WO2018056509A1 - 전력계통 고장 해석 장치 및 방법 - Google Patents

전력계통 고장 해석 장치 및 방법 Download PDF

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이재걸
차승태
최장흠
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한국전력공사
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Definitions

  • the present invention relates to a power system failure analysis apparatus and method (APPARATUS AND METHOD FOR FAULT ANALYSIS OF ELECTRIC POWER SYSTEM), and more specifically, it is possible to calculate the injection position and rating of the current-limiting reactor only by analyzing the system database for the power system.
  • the present invention relates to a device and a method for analyzing a system influence.
  • the present invention can actively analyze the current-limiting reactor rating information through the existing line data (DB), and the power system failure analysis device and method that can efficiently analyze the power system for the injection and removal of the current-limit reactor when calculating the power system failure
  • DB line data
  • the purpose is to provide.
  • Power system failure analysis apparatus of the present invention for solving the above problems is to obtain the transmission line data in the storage unit, to distinguish the line voltage and the line impedance based on the transmission line data, and the line reactance per unit length of the transmission line
  • a first analyzing unit analyzing the input bus or line of one or more current-limiting reactors included in the power system by calculating;
  • a rating analysis unit for calculating a unique reactance according to the length of a line using a line reactance per unit length of a transmission line for a bus or a line into which a current-limiting reactor is input, and distinguishing the intrinsic reactance according to the length of the line and the reactance of the current-limiting reactor;
  • a fault calculation analyzer configured to perform a fault calculation according to whether the current-limit reactor is input by using the reactances of the current-limit reactors divided by the rating analyzer.
  • the fault calculation analyzer generates a current-limit reactor information output screen for outputting information on the current-limit reactor input from the power system, and the current-limit reactor for the current-limit reactor selected from the user among the plurality of current-limit reactors included in the current-limit reactor information output screen. Failure calculation can be performed depending on whether
  • the power system failure analysis apparatus further includes an output unit for generating a result output screen including a result of the failure calculation according to whether the current-limiting reactor selected by the user, the result output screen from the user Information on the difference between the fault current when the selected fault current reactor is input and the fault current when the fault current reactor selected by the user is not input may be included.
  • the first analyzer may further include: a line reactance determining module configured to extract reactances of a transmission line that is greater than or equal to a line selection determination value from the transmission line data; And a first calculation module configured to calculate the line reactance per unit length of the transmission line by dividing the reactances of the transmission line extracted through the line reactance determination module by the unit length of the transmission line.
  • the first calculation module may determine a bus or a line in which a line reactance per unit length exceeds a second line selection determination value as a bus or a line into which a current-limit reactor is injected.
  • the power system failure analysis apparatus may further include a second analysis unit for verifying whether the bus or line is the bus or line to which the current-limit reactor is injected through the first analysis unit.
  • the second analysis unit converts the line reactance per unit length for the bus or line in which the Korean wave reactor is determined to have been injected through the first calculation module, and converts the line reactance per unit length into a percentage unit.
  • the second calculation module may include a second calculation module for verifying whether the bus or the line corresponds to the bus or the line to which the current-limit reactor is injected by comparing the line reactance per unit length converted to the unit and the verification of the input.
  • the second analysis unit may include a bus number filtering module for verifying whether the bus or the line is the bus or line to which the Korean wave reactor is input by checking the bus number of the bus or the line that is determined to be injected into the Korean wave reactor through the first calculation module. Can be.
  • the power system failure analysis apparatus further includes a current-limiting reactor position determination unit for determining the installation position of one or more current-limiting reactors, the current-limiting reactor position determination unit bus line number of the bus or line into which the current-limiting reactor Based on the difference, it is possible to distinguish whether the current-limit reactor is installed between buses or lines.
  • the rating analysis unit is a unique reactance calculation module for calculating the transmission line intrinsic reactance according to the line length using the line reactance per unit length of the transmission line;
  • a reactance classification module configured to calculate a reactance of the current-limit reactor by subtracting the intrinsic reactance of the transmission line from the reactance of the transmission line extracted based on the transmission line data;
  • a current-limiting reactor capacity determining module for converting reactance of the current-limiting reactor into units of ohms and adjusting the reactance value converted into units of ohms to a value of a rated standard; And it may include a notification unit for warning the user when the value of the rated specification of the current-limiting reactor exceeds the abnormality determination value.
  • the step of performing a fault calculation according to whether the current-limit reactor is input includes: generating a current-limit reactor information output screen for outputting information on the current-limit reactor input from the power system; And performing a fault calculation according to whether the current-limit reactor is input to the current-limit reactor selected from the user among the plurality of current-limit reactors included in the current-limiting reactor information output screen.
  • the power system failure analysis method further comprises the step of generating a result output screen including a result of the failure calculation according to whether the current-limiting reactor selected by the user, by the output unit, the result
  • the output screen may include information on the difference between the fault current when the fault current reactor selected by the user is input and the fault current when the fault current reactor selected by the user is not input.
  • the step of analyzing the input bus or line of the at least one current-limiting reactor may include extracting the reactance of the transmission line that is greater than the line selection determination value from the transmission line data; And calculating the line reactance per unit length of the transmission line by dividing the extracted reactances of the transmission line by the unit length of the transmission line.
  • the power system failure analysis method after calculating the line reactance per unit length of the transmission line, the current limiting reactor or the line that the line reactance per unit length exceeds the second line selection determination value
  • the method may further include determining the input bus line or the track.
  • the power system failure analysis method the second analysis unit, the step of verifying whether the bus or line is determined to be the bus or line to which the current-limit reactor is injected is the bus or line to which the current-reactor reactor is injected It may further include.
  • the step of verifying whether the bus or line to which the Korean wave reactor is injected is correct in converting the line reactance per unit length for the bus or line to which the Korean wave reactor is input, in units of percentages. And comparing the line reactance per unit length converted into a percentage unit with the input verification value and verifying whether the bus or the line is the bus or line to which the Korean wave reactor is input.
  • the power system failure analysis method further checks whether the bus or line is the bus or line to which the current-limit reactor is input by checking the bus number of the bus or line that is determined to be the current-limit reactor. It may include.
  • the power system failure analysis method further comprises the step of determining the installation position of the one or more current-limit reactors, by the current-limit reactor position determination unit, determining the installation position of the one or more current-limit reactors
  • the step may be performed by distinguishing whether the current-limit reactor is installed between buses or lines based on the difference between the bus number of the bus or line into which the current-limit reactor is introduced.
  • the step of distinguishing the intrinsic reactance according to the line length and the reactance of the Hallyu reactor includes the step of calculating the reactance of the current-flow reactor by subtracting the transmission line intrinsic reactance from the reactance of the transmission line extracted based on the transmission line data After the step of distinguishing the intrinsic reactance and the reactance of the current-limit reactor according to the length of the line, convert the reactance of the current-limit reactor in ohms and adjust the reactance value converted in ohms to the value of the rated standard. step; And warning the user when the value of the rated specification of the current-limiting reactor exceeds the abnormality determination value.
  • the power system failure analysis apparatus and method according to an embodiment of the present invention it is possible to calculate the input position and rating of the current-limiting reactor by using only the existing system database, and there is an advantage in that the system effect analysis can be performed accordingly. have.
  • the current-limiting reactor can be analyzed quantitatively by analyzing the change of the fault current magnitude and the transient stability analysis according to before and after the introduction of the current-limiting reactor. Analyze phylogenetic effects of the input. In particular, since the primary cause of the fault current increase of the system is the generator, if a reactor is put in place to suppress the fault current increase due to the generator input, the system operation penalty cost is calculated and applied, thereby making it easier to establish economic measures. have.
  • FIG. 1 is a block diagram of a power system failure analysis apparatus according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 2 is a block diagram of a first analysis unit according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 3 is a block diagram of a second analysis unit according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 4 is a block diagram of a rating analyzer according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 5 is a conceptual diagram illustrating an example of an output screen provided to a user through a failure calculation analyzer according to an exemplary embodiment of the present invention.
  • 6 and 7 are conceptual views illustrating an example of an output screen provided to a user through an output unit according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 8 is a flowchart illustrating a power system failure analysis method according to an embodiment of the present invention.
  • 1 is a block diagram of a power system failure analysis apparatus 100 according to an embodiment of the present invention.
  • 2 is a block diagram of the first analyzer 120 according to an embodiment of the present invention.
  • 3 is a block diagram of the second analyzer 130 according to an embodiment of the present invention.
  • 4 is a block diagram of a failure calculation analyzer 160 according to an exemplary embodiment of the present invention.
  • the power system failure analysis apparatus 100 the power system effect according to whether or not the current-limiting reactor by using the data stored in the existing system database (hereinafter, stored) Characterized in that can be analyzed.
  • the power system failure analysis apparatus 100 is the storage unit 110, the first analysis unit 120, the second analysis unit 130, the current-limit reactor position determination unit 140 It may be configured to include a rating analysis unit 150, failure calculation analysis unit 160 and output unit 170.
  • the above-described configuration is divided by function to explain each function of the power system failure analysis device 100 according to an embodiment of the present invention, it may be actually implemented through one processing device.
  • the storage unit 110 functions to store power system information.
  • the power system information represents data that has been previously established for failure analysis of the power system as described above, and may include transmission line data and the like described below.
  • the first analyzer 120 acquires transmission line data from the storage 110 and analyzes input buses or lines of one or more current-limiting reactors included in the power system based on the transmission line data.
  • the first analyzer 120 classifies the line voltage and the line impedance using the transmission line data acquired through the storage unit 110 and calculates the line reactance per unit length of the transmission line to be included in the power system. It functions to analyze the input bus or line of one or more current reactors.
  • the first analyzer 120 may include a line voltage classification module 121, a line reactance determination module 122, and a first calculation module 123, as shown in FIG. 2.
  • the line voltage classification module 121 functions to distinguish the line voltage into which the current-limiting reactor is input.
  • the current-limiting reactor is put into the 345kV, 154kV transmission line can be targeted to the transmission line for the voltage.
  • the line reactance determination module 122 extracts that the reactance value (X value) is greater than or equal to the line selection determination value from the transmission line data.
  • the extraction made through the line reactance determination module 122 may be expressed by Equation 1 below.
  • Equation 1 X Line ( pu ) represents a reactance of a transmission line in pu units, and Equation 1 shows a reactance of a transmission line existing in a power system based on transmission line data through the storage unit 110. Extraction of reactances above the judgment value.
  • the first line selection determination value is assumed to be 0.01, but this is only an example and may be changed to various values.
  • the first calculation module 123 calculates the line reactance per transmission line unit length by dividing the reactance of the transmission line, which is obtained from the storage unit 110 and detected by the line reactance determination module 122, by the transmission line unit length. Do it.
  • the first calculation module 123 may analyze the bus line or line into which the current-limit reactor is injected by comparing the calculated line reactance per unit length of the transmission line with the second line selection determination value.
  • a method of analyzing a bus or a line into which a current-limit reactor is input through the first calculation module 123 may be expressed as in Equation 2 below.
  • the second line selection judgment value is 0.0004.
  • the second line selection determination value may be changed to various ones.
  • the second analyzing unit 130 functions to verify the analysis result made through the first analyzing unit 120.
  • the second analyzer 130 determines whether a bus or a line that is determined to be injected into the current-limit reactor detected by the first analyzer 120 is correct (that is, a bus that is detected through the first analyzer 120 or
  • the track functions to check whether the bus or the track to which the Korean wave reactor is injected is correct.
  • the second analyzer 130 may include a second calculation module 131 and a bus number filtering module 132 as shown in FIG. 3.
  • the second calculation module 131 converts the line reactance per unit length of the transmission line of the corresponding bus or line into a percentage unit for the bus or line to which the current-limiting reactor detected by Equation 2 is inputted, and then the current-limiting reactor of the corresponding bus or line. You can verify whether or not The verification method performed through the second calculation module 131 may be expressed as Equation 3 below.
  • Equation 3 it is assumed that the input validation value used to verify whether the current-limit reactor is input in the second calculation module 131 is 0.5. However, this input verification value is only an example and may be changed to various values.
  • the bus number filtering module 132 checks the bus number of buses that have been analyzed by the first analyzer 120 and that have been verified through the second calculation module 131. Differential verification can be performed. The method performed through the bus number filtering module 132 may be expressed as Equation 4 below.
  • the current-limiting reactor is a bus or a line into which the current-limiting reactor is input.
  • the current-limit reactor position determining unit 140 determines whether the current-limit reactor is installed between a bus to bus and a line to line. This is to consider the characteristics of the power system information stored in the storage unit 110, it may be made by using the difference between the bus number in the transmission line data. The method made through the current-limiting reactor position determination unit 140 may be expressed as shown in Equation 5 below.
  • the rating analyzer 150 analyzes the physical specifications of the current-limiting reactors inserted between buses or lines and displays them in ohms. Specifically, the rating analyzer 150 calculates the reactance of the current-limit reactor in the unit of ohms, which is easy to be intuitively determined by the user, rather than the pu unit, and based on the reactance of the current-limit reactor converted into the unit of ohms. It can be determined. In addition, when the abnormality is detected, the rating analyzer 150 may inform the user of the information on the current-limiting reactor. To this end, the rating analyzer 150 may be configured to include a line specific reactance calculation module 151, a reactance classification module 152, a current-limit reactor capacity determination module 153, and a notification module 154.
  • the intrinsic reactance calculation module 151 calculates the intrinsic reactance of a transmission line according to the line length by using the line reactance per unit length of the transmission line described with reference to Equation 2 above.
  • the transmission line inherent reactance made through the intrinsic reactance calculation module 151 may be expressed by Equation 6 below.
  • the reactance dividing module 152 distinguishes the reactance of the transmission line inherent reactance from the current-limit reactor in the transmission line data obtained from the storage 110. Specifically, the reactance classification module 152 may classify the reactance of the current-limit reactor by subtracting the intrinsic reactance of the line derived based on Equation 6 from the reactance of the line. This may be expressed as in Equation 7 below.
  • the current-limit reactor capacity determination module 153 functions to determine the capacity of the current-limit reactors present in the power system. Specifically, the current-limiting reactor capacity determination module 153 converts the reactance of the current-limiting reactor, that is, X CLR ( pu ) , which is calculated through the reactance division module 152, into a unit of ohm ( ⁇ ), which is the current-limiting reactor standard, and ohms ( ⁇ ). This function adjusts reactance value converted into unit to value of rated standard. The process performed through the current-limiting reactor capacity determination module 153 may be expressed as Equation 8 below.
  • the current-limiting reactor capacity determining module 153 may calculate the current-limiting reactor reactance in pu units by recalculating the reactance using the rated specification of the current-limiting reactor (X Rated CLR ( ⁇ ) ) determined through Equation 8. . This may be expressed as in Equation 9 below.
  • the notification module 154 checks whether there is an abnormal state on the basis of the rated specification of the current-limit reactor calculated through the current-limiting reactor capacity determination module 153 and informs the user of the abnormal state. Specifically, the notification module 154 compares the rated specification value and the abnormality determination value of the current-limit reactor calculated by the current-limit reactor capacity determination module 153, and the user when the value of the rated specification exceeds the abnormality determination value. This function performs the notification process.
  • the largest capacity per trillion of the current-current reactor currently put into the 345KV bus and the line is 18 ohms ( ⁇ ) can be based on this, which can be expressed as Equation 10 below.
  • the abnormality determination value is set to 18 ohms, but this is only an example and may be changed to various values.
  • the failure calculation analysis unit 160 functions to analyze system influences before and after the input of the current-limiting reactor included in the power system information, that is, affecting the transmission line data. To this end, the failure calculation analysis unit 160 generates a current-limiting reactor information output screen that can be provided to the user, as shown in FIG. 5, displays it, and at least one of the plurality of current-limiting reactors from the user. When the reactor is selected, a fault calculation may be performed according to whether the selected current-limiting reactor is inserted.
  • the current-limiting reactor information output screen provided to the user includes a bus number and bus name to which the current-limit reactor is connected, an installation position of the current-limit reactor (for example, between buses or lines), and whether or not the current-limit reactor is inserted. It may include a current-limiting reactor selection unit for the fault calculation according. For example, in the present example, it is assumed that three current-limiting reactors are included in the current-limiting reactor information output screen, and a user inputs two current-limiting reactors among the three current-limiting reactors.
  • the output unit 170 generates a result output screen including a fault calculation result according to whether the current-limiting reactor is selected through the fault calculation analyzer 160 and outputs the result to the user. For example, as illustrated in FIG. 6, the output unit 170 may generate a result output screen including a fault calculation result according to whether the current-limiting reactor selected by the user is input, and provide the result to the user.
  • the result of the fault calculation according to before and after the injection of the current-limit reactor may be separately displayed on the result output screen, and the difference between the fault currents before and after the injection of the current-limit reactor may be output.
  • the power system failure analysis apparatus 100 may analyze the influence before or after the introduction of the Korean wave reactor by utilizing a database that is already built, and based on the system design, etc. It can be applied to various fields.
  • the above functions are not developed in existing power system analysis tools (eg, PSS / E, DSATool, Digslient, etc.), and in the case of the above functions, a number of current-limiting reactors are introduced into the power system in the future. This can be a very important function for sophisticated and diverse system analysis.
  • the power system failure analysis apparatus 100 of the present invention may be used to examine the reactive power loss due to the removal of the current-limiting reactor when the current flow calculation is performed. For example, it is possible to calculate the fault current according to whether the current-limiting reactor is inserted through the above-described method, but when the difference in the fault current exceeds a preset threshold value, it is also possible to inform the user of a large influence. An example of this is shown in FIG. 7.
  • FIG. 8 is a flowchart illustrating a power system failure analysis method according to an embodiment of the present invention. Now, a description will be given of the power system failure analysis method according to an embodiment of the present invention with reference to FIG. In the following description, a part overlapping with the above description is omitted.
  • Step S110 is a step of acquiring transmission line data in the storage unit by the first analyzer.
  • the power system failure analysis method uses data stored in a pre-established database, but is characterized by analyzing the influence of the current-limiting reactor, which is difficult to grasp by the conventional technology. Accordingly, the step S110 is built in advance, but functions to collect power system information, that is, transmission line data necessary for analyzing the impact of the current-limiting reactor.
  • step S120 the first analysis unit receives the collected transmission line data and performs a first analysis of analyzing input buses or lines of one or more current-limiting reactors included in the power system based on the transmission line data.
  • the step S120 is to distinguish the line voltage and the line impedance based on the transmission line data, and to analyze the input bus or line of one or more current-limiting reactors included in the power system by calculating the line reactance per unit length of the transmission line It can be divided into.
  • step S120 may include extracting reactances of a transmission line that is greater than or equal to a line selection determination value from the transmission line data; And calculating the line reactance per unit length of the transmission line by dividing the extracted reactances of the transmission line by the unit length of the transmission line. Further, in step S120, after calculating line reactance per unit length of a transmission line, determining a bus or a line whose line reactance per unit length exceeds a second line selection determination value as a bus or a line into which a current-limit reactor is injected. It may include.
  • step S120 since the process performed through step S120 has been described in detail with reference to FIGS. 1 and 2, and Equations 1 and 2 above, further description thereof will be omitted.
  • step S130 a second analysis step of performing verification on the result determined through the step S120 is performed.
  • step S130 is a step of verifying whether the bus or line detected through the step S120 is the bus or line to which the Korean wave reactor is input.
  • step S130 may be largely divided into two steps. Specifically, step S130 converts the line reactance per unit length for the bus or line judged to be the Korean wave reactor into a percentage unit, and compares the line reactance per unit length converted into a percentage unit with the input verification value.
  • the track may include verifying whether the bus or the line to which the current-limit reactor is introduced is correct.
  • the step S130 may take into account the characteristic that the current bus reactor has a specific bus number in the case of the bus or the line into which the current-limit reactor is injected. That is, step S130 may further include verifying whether the bus or line is the bus or line to which the Korean wave reactor is input by confirming the bus number of the bus or the line which is determined to be the Korean wave reactor.
  • Step S140 is a step of determining, by the current-limiting reactor position determination unit, the installation position of the one or more current-limiting reactors.
  • the current-limiting reactor may be connected between buses or between lines. Accordingly, in step S140, by analyzing the above-described transmission line data, it is a function of determining whether the current-limiting reactor is input between lines or between buses. Specifically, step S140 may be performed by distinguishing whether the current-limit reactor is installed between buses or lines on the basis of the difference between the bus number of the bus or line into which the current-limit reactor is inserted.
  • Step S150 is a step of analyzing the rating of the current-limiting reactor included in the power system. Specifically, step S150 calculates the reactance of the current-limit reactor included in the power system in units of ohms, and determines whether the current-limit reactor is abnormal based on the reactance of the current-limit reactor calculated in units of ohms. This step is to notify the user when an abnormality is detected.
  • step S150 may include calculating a unique reactance according to a line length using a line reactance per unit length of a transmission line for a bus or a line into which a current-limit reactor is injected.
  • the step S150 includes calculating the reactance of the current-limit reactor by subtracting the intrinsic reactance of the transmission line from the reactance of the transmission line extracted based on the transmission line data using the inherent reactance according to the line length calculated as described above. can do. Through this, in the case of the reactance of the transmission line described above, it can be identified by distinguishing the reactance of the transmission line intrinsic reactance and the Hallyu reactor.
  • step S150 may include converting the reactance of the current-limiting reactor into units of ohms and adjusting the reactance value converted into units of ohms to a value of a rated standard. Thereafter, the step S150 may include comparing the reactance value adjusted to the value of the rated specification with a preset abnormality determination value, and the user is notified when the rated specification of the current-limiting reactor exceeds the abnormality determination value. A warning process can be further performed.
  • Step S160 is a step of performing a fault calculation according to whether the current-limit reactor is input by using the reactance of the current-limit reactor, which is divided through the step S150, by the fault calculation analyzer.
  • step S160 may include generating a current-limit reactor information output screen for outputting information on the current-limit reactor injected from the power system, in order to receive a selection of the current-limit reactor to determine the effect of whether the user has input.
  • the current-limiting reactor information output screen includes a bus number and a bus name to which the current-limiting reactor is connected, a installation position of the current-limiting reactor (for example, between buses or lines), and a current-limiting reactor selection unit for calculating faults depending on whether the current-limiting reactor is inserted. It may include.
  • step S160 is performed to perform a fault calculation according to whether the current-limiting reactor is input to the corresponding current-limiting reactor. It may further include.
  • the output unit In operation S170, the output unit generates a result output screen including a fault calculation result according to whether the current-limiting reactor selected by the user is input.
  • the result output screen may include information on the difference between the fault current when the fault current reactor selected by the user is input and the fault current when the fault current reactor selected by the user is not input.

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Abstract

본 발명은 전력계통 고장 해석 장치 및 방법에 관한 것이다. 이를 위한 본 발명의 전력계통 고장 해석 장치는 저장부에서 송전선로 데이터를 획득하고, 송전선로 데이터를 근거로 선로 전압과 선로 임피던스를 구분하고, 송전선로 단위 길이당 선로 리액턴스를 계산함으로써 전력계통에 포함된 하나 이상의 한류 리액터의 투입 모선 또는 선로를 분석하고, 한류 리액터가 투입된 모선 또는 선로에 대해, 송전선로 단위 길이당 선로 리액턴스를 이용하여 선로 길이에 따른 고유 리액턴스를 계산하고, 선로 길이에 따른 고유 리액턴스와 한류 리액터의 리액턴스를 구분하며, 정격 분석부를 통해 구분된 한류 리액터의 리액턴스를 이용하여, 한류 리액터의 투입 여부에 따른 고장 계산을 수행하는 것을 특징으로 한다.

Description

전력계통 고장 해석 장치 및 방법
본 발명은 전력계통 고장 해석 장치 및 방법(APPARATUS AND METHOD FOR FAULT ANALYSIS OF ELECTRIC POWER SYSTEM)에 관한 것이고, 보다 상세하게 전력 계통에 대한 계통 데이터베이스의 분석만으로 한류 리액터의 투입 위치 및 정격을 산정할 수 있고, 이에 따른 계통 영향을 분석할 수 있는 장치 및 방법에 관한 것이다.
전력계통에서의 고장전류 증가는 고장발생 시 개별 전력설비의 건전성에 악영향을 미칠 뿐만 아니라 고장전류가 차단기의 고장용량을 넘어서는 경우 차단기의 절연이 파괴될 수 있다. 이 경우, 차단능력을 상실함으로써 계통의 심각한 고장파급으로 이어질 수 있다.
특히, 수도권 지역의 경우 대규모 발전단지가 집중되어 있고 다수의 북상선로로 전력을 공급받는 한편 수도권 내부 송전망이 이중 환상망(Loop화) 형태를 가지고 있다. 이로 인해, 고장발생 시 고장 지점과 발전기 사이의 저항성분(임피던스)이 매우 작아지고, 고장발생시 발전기로부터 유입되는 고장전류가 큰 문제점이 있다.
이러한 고장전류의 증가 문제를 회피하기 위하여 선로에 직렬로 접속되는 한류 리액터(current limiting reactor: CLR)를 설치하여 고장전류를 저감하는 기술이 이용되고 있다. 하지만 계통 데이터만 가지고는 계통에 투입된 한류 리액터의 정격을 쉽게 알아볼 수 없다. 왜냐하면 한류 리액터의 정격표시는 옴(Ω)으로 되어있으나 실제 계통데이터에 투입되어 있을 때는 리액턴스로 변환되어 입력되어 있기 때문이다. 이 뿐만 아니라 계통데이터에 정확한 값이 입력되어 있는지 알 수 없어 계통검토 시 어려움이 있다. 이러한 계통 데이터베이스에 대한 예시는 아래의 표 1과 같다.
From Bus Number From BusName To Bus Number To Bus Name ID Line R(pu) Line X(pu) Charging B(pu)
1400 #1 345.00 1550 #2 345 1 0.000495 0.018415 0.206778
1400 #1 345.00 1550 #2 345 2 0.000495 0.018415 0.206778
이렇게 표 1에 도시된 것처럼, #1과 #2 간 1,2회선의 선로 리액턴스(Line reactance)는 0.018415[PU]가 입력되어 있다. 여기서 선로 리액턴스에 한류 리액터의 리액턴스 값이 PU단위로 변환되어 이미 반영되어 있기 때문에 본 데이터만 보고는 정격을 파악하기 어렵다.
또한, 전력계통 계획 및 운영을 위한 고장계산 검토시, 한류 리액터 투입 및 제거에 따른 계통검토를 수시로 하는데 상기 이유로 인해 선로데이터 변환과 한류 리액터 투입 위치를 찾기가 매우 번거롭고 사용자가 데이터를 변환하여 입력하더라도 데이터 입력 오류 발생 가능성이 매우 높은 문제가 있다.
이에 따라, 기존 선로데이터 통해 한류 리액터 정격 정보를 능동적으로 정보화(DB)시킬 수 있고, 전력계통 고장계산시 한류 리액터 투입 및 제거에 대한 전력계통 해석을 효율적으로 할 수 있는 방법이 요구된다.
이에 관련하여, 한국등록특허 제1146885호(명칭: ＨＶＤＣ 송전 시스템의 귀로 측의 절연 레벨 설계 방법)가 존재한다.
본 발명은 기존 선로데이터 통해 한류 리액터 정격 정보를 능동적으로 정보화(DB)시킬 수 있고, 전력계통 고장계산시 한류 리액터 투입 및 제거에 대한 전력계통 해석을 효율적으로 할 수 있는 전력계통 고장 해석 장치 및 방법을 제공하는데 그 목적이 있다.
상기와 같은 과제를 해결하기 위한 본 발명의 전력계통 고장 해석 장치는 저장부에서 송전선로 데이터를 획득하고, 송전선로 데이터를 근거로 선로 전압과 선로 임피던스를 구분하고, 송전선로 단위 길이당 선로 리액턴스를 계산함으로써 전력계통에 포함된 하나 이상의 한류 리액터의 투입 모선 또는 선로를 분석하는 제 1 분석부; 한류 리액터가 투입된 모선 또는 선로에 대해, 송전선로 단위 길이당 선로 리액턴스를 이용하여 선로 길이에 따른 고유 리액턴스를 계산하고, 선로 길이에 따른 고유 리액턴스와 한류 리액터의 리액턴스를 구분하는 정격 분석부; 및 정격 분석부를 통해 구분된 한류 리액터의 리액턴스를 이용하여, 한류 리액터의 투입 여부에 따른 고장 계산을 수행하는 고장 계산 분석부를 포함하는 것을 특징으로 한다.
또한, 고장 계산 분석부는 전력계통에서 투입된 한류 리액터에 대한 정보를 출력하는 한류 리액터 정보 출력 화면을 생성하고, 한류 리액터 정보 출력 화면에 포함된 복수의 한류 리액터들 중 사용자로부터 선택된 한류 리액터에 대해 한류 리액터의 투입 여부에 따른 고장 계산을 수행할 수 있다.
또한, 본 발명의 일 실시예에 따른 전력계통 고장 해석 장치는 사용자로부터 선택된 한류 리액터의 투입 여부에 따른 고장 계산 결과를 포함하는 결과 출력 화면을 생성하는 출력부를 더 포함하고, 결과 출력 화면에는 사용자로부터 선택된 한류 리액터가 투입될 때의 고장 전류와, 사용자로부터 선택된 한류 리액터가 투입되지 않을 때의 고장 전류의 차에 대한 정보가 포함될 수 있다.
또한, 제 1 분석부는 송전선로 데이터에서 선로 선택 판단값 이상인 송전선로의 리액턴스들을 추출하는 선로 리액턴스 판단 모듈; 및 선로 리액턴스 판단 모듈을 통해 추출된 송전선로의 리액턴스들을 송전선로의 단위 길이로 나눔으로써 송전선로 단위 길이당 선로 리액턴스를 계산하는 제 1 계산 모듈을 포함할 수 있다.
또한, 제 1 계산 모듈은 단위 길이당 선로 리액턴스가 제 2 선로 선택 판단값을 초과하는 모선 또는 선로를 한류 리액터가 투입된 모선 또는 선로로 판단할 수 있다.
또한, 본 발명의 일 실시예에 따른 전력계통 고장 해석 장치는 제 1 분석부를 통해 모선 또는 선로가 한류 리액터가 투입된 모선 또는 선로가 맞는지 검증하는 제 2 분석부를 더 포함할 수 있다.
또한, 제 2 분석부는 제 1 계산 모듈을 통해 한류 리액터가 투입된 것으로 판단된 모선 또는 선로에 있어서, 한류 리액터가 투입된 것으로 판단된 모선 또는 선로에 대한 단위 길이당 선로 리액턴스를 백분율 단위로 변환하고, 백분율 단위로 변환된 단위 길이당 선로 리액턴스와 투입 여부 검증값을 비교함으로써 모선 또는 선로가 한류 리액터가 투입된 모선 또는 선로가 맞는지 검증하는 제 2 계산 모듈을 포함할 수 있다.
또한, 제 2 분석부는 제 1 계산 모듈을 통해 한류 리액터가 투입된 것으로 판단된 모선 또는 선로의 모선 번호를 확인함으로써 모선 또는 선로가 한류 리액터가 투입된 모선 또는 선로가 맞는지 검증하는 모선번호 필터링 모듈을 포함할 수 있다.
또한, 본 발명의 일 실시예에 따른 전력계통 고장 해석 장치는 하나 이상의 한류 리액터들의 설치 위치를 판단하는 한류 리액터 위치 판단부를 더 포함하고, 한류 리액터 위치 판단부는 한류 리액터가 투입된 모선 또는 선로의 모선 번호 간 차이를 근거로 한류 리액터가 모선간 또는 선로간에 설치되었는지를 구분할 수 있다.
또한, 정격 분석부는 송전선로 단위 길이당 선로 리액턴스를 이용하여 선로길이에 따른 송전선로 고유 리액턴스를 계산하는 고유 리액턴스 계산 모듈; 송전선로 데이터를 근거로 추출된 송전선로의 리액턴스에서 송전선로 고유 리액턴스를 감산함으로써 한류 리액터의 리액턴스를 산출하는 리액턴스 구분 모듈; 한류 리액터의 리액턴스를 옴(Ω) 단위로 변환하고, 옴(Ω) 단위로 변환된 리액턴스 값을 정격 규격의 값으로 조정하는 한류 리액터 용량 결정 모듈; 및 한류 리액터의 정격 규격의 값이 이상 판단값을 초과할 때 사용자에게 이를 경고하는 알림부를 포함할 수 있다.
상기와 같은 과제를 해결하기 위한 본 발명의 전력계통 고장 해석 방법은 제 1 분석부에 의해, 저장부에서 송전선로 데이터를 획득하고, 송전선로 데이터를 근거로 선로 전압과 선로 임피던스를 구분하는 단계; 제 1 분석부에 의해, 송전선로 단위 길이당 선로 리액턴스를 계산함으로써 전력계통에 포함된 하나 이상의 한류 리액터의 투입 모선 또는 선로를 분석하는 단계; 정격 분석부에 의해, 한류 리액터가 투입된 모선 또는 선로에 대해, 송전선로 단위 길이당 선로 리액턴스를 이용하여 선로 길이에 따른 고유 리액턴스를 계산하는 단계; 정격 분석부에 의해, 선로 길이에 따른 고유 리액턴스와 한류 리액터의 리액턴스를 구분하는 단계; 및 고장 계산 분석부에 의해, 상기 정격 분석부를 통해 구분된 한류 리액터의 리액턴스를 이용하여, 한류 리액터의 투입 여부에 따른 고장 계산을 수행하는 단계를 포함하는 것을 특징으로 한다.
또한, 한류 리액터의 투입 여부에 따른 고장 계산을 수행하는 단계는 전력계통에서 투입된 한류 리액터에 대한 정보를 출력하는 한류 리액터 정보 출력 화면을 생성하는 단계; 한류 리액터 정보 출력 화면에 포함된 복수의 한류 리액터들 중 사용자로부터 선택된 한류 리액터에 대해 한류 리액터의 투입 여부에 따른 고장 계산을 수행하는 단계를 포함하는 것을 특징으로 한다.
또한, 본 발명의 일 실시예에 따른 전력계통 고장 해석 방법은 출력부에 의해, 사용자로부터 선택된 한류 리액터의 투입 여부에 따른 고장 계산 결과를 포함하는 결과 출력 화면을 생성하는 단계를 더 포함하고, 결과 출력 화면에는 사용자로부터 선택된 한류 리액터가 투입될 때의 고장 전류와, 사용자로부터 선택된 한류 리액터가 투입되지 않을 때의 고장 전류의 차에 대한 정보가 포함될 수 있다.
또한, 하나 이상의 한류 리액터의 투입 모선 또는 선로를 분석하는 단계는 송전선로 데이터에서 선로 선택 판단값 이상인 송전선로의 리액턴스들을 추출하는 단계; 및 추출된 송전선로의 리액턴스들을 송전선로의 단위 길이로 나눔으로써 송전선로 단위 길이당 선로 리액턴스를 계산하는 단계를 포함할 수 있다.
또한, 본 발명의 일 실시예에 따른 전력계통 고장 해석 방법은 송전선로 단위 길이당 선로 리액턴스를 계산하는 단계 이후, 단위 길이당 선로 리액턴스가 제 2 선로 선택 판단값을 초과하는 모선 또는 선로를 한류 리액터가 투입된 모선 또는 선로로 판단하는 단계를 더 포함할 수 있다.
또한, 본 발명의 일 실시예에 따른 전력계통 고장 해석 방법은 제 2 분석부에 의해, 한류 리액터가 투입된 모선 또는 선로로 판단된 모선 또는 선로가 한류 리액터가 투입된 모선 또는 선로가 맞는지 검증하는 단계를 더 포함할 수 있다.
또한, 한류 리액터가 투입된 모선 또는 선로가 맞는지 검증하는 단계는 한류 리액터가 투입된 것으로 판단된 모선 또는 선로에 있어서, 한류 리액터가 투입된 것으로 판단된 모선 또는 선로에 대한 단위 길이당 선로 리액턴스를 백분율 단위로 변환하고, 백분율 단위로 변환된 단위 길이당 선로 리액턴스와 투입 여부 검증값을 비교함으로써 모선 또는 선로가 한류 리액터가 투입된 모선 또는 선로가 맞는지 검증하는 단계를 포함할 수 있다.
또한, 본 발명의 일 실시예에 따른 전력계통 고장 해석 방법은 한류 리액터가 투입된 것으로 판단된 모선 또는 선로의 모선 번호를 확인함으로써 모선 또는 선로가 한류 리액터가 투입된 모선 또는 선로가 맞는지 검증하는 단계를 더 포함할 수 있다.
또한, 본 발명의 일 실시예에 따른 전력계통 고장 해석 방법은 한류 리액터 위치 판단부에 의해, 하나 이상의 한류 리액터들의 설치 위치를 판단하는 단계를 더 포함하고, 하나 이상의 한류 리액터들의 설치 위치를 판단하는 단계는 한류 리액터가 투입된 모선 또는 선로의 모선 번호 간 차이를 근거로 한류 리액터가 모선간 또는 선로간에 설치되었는지를 구분함으로써 이루어질 수 있다.
또한, 상기 선로 길이에 따른 고유 리액턴스와 한류 리액터의 리액턴스를 구분하는 단계는 송전선로 데이터를 근거로 추출된 송전선로의 리액턴스에서 송전선로 고유 리액턴스를 감산함으로써 한류 리액터의 리액턴스를 산출하는 단계를 포함하고, 선로 길이에 따른 고유 리액턴스와 한류 리액터의 리액턴스를 구분하는 단계 이후, 한류 리액터의 리액턴스를 옴(Ω) 단위로 변환하고, 옴(Ω) 단위로 변환된 리액턴스 값을 정격 규격의 값으로 조정하는 단계; 및 한류 리액터의 정격 규격의 값이 이상 판단값을 초과할 때 사용자에게 이를 경고하는 단계를 더 포함할 수 있다.
본 발명의 일 실시예에 따른 전력계통 고장 해석 장치 및 방법에 따르면, 전력계통 고장해석 시 고장전류의 크기를 억제하기 위해서 계통에 투입하는 한류 리액터에 대하여 기존의 데이터베이스를 활용한 방식으로는 어렵던 투입 위치 및 정격 분석을 가능케 할 수 있다.
즉, 본 발명의 일 실시예에 따른 전력계통 고장 해석 장치 및 방법에 따르면, 기존의 계통 데이터베이스 만으로 한류 리액터의 투입위치 및 정격을 산정할 수 있고, 이에 따른 계통영향 분석을 수행할 수 있는 장점이 있다.
본 발명의 일 실시예에 따른 전력계통 고장 해석 장치 및 방법이 계통계획 분야에 활용될 경우, 한류 리액터의 투입 전/후에 따른 고장전류 크기 변화 분석 및 과도안정도 분석을 정량적으로 분석할 수 있으므로 한류 리액터에 투입에 따른 계통영향 분석을 할 수 있다. 특히, 계통의 고장전류 증가의 1차적 원인은 발전기이기 때문에 발전기 투입에 따른 고장전류 증가시 이를 억제하기 위해서 리액터를 투입한다면 이에 따른 계통운영 패널티 비용을 산정 및 적용하여 경제적 대책 수립이 용이해지는 효과가 있다.
도 1은 본 발명의 일 실시예에 따른 전력계통 고장 해석 장치에 대한 블록도이다.
도 2는 본 발명의 일 실시예에 따른 제 1 분석부에 대한 블록도이다.
도 3은 본 발명의 일 실시예에 따른 제 2 분석부에 대한 블록도이다.
도 4는 본 발명의 일 실시예에 따른 정격 분석부에 대한 블록도이다.
도 5는 본 발명의 일 실시예에 따른 고장 계산 분석부를 통해 사용자에게 제공되는 출력 화면의 예시를 나타내는 개념도이다.
도 6 및 도 7은 본 발명의 일 실시예에 따른 출력부를 통해 사용자에게 제공되는 출력 화면의 예시를 나타내는 개념도이다.
도 8은 본 발명의 일 실시예에 따른 전력계통 고장 해석 방법에 대한 흐름도이다.
본 발명을 첨부된 도면을 참조하여 상세히 설명하면 다음과 같다. 여기서, 반복되는 설명, 본 발명의 요지를 불필요하게 흐릴 수 있는 공지 기능, 및 구성에 대한 상세한 설명은 생략한다. 본 발명의 실시형태는 당 업계에서 평균적인 지식을 가진 자에게 본 발명을 보다 완전하게 설명하기 위해서 제공되는 것이다. 따라서, 도면에서의 요소들의 형상 및 크기 등은 보다 명확한 설명을 위해 과장될 수 있다.
이하, 본 발명의 실시예에 따른 전력계통 고장 해석 장치(100)에 대하여 설명하도록 한다.
도 1은 본 발명의 일 실시예에 따른 전력계통 고장 해석 장치(100)에 대한 블록도이다. 도 2는 본 발명의 일 실시예에 따른 제 1 분석부(120)에 대한 블록도이다. 도 3은 본 발명의 일 실시예에 따른 제 2 분석부(130)에 대한 블록도이다. 도 4는 본 발명의 일 실시예에 따른 고장 계산 분석부(160)에 대한 블록도이다.
상술한 바와 같이, 본 발명의 일 실시예에 따른 전력계통 고장 해석 장치(100)는 기존에 구축된 계통 데이터베이스(이하, 저장부)에 저장된 데이터들을 이용하여 한류 리액터의 투입 여부에 따른 전력 계통 영향을 분석할 수 있는 것을 특징으로 한다. 이를 위해, 본 발명의 일 실시예에 따른 전력계통 고장 해석 장치(100)는 저장부(110), 제 1 분석부(120), 제 2 분석부(130), 한류 리액터 위치 판단부(140), 정격 분석부(150), 고장 계산 분석부(160) 및 출력부(170)를 포함하여 구성될 수 있다. 여기서, 상술한 구성들은 본 발명의 일 실시예에 따른 전력계통 고장 해석 장치(100)의 각 기능을 설명하기 위해 기능별로 구분한 것이고, 실제로는 하나의 처리 장치를 통해 구현되는 것도 가능하다.
저장부(110)는 전력계통 정보를 저장하는 기능을 한다. 여기서, 전력계통 정보는 상술한 것처럼 전력계통의 고장 해석을 위해 기존에 구축된 데이터들을 나타내며, 아래에서 설명되는 송전선로 데이터 등을 포함할 수 있다.
제 1 분석부(120)는 저장부(110)에서 송전선로 데이터를 획득하고, 송전선로 데이터를 근거로 전력계통에 포함된 하나 이상의 한류 리액터의 투입 모선 또는 선로를 분석하는 기능을 한다. 구체적으로, 제 1 분석부(120)는 저장부(110)를 통해 획득한 송전선로 데이터를 이용하여 선로 전압과 선로 임피던스를 구분하고, 송전선로 단위 길이당 선로 리액턴스를 계산함으로써 전력계통에 포함된 하나 이상의 한류 리액터의 투입 모선 또는 선로를 분석하는 기능을 한다. 이를 위해, 제 1 분석부(120)는 도 2에 도시된 것처럼, 선로전압 구분 모듈(121), 선로 리액턴스 판단 모듈(122) 및 제 1 계산 모듈(123)을 포함하여 구성될 수 있다.
선로전압 구분 모듈(121)은 한류 리액터가 투입되어 있는 선로 전압을 구분하는 기능을 한다. 일반적으로, 한류 리액터는 345kV, 154kV 송전선로에 투입되어 있으므로 상기 전압에 대한 송전선로를 대상으로 할 수 있다.
선로 리액턴스 판단 모듈(122)은 송전선로 데이터에서 리액턴스(X value)값이 선로 선택 판단값 이상인 것을 추출하는 기능을 한다. 여기서, 선로 리액턴스 판단 모듈(122)을 통해 이루어지는 추출은 아래의 수학식 1과 같이 표현될 수 있다.
Figure PCTKR2016013417-appb-M000001
수학식 1에서 XLine( pu )는 pu 단위의 송전선로의 리액턴스를 나타내고, 수학식 1은 저장부(110)를 통한 송전선로 데이터를 근거로, 전력계통에 존재하는 송전선로의 리액턴스가 선로 선택 판단값 이상인 리액턴스들을 추출하는 것을 나타낸다. 본 예시에서, 제 1 선로 선택 판단값은 0.01로 가정되었으나, 이는 예시일 뿐이고 다양한 값으로 변경될 수 있다.
제 1 계산 모듈(123)은 저장부(110)로부터 획득되고, 선로 리액턴스 판단 모듈(122)을 통해 검출한 송전 선로의 리액턴스를 송전선 단위 길이로 나눔으로써 송전선로 단위 길이당 선로 리액턴스를 계산하는 기능을 한다. 또한, 제 1 계산 모듈(123)은 계산된 송전선로의 단위 길이당 선로 리액턴스와 제 2 선로 선택 판단값을 비교함으로써 한류 리액터가 투입된 모선 또는 선로를 분석할 수 있다. 제 1 계산 모듈(123)을 통해 한류 리액터가 투입된 모선 또는 선로를 분석하는 방법은 아래의 수학식 2와 같이 표현될 수 있다.
Figure PCTKR2016013417-appb-M000002
위에서 설명한 것과 마찬가지로, 본 예시에서 제 2 선로 선택 판단값은 0.0004인 것으로 가정된다. 다만 이는 예시일 뿐이고, 제 2 선로 선택 판단값은 다양한 것으로 변경될 수 있다.
제 2 분석부(130)는 제 1 분석부(120)를 통해 이루어진 분석 결과를 검증하는 기능을 한다. 구체적으로, 제 2 분석부(130)는 제 1 분석부(120)를 통해 검출된 한류 리액터가 투입된 것으로 판단된 모선 또는 선로가 올바른지(즉, 제 1 분석부(120)를 통해 검출된 모선 또는 선로가 한류 리액터가 투입된 모선 또는 선로가 맞는지) 검토하는 기능을 한다. 이를 위해, 제 2 분석부(130)는 도 3에 도시된 바와 같이, 제 2 계산 모듈(131) 및 모선번호 필터링 모듈(132)를 포함하여 구성될 수 있다.
제 2 계산 모듈(131)은 수학식 2를 통해 검출한 한류 리액터가 투입된 모선 또는 선로에 대해, 해당 모선 또는 선로의 송전선로 단위 길이당 선로 리액턴스를 백분율 단위로 변환함으로써 해당 모선 또는 선로의 한류 리액터의 투입 여부를 검증할 수 있다. 제 2 계산 모듈(131)을 통해 이루어지는 검증 방법은 다음의 수학식 3과 같이 표현될 수 있다.
Figure PCTKR2016013417-appb-M000003
수학식 3에서, 제 2 계산 모듈(131)에서 한류 리액터의 투입 여부를 검증하는데 사용되는 투입 여부 검증값은 0.5인 것으로 가정되었다. 다만 이 투입 여부 검증값은 예시일 뿐이고, 다양한 값으로 변경될 수 있다.
또한, 계통에서 한류 리액터가 투입되어 있는 모선들의 경우, 특정 식별 번호들을 갖는 특성이 있다. 이에 따라, 모선번호 필터링 모듈(132)은 제 1 분석부(120)를 통해 분석된, 그리고 제 2 계산 모듈(131)을 통해 검증된 한류 리액터들이 투입된 것으로 판단된 모선들의 모선 번호를 확인함으로써 2차 검증을 수행할 수 있다. 모선 번호 필터링 모듈(132)을 통해 이루어지는 방법은 아래의 수학식 4와 같이 표현될 수 있다.
Figure PCTKR2016013417-appb-M000004
본 예시에서 모선 번호가 1000 내지 9999 인 경우, 한류 리액터가 투입된 모선 또는 선로로 가정되나, 상기 범위는 예시일 뿐이고 실제 환경에 따라 다양하게 변경될 수 있다.
한류 리액터 위치 판단부(140)는 한류 리액터가 모선간(bus to bus)과 선로간(line to line) 중 어느 곳에 설치되어있는지 판단하는 기능을 한다. 이는 저장부(110)에 저장된 전력계통 정보의 특성을 고려한 것으로서, 송전선로 데이터에서 모선번호 간의 차이를 이용하여 이루어질 수 있다. 한류 리액터 위치 판단부(140)를 통해 이루어지는 방법은 아래의 수학식 5와 같이 표현될 수 있다.
Figure PCTKR2016013417-appb-M000005
정격 분석부(150)는 모선간 또는 선로간에 투입된 한류 리액터의 물리적 규격에 대해서 분석하여 옴(Ω) 단위로 표시하는 기능을 한다. 구체적으로, 정격 분석부(150)는 pu 단위가 아닌 사용자가 직관적으로 판단하기에 용이한 옴 단위로 한류 리액터의 리액턴스를 산출하며, 옴 단위로 변환된 한류 리액터의 리액턴스를 근거로 한류 리액터의 이상 여부를 판단할 수 있다. 또한, 정격 분석부(150)는 이상이 감지될 때, 해당 한류 리액터에 대한 정보를 사용자에게 알릴 수 있다. 이를 위해, 정격 분석부(150)는 선로 고유 리액턴스 계산 모듈(151), 리액턴스 구분 모듈(152), 한류 리액터 용량 결정 모듈(153) 및 알림 모듈(154)을 포함하여 구성될 수 있다.
고유 리액턴스 계산 모듈(151)은 위에서 수학식 2를 참조로 설명된 송전선로의 단위 길이당 선로 리액턴스를 이용하여 선로길이에 따른 송전선로 고유 리액턴스를 계산하는 기능을 한다. 고유 리액턴스 계산 모듈(151)을 통해 이루어지는 송전선로 고유 리액턴스는 아래의 수학식 6과 같이 표현될 수 있다.
Figure PCTKR2016013417-appb-M000006
리액턴스 구분 모듈(152)은 저장부(110)로부터 획득된 송전선로 데이터에서 송전선로 고유 리액턴스와 한류 리액터의 리액턴스를 구분하는 기능을 한다. 구체적으로, 리액턴스 구분 모듈(152)은 선로의 리액턴스에서 위에서 수학식 6을 근거로 도출된 선로의 고유 리액턴스를 감산함으로써, 한류 리액터의 리액턴스를 구분할 수 있다. 이는 아래의 수학식 7과 같이 표현될 수 있다.
Figure PCTKR2016013417-appb-M000007
한류 리액터 용량 결정 모듈(153)은 전력계통에 존재하는 한류 리액터들의 용량을 결정하는 기능을 한다. 구체적으로, 한류 리액터 용량 결정 모듈(153)은 리액턴스 구분 모듈(152)을 통해 계산된 한류 리액터의 리액턴스 즉, XCLR( pu )을 한류 리액터 규격인 옴(Ω) 단위로 변환하고, 옴(Ω) 단위로 변환된 리액턴스 값을 정격 규격의 값으로 조정하는 기능을 한다. 한류 리액터 용량 결정 모듈(153)을 통해 이루어지는 과정은 아래의 수학식 8과 같이 표현될 수 있다.
Figure PCTKR2016013417-appb-M000008
또한, 한류 리액터 용량 결정 모듈(153)은 수학식 8을 통해 결정된 한류 리액터의 정격규격(XRated CLR(Ω))을 이용하여 리액턴스를 재계산함으로써, 정확한 pu 단위의 한류 리액터 리액턴스를 계산할 수 있다. 이는 아래의 수학식 9와 같이 표현될 수 있다.
Figure PCTKR2016013417-appb-M000009
알림 모듈(154)은 한류 리액터 용량 결정 모듈(153)을 통해 계산된 한류 리액터의 정격 규격을 근거로 이상 상태 여부를 확인하고, 이상 상태시 이를 사용자에게 알리는 과정을 수행한다. 구체적으로, 알림 모듈(154)은 한류 리액터 용량 결정 모듈(153)을 통해 계산된 한류 리액터의 정격 규격 값과 이상 판단값을 비교하며, 상기 정격 규격의 값이 이상 판단값을 초과할 시 사용자에게 알림 과정을 수행하는 기능을 한다. 여기서, 이상 판단값의 경우, 현재 345KV모선 및 선로에 투입된 한류 리액터의 1조당 가장 큰 용량은 18옴(Ω)이므로 이를 기준으로 할 수 있으며, 이는 아래의 수학식 10과 같이 표현될 수 있다.
Figure PCTKR2016013417-appb-M000010
상기 예시에서, 이상 판단값은 18옴(Ω)으로 설정되었으나, 이는 예시일 뿐이고 다양한 값으로 변경될 수 있다.
고장 계산 분석부(160)는 전력계통 정보에 포함된 즉, 송전선로 데이터에 영향을 주는 한류 리액터에 대해, 투입 전 및 투입 후에 따른 계통 영향을 분석하는 기능을 한다. 이를 위해, 고장 계산 분석부(160)는 도 5에 도시된 바와 같이, 사용자에게 제공될 수 있는 한류 리액터 정보 출력 화면을 생성하고, 이를 디스플레이 하며, 사용자로부터 복수의 한류 리액터들 중 적어도 하나의 한류 리액터가 선택되면, 선택된 한류 리액터의 투입 여부에 따른 고장 계산을 수행할 수 있다.
도 5에 도시된 것처럼, 사용자에게 제공되는 한류 리액터 정보 출력 화면에는 한류 리액터가 연결된 버스 번호 및 버스 이름, 한류 리액터의 설치 위치(예를 들어, 모선간 또는 선로간) 및 한류 리액터의 투입 여부에 따른 고장 계산을 위한 한류 리액터 선택부를 포함할 수 있다. 예를 들어, 본 예시에서는 한류 리액터 정보 출력 화면에 3개의 한류 리액터들이 포함된 상황을 가정하고, 사용자가 3개의 한류 리액터들 중 2개의 한류 리액터를 입력한 상황을 가정한다.
출력부(170)는 고장 계산 분석부(160)를 통해 선택된 한류 리액터의 투입 여부에 따른 고장 계산 결과를 포함하는 결과 출력 화면을 생성하고, 이를 사용자에게 출력하는 기능을 한다. 예를 들어, 출력부(170)는 도 6에 도시된 바와 같이 사용자로부터 선택된 한류 리액터의 투입 여부에 따른 고장 계산 결과를 포함하는 결과 출력 화면을 생성하고, 이를 사용자에게 제공할 수 있다.
예를 들어, 결과 출력 화면에는 도 6에 도시된 바와 같이, 한류 리액터의 투입 전과 투입 후에 따른 고장 계산 결과가 구분되어 출력될 수 있고, 한류 리액터의 투입 전 및 투입 후에 따른 고장 전류의 차가 출력될 수 있다. 이에 따라, 사용자는 사용자가 선택한 한류 리액터에 따른 영향을 직관적으로 파악할 수 있으며, 그 차이가 크지 않은 한류 리액터의 경우 제거하거나, 해당 한류 리액터의 위치를 다른 곳으로 옮기는 등의 조치를 취할 수 있다.
이에 따라, 본 발명의 일 실시예에 따른 전력계통 고장 해석 장치(100)는 이미 구축되어 있는 데이터베이스를 활용함으로써, 한류 리액터의 투입 전 또는 후에 따른 영향을 분석할 수 있고, 이를 근거로 계통 설계 등 다양한 분야에 응용시킬 수 있다. 또한, 상술한 기능들의 경우 기존의 전력 계통 해석 툴(예를 들어, PSS/E, DSATool, Digslient 등)에는 개발되어 있지 않은 기능이며, 상기 기능의 경우, 향후 전력계통에 다수의 한류 리액터들이 투입될 시, 정교하고 다양한 계통해석을 위한 매우 중요한 기능을 할 수 있다.
또한, 다른 실시예로서, 본 발명의 전력계통 고장 해석 장치(100)는 조류 계산 수행 시, 한류 리액터 제거에 따른 무효전력 손실을 검토하는 것에도 이용될 수 있다. 예를 들어, 위에서 설명된 방식을 통해 한류 리액터의 투입 여부에 따른 고장 전류를 계산하되, 고장 전류의 차이가 미리 설정된 임계값을 초과할 시, 그 영향이 큰 개소를 사용자에게 알리는 것도 가능하다. 이에 대한 예시는 도 7에 도시된다.
도 8은 본 발명의 일 실시예에 따른 전력계통 고장 해석 방법에 대한 흐름도이다. 이제, 도 8을 참조로 본 발명의 일 실시예에 따른 전력계통 고장 해석 방법에 대한 설명이 이루어진다. 또한, 이하에서는 위에서 설명된 사항과 중복되는 부분은 생략하여 그 설명이 이루어진다.
S110 단계는 제 1 분석부에 의해, 저장부에서 송전선로 데이터를 획득하는 단계이다. 상술한 것처럼, 본 발명의 일 실시예에 따른 전력계통 고장 해석 방법은 미리 구축된 데이터베이스에 저장된 데이터들을 이용하되, 종래의 기술로는 파악하기 어렵던 한류 리액터의 영향을 분석하는 것을 특징으로 한다. 이에 따라, S110 단계는 미리 구축되어 있되, 한류 리액터의 영향 분석을 위해 필요한 전력계통 정보 즉, 송전선로 데이터를 수집하는 기능을 한다.
S120 단계는 상기 제 1 분석부에 의해, 수집된 송전선로 데이터를 수신하고, 송전선로 데이터를 근거로 전력계통에 포함된 하나 이상의 한류 리액터의 투입 모선 또는 선로를 분석하는 제 1 분석을 수행하는 단계이다. 여기서, S120 단계는 송전선로 데이터를 근거로 선로 전압과 선로 임피던스를 구분하는 단계와, 송전선로 단위 길이당 선로 리액턴스를 계산함으로써 전력계통에 포함된 하나 이상의 한류 리액터의 투입 모선 또는 선로를 분석하는 단계로 구분될 수 있다.
구체적으로, S120 단계는 송전선로 데이터에서 선로 선택 판단값 이상인 송전선로의 리액턴스들을 추출하는 단계; 및 추출된 송전선로의 리액턴스들을 송전선로의 단위 길이로 나눔으로써 송전선로 단위 길이당 선로 리액턴스를 계산하는 단계를 포함할 수 있다. 또한, S120 단계는 송전선로 단위 길이당 선로 리액턴스를 계산하는 단계 이후, 단위 길이당 선로 리액턴스가 제 2 선로 선택 판단값을 초과하는 모선 또는 선로를 한류 리액터가 투입된 모선 또는 선로로 판단하는 단계를 더 포함할 수 있다. 여기서, S120 단계를 통해 이루어지는 과정은 위에서 도 1 및 도 2, 그리고 수학식 1 및 수학식 2를 참조로 상세히 언급하였으므로, 이에 대한 추가적인 설명은 생략한다.
S130 단계는 S120 단계를 통해 판단된 결과에 대한 검증을 수행하는 제 2 분석 단계를 수행하는 단계이다. 구체적으로, S130 단계는 S120 단계를 통해 검출된 모선 또는 선로가 한류 리액터가 투입된 모선 또는 선로가 맞는지 검증하는 단계이다.
이를 위해, S130 단계는 크게 2개의 단계로 구분될 수 있다. 구체적으로, S130 단계는 한류 리액터가 투입된 것으로 판단된 모선 또는 선로에 대한 단위 길이당 선로 리액턴스를 백분율 단위로 변환하고, 백분율 단위로 변환된 단위 길이당 선로 리액턴스와 투입 여부 검증값을 비교함으로써 상기 모선 또는 선로가 한류 리액터가 투입된 모선 또는 선로가 맞는지 검증하는 단계를 포함할 수 있다. 또한, S130 단계는 한류 리액터가 투입된 모선 또는 선로의 경우 특정 모선 번호를 갖는다는 특성을 고려할 수 있다. 즉, S130 단계는 한류 리액터가 투입된 것으로 판단된 모선 또는 선로의 모선 번호를 확인함으로써 모선 또는 선로가 한류 리액터가 투입된 모선 또는 선로가 맞는지 검증하는 단계를 더 포함할 수 있다.
S140 단계는 한류 리액터 위치 판단부에 의해, 하나 이상의 한류 리액터들의 설치 위치를 판단하는 단계이다. 상술한 것처럼, 한류 리액터는 모선간에 또는 선로간에 연결될 수 있다. 이에 따라, S140 단계는 상술한 송전선로 데이터를 분석함으로써, 해당 한류 리액터가 선로간에 투입되었는지, 또는 모선간에 투입되었는지 판단하는 기능을 한다. 구체적으로, S140 단계는 한류 리액터가 투입된 모선 또는 선로의 모선 번호 간 차이를 근거로 한류 리액터가 모선간 또는 선로간에 설치되었는지를 구분함으로써 이루어질 수 있다.
S150 단계는 전력계통에 포함된 한류 리액터의 정격을 분석하는 단계이다. 구체적으로, S150 단계는 전력계통에 포함된 한류 리액터의 리액턴스를 옴(Ω) 단위로 산출하고, 옴(Ω) 단위로 산출된 한류 리액터의 리액턴스를 근거로 해당 한류 리액터의 이상 여부를 판단하며, 이상 감지 시 이를 사용자에게 알리는 단계이다.
이를 위해, S150 단계는 한류 리액터가 투입된 모선 또는 선로에 대해, 상기 송전선로 단위 길이당 선로 리액턴스를 이용하여 선로 길이에 따른 고유 리액턴스를 계산하는 단계를 포함할 수 있다. 또한, S150 단계는 이렇게 계산된 선로 길이에 따른 고유 리액턴스를 이용하여, 상기 송전선로 데이터를 근거로 추출된 송전선로의 리액턴스에서 상기 송전선로 고유 리액턴스를 감산함으로써 한류 리액터의 리액턴스를 산출하는 단계를 포함할 수 있다. 이를 통해, 위에서 설명된 송전선로의 리액턴스의 경우, 송전선로 고유 리액턴스와 한류 리액터의 리액턴스를 구분하여 파악될 수 있다.
그 후, S150 단계는 한류 리액터의 리액턴스를 옴(Ω) 단위로 변환하고, 옴(Ω) 단위로 변환된 리액턴스 값을 정격 규격의 값으로 조정하는 단계를 포함할 수 있다. 그 후, S150 단계는 이렇게 정격 규격의 값으로 조정된 리액턴스 값과 미리 설정된 이상 판단값을 비교하는 단계를 포함할 수 있고, 한류 리액터의 정격 규격의 값이 이상 판단값을 초과할 때 사용자에게 이를 경고하는 과정이 더 수행될 수 있다.
S160 단계는 고장 계산 분석부에 의해, S150 단계를 통해 구분된 한류 리액터의 리액턴스를 이용하여, 한류 리액터의 투입 여부에 따른 고장 계산을 수행하는 단계이다. 이를 위해, S160 단계는 사용자로부터 투입 여부에 따른 영향을 파악하기 위한 한류 리액터를 선택 받기 위해, 전력계통에서 투입된 한류 리액터에 대한 정보를 출력하는 한류 리액터 정보 출력 화면을 생성하는 단계를 포함할 수 있다. 여기서, 한류 리액터 정보 출력 화면에는 한류 리액터가 연결된 버스 번호 및 버스 이름, 한류 리액터의 설치 위치(예를 들어, 모선간 또는 선로간) 및 한류 리액터의 투입 여부에 따른 고장 계산을 위한 한류 리액터 선택부를 포함할 수 있다.
여기서, 한류 리액터 정보 출력 화면에 포함된 복수의 한류 리액터들 중 사용자로부터 특정 한류 리액터들에 대해 선택이 이루어진 경우, S160 단계는 해당 한류 리액터에 대해 한류 리액터의 투입 여부에 따른 고장 계산을 수행하는 단계를 더 포함할 수 있다.
S170 단계는 출력부에 의해, 사용자로부터 선택된 한류 리액터의 투입 여부에 따른 고장 계산 결과를 포함하는 결과 출력 화면을 생성하는 단계를 나타낸다. 여기서, 결과 출력 화면에는 사용자로부터 선택된 한류 리액터가 투입될 때의 고장 전류와, 사용자로부터 선택된 한류 리액터가 투입되지 않을 때의 고장 전류의 차에 대한 정보가 포함될 수 있다.
이상에서와 같이 도면과 명세서에서 최적의 실시예가 개시되었다. 여기서 특정한 용어들이 사용되었으나, 이는 단지 본 발명을 설명하기 위한 목적에서 사용된 것이지 의미 한정이나 특허청구범위에 기재된 본 발명의 범위를 제한하기 위하여 사용된 것은 아니다. 그러므로, 본 기술 분야의 통상의 지식을 가진 자라면 이로부터 다양한 변형 및 균등한 타 실시예가 가능하다는 점을 이해할 것이다. 따라서, 본 발명의 진정한 기술적 보호범위는 첨부된 특허청구범위의 기술적 사상에 의해 정해져야 할 것이다.

Claims (20)

  1. 저장부에서 송전선로 데이터를 획득하고, 상기 송전선로 데이터를 근거로 선로 전압과 선로 임피던스를 구분하고, 송전선로 단위 길이당 선로 리액턴스를 계산함으로써 전력계통에 포함된 하나 이상의 한류 리액터의 투입 모선 또는 선로를 분석하는 제 1 분석부;
    한류 리액터가 투입된 모선 또는 선로에 대해, 상기 송전선로 단위 길이당 선로 리액턴스를 이용하여 선로 길이에 따른 고유 리액턴스를 계산하고, 상기 선로 길이에 따른 고유 리액턴스와 한류 리액터의 리액턴스를 구분하는 정격 분석부; 및
    상기 정격 분석부를 통해 구분된 한류 리액터의 리액턴스를 이용하여, 상기 한류 리액터의 투입 여부에 따른 고장 계산을 수행하는 고장 계산 분석부를 포함하는 것을 특징으로 하는 전력계통 고장 해석 장치.
  2. 제1항에 있어서,
    상기 고장 계산 분석부는 전력계통에서 투입된 한류 리액터에 대한 정보를 출력하는 한류 리액터 정보 출력 화면을 생성하고, 상기 한류 리액터 정보 출력 화면에 포함된 복수의 한류 리액터들 중 사용자로부터 선택된 한류 리액터에 대해 한류 리액터의 투입 여부에 따른 고장 계산을 수행하는 것을 특징으로 하는 전력계통 고장 해석 장치.
  3. 제2항에 있어서,
    사용자로부터 선택된 한류 리액터의 투입 여부에 따른 고장 계산 결과를 포함하는 결과 출력 화면을 생성하는 출력부를 더 포함하고,
    상기 결과 출력 화면에는 사용자로부터 선택된 한류 리액터가 투입될 때의 고장 전류와, 상기 사용자로부터 선택된 한류 리액터가 투입되지 않을 때의 고장 전류의 차에 대한 정보가 포함되는 것을 특징으로 하는 전력계통 고장 해석 장치.
  4. 제1항에 있어서,
    상기 제 1 분석부는,
    상기 송전선로 데이터에서 선로 선택 판단값 이상인 송전선로의 리액턴스들을 추출하는 선로 리액턴스 판단 모듈; 및
    상기 선로 리액턴스 판단 모듈을 통해 추출된 송전선로의 리액턴스들을 송전선로의 단위 길이로 나눔으로써 송전선로 단위 길이당 선로 리액턴스를 계산하는 제 1 계산 모듈을 포함하는 것을 특징으로 하는 전력계통 고장 해석 장치.
  5. 제4항에 있어서,
    상기 제 1 계산 모듈은 단위 길이당 선로 리액턴스가 제 2 선로 선택 판단값을 초과하는 모선 또는 선로를 한류 리액터가 투입된 모선 또는 선로로 판단하는 것을 특징으로 하는 전력계통 고장 해석 장치.
  6. 제5항에 있어서,
    상기 제 1 분석부를 통해 모선 또는 선로가 한류 리액터가 투입된 모선 또는 선로가 맞는지 검증하는 제 2 분석부를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 전력계통 고장 해석 장치.
  7. 제6항에 있어서,
    상기 제 2 분석부는
    상기 한류 리액터가 투입된 것으로 판단된 모선 또는 선로에 대한 단위 길이당 선로 리액턴스를 백분율 단위로 변환하고, 백분율 단위로 변환된 단위 길이당 선로 리액턴스와 투입 여부 검증값을 비교함으로써 상기 모선 또는 선로가 한류 리액터가 투입된 모선 또는 선로가 맞는지 검증하는 제 2 계산 모듈을 포함하는 것을 특징으로 하는 전력계통 고장 해석 장치.
  8. 제6항에 있어서,
    상기 제 2 분석부는,
    상기 제 1 계산 모듈을 통해 한류 리액터가 투입된 것으로 판단된 모선 또는 선로의 모선 번호를 확인함으로써 상기 모선 또는 선로가 한류 리액터가 투입된 모선 또는 선로가 맞는지 검증하는 모선번호 필터링 모듈을 포함하는 것을 특징으로 하는 전력계통 고장 해석 장치.
  9. 제1항에 있어서,
    상기 하나 이상의 한류 리액터들의 설치 위치를 판단하는 한류 리액터 위치 판단부를 더 포함하고,
    상기 한류 리액터 위치 판단부는,
    상기 한류 리액터가 투입된 모선 또는 선로의 모선 번호 간 차이를 근거로 상기 한류 리액터가 모선간 또는 선로간에 설치되었는지를 구분하는 것을 특징으로 하는 전력계통 고장 해석 장치.
  10. 제1항에 있어서,
    상기 정격 분석부는,
    상기 송전선로 단위 길이당 선로 리액턴스를 이용하여 선로길이에 따른 송전선로 고유 리액턴스를 계산하는 고유 리액턴스 계산 모듈;
    상기 송전선로 데이터를 근거로 추출된 송전선로의 리액턴스에서 상기 송전선로 고유 리액턴스를 감산함으로써 한류 리액터의 리액턴스를 산출하는 리액턴스 구분 모듈;
    상기 한류 리액터의 리액턴스를 옴(Ω) 단위로 변환하고, 옴(Ω) 단위로 변환된 리액턴스 값을 정격 규격의 값으로 조정하는 한류 리액터 용량 결정 모듈; 및
    상기 한류 리액터의 정격 규격의 값이 이상 판단값을 초과할 때 사용자에게 이를 경고하는 알림부를 포함하는 것을 특징으로 하는 전력계통 고장 해석 장치.
  11. 제 1 분석부에 의해, 저장부에서 송전선로 데이터를 획득하고, 상기 송전선로 데이터를 근거로 선로 전압과 선로 임피던스를 구분하는 단계;
    상기 제 1 분석부에 의해, 송전선로 단위 길이당 선로 리액턴스를 계산함으로써 전력계통에 포함된 하나 이상의 한류 리액터의 투입 모선 또는 선로를 분석하는 단계;
    정격 분석부에 의해, 한류 리액터가 투입된 모선 또는 선로에 대해, 상기 송전선로 단위 길이당 선로 리액턴스를 이용하여 선로 길이에 따른 고유 리액턴스를 계산하는 단계;
    상기 정격 분석부에 의해, 상기 선로 길이에 따른 고유 리액턴스와 한류 리액터의 리액턴스를 구분하는 단계; 및
    고장 계산 분석부에 의해, 상기 정격 분석부를 통해 구분된 한류 리액터의 리액턴스를 이용하여, 상기 한류 리액터의 투입 여부에 따른 고장 계산을 수행하는 단계를 포함하는 것을 특징으로 하는 전력계통 고장 해석 방법.
  12. 제11항에 있어서,
    상기 한류 리액터의 투입 여부에 따른 고장 계산을 수행하는 단계는,
    전력계통에서 투입된 한류 리액터에 대한 정보를 출력하는 한류 리액터 정보 출력 화면을 생성하는 단계;
    상기 한류 리액터 정보 출력 화면에 포함된 복수의 한류 리액터들 중 사용자로부터 선택된 한류 리액터에 대해 한류 리액터의 투입 여부에 따른 고장 계산을 수행하는 단계를 포함하는 것을 특징으로 하는 전력계통 고장 해석 방법.
  13. 제12항에 있어서,
    출력부에 의해, 사용자로부터 선택된 한류 리액터의 투입 여부에 따른 고장 계산 결과를 포함하는 결과 출력 화면을 생성하는 단계를 더 포함하고,
    상기 결과 출력 화면에는 사용자로부터 선택된 한류 리액터가 투입될 때의 고장 전류와, 상기 사용자로부터 선택된 한류 리액터가 투입되지 않을 때의 고장 전류의 차에 대한 정보가 포함되는 것을 특징으로 하는 전력계통 고장 해석 방법.
  14. 제11항에 있어서,
    상기 하나 이상의 한류 리액터의 투입 모선 또는 선로를 분석하는 단계는,
    상기 송전선로 데이터에서 선로 선택 판단값 이상인 송전선로의 리액턴스들을 추출하는 단계; 및
    상기 추출된 송전선로의 리액턴스들을 송전선로의 단위 길이로 나눔으로써 송전선로 단위 길이당 선로 리액턴스를 계산하는 단계를 포함하는 것을 특징으로 하는 전력계통 고장 해석 방법.
  15. 제14항에 있어서,
    상기 송전선로 단위 길이당 선로 리액턴스를 계산하는 단계 이후, 단위 길이당 선로 리액턴스가 제 2 선로 선택 판단값을 초과하는 모선 또는 선로를 한류 리액터가 투입된 모선 또는 선로로 판단하는 단계를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 전력계통 고장 해석 방법.
  16. 제15항에 있어서,
    제 2 분석부에 의해, 상기 한류 리액터가 투입된 모선 또는 선로로 판단된 모선 또는 선로가 한류 리액터가 투입된 모선 또는 선로가 맞는지 검증하는 단계를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 전력계통 고장 해석 방법.
  17. 제16항에 있어서,
    상기 한류 리액터가 투입된 모선 또는 선로가 맞는지 검증하는 단계는,
    상기 한류 리액터가 투입된 것으로 판단된 모선 또는 선로에 대한 단위 길이당 선로 리액턴스를 백분율 단위로 변환하고, 백분율 단위로 변환된 단위 길이당 선로 리액턴스와 투입 여부 검증값을 비교함으로써 상기 모선 또는 선로가 한류 리액터가 투입된 모선 또는 선로가 맞는지 검증하는 단계를 포함하는 것을 특징으로 하는 전력계통 고장 해석 방법.
  18. 제16항에 있어서,
    한류 리액터가 투입된 것으로 판단된 모선 또는 선로의 모선 번호를 확인함으로써 상기 모선 또는 선로가 한류 리액터가 투입된 모선 또는 선로가 맞는지 검증하는 단계를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 전력계통 고장 해석 방법.
  19. 제11항에 있어서,
    한류 리액터 위치 판단부에 의해, 상기 하나 이상의 한류 리액터들의 설치 위치를 판단하는 단계를 더 포함하고,
    상기 하나 이상의 한류 리액터들의 설치 위치를 판단하는 단계는,
    상기 한류 리액터가 투입된 모선 또는 선로의 모선 번호 간 차이를 근거로 상기 한류 리액터가 모선간 또는 선로간에 설치되었는지를 구분함으로써 이루어지는 것을 특징으로 하는 전력계통 고장 해석 방법.
  20. 제11항에 있어서,
    상기 선로 길이에 따른 고유 리액턴스와 한류 리액터의 리액턴스를 구분하는 단계는 상기 송전선로 데이터를 근거로 추출된 송전선로의 리액턴스에서 상기 송전선로 고유 리액턴스를 감산함으로써 한류 리액터의 리액턴스를 산출하는 단계를 포함하고,
    상기 선로 길이에 따른 고유 리액턴스와 한류 리액터의 리액턴스를 구분하는 단계 이후,
    상기 한류 리액터의 리액턴스를 옴(Ω) 단위로 변환하고, 옴(Ω) 단위로 변환된 리액턴스 값을 정격 규격의 값으로 조정하는 단계; 및
    상기 한류 리액터의 정격 규격의 값이 이상 판단값을 초과할 때 사용자에게 이를 경고하는 단계를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 전력계통 고장 해석 방법.
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