WO2015115325A1 - 電力系統監視装置および電力系統監視方法 - Google Patents

電力系統監視装置および電力系統監視方法 Download PDF

Info

Publication number
WO2015115325A1
WO2015115325A1 PCT/JP2015/051824 JP2015051824W WO2015115325A1 WO 2015115325 A1 WO2015115325 A1 WO 2015115325A1 JP 2015051824 W JP2015051824 W JP 2015051824W WO 2015115325 A1 WO2015115325 A1 WO 2015115325A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
power system
model
measurement information
feature amount
power
Prior art date
Application number
PCT/JP2015/051824
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
昌洋 谷津
澄人 戸邊
Original Assignee
株式会社日立製作所
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 株式会社日立製作所 filed Critical 株式会社日立製作所
Publication of WO2015115325A1 publication Critical patent/WO2015115325A1/ja

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H02J13/00002—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by monitoring
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2203/00—Indexing scheme relating to details of circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J2203/20—Simulating, e g planning, reliability check, modelling or computer assisted design [CAD]
    • 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
    • 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
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
    • Y04S10/30—State monitoring, e.g. fault, temperature monitoring, insulator monitoring, corona discharge
    • 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
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S40/00—Systems for electrical power generation, transmission, distribution or end-user application management characterised by the use of communication or information technologies, or communication or information technology specific aspects supporting them
    • Y04S40/20—Information technology specific aspects, e.g. CAD, simulation, modelling, system security

Definitions

  • the present invention relates to a technique for monitoring a power system.
  • Patent Document 1 describes a technique for improving accuracy by adjusting a contraction model so that main swing modes before and after contraction coincide. Further, Patent Document 2 records the interconnected line fluctuation waveform in the interconnected line, thereby creating a contracted model that minimizes the difference between the recorded waveform and reducing the power system details even if the details are unknown. About techniques that can create models are described.
  • the characteristics of the power system may change due to changes in the operation of power equipment in the power system subject to the contract model. Even if a reduced model is created from the details of the electric power system, such a change in operation is not reflected in the reduced model, so the accuracy of the reduced model is lowered.
  • a power system monitoring apparatus includes a first power system model that is a model of the first power system, and a second power system that is linked to the first power system.
  • a storage unit for storing a second power system model, a plurality of patterns of power transmission paths that can be formed according to the state of power equipment in the second power system, a first power system, and a second power system Using a communication unit that receives first measurement information indicating the state of the first series of points periodically measured by the first measurement device provided at the first series point between By contracting the second power system model, a contracted model candidate corresponding to each pattern is created, a feature amount indicating the feature of each contracted model candidate is calculated, and based on the first measurement information, Reference feature value that is the feature value of the second power system The reduced model candidate corresponding to the feature quantity closest to the reference feature quantity is selected as the reduced model from the plurality of reduced model candidates, and the first power system model and the reduced model are used to select the reduced model candidate.
  • a contracted model can be created in consideration of changes in operation of power equipment in the power system.
  • the structure of the electric power system of Example 1 and a monitoring system is shown.
  • the reduced model creation process is shown.
  • the reduced model display screen is shown.
  • the structure of the electric power system and monitoring system of Example 2 is shown.
  • the calculation model display screen is shown.
  • FIG. 1 shows the configuration of the power system and the monitoring system of the first embodiment.
  • This monitoring system includes a control device 100, an input / output device 200, and a PMU (Phasor Measurement Unit) 210.
  • Another system 430 that is another power system is connected to the own system 410 that is a power system via a connection line 420.
  • the power system includes power facilities such as transmission lines, loads, and generators.
  • the other system 430 includes a partial system 430a and several generators 430b connected to the partial system 430a.
  • a PMU 210 is connected to the interconnection line 420.
  • the control device 100 is connected to the PMU 210.
  • An input / output device 200 is connected to the control device 100.
  • the control device 100 monitors and controls the own system 410.
  • the PMU 210 is synchronized with GPS (Global Positioning System), measures a phasor, a tidal current, and the like on the interconnection line 420 at a predetermined sampling period, and transmits the measurement information to the control device 100 as measurement information.
  • the phasor may be a voltage or a current.
  • the other system 430 is connected to a control device 300 that performs monitoring and control.
  • the control device 100 and the control device 300 are connected to each other via a communication network.
  • the own system 410, the PMU 210, the control device 100, and the input / output device 200 are operated by the first electric power company. Further, the other system 430 and the control device 300 are operated by a second electric power company.
  • the first electric power company may be called its own company, and the second electric power company may be called another company.
  • the control device 100 includes a storage unit 110, a calculation unit 120, and a communication unit 130.
  • the storage unit 110 stores a program and data for processing of the control device 100.
  • the arithmetic unit 120 is a microprocessor such as a CPU (Central Processing Unit), for example, and performs processing of the control device 100 in accordance with a program stored in the storage unit 110.
  • the communication unit 130 is connected to the power equipment in the PMU 210 or the own system 410 and performs communication.
  • the program of the control device 100 may be stored in a computer-readable storage medium.
  • the arithmetic unit 120 reads the program from the storage medium and writes the program to the internal storage unit 110.
  • the control device 100 creates a calculation model of the power system including the own system 410 and the other system 430, and monitors and controls the own system 410 using the calculation model. Therefore, the control apparatus 100 needs to simulate the own system 410 in detail and calculate, and simulates the own system 410 using a detailed model of the own system 410.
  • the detailed model indicates components such as a generator and a load in the own system 410, connection relations and impedances of transmission lines, an operation plan, and the like.
  • the control device 100 generates a contracted model by contracting the detailed model of the other system 430 for which data that can be acquired is limited. This contraction model shows the impedance of the power transmission network in the other system 430, the load connected to the power transmission network, the generator output, and the like.
  • the present invention can also be applied when a plurality of other systems are connected to the own system 410.
  • control device 100 there is equipment in the other system 430 from which the control device 100 can acquire online data.
  • the control device 300 of another company acquires online data of the generator output of the generator 430b of another company and transmits it to the control device 100 of the company with the liberalization of power.
  • the control device 100 can be used in the same manner as long as online data of a power facility such as a load in the other system 430 can be acquired.
  • the other system 430 may not have equipment that allows the control device 100 to acquire online data.
  • the storage unit 110 stores the detailed model of the own system 410 and the detailed model of the other system 430.
  • the arithmetic unit 120 receives online data from the own system 410 and stores it in the storage unit 110.
  • the detailed model of the own system 410 uses online data.
  • the communication unit 130 receives online data of the generator output of the generator 430 b from the control device 300 and stores it in the storage unit 110. Further, the communication unit 130 receives online data of measurement information of the PMU 210 and stores it in the storage unit 110.
  • the input / output device 200 includes a display device such as a display and an input device such as a keyboard and a pointing device.
  • the input / output device 200 displays information received from the control device 100, receives input from the user, and transmits it to the control device 100.
  • the input / output device 200 may be a terminal device such as a computer or a mobile communication terminal.
  • the control device 100 performs a reduced model creation process for creating a reduced model of the other system 430.
  • the power system includes a plurality of power transmission lines and components such as switches.
  • the connection state of the transmission line changes depending on whether the component device is on or off.
  • the control device 100 cannot acquire on / off information indicating the on / off state of the component devices in the other system 430.
  • power transmission paths that can be formed according to the state of the component devices are represented by a plurality of patterns. In the following description, each of these patterns is called an operation pattern candidate.
  • the plurality of operation pattern candidates are input to the input / output device 200 by the user of the control device 100 and stored in the storage unit 110.
  • Fig. 2 shows the contracted model creation process.
  • the calculation unit 120 changes the detailed model corresponding to each of the plurality of operation pattern candidates, and reduces the changed detailed model to create a reduced model candidate.
  • the calculation unit 120 can use a short-circuit capacitance method, a spectrum method, or the like as a reduction method.
  • the present invention is not particularly dependent on the reduction technique.
  • the reduced model candidate uses the generator output of the generator 430 b as online data obtained from the other system 430. By using online data for the reduced model of the other system 430, the simulation accuracy of the other system 430 can be improved.
  • the calculation unit 120 calculates the feature amount of the reduced model candidate corresponding to each operation pattern candidate.
  • the calculation unit 120 uses one or a plurality of combinations as feature values from eigenvalues, frequencies, attenuation factors, eigenvectors, spectra, and the like.
  • the arithmetic unit 120 uses, as a feature amount, a dominant eigenvalue that is an eigenvalue corresponding to the main oscillation mode among a plurality of eigenvalues of the power system.
  • the arithmetic unit 120 may use, as a feature amount, an eigenvalue that is least attenuated among a plurality of eigenvalues of the power system.
  • the eigenvalue indicates damping (real part) and frequency (imaginary part).
  • the arithmetic unit 120 obtains the feature amount of the other system 430 using the online data and sets it as the reference feature amount.
  • the online data here is measurement information such as a phasor and a tidal current in the interconnection line 420 measured by the PMU 210.
  • the calculation unit 120 can calculate the feature amount of the other system 430 viewed from the connection point by using the measurement information at the connection point of the own system 410 and the other system 430.
  • the calculation unit 120 selects the feature quantity closest to the reference feature quantity by comparing the feature quantity of each reduced model candidate with the reference feature quantity, and reduces the contraction amount corresponding to the selected feature quantity.
  • An approximate model candidate is selected as a contracted model
  • an operation pattern candidate corresponding to the selected contracted model candidate is selected as an operation pattern.
  • the contracted model candidate closest to the measured information can be selected as the contracted model, and the calculation model of the power system can be created with high accuracy.
  • an operation pattern can be estimated from a plurality of operation pattern candidates.
  • the control device 100 can acquire a part of connection information of the other system 430, the operation pattern candidates are narrowed down based on the connection information, and reduced model candidates corresponding to the operation pattern candidates are created. good.
  • the feature amount of the reduced model candidate corresponding to a plurality of operation pattern candidates is calculated, and the operation pattern is estimated by comparing with the reference feature amount based on the measurement data of the PMU 210. be able to. Further, by creating a contracted model using online data in the other system 430, the accuracy of the contracted model can be improved.
  • the arithmetic unit 120 displays, for example, the contracted model display screen indicating the determined contracted model on the input / output device 200. Furthermore, the calculation unit 120 monitors and controls the own system 410 using a calculation model including a detailed model of the own system 410 and a contracted model of the other system 430.
  • Fig. 3 shows the reduced model display screen.
  • the contracted model display screen shows the configuration of the contracted model and the connection status of the operation pattern as a result of the contracted model creation process.
  • the contracted model display screen shows the configuration diagram of the contracted model and the position of the switch in the other system 430 defined by the operation pattern.
  • the contracted model display screen shows the open / close state 510 defined by the operation pattern for the switch.
  • This reduced model display screen allows the user to know the operation pattern selected by the reduced model creation process.
  • the accuracy of the calculation model can be improved.
  • FIG. 4 shows the configuration of the power system and the monitoring system of the second embodiment.
  • Example 1 can be divided into other systems 450 and 470.
  • Other system 450 is connected to own system 410 via interconnection line 420.
  • the other system 470 is connected to the other system 450 via the interconnection line 460.
  • the other system 450 includes a partial system 450a and several generators 450b connected to the partial system 450a.
  • Other system 470 includes partial system 470a and several generators 470b connected to partial system 470a.
  • a PMU 210 is connected to the interconnection line 420.
  • a PMU 220 is connected to the interconnection line 460. The PMUs 210 and 220 are synchronized with each other using GPS.
  • the storage unit 110 includes a detailed model of the own system 410, a detailed model of the other system 450, a detailed model of the other system 470, a plurality of operation pattern candidates of the other system 450, and a plurality of operation pattern candidates of the other system 470. Is stored.
  • the communication unit 130 receives online data indicating measurement information of the PMUs 210 and 220 and stores it in the storage unit 110. Further, the communication unit 130 receives online data indicating the generator outputs of the generators 450 b and 470 b and stores the online data in the storage unit 110.
  • the computing unit 120 first performs a reduced model creation process for the other system 470 far from the own system 410 and then performs a reduced model creation process for the other system 450.
  • the contracted model creation process for the other system 470 is the same as the contracted model creation process of the first embodiment.
  • the reduced model candidate of the other system 470 created in S110 uses the online data of the generator 470b.
  • the arithmetic unit 120 calculates the reference feature amount of the other system 470 using the online data of the PMU 220.
  • the on-line data of the generator 450b is used as the reduced model candidate for the other system 450 created in S110 of the reduced model creation process for the other system 450.
  • the calculation unit 120 determines the reference feature amount of the feature amount of the other system 450 between the PMU 210 and the PMU 220 using the online data of the PMU 210 and the online data of the PMU 220.
  • the reference feature amount is calculated using the measurement value of one PMU as in the first embodiment.
  • the accuracy of the reference feature amount can be improved.
  • an example in which one PMU is provided in another system has been described, but a plurality of PMUs may be provided in another system.
  • the calculation unit 120 may create a simple contracted model candidate represented by equivalent synthetic impedance or loss.
  • the feature quantity in this case also becomes the equivalent synthetic impedance or loss.
  • the calculation unit 120 obtains an equivalent combined impedance of the other system 450 from the difference between the tidal current measured by the PMU 210 and the tidal current measured by the PMU 220.
  • the loss of the other system 450 may be obtained from the active power measured by the PMU 210 and the active power measured by the PMU 220.
  • the calculation unit 120 may determine whether or not the difference between the feature quantity closest to the reference feature quantity and the reference feature quantity is equal to or smaller than a predetermined threshold value. When the difference is equal to or smaller than the threshold value, the calculation unit 120 selects a reduced model candidate corresponding to the feature quantity closest to the reference feature quantity as the reduced model. When the difference is not less than or equal to the threshold value, the calculation unit 120 performs the contracted model creation process again using the contraction method similar to that of the first embodiment. As described above, when the other system 450 cannot be represented by a simple reduced model, a reduced model with higher accuracy can be created.
  • the reference feature value of the other system 450 is calculated using the online data of the PMUs 210 and 220 at both ends of the other system 450, thereby improving the accuracy of the reference feature value. And the accuracy of the reduced model can be improved.
  • the calculation unit 120 Since the PMUs 210 and 220 are synchronized with each other, the phase difference between the phase measured by the PMU 210 and the phase measured by the PMU 220 can be calculated. Therefore, after the contracted model creation process, the calculation unit 120 periodically calculates the phase difference between the PMUs 210 and 220 and determines whether or not the magnitude of the phase difference change exceeds a predetermined change amount threshold value. You may do it. When it is determined that the magnitude of the change in the phase difference exceeds the predetermined change amount threshold, the calculation unit 120 determines that a change in the other system 450 has occurred and outputs information indicating that the other system 450 has changed. To do.
  • the arithmetic unit 120 may execute a reduced model re-creation process for creating a reduced model again.
  • the contracted model re-creation process may be the same as the contracted model creation process, or only S130 and S140 of the contracted model creation process may be executed.
  • the calculation unit 120 calculates a new reference feature amount using new online data of the PMUs 210 and 220, and selects a new reference feature from a plurality of reduced model candidates created by the reduced model creation process. A reduced model candidate corresponding to the feature quantity closest to the feature quantity is selected as a new reduced model.
  • the reduced model re-creation process calculates a new reference feature and selects a new reduced model from the multiple reduced model candidates created by the reduced model creation process. Compared with the creation process, the amount of calculation can be reduced.
  • the arithmetic unit 120 may display, for example, change information indicating that the other system 450 has changed on the input / output device 200 or a preset destination. Change information may be sent to
  • FIG. 5 shows the display of change information.
  • the calculation model display screen includes a system display unit 610 indicating a power system corresponding to each model, a system instruction unit 620 indicating a system in which a change is detected, and a message display unit 630 indicating change information of the system.
  • This example of the calculation model display screen shows a case where a change in the other system 450 is detected.
  • the system instruction unit 620 indicates the other system 450 displayed on the system display unit 610
  • the message display unit 630 indicates that the other system 450 has changed.
  • the user may input a contracted model re-creation process instruction to the input / output device 200 while viewing the display of the change information.
  • the arithmetic unit 120 executes a reduced model re-creation process in accordance with an instruction from the user.
  • the user can know that there is a change in the other system 450 and the contracted model of the other system 450 needs to be changed.
  • the control device 100 can calculate the influence of shaking when an accident occurs in the power system by using the calculation model, and can calculate the control at that time. Further, when the power system changes due to work in the power system, it is possible to calculate changes in voltage and frequency due to the influence, and to calculate countermeasures. In addition, when the control device 100 is applied to a system stabilization system, when an accident occurs, control for reducing the influence of the accident can be calculated, and operation guidance can be output.
  • the power system monitoring device corresponds to the control device 100 or the like.
  • the storage unit corresponds to the storage unit 110 or the like.
  • the calculation unit corresponds to the calculation unit 120 or the like.
  • the communication unit corresponds to the communication unit 130 and the like.
  • the first power system corresponds to the own system 410 and the like.
  • the second power system corresponds to other systems 430, 450, and the like.
  • the third power system corresponds to the other system 470 and the like.
  • the first measuring device corresponds to the PMU 210 and the like.
  • the second measuring device corresponds to the PMU 220 or the like.
  • the first power system model corresponds to a detailed model of the own system 410 and the like.
  • the second power system model corresponds to a detailed model of the other systems 430 and 450.
  • the pattern corresponds to an operation pattern or the like.
  • the first series point corresponds to the interconnection line 420 and the like.
  • the second interconnection point corresponds to the interconnection line 460 and the like.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
  • Remote Monitoring And Control Of Power-Distribution Networks (AREA)

Abstract

　電力系統内の電力設備の運用の変化を考慮して縮約モデルを作成する。電力系統監視装置は、第二電力系統内の電力設備の状態に応じて形成可能な送電経路の複数のパターンを記憶する記憶部と、第一電力系統および第二電力系統の間の第一連系点に設けられている第一計測装置により定期的に計測された第一連系点の状態を示す第一計測情報を受信する通信部と、それぞれのパターンを用いて第二電力系統モデルを縮約することにより、それぞれのパターンに対応する縮約モデル候補を作成し、それぞれの縮約モデル候補の特徴を示す特徴量を算出し、第一計測情報に基づいて、第二電力系統の特徴量である基準特徴量を算出し、複数の縮約モデル候補の中から、基準特徴量に最も近い特徴量に対応する縮約モデル候補を縮約モデルとして選択する演算部と、を備える。

Description

電力系統監視装置および電力系統監視方法
　本発明は、電力系統を監視する技術に関する。
　大規模な電力系統の計算には時間がかかるため、影響の少ない部分を等価に縮約して計算モデルを作成し、演算時間の短縮をはかる必要がある。また、オンラインデータを取得できない系統を模擬する場合、その系統のオフラインデータを用いる縮約モデルを作成する。
　電力系統の縮約モデルは、その元となった詳細モデルからの変化が大きくなると、精度が落ちる問題がある。特許文献１には、縮約前後の主要な動揺モードが一致するように縮約モデルを調整して精度向上を図る技術が記載されている。また、特許文献２には、連系線における連系線動揺波形を記録することにより、記録された波形と差分がもっとも小さくなる縮約モデルを作成することで、電力系統の詳細が不明でも縮約モデルを作成できる技術が記載されている。
特許第５２５５９２４号公報 特開２０１２－１１４９９６号公報
　縮約モデルの対象となる電力系統内の電力設備の運用の変化により、電力系統の特徴が変化する場合がある。電力系統の詳細から縮約モデルを作成しても、そのような運用の変化は、縮約モデルに反映されないため、縮約モデルの精度が低くなる。
　上記課題を解決するために、本発明の一態様である電力系統監視装置は、第一電力系統のモデルである第一電力系統モデルと、第一電力系統に連系している第二電力系統のモデルである第二電力系統モデルと、第二電力系統内の電力設備の状態に応じて形成可能な送電経路の複数のパターンとを記憶する記憶部と、第一電力系統および第二電力系統の間の第一連系点に設けられている第一計測装置により定期的に計測された第一連系点の状態を示す第一計測情報を受信する通信部と、それぞれのパターンを用いて第二電力系統モデルを縮約することにより、それぞれのパターンに対応する縮約モデル候補を作成し、それぞれの縮約モデル候補の特徴を示す特徴量を算出し、第一計測情報に基づいて、第二電力系統の特徴量である基準特徴量を算出し、複数の縮約モデル候補の中から、基準特徴量に最も近い特徴量に対応する縮約モデル候補を縮約モデルとして選択し、第一電力系統モデルと縮約モデルとを用いて第一電力系統の状態を算出する演算部と、を備える。
　本発明の一態様によれば、電力系統内の電力設備の運用の変化を考慮して縮約モデルを作成することができる。
実施例１の電力系統と監視システムの構成を示す。 縮約モデル作成処理を示す。 縮約モデル表示画面を示す。 実施例２の電力系統と監視システムの構成を示す。 計算モデル表示画面を示す。
　以下、本発明の実施例について図面を用いて説明する。
　本実施例では、他の電力系統に連系している電力系統を監視する監視システムについて説明する。
　図１は、実施例１の電力系統と監視システムの構成を示す。
　この監視システムは、制御装置１００と、入出力装置２００と、ＰＭＵ（Phasor　Measurement　Unit）２１０とを含む。電力系統である自系統４１０には、連系線４２０を介して別の電力系統である他系統４３０が接続されている。電力系統は、送電線や負荷や発電機などの電力設備を含む。他系統４３０は、部分系統４３０ａと、部分系統４３０ａに接続されている幾つかの発電機４３０ｂと含む。連系線４２０には、ＰＭＵ２１０が接続されている。ＰＭＵ２１０には、制御装置１００が接続されている。制御装置１００には、入出力装置２００が接続されている。制御装置１００は、自系統４１０の監視および制御を行う。ＰＭＵ２１０は、ＧＰＳ（Global　Positioning　System）に同期しており、連系線４２０におけるフェーザや潮流などを所定のサンプリング周期毎に計測し、計測情報として制御装置１００へ送信する。フェーザは、電圧であっても良いし、電流であっても良い。
　他系統４３０には、これらの監視および制御を行う制御装置３００が接続されている。制御装置１００と制御装置３００は、通信ネットワークを介して互いに接続されている。
　ここで、自系統４１０とＰＭＵ２１０と制御装置１００と入出力装置２００とは、第一の電力会社により運用されている。また、他系統４３０と制御装置３００とは、第二の電力会社により運用されている。以下の説明において、第一の電力会社を自社と呼び、第二の電力会社を他社と呼ぶことがある。
　制御装置１００は、記憶部１１０と、演算部１２０と、通信部１３０とを含む。記憶部１１０は、制御装置１００の処理のためのプログラムおよびデータを格納する。演算部１２０は、例えばＣＰＵ（Central　Processing　Unit）などのマイクロプロセッサであり、記憶部１１０に格納されているプログラムに従って、制御装置１００の処理を行う。通信部１３０は、ＰＭＵ２１０や自系統４１０内の電力設備に接続され、通信を行う。
　なお、制御装置１００のプログラムは、コンピュータにより読み取り可能な記憶媒体に格納されていても良い。この場合、演算部１２０がその記憶媒体からプログラムを読み出し、そのプログラムを内部の記憶部１１０へ書き込む。
　制御装置１００は、自系統４１０と他系統４３０とを含む電力系統の計算モデルを作成し、その計算モデルを用いて自系統４１０の監視および制御を行う。そのため、制御装置１００は、自系統４１０を詳細に模擬して計算する必要があり、自系統４１０の詳細モデルを用いて自系統４１０を模擬する。詳細モデルは、自系統４１０における発電機や負荷などの構成機器や、送電線の接続関係やインピーダンスや、運用の計画などを示す。また、制御装置１００は、取得可能なデータが限られている他系統４３０の詳細モデルを縮約して縮約モデルを作成する。この縮約モデルは、他系統４３０内の送電網のインピーダンスや、送電網に接続された負荷や、発電機出力などを示す。なお、複数の他系統が自系統４１０に接続されている場合にも、本発明を適用できる。
　本実施例では、他系統４３０内に、制御装置１００がオンラインデータを取得できる設備があるとする。ここでは、電力自由化に伴い、他社の制御装置３００が、他社の発電機４３０ｂの発電機出力のオンラインデータを取得し、自社の制御装置１００へ送信しているとする。なお、制御装置１００は、発電機４３０ｂ以外に、他系統４３０内の負荷などの電力設備のオンラインデータが取得可能であれば同様に用いることができる。また、他系統４３０内に、制御装置１００がオンラインデータを取得できる設備が無くても良い。
　記憶部１１０は、自系統４１０の詳細モデルと、他系統４３０の詳細モデルとを格納する。演算部１２０は、自系統４１０からオンラインデータを受信し、記憶部１１０へ保存する。自系統４１０の詳細モデルは、オンラインデータを用いる。更に、通信部１３０は、制御装置３００から発電機４３０ｂの発電機出力のオンラインデータを受信して記憶部１１０へ保存する。更に、通信部１３０は、ＰＭＵ２１０の計測情報のオンラインデータを受信して記憶部１１０へ保存する。
　入出力装置２００は、ディスプレイなどの表示装置や、キーボードやポインティングデバイスなどの入力装置を含む。入出力装置２００は、制御装置１００から受信した情報を表示し、ユーザからの入力を受け付けて制御装置１００へ送信する。入出力装置２００は、コンピュータや携帯通信端末などの端末装置であっても良い。
　制御装置１００は、他系統４３０の縮約モデルを作成する縮約モデル作成処理を行う。
　電力系統は、複数の送電線と、開閉器などの構成機器とを含んでいる。構成機器の入または切の状態により、送電線の接続状態が変化する。制御装置１００は、他系統４３０における構成機器の入または切の状態を示す入切情報を取得できない。但し、通常の運用時の他系統４３０において、構成機器の状態に応じて形成可能な送電経路は、複数のパターンで表される。以下の説明においては、これらのパターンのそれぞれを運用パターン候補と呼ぶ。複数の運用パターン候補は、制御装置１００のユーザにより入出力装置２００へ入力され、記憶部１１０に格納される。
　図２は、縮約モデル作成処理を示す。
　Ｓ１１０において、演算部１２０は、複数の運用パターン候補のそれぞれに対応して詳細モデルを変更し、変更した詳細モデルを縮約して縮約モデル候補を作成する。ここで演算部１２０は、縮約手法として、短絡容量法やスペクトル法などを用いることができる。本発明は、特に縮約手法に依存しない。ここで、縮約モデル候補は、他系統４３０から得られるオンラインデータとして、発電機４３０ｂの発電機出力を用いる。他系統４３０の縮約モデルがオンラインデータを用いることにより、他系統４３０の模擬の精度を向上させることができる。
　続いて、Ｓ１２０において、演算部１２０は、それぞれの運用パターン候補に対応する縮約モデル候補の特徴量を算出する。ここで演算部１２０は、特徴量として、例えば固有値、周波数、減衰率、固有ベクトル、スペクトル等から、１あるいは複数の組み合わせを使用する。例えば、演算部１２０は、電力系統の複数の固有値のうち、主要な動揺モードに対応する固有値である優勢固有値を、特徴量として用いる。また、演算部１２０は、電力系統の複数の固有値のうち、最も減衰しない固有値を、特徴量として用いても良い。固有値は、ダンピング（実部）と周波数（虚部）を示す。特徴量として固有値、周波数、減衰率、固有ベクトル、スペクトル等を用いることにより、他系統４３０の縮約モデル候補から特徴量を算出できると共に、他系統４３０の連系点のＰＭＵ２１０のオンラインデータからも特徴量を算出でき、それらを比較することができる。
　Ｓ１３０において、演算部１２０は、オンラインデータを用いて、他系統４３０の特徴量を求めて基準特徴量とする。ここでのオンラインデータは、ＰＭＵ２１０により計測された連系線４２０におけるフェーザや潮流などの計測情報である。演算部１２０は、自系統４１０と他系統４３０の連系点における計測情報を用いることにより、連系点から見た他系統４３０の特徴量を算出することができる。
　Ｓ１４０において、演算部１２０は、それぞれの縮約モデル候補の特徴量と、基準特徴量とを比較することにより、基準特徴量に最も近い特徴量を選択し、選択された特徴量に対応する縮約モデル候補を縮約モデルとして選択し、選択された縮約モデル候補に対応する運用パターン候補を運用パターンとして選択する。これにより、計測された情報に最も近い縮約モデル候補を縮約モデルとして選択でき、電力系統の計算モデルを精度良く作成できる。また、複数の運用パターン候補の中から運用パターンを推定することができる。
　なお、制御装置１００が、他系統４３０の一部の接続情報を取得できる場合、その接続情報に基づいて、運用パターン候補を絞り込み、各運用パターン候補に対応する縮約モデル候補を作成しても良い。
　以上の縮約モデル作成処理によれば、複数の運用パターン候補に対応する縮約モデル候補の特徴量を算出し、ＰＭＵ２１０の計測データに基づく基準特徴量と比較することにより、運用パターンを推定することができる。また、他系統４３０内のオンラインデータを用いる縮約モデルを作成することにより、縮約モデルの精度を向上させることができる。
　縮約モデル作成処理により縮約モデルが決定されると、演算部１２０は、例えば、決定された縮約モデルを示す縮約モデル表示画面を入出力装置２００に表示させる。更に演算部１２０は、自系統４１０の詳細モデルと他系統４３０の縮約モデルとを含む計算モデルを用いて、自系統４１０の監視および制御を行う。
　図３は、縮約モデル表示画面を示す。
　縮約モデル表示画面は、縮約モデル作成処理の結果として、縮約モデルの構成や、運用パターンの接続状態などを示す。例えば、縮約モデル表示画面は、縮約モデルの構成図と、運用パターンで定められた他系統４３０内の開閉器の位置を示す。更に縮約モデル表示画面は、その開閉器について運用パターンで定められた開閉状態５１０を示す。
　この縮約モデル表示画面によれば、ユーザは、縮約モデル作成処理により選択された運用パターンを知ることができる。
　本実施例においては、他系統内にＰＭＵが設置され、制御装置１００がそのＰＭＵからオンラインデータが取得できる場合、計算モデルの精度向上が図ることができる。
　図４は、実施例２の電力系統と監視システムの構成を示す。
　実施例１の他系統４３０が、他系統４５０、４７０へ分割されることができるとする。自系統４１０には、連系線４２０を介して他系統４５０が接続されている。他系統４５０には、連系線４６０を介して他系統４７０が接続されている。他系統４５０は、部分系統４５０ａと、部分系統４５０ａに接続されている幾つかの発電機４５０ｂとを含む。他系統４７０は、部分系統４７０ａと、部分系統４７０ａに接続されている幾つかの発電機４７０ｂとを含む。連系線４２０には、ＰＭＵ２１０が接続されている。連系線４６０には、ＰＭＵ２２０が接続されている。ＰＭＵ２１０、２２０は、ＧＰＳを用いて互いに同期している。
　記憶部１１０は、自系統４１０の詳細モデルと、他系統４５０の詳細モデルと、他系統４７０の詳細モデルと、他系統４５０の複数の運用パターン候補と、他系統４７０の複数の運用パターン候補とを格納する。通信部１３０は、ＰＭＵ２１０、２２０の計測情報を示すオンラインデータを受信し、記憶部１１０へ保存する。更に通信部１３０は、発電機４５０ｂ、４７０ｂの発電機出力を示すオンラインデータを受信し、記憶部１１０へ保存する。
　演算部１２０は、まず、自系統４１０から遠い他系統４７０に対して縮約モデル作成処理を行い、次に他系統４５０に対して縮約モデル作成処理を行う。
　他系統４７０に対する縮約モデル作成処理は、実施例１の縮約モデル作成処理と同様である。Ｓ１１０により作成される他系統４７０の縮約モデル候補は、発電機４７０ｂのオンラインデータを用いる。Ｓ１３０において、演算部１２０は、ＰＭＵ２２０のオンラインデータを用いて、他系統４７０の基準特徴量を算出する。
　他系統４５０に対する縮約モデル作成処理のＳ１１０により作成される他系統４５０の縮約モデル候補は、発電機４５０ｂのオンラインデータを用いる。Ｓ１４０において、演算部１２０は、ＰＭＵ２１０のオンラインデータとＰＭＵ２２０のオンラインデータとを用いて、ＰＭＵ２１０とＰＭＵ２２０の間の他系統４５０の特徴量の基準特徴量を決定する。このように互いに同期する二つのＰＭＵ２１０、２２０の計測値を用いて基準特徴量を算出することにより、実施例１のように一つのＰＭＵの計測値を用いて基準特徴量を算出する場合に比べて、基準特徴量の精度を向上させることができる。ここでは、他系統内に一つのＰＭＵが設けられている例について説明したが、他系統内に複数のＰＭＵが設けられていても良い。
　また、他系統４５０に対する縮約モデル作成処理において、演算部１２０は、等価合成インピーダンスまたはロスで表される単純な縮約モデル候補を作成しても良い。この場合の特徴量も、その等価合成インピーダンスまたはロスになる。また、ＰＭＵ２１０、２２０の計測情報が潮流を含む場合、Ｓ１４０において、演算部１２０は、ＰＭＵ２１０で計測された潮流とＰＭＵ２２０で計測された潮流との差から、他系統４５０の等価合成インピーダンスを求めても良いし、ＰＭＵ２１０で計測された有効電力とＰＭＵ２２０で計測された有効電力とから、他系統４５０のロスを求めても良い。等価合成インピーダンスまたはロスを用いた単純な縮約モデル候補を作成することにより、縮約モデル作成処理の演算量や、罫線モデルを用いた自系統４１０の監視の演算量を削減することができる。
　但し、等価合成インピーダンスまたはロスを用いて、すべての他系統４５０を精度良く表すことは困難である。そこで、Ｓ１４０において、演算部１２０は、基準特徴量に最も近い特徴量と基準特徴量との差が所定の閾値以下であるか否かを判定しても良い。差が閾値以下である場合、演算部１２０は、基準特徴量に最も近い特徴量に対応する縮約モデル候補を縮約モデルとして選択する。差が閾値以下でない場合、演算部１２０は、実施例１と同様の縮約手法を用いて、再び縮約モデル作成処理を行う。このように、単純な縮約モデルで他系統４５０を表せない場合、より精度の高い縮約モデルを作成することができる。
　他系統４５０に対する縮約モデル作成処理によれば、他系統４５０の両端のＰＭＵ２１０、２２０のオンラインデータを用いて、他系統４５０の基準特徴量を算出することにより、基準特徴量の精度を向上させることができ、縮約モデルの精度を向上させることができる。
　ＰＭＵ２１０、２２０が互いに同期していることにより、ＰＭＵ２１０で計測された位相とＰＭＵ２２０で計測された位相との位相差を算出することができる。そこで、縮約モデル作成処理の後、演算部１２０は、ＰＭＵ２１０、２２０の間の位相差を定期的に算出し、位相差の変化の大きさが所定の変化量閾値を上回るか否かを判定しても良い。位相差の変化の大きさが所定の変化量閾値を上回ると判定された場合、演算部１２０は、他系統４５０の変化が発生したと判定し、他系統４５０が変化したことを示す情報を出力する。また、他系統４５０の変化が発生したと判定された場合、演算部１２０は、再び縮約モデルを作成する縮約モデル再作成処理を実行しても良い。縮約モデル再作成処理は、縮約モデル作成処理と同様であっても良いし、縮約モデル作成処理のうちＳ１３０およびＳ１４０だけを実行しても良い。この場合、演算部１２０は、ＰＭＵ２１０、２２０の新たなオンラインデータを用いて新たな基準特徴量を算出し、縮約モデル作成処理により作成された複数の縮約モデル候補の中から、新たな基準特徴量に最も近い特徴量に対応する縮約モデル候補を新たな縮約モデルとして選択する。
　このようにＰＭＵ２１０、２２０の計測情報に基づいて他系統４５０の変化を検出することにより、他系統４５０の変化に応じて他系統４５０の縮約モデルを変更し、計算モデルの精度を向上させることができる。また、縮約モデル再作成処理が新たな基準特徴量を算出し、縮約モデル作成処理により作成された複数の縮約モデル候補の中から新たな縮約モデルを選択することにより、縮約モデル作成処理に比べて演算量を削減することができる。
　他系統４５０の変化が発生したと判定された場合、演算部１２０は、例えば、他系統４５０が変化したことを示す変化情報を入出力装置２００に表示させても良いし、予め設定された宛先へ変化情報を送信しても良い。
　図５は、変化情報の表示を示す。
　計算モデル表示画面は、各モデルに対応する電力系統を示す系統表示部６１０と、変化を検出した系統を示す系統指示部６２０と、その系統の変更情報などを示すメッセージ表示部６３０とを含む。この計算モデル表示画面の例は、他系統４５０の変化が検出された場合を示す。この場合、系統指示部６２０は、系統表示部６１０に表示された他系統４５０を指し、メッセージ表示部６３０は、他系統４５０に変化があったことを示す。ここで、ユーザが変更情報の表示を見て縮約モデル再作成処理の指示を入出力装置２００へ入力しても良い。この場合、演算部１２０は、ユーザからの指示に応じて縮約モデル再作成処理を実行する。
　この計算モデル表示画面によれば、ユーザは、他系統４５０に変化があり、他系統４５０の縮約モデルを変更する必要があることを知ることができる。
　制御装置１００は、計算モデルを用いることにより、電力系統に事故が発生した場合の動揺の影響を計算し、そのときの制御を計算することができる。また、電力系統での作業により、電力系統が変化したときに、その影響による電圧や周波数の変化を計算し、その対策を計算することができる。また、制御装置１００を系統安定化システムに適用し、事故が起きた時に、事故の影響を少なくするための制御を計算し、操作のガイダンスを出力することができる。
　本発明の表現のための用語について説明する。電力系統監視装置は、制御装置１００などに対応する。記憶部は、記憶部１１０などに対応する。演算部は、演算部１２０などに対応する。通信部は、通信部１３０などに対応する。第一電力系統は、自系統４１０などに対応する。第二電力系統は、他系統４３０、４５０などに対応する。第三電力系統は、他系統４７０などに対応する。第一計測装置は、ＰＭＵ２１０等に対応する。第二計測装置は、ＰＭＵ２２０等に対応する。第一電力系統モデルは、自系統４１０の詳細モデルなどに対応する。第二電力系統モデルは、他系統４３０、４５０の詳細モデルなどに対応する。パターンは、運用パターンなどに対応する。第一連系点は、連系線４２０などに対応する。第二連系点は、連系線４６０などに対応する。
　本発明は、以上の実施例に限定されるものでなく、その趣旨から逸脱しない範囲で、他の様々な形に変更することができる。
　１００…制御装置　１１０…記憶部　１２０…演算部　１３０…通信部　２００…入出力装置　３００…制御装置　４１０…自系統　４２０、４６０…連系線　４３０、４４０、４６０…他系統　４３０ａ、４４０ａ、４６０ａ…部分系統　４３０ｂ、４５０ｂ、４７０ｂ…発電機
 

Claims (10)

  1. 　第一電力系統のモデルである第一電力系統モデルと、前記第一電力系統に連系している第二電力系統のモデルである第二電力系統モデルと、前記第二電力系統内の電力設備の状態に応じて形成可能な送電経路の複数のパターンとを記憶する記憶部と、
    　前記第一電力系統および前記第二電力系統の間の第一連系点に設けられている第一計測装置により定期的に計測された前記第一連系点の状態を示す第一計測情報を受信する通信部と、
    　それぞれのパターンを用いて前記第二電力系統モデルを縮約することにより、それぞれのパターンに対応する縮約モデル候補を作成し、それぞれの縮約モデル候補の特徴を示す特徴量を算出し、前記第一計測情報に基づいて、前記第二電力系統の特徴量である基準特徴量を算出し、前記複数の縮約モデル候補の中から、前記基準特徴量に最も近い特徴量に対応する縮約モデル候補を縮約モデルとして選択し、前記第一電力系統モデルと前記縮約モデルとを用いて前記第一電力系統の状態を算出する演算部と、
    を備える、
    電力系統監視装置。
  2. 　前記記憶部は、前記第二電力系統に連系している第三電力系統のモデルである第三電力系統モデルを記憶し、
    　前記通信部は、前記第二電力系統および前記第三電力系統の間の第二連系点に設けられている第二計測装置により定期的に計測された前記第二連系点の状態を示す第二計測情報を受信し、
    　前記演算部は、前記第一計測情報および前記第二計測情報に基づいて、前記基準特徴量を算出する、
    請求項１に記載の電力系統監視装置。
  3. 　前記第一計測装置および前記第二計測装置は、互いに同期しており、
    　前記第一計測情報は、前記第一計測装置により計測された第一位相を示し、
    　前記第二計測情報は、前記第二計測装置により計測された第二位相を示す、
    請求項２に記載の電力系統監視装置。
  4. 　前記演算部は、前記第一位相と前記第二位相の位相差を定期的に算出し、前記位相差の変化の大きさを示す変化量を算出し、前記変化量が予め定められた変化量閾値を上回るか否かを判定し、前記変化量が前記変化量閾値を上回ると判定された場合、前記第二電力系統が変化したことを示す情報を出力する、
    請求項３に記載の電力系統監視装置。
  5. 　前記演算部は、前記第一位相と前記第二位相の位相差を定期的に算出し、前記位相差の変化の大きさを示す変化量を算出し、前記変化量が予め定められた変化量閾値を上回るか否かを判定し、前記変化量が前記変化量閾値を上回ると判定された場合、前記第一計測情報および前記第二計測情報に基づいて、前記縮約モデルを変更する、
    請求項３に記載の電力系統監視装置。
  6. 　前記変化量が前記変化量閾値を上回ると判定された場合、前記演算部は、前記第一計測情報および前記第二計測情報に基づいて、前記第二電力系統の特徴量である更新基準特徴量を算出し、前記複数の縮約モデル候補の中から、前記更新基準特徴量に最も近い特徴量に対応する縮約モデル候補を新たな縮約モデルとして選択する、
    請求項５に記載の電力系統監視装置。
  7. 　前記特徴量は、等価合成インピーダンスである、
    請求項３に記載の電力系統監視装置。
  8. 　前記特徴量は、固有値、固有ベクトル、周波数、減衰率の何れかを含む、
    請求項１に記載の電力系統監視装置。
  9. 　前記演算部は、前記縮約モデルに対応するパターンを示す情報を表示させる、
    請求項１に記載の電力系統監視装置。
  10. 　第一電力系統のモデルである第一電力系統モデルと、前記第一電力系統に連系している第二電力系統のモデルである第二電力系統モデルと、前記第二電力系統内の電力設備の状態に応じて形成可能な送電経路の複数のパターンとを記憶し、
    　前記第一電力系統および前記第二電力系統の間の第一連系点に設けられている第一計測装置により定期的に計測された前記第一連系点の状態を示す第一計測情報を受信し、
    　それぞれのパターンを用いて前記第二電力系統モデルを縮約することにより、それぞれのパターンに対応する縮約モデル候補を作成し、
    　それぞれの縮約モデル候補の特徴を示す特徴量を算出し、
    　前記第一計測情報に基づいて、前記第二電力系統の特徴量である基準特徴量を算出し、
    　前記複数の縮約モデル候補の中から、前記基準特徴量に最も近い特徴量に対応する縮約モデル候補を縮約モデルとして選択し、
    　前記第一電力系統モデルと前記縮約モデルとを用いて前記第一電力系統の状態を算出する、
    ことを備える、
    電力系統監視方法。
     
PCT/JP2015/051824 2014-02-03 2015-01-23 電力系統監視装置および電力系統監視方法 WO2015115325A1 (ja)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2014-018421 2014-02-03
JP2014018421A JP6129758B2 (ja) 2014-02-03 2014-02-03 電力系統監視装置および電力系統監視方法

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2015115325A1 true WO2015115325A1 (ja) 2015-08-06

Family

ID=53756899

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2015/051824 WO2015115325A1 (ja) 2014-02-03 2015-01-23 電力系統監視装置および電力系統監視方法

Country Status (2)

Country Link
JP (1) JP6129758B2 (ja)
WO (1) WO2015115325A1 (ja)

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP6410696B2 (ja) * 2015-09-18 2018-10-24 三菱電機株式会社 系統制御装置および系統安定化システム
JP6779171B2 (ja) 2017-04-27 2020-11-04 株式会社日立製作所 運用支援装置及び運用支援方法
JP6995821B2 (ja) * 2019-03-08 2022-01-17 株式会社日立製作所 外部ネットワークに対する等価パラメータを推定する方法およびシステム

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH1056735A (ja) * 1996-08-06 1998-02-24 Chugoku Electric Power Co Inc:The 電力系統のモデル作成装置
JP2006101619A (ja) * 2004-09-29 2006-04-13 Hitachi Ltd 電力系統の安定度診断装置、電力系統安定化装置および電力系統縮約支援装置
JP2008219974A (ja) * 2007-02-28 2008-09-18 Central Res Inst Of Electric Power Ind 電力系統縮約モデル作成装置、電力系統縮約モデル作成方法および電力系統縮約モデル作成プログラム
JP2012114996A (ja) * 2010-11-22 2012-06-14 Central Res Inst Of Electric Power Ind 縮約モデル決定装置、縮約モデル決定方法及び縮約モデル決定プログラム
JP2012170168A (ja) * 2011-02-09 2012-09-06 Tohoku Electric Power Co Inc 電力系統の縮約モデルのパラメータ推定方法及びその装置

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH1056735A (ja) * 1996-08-06 1998-02-24 Chugoku Electric Power Co Inc:The 電力系統のモデル作成装置
JP2006101619A (ja) * 2004-09-29 2006-04-13 Hitachi Ltd 電力系統の安定度診断装置、電力系統安定化装置および電力系統縮約支援装置
JP2008219974A (ja) * 2007-02-28 2008-09-18 Central Res Inst Of Electric Power Ind 電力系統縮約モデル作成装置、電力系統縮約モデル作成方法および電力系統縮約モデル作成プログラム
JP2012114996A (ja) * 2010-11-22 2012-06-14 Central Res Inst Of Electric Power Ind 縮約モデル決定装置、縮約モデル決定方法及び縮約モデル決定プログラム
JP2012170168A (ja) * 2011-02-09 2012-09-06 Tohoku Electric Power Co Inc 電力系統の縮約モデルのパラメータ推定方法及びその装置

Also Published As

Publication number Publication date
JP6129758B2 (ja) 2017-05-17
JP2015146679A (ja) 2015-08-13

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US9563722B2 (en) Sigma algebraic approximants as a diagnostic tool in power networks
US20140371929A1 (en) Source Impedance Estimation
KR20130113504A (ko) 변압기 진단 방법 및 장치
CN105900309B (zh) 微电网中稳定能量存储装置的控制
JP6129758B2 (ja) 電力系統監視装置および電力系統監視方法
KR101906383B1 (ko) 보호계전기 시험장비 운용 장치 및 방법
US20190391609A1 (en) Power system stabilization device and power system stabilization method
Lavenius et al. Performance assessment of PMU-based estimation methods of Thevenin equivalents for real-time voltage stability monitoring
Perić et al. Optimal signal selection for power system ambient mode estimation using a prediction error criterion
JP6756603B2 (ja) 電力系統の状態推定装置および状態推定方法
US9500685B2 (en) Handling resonances in a power transmission system
KR20230078486A (ko) 배전계통의 네트워크 토폴로지 및 전압 상태추정 방법 및 장치
WO2017090428A1 (ja) 電力系統監視装置および電力系統監視方法
Leelaruji et al. Computing sensitivities from synchrophasor data for voltage stability monitoring and visualization
CN110174602A (zh) 非线性负荷串联电弧故障判定方法及应用
Gong et al. Synchrophasor-based online modal analysis to mitigate power system interarea oscillation
EP3422025B1 (en) Method and apparatus for frequency adjustment
Duong et al. Architecture and laboratory implementation of a testing platform for Wide Area Monitoring Systems
KR20200132032A (ko) 전력망에서의 비선형 진동 검출장치 및 그 방법
RU2611259C1 (ru) Автоматизированное устройство определения предельных режимов электрических систем
Iwaki et al. System integrity protection scheme based on on-line transient stability calculation using protection relay device hardware
Ali et al. Real-time monitoring of inter-area power oscillation using Phasor Measurement Unit
Varricchio et al. Spectral energy indices for model order reduction
Wang et al. PMU-based monitoring of power system stability incorporating load and voltage dynamics
Venkatasubramanian et al. Decentralized estimation of power system dynamic models

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 15742571

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 15742571

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1