JPH08103024A - 系統安定化制御方法 - Google Patents
系統安定化制御方法Info
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- JPH08103024A JPH08103024A JP6237204A JP23720494A JPH08103024A JP H08103024 A JPH08103024 A JP H08103024A JP 6237204 A JP6237204 A JP 6237204A JP 23720494 A JP23720494 A JP 23720494A JP H08103024 A JPH08103024 A JP H08103024A
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- system control
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Abstract
(57)【要約】
【目的】 すべての発電機の状態を安定に維持しつつ、
周波数異常を適正な周波数に制御することができる系統
安定化制御方法を得ることを目的とする。 【構成】 想定事故に対する電力系統の安定度計算の結
果から不安定状態に至る発電機が存在すると判定された
場合には、予め設定された複数の系統制御パターンのう
ち、任意の系統制御パターンを実施したものと仮定して
再度行った電力系統の安定度計算に基づいて、不安定状
態に至るすべての発電機を安定状態に遷移できる系統制
御パターンを選択するようにしたものである。
周波数異常を適正な周波数に制御することができる系統
安定化制御方法を得ることを目的とする。 【構成】 想定事故に対する電力系統の安定度計算の結
果から不安定状態に至る発電機が存在すると判定された
場合には、予め設定された複数の系統制御パターンのう
ち、任意の系統制御パターンを実施したものと仮定して
再度行った電力系統の安定度計算に基づいて、不安定状
態に至るすべての発電機を安定状態に遷移できる系統制
御パターンを選択するようにしたものである。
Description
【発明の詳細な説明】
【０００１】
【産業上の利用分野】この発明は、電力系統の連系線に
分離が生じた場合や発電機が脱落した場合等に発生する
周波数異常を適正な周波数に制御する系統安定化制御方
法に関するものである。
分離が生じた場合や発電機が脱落した場合等に発生する
周波数異常を適正な周波数に制御する系統安定化制御方
法に関するものである。
【０００２】
【従来の技術】図８は従来の系統安定化制御方法を適用
する周波数制御装置を示す構成図であり、図において、
１〜４は電力系統の母線、５は本系統と母線１間を連系
する送電線（連系線）、６〜８は各母線１〜４間を連系
する送電線、９は母線１に接続された負荷、１０は母線
２に接続された負荷、１１は母線３に接続された発電
機、１２は母線４に接続された発電機、１３〜１６は遮
断器である。
する周波数制御装置を示す構成図であり、図において、
１〜４は電力系統の母線、５は本系統と母線１間を連系
する送電線（連系線）、６〜８は各母線１〜４間を連系
する送電線、９は母線１に接続された負荷、１０は母線
２に接続された負荷、１１は母線３に接続された発電
機、１２は母線４に接続された発電機、１３〜１６は遮
断器である。
【０００３】また、１７は送電線５に流れる電流Ｉを検
出する変流器、１８は送電線５に印加される電圧Ｖを検
出する変成器、１９は電流Ｉ及び電圧Ｖに基づいて送電
線５に流れる潮流値Ｐを計測するとともに、系統の周波
数ｆを計測する計測用端末、２０は発電機１１，１２の
系統容量Ｗ（負荷量）を収集する中央給電指令所、２１
は潮流値Ｐ，周波数ｆ及び系統容量Ｗに基づいて必要な
制御量を演算し、その制御量に基づいてトリップ信号を
出力する中央演算装置、２２〜２５は中央演算装置２１
よりトリップ信号を出力されるとそれぞれ遮断器１３〜
１６をトリップする制御端末である。
出する変流器、１８は送電線５に印加される電圧Ｖを検
出する変成器、１９は電流Ｉ及び電圧Ｖに基づいて送電
線５に流れる潮流値Ｐを計測するとともに、系統の周波
数ｆを計測する計測用端末、２０は発電機１１，１２の
系統容量Ｗ（負荷量）を収集する中央給電指令所、２１
は潮流値Ｐ，周波数ｆ及び系統容量Ｗに基づいて必要な
制御量を演算し、その制御量に基づいてトリップ信号を
出力する中央演算装置、２２〜２５は中央演算装置２１
よりトリップ信号を出力されるとそれぞれ遮断器１３〜
１６をトリップする制御端末である。
【０００４】次に動作について説明する。まず、計測用
端末１９は、変流器１７により検出された電流Ｉ及び変
成器１８により検出された電圧Ｖに基づいて送電線５に
流れる潮流値Ｐを計測するとともに、系統の周波数ｆを
計測する。これにより、中央演算装置２１は、計測用端
末１９により計測された潮流値Ｐと周波数ｆを取り込む
とともに、中央給電指令所２０により収集された系統容
量Ｗを取り込み、電力系統の周波数を適正な値に制御す
るのに必要な制御量を下記に示すように演算する。
端末１９は、変流器１７により検出された電流Ｉ及び変
成器１８により検出された電圧Ｖに基づいて送電線５に
流れる潮流値Ｐを計測するとともに、系統の周波数ｆを
計測する。これにより、中央演算装置２１は、計測用端
末１９により計測された潮流値Ｐと周波数ｆを取り込む
とともに、中央給電指令所２０により収集された系統容
量Ｗを取り込み、電力系統の周波数を適正な値に制御す
るのに必要な制御量を下記に示すように演算する。
【０００５】 ＱL ＝ （Ｐ−ＫL ・Δｆ・Ｗ）／（１−ＫL ・Δｆ） ・・・（１） ＱP ＝ Ｐ−ＫH ・Δｆ・Ｗ ・・・（２） ただし、ＫL は負荷遮断時の系統定数 ＫH は発電機遮断時の系統定数 因に、式（１）は、負荷を系統から切り離すことによっ
て周波数を制御する場合の制御量ＱL を示す一方、式
（２）は、発電機を系統から切り離すことによって周波
数を制御する場合の制御量ＱP を示す。
て周波数を制御する場合の制御量ＱL を示す一方、式
（２）は、発電機を系統から切り離すことによって周波
数を制御する場合の制御量ＱP を示す。
【０００６】即ち、中央演算装置２１は、系統の周波数
が異常に低下した場合には、周波数を上昇させる必要が
あるので、式（１）を演算して制御量ＱL を求め、その
制御量ＱL に相当する負荷量だけ遮断すべく、その負荷
量に見合った負荷を電力系統の負荷から選定する。例え
ば、負荷９と負荷１０を選定すると、制御量ＱL に相当
する負荷量に見合う場合には、負荷９と負荷１０が選定
され、制御端末２２，２３にトリップ信号を出力する。
そして、制御端末２２，２３は遮断器１３，１４をトリ
ップし、負荷９と負荷１０を系統から切り離し、系統の
周波数を適正な値に制御する。
が異常に低下した場合には、周波数を上昇させる必要が
あるので、式（１）を演算して制御量ＱL を求め、その
制御量ＱL に相当する負荷量だけ遮断すべく、その負荷
量に見合った負荷を電力系統の負荷から選定する。例え
ば、負荷９と負荷１０を選定すると、制御量ＱL に相当
する負荷量に見合う場合には、負荷９と負荷１０が選定
され、制御端末２２，２３にトリップ信号を出力する。
そして、制御端末２２，２３は遮断器１３，１４をトリ
ップし、負荷９と負荷１０を系統から切り離し、系統の
周波数を適正な値に制御する。
【０００７】一方、中央演算装置２１は、系統の周波数
が異常に上昇した場合には、周波数を下降させる必要が
あるので、式（２）を演算して制御量ＱP を求め、その
制御量ＱP に相当する発電量だけ遮断すべく、その発電
量に見合った発電機を電力系統の発電機から選定する。
例えば、発電機１１を選定すると、制御量ＱP に相当す
る発電量に見合う場合には、発電機１１が選定され、制
御端末２４にトリップ信号を出力する。そして、制御端
末２４は遮断器１５をトリップし、発電機１１を系統か
ら切り離し、系統の周波数を適正な値に制御する。
が異常に上昇した場合には、周波数を下降させる必要が
あるので、式（２）を演算して制御量ＱP を求め、その
制御量ＱP に相当する発電量だけ遮断すべく、その発電
量に見合った発電機を電力系統の発電機から選定する。
例えば、発電機１１を選定すると、制御量ＱP に相当す
る発電量に見合う場合には、発電機１１が選定され、制
御端末２４にトリップ信号を出力する。そして、制御端
末２４は遮断器１５をトリップし、発電機１１を系統か
ら切り離し、系統の周波数を適正な値に制御する。
【０００８】
【発明が解決しようとする課題】従来の系統安定化制御
方法は以上のように構成されているので、負荷または発
電機を系統から切り離すことによって系統の周波数を制
御するが、周波数異常に伴って各発電機のプラント特性
が不安定状態に遷移するか否かはまったく考慮されてい
ないため、単に、制御量に相当する発電量を有する発電
機等を系統から切り離すだけでは系統が不安定になる場
合があるなどの問題点があった。
方法は以上のように構成されているので、負荷または発
電機を系統から切り離すことによって系統の周波数を制
御するが、周波数異常に伴って各発電機のプラント特性
が不安定状態に遷移するか否かはまったく考慮されてい
ないため、単に、制御量に相当する発電量を有する発電
機等を系統から切り離すだけでは系統が不安定になる場
合があるなどの問題点があった。
【０００９】請求項１及び請求項２の発明は上記のよう
な問題点を解消するためになされたもので、すべての発
電機の状態を安定に維持しつつ、周波数異常を適正な周
波数に制御することができる系統安定化制御方法を得る
ことを目的とする。
な問題点を解消するためになされたもので、すべての発
電機の状態を安定に維持しつつ、周波数異常を適正な周
波数に制御することができる系統安定化制御方法を得る
ことを目的とする。
【００１０】請求項３の発明は、最適な系統制御パター
ンを効率的に選択できる系統安定化制御方法を得ること
を目的とする。
ンを効率的に選択できる系統安定化制御方法を得ること
を目的とする。
【００１１】請求項４の発明は、電力系統の状態が時々
刻々と変化する場合でも、上記目的を達成することがで
きる系統安定化制御方法を得ることを目的とする。
刻々と変化する場合でも、上記目的を達成することがで
きる系統安定化制御方法を得ることを目的とする。
【００１２】
【課題を解決するための手段】請求項１の発明に係る系
統安定化制御方法は、想定事故に対する電力系統の安定
度計算の結果から不安定状態に至る発電機が存在すると
判定された場合には、予め設定された複数の系統制御パ
ターンのうち、任意の系統制御パターンを実施したもの
と仮定して再度行った電力系統の安定度計算に基づい
て、不安定状態に至るすべての発電機を安定状態に遷移
できる系統制御パターンを選択するようにしたものであ
る。
統安定化制御方法は、想定事故に対する電力系統の安定
度計算の結果から不安定状態に至る発電機が存在すると
判定された場合には、予め設定された複数の系統制御パ
ターンのうち、任意の系統制御パターンを実施したもの
と仮定して再度行った電力系統の安定度計算に基づい
て、不安定状態に至るすべての発電機を安定状態に遷移
できる系統制御パターンを選択するようにしたものであ
る。
【００１３】請求項２の発明に係る系統安定化制御方法
は、想定事故に対する予測周波数を演算し、その予測周
波数から不安定状態に至る発電機が存在すると判定され
た場合には、予め設定された複数の系統制御パターンの
うち、任意の系統制御パターンを実施したものと仮定し
て再度演算した予測周波数に基づいて、不安定状態に至
るすべての発電機を安定状態に遷移できる系統制御パタ
ーンを選択するようにしたものである。
は、想定事故に対する予測周波数を演算し、その予測周
波数から不安定状態に至る発電機が存在すると判定され
た場合には、予め設定された複数の系統制御パターンの
うち、任意の系統制御パターンを実施したものと仮定し
て再度演算した予測周波数に基づいて、不安定状態に至
るすべての発電機を安定状態に遷移できる系統制御パタ
ーンを選択するようにしたものである。
【００１４】請求項３の発明に係る系統安定化制御方法
は、予め設定された複数の系統制御パターンのうち、優
先順位の高い系統制御パターンから順次実施したものと
仮定するようにしたものである。
は、予め設定された複数の系統制御パターンのうち、優
先順位の高い系統制御パターンから順次実施したものと
仮定するようにしたものである。
【００１５】請求項４の発明に係る系統安定化制御方法
は、想定事故に対する系統制御パターンの選択を、所定
の周期ごとに更新するようにしたものである。
は、想定事故に対する系統制御パターンの選択を、所定
の周期ごとに更新するようにしたものである。
【００１６】
【作用】請求項１の発明における系統安定化制御方法
は、想定事故に対する電力系統の安定度計算の結果から
不安定状態に至る発電機が存在すると判定された場合に
は、予め設定された複数の系統制御パターンのうち、任
意の系統制御パターンを実施したものと仮定して再度行
った電力系統の安定度計算に基づいて、不安定状態に至
るすべての発電機を安定状態に遷移できる系統制御パタ
ーンを選択するようにしたことにより、すべての発電機
の状態を安定に維持しつつ、周波数異常を適正な周波数
に制御できるようになる。
は、想定事故に対する電力系統の安定度計算の結果から
不安定状態に至る発電機が存在すると判定された場合に
は、予め設定された複数の系統制御パターンのうち、任
意の系統制御パターンを実施したものと仮定して再度行
った電力系統の安定度計算に基づいて、不安定状態に至
るすべての発電機を安定状態に遷移できる系統制御パタ
ーンを選択するようにしたことにより、すべての発電機
の状態を安定に維持しつつ、周波数異常を適正な周波数
に制御できるようになる。
【００１７】請求項２の発明における系統安定化制御方
法は、想定事故に対する予測周波数を演算し、その予測
周波数から不安定状態に至る発電機が存在すると判定さ
れた場合には、予め設定された複数の系統制御パターン
のうち、任意の系統制御パターンを実施したものと仮定
して再度演算した予測周波数に基づいて、不安定状態に
至るすべての発電機を安定状態に遷移できる系統制御パ
ターンを選択するようにしたことにより、すべての発電
機の状態を安定に維持しつつ、周波数異常を適正な周波
数に制御できるようになる。
法は、想定事故に対する予測周波数を演算し、その予測
周波数から不安定状態に至る発電機が存在すると判定さ
れた場合には、予め設定された複数の系統制御パターン
のうち、任意の系統制御パターンを実施したものと仮定
して再度演算した予測周波数に基づいて、不安定状態に
至るすべての発電機を安定状態に遷移できる系統制御パ
ターンを選択するようにしたことにより、すべての発電
機の状態を安定に維持しつつ、周波数異常を適正な周波
数に制御できるようになる。
【００１８】請求項３の発明における系統安定化制御方
法は、予め設定された複数の系統制御パターンのうち、
優先順位の高い系統制御パターンから順次実施したもの
と仮定するようにしたことにより、最適な系統制御パタ
ーンを効率的に選択されるようになる。
法は、予め設定された複数の系統制御パターンのうち、
優先順位の高い系統制御パターンから順次実施したもの
と仮定するようにしたことにより、最適な系統制御パタ
ーンを効率的に選択されるようになる。
【００１９】請求項４の発明における系統安定化制御方
法は、想定事故に対する系統制御パターンの選択を、所
定の周期ごとに更新するようにしたことにより、電力系
統の状態が時々刻々と変化する場合でも、すべての発電
機の状態を安定に維持しつつ、周波数異常を適正な周波
数に制御できるようになる。
法は、想定事故に対する系統制御パターンの選択を、所
定の周期ごとに更新するようにしたことにより、電力系
統の状態が時々刻々と変化する場合でも、すべての発電
機の状態を安定に維持しつつ、周波数異常を適正な周波
数に制御できるようになる。
【００２０】
実施例１．以下、この発明の一実施例を図について説明
する。図１はこの発明の実施例１による系統安定化制御
方法を示すフローチャートであり、図２は図１の系統安
定化制御方法を適用する周波数制御装置を示す構成図で
あり、図において、従来のものと同一符号は同一または
相当部分を示すので説明を省略する。３１は電力系統に
接続された発電機１１，１２の運転情報（発電の有無、
発電量等）を収集する中央給電指令所、３２は中央給電
指令所３１により収集された発電機１１，１２の運転情
報及び送電線５（連系線）の潮流値Ｐに基づいて想定事
故に対する発電プラント特性を考慮した電力系統の安定
度計算を行い、その安定度計算の結果から不安定状態に
至る発電機が電力系統に存在するか否かを判定し、不安
定状態に至る発電機が存在する場合には、予め設定され
た複数の系統制御パターンのうち、任意の系統制御パタ
ーンを実施したものと仮定して再度行った安定度計算の
結果に基づいて、不安定状態に至るすべての発電機を安
定状態に遷移できる系統制御パターンを選択する中央演
算装置である。
する。図１はこの発明の実施例１による系統安定化制御
方法を示すフローチャートであり、図２は図１の系統安
定化制御方法を適用する周波数制御装置を示す構成図で
あり、図において、従来のものと同一符号は同一または
相当部分を示すので説明を省略する。３１は電力系統に
接続された発電機１１，１２の運転情報（発電の有無、
発電量等）を収集する中央給電指令所、３２は中央給電
指令所３１により収集された発電機１１，１２の運転情
報及び送電線５（連系線）の潮流値Ｐに基づいて想定事
故に対する発電プラント特性を考慮した電力系統の安定
度計算を行い、その安定度計算の結果から不安定状態に
至る発電機が電力系統に存在するか否かを判定し、不安
定状態に至る発電機が存在する場合には、予め設定され
た複数の系統制御パターンのうち、任意の系統制御パタ
ーンを実施したものと仮定して再度行った安定度計算の
結果に基づいて、不安定状態に至るすべての発電機を安
定状態に遷移できる系統制御パターンを選択する中央演
算装置である。
【００２１】次に動作について説明する。まず、計測用
端末１９が、従来のものと同様に、変流器１７により検
出された電流Ｉ及び変成器１８により検出された電圧Ｖ
に基づいて送電線５に流れる潮流値Ｐを計測するととも
に、系統の周波数ｆを計測する。これにより、中央演算
装置３２は、計測用端末１９により計測された周波数ｆ
を取り込み、基準周波数に対する当該周波数ｆの変動量
を演算し、その変動量に基づいて電力系統に制御すべき
事故が発生したか否かを判定する（ステップＳＴ１）。
端末１９が、従来のものと同様に、変流器１７により検
出された電流Ｉ及び変成器１８により検出された電圧Ｖ
に基づいて送電線５に流れる潮流値Ｐを計測するととも
に、系統の周波数ｆを計測する。これにより、中央演算
装置３２は、計測用端末１９により計測された周波数ｆ
を取り込み、基準周波数に対する当該周波数ｆの変動量
を演算し、その変動量に基づいて電力系統に制御すべき
事故が発生したか否かを判定する（ステップＳＴ１）。
【００２２】そして、電力系統に事故が発生していない
と判定した場合には、計測用端末１９により計測された
潮流値Ｐと、中央給電指令所３１により収集された発電
機１１，１２の運転情報を取り込み（ステップＳＴ
２）、想定事故に対する発電プラント特性を考慮した電
力系統の安定度計算を行う（ステップＳＴ３）。ここ
で、電力系統の安定度計算自体は、周知の計算手法であ
るため詳述しないが、かかる安定度計算によって各発電
機の位相角及び周波数が計算されるので、かかる安定度
計算を行うと、各発電機について、プラントの安定性を
含めた状態が安定状態にあるのか不安定状態にあるのか
を判断することができる。
と判定した場合には、計測用端末１９により計測された
潮流値Ｐと、中央給電指令所３１により収集された発電
機１１，１２の運転情報を取り込み（ステップＳＴ
２）、想定事故に対する発電プラント特性を考慮した電
力系統の安定度計算を行う（ステップＳＴ３）。ここ
で、電力系統の安定度計算自体は、周知の計算手法であ
るため詳述しないが、かかる安定度計算によって各発電
機の位相角及び周波数が計算されるので、かかる安定度
計算を行うと、各発電機について、プラントの安定性を
含めた状態が安定状態にあるのか不安定状態にあるのか
を判断することができる。
【００２３】そして、その安定度計算の結果から不安定
状態に至る発電機が電力系統に存在するか否かを判定し
（ステップＳＴ４）、不安定状態に至る発電機が電力系
統に存在する場合には、予め設定された複数の系統制御
パターン（系統制御パターンには、遮断する負荷及び発
電機の組み合わせ、並びに制御する発電機の出力量が登
録されている）のうち、任意の系統制御パターンを実施
したものと仮定し、すべての発電機を安定状態に遷移で
きる系統制御パターンが見つかるまで繰り返し電力系統
の安定度計算を行う（ステップＳＴ５，６）。具体的に
は、複数の系統制御パターンにはそれぞれ優先順位が設
定されているので、優先順位が高い系統制御パターンか
ら順次実施したものと仮定して電力系統の安定度計算を
行い、すべての発電機を安定状態に遷移できる系統制御
パターンが見つかった時点で、安定度計算を終了する。
状態に至る発電機が電力系統に存在するか否かを判定し
（ステップＳＴ４）、不安定状態に至る発電機が電力系
統に存在する場合には、予め設定された複数の系統制御
パターン（系統制御パターンには、遮断する負荷及び発
電機の組み合わせ、並びに制御する発電機の出力量が登
録されている）のうち、任意の系統制御パターンを実施
したものと仮定し、すべての発電機を安定状態に遷移で
きる系統制御パターンが見つかるまで繰り返し電力系統
の安定度計算を行う（ステップＳＴ５，６）。具体的に
は、複数の系統制御パターンにはそれぞれ優先順位が設
定されているので、優先順位が高い系統制御パターンか
ら順次実施したものと仮定して電力系統の安定度計算を
行い、すべての発電機を安定状態に遷移できる系統制御
パターンが見つかった時点で、安定度計算を終了する。
【００２４】そして、中央演算装置３２は、すべての発
電機を安定状態に遷移できる系統制御パターンが見つか
ると、安定化制御テーブルに、当該想定事故が現実に発
生したときの事故処理パターンとして当該系統制御パタ
ーンを登録する（ステップＳＴ７）。ただし、ステップ
ＳＴ４において、不安定状態に至る発電機が電力系統に
存在しないと判定した場合には、当該想定事故が現実に
発生しても制御する必要がない旨を安定化制御テーブル
に登録する。
電機を安定状態に遷移できる系統制御パターンが見つか
ると、安定化制御テーブルに、当該想定事故が現実に発
生したときの事故処理パターンとして当該系統制御パタ
ーンを登録する（ステップＳＴ７）。ただし、ステップ
ＳＴ４において、不安定状態に至る発電機が電力系統に
存在しないと判定した場合には、当該想定事故が現実に
発生しても制御する必要がない旨を安定化制御テーブル
に登録する。
【００２５】一方、中央演算装置３２は、ステップＳＴ
１において、電力系統に事故が発生していると判定した
場合には、潮流値Ｐ，有効電力，電圧Ｖ，周波数ｆ等に
基づいて当該事故の事故点及び事故種別を特定する（ス
テップＳＴ８）。そして、当該事故の事故点及び事故種
別を特定すると、以前、ステップＳＴ３において安定度
計算を行った想定事故のなかに、当該事故と一致する想
定事故が存在するか否かを判定し（ステップＳＴ９）、
当該事故と一致する想定事故が存在する場合には、安定
化制御テーブルを参照し、一致した想定事故の系統制御
パターンを読み込む（ステップＳＴ１０）。
１において、電力系統に事故が発生していると判定した
場合には、潮流値Ｐ，有効電力，電圧Ｖ，周波数ｆ等に
基づいて当該事故の事故点及び事故種別を特定する（ス
テップＳＴ８）。そして、当該事故の事故点及び事故種
別を特定すると、以前、ステップＳＴ３において安定度
計算を行った想定事故のなかに、当該事故と一致する想
定事故が存在するか否かを判定し（ステップＳＴ９）、
当該事故と一致する想定事故が存在する場合には、安定
化制御テーブルを参照し、一致した想定事故の系統制御
パターンを読み込む（ステップＳＴ１０）。
【００２６】そして、最後に、中央演算装置３２は、一
致した想定事故の系統制御パターンを読み込むと、当該
系統制御パターンに基づいて制御端末２２〜２５にトリ
ップ信号あるいは発電機制御信号を出力する。これによ
り、制御端末２２〜２５は、負荷又は発電機を遮断し、
あるいは、発電機の出力量を制御する（ステップＳＴ１
１）。
致した想定事故の系統制御パターンを読み込むと、当該
系統制御パターンに基づいて制御端末２２〜２５にトリ
ップ信号あるいは発電機制御信号を出力する。これによ
り、制御端末２２〜２５は、負荷又は発電機を遮断し、
あるいは、発電機の出力量を制御する（ステップＳＴ１
１）。
【００２７】以上より、この実施例１によれば、想定事
故に対する電力系統の安定度計算の結果から不安定状態
に至る発電機が存在すると判定された場合には、予め設
定された複数の系統制御パターンのうち、任意の系統制
御パターンを実施したものと仮定して再度行った電力系
統の安定度計算に基づいて、不安定状態に至るすべての
発電機を安定状態に遷移できる系統制御パターンを選択
するようにしているので、周波数異常に伴って不安定状
態に至る発電機を安定状態に遷移させつつ、周波数異常
を適正な周波数に制御することができ、その結果、電力
系統を安定に保つことができる効果を奏する。
故に対する電力系統の安定度計算の結果から不安定状態
に至る発電機が存在すると判定された場合には、予め設
定された複数の系統制御パターンのうち、任意の系統制
御パターンを実施したものと仮定して再度行った電力系
統の安定度計算に基づいて、不安定状態に至るすべての
発電機を安定状態に遷移できる系統制御パターンを選択
するようにしているので、周波数異常に伴って不安定状
態に至る発電機を安定状態に遷移させつつ、周波数異常
を適正な周波数に制御することができ、その結果、電力
系統を安定に保つことができる効果を奏する。
【００２８】なお、ステップＳＴ１〜ステップＳＴ７に
おいて行った系統制御テーブルの登録であるが、電力系
統の状態は時々刻々と変化し、電力系統の状態が変化す
ると、以前に登録した系統制御テーブルは想定事故に対
して適正なものでなくなってしまう場合があるので、常
に、適正な系統制御テーブルを選択できるようにすべ
く、想定事故に対する系統制御パターンの登録を、所定
の周期（数秒〜数分）ごとに更新するようにしている。
これにより、電力系統の状態が時々刻々と変化する場合
でも、すべての発電機の状態を安定に維持しつつ、周波
数異常を適正な周波数に制御できるようになる効果を奏
する。
おいて行った系統制御テーブルの登録であるが、電力系
統の状態は時々刻々と変化し、電力系統の状態が変化す
ると、以前に登録した系統制御テーブルは想定事故に対
して適正なものでなくなってしまう場合があるので、常
に、適正な系統制御テーブルを選択できるようにすべ
く、想定事故に対する系統制御パターンの登録を、所定
の周期（数秒〜数分）ごとに更新するようにしている。
これにより、電力系統の状態が時々刻々と変化する場合
でも、すべての発電機の状態を安定に維持しつつ、周波
数異常を適正な周波数に制御できるようになる効果を奏
する。
【００２９】実施例２．上記実施例１では、想定事故に
対する電力系統の安定度計算を行い、安定度計算の結果
から不安定状態に至る発電機が電力系統に存在するか否
かを判定するものについて示したが、想定事故に対する
予測周波数を演算し、その予測周波数からそのプラント
状態が不安定状態に至る発電機が電力系統に存在するか
否かを判定するようにしてもよく、上記実施例１と同様
の効果を奏する。因に、図３はこの発明の実施例２によ
る系統安定化制御方法を示すフローチャートである。
対する電力系統の安定度計算を行い、安定度計算の結果
から不安定状態に至る発電機が電力系統に存在するか否
かを判定するものについて示したが、想定事故に対する
予測周波数を演算し、その予測周波数からそのプラント
状態が不安定状態に至る発電機が電力系統に存在するか
否かを判定するようにしてもよく、上記実施例１と同様
の効果を奏する。因に、図３はこの発明の実施例２によ
る系統安定化制御方法を示すフローチャートである。
【００３０】次に動作について説明する。図３におい
て、ステップＳＴ２１〜２４以外は、上記実施例１と同
様であるので、ステップＳＴ２１〜２４についてのみ説
明する。即ち、中央演算装置３２は、計測用端末１９に
より計測された潮流値Ｐと、中央給電指令所３１により
収集された発電機１１，１２の運転情報を取り込むと
（ステップＳＴ２）、想定事故に対する予測周波数ΔＦ
を下記に示すように演算する（ステップＳＴ２１）。 ΔＦ ＝ Ｐ／｛ＫHG・ＰOG＋ＫHL（ＰOG−Ｐ）｝ ・・・（３） ただし、ＰOGは、自系統内の発電機の総発電量 ＫHGは、自系統内の発電機の系統定数 ＫHLは、自系統内の負荷の系統定数
て、ステップＳＴ２１〜２４以外は、上記実施例１と同
様であるので、ステップＳＴ２１〜２４についてのみ説
明する。即ち、中央演算装置３２は、計測用端末１９に
より計測された潮流値Ｐと、中央給電指令所３１により
収集された発電機１１，１２の運転情報を取り込むと
（ステップＳＴ２）、想定事故に対する予測周波数ΔＦ
を下記に示すように演算する（ステップＳＴ２１）。 ΔＦ ＝ Ｐ／｛ＫHG・ＰOG＋ＫHL（ＰOG−Ｐ）｝ ・・・（３） ただし、ＰOGは、自系統内の発電機の総発電量 ＫHGは、自系統内の発電機の系統定数 ＫHLは、自系統内の負荷の系統定数
【００３１】そして、中央演算装置３２は、その演算し
た予測周波数ΔＦから不安定状態に至る発電機が電力系
統に存在するか否かを判定する（ステップＳＴ２２）。
具体的には、事故発生前の発電機の運転出力ＰG と予測
周波数ΔＦ（事故発生後の仕上がり周波数）の間には、
図４に示す関係があるので、領域境界線（図４の点線）
を越えて予測周波数ΔＦの値が大きくなった場合には、
当該発電機のプラント状態（以後、発電機の安定性はそ
のプラント状態を示すものとする）は不安定状態に至る
ことが予想される。
た予測周波数ΔＦから不安定状態に至る発電機が電力系
統に存在するか否かを判定する（ステップＳＴ２２）。
具体的には、事故発生前の発電機の運転出力ＰG と予測
周波数ΔＦ（事故発生後の仕上がり周波数）の間には、
図４に示す関係があるので、領域境界線（図４の点線）
を越えて予測周波数ΔＦの値が大きくなった場合には、
当該発電機のプラント状態（以後、発電機の安定性はそ
のプラント状態を示すものとする）は不安定状態に至る
ことが予想される。
【００３２】そして、予測周波数ΔＦの演算結果より、
不安定状態に至る発電機が電力系統に存在すると判定し
た場合には、予め設定された複数の系統制御パターンの
うち、優先順位が高い系統制御パターンから順次実施し
たものと仮定し、すべての発電機を安定状態に遷移でき
る系統制御パターンが見つかるまで繰り返し予測周波数
ΔＦの演算を行う（ステップＳＴ２３，２４）。即ち、
当該系統制御パターンを実施した場合の制御量をＱと
し、制御後の予測周波数ΔＦを下記に示すように演算す
る。 ΔＦ ＝ （Ｐ−Ｑ）／｛ＫHG（ＰOG−Ｑ）＋ＫHL（ＰOG−Ｐ）｝ ・・・（４）
不安定状態に至る発電機が電力系統に存在すると判定し
た場合には、予め設定された複数の系統制御パターンの
うち、優先順位が高い系統制御パターンから順次実施し
たものと仮定し、すべての発電機を安定状態に遷移でき
る系統制御パターンが見つかるまで繰り返し予測周波数
ΔＦの演算を行う（ステップＳＴ２３，２４）。即ち、
当該系統制御パターンを実施した場合の制御量をＱと
し、制御後の予測周波数ΔＦを下記に示すように演算す
る。 ΔＦ ＝ （Ｐ−Ｑ）／｛ＫHG（ＰOG−Ｑ）＋ＫHL（ＰOG−Ｐ）｝ ・・・（４）
【００３３】そして、中央演算装置３２は、その演算し
た予測周波数ΔＦから不安定状態に至る発電機のすべて
が安定状態に遷移できるか否かを図４の関係から判定
し、すべての発電機を安定状態に遷移できる系統制御パ
ターンが見つかると、安定化制御テーブルに、当該想定
事故が現実に発生したときの事故処理パターンとして当
該系統制御パターンを登録する（ステップＳＴ７）。以
下、上記実施例１と同様であるため説明を省略する。
た予測周波数ΔＦから不安定状態に至る発電機のすべて
が安定状態に遷移できるか否かを図４の関係から判定
し、すべての発電機を安定状態に遷移できる系統制御パ
ターンが見つかると、安定化制御テーブルに、当該想定
事故が現実に発生したときの事故処理パターンとして当
該系統制御パターンを登録する（ステップＳＴ７）。以
下、上記実施例１と同様であるため説明を省略する。
【００３４】以上より、この実施例２によれば、想定事
故に対する予測周波数ΔＦを演算し、その予測周波数Δ
Ｆから不安定状態に至る発電機が存在すると判定された
場合には、予め設定された複数の系統制御パターンのう
ち、任意の系統制御パターンを実施したものと仮定して
再度演算した予測周波数ΔＦに基づいて、不安定状態に
至るすべての発電機を安定状態に遷移できる系統制御パ
ターンを選択するようにしているので、周波数異常に伴
って不安定状態に至る発電機を安定状態に遷移させつ
つ、周波数異常を適正な周波数に制御することができ、
その結果、電力系統を安定に保つことができる効果を奏
する。
故に対する予測周波数ΔＦを演算し、その予測周波数Δ
Ｆから不安定状態に至る発電機が存在すると判定された
場合には、予め設定された複数の系統制御パターンのう
ち、任意の系統制御パターンを実施したものと仮定して
再度演算した予測周波数ΔＦに基づいて、不安定状態に
至るすべての発電機を安定状態に遷移できる系統制御パ
ターンを選択するようにしているので、周波数異常に伴
って不安定状態に至る発電機を安定状態に遷移させつ
つ、周波数異常を適正な周波数に制御することができ、
その結果、電力系統を安定に保つことができる効果を奏
する。
【００３５】実施例３．上記実施例２では、事故発生前
の発電機の運転出力ＰG と予測周波数ΔＦ（事故発生後
の仕上がり周波数）の間の関係から発電機の状態を判定
するものについて示したが、事故発生前の発電機の運転
出力ＰG と予測周波数ΔＦ（事故発生後のピーク周波
数）の間の関係から発電機の状態を判定するようにして
もよく、上記実施例２と同様の効果を奏する（なお、言
うまでもないが、実施例２，３における双方の関係から
発電機の状態を判定するようにしてもよい）。
の発電機の運転出力ＰG と予測周波数ΔＦ（事故発生後
の仕上がり周波数）の間の関係から発電機の状態を判定
するものについて示したが、事故発生前の発電機の運転
出力ＰG と予測周波数ΔＦ（事故発生後のピーク周波
数）の間の関係から発電機の状態を判定するようにして
もよく、上記実施例２と同様の効果を奏する（なお、言
うまでもないが、実施例２，３における双方の関係から
発電機の状態を判定するようにしてもよい）。
【００３６】即ち、事故発生前の発電機の運転出力ＰG
と予測周波数ΔＦ（事故発生後のピーク周波数）の間に
は、図５に示す関係があるので、発電機安定判別値Ｐ
MIN と領域境界線Ｓ（ＰG ）に囲まれた領域（図５参
照）に該当する場合には、当該発電機は不安定状態に至
ることが予想される。因に、領域境界線Ｓ（ＰG ）は下
式より特定され、発電機安定判別値ＰMIN は事故前にシ
ミュレーションを行うことにより特定される。 Ｓ（ＰG ） ＝ ａ×ＰG ＋ｂ ・・・（５） ただし、ａ，ｂは発電機固有の定数
と予測周波数ΔＦ（事故発生後のピーク周波数）の間に
は、図５に示す関係があるので、発電機安定判別値Ｐ
MIN と領域境界線Ｓ（ＰG ）に囲まれた領域（図５参
照）に該当する場合には、当該発電機は不安定状態に至
ることが予想される。因に、領域境界線Ｓ（ＰG ）は下
式より特定され、発電機安定判別値ＰMIN は事故前にシ
ミュレーションを行うことにより特定される。 Ｓ（ＰG ） ＝ ａ×ＰG ＋ｂ ・・・（５） ただし、ａ，ｂは発電機固有の定数
【００３７】実施例４．上記実施例２では、自系統内の
発電機の系統定数ＫHGを固定値として扱い、系統定数Ｋ
HGの求め方については特に言及しなかったが、発電機の
系統定数ＫHGは、自系統内の発電機の総発電量ＰOG，併
入発電機の慣性定数の合計値Ｍ及び送電線５（連系線）
の潮流値Ｐにより特定されるので、これらによって、適
宜、発電機の系統定数ＫHGを求めれば、上記実施例２よ
り更に精度よく、発電機の安定判別が可能になる。因
に、発電機の系統定数ＫHGは下式より特定され、発電機
の系統定数ＫHGと、自系統内の発電機の総発電量ＰOGを
併入発電機の慣性定数の合計値Ｍで除算したものの間に
は、図６に示す関係がある。
発電機の系統定数ＫHGを固定値として扱い、系統定数Ｋ
HGの求め方については特に言及しなかったが、発電機の
系統定数ＫHGは、自系統内の発電機の総発電量ＰOG，併
入発電機の慣性定数の合計値Ｍ及び送電線５（連系線）
の潮流値Ｐにより特定されるので、これらによって、適
宜、発電機の系統定数ＫHGを求めれば、上記実施例２よ
り更に精度よく、発電機の安定判別が可能になる。因
に、発電機の系統定数ＫHGは下式より特定され、発電機
の系統定数ＫHGと、自系統内の発電機の総発電量ＰOGを
併入発電機の慣性定数の合計値Ｍで除算したものの間に
は、図６に示す関係がある。
【００３８】 ＫHG ＝ ｃ・ＰOG／Ｍ ＋ ｄ・Ｐ ・・・（６） ただし、ｃ，ｄは所定の係数であり、シミュレーション
の結果から特定される。
の結果から特定される。
【００３９】実施例５．上記実施例４では、自系統内の
発電機の総発電量ＰOG，併入発電機の慣性定数の合計値
Ｍ等を用いて、発電機の系統定数ＫHGを特定するものに
ついて示したが、中央給電指令所３１では、自系統内の
他施設の発電情報を正確に把握することは困難であるの
で、自系統内の代表発電機群の総発電量ＰOG1 と併入代
表発電機の慣性定数の合計値Ｍ1 によって代用するよう
にしてもよく、上記実施例４と同様の効果を奏する。こ
れにより、簡単に発電機の系統定数ＫHGを特定すること
ができ、極めて実用的なものとなる効果を奏する。
発電機の総発電量ＰOG，併入発電機の慣性定数の合計値
Ｍ等を用いて、発電機の系統定数ＫHGを特定するものに
ついて示したが、中央給電指令所３１では、自系統内の
他施設の発電情報を正確に把握することは困難であるの
で、自系統内の代表発電機群の総発電量ＰOG1 と併入代
表発電機の慣性定数の合計値Ｍ1 によって代用するよう
にしてもよく、上記実施例４と同様の効果を奏する。こ
れにより、簡単に発電機の系統定数ＫHGを特定すること
ができ、極めて実用的なものとなる効果を奏する。
【００４０】因に、発電機の系統定数ＫHGは下式より特
定され、発電機の系統定数ＫHGと、自系統内の代表発電
機群の総発電量ＰOG1 を併入代表発電機の慣性定数の合
計値Ｍ1 で除算したものの間には、図７に示す関係があ
る。 ＫHG ＝ ｅ・ＰOG1 ／Ｍ1 ＋ ｈ・Ｐ ・・・（７） ただし、ｅ，ｈは所定の係数であり、シミュレーション
の結果から特定される。
定され、発電機の系統定数ＫHGと、自系統内の代表発電
機群の総発電量ＰOG1 を併入代表発電機の慣性定数の合
計値Ｍ1 で除算したものの間には、図７に示す関係があ
る。 ＫHG ＝ ｅ・ＰOG1 ／Ｍ1 ＋ ｈ・Ｐ ・・・（７） ただし、ｅ，ｈは所定の係数であり、シミュレーション
の結果から特定される。
【００４１】
【発明の効果】以上のように、請求項１の発明によれ
ば、想定事故に対する電力系統の安定度計算の結果から
不安定状態に至る発電機が存在すると判定された場合に
は、予め設定された複数の系統制御パターンのうち、任
意の系統制御パターンを実施したものと仮定して再度行
った電力系統の安定度計算に基づいて、不安定状態に至
るすべての発電機を安定状態に遷移できる系統制御パタ
ーンを選択するように構成したので、周波数異常に伴っ
て不安定状態に至る発電機を安定状態に遷移させつつ、
周波数異常を適正な周波数に制御することができ、その
結果、電力系統を安定に維持できる効果がある。
ば、想定事故に対する電力系統の安定度計算の結果から
不安定状態に至る発電機が存在すると判定された場合に
は、予め設定された複数の系統制御パターンのうち、任
意の系統制御パターンを実施したものと仮定して再度行
った電力系統の安定度計算に基づいて、不安定状態に至
るすべての発電機を安定状態に遷移できる系統制御パタ
ーンを選択するように構成したので、周波数異常に伴っ
て不安定状態に至る発電機を安定状態に遷移させつつ、
周波数異常を適正な周波数に制御することができ、その
結果、電力系統を安定に維持できる効果がある。
【００４２】請求項２の発明によれば、想定事故に対す
る予測周波数を演算し、その予測周波数から不安定状態
に至る発電機が存在すると判定された場合には、予め設
定された複数の系統制御パターンのうち、任意の系統制
御パターンを実施したものと仮定して再度演算した予測
周波数に基づいて、不安定状態に至るすべての発電機を
安定状態に遷移できる系統制御パターンを選択するよう
に構成したので、周波数異常に伴って不安定状態に至る
発電機を安定状態に遷移させつつ、周波数異常を適正な
周波数に制御することができ、その結果、電力系統を安
定に維持できる効果がある。
る予測周波数を演算し、その予測周波数から不安定状態
に至る発電機が存在すると判定された場合には、予め設
定された複数の系統制御パターンのうち、任意の系統制
御パターンを実施したものと仮定して再度演算した予測
周波数に基づいて、不安定状態に至るすべての発電機を
安定状態に遷移できる系統制御パターンを選択するよう
に構成したので、周波数異常に伴って不安定状態に至る
発電機を安定状態に遷移させつつ、周波数異常を適正な
周波数に制御することができ、その結果、電力系統を安
定に維持できる効果がある。
【００４３】請求項３の発明によれば、予め設定された
複数の系統制御パターンのうち、優先順位の高い系統制
御パターンから順次実施したものと仮定するように構成
したので、最適な系統制御パターンが効率的に選択され
る効果がある。
複数の系統制御パターンのうち、優先順位の高い系統制
御パターンから順次実施したものと仮定するように構成
したので、最適な系統制御パターンが効率的に選択され
る効果がある。
【００４４】請求項４の発明によれば、想定事故に対す
る系統制御パターンの選択を、所定の周期ごとに更新す
るように構成したので、電力系統の状態が時々刻々と変
化する場合でも、すべての発電機の状態を安定に維持し
つつ、周波数異常を適正な周波数に制御できる効果があ
る。
る系統制御パターンの選択を、所定の周期ごとに更新す
るように構成したので、電力系統の状態が時々刻々と変
化する場合でも、すべての発電機の状態を安定に維持し
つつ、周波数異常を適正な周波数に制御できる効果があ
る。
【図１】 この発明の実施例１による系統安定化制御方
法を示すフローチャートである。
法を示すフローチャートである。
【図２】 図１の系統安定化制御方法を適用する周波数
制御装置を示す構成図である。
制御装置を示す構成図である。
【図３】 この発明の実施例２による系統安定化制御方
法を示すフローチャートである。
法を示すフローチャートである。
【図４】 発電機の状態を説明するグラフ図である。
【図５】 発電機の状態を説明するグラフ図である。
【図６】 発電機の系統定数を説明するグラフ図であ
る。
る。
【図７】 発電機の系統定数を説明するグラフ図であ
る。
る。
【図８】 従来の系統安定化制御方法を適用する周波数
制御装置を示す構成図である。
制御装置を示す構成図である。
５ 送電線（連系線）、１１，１２ 発電機。
───────────────────────────────────────────────────── フロントページの続き (72)発明者 白石 一雄 香川県高松市丸の内２番５号 四国電力株 式会社内 (72)発明者 宮本 喜弘 香川県高松市丸の内２番５号 四国電力株 式会社内 (72)発明者 吉備 和仁 神戸市兵庫区浜山通６丁目１番１号 三菱 電機エンジニアリング株式会社神戸事業所 内 (72)発明者 服部 俊樹 神戸市兵庫区和田崎町１丁目１番２号 三 菱電機株式会社制御製作所内
Claims (4)
- 【請求項１】 電力系統に接続された発電機の運転情報
及び連系線の潮流値に基づいて想定事故に対する電力系
統の安定度計算を行い、その安定度計算の結果から不安
定状態に至る発電機が電力系統に存在するか否かを判定
し、不安定状態に至る発電機が存在する場合には、予め
設定された複数の系統制御パターンのうち、任意の系統
制御パターンを実施したものと仮定して電力系統の安定
度計算を再度行い、その安定度計算の結果に基づいて不
安定状態に至るすべての発電機を安定状態に遷移できる
系統制御パターンを選択し、当該想定事故が現実に発生
した場合には、当該系統制御パターンを実施する系統安
定化制御方法。 - 【請求項２】 電力系統に接続された発電機の運転情報
及び連系線の潮流値に基づいて想定事故に対する予測周
波数を演算し、その予測周波数から不安定状態に至る発
電機が電力系統に存在するか否かを判定し、不安定状態
に至る発電機が存在する場合には、予め設定された複数
の系統制御パターンのうち、任意の系統制御パターンを
実施したものと仮定して予測周波数を再度演算し、その
予測周波数に基づいて不安定状態に至るすべての発電機
を安定状態に遷移できる系統制御パターンを選択し、当
該想定事故が現実に発生した場合には、当該系統制御パ
ターンを実施する系統安定化制御方法。 - 【請求項３】 不安定状態に至るすべての発電機を安定
状態に遷移できる系統制御パターンを選択する際、予め
設定された複数の系統制御パターンのうち、優先順位の
高い系統制御パターンから順次実施したものと仮定する
ことを特徴とする請求項１または請求項２記載の系統安
定化制御方法。 - 【請求項４】 想定事故に対する系統制御パターンの選
択は、所定の周期ごとに更新することを特徴とする請求
項１から請求項３のうち何れか１項記載の系統安定化制
御方法。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP06237204A JP3084343B2 (ja) | 1994-09-30 | 1994-09-30 | 系統安定化制御方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP06237204A JP3084343B2 (ja) | 1994-09-30 | 1994-09-30 | 系統安定化制御方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH08103024A true JPH08103024A (ja) | 1996-04-16 |
| JP3084343B2 JP3084343B2 (ja) | 2000-09-04 |
Family
ID=17011925
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP06237204A Expired - Lifetime JP3084343B2 (ja) | 1994-09-30 | 1994-09-30 | 系統安定化制御方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP3084343B2 (ja) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2009177896A (ja) * | 2008-01-23 | 2009-08-06 | Mitsubishi Electric Corp | 系統安定化方法及び系統安定化装置 |
| JP2012170167A (ja) * | 2011-02-09 | 2012-09-06 | Tohoku Electric Power Co Inc | 電力系統安定化制御方法及びその装置 |
| JP2012170169A (ja) * | 2011-02-09 | 2012-09-06 | Tohoku Electric Power Co Inc | 電力系統安定化装置およびその制御方法 |
| CN105244865A (zh) * | 2015-07-21 | 2016-01-13 | 河南行知专利服务有限公司 | 一种电力系统安全稳定运行控制方法 |
| WO2019187359A1 (ja) * | 2018-03-30 | 2019-10-03 | 株式会社日立製作所 | 管理装置、管理方法及び管理システム |
-
1994
- 1994-09-30 JP JP06237204A patent/JP3084343B2/ja not_active Expired - Lifetime
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2009177896A (ja) * | 2008-01-23 | 2009-08-06 | Mitsubishi Electric Corp | 系統安定化方法及び系統安定化装置 |
| JP2012170167A (ja) * | 2011-02-09 | 2012-09-06 | Tohoku Electric Power Co Inc | 電力系統安定化制御方法及びその装置 |
| JP2012170169A (ja) * | 2011-02-09 | 2012-09-06 | Tohoku Electric Power Co Inc | 電力系統安定化装置およびその制御方法 |
| CN105244865A (zh) * | 2015-07-21 | 2016-01-13 | 河南行知专利服务有限公司 | 一种电力系统安全稳定运行控制方法 |
| WO2019187359A1 (ja) * | 2018-03-30 | 2019-10-03 | 株式会社日立製作所 | 管理装置、管理方法及び管理システム |
| JP2019180163A (ja) * | 2018-03-30 | 2019-10-17 | 株式会社日立製作所 | 管理装置、管理方法及び管理システム |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP3084343B2 (ja) | 2000-09-04 |
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