WO2016136630A1 - 系統安定度推定装置および系統安定度推定方法 - Google Patents

系統安定度推定装置および系統安定度推定方法 Download PDF

Info

Publication number
WO2016136630A1
WO2016136630A1 PCT/JP2016/054898 JP2016054898W WO2016136630A1 WO 2016136630 A1 WO2016136630 A1 WO 2016136630A1 JP 2016054898 W JP2016054898 W JP 2016054898W WO 2016136630 A1 WO2016136630 A1 WO 2016136630A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
phase difference
power
difference angle
system stability
maximum
Prior art date
Application number
PCT/JP2016/054898
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
雄介 高口
橋本　博幸
Original Assignee
三菱電機株式会社
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 三菱電機株式会社 filed Critical 三菱電機株式会社
Priority to JP2017502329A priority Critical patent/JP6203449B2/ja
Publication of WO2016136630A1 publication Critical patent/WO2016136630A1/ja

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q50/00—Information and communication technology [ICT] specially adapted for implementation of business processes of specific business sectors, e.g. utilities or tourism
    • G06Q50/06—Energy or water supply
    • 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
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/24—Arrangements for preventing or reducing oscillations of power in networks

Definitions

  • the present invention relates to a system stability estimation device and a system stability estimation method for estimating the transient stability of a plurality of system cross sections in an electric power system.
  • transient stability (whether or not a step-out phenomenon occurs) when an accident occurs in the power system is one of the important factors.
  • the present invention has been made to solve the above-described problems, and a system stability estimation apparatus and system stability estimation method for estimating the transient stability of a plurality of system cross sections in a power system with less computation time.
  • the purpose is to provide.
  • the system stability estimation apparatus includes a power phase difference angle curve calculation unit that calculates a power phase difference angle curve that represents a relationship between the output power of the generator and a phase difference angle, and a power phase difference angle curve based on the power phase difference angle curve.
  • the maximum power phase difference angle curve estimator that estimates the maximum power phase difference angle curve that expresses the relationship between the output power of the generator and the maximum phase difference angle that is the maximum point of reaching the phase difference angle after the accident, and the maximum power phase angle
  • a system stability margin calculating unit that calculates a system stability margin based on the curve.
  • the system stability estimation method includes (a) a step of calculating a power phase difference angle curve representing a relationship between the output power of the generator and a phase difference angle, and (b) a power generator based on the power phase difference angle curve. Estimating a maximum power phase difference angle curve representing the relationship between the amount of change in output power and the amount of change in maximum phase difference angle; and (c) estimating the maximum phase difference angle from the amount of change in output power in the power maximum phase difference angle curve. And calculating a margin for system stability.
  • the maximum phase difference angle can be estimated without performing detailed stability calculation in each system section.
  • a power phase difference angle curve is obtained from a detailed stability calculation result in a system cross section, and a power maximum phase difference angle curve is estimated based on the power phase difference angle curve. Therefore, it is possible to estimate the maximum phase difference angle due to the occurrence of an accident when the system state changes based on the maximum power phase difference angle curve, and the system stability margin can be calculated. That is, since the margin of the system stability can be calculated without performing the detailed stability calculation in the system cross section in which the system state has changed, the calculation time can be shortened.
  • FIG. 3 is a functional block diagram of the system stability estimation apparatus according to Embodiment 1.
  • FIG. 2 is a hardware configuration diagram of the system stability estimation apparatus according to Embodiment 1.
  • FIG. It is a figure which shows the power phase difference angle curve which concerns on Embodiment 1.
  • FIG. It is a figure for demonstrating the method of estimating the maximum electric power phase difference angle curve from the electric power phase difference angle curve which concerns on Embodiment 1.
  • FIG. It is a figure which shows the maximum power phase difference angle curve which concerns on Embodiment 1.
  • FIG. 3 is a flowchart showing the operation of the system stability estimation apparatus according to Embodiment 1.
  • 6 is a functional block diagram of a system stability estimation apparatus according to Embodiment 2.
  • FIG. 1 is a hardware configuration diagram of the system stability estimation apparatus according to Embodiment 1.
  • FIG. It is a figure which shows the power phase difference angle curve which concerns on Embodiment 1.
  • FIG. It is a figure for demonstrating the method of estimating
  • FIG. 6 is a flowchart showing the operation of the system stability estimation apparatus according to the second embodiment.
  • FIG. 10 is a functional block diagram of a system stability estimation apparatus according to Embodiment 3.
  • 10 is a flowchart showing the operation of the system stability estimation apparatus according to Embodiment 3.
  • FIG. 10 is a functional block diagram of a system stability estimation device according to Embodiment 4.
  • FIG. 1 is a functional block diagram of the system stability estimation apparatus 1 according to the first embodiment.
  • the system stability estimation apparatus 1 includes an arithmetic processing unit 150 and a data storage unit 180.
  • the arithmetic processing unit 150 stores data used for processing in the data storage unit 180 and reads the stored data.
  • the arithmetic processing unit 150 includes a sensor input unit 152, a data setting unit 154, a power phase difference angle curve calculation unit 160, a reference cross section maximum phase difference angle calculation unit 170, a power maximum phase difference angle curve estimation unit 171 and system stability. And a margin calculating unit 172.
  • the sensor input unit 152 receives a measurement value of an electric quantity (current, voltage, active power, reactive power, etc.) from the power system, and stores it in the data storage unit 180 as an electric quantity measurement value 181.
  • the data setting unit 154 receives the set value. Specifically, system constants such as transmission line impedance and transformer transformation ratio are received and stored in the data storage unit 180 as system information 182, and an assumed accident condition is received and the data storage unit 180 as an accident condition 183. To store.
  • system constants such as transmission line impedance and transformer transformation ratio
  • the power phase difference angle curve calculation unit 160 calculates a power phase difference angle curve. Specifically, the power phase difference angle curve is calculated using the electric quantity measurement value 181, the system information 182, and the accident condition 183 stored in the data storage unit 180. Then, the power phase difference angle curve coefficient defining the calculated power phase difference angle curve is stored in the data storage unit 180 as the power phase difference angle curve coefficient 186.
  • the power phase difference angle curve calculation unit 160 includes a detailed stability calculation unit 162 and a power phase difference angle curve coefficient identification unit 164.
  • the detailed stability calculation unit 162 performs the detailed stability calculation using the system information 182 and stores the result in the data storage unit 180 as the detailed stability calculation result 185.
  • a simulation that simulates the transient fluctuation phenomenon of the power system is executed, and at least the generator output active power (P e ) and the generator internal phase difference angle ( ⁇ ) are calculated.
  • the power phase difference angle curve coefficient identification unit 164 determines a power phase difference angle curve from the active power information and the phase difference angle information of the detailed stability calculation result 185, and identifies the power phase difference angle curve coefficient from the power phase difference angle curve. Then, the obtained power phase difference angle curve coefficient is stored in the data storage unit 180 as the power phase difference angle curve coefficient 186.
  • the reference cross section maximum phase difference angle calculation unit 170 calculates the power output from the detailed stability calculation result and calculates the maximum phase difference angle.
  • the power maximum phase difference angle curve estimation unit 171 uses the power phase difference angle curve calculated by the power phase difference angle curve calculation unit 160 to output the output power (generator output) of the generator before the accident and the generator after the accident occurs.
  • the power maximum phase difference curve showing the relationship of the maximum phase angle is estimated.
  • the maximum phase difference angle is the maximum reaching point of the generator phase difference angle after the accident occurs.
  • “before the accident” means immediately before the accident occurs.
  • “After the accident” means the time from the occurrence of the accident until the transient system disturbance due to the accident and the removal of the accident is sufficiently settled.
  • the system stability margin calculation unit 172 calculates a system stability margin when the system cross section changes.
  • FIG. 2 is a diagram illustrating a hardware configuration of the system stability estimation apparatus 1.
  • the data setting unit 154 in FIG. 1 can be realized by inputting with the input device 2001 shown in FIG.
  • the data storage unit 180 in FIG. 1 can be realized by storing in the main storage device 2003 shown in FIG. 2 and saving or reading and saving via a transmission medium.
  • the sensor input unit 152 measures the voltage, current, active power, reactive power, and the like of each bus and power transmission line connected to the system and stores them in the data storage unit 180.
  • the data setting unit 154 stores the transmission line impedance and the transformer transformation ratio in the data storage unit 180.
  • the target accident condition is stored in the data storage unit 180.
  • the power phase difference angle curve calculation unit 160, the reference cross section maximum phase difference angle calculation unit 170, the power maximum phase difference angle curve estimation unit 171 and the system stability margin calculation unit 172 in FIG. 1 read out data necessary for the CPU 2005 from the main storage device 2003. This is realized as a function of the CPU 2005 by executing a software program stored in the secondary storage device 2002. However, these may be realized in cooperation with a plurality of CPUs 2005, for example.
  • the power phase difference angle curve calculation unit 160, the reference cross section maximum phase difference angle calculation unit 170, the power maximum phase difference angle curve estimation unit 171 and the system stability margin calculation unit 172 are executed by the CPU 2005 of FIG. It was realized by operating in accordance with a software program stored in the above. However, instead of this, the power phase difference angle curve calculation unit 160, the reference cross section maximum phase difference angle calculation unit 170, the power maximum phase difference angle curve estimation unit 171 and the system stability margin calculation unit 172 perform the operation by an electrical circuit of hardware. You may implement
  • FIG. 3 is a diagram for explaining the basic concept of the method for estimating the power phase difference angle curve according to the first embodiment.
  • FIG. 3 is a diagram showing a power phase difference angle curve in a certain system section (hereinafter also referred to as a reference section).
  • the power phase angle curve shows the relationship between the ⁇ internal phase angle of the generator and the generator output P e.
  • the power phase difference angle curve is calculated by detailed stability calculation.
  • the power phase difference angle curve can be approximated by the following equation 1 from its characteristics.
  • P 0 , P 1 and P 2 are power phase difference angle curve coefficients.
  • the transmission power from the generator decreases as the system voltage decreases, so the mechanical input P m0 to the generator becomes redundant, and the generator itself accelerates to store kinetic energy. After that, when the accident is removed, the system voltage recovers, so the generator releases kinetic energy and decelerates.
  • the acceleration energy is relatively large, the generator continues to accelerate and the phase difference angle increases, and eventually a step-out phenomenon may occur.
  • the deceleration energy is relatively large, the phase difference angle of the generator spreads to a certain extent, but the balance is maintained at the phase difference angle that has been decelerated before reaching the step-out phenomenon.
  • the maximum phase difference angle ( ⁇ R0 ) is a phase difference angle at which acceleration energy (corresponding to area VA 0 ) and deceleration energy up to the maximum arrival point (corresponding to area VD 0 ) are equal. is there.
  • the system stability estimation apparatus 1 estimates the relationship between the mechanical input P m0 and the maximum phase difference angle ⁇ R0 from the power phase difference angle curve in the reference cross section, thereby making the mechanical input from the reference cross section. Is estimated to be the maximum phase difference angle ⁇ R1 at the system cross section where ⁇ P m is increased. More specifically, system stability estimating device 1 estimates the relationship between P e and the maximum phase angle ⁇ max based on the area method using power phase difference angle curve in the reference plane. Then, the margin of system stability is calculated based on the estimated maximum phase difference angle.
  • FIG. 4 is a diagram for explaining the principle of estimating the maximum power phase difference angle curve of the system stability estimation apparatus 1 according to the first embodiment.
  • FIG. 4 shows a power phase difference angle curve in the reference cross section.
  • the generator output P e increases [Delta] P m from P m0 in some state
  • the maximum phase difference angle from [delta] R0 to ⁇ increased by [delta] R1.
  • the acceleration energy (area VA 0 ) and the deceleration energy (area VD 0 ) are the same area. Therefore, it is possible to only power phase angle curve without performing detailed stability calculations, to calculate the maximum phase angle increment ⁇ for the output increment [Delta] P m.
  • the phase difference angle ( ⁇ C ) at the time of accident removal cannot be obtained accurately.
  • the initial phase difference angle ( ⁇ 0 ) and the phase angle advance amount during the accident ( ⁇ C ⁇ 0 ) are constant under the condition that the change ⁇ P m in the generator output is very small. Assume that there is. Through this process, it is possible to calculate the change amount ⁇ of the maximum phase difference angle from the power phase difference angle curve.
  • Equation 2 The increase in acceleration energy is equal to the increase in deceleration energy minus the decrease in deceleration energy. This relationship is expressed as Equation 2 using a power phase difference curve (Equation 1).
  • ⁇ P m and ⁇ can be uniquely determined as in Equation 4, for example, when ⁇ is changed variously (for example, by 1 [deg] by ⁇ 90 [deg] to 90 [deg])
  • ⁇ P m deviations ( ⁇ P m and ⁇ ) from P m and ⁇ R0 of the reference cross section are determined, and the maximum power phase difference angle curve (FIG. 5) can be obtained.
  • the margin of system stability when the generator output changes is obtained from the maximum power phase difference angle curve (FIG. 5).
  • the margin of system stability is defined by Equation 5.
  • ⁇ limit is the limit of the maximum phase difference angle due to the occurrence of an accident (for example, preset to 120 [deg])
  • ⁇ max is the maximum phase difference angle at the assumed generator output.
  • the system stability margin is also possible to define the value obtained by subtracting the acceleration energy from the area.
  • the system stability margin is also a method of calculating the system stability margin by giving a margin to the deceleration energy assuming the operation of the step-out prevention system by the system stabilization device or the like.
  • Equation 7 P e, i is i-th power information, and ⁇ i is i-th phase difference angle information.
  • the power phase difference angle curve coefficients (P 0 , P 1 , P 2 ) are determined from Equation 7. Specifically, the power phase difference angle curve coefficients (P 0 , P 1 , P 2 ) are calculated by transforming Expression 7 into Expression 8.
  • the power phase difference angle curve coefficients (P 0 , P 1 , P 2 ) calculated according to Equation 8 are used as the power phase difference angle curve coefficients in this system section.
  • the power phase difference angle curve is determined by substituting the obtained power phase difference angle curve coefficients (P 0 , P 1 , P 2 ) into Equation 1.
  • the maximum phase difference angle ⁇ R0 of the system cross section is obtained from the power phase difference curve.
  • the method for calculating the generator initial output P m0 and the maximum phase difference angle ⁇ R0 from the power phase difference angle curve by using the equal area method has been described, but the generator initial output and the generator included in the result of the detailed stability calculation
  • the maximum value of the phase difference angle may be employed as (P m0 , ⁇ R0 ), respectively.
  • FIG. 6 is a flowchart showing the operation of the system stability estimation apparatus 1. Each step shown in FIG. 6 is executed by each functional unit constituting the system stability estimation apparatus 1 shown in FIG.
  • the sensor input unit 152 measures the amount of electricity (current, voltage, active power, reactive power, etc.) from a bus or a transmission line connected to the power system, and the measured amount of electricity is used as an amount of electricity measurement value 181.
  • the data is stored in the data storage unit 180 (step S101).
  • the detailed stability calculation unit 162 included in the power phase difference angle curve calculation unit 160 performs the detailed stability calculation using the system information 182, the accident condition 183, and the electric quantity measurement value 181 (step S102). .
  • the power phase difference angle curve coefficient identification unit 164 calculates the power phase difference angle curve coefficients (P 0 , P 1 , P 2 ) according to Equation 8 using the result of the detailed stability calculation (step S103).
  • the power phase difference angle curve coefficient is stored in the data storage unit 180.
  • a power phase difference angle curve is determined by substituting the power phase angle curve coefficient into Equation 1 (step S104).
  • the reference cross section maximum phase difference angle calculation unit 170 calculates the power output (acceleration energy) from the detailed stability calculation result, and calculates the maximum phase difference angle ⁇ R0 in which the deceleration energy has the same area (step S105).
  • the maximum power phase difference angle curve estimation unit 171 sequentially obtains the maximum phase difference angle when the generator output is changed from the power phase difference angle curve based on the equation 4 by the equal area method, and connects the sample points.
  • a power maximum phase difference angle curve (FIG. 5) is estimated (step S106).
  • the system stability margin calculation unit 172 obtains the maximum phase difference angle ⁇ max at the assumed generator output from the power maximum phase difference angle curve (FIG. 5) (step S107). Then, based on Equation 5, a margin amount up to a preset maximum phase difference angle limit ⁇ limit is calculated (step S108).
  • the system stability estimation apparatus 1 is based on a power phase difference angle curve calculation unit 160 that calculates a power phase difference angle curve that represents the relationship between the output power of the generator and the phase difference angle, and the power phase difference angle curve.
  • a maximum power phase difference angle curve estimation unit 171 that estimates a maximum power phase difference angle curve that represents a relationship between the output power of the generator before the accident and the maximum phase difference angle that is the maximum point of reaching the phase difference angle after the accident;
  • a system stability margin calculating unit 172 that calculates a system stability margin based on the maximum power phase difference angle curve.
  • the maximum phase difference angle can be estimated without performing the detailed stability calculation in each system section.
  • the detailed stability calculation requires more calculation time, so if you try to calculate the power phase difference angle curve by performing the detailed stability calculation for each system section, enormous calculation time is required.
  • the power phase difference angle curve is obtained from the detailed stability calculation result in a certain system cross section, and the maximum power phase difference angle curve is estimated based on the power phase difference angle curve. Therefore, it becomes possible to estimate the maximum phase difference angle due to the occurrence of an accident when the system state changes based on the power maximum phase difference angle curve, and the system stability margin can be calculated. That is, since the system stability margin can be calculated without performing the detailed stability calculation in the section where the system state has changed, the calculation time can be shortened.
  • the maximum power phase difference angle curve estimation unit 171 estimates the maximum power phase difference angle curve on the assumption that the initial phase difference angle and the advance amount of the phase difference angle are constant. To do.
  • the system stability margin calculation unit 172 estimates the maximum phase difference angle ( ⁇ max ) from the power maximum phase difference angle curve and is predetermined as the maximum phase difference angle. And the phase difference angle ( ⁇ limit ) is compared to calculate the margin of system stability.
  • the value of the predetermined phase difference angle ( ⁇ limit ) it is possible to give a margin to the margin of the system stability, for example, assuming the operation of the step-out prevention system by the system stabilization device or the like. .
  • the system stability estimation method in this Embodiment 1 is based on (a) the process of calculating the power phase difference angle curve showing the relationship between the output electric power of a generator, and a phase difference angle, and (b) the power phase difference angle curve.
  • the maximum phase difference angle can be estimated without performing the detailed stability calculation in each system section.
  • the power phase difference angle curve is obtained from the detailed stability calculation result in a certain system cross section, and the power maximum phase difference angle curve is estimated based on the power phase difference angle curve. Therefore, it becomes possible to estimate the maximum phase difference angle due to the occurrence of an accident when the system state changes based on the power maximum phase difference angle curve, and the system stability margin can be calculated. That is, since the system stability margin can be calculated without performing the detailed stability calculation in the section where the system state has changed, the calculation time can be shortened.
  • step (b) the maximum phase difference angle curve is estimated on the assumption that the initial phase difference angle and the advance amount of the phase difference angle are constant.
  • step (c) the maximum phase difference angle is estimated from the power maximum phase difference curve, and the maximum phase difference angle is compared with a predetermined phase difference angle. Calculate the margin of system stability.
  • the value of the predetermined phase difference angle ( ⁇ limit ) it is possible to give a margin to the margin of the system stability, for example, assuming the operation of the step-out prevention system by the system stabilization device or the like. .
  • FIG. 7 is a functional block diagram of system stability estimation apparatus 1A according to the second embodiment.
  • the system stability estimation apparatus 1A further includes a power flow calculation unit 156 as compared with the system stability estimation apparatus 1 (FIG. 1) of the first embodiment.
  • Other functional configurations are the same as those in the first embodiment, and thus description thereof is omitted.
  • the power flow calculation unit 156 performs power flow power calculation. Specifically, a tidal current calculation for calculating a tidal current distribution in the power system to be estimated is performed using the electric quantity measurement value 181 and the grid information 182. The tidal current calculation is to calculate the tidal current distribution in the power system, and it is not necessary to analyze the transient state. Therefore, the calculation result can be output in a shorter time than the above detailed stability calculation.
  • the tidal current calculation unit 156 stores the power value included in the tidal current calculation result in the data storage unit 180 as the tidal current calculation result 184.
  • FIG. 8 is a flowchart showing the operation of the system stability estimation apparatus 1A.
  • the flowchart shown in FIG. 8 is obtained by further adding a step of calculating the amount of power change (step S207) to the flowchart shown in FIG.
  • Steps S201 to S206 in FIG. 8 are the same as steps S101 to S106 in FIG.
  • the power flow calculation unit 156 calculates a generator output in the power system by power flow calculation. Then, to calculate the power variation [Delta] P m from the generator output by the grid section embodying the detailed stability calculation.
  • step S208 estimates the maximum phase angle power variation [Delta] P m together against the power maximum phase angle curve (FIG. 5), calculates the amount of margin system stability To do.
  • the system stability estimation apparatus 1B further includes a power flow calculation unit 156 that calculates the amount of change in the output power of the generator by performing power flow calculation, and the system stability margin calculation unit 172 includes a power maximum The maximum phase difference angle is estimated from the amount of change in the output power in the phase difference angle curve, and the margin of system stability is calculated.
  • the value of the generator output is accurately calculated by the power flow calculation that can be calculated in a short calculation time.
  • the accuracy of the system stability margin can be improved.
  • the system stability estimation method includes (d) step (c) (that is, the maximum phase difference angle is estimated from the amount of change in output power in the power maximum phase difference angle curve, and the system stability margin is obtained.
  • step (c) that is, the maximum phase difference angle is estimated from the amount of change in output power in the power maximum phase difference angle curve, and the system stability margin is obtained.
  • step (c) the maximum phase difference angle is estimated from the amount of change in output power in the power maximum phase difference angle curve, and the system stability margin is obtained.
  • the system stability estimation apparatus 1B assumes that a power transaction has been performed when new power generation and consumption are expected to occur from the current system cross section.
  • the margin amount is calculated, and whether or not power trading is possible is determined based on the margin amount of the system stability.
  • FIG. 9 is a functional block diagram of system stability estimation apparatus 1B according to the third embodiment.
  • system stability estimation apparatus 1B further includes power transaction availability determination unit 173 and power transaction availability determination result output unit 174.
  • the data storage unit 180 further stores power transaction information 188 and a power transaction availability determination result 189.
  • the system stability estimation device 1B according to the third embodiment is compared with the system stability estimation device 1A according to the second embodiment, the power transaction availability determination unit 173, the power transaction availability determination result output unit 174, and the power transaction information. 188, the power transaction availability determination result 189 is added, the power transaction availability determination is performed based on the calculated system stability margin after power transaction, and the result is output.
  • the data setting unit 154 of the system stability estimation apparatus 1B includes, in addition to the operation of the data setting unit 154 of the system stability estimation apparatus 1A, power transaction information 188 including power sale information and power purchase information scheduled for power transaction. Is stored in the data storage unit 180.
  • the power flow calculation unit 156 selects a set of power sale information and power purchase information from the power transaction information 188, and executes a power transaction based on the information stored in each power system. Tidal current calculation is performed. Then, the generator output in the power system is calculated from the result of the power flow calculation.
  • the system stability margin calculation unit 172 compares the power change amount from the generator output that has already been subjected to the detailed stability calculation with the power maximum phase difference curve (FIG. 5) to determine the maximum phase difference angle. presume. Then, a margin for system stability is calculated.
  • the power transaction availability determination unit 173 determines whether or not power transaction is possible based on the grid stability margin. Then, the power transaction availability determination result 189 is stored in the data storage unit 180.
  • the power transaction availability determination result output unit 174 outputs the power transaction availability determination result 189 to, for example, an external display.
  • the power sale information with the lowest power sale price and the power purchase information with the highest power purchase price are combined.
  • information with early data setting timing is used. This embodiment does not specify a method for combining the power sale information and the power purchase information.
  • FIG. 10 is a flowchart showing the operation of the system stability estimation apparatus 1B. Steps S301 to S306 in FIG. 10 are the same as steps S201 to S206 in FIG.
  • the power flow calculation unit 156 selects a set of power sale information and power purchase information from the power transaction information 188, performs power flow calculation assuming a power system when the power transaction is performed, and outputs the generator output. Is calculated. Then, to calculate the power variation [Delta] P m from the generator output by the grid section embodying the detailed stability calculation.
  • step S309 as in the second embodiment, to estimate the maximum phase difference angle against the power maximum phase angle curve (FIG. 5) the power change amount [Delta] P m, calculates the amount of margin system stability To do.
  • step S310 the power transaction availability determination unit 173 performs the power transaction availability determination based on the calculated system stability margin.
  • the system stability estimation apparatus 1B further includes a power transaction feasibility determination unit 173, and the system stability margin calculation unit 172 calculates the margin of the system stability assuming a case where power is traded.
  • the power trading availability determination unit 173 determines whether or not power trading is possible based on the system stability margin.
  • the third embodiment in addition to the effects of the second embodiment, it is possible to calculate the amount of system stability margin according to the power transaction content, and to determine whether or not the power transaction can be performed in a short calculation time. Is possible.
  • the system stability estimation method includes (e) step (c) (that is, the maximum phase difference angle is estimated from the amount of change in the output power in the power maximum phase difference angle curve, and the system stability margin is obtained. And a step of determining whether or not power trading is possible on the basis of the margin of the system stability, and assuming that power trading is performed in step (c). Calculate the amount of margin.
  • the third embodiment it is possible to calculate a margin of grid stability according to the contents of power transaction, and it is possible to determine whether or not power transaction is possible in a short calculation time.
  • FIG. 11 is a functional block diagram of system stability estimation apparatus 1C according to the fourth embodiment.
  • system stability estimation apparatus 1C further includes an electrical quantity predicted value input unit 175.
  • the data storage unit 180 further stores a predicted electric quantity 190. Since other functional configurations are the same as those in the first embodiment, description thereof is omitted.
  • the predicted electric quantity input unit 175 receives predicted values of various electric quantities of the power system, and stores them as the predicted electric quantity 190 in the data storage unit 180.
  • the predicted values of various electric quantities include a voltage predicted value, a current predicted value, an active power predicted value, a reactive power predicted value, and the like.
  • the system stability estimation apparatus 1 ⁇ / b> C according to the fourth embodiment includes an electrical quantity predicted value input unit 175. Therefore, not only the various measurement values (voltage, current, active power, reactive power, etc.) input to the sensor input unit 152 but also the predicted values of electricity such as power generation output derived from renewable energy, load amount, and bus voltage. Can be input to the predicted electric quantity input unit 175.
  • the power phase difference angle curve calculation unit 160 performs a calculation by replacing a part or all of the electric quantity measurement value 181 with the electric quantity prediction value 190.
  • a configuration may be further provided with a predicted electric quantity input unit 175.
  • the power flow calculation unit 156 of the system stability estimation apparatus 1A performs a calculation by replacing a part or all of the electric quantity measurement value 181 with the electric quantity prediction value 190.
  • the system stability estimation apparatus 1B (FIG. 9) according to the third embodiment may further include a predicted electric quantity input unit 175. In this case, in the calculation performed by the system stability estimation apparatus 1A, the calculation is performed by replacing part or all of the measured electric quantity 181 with the predicted electric quantity 190.
  • the power generation output derived from renewable energy expected in the future in the detailed stability calculation and the power flow calculation Calculations based on predicted values of the amount of electricity such as the load amount and the bus voltage can be performed. As a result, it is possible to calculate a margin of system stability assuming a future system cross section.
  • 1, 1A, 1B System stability estimation device 150 arithmetic processing unit, 180 data storage unit, 152 sensor input unit, 154 data setting unit, 160 power phase difference angle curve calculation unit, 162 detailed stability calculation unit, 164 power phase difference angle Curve coefficient identification unit, 170 Reference phase maximum phase difference angle calculation unit, 171 Power maximum phase difference angle curve estimation unit, 172 System stability margin calculation unit, 173 Power transaction availability determination unit, 174 Power transaction availability determination result output unit, 175 Electric quantity Predicted value input unit, 180 data storage unit, 181 electricity measurement value, 182 system constant, 183 accident condition, 185 detailed stability calculation result, 186 power phase difference curve coefficient, 187 power maximum phase difference curve, 188 power transaction information, 189 Electricity transaction feasibility determination result, 190 electricity predicted value, 2001 input device, 20 2 secondary storage device, 2003 main storage, 2004 output device, 2005 CPU.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Business, Economics & Management (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Economics (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Marketing (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Human Resources & Organizations (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • Primary Health Care (AREA)
  • Strategic Management (AREA)
  • Tourism & Hospitality (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Business, Economics & Management (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • Public Health (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)

Abstract

　本発明は、より少ない演算時間で、電力系統における複数の系統断面の過渡安定度を推定する系統安定度推定装置および系統安定度推定方法の提供を目的とする。本発明に係る系統安定度推定装置１は、発電機の出力電力と相差角との関係を表す電力相差角曲線を算出する電力相差角曲線算出部１６０と、電力相差角曲線に基づいて、事故発生前の発電機の出力電力と事故発生後の発電機相差角最大到達点である最大相差角との関係を表す電力最大相差角曲線を推定する、電力最大相差角曲線推定部１７１と、電力最大相差角曲線に基づいて系統安定度の余裕量を算出する、系統安定度余裕算出部１７２と、を備える。

Description

系統安定度推定装置および系統安定度推定方法
　本発明は電力系統における複数の系統断面の過渡安定度を推定する系統安定度推定装置および系統安定度推定方法に関する。
　電力系統の運用、監視制御、系統安定化などの分野では、現在や将来の電力系統の安定度を計算し、制御量の算出などに役立てている。特に、電力系統で何らかの事故が発生した際の過渡安定度（脱調現象の発生有無）は重要な要素の一つとなっている。
　過渡安定度を評価するための一手段として、等面積法による手法が存在する。この等面積法を過渡安定度の評価に適用するに際しては、発電機の電力相差角曲線が必要になる。
　電力系統における事故時の挙動の評価手法としては、典型的には、いくつかの事故形態および系統状態を予め想定し、それぞれに対応する挙動を演算する方法がある。この時、電力相差角曲線の算出方法としては、詳細安定度計算を実施し、詳細安定度計算の計算結果に基づいて電力相差角曲線を算出する方法が一般的である（例えば特許文献１を参照）。
特開２００３－３４８７５４号公報
　いくつかの事故態様および系統状態について、電力系統の過渡安定度を等面積法により事前に推定するためには、事故や故障に伴う系統擾乱発生時の電力相差角曲線を推定することが必要であり、このような電力相差角曲線を推定するには、詳細安定度計算を実施せざるを得ない。
　電力系統内の発電機出力、負荷量、潮流は時々刻々と変化することから、常に最新の系統状態を想定した詳細安定度計算を実施することが望ましい。一方で、多くの電力設備での事故について電力系統の過渡安定度を事前に推定するためには、多数回の詳細安定度計算を実施しなければならず、演算時間が膨大となってしまう。
　本発明は以上のような課題を解決するためになされたものであり、より少ない演算時間で、電力系統における複数の系統断面の過渡安定度を推定する系統安定度推定装置および系統安定度推定方法の提供を目的とする。
　本発明に係る系統安定度推定装置は、発電機の出力電力と相差角との関係を表す電力相差角曲線を算出する電力相差角曲線算出部と、電力相差角曲線に基づいて、事故発生前の発電機の出力電力と事故発生後の発電機相差角最大到達点である最大相差角との関係を表す電力最大相差角曲線を推定する、電力最大相差角曲線推定部と、電力最大相差角曲線に基づいて系統安定度の余裕量を算出する、系統安定度余裕算出部と、を備える。
　本発明に係る系統安定度推定方法は、（ａ）発電機の出力電力と相差角との関係を表す電力相差角曲線を算出する工程と、（ｂ）電力相差角曲線に基づいて、発電機の出力電力の変化量と最大相差角の変化量との関係を表す電力最大相差角曲線を推定する工程と、（ｃ）電力最大相差角曲線における出力電力の変化量から最大相差角を推定し、系統安定度の余裕量を算出する工程と、を備える。
　本発明に係る系統安定度推定装置および系統安定度推定方法によれば、各系統断面での詳細安定度計算を実施することなく、最大相差角を推定できる。本発明によれば、ある系統断面における詳細安定度計算結果から電力相差角曲線を得て、電力相差角曲線に基づいて電力最大相差角曲線を推定する。よって、電力最大相差角曲線に基づいて、系統状態が変化した場合の事故発生による最大相差角を推定することが可能となり、系統安定度の余裕量を算出できる。つまり、系統状態が変化した系統断面における詳細安定度計算を実施することなく系統安定度の余裕量を算出できるので、演算時間を短縮することができる。
　この発明の目的、特徴、局面、および利点は、以下の詳細な説明と添付図面とによってより明白となる。
実施の形態１に係る系統安定度推定装置の機能ブロック図である。 実施の形態１に係る系統安定度推定装置のハードウェア構成図である。 実施の形態１に係る電力相差角曲線を示す図である。 実施の形態１に係る電力相差角曲線から最大電力相差角曲線を推定する方法を説明するための図である。 実施の形態１に係る最大電力相差角曲線を示す図である。 実施の形態１に係る系統安定度推定装置の動作を示すフローチャートである。 実施の形態２に係る系統安定度推定装置の機能ブロック図である。 実施の形態２に係る系統安定度推定装置の動作を示すフローチャートである。 実施の形態３に係る系統安定度推定装置の機能ブロック図である。 実施の形態３に係る系統安定度推定装置の動作を示すフローチャートである。 実施の形態４に係る系統安定度推定装置の機能ブロック図である。
　＜実施の形態１＞
　＜構成＞
　図１は、本実施の形態１における系統安定度推定装置１の機能ブロック図である。系統安定度推定装置１は、演算処理部１５０と、データ格納部１８０とを含む。演算処理部１５０は、処理に用いるデータをデータ格納部１８０に格納するとともに、格納したデータを読み出す。
　演算処理部１５０は、センサ入力部１５２と、データ設定部１５４と、電力相差角曲線算出部１６０と、基準断面最大相差角算出部１７０と、電力最大相差角曲線推定部１７１と、系統安定度余裕算出部１７２とを含む。
　センサ入力部１５２は、電力系統から電気量（電流、電圧、有効電力、無効電力など）の計測値を受け取り、電気量計測値１８１としてデータ格納部１８０に格納する。
　データ設定部１５４は、設定値を受け取る。具体的には、送電線インピーダンスや変圧器の変圧比などの系統定数を受け取り、系統情報１８２としてデータ格納部１８０に格納するとともに、想定する事故条件を受け取って、事故条件１８３としてデータ格納部１８０に格納する。
　電力相差角曲線算出部１６０は、電力相差角曲線を算出する。具体的には、データ格納部１８０に格納されている、電気量計測値１８１と、系統情報１８２と、事故条件１８３とを用いて、電力相差角曲線を算出する。そして、算出した電力相差角曲線を定義する電力相差角曲線係数を、電力相差角曲線係数１８６としてデータ格納部１８０に格納する。
　次に、図１に示す電力相差角曲線算出部１６０における電力相差角曲線の算出処理について説明する。電力相差角曲線算出部１６０は、詳細安定度計算部１６２と、電力相差角曲線係数同定部１６４とを含む。
　詳細安定度計算部１６２は、系統情報１８２を用いて、詳細安定度計算を実施し、その結果を詳細安定度計算結果１８５としてデータ格納部１８０に格納する。詳細安定度計算では、電力系統の過渡的動揺現象を模擬するシミュレーションが実行され、発電機出力の有効電力（Ｐｅ）および発電機内部相差角（δ）が少なくとも算出される。
　電力相差角曲線係数同定部１６４は、詳細安定度計算結果１８５の有効電力情報および相差角情報から電力相差角曲線を決定し、電力相差角曲線から電力相差角曲線係数を同定する。そして、得られた電力相差角曲線係数を、電力相差角曲線係数１８６としてデータ格納部１８０に格納する。
　基準断面最大相差角算出部１７０は、詳細安定度計算結果から電力出力を計算して、最大相差角を算出する。
　電力最大相差角曲線推定部１７１は、電力相差角曲線算出部１６０で算出した電力相差角曲線を用いて、事故発生前の発電機の出力電力（発電機出力）と事故発生後の発電機の最大相差角の関係を示す電力最大相差角曲線を推定する。ここで、最大相差角とは、事故発生後の発電機相差角の最大到達点である。ここで、「事故発生前」とは事故が発生する直前を意味する。また、「事故発生後」とは事故が発生してから、事故および事故除去に伴う過渡的な系統擾乱が十分に落ち着くまでの時間を意味する。系統安定度余裕算出部１７２は、系統断面変化時における系統安定度の余裕量の算出を行う。
　図２は、系統安定度推定装置１のハードウェア構成を示す図である。図１におけるデータ設定部１５４は図２に記載の入力装置２００１により入力して実現することができる。
　図１におけるデータ格納部１８０は図２に記載の主記憶装置２００３に記憶させて保存、または伝送媒体を介して読み込み保存することにより実現することができる。センサ入力部１５２は、系統に接続されている各母線、送電線などの電圧、電流、有効電力、無効電力などを計測し、データ格納部１８０に格納する。
　データ設定部１５４は、送電線インピーダンスや変圧器の変圧比などを、データ格納部１８０に格納する。また、対象とする事故条件をデータ格納部１８０に格納する。
　図１における電力相差角曲線算出部１６０、基準断面最大相差角算出部１７０、電力最大相差角曲線推定部１７１、系統安定度余裕算出部１７２は、ＣＰＵ２００５が必要なデータを主記憶装置２００３から読み出し、二次記憶装置２００２に記憶されたソフトウェアプログラムを実行することによりＣＰＵ２００５の機能として実現される。ただし、これらは、例えば複数のＣＰＵ２００５が連携して実現されてもよい。
　以上の説明では、電力相差角曲線算出部１６０、基準断面最大相差角算出部１７０、電力最大相差角曲線推定部１７１、系統安定度余裕算出部１７２は、図２のＣＰＵ２００５が二次記憶装置２００２等に記憶されたソフトウェアプログラムに従って動作することにより実現された。しかしこれに代えて、電力相差角曲線算出部１６０、基準断面最大相差角算出部１７０、電力最大相差角曲線推定部１７１、系統安定度余裕算出部１７２は、当該動作をハードウェアの電気回路で実現する信号処理回路により実現されてもよい。ソフトウェアの電力相差角曲線算出部１６０、基準断面最大相差角算出部１７０、電力最大相差角曲線推定部１７１、系統安定度余裕算出部１７２と、ハードウェアの電力相差角曲線算出部１６０、基準断面最大相差角算出部１７０、電力最大相差角曲線推定部１７１、系統安定度余裕算出部１７２とを合わせた概念として、「部」という語に代えて「処理回路」もしくは「モジュール」という語を用いることもできる。
　＜動作＞
　まず、本実施の形態１における電力相差角曲線の算出手法の基本的な考え方について説明する。図３は、本実施の形態１に係る電力相差角曲線の推定手法の基本的な考え方を説明するための図である。
　図３は、ある任意の系統断面（以下、基準断面とも記載する）における電力相差角曲線を示す図である。この電力相差角曲線は、発電機の内部相差角δと発電機出力Ｐｅとの関係を示している。電力相差角曲線は、詳細安定度計算によって算出される。電力相差角曲線は、その特徴から以下の式１のように近似できる。式１において、Ｐ０、Ｐ１、Ｐ２は電力相差角曲線係数である。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000001
　詳細安定度計算によって算出される電力相差角曲線から等面積法に基づいて最大相差角δｍａｘを推定する方法を説明する。図３に示すように、定常状態での発電機出力Ｐｅが機械的入力Ｐｍ０と等しいと想定し、事故発生に伴う電力相差角平面上の軌跡が機械的入力Ｐｍ０を下回る部分の面積ＶＡ０（加速エネルギー）と機械的入力Ｐｍ０を上回る部分の面積ＶＤ０（減速エネルギー）とを算出する。
　つまり、事故発生直後は系統電圧の低下に伴って発電機からの送電電力が減少するので、発電機への機械的入力Ｐｍ０が余剰になって発電機自体が加速して運動エネルギーを蓄える。その後、事故が除去されると、系統電圧が回復するので、発電機は運動エネルギーを放出して減速する。ここで、加速エネルギーが相対的に大きければ、発電機は加速を続けて相差角が拡大し、最終的には脱調現象を生じ得る。これに対して、減速エネルギーが相対的に大きければ、発電機の相差角はある程度まで広がるが、脱調現象に至る前に減速されてある相差角でバランスを維持することになる。
　この時、図３に示すように、最大相差角（δＲ０）は、加速エネルギー（面積ＶＡ０に相当）と最大到達点までの減速エネルギー（面積ＶＤ０に相当）とが等しくなる相差角である。
　このような最大相差角の算出を複数の系統断面について実施しようとすれば、各系統断面において詳細安定度計算を実施する必要がある。系統断面毎に詳細安定度計算を実施することは、膨大な演算時間が必要になる。
　そこで、本実施の形態１における系統安定度推定装置１は、基準断面における電力相差角曲線から機械的入力Ｐｍ０と最大相差角δＲ０との関係を推定することで、基準断面から機械的入力がΔＰｍ増大した系統断面での最大相差角δＲ１を推定する。より具体的には、系統安定度推定装置１は、基準断面における電力相差角曲線を使用し等面積法に基づいてＰｅと最大相差角δｍａｘの関係を推定する。そして、推定した最大相差角に基づいて系統安定度の余裕量を算出する。
　詳細安定度計算によって算出される電力相差角曲線から、等面積法に基づいて発電機の機械入力Ｐｍ０と最大相差角の関係を示す電力最大相差角曲線を推定する方法を説明する。
　図４は、実施の形態１に係る系統安定度推定装置１の電力最大相差角曲線を推定する原理を説明するための図である。
　図４に、基準断面における電力相差角曲線を示す。図４に示すように、ある状態において発電機出力ＰｅがＰｍ０からΔＰｍ増加した時に、最大相差角がδＲ０からΔδ増加してδＲ１になる。この時も加速エネルギー（面積ＶＡ０）と減速エネルギー（面積ＶＤ０）は同面積となる。従って、詳細安定度計算を実施せずに電力相差角曲線のみから、出力増加分ΔＰｍに対する最大相差角増加分Δδを計算することが可能となる。
　Δδを算出する際に、詳細安定度計算を実施しないため、事故除去時点の相差角（δＣ）は正確に求めることができない。本実施の形態１では、発電機出力の変化ΔＰｍが微量であるという条件の下では、初期相差角（δ０）や事故中の相差角の進み量（δＣ－δ０）は一定であると仮定する。この過程により電力相差角曲線から最大相差角の変化量Δδを算出することが可能となる。
　加速エネルギーの増加分は減速エネルギーの増加分から減速エネルギーの減少分を差し引いたものと等しくなる。この関係は、電力相差角曲線（式１）を用いて式２のように表される。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000002
　式２を式３のように変形すると、発電機出力の変化ΔＰｍと最大相差角の変化量Δδの関係は式４のように表される。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000003
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000004
　式４のように、ΔＰｍとΔδとの組を一意に決められることから、例えばΔδを様々に（例えば１［ｄｅｇ］ずつ－９０［ｄｅｇ］から９０［ｄｅｇ］まで）変化させた時のΔＰｍを計算することで、基準となる断面のＰｍ，δＲ０からの偏差分（ΔＰｍとΔδ）が確定し、電力最大相差角曲線（図５）を得ることができる。
　最後に、電力最大相差角曲線（図５）から、発電機出力が変化した時の系統安定度の余裕量を求める。本実施の形態１では、系統安定度の余裕量を式５で定義する。式５において、δｌｉｍｉｔは事故発生による最大相差角の限度（例えば１２０［ｄｅｇ］に予め設定）であり、δｍａｘは想定する発電機出力における最大相差角である。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000005
　なお、系統安定度を、事故発生により脱調に至るかどうかで判断するならば、減速エネルギーの最大値（事故発生に伴う電力相差角平面上の軌跡が機械的入力Ｐｍ０を上回る部分の全ての面積）から加速エネルギーを減算した値を系統安定度余裕量と定義することも可能である。また、系統安定化装置などによる脱調防止システムの動作を想定して、減速エネルギーにマージンを持たせて系統安定度余裕量を算出する方法もある。
　以下では、電力相差角曲線（式１）における電力相差角曲線係数（Ｐ０、Ｐ１、Ｐ２）の同定方法について詳述する。同定方法としては、公知の任意の手法を採用できるが、ここでは最小二乗法を用いた例を示す。
　上述したように、任意の系統断面における電力相差角曲線は、その特徴から上述の式１のように近似できる。式１を行列の形で表現すると、以下の式６のように示すことができる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000006
　詳細安定度計算の結果に含まれる、電力情報（Ｐｅ）および相差角情報（δ）の時系列データ（ｎ個）を式６に代入すると式７が導かれる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000007
　式７において、Ｐｅ，ｉはｉ番目の電力情報であり、δｉはｉ番目の相差角情報である。式７より電力相差角曲線係数（Ｐ０、Ｐ１、Ｐ２）を決定する。具体的には、式７を式８のように変形することで、電力相差角曲線係数（Ｐ０、Ｐ１、Ｐ２）を算出する。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000008
　式８に従って算出された電力相差角曲線係数（Ｐ０、Ｐ１、Ｐ２）をこの系統断面における電力相差角曲線係数とする。
　得られた電力相差角曲線係数（Ｐ０、Ｐ１、Ｐ２）を式１に代入することにより電力相差角曲線が決定される。電力相差角曲線から当該系統断面の最大相差角δＲ０を求める。
　なお、電力相差角曲線から等面積法を用いて発電機初期出力Ｐｍ０と最大相差角δＲ０を算出する方法を述べたが、詳細安定度計算の結果に含まれる発電機初期出力と発電機相差角の最大値をそれぞれ（Ｐｍ０、δＲ０）として採用してもよい。
　＜フローチャートの説明＞
　系統安定度推定装置１において系統安定度を推定する処理手順について説明する。図６は、系統安定度推定装置１の動作を示すフローチャートである。図６に示す各ステップは、図１に示す系統安定度推定装置１を構成する各機能部によって実行される。
　まず、センサ入力部１５２は、電力系統に接続されている母線や送電線などから電気量（電流、電圧、有効電力、無効電力など）を計測し、計測した電気量を電気量計測値１８１としてデータ格納部１８０に格納する（ステップＳ１０１）。
　続いて、電力相差角曲線算出部１６０に含まれる詳細安定度計算部１６２は、系統情報１８２と、事故条件１８３と、電気量計測値１８１とを用いて詳細安定度計算を行う（ステップＳ１０２）。そして、電力相差角曲線係数同定部１６４は、詳細安定度計算の結果を用いて式８により電力相差角曲線係数（Ｐ０、Ｐ１、Ｐ２）を算出する（ステップＳ１０３）。電力相差角曲線係数はデータ格納部１８０に格納される。電力相差角曲線係数を式１に代入して電力相差角曲線が決定される（ステップＳ１０４）。
　さらに、基準断面最大相差角算出部１７０は、詳細安定度計算結果から電力出力（加速エネルギー）を計算して、減速エネルギーが同面積となる最大相差角δＲ０を算出する（ステップＳ１０５）。次に、電力最大相差角曲線推定部１７１は、式４に基づいて、電力相差角曲線から発電機出力が変化した時の最大相差角を等面積法により順次求め、そのサンプル点を結ぶことにより電力最大相差角曲線（図５）を推定する（ステップＳ１０６）。
　次に、系統安定度余裕算出部１７２は、電力最大相差角曲線（図５）から、想定する発電機出力における最大相差角δｍａｘを求める（ステップＳ１０７）。そして、式５に基づいて、あらかじめ設定している最大相差角限度δｌｉｍｉｔまでの余裕量を算出する（ステップＳ１０８）。
　＜効果＞
　本実施の形態１における系統安定度推定装置１は、発電機の出力電力と相差角との関係を表す電力相差角曲線を算出する電力相差角曲線算出部１６０と、電力相差角曲線に基づいて、事故発生前の発電機の出力電力と事故発生後の発電機相差角最大到達点である最大相差角との関係を表す電力最大相差角曲線を推定する、電力最大相差角曲線推定部１７１と、電力最大相差角曲線に基づいて系統安定度の余裕量を算出する、系統安定度余裕算出部１７２と、を備える。
　従って、実施の形態１によれば、各系統断面での詳細安定度計算を実施することなく、最大相差角を推定できる。一般的に、詳細安定度計算はより多くの演算時間を必要とするため、系統断面毎に詳細安定度計算を実施して電力相差角曲線を算出しようとすると、膨大な演算時間が必要になる。これに対して、実施の形態１によれば、ある系統断面における詳細安定度計算結果から電力相差角曲線を得て、電力相差角曲線に基づいて電力最大相差角曲線を推定する。よって、電力最大相差角曲線に基づいて、系統状態が変化した場合の事故発生による最大相差角を推定することが可能となり、系統安定度余裕を算出できる。つまり、系統状態が変化した断面における詳細安定度計算を実施することなく系統安定度余裕を算出できるので、演算時間を短縮することができる。
　また、本実施の形態１における系統安定度推定装置１において、電力最大相差角曲線推定部１７１は、初期相差角および相差角の進み量が一定であると仮定して電力最大相差角曲線を推定する。
　従って、初期相差角および相差角の進み量を一定と仮定することにより、電力相差角曲線に等面積法を適用して電力最大相差角曲線を推定することが可能となる。
　また、本実施の形態１における系統安定度推定装置１において、系統安定度余裕算出部１７２は、電力最大相差角曲線から最大相差角（δｍａｘ）を推定し、当該最大相差角と予め定められた相差角（δｌｉｍｉｔ）とを比較して系統安定度の余裕量を算出する。
　従って、予め定める相差角（δｌｉｍｉｔ）の値を変化させることにより、例えば系統安定化装置などによる脱調防止システムの動作を想定して、系統安定度の余裕量にマージンを持たせることができる。
　また、本実施の形態１における系統安定度推定方法は、（ａ）発電機の出力電力と相差角との関係を表す電力相差角曲線を算出する工程と、（ｂ）電力相差角曲線に基づいて、発電機の出力電力の変化量と最大相差角の変化量との関係を表す電力最大相差角曲線を推定する工程と、（ｃ）電力最大相差角曲線における出力電力の変化量から最大相差角を推定し、系統安定度の余裕量を算出する工程と、を備える。
　従って、実施の形態１によれば、各系統断面での詳細安定度計算を実施することなく、最大相差角を推定できる。実施の形態１によれば、ある系統断面における詳細安定度計算結果から電力相差角曲線を得て、電力相差角曲線に基づいて電力最大相差角曲線を推定する。よって、電力最大相差角曲線に基づいて、系統状態が変化した場合の事故発生による最大相差角を推定することが可能となり、系統安定度余裕を算出できる。つまり、系統状態が変化した断面における詳細安定度計算を実施することなく系統安定度余裕を算出できるので、演算時間を短縮することができる。
　また、本実施の形態１における系統安定度推定方法は、工程（ｂ）において、初期相差角および相差角の進み量は一定であると仮定して電力最大相差角曲線を推定する。
　従って、初期相差角および相差角の進み量を一定と仮定することにより、電力相差角曲線に等面積法を適用して電力最大相差角曲線を推定することが可能となる。
　また、本実施の形態１における系統安定度推定方法は、工程（ｃ）において、電力最大相差角曲線から最大相差角を推定し、当該最大相差角と予め定められた相差角とを比較して系統安定度の余裕量を算出する。
　従って、予め定める相差角（δｌｉｍｉｔ）の値を変化させることにより、例えば系統安定化装置などによる脱調防止システムの動作を想定して、系統安定度の余裕量にマージンを持たせることができる。
　＜実施の形態２＞
　＜構成＞
　図７は、本実施の形態２における系統安定度推定装置１Ａの機能ブロック図である。系統安定度推定装置１Ａは、実施の形態１の系統安定度推定装置１（図１）と比較して、潮流計算部１５６をさらに備える。その他の機能構成については、実施の形態１と同様であるので、説明を省略する。
　潮流計算部１５６は、電力系統の潮流計算を実施する。具体的には、電気量計測値１８１と、系統情報１８２とを用いて、推定対象となる電力系統内の潮流分布を算出する潮流計算を実施する。潮流計算は、電力系統内の潮流分布を算出するものであり、過渡状態を解析する必要がないので、上述の詳細安定度計算と比較してより短時間で計算結果を出力できる。
　潮流計算部１５６は、潮流計算の結果に含まれる電力の値を、潮流計算結果１８４としてデータ格納部１８０に格納する。
　＜動作＞
　系統安定度推定装置１Ａにおいて系統安定度を推定する処理手順について説明する。図８は、系統安定度推定装置１Ａの動作を示すフローチャートである。図８に示すフローチャートは、図６に示すフローチャートに対して、電力変化量を算出する工程（ステップＳ２０７）をさらに加えたものである。
　図８のステップＳ２０１からＳ２０６は図６のステップＳ１０１からＳ１０６と同じため説明を省略する。ステップＳ２０７において、潮流計算部１５６は、潮流計算により電力系統における発電機出力を算出する。そして、詳細安定度計算を実施した系統断面における発電機出力からの電力変化量ΔＰｍを算出する。
　その後のステップＳ２０８，Ｓ２０９では、実施の形態１と同様に、電力変化量ΔＰｍを電力最大相差角曲線（図５）と照らしあわせて最大相差角を推定し、系統安定度の余裕量を算出する。
　＜効果＞
　本実施の形態２における系統安定度推定装置１Ｂは、潮流計算を行うことで発電機の出力電力の変化量を算出する潮流計算部１５６をさらに備え、系統安定度余裕算出部１７２は、電力最大相差角曲線における出力電力の変化量から最大相差角を推定し、系統安定度の余裕量を算出する。
　実施の形態２によれば、実施の形態１による効果に加えて、現在の系統断面から系統状態が変化した場合に、少ない演算時間で演算可能な潮流計算によって発電機出力の値を正確に算出することが可能となり、演算時間の短縮に加えて系統安定度の余裕量の精度を向上させることができる。
　また、本実施の形態２における系統安定度推定方法は、（ｄ）工程（ｃ）（即ち、電力最大相差角曲線における出力電力の変化量から最大相差角を推定し、系統安定度の余裕量を算出する工程）の前に、潮流計算を行うことで発電機の出力電力の変化量を算出する工程をさらに備え、工程（ｃ）において、電力最大相差角曲線における出力電力の変化量から最大相差角を推定し、系統安定度の余裕量を算出する。
　従って、現在の系統断面から系統状態が変化した場合に、少ない演算時間で演算可能な潮流計算によって発電機出力の値を正確に算出することが可能となり、演算時間の短縮に加えて系統安定度の余裕量の精度を向上させることができる。
　＜実施の形態３＞
　本実施の形態３における系統安定度推定装置１Ｂは、現在の系統断面から電力取引により新たな発電および消費が発生することが予想される場合に、電力取引を行ったと仮定して系統安定度の余裕量を算出し、系統安定度の余裕量に基づいて電力取引の可否判定を行う。
　＜構成＞
　図９は、本実施の形態３における系統安定度推定装置１Ｂの機能ブロック図である。系統安定度推定装置１Ｂは、実施の形態２の系統安定度推定装置１Ａ（図７）と比較して、電力取引可否判定部１７３および電力取引可否判定結果出力部１７４をさらに備える。また、データ格納部１８０には、電力取引情報１８８および電力取引可否判定結果１８９がさらに格納される。
　つまり、実施の形態３に係る系統安定度推定装置１Ｂは、実施の形態２に係る系統安定度推定装置１Ａに対して電力取引可否判定部１７３、電力取引可否判定結果出力部１７４、電力取引情報１８８、電力取引可否判定結果１８９を付加し、算出された電力取引後の系統安定度の余裕量に基づいて電力取引の可否判定を実施し、その結果を出力する。
　系統安定度推定装置１Ｂのデータ設定部１５４は、系統安定度推定装置１Ａのデータ設定部１５４の動作に加えて、電力取引を予定している売電情報および買電情報を含む電力取引情報１８８を受け取り、データ格納部１８０に格納する。
　本実施の形態３において、潮流計算部１５６は、電力取引情報１８８から売電情報と買電情報の組を選択し、それぞれに格納されている情報に基づいて電力取引を実施した場合の電力系統を想定した潮流計算を行う。そして、潮流計算の結果から電力系統内の発電機出力を算出する。
　本実施の形態３において、系統安定度余裕算出部１７２は、既に詳細安定度計算を実施した発電機出力からの電力変化量を電力最大相差角曲線（図５）に照らし合わせて最大相差角を推定する。そして、系統安定度の余裕量を算出する。
　本実施の形態３において、電力取引可否判定部１７３は、系統安定度余裕量に基づいて電力取引の可否判定を行う。そして、電力取引可否判定結果１８９をデータ格納部１８０に格納する。
　本実施の形態３において、電力取引可否判定結果出力部１７４は電力取引可否判定結果１８９を例えば外部のディスプレイに出力する。
　ここで、電力取引情報１８８から売電情報と買電情報の組を選択する方法として、例えば、売電価格の最も安い売電情報と、買電価格の最も高い買電情報を組み合わせることとする。なお、同一価格の売電情報もしくは買電情報が複数存在する場合は、それぞれデータ設定タイミングの早い情報を用いることとする。本実施の形態はこの売電情報と買電情報の組合せ方法を特定するものではない。
　＜動作＞
　系統安定度推定装置１Ｂにおいて系統安定度を推定する処理手順について説明する。図１０は、系統安定度推定装置１Ｂの動作を示すフローチャートである。図１０のステップＳ３０１からＳ３０６は図８のステップＳ２０１からＳ２０６と同じため説明を省略する。ステップＳ３０７において、潮流計算部１５６は、電力取引情報１８８から売電情報と買電情報の組を選択して、電力取引を実施した場合の電力系統を想定して潮流計算を行い、発電機出力を算出する。そして、詳細安定度計算を実施した系統断面における発電機出力からの電力変化量ΔＰｍを算出する。
　その後のステップＳ３０８，Ｓ３０９では、実施の形態２と同様に、電力変化量ΔＰｍを電力最大相差角曲線（図５）と照らしあわせて最大相差角を推定し、系統安定度の余裕量を算出する。
　さらに、ステップＳ３１０において、電力取引可否判定部１７３は、算出された系統安定度の余裕量に基づいて電力取引の可否判定を実施する。
　＜効果＞
　本実施の形態３における系統安定度推定装置１Ｂは、電力取引可否判定部１７３をさらに備え、系統安定度余裕算出部１７２は、電力の取引を行う場合を想定して系統安定度の余裕量を算出し、電力取引可否判定部１７３は系統安定度の余裕量に基づいて、電力の取引が可能であるか判定する。
　従って、本実施の形態３によれば、実施の形態２による効果に加えて、電力取引内容に応じた系統安定度の余裕量を算出することが可能となり、少ない演算時間での電力取引可否判定が可能となる。
　また、本実施の形態３における系統安定度推定方法は、（ｅ）工程（ｃ）（即ち、電力最大相差角曲線における出力電力の変化量から最大相差角を推定し、系統安定度の余裕量を算出する工程）の後に、前記系統安定度の余裕量に基づいて電力の取引が可能かどうか判定する工程をさらに備え、工程（ｃ）において、電力の取引を行う場合を想定して系統安定度の余裕量を算出する。
　従って、本実施の形態３によれば、電力取引内容に応じた系統安定度の余裕量を算出することが可能となり、少ない演算時間での電力取引可否判定が可能となる。
　＜実施の形態４＞
　図１１は、本実施の形態４における系統安定度推定装置１Ｃの機能ブロック図である。系統安定度推定装置１Ｃは、実施の形態１の系統安定度推定装置１（図１）と比較して、電気量予測値入力部１７５をさらに備える。また、データ格納部１８０には、電気量予測値１９０がさらに格納される。その他の機能構成については実施の形態１と同じため、説明を省略する。
　電気量予測値入力部１７５は、電力系統の各種電気量の予測値を受け取り、データ格納部１８０に電気量予測値１９０として格納する。ここで、各種電気量の予測値とは、電圧予測値、電流予測値、有効電力予測値、無効電力予測値などである。本実施の形態４の系統安定度推定装置１Ｃは電気量予測値入力部１７５を備える。よって、センサ入力部１５２に入力される各種計測値（電圧、電流、有効電力、無効電力など）だけでなく、再生可能エネルギー由来の発電出力、負荷量、各母線電圧などの電気量の予測値を電気量予測値入力部１７５に入力することが可能となる。
　本実施の形態４において、電力相差角曲線算出部１６０は、電気量計測値１８１の一部又は全部を電気量予測値１９０に置き換えて演算を行う。
　なお、実施の形態２の系統安定度推定装置１Ａ（図７）において、電気量予測値入力部１７５をさらに備える構成としてもよい。この場合、系統安定度推定装置１Ａの潮流計算部１５６は、電気量計測値１８１の一部又は全部を電気量予測値１９０に置き換えて演算を行う。また、実施の形態３の系統安定度推定装置１Ｂ（図９）においても、電気量予測値入力部１７５をさらに備える構成としてもよい。この場合、系統安定度推定装置１Ａの行う演算において、電気量計測値１８１の一部又は全部を電気量予測値１９０に置き換えて演算を行う。
　本実施の形態４における系統安定度推定装置１Ｃにおいては、実施の形態１～３において述べた効果に加えて、詳細安定度計算、潮流計算において、将来に見込まれる再生可能エネルギー由来の発電出力、負荷量、各母線電圧などの電気量の予測値に基づいた演算が可能となる。これにより、将来の系統断面を想定した系統安定度の余裕量を算出することが可能となる。
　この発明は詳細に説明されたが、上記した説明は、すべての局面において、例示であって、この発明がそれに限定されるものではない。例示されていない無数の変形例が、この発明の範囲から外れることなく想定され得るものと解される。
　１，１Ａ，１Ｂ　系統安定度推定装置、１５０　演算処理部、１８０　データ格納部、１５２　センサ入力部、１５４　データ設定部、１６０　電力相差角曲線算出部、１６２　詳細安定度計算部、１６４　電力相差角曲線係数同定部、１７０　基準断面最大相差角算出部、１７１　電力最大相差角曲線推定部、１７２　系統安定度余裕算出部、１７３　電力取引可否判定部、１７４　電力取引可否判定結果出力部、１７５　電気量予測値入力部、１８０　データ格納部、１８１　電気量計測値、１８２　系統定数、１８３　事故条件、１８５　詳細安定度計算結果、１８６　電力相差角曲線係数、１８７　電力最大相差角曲線、１８８　電力取引情報、１８９　電力取引可否判定結果、１９０　電気量予測値、２００１　入力装置、２００２　二次記憶装置、２００３　主記憶装置、２００４　出力装置、２００５　ＣＰＵ。

Claims (10)

  1. 　発電機の出力電力と相差角との関係を表す電力相差角曲線を算出する電力相差角曲線算出部と、
    　前記電力相差角曲線に基づいて、事故発生前の発電機の出力電力と事故発生後の発電機相差角最大到達点である最大相差角との関係を表す電力最大相差角曲線を推定する、電力最大相差角曲線推定部と、
    　前記電力最大相差角曲線に基づいて系統安定度の余裕量を算出する、系統安定度余裕算出部と、
    　を備える、
    系統安定度推定装置。
  2. 　潮流計算を行うことで発電機の出力電力の変化量を算出する潮流計算部をさらに備え、
    　系統安定度余裕算出部は、前記電力最大相差角曲線における前記出力電力の変化量から最大相差角を推定し、系統安定度の余裕量を算出する、
    請求項１に記載の系統安定度推定装置。
  3. 　電力取引可否判定部をさらに備え、
    　前記系統安定度余裕算出部は、電力の取引を行う場合を想定して系統安定度の余裕量を算出し、
    　電力取引可否判定部は前記系統安定度の余裕量に基づいて、電力の取引が可能かどうか判定する、
    請求項１に記載の系統安定度推定装置。
  4. 　電力最大相差角曲線推定部は、初期相差角および相差角の進み量が一定であると仮定して前記電力最大相差角曲線を推定する、
    請求項１に記載の系統安定度推定装置。
  5. 　前記系統安定度余裕算出部は、前記電力最大相差角曲線から最大相差角を推定し、当該最大相差角と予め定められた相差角とを比較して系統安定度の余裕量を算出する、
    請求項１に記載の系統安定度推定装置。
  6. 　（ａ）発電機の出力電力と相差角との関係を表す電力相差角曲線を算出する工程と、
    　（ｂ）前記電力相差角曲線に基づいて、発電機の出力電力の変化量と最大相差角の変化量との関係を表す電力最大相差角曲線を推定する工程と、
    　（ｃ）前記電力最大相差角曲線における前記出力電力の変化量から最大相差角を推定し、系統安定度の余裕量を算出する工程と、
    　を備える、
    系統安定度推定方法。
  7. 　（ｄ）前記工程（ｃ）の前に、潮流計算を行うことで発電機の出力電力の変化量を算出する工程をさらに備え、
    　前記工程（ｃ）において、前記電力最大相差角曲線における前記出力電力の変化量から最大相差角を推定し、系統安定度の余裕量を算出する、
    請求項６に記載の系統安定度推定方法。
  8. 　（ｅ）前記工程（ｃ）の後に、前記系統安定度の余裕量に基づいて電力の取引が可能かどうか判定する工程をさらに備え、
    　前記工程（ｃ）において、電力の取引を行う場合を想定して系統安定度の余裕量を算出する、
    請求項６に記載の系統安定度推定方法。
  9. 　前記工程（ｂ）において、初期相差角および相差角の進み量は一定であると仮定して前記電力最大相差角曲線を推定する、
    請求項６に記載の系統安定度推定方法。
  10. 　前記工程（ｃ）において、前記電力最大相差角曲線から最大相差角を推定し、当該最大相差角と予め定められた相差角とを比較して系統安定度の余裕量を算出する、
    請求項６に記載の系統安定度推定方法。
PCT/JP2016/054898 2015-02-23 2016-02-19 系統安定度推定装置および系統安定度推定方法 WO2016136630A1 (ja)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2017502329A JP6203449B2 (ja) 2015-02-23 2016-02-19 系統安定度推定装置および系統安定度推定方法

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2015032463 2015-02-23
JP2015-032463 2015-02-23

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2016136630A1 true WO2016136630A1 (ja) 2016-09-01

Family

ID=56788743

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2016/054898 WO2016136630A1 (ja) 2015-02-23 2016-02-19 系統安定度推定装置および系統安定度推定方法

Country Status (2)

Country Link
JP (1) JP6203449B2 (ja)
WO (1) WO2016136630A1 (ja)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN106778906A (zh) * 2017-01-11 2017-05-31 国家电网公司 基于模糊c均值聚类的电铁负荷对电网运行的影响分析
CN108400588A (zh) * 2018-03-06 2018-08-14 竺炜 一种主网在线安全态势及运行经验的获取方法
JP2019046155A (ja) * 2017-09-01 2019-03-22 東京電力ホールディングス株式会社 電力売買仲介システムおよび電力売買仲介方法
CN112271756A (zh) * 2020-11-18 2021-01-26 国网黑龙江省电力有限公司电力科学研究院 一种新能源场站并网稳定性评估方法
CN112653129A (zh) * 2020-12-08 2021-04-13 国电南瑞科技股份有限公司 暂态功角稳定裕度估算方法、装置及系统

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS5024741A (ja) * 1973-07-04 1975-03-17
JPH0993818A (ja) * 1995-09-26 1997-04-04 Mitsubishi Electric Corp 電源安定化制御方法および制御装置
JP2000270481A (ja) * 1999-03-15 2000-09-29 Meidensha Corp 電力系統の安定度解析方法
JP2002017041A (ja) * 2000-06-29 2002-01-18 Mitsubishi Electric Corp 電力系統過渡安定化装置

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS5024741A (ja) * 1973-07-04 1975-03-17
JPH0993818A (ja) * 1995-09-26 1997-04-04 Mitsubishi Electric Corp 電源安定化制御方法および制御装置
JP2000270481A (ja) * 1999-03-15 2000-09-29 Meidensha Corp 電力系統の安定度解析方法
JP2002017041A (ja) * 2000-06-29 2002-01-18 Mitsubishi Electric Corp 電力系統過渡安定化装置

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN106778906A (zh) * 2017-01-11 2017-05-31 国家电网公司 基于模糊c均值聚类的电铁负荷对电网运行的影响分析
CN106778906B (zh) * 2017-01-11 2020-05-26 国家电网公司 基于模糊c均值聚类的电铁牵引负荷运行情况对电网运行的影响分析
JP2019046155A (ja) * 2017-09-01 2019-03-22 東京電力ホールディングス株式会社 電力売買仲介システムおよび電力売買仲介方法
CN108400588A (zh) * 2018-03-06 2018-08-14 竺炜 一种主网在线安全态势及运行经验的获取方法
CN112271756A (zh) * 2020-11-18 2021-01-26 国网黑龙江省电力有限公司电力科学研究院 一种新能源场站并网稳定性评估方法
CN112653129A (zh) * 2020-12-08 2021-04-13 国电南瑞科技股份有限公司 暂态功角稳定裕度估算方法、装置及系统
CN112653129B (zh) * 2020-12-08 2022-08-19 国电南瑞科技股份有限公司 暂态功角稳定裕度估算方法、装置及系统

Also Published As

Publication number Publication date
JP6203449B2 (ja) 2017-09-27
JPWO2016136630A1 (ja) 2017-05-18

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP6203449B2 (ja) 系統安定度推定装置および系統安定度推定方法
Mao et al. H∞ fault detection filter design for networked control systems modelled by discrete Markovian jump systems
JP4772871B2 (ja) バッテリと関連する状態ベクトルを推定するシステム及び方法
US7446504B2 (en) System, method, and article of manufacture for determining an estimated battery state vector
US10338146B2 (en) Method for determining a control observer for the SoC
US6388450B2 (en) Method for determining the state of charge of storage batteries
CN108028439B (zh) 用于估计电池组的当前的空载电压变化过程的方法和设备
CN110197288B (zh) 故障影响下设备的剩余使用寿命预测方法
US20070096747A1 (en) Non-linear observers in electric power networks
Nor et al. Voltage instability analysis for electrical power system using voltage stabilty margin and modal analysis
CN101299050B (zh) 基于功率传输路径的电压稳定性检测方法
Wen et al. Application of a novel eigenvalue trajectory tracing method to identify both oscillatory stability margin and damping margin
CN112230146A (zh) 电池充电剩余时间的预测方法、系统及设备
Chen et al. Quantitative stability analysis of complex nonlinear hydraulic turbine regulation system based on accurate calculation
Schenkendorf A general framework for uncertainty propagation based on point estimate methods
CA2945780A1 (en) Performance tracking of an electrical energy storage system
Yuan et al. Transitions between the multiple steady states in a natural ventilation system with combined buoyancy and wind driven flows
WO2009120190A1 (en) Stable equilibrium point (sep) calculation apparatus of power system
JP2014054093A (ja) 電力系統の縮約モデル作成装置、作成方法及び作成プログラム
Song et al. Determination of load shedding for power-flow solvability using outage-continuation power flow (OCPF)
Pepiciello et al. Small-signal stability analysis of uncertain power systems via interval analysis
Sanz et al. Experimental design for a large power system vulnerability estimation
Chakrabarti STATIC LOAD MODELLING AND VOLTAGE STABILITY INDICES.
JP4679499B2 (ja) 系統安定化制御システム
JP7246051B2 (ja) 脱調判定装置及び脱調判定方法

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: 16755376

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2017502329

Country of ref document: JP

Kind code of ref document: A

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 16755376

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1