JP3820386B2 - 単独分離系統安定化方法及び単独分離系統安定化システム - Google Patents
単独分離系統安定化方法及び単独分離系統安定化システム Download PDFInfo
- Publication number
- JP3820386B2 JP3820386B2 JP2002228278A JP2002228278A JP3820386B2 JP 3820386 B2 JP3820386 B2 JP 3820386B2 JP 2002228278 A JP2002228278 A JP 2002228278A JP 2002228278 A JP2002228278 A JP 2002228278A JP 3820386 B2 JP3820386 B2 JP 3820386B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- load
- generator
- amount
- controlled
- group
- 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.)
- Expired - Fee Related
Links
Images
Landscapes
- Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
Description
【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、電力系統においてルート断事故により単独分離系統が発生した場合に、分離系統内を安定に運転するために電源制限または負荷制限を行って安定化を図る単独分離系統安定化方法及び単独分離系統安定化システムに関するものである。
【０００２】
【従来の技術】
図１１は、特開平０７−２４１０３５号公報に示された従来の系統安定化制御装置の構成図であり、周波数安定化方法を基にしたものである。
【０００３】
図において、１Ａ〜１Ｃは分離系統内の母線、２Ａ、２Ｂは分離系統内の送電線、３Ａ〜３Ｈは遮断器、４Ａ〜４Ｇは送電線電流を取り込むためのセンサ（変流器）、５Ａ、５Ｂは母線電圧を取り込むためのセンサ（変成器）、６Ａ〜６Ｇは遮断器情報や電流・電圧を取り込むための入力ケーブル、７Ａ、７Ｂは電源制限（電源遮断）及び負荷制限（負荷遮断）の指令信号を出すための出力ケーブル、８Ａ〜８Ｃは分離系統内の負荷、９Ａ〜９Ｃは分離系統内の発電機、１０は送電線２Ａや母線１Ａ、１Ｂの分離故障によって分離系統が主系統から分離された場合に、発電機９Ａ〜９Ｃまたは負荷８Ａ〜８Ｃを遮断することによって、分離系統内の周波数及び電圧を維持するための系統安定化装置である。１１は母線１Ｂの電圧を調整する調相設備、１２は中央給電指令所、１３Ａは中央給電指令所１２から系統安定化装置に系統情報を伝達する通信路である。
【０００４】
系統安定化装置１０は、分離系統内の母線電圧、負荷量、発電機出力、連係線潮流等から、周波数維持のために必要な制御量（電源制限量または負荷制限量）を入力ケーブル６Ａ〜６Ｆから得て、潮流計算を一定時間毎に実施する。
【０００５】
送電線２Ａが遮断され、分離系統に系統分離が発生すると、系統安定化装置１０は例えば入力ケーブル６Ａ、６Ｂを通じて得られる信号から、送電線２Ａが遮断され、系統分離が発生したことを認識し、系統分離発生前の分離系統の各種情報を基にして単独分離系統内の潮流計算（周波数変動を考慮できる潮流計算）を実施し、系統分離発生後の単独分離系統の周波数及び電圧を算出し、それぞれの値が運用許容値を逸脱している場合は、許容値内で運用できるように制御量を算出し、出力ケーブル７Ａ、７Ｂを通じて発電機９Ａ〜９Ｃ及び負荷８Ａ〜８Ｃに制御指令を出力する。
【０００６】
この従来の系統安定化制御装置では、周波数、電圧の変動範囲と運用許容値から制御の要否を判断し、制御の必要があれば発電機または負荷のいずれかの遮断、あるいは調相制御、もしくはその両方を行い、周波数及び電圧を制御する。
【０００７】
【発明が解決しようとする課題】
従来の分離系統制御装置は上記のように構成され、分離系統内の安定化制御における発電機または負荷の遮断量低減に対してなんら考慮されていないので、必要以上に大きな遮断量になっている場合があるという問題があった。
【０００８】
本発明は、上記のような問題を解決するものであり、負荷母線電圧を低めあるいは高めに誘導することによって、単独系周波数維持に必要な発電機遮断量、または、負荷遮断量を低減することができる単独分離系統安定化方法及び単独分離系統安定化システムの提供を目的とする。
【０００９】
【課題を解決するための手段】
本発明に係る単独分離系統安定化方法は、電力系統における分離系統の系統分離の発生にともない、該分離系統内の発電機群の発電供給量または負荷群の負荷量を制御して上記分離系統を安定化する単独分離系統安定化方法において、
本系統と分離系統の間に流れる連系線潮流（分離系統に向かう方向を正とする）を計測し、電圧変化による負荷脱落量を求め、上記連系線潮流と上記負荷脱落量との差を算出することによって、上記負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流を求めるステップ、
上記負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流の大きさを判定するステップ、
上記負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流の大きさが負であれば上記負荷が接続された負荷母線電圧を高めに誘導するための無効電力変化量を与え、上記発電供給量と上記負荷量との需給アンバランスを解消するように上記発電供給量を制御する電源制御を実施し、上記負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流の大きさが正であれば上記負荷母線電圧を低めに誘導するための無効電力変化量を与え、上記発電供給量と上記負荷量との需給アンバランスを解消するように上記負荷量の負荷制御を実施するステップ、
を備えたものである。
【００１０】
また、上記系統分離発生時における分離系統内の制御対象の発電機群及び負荷群を縮約して等価モデルを作成し、該等価モデルに基づき、上記誘導する負荷母線電圧の値を算出するものである。
【００１１】
また、上記等価モデルは、上記発電機群の中の制御対象の発電機群を１機に縮約し、上記負荷群の中の制御対象の負荷群を１負荷に縮約し、上記発電機群の中の制御対象外の発電機群は接続されたリアクタンス分のみを考慮し、上記負荷群の中の制御対象外の負荷群は無視して作成するものである。
【００１２】
また、上記制御対象外の発電機群のリアクタンスを１つのリアクタンスＸ２に縮約し、該縮約したリアクタンスＸ２と上記制御対象の発電機端のリアクタンスＸ１とを１つに縮約して、上記等価モデルの発電機端のリアクタンスＸを下記式（１）として組み込むものである。
【数１０】
【００１３】
また、上記縮約した１つの制御対象外の発電機の端子電圧をＶＧ２、上記制御対象の発電機の端子電圧をＶＧ１としたときに、等価モデルの発電機の端子電圧ＶＧを下記式（２）とするものである。
【数１１】
【００１４】
また、上記縮約した１つの制御対象外の発電機の端子電圧をＶＧ２、上記制御対象の発電機の端子電圧をＶＧ１、上記制御対象外の発電機の端子電圧をＶＧｉ、上記制御対象外の発電機端のリアクタンスをＸｉ、１機に縮約された制御対象外発電機端のリアクタンスをＸ２としたときに、上記端子電圧をＶＧ２を下記式（３）で求め、等価モデルの発電機の端子電圧ＶＧを下記式（４）及び（５）で求めるものである。
【数１２】
【数１３】
【数１４】
【００１５】
また、上記制御対象外の発電機群を１機に縮約し、該縮約した１つの制御対象外の発電機の端子電圧をＶＧ２、上記制御対象の発電機の端子電圧をＶＧ１、上記発電機群の代表となる発電機母線電圧をＶ、上記発電機群の代表となる発電機母線から流れる電流をＩ、上記制御対象外の発電機端に接続された等価的な１つのリアクタンスをＸ２としたときに、上記端子電圧をＶＧ２を下記式（６）で求め、等価モデルの発電機の端子電圧ＶＧを下記式（７）で求めるものである。
【数１５】
【数１６】
【００１６】
また、上記制御対象外の発電機のすべての併入状態における等価リアクタンスと発電機出力との関係式を求め、上記制御対象外の発電機の総出力を総負荷量と制御対象発電機の総出力との差で求め、該求めた制御対象外の発電機の総出力を上記関係式にあてはめることによって上記分離系統発生時における等価モデルの等価リアクタンスを求めるものである。
【００１７】
また、上記電力系統に系統分離が発生する前の等価モデルを作成し、該分離系統が発生する前の等価モデルにおける負荷母線電圧値の実運転状態における負荷母線電圧値に対する誤差を求め、系統分離発生時における負荷母線電圧値を上記誤差分だけ修正するものである。
【００１８】
また、上記電力系統における負荷母線電圧変化量ΔＶ、無効電力変化量ΔＱ、分離系統容量ＷＯに対して下記式（８）によって定義される電圧感度係数ＫＱを整定し、上記系統分離の発生時における負荷母線電圧値と目標負荷母線電圧値との差である目標とする負荷母線電圧変化量ΔＶ及び分離系統容量ＷＯを下記式（８）に与え、上記負荷母線電圧を高めあるいは低めに誘導するための無効電力変化量ΔＱを算出するものである。
【数１７】
【００１９】
また、上記高めあるいは低めに誘導する負荷母線電圧値を潮流計算によって算出するものである。
【００２０】
本発明に係る単独分離系統安定化装置は、電力系統における分離系統の系統分離の発生にともない、該分離系統内の発電機群の発電供給量または負荷群の負荷量を制御して上記分離系統を安定化する単独分離系統安定化システムにおいて、本系統と分離系統の間に流れる連系線潮流（分離系統に向かう方向を正とする）を計測し、電圧変化による負荷脱落量を求め、上記連系線潮流と上記負荷脱落量との差を算出することによって、上記負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流を求める手段、
上記負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流の大きさを判定する手段、
上記負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流の大きさが負であれば上記負荷が接続された負荷母線電圧を高めに誘導するための無効電力変化量を与え、上記発電供給量と上記負荷量との需給アンバランスを解消するように上記発電供給量を制御する電源制御を実施し、上記負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流の大きさが正であれば上記負荷母線電圧を低めに誘導するための無効電力変化量を与え、上記発電供給量と上記負荷量との需給アンバランスを解消するように上記負荷量の負荷制御を実施する手段、
を備えたものである。
【００２１】
また、上記系統分離発生時における分離系統内の制御対象の発電機群及び負荷群を縮約して等価モデルを作成し、該等価モデルに基づき、上記誘導する負荷母線電圧の値を算出するものである。
【００２２】
また、上記等価モデルは、上記発電機群の中の制御対象の発電機群を１機に縮約し、上記負荷群の中の制御対象の負荷群を１負荷に縮約し、上記発電機群の中の制御対象外の発電機群は接続されたリアクタンス分のみを考慮し、上記負荷群の中の制御対象外の負荷群は無視して作成するものである。
【００２３】
また、上記制御対象外の発電機のすべての併入状態における等価リアクタンスと発電機出力との関係式を求め、上記制御対象外の発電機の総出力を総負荷量と制御対象発電機の総出力との差で求め、該求めた制御対象外の発電機の総出力を上記関係式にあてはめることによって上記分離系統発生時における等価モデルの等価リアクタンスを求めるものである。
【００２４】
また、上記電力系統における負荷母線電圧変化量ΔＶ、無効電力変化量ΔＱ、分離系統容量ＷＯに対して下記式（８）によって定義される電圧感度係数ＫＱを整定し、上記分離系統の発生時における負荷母線電圧値と目標負荷母線電圧値との差である目標とする負荷母線電圧変化量ΔＶ及び分離系統容量ＷＯを下記式（８）に与え、上記負荷母線電圧を高めあるいは低めに誘導するための無効電力変化量ΔＱを算出するものである。
【数１８】
【００２５】
また、上記高めあるいは低めに誘導する負荷母線電圧値を潮流計算によって算出するものである。
【００２６】
【発明の実施の形態】
本発明は、分離系統における系統分離発生時の電圧変化による負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流の大きさを求め、この連系線潮流の大きさから発電量過剰または負荷過剰を判定し、調相制御を実施することにより、発電量過剰の場合は負荷母線電圧を調相制御を行わない場合の値から高めに、負荷過剰の場合は低めに誘導することによって見かけ上の負荷量を調整し、発電供給量と上記負荷量との需給アンバランスを抑制し、なお需給アンバランスが生じる場合には、それを解消するように電源制御または負荷制御を行うことによって、単独系周波数維持に必要な発電機遮断量、または、負荷遮断量を低減するものである。
以下に、本発明の実施の形態を説明する。
実施の形態１．
図１は、本発明に係る分離系統安定化システムの実施の形態１を示す構成図である。
【００２７】
図において、１Ａは主系統側母線、１Ｂは負荷母線、１Ｃは発電機母線、２Ａ、２Ｂは分離系統内の送電線、３Ａ〜３Ｈは遮断器、４Ａ〜４Ｇは送電線電流を取り込むためのセンサ（変流器）、５Ａ、５Ｂは母線電圧を取り込むためのセンサ（変成器）、６Ａ〜６Ｇは遮断器情報や電流・電圧を取り込むための入力ケーブル、７Ａ〜７Ｃは電源制限（電源遮断）、負荷制限（負荷遮断）及び調相制御の指令信号を出すための出力ケーブル、８Ａ〜８Ｃは分離系統内の負荷、９Ａ〜９Ｃは分離系統内の発電機、１０は送電線２Ａや母線１Ａ、１Ｂの分離故障によって分離系統が主系統から分離された場合に、発電機９Ａ〜９Ｃまたは負荷８Ａ〜８Ｃを遮断することによって、分離系統内の周波数及び電圧を維持するための系統安定化装置である。１１は母線１Ｂへの無効電力の供給または母線１Ｂから無効電力を消費することで、母線１Ｂの電圧を調整する調相設備、１２は中央給電指令所、１３Ａ、１３Ｂは中央給電指令所１２から系統安定化装置１０に系統情報を伝達する通信路である。
【００２８】
上記図１の構成において、例えば、送電線２Ａでルート断に至る故障が発生し、単独分離系統が発生した場合（母線１Ａと母線１Ｂとの接続が分断された場合）、系統安定化装置１０は、遮断器３Ａまたは遮断器３Ｂの遮断情報を入力ケーブル６Ａ、６Ｂを通して取り込むことによって、単独分離系統が発生したことを認識し、安定化制御（負荷制限、電源制限及び調相制御）を実施する。
【００２９】
図２は、系統安定化装置１０において実行される安定化制御の制御論理フローチャートである。同図に従って安定化制御の方法を説明する。
【００３０】
ステップ１：本系統（主系統側母線１Ａの上の図示していない系統）と分離系統の間に流れる連系線潮流ＰＴ（分離系統に向かう方向を正とする）を計測し、また、電圧変化による負荷脱落量ＰＬＤＲＯＰを求め、連系線潮流ＰＴと負荷脱落量ＰＬＤＲＯＰとの差を算出することによって、負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流ＰＴ’を求める。
【００３１】
ステップ２：連系線潮流ＰＴ’の大きさを判定し、負であればステップ３へ、正であればステップ５へ進む。
【００３２】
ステップ３：連系線潮流ＰＴ’が負、すなわち分離系統が発電量過剰となるため、負荷母線電圧を許容範囲内で高めに誘導する。
【００３３】
ステップ４：需給アンバランスを解消するために電源制御を実施する。
【００３４】
ステップ５：連系線潮流ＰＴ’が正、すなわち分離系統が負荷過剰となるため、負荷母線電圧を許容範囲内で低めに誘導する。
【００３５】
ステップ６：需給アンバランスを解消するために負荷制御を実施する。
【００３６】
本実施の形態においては、ステップ３及びステップ５を制御論理に組み込み、見かけ上の負荷量を調整することによって、制御量（電源制御量または負荷制御量）の低減が実現されるものである。
【００３７】
次に、上記制御論理における電圧計算部分（ステップ３及びステップ５）の制御論理フローを説明する。
【００３８】
図３は、負荷母線電圧を低めに誘導する場合の制御論理フローであり、図４は、負荷母線電圧を高めに誘導する場合の制御論理フローである。
【００３９】
まず、図３に従って負荷母線電圧を低めに誘導する場合について説明する。
ステップ１：需給アンバランス率Ｒｕを算出し、さらに、目標ボトム周波数ΔＦ１とするために必要な需給アンバランス率Ｒｕ１、目標仕上がり周波数ΔＦ２とするために必要な需給アンバランス率Ｒｕ２を算出し、需給アンバランス率Ｒｕ１と需給アンバランス率Ｒｕ２から目標需給アンバランス率Ｒｕｖｔを決定する。
【００４０】
ステップ２：需給アンバランス率Ｒｕと目標需給アンバランス率Ｒｕｖｔとの大小を比較し、Ｒｕ＞Ｒｕｖｔであればステップ３へ、Ｒｕ＜Ｒｕｖｔであればステップ１１へ進む。
【００４１】
ステップ３：需給アンバランス率Ｒｕを目標需給アンバランス率Ｒｕｖｔにするための目標総負荷量ＰＬＴを算出する。
【００４２】
ステップ４：目標総負荷量ＰＬＴにするための目標負荷母線電圧ＶＬＴを算出する。
【００４３】
ステップ５：負荷母線電圧ＶＬの計算を行う。
【００４４】
ステップ６：負荷母線電圧
Ｌが目標負荷母線電圧ＶＬＴを下回る調相制御パターンが存在すれば、その調相制御パターンの中から制御量が最小のものを選択し、存在しない場合は、負荷母線電圧ＶＬが最小になる（負荷母線電圧ＶＬが目標負荷母線電圧ＶＬＴに最も近い）調相制御パターンを選択する。
【００４５】
ステップ７：調相制御実施後の負荷母線電圧値ＶＬＣ１を計算する。
【００４６】
ステップ８：負荷母線電圧値ＶＬＣ１に対する見かけの負荷量ＰＬＣ１を算出する。
【００４７】
ステップ９：目標総負荷量ＰＬＴと負荷量ＰＬＣ１との大小関係を判定し、目標総負荷量ＰＬＴが負荷量ＰＬＣ１よりも小さい場合はステップ１０へ、目標総負荷量ＰＬＴが負荷量ＰＬＣ１よりも大きい場合はステップ１１へ進む。
【００４８】
ステップ１０：目標総負荷量ＰＬＴが負荷量ＰＬＣ１よりも小さい場合、すなわち、制御量が不足している場合であるので、その不足分について負荷遮断を実施して終了する。
【００４９】
ステップ１１：目標総負荷量ＰＬＴが負荷量ＰＬＣ１よりも大きい場合、すなわち、需給バランスが満たされるので負荷遮断を実施せずに終了する。
【００５０】
次に、図４に従って負荷母線電圧を高めに誘導する場合について説明する。
ステップ１：需給アンバランス率Ｒｕを算出し、さらに、目標ボトム周波数ΔＦとするために必要な目標需給アンバランス率Ｒｕｖｔを算出する。
【００５１】
ステップ２：需給アンバランス率Ｒｕと目標需給アンバランス率Ｒｕｖｔとの大小を比較し、Ｒｕ＜Ｒｕｖｔであればステップ３へ、Ｒｕ＞Ｒｕｖｔであればステップ１１へ進む。
【００５２】
ステップ３：需給アンバランス率Ｒｕを目標需給アンバランス率Ｒｕｖｔにするための目標総負荷量ＰＬＴを算出する。
【００５３】
ステップ４：目標総負荷量ＰＬＴにするための目標負荷母線電圧ＶＬＴを算出する。
【００５４】
ステップ５：負荷母線電圧ＶＬの計算を行う。
【００５５】
ステップ６：負荷母線電圧ＶＬが目標負荷母線電圧ＶＬＴを上回る調相制御パターンが存在すれば、その調相制御パターンの中から制御量が最小のものを選択し、存在しない場合は、負荷母線電圧ＶＬが最大になる（負荷母線電圧ＶＬが目標負荷母線電圧ＶＬＴに最も近い）調相制御パターンを選択する。
【００５６】
ステップ７：調相制御実施後の負荷母線電圧値ＶＬＣ１を計算する。
【００５７】
ステップ８：負荷母線電圧値ＶＬＣ１に対する見かけの負荷量ＰＬＣ１を算出する。
【００５８】
ステップ９：目標総負荷量ＰＬＴと負荷量ＰＬＣ１との大小関係を判定し、目標総負荷量ＰＬＴが負荷量ＰＬＣ１よりも大きい場合はステップ１０へ、目標総負荷量ＰＬＴが負荷量ＰＬＣ１よりも小さい場合はステップ１１へ進む。
【００５９】
ステップ１０：目標総負荷量ＰＬＴが負荷量ＰＬＣ１よりも大きい場合、すなわち、制御量が不足している場合であるので、その不足分について電源制御を実施して終了する。
【００６０】
ステップ１１：目標総負荷量ＰＬＴが負荷量ＰＬＣ１よりも小さい場合、すなわち、需給バランスが満たされるので電源制御を実施せずに終了する。
【００６１】
以上のように、電圧変化による負荷脱落量ＰＬＤＲＯＰを求め、連系線潮流ＰＴと負荷脱落量ＰＬＤＲＯＰとの差を算出することによって、負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流ＰＴ’を求め、連系線潮流ＰＴ’が負の場合には負荷母線電圧値ＶＬＣ１を許容範囲内で高めに制御して需給アンバランスを抑制し、なお需給アンバランスが生じる場合には、それを解消するために電源制御を実施し、連系線潮流ＰＴ’が正の場合には負荷母線電圧値ＶＬＣ１を許容範囲内で低めに制御して需給アンバランスを抑制し、なお需給アンバランスが生じる場合には、それを解消するために負荷制御を実施することによって、負荷制御量または電源制御量を低減することができる。
【００６２】
なお、本実施の形態に係る単独分離系統安定化システムは、上記図２に示した安定化制御の制御論理フローチャートの各ステップを実行する手段、上記図３及び図４に示した負荷母線電圧を高めあるいは低めに誘導する制御論理フローの各ステップを実行する手段を備えたものである。
【００６３】
実施の形態２．
本実施の形態は、負荷母線電圧ＶＬを計算する場合の計算手法に関するものであり、単独分離系統を１機（発電機）、１負荷の等価モデルに縮約し、この等価モデルを用いて電圧計算を行うものである。図５は、この等価モデル作成の手順を示すフローチャートであり、図６は、図５のフローチャートに沿った処理のイメージを示す図である。以下、図５及び図６に従って本実施の形態を説明する。
【００６４】
ステップ１：制御対象（遮断対象）発電機群を選択する。
ステップ２：選択された発電機群を１機に縮約する。
【００６５】
ステップ３：制御対象（遮断対象）負荷群を選択する。
ステップ４：選択された制御対象負荷群を１負荷に縮約する。
【００６６】
ステップ５：制御対象外発電機群並びに接続された変圧器及び送電線を無視する。
ステップ６：制御対象外負荷機群並びに接続された変圧器及び送電線を無視する。
【００６７】
ステップ７：１機に縮約した制御対象発電機端のリアクタンス及び１負荷に縮約した負荷端のリアクタンスを送電線に組み込む。
【００６８】
以上の手順に従って等価モデルを作成する。作成した等価モデルにおいては、下記式（９）が成り立ち、下記式（９）より各定数を計測及び算出することによって、負荷母線電圧ＶＬを算出することができる。
【００６９】
【数１９】
【００７０】
本実施の形態によれば、制御対象発電機群を１機に縮約し、制御対象負荷群を１負荷に縮約して等価モデルを作成し、この等価モデル用いて電圧計算を行うことにより、上記式（９）のように、比較的簡単な代数式で負荷母線電圧ＶＬを算出することができるので、計算機負荷を低減することができる。
【００７１】
なお、本実施の形態に係る単独分離系統安定化システムは、上記図５に示した等価モデル作成のフローチャートの各ステップを実行する手段を備えたものである。
【００７２】
実施の形態３．
本実施の形態は、負荷母線電圧ＶＬを計算する場合の計算手法に関するものであり、無効電力変化量、負荷母線電圧変化量及び分離系統容量を関連づける電圧感度係数ＫＱを用いる手法である。
【００７３】
電圧感度係数ＫＱは、下記式（８）に示すように、整定値として与える。実際には、電力系統の運転状態を数パターンに変化させ、各電力系統の運転状態における負荷母線電圧変化量ΔＶ、無効電力変化量ΔＱ、分離系統容量ＷＯを計測し、下記式（８）によって各系統状態における電圧感度係数ＫＱを算出し、この算出された電圧感度係数ＫＱの平均をとって下記式（８）の電圧感度係数ＫＱの整定値とする。
【００７４】
【数２０】
【００７５】
上記式（８）で電圧感度係数ＫＱを整定値として与え、また、分離系統容量ＷＯは給電情報として得られるため、無効電力変化量と電圧変化量（電圧感度）との関係が求められる。この式（８）において、目標電圧値と現在の負荷母線電圧値との差、すなわち目標とする負荷母線電圧変化量ΔＶに対する無効電力変化量（調相投入量）ΔＱが算出される。すなわち、負荷母線電圧高ＶＬを高めあるいは低めに誘導するために必要な調相投入量が算出される。
【００７６】
以上のように、本実施の形態によれば、上記式（８）に示した簡単な代数式から必要制御量を算出することができ、計算機負荷が非常に少なくなり、また、少ない情報ですむようになる。
【００７７】
なお、本実施の形態に係る単独分離系統安定化システムは、上記式（８）の計算をする手段を備えたものである。
【００７８】
実施の形態４．
本実施の形態は、高めあるいは低めに誘導する負荷母線電圧ＶＬを計算する場合の計算手法に関し、潮流計算を用いるものであり、潮流計算を実行する手段を備えている。
【００７９】
潮流計算は電力系統の所量を算出するための計算手法で、公知のものであり、計算実施に多くの情報を必要とし、収束計算を伴うが、電圧計算の精度は極めてよいものとなる。
【００８０】
実施の形態５．
負荷母線電圧ＶＬを計算する場合の計算手法として、上記実施の形態２のように等価モデルを用いる場合、対象系統を等価モデルに縮約する際に、誤差が生じる。
【００８１】
本実施の形態は、対象系統を等価モデルに縮約する際に生じる誤差を低減させ、計算精度を向上させるものである。
【００８２】
図７は、本実施の形態における等価モデル作成の手順を示すフローチャートである。同図にしたがって、以下に本実施の形態を説明する。
【００８３】
ステップ１：制御対象（遮断対象）発電機群を選択する。
ステップ２：選択された発電機群を１機に縮約する。
【００８４】
ステップ３：制御対象（遮断対象）負荷群を選択する。
ステップ４：選択された制御対象負荷群を１負荷に縮約する。
【００８５】
ステップ５：制御対象外発電機群に接続された変圧器及び送電線を、１つのリアクタンスに縮約し、１機に縮約した制御対象発電機端のリアクタンスと合成する。
ステップ６：制御対象外負荷群並びに接続された変圧器及び送電線を、無視する。
【００８６】
ステップ７：１機に縮約した制御対象発電機端の合成したリアクタンス及び１負荷に縮約した負荷端のリアクタンスを送電線に組み込む。
【００８７】
本実施の形態では、ステップ５において、制御対象外発電機群に接続されたリアクタンス成分を縮約し、この縮約したリアクタンス成分を、１機に縮約した制御対象発電機端のリアクタンスと合成して最終的な１機の発電機に縮約して等価モデルを作成しているので、電圧計算の精度をさらに向上させることができる。
【００８８】
なお、本実施の形態に係る単独分離系統安定化システムは、上記図７に示した等価モデル作成のフローチャートの各ステップを実行する手段を備えたものである。
【００８９】
実施の形態６．
上記実施の形態５では、制御対象外発電機群に接続されたリアクタンス成分を縮約し、制御対象発電機端のリアクタンスと合成して最終的な１機の発電機に縮約することによって、電圧計算の精度を向上させたが、本実施の形態は、さらに、制御対象外発電機の端子電圧を考慮し、最終的に１機に縮約された制御対象発電機の端子電圧を修正することによって、さらに、電圧計算の精度向上を図るものである。
【００９０】
図８は、発電機の端子電圧修正のイメージを示す図であり、上記実施の形態５の修正に加え、下記式（２）による修正を行っている。
【００９１】
【数２１】
【００９２】
上記式（２）は、発電機の端子電圧が接続されたリアクタンスによって変化することを考慮し、２台の発電機（制御対象発電機群及び制御対象外発電機群をそれぞれ、１機に縮約したもの）の端子電圧を用いて重み付け平均したものである。また、制御対象外発電機とは仮想的に制御対象外発電機群を１機に縮約したものであるため、その端子電圧としては代表母線（例えば、図６の制御対象外発電機及び負荷が接続されている母線）の電圧値を用いる。
【００９３】
以上のように、本実施の形態によれば、さらに制御対象外発電機の端子電圧を考慮することによって、等価モデルによる電圧計算のさらなる精度向上を図ることができる。
【００９４】
なお、本実施の形態に係る単独分離系統安定化システムは、上記式（２）の計算をする手段を備えたものである。
【００９５】
実施の形態７．
本実施の形態は、上記実施の形態５及び６と同様、対象系統を等価モデルに縮約する際に生じる誤差を低減させ、計算精度を向上させるものである。
【００９６】
本実施の形態においては、縮約する前における制御対象外発電機群の全台の端子電圧と発電機端に接続されたリアクタンスを用いて重み付け平均することによって、縮約後の制御対象外発電機の端子電圧とする修正であり、下記式（３）を修正に用いる。
【００９７】
【数２２】
【００９８】
上記式（３）は、制御対象外発電機群を１機に縮約するときに、縮約した制御対象外発電機の端子電圧を算出するものであり、最終的には、この式（３）で得られた値ＶＧ２と制御対象発電機の端子電圧ＶＧ１とを用いて、上記式（２）より発電機端子電圧ＶＧを算出する。この発電機端子電圧ＶＧ算出に用いる制御対象外発電機群を１機に縮約した発電機端のリアクタンスＸ２は下記式（４）で求めた値を用いる。
【００９９】
【数２３】
【０１００】
本実施の形態によれば、縮約する前における制御対象外発電機群の全台の端子電圧と発電機端に接続されたリアクタンスを用いて重み付け平均することによって、縮約後の制御対象外発電機の端子電圧とすることによって、等価モデルを用いた電圧計算の計算精度を向上させることができる。
【０１０１】
なお、本実施の形態に係る単独分離系統安定化システムは、上記式（２）、（３）及び（４）の計算をする手段を備えたものである。
【０１０２】
実施の形態８．
上記実施の形態７では、制御対象外発電機の端子電圧として縮約する前における制御対象外発電機群の全台の端子電圧と発電機端に接続されたリアクタンスを用いて重み付け平均することによって算出した値を用いた。
【０１０３】
本実施の形態においては、図９のイメージに示すように、制御対象外発電機群に接続されたリアクタンスを等価的な１つのリアクタンスＸ２に縮約し、次に、代表母線の電圧Ｖ、代表母線から流れる電流Ｉ及び等価的な１つのリアクタンスＸ２を用いて、１機に縮約した制御対象外発電機の端子電圧ＶＧ２を下記式（６）から算出する。
【０１０４】
【数２４】
【０１０５】
上記式（６）で得られた値ＶＧ２と制御対象発電機の端子電圧ＶＧ１とを用いて、上記式（２）より発電機端子電圧ＶＧを算出することによって、等価モデルの誤差を低減し、計算精度を向上させることができる。
【０１０６】
なお、本実施の形態に係る単独分離系統安定化システムは、上記式（２）及び（６）の計算をする手段を備えたものである。
【０１０７】
実施の形態９．
上記実施の形態６ないし８では、制御対象外発電機の併入状況が把握できることを前提としている。本実施の形態は、実際には把握できない可能性のある制御対象外発電機の併入状況を推定することによって、算出する負荷母線電圧値の計算精度を維持するものである。
【０１０８】
図１０は、本実施の形態における処理手順を示すフローチャートである。
ステップ１：すべての制御対象外発電機に対して、すべての併入状態における等価リアクタンスｘと発電機出力（運転状態にある発電機の定格容量の和）Ｐｇとの関係をプロットする。
【０１０９】
ステップ２：ステップ１で求めたプロット図からｘ−Ｐｇの関係式を求める。
【０１１０】
ステップ３：対象系統の総負荷量と制御対象発電機の総出力とステップ２で求めた関係式から等価リアクタンスｘを算出する。
【０１１１】
以上のように、併入状況のわからない制御対象外発電機が存在しても、併入状況がわからない状況における制御対象外発電機群の等価リアクタンスｘを推定することができるので、計算精度を維持することができる。
【０１１２】
なお、本実施の形態に係る単独分離系統安定化システムは、上記図１０に示した処理手順を示すフローチャートの各ステップを実行する手段を備えたものである。
【０１１３】
実施の形態１０．
本実施の形態は、上記実施の形態２において、対象系統を等価モデルに縮約する際に生じる誤差を低減するものである。
【０１１４】
本実施の形態は、分離系統における系統分離の発生前後において、対象とする系統とその等価モデルとの誤差が等しいものと考え、系統分離発生前における実際の負荷母線電圧と等価モデルの負荷母線電圧との誤差を求めておき、系統分離発生後の等価モデルにおける制御対象発電機の端子電圧を変更して、求めた誤差分だけ負荷母線電圧ＶＬを修正するものである。
【０１１５】
なお、本実施の形態に係る単独分離系統安定化システムは、系統分離発生前における実際の負荷母線電圧と等価モデルの負荷母線電圧との誤差を求めておき、系統分離発生後の等価モデルにおける制御対象発電機の端子電圧を変更して、求めた誤差分だけ負荷母線電圧ＶＬを修正する手段を備えているものである。
【０１１６】
【発明の効果】
本発明に係る単独分離系統安定化方法によれば、電力系統における分離系統の系統分離の発生にともない、該分離系統内の発電機群の発電供給量または負荷群の負荷量を制御して上記分離系統を安定化する単独分離系統安定化方法において、
本系統と分離系統の間に流れる連系線潮流（分離系統に向かう方向を正とする）を計測し、電圧変化による負荷脱落量を求め、上記連系線潮流と上記負荷脱落量との差を算出することによって、上記負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流を求めるステップ、
上記負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流の大きさを判定するステップ、
上記負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流の大きさが負であれば上記負荷が接続された負荷母線電圧を高めに誘導するための無効電力変化量を与え、上記発電供給量と上記負荷量との需給アンバランスを解消するように上記発電供給量を制御する電源制御を実施し、上記負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流の大きさが正であれば上記負荷母線電圧を低めに誘導するための無効電力変化量を与え、上記発電供給量と上記負荷量との需給アンバランスを解消するように上記負荷量の負荷制御を実施するステップ、
を備えたものであるので、負荷制御量（制限量）または電源制御量（制限量）を低減することができる。
【０１１７】
また、上記系統分離発生時における分離系統内の制御対象の発電機群及び負荷群を縮約して等価モデルを作成し、該等価モデルに基づき、上記誘導する負荷母線電圧の値を算出するものであるので、比較的簡単な代数式で算出することができ、計算機負荷を低減することができる。
【０１１８】
また、上記等価モデルは、上記発電機群の中の制御対象の発電機群を１機に縮約し、上記負荷群の中の制御対象の負荷群を１負荷に縮約し、上記発電機群の中の制御対象外の発電機群は接続されたリアクタンス分のみを考慮し、上記負荷群の中の制御対象外の負荷群は無視して作成するものであるので、比較的簡単な代数式で算出することができ、計算機負荷を低減することができる。
【０１１９】
また、上記制御対象外の発電機群のリアクタンスを１つのリアクタンスＸ２に縮約し、該縮約したリアクタンスＸ２と上記制御対象の発電機端のリアクタンスＸ１とを１つに縮約して、上記等価モデルの発電機端のリアクタンスＸを下記式（１）として組み込むものであるので、簡単な代数式から必要とする制御量を算出することができるようになり、計算機負荷が非常に小さくなり、また必要とする情報が少なくて済む。
【数２５】
【０１２０】
また、上記縮約した１つの制御対象外の発電機の端子電圧をＶＧ２、上記制御対象の発電機の端子電圧をＶＧ１としたときに、等価モデルの発電機の端子電圧ＶＧを下記式（２）とするものであるので、計算精度を向上することができる。
【数２６】
【０１２１】
また、上記縮約した１つの制御対象外の発電機の端子電圧をＶＧ２、上記制御対象の発電機の端子電圧をＶＧ１、上記制御対象外の発電機の端子電圧をＶＧｉ、上記制御対象外の発電機端のリアクタンスをＸｉ、１機に縮約された制御対象外発電機端のリアクタンスをＸ２としたときに、上記端子電圧をＶＧ２を下記式（３）で求め、等価モデルの発電機の端子電圧ＶＧを下記式（４）及び（５）で求めるものであるので、計算精度を向上することができる。
【数２７】
【数２８】
【数２９】
【０１２２】
また、上記制御対象外の発電機群を１機に縮約し、該縮約した１つの制御対象外の発電機の端子電圧をＶＧ２、上記制御対象の発電機の端子電圧をＶＧ１、上記発電機群の代表となる発電機母線電圧をＶ、上記発電機群の代表となる発電機母線から流れる電流をＩ、上記制御対象外の発電機端に接続された等価的な１つのリアクタンスをＸ２としたときに、上記端子電圧をＶＧ２を下記式（６）で求め、等価モデルの発電機の端子電圧ＶＧを下記式（７）で求めるものであるので、計算精度を向上することができる。
【数３０】
【数３１】
【０１２３】
また、上記制御対象外の発電機すべての併入状態における等価リアクタンスと発電機出力との関係式を求め、上記制御対象外の発電機の総出力を総負荷量と制御対象発電機の総出力との差で求め、該求めた制御対象外の発電機の総出力を上記関係式にあてはめることによって上記分離系統発生時における等価モデルの等価リアクタンスを求めるものであるので、制御対象該発電機の併入状況を推定することができ、計算精度を維持することができる。
【０１２４】
また、上記電力系統に系統分離が発生する前の等価モデルを作成し、該系統分離が発生する前の等価モデルにおける負荷母線電圧値の実運転状態における負荷母線電圧値に対する誤差を求め、系統分離発生時における負荷母線電圧値を上記誤差分だけ修正するものであるので、計算精度を向上することができる。
【０１２５】
また、上記電力系統における負荷母線電圧変化量ΔＶ、無効電力変化量ΔＱ、分離系統容量ＷＯに対して下記式（８）によって定義される電圧感度係数ＫＱを整定し、上記分離系統の発生時における負荷母線電圧値と目標負荷母線電圧値との差である目標とする負荷母線電圧変化量ΔＶ及び分離系統容量ＷＯを下記式（８）に与え、上記負荷母線電圧を高めあるいは低めに誘導するための無効電力変化量ΔＱを算出するものであるので、簡単な代数式から必要とする制御量を算出することができるようになり、計算機負荷が非常に小さくなり、また必要とする情報が少なくて済む。
【数３２】
【０１２６】
また、上記高めあるいは低めに誘導する負荷母線電圧値を潮流計算によって算出するものであるので、計算精度がよくなる。
【０１２７】
本発明に係る単独分離系統安定化装置によれば、電力系統における分離系統の系統分離の発生にともない、該分離系統内の発電機群の発電供給量または負荷群の負荷量を制御して上記分離系統を安定化する単独分離系統安定化システムにおいて、
本系統と分離系統の間に流れる連系線潮流（分離系統に向かう方向を正とする）を計測し、電圧変化による負荷脱落量を求め、上記連系線潮流と上記負荷脱落量との差を算出することによって、上記負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流を求める手段、
上記負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流の大きさを判定する手段、
上記負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流の大きさが負であれば上記負荷が接続された負荷母線電圧を高めに誘導するための無効電力変化量を与え、上記発電供給量と上記負荷量との需給アンバランスを解消するように上記発電供給量を制御する電源制御を実施し、上記負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流の大きさが正であれば上記負荷母線電圧を低めに誘導するための無効電力変化量を与え、上記発電供給量と上記負荷量との需給アンバランスを解消するように上記負荷量の負荷制御を実施する手段、
を備えたものであるので、負荷制御量（制限量）または電源制御量（制限量）を低減することができる。
【０１２８】
また、上記系統分離発生時における分離系統内の制御対象の発電機群及び負荷群を縮約して等価モデルを作成し、該等価モデルに基づき、上記誘導する負荷母線電圧の値を算出するものであるので、比較的簡単な代数式で算出することができ、計算機負荷を低減することができる。
【０１２９】
また、上記等価モデルは、上記発電機群の中の制御対象の発電機群を１機に縮約し、上記負荷群の中の制御対象の負荷群を１負荷に縮約し、上記発電機群の中の制御対象外の発電機群は接続されたリアクタンス分のみを考慮し、上記負荷群の中の制御対象外の負荷群は無視して作成するものであるので、比較的簡単な代数式で算出することができ、計算機負荷を低減することができる。
【０１３０】
また、上記制御対象外の発電機のすべての併入状態における等価リアクタンスと発電機出力との関係式を求め、上記制御対象外の発電機の総出力を総負荷量と制御対象発電機の総出力との差で求め、該求めた制御対象外の発電機の総出力を上記関係式にあてはめることによって上記分離系統発生時における等価モデルの等価リアクタンスを求めるものであるので、制御対象該発電機の併入状況を推定することができ、計算精度を維持することができる。
【０１３１】
また、上記電力系統における負荷母線電圧変化量ΔＶ、無効電力変化量ΔＱ、分離系統容量ＷＯに対して下記式（８）によって定義される電圧感度係数ＫＱを整定し、上記分離系統の発生時における負荷母線電圧値と目標負荷母線電圧値との差である目標とする負荷母線電圧変化量ΔＶ及び分離系統容量ＷＯを下記式（８）に与え、上記負荷母線電圧を高めあるいは低めに誘導するための無効電力変化量ΔＱを算出するものであるので、簡単な代数式から必要とする制御量を算出することができるようになり、計算機負荷が非常に小さくなり、また必要とする情報が少なくて済む。
【数３３】
【０１３２】
また、上記高めあるいは低めに誘導する負荷母線電圧値を潮流計算によって算出するものであるので、計算精度がよくなる。
【図面の簡単な説明】
【図１】 本発明に係る分離系統安定化システムの実施の形態１を示す構成図である。
【図２】 実施の形態１における、安定化制御の制御論理フローチャートである。
【図３】 実施の形態１における、負荷母線電圧を低めに誘導する場合の制御論理フローである。
【図４】 実施の形態１における、負荷母線電圧を高めに誘導する場合の制御論理フローである。
【図５】 実施の形態２における、等価モデル作成の手順を示すフローチャートである。
【図６】 実施の形態２における、等価モデル作成の手順を示すイメージ図である。
【図７】 実施の形態５における、等価モデル作成の手順を示すフローチャートである。
【図８】 実施の形態５における、発電機の端子電圧修正のイメージを示す図である。
【図９】 実施の形態８における、等価モデル作成の手順を示すイメージ図である。
【図１０】 実施の形態９における、処理手順を示すフローチャートである。
【図１１】 従来の系統安定化制御装置の構成図である。
【符号の説明】
１Ａ 主系統母線、１Ｂ 負荷母線、１Ｃ 発電機母線、
２Ａ，２Ｂ 分離系統内送電線、３Ａ〜３Ｈ 遮断器、
４Ａ〜４Ｇ センサ（変流器）、５Ａ，５Ｂ センサ（変成器）、
６Ａ〜６Ｇ 入力ケーブル、７Ａ〜７Ｃ 出力ケーブル、８Ａ〜８Ｃ 負荷、
９Ａ〜９Ｃ 発電機、１０ 系統安定化装置、１１ 調相設備、
１２ 中央給電指令所、１３Ａ，１３Ｂ 通信路。
【発明の属する技術分野】
本発明は、電力系統においてルート断事故により単独分離系統が発生した場合に、分離系統内を安定に運転するために電源制限または負荷制限を行って安定化を図る単独分離系統安定化方法及び単独分離系統安定化システムに関するものである。
【０００２】
【従来の技術】
図１１は、特開平０７−２４１０３５号公報に示された従来の系統安定化制御装置の構成図であり、周波数安定化方法を基にしたものである。
【０００３】
図において、１Ａ〜１Ｃは分離系統内の母線、２Ａ、２Ｂは分離系統内の送電線、３Ａ〜３Ｈは遮断器、４Ａ〜４Ｇは送電線電流を取り込むためのセンサ（変流器）、５Ａ、５Ｂは母線電圧を取り込むためのセンサ（変成器）、６Ａ〜６Ｇは遮断器情報や電流・電圧を取り込むための入力ケーブル、７Ａ、７Ｂは電源制限（電源遮断）及び負荷制限（負荷遮断）の指令信号を出すための出力ケーブル、８Ａ〜８Ｃは分離系統内の負荷、９Ａ〜９Ｃは分離系統内の発電機、１０は送電線２Ａや母線１Ａ、１Ｂの分離故障によって分離系統が主系統から分離された場合に、発電機９Ａ〜９Ｃまたは負荷８Ａ〜８Ｃを遮断することによって、分離系統内の周波数及び電圧を維持するための系統安定化装置である。１１は母線１Ｂの電圧を調整する調相設備、１２は中央給電指令所、１３Ａは中央給電指令所１２から系統安定化装置に系統情報を伝達する通信路である。
【０００４】
系統安定化装置１０は、分離系統内の母線電圧、負荷量、発電機出力、連係線潮流等から、周波数維持のために必要な制御量（電源制限量または負荷制限量）を入力ケーブル６Ａ〜６Ｆから得て、潮流計算を一定時間毎に実施する。
【０００５】
送電線２Ａが遮断され、分離系統に系統分離が発生すると、系統安定化装置１０は例えば入力ケーブル６Ａ、６Ｂを通じて得られる信号から、送電線２Ａが遮断され、系統分離が発生したことを認識し、系統分離発生前の分離系統の各種情報を基にして単独分離系統内の潮流計算（周波数変動を考慮できる潮流計算）を実施し、系統分離発生後の単独分離系統の周波数及び電圧を算出し、それぞれの値が運用許容値を逸脱している場合は、許容値内で運用できるように制御量を算出し、出力ケーブル７Ａ、７Ｂを通じて発電機９Ａ〜９Ｃ及び負荷８Ａ〜８Ｃに制御指令を出力する。
【０００６】
この従来の系統安定化制御装置では、周波数、電圧の変動範囲と運用許容値から制御の要否を判断し、制御の必要があれば発電機または負荷のいずれかの遮断、あるいは調相制御、もしくはその両方を行い、周波数及び電圧を制御する。
【０００７】
【発明が解決しようとする課題】
従来の分離系統制御装置は上記のように構成され、分離系統内の安定化制御における発電機または負荷の遮断量低減に対してなんら考慮されていないので、必要以上に大きな遮断量になっている場合があるという問題があった。
【０００８】
本発明は、上記のような問題を解決するものであり、負荷母線電圧を低めあるいは高めに誘導することによって、単独系周波数維持に必要な発電機遮断量、または、負荷遮断量を低減することができる単独分離系統安定化方法及び単独分離系統安定化システムの提供を目的とする。
【０００９】
【課題を解決するための手段】
本発明に係る単独分離系統安定化方法は、電力系統における分離系統の系統分離の発生にともない、該分離系統内の発電機群の発電供給量または負荷群の負荷量を制御して上記分離系統を安定化する単独分離系統安定化方法において、
本系統と分離系統の間に流れる連系線潮流（分離系統に向かう方向を正とする）を計測し、電圧変化による負荷脱落量を求め、上記連系線潮流と上記負荷脱落量との差を算出することによって、上記負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流を求めるステップ、
上記負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流の大きさを判定するステップ、
上記負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流の大きさが負であれば上記負荷が接続された負荷母線電圧を高めに誘導するための無効電力変化量を与え、上記発電供給量と上記負荷量との需給アンバランスを解消するように上記発電供給量を制御する電源制御を実施し、上記負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流の大きさが正であれば上記負荷母線電圧を低めに誘導するための無効電力変化量を与え、上記発電供給量と上記負荷量との需給アンバランスを解消するように上記負荷量の負荷制御を実施するステップ、
を備えたものである。
【００１０】
また、上記系統分離発生時における分離系統内の制御対象の発電機群及び負荷群を縮約して等価モデルを作成し、該等価モデルに基づき、上記誘導する負荷母線電圧の値を算出するものである。
【００１１】
また、上記等価モデルは、上記発電機群の中の制御対象の発電機群を１機に縮約し、上記負荷群の中の制御対象の負荷群を１負荷に縮約し、上記発電機群の中の制御対象外の発電機群は接続されたリアクタンス分のみを考慮し、上記負荷群の中の制御対象外の負荷群は無視して作成するものである。
【００１２】
また、上記制御対象外の発電機群のリアクタンスを１つのリアクタンスＸ２に縮約し、該縮約したリアクタンスＸ２と上記制御対象の発電機端のリアクタンスＸ１とを１つに縮約して、上記等価モデルの発電機端のリアクタンスＸを下記式（１）として組み込むものである。
【数１０】
また、上記縮約した１つの制御対象外の発電機の端子電圧をＶＧ２、上記制御対象の発電機の端子電圧をＶＧ１としたときに、等価モデルの発電機の端子電圧ＶＧを下記式（２）とするものである。
【数１１】
また、上記縮約した１つの制御対象外の発電機の端子電圧をＶＧ２、上記制御対象の発電機の端子電圧をＶＧ１、上記制御対象外の発電機の端子電圧をＶＧｉ、上記制御対象外の発電機端のリアクタンスをＸｉ、１機に縮約された制御対象外発電機端のリアクタンスをＸ２としたときに、上記端子電圧をＶＧ２を下記式（３）で求め、等価モデルの発電機の端子電圧ＶＧを下記式（４）及び（５）で求めるものである。
【数１２】
また、上記制御対象外の発電機群を１機に縮約し、該縮約した１つの制御対象外の発電機の端子電圧をＶＧ２、上記制御対象の発電機の端子電圧をＶＧ１、上記発電機群の代表となる発電機母線電圧をＶ、上記発電機群の代表となる発電機母線から流れる電流をＩ、上記制御対象外の発電機端に接続された等価的な１つのリアクタンスをＸ２としたときに、上記端子電圧をＶＧ２を下記式（６）で求め、等価モデルの発電機の端子電圧ＶＧを下記式（７）で求めるものである。
【数１５】
また、上記制御対象外の発電機のすべての併入状態における等価リアクタンスと発電機出力との関係式を求め、上記制御対象外の発電機の総出力を総負荷量と制御対象発電機の総出力との差で求め、該求めた制御対象外の発電機の総出力を上記関係式にあてはめることによって上記分離系統発生時における等価モデルの等価リアクタンスを求めるものである。
【００１７】
また、上記電力系統に系統分離が発生する前の等価モデルを作成し、該分離系統が発生する前の等価モデルにおける負荷母線電圧値の実運転状態における負荷母線電圧値に対する誤差を求め、系統分離発生時における負荷母線電圧値を上記誤差分だけ修正するものである。
【００１８】
また、上記電力系統における負荷母線電圧変化量ΔＶ、無効電力変化量ΔＱ、分離系統容量ＷＯに対して下記式（８）によって定義される電圧感度係数ＫＱを整定し、上記系統分離の発生時における負荷母線電圧値と目標負荷母線電圧値との差である目標とする負荷母線電圧変化量ΔＶ及び分離系統容量ＷＯを下記式（８）に与え、上記負荷母線電圧を高めあるいは低めに誘導するための無効電力変化量ΔＱを算出するものである。
【数１７】
また、上記高めあるいは低めに誘導する負荷母線電圧値を潮流計算によって算出するものである。
【００２０】
本発明に係る単独分離系統安定化装置は、電力系統における分離系統の系統分離の発生にともない、該分離系統内の発電機群の発電供給量または負荷群の負荷量を制御して上記分離系統を安定化する単独分離系統安定化システムにおいて、本系統と分離系統の間に流れる連系線潮流（分離系統に向かう方向を正とする）を計測し、電圧変化による負荷脱落量を求め、上記連系線潮流と上記負荷脱落量との差を算出することによって、上記負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流を求める手段、
上記負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流の大きさを判定する手段、
上記負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流の大きさが負であれば上記負荷が接続された負荷母線電圧を高めに誘導するための無効電力変化量を与え、上記発電供給量と上記負荷量との需給アンバランスを解消するように上記発電供給量を制御する電源制御を実施し、上記負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流の大きさが正であれば上記負荷母線電圧を低めに誘導するための無効電力変化量を与え、上記発電供給量と上記負荷量との需給アンバランスを解消するように上記負荷量の負荷制御を実施する手段、
を備えたものである。
【００２１】
また、上記系統分離発生時における分離系統内の制御対象の発電機群及び負荷群を縮約して等価モデルを作成し、該等価モデルに基づき、上記誘導する負荷母線電圧の値を算出するものである。
【００２２】
また、上記等価モデルは、上記発電機群の中の制御対象の発電機群を１機に縮約し、上記負荷群の中の制御対象の負荷群を１負荷に縮約し、上記発電機群の中の制御対象外の発電機群は接続されたリアクタンス分のみを考慮し、上記負荷群の中の制御対象外の負荷群は無視して作成するものである。
【００２３】
また、上記制御対象外の発電機のすべての併入状態における等価リアクタンスと発電機出力との関係式を求め、上記制御対象外の発電機の総出力を総負荷量と制御対象発電機の総出力との差で求め、該求めた制御対象外の発電機の総出力を上記関係式にあてはめることによって上記分離系統発生時における等価モデルの等価リアクタンスを求めるものである。
【００２４】
また、上記電力系統における負荷母線電圧変化量ΔＶ、無効電力変化量ΔＱ、分離系統容量ＷＯに対して下記式（８）によって定義される電圧感度係数ＫＱを整定し、上記分離系統の発生時における負荷母線電圧値と目標負荷母線電圧値との差である目標とする負荷母線電圧変化量ΔＶ及び分離系統容量ＷＯを下記式（８）に与え、上記負荷母線電圧を高めあるいは低めに誘導するための無効電力変化量ΔＱを算出するものである。
【数１８】
また、上記高めあるいは低めに誘導する負荷母線電圧値を潮流計算によって算出するものである。
【００２６】
【発明の実施の形態】
本発明は、分離系統における系統分離発生時の電圧変化による負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流の大きさを求め、この連系線潮流の大きさから発電量過剰または負荷過剰を判定し、調相制御を実施することにより、発電量過剰の場合は負荷母線電圧を調相制御を行わない場合の値から高めに、負荷過剰の場合は低めに誘導することによって見かけ上の負荷量を調整し、発電供給量と上記負荷量との需給アンバランスを抑制し、なお需給アンバランスが生じる場合には、それを解消するように電源制御または負荷制御を行うことによって、単独系周波数維持に必要な発電機遮断量、または、負荷遮断量を低減するものである。
以下に、本発明の実施の形態を説明する。
実施の形態１．
図１は、本発明に係る分離系統安定化システムの実施の形態１を示す構成図である。
【００２７】
図において、１Ａは主系統側母線、１Ｂは負荷母線、１Ｃは発電機母線、２Ａ、２Ｂは分離系統内の送電線、３Ａ〜３Ｈは遮断器、４Ａ〜４Ｇは送電線電流を取り込むためのセンサ（変流器）、５Ａ、５Ｂは母線電圧を取り込むためのセンサ（変成器）、６Ａ〜６Ｇは遮断器情報や電流・電圧を取り込むための入力ケーブル、７Ａ〜７Ｃは電源制限（電源遮断）、負荷制限（負荷遮断）及び調相制御の指令信号を出すための出力ケーブル、８Ａ〜８Ｃは分離系統内の負荷、９Ａ〜９Ｃは分離系統内の発電機、１０は送電線２Ａや母線１Ａ、１Ｂの分離故障によって分離系統が主系統から分離された場合に、発電機９Ａ〜９Ｃまたは負荷８Ａ〜８Ｃを遮断することによって、分離系統内の周波数及び電圧を維持するための系統安定化装置である。１１は母線１Ｂへの無効電力の供給または母線１Ｂから無効電力を消費することで、母線１Ｂの電圧を調整する調相設備、１２は中央給電指令所、１３Ａ、１３Ｂは中央給電指令所１２から系統安定化装置１０に系統情報を伝達する通信路である。
【００２８】
上記図１の構成において、例えば、送電線２Ａでルート断に至る故障が発生し、単独分離系統が発生した場合（母線１Ａと母線１Ｂとの接続が分断された場合）、系統安定化装置１０は、遮断器３Ａまたは遮断器３Ｂの遮断情報を入力ケーブル６Ａ、６Ｂを通して取り込むことによって、単独分離系統が発生したことを認識し、安定化制御（負荷制限、電源制限及び調相制御）を実施する。
【００２９】
図２は、系統安定化装置１０において実行される安定化制御の制御論理フローチャートである。同図に従って安定化制御の方法を説明する。
【００３０】
ステップ１：本系統（主系統側母線１Ａの上の図示していない系統）と分離系統の間に流れる連系線潮流ＰＴ（分離系統に向かう方向を正とする）を計測し、また、電圧変化による負荷脱落量ＰＬＤＲＯＰを求め、連系線潮流ＰＴと負荷脱落量ＰＬＤＲＯＰとの差を算出することによって、負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流ＰＴ’を求める。
【００３１】
ステップ２：連系線潮流ＰＴ’の大きさを判定し、負であればステップ３へ、正であればステップ５へ進む。
【００３２】
ステップ３：連系線潮流ＰＴ’が負、すなわち分離系統が発電量過剰となるため、負荷母線電圧を許容範囲内で高めに誘導する。
【００３３】
ステップ４：需給アンバランスを解消するために電源制御を実施する。
【００３４】
ステップ５：連系線潮流ＰＴ’が正、すなわち分離系統が負荷過剰となるため、負荷母線電圧を許容範囲内で低めに誘導する。
【００３５】
ステップ６：需給アンバランスを解消するために負荷制御を実施する。
【００３６】
本実施の形態においては、ステップ３及びステップ５を制御論理に組み込み、見かけ上の負荷量を調整することによって、制御量（電源制御量または負荷制御量）の低減が実現されるものである。
【００３７】
次に、上記制御論理における電圧計算部分（ステップ３及びステップ５）の制御論理フローを説明する。
【００３８】
図３は、負荷母線電圧を低めに誘導する場合の制御論理フローであり、図４は、負荷母線電圧を高めに誘導する場合の制御論理フローである。
【００３９】
まず、図３に従って負荷母線電圧を低めに誘導する場合について説明する。
ステップ１：需給アンバランス率Ｒｕを算出し、さらに、目標ボトム周波数ΔＦ１とするために必要な需給アンバランス率Ｒｕ１、目標仕上がり周波数ΔＦ２とするために必要な需給アンバランス率Ｒｕ２を算出し、需給アンバランス率Ｒｕ１と需給アンバランス率Ｒｕ２から目標需給アンバランス率Ｒｕｖｔを決定する。
【００４０】
ステップ２：需給アンバランス率Ｒｕと目標需給アンバランス率Ｒｕｖｔとの大小を比較し、Ｒｕ＞Ｒｕｖｔであればステップ３へ、Ｒｕ＜Ｒｕｖｔであればステップ１１へ進む。
【００４１】
ステップ３：需給アンバランス率Ｒｕを目標需給アンバランス率Ｒｕｖｔにするための目標総負荷量ＰＬＴを算出する。
【００４２】
ステップ４：目標総負荷量ＰＬＴにするための目標負荷母線電圧ＶＬＴを算出する。
【００４３】
ステップ５：負荷母線電圧ＶＬの計算を行う。
【００４４】
ステップ６：負荷母線電圧
Ｌが目標負荷母線電圧ＶＬＴを下回る調相制御パターンが存在すれば、その調相制御パターンの中から制御量が最小のものを選択し、存在しない場合は、負荷母線電圧ＶＬが最小になる（負荷母線電圧ＶＬが目標負荷母線電圧ＶＬＴに最も近い）調相制御パターンを選択する。
【００４５】
ステップ７：調相制御実施後の負荷母線電圧値ＶＬＣ１を計算する。
【００４６】
ステップ８：負荷母線電圧値ＶＬＣ１に対する見かけの負荷量ＰＬＣ１を算出する。
【００４７】
ステップ９：目標総負荷量ＰＬＴと負荷量ＰＬＣ１との大小関係を判定し、目標総負荷量ＰＬＴが負荷量ＰＬＣ１よりも小さい場合はステップ１０へ、目標総負荷量ＰＬＴが負荷量ＰＬＣ１よりも大きい場合はステップ１１へ進む。
【００４８】
ステップ１０：目標総負荷量ＰＬＴが負荷量ＰＬＣ１よりも小さい場合、すなわち、制御量が不足している場合であるので、その不足分について負荷遮断を実施して終了する。
【００４９】
ステップ１１：目標総負荷量ＰＬＴが負荷量ＰＬＣ１よりも大きい場合、すなわち、需給バランスが満たされるので負荷遮断を実施せずに終了する。
【００５０】
次に、図４に従って負荷母線電圧を高めに誘導する場合について説明する。
ステップ１：需給アンバランス率Ｒｕを算出し、さらに、目標ボトム周波数ΔＦとするために必要な目標需給アンバランス率Ｒｕｖｔを算出する。
【００５１】
ステップ２：需給アンバランス率Ｒｕと目標需給アンバランス率Ｒｕｖｔとの大小を比較し、Ｒｕ＜Ｒｕｖｔであればステップ３へ、Ｒｕ＞Ｒｕｖｔであればステップ１１へ進む。
【００５２】
ステップ３：需給アンバランス率Ｒｕを目標需給アンバランス率Ｒｕｖｔにするための目標総負荷量ＰＬＴを算出する。
【００５３】
ステップ４：目標総負荷量ＰＬＴにするための目標負荷母線電圧ＶＬＴを算出する。
【００５４】
ステップ５：負荷母線電圧ＶＬの計算を行う。
【００５５】
ステップ６：負荷母線電圧ＶＬが目標負荷母線電圧ＶＬＴを上回る調相制御パターンが存在すれば、その調相制御パターンの中から制御量が最小のものを選択し、存在しない場合は、負荷母線電圧ＶＬが最大になる（負荷母線電圧ＶＬが目標負荷母線電圧ＶＬＴに最も近い）調相制御パターンを選択する。
【００５６】
ステップ７：調相制御実施後の負荷母線電圧値ＶＬＣ１を計算する。
【００５７】
ステップ８：負荷母線電圧値ＶＬＣ１に対する見かけの負荷量ＰＬＣ１を算出する。
【００５８】
ステップ９：目標総負荷量ＰＬＴと負荷量ＰＬＣ１との大小関係を判定し、目標総負荷量ＰＬＴが負荷量ＰＬＣ１よりも大きい場合はステップ１０へ、目標総負荷量ＰＬＴが負荷量ＰＬＣ１よりも小さい場合はステップ１１へ進む。
【００５９】
ステップ１０：目標総負荷量ＰＬＴが負荷量ＰＬＣ１よりも大きい場合、すなわち、制御量が不足している場合であるので、その不足分について電源制御を実施して終了する。
【００６０】
ステップ１１：目標総負荷量ＰＬＴが負荷量ＰＬＣ１よりも小さい場合、すなわち、需給バランスが満たされるので電源制御を実施せずに終了する。
【００６１】
以上のように、電圧変化による負荷脱落量ＰＬＤＲＯＰを求め、連系線潮流ＰＴと負荷脱落量ＰＬＤＲＯＰとの差を算出することによって、負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流ＰＴ’を求め、連系線潮流ＰＴ’が負の場合には負荷母線電圧値ＶＬＣ１を許容範囲内で高めに制御して需給アンバランスを抑制し、なお需給アンバランスが生じる場合には、それを解消するために電源制御を実施し、連系線潮流ＰＴ’が正の場合には負荷母線電圧値ＶＬＣ１を許容範囲内で低めに制御して需給アンバランスを抑制し、なお需給アンバランスが生じる場合には、それを解消するために負荷制御を実施することによって、負荷制御量または電源制御量を低減することができる。
【００６２】
なお、本実施の形態に係る単独分離系統安定化システムは、上記図２に示した安定化制御の制御論理フローチャートの各ステップを実行する手段、上記図３及び図４に示した負荷母線電圧を高めあるいは低めに誘導する制御論理フローの各ステップを実行する手段を備えたものである。
【００６３】
実施の形態２．
本実施の形態は、負荷母線電圧ＶＬを計算する場合の計算手法に関するものであり、単独分離系統を１機（発電機）、１負荷の等価モデルに縮約し、この等価モデルを用いて電圧計算を行うものである。図５は、この等価モデル作成の手順を示すフローチャートであり、図６は、図５のフローチャートに沿った処理のイメージを示す図である。以下、図５及び図６に従って本実施の形態を説明する。
【００６４】
ステップ１：制御対象（遮断対象）発電機群を選択する。
ステップ２：選択された発電機群を１機に縮約する。
【００６５】
ステップ３：制御対象（遮断対象）負荷群を選択する。
ステップ４：選択された制御対象負荷群を１負荷に縮約する。
【００６６】
ステップ５：制御対象外発電機群並びに接続された変圧器及び送電線を無視する。
ステップ６：制御対象外負荷機群並びに接続された変圧器及び送電線を無視する。
【００６７】
ステップ７：１機に縮約した制御対象発電機端のリアクタンス及び１負荷に縮約した負荷端のリアクタンスを送電線に組み込む。
【００６８】
以上の手順に従って等価モデルを作成する。作成した等価モデルにおいては、下記式（９）が成り立ち、下記式（９）より各定数を計測及び算出することによって、負荷母線電圧ＶＬを算出することができる。
【００６９】
【数１９】
本実施の形態によれば、制御対象発電機群を１機に縮約し、制御対象負荷群を１負荷に縮約して等価モデルを作成し、この等価モデル用いて電圧計算を行うことにより、上記式（９）のように、比較的簡単な代数式で負荷母線電圧ＶＬを算出することができるので、計算機負荷を低減することができる。
【００７１】
なお、本実施の形態に係る単独分離系統安定化システムは、上記図５に示した等価モデル作成のフローチャートの各ステップを実行する手段を備えたものである。
【００７２】
実施の形態３．
本実施の形態は、負荷母線電圧ＶＬを計算する場合の計算手法に関するものであり、無効電力変化量、負荷母線電圧変化量及び分離系統容量を関連づける電圧感度係数ＫＱを用いる手法である。
【００７３】
電圧感度係数ＫＱは、下記式（８）に示すように、整定値として与える。実際には、電力系統の運転状態を数パターンに変化させ、各電力系統の運転状態における負荷母線電圧変化量ΔＶ、無効電力変化量ΔＱ、分離系統容量ＷＯを計測し、下記式（８）によって各系統状態における電圧感度係数ＫＱを算出し、この算出された電圧感度係数ＫＱの平均をとって下記式（８）の電圧感度係数ＫＱの整定値とする。
【００７４】
【数２０】
上記式（８）で電圧感度係数ＫＱを整定値として与え、また、分離系統容量ＷＯは給電情報として得られるため、無効電力変化量と電圧変化量（電圧感度）との関係が求められる。この式（８）において、目標電圧値と現在の負荷母線電圧値との差、すなわち目標とする負荷母線電圧変化量ΔＶに対する無効電力変化量（調相投入量）ΔＱが算出される。すなわち、負荷母線電圧高ＶＬを高めあるいは低めに誘導するために必要な調相投入量が算出される。
【００７６】
以上のように、本実施の形態によれば、上記式（８）に示した簡単な代数式から必要制御量を算出することができ、計算機負荷が非常に少なくなり、また、少ない情報ですむようになる。
【００７７】
なお、本実施の形態に係る単独分離系統安定化システムは、上記式（８）の計算をする手段を備えたものである。
【００７８】
実施の形態４．
本実施の形態は、高めあるいは低めに誘導する負荷母線電圧ＶＬを計算する場合の計算手法に関し、潮流計算を用いるものであり、潮流計算を実行する手段を備えている。
【００７９】
潮流計算は電力系統の所量を算出するための計算手法で、公知のものであり、計算実施に多くの情報を必要とし、収束計算を伴うが、電圧計算の精度は極めてよいものとなる。
【００８０】
実施の形態５．
負荷母線電圧ＶＬを計算する場合の計算手法として、上記実施の形態２のように等価モデルを用いる場合、対象系統を等価モデルに縮約する際に、誤差が生じる。
【００８１】
本実施の形態は、対象系統を等価モデルに縮約する際に生じる誤差を低減させ、計算精度を向上させるものである。
【００８２】
図７は、本実施の形態における等価モデル作成の手順を示すフローチャートである。同図にしたがって、以下に本実施の形態を説明する。
【００８３】
ステップ１：制御対象（遮断対象）発電機群を選択する。
ステップ２：選択された発電機群を１機に縮約する。
【００８４】
ステップ３：制御対象（遮断対象）負荷群を選択する。
ステップ４：選択された制御対象負荷群を１負荷に縮約する。
【００８５】
ステップ５：制御対象外発電機群に接続された変圧器及び送電線を、１つのリアクタンスに縮約し、１機に縮約した制御対象発電機端のリアクタンスと合成する。
ステップ６：制御対象外負荷群並びに接続された変圧器及び送電線を、無視する。
【００８６】
ステップ７：１機に縮約した制御対象発電機端の合成したリアクタンス及び１負荷に縮約した負荷端のリアクタンスを送電線に組み込む。
【００８７】
本実施の形態では、ステップ５において、制御対象外発電機群に接続されたリアクタンス成分を縮約し、この縮約したリアクタンス成分を、１機に縮約した制御対象発電機端のリアクタンスと合成して最終的な１機の発電機に縮約して等価モデルを作成しているので、電圧計算の精度をさらに向上させることができる。
【００８８】
なお、本実施の形態に係る単独分離系統安定化システムは、上記図７に示した等価モデル作成のフローチャートの各ステップを実行する手段を備えたものである。
【００８９】
実施の形態６．
上記実施の形態５では、制御対象外発電機群に接続されたリアクタンス成分を縮約し、制御対象発電機端のリアクタンスと合成して最終的な１機の発電機に縮約することによって、電圧計算の精度を向上させたが、本実施の形態は、さらに、制御対象外発電機の端子電圧を考慮し、最終的に１機に縮約された制御対象発電機の端子電圧を修正することによって、さらに、電圧計算の精度向上を図るものである。
【００９０】
図８は、発電機の端子電圧修正のイメージを示す図であり、上記実施の形態５の修正に加え、下記式（２）による修正を行っている。
【００９１】
【数２１】
上記式（２）は、発電機の端子電圧が接続されたリアクタンスによって変化することを考慮し、２台の発電機（制御対象発電機群及び制御対象外発電機群をそれぞれ、１機に縮約したもの）の端子電圧を用いて重み付け平均したものである。また、制御対象外発電機とは仮想的に制御対象外発電機群を１機に縮約したものであるため、その端子電圧としては代表母線（例えば、図６の制御対象外発電機及び負荷が接続されている母線）の電圧値を用いる。
【００９３】
以上のように、本実施の形態によれば、さらに制御対象外発電機の端子電圧を考慮することによって、等価モデルによる電圧計算のさらなる精度向上を図ることができる。
【００９４】
なお、本実施の形態に係る単独分離系統安定化システムは、上記式（２）の計算をする手段を備えたものである。
【００９５】
実施の形態７．
本実施の形態は、上記実施の形態５及び６と同様、対象系統を等価モデルに縮約する際に生じる誤差を低減させ、計算精度を向上させるものである。
【００９６】
本実施の形態においては、縮約する前における制御対象外発電機群の全台の端子電圧と発電機端に接続されたリアクタンスを用いて重み付け平均することによって、縮約後の制御対象外発電機の端子電圧とする修正であり、下記式（３）を修正に用いる。
【００９７】
【数２２】
上記式（３）は、制御対象外発電機群を１機に縮約するときに、縮約した制御対象外発電機の端子電圧を算出するものであり、最終的には、この式（３）で得られた値ＶＧ２と制御対象発電機の端子電圧ＶＧ１とを用いて、上記式（２）より発電機端子電圧ＶＧを算出する。この発電機端子電圧ＶＧ算出に用いる制御対象外発電機群を１機に縮約した発電機端のリアクタンスＸ２は下記式（４）で求めた値を用いる。
【００９９】
【数２３】
本実施の形態によれば、縮約する前における制御対象外発電機群の全台の端子電圧と発電機端に接続されたリアクタンスを用いて重み付け平均することによって、縮約後の制御対象外発電機の端子電圧とすることによって、等価モデルを用いた電圧計算の計算精度を向上させることができる。
【０１０１】
なお、本実施の形態に係る単独分離系統安定化システムは、上記式（２）、（３）及び（４）の計算をする手段を備えたものである。
【０１０２】
実施の形態８．
上記実施の形態７では、制御対象外発電機の端子電圧として縮約する前における制御対象外発電機群の全台の端子電圧と発電機端に接続されたリアクタンスを用いて重み付け平均することによって算出した値を用いた。
【０１０３】
本実施の形態においては、図９のイメージに示すように、制御対象外発電機群に接続されたリアクタンスを等価的な１つのリアクタンスＸ２に縮約し、次に、代表母線の電圧Ｖ、代表母線から流れる電流Ｉ及び等価的な１つのリアクタンスＸ２を用いて、１機に縮約した制御対象外発電機の端子電圧ＶＧ２を下記式（６）から算出する。
【０１０４】
【数２４】
上記式（６）で得られた値ＶＧ２と制御対象発電機の端子電圧ＶＧ１とを用いて、上記式（２）より発電機端子電圧ＶＧを算出することによって、等価モデルの誤差を低減し、計算精度を向上させることができる。
【０１０６】
なお、本実施の形態に係る単独分離系統安定化システムは、上記式（２）及び（６）の計算をする手段を備えたものである。
【０１０７】
実施の形態９．
上記実施の形態６ないし８では、制御対象外発電機の併入状況が把握できることを前提としている。本実施の形態は、実際には把握できない可能性のある制御対象外発電機の併入状況を推定することによって、算出する負荷母線電圧値の計算精度を維持するものである。
【０１０８】
図１０は、本実施の形態における処理手順を示すフローチャートである。
ステップ１：すべての制御対象外発電機に対して、すべての併入状態における等価リアクタンスｘと発電機出力（運転状態にある発電機の定格容量の和）Ｐｇとの関係をプロットする。
【０１０９】
ステップ２：ステップ１で求めたプロット図からｘ−Ｐｇの関係式を求める。
【０１１０】
ステップ３：対象系統の総負荷量と制御対象発電機の総出力とステップ２で求めた関係式から等価リアクタンスｘを算出する。
【０１１１】
以上のように、併入状況のわからない制御対象外発電機が存在しても、併入状況がわからない状況における制御対象外発電機群の等価リアクタンスｘを推定することができるので、計算精度を維持することができる。
【０１１２】
なお、本実施の形態に係る単独分離系統安定化システムは、上記図１０に示した処理手順を示すフローチャートの各ステップを実行する手段を備えたものである。
【０１１３】
実施の形態１０．
本実施の形態は、上記実施の形態２において、対象系統を等価モデルに縮約する際に生じる誤差を低減するものである。
【０１１４】
本実施の形態は、分離系統における系統分離の発生前後において、対象とする系統とその等価モデルとの誤差が等しいものと考え、系統分離発生前における実際の負荷母線電圧と等価モデルの負荷母線電圧との誤差を求めておき、系統分離発生後の等価モデルにおける制御対象発電機の端子電圧を変更して、求めた誤差分だけ負荷母線電圧ＶＬを修正するものである。
【０１１５】
なお、本実施の形態に係る単独分離系統安定化システムは、系統分離発生前における実際の負荷母線電圧と等価モデルの負荷母線電圧との誤差を求めておき、系統分離発生後の等価モデルにおける制御対象発電機の端子電圧を変更して、求めた誤差分だけ負荷母線電圧ＶＬを修正する手段を備えているものである。
【０１１６】
【発明の効果】
本発明に係る単独分離系統安定化方法によれば、電力系統における分離系統の系統分離の発生にともない、該分離系統内の発電機群の発電供給量または負荷群の負荷量を制御して上記分離系統を安定化する単独分離系統安定化方法において、
本系統と分離系統の間に流れる連系線潮流（分離系統に向かう方向を正とする）を計測し、電圧変化による負荷脱落量を求め、上記連系線潮流と上記負荷脱落量との差を算出することによって、上記負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流を求めるステップ、
上記負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流の大きさを判定するステップ、
上記負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流の大きさが負であれば上記負荷が接続された負荷母線電圧を高めに誘導するための無効電力変化量を与え、上記発電供給量と上記負荷量との需給アンバランスを解消するように上記発電供給量を制御する電源制御を実施し、上記負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流の大きさが正であれば上記負荷母線電圧を低めに誘導するための無効電力変化量を与え、上記発電供給量と上記負荷量との需給アンバランスを解消するように上記負荷量の負荷制御を実施するステップ、
を備えたものであるので、負荷制御量（制限量）または電源制御量（制限量）を低減することができる。
【０１１７】
また、上記系統分離発生時における分離系統内の制御対象の発電機群及び負荷群を縮約して等価モデルを作成し、該等価モデルに基づき、上記誘導する負荷母線電圧の値を算出するものであるので、比較的簡単な代数式で算出することができ、計算機負荷を低減することができる。
【０１１８】
また、上記等価モデルは、上記発電機群の中の制御対象の発電機群を１機に縮約し、上記負荷群の中の制御対象の負荷群を１負荷に縮約し、上記発電機群の中の制御対象外の発電機群は接続されたリアクタンス分のみを考慮し、上記負荷群の中の制御対象外の負荷群は無視して作成するものであるので、比較的簡単な代数式で算出することができ、計算機負荷を低減することができる。
【０１１９】
また、上記制御対象外の発電機群のリアクタンスを１つのリアクタンスＸ２に縮約し、該縮約したリアクタンスＸ２と上記制御対象の発電機端のリアクタンスＸ１とを１つに縮約して、上記等価モデルの発電機端のリアクタンスＸを下記式（１）として組み込むものであるので、簡単な代数式から必要とする制御量を算出することができるようになり、計算機負荷が非常に小さくなり、また必要とする情報が少なくて済む。
【数２５】
また、上記縮約した１つの制御対象外の発電機の端子電圧をＶＧ２、上記制御対象の発電機の端子電圧をＶＧ１としたときに、等価モデルの発電機の端子電圧ＶＧを下記式（２）とするものであるので、計算精度を向上することができる。
【数２６】
また、上記縮約した１つの制御対象外の発電機の端子電圧をＶＧ２、上記制御対象の発電機の端子電圧をＶＧ１、上記制御対象外の発電機の端子電圧をＶＧｉ、上記制御対象外の発電機端のリアクタンスをＸｉ、１機に縮約された制御対象外発電機端のリアクタンスをＸ２としたときに、上記端子電圧をＶＧ２を下記式（３）で求め、等価モデルの発電機の端子電圧ＶＧを下記式（４）及び（５）で求めるものであるので、計算精度を向上することができる。
【数２７】
また、上記制御対象外の発電機群を１機に縮約し、該縮約した１つの制御対象外の発電機の端子電圧をＶＧ２、上記制御対象の発電機の端子電圧をＶＧ１、上記発電機群の代表となる発電機母線電圧をＶ、上記発電機群の代表となる発電機母線から流れる電流をＩ、上記制御対象外の発電機端に接続された等価的な１つのリアクタンスをＸ２としたときに、上記端子電圧をＶＧ２を下記式（６）で求め、等価モデルの発電機の端子電圧ＶＧを下記式（７）で求めるものであるので、計算精度を向上することができる。
【数３０】
また、上記制御対象外の発電機すべての併入状態における等価リアクタンスと発電機出力との関係式を求め、上記制御対象外の発電機の総出力を総負荷量と制御対象発電機の総出力との差で求め、該求めた制御対象外の発電機の総出力を上記関係式にあてはめることによって上記分離系統発生時における等価モデルの等価リアクタンスを求めるものであるので、制御対象該発電機の併入状況を推定することができ、計算精度を維持することができる。
【０１２４】
また、上記電力系統に系統分離が発生する前の等価モデルを作成し、該系統分離が発生する前の等価モデルにおける負荷母線電圧値の実運転状態における負荷母線電圧値に対する誤差を求め、系統分離発生時における負荷母線電圧値を上記誤差分だけ修正するものであるので、計算精度を向上することができる。
【０１２５】
また、上記電力系統における負荷母線電圧変化量ΔＶ、無効電力変化量ΔＱ、分離系統容量ＷＯに対して下記式（８）によって定義される電圧感度係数ＫＱを整定し、上記分離系統の発生時における負荷母線電圧値と目標負荷母線電圧値との差である目標とする負荷母線電圧変化量ΔＶ及び分離系統容量ＷＯを下記式（８）に与え、上記負荷母線電圧を高めあるいは低めに誘導するための無効電力変化量ΔＱを算出するものであるので、簡単な代数式から必要とする制御量を算出することができるようになり、計算機負荷が非常に小さくなり、また必要とする情報が少なくて済む。
【数３２】
また、上記高めあるいは低めに誘導する負荷母線電圧値を潮流計算によって算出するものであるので、計算精度がよくなる。
【０１２７】
本発明に係る単独分離系統安定化装置によれば、電力系統における分離系統の系統分離の発生にともない、該分離系統内の発電機群の発電供給量または負荷群の負荷量を制御して上記分離系統を安定化する単独分離系統安定化システムにおいて、
本系統と分離系統の間に流れる連系線潮流（分離系統に向かう方向を正とする）を計測し、電圧変化による負荷脱落量を求め、上記連系線潮流と上記負荷脱落量との差を算出することによって、上記負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流を求める手段、
上記負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流の大きさを判定する手段、
上記負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流の大きさが負であれば上記負荷が接続された負荷母線電圧を高めに誘導するための無効電力変化量を与え、上記発電供給量と上記負荷量との需給アンバランスを解消するように上記発電供給量を制御する電源制御を実施し、上記負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流の大きさが正であれば上記負荷母線電圧を低めに誘導するための無効電力変化量を与え、上記発電供給量と上記負荷量との需給アンバランスを解消するように上記負荷量の負荷制御を実施する手段、
を備えたものであるので、負荷制御量（制限量）または電源制御量（制限量）を低減することができる。
【０１２８】
また、上記系統分離発生時における分離系統内の制御対象の発電機群及び負荷群を縮約して等価モデルを作成し、該等価モデルに基づき、上記誘導する負荷母線電圧の値を算出するものであるので、比較的簡単な代数式で算出することができ、計算機負荷を低減することができる。
【０１２９】
また、上記等価モデルは、上記発電機群の中の制御対象の発電機群を１機に縮約し、上記負荷群の中の制御対象の負荷群を１負荷に縮約し、上記発電機群の中の制御対象外の発電機群は接続されたリアクタンス分のみを考慮し、上記負荷群の中の制御対象外の負荷群は無視して作成するものであるので、比較的簡単な代数式で算出することができ、計算機負荷を低減することができる。
【０１３０】
また、上記制御対象外の発電機のすべての併入状態における等価リアクタンスと発電機出力との関係式を求め、上記制御対象外の発電機の総出力を総負荷量と制御対象発電機の総出力との差で求め、該求めた制御対象外の発電機の総出力を上記関係式にあてはめることによって上記分離系統発生時における等価モデルの等価リアクタンスを求めるものであるので、制御対象該発電機の併入状況を推定することができ、計算精度を維持することができる。
【０１３１】
また、上記電力系統における負荷母線電圧変化量ΔＶ、無効電力変化量ΔＱ、分離系統容量ＷＯに対して下記式（８）によって定義される電圧感度係数ＫＱを整定し、上記分離系統の発生時における負荷母線電圧値と目標負荷母線電圧値との差である目標とする負荷母線電圧変化量ΔＶ及び分離系統容量ＷＯを下記式（８）に与え、上記負荷母線電圧を高めあるいは低めに誘導するための無効電力変化量ΔＱを算出するものであるので、簡単な代数式から必要とする制御量を算出することができるようになり、計算機負荷が非常に小さくなり、また必要とする情報が少なくて済む。
【数３３】
また、上記高めあるいは低めに誘導する負荷母線電圧値を潮流計算によって算出するものであるので、計算精度がよくなる。
【図面の簡単な説明】
【図１】 本発明に係る分離系統安定化システムの実施の形態１を示す構成図である。
【図２】 実施の形態１における、安定化制御の制御論理フローチャートである。
【図３】 実施の形態１における、負荷母線電圧を低めに誘導する場合の制御論理フローである。
【図４】 実施の形態１における、負荷母線電圧を高めに誘導する場合の制御論理フローである。
【図５】 実施の形態２における、等価モデル作成の手順を示すフローチャートである。
【図６】 実施の形態２における、等価モデル作成の手順を示すイメージ図である。
【図７】 実施の形態５における、等価モデル作成の手順を示すフローチャートである。
【図８】 実施の形態５における、発電機の端子電圧修正のイメージを示す図である。
【図９】 実施の形態８における、等価モデル作成の手順を示すイメージ図である。
【図１０】 実施の形態９における、処理手順を示すフローチャートである。
【図１１】 従来の系統安定化制御装置の構成図である。
【符号の説明】
１Ａ 主系統母線、１Ｂ 負荷母線、１Ｃ 発電機母線、
２Ａ，２Ｂ 分離系統内送電線、３Ａ〜３Ｈ 遮断器、
４Ａ〜４Ｇ センサ（変流器）、５Ａ，５Ｂ センサ（変成器）、
６Ａ〜６Ｇ 入力ケーブル、７Ａ〜７Ｃ 出力ケーブル、８Ａ〜８Ｃ 負荷、
９Ａ〜９Ｃ 発電機、１０ 系統安定化装置、１１ 調相設備、
１２ 中央給電指令所、１３Ａ，１３Ｂ 通信路。
Claims (17)
- 電力系統における分離系統の系統分離の発生にともない、該分離系統内の発電機群の発電供給量または負荷群の負荷量を制御して上記分離系統を安定化する単独分離系統安定化方法において、
本系統と分離系統の間に流れる連系線潮流（分離系統に向かう方向を正とする）を計測し、電圧変化による負荷脱落量を求め、上記連系線潮流と上記負荷脱落量との差を算出することによって、上記負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流を求めるステップ、
上記負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流の大きさを判定するステップ、
上記負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流の大きさが負であれば上記負荷が接続された負荷母線電圧を高めに誘導するための無効電力変化量を与え、上記発電供給量と上記負荷量との需給アンバランスを解消するように上記発電供給量を制御する電源制御を実施し、上記負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流の大きさが正であれば上記負荷母線電圧を低めに誘導するための無効電力変化量を与え、上記発電供給量と上記負荷量との需給アンバランスを解消するように上記負荷量の負荷制御を実施するステップ、
を備えたことを特徴とする単独分離系統安定化方法。 - 上記系統分離発生時における分離系統内の制御対象の発電機群及び負荷群を縮約して等価モデルを作成し、該等価モデルに基づき、上記誘導する負荷母線電圧の値を算出することを特徴とする請求項１記載の単独分離系統安定化方法。
- 上記等価モデルは、上記発電機群の中の制御対象の発電機群を１機に縮約し、上記負荷群の中の制御対象の負荷群を１負荷に縮約し、上記発電機群の中の制御対象外の発電機群は接続されたリアクタンス分のみを考慮し、上記負荷群の中の制御対象外の負荷群は無視して作成することを特徴とする請求項２記載の単独分離系統安定化方法。
- 上記制御対象外の発電機群のリアクタンスを１つのリアクタンスＸ２に縮約し、該縮約したリアクタンスＸ２と上記制御対象の発電機端のリアクタンスＸ１とを１つに縮約して、上記等価モデルの発電機端のリアクタンスＸを下記式（１）として組み込むことを特徴とする請求項３記載の単独分離系統安定化方法。
- 上記縮約した１つの制御対象外の発電機の端子電圧をＶＧ２、上記制御対象の発電機の端子電圧をＶＧ１としたときに、等価モデルの発電機の端子電圧ＶＧを下記式（２）とすることを特徴とする請求項４記載の単独分離系統安定化方法。
- 上記縮約した１つの制御対象外の発電機の端子電圧をＶＧ２、上記制御対象の発電機の端子電圧をＶＧ１、上記制御対象外の発電機の端子電圧をＶＧｉ、上記制御対象外の発電機端のリアクタンスをＸｉ、１機に縮約された制御対象外発電機端のリアクタンスをＸ２としたときに、上記端子電圧をＶＧ２を下記式（３）で求め、等価モデルの発電機の端子電圧ＶＧを下記式（４）及び（５）で求めることを特徴とする請求項３記載の単独分離系統安定化方法。
- 上記制御対象外の発電機群を１機に縮約し、該縮約した１つの制御対象外の発電機の端子電圧をＶＧ２、上記制御対象の発電機の端子電圧をＶＧ１、上記発電機群の代表となる発電機母線電圧をＶ、上記発電機群の代表となる発電機母線から流れる電流をＩ、上記制御対象外の発電機端に接続された等価的な１つのリアクタンスをＸ２としたときに、上記端子電圧をＶＧ２を下記式（６）で求め、等価モデルの発電機の端子電圧ＶＧを下記式（７）で求めることを特徴とする請求項３記載の単独分離系統安定化方法。
- 上記制御対象外の発電機のすべての併入状態における等価リアクタンスと発電機出力との関係式を求め、上記制御対象外の発電機の総出力を総負荷量と制御対象発電機の総出力との差で求め、該求めた制御対象外の発電機の総出力を上記関係式にあてはめることによって上記分離系統発生時における等価モデルの等価リアクタンスを求めることを特徴とする請求項３記載の単独分離系統安定化方法。
- 上記電力系統に系統分離が発生する前の等価モデルを作成し、該系統分離が発生する前の等価モデルにおける負荷母線電圧値の実運転状態における負荷母線電圧値に対する誤差を求め、分離系統発生時における負荷母線電圧値を上記誤差分だけ修正することを特徴とする請求項３記載の単独分離系統安定化方法。
- 上記電力系統における負荷母線電圧変化量ΔＶ、無効電力変化量ΔＱ、分離系統容量ＷＯに対して下記式（８）によって定義される電圧感度係数ＫＱを整定し、上記分離系統の発生時における負荷母線電圧値と目標負荷母線電圧値との差である目標とする負荷母線電圧変化量ΔＶ及び分離系統容量ＷＯを下記式（８）に与え、上記負荷母線電圧を高めあるいは低めに誘導するための無効電力変化量ΔＱを算出することを特徴とする請求項１記載の単独分離系統安定化方法。
- 上記高めあるいは低めに誘導する負荷母線電圧値を潮流計算によって算出することを特徴とする請求項１記載の単独分離系統安定化方法。
- 電力系統における分離系統の系統分離の発生にともない、該分離系統内の発電機群の発電供給量または負荷群の負荷量を制御して上記分離系統を安定化する単独分離系統安定化システムにおいて、
本系統と分離系統の間に流れる連系線潮流（分離系統に向かう方向を正とする）を計測し、電圧変化による負荷脱落量を求め、上記連系線潮流と上記負荷脱落量との差を算出することによって、上記負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流を求める手段、
上記負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流の大きさを判定する手段、
上記負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流の大きさが負であれば上記負荷が接続された負荷母線電圧を高めに誘導するための無効電力変化量を与え、上記発電供給量と上記負荷量との需給アンバランスを解消するように上記発電供給量を制御する電源制御を実施し、上記負荷脱落量の影響を考慮した連系線潮流の大きさが正であれば上記負荷母線電圧を低めに誘導するための無効電力変化量を与え、上記発電供給量と上記負荷量との需給アンバランスを解消するように上記負荷量の負荷制御を実施する手段、
を備えたことを特徴とする単独分離系統安定化システム。 - 上記系統分離発生時における分離系統内の制御対象の発電機群及び負荷群を縮約して等価モデルを作成し、該等価モデルに基づき、上記誘導する負荷母線電圧の値を算出することを特徴とする請求項１２記載の単独分離系統安定化システム。
- 上記等価モデルは、上記発電機群の中の制御対象の発電機群を１機に縮約し、上記負荷群の中の制御対象の負荷群を１負荷に縮約し、上記発電機群の中の制御対象外の発電機群は接続されたリアクタンス分のみを考慮し、上記負荷群の中の制御対象外の負荷群は無視して作成することを特徴とする請求項１３記載の単独分離系統安定化システム。
- 上記制御対象外の発電機のすべての併入状態における等価リアクタンスと発電機出力との関係式を求め、上記制御対象外の発電機の総出力を総負荷量と制御対象発電機の総出力との差で求め、該求めた制御対象外の発電機の総出力を上記関係式にあてはめることによって上記分離系統発生時における等価モデルの等価リアクタンスを求めることを特徴とする請求項１４記載の単独分離系統安定化システム。
- 上記電力系統における負荷母線電圧変化量ΔＶ、無効電力変化量ΔＱ、分離系統容量ＷＯに対して下記式（８）によって定義される電圧感度係数ＫＱを整定し、上記分離系統の発生時における負荷母線電圧値と目標負荷母線電圧値との差である目標とする負荷母線電圧変化量ΔＶ及び分離系統容量ＷＯを下記式（８）に与え、上記負荷母線電圧を高めあるいは低めに誘導するための無効電力変化量ΔＱを算出することを特徴とする請求項１２記載の単独分離系統安定化システム。
- 上記高めあるいは低めに誘導する負荷母線電圧値を潮流計算によって算出することを特徴とする請求項１２記載の単独分離系統安定化システム。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2002228278A JP3820386B2 (ja) | 2002-08-06 | 2002-08-06 | 単独分離系統安定化方法及び単独分離系統安定化システム |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2002228278A JP3820386B2 (ja) | 2002-08-06 | 2002-08-06 | 単独分離系統安定化方法及び単独分離系統安定化システム |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2004072884A JP2004072884A (ja) | 2004-03-04 |
| JP3820386B2 true JP3820386B2 (ja) | 2006-09-13 |
Family
ID=32015009
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2002228278A Expired - Fee Related JP3820386B2 (ja) | 2002-08-06 | 2002-08-06 | 単独分離系統安定化方法及び単独分離系統安定化システム |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP3820386B2 (ja) |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP4727566B2 (ja) * | 2006-12-27 | 2011-07-20 | 財団法人電力中央研究所 | 周波数制御装置および周波数制御方法 |
| JP4859852B2 (ja) * | 2008-01-23 | 2012-01-25 | 三菱電機株式会社 | 系統安定化方法及び系統安定化装置 |
| JP5424774B2 (ja) * | 2009-08-07 | 2014-02-26 | 株式会社日立製作所 | 系統安定化装置および方法 |
| KR102100196B1 (ko) * | 2018-11-19 | 2020-04-13 | 엘지전자 주식회사 | 엔진을 이용한 발전 시스템 및 그 제어 방법 |
-
2002
- 2002-08-06 JP JP2002228278A patent/JP3820386B2/ja not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP2004072884A (ja) | 2004-03-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN110021952B (zh) | 基于小信号建模的多端柔性直流系统下垂控制系数优化方法 | |
| KR101043572B1 (ko) | 무효전력 보상을 위한 배전 자동화 시스템 및 전압 제어방법 | |
| JP6070076B2 (ja) | 配電系統の電圧制御装置、電圧制御システム、電圧制御プログラムおよび電圧制御方法 | |
| CN112542849B (zh) | 一种柔性直流输电系统自适应虚拟惯性调频控制方法 | |
| CN103236702B (zh) | 一种基于阻抗复合控制的微网无功均衡分配方法 | |
| WO2012016585A1 (en) | Reactive power regulation of a windpark | |
| US11855458B2 (en) | Current injection in wind power plants | |
| CN101297468B (zh) | 对直流输电的调节方法 | |
| WO2021001002A1 (en) | Method for grid impedance and dynamics estimation | |
| KR100326103B1 (ko) | 전력변환장치의제어장치 | |
| JP3820386B2 (ja) | 単独分離系統安定化方法及び単独分離系統安定化システム | |
| US10992134B2 (en) | Load shedding system for both active and reactive power based on system perturbation | |
| JP2007189840A (ja) | 電力系統安定化装置 | |
| JP5303746B2 (ja) | 系統安定化装置、系統安定化方法 | |
| JP5651495B2 (ja) | 電力系統安定化制御方法及びその装置 | |
| CN112398145B (zh) | 面向电力弹簧的智能负载切换控制方法 | |
| WO2012132459A1 (ja) | 車載用充電装置 | |
| CN110601176B (zh) | 一种电网联络线静态稳定极限提升和预警的方法及系统 | |
| CN111095715B (zh) | 涉及风力发电厂内的电压控制的改进 | |
| JP3350265B2 (ja) | 電力系統安定化装置 | |
| JP2000032664A (ja) | コンデンサバンクを備えた無効電力調整装置の制御方法およびその制御装置 | |
| JP5428035B2 (ja) | 系統安定化装置、系統安定化方法 | |
| JPH07241035A (ja) | 単独分離系統安定化方法 | |
| JP3820385B2 (ja) | 単独分離系統安定化方法及び単独分離系統安定化システム | |
| JP2002010491A (ja) | 電圧安定化制御方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A711 | Notification of change in applicant |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A712 Effective date: 20040127 |
|
| A521 | Written amendment |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20040826 |
|
| A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20040826 |
|
| A521 | Written amendment |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A821 Effective date: 20040826 |
|
| A711 | Notification of change in applicant |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A711 Effective date: 20050822 |
|
| A521 | Written amendment |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20051024 |
|
| A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20060602 |
|
| TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20060613 |
|
| A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20060619 |
|
| R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 Ref document number: 3820386 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20100623 Year of fee payment: 4 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20100623 Year of fee payment: 4 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20110623 Year of fee payment: 5 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20120623 Year of fee payment: 6 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20130623 Year of fee payment: 7 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |