JP2006217717A - 負荷特性推定装置 - Google Patents

Abstract

【課題】 発電機動揺の影響を考慮することが可能となる負荷モデル式を構築し、監視母線の計測データに発電機動揺の影響が含まれた場合にも負荷特性を精度よく推定することができる負荷特性推定装置を得ることを目的とする。
【解決手段】 負荷モデル式を設定するモデル式設定手段１と、監視母線の電気諸量を計測する計測手段２と、上記電気諸量に基づき電力系統の事故を検出する事故検出手段３と、事故発生時から所定のサンプリング期間における上記計測データを蓄積するデータ蓄積手段４と、蓄積された計測データに基づき、電力系統内の発電機の出力である発電機出力特性と上記負荷モデル式による負荷特性との合成が負荷電力量に等しいとの条件式のもとで上記負荷モデル式のパラメータを演算するパラメータ演算手段５と、このパラメータ演算手段５で演算されたパラメータを適用して上記負荷モデル式を推定する負荷特性推定手段６とを備えた。
【選択図】 図１

Description

この発明は、電力系統の負荷特性を推定する負荷特性推定装置に係り、特に、計測データに発電機動揺の影響が重畳した場合にも正確な負荷特性を推定することができる負荷特性推定装置に関するものである。

ここで言う負荷特性とは、電力系統内の所望の負荷母線における負荷電力量を電圧の関数で表したもので、例えば、（１）式で表現される負荷モデル式が用いられている。
ＰＬ＝ＰＬ０（ＫＰ十ＫＺ（ＶＬ／ＶＬ０）^２） ・・・（１）
但し、
ＰＬ：負荷量
ＰＬ０：負荷量初期値（パラメータ）
ＫＰ、ＫＺ：負荷特性定数（パラメータ）
ＶＬ：負荷電圧
ＶＬ０：負荷電圧初期値

即ち、上記モデル式は、負荷量ＰＬを、定数項と電圧二乗項との和で表現しており、これらのモデル式で表現される負荷特性が、所望の負荷母線毎に得られておれば、監視母線で計測される電圧電流データからこれら負荷母線毎の負荷量の演算が可能になり、得られたデータは各種の電力系統の運用に供されるわけである。

負荷特性推定装置は、電力系統で発生する事故直後の電圧変動期間を利用して、上記設定されたモデル式のパラメータを推定演算するものである。
即ち、例えば、特許文献１では、上記モデル式に、故障発生後の有効電力と電圧について時系列にサンプリングされたデータを当てはめ、いわゆる最小二乗法を適用して各パラメータを推定する装置を開示している。更に、特許文献１では、負荷特性として、過渡項（ｄＰ／ｄｔ、ｄＶ／ｄｔ）を考慮したものとしている。

特開２００３−２７４５６０号公報（ｐ．３〜５、図２）

従来の負荷特性推定手法に用いられている負荷モデル式は、例えば、（１）式で表されるように、負荷量が有効電力、電圧を計測している監視母線に縮約されていると仮定し、監視母線の計測データから負荷母線での負荷量の特性を推定するものである。
このため、監視母線での有効電力、電圧に発電機動揺の影響が重畳した場合には、元々、発電機動揺の影響をモデル式で考慮していないため、パラメータである負荷特性定数ＫＰ、ＫＺの推定精度が著しく悪化するという欠点があった。さらに、近年は電力自由化が進展しており、監視母線近傍に分散電源が導入されてきており、将来はさらにその導入量が増えることが予想されており、このような状況下では、監視母線で計測した有効電力、電圧への発電機動揺の影響が増大しパラメータの推定精度の悪化が大きくなる傾向にある。

この発明は、以上のような問題を解決するためになされたものであり、発電機動揺の影響を考慮することが可能となる負荷モデル式を構築し、監視母線の計測データに発電機動揺の影響が含まれた場合にも負荷特性を精度よく推定することができる負荷特性推定装置を得ることを目的とする。

この発明に係る負荷特性推定装置は、電力系統内の所望の負荷母線における負荷電力量を電圧の関数で表した負荷特性を、電力系統を監視する監視母線で計測する電気諸量に基づき推定する負荷特性推定装置であって、
負荷特性としてパラメータを使用した電圧の関数からなる負荷モデル式を設定するモデル式設定手段、監視母線の電気諸量を計測する計測手段、この計測手段からの電気諸量に基づき電力系統の事故を検出する事故検出手段、この事故検出手段で事故を検出したとき事故発生時から所定のサンプリング期間における計測データを蓄積するデータ蓄積手段、このデータ蓄積手段に蓄積された計測データに基づき、電力系統内の発電機の出力である発電機出力特性と負荷モデル式による負荷特性との合成が負荷電力量に等しいとの条件式のもとで負荷モデル式のパラメータを演算するパラメータ演算手段、およびこのパラメータ演算手段で演算されたパラメータを適用して負荷モデル式を推定する負荷特性推定手段を備えたものである。

この発明では、以上のように、計測データを使用してパラメータを演算する際の条件式として、負荷特性を表す負荷モデル式に発電機出力特性を合成したものとしたので、監視母線の電気諸量に発電機動揺が重畳した場合でも、この発電機動揺がパラメータ推定に及ぼす影響を排除でき、負荷特性を精度良く推定することが可能となる。

実施の形態１．
図１は、この発明の実施の形態１における負荷特性推定装置を示す構成図である。図において、負荷特性としてパラメータを使用した電圧の関数からなる負荷モデル式を設定するモデル式設定手段１と、監視母線の電気諸量を計測する計測手段２と、この計測手段２からの電気諸量に基づき電力系統の事故を検出する事故検出手段３と、この事故検出手段３で事故を検出したとき事故発生時から所定のサンプリング期間における上記計測データを蓄積するデータ蓄積手段４と、このデータ蓄積手段４に蓄積された計測データに基づき、電力系統内の発電機の出力である発電機出力特性と上記負荷モデル式による負荷特性との合成が負荷電力量に等しいとの条件式のもとで上記負荷モデル式のパラメータを演算するパラメータ演算手段５と、このパラメータ演算手段５で演算されたパラメータを適用して上記負荷モデル式を推定する負荷特性推定手段６とを備えている。

図２は、本発明の実施の形態１における負荷特性推定装置により負荷特性を推定する処理の流れを示すフローチャートである。以下、図２のフローチャートに従って説明する。
なお、ここでは、負荷モデル式として、既述した（１）式を設定するものとする。従って、推定装置としては、監視母線で計測される負荷量ＰＬ、負荷電圧ＶＬ、負荷電圧初期値ＶＬ０および、後述する、発電機出力特性を推定演算の系内に含めるための、発電機に係る定数および計測値に係るデータに基づき、パラメータである負荷量初期値ＰＬ０、負荷特性定数ＫＰ、ＫＺを推定演算することになる。

ステップ１では、負荷特性を推定する対象となる電力系統において、監視母線近傍の発電機出力と発電機慣性定数との比率を算出する。この演算は、後述するように、発電機出力特性を推定演算の条件式に含めるためのもので、図２のフローチャートでは、ステップ５で使用することになる。
例えば、対象系統内に存在する代表的な発電機出力ＰＧＴとその慣性定数ＭＴとの比率ＰＧＴ／ＭＴを算出する。
また、図３に示すように、対象系統内に考慮すべき発電機が複数存在する場合は、複数の発電機の慣性定数を使用して、例えば、以下の（２）式のように、対象系統内の発電機慣性定数を１機の等価発電機の慣性定数Ｍａとして算出し、発電機出力の平均値Ｐｇａｖとの比率Ｐｇａｖ／Ｍａとして算出する。

Ｍａ＝Σ（Ｐｇｉ×Ｍｉ）／ΣＰｇｉ ・・・（２）
但し、
Ｍａ：等価発電機の慣性定数
Ｐｇｉ：各発電機の出力
Ｍｉ：各発電機の慣性定数

（２）式は、発電機の運転台数が変化して対象系統内の発電機出力が大きく変化した場合などに適用することにより、負荷特性の推定精度向上が可能となる。

ステップ２では、対象系統内の監視母線において電気諸量を計測する。
ステップ３では、監視母線で計測された電気諸量から事故発生を検出するものである。この事故検出手法には、例えば、監視母線での計測電圧値が１サイクル前の電圧値より５％以上低下した場合に事故発生と判定する方法が考えられる。対象系統内の事故時電圧低下率を分析し、事故発生判定に使用する値を決定する。
なお、既述したが、事故発生時の計測データに着目するのは、電圧の関数として設定する負荷モデル式のパラメータを演算で推定するには、電圧が変化した場合の計測データが必要であり、実際の電力系統では、事故発生直後の計測データを利用するのが現実的で合理的であるからである。

ステップ４では、ステップ３で事故発生を検出したとき、事故発生後の監視母線での電気諸量を順次保持していき、監視母線で計測した電気諸量を時系列データとして保持する。例えば、事故発生から５秒間の電気諸量の時系列データを保存しておく。保存しておく時系列データの時間は、後述するステップ５で使用するサンプリング期間のデータが得られればよく、この意味で５秒間という数値自体は適切な時間に変更可能である。

なお、負荷特性は、同じ負荷母線に接続された負荷であっても、時間帯や季節、気温など環境ファクターによって時々刻々変化するものである。従って、上述の、時系列で保存する計測データも、これら環境ファクターのデータとともに管理して保存しておき、得られた負荷特性を利用する場合は、利用想定時の環境ファクターに合致するか近い条件で得られた負荷特性を適用するようにするのが望ましい。

ステップ５は、ステップ４で保存しておいた監視母線での電気諸量の時系列データを用いて、対象系統内の負荷特性を推定するもので、本願発明の主要部となる。
本発明では、（１）式の公知の負荷モデル式に（３）式の発電機動揺方程式を組み込んだ（４）式の条件式を用いて、負荷特性を推定する。計測値には監視母線での計測値を適用する。

ＰＧ＝ＰＧ０−（Ｍ／Ｆ０）（ｄＦ／ｄｔ） ・・・（３）
但し、
ＰＧ：発電機出力
ＰＧ０：発電機出力初期値
Ｍ：発電機慣性定数
Ｆ０：基準周波数
Ｆ：計測周波数
ｄＦ／ｄｔ：周波数の時間微分

ＰＬ＝ＰＬ０（ＫＰ＋ＫＺ（ＶＬ／ＶＬ０）^２）−｛ＰＧ０−（Ｍ／Ｆ０）
（ｄＦ／ｄｔ）｝ ・・・（４）
但し、
ＰＬ：負荷量（計測値）
ＰＬ０：負荷量初期値（推定対象のパラメータ）
ＫＰ、ＫＺ：負荷特性定数（推定対象のパラメータ）
ＶＬ：負荷電圧（計測値）
ＶＬ０：負荷電圧初期値（計測値）
ＰＧ０：発電機出力初期値（推定対象のパラメータ）
Ｍ：発電機慣性定数（推定対象のパラメータ）
Ｆ０：基準周波数（固定値で、５０Ｈｚまたは６０Ｈｚ）
Ｆ：計測周波数（計測値）
ｄＦ／ｄｔ：周波数の時間微分（計測値から算出）

本発明では、負荷モデル式（１）のパラメータを推定演算するための条件式として使用する（４）式は、（３）式の発電機動揺方程式が組み込まれているため、監視母線で計測する電気諸量の時系列データに発電機の動揺が重畳した場合、その影響は発電機出力初期値ＰＧ０、発電機慣性定数Ｍの推定結果に反映され、本来の推定対象である負荷モデル式（１）のパラメータである負荷特性定数ＫＰ、ＫＺおよび負荷量初期値ＰＬ０は、発電機動揺の影響を免れ精度良く推定されるわけである。

ステップ５での処理を更に詳しく説明する。ステップ４で取得した例えば事故発生後５秒間の時系列データの内、取得した電気諸量に事故による変動が見られるサンプリング期間を適切に設定する。具体例として、事故発生後５秒間の取得データに対して、事故除去後１００ｍｓから６００ｍｓまでの５００ｍｓのサンプリング期間のデータを（４）式の条件式に適用し、一般的な分析手法である最小二乗法を用いて、未定パラメータを推定する。なお、上例で、事故発生時点から事故除去時点までの期間を分析用データから除外しているのは、この期間では、電気諸量の時間的変化が極めて急峻でこれらの計測データを使用した場合の推定演算誤差が懸念されるためである。

次に、最小二乗法による具体的なパラメータ推定について説明する。最小二乗法では、条件式である（４）式における、定数項、（ＶＬ／ＶＬ０）^２の係数、および（１／Ｆ０）（ｄＦ／ｄｔ）の係数がそれぞれ推定されることになる。これら推定演算で得られた係数を、それぞれＡ１、Ａ２、およびＡ３とすると、以下の各式が成立する。

定数項：ＰＬ０・ＫＰ−ＰＧ０＝Ａ１ ・・・（５）
（ＶＬ／ＶＬ０）^２の係数：ＰＬ０・ＫＺ＝Ａ２ ・・・（６）
（１／Ｆ０）（ｄＦ／ｄｔ）の係数：Ｍ＝Ａ３ ・・・（７）

最小二乗法を適用して得られた（５）（６）（７）の３つの式から推定対象のパラメータを求めることになるが、ここで、求めるべきパラメータが、負荷量初期値ＰＬ０、負荷特性定数ＫＰおよびＫＺ、発電機出力初期値ＰＧ０、発電機慣性定数Ｍと５つのパラメータが存在するため、上記３つの式のみではそれぞれを一意に決定することは不可能である。そこで、（５）（６）（７）の３つの式に加えて、下記の（８）（９）式を導入する。

ＫＰ十ＫＺ＝１ ・・・（８）
但し、
ＫＰ、ＫＺ：負荷特性定数
（８）式は、先の（１）式において、負荷電圧ＶＬに負荷電圧初期値ＶＬ０を代入したときの負荷量ＰＬは負荷量初期値ＰＬ０に等しいことから当然導き出される関係式である。

ＰＧ０＝（ＰＧＴ／ＭＴ）Ｍ ・・・（９）
但し、
ＰＧ０：発電機出力初期値
Ｍ：発電機慣性定数
ＰＧＴ：代表的な発電機出力
ＭＴ：代表的な発電機慣性定数
（９）式は、先のステップ１で求めた対象系統の発電機出力ＰＧＴと発電機慣性定数ＭＴとの比率を用いて、成立する関係式である。

以上の（５）〜（９）の５つの式が成立するので、５つのパラメータが一意に決定され、即ち、５つのパラメータである負荷量初期値ＰＬ０、負荷特性定数ＫＰおよびＫＺ、発電機出力初期値ＰＧ０、発電機慣性定数Ｍが推定されるわけである。
なお、影響し得る発電機が複数台存在する場合には、上記（９）式に替わり、先の（２）式から導いた下記（１０）式を適用するようにしてもよい。

ＰＧ０＝（Ｐｇａｖ／Ｍａ）Ｍ ・・・（１０）
但し、
ＰＧ０：発電機出力初期値
Ｍ：発電機慣性定数
Ｐｇａｖ：対象系統内発電機出力の平均値
Ｍａ：等価発電機の慣性定数

以上のように、本発明の実施の形態１によれば、監視母線で計測する電気諸量に発電機動揺の影響が重畳した場合であっても、負荷モデル式に発電機出力特性を合成した（４）式の条件式に基づき最小二乗法を適用し、設定した負荷モデル式のパラメータを推定演算するので、発電機動揺の影響を排除して精度の高い負荷特性を推定することが可能となる。

実施の形態２．
先の実施の形態１では、負荷モデル式のパラメータを推定するために使用する計測データはすべて監視母線での計測値を使用している。これは、現実的に、計測値は監視母線からしか得られないためである。ところで、監視母線は、通例、変電所の変圧器設置位置等に設けられる場合が多いが、一方、負荷特性を所望する負荷母線は、必ずしも監視母線の近くに位置するとは限らない。
従って、監視母線とこの監視母線での計測値を使用して負荷特性を推定する対象の負荷母線との距離が比較的近く、その母線間における電圧降下、損失が無視できる場合は、実施の形態１で説明した内容で問題ないが、両母線間がかなり離反しており、図４に示すように、両母線間の線路インピーダンス（Ｒ＋ｊＸ）による電圧降下、損失の発生が無視できない場合は、監視母線での計測値をそのまま使用すると誤差を生じることになる。

この実施の形態２では、監視母線から負荷母線までの線路インピーダンスによる電圧降下、損失を考慮することで、実施の形態１における負荷特性推定手法の精度向上を図るものである。
条件式である（４）式におけるＰＬ、ＶＬは、本来負荷母線の有効電力、電圧であるが、実施の形態１では、監視母線で計測した有効電力、電圧を適用している。実施の形態２では、図４に示す、監視母線から負荷母線までの線路インピーダンスＲ十ｊＸを用いて監視母線での電圧、有効電力を補正する。この補正は（１１）、（１２）式となる。

Ｖ１^２＝（Ｖ−ＲＰ／Ｖ−ＸＱ／Ｖ）^２＋（ＸＰ／Ｖ−ＲＱ／Ｖ）^２ ・・・（１１）
但し、
Ｖ１：補正後の電圧
Ｖ：監視母線の電圧
Ｐ：監視母線の有効電力
Ｑ：監視母線の無効電力
Ｒ：監視母線から負荷母線までの線路抵抗
Ｘ：監視母線から負荷母線までの線路リアクタンス

Ｐ１＝Ｐ−Ｒ（Ｐ^２＋Ｑ^２）／Ｖ^２ ・・・（１２）
但し、
Ｐ１：補正後の有効電力
Ｖ：監視母線の電圧
Ｐ：監視母線の有効電力
Ｑ：監視母線の無効電力
Ｒ：監視母線から負荷母線までの線路抵抗

（１１）、（１２）式の補正は、監視母線での計測データを負荷母線での値に近づけるものであり、（１１）、（１２）式で補正した電圧、有効電力を（４）式に適用して負荷特性を推定することで、実施の形態１の負荷モデル式のパラメータの推定精度の向上が可能となる。

実施の形態３．
実施の形態３では、実施の形態１による電力系統負荷特性推定手法において、本発明の条件式である（４）式における（ｄＦ／ｄｔ）項の計測周波数Ｆとしてより適切な値を算出しようとするものである。
即ち、（４）式の計測周波数は、論理的には発電機周波数であるが、発電機周波数は計測するのは比較的困難なため、実施の形態１では、監視母線での周波数Ｆ１を採用している。しかし、監視母線、負荷母線、発電機母線が互いに近接しておらず、母線間のインピーダンスによる電圧降下等が無視できない場合は、周波数としても監視母線での値と発電機母線での値との間に差が生じ、ひいてはこの差が負荷モデル式のパラメータ推定の誤差となり得る。

（１３）式は、監視母線の周波数Ｆ１から発電機周波数Ｆを算出するものである。
Ｆ＝Ｆ１＋（１／（２π））（ｄδ／ｄｔ） ・・・（１３）
但し、
Ｆ：算出する発電機周波数（計測周波数）
Ｆ１：計測した監視母線の周波数
δ：監視母線から見た発電機位相角
ｄδ／ｄｔ：発電機位相角の時間微分

ここで、（１３）式中の発電機位相角δは、図５のベクトル図から算出する。但し、図５における記号は以下のとおりである。
Ｒ＋ｊＸ：監視母線から負荷母線までの線路インピーダンス（既知）
Ｉ：監視母線から負荷母線側に流れる電流（計測値）
ｊ（ＸＴ＋Ｘｄ’）：発電機背後から負荷母線までのリアクタンス（既知）
Ｉ’：発電機から負荷母線側に流れる電流
ＶＬ：負荷母線電圧
ＥＧ：発電機背後電圧

以上のように、実施の形態３では、関係する回路定数を使用して、監視母線の周波数Ｆ１から発電機の周波数Ｆを演算し、これを条件式である（４）式に適用して負荷モデル式のパラメータを推定演算するようにしたので、特に発電機動揺の影響を除去して負荷特性を推定するという本願発明において、その推定精度の向上が期待できる。

実施の形態４．
実施の形態４は、先の実施の形態１による電力系統負荷特性推定手法において、本発明の条件式である（４）式に組み込んだ（３）式の発電機動揺方程式に替わり、実際に発電機母線で計測した発電機出力を用いるものである。
図６は、監視母線と発電機母線と負荷母線を含む電力系統を示す図である。
この場合は、（４）式に替わって（１４）式が成立する。

ＰＬ＋ＰＧ＝ＰＬ０（ＫＰ＋ＫＺ（ＶＬ／ＶＬ０）^２） ・・・（１４）
但し、
ＰＬ：負荷量（計測値）
ＰＬ０：負荷量初期値（推定）
ＫＰ、ＫＺ：負荷特性定数（推定）
ＶＬ：負荷電圧（計測値）
ＶＬ０：負荷電圧初期値（計測値）
ＰＧ：発電機出力（発電機母線での計測値）

（１４）式を用いることで、発電機動揺による影響をより確実に除去して精度の高い負荷特性の推定が可能となる。

実施の形態５．
電圧の関数として設定した負荷モデル式のパラメータを推定演算するため、電力系統における電圧変動時のデータとして事故発生時の電気諸量の計測値を利用するわけであるが、特に事故発生直後は、電圧等これら電気諸量が極めて急峻に振動し、現実の計測手段やデータ保持手段の性能上の限界等を考慮すると、計測値をそのままパラメータ推定演算に適用すると計測誤差に起因する推定誤差が大きく生じる可能性がある。
先の実施の形態１では、データが急峻に変化する部分はサンプリング期間から除外するとしたが、この実施の形態５は、以上の観点から、計測時の誤差がそのまま負荷特性の推定誤差に大きく影響することがないよう、計測データに一定の加工処理を施すものである。以下、図７を参照して説明する。

図７（ａ）は、監視母線における周波数（Ｈｚ）の変化を示し、ここでは、基本周波数は６０Ｈｚである。図７（ｂ）は、監視母線の電圧（ｐｕ）の変化を示す。図において、事故発生時刻と事故除去時刻は、既述した電圧変化量の検出結果や、遮断器の接点情報等から検出される。同図（ａ）に示すように、事故発生時刻から事故除去時刻直後までの期間、周波数が極めて急峻に変化しており、ここでは、この周波数特性に以下の加工を加える。
１）先ず、事故除去時刻ｔ０から計測周波数が基本周波数の６０Ｈｚに至る時刻ｔ１までの時間Ｔを検出する。
２）次に、時刻ｔ１から上記時間Ｔを経た時刻ｔ２間での波形を反転（時刻ｔ１における点を軸に１８０°回転）させた波形を、時刻ｔ０〜ｔ１の波形とする。
３）この反転させた波形の時刻ｔ０における値と事故発生時刻における値とを直線で結んで、事故発生時刻から事故除去時刻までの波形とする。

以上の波形加工処理を施した修正計測データを使用して負荷モデル式のパラメータを推定演算すると、ほぼ適正な負荷特性が得られることが確認されている。

実施の形態６．
以上の各実施の形態例では、負荷モデル式として、負荷量を、定数項と電圧二乗項との和で表現した（１）式を適用した場合について説明したが、対象とする負荷の構成として、電灯負荷、誘導機負荷、エアコン等のインバータ負荷やその他多数の種別の負荷が種々組み合わされる数多くの負荷が推定対象負荷とされる場合では、負荷モデル式としては、負荷量を、定数項と電圧一次比例項と電圧二乗項との和で表現される式を適用する方が適切であると判断されることもあり、その場合も、この発明は同様に適用することができ同等の効果を奏するものである。
また、既述した特許文献１で扱われている、過渡項を含む構成の負荷モデル式も、本願発明は同様に適用することができ同等の効果を奏する。

この発明は以上のように、上記パラメータ演算手段における条件式で使用する上記電圧および負荷電力量として、上記監視母線で計測する電圧および電力量を適用するので、パラメータの推定演算に必要な計測データが容易確実に得られる。

また、上記監視母線と上記負荷母線とが離反している場合、上記パラメータ演算手段における条件式で使用する上記電圧および負荷電力量として、上記両母線間の線路定数および上記監視母線で計測する電圧諸量を使用し下記式により求まる補正電圧および補正電力量を適用するので、監視母線での計測値から負荷モデル式のパラメータを推定演算する精度が向上する。
Ｖ１^２＝（Ｖ−ＲＰ／Ｖ−ＸＱ／Ｖ）^２＋（ＸＰ／Ｖ−ＲＱ／Ｖ）^２
但し、
Ｖ１：補正後の電圧
Ｖ：監視母線の電圧
Ｐ：監視母線の有効電力
Ｑ：監視母線の無効電力
Ｒ：監視母線と負荷母線との間の線路抵抗
Ｘ：監視母線と負荷母線との間の線路リアクタンス
Ｐ１＝Ｐ−Ｒ（Ｐ^２＋Ｑ^２）／Ｖ^２
但し、
Ｐ１：補正後の有効電力

また、上記発電機出力特性は、既知の定数と上記監視母線の計測値とを適用し下記式により求めるので、パラメータの推定誤差の要因となり得る発電機動揺による影響を確実に除去することができる。
ＰＧ＝ＰＧ０−（Ｍ／Ｆ０）（ｄＦ／ｄｔ）
但し、
ＰＧ：発電機出力
ＰＧ０：発電機出力初期値
Ｍ：発電機慣性定数
Ｆ０：基準周波数（既知）
Ｆ：計測周波数
ｄＦ／ｄｔ：周波数Ｆの時間微分

また、上記計測周波数Ｆとして、計測した上記監視母線の周波数Ｆ１に基づき、下記式により算出した発電機周波数を使用するので、負荷モデル式のパラメータの推定精度が向上する。
Ｆ＝Ｆ１＋（１／（２π））（ｄδ／ｄｔ）
但し、
Ｆ：計測周波数（算出した発電機周波数）
Ｆ１：計測した監視母線の周波数
δ：監視母線から見た発電機位相角
ｄδ／ｄｔ：発電機位相角δの時間微分

また、上記発電機出力特性は、上記発電機が接続された発電機母線で計測した発電機出力を使用するので、発電機動揺による影響をより確実に除去して精度の高い負荷特性の推定が可能となる。

本発明により、電力系統負荷特性を精度良く推定可能となり、電力系統の運用・計画に必須となる電力系統の各種解析計算の精度向上が期待できる。また、電源遮断、負荷遮断を実施する電力系統安定化装置において、各遮断量を従来よりも最適に算出可能となる。

この発明の実施の形態１における負荷特性推定装置を示す構成図である。 この発明の実施の形態１における負荷特性推定装置の処理の流れを示すフローチャートである。 複数の発電機の存在を考慮する場合のイメージ図である。 この発明の実施の形態２における監視母線と負荷母線とを含む電力系統を示す図である。 この発明の実施の形態３における発電機位相角の算出要領を説明するためのベクトル図である。 この発明の実施の形態４における監視母線と発電機母線と負荷母線とを含む電力系統を示す図である。 この発明の実施の形態５における計測波形の加工処理の要領を説明するための図である。

符号の説明

１ モデル式設定手段、２ 計測手段、３ 事故検出手段、４ データ蓄積手段、
５ パラメータ演算手段、６ 負荷特性推定手段。

Claims (6)

1. 電力系統内の所望の負荷母線における負荷電力量を電圧の関数で表した負荷特性を、上記電力系統を監視する監視母線で計測する電気諸量に基づき推定する負荷特性推定装置であって、
   上記負荷特性としてパラメータを使用した電圧の関数からなる負荷モデル式を設定するモデル式設定手段、上記監視母線の電気諸量を計測する計測手段、この計測手段からの電気諸量に基づき上記電力系統の事故を検出する事故検出手段、この事故検出手段で事故を検出したとき事故発生時から所定のサンプリング期間における上記計測データを蓄積するデータ蓄積手段、このデータ蓄積手段に蓄積された計測データに基づき、上記電力系統内の発電機の出力である発電機出力特性と上記負荷モデル式による負荷特性との合成が上記負荷電力量に等しいとの条件式のもとで上記負荷モデル式のパラメータを演算するパラメータ演算手段、およびこのパラメータ演算手段で演算されたパラメータを適用して上記負荷モデル式を推定する負荷特性推定手段を備えた負荷特性推定装置。
2. 上記パラメータ演算手段における条件式で使用する上記電圧および負荷電力量として、上記監視母線で計測する電圧および電力量を適用することを特徴とする請求項１記載の負荷特性推定装置。
3. 上記監視母線と上記負荷母線とが離反している場合、上記パラメータ演算手段における条件式で使用する上記電圧および負荷電力量として、上記両母線間の線路定数および上記監視母線で計測する電圧諸量を使用し下記式により求まる補正電圧および補正電力量を適用することを特徴とする請求項１記載の負荷特性推定装置。
   Ｖ１^２＝（Ｖ−ＲＰ／Ｖ−ＸＱ／Ｖ）^２＋（ＸＰ／Ｖ−ＲＱ／Ｖ）^２
   但し、
   Ｖ１：補正後の電圧
   Ｖ：監視母線の電圧
   Ｐ：監視母線の有効電力
   Ｑ：監視母線の無効電力
   Ｒ：監視母線と負荷母線との間の線路抵抗
   Ｘ：監視母線と負荷母線との間の線路リアクタンス
   Ｐ１＝Ｐ−Ｒ（Ｐ^２＋Ｑ^２）／Ｖ^２
   但し、
   Ｐ１：補正後の有効電力
4. 上記発電機出力特性は、既知の定数と上記監視母線の計測値とを適用し下記式により求めることを特徴とする請求項１ないし３のいずれかに記載の負荷特性推定装置。
   ＰＧ＝ＰＧ０−（Ｍ／Ｆ０）（ｄＦ／ｄｔ）
   但し、
   ＰＧ：発電機出力
   ＰＧ０：発電機出力初期値
   Ｍ：発電機慣性定数
   Ｆ０：基準周波数（既知）
   Ｆ：計測周波数
   ｄＦ／ｄｔ：周波数Ｆの時間微分
5. 上記計測周波数Ｆとして、計測した上記監視母線の周波数Ｆ１に基づき、下記式により算出した発電機周波数を使用することを特徴とする請求項４記載の負荷特性推定装置。
   Ｆ＝Ｆ１＋（１／（２π））（ｄδ／ｄｔ）
   但し、
   Ｆ：計測周波数（算出した発電機周波数）
   Ｆ１：計測した監視母線の周波数
   δ：監視母線から見た発電機位相角
   ｄδ／ｄｔ：発電機位相角δの時間微分
6. 上記発電機出力特性は、上記発電機が接続された発電機母線で計測した発電機出力を使用することを特徴とする請求項１ないし３のいずれかに記載の負荷特性推定装置。
   

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