JPH1066263A - 電力系統の発電機出力推定方法及び装置 - Google Patents
電力系統の発電機出力推定方法及び装置Info
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- JPH1066263A JPH1066263A JP8227520A JP22752096A JPH1066263A JP H1066263 A JPH1066263 A JP H1066263A JP 8227520 A JP8227520 A JP 8227520A JP 22752096 A JP22752096 A JP 22752096A JP H1066263 A JPH1066263 A JP H1066263A
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Abstract
(57)【要約】
【課題】 脱調に際して安定化に最も効果的な発電機
を、事故発生前の系統状態量をもとに求める。 【解決手段】 電力系統の接続状態と潮流状態を把握す
る測定部２と事故を想定し特定の発電機を電制した場合
の各発電機の出力を推定する演算部３から構成し、演算
部３では潮流計算、又は状態推定を実施し、電圧，位相
角を計算する。更に対象発電機を解列したと想定したと
きの或る発電機の出力値を、解列前の電気量のみから求
めるようにした。
を、事故発生前の系統状態量をもとに求める。 【解決手段】 電力系統の接続状態と潮流状態を把握す
る測定部２と事故を想定し特定の発電機を電制した場合
の各発電機の出力を推定する演算部３から構成し、演算
部３では潮流計算、又は状態推定を実施し、電圧，位相
角を計算する。更に対象発電機を解列したと想定したと
きの或る発電機の出力値を、解列前の電気量のみから求
めるようにした。
Description
【０００１】
【発明の属する技術分野】本発明は、電力系統の安定運
用及び特に脱調防止に適用する電力系統の発電機出力推
定方法及び装置に関する。
用及び特に脱調防止に適用する電力系統の発電機出力推
定方法及び装置に関する。
【０００２】
【従来の技術】電力系統において脱調が予測される場
合、安定化対策のひとつに発電機の一部を高速に解列す
る方法がある。このとき電制対象の発電機及びその選択
の順序等は予め決められているのが普通である。例えば
原子力発電等のベースとなる電源はそのままにして、そ
の他解列するに有利な発電機が予め指定されている。
合、安定化対策のひとつに発電機の一部を高速に解列す
る方法がある。このとき電制対象の発電機及びその選択
の順序等は予め決められているのが普通である。例えば
原子力発電等のベースとなる電源はそのままにして、そ
の他解列するに有利な発電機が予め指定されている。
【０００３】
【発明が解決しようとする課題】電力系統に事故が発生
した場合、あるいは或る事故が発生すると想定した場合
に、その事故に対して安定化に最も効果のある電制対象
の発電機を選択することが必要である。
した場合、あるいは或る事故が発生すると想定した場合
に、その事故に対して安定化に最も効果のある電制対象
の発電機を選択することが必要である。
【０００４】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、安定化に最も効果的な発電機を選択して
電制対象とするようにした電力系統の発電機出力推定方
法とその装置を提供することを目的としている。
たものであり、安定化に最も効果的な発電機を選択して
電制対象とするようにした電力系統の発電機出力推定方
法とその装置を提供することを目的としている。
【０００５】
【課題を解決するための手段】本発明の請求項１に係る
電力系統の発電機出力推定方法は、電力系統における或
る特定の発電機を解列したとき、残りの他の発電機の出
力値の変化量を事故発生前の系統状態をもとに求めるよ
うにした。したがって解列前の電気的諸量にて予め推定
できる。
電力系統の発電機出力推定方法は、電力系統における或
る特定の発電機を解列したとき、残りの他の発電機の出
力値の変化量を事故発生前の系統状態をもとに求めるよ
うにした。したがって解列前の電気的諸量にて予め推定
できる。
【０００６】本発明の請求項２に係る電力系統の発電機
出力推定装置は、電力系統からの電気量を入力する手段
と、前記各電気量を用いて或る特定の発電機を解列した
とき、残りの他の発電機の出力値の変化量を事故発生前
の系統状態をもとに求める手段と、前記変化量から安定
化に最も効果的な電制対象の発電機を選択する手段とを
備えた。したがって或る発電機を電制した場合に、他の
発電機の出力量の変化分を事故が発生する前の系統状態
のみから推定できる。
出力推定装置は、電力系統からの電気量を入力する手段
と、前記各電気量を用いて或る特定の発電機を解列した
とき、残りの他の発電機の出力値の変化量を事故発生前
の系統状態をもとに求める手段と、前記変化量から安定
化に最も効果的な電制対象の発電機を選択する手段とを
備えた。したがって或る発電機を電制した場合に、他の
発電機の出力量の変化分を事故が発生する前の系統状態
のみから推定できる。
【０００７】本発明の請求項３に係る電力系統の発電機
出力推定装置は、請求項２において、安定化に有効な発
電機は、発電機の無効電力値と位相角の差分から求める
ようにした。したがって発電機の無効電力の正負の符号
と位相角差分のみから安定化に有効な発電機を選択でき
る。
出力推定装置は、請求項２において、安定化に有効な発
電機は、発電機の無効電力値と位相角の差分から求める
ようにした。したがって発電機の無効電力の正負の符号
と位相角差分のみから安定化に有効な発電機を選択でき
る。
【０００８】本発明の請求項４及び請求項５に係る電力
系統の発電機出力推定方法及び装置は、請求項１又は請
求項２において、発電機Ｋを電制した場合の発電機ｊの
出力変化分を推定する式は下記とした。
系統の発電機出力推定方法及び装置は、請求項１又は請
求項２において、発電機Ｋを電制した場合の発電機ｊの
出力変化分を推定する式は下記とした。
【数１】
【０００９】
【発明の実施の形態】図１は本発明の請求項１に係る電
力系統の発電機出力推定方法を説明する実施の形態を示
す図である。図１の説明に先立って、図２の電力系統図
を用いて、電制の基本的な考え方を説明する。
力系統の発電機出力推定方法を説明する実施の形態を示
す図である。図１の説明に先立って、図２の電力系統図
を用いて、電制の基本的な考え方を説明する。
【００１０】図２（ａ）において、発電機Ｇ1 ，Ｇ2 が
無限大母線Ｄに接続している場合を想定する。これは、
電力系統の負荷中心から遠方にある発電所の場合に相当
するもので特殊なケースではない。Ｘ1 ，Ｘ2 は母線Ｃ
から発電機内部インピーダンスＸg 背後の仮想の端子
Ａ，Ｂまでのインピーダンス、Ｘは母線Ｃから系統の負
荷中心方向の駆動点インピーダンスである。
無限大母線Ｄに接続している場合を想定する。これは、
電力系統の負荷中心から遠方にある発電所の場合に相当
するもので特殊なケースではない。Ｘ1 ，Ｘ2 は母線Ｃ
から発電機内部インピーダンスＸg 背後の仮想の端子
Ａ，Ｂまでのインピーダンス、Ｘは母線Ｃから系統の負
荷中心方向の駆動点インピーダンスである。
【００１１】ここで、発電機内部インピーダンスＸ
g は、系統構成変化の直後はＸd ″、その２〜３サイク
ル後はＸd ′、又、定常状態ではＸd となっている。 但し、Ｘd ″：次過渡直軸リアクタンス。 Ｘd ′：直軸過渡リアクタンス。 Ｘd ：直軸同期リアクタンス。
g は、系統構成変化の直後はＸd ″、その２〜３サイク
ル後はＸd ′、又、定常状態ではＸd となっている。 但し、Ｘd ″：次過渡直軸リアクタンス。 Ｘd ′：直軸過渡リアクタンス。 Ｘd ：直軸同期リアクタンス。
【００１２】発電機Ｇ1 ，Ｇ2 が夫々Ｐ1 ，Ｐ2 を出力
中に、発電機Ｇ1 を電制した場合、発電機Ｇ2 の出力が
図３（ａ）のようにＰ2 からＰ2 ＋ΔＰ2 に増加する
が、増加量ΔＰ2 がどのようになるかを以下に説明す
る。なお、図３（ｂ）は発電機Ｇ2 を電制した場合であ
り、考え方は図３（ａ）の場合と同じである。
中に、発電機Ｇ1 を電制した場合、発電機Ｇ2 の出力が
図３（ａ）のようにＰ2 からＰ2 ＋ΔＰ2 に増加する
が、増加量ΔＰ2 がどのようになるかを以下に説明す
る。なお、図３（ｂ）は発電機Ｇ2 を電制した場合であ
り、考え方は図３（ａ）の場合と同じである。
【００１３】先ず、電制前発電機出力と内部電圧との関
係であるが、図２において発電機Ｇ1 ，Ｇ2 の電力，電
圧，電流の関係は(1) ，(2) 式であり、電圧と電流の関
係は(3) ，(4) 式となる。なお、Ｐ1 ，Ｑ2 は発電機Ｇ
1 の有効電力と無効電力、Ｐ2 ，Ｑ2 は発電機Ｇ2 の有
効電力，無効電力であり、＊Ｅ1 ，＊Ｅ2 は各発電機の
内部電圧、＊Ｉ1 ，＊Ｉ2 は各発電機電流、Ｖは端子電
圧である。ここでＥ1，Ｉ1 等文字に＊を併記したもの
は複素数を示し、**を併記したものは共役複素数（以下
同じ）であることを示す。又、＊Ｅ1 ＝Ｅ1 ∠θ1 、Ｅ
1 は絶対値、∠θ1 は位相角。
係であるが、図２において発電機Ｇ1 ，Ｇ2 の電力，電
圧，電流の関係は(1) ，(2) 式であり、電圧と電流の関
係は(3) ，(4) 式となる。なお、Ｐ1 ，Ｑ2 は発電機Ｇ
1 の有効電力と無効電力、Ｐ2 ，Ｑ2 は発電機Ｇ2 の有
効電力，無効電力であり、＊Ｅ1 ，＊Ｅ2 は各発電機の
内部電圧、＊Ｉ1 ，＊Ｉ2 は各発電機電流、Ｖは端子電
圧である。ここでＥ1，Ｉ1 等文字に＊を併記したもの
は複素数を示し、**を併記したものは共役複素数（以下
同じ）であることを示す。又、＊Ｅ1 ＝Ｅ1 ∠θ1 、Ｅ
1 は絶対値、∠θ1 は位相角。
【００１４】
【数２】
【００１５】ここで、(3) ，(4) 式をまとめると(5) 式
になる。
になる。
【数３】
【００１６】更に、(1) ，(2) 式からＩ1 ，Ｉ2 を求め
ると(6) ，(7) 式となり、これを(5) 式に代入すると
(8) 式になる。この結果、発電機出力と内部電圧の関係
が(9)，(10)式で得られる。
ると(6) ，(7) 式となり、これを(5) 式に代入すると
(8) 式になる。この結果、発電機出力と内部電圧の関係
が(9)，(10)式で得られる。
【００１７】
【数４】
【００１８】次に、電制直後の発電機出力値の推定式に
ついて説明する。先ず、発電機Ｇ1を解列した直後は、
内部電圧Ｅ2 は解列前後で不変であるため、図２（ｂ）
の回路において(11) ，(12) 式が成立し、発電機Ｇ2 側
では(13)式が成立する。(13)式に(10)式の共役複素数を
代入すると、解列後の残った発電機の出力は(14)式で表
わされる。Ｐ2 * ＋ｊＱ2 * は解列後の出力値を示す。
ついて説明する。先ず、発電機Ｇ1を解列した直後は、
内部電圧Ｅ2 は解列前後で不変であるため、図２（ｂ）
の回路において(11) ，(12) 式が成立し、発電機Ｇ2 側
では(13)式が成立する。(13)式に(10)式の共役複素数を
代入すると、解列後の残った発電機の出力は(14)式で表
わされる。Ｐ2 * ＋ｊＱ2 * は解列後の出力値を示す。
【００１９】
【数５】
【００２０】ここで、(14)式は次の２つの項から成立し
ている。
ている。
【数６】
【００２１】次に、内部電圧Ｅ1 ，Ｅ2 を夫々(15)式の
如く極座標表示すれば、(15)式から(16)式が導かれる。
そして(14)式の第２項は(17)式のように実部と虚部の項
で表わされる。なお、δ1 ，δ2 は解列前の位相角であ
る。
如く極座標表示すれば、(15)式から(16)式が導かれる。
そして(14)式の第２項は(17)式のように実部と虚部の項
で表わされる。なお、δ1 ，δ2 は解列前の位相角であ
る。
【００２２】
【数７】
【００２３】ここで、(14)式の有効電力Ｐ2 * 、即ち、
Ｐ2 ＋ΔＰ2 の値は(14)，(17)式から(18)式で表わさ
れ、又、Ｇ2 を解列した直後のＧ1 の有効電力Ｐ
1 * （＝Ｐ1＋ΔＰ1 ）は同じ計算手順を経て(19)式と
して求められる。
Ｐ2 ＋ΔＰ2 の値は(14)，(17)式から(18)式で表わさ
れ、又、Ｇ2 を解列した直後のＧ1 の有効電力Ｐ
1 * （＝Ｐ1＋ΔＰ1 ）は同じ計算手順を経て(19)式と
して求められる。
【００２４】
【数８】
【００２５】即ち、(18)，(19)式は、電気諸量の解列前
の電気量のみから求めることができる。本発明では(1
8)，(19)式を出発点としたものである。ここでは、母線
Ｃまでの発電機台数が２機の場合について述べたが、３
機以上の場合にも成立する関係であるので、発電機ｋを
電制した場合の発電機ｊの出力変化分を推定する式を(2
0)式で示す。
の電気量のみから求めることができる。本発明では(1
8)，(19)式を出発点としたものである。ここでは、母線
Ｃまでの発電機台数が２機の場合について述べたが、３
機以上の場合にも成立する関係であるので、発電機ｋを
電制した場合の発電機ｊの出力変化分を推定する式を(2
0)式で示す。
【００２６】
【数９】
【００２７】したがって実施の形態を図１を用いて説明
すると、測定部２において電力系統の遮断器の開閉状
況，電圧，電流，電力を測定する。これによって系統構
成と発電機の運転状態が把握できるので、演算部３にて
通常の潮流計算又は状態推定を実施する。
すると、測定部２において電力系統の遮断器の開閉状
況，電圧，電流，電力を測定する。これによって系統構
成と発電機の運転状態が把握できるので、演算部３にて
通常の潮流計算又は状態推定を実施する。
【００２８】この結果、発電機の端子電圧Ｖi ，発電機
の電流Ｉi を求めることができる。次に、発電機ｉの端
子電圧Ｖi ，発電機電流Ｉi から(21)式で内部電圧Ｅi
と位相角δi を計算する。
の電流Ｉi を求めることができる。次に、発電機ｉの端
子電圧Ｖi ，発電機電流Ｉi から(21)式で内部電圧Ｅi
と位相角δi を計算する。
【数10】
【００２９】ここで、Ｘi は内部インピーダンスであ
る。更に、端子発電機ｉを解列したと想定したときの発
電機ｊの出力値ΔＰj を(20)式を用いた計算によって推
定する。
る。更に、端子発電機ｉを解列したと想定したときの発
電機ｊの出力値ΔＰj を(20)式を用いた計算によって推
定する。
【００３０】本実施の形態によれば、或る発電機を電制
した場合に、他の発電機の出力量の変化分を事故が発生
する前の系統状態のみから推定できるので短時間に多く
のケースの推定ができ、オンライン運用中にも適用でき
る。
した場合に、他の発電機の出力量の変化分を事故が発生
する前の系統状態のみから推定できるので短時間に多く
のケースの推定ができ、オンライン運用中にも適用でき
る。
【００３１】図４は本発明の電力系統の安定化装置の実
施の形態を示す図である。本実施の形態における特長部
は発電機選択部４を設けて、ここで安定化効果の大きい
発電機を選択して解列するようにしたものである。
施の形態を示す図である。本実施の形態における特長部
は発電機選択部４を設けて、ここで安定化効果の大きい
発電機を選択して解列するようにしたものである。
【００３２】図５は演算部における処理内容を示すフロ
ーチャートである。ステップＳ51ではデータ収集をし、
ステップＳ52では潮流計算又は状態推定（位相角，電圧
を）する。ステップＳ53では過渡安定度計算を実施す
る。
ーチャートである。ステップＳ51ではデータ収集をし、
ステップＳ52では潮流計算又は状態推定（位相角，電圧
を）する。ステップＳ53では過渡安定度計算を実施す
る。
【００３３】ステップＳ54にて脱調する発電機群（ｌ，
ｍ，ｎ，…）を選択する。以下、脱調する発電機群をＧ
ＲＯＵＰ（ｌ，ｍ，ｎ，…）とする（ステップＳ54）。
次に演算部はステップＳ55において、ＧＲＯＵＰの中の
対象発電機ｉを解列するものと想定した場合の当該ＧＲ
ＯＵＰに属する他の発電機ｊの出力変化分ΔＰj を推定
する。
ｍ，ｎ，…）を選択する。以下、脱調する発電機群をＧ
ＲＯＵＰ（ｌ，ｍ，ｎ，…）とする（ステップＳ54）。
次に演算部はステップＳ55において、ＧＲＯＵＰの中の
対象発電機ｉを解列するものと想定した場合の当該ＧＲ
ＯＵＰに属する他の発電機ｊの出力変化分ΔＰj を推定
する。
【００３４】この計算の中で、ＧＲＯＵＰに属する発電
機ｉの端子電圧Ｖi ，発電機電流Ｉi から(21)式で内部
電圧Ｅi と位相角δi を求める。発電機ｉを解列すると
想定した場合の、ＧＲＯＵＰの中の発電機ｊの出力変化
分ΔＰj は(21)式を用いて推定できる。
機ｉの端子電圧Ｖi ，発電機電流Ｉi から(21)式で内部
電圧Ｅi と位相角δi を求める。発電機ｉを解列すると
想定した場合の、ＧＲＯＵＰの中の発電機ｊの出力変化
分ΔＰj は(21)式を用いて推定できる。
【００３５】次に、電制によって他の発電機を安定化さ
せるのに最も効果的な発電機を次の基準で選択する。 (i) その発電機を解列することによって、ＧＲＯＵＰに
属する発電機の出力変化分の合計が最大になる発電機。 (ii)その発電機を解列することによって、ＧＲＯＵＰに
属する他の発電機の出力変化分のうち最小値が最も大き
くなる発電機。
せるのに最も効果的な発電機を次の基準で選択する。 (i) その発電機を解列することによって、ＧＲＯＵＰに
属する発電機の出力変化分の合計が最大になる発電機。 (ii)その発電機を解列することによって、ＧＲＯＵＰに
属する他の発電機の出力変化分のうち最小値が最も大き
くなる発電機。
【００３６】これは、脱調する発電機の出力が増加すれ
ば、発電機の減速効果が働き安定化する効果があること
を利用している。発電機Ｇ1 ，Ｇ2 ，Ｇ3 が脱調する場
合の例を図６を用いて説明する。この例では、発電機Ｇ
1 を電制すると、他の発電機Ｇ2 ，Ｇ3 の出力増加分
（ΔＰ2 ，ΔＰ3 ）が夫々０．５，０．２ＰＵになった
場合であり、合計増加分（ΣΔＰ）は０．７ＰＵであ
る。
ば、発電機の減速効果が働き安定化する効果があること
を利用している。発電機Ｇ1 ，Ｇ2 ，Ｇ3 が脱調する場
合の例を図６を用いて説明する。この例では、発電機Ｇ
1 を電制すると、他の発電機Ｇ2 ，Ｇ3 の出力増加分
（ΔＰ2 ，ΔＰ3 ）が夫々０．５，０．２ＰＵになった
場合であり、合計増加分（ΣΔＰ）は０．７ＰＵであ
る。
【００３７】同様にして発電機Ｇ2 ，Ｇ3 を夫々電制す
る場合の合計増加分（ΣΔＰ）は０．３，０．６ＰＵで
あるから、(i) の基準にしたがえば、Ｇ1 を選択するこ
とになる。(ii)の基準にしたがえば、Ｇ3 を電制すると
きに、他の発電機の出力変化分のうち最小値は０．３Ｐ
Ｕと最も大きくなるので、Ｇ3 を選択する。本実施の形
態によれば、安定度向上に最も効果的な発電機を選択で
き、しかも高速な計算が可能である。
る場合の合計増加分（ΣΔＰ）は０．３，０．６ＰＵで
あるから、(i) の基準にしたがえば、Ｇ1 を選択するこ
とになる。(ii)の基準にしたがえば、Ｇ3 を電制すると
きに、他の発電機の出力変化分のうち最小値は０．３Ｐ
Ｕと最も大きくなるので、Ｇ3 を選択する。本実施の形
態によれば、安定度向上に最も効果的な発電機を選択で
き、しかも高速な計算が可能である。
【００３８】図７は電力系統の安定化装置の他の実施の
形態を示す図である。なお、図７は演算部内での処理内
容を示すフローチャートである。そしてステップＳ71，
Ｓ72は前記した処理内容と同じであり、本例の特長点は
解列するのに有効な発電機の選択の仕方にある。
形態を示す図である。なお、図７は演算部内での処理内
容を示すフローチャートである。そしてステップＳ71，
Ｓ72は前記した処理内容と同じであり、本例の特長点は
解列するのに有効な発電機の選択の仕方にある。
【００３９】先ず、脱調する発電機群をＧＲＯＵＰ
（ｌ，ｍ，ｎ，…）とする。次に演算部では、ＧＲＯＵ
Ｐに属する発電機ｉの端子電圧Ｖi ，発電機電流Ｉi か
ら(21)式で内部電圧Ｅi と位相角δi を求める（ステッ
プＳ73）。次に、電制によって他の発電機を安定化させ
るのに最も効果的な発電機を次の基準で選択する。
（ｌ，ｍ，ｎ，…）とする。次に演算部では、ＧＲＯＵ
Ｐに属する発電機ｉの端子電圧Ｖi ，発電機電流Ｉi か
ら(21)式で内部電圧Ｅi と位相角δi を求める（ステッ
プＳ73）。次に、電制によって他の発電機を安定化させ
るのに最も効果的な発電機を次の基準で選択する。
【００４０】発電機ｋと発電機ｊについて、発電機ｋの
無効電力Ｑk が正、位相角δk がδj よりも大きい場
合、発電機ｊよりも発電機ｋを電制する方が有効と判定
できる。なぜならば、(20)式において発電機は定常時に
おいて、有効出力電力は正であるから、発電機間の位相
角差の正負に無関係にＰk cos（δj −δk ）は正であ
る。
無効電力Ｑk が正、位相角δk がδj よりも大きい場
合、発電機ｊよりも発電機ｋを電制する方が有効と判定
できる。なぜならば、(20)式において発電機は定常時に
おいて、有効出力電力は正であるから、発電機間の位相
角差の正負に無関係にＰk cos（δj −δk ）は正であ
る。
【００４１】逆に、発電機ｋの無効電力Ｑk が負なら
ば、位相角δk がδj よりも小さい場合、発電機ｊより
も発電機ｋを電制する方が有効と判定できる。ＧＲＯＵ
Ｐに属する全ての発電機同士の比較を行なって最も有効
な発電機が選択できる。本実施の形態によれば、発電機
の無効電力の正負の符号と位相角差分のみから安定化に
有効な発電機を選択できる。
ば、位相角δk がδj よりも小さい場合、発電機ｊより
も発電機ｋを電制する方が有効と判定できる。ＧＲＯＵ
Ｐに属する全ての発電機同士の比較を行なって最も有効
な発電機が選択できる。本実施の形態によれば、発電機
の無効電力の正負の符号と位相角差分のみから安定化に
有効な発電機を選択できる。
【００４２】
【発明の効果】以上説明したように、本発明によれば安
定化に最も効果的な発電機を、電気諸量の解列前の電気
量のみから求めることができる。
定化に最も効果的な発電機を、電気諸量の解列前の電気
量のみから求めることができる。
【図１】本発明の安定化推定方法の実施の形態を示す構
成図。
成図。
【図２】電制により他の発電機出力増加を説明する系統
図。
図。
【図３】電制により他の発電機出力増加を説明する出力
状態図。
状態図。
【図４】本発明の安定化装置の実施の形態を示す図。
【図５】図４の処理内容を示すフローチャート。
【図６】電制効果の高い発電機を選択する例図。
【図７】他の処理内容を示すフローチャート。
１ 電力系統 ２ 測定部 ３ 演算部 ４ 発電機選択部
Claims (5)
- 【請求項１】 電力系統における或る特定の発電機を解
列したとき、残りの他の発電機の出力値の変化量を事故
発生前の系統状態をもとに求めることを特徴とする電力
系統の発電機出力推定方法。 - 【請求項２】 電力系統からの電気量を入力する手段
と、前記各電気量を用いて或る特定の発電機を解列（電
源制限、以下、電制と称す）したとき、残りの他の発電
機の出力値の変化量を事故発生前の系統状態をもとに求
める手段と、前記変化量から安定化に最も効果的な電制
対象の発電機を選択する手段とを備えたことを特徴とす
る電力系統の発電機出力推定装置。 - 【請求項３】 安定化に有効な発電機は、発電機の無効
電力値と位相角の差分から求めることを特徴とする請求
項２記載の電力系統の発電機出力推定装置。 - 【請求項４】 発電機Ｋを電制した場合の発電機ｊの出
力変化分を推定する式は、下記であることを特徴とする
請求項１記載の電力系統の発電機出力推定方法。 【数１】 - 【請求項５】 発電機Ｋを電制した場合の発電機ｊの出
力変化分を推定する式は、下記であることを特徴とする
請求項２記載の電力系統の発電機出力推定装置。 【数２】
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP22752096A JP3601912B2 (ja) | 1996-08-09 | 1996-08-09 | 電力系統の発電機出力推定方法及び装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP22752096A JP3601912B2 (ja) | 1996-08-09 | 1996-08-09 | 電力系統の発電機出力推定方法及び装置 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH1066263A true JPH1066263A (ja) | 1998-03-06 |
| JP3601912B2 JP3601912B2 (ja) | 2004-12-15 |
Family
ID=16862199
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
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| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2014212674A (ja) * | 2013-04-22 | 2014-11-13 | 三菱電機株式会社 | 系統安定化装置 |
| CN111426892A (zh) * | 2020-03-10 | 2020-07-17 | 贵州电网有限责任公司 | 一种复杂状况下的机组在线状态统计方法 |
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-
1996
- 1996-08-09 JP JP22752096A patent/JP3601912B2/ja not_active Expired - Fee Related
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| JP2014212674A (ja) * | 2013-04-22 | 2014-11-13 | 三菱電機株式会社 | 系統安定化装置 |
| JP2021141790A (ja) * | 2020-03-09 | 2021-09-16 | 株式会社東芝 | 電力系統安定化システム |
| CN111426892A (zh) * | 2020-03-10 | 2020-07-17 | 贵州电网有限责任公司 | 一种复杂状况下的机组在线状态统计方法 |
| CN111426892B (zh) * | 2020-03-10 | 2022-04-22 | 贵州电网有限责任公司 | 一种复杂状况下的机组在线状态统计方法 |
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|---|---|
| JP3601912B2 (ja) | 2004-12-15 |
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