JPH10271686A - 電力系統の安定化装置 - Google Patents
電力系統の安定化装置Info
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- JPH10271686A JPH10271686A JP9012397A JP9012397A JPH10271686A JP H10271686 A JPH10271686 A JP H10271686A JP 9012397 A JP9012397 A JP 9012397A JP 9012397 A JP9012397 A JP 9012397A JP H10271686 A JPH10271686 A JP H10271686A
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Landscapes
- Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
- Tests Of Circuit Breakers, Generators, And Electric Motors (AREA)
Abstract
(57)【要約】
【課題】 将来の発電機の予測精度を向上し、信頼性の
高い安定化装置を得る。 【解決手段】 電力系統の任意測定点において電圧，電
流，電力を含む各種電気量を測定する系統状態測定部
と、前記系統状態測定部で測定された測定値のうち所定
時間内の測定値を用いて、系統電圧の変化が小さくなる
ように測定点から系統側を見たインピーダンスを推定す
る系統インピーダンス推定部と、前記測定点から見た発
電機側と系統側を夫々１機の等価発電機モデルで表し夫
々の等価発電機モデルについて発電機内部電圧の位相角
を含む状態量を推定する発電機動揺推定部と、推定した
状態量を用いて等価発電機モデルを表す微分方程式にお
ける制動係数，慣性定数を含むパラメータを演算する発
電機パラメータ演算部と、等価発電機モデルの微分方程
式を用いて将来の発電機の内部電圧の位相角を含む状態
量を予測する動揺予測部と、予測結果を用いて脱調判定
を行なう脱調判定部と、脱調判定部において発電機が将
来脱調すると判定した場合に脱調現象を防止するための
安定化制御を実施する安定化制御部とを備えた。
高い安定化装置を得る。 【解決手段】 電力系統の任意測定点において電圧，電
流，電力を含む各種電気量を測定する系統状態測定部
と、前記系統状態測定部で測定された測定値のうち所定
時間内の測定値を用いて、系統電圧の変化が小さくなる
ように測定点から系統側を見たインピーダンスを推定す
る系統インピーダンス推定部と、前記測定点から見た発
電機側と系統側を夫々１機の等価発電機モデルで表し夫
々の等価発電機モデルについて発電機内部電圧の位相角
を含む状態量を推定する発電機動揺推定部と、推定した
状態量を用いて等価発電機モデルを表す微分方程式にお
ける制動係数，慣性定数を含むパラメータを演算する発
電機パラメータ演算部と、等価発電機モデルの微分方程
式を用いて将来の発電機の内部電圧の位相角を含む状態
量を予測する動揺予測部と、予測結果を用いて脱調判定
を行なう脱調判定部と、脱調判定部において発電機が将
来脱調すると判定した場合に脱調現象を防止するための
安定化制御を実施する安定化制御部とを備えた。
Description
【０００１】
【発明の属する技術分野】本発明は、電力系統の事故に
よって複数の発電機が脱調する現象を検出し、一部の発
電機を電力系統から解列することにより、残りの発電機
を安定化する電力系統の安定化装置に関する。
よって複数の発電機が脱調する現象を検出し、一部の発
電機を電力系統から解列することにより、残りの発電機
を安定化する電力系統の安定化装置に関する。
【０００２】
【従来の技術】従来の安定化装置（例えば特開平８−１
２６２０５号「電力系統の安定化装置」）は、電力系統
の発電機端で測定した電気量を用いて等価発電機モデル
を推定し、この等価発電機モデルにおける発電機パラメ
ータを演算し、等価発電機モデルの微分方程式を計算す
ることにより将来の発電機の内部電圧の位相角の変化を
予測して、脱調判定及び安定化制御を実施するものであ
る。
２６２０５号「電力系統の安定化装置」）は、電力系統
の発電機端で測定した電気量を用いて等価発電機モデル
を推定し、この等価発電機モデルにおける発電機パラメ
ータを演算し、等価発電機モデルの微分方程式を計算す
ることにより将来の発電機の内部電圧の位相角の変化を
予測して、脱調判定及び安定化制御を実施するものであ
る。
【０００３】
【発明が解決しようとする課題】上記した従来の安定化
装置は、発電機の振動現象の様相や発電機パラメータな
どの演算条件及び演算結果によって、予測精度が悪くな
る場合がある。本発明は上記課題を解決するためになさ
れたものであり、将来の発電機の動揺の予測精度を向上
し、信頼性の高い電力系統の安定化装置を提供すること
をを目的としている。
装置は、発電機の振動現象の様相や発電機パラメータな
どの演算条件及び演算結果によって、予測精度が悪くな
る場合がある。本発明は上記課題を解決するためになさ
れたものであり、将来の発電機の動揺の予測精度を向上
し、信頼性の高い電力系統の安定化装置を提供すること
をを目的としている。
【０００４】
【課題を解決するための手段】本発明の［請求項１］に
係る電力系統の安定化装置は、電力系統の任意測定点に
おいて電圧，電流，電力を含む各種電気量を測定する系
統状態測定部と、前記系統状態測定部で測定された測定
値のうち所定時間内の測定値を用いて、系統電圧の変化
が小さくなるように測定点から系統側を見たインピーダ
ンスを推定する系統インピーダンス推定部と、前記測定
点から見た発電機側と系統側を夫々１機の等価発電機モ
デルで表し夫々の等価発電機モデルについて発電機内部
電圧の位相角を含む状態量を推定する発電機動揺推定部
と、推定した状態量を用いて等価発電機モデルを表す微
分方程式における制動係数，慣性定数を含むパラメータ
を演算する発電機パラメータ演算部と、等価発電機モデ
ルの微分方程式を用いて将来の発電機の内部電圧の位相
角を含む状態量を予測する動揺予測部と、予測結果を用
いて脱調判定を行なう脱調判定部と、脱調判定部におい
て発電機が将来脱調すると判定した場合に脱調現象を防
止するための安定化制御を実施する安定化制御部とを備
えた。
係る電力系統の安定化装置は、電力系統の任意測定点に
おいて電圧，電流，電力を含む各種電気量を測定する系
統状態測定部と、前記系統状態測定部で測定された測定
値のうち所定時間内の測定値を用いて、系統電圧の変化
が小さくなるように測定点から系統側を見たインピーダ
ンスを推定する系統インピーダンス推定部と、前記測定
点から見た発電機側と系統側を夫々１機の等価発電機モ
デルで表し夫々の等価発電機モデルについて発電機内部
電圧の位相角を含む状態量を推定する発電機動揺推定部
と、推定した状態量を用いて等価発電機モデルを表す微
分方程式における制動係数，慣性定数を含むパラメータ
を演算する発電機パラメータ演算部と、等価発電機モデ
ルの微分方程式を用いて将来の発電機の内部電圧の位相
角を含む状態量を予測する動揺予測部と、予測結果を用
いて脱調判定を行なう脱調判定部と、脱調判定部におい
て発電機が将来脱調すると判定した場合に脱調現象を防
止するための安定化制御を実施する安定化制御部とを備
えた。
【０００５】本発明の［請求項２］に係る電力系統の安
定化装置は、［請求項１］において、系統インピーダン
ス推定部は発電機の動揺が小さい場合には、過去の時点
に予め推定した系統インピーダンス又は予め設定した系
統インピーダンスを用いるようにした。
定化装置は、［請求項１］において、系統インピーダン
ス推定部は発電機の動揺が小さい場合には、過去の時点
に予め推定した系統インピーダンス又は予め設定した系
統インピーダンスを用いるようにした。
【０００６】本発明の［請求項３］に係る電力系統の安
定化装置は、［請求項１］において、発電機動揺推定部
は電源遮断などの系統変化によって生ずる発電機の内部
電圧の角速度の推定値が急変する誤差を、発電機の運動
方程式から導いたしきい値を用いて除去するようにし
た。
定化装置は、［請求項１］において、発電機動揺推定部
は電源遮断などの系統変化によって生ずる発電機の内部
電圧の角速度の推定値が急変する誤差を、発電機の運動
方程式から導いたしきい値を用いて除去するようにし
た。
【０００７】本発明の［請求項４］に係る電力系統の安
定化装置は、［請求項１］において、発電機パラメータ
演算部は発電機の動揺の様相に応じて、等価発電機モデ
ルのパラメータの演算条件を調整するようにした。
定化装置は、［請求項１］において、発電機パラメータ
演算部は発電機の動揺の様相に応じて、等価発電機モデ
ルのパラメータの演算条件を調整するようにした。
【０００８】本発明の［請求項５］に係る電力系統の安
定化装置は、［請求項１］において、発電機パラメータ
演算部は発電機の動揺が小さい場合には、過去の時点に
予め演算した又は予め設定した等価発電機モデルのパラ
メータ値を用いるようにした。
定化装置は、［請求項１］において、発電機パラメータ
演算部は発電機の動揺が小さい場合には、過去の時点に
予め演算した又は予め設定した等価発電機モデルのパラ
メータ値を用いるようにした。
【０００９】本発明の［請求項６］に係る電力系統の安
定化装置は、［請求項１］において、発電機パラメータ
演算部は等価発電機モデルのパラメータの演算結果がし
きい値を超える場合に、過去の時点に予め演算した又は
予め設定した等価発電機のパラメータ値を用いるように
した。
定化装置は、［請求項１］において、発電機パラメータ
演算部は等価発電機モデルのパラメータの演算結果がし
きい値を超える場合に、過去の時点に予め演算した又は
予め設定した等価発電機のパラメータ値を用いるように
した。
【００１０】本発明の［請求項７］に係る電力系統の安
定化装置は、［請求項１］において、動揺予測部は予測
した将来の発電機の位相角を含む状態量の予測値に、平
滑化処理（フィルタリング）を含む誤差対策を施すよう
にした。
定化装置は、［請求項１］において、動揺予測部は予測
した将来の発電機の位相角を含む状態量の予測値に、平
滑化処理（フィルタリング）を含む誤差対策を施すよう
にした。
【００１１】本発明の［請求項８］に係る電力系統の安
定化装置は、［請求項１］において、動揺予測部は予測
した将来の発電機の角速度が急変する誤差を、発電機の
運動方程式から導いたしきい値を用いて除去するように
した。
定化装置は、［請求項１］において、動揺予測部は予測
した将来の発電機の角速度が急変する誤差を、発電機の
運動方程式から導いたしきい値を用いて除去するように
した。
【００１２】本発明の［請求項９］に係る電力系統の安
定化装置は、［請求項１］において、動揺予測部は等価
発電機モデルの機械入力の変化を考慮して動揺予測を行
なうようにした。
定化装置は、［請求項１］において、動揺予測部は等価
発電機モデルの機械入力の変化を考慮して動揺予測を行
なうようにした。
【００１３】本発明の［請求項１０］に係る電力系統の
安定化装置は、［請求項１］において、安定化制御部は
電力系統の複数の測定点に夫々安定化装置を設置し、同
時刻あるいはほぼ同時刻に複数の安定化装置が連続して
脱調判定した場合、複数の安定化装置間で協調して安定
化制御を実施するようにした。
安定化装置は、［請求項１］において、安定化制御部は
電力系統の複数の測定点に夫々安定化装置を設置し、同
時刻あるいはほぼ同時刻に複数の安定化装置が連続して
脱調判定した場合、複数の安定化装置間で協調して安定
化制御を実施するようにした。
【００１４】
【発明の実施の形態】図１は本発明に係る電力系統の安
定化装置の構成図であり、これによって全体構成を説明
する。即ち、電力系統の安定化装置は電力系統１に設け
た測定点において電圧，電流，電力を含む電力系統の状
態量を測定する系統状態測定部２と、この測定値を用い
て系統インピーダンスを推定する系統インピーダンス推
定部３と、系統状態測定部で測定した電圧，電流，電力
及び系統インピーダンス推定部で推定した系統インピー
ダンスなどを用いて等価発電機モデルの内部電圧の位相
角などの状態量を推定する発電機動揺推定部４と、等価
発電機モデルにおける発電機パラメータを演算する発電
機パラメータ演算部５と、発電機パラメータ演算部で求
めた発電機パラメータを用いた等価発電機モデルの微分
方程式を計算することにより将来の動揺を予測する動揺
予測部６と、発電機の内部電圧の位相角の予測値を用い
て発電機の脱調現象を検出する脱調判定部７と、脱調判
定部において発電機が将来脱調すると判定した場合に脱
調現象を防止するための安定化制御を実施する安定化制
御部８とからなる。
定化装置の構成図であり、これによって全体構成を説明
する。即ち、電力系統の安定化装置は電力系統１に設け
た測定点において電圧，電流，電力を含む電力系統の状
態量を測定する系統状態測定部２と、この測定値を用い
て系統インピーダンスを推定する系統インピーダンス推
定部３と、系統状態測定部で測定した電圧，電流，電力
及び系統インピーダンス推定部で推定した系統インピー
ダンスなどを用いて等価発電機モデルの内部電圧の位相
角などの状態量を推定する発電機動揺推定部４と、等価
発電機モデルにおける発電機パラメータを演算する発電
機パラメータ演算部５と、発電機パラメータ演算部で求
めた発電機パラメータを用いた等価発電機モデルの微分
方程式を計算することにより将来の動揺を予測する動揺
予測部６と、発電機の内部電圧の位相角の予測値を用い
て発電機の脱調現象を検出する脱調判定部７と、脱調判
定部において発電機が将来脱調すると判定した場合に脱
調現象を防止するための安定化制御を実施する安定化制
御部８とからなる。
【００１５】上記した各技術手段の機能及び考え方を図
１〜図11を参照しながら以下に説明する。系統状態測定
部２は電力系統１の発電機群と残りの電力系統との間の
連系線に設け測定点Ｎにおいて、母線電圧Ｖ* と送電線
を流れる電流Ｉ* 及び有効電力Ｐを一定時間間隔、例え
ば１０ミリ秒間隔で測定する。なお、Ｖ* やＩ* などの
ように、スカラー量を表す記号の直後にアスタリスク記
号（* ）を付した変数は、大きさと位相をもったベクト
ル量であることを示す（以下同様）。
１〜図11を参照しながら以下に説明する。系統状態測定
部２は電力系統１の発電機群と残りの電力系統との間の
連系線に設け測定点Ｎにおいて、母線電圧Ｖ* と送電線
を流れる電流Ｉ* 及び有効電力Ｐを一定時間間隔、例え
ば１０ミリ秒間隔で測定する。なお、Ｖ* やＩ* などの
ように、スカラー量を表す記号の直後にアスタリスク記
号（* ）を付した変数は、大きさと位相をもったベクト
ル量であることを示す（以下同様）。
【００１６】本発明に係る電力系統の安定化装置では、
図２に示す多機系統において、特定の発電機群が系統側
の残りの発電機群に対して動揺する現象を、図３に示す
等価２機系統における動揺現象として考える。
図２に示す多機系統において、特定の発電機群が系統側
の残りの発電機群に対して動揺する現象を、図３に示す
等価２機系統における動揺現象として考える。
【００１７】特定の発電機群と系統の間の連系線上の測
定点Ｎで測定した電圧Ｖ* ，電流Ｉ* ，電力Ｐなどの電
気量が時系列的に変化する様子は、その発電機群と系統
側に属する発電機群と負荷群を総合した群との間の相対
的な動揺を反映していると考えることができる。
定点Ｎで測定した電圧Ｖ* ，電流Ｉ* ，電力Ｐなどの電
気量が時系列的に変化する様子は、その発電機群と系統
側に属する発電機群と負荷群を総合した群との間の相対
的な動揺を反映していると考えることができる。
【００１８】そこで、特定の発電機群を等価発電機モデ
ルＧとし、系統側の発電機群と負荷群をまとめたものを
等価発電機モデルＳとして図３に示すような２機の等価
発電機から構成される等価２機系統で表現する。
ルＧとし、系統側の発電機群と負荷群をまとめたものを
等価発電機モデルＳとして図３に示すような２機の等価
発電機から構成される等価２機系統で表現する。
【００１９】図３の等価２機系統において、測定点Ｎか
ら等価発電機モデルＧの内部電圧ＥG * までのインピー
ダンスＸG は測定点Ｎから発電機端子までの線路インピ
ーダンスと等価発電機モデルＧの内部インピーダンスの
和であり、予め計算しておく。
ら等価発電機モデルＧの内部電圧ＥG * までのインピー
ダンスＸG は測定点Ｎから発電機端子までの線路インピ
ーダンスと等価発電機モデルＧの内部インピーダンスの
和であり、予め計算しておく。
【００２０】一方、測定点Ｎの母線電圧Ｖ* から等価発
電機モデルＳの内部電圧ＥS * までのインピーダンスＸ
S については、測定点Ｎにおける測定値Ｖ* ，Ｉ* を用
いて推定する。このインピーダンスＸS を系統インピー
ダンスと呼び、系統インピーダンス推定部３において推
定する。
電機モデルＳの内部電圧ＥS * までのインピーダンスＸ
S については、測定点Ｎにおける測定値Ｖ* ，Ｉ* を用
いて推定する。このインピーダンスＸS を系統インピー
ダンスと呼び、系統インピーダンス推定部３において推
定する。
【００２１】ＸS は測定点Ｎにおける測定値Ｖ* ，Ｉ*
を用いて次のように推定する。等価発電機モデルＳの内
部電圧ＥS * は、(1) 式で表される。ＥS * を過渡イン
ピーダンス（Ｘd ′）の背後電圧と想定すると、ＥS *
の大きさ｜ＥS * ｜は数百ミリ程度の短時間ではその変
化分は小さいので、ある時間帯において測定したＶ*，
Ｉ* を用いて、ＥS * を推定したときの｜ＥS * ｜の変
化が小さくなるＸS が現実のモデルを表すのに適してい
る。
を用いて次のように推定する。等価発電機モデルＳの内
部電圧ＥS * は、(1) 式で表される。ＥS * を過渡イン
ピーダンス（Ｘd ′）の背後電圧と想定すると、ＥS *
の大きさ｜ＥS * ｜は数百ミリ程度の短時間ではその変
化分は小さいので、ある時間帯において測定したＶ*，
Ｉ* を用いて、ＥS * を推定したときの｜ＥS * ｜の変
化が小さくなるＸS が現実のモデルを表すのに適してい
る。
【数１】 ＥS * ＝Ｖ* −ｊＸS ・Ｉ* ……………(1)
【００２２】具体的には、図４に示すように現在時刻ｔ
k から過去ｔk −ＴS の間（時間幅ＴS ）において、い
くつかのＸS を測定して順次(1) 式によりＥS * を計算
し、最も｜ＥS * ｜の変化量ΔＥS * が小さくなるよう
なＸS を選択する。
k から過去ｔk −ＴS の間（時間幅ＴS ）において、い
くつかのＸS を測定して順次(1) 式によりＥS * を計算
し、最も｜ＥS * ｜の変化量ΔＥS * が小さくなるよう
なＸS を選択する。
【００２３】図４に示す例では｜ＥS * ｜が最も一定な
のはＸS がＸS2のとき（ＥS(XS2)）なので、時刻ｔk で
は系統インピーダンスに値ＸS2を選択する。なお、ＸS
は動揺開始後の時間帯の観測量を用いて推定し、その後
は一定値とする。あるいは、各時間ステップにおいて毎
回推定する。
のはＸS がＸS2のとき（ＥS(XS2)）なので、時刻ｔk で
は系統インピーダンスに値ＸS2を選択する。なお、ＸS
は動揺開始後の時間帯の観測量を用いて推定し、その後
は一定値とする。あるいは、各時間ステップにおいて毎
回推定する。
【００２４】図５は［請求項１］に係る電力系統の安定
化装置の処理内容を示す図である。ここで安定化装置の
系統インピーダンス推定部３では、図５に示すように測
定値Ｖ* を含む測定量の動揺周期ＴV を検出し、この動
揺周期ＴV に応じてＸS を推定するための時間幅ＴS の
長さを調整する。
化装置の処理内容を示す図である。ここで安定化装置の
系統インピーダンス推定部３では、図５に示すように測
定値Ｖ* を含む測定量の動揺周期ＴV を検出し、この動
揺周期ＴV に応じてＸS を推定するための時間幅ＴS の
長さを調整する。
【００２５】時間幅ＴS の長さを動揺周期ＴV の比率
（例えば１／５）で設定することにより、動揺周期ＴV
に応じて自動的に時間幅ＴS の長さを変更する。本実施
の形態によれば、発電機群の動揺の様相に応じて系統イ
ンピーダンスの推定条件を調整するので、精度良く系統
インピーダンスを推定できる。
（例えば１／５）で設定することにより、動揺周期ＴV
に応じて自動的に時間幅ＴS の長さを変更する。本実施
の形態によれば、発電機群の動揺の様相に応じて系統イ
ンピーダンスの推定条件を調整するので、精度良く系統
インピーダンスを推定できる。
【００２６】図６は［請求項２］に係る電力系統の安定
化装置の処理内容を示す図である。図において安定化装
置の系統インピーダンス推定部３では、時間帯における
測定値Ｖ* を含む測定量の変化量ΔＶ* が予め設定した
しきい値εよりも小さい場合には、変化量ΔＶ* がしき
い値εよりも大きい過去の時間帯に選択した、あるいは
事前に設定した値をその時間のＸS とする。
化装置の処理内容を示す図である。図において安定化装
置の系統インピーダンス推定部３では、時間帯における
測定値Ｖ* を含む測定量の変化量ΔＶ* が予め設定した
しきい値εよりも小さい場合には、変化量ΔＶ* がしき
い値εよりも大きい過去の時間帯に選択した、あるいは
事前に設定した値をその時間のＸS とする。
【００２７】例えば、図６に示すように、時刻ｔ1 にお
ける変化量ΔＶ1 * と時刻ｔ2 における変化量ΔＶ2 *
の間に、ΔＶ1 * ＞ε、かつ、ΔＶ2 * ＜εの関係があ
るとき、時刻ｔ2 においてはＸS の推定は行なわず、時
刻ｔ1 において推定したＸSを時刻ｔ2 における値とし
て用いる。又は予め設定した値を時刻ｔ2 における値と
して用いる。
ける変化量ΔＶ1 * と時刻ｔ2 における変化量ΔＶ2 *
の間に、ΔＶ1 * ＞ε、かつ、ΔＶ2 * ＜εの関係があ
るとき、時刻ｔ2 においてはＸS の推定は行なわず、時
刻ｔ1 において推定したＸSを時刻ｔ2 における値とし
て用いる。又は予め設定した値を時刻ｔ2 における値と
して用いる。
【００２８】本実施の形態によれば、発電機群の動揺が
小さいとき又は動揺が発生していないときにでも系統イ
ンピーダンスの値を保持できるので、動揺予測と脱調判
定を中断することもなく継続して行なうことができる。
小さいとき又は動揺が発生していないときにでも系統イ
ンピーダンスの値を保持できるので、動揺予測と脱調判
定を中断することもなく継続して行なうことができる。
【００２９】図３に示す等価２機系統における等価発電
機モデルＧとＳの動揺現象を、(2)式，(3) 式の微分方
程式で夫々表現する。なお、(2) 式，(3) 式は発電機の
電気的な運動特性を表すので発電機の運動方程式と呼ば
れる。
機モデルＧとＳの動揺現象を、(2)式，(3) 式の微分方
程式で夫々表現する。なお、(2) 式，(3) 式は発電機の
電気的な運動特性を表すので発電機の運動方程式と呼ば
れる。
【００３０】
【数２】
【００３１】ここで、Ｐは動揺中における電力の測定
値、Ｐ0 は定常状態における電力の測定値、ωG とωS
は角速度の定常状態からの変化分、ｄωG ／ｄｔとｄω
S ／ｄｔは夫々等価発電機モデルＧ，Ｓの角加速度、係
数ＭG ，ＤG ，ＭS ，ＤS は夫々発電機の慣性定数Ｍ、
制動係数Ｄに相当する等価発電機モデルＧ，Ｓのパラメ
ータである。
値、Ｐ0 は定常状態における電力の測定値、ωG とωS
は角速度の定常状態からの変化分、ｄωG ／ｄｔとｄω
S ／ｄｔは夫々等価発電機モデルＧ，Ｓの角加速度、係
数ＭG ，ＤG ，ＭS ，ＤS は夫々発電機の慣性定数Ｍ、
制動係数Ｄに相当する等価発電機モデルＧ，Ｓのパラメ
ータである。
【００３２】定常時における電圧Ｖ* ，電流Ｉ* ，電力
Ｐの測定値をＶ0 ∠0.0 ，Ｉ0 * ，Ｐ0 とする。即ち、
定常時に測定点において測定した電圧の位相角を基準0.
0 °とする。それを基準にして電流Ｉ* ，等価発電機モ
デルの内部電圧ＥG * ，ＥS* の位相角を定義する。動
揺中のＶ∠θの位相角θは、定常時のＶ0 ∠0.0 からの
変化分である。
Ｐの測定値をＶ0 ∠0.0 ，Ｉ0 * ，Ｐ0 とする。即ち、
定常時に測定点において測定した電圧の位相角を基準0.
0 °とする。それを基準にして電流Ｉ* ，等価発電機モ
デルの内部電圧ＥG * ，ＥS* の位相角を定義する。動
揺中のＶ∠θの位相角θは、定常時のＶ0 ∠0.0 からの
変化分である。
【００３３】したがって、発電機動揺推定部４は、等価
発電機モデルＧ，Ｓの状態量である内部電圧ＥG ∠δG
，ＥS ∠δS を夫々(4) ，(5) 式で推定する。ここで
δG ，δS は夫々の位相角である。なお、(4) ，(5) 式
の関係は図７に示すようなベクトルで表すことができ
る。
発電機モデルＧ，Ｓの状態量である内部電圧ＥG ∠δG
，ＥS ∠δS を夫々(4) ，(5) 式で推定する。ここで
δG ，δS は夫々の位相角である。なお、(4) ，(5) 式
の関係は図７に示すようなベクトルで表すことができ
る。
【００３４】
【数３】 ＥG ∠δG ＝Ｖ* ＋ｊＸG ・Ｉ* ………………(4) ＥS ∠δS ＝Ｖ* −ｊＸS ・Ｉ* ………………(5) ただし、ＥG * ＝ＥG ∠δG ，ＥS * ＝ＥS ∠δS であ
る。Ｉ* ，Ｖ* ，Ｅ* は複素数であることを示す。ｊは
複素数を示す。
る。Ｉ* ，Ｖ* ，Ｅ* は複素数であることを示す。ｊは
複素数を示す。
【００３５】又、連系線の電力Ｐと内部電圧の関係は
(6) 式で表される。等価発電機モデルＧとＳについてｔ
k 時点における内部電圧の位相角の推定値をδGk，δSk
とすると、各発電機の角速度ωGk，ωSkは測定間隔Δｔ
のδGk，δSkの偏差で表し、(7) ，(8) 式で計算する。
ここで、単位は全てＰＵに統一する。例えば、50Ｈｚの
場合、1.0 ［ＰＵ］＝２×π×50.0［ラジアン］であ
る。
(6) 式で表される。等価発電機モデルＧとＳについてｔ
k 時点における内部電圧の位相角の推定値をδGk，δSk
とすると、各発電機の角速度ωGk，ωSkは測定間隔Δｔ
のδGk，δSkの偏差で表し、(7) ，(8) 式で計算する。
ここで、単位は全てＰＵに統一する。例えば、50Ｈｚの
場合、1.0 ［ＰＵ］＝２×π×50.0［ラジアン］であ
る。
【００３６】
【数４】
【００３７】［請求項３］に係る電力系統の安定化装置
は、系統状態が急変した場合の対処に関するものであ
り、この場合であっても発電機の角速度を正しく推定し
ようとするものである。
は、系統状態が急変した場合の対処に関するものであ
り、この場合であっても発電機の角速度を正しく推定し
ようとするものである。
【００３８】この場合、安定化装置の発電機動揺推定部
４では、電源制限などにより系統状態が変化した際に、
(7) ，(8) 式で計算した等価発電機モデルＧ，Ｓの角速
度ωGk，ωSkが、１ステップ前の値ωGk-1，ωSk-1に対
して急激に変化する誤差（異常値）を、以下に示す発電
機の運動方程式(7) ，(8) 式の関係から導いたしきい値
を用いたリミット処理により除去する。
４では、電源制限などにより系統状態が変化した際に、
(7) ，(8) 式で計算した等価発電機モデルＧ，Ｓの角速
度ωGk，ωSkが、１ステップ前の値ωGk-1，ωSk-1に対
して急激に変化する誤差（異常値）を、以下に示す発電
機の運動方程式(7) ，(8) 式の関係から導いたしきい値
を用いたリミット処理により除去する。
【００３９】図８は系統状態の変化と角速度の急変の関
係を示す図であり、図８に示すように、系統状態が変化
したとき、位相角δはΔＴ間で不連続的に変化する。こ
のため、(7) ，(8) 式で計算される角速度ωは非常に大
きな値になる。しかし、発電機の角速度ωは(2) ，(3)
式で表されることから、物理的に変化し得るおよその範
囲が決まっている。
係を示す図であり、図８に示すように、系統状態が変化
したとき、位相角δはΔＴ間で不連続的に変化する。こ
のため、(7) ，(8) 式で計算される角速度ωは非常に大
きな値になる。しかし、発電機の角速度ωは(2) ，(3)
式で表されることから、物理的に変化し得るおよその範
囲が決まっている。
【００４０】そこで、角速度ωがΔＴ間に変化し得る最
大の変化量Δωmax を、電力Ｐが最も大きく変化したと
きのΔωであると想定し、近似的に(9) 式で表す。(9)
式において、Ｐmax は電力Ｐの最大値であり、(10)式で
求められる。
大の変化量Δωmax を、電力Ｐが最も大きく変化したと
きのΔωであると想定し、近似的に(9) 式で表す。(9)
式において、Ｐmax は電力Ｐの最大値であり、(10)式で
求められる。
【００４１】
【数５】
【００４２】時刻ｋにおいて、変化量Δωk がしきい値
Δωmaxkと(11)式の関係にあるとき、角速度ωk は物理
的に変化し得る範囲を超えていることを表す。そこで、
(11)式の関係が成り立つときには、(12)式を用いて角速
度ωk を計算することにより、系統状態が変化したとき
の急変値（異常値）を除去する。
Δωmaxkと(11)式の関係にあるとき、角速度ωk は物理
的に変化し得る範囲を超えていることを表す。そこで、
(11)式の関係が成り立つときには、(12)式を用いて角速
度ωk を計算することにより、系統状態が変化したとき
の急変値（異常値）を除去する。
【００４３】
【数６】
【００４４】上記実施の形態によれば、系統状態が急変
した場合でも、発電機の角速度を正しく推定できるの
で、精度よく発電機の動揺を予測することができる。
した場合でも、発電機の角速度を正しく推定できるの
で、精度よく発電機の動揺を予測することができる。
【００４５】［請求項４］に係る電力系統の安定化装置
は、発電機の動揺に応じて発電機のパラメータの演算条
件を調整するようにしたものである。図９は安定化装置
のパラメータ推定のための測定区間と動揺の予測区間の
時間的関係を示す図である。
は、発電機の動揺に応じて発電機のパラメータの演算条
件を調整するようにしたものである。図９は安定化装置
のパラメータ推定のための測定区間と動揺の予測区間の
時間的関係を示す図である。
【００４６】発電機パラメータ演算部５は図９に示すよ
うに、（ｔ0 −ＴM ）時点から現時点ｔ0 までの測定区
間ＴM に測定したＶ* ，Ｉ* ，Ｐの時系列的な変化と、
等価発電機モデルを用いて動揺を予測した時に得られる
Ｖ* ，Ｉ* ，Ｐの変化ができるだけ一致するように、系
統状態測定部２が測定したＶ* ，Ｉ* ，Ｐ及び発電機動
揺推定部４が推定したδ，ωなどを用いて、等価発電機
モデルにおけるパラメータＭ，Ｄを求める。
うに、（ｔ0 −ＴM ）時点から現時点ｔ0 までの測定区
間ＴM に測定したＶ* ，Ｉ* ，Ｐの時系列的な変化と、
等価発電機モデルを用いて動揺を予測した時に得られる
Ｖ* ，Ｉ* ，Ｐの変化ができるだけ一致するように、系
統状態測定部２が測定したＶ* ，Ｉ* ，Ｐ及び発電機動
揺推定部４が推定したδ，ωなどを用いて、等価発電機
モデルにおけるパラメータＭ，Ｄを求める。
【００４７】以下、等価発電機モデルＧにおけるパラメ
ータＭG ，ＤG の計算方法を述べる。ここで、添え字Ｇ
は省略する。又、等価発電機モデルＳのパラメータＭS
，ＤS の計算方法は電力Ｐの符号が逆になるが、等価
発電機モデルＧの場合と同様に計算できるので説明を省
略する。
ータＭG ，ＤG の計算方法を述べる。ここで、添え字Ｇ
は省略する。又、等価発電機モデルＳのパラメータＭS
，ＤS の計算方法は電力Ｐの符号が逆になるが、等価
発電機モデルＧの場合と同様に計算できるので説明を省
略する。
【００４８】(2) 式において角速度ωは、(4) 式で推定
した位相角δを用いて(7) 式でΔｔ間隔の差分を計算し
た値、更にω* はωの差分を計算した値である。そのた
め、動揺が小さい場合ω* は位相角δの差し引きを２回
行なうので、相対的な誤差の割合が大きくなる。そこ
で、誤差の影響を防止するために、差分の計算を１回少
なくするように(2) 式を積分した(14)式を用いてパラメ
ータＭ，Ｄを演算する。
した位相角δを用いて(7) 式でΔｔ間隔の差分を計算し
た値、更にω* はωの差分を計算した値である。そのた
め、動揺が小さい場合ω* は位相角δの差し引きを２回
行なうので、相対的な誤差の割合が大きくなる。そこ
で、誤差の影響を防止するために、差分の計算を１回少
なくするように(2) 式を積分した(14)式を用いてパラメ
ータＭ，Ｄを演算する。
【００４９】図10は安定化装置のパラメータ推定におけ
る積分区間を示す図であり、図10に示すようにｔ1 から
ｔ2 までの区間（積分区間）で(2) 式の両辺を積分す
る。(14)式は(15)式のように表すことができる。ここ
で、Δωは時刻ｔ1 からｔ2 までの間に変化した角速度
の変化分、Δδは時刻ｔ1 からｔ2 までの位相角の変化
分である。したがって、(14)式は時刻ｔ1 とｔ2 の角速
度ωと位相角δを用いて(16)式で表される。ここで添え
字t2はｔ2 時点の値であることを示す。
る積分区間を示す図であり、図10に示すようにｔ1 から
ｔ2 までの区間（積分区間）で(2) 式の両辺を積分す
る。(14)式は(15)式のように表すことができる。ここ
で、Δωは時刻ｔ1 からｔ2 までの間に変化した角速度
の変化分、Δδは時刻ｔ1 からｔ2 までの位相角の変化
分である。したがって、(14)式は時刻ｔ1 とｔ2 の角速
度ωと位相角δを用いて(16)式で表される。ここで添え
字t2はｔ2 時点の値であることを示す。
【００５０】
【数７】
【００５１】次に、時間刻みをΔｔとし、現在時点ｔk
の角速度をωk ，位相角をδk とおいて、(16)式を(17)
式で表す。ここで、ｍは積分区間ＴM におけるサンプリ
ングの数、（ｔ2 −ｔ1 ）／Δｔ−１である。
の角速度をωk ，位相角をδk とおいて、(16)式を(17)
式で表す。ここで、ｍは積分区間ＴM におけるサンプリ
ングの数、（ｔ2 −ｔ1 ）／Δｔ−１である。
【数８】
【００５２】(17)式の関係を長さｎ・Δｔの測定区間に
おけるｔk ，ｔk-1 ，ｔk-2 ，…，ｔk-n+1 について求
めると、(18)式に示すｎ個の方程式が得られる。
おけるｔk ，ｔk-1 ，ｔk-2 ，…，ｔk-n+1 について求
めると、(18)式に示すｎ個の方程式が得られる。
【数９】
【００５３】(17)式から最小二乗法を用いてパラメータ
Ｍ，Ｄを計算するための評価関数(19)式を定義する。
Ｍ，Ｄを計算するための評価関数(19)式を定義する。
【数10】
【００５４】最小二乗法により等価発電機モデルのパラ
メータＭ，Ｄを求める場合、(19)式の値が最小になる
Ｍ，Ｄ、つまり、測定区間の動揺を最も正確に表すこと
のできる方程式のＭ，Ｄは、(19)式をＭ，Ｄで偏微分し
て夫々0.0 とおいた方程式を解くことにより計算でき
る。即ち、(20)式，(21)式の連立方程式を解く。このと
き変数Ａ11，Ａ12，Ａ21，Ａ22，Ｂ1 ，Ｂ2 を(22)式〜
(27)式とすれば、(28)式の連立方程式を解けば、パラメ
ータＭ，Ｄを計算できる。
メータＭ，Ｄを求める場合、(19)式の値が最小になる
Ｍ，Ｄ、つまり、測定区間の動揺を最も正確に表すこと
のできる方程式のＭ，Ｄは、(19)式をＭ，Ｄで偏微分し
て夫々0.0 とおいた方程式を解くことにより計算でき
る。即ち、(20)式，(21)式の連立方程式を解く。このと
き変数Ａ11，Ａ12，Ａ21，Ａ22，Ｂ1 ，Ｂ2 を(22)式〜
(27)式とすれば、(28)式の連立方程式を解けば、パラメ
ータＭ，Ｄを計算できる。
【００５５】
【数11】
【００５６】等価発電機モデルＧの慣性定数に相当する
パラメータＭG は、等価発電機モデルＧに含まれる発電
機の特性定数から計算することも可能である。パラメー
タＭが既知である場合、(2) 式において未知のパラメー
タはＤG だけである。
パラメータＭG は、等価発電機モデルＧに含まれる発電
機の特性定数から計算することも可能である。パラメー
タＭが既知である場合、(2) 式において未知のパラメー
タはＤG だけである。
【００５７】パラメータＭが既知の場合のパラメータＤ
G の計算方法について以下に示す。ここで、添え字Ｇは
省略する。Ｄだけを最小二乗法によって決める場合、(1
9)式をＤで偏微分して０．０とおいた方程式を解くこと
により計算できる。
G の計算方法について以下に示す。ここで、添え字Ｇは
省略する。Ｄだけを最小二乗法によって決める場合、(1
9)式をＤで偏微分して０．０とおいた方程式を解くこと
により計算できる。
【００５８】即ち、(29)式を解くことができる。ここ
で、Ａ12，Ａ22，Ｂ2 は(23)，(25)，(27)式で夫々表さ
れる。以上の計算式によりパラメータＭ，Ｄを計算しな
がら、測定時間帯をずらしていけば各時間帯におけるパ
ラメータＭ，Ｄを得ることができる。
で、Ａ12，Ａ22，Ｂ2 は(23)，(25)，(27)式で夫々表さ
れる。以上の計算式によりパラメータＭ，Ｄを計算しな
がら、測定時間帯をずらしていけば各時間帯におけるパ
ラメータＭ，Ｄを得ることができる。
【数12】
【００５９】［請求項４］に係る電力系統の安定化装置
は、発電機パラメータ演算部５では、発電機の角速度ω
などの動揺を検出し、動揺の周期や振幅に応じて発電機
パラメータを計算するための条件である、積分区間の長
さやデータのサンプリング数ｎを調整する。
は、発電機パラメータ演算部５では、発電機の角速度ω
などの動揺を検出し、動揺の周期や振幅に応じて発電機
パラメータを計算するための条件である、積分区間の長
さやデータのサンプリング数ｎを調整する。
【００６０】例えば、積分区間の長さを動揺周期の比率
（例えば１／５）で設定することにより、動揺周期に応
じて自動的に積分区間の長さを変更する。上記実施の形
態によれば、発電機群の動揺の様相に応じて発電機パラ
メータの演算条件を調整するので、精度よく発電機パラ
メータを演算できる。
（例えば１／５）で設定することにより、動揺周期に応
じて自動的に積分区間の長さを変更する。上記実施の形
態によれば、発電機群の動揺の様相に応じて発電機パラ
メータの演算条件を調整するので、精度よく発電機パラ
メータを演算できる。
【００６１】［請求項５］に係る電力系統の安定化装置
は、発電機パラメータ演算部５において、発電機の角速
度ωなどの動揺を検出し、この動揺の振幅が予め設定し
たしきい値よりも小さい場合には、動揺の振幅が予め設
定したしき値よりも大きい過去の時間帯に演算した、あ
るいは事前に設定した値をその時間の発電機パラメータ
とするようにした。本実施の形態によれば、発電機の動
揺が小さいときにでも発電機パラメータの値を保持でき
るので、動揺推定を継続して行なうことができる。
は、発電機パラメータ演算部５において、発電機の角速
度ωなどの動揺を検出し、この動揺の振幅が予め設定し
たしきい値よりも小さい場合には、動揺の振幅が予め設
定したしき値よりも大きい過去の時間帯に演算した、あ
るいは事前に設定した値をその時間の発電機パラメータ
とするようにした。本実施の形態によれば、発電機の動
揺が小さいときにでも発電機パラメータの値を保持でき
るので、動揺推定を継続して行なうことができる。
【００６２】［請求項６］に係る電力系統の安定化装置
は、発電機パラメータ演算部５において、演算により求
めた発電機パラメータＭ又はＤが、予め設定したしきい
値を超える場合には、しきい値を超えないときの値、あ
るいは事前に設定した値をその時間の発電機パラメータ
とするようにした。本実施の形態によれば、発電機パラ
メータの演算結果に誤差が含まれる場合などであって
も、過去に演算した値を用いて精度よく発電機の動揺を
予測することができる。
は、発電機パラメータ演算部５において、演算により求
めた発電機パラメータＭ又はＤが、予め設定したしきい
値を超える場合には、しきい値を超えないときの値、あ
るいは事前に設定した値をその時間の発電機パラメータ
とするようにした。本実施の形態によれば、発電機パラ
メータの演算結果に誤差が含まれる場合などであって
も、過去に演算した値を用いて精度よく発電機の動揺を
予測することができる。
【００６３】［請求項７］に係る電力系統の安定化装置
は、発電機の動揺の予測結果に誤差が含まれる場合の対
処方策である。以下に動揺予測部６の機能について説明
する。図９に示すように、現時点ｔ0 から将来時点（ｔ
0 ＋ＴP ）までの予測区間ＴP における動揺を、パラメ
ータＭ，Ｄを用いた微分方程式(2) ，(3) 式を解くこと
によって予測し、将来時点（ｔ0 ＋ＴP ）における予測
値を得る。
は、発電機の動揺の予測結果に誤差が含まれる場合の対
処方策である。以下に動揺予測部６の機能について説明
する。図９に示すように、現時点ｔ0 から将来時点（ｔ
0 ＋ＴP ）までの予測区間ＴP における動揺を、パラメ
ータＭ，Ｄを用いた微分方程式(2) ，(3) 式を解くこと
によって予測し、将来時点（ｔ0 ＋ＴP ）における予測
値を得る。
【００６４】これは、測定区間と予測区間が短時間の場
合、動揺が同じパラメータで表すことができるこを前提
としている。なお、予測する状態量は等価発電機モデル
Ｇ，Ｓ双方の角速度ω，位相角δ，連系線を流れる電力
Ｐなどである。
合、動揺が同じパラメータで表すことができるこを前提
としている。なお、予測する状態量は等価発電機モデル
Ｇ，Ｓ双方の角速度ω，位相角δ，連系線を流れる電力
Ｐなどである。
【００６５】時刻を現時点ｔ0 から将来時点（ｔ0 ＋Ｔ
P ）までΔｔの時間刻みで増加したときの発電機Ｇ，Ｓ
のωk ，δk を予測する。先ず、ｔk 時点において、発
電機Ｇ，Ｓ両方について(30)式で微係数を求め、更に(3
1)，(32)式を用いてｔk+1 時点のωG ，δG ，ωS ，δ
S を予測する。
P ）までΔｔの時間刻みで増加したときの発電機Ｇ，Ｓ
のωk ，δk を予測する。先ず、ｔk 時点において、発
電機Ｇ，Ｓ両方について(30)式で微係数を求め、更に(3
1)，(32)式を用いてｔk+1 時点のωG ，δG ，ωS ，δ
S を予測する。
【００６６】
【数13】
【００６７】次に、ｔk+1 時点における発電機ＧとＳの
位相角を用いて、発電機出力Ｐk+1を(33)式から予測す
る。なお、Ｘは発電機Ｇ，Ｓの内部電圧間のインピーダ
ンスである。以下、時刻をｔ＝ｔ＋Δｔと進めて将来時
刻（ｔ0 ＋ＴP ）まで、(30)式から(33)式の計算を繰り
返す。
位相角を用いて、発電機出力Ｐk+1を(33)式から予測す
る。なお、Ｘは発電機Ｇ，Ｓの内部電圧間のインピーダ
ンスである。以下、時刻をｔ＝ｔ＋Δｔと進めて将来時
刻（ｔ0 ＋ＴP ）まで、(30)式から(33)式の計算を繰り
返す。
【数14】
【００６８】ここで、現時点ｔ0 から将来の（ｔ0 ＋Ｔ
P ）までの予測時間ＴP は数百ミリ秒と短時間であるた
め、その間の内部電圧の変化は小さい。そこで、その間
の内部電圧の大きさＥG ，ＥS は現時点ｔ0 の値を用い
て、一定であると近似することが可能である。
P ）までの予測時間ＴP は数百ミリ秒と短時間であるた
め、その間の内部電圧の変化は小さい。そこで、その間
の内部電圧の大きさＥG ，ＥS は現時点ｔ0 の値を用い
て、一定であると近似することが可能である。
【００６９】したがって具体的には動揺予測部６では、
計算誤差などにより位相角δGk，δSkの予測値が、１ス
テップ前の予測値δGk-1，δSk-1に対して急激に変化し
て不連続な値となった場合、過去の予測値（δGk-1，δ
Gk-2，δGk-3，…，δGk-1，δGk-2，δGk-3，…）の変
化から予測される値に置き換える平滑化処理（フィルタ
リング）を行なうことにより、不連続な値を除去するよ
うにした。
計算誤差などにより位相角δGk，δSkの予測値が、１ス
テップ前の予測値δGk-1，δSk-1に対して急激に変化し
て不連続な値となった場合、過去の予測値（δGk-1，δ
Gk-2，δGk-3，…，δGk-1，δGk-2，δGk-3，…）の変
化から予測される値に置き換える平滑化処理（フィルタ
リング）を行なうことにより、不連続な値を除去するよ
うにした。
【００７０】図11は安定化装置の処理内容を示す図であ
り、図11に示すように時刻ｔk の予測値δk が、過去の
時刻の予測値δk-1 ，δk-2 ，…，δk-n から予測され
る値δk **（予測値の予測値）と大きく異なる場合、時
刻ｔk の予測値としてδk **を採用する。δk とδk **
が大きく異なるか否かはしきい値により判定する。
り、図11に示すように時刻ｔk の予測値δk が、過去の
時刻の予測値δk-1 ，δk-2 ，…，δk-n から予測され
る値δk **（予測値の予測値）と大きく異なる場合、時
刻ｔk の予測値としてδk **を採用する。δk とδk **
が大きく異なるか否かはしきい値により判定する。
【００７１】本実施の形態によれば、発電機の動揺の予
測結果に誤差が含まれる場合でもその誤差を低減できる
ので、精度よく発電機の動揺を予測することができる。
測結果に誤差が含まれる場合でもその誤差を低減できる
ので、精度よく発電機の動揺を予測することができる。
【００７２】［請求項８］に係る電力系統の安定化装置
は、発電機の動揺の予測結果に誤差が含まれる場合の他
の対処方策である。本実施の形態では安定化装置の動揺
予測部６において、計算誤差などにより角速度ωGk，ω
Skの予測値が、１ステップ前の予測値ωGk-1，ωSk-1に
対して急激に変化して大きな値となった場合、発電機の
運動方程式の関係から導いたしきい値を用いたリミット
処理により除去するようにした。
は、発電機の動揺の予測結果に誤差が含まれる場合の他
の対処方策である。本実施の形態では安定化装置の動揺
予測部６において、計算誤差などにより角速度ωGk，ω
Skの予測値が、１ステップ前の予測値ωGk-1，ωSk-1に
対して急激に変化して大きな値となった場合、発電機の
運動方程式の関係から導いたしきい値を用いたリミット
処理により除去するようにした。
【００７３】角速度ωk の変化量Δωk について(11)式
の関係が成り立つときには、(12)式でωk を計算するこ
とにより角速度ωk の急変（異常値）を除去する。ここ
で、角速度ωk は予測値である。本実施の形態によれ
ば、発電機の動揺の予測結果に誤差が含まれる場合でも
その誤差を低減できるので、精度よく発電機の動揺を予
測することができる。
の関係が成り立つときには、(12)式でωk を計算するこ
とにより角速度ωk の急変（異常値）を除去する。ここ
で、角速度ωk は予測値である。本実施の形態によれ
ば、発電機の動揺の予測結果に誤差が含まれる場合でも
その誤差を低減できるので、精度よく発電機の動揺を予
測することができる。
【００７４】［請求項９］に係る電力系統の安定化装置
は、実際の発電機の挙動に近似した動揺予測を可能にし
たものである。本実施の形態では安定化装置の動揺予測
部６において、発電機群の動揺が発生する前（定常状
態）の電力Ｐ0 、即ち、等価発電機モデルの機械入力Ｐ
m も予測区間の間で変化するものとして扱う。つまり、
(30)式の代りに(34)式を用いる。発電機の機械入力Ｐm
は、例えば(35)式により推定できる。
は、実際の発電機の挙動に近似した動揺予測を可能にし
たものである。本実施の形態では安定化装置の動揺予測
部６において、発電機群の動揺が発生する前（定常状
態）の電力Ｐ0 、即ち、等価発電機モデルの機械入力Ｐ
m も予測区間の間で変化するものとして扱う。つまり、
(30)式の代りに(34)式を用いる。発電機の機械入力Ｐm
は、例えば(35)式により推定できる。
【００７５】
【数15】
【００７６】脱調判定部７は動揺予測部６において予測
した等価発電機モデルＧ，Ｓの予測先時点での内部電圧
の位相角差｜δG −δS ｜が脱調判定基準値δC よりも
大きい場合、将来脱調すると判定する。脱調判定部７に
おいて脱調すると判定された場合、安定化制御部８は発
電機群が残りの電力系統に対して脱調することを防止す
るために、等価発電機モデルＧに含まれる一部の発電機
を解列（遮断）する。
した等価発電機モデルＧ，Ｓの予測先時点での内部電圧
の位相角差｜δG −δS ｜が脱調判定基準値δC よりも
大きい場合、将来脱調すると判定する。脱調判定部７に
おいて脱調すると判定された場合、安定化制御部８は発
電機群が残りの電力系統に対して脱調することを防止す
るために、等価発電機モデルＧに含まれる一部の発電機
を解列（遮断）する。
【００７７】本実施の形態によれば、実際の発電機の挙
動に近似した動揺予測が可能になるので、精度よく発電
機の動揺を予測することができる。
動に近似した動揺予測が可能になるので、精度よく発電
機の動揺を予測することができる。
【００７８】［請求項１０］に係る電力系統の安定化装
置は、複数の安定化装置が協調して電力系統の安定化制
御をするようにした。本実施の形態では安定化制御部８
において、電力系統の複数個所の発電機群に夫々［請求
項１］〜［請求項９］のいずれかに関する安定化装置が
設置されている場合であって、複数の安定化装置で相互
に安定化制御に関する情報を共有し、電力系統の安定化
に効果的な制御を実施する。
置は、複数の安定化装置が協調して電力系統の安定化制
御をするようにした。本実施の形態では安定化制御部８
において、電力系統の複数個所の発電機群に夫々［請求
項１］〜［請求項９］のいずれかに関する安定化装置が
設置されている場合であって、複数の安定化装置で相互
に安定化制御に関する情報を共有し、電力系統の安定化
に効果的な制御を実施する。
【００７９】例えば、近接した地域に設置されていた複
数の安定化装置がほぼ同時刻に発電機の解列を行なおう
としたとき、最も制御量（この場合は解列する発電機
数）が大きい安定化装置の信号を優先させるようにす
る。本実施の形態によれば、複数の安定化装置が協調し
て電力系統を制御するため、適切な制御量により安定化
を図ることができる。又、安定化に必要な台数以上の発
電機を解列することを防止できる。
数の安定化装置がほぼ同時刻に発電機の解列を行なおう
としたとき、最も制御量（この場合は解列する発電機
数）が大きい安定化装置の信号を優先させるようにす
る。本実施の形態によれば、複数の安定化装置が協調し
て電力系統を制御するため、適切な制御量により安定化
を図ることができる。又、安定化に必要な台数以上の発
電機を解列することを防止できる。
【００８０】
【発明の効果】以上説明したように、本発明によれば電
力系統の安定化装置においては、信頼性の高い動揺予測
と脱調判定及び適切な制御量の安定化制御を実現でき
る。
力系統の安定化装置においては、信頼性の高い動揺予測
と脱調判定及び適切な制御量の安定化制御を実現でき
る。
【図１】本発明に係る電力系統の安定化装置の構成図。
【図２】本発明に係る安定化装置が脱調判定の対象とす
る発電機群と残りの系統及び系統状態の測定点の関係を
示す図。
る発電機群と残りの系統及び系統状態の測定点の関係を
示す図。
【図３】本発明に係る安定化装置が扱う等価２機系統モ
デルを示す図。
デルを示す図。
【図４】本発明に係る安定化装置が系統パラメータを推
定するロジックを示す図。
定するロジックを示す図。
【図５】本発明の［請求項１］に係る安定化装置の処理
内容を示す図。
内容を示す図。
【図６】本発明の［請求項２］に係る安定化装置の処理
内容を示す図。
内容を示す図。
【図７】測定値と等価発電機モデルの状態量の関係を示
すベクトル図。
すベクトル図。
【図８】系統状態の変化と角速度の急変の関係を示す
図。
図。
【図９】本発明に係る安定化装置のパラメータ推定のた
めの測定区間と動揺の予測区間の時間的関係を示す図。
めの測定区間と動揺の予測区間の時間的関係を示す図。
【図10】本発明に係る安定化装置のパラメータ推定にお
ける積分区間を示す図。
ける積分区間を示す図。
【図11】本発明の［請求項７］に係る安定化装置の処理
内容を示す図。
内容を示す図。
１ 電力系統 ２ 系統状態測定部 ３ 系統インピーダンス推定部 ４ 発電機動揺推定部 ５ 発電機パラメータ演算部 ６ 動揺予測部 ７ 脱調判定部 ８ 安定化制御部
───────────────────────────────────────────────────── フロントページの続き (72)発明者 佐藤 正弘 東京都府中市東芝町１番地 株式会社東芝 府中工場内 (72)発明者 石原 祐二 東京都府中市東芝町１番地 株式会社東芝 府中工場内
Claims (10)
- 【請求項１】 電力系統の任意測定点において電圧，電
流，電力を含む各種電気量を測定する系統状態測定部
と、前記系統状態測定部で測定された測定値のうち所定
時間内の測定値を用いて、系統電圧の変化が小さくなる
ように測定点から系統側を見たインピーダンスを推定す
る系統インピーダンス推定部と、前記測定点から見た発
電機側と系統側を夫々１機の等価発電機モデルで表し夫
々の等価発電機モデルについて発電機内部電圧の位相角
を含む状態量を推定する発電機動揺推定部と、推定した
状態量を用いて等価発電機モデルを表す微分方程式にお
ける制動係数，慣性定数を含むパラメータを演算する発
電機パラメータ演算部と、等価発電機モデルの微分方程
式を用いて将来の発電機の内部電圧の位相角を含む状態
量を予測する動揺予測部と、予測結果を用いて脱調判定
を行なう脱調判定部と、脱調判定部において発電機が将
来脱調すると判定した場合に脱調現象を防止するための
安定化制御を実施する安定化制御部とを備えたことを特
徴とする電力系統の安定化装置。 - 【請求項２】 請求項１記載の電力系統の安定化装置に
おいて、系統インピーダンス推定部は発電機の動揺が小
さい場合には、過去の時点に予め推定した系統インピー
ダンス又は予め設定した系統インピーダンスを用いるこ
とを特徴とする電力系統の安定化装置。 - 【請求項３】 請求項１記載の電力系統の安定化装置に
おいて、発電機動揺推定部は電源遮断などの系統変化に
よって生ずる発電機の内部電圧の角速度の推定値が急変
する誤差を、発電機の運動方程式から導いたしきい値を
用いて除去することを特徴とする電力系統の安定化装
置。 - 【請求項４】 請求項１記載の電力系統の安定化装置に
おいて、発電機パラメータ演算部は発電機の動揺の様相
に応じて、等価発電機モデルのパラメータの演算条件を
調整することを特徴とする電力系統の安定化装置。 - 【請求項５】 請求項１記載の電力系統の安定化装置に
おいて、発電機パラメータ演算部は発電機の動揺が小さ
い場合には、過去の時点に予め演算した又は予め設定し
た等価発電機モデルのパラメータ値を用いることを特徴
とする電力系統の安定化装置。 - 【請求項６】 請求項１記載の電力系統の安定化装置に
おいて、発電機パラメータ演算部は等価発電機モデルの
パラメータの演算結果がしきい値を超える場合に、過去
の時点に予め演算した又は予め設定した等価発電機のパ
ラメータ値を用いることを特徴とする電力系統の安定化
装置。 - 【請求項７】 請求項１記載の電力系統の安定化装置に
おいて、動揺予測部は予測した将来の発電機の位相角を
含む状態量の予測値に、平滑化処理（フィルタリング）
を含む誤差対策を施すことを特徴とする電力系統の安定
化装置。 - 【請求項８】 請求項１記載の電力系統の安定化装置に
おいて、動揺予測部は予測した将来の発電機の角速度が
急変する誤差を、発電機の運動方程式から導いたしきい
値を用いて除去することを特徴とする電力系統の安定化
装置。 - 【請求項９】 請求項１記載の電力系統の安定化装置に
おいて、動揺予測部は等価発電機モデルの機械入力の変
化を考慮して動揺予測を行なうことを特徴とする電力系
統の安定化装置。 - 【請求項１０】 請求項１記載の電力系統の安定化装置
において、安定化制御部は電力系統の複数の測定点に夫
々安定化装置を設置し、同時刻あるいはほぼ同時刻に複
数の安定化装置が連続して脱調判定した場合、複数の安
定化装置間で協調して安定化制御を実施することを特徴
とする電力系統の安定化装置。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP9012397A JPH10271686A (ja) | 1997-03-25 | 1997-03-25 | 電力系統の安定化装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP9012397A JPH10271686A (ja) | 1997-03-25 | 1997-03-25 | 電力系統の安定化装置 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH10271686A true JPH10271686A (ja) | 1998-10-09 |
Family
ID=13989742
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP9012397A Pending JPH10271686A (ja) | 1997-03-25 | 1997-03-25 | 電力系統の安定化装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPH10271686A (ja) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105762820A (zh) * | 2016-03-30 | 2016-07-13 | 华北电力大学 | 一种匹配虚拟同步机储能容量的惯量配置方法 |
| CN105914765A (zh) * | 2016-05-18 | 2016-08-31 | 华北电力大学 | 一种匹配储能余量的惯量在线整定方法 |
| WO2017090428A1 (ja) * | 2015-11-24 | 2017-06-01 | 株式会社日立製作所 | 電力系統監視装置および電力系統監視方法 |
| CN107102192A (zh) * | 2017-04-28 | 2017-08-29 | 许继集团有限公司 | 一种全相异步振荡判别方法及装置 |
| CN110726955A (zh) * | 2019-11-07 | 2020-01-24 | 林心 | 一种电力系统振荡与短路故障识别方法 |
| JP2021035109A (ja) * | 2019-08-21 | 2021-03-01 | 東京電力ホールディングス株式会社 | 慣性推定装置、慣性推定プログラム及び慣性推定方法 |
| JP2021035108A (ja) * | 2019-08-21 | 2021-03-01 | 東京電力ホールディングス株式会社 | 慣性推定装置、慣性推定プログラム及び慣性推定方法 |
| JP2022537826A (ja) * | 2019-06-25 | 2022-08-30 | リアクティブ テクノロジーズ リミテッド | 電力グリッドの電気パラメータを決定するためのシステム |
-
1997
- 1997-03-25 JP JP9012397A patent/JPH10271686A/ja active Pending
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2017090428A1 (ja) * | 2015-11-24 | 2017-06-01 | 株式会社日立製作所 | 電力系統監視装置および電力系統監視方法 |
| JP2017099119A (ja) * | 2015-11-24 | 2017-06-01 | 株式会社日立製作所 | 電力系統監視装置および電力系統監視方法 |
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| US11914355B2 (en) | 2019-06-25 | 2024-02-27 | Reactive Technologies Limited | System for determining electric parameters of an electric power grid |
| JP2021035109A (ja) * | 2019-08-21 | 2021-03-01 | 東京電力ホールディングス株式会社 | 慣性推定装置、慣性推定プログラム及び慣性推定方法 |
| JP2021035108A (ja) * | 2019-08-21 | 2021-03-01 | 東京電力ホールディングス株式会社 | 慣性推定装置、慣性推定プログラム及び慣性推定方法 |
| CN110726955A (zh) * | 2019-11-07 | 2020-01-24 | 林心 | 一种电力系统振荡与短路故障识别方法 |
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