JPH1198694A - 電力連系融通指令装置 - Google Patents
電力連系融通指令装置Info
- Publication number
- JPH1198694A JPH1198694A JP9254676A JP25467697A JPH1198694A JP H1198694 A JPH1198694 A JP H1198694A JP 9254676 A JP9254676 A JP 9254676A JP 25467697 A JP25467697 A JP 25467697A JP H1198694 A JPH1198694 A JP H1198694A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- power
- demand
- supply
- power supply
- utility
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
- Y02E60/60—Arrangements for transfer of electric power between AC networks or generators via a high voltage DC link [HVCD]
Landscapes
- Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
Abstract
(57)【要約】
【課題】複数の電力需給システム間で電力を融通するこ
とにより、各電力需給システムの需給不均衡量の分担を
抑え、周波数変動を抑制する。 【解決手段】電力需給システムは、負荷と発電機と需給
制御系を備える。需給制御系４ａは、負荷と発電量の差
を計算し、その計算結果を需給不均衡量とする。更に、
需給制御系４ａは、需給不均衡量をゼロに近づけること
を目標に、発電指令を策定する。電力需給システム１ｂ
も同様の構造を有する。融通指令決定装置１１は、需給
制御系４ａと４ｂから需給不均衡量７ａと７ｂをそれぞ
れ取得する。そして、需給不均衡量７ａと７ｂの合計に
責任分担率を乗算した結果を電力需給システム１ａの責
任分担量１３ａとする。次に、需給不均衡量適正分担量
１３ａから需給不均衡量７ａを減算した結果を、直流連
系線への融通指令とする。
とにより、各電力需給システムの需給不均衡量の分担を
抑え、周波数変動を抑制する。 【解決手段】電力需給システムは、負荷と発電機と需給
制御系を備える。需給制御系４ａは、負荷と発電量の差
を計算し、その計算結果を需給不均衡量とする。更に、
需給制御系４ａは、需給不均衡量をゼロに近づけること
を目標に、発電指令を策定する。電力需給システム１ｂ
も同様の構造を有する。融通指令決定装置１１は、需給
制御系４ａと４ｂから需給不均衡量７ａと７ｂをそれぞ
れ取得する。そして、需給不均衡量７ａと７ｂの合計に
責任分担率を乗算した結果を電力需給システム１ａの責
任分担量１３ａとする。次に、需給不均衡量適正分担量
１３ａから需給不均衡量７ａを減算した結果を、直流連
系線への融通指令とする。
Description
【０００１】
【発明の属する技術分野】本発明は電力連系線で連系さ
れた電力連系系統における電力連系線融通指令を決定す
る方法に係わり、特に負荷変動の統計的性質を利用して
安定な電力連系線融通指令を決定する方法に関する。
れた電力連系系統における電力連系線融通指令を決定す
る方法に係わり、特に負荷変動の統計的性質を利用して
安定な電力連系線融通指令を決定する方法に関する。
【０００２】
【従来の技術】電力連絡線として、例えば直流連系系統
に含まれる複数の電力需給システムの間で電力を融通す
る場合、その融通指令を決定する従来手法を分類する
と、次のようなものがある。
に含まれる複数の電力需給システムの間で電力を融通す
る場合、その融通指令を決定する従来手法を分類する
と、次のようなものがある。
【０００３】第１の従来手法は、比例制御法である。こ
れは、各電力需給システムの周波数偏差を常時検出し
て、両者の周波数偏差の差に比例した値を融通指令とす
る方法である。これは、かつて、平常時における北海道
と本州の間の直流連系線の融通指令を決定する方法とし
て適用されていた。これにより、北海道と本州の周波数
偏差の差をゼロに近づけ、両者の周波数偏差を抑制して
いた。
れは、各電力需給システムの周波数偏差を常時検出し
て、両者の周波数偏差の差に比例した値を融通指令とす
る方法である。これは、かつて、平常時における北海道
と本州の間の直流連系線の融通指令を決定する方法とし
て適用されていた。これにより、北海道と本州の周波数
偏差の差をゼロに近づけ、両者の周波数偏差を抑制して
いた。
【０００４】第２の従来手法は、しきい値法である。こ
れは、各電力需給システムの周波数偏差を常時検出し
て、周波数偏差があるしきい値を逸脱した場合には、随
時、融通指令を所定の値とする方法である。すべての電
力需給システムについて、周波数偏差がしきい値を逸脱
しない場合には、融通指令をゼロとする。これは、かつ
て、緊急時における北海道と本州の間の直流連系線の融
通指令を決定する手法として適用されていた。これによ
り、北海道と本州の一方の周波数偏差が大きくなったと
き、その周波数偏差を小さくする方向に電力を融通し、
周波数偏差を抑制していた。
れは、各電力需給システムの周波数偏差を常時検出し
て、周波数偏差があるしきい値を逸脱した場合には、随
時、融通指令を所定の値とする方法である。すべての電
力需給システムについて、周波数偏差がしきい値を逸脱
しない場合には、融通指令をゼロとする。これは、かつ
て、緊急時における北海道と本州の間の直流連系線の融
通指令を決定する手法として適用されていた。これによ
り、北海道と本州の一方の周波数偏差が大きくなったと
き、その周波数偏差を小さくする方向に電力を融通し、
周波数偏差を抑制していた。
【０００５】第３の従来手法は、多変数制御法である。
これは、各電力需給システムの周波数やガバナトルクを
状態変数とし、状態変数の検出値若しくは推定値にフィ
ードバックゲインを掛けたものを融通指令とする方法で
ある。ここで重みは、最適制御理論を適用して決定す
る。これは、現在、北海道と本州の間の直流連系線の融
通指令を決定する手法として適用されている。これによ
り、北海道と本州の周波数偏差を速やかにゼロに近づけ
る制御を実現している。
これは、各電力需給システムの周波数やガバナトルクを
状態変数とし、状態変数の検出値若しくは推定値にフィ
ードバックゲインを掛けたものを融通指令とする方法で
ある。ここで重みは、最適制御理論を適用して決定す
る。これは、現在、北海道と本州の間の直流連系線の融
通指令を決定する手法として適用されている。これによ
り、北海道と本州の周波数偏差を速やかにゼロに近づけ
る制御を実現している。
【０００６】以上、第１から第３の手法の詳細は、三瓶
雅俊：「現代制御理論を応用した直流ＡＦＣのシステム
・シミュレーション評価」（平成元年電気学会全国大会
予稿集Ｓ.１２−３〜Ｓ.１２−６頁）に記載されてい
る。
雅俊：「現代制御理論を応用した直流ＡＦＣのシステム
・シミュレーション評価」（平成元年電気学会全国大会
予稿集Ｓ.１２−３〜Ｓ.１２−６頁）に記載されてい
る。
【０００７】
【発明が解決しようとする課題】これらの従来技術には
以下のような問題点が存在する。
以下のような問題点が存在する。
【０００８】第１の手法では、電力需給システム間の周
波数偏差の差によって融通指令を決定する。この手法
は、対象とする電力需給システムの系統定数や発電量総
和や負荷変動特性など、電力需給に関わる特性が同一若
しくは近接しているならば有効である。しかし、一方の
負荷変動が他方のそれよりも著しく激しかったり、一方
の発電量総和が他方のそれより著しく小さかったりな
ど、両電力需給システムの条件が異なれば、各電力需給
システムの責任分担のバランスが維持されない。たとえ
ば、極端なケースとして、一方の周波数偏差は常にゼロ
であり、他方の周波数偏差は常にゼロとは限らない場合
を考える。このとき、この手法を適用すると、前者の周
波数偏差は必ず悪化し、逆に後者の周波数偏差は必ず改
善される。すなわち、後者は前者に対して、自らの責任
の一部を押しつけていることになる。したがって、第１
の手法は、責任分担のバランス維持の点で問題がある。
波数偏差の差によって融通指令を決定する。この手法
は、対象とする電力需給システムの系統定数や発電量総
和や負荷変動特性など、電力需給に関わる特性が同一若
しくは近接しているならば有効である。しかし、一方の
負荷変動が他方のそれよりも著しく激しかったり、一方
の発電量総和が他方のそれより著しく小さかったりな
ど、両電力需給システムの条件が異なれば、各電力需給
システムの責任分担のバランスが維持されない。たとえ
ば、極端なケースとして、一方の周波数偏差は常にゼロ
であり、他方の周波数偏差は常にゼロとは限らない場合
を考える。このとき、この手法を適用すると、前者の周
波数偏差は必ず悪化し、逆に後者の周波数偏差は必ず改
善される。すなわち、後者は前者に対して、自らの責任
の一部を押しつけていることになる。したがって、第１
の手法は、責任分担のバランス維持の点で問題がある。
【０００９】第２の手法では、電力需給システムの周波
数偏差がしきい値を越える場合を検出し、その大きさに
応じて融通指令を決定する。この手法は、一方の電力需
給システムの周波数偏差が大きく外れたとき、他方の応
援を得て周波数偏差を抑えるという目的のためには、適
切に動作すると思われる。しかし、両方の電力需給シス
テムの周波数偏差が同方向に大きく外れたとき、一方の
電力需給システムはどこまで他方を応援すべきかなど、
解決が困難な責任分担の問題が発生する。また、両電力
需給システムの条件が大きく異なる場合、各電力需給シ
ステムの責任のバランスを維持するには、妥当なしきい
値を求めるのが困難であると思われる。なぜなら、周波
数が大きく外れるケースはあまり頻繁には起こらないた
め統計的扱いは困難であり、各個別ケースに対して妥当
なしきい値を検討せざるを得ない。この場合、条件によ
って妥当なしきい値は異なるので、いろいろな条件に対
して最も妥当に当てはまるしきい値を決定するのは困難
と思われるからである。したがって、第２の手法は、責
任分担と制御パラメータの調整の容易さの点で問題があ
る。
数偏差がしきい値を越える場合を検出し、その大きさに
応じて融通指令を決定する。この手法は、一方の電力需
給システムの周波数偏差が大きく外れたとき、他方の応
援を得て周波数偏差を抑えるという目的のためには、適
切に動作すると思われる。しかし、両方の電力需給シス
テムの周波数偏差が同方向に大きく外れたとき、一方の
電力需給システムはどこまで他方を応援すべきかなど、
解決が困難な責任分担の問題が発生する。また、両電力
需給システムの条件が大きく異なる場合、各電力需給シ
ステムの責任のバランスを維持するには、妥当なしきい
値を求めるのが困難であると思われる。なぜなら、周波
数が大きく外れるケースはあまり頻繁には起こらないた
め統計的扱いは困難であり、各個別ケースに対して妥当
なしきい値を検討せざるを得ない。この場合、条件によ
って妥当なしきい値は異なるので、いろいろな条件に対
して最も妥当に当てはまるしきい値を決定するのは困難
と思われるからである。したがって、第２の手法は、責
任分担と制御パラメータの調整の容易さの点で問題があ
る。
【００１０】第３の手法では、状態フィードバックによ
って融通指令を決定する。この手法は、周波数偏差を最
も速やかにゼロに戻すような制御を実現する。ただし、
その最適性の前提条件として、需給不均衡量がステップ
状ということがある。しかし、実際の平常時における需
給不均衡量はランダム変動である。したがって、この手
法が有効なのは、平常時よりもむしろ電源脱落事故など
の場合である。更に、各電力需給システムの責任分担の
バランスを維持するには、フィードバックゲインを調整
する必要があるが、最適制御理論での調整対象パラメー
タは評価関数の重み行列だけであるため、フィードバッ
クゲインを思い通りに調整するのは困難と思われる。し
たがって、第３の手法は、責任分担のバランスと制御パ
ラメータの調整の容易さの点で問題がある。
って融通指令を決定する。この手法は、周波数偏差を最
も速やかにゼロに戻すような制御を実現する。ただし、
その最適性の前提条件として、需給不均衡量がステップ
状ということがある。しかし、実際の平常時における需
給不均衡量はランダム変動である。したがって、この手
法が有効なのは、平常時よりもむしろ電源脱落事故など
の場合である。更に、各電力需給システムの責任分担の
バランスを維持するには、フィードバックゲインを調整
する必要があるが、最適制御理論での調整対象パラメー
タは評価関数の重み行列だけであるため、フィードバッ
クゲインを思い通りに調整するのは困難と思われる。し
たがって、第３の手法は、責任分担のバランスと制御パ
ラメータの調整の容易さの点で問題がある。
【００１１】これらの問題に対して、本発明が解決しよ
うとする課題は、各電力需給システムがそれぞれ自らの
需給不均衡量を抑制する責任を果たし、かつ、需給不均
衡量を互いに相殺しあうような融通指令を容易に決定す
る方法を提供することにある。ここで、各電力需給シス
テムがそれぞれ自らの需給不均衡量を抑制する責任を果
たすとは、ある特定の電力需給システムが他の電力需給
システムに対して常に一方的に自らの需給不均衡量を押
しつけたり、逆に一方的に他の需給不均衡量を取り込ん
だりすることがないということを意味する。
うとする課題は、各電力需給システムがそれぞれ自らの
需給不均衡量を抑制する責任を果たし、かつ、需給不均
衡量を互いに相殺しあうような融通指令を容易に決定す
る方法を提供することにある。ここで、各電力需給シス
テムがそれぞれ自らの需給不均衡量を抑制する責任を果
たすとは、ある特定の電力需給システムが他の電力需給
システムに対して常に一方的に自らの需給不均衡量を押
しつけたり、逆に一方的に他の需給不均衡量を取り込ん
だりすることがないということを意味する。
【００１２】
【課題を解決するための手段】上記目的を達成させるた
めに、本発明では、各電力需給システムの負荷と発電量
の差を需給不均衡量とし、複数の電力需給システムを電
力連系線で接続したもの全体を電力連系系統とし、該電
力連系線は時々刻々に与えられた融通指令どおりの電力
を流すとき、電力連系統を構成する各電力需給システム
の需給不均衡量の合計を、予め決定した一定の責任分担
率で配分し、配分結果と実際の需給不均衡量の差を融通
指令とするようにしたものである。
めに、本発明では、各電力需給システムの負荷と発電量
の差を需給不均衡量とし、複数の電力需給システムを電
力連系線で接続したもの全体を電力連系系統とし、該電
力連系線は時々刻々に与えられた融通指令どおりの電力
を流すとき、電力連系統を構成する各電力需給システム
の需給不均衡量の合計を、予め決定した一定の責任分担
率で配分し、配分結果と実際の需給不均衡量の差を融通
指令とするようにしたものである。
【００１３】本手法を用いれば、平常時の需給不均衡量
がランダム変動であるとすると、需給不均衡量は相殺さ
れる。また、本手法では、責任分担率を調整することに
よって、各電力需給システムの責任分担を自由に設定す
ることができる。特に、責任分担率の増加もしくは減少
に対して責任分担量が単調増加もしくは単調減少するた
め、責任分担率の調整が容易である。
がランダム変動であるとすると、需給不均衡量は相殺さ
れる。また、本手法では、責任分担率を調整することに
よって、各電力需給システムの責任分担を自由に設定す
ることができる。特に、責任分担率の増加もしくは減少
に対して責任分担量が単調増加もしくは単調減少するた
め、責任分担率の調整が容易である。
【００１４】まず、需給不均衡量が相殺されるための前
提条件、すなわち、平常時の需給不均衡量がランダム変
動であるという条件が成立する理由を説明する。関根泰
次著：「電力系統工学」（昭和５１）４７頁に記載のよ
うに、実際の負荷変動は、トレンド変動であるサスティ
ンド成分と、ランダム変動であるフリンジ成分とからな
るが、このうち平常時において需給不均衡の主な原因と
なるのはフリンジ分である。よって、平常時の需給不均
衡量はランダム変動とみなすことができる。
提条件、すなわち、平常時の需給不均衡量がランダム変
動であるという条件が成立する理由を説明する。関根泰
次著：「電力系統工学」（昭和５１）４７頁に記載のよ
うに、実際の負荷変動は、トレンド変動であるサスティ
ンド成分と、ランダム変動であるフリンジ成分とからな
るが、このうち平常時において需給不均衡の主な原因と
なるのはフリンジ分である。よって、平常時の需給不均
衡量はランダム変動とみなすことができる。
【００１５】つぎに、ランダム変動する複数の需給不均
衡量の和をとれば、需給不均衡量の一部を相殺できるこ
とを説明する。原理は、伏見正則：「確率と確率統計」
（昭和６２）７５頁記載の理論、すなわち「正規分布に
従う互いに独立な複数の確率変数の標準偏差をσ１，σ
２，……，σｎとし、これらの確率変数の和の標準偏差
をσとすると、σの２乗はσ１〜σｎの２乗和に一致す
る」という理論に基づいている。いま、需給不均衡量の
標準偏差が同じである２つの電力需給システムを考え
る。このとき、これら２つの電力需給システムをあわせ
て１つの電力需給システムとしたときの需給不均衡量の
標準偏差を求めるには、上記理論において、ｎ＝２と
し、σ１＝σ２＝σとすれば良く、√２σと計算でき
る。いま、この需給不均衡量を上記２つの電力需給シス
テムで等しく分担するとすれば、１つの電力需給システ
ムの分担量の標準偏差は(√２／２)σとなる。元の標準
偏差がσであったので、需給不均衡量は（√２／２）倍
に低減されたことになる。このように、複数の需給不均
衡量の和をとることにより、需給不均衡量を相殺するこ
とができる。
衡量の和をとれば、需給不均衡量の一部を相殺できるこ
とを説明する。原理は、伏見正則：「確率と確率統計」
（昭和６２）７５頁記載の理論、すなわち「正規分布に
従う互いに独立な複数の確率変数の標準偏差をσ１，σ
２，……，σｎとし、これらの確率変数の和の標準偏差
をσとすると、σの２乗はσ１〜σｎの２乗和に一致す
る」という理論に基づいている。いま、需給不均衡量の
標準偏差が同じである２つの電力需給システムを考え
る。このとき、これら２つの電力需給システムをあわせ
て１つの電力需給システムとしたときの需給不均衡量の
標準偏差を求めるには、上記理論において、ｎ＝２と
し、σ１＝σ２＝σとすれば良く、√２σと計算でき
る。いま、この需給不均衡量を上記２つの電力需給シス
テムで等しく分担するとすれば、１つの電力需給システ
ムの分担量の標準偏差は(√２／２)σとなる。元の標準
偏差がσであったので、需給不均衡量は（√２／２）倍
に低減されたことになる。このように、複数の需給不均
衡量の和をとることにより、需給不均衡量を相殺するこ
とができる。
【００１６】本発明では、需給不均衡量の和をとった
後、責任分担率で需給不均衡量を配分するので、各電力
需給システムの需給不均衡量を相殺し、かつ、需給不均
衡量の分担を調整することができる。
後、責任分担率で需給不均衡量を配分するので、各電力
需給システムの需給不均衡量を相殺し、かつ、需給不均
衡量の分担を調整することができる。
【００１７】そして、直流連系線の融通電力は、瞬時に
融通指令通りに制御することができるので、この理論を
実現することが物理的に可能である。
融通指令通りに制御することができるので、この理論を
実現することが物理的に可能である。
【００１８】本発明では、パラメータは責任分担率のみ
を調整し、かつ、責任分担率の増減と責任分担量の増減
は単調増加もしくは単調減少の関係にあるため、パラメ
ータの調整が容易である。また、パラメータの調整によ
って、各電力需給システムの責任分担は自由に設定でき
る。更に、本発明の手法では、各電力需給システムの需
給不均衡量を一度合計するので、需給不均衡量がランダ
ム変動であるとすると需給不均衡量は互いに相殺し合
い、それによって各電力需給システムの需給不均衡量を
統計的に減少させる効果が得られる。
を調整し、かつ、責任分担率の増減と責任分担量の増減
は単調増加もしくは単調減少の関係にあるため、パラメ
ータの調整が容易である。また、パラメータの調整によ
って、各電力需給システムの責任分担は自由に設定でき
る。更に、本発明の手法では、各電力需給システムの需
給不均衡量を一度合計するので、需給不均衡量がランダ
ム変動であるとすると需給不均衡量は互いに相殺し合
い、それによって各電力需給システムの需給不均衡量を
統計的に減少させる効果が得られる。
【００１９】
〔実施例１〕図２に本発明の全体構成を示す。電力需給
システム１ａは、負荷２ａと発電機３ａと需給制御系４
ａを備える。負荷２ａは時々刻々変動し、その変動は、
関根泰次著：「電力系統工学」（昭和５１）４７頁に記
載のように、サスティンド成分とフリンジ成分とから構
成される。発電機３ａは、発電指令５ａに発電量６ａを
できるだけ近づける。ここで、「できるだけ近づける」
と表現した理由は、発電機３ａの応答速度，設備容量及
び制御遅れ時間などの制約により、一般に、発電量６ｓ
を発電指令５ａに対して完全に一致させることはできな
いからである。なお、発電指令５ａの変化が穏やかであ
るほど、発電量６ａを発電指令５ａに、より近づけるこ
とができる。需給制御系４ａは、負荷２ａと発電量６ａ
の差を計算し、その計算結果を需給不均衡量７ａとす
る。更に、需給制御系４ａは需給不均衡量７ａをゼロに
近づけることを目標に発電指令５ａを策定する。需給制
御系４ａの内部に含まれる発電指令決定部８ａは、電気
学会技術報告(II)部第３０２号「電力系統の需給制御技
術」７６頁〜７９頁記載の方法で実現できる。電力需給
システム１ｂも同様の構造を有し、負荷２ｂと発電機３
ｂと需給制御系４ｂを備える。
システム１ａは、負荷２ａと発電機３ａと需給制御系４
ａを備える。負荷２ａは時々刻々変動し、その変動は、
関根泰次著：「電力系統工学」（昭和５１）４７頁に記
載のように、サスティンド成分とフリンジ成分とから構
成される。発電機３ａは、発電指令５ａに発電量６ａを
できるだけ近づける。ここで、「できるだけ近づける」
と表現した理由は、発電機３ａの応答速度，設備容量及
び制御遅れ時間などの制約により、一般に、発電量６ｓ
を発電指令５ａに対して完全に一致させることはできな
いからである。なお、発電指令５ａの変化が穏やかであ
るほど、発電量６ａを発電指令５ａに、より近づけるこ
とができる。需給制御系４ａは、負荷２ａと発電量６ａ
の差を計算し、その計算結果を需給不均衡量７ａとす
る。更に、需給制御系４ａは需給不均衡量７ａをゼロに
近づけることを目標に発電指令５ａを策定する。需給制
御系４ａの内部に含まれる発電指令決定部８ａは、電気
学会技術報告(II)部第３０２号「電力系統の需給制御技
術」７６頁〜７９頁記載の方法で実現できる。電力需給
システム１ｂも同様の構造を有し、負荷２ｂと発電機３
ｂと需給制御系４ｂを備える。
【００２０】また、この図１では、負荷２ａを検出でき
ることを前提として全体構成を記載したが、通常は、負
荷を直接検出することはできない。この場合、関根泰次
著：「電力系統工学」（昭和５１）３６頁〜３８頁に記
載の方法で、周波数偏差と連系線潮流から需給不均衡量
を推定する。図１に需給制御系４ａが需給不均衡量を推
定する場合における本発明の全体構成を示す。
ることを前提として全体構成を記載したが、通常は、負
荷を直接検出することはできない。この場合、関根泰次
著：「電力系統工学」（昭和５１）３６頁〜３８頁に記
載の方法で、周波数偏差と連系線潮流から需給不均衡量
を推定する。図１に需給制御系４ａが需給不均衡量を推
定する場合における本発明の全体構成を示す。
【００２１】以下では、図１に基づいて、融通指令決定
装置の実現方法を説明する。第１に、融通指令決定装置
１１は、需給制御系４ａと４ｂから需給不均衡量７ａと
７ｂをそれぞれ取得する。ここで、需給不均衡量７ａと
７ｂを需給制御系４ａと４ｂから取得するのではなく、
融通指令決定装置１１が電力需給システム１ａと１ｂの
周波数偏差と連系線潮流から需給不均衡量７ａと７ｂを
直接推定することも可能である。次に、融通指令決定装
置１１は、取得した需給不均衡量７ａと７ｂの合計を算
出し、その合計に責任分担率１２を乗算した結果を電力
需給システム１ａの責任分担量１３ａとする。ここで、
責任分担率１２は需給不均衡量が最も良く相殺される値
に予め設定する。この値は、シミュレーション若しくは
実験を多数回試行し、統計的に求める。第３に、責任分
担量１３ａから需給不均衡量７ａを減算した結果を、電
力連系線である直流連系線１４への融通指令１５とす
る。ここで、直流連系線１４の潮流の向きは、電力需給
システム１ａから１ｂへの向きを正とする。
装置の実現方法を説明する。第１に、融通指令決定装置
１１は、需給制御系４ａと４ｂから需給不均衡量７ａと
７ｂをそれぞれ取得する。ここで、需給不均衡量７ａと
７ｂを需給制御系４ａと４ｂから取得するのではなく、
融通指令決定装置１１が電力需給システム１ａと１ｂの
周波数偏差と連系線潮流から需給不均衡量７ａと７ｂを
直接推定することも可能である。次に、融通指令決定装
置１１は、取得した需給不均衡量７ａと７ｂの合計を算
出し、その合計に責任分担率１２を乗算した結果を電力
需給システム１ａの責任分担量１３ａとする。ここで、
責任分担率１２は需給不均衡量が最も良く相殺される値
に予め設定する。この値は、シミュレーション若しくは
実験を多数回試行し、統計的に求める。第３に、責任分
担量１３ａから需給不均衡量７ａを減算した結果を、電
力連系線である直流連系線１４への融通指令１５とす
る。ここで、直流連系線１４の潮流の向きは、電力需給
システム１ａから１ｂへの向きを正とする。
【００２２】電力需給システム１ａは、図３のように、
複数の電力需給システム２１を直流連系ではなく交流連
系線２２で連系した連系系統でもよい。ただし、そのた
めの前提条件は、電力需給システムを構成する複数の電
力需給システム２１の周波数が、時々刻々すべて一致し
ているとみなせることである。
複数の電力需給システム２１を直流連系ではなく交流連
系線２２で連系した連系系統でもよい。ただし、そのた
めの前提条件は、電力需給システムを構成する複数の電
力需給システム２１の周波数が、時々刻々すべて一致し
ているとみなせることである。
【００２３】〔実施例２〕図４の構成の直流連系系統を
対象に、本発明の数値例を示す。図４において、電力需
給システム４１と４２を交流連系線４３で連系したもの
全体を電力需給システム４４とし、電力需給システム４
２と４５を直流連系線４６で連系したものを直流連系系
統４７とする。電力需給システム４１，４２及び４５の
負荷をそれぞれ５１，５２及び５５とする。電力需給シ
ステム４１，４２及び４５の発電機をそれぞれ６１，６
２及び６５とする。電力需給システム４１，４２及び４
５の需給制御系をそれぞれ７１，７２及び７５とする。
ここで、各電力需給システムの負荷，発電機及び需給制
御系の関係は、図１における電力需給システム１ａの負
荷，発電機及び需給制御系と同様の関係にあるものとす
る。電力需給システム４１，４２及び４５の各周波数計
測値を８１，８２，８５とする。交流連系線４３及び直
流連系線４６の融通量計測値をそれぞれ８３，８６とす
る。融通指令決定装置１００は、需給不均衡量推定部１
０１と１０２、及び、責任分担率103とからなる。ここ
で、需給不均衡量推定部１０１は、周波数計測値８１と
８２及び融通量計測値８３と８６を用い、電力需給シス
テム４４の需給不均衡量推定値１１１を算出する。需給
不均衡量推定部１０２は、周波数計測値８５及び融通量
計測値８６を用い、電力需給システム４５の需給不均衡
量推定値１１２を算出する。これら需給不均衡量の符号
は、供給過剰をプラスとし、供給不足をマイナスとす
る。需給不均衡量推定部１０１及び１０２の計算は、関
根泰次著：「電力系統工学」（昭和５１）３６頁〜３８
頁の記載にならい、次式で算出することができる。
対象に、本発明の数値例を示す。図４において、電力需
給システム４１と４２を交流連系線４３で連系したもの
全体を電力需給システム４４とし、電力需給システム４
２と４５を直流連系線４６で連系したものを直流連系系
統４７とする。電力需給システム４１，４２及び４５の
負荷をそれぞれ５１，５２及び５５とする。電力需給シ
ステム４１，４２及び４５の発電機をそれぞれ６１，６
２及び６５とする。電力需給システム４１，４２及び４
５の需給制御系をそれぞれ７１，７２及び７５とする。
ここで、各電力需給システムの負荷，発電機及び需給制
御系の関係は、図１における電力需給システム１ａの負
荷，発電機及び需給制御系と同様の関係にあるものとす
る。電力需給システム４１，４２及び４５の各周波数計
測値を８１，８２，８５とする。交流連系線４３及び直
流連系線４６の融通量計測値をそれぞれ８３，８６とす
る。融通指令決定装置１００は、需給不均衡量推定部１
０１と１０２、及び、責任分担率103とからなる。ここ
で、需給不均衡量推定部１０１は、周波数計測値８１と
８２及び融通量計測値８３と８６を用い、電力需給シス
テム４４の需給不均衡量推定値１１１を算出する。需給
不均衡量推定部１０２は、周波数計測値８５及び融通量
計測値８６を用い、電力需給システム４５の需給不均衡
量推定値１１２を算出する。これら需給不均衡量の符号
は、供給過剰をプラスとし、供給不足をマイナスとす
る。需給不均衡量推定部１０１及び１０２の計算は、関
根泰次著：「電力系統工学」（昭和５１）３６頁〜３８
頁の記載にならい、次式で算出することができる。
【００２４】（数１） (需給不均衡量推定値１１１)＝(周波数計測値８１)×Ｋ
４１＋(周波数計測値８２)×Ｋ４２＋(融通量計測値８
６) （数２） (需給不均衡量推定値１１２)＝(周波数計測値８５)×Ｋ
４５−(融通量計測値８６) ここで、Ｋ４１，Ｋ４２及びＫ４５はそれぞれ電力需給
システム４１，４２及び４５の系統定数であり、需給偏
差に対する周波数偏差の感度を意味する。
４１＋(周波数計測値８２)×Ｋ４２＋(融通量計測値８
６) （数２） (需給不均衡量推定値１１２)＝(周波数計測値８５)×Ｋ
４５−(融通量計測値８６) ここで、Ｋ４１，Ｋ４２及びＫ４５はそれぞれ電力需給
システム４１，４２及び４５の系統定数であり、需給偏
差に対する周波数偏差の感度を意味する。
【００２５】ここでは、各値を、Ｋ４１＝１(ｐｕ／Ｈ
ｚ)，Ｋ４２＝２(ｐｕ／Ｈｚ)及びＫ４５＝２(ｐｕ／Ｈ
ｚ)として演算する。融通指令決定装置１００は、需給
不均衡量推定値１１１と１１２の和に責任分担率１０３
を乗算したものを電力需給システム４５の責任分担量１
１３とし、責任分担量１１３から需給不均衡量推定値１
１２を減算したものを融通指令１０４とする。さらに、
融通指令決定装置100は、融通指令１０４を直流連系線
４６に対して送出する。ここで、融通指令104の符号
は、電力需給システム４２から４５への向きがプラスで
ある。直流連系線４６は、融通電力１１４を融通指令１
０４に常に一致させる。交流連系線４３を通過する交流
連系線潮流９３は、関根泰次著：「電力系統工学」（昭
和５１）３６頁〜３８頁に記載のように、電力需給シス
テム４１と４２の周波数が常に同じになる量だけ流れる
とする。なお、本発明による周波数変動抑制効果を明確
にするため、各電力需給システムの発電量は、時間的に
変化させないものとする。図５に、各電力需給システム
の負荷５１，５２及び５５の時間的変化を示す。
ｚ)，Ｋ４２＝２(ｐｕ／Ｈｚ)及びＫ４５＝２(ｐｕ／Ｈ
ｚ)として演算する。融通指令決定装置１００は、需給
不均衡量推定値１１１と１１２の和に責任分担率１０３
を乗算したものを電力需給システム４５の責任分担量１
１３とし、責任分担量１１３から需給不均衡量推定値１
１２を減算したものを融通指令１０４とする。さらに、
融通指令決定装置100は、融通指令１０４を直流連系線
４６に対して送出する。ここで、融通指令104の符号
は、電力需給システム４２から４５への向きがプラスで
ある。直流連系線４６は、融通電力１１４を融通指令１
０４に常に一致させる。交流連系線４３を通過する交流
連系線潮流９３は、関根泰次著：「電力系統工学」（昭
和５１）３６頁〜３８頁に記載のように、電力需給シス
テム４１と４２の周波数が常に同じになる量だけ流れる
とする。なお、本発明による周波数変動抑制効果を明確
にするため、各電力需給システムの発電量は、時間的に
変化させないものとする。図５に、各電力需給システム
の負荷５１，５２及び５５の時間的変化を示す。
【００２６】以上の条件のもとで、責任分担率１０３を
０.０から１.０まで刻み０.２ で変えたときの、本発明
を適用したときの電力需給システム４４と４５の周波数
偏差を図６〜図１１に示す。図６のように、電力需給シ
ステム４５の責任分担率を０.０ にすると、電力需給シ
ステム４５の周波数変動は抑制されるが、逆に電力需給
システム４４の周波数変動は助長される。具体的には、
図６では、電力需給システム４５の周波数の標準偏差は
０.０２０４Ｈｚから０.００５１Ｈｚに改善されたが、
逆に電力需給システム４４のそれは０.０１９３Ｈｚか
ら０.０２２１Ｈｚに拡大した。一方、図１１のよう
に、電力需給システム４５の責任分担率を１.０ にする
と、電力需給システム４５の周波数変動は助長される
が、電力需給システム４４の周波数変動は抑制される。
更に、図８のように、電力需給システム４５の責任分担
率を０.４ に選ぶと、電力需給システム４４と４５の両
方の周波数の標準偏差が抑制される。このように、本発
明を適用すれば、責任分担率を適切な値に選ぶことによ
り、直流連系線で連系している両方の電力需給システム
の周波数変動を抑制することができる。
０.０から１.０まで刻み０.２ で変えたときの、本発明
を適用したときの電力需給システム４４と４５の周波数
偏差を図６〜図１１に示す。図６のように、電力需給シ
ステム４５の責任分担率を０.０ にすると、電力需給シ
ステム４５の周波数変動は抑制されるが、逆に電力需給
システム４４の周波数変動は助長される。具体的には、
図６では、電力需給システム４５の周波数の標準偏差は
０.０２０４Ｈｚから０.００５１Ｈｚに改善されたが、
逆に電力需給システム４４のそれは０.０１９３Ｈｚか
ら０.０２２１Ｈｚに拡大した。一方、図１１のよう
に、電力需給システム４５の責任分担率を１.０ にする
と、電力需給システム４５の周波数変動は助長される
が、電力需給システム４４の周波数変動は抑制される。
更に、図８のように、電力需給システム４５の責任分担
率を０.４ に選ぶと、電力需給システム４４と４５の両
方の周波数の標準偏差が抑制される。このように、本発
明を適用すれば、責任分担率を適切な値に選ぶことによ
り、直流連系線で連系している両方の電力需給システム
の周波数変動を抑制することができる。
【００２７】図１２に、責任分担率による電力需給シス
テム４４と４５の周波数偏差の変化を示す。この図か
ら、この実施例の場合、責任分担率を０.３〜０.５に選
べば、電力需給システム４４と４５のいずれについて
も、周波数の標準偏差が本発明を適用しない場合よりも
小さくなることが分かる。特に、この図から分かるよう
に、責任分担率によって周波数の標準偏差のバランスが
連続的に変化するので、周波数の標準偏差のバランスを
見ながら、責任分担率を容易に設定することができる。
テム４４と４５の周波数偏差の変化を示す。この図か
ら、この実施例の場合、責任分担率を０.３〜０.５に選
べば、電力需給システム４４と４５のいずれについて
も、周波数の標準偏差が本発明を適用しない場合よりも
小さくなることが分かる。特に、この図から分かるよう
に、責任分担率によって周波数の標準偏差のバランスが
連続的に変化するので、周波数の標準偏差のバランスを
見ながら、責任分担率を容易に設定することができる。
【００２８】そして、上述した本実施例の内容を例え
ば、電力需給システム４１，４２および４５をアナログ
シミュレータ、又はデジタルシミュレータ等の電力系統
模擬装置で構成し、責任分担率を変化させてその状態を
測定することにより、実際の電力系統を用いなくても安
定した系統の運用が可能になる。
ば、電力需給システム４１，４２および４５をアナログ
シミュレータ、又はデジタルシミュレータ等の電力系統
模擬装置で構成し、責任分担率を変化させてその状態を
測定することにより、実際の電力系統を用いなくても安
定した系統の運用が可能になる。
【００２９】また、上述の実施例において直流連系線を
交流連系線に置き換えても同様の運用が行えることは当
然である。
交流連系線に置き換えても同様の運用が行えることは当
然である。
【００３０】以上に示したように、本発明を適用すれ
ば、各電力需給システムの周波数変動を小さく抑えるこ
とができる。本発明の手法における設定パラメータは責
任分担率のみであるが、この責任分担率の値は、周波数
の標準偏差のバランスを比較することにより容易に決定
することが可能である。
ば、各電力需給システムの周波数変動を小さく抑えるこ
とができる。本発明の手法における設定パラメータは責
任分担率のみであるが、この責任分担率の値は、周波数
の標準偏差のバランスを比較することにより容易に決定
することが可能である。
【００３１】
【発明の効果】本発明を適用すれば、直流連系系統内の
電力需給システム間の需給不均衡量を相殺することがで
きるので、各電力需給システムの需給不均衡量の分担が
統計的に小さくなる。その結果、各電力需給システムの
周波数変動を小さく抑えられる。
電力需給システム間の需給不均衡量を相殺することがで
きるので、各電力需給システムの需給不均衡量の分担が
統計的に小さくなる。その結果、各電力需給システムの
周波数変動を小さく抑えられる。
【図１】需給不均衡量を直接検出できるときの本発明の
全体構成図である。
全体構成図である。
【図２】需給不均衡量を直接検出できないときの本発明
の全体構成図である。
の全体構成図である。
【図３】交流連系線で連系した複数の電力需給システム
の図である。
の図である。
【図４】例題で用いる直流連系系統を示す図である。
【図５】各電力需給システムの負荷の時間的変化を示す
図である。
図である。
【図６】責任分担率を０.０ とするときの融通電力と周
波数偏差を示す図である。
波数偏差を示す図である。
【図７】責任分担率を０.２ とするときの融通電力と周
波数偏差を示す図である。
波数偏差を示す図である。
【図８】責任分担率を０.４ とするときの融通電力と周
波数偏差を示す図である。
波数偏差を示す図である。
【図９】責任分担率を０.６ とするときの融通電力と周
波数偏差を示す図である。
波数偏差を示す図である。
【図１０】責任分担率を０.８ とするときの融通電力と
周波数偏差を示す図である。
周波数偏差を示す図である。
【図１１】責任分担率を１.０ とするときの融通電力と
周波数偏差を示す図である。
周波数偏差を示す図である。
【図１２】責任分担率による周波数の標準偏差の違いを
示す図である。
示す図である。
１ａ，１ｂ…電力需給システム、２ａ，２ｂ…負荷、３
ａ，３ｂ…発電機、４ａ，４ｂ…需給制御系、５ａ，５
ｂ…発電指令、６ａ，６ｂ…発電量、７ａ，７ｂ…需給
不均衡量、１１…融通指令決定装置、１２…責任分担
率、１３ａ…責任分担量、１４…直流連系線、１５…融
通指令、１６…融通電力、１７ａ，17ｂ…周波数偏差。
ａ，３ｂ…発電機、４ａ，４ｂ…需給制御系、５ａ，５
ｂ…発電指令、６ａ，６ｂ…発電量、７ａ，７ｂ…需給
不均衡量、１１…融通指令決定装置、１２…責任分担
率、１３ａ…責任分担量、１４…直流連系線、１５…融
通指令、１６…融通電力、１７ａ，17ｂ…周波数偏差。
Claims (7)
- 【請求項１】メイン発電指令に対して発電量を追従させ
る発電機と、変動負荷に対して発電量を一致させるよう
発電機に対して発電指令を出す需給制御系とを備えた電
力需給システム、 各電力需給システムの負荷と発電量の差を需給不均衡量
とし、複数の電力需給システムを電力連系線で接続した
もの全体を電力連系系統とし、 該電力連系線は時々刻々に与えられた融通指令どおりの
電力を流すとき、 電力連系系統を構成する各電力需給システムの需給不均
衡量の合計を、予め決定した一定の責任分担率で配分
し、配分結果と実際の需給不均衡量の差を融通指令とす
ることを特徴とする電力連系融通指令装置。 - 【請求項２】請求項第１項の電力連系融通指令装置にお
いて、 前記電力連系線を直流連系線で構成したことを特徴とす
る電力連系融通指令装置。 - 【請求項３】請求項第１項の電力連系融通指令装置にお
いて、 前記電力連系線を交流連系線で構成したことを特徴とす
る電力連系融通指令装置。 - 【請求項４】請求項第１項の電力連系融通指令装置にお
いて、 前記責任分担率が調整できることを特徴とする電力連系
融通指令装置。 - 【請求項５】請求項第１項の電力連系融通指令装置にお
いて、 前記責任分担率をシュミレーションによって求めること
を特徴とする電力連系融通指令装置。 - 【請求項６】請求項第１項の電力連系融通指令装置にお
いて、 前記需給不均衡量を各電力需給システムの周波数計測値
および前記電力連系線に流れる電力から算出することを
特徴とする電力連系融通指令装置。 - 【請求項７】請求項第１項の電力連系融通指令装置にお
いて、 前記責任分担率をシュミレーションによって変化させ、
各電力需給システムの周波数状態が安定した値になるよ
うに前記責任分担率を変化させることを特徴とする電力
連系融通指令装置。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP25467697A JP3356022B2 (ja) | 1997-09-19 | 1997-09-19 | 電力連系融通指令装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP25467697A JP3356022B2 (ja) | 1997-09-19 | 1997-09-19 | 電力連系融通指令装置 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH1198694A true JPH1198694A (ja) | 1999-04-09 |
| JP3356022B2 JP3356022B2 (ja) | 2002-12-09 |
Family
ID=17268323
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP25467697A Expired - Fee Related JP3356022B2 (ja) | 1997-09-19 | 1997-09-19 | 電力連系融通指令装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP3356022B2 (ja) |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2008047400A1 (en) * | 2006-10-16 | 2008-04-24 | Vpec, Inc. | Electric power system |
| US7652394B2 (en) | 2003-11-07 | 2010-01-26 | Responsiveload Limited | Responsive electricity grid substation |
| WO2011030558A1 (ja) | 2009-09-10 | 2011-03-17 | Abe Rikiya | 多端子型電力変換装置、多端子型電力授受装置及び電力ネットワークシステム |
| JP2011223714A (ja) * | 2010-04-08 | 2011-11-04 | Tokyo Electric Power Co Inc:The | 直流連系系統の制御装置 |
| JP2012010530A (ja) * | 2010-06-27 | 2012-01-12 | Rikiya Abe | 多端子型電力変換装置と電力システムならびにその制御プログラム |
| JP2012034452A (ja) * | 2010-07-29 | 2012-02-16 | Hitachi Ltd | スマートグリッドの監視制御方法及び装置 |
| CN102891496A (zh) * | 2011-07-22 | 2013-01-23 | 株式会社东芝 | 电量调整装置及方法、电量调整程序及电力供给系统 |
| JP2013510545A (ja) * | 2009-11-03 | 2013-03-21 | スパイリア、インコーポレイテッド | 動的分散型電力グリッド制御システム |
| JP2013138612A (ja) * | 2011-05-18 | 2013-07-11 | Rikiya Abe | 多端子型非同期連系装置、電力機器制御端末装置と電力ネットワークシステムおよびその制御方法 |
| US9018795B2 (en) | 2009-03-12 | 2015-04-28 | Vpec, Inc. | Alternating current autonomous distributed AC power system |
-
1997
- 1997-09-19 JP JP25467697A patent/JP3356022B2/ja not_active Expired - Fee Related
Cited By (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7652394B2 (en) | 2003-11-07 | 2010-01-26 | Responsiveload Limited | Responsive electricity grid substation |
| JPWO2008047400A1 (ja) * | 2006-10-16 | 2010-02-18 | Vpec株式会社 | 電力システム |
| WO2008047400A1 (en) * | 2006-10-16 | 2008-04-24 | Vpec, Inc. | Electric power system |
| US8415827B2 (en) | 2006-10-16 | 2013-04-09 | Vpec, Inc. | Electric power system |
| US9018795B2 (en) | 2009-03-12 | 2015-04-28 | Vpec, Inc. | Alternating current autonomous distributed AC power system |
| US9013902B2 (en) | 2009-09-10 | 2015-04-21 | The University Of Tokyo | Multi-terminal power conversion device, multi-terminal power transfer device, and power network system |
| WO2011030558A1 (ja) | 2009-09-10 | 2011-03-17 | Abe Rikiya | 多端子型電力変換装置、多端子型電力授受装置及び電力ネットワークシステム |
| JP2011061970A (ja) * | 2009-09-10 | 2011-03-24 | Rikiya Abe | 多端子型非同期連系装置、電力機器制御端末装置と電力ネットワークシステムおよびその制御方法 |
| JP2011182641A (ja) * | 2009-09-10 | 2011-09-15 | Rikiya Abe | 多端子型非同期連系装置、電力機器制御端末装置と電力ネットワークシステムおよびその制御方法 |
| JP2013510545A (ja) * | 2009-11-03 | 2013-03-21 | スパイリア、インコーポレイテッド | 動的分散型電力グリッド制御システム |
| JP2011223714A (ja) * | 2010-04-08 | 2011-11-04 | Tokyo Electric Power Co Inc:The | 直流連系系統の制御装置 |
| JP2012010530A (ja) * | 2010-06-27 | 2012-01-12 | Rikiya Abe | 多端子型電力変換装置と電力システムならびにその制御プログラム |
| JP2012034452A (ja) * | 2010-07-29 | 2012-02-16 | Hitachi Ltd | スマートグリッドの監視制御方法及び装置 |
| JP2013138612A (ja) * | 2011-05-18 | 2013-07-11 | Rikiya Abe | 多端子型非同期連系装置、電力機器制御端末装置と電力ネットワークシステムおよびその制御方法 |
| CN102891496A (zh) * | 2011-07-22 | 2013-01-23 | 株式会社东芝 | 电量调整装置及方法、电量调整程序及电力供给系统 |
| US9257849B2 (en) | 2011-07-22 | 2016-02-09 | Kabushiki Kaisha Toshiba | Electrical quantity adjusting apparatus, electrical quantity adjusting method, electrical quantity adjusting program and power supply system |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP3356022B2 (ja) | 2002-12-09 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Liu et al. | Non-disruptive load-side control for frequency regulation in power systems | |
| US10148089B2 (en) | Automatic power generation control in micro-grids | |
| Rimorov et al. | Quasi-steady-state approach for analysis of frequency oscillations and damping controller design | |
| JP3356022B2 (ja) | 電力連系融通指令装置 | |
| Papangelis et al. | Coordinated supervisory control of multi-terminal HVDC grids: A model predictive control approach | |
| Taranto et al. | Robust decentralised design for multiple FACTS damping controllers | |
| CN105932667B (zh) | 一种考虑网损分配的动态潮流仿真方法 | |
| KR102264862B1 (ko) | 에너지 저장장치의 관성제어를 위한 장치 및 방법 | |
| Naguru et al. | Design of a limited state feedback wide-area power system damping controller without communication channels | |
| US20190380091A1 (en) | Adaptive Method for Aggregation of Distributed Loads to Provide Emergency Frequency Support | |
| US11811409B2 (en) | Load frequency control device and load frequency control method | |
| Wang et al. | A new MPC scheme for damping wide-area electromechanical oscillations in power systems | |
| JP2015173570A (ja) | 自動周波数制御装置および自動周波数制御方法 | |
| US7526366B2 (en) | Electrical power control system, and method for setting electric state variables and/or parameters in a current conductor | |
| Thu et al. | Mitigation of low frequency oscillations by optimal allocation of power system stabilizers: Case study on MEPE test system | |
| Kumar et al. | Analysis of sampling frequency of discrete mode stabilizer in modern power system | |
| Ramanathan et al. | Small-disturbance angle stability enhancement through direct load control part I-framework development | |
| Shin et al. | A practical power system stabilizer tuning method and its verification in field test | |
| Börner et al. | Distributed Secondary Frequency Control via Price Consensus. | |
| Lian et al. | Distributed hierarchical control of multi-area power systems with improved primary frequency regulation | |
| Pawellek et al. | Utilization of HVDC-Systems in the International Grid Control Cooperation | |
| JP7486798B2 (ja) | 負荷周波数制御信号を推定する方法、プロセッサ、及びプログラム | |
| Rahmatian et al. | An approach to improve the pss performance and tuning process considering uncertainty in excitation system model using a novel grouping scheme | |
| AU2017417148B2 (en) | Control of multiple energy storages in a microgrid | |
| KR102309948B1 (ko) | 계통 주파수 측정 장치 및 방법 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| FPAY | Renewal fee payment (prs date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20081004 Year of fee payment: 6 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (prs date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20091004 Year of fee payment: 7 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (prs date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20091004 Year of fee payment: 7 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (prs date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20101004 Year of fee payment: 8 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (prs date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20111004 Year of fee payment: 9 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (prs date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20121004 Year of fee payment: 10 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (prs date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20131004 Year of fee payment: 11 |
|
| LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |