in advance in facility information of the power system. 7. The method according to claim 6, wherein the method is performed by using at least one of a recognition method of determining a location where power can be generated. 請求項６に記載の上記オンライン負荷量計算処理と、請求項６または請求項７に記載の上記非発電箇所負荷量補正処理の少なくとも一を有することを特徴とする請求項１〜請求項５のいずれかに記載の電力系統の負荷量計算方法。The at least one of the on-line load amount calculation processing according to claim 6 and the non-power generation point load correction processing according to claim 6 or 7 is provided. The load calculation method for the power system according to any of the above. 上記オンライン負荷量計算処理が上記注入電力指定ノードに集約される負荷の負荷量を計算し、上記注入電力指定ノードに集約されない負荷の負荷量を計算しないことと、上記非発電箇所負荷量補正処理が上記注入電力指定ノードに集約される負荷を処理対象とし、上記注入電力指定ノードに集約されない負荷を処理対象としないことを特徴とする請求項８記載の電力系統の負荷量計算方法。The online load amount calculation process calculates the load amount of the load aggregated in the injection power designation node, does not calculate the load amount of the load not aggregated in the injection power designation node, and the non-power generation location load amount correction process The load amount calculation method for a power system according to claim 8, wherein a load aggregated in the injection power designation node is a processing target, and a load not aggregated in the injection power designation node is not a processing target. 電力系統の各部で計測される諸量と負荷量とを含む現在の電力系統の監視制御情報を保持するカレントデータベースと、電力系統の設備情報を格納する設備データベースと、請求項１〜請求項９のいずれかに記載の電力系統の負荷量計算方法を、上記設備データベースおよび上記カレントデータベースを参照して実行し、計算した負荷量を上記カレントデータベースに記録する負荷量計算手段とを備えることを特徴とする電力系統監視制御システム。10. A current database for storing current power system monitoring control information including various quantities and load amounts measured in each part of the power system, and a facility database for storing power system facility information. And a load amount calculating means for executing the load amount calculating method for the power system according to any of the above with reference to the facility database and the current database, and recording the calculated load amount in the current database. Power system monitoring and control system. ある時点での上記カレントデータベース内の上記監視制御情報を保存できる保存カレントデータベースを備え、上記負荷量計算手段が、上記位相角指定負荷量計算処理、上記非発電箇所負荷量補正処理の少なくとも一方の処理を上記保存カレントデータベース内の上記監視制御情報を対象として行うことを特徴とする請求項１０記載の電力系統監視制御システム。A storage current database capable of storing the monitoring control information in the current database at a certain point in time, wherein the load amount calculation means performs at least one of the phase angle designation load amount calculation process and the non-power generation point load amount correction process. The power system monitoring and control system according to claim 10, wherein the processing is performed on the monitoring and control information in the stored current database. 上記位相角指定負荷量計算処理、上記非発電箇所負荷量補正処理の少なくとも一方を対象処理とし、上記監視制御情報毎に上記対象処理を実施したかどうかを管理するフラグを設け、該対象処理を重複して実施しないようにしたことを特徴とする請求項１１記載の電力系統監視制御システム。At least one of the phase angle designated load amount calculation process and the non-power generation location load amount correction process is set as a target process, and a flag is provided for managing whether or not the target process is performed for each of the monitoring control information. 12. The power system monitoring and control system according to claim 11, wherein the system is not repeatedly implemented. 電力系統の各部で計測される諸量と負荷量とを含む電力系統の監視制御情報を保存する保存カレントデータベースと、電力系統の設備情報を格納する設備データベースと、請求項１〜請求項５のいずれかに記載の上記位相角指定負荷量計算処理、請求項６または請求項９のいずれかに記載の上記オンライン負荷量計算処理、請求項６または請求項７または請求項９のいずれかに記載の上記非発電箇所負荷量補正処理のいずれか少なくとも一を行う負荷量計算方法を、上記設備データベースおよび上記保存カレントデータベースを参照して実行し、計算した負荷量を上記カレントデータベースに記録する負荷量計算手段とを備えることを特徴とする電力系統解析装置。6. A storage current database for storing power system monitoring control information including various amounts and load amounts measured in each part of the power system, a facility database for storing power system facility information, and The phase angle designated load amount calculation processing according to any one of claims 6 to 9, the online load amount calculation processing according to any one of claims 6 or 9, and any one of claims 6 or 7 or 9. A load amount calculating method for performing at least one of the non-power generation point load amount correction processes with reference to the equipment database and the stored current database, and recording the calculated load amount in the current database. A power system analysis device, comprising: a calculation unit. 上記保存カレントデータベース内の上記監視制御情報を変更する変更手段を備え、上記オンライン負荷量計算処理、上記位相角指定負荷量計算処理、上記非発電箇所負荷量補正処理の少なくとも一つを対象処理とし、上記監視制御情報毎に上記対象処理を実施したかどうかを管理するフラグを設け、上記変更手段により上記対象処理に影響を与える上記監視制御情報を変更すると上記フラグを未実施とし、上記フラグを利用して上記監視制御情報に上記対象処理を重複して実施しないようにしたことを特徴とする請求項１３記載の電力系統解析装置。A change unit for changing the monitoring control information in the stored current database is provided, and at least one of the online load calculation process, the phase angle designated load calculation process, and the non-power generation location load correction process is set as a target process. A flag is provided for managing whether or not the target processing has been performed for each of the monitoring control information, and when the monitoring control information affecting the target processing is changed by the changing means, the flag is set to unexecuted and the flag is set. 14. The power system analysis device according to claim 13, wherein the target processing is not performed redundantly on the monitoring control information by utilizing.
JP2003138074A 2003-05-16 2003-05-16 Load amount calculation method for power system, power system monitoring control system, and power system analyzer Pending JP2004343901A (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2003138074A JP2004343901A (en) 2003-05-16 2003-05-16 Load amount calculation method for power system, power system monitoring control system, and power system analyzer

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2003138074A JP2004343901A (en) 2003-05-16 2003-05-16 Load amount calculation method for power system, power system monitoring control system, and power system analyzer

Publications (1)

Publication Number Publication Date
JP2004343901A true JP2004343901A (en) 2004-12-02

Family

ID=33527546

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2003138074A Pending JP2004343901A (en) 2003-05-16 2003-05-16 Load amount calculation method for power system, power system monitoring control system, and power system analyzer

Country Status (1)

Country Link
JP (1) JP2004343901A (en)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2011176933A (en) * 2010-02-24 2011-09-08 Fujitsu Ltd Power distribution network estimation device and power distribution network estimation method
CN112231926A (en) * 2020-10-29 2021-01-15 高小翎 Node-optimized harmonic impedance measurement method for large power system
KR20220113897A (en) * 2015-09-25 2022-08-17 한국전력공사 Apparatus and method for detecting valid contingency

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2011176933A (en) * 2010-02-24 2011-09-08 Fujitsu Ltd Power distribution network estimation device and power distribution network estimation method
KR20220113897A (en) * 2015-09-25 2022-08-17 한국전력공사 Apparatus and method for detecting valid contingency
KR20220113896A (en) * 2015-09-25 2022-08-17 한국전력공사 Apparatus and method for detecting valid contingency
KR102438976B1 (en) 2015-09-25 2022-09-02 한국전력공사 Apparatus and method for detecting valid contingency
KR102438977B1 (en) 2015-09-25 2022-09-02 한국전력공사 Apparatus and method for detecting valid contingency
CN112231926A (en) * 2020-10-29 2021-01-15 高小翎 Node-optimized harmonic impedance measurement method for large power system

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2022088890A1 (en) Checking method and system for medium-and-long-term maintenance plan in power grid, and device and storage medium
Irisarri et al. An automatic contingency selection method for on-line security analysis
CN111106603B (en) Method and system for identifying limit interval of thermal stability power of power transmission section
US9964980B2 (en) Method and apparatus for optimal power flow with voltage stability for large-scale electric power systems
Liu et al. Evolving graph based power system EMS real time analysis framework
CN115441502A (en) Power supply recovery method, device and equipment based on distributed power supply and storage medium
Geth et al. Convex power flow models for scalable electricity market modelling
CN112685462B (en) Feeder line data analysis method, feeder line data analysis device, computer equipment and storage medium
CN112332420B (en) Device and method for determining hierarchical load reduction in power system risk assessment
CN116400247B (en) Method and device for determining soft short circuit fault of battery
JP2004343901A (en) Load amount calculation method for power system, power system monitoring control system, and power system analyzer
CN114386510A (en) Method and system for identifying measurement errors of power system
Florez et al. Distflow based state estimation for power distribution networks
CN116073340A (en) Relay protection constant value list generation method and device under source-load interaction scene
Gururajapathy et al. Fault location using mathematical analysis and database approach
CN116148692A (en) Energy storage system control method and device, computer equipment and storage medium
Mander et al. Load flow analysis: a review
CN113589079A (en) Testing method of self-healing system of power distribution network, electronic equipment and storage medium
Boldyrev et al. An approach to multidimensional nonlinear optimization
CN114336969A (en) Energy storage power station centralized monitoring method and system based on virtual power plant
CN110048404B (en) Online optimization method and device for low-frequency oscillation suppressor of power system and storage medium
JP2005033848A (en) Method for calculating phase angle difference of power system, method for calculating phase angle of power system, and power system analyzer
CN112968473A (en) AC-DC hybrid power distribution network robust state estimation method and terminal equipment
Lu et al. Graph Computing Based Distributed State Estimation with PMUs
CN112016833B (en) Line loss acquisition method and device for power network, computer equipment and medium

Legal Events

Date Code Title Description
A711 Notification of change in applicant

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A711

Effective date: 20050629