JP6374684B2 - 電源システムにおける弱いバスを識別するためのシステムおよび方法 - Google Patents

Description

本発明は、電源システムにおける弱いバスを識別するためのシステムおよび方法に関する。

安定性は、現代の電源システムにおける主要な問題の１つである。グリッドがより複雑になるにつれて、グリッドネットワークにおける電圧安定性が、電力会社（utilities）が信頼性の高いサービスを提供するために、よりいっそう重要になる。電源システムは、継続的で信頼性の高いサービスを提供するためにモニタされ制御されているが、システムの停止は依然として生じることがあり、しばしば電圧不安定性と関連付けられる。電源システムの安定性は、ネットワーク、ローディング条件、システムにおける変化、および時間と直接リンクしているため、可能な限り早く不安定性を感知または予測することが必須である。電圧安定性を計算または測定する際に過誤があると、結果的に、電圧不安定性の検出に遅延が生じることがある。感知と対応措置の実行とに遅延が生じると、システムの状態をさらに劣化させてしまう可能性があり、望まないそして制御不能な崩壊や、より高コストの対応措置が不可避になってしまうおそれもある。

電圧不安定性を判断するためのアプローチは、３つのカテゴリに大きく分類することが可能である。第１は、トポロジ、発電機の無効電力限度、回線インピーダンスなど、何らかのワイドエリアネットワーク情報を必要としうるアプローチである。第２は、特定の回線を流れる電力フローや、エンドバスにおける電圧および電流など、ローカルネットワーク情報を用いることができるアプローチである。第３は、どのようなシステム情報も必要とせず、その代わりに、電圧、電流、およびこれらの量の変化率などローカルな測定値だけに依存するアプローチである。

既存のアプローチの大部分では、測定値ベースのアプローチではなく、モデルベースの解決策が用いられる。ある一般的に用いられているモデルベースのアプローチでは、電圧不安定性の評価のために、電力フローまたは連続電力フローを用いて電力電圧（ＰＶ）曲線をトラッキングする。産業的に用いられている測定値ベースのアプローチには、電圧不安定性を評価するのに電圧および電流のフェーザ値を用いるテブナンのアプローチがある。いくつかの既存のアプローチは、システムにおける弱いバスなどの弱い位置を識別することを試み、システムが電圧不安定点に達する前に対応措置を実行するために用いることができる。

これらの既存のアプローチにおける問題点は、電圧不安定性をリアルタイムで評価するには、不正確または計算的負荷が大きいかのいずれかであるということにある。さらに、既存の測定値ベースのアプローチでは、電圧不安定性を評価するために、接続性、ネットワークパラメータ、ローディング条件に関する情報、制御の変更、停電など他のパラメータに加えて、電圧および電流のフェーザ値など様々なパラメータが必要になる。これらのパラメータの中のいずれかが利用できなかったり、またはこれらのパラメータの計算に誤りがあったりすると、その結果として電圧不安定性の検出が不正確になるおそれがあり、ひいてはサービスの中断が生じ、さらには顧客と電力会社の両方に損失が生じることになりうる。

ある実施形態によると、電源システムにおいて１つまたは複数の弱いバスを決定するための方法が提供される。この方法は、複数のバスと関連するフェーザ値と、複数のバスのうちの１つと対応する基準位相角との関数として、電源システムにおいて複数のバスと対応する電圧安定性指数（ＶＳＩ）を計算するステップを含む。このフェーザ値は、（ａ）共にそれぞれのバスと対応する電圧の大きさ（Ｖ_m）および位相角（δ_m）、または（ｂ）共にそれぞれのバスと対応する電圧の大きさの変化もしくは変化率（ΔＶ_m）および位相角の変化もしくは変化率（Δδ_m）の、どちらか一方を含む。この方法は、計算されたＶＳＩに基づいて、電源システムにおける複数のバスから、１つまたは複数の弱いバスを識別するステップをさらに含む。

本発明の実施形態の以上のおよびそれ以外の特徴および態様は、以下の詳細な説明を添付の図面を参照して読むことにより、よりよく理解されるであろう。なお、添付の図面において、複数の図面にわたり同じ参照番号が用いられている場合には、同じ要素を表す。

送電または配電リンクを経由して他のバスに接続されているバスを含む電源システムを示す図である。 ある実施形態による、電源システムにおける１つまたは複数の弱いバスと電圧不安定性とを判断する１つまたは複数のモニタリングモジュールと通信する制御センタシステムを示す図である。 発電機と負荷とを含む２バス式の電気システムと、この２バス式電気システムの等価なフェーザ図とを示す図である。 ある実施形態による、集中制御センタと通信する２つの制御センタシステムを含む通信アーキテクチャを示す図である。 別の実施形態による、相互に直接通信する２つの制御センタシステムを含む通信アーキテクチャを示す図である。 電源システムにおいて、複数のバスから弱いバスを識別して電圧不安定性を判断する方法を示す流れ図である。

格別の定義がなされない場合には、本明細書において用いられている技術的および科学的用語は、本開示が属する技術分野の当業者によって一般的に理解されるのと同じ意味を有する。本明細書において用いられる『第１』や『第２』などの用語は、どのような順序、数量、または重要性も表しておらず、ある要素を他の要素から区別するために用いられる。また、『ａ（１つの）』および『ａｎ（１つの）』という用語は、数量的限定を表すものではなく、参照されている項目が少なくとも１つ存在することを示す。『ｏｒ（または、もしくは）』という用語は、非排他的であって、リスト化されている項目のうちの１つ、複数個、または全部を意味することが意図されている。『ｉｎｃｌｕｄｉｎｇ（含む）』、『ｃｏｍｐｒｉｓｉｎｇ（含む、備える）』、または『ｈａｖｉｎｇ（有する）』などの用語が本明細書において用いられている場合には、追加的な項目に加えて、これらの用語の後にリスト化されている項目とそれらの均等物とに及ぶことが意図されている。『モジュール』、『プロセッサ』、『ストレージユニット』、『ネットワークインターフェース』、および『入力／出力（Ｉ／Ｏ）インターフェース』という用語は、単一のコンポーネントまたは複数のコンポーネントのいずれかを含むことがあり、これらのコンポーネントは能動的もしくは受動的であるかまたはその両方であって、相互に接続されているまたはそれ以外の態様で結合されていて、説明されている機能を提供する。さらに、説明の目的で、本発明の様々な実施形態に関する完全な理解を提供するために、特定の数、コンポーネント、および構成が記載されている。

本発明の様々な実施形態は、電源システムにおいて、リアルタイムで、単一のもっと弱いバスまたは複数の弱いバスを含む１つまたは複数の弱いバス（以下では、弱いバスと称する）などの弱い位置を決定するためのシステムおよび方法に向けられている。本明細書において開示されているシステムおよび方法の実施形態によると、弱いバスの決定を用いることにより、電圧不安定性の検出の遅延に起因して生じるどのような損害でも減少させるまたは除去するための適切な対応措置を実装することが可能であることが、保証されうる。

図１は、送電または配電リンク（以下では、『リンク』と称する）１１２、１１４、１１６、および１１８それぞれを経由して１つまたは複数のバス１０４、１０６、１０８、および１１０に接続されたバス１０２を含む電源システム１００（以下では、『システム』と称する）である。システム１００は、いくつかの実施形態によると、同期式の交流（ＡＣ）システムでありうる。システム１００は、別のリンク１２２を経由してバス１０２に接続された電気的負荷１２０をさらに含みうる。システム１００は、システム１００の残りの部分のために電力を生成することができる１つまたは複数の発電機１２４などの電源をさらに含みうる。しかし、図１には３つの発電機が図解されているが、本発明の範囲から逸脱することなく、任意の数の発電機をシステム１００において用いることが可能である。同様に、本発明のいくつかの実施形態によると、システム１００では、任意の数の電気的負荷、バス、またはリンクを実装することができる。

いくつかの実施形態では、システム１００は、複数のバス（ｍをバスの数量として、「ｍ本」のバス）と関連するフェーザ値を決定するように構成することができる１つまたは複数のモニタリングモジュール１２６（以下では、『モニタリングモジュール１２６』と称する）をさらに含みうる。図１に示されているように、いくつかの実施形態では、複数のバス（または、「ｍ本」のバス）は、バス１０２と、バス１０４、１０６、１０８、および１１０とのうちのいくつかまたは全部を含みうる。ある例示的な実施形態では、モニタリングモジュール１２６は、フェーザ測定ユニット（ＰＭＵ）であるか、または、ＰＭＵの機能が組み込まれた中継器でありうる。別の例示的な実施形態では、フェーザ値は、その一部または全部を、これらには限定されないが、エネルギー管理システム（ＥＭＳ）、電力会社のオペレータによる手動入力、フェーザ値の履歴データ、フェーザ値を計算するためのツール、またはそれらの任意の組み合わせから、取得することができる。いくつかの実施形態では、フェーザ値は、リアルタイムでの決定または取得が可能である。ある実施形態では、リアルタイムとは、例えばミリ秒またはマイクロ秒というオーダーでの、事象の瞬間的な発生を意味しうる。別の実施形態では、リアルタイムとは、瞬間的なリアルタイムに対して所定の公差（例えば、２〜５％）を有する近似的なリアルタイムでありうる。データが近似的なリアルタイムで受け取られる例示的な実施形態では、データを見ている電力会社のオペレータまたは保安担当技術者が、データの表示の間、どのような遅延も知覚しないことがありうる。

ある例示的な実施形態では、フェーザ値が、「ｍ番目」のバスで決定された電圧の大きさ（Ｖ_m）と同じ「ｍ番目」のバスで決定された位相角（δ_m）とを含むことがある。本明細書における「ｍ番目」のバスでの「電圧の大きさ（Ｖ_m）」という用語は、単位あたり（ｐｕ）で表現された「ｍ番目」のバスにおける電圧値を意味する。特に断らない限りは、ＶＳＩの計算のために本明細書において説明される様々な電気的なパラメータは、ｐｕで表現される。位相角は、本明細書では、度数またはラジアンで表現される。ある実施形態では、位相角がモニタリングモジュール１２６によって測定されるときには、位相角は、全地球測位システム（ＧＰＳ）時計などの全地球的な時間基準に基づいて測定されうる。例えば、（「ｍ本」のバスの１つである）バス「Ｂ１」において決定された電圧の大きさと位相角とは、相互交換可能に、以下ではそれぞれをＶ₁およびδ₁と称する。いくつかの実施形態では、モニタリングモジュール１２６は、同じ時刻において複数のバスですべてのフェーザ値を測定するように構成することができる。なお、この時刻は絶対時間または相対時間でありうる。というのは、例えばシステム１００における無効電力サポートの追加または削除などのシステムトポロジの変さらに起因して、これらの値は、異なる時刻に測定されるときには異なる可能性があるためである。別の実施形態では、フェーザ値の一部または全部は、ＥＭＳなどの制御センタシステムの状態予測装置から予測可能である。

別の実施形態では、フェーザ値は、ある時間期間の間に計算された、それぞれの「ｍ番目」のバスに対応する電圧の大きさの変化（ΔＶ_m）と、同じ「ｍ番目」のバスに対応する位相角の変化（Δδ_m）とを含みうる。ただし、ここで、変化は、同じバスで異なる時刻にフェーザ値を測定し、このようにして測定されたフェーザ値の間の差を計算することによって、決定される。ある例示的な実施形態では、モニタリングモジュール１２６は、「ｍ番目」のバスで時刻「Ｔ１」に電圧の大きさ（「Ｖ_mT1」）と位相角（「δ_mT1」）とを測定するように構成することができ、また、同じ「ｍ番目」のバスで異なる時刻「Ｔ２」に電圧の大きさ（「Ｖ_mT2」）と位相角（「δ_mT2」）とをさらに測定するように構成することができる。「ｍ番目」のバスにおけるこれらの測定されたパラメータの変化（Δδ_mおよびΔＶ_m）は、同じ「ｍ番目」のバスで、異なる時刻である「Ｔ１」および「Ｔ２」において測定された電圧の大きさの差（「Ｖ_mT1」−「Ｖ_mT2」）または位相角の差（「δ_mT1」−「δ_mT2」）として計算することができる。いくつかの例示的な実施形態では、Δδ_mは、次の数式によって決定されうる。

Δδ_m＝δ_mT1−δ_mT2 （式１）
さらに別の実施形態では、フェーザ値は、それぞれの「ｍ番目」のバスに対応する電圧の大きさの変化率と、同じ「ｍ番目」のバスに対応する位相角の変化率とを含みうる。

図２は、ある実施形態により（システム１００などの）電源システムにおいて弱いバスと電圧不安定性とを判断するモニタリングモジュール１２６と通信する制御センタシステム２００（以下では、システム２００と称する）を示している。ある例示的な実施形態では、システム２００は、フェーザデータコンセントレータ（ＰＤＣ）か、または、モニタリングモジュール１２６を制御およびモニタするように構成されておりモニタリングモジュール１２６によって決定されたフェーザ値にアクセスすることができる監視制御およびデータ取得／エネルギー管理システム（ＳＣＡＤＡ／ＥＭＳ）でありうる。このような実施形態では、システム２００がＰＤＣであるときには、システム２００は、ＳＣＡＤＡ／ＥＭＳ（図２には示されていない）などの広域モニタリングシステムとさらに接続することができる。

図２に図解されているように、システム２００は、ストレージユニット２０４と、プロセッサ２０６と、Ｉ／Ｏインターフェース２０８と、ネットワークインターフェース２１０とを含みうる。Ｉ／Ｏインターフェース２０８は人間との間でのＩ／Ｏデバイスを１つまたは複数含む場合があり、ある実施形態では、このＩ／Ｏデバイスにより、電力会社のオペレータまたは保安担当技術者が通信ネットワーク２１２を経由してモニタリングモジュール１２６またはそれ以外の通信デバイスと通信することが可能になる。別の実施形態では、電力会社のオペレータまたは保安担当技術者は、通信ネットワーク２１２を経由して、ローカルまたはリモートのワークステーション２１４から、モニタリングモジュール１２６またはそれ以外の通信デバイスと通信することができる。通信ネットワーク２１２は、例えば、公知の有線または無線のネットワークであり、このネットワークを用いて、システム２００は、モニタリングモジュール１２６を制御しモニタすることができる。

ある実施形態では、プロセッサ２０６は、受け取られ、処理され、および送信されたデータを、ストレージユニット２０４に記憶する、または、ストレージユニット２０４から読み出すことができる。なお、ここで、ストレージユニット２０４は、ハードディスクドライブ、フロッピー（登録商標）ディスクドライブ、コンパクトディスク−リード／ライト（ＣＤ−Ｒ／Ｗ）ドライブ、デジタルバーサタイルディスク（ＤＶＤ）ドライブ、フラッシュドライブ、またはソリッドステートストレージデバイスなど、である。プロセッサ２０６は、例えば、システム２００の１つまたは複数のコンポーネントと通信する１つまたは複数の特定用途向けプロセッサ、グラフィカルプロセシングユニット、デジタルシグナルプロセッサ、マイクロコンピュータ、マイクロコントローラ、特定用途向け集積回路（ＡＳＩＣ）、フィールドプログラマブルゲートアレイ（ＦＰＧＡ）、またはそれ以外の適切なデバイスを含みうる。

プロセッサ２０６は、システム２００のＩ／Ｏインターフェース２０８またはネットワークインターフェース２１０において受信される、または、システム２００のＩ／Ｏインターフェース２０８またはネットワークインターフェース２１０から送信されるデータを解析する計算モジュール２１６を含みうる。いくつかの実施形態では、計算モジュール２１６を、「ｍ本」のバスの電圧安定性指数（ＶＳＩ）を計算するように構成することができる。図１と同様に、図２に示されているように、いくつかの実施形態では、これら「ｍ本」のバスには、バス１０２と、バス１０４、１０６、１０８、および１１０との一部または全部が含まれうる。

電源システムでの計算では、あるバスでの位相角は、電源システムにおける別の位相角（例えば、別のバスの位相角）を基準にしていなければならない。上述したように位相角（δ_m）は電源システムの構成要素ではないＧＰＳクロックなどの全地球的な時間基準を基準にして測定しなければならないから、電源システムにおけるあるバスの位相角などの基準となる角度（以下では、「基準位相角」と称される）が用いられうる。いくつかの実施形態では、ＶＳＩは、この基準位相角を共通の基準として、すべての「ｍ本」のバスに対して計算されうる。他のいくつかの実施形態では、いくつかの「ｍ本」のバスに対するＶＳＩがこの基準位相角を共通の基準として計算され、残りのバスに対するＶＳＩは別の基準位相角を用いて計算されうる。

基準位相角の決定と、複数のバスでのＶＳＩの計算とが、本明細書では図３との関係で説明される。図３は、発電機「Ｇ」と（負荷インピーダンス「Ｚ_Load」を有する）負荷Ｌとを含む２バス式の電気システムと、この２バス式電気システムの等価フェーザ図とを示している。いくつかの実施形態では、計算モジュール２１６は、バス「Ｂ１」における電圧の大きさ（『Ｖ₁』）と、バス「Ｂ１」における位相角「δ₁」と（１００などの）システムにおける基準バス「Ｂｒ」における基準位相角「δ_r」との間の差との関数として、バス「Ｂ１」におけるＶＳＩ（ＶＳＩ₁）を計算するように構成されうる。図３を参照すると、基準バスＢｒにおける電圧の大きさ（「Ｖ_r」）とＶ_m（例えば、図３で示されているＶ₁）との間の位相角は、「δ」によって表される。ここで、δ＝δ_r−δ₁である。例えば図２に示されているように単一の制御センタシステムが実装されている実施形態では、モニタリングモジュール１２６のうちの任意の１つが、基準バス「Ｂｒ」として「ｍ本」のバスのうちの１つを選択することができる。そのような実施形態では、その「ｍ番目」のバスにおいて決定される位相角を、基準位相角として定義することができる。ある実施形態では、「ｍ本」のバスと関連する位相角（δ_m）から選択される最大値を、基準位相角として定義することができる。この最大値を、以下では、最大位相角（δ_max）と称する。別の実施形態では、「ｍ本」のバスと関連する位相角（δ_m）から選択される最小値を、基準位相角として定義することができる。この最小値を、以下では、最小位相角（δ_min）と称する。

ある例示的な実施形態では、次の方程式を用いて、（１００などの）システムにおける任意の「ｍ番目」のバス（例えば、バス「Ｂ１」、バス「Ｂ２」など）におけるＶＳＩを決定することができる。

ＶＳＩ_m＝Ｖ_m＊ｃｏｓ（δ_m−δ_r） （式２）
なお、この方程式では、
ＶＳＩ_mは「ｍ番目」のバスで計算されたＶＳＩ値であり、
Ｖ_mは「ｍ番目」のバスで計算された電圧の大きさであり、
δ_mは「ｍ番目」のバスで計算された位相角である。

いくつかの実施形態では、計算モジュール２１６を、図１との関係で上述したようにフェーザ値が決定されるのと同じ方法で、基準位相角を決定するように構成することができる。ある例示的な実施形態では、基準位相角は、モニタリングモジュール１２６から得られる位相角のうちの１つでありうる。別の例示的な実施形態では、モニタリングモジュール１２６が基準位相角を取得できないときには、基準位相角を、これらには限定されないが、ＥＭＳ、電力会社のオペレータによる手動入力、フェーザ値の履歴データ、フェーザ値を計算するためのツール、またはそれらの任意の組み合わせから、取得することができる。いくつかの実施形態では、システム１００におけるあるバスの基準位相角は例えば負荷の変化やネットワークトポロジの変化により時間経過と共に変化しうるので、基準位相角をリアルタイムで決定または取得することが可能である。

いくつかの実施形態では、システム１００のそれぞれのバスに対して複数のフェーザ値が得られることがあり、これらのフェーザ値は、「ｍ本」のバスにおけるＶＳＩの計算の前に、プロセッサ２０６によって処理されうる。ある例示的な実施形態では、システム１００のそれぞれのバスに対して、毎秒、（電圧の大きさおよび位相角、または、それらの変化もしくは変化率など）フェーザ値の６０個のサンプルが測定または取得されうる。そのような実施形態では、あるバスに対して（例えば２〜１０個のサンプル）わずかなサンプルだけが、同じバスに対する他のサンプルと著しく異なりうるフェーザ値を有しうる。わずかなサンプルにだけ著しい差が存在するのは、システム１００における電力量の変化に起因するか、または、測定値における幾分かの誤差に起因しうる。いくつかの実施形態では、ＶＳＩの計算におけるあらゆる不正確さを除去するために、システム１００のそれぞれのバスに対してある時間期間（例えば、１秒）の間に測定または取得されたフェーザ値のサンプルの平均を計算することができる。この平均は、次に、システム１００の「ｍ本」のバスにおけるＶＳＩを計算するのに用いることができる。いくつかの別の実施形態では、結果的にシステムにおける弱いバスの識別に不正確さを生じさせ、また、システム１００における電圧不安定性に関して誤った警告を生じさせる可能性があるＶＳＩの計算における不正確さを補償するために、任意の他の技術を用いることができる。ある例では、システム１００のそれぞれのバスに対して（例えば、毎秒などの）ある時間期間の間に測定または取得されたサンプルの積分を、ＶＳＩの計算に用いることがありうる。別の例では、既存のフィルタリングデバイスを用いて、ある時間期間の間に同じバスに対して測定または予測される他のサンプルと著しく異なる（例えば、全体で６０個のサンプルから２〜１０個のサンプルなど）わずかなサンプルを除去することができる。

図２を参照すると、いったんフェーザ値が測定または予測され、基準位相角が決定されて、「ｍ本」のバスでのＶＳＩが計算されると、プロセッサの位置識別モジュール２１８を、計算モジュール２１６によって計算されたＶＳＩを解析するように構成することができる。ある例示的な実施形態では、位置識別モジュール２１８を、計算されたＶＳＩに基づいて「ｍ本」のバスから弱いバスを識別するように構成することができる。ある実施形態では、位置識別モジュール２１８を、計算されたＶＳＩから最小値を決定し、この最小値を有するバスを最も弱いバスとして定義することによって、システム１００において最も弱いバスを識別するようにさらに構成することができる。この最小値を、以下では、最小のＶＳＩ（ＶＳＩ_min）と称する。別の実施形態では、（位置識別モジュール２１８の代わりに）計算モジュール２１６を、このＶＳＩ_minを決定するように構成することができる。以後、そのような実施形態では、位置識別モジュール２１８を、このＶＳＩ_minを有するバスを最も弱いバスとして定義するように構成することができる。

ＶＳＩ_minがシステム１００における最も弱いバスを常に意味するとは限らない。その理由は、システム１００の他のバスとの関係ではより弱い可能性がある場合でも、ＶＳＩ_minが、ＶＳＩ_minを有するバスがやはりシステム１００においてより強いバスであることを示すような、より大きな値を有することがあるからである。そのようなシナリオを扱うために、いくつかの実施形態では、位置識別モジュール２１８を、計算されたＶＳＩを１つまたは複数の弱いバスのしきい値（以下では、「弱いバスしきい値」）と比較することにより、システム１００において弱いバスを識別するように構成することができる。そのような実施形態では、この比較の結果として計算されたＶＳＩのどれもがまたは一部が弱いバスしきい値よりも小さいか、または弱いバスしきい値と等しくなる場合には、位置識別モジュール２１８を、そのようなＶＳＩを有するバスをシステム１００における弱いバスとして定義するように、構成することができる。いくつかの他の実施形態では、位置識別モジュール２１８を、（計算されたＶＳＩからの）ＶＳＩ_minだけを弱いバスしきい値と比較してシステム１００で最も弱いバスを識別するように、構成することができる。そのような実施形態では、この比較の結果として、ＶＳＩ_minが弱いバスしきい値以下という結論になる場合には、位置識別モジュール２１８を、ＶＳＩ_minを有するバスをシステム１００における弱いバスとして定義するように構成することができる。

いくつかの実施形態において、弱いバスしきい値は、電力会社のオペレータ（もしくは保安担当技術者）によって定義もしくは修正されるか、または、動的に定義され、制御されうる。ある実施形態では、それぞれの弱いバスしきい値は、電力会社のオペレータまたは保安担当技術者にインジケータを提供することが意図されている。ある例示的な実施形態では、ある弱いバスしきい値（例えば、０．８から０．９ｐｕの間）は、電力会社のオペレータに、このしきい値よりも小さなＶＳＩ（またはＶＳＩ_min）を有する１つまたは複数のバスが（その値またはそれよりも低い値であると、システム１００が崩壊する）電圧安定性マージンに近づいている、という警告または警報を提供することが意図されている。別の例示的な実施形態では、別の弱いバスしきい値（例えば、０．５１から０．７９ｐｕの間）は、電力会社のオペレータに、このしきい値よりも小さなＶＳＩ（またはＶＳＩ_min）を有する１つまたは複数のバスが電圧安定性マージンに近づいている、という緊急事態インジケータを提供することが意図されているので、それによって、電力会社のオペレータは、ＶＳＩがこのマージンよりも上に維持されることが保証されるように、制御動作を生成することができる。制御動作には、これらに限定されることはないが、無効電力サポートの強化、負荷ローディング、またはシステムの再構築が含まれうる。

さらに、いくつかの実施形態では、位置識別モジュール２１８を、弱いバスの１つまたは複数のカテゴリを電力会社のオペレータに示す告知メッセージを生成するように、構成することができる。本明細書で用いられる「弱いバスのカテゴリ」は、弱いバスしきい値のタイプに基づいて、定義される。例えば、バス「Ｂ１」は、警告または警報を提供することを意図している弱いバスしきい値よりも小さなＶＳＩ値を有しうるが、しきい値よりも大きな値である場合には、緊急事態インジケータを提供することが意図されている。このバスは、弱いバスのカテゴリ「Ａ」に分類することができる。他方で、別の例では、バス「Ｂ２」は、緊急事態インジケータを提供することが意図されている弱いバスしきい値よりも小さなＶＳＩ値を有しうる。このバスは、弱いバスのカテゴリ「Ｂ」に分類することができる。ある例示的な実施形態では、告知メッセージは、電力会社のオペレータへの、システム１００が電圧安定性マージンに近づいているという音声によるまたは視覚的なインジケータでありうる。

いくつかの実施形態では、ローカルまたはリモートのワークステーション２１４は、図２に示されているように、位置識別モジュール２１８と、通信ネットワーク２１２を経由しての通信であるか、または直接の通信であるか、いずれかの方法で、通信するように構成することができる。そのような実施形態では、位置識別モジュール２１８を、例えば弱いバスに対応する位置識別子（ＩＤ）である弱いバスの位置情報を生成することによって、（１００などの）システムにおける弱いバスの位置を識別するように構成することができる。位置識別モジュール２１８は、（１００などの）システムにおける弱いバスの位置を電力会社のオペレータまたは保安担当技術者に告知するために、この位置情報をローカルまたはリモートのワークステーション２１４に送信するようにも、さらに構成することができる。ある例示的な実施形態では、電力会社のオペレータまたは保安担当技術者は、例えば、これらの位置を、ローカルまたはリモートのワークステーション２１４に設けられているディスプレイ（図示せず）上で見ることができる。いくつかの実施形態では、ローカルまたはリモートのワークステーション２１４は、システム２００において、または、通信アーキテクチャ４００もしくは５００の任意の場所（例えば、通信アーキテクチャ４００における集中制御センタ４１２の内部）において、実装することが可能である。

さらに、いくつかの実施形態では、いったんシステム１００において弱いバスが決定されると、システム１００の電圧安定性マージンを決定することができる。プロセッサ２０６は、この電圧安定性マージン（以下では、「バス安定性しきい値」と称する）に基づいてシステム１００における電圧不安定性を判断するように構成することができる電圧安定性判断モジュール２３６を、含みうる。いくつかの実施形態では、このしきい値は、弱いバスしきい値と同じであるか、または異なる場合もある。ある例示的な実施形態では、電圧安定性判断モジュール２３６を、決定された最小のＶＳＩ（ＶＳＩ_min）とバス安定性しきい値とを比較するように、構成することができる。そのような実施形態では、電圧安定性判断モジュール２３６は、最小のＶＳＩ（ＶＳＩ_min）がバス安定性しきい値よりも小さいか、またはバス安定性しきい値と等しい場合に、システム１００における電圧不安定性を判断するように構成することができる。

いくつかの実施形態では、バス安定性しきい値は、基準バス「Ｂｒ」における電圧の大きさ（『Ｖ_r』）に基づいて、決定することができる。ある例示的な実施形態においては、補償が不十分な電源システムの場合に、「ｍ番目」のバスと基準バス「Ｂｒ」とを含む電源システムを介しての最大の電力伝達を考察すると、「Ｖ_m＊ｃｏｓ（δ）」の値は、「Ｖ_r／２」よりも小さいか、または「Ｖ_r／２」と等しくなりうる。方程式２を用いて「Ｖ_m＊ｃｏｓ（δ）」をＶＳＩ_mで置き換えると、計算されたＶＳＩ_Sのいずれかが「Ｖ_r／２」よりも小さいか、または「Ｖ_r／２」と等しい場合に、システム１００が不安定であると判断できる。

あるいは、別の例示的な実施形態では、バス安定性しきい値は、任意の他の技術を用いて決定することができる。ある例では、電気オペレータが、補償が過剰な電源システムのために、このしきい値を定義することができる。別の例では、しきい値は、例えば、無効電力などの電源システムの数量から、動的に導くことが可能である。

複数の発電機が用いられる別の例では、それらの発電機に対応する電圧の大きさの加重平均を、バス安定性しきい値の決定に用いることができる。

ある実施形態では、最小のＶＳＩ（ＶＳＩ_min）は、システム１００におけるいくつかのバスに対して同一な場合がある。そのような実施形態では、いくつかのバスが同じ最小のＶＳＩ（ＶＳＩ_min）を有するときには、任意の既存のアプローチを用いて、システム１００における電圧不安定性を判断することができる。ある例示的な実施形態では、複数のバスが同じ最小のＶＳＩ（ＶＳＩ_min）を有するときには、無効電力サポートまたは有効電力サポートを用いて、システム１００における電圧不安定性を判断できる。

上述したように、いくつかの実施形態では、フェーザ値は、Ｖ_mおよびδ_mの代わりに、ΔＶ_m（または、Ｖ_mの変化率）とΔδ_m（または、δ_mの変化率）とでありうる。そのような例示的な実施形態では、任意の「ｍ番目」のバスにおけるＶＳＩを決定するために、（方程式２の代わりに）次の方程式を用いることができる。

ＶＳＩ_m＝ΔＶ_m＊（Δδ_m−Δδ_r） （方程式３）
ただし、この方程式において、Δδ_rは、基準バス「Ｂｒ」における基準位相角の変化であり、基準バス「Ｂｒ」において時刻「Ｔ１」で決定された位相角（「δ_rT1」）と同じ基準バス「Ｂｒ」において時刻「Ｔ２」で決定された位相角（「δ_rT2」）との間の差として計算される。
また、ΔＶ_mは、「ｍ番目」のバスにおける電圧の大きさの変化であり、「ｍ番目」のバスにおいて時刻「Ｔ１」で決定された電圧の大きさ（「Ｖ_mT1」）と「ｍ番目」のバスにおいて時刻「Ｔ２」で決定された電圧の大きさ（「Ｖ_mT2」）との間の差として計算される。

別の実施形態では、ＶＳＩは、Ｖ_mとΔδ_m（または、δ_mの変化率）との関数として計算することができる。さらに別の実施形態として、ＶＳＩは、ΔＶ_m（または、Ｖ_mの変化率）とδ_mとの関数として計算することができる。Ｖ_mは、例えば無効電力サポートの切り換えによって変化しうるので、ＶＳＩの計算のために単独で用いられる場合には、希望するＶＳＩを提供できない可能性がある。他方で、δ_mは、負荷またはシステムの変化によって変化しうる。方程式３において与えられているように、ＶＳＩは、ΔＶ_mとΔδとの積として計算することができて、現実のおよび無効な負荷およびシステムにおける変化を示す。なお、ここで、Δδは、フェーザ角（δ）の変化を示しており、「ｍ番目」のバスにおいて時刻「Ｔ１」で決定されたフェーザ角と「ｍ番目」のバスにおいて時刻「Ｔ２」で決定されたフェーザ角との間の差として計算される。さらに、別の実施形態において、補償が過剰な場合には、電圧の大きさ（Ｖ_m）は１に近いから、ΔδだけをＶＳＩの計算に用いることができる。そのような実施形態では、システム１００が安定性に近づくにつれて、Δδは増加しうる。

上述した図２では、単一の制御センタシステム２００がモニタリングモジュール１２６と直接にデータを交換する実施形態が、考察されている。しかし、いくつかの他の実施形態では、本発明の範囲から逸脱することなく、複数の制御センタシステムを用いることができる。例えば、図４および５には、モニタリングモジュールと通信する制御センタシステムを２つ含む、２つの異なるタイプの通信アーキテクチャが示されている。図４には、ある実施形態による、集中制御センタ４１２と通信することができる２つの（システム２００と類似の）制御センタシステム４０２および４０４を含む通信アーキテクチャ４００が示されている。ある実施形態では、制御センタシステム４０２および４０４は、通信ネットワーク２１２と類似の通信ネットワーク（図示せず）を経由して、集中制御センタ４１２と接続されうる。図４に示されているように、これら２つの制御センタシステム４０２および４０４は、それぞれ（モニタリングモジュール１２６と類似の）モニタリングモジュール４０６および４０８とも通信することができる。いくつかの実施形態では、通信アーキテクチャ４００は、（通信ネットワーク２１２と類似の）通信ネットワーク４１４を経由して集中制御センタ４１２と通信することができる（やはりモニタリングモジュール１２６と類似の）２つのモニタリングモジュール４１０をさらに含むことができ、それによると、２つの制御センタシステム４０２および４０４がバイパスされる。ある実施形態では、集中制御センタ４１２は、２つの制御センタシステム４０２および４０４と２つのモニタリングモジュール４１０とを制御しモニタするように構成することができるスーパーＰＤＣまたはＥＭＳでありうる。

いくつかの実施形態では、集中制御センタ４１２は、プロセッサ２０６に類似するプロセッサ４１６を含みうる。そのような実施形態では、集中制御センタ４１２におけるプロセッサ４１６を、制御センタシステム４０２または４０４におけるプロセッサ２０６の機能の一部または全部を実行するように構成することができる。ある例示的な実施形態では、ＶＳＩは、プロセッサ４１６において計算することができる。別の実施形態では、弱いバスの識別は、プロセッサ４１６において実行されうる。さらに別の実施形態では、プロセッサ２０６のこれらの機能の一部は、モニタリングモジュール４０６、４０８、または４１０において実装することができる。

ある実施形態では、モニタリングモジュール４０６、４０８、および４１０を、それぞれの領域の内部で決定される最大または最小の位相角を交換するために、相互に（例えば、通信ネットワーク２１２を用いて、または、任意の他の通信手段を経由して）通信するように、構成することができる。いくつかの実施形態では、モニタリングモジュール４０６は、第１の領域４１８の内部にあるそれぞれのバスに対応する位相角を相互に交換することができ、これらのモニタリングモジュール４０６を、これらの交換される位相角から最大値または最小値を決定するように、構成することができる。この最大値または最小値は、以下では、「第１の最大位相角（δ_1max）または第１の最小位相角（δ_1min）」と称する。同様に、モニタリングモジュール４０８の１つが第２の領域４２０の内部にあるそれぞれのバスに対応する位相角からも、最大値または最小値を決定することができ、モニタリングモジュール４１０の１つが第３の領域４２２または第４の領域４２４のそれぞれのバスに対応する位相角からも、最大値または最小値を決定することができる。第２の領域４２０における最大値または最小値は、以下では、「第２の最大位相角（δ_2max）または第２の最小位相角（δ_2min）」と称する。第３および第４の領域４２２および４２４における最大値または最小値は、以下では、それぞれが、「第３の最大位相角（δ_3max）または第３の最小位相角（δ_3min）」および「第４の最大位相角（δ_4max）または第４の最小位相角（δ_4min）」と称する。

したがって、モニタリングモジュール（４０６、４０８、および４１０）は、そのモニタリング領域の内部で、それぞれの最大位相角または最小位相角を決定することができる。これらの位相角は、モニタリングモジュールのそれぞれのモニタリング領域の内部にあるバスだけに関して、システム１００における弱いバスに関する情報を提供することができる。システムの全体で弱いバスと臨界点への隣接性（すなわち、電圧不安定性条件）とを識別するために、共通すなわち一意的な基準位相角を、システム１００の全体に対して決定することができる。この共通の基準位相角は、それぞれがモニタリングモジュールのそれぞれの組において決定される最大位相角または最小位相角を比較することによって得られる最大値または最小値でありうる。

ある実施形態では、（プロセッサ２０６もしくはプロセッサ４１６のいずれかにおける、または、モニタリングモジュール４０６、４０８、および４１０のうちの１つにおけるプロセッサ（図示せず）における）計算モジュールを、位相角のこれらの最大値または最小値を相互に交換し、次に、これらの値を比較してこれらの交換された値から一意的な最大値または最小値を基準位相角として決定するように、構成することができる。この最大値または最小値は、次に、システム１００におけるすべてのバスに対してＶＳＩを計算し、さらに、システム１００において弱いバスを決定するための共通の「基準位相角」として用いることができる。いくつかの実施形態では、共通の「基準位相角」が決定される基準バス「Ｂｒ」における電圧の大きさ（『Ｖ_r』）を、バス安定性のしきい値を決定するために用いることができる。上述したように、このしきい値は、システム１００における電圧不安定性を判断するのに用いることができる。

基準位相角を決定するための上述した実施形態は、２つの制御センタシステム４０２および４０４に関するものであった。しかし、これらの実施形態は、制御センタシステムが２つよりも多い場合にも同様に適用が可能である。

上述した図４では、集中制御センタ４１２が存在する場合を考察している。しかし、図４に示されている制御センタシステム４０２および４０４は、他に、集中制御センタ４１２を必要とすることなく、直接に相互に接続することができる。図５には、ある実施形態により、直接に、すなわち、どのような集中制御センタも存在することなく、相互に通信することができる２つの制御センタシステム４０２および４０４を含む通信アーキテクチャ５００が示されている。ある実施形態では、２つの制御センタシステム４０２および４０４を、（通信ネットワーク２１２と類似する）通信ネットワーク５０２または任意の他の通信手段を経由して、相互に接続することが可能である。通信アーキテクチャ４００の様々な実施形態が通信アーキテクチャ５００に等しく適用可能である。ただし、集中制御センタ４１２によって実行される機能が一方または両方の制御センタシステム４０２および４０４によって実行される点は除かれる。また、図５に示されているように、通信アーキテクチャ５００における２つのモニタリングユニット４１０を、他のモニタリングユニット４０６および４０８と同様に、通信ネットワーク２１２を経由してそれぞれの制御センタシステム４０２および４０４と通信するように構成することができる。ある例示的な実施形態では、基準位相角は、２つの制御センタシステム４０２および４０４の間で（それぞれが、それぞれの制御センタシステム４０２および４０４において決定された）位相角の最大値または最小値を直接に交換し、これらの２つの角度から最大値または最小値を決定することにより、２つの制御センタシステム４０２および４０４の一方におけるプロセッサ２０６が決定することができる。最大値または最小値は、次に、システム１００のすべてのバスに対してＶＳＩを計算してシステム１００における弱いバスを決定するために、共通の基準位相角として、用いることができる。いくつかの実施形態では、共通の「基準位相角」が決定される基準バス「Ｂｒ」での電圧の大きさ（『Ｖ_r』）は、次に、システム１００において電圧不安定性を判断するためのバス安定性しきい値を決定するのに、用いることができる。

ある実施形態では、弱いバスを識別するための方法が提案される。図６は、ある実施形態により、複数のバスから弱いバスを識別して（１００などの）電源システムにおける電圧不安定性を判断するための方法６００を示す流れ図である。ステップ６０２では、複数のバスと関連するフェーザ値が決定されうる。ある例示的な実施形態では、フェーザ測定ユニット（ＰＭＵ）またはＰＭＵの機能が組み込まれた中継器を、これらのフェーザ値を決定するのに用いることができる。別の例示的な実施形態では、フェーザ値は、これらには限定されないが、エネルギー管理システム（ＥＭＳ）、電力会社のオペレータによる手動入力、フェーザ値の履歴データ、フェーザ値を計算するためのツール、またはそれらの任意の組み合わせから、取得することができる。

ステップ６０４では、複数のバスのうちの１つに対応する基準位相角が決定されうる。ある実施形態では、基準位相角は、ステップ６０２で決定されたフェーザ値における位相角の１つでありうる。基準位相角の決定に関して上述した様々な実施形態は、方法６００に等しく適用可能である。

ステップ６０６では、「ｍ本」のバスに対応するＶＳＩを、「ｍ本」のバスにおけるフェーザ値と、基準位相角との関数として、電源システムにおいて計算することができる。ある実施形態では、フェーザ値は、共にそれぞれの「ｍ番目」のバスに対応する電圧の大きさ（Ｖ_m）と位相角（δ_m）とを含みうる。別の実施形態では、フェーザ値は、共にそれぞれの「ｍ番目」のバスに対応する電圧の大きさの変化（または変化率）（ΔＶ_m）と位相角の変化（または変化率）（Δδ_m）とを含みうる。図１〜５との関係で上述した様々な実施形態は、ＶＳＩを計算するための方法６００に等しく適用されうる。

さらに、ステップ６０８では、弱いバスが、計算されたＶＳＩに基づき、電源システムにおける複数のバスから識別されうる。ある実施形態では、弱いバスは、計算されたＶＳＩから最小のＶＳＩ（ＶＳＩ_min）を決定し、次に、その最小のＶＳＩ（ＶＳＩ_min）を有するバスを最も弱いバスとして定義することによって、識別することができる。いくつかの実施形態では、システムにおける弱いバスは、計算されたＶＳＩを弱いバスのしきい値と比較することによって、識別することができる。そのような実施形態では、この比較の結果として、計算されたＶＳＩのどれか１つまたは一部が弱いバスのしきい値以下である場合には、そのようなＶＳＩを有するバスを、システムにおける弱いバスとして定義することができる。いくつかの他の実施形態では、（計算されたＶＳＩからの）ＶＳＩ_minだけを、システム１００における最も弱いバスを識別するために、弱いバスのしきい値と比較することができる。

いくつかの実施形態では、最も弱いバスが（１００などの）電源システムにおいていったん決定されると、方法６００は、さらに、バス安定性しきい値に基づいて、システムにおける電圧不安定性を決定することができる。ある例示的な実施形態では、ＶＳＩ_minを、このしきい値と比較することができる。そのような実施形態では、ＶＳＩ_minがこのしきい値以下である場合に、電圧不安定性が判断される。

図１〜５との関係で上述した様々な実施形態は、弱いバスを識別し、（１００などの）電源システムにおける電圧不安定性を判断するための方法６００に等しく適用されうる。

本発明の実施形態によるシステムおよび方法は、（１００などの）電源システムにおいて、複数の弱いバスまたは１つの最も弱いバスをリアルタイムで決定することができる。本明細書において開示されているシステムおよび方法の実施形態により、より弱いバスまたは最も弱いバスの決定を用いて適切な対応措置を実装し、どのような損害も減少させるまたは排除して、電圧不安定性の検出の遅延に起因して生じる段階的な効果を防止することができる。本明細書に開示されている様々な実施形態は、最小のＶＳＩ（ＶＳＩ_min）とバス不安定性しきい値との比較がシステムにおける電圧不安定性を示しているときには、対応措置を実装することができる。様々な実施形態では、フェーザ値と基準位相角とを組み合わせて用いてＶＳＩを計算し、また、これらの計算されたＶＳＩに基づいてシステムにおける最も弱いバスまたは電圧不安定性を決定することにより、電圧不安定性の検出の遅延が回避される。フェーザ値と基準位相角とだけを用いることにより、様々な実施形態は、ＶＳＩの計算とシステムにおける弱いバスまたは電圧不安定性の決定のために電流の大きさ、接続性、ネットワークパラメータ、ローディング条件、制御における変更、停電などの、どのような追加的な情報に対する必要性もさらに除去される。

様々な実施形態は、全体がハードウェアである実施形態、全体がソフトウェアである実施形態、またはハードウェアとソフトウェアとの両方を含む実施形態という形式をとりうる。ある実施形態によると、本発明は、ファームウェアを含むがファームウェアには限定されないソフトウェア、常駐するソフトウェア、またはマイクロコードで実装することが可能である。

当業者であれば、異なる実施形態からの様々な特徴が相互に変更可能であることを認識するであろう。同様に、様々な方法のステップと説明された特徴とは、それぞれのそのような方法と特徴とに対する他の公知の均等物と共に、当業者によって混合され組み合わされて、本発明の原理による追加的なアセンブリと技術とを構築することが可能である。したがって、添付の特許請求の範囲は、本発明の真の精神に属するすべてのそのような改変および変更を含むことが意図されていることを理解されたい。

１００ 電源システム
１０２、１０４、１０６、１０８、１１０、３０４、３０６ バス
１１２、１１４、１１６、１１８、１２２ リンク
１２０ 電気的負荷
１２４ 発電機
１２６、４０６、４０８、４１０ モニタリングモジュール
２００、４０２、４０４ 制御センタシステム
２０４ ストレージユニット
２０６、４１６ プロセッサ
２０８ Ｉ／Ｏインターフェース
２１０ ネットワークインターフェース
２１２、４１４、５０２ 通信ネットワーク
２１４ ワークステーション
２１６ 通信モジュール
２１８ 位置識別モジュール
２３６ 電圧安定性判断モジュール
４００、５００ 通信アーキテクチャ
４１２ 集中制御センタ
４１８ 第１の領域
４２０ 第２の領域
４２２ 第３の領域
４２４ 第４の領域
６００ 弱いバスの識別方法
６０２〜６０８ 方法６００を実行するステップ

Claims (16)

1. （ｉ）複数のバスと関連するフェーザ値と、前記複数のバスのうちの１つと対応する基準位相角との関数として、電源システムにおいて前記複数のバスと対応する電圧安定性指数（ＶＳＩ）を計算するステップであって、前記フェーザ値はそれぞれが、
   それぞれのバスと対応する電圧の大きさ（Ｖｍ）、および前記それぞれのバスと対応する位相角（δｍ）、または
   それぞれのバスと対応する前記電圧の大きさの変化もしくは変化率（ΔＶｍ）、および前記それぞれのバスと対応する前記位相角の変化もしくは変化率（Δδｍ）
   の一方を含む、計算するステップと、
   （ｉｉ）前記計算されたＶＳＩに基づいて、前記電源システムにおける前記複数のバスから、１つまたは複数の弱いバスを識別するステップと、
   を含み、
   前記基準位相角が、前記複数のバスと関連する前記位相角（δｍ）から決定される最大位相角（δｍａｘ）または最小位相角（δｍｉｎ）の一方を含む、方法。
2. 前記最大位相角（δｍａｘ）が、
   前記複数のバスのうちの第１の領域のバスの範囲内の位相角（δ１ｍ）から第１の最大位相角（δ１ｍａｘ）を決定するステップと、
   前記複数のバスのうちの第２の領域のバスの範囲内の位相角（δ２ｍ）から第２の最大位相角（δ２ｍａｘ）を決定するステップと、
   前記第１の最大位相角（δ１ｍａｘ）と前記第２の最大位相角（δ２ｍａｘ）とを比較して、前記第１の最大位相角（δ１ｍａｘ）と前記第２の最大位相角（δ２ｍａｘ）との最大値を前記基準位相角として決定するステップと、
   によって、前記基準位相角として決定される、請求項１に記載の方法。
3. 前記最小位相角（δｍｉｎ）が
   前記複数のバスのうちの第１の領域のバスの範囲内の位相角（δ１ｍ）から第１の最小位相角（δ１ｍｉｎ）を決定するステップと、
   前記複数のバスのうちの第２の領域のバスの範囲内の位相角（δ２ｍ）から第２の最小位相角（δ２ｍｉｎ）を決定するステップと、
   前記第１の最小位相角（δ１ｍｉｎ）と前記第２の最小位相角（δ２ｍｉｎ）とを比較して、前記第１の最小位相角（δ１ｍｉｎ）と前記第２の最小位相角（δ２ｍｉｎ）との最小値を前記基準位相角として決定するステップと、
   によって、前記基準位相角として決定される、請求項１または２に記載の方法。
4. 前記計算されたＶＳＩからそれぞれのバスに対応する最小のＶＳＩ（ＶＳＩｍｉｎ）を決定するステップと、
   前記最小のＶＳＩ（ＶＳＩｍｉｎ）を有する前記バスを、前記１つまたは複数の弱いバスとして定義するステップと、
   をさらに含む、請求項１乃至３のいずれかに記載の方法。
5. 前記最小のＶＳＩ（ＶＳＩｍｉｎ）とバス安定性しきい値とを比較するステップと、
   前記最小のＶＳＩ（ＶＳＩｍｉｎ）が前記バス安定性しきい値以下である場合には、前記電源システムにおける電圧不安定性を決定するステップと、
   をさらに含む、請求項４に記載の方法。
6. 前記計算されたＶＳＩまたは前記計算されたＶＳＩからの最小のＶＳＩ（ＶＳＩｍｉｎ）の一方と１つまたは複数の弱いバスのしきい値とを比較するステップと、
   前記比較に基づき、前記計算されたＶＳＩまたは前記最小のＶＳＩ（ＶＳＩｍｉｎ）からの１つまたは複数のＶＳＩを、前記弱いバスのしきい値以下であると決定するステップと、
   前記１つもしくは複数のＶＳＩまたは最小のＶＳＩ（ＶＳＩｍｉｎ）の一方と対応する１つまたは複数のバスを、前記１つまたは複数の弱いバスとして定義するステップと、
   をさらに含む、請求項１乃至５のいずれかに記載の方法。
7. 前記１つまたは複数の弱いバスの１つまたは複数のカテゴリを示す告知メッセージを生成するステップをさらに含む、請求項６に記載の方法。
8. 複数のバスと関連するフェーザ値と、前記複数のバスのうちの１つと対応する基準位相角との関数として、電源システムにおいて前記複数のバスと対応する電圧安定性指数（ＶＳＩ）を計算するように構成された計算モジュールであって、前記フェーザ値はそれぞれが、
   それぞれのバスと対応する電圧の大きさ（Ｖｍ）、および前記それぞれのバスと対応する位相角（δｍ）、または
   それぞれのバスと対応する前記電圧の大きさの変化もしくは変化率（ΔＶｍ）、および前記それぞれのバスと対応する前記位相角の変化もしくは変化率（Δδｍ）
   の一方を含む、計算モジュールと、
   前記計算されたＶＳＩに基づいて、前記電源システムにおける前記複数のバスから、１つまたは複数の弱いバスを識別するように構成された位置識別モジュールと、
   を含み、
   前記基準位相角が、前記複数のバスと関連する前記位相角（δｍ）から決定される最大位相角（δｍａｘ）または最小位相角（δｍｉｎ）の一方を含む、
   むシステム。
9. 前記計算モジュールが、前記複数のバスをモニタする１つまたは複数のフェーザ測定ユニット（ＰＭＵ）、エネルギー管理システム（ＥＭＳ）、電力会社オペレータからの手動入力、前記フェーザ値の履歴データ、または前記フェーザ値を計算するツールのうちの少なくとも１つを用いて、前記フェーザ値または前記基準位相角の少なくとも一方を取得するようにさらに構成された、請求項８に記載のシステム。
10. 前記計算モジュールが、
    前記複数のバスのうちの第１の領域のバスの範囲内の位相角（δ１ｍ）から第１の最大位相角（δ１ｍａｘ）を決定し、
    前記複数のバスのうちの第２の領域のバスの範囲内の位相角（δ２ｍ）から第２の最大位相角（δ２ｍａｘ）を決定し、
    前記第１の最大位相角（δ１ｍａｘ）と前記第２の最大位相角（δ２ｍａｘ）とを比較して、前記第１の最大位相角（δ１ｍａｘ）と前記第２の最大位相角（δ２ｍａｘ）との最大値を前記基準位相角として決定する、
    ようにさらに構成された、請求項８または９に記載のシステム。
11. 前記計算モジュールが、
    前記複数のバスのうちの第１の領域のバスの範囲内の位相角（δ１ｍ）から第１の最小位相角（δ１ｍｉｎ）を決定し、
    前記複数のバスのうちの第２の領域のバスの範囲内の位相角（δ２ｍ）から第２の最小位相角（δ２ｍｉｎ）を決定し、
    前記第１の最小位相角（δ１ｍｉｎ）と前記第２の最小位相角（δ２ｍｉｎ）とを比較して、前記第１の最小位相角（δ１ｍｉｎ）と前記第２の最小位相角（δ２ｍｉｎ）との最小値を前記基準位相角として決定する、
    ようにさらに構成された、請求項８乃至１０のいずれかに記載のシステム。
12. 前記計算モジュールが、前記計算されたＶＳＩから最小のＶＳＩ（ＶＳＩｍｉｎ）を決定するようにさらに構成された、請求項８乃至１１のいずれかに記載のシステム。
13. 前記位置識別モジュールが、前記最小のＶＳＩ（ＶＳＩｍｉｎ）を有する前記バスを、前記１つまたは複数の弱いバスとして定義するように構成された、請求項１２に記載のシステム。
14. 前記最小のＶＳＩ（ＶＳＩｍｉｎ）とバス安定性しきい値とを比較し、
    前記最小のＶＳＩ（ＶＳＩｍｉｎ）が前記バス安定性しきい値以下である場合には、前記電源システムにおける電圧不安定性を決定する、
    ように構成された電圧安定性決定モジュールをさらに含む、請求項１２に記載のシステム。
15. 前記位置識別モジュールが、
    前記計算されたＶＳＩまたは前記計算されたＶＳＩからの最小のＶＳＩ（ＶＳＩｍｉｎ）の一方と１つまたは複数の弱いバスのしきい値とを比較し、
    前記比較に基づき、前記計算されたＶＳＩまたは前記最小のＶＳＩ（ＶＳＩｍｉｎ）からの１つまたは複数のＶＳＩを、前記弱いバスのしきい値以下であると決定し、
    前記１つもしくは複数のＶＳＩまたは最小のＶＳＩ（ＶＳＩｍｉｎ）の一方と対応する１つまたは複数のバスを、前記１つまたは複数の弱いバスとして定義する、
    ようにさらに構成された、請求項８乃至１４のいずれかに記載のシステム。
16. 前記位置識別モジュールが、前記１つまたは複数の弱いバスの１つまたは複数のカテゴリを示す告知メッセージを生成するようにさらに構成された、請求項１５に記載のシステム。