JP4121028B2

JP4121028B2 - 電力系統の状態推定計算装置

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Publication number: JP4121028B2
Application number: JP2004187168A
Authority: JP
Inventors: 弘和大岡
Original assignee: Mitsubishi Electric Corp
Current assignee: Mitsubishi Electric Corp
Priority date: 2004-06-25
Filing date: 2004-06-25
Publication date: 2008-07-16
Anticipated expiration: 2024-06-25
Also published as: JP2006014468A

Description

本発明は、例えば給電運用・制御システムなどに実装される電力系統の状態推定計算装置に関するものである。

給電運用・制御システムなどに実装される電力系統の状態推定計算装置においては、計算対象系統の規模と観測テレメータ数の関係から冗長度が２．０程度必要と言われている。ここに、冗長度＝（観測テレメータ数＋２×ジャンクションノード数）／（２×計算対象系統ノード数−１）である。伝送系の故障などが発生した場合は、同時に多くのテレメータが欠損し、給電運用・制御システムではそれらのテレメータを取得できなくなり、従って、状態推定計算に使用できる観測テレメータ数が大幅に減少する。そのため、冗長度が低下し、状態推定計算の可観測性が確保できず、状態推定計算が異常終了することになる。

状態推定計算が異常終了して、計算結果を作成できなければ、給電運用・制御システムにおけるオンライン需給制御、電圧・無効電力制御機能等に対し、適切な初期系統断面を提供することができなくなる。従って、オンライン需給制御、電圧・無効電力制御機能等も実行できなくなり、結果として、電力系統運用の安定性、経済性が損なわれることになる。そのような状況に至ることを防止するためには、何らかの合理的な対応策が必要とされる。この対応策として、異常テレメータが発生した場合、当該異常テレメータを状態推定計算から除外し可観測性を維持するために、計算範囲を縮退する方法がある（例えば、特許文献１参照）。

特開２０００−１７５３１９号公報（段落番号００２３〜００２５及び図１）

しかしながら、上記のように計算範囲を縮退する方法は、状態推定計算結果の精度の低下を招き、信頼性が低下する。この発明は上記のような問題点を解決するためになされたものであり、異常テレメータが発生しても状態推定計算結果の精度の低下を軽減できる電力系統の状態推定計算装置を得ることを目的とする。

この発明に係る電力系統の状態推定計算装置は、状態推定計算の対象範囲とすべき電力系統のテレメータを受信する第１のテレメータ受信手段であって電力系統は外部と接続される外部接続系統を有しこの外部接続系統が状態推定計算の対象範囲外である対象外電力系統に変圧器を介して接続されるものでありかつ電力系統のテレメータは外部接続系統の有効電力及び無効電力のテレメータを含むものである第１のテレメータ受信手段、テレメータ中の異常テレメータを検出する異常テレメータ検出手段、異常テレメータに基づいて外部接続系統の有効電力又は無効電力のテレメータに異常が発生したか否かを検出する異常検出手段、対象外電力系統の有効電力及び無効電力のテレメータを受信する第２のテレメータ受信手段、外部接続系統の有効電力又は無効電力のテレメータに異常が発生したとき対象外電力系統の有効電力及び無効電力のテレメータの少なくとも一方に基づき外部接続系統の異常の発生したテレメータの代替のための模擬データを生成する模擬データ生成手段、及び模擬データに基づき電力系統における状態推定計算を行う状態推定計算手段を備えたものである。

この発明に係る電力系統の状態推定計算装置は、状態推定計算の対象範囲とすべき電力系統のテレメータを受信する第１のテレメータ受信手段であって電力系統は外部と接続される外部接続系統を有しこの外部接続系統が状態推定計算の対象範囲外である対象外電力系統に変圧器を介して接続されるものでありかつ電力系統のテレメータは外部接続系統の有効電力及び無効電力のテレメータを含むものである第１のテレメータ受信手段、テレメータ中の異常テレメータを検出する異常テレメータ検出手段、異常テレメータに基づいて外部接続系統の有効電力又は無効電力のテレメータに異常が発生したか否かを検出する異常検出手段、対象外電力系統の有効電力及び無効電力のテレメータを受信する第２のテレメータ受信手段、外部接続系統の有効電力又は無効電力のテレメータに異常が発生したとき対象外電力系統の有効電力及び無効電力のテレメータの少なくとも一方に基づき外部接続系統の異常の発生したテレメータの代替のための模擬データを生成する模擬データ生成手段、及び模擬データに基づき電力系統における状態推定計算を行う状態推定計算手段を備えたので、異常テレメータが発生しても状態推定計算結果の精度の低下を軽減できる。

実施の形態１．
図１は、この発明を実施するための実施の形態１を示すものであり、図１は電力系統の状態推定計算装置の構成図、図２は電力系統の状態推定計算装置の管轄範囲を示す電力系統図である。図１において、状態推定計算装置１００は、受信手段１１１、受信データ１１２、電力系統データ作成手段１１３、電力系統データ１１４、異常テレメータ検出手段１１５、異常テレメータデータ１１６、異常系統判定手段１１７、状態推定計算手段１１９及び異常時計算用電力系統データ作成装置１３０を有する。異常時計算用電力系統データ作成装置１３０は２次側計測テレメータ受信手段１３１、２次側計測テレメータデータ１３２、１次側模擬テレメータ計算手段１３３及び異常時計算用電力系統データ１３４を有する。

なお、受信手段１１１がこの発明における第１のテレメータ受信手段、異常系統判定手段１１７が異常検出手段、２次側計測テレメータ受信手段１３１が第２のテレメータ受信手段、１次側模擬テレメータ計算手段１３３が模擬データ生成手段である。受信手段１１１は、図示していない親局を介して遠隔地に置かれた複数の子局から送電線や変電所母線の電圧や電力等のデータであるテレメータを、開閉器の開閉状態や子局の異常等の状態情報とともに受け取り、受信データ１１２を作成する。電力系統データ作成手段１１３は、受信データ１１２の中から各ノード、ブランチごとの電圧、有効電力や無効電力等の電力系統データを取り出し、電力系統データ１１４を作成する。

異常テレメータ検出手段１１５は、受信データ１１２の中の異常テレメータを抽出し、異常テレメータデータ１１６を作成する。受信データ１１２中の異常テレメータには、異常を示すフラグが付加されており、異常テレメータ検出手段１１５は異常フラグの有無により、異常テレメータを選別する。異常系統判定手段１１７は、異常テレメータデータ１１６に基づき異常テレメータが発生した系統を判定する。状態推定計算手段１１９は、受信データ１１２の中に異常テレメータがないときは、電力系統データ１１４を用いて状態推定計算を行う。

２次側計測テレメータ受信手段１３１は、予め定義された設備データベースに関するテレメータを受信し、２次側計測テレメータデータ１３２を作成する（詳細後述）。１次側模擬テレメータ計算手段１３３は、異常系統判定手段１１７にて判定された異常テレメータが発生した系統の２次側計測テレメータデータ１３２から模擬テレメータを計算し、受信データ１１２の中の正常データと合わせて異常時計算用電力系統データ１３４を作成する。そして、状態推定計算手段１１９は異常テレメータが発生したときは、異常時計算用電力系統データ１３４を用いて管轄範囲Ａ（後述）における状態推定計算を行う。

次に、図２によって異常時計算用電力系統データ作成装置１３０の詳細動作を説明する。図２において、電力系統の状態推定計算装置が推定計算を行うべき管轄範囲Ａは、次のように構成されているものとする。ここで、管轄範囲とは、給電運用・制御システムの監視・制御範囲のことである。５００ｋＶ母線２、２７５ｋＶ母線３、１５４ｋＶ母線４は、それぞれ５００／２７５ｋＶ変圧器５、２７５／１５４ｋＶ変圧器６を介して接続されており、各母線は５００ｋＶ、２７５ｋＶ、１５４ｋＶの各系統に接続されている。管轄範囲Ａは、この５００ｋＶから１５４ｋＶ系統までの範囲である。そして、最上位の５００ｋＶ系統から下位の１５４ｋＶ系統までの設備データベースが定義され、状態推定計算手段１１９における状態推定計算に使用することができるようにされている。なお、各変圧器５，６は２巻線変圧器である。

また、第１の負荷系統である６６ｋＶ母線５が１５４／６６ｋＶ変圧器１３（以下、単に変圧器１３という）及び外部接続系統４ａを介して１５４ｋＶ母線４に接続されているが、この６６ｋＶ母線５及び変圧器１３は、管轄範囲外である。変圧器１３は２巻線変圧器である。なお、変圧器１３の２次側に接続された第１の負荷系統の有効電力Ｐ２と無効電力Ｑ２、さらに、１次側、２次側のインピーダンスＸ１，Ｘ２を設備データベースに定義しておく。但し、状態推定計算の用途だけなので、通常の設備データベースの変圧器定義に比較すれば、少ないデータ定義でよい。２次側計測テレメータ受信手段１３１は、これら定義された設備のテレメータを常時受信し、２次側計測テレメータデータ１３２を作成している。１次側模擬テレメータ計算手段１３３は、２次側計測テレメータデータ１３２を用いて１次側模擬テレメータを計算し、受信データ１１２と合わせて異常時計算用電力系統データ１３４を作成する（詳細後述）。

図２において、送電線計測テレメータＤ１（Ｐ、Ｑ）に異常がない場合は、定義された送電線計測テレメータＤ１（Ｐ、Ｑ）を伝送系より取得して状態推定計算に使用することができるので、状態推定計算は可観測性があり正常に計算を実施できる。ところが、送電線計測テレメータＤ１（Ｐ、Ｑ）に異常が発生して、送電線計測テレメータＤ１（Ｐ、Ｑ）が取得できなくなった場合、可観測性を保てなくなり状態推定計算を正常に実行できなくなる。

そこで、この実施の形態においては、異常系統判定手段１１７が外部接続系統４ａ（図２）のテレメータすなわち送電線計測テレメータＤ１（Ｐ、Ｑ）に異常テレメータが発生したと判定したとき、１次側模擬テレメータ計算手段１３３が、次の（１）、（２）式を用いて、変圧器１３の２次側計測テレメータＤ２（Ｐ２、Ｑ２）から変圧器１３の１次側模擬テレメータＳ１（Ｐｌ１、Ｑｌ１）を算出する。そして、算出した１次側模擬テレメータＳ１（Ｐ１ｌ、Ｑ１ｌ）と受信データ１１２の中の正常データとを合わせて異常時計算用電力系統データ１３４を作成する。状態推定計算手段１１９は、この異常時計算用電力系統データ１３４を用いて、管轄範囲Ａの状態推定計算を行う。

Ｐ１１＝Ｐ２・・・（１）
Ｑ１１＝Ｘ１・Ｐ１＾２＋Ｘ２・Ｐ２＾２＋Ｑ２・・・（２）
ただし
Ｐｌ１：１次側模擬有効電力（変圧器１３を介して１５４ｋＶ母線４から６６ｋＶ母線５に流れる方向を正とする）
Ｑｌ１：１次側模擬無効電力（変圧器１３を介して１５４ｋＶ母線４から６６ｋＶ母線５に流れる方向を正とする）
Ｐ１：１次側有効電力（変圧器１３を介して１５４ｋＶ母線４から６６ｋＶ母線５に流れる方向を正とする）≒Ｐ２
Ｐ２：２次側有効電力（変圧器１３を介して１５４ｋＶ母線４から６６ｋＶ母線５に流れる方向を正とする）
Ｑ２：２次側無効電力（変圧器１３を介して１５４ｋＶ母線４から６６ｋＶ母線５に流れる方向を正とする）
Ｘ１＝変圧器１３の１次側インピーダンス
Ｘ２＝変圧器１３の２次側インピーダンス
である。

一般に、変圧器においては抵抗分が小さいことから、有効電力ロスを無視できるため、（１）式により、変圧器１３の１次側模擬有効電力Ｐ１ｌを得ることができる。また、上記（２）式中の１次側有効電力Ｐ１は、一般に変圧器においては抵抗分が小さいことから、有効電力ロスを無視できるため、変圧器１３の２次側有効電力Ｐ２とほぼ等しいとすることができる。また、変圧器１３の１次側模擬無効電力Ｑ１ｌは、変圧器２次側の無効電力Ｑ２に、変圧器１次側の無効電力損失と変圧器２次側の無効電力損失を加算して、（２）式で求めることができる。これにより、１次側模擬テレメータＳ１（Ｐ１１，Ｑ１１）を得ることができる。なお、（２）式における第１項が変圧器１３の１次側の無効電力損失であり、第２項が２次側の無効電力損失である。変圧器１３の１次側、２次側インピーダンスＸ１、Ｘ２は、変圧器１３のタップ値が取得できないため、中央タップ位置におけるインピーダンスを使用する。（１）、（２）式から算出した１次側模擬テレメータＳ１（Ｐ１ｌ、Ｑ１ｌ）を送電線計測テレメータであると模擬すれば、状態推定計算に使用することができる。

これにより、送電線計測テレメータＤ１（Ｐ、Ｑ）に異常が発生した場合でも、可観測性が確保でき、状態推定計算手段１１９は１次側模擬テレメータＳ１（Ｐ１ｌ、Ｑ１ｌ）を用いて状態推定計算を正常に実行することが可能となる。

この実施の形態１においては、管轄範囲外の変圧器１３の２次側の有効電力と無効電力、さらに、１次側、２次側のインピーダンスを設備データベースに定義しておくことにより、変圧器１３の１次側模擬有効電力Ｐ１ｌ、１次側模擬無効電力Ｑ１ｌを１次側模擬テレメータ計算手段１３３により算出して、等価的に計測量を増加させて、状態推定計算手段１１９の状態推定計算の可観測性を向上させて、安定に状態推定計算が実行可能であり、異常テレメータが発生しても状態推定計算結果の精度の低下を軽減でき、状態推定計算結果の信頼度も確保できる。しかも、状態推定計算の系統規模（系統ノード数）は増加しないので、処理時間は増加せずに、精度の高い状態推定計算結果を得ることができる。

実施の形態２．
図３は、この発明の実施の形態２である電力系統の状態推定計算装置の構成を示す構成図である。図３において、実施の形態１との相違点は、１次側模擬無効電力Ｑｌ２の算出式にある。この実施の形態２では、１次側模擬無効電力Ｑｌ２の算出に、無効電力損失として有効電力に影響される値の他に、無効電力に影響される値を加え、計算精度の向上を図っている。すなわち、図３において、状態推定計算装置２００は、異常時計算用電力系統データ作成装置２３０を有する。異常時計算用電力系統データ作成装置２３０は、１次側模擬テレメータ計算手段２３３及び異常時計算用電力系統データ２３４を有する。その他の構成については、図１及び図２に示した実施の形態１と同様のものであるので、相当するものに同じ符号を付して説明を省略する。

１次側模擬テレメータ計算手段２３３は、異常系統判定手段１１７にて判定された異常テレメータが発生した系統の２次側計測テレメータデータ１３２から１次側模擬テレメータを計算し、受信データ１１２の中の正常データと合わせて異常時計算用電力系統データ２３４を作成する。この模擬テレメータの計算方法が図１に示した実施の形態１と異なる（詳細後述）。状態推定計算手段１１９は異常テレメータが発生したときは、異常時計算用電力系統データ２３４を用いて状態推定計算を行う。状態推定計算手段１１９が推定計算を行う管轄範囲は、図２に示した管轄範囲Ａと同様である。なお、変圧器１３の２次側の有効電力Ｐ２と無効電力Ｑ２、さらに、１次側、２次側のインピーダンスＸ１，Ｘ２を設備データベースに定義しておく。

異常系統判定手段１１７が外部接続系統４ａ（図２）のテレメータすなわち送電線計測テレメータＤ１（Ｐ、Ｑ）に異常テレメータが発生したと判定したとき、つまり送電線計測テレメータＤ１（Ｐ、Ｑ）に異常が発生して、送電線計測テレメータＤ１（Ｐ、Ｑ）が取得できなくなった場合、次の（３）式及び（４）式を用いて、変圧器１３の２次側計測テレメータＤ２（Ｐ２、Ｑ２）から変圧器１３の１次側模擬テレメータＳ２（Ｐｌ２、Ｑ１２）を算出する。そして、算出した１次側模擬テレメータＳ２（Ｐｌ２、Ｑｌ２）と受信データ１１２の中の正常データとを合わせて異常時計算用電力系統データ２３４を作成する。状態推定計算手段１１９は、この異常時計算用電力系統データ２３４を用いて、管轄範囲Ａの状態推定計算を行う。

Ｐ１２＝Ｐ２・・・（３）
Ｑ１２＝Ｘ１［Ｐ１＾２＋｛Ｘ２・（Ｐ２＾２＋Ｑ２＾２）＋Ｑ２｝＾２］＋Ｘ２・（Ｐ２＾２＋Ｑ２＾２）＋Ｑ２・・・（４）
なお、符号Ｐ２、Ｑ２，Ｘ１，Ｘ２については、先の（１）及び（２）式の場合と同じである。

（３）、（４）式により、変圧器１３の１次側模擬テレメータＳ２（Ｐｌ２，Ｑ１２）を得る。（４）式において、第１項は変圧器１次側の無効電力損失、第２項が変圧器２次側の無効電力損失である。また、第１項の｛｝内の第２項は、１次側の無効電力が算出されない段階で、概略的に算出した１次側の無効電力であり、２次側の無効電力Ｑ２に２次側の無効電力損失を加算している。（４）式は、実施の形態１における（２）式に比較すれば、計算式は複雑になるが、超高圧変電所の変圧器等、無効電力が大きい箇所について、計算精度の向上が期待できる。（３）及び（４）式から算出した１次側模擬テレメータＳ２（Ｐｌ２、Ｑｌ２）を送電線計測テレメータであると模擬すれば、状態推定計算に使用することができる。

これにより、送電線計測テレメータＤ１（Ｐ、Ｑ）に異常が発生した場合でも、可観測性が確保でき、状態推定計算手段１１９は１次側模擬テレメータＳ２（Ｐｌ２、Ｑｌ２）を用いて状態推定計算を正常に実行することが可能となり、模擬無効電力Ｑ１２の生成精度が高くなり、外部接続系統の無効電力が大きい場合でも、状態推定計算結果の精度及び信頼性を確保できる。

実施の形態３．
図４及び図５は、この発明の実施の形態３を示すものであり、図４は電力系統の状態推定計算装置の構成を示す構成図、図５は電力系統の状態推定計算装置の管轄範囲を示す電力系統図である。図４において、図１及び図２の実施の形態１あるいは図３の実施の形態２との相違点は、図５に示す１５４／６６ｋＶ変圧器２３が３巻線変圧器であり、３次側母線２４に調相装置が設けられた調相系統２５が接続されており、また、調相装置の調相投入量が３次側計測テレメータＤ３（ＱＳＣ）として計測されている点である。

図４において、状態推定計算装置３００は、異常時計算用電力系統データ作成装置３３０を有する。異常時計算用電力系統データ作成装置３３０は２次側及び３次側計測テレメータ受信手段３３１、２次側及び３次側計測テレメータデータ３３２、１次側模擬テレメータ計算手段３３３及び異常時計算用電力系統データ３３４を有する。２次側及び３次側計測テレメータ受信手段３３１は、２次側計測テレメータＤ２（Ｐ２，Ｑ２）及び３次側計測テレメータＤ３（ＱＳＣ）を受信して、２次側及び３次側計測テレメータデータ３３２を作成する。

１次側模擬テレメータ計算手段３３３は、異常系統判定手段１１７にて判定された異常テレメータが発生した系統の２次側及び３次側計測テレメータデータ３３２から１次側模擬テレメータを計算し、受信データ１１２の中の正常データと合わせて異常時計算用電力系統データ３３４を作成する。状態推定計算手段１１９は異常テレメータが発生したときは、異常時計算用電力系統データ３３４を用いて状態推定計算を行う。状態推定計算手段１１９が推定計算を行う管轄範囲は、図５に示した管轄範囲Ａであり、図２に示した管轄範囲と同様の範囲である。

但し、６６ｋＶ母線５は３巻線の１５４／６６ｋＶ変圧器２３及び外部接続系統４ａを介して１５４ｋＶ母線４に接続されている。１５４／６６ｋＶ変圧器２３（以下、単に変圧器２３という）の２次巻線には第１の負荷系統が接続され、その有効電力Ｐ２と無効電力Ｑ２のテレメータＤ２（Ｐ２，Ｑ２）が計測されている。３次巻線側（３次側母線２４）には、調相設備を有する調相系統２５が接続され、調相設備の調相投入量はＱＳＣであり、そのテレメータＤ３（ＱＳＣ）が計測されているとする。なお、変圧器２３の２次側の有効電力Ｐ２と無効電力Ｑ２、３次側の無効電力（調相投入量）ＱＳＣ、さらに、１次側−２次側巻線間、２次側−３次側巻線間、３次側−１次側巻線間のインピーダンスを設備データベースに定義しておく。その他の構成については、図１に示した実施の形態１と同様のものであるので、相当するものに同じ符号を付して説明を省略する。

異常系統判定手段１１７が外部接続系統４ａ（図５）のテレメータすなわち送電線計測テレメータＤ１（Ｐ、Ｑ）に異常テレメータが発生したと判定したとき、つまり送電線計測テレメータＤ１（Ｐ、Ｑ）に異常が発生して、送電線計測テレメータＤ１（Ｐ、Ｑ）が取得できなくなった場合、次の（５）、（６）式を用いて、変圧器２３の２次側計測テレメータＤ２（Ｐ２、Ｑ２）及び３次側計測テレメータＤ３（ＱＳＣ）から変圧器２３の１次側模擬テレメータＳ３（Ｐｌ３、Ｑ１３）を算出する。そして、算出した１次側模擬テレメータＳ３（Ｐ１３、Ｑｌ３）と受信データ１１２の中の正常データとを合わせて異常時計算用電力系統データ３３４を作成する。状態推定計算手段１１９は、この異常時計算用電力系統データ３３４を用いて、管轄範囲Ａの状態推定計算を行う。

変圧器２３の抵抗分は無視できるため、１次側模擬有効電力Ｐｌ３は、Ｐ２と同じ値になる。
Ｐ１３＝Ｐ２・・・（５）
Ｑ１３＝Ｘ１・Ｐ１＾２＋Ｘ２・Ｐ２＾２＋Ｑ２＋Ｘ３・ＱＳＣ＾２−ＱＳＣ・・・（６）
ただし
Ｐｌ３：１次側模擬有効電力（１次側から２次側に流れる方向を正とする）
Ｑｌ３：１次側模擬無効電力（１次側から２次側に流れる方向を正とする）
Ｐ１：１次側有効電力（１次側から２次側に流れる方向を正とする）≒Ｐ２
Ｐ２：２次側有効電力（１次側から２次側に流れる方向を正とする）
Ｑ２：２次側無効電力（１次側から２次側に流れる方向を正とする）
ＱＳＣ：３次側無効電力（３次側から中性点へ流れる方向を正とする）
Ｘ１＝（Ｘ１２＋Ｘ３１−Ｘ２３）／２：変圧器２３の１次側インピーダンス
Ｘ２＝（Ｘ２３＋Ｘ１２−Ｘ３１）／２：変圧器２３の２次側インピーダンス
Ｘ３＝（Ｘ３１＋Ｘ２３−Ｘ１２）／２：変圧器２３の３次側インピーダンス
Ｘ１２＝変圧器２３の１−２次巻線間インピーダンス
Ｘ２３＝変圧器２３の２−３次巻線間インピーダンス
Ｘ３１＝変圧器２３の３−１次巻線間インピーダンス
である。

（５）、（６）式により、変圧器１３の１次側模擬テレメータＳ３（Ｐｌ３，Ｑ１３）を得る。（６）式において、第１項は変圧器２３の１次側の無効電力損失、第２項は２次側の無効電力損失、策４項は３次側の無効電力損失を示す。なお、３巻緑の変圧器２３は、スター型の等価回路で表現するものとする。また、上記（５）式中の１次側有効電力Ｐ１は、一般に変圧器においては抵抗分が小さいことから、有効電力ロスを無視できるため、変圧器２３の２次側有効電力Ｐ２とほぼ等しいとすることができる。式（５）、（６）から算出した１次側模擬テレメータＳ３（Ｐ１３、Ｑｌ３）を送電線計測テレメータであると模擬すれば、状態推定計算に使用することができる。これにより、送電線計測テレメータＤ１（Ｐ、Ｑ）に異常が発生した場合でも、可観測性があり、状態推定計算を正常に実行することが可能となる。

この実施の形態３は、３巻線変圧器を考慮しており、かつ、その３次側母線２４に調相系統２５が接続される場合であるが、調相系統２５の調相投入量ＱＳＣを３次側テレメータＤ３（ＱＳＣ）として取得しているため、調相設備毎の遮断器の開閉状態の情報や、３次側母線２４の電圧を計測せずに、３次巻線側の調相投入量を精度良く取得できるため、１次側模擬テレメータＳ３（Ｐｌ３、Ｑｌ３）を簡単に、精度高く算出できる。

実施の形態４．
図６及び図７は、この発明の実施の形態４を示すものであり、図６は電力系統の状態推定計算装置の構成を示す構成図、図７は電力系統の状態推定計算装置の管轄範囲を示す電力系統図である。この実施の形態４が図４及び図５の実施の形態３と異なる点は、３次側母線２４に第２の負荷系統３５が接続されており、その負荷量がテレメータＤ３１（Ｐ３，Ｑ３）として計測されていることである。図４において、状態推定計算装置４００は、異常時計算用電力系統データ作成装置４３０を有する。

異常時計算用電力系統データ作成装置４３０は２次側及び３次側計測テレメータ受信手段４３１、２次側及び３次側計測テレメータデータ４３２、１次側模擬テレメータ計算手段４３３及び異常時計算用電力系統データ４３４を有する。２次側及び３次側計測テレメータ受信手段４３１は、２次側計測テレメータＤ２（Ｐ２，Ｑ２）及び３次側計測テレメータＤ３１（Ｐ３，Ｑ３）を受信して、２次側及び３次側計測テレメータデータ４３２を作成する。１次側模擬テレメータ計算手段４３３は、異常系統判定手段１１７にて判定された異常テレメータが発生した系統の２次側及び３次側計測テレメータデータ４３２から１次側模擬テレメータを計算し、受信データ１１２の中の正常データと合わせて異常時計算用電力系統データ４３４を作成する。

状態推定計算手段１１９は異常テレメータが発生したときは、異常時計算用電力系統データ４３４を用いて状態推定計算を行う。状態推定計算手段１１９が推定計算を行う管轄範囲は、図７に示した管轄範囲Ａであり、図５に示した管轄範囲Ａと同様の範囲である。但し、変圧器２３の３次側には有効電力Ｐ３と無効電力Ｑ３が流れているとする。なお、変圧器２３の２次側の有効電力Ｐ２と無効電力Ｑ２、３次側の有効電力Ｐ３と無効電力Ｑ３、さらに、１次側−２次側巻線間、２次側−３次側巻線間、３次側−１次側巻線間のインピーダンスを設備データベースに定義しておく。その他の構成については、図４及び図５に示した実施の形態３と同様のものであるので、相当するものに同じ符号を付して説明を省略する。

異常系統判定手段１１７が外部接続系統４ａ（図７）のテレメータすなわち送電線計測テレメータＤ１（Ｐ、Ｑ）に異常テレメータが発生したと判定したとき、つまり送電線計測テレメータＤ１（Ｐ、Ｑ）に異常が発生して、送電線計測テレメータＤ１（Ｐ、Ｑ）が取得できなくなった場合、次の（７）、（８）式を用いて、変圧器２３の２次側計測テレメータＤ２（Ｐ２、Ｑ２）及び３次側計測テレメータＤ３１（Ｐ３，Ｑ３）から変圧器２３の１次側模擬テレメータＳ４（Ｐｌ４、Ｑ１４）を算出する。そして、算出した１次側模擬テレメータＳ４（Ｐ１４、Ｑｌ４）と受信データ１１２の中の正常データとを合わせて異常時計算用電力系統データ４３４を作成する。状態推定計算手段１１９は、この異常時計算用電力系統データ４３４を用いて、管轄範囲Ａの状態推定計算を行う。

変圧器２３の抵抗分は無視できるため、１次側模擬有効電力Ｐｌ４は、Ｐ２、Ｐ３の合計になる。１次側模擬無効電力Ｑｌ４は、変圧器１次側、２次側、３次側の無効電力損失と２次側、３次側の無効電力Ｑ２、Ｑ３の合計になる。すなわち、次の通りである。
Ｐ１４＝Ｐ２＋Ｐ３・・・（７）
Ｑ１４＝Ｘ１・Ｐ１＾２＋Ｘ２・Ｐ２＾２＋Ｑ２＋Ｘ３・Ｐ３＾２＋Ｑ３・・・（８）
ただし
Ｐｌ４：１次側模擬有効電力（１次側から２次側に流れる方向を正とする）
Ｑｌ４：１次側模擬無効電力（１次側から２次側に流れる方向を正とする）
Ｐ１：１次側有効電力（１次側から２次側に流れる方向を正とする）≒Ｐ２＋Ｐ３
Ｐ３：３次側有効電力（中性点から２次側に流れる方向を正とする）
Ｑ３：３次側無効電力（中性点から２次側に流れる方向を正とする）
である。
その他の符号については、（５）、（６）式におけるものと同様である。
また、上記（７）式中の１次側有効電力Ｐ１は、一般に変圧器においては抵抗分が小さいことから、有効電力ロスを無視できるため、変圧器２３の２次側有効電力Ｐ２と３次側有効電力Ｐ３の和（Ｐ２＋Ｐ３）とほぼ等しいとすることができる。（８）式において、第１項は変圧器２３の１次側の無効電力損失、第２項は２次側の無効電力損失、第４項は３次側の無効電力損失を示す。

この実施の形態４は、３巻線の変圧器２３を考慮しており、かつ、その２次側母線５に第１の負荷系統が接続され、３次側母線２４に第２の負荷系統３５が接続される場合であるが、第１及び第２の負荷系統の有効電力、無効電力を２次側及び３次側計測テレメータＤ２（Ｐ２，Ｑ２）及びＤ３１（Ｐ３，Ｑ３）として取得しているため、負荷系統全体を設備データベースに定義せずに、変圧器の１次−３次巻線間インピーダンス、２次−３次巻線間インピーダンスを追加定義することにより、１次側模擬テレメータＳ４（Ｐｌ４、Ｑｌ４）を簡単に、精度高く算出できる。

以上のように、この発明の電力系統の状態推定計算装置は、外部と接続される外部接続系統を有し状態推定計算の対象範囲とすべきものであって状態推定計算の対象範囲外である対象外電力系統が外部接続系統に変圧器を介して接続された電力系統における外部接続系統を含むテレメータを受信する第１のテレメータ受信手段、テレメータ中の異常テレメータを検出する異常テレメータ検出手段、異常テレメータに基づいて外部接続系統のテレメータに異常が発生したか否かを検出する異常検出手段、対象外電力系統のテレメータを受信する第２のテレメータ受信手段、外部接続系統のテレメータに異常が発生したとき対象外電力系統のテレメータに基づき外部接続系統の異常の発生したテレメータの代替のための模擬データを生成する模擬データ生成手段、及び模擬データに基づき電力系統における状態推定計算を行う状態推定計算手段を備えたので、異常テレメータが発生しても状態推定計算結果の精度の低下を軽減できる。しかも、状態推定計算の系統規模は増加しないので、処理時間は増加せずに、精度の高い状態推定計算結果を得ることができる。

そして、変圧器は第１及び第２の巻線を有する変圧器であって第１の巻線が外部接続系統に接続され第２の巻線に対象外電力系統が接続されたものであって、模擬データ生成手段は外部接続系統のテレメータである有効電力Ｐ又は無効電力Ｑが異常となったときに、次の算式により代替の模擬データである模擬有効電力Ｐ１１又は模擬無効電力Ｑ１１を生成するものであることを特徴とするので、異常テレメータが発生しても状態推定計算結果の精度の低下を軽減できる。
Ｐ１１＝Ｐ２
Ｑ１１＝Ｘ１・Ｐ１＾２＋Ｘ２・Ｐ２＾２＋Ｑ２
ただし
Ｐ２：対象外電力系統の有効電力
Ｑ２：対象外電力系統の無効電力
Ｘ１＝変圧器の第１の巻線側インピーダンス
Ｘ２＝変圧器の第２の巻線側インピーダンス
である。

さらに、変圧器は第１及び第２の巻線を有する変圧器であって第１の巻線が外部接続系統に接続され第２の巻線に対象外電力系統が接続されたものであって、模擬データ生成手段は外部接続系統のテレメータである有効電力Ｐ又は無効電力Ｑが異常となったときに、次の算式により代替の模擬データである模擬有効電力Ｐ１２又は模擬無効電力Ｑ１２を生成するものであることを特徴とするので、模擬無効電力Ｑ１ｌの生成精度が高くなり、外部接続系統の無効電力が大きい場合でも、状態推定計算結果の精度及び信頼性を確保できる。
Ｐ１２＝Ｐ２
Ｑ１２＝Ｘ１［Ｐ１＾２＋｛Ｘ２・（Ｐ２＾２＋Ｑ２＾２）＋Ｑ２｝＾２］＋Ｘ２・（Ｐ２＾２＋Ｑ２＾２）＋Ｑ２
ただし
Ｐ２：対象外電力系統の有効電力
Ｑ２：対象外電力系統の無効電力
Ｘ１＝変圧器の第１の巻線側インピーダンス
Ｘ２＝変圧器の第２の巻線側インピーダンス
である。

また、対象外電力系統は第１の負荷系統及び調相装置を有する調相系統が設けられたものであって、変圧器は第１ないし第３の巻線を有する変圧器であって第１の巻線が外部接続系統に接続され第２の巻線に第１の負荷系統が接続され第３の巻線に調相系統が接続され、模擬データ生成手段は外部接続系統のテレメータである有効電力Ｐ又は無効電力Ｑが異常となったときに、次の算式により代替の模擬データである模擬有効電力Ｐ１３又は模擬無効電力Ｑ１３を得るものであることを特徴とするので、異常テレメータが発生しても状態推定計算結果の精度の低下を軽減できる。
Ｐ１３＝Ｐ２
Ｑ１３＝Ｘ１・Ｐ１＾２＋Ｘ２・Ｐ２＾２＋Ｑ２＋Ｘ３・ＱＳＣ＾２−ＱＳＣ
ただし
Ｐ２：第１の負荷系統の有効電力
Ｑ２：第１の負荷系統の無効電力
ＱＳＣ：調相装置の調相容量
Ｘ１＝（Ｘ１２＋Ｘ３１−Ｘ２３）／２：変圧器の第１の巻線側インピーダンス
Ｘ２＝（Ｘ２３＋Ｘ１２−Ｘ３１）／２：変圧器の第２の巻線側インピーダンス
Ｘ３＝（Ｘ３１＋Ｘ２３−Ｘ１２）／２：変圧器の第３の巻線側インピーダンス
Ｘ１２＝変圧器の第１及び第２の巻線間のインピーダンス
Ｘ２３＝変圧器の第１及び第２の巻線間のインピーダンス
Ｘ３１＝変圧器の第１及び第２の巻線間のインピーダンス
である。

そして、対象外電力系統は第１の負荷系統及び第２の負荷系統が設けられたものであって、変圧器は第１ないし第３の巻線を有する変圧器であって第１の巻線が外部接続系統に接続され第２の巻線に第１の負荷系統が接続され第３の巻線に第２の負荷系統が接続され、模擬データ生成手段は外部接続系統のテレメータである有効電力Ｐ又は無効電力Ｑが異常となったときに、次の算式により代替の模擬データである模擬有効電力Ｐ１４又は模擬無効電力Ｑ１４を得るものであることを特徴とするので、異常テレメータが発生しても状態推定計算結果の精度の低下を軽減できる。
Ｐ１４＝Ｐ２＋Ｐ３
Ｑ１４＝Ｘ１・Ｐ１＾２＋Ｘ２・Ｐ２＾２＋Ｑ２＋Ｘ３・Ｐ３＾２＋Ｑ３
ただし
Ｐ２：第１の負荷系統の有効電力
Ｑ２：第１の負荷系統の無効電力
Ｐ３：第２の負荷系統の有効電力
Ｑ３：第２の負荷系統の無効電力
Ｘ１＝（Ｘ１２＋Ｘ３１−Ｘ２３）／２：変圧器の第１の巻線側インピーダンス
Ｘ２＝（Ｘ２３＋Ｘ１２−Ｘ３１）／２：変圧器の第２の巻線側インピーダンス
Ｘ３＝（Ｘ３１＋Ｘ２３−Ｘ１２）／２：変圧器の第３の巻線側インピーダンス
Ｘ１２＝変圧器の第１及び第２の巻線間のインピーダンス
Ｘ２３＝変圧器の第１及び第２の巻線間のインピーダンス
Ｘ３１＝変圧器の第１及び第２の巻線間のインピーダンス
である。

この発明の実施の形態１である電力系統の状態推定計算装置の構成を示す構成図である。図１の電力系統の状態推定計算装置の管轄範囲を示す電力系統図である。この発明の実施の形態２である電力系統の状態推定計算装置の構成を示す構成図である。この発明の実施の形態３である電力系統の状態推定計算装置の構成を示す構成図である。図４の電力系統の状態推定計算装置の管轄範囲を示す電力系統図である。この発明の実施の形態４である電力系統の状態推定計算装置の構成を示す構成図である。図６の電力系統の状態推定計算装置の管轄範囲を示す電力系統図である。

符号の説明

１００，２００，３００，４００状態推定計算装置、１１１受信手段、
１１７異常系統判定手段、１１９状態推定計算手段、
１３１２次側計測テレメータ受信手段、１３３１次側模擬テレメータ計算手段、
２３３１次側模擬テレメータ計算手段、
３３１２次側及び３次側計測テレメータ受信手段、
３３３１次側模擬テレメータ計算手段、
４３１２次側及び３次側計測テレメータ受信手段、
４３３１次側模擬テレメータ計算手段。

Claims

状態推定計算の対象範囲とすべき電力系統のテレメータを受信する第１のテレメータ受信手段であって上記電力系統は外部と接続される外部接続系統を有しこの外部接続系統が状態推定計算の対象範囲外である対象外電力系統に変圧器を介して接続されるものでありかつ上記電力系統の上記テレメータは上記外部接続系統の有効電力及び無効電力のテレメータを含むものである第１のテレメータ受信手段、上記テレメータ中の異常テレメータを検出する異常テレメータ検出手段、上記異常テレメータに基づいて上記外部接続系統の上記有効電力又は上記無効電力のテレメータに異常が発生したか否かを検出する異常検出手段、上記対象外電力系統の上記有効電力及び上記無効電力のテレメータを受信する第２のテレメータ受信手段、上記外部接続系統の上記有効電力又は上記無効電力のテレメータに異常が発生したとき上記対象外電力系統の上記有効電力及び上記無効電力のテレメータの少なくとも一方に基づき上記外部接続系統の異常の発生したテレメータの代替のための模擬データを生成する模擬データ生成手段、及び上記模擬データに基づき上記電力系統における状態推定計算を行う状態推定計算手段を備えた電力系統の状態推定計算装置。
上記変圧器は第１及び第２の巻線を有する変圧器であって上記第１の巻線が上記外部接続系統に接続され上記第２の巻線に上記対象外電力系統が接続されたものであって、上記模擬データ生成手段は上記外部接続系統の有効電力Ｐ又は無効電力Ｑのテレメータが異常となったときに、次の算式により代替の模擬データである模擬有効電力Ｐ１１又は模擬無効電力Ｑ１１を生成するものであることを特徴とする請求項１に記載の電力系統の状態推定計算装置。
Ｐ１１＝Ｐ２
Ｑ１１＝Ｘ１・Ｐ１＾２＋Ｘ２・Ｐ２＾２＋Ｑ２
ただし
Ｐ１：上記変圧器の上記第１の巻線側の有効電力≒Ｐ２
Ｐ２：上記対象外電力系統の有効電力
Ｑ２：上記対象外電力系統の無効電力
Ｘ１＝上記変圧器の第１の巻線側インピーダンス
Ｘ２＝上記変圧器の第２の巻線側インピーダンス
である。
上記変圧器は第１及び第２の巻線を有する変圧器であって上記第１の巻線が上記外部接続系統に接続され上記第２の巻線に上記対象外電力系統が接続されたものであって、上記模擬データ生成手段は上記外部接続系統のテレメータである有効電力Ｐ又は無効電力Ｑが異常となったときに、次の算式により代替の模擬データである模擬有効電力Ｐ１２又は模擬無効電力Ｑ１２を生成するものであることを特徴とする請求項１に記載の電力系統の状態推定計算装置。
Ｐ１２＝Ｐ２
Ｑ１２＝Ｘ１［Ｐ１＾２＋｛Ｘ２・（Ｐ２＾２＋Ｑ２＾２）＋Ｑ２｝＾２］＋Ｘ２・（Ｐ２＾２＋Ｑ２＾２）＋Ｑ２
ただし
Ｐ１：上記変圧器の上記第１の巻線側の有効電力≒Ｐ２
Ｐ２：上記対象外電力系統の有効電力
Ｑ２：上記対象外電力系統の無効電力
Ｘ１＝上記変圧器の第１の巻線側インピーダンス
Ｘ２＝上記変圧器の第２の巻線側インピーダンス
である。
上記対象外電力系統は第１の負荷系統及び調相装置を有する調相系統が設けられたものであって、上記変圧器は第１ないし第３の巻線を有する変圧器であって上記第１の巻線が上記外部接続系統に接続され上記第２の巻線に上記第１の負荷系統が接続され上記第３の巻線に上記調相系統が接続され、上記模擬データ生成手段は上記外部接続系統のテレメータである有効電力Ｐ又は無効電力Ｑが異常となったときに、次の算式により代替の模擬データである模擬有効電力Ｐ１３又は模擬無効電力Ｑ１３を得るものであることを特徴とする請求項１に記載の電力系統の状態推定計算装置。
Ｐ１３＝Ｐ２
Ｑ１３＝Ｘ１・Ｐ１＾２＋Ｘ２・Ｐ２＾２＋Ｑ２＋Ｘ３・ＱＳＣ＾２−ＱＳＣ
ただし
Ｐ１：上記変圧器の上記第１の巻線側の有効電力≒Ｐ２
Ｐ２：上記第１の負荷系統の有効電力
Ｑ２：上記第１の負荷系統の無効電力
ＱＳＣ：上記調相装置の調相容量
Ｘ１＝（Ｘ１２＋Ｘ３１−Ｘ２３）／２：上記変圧器の第１の巻線側インピーダンス
Ｘ２＝（Ｘ２３＋Ｘ１２−Ｘ３１）／２：上記変圧器の第２の巻線側インピーダンス
Ｘ３＝（Ｘ３１＋Ｘ２３−Ｘ１２）／２：上記変圧器の第３の巻線側インピーダンス
Ｘ１２＝上記変圧器の第１及び第２の巻線間のインピーダンス
Ｘ２３＝上記変圧器の第１及び第２の巻線間のインピーダンス
Ｘ３１＝上記変圧器の第１及び第２の巻線間のインピーダンス
である。
上記対象外電力系統は第１の負荷系統及び第２の負荷系統が設けられたものであって、上記変圧器は第１ないし第３の巻線を有する変圧器であって上記第１の巻線が上記外部接続系統に接続され上記第２の巻線に上記第１の負荷系統が接続され上記第３の巻線に上記第２の負荷系統が接続され、上記模擬データ生成手段は上記外部接続系統のテレメータである有効電力Ｐ又は無効電力Ｑが異常となったときに、次の算式により代替の模擬データである模擬有効電力Ｐ１４又は模擬無効電力Ｑ１４を得るものであることを特徴とする請求項１に記載の電力系統の状態推定計算装置。
Ｐ１４＝Ｐ２＋Ｐ３
Ｑ１４＝Ｘ１・Ｐ１＾２＋Ｘ２・Ｐ２＾２＋Ｑ２＋Ｘ３・Ｐ３＾２＋Ｑ３
ただし
Ｐ１：上記変圧器の上記第１の巻線側の有効電力≒Ｐ２＋Ｐ３
Ｐ２：上記第１の負荷系統の有効電力
Ｑ２：上記第１の負荷系統の無効電力
Ｐ３：上記第２の負荷系統の有効電力
Ｑ３：上記第２の負荷系統の無効電力
Ｘ１＝（Ｘ１２＋Ｘ３１−Ｘ２３）／２：上記変圧器の第１の巻線側インピーダンス
Ｘ２＝（Ｘ２３＋Ｘ１２−Ｘ３１）／２：上記変圧器の第２の巻線側インピーダンス
Ｘ３＝（Ｘ３１＋Ｘ２３−Ｘ１２）／２：上記変圧器の第３の巻線側インピーダンス
Ｘ１２＝上記変圧器の第１及び第２の巻線間のインピーダンス
Ｘ２３＝上記変圧器の第１及び第２の巻線間のインピーダンス
Ｘ３１＝上記変圧器の第１及び第２の巻線間のインピーダンス
である。