JP2000341859A - 系統安定化制御装置と系統安定化制御方法 - Google Patents
系統安定化制御装置と系統安定化制御方法Info
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Abstract
(57)【要約】
【課題】 電力系統に生じた事故の影響で発電機群が脱
調に至るのを未然に防止する系統安定化制御装置及び系
統安定化制御方法を提供する。 【解決手段】 センサ６で電圧及び電流を測定し、中央
演算部３の算出部３２において電力系統を自端発電機及
び仮想相手端発電機に縮約したと仮定して、測定された
電圧及び電流を用いて、電力系統の事故発生から一定時
間後における、自端発電機から仮想相手端発電機間の位
相角を算出する。次に中央演算部３の判定部３３におい
て、変電所端末装置５において検出・判別された電力系
統の事故種別と、算出された位相角とを、事前に設定し
た判定マトリクスと比較し、遮断対象の発電所１の遮断
量を判定する。
調に至るのを未然に防止する系統安定化制御装置及び系
統安定化制御方法を提供する。 【解決手段】 センサ６で電圧及び電流を測定し、中央
演算部３の算出部３２において電力系統を自端発電機及
び仮想相手端発電機に縮約したと仮定して、測定された
電圧及び電流を用いて、電力系統の事故発生から一定時
間後における、自端発電機から仮想相手端発電機間の位
相角を算出する。次に中央演算部３の判定部３３におい
て、変電所端末装置５において検出・判別された電力系
統の事故種別と、算出された位相角とを、事前に設定し
た判定マトリクスと比較し、遮断対象の発電所１の遮断
量を判定する。
Description
【発明の詳細な説明】
【０００１】
【発明の属する技術分野】本発明は、電力系統に接続さ
れた発電機群が脱調に至るのを未然に防止する系統安定
化制御装置、及び系統安定化方法に関するものである。
れた発電機群が脱調に至るのを未然に防止する系統安定
化制御装置、及び系統安定化方法に関するものである。
【０００２】
【従来の技術】電力系統に事故が発生した場合に備え
て、通常、保護リレーにより事故を検出し、遮断機を引
き外し、事故が生じた区間を他の系統から切り離すとい
う系統安定化制御方法が採用されている。
て、通常、保護リレーにより事故を検出し、遮断機を引
き外し、事故が生じた区間を他の系統から切り離すとい
う系統安定化制御方法が採用されている。
【０００３】系統安定化制御方法のひとつに、過渡安定
度制御方法が挙げられる。過渡安定度制御方法では、変
電所の母線電圧及び電流、遮断器信号のオン／オフを計
測し、電力系統の事故検出および事故種別の判別を行
い、発電機の電圧及び電流から発電機の電気的出力Ｐｅ
（後述する）の演算を行う。事故が発生すると、事故発
生前の電気的出力Ｐｅと、検出及び判別された事故種別
とを、事前に設定した判定マトリクスと比較し、電力系
統の安定化を図るために最適な発電機の遮断量を決定
し、発電機の遮断を行う。
度制御方法が挙げられる。過渡安定度制御方法では、変
電所の母線電圧及び電流、遮断器信号のオン／オフを計
測し、電力系統の事故検出および事故種別の判別を行
い、発電機の電圧及び電流から発電機の電気的出力Ｐｅ
（後述する）の演算を行う。事故が発生すると、事故発
生前の電気的出力Ｐｅと、検出及び判別された事故種別
とを、事前に設定した判定マトリクスと比較し、電力系
統の安定化を図るために最適な発電機の遮断量を決定
し、発電機の遮断を行う。
【０００４】図１３は、従来の判定マトリクスの一例を
示す図である。図１３のマトリクスは、３つの事故種
（１ＬＧ、２ＬＧ、３ＬＧと表す）それぞれに対して、
Ｐｅの範囲がどの程度であれば安定なのか、また安定で
なければ、何台の発電機を遮断するのか、を示す。例え
ば、事故１ＬＧは、Ｐｅが０〜２０００のとき電力系統
は安定しているが、Ｐｅが２０００〜３０００になると
電力系統は安定しないので、発電機１台を遮断する。
示す図である。図１３のマトリクスは、３つの事故種
（１ＬＧ、２ＬＧ、３ＬＧと表す）それぞれに対して、
Ｐｅの範囲がどの程度であれば安定なのか、また安定で
なければ、何台の発電機を遮断するのか、を示す。例え
ば、事故１ＬＧは、Ｐｅが０〜２０００のとき電力系統
は安定しているが、Ｐｅが２０００〜３０００になると
電力系統は安定しないので、発電機１台を遮断する。
【０００５】以下、発電機の電気的出力Ｐｅの算出処理
について説明する。 Ｐｅ(ｔ)＝｛ｖ(ｔ)・ｉ(ｔ)＋ｖ(ｔ−90°)・ｉ(ｔ−90°)｝/２ ・・・（式１） 式中、ｖ（ｔ）は現在のサンプリング電圧を表し、ｉ
（ｔ）は現在のサンプリング電流（差分フィルタ）を表
し、ｖ(ｔ−90゜) は電気角９０゜前のサンプリング電
圧を表し、ｉ(ｔ−90゜)は電気角９０゜前のサンプリン
グ電流（差分フィルタ）を表す。
について説明する。 Ｐｅ(ｔ)＝｛ｖ(ｔ)・ｉ(ｔ)＋ｖ(ｔ−90°)・ｉ(ｔ−90°)｝/２ ・・・（式１） 式中、ｖ（ｔ）は現在のサンプリング電圧を表し、ｉ
（ｔ）は現在のサンプリング電流（差分フィルタ）を表
し、ｖ(ｔ−90゜) は電気角９０゜前のサンプリング電
圧を表し、ｉ(ｔ−90゜)は電気角９０゜前のサンプリン
グ電流（差分フィルタ）を表す。
【０００６】式１を用いて、交流の各３相（ａ、ｂ、
ｃ）の発電機の電気的出力Ｐｅを電気角９０゜毎に算出
し、電気角２７０゜周期で移動平均を式２で行う。 Pea1(t)＝{Pea0(t)＋Pea0(t−90゜)＋Pea0(t−180゜) ＋Pea0(t−270゜)}／４ ・・・（式２） 式３で３相ａ、ｂ、ｃの合計を取る。 Pe1(t)＝Pea1(t)＋Peb1(t)＋Pec1(t) ・・・（式３）
ｃ）の発電機の電気的出力Ｐｅを電気角９０゜毎に算出
し、電気角２７０゜周期で移動平均を式２で行う。 Pea1(t)＝{Pea0(t)＋Pea0(t−90゜)＋Pea0(t−180゜) ＋Pea0(t−270゜)}／４ ・・・（式２） 式３で３相ａ、ｂ、ｃの合計を取る。 Pe1(t)＝Pea1(t)＋Peb1(t)＋Pec1(t) ・・・（式３）
【０００７】発電所に設置された発電機が３台の場合、
式４にて発電機３台のＰｅの合計を取る。 Pe(t)＝Pe1(t)＋Pe2(t)＋Pe3(t) ・・・（式４）
式４にて発電機３台のＰｅの合計を取る。 Pe(t)＝Pe1(t)＋Pe2(t)＋Pe3(t) ・・・（式４）
【０００８】また、系統安定化制御方法の別の例とし
て、発電機内部の電圧の位相差を知って発電機の脱調を
判定する方法もある。位相差を用いた系統安定化制御方
法は、例えば特開平８−３３２０８号公報、及び特開平
１０−２５７６７４号公報に開示されている。
て、発電機内部の電圧の位相差を知って発電機の脱調を
判定する方法もある。位相差を用いた系統安定化制御方
法は、例えば特開平８−３３２０８号公報、及び特開平
１０−２５７６７４号公報に開示されている。
【０００９】
【発明が解決しようとする課題】しかしながら、従来の
系統安定化制御方法には、以下のような課題がある。す
なわち、 １）事故前の電源線潮流値と検出された事故種別とを、
予め設定されているマトリクスと比較することにより安
定／不安定を判定する方式であるため、事故後の時々刻
々と変化する系統状態に対応できない。 ２）原理的に最も過酷な時間断面を想定してマトリクス
を設定するため、通常の安定した時間断面に最適な制御
量の決定に上記のマトリクスを用いることができない。 ３）特開平８−３３２０８号公報に開示されている系統
安定化制御方法では、位相差を用いて脱調するか否かを
判定するが、発電機の遮断台数を即座に設定することは
できない。 ４）特開平１０−２５７６７４号公報に開示されている
系統安定化制御方法では、発電機が将来脱調すると判定
されると、遮断する発電機の台数をある値に設定し、設
定された台数の発電機を遮断した場合脱調するか否かを
判定し、脱調しないことが確認できてから、発電機の遮
断を行う。つまり、遮断台数の設定が適切な値になるま
で予測演算で確かめる必要があり、発電機の遮断までの
プロセスが複雑になってしまう。
系統安定化制御方法には、以下のような課題がある。す
なわち、 １）事故前の電源線潮流値と検出された事故種別とを、
予め設定されているマトリクスと比較することにより安
定／不安定を判定する方式であるため、事故後の時々刻
々と変化する系統状態に対応できない。 ２）原理的に最も過酷な時間断面を想定してマトリクス
を設定するため、通常の安定した時間断面に最適な制御
量の決定に上記のマトリクスを用いることができない。 ３）特開平８−３３２０８号公報に開示されている系統
安定化制御方法では、位相差を用いて脱調するか否かを
判定するが、発電機の遮断台数を即座に設定することは
できない。 ４）特開平１０−２５７６７４号公報に開示されている
系統安定化制御方法では、発電機が将来脱調すると判定
されると、遮断する発電機の台数をある値に設定し、設
定された台数の発電機を遮断した場合脱調するか否かを
判定し、脱調しないことが確認できてから、発電機の遮
断を行う。つまり、遮断台数の設定が適切な値になるま
で予測演算で確かめる必要があり、発電機の遮断までの
プロセスが複雑になってしまう。
【００１０】本発明は上記のような課題を解決するため
になされたもので、時々刻々と変化する系統状態に対し
て最適制御量を算出し、電力系統に生じた事故の影響が
拡大・波及して発電機群が脱調に至るのを未然に防止す
る系統安定化制御装置及び系統安定化制御方法を得るこ
とを目的とする。
になされたもので、時々刻々と変化する系統状態に対し
て最適制御量を算出し、電力系統に生じた事故の影響が
拡大・波及して発電機群が脱調に至るのを未然に防止す
る系統安定化制御装置及び系統安定化制御方法を得るこ
とを目的とする。
【００１１】
【課題を解決するための手段】上記目的を達成するため
に、請求項１に係る系統安定化制御装置は、 電力系統
を安定化する系統安定化制御装置であって、電力系統を
自端発電機及び仮想相手端発電機に縮約したと仮定し、
電力系統のうち遮断対象となる発電所で測定された電圧
及び電流を用いて、電力系統の事故発生から一定時間後
における、自端発電機から仮想相手端発電機間の位相角
を算出する算出部と、電力系統で発生した事故の種別
と、位相角とを、事前に設定した判定マトリクスと比較
し、遮断対象の発電所の発電遮断量を判定する判定部
と、を備え、電力系統の事故の発生は、電力系統内の変
電所で検出され、事故の種別は、該変電所で判別される
ことを特徴とするものである。
に、請求項１に係る系統安定化制御装置は、 電力系統
を安定化する系統安定化制御装置であって、電力系統を
自端発電機及び仮想相手端発電機に縮約したと仮定し、
電力系統のうち遮断対象となる発電所で測定された電圧
及び電流を用いて、電力系統の事故発生から一定時間後
における、自端発電機から仮想相手端発電機間の位相角
を算出する算出部と、電力系統で発生した事故の種別
と、位相角とを、事前に設定した判定マトリクスと比較
し、遮断対象の発電所の発電遮断量を判定する判定部
と、を備え、電力系統の事故の発生は、電力系統内の変
電所で検出され、事故の種別は、該変電所で判別される
ことを特徴とするものである。
【００１２】また、請求項２に係る系統安定化制御装置
は、電力系統を安定化する系統安定化制御装置であっ
て、電力系統のうち発電遮断対象となる発電所で測定さ
れた電圧及び電流より潮流値の変化量を算出し、潮流値
の変化量を、予め設定された閾値と比較し、電力系統に
事故が発生したか否かを判定する事故発生判定部と、電
力系統を自端発電機及び仮想相手端発電機に縮約したと
仮定し、発電遮断対象となる発電所で測定された電圧及
び電流を用いて、電力系統の事故発生から一定時間後に
おける、自端発電機から仮想相手端発電機間の位相角を
算出する算出部と、電力系統の事故発生時の潮流値の変
化量と、位相角とを、事前に設定した判定マトリクスと
比較し、遮断対象の発電所の発電遮断量を判定する判定
部と、を備えることを特徴とするものである。
は、電力系統を安定化する系統安定化制御装置であっ
て、電力系統のうち発電遮断対象となる発電所で測定さ
れた電圧及び電流より潮流値の変化量を算出し、潮流値
の変化量を、予め設定された閾値と比較し、電力系統に
事故が発生したか否かを判定する事故発生判定部と、電
力系統を自端発電機及び仮想相手端発電機に縮約したと
仮定し、発電遮断対象となる発電所で測定された電圧及
び電流を用いて、電力系統の事故発生から一定時間後に
おける、自端発電機から仮想相手端発電機間の位相角を
算出する算出部と、電力系統の事故発生時の潮流値の変
化量と、位相角とを、事前に設定した判定マトリクスと
比較し、遮断対象の発電所の発電遮断量を判定する判定
部と、を備えることを特徴とするものである。
【００１３】また、請求項３に係る系統安定化制御装置
は、電力系統を安定化する系統安定化制御装置であっ
て、電力系統のうち発電遮断対象となる発電所で測定さ
れた電圧の変化量を算出し、電圧の変化量を、予め設定
された閾値と比較し、電力系統に事故が発生したか否か
を判定する事故発生判定部と、電力系統を自端発電機及
び仮想相手端発電機に縮約したと仮定し、発電遮断対象
となる発電所で測定された電圧及び電流を用いて、電力
系統の事故発生から一定時間後における、自端発電機か
ら仮想相手端発電機間の位相角を算出する算出部と、電
力系統の事故発生時の電圧の変化量と、位相角とを、事
前に設定した判定マトリクスと比較し、遮断対象の発電
所の発電遮断量を判定する判定部と、を備えることを特
徴とするものである。
は、電力系統を安定化する系統安定化制御装置であっ
て、電力系統のうち発電遮断対象となる発電所で測定さ
れた電圧の変化量を算出し、電圧の変化量を、予め設定
された閾値と比較し、電力系統に事故が発生したか否か
を判定する事故発生判定部と、電力系統を自端発電機及
び仮想相手端発電機に縮約したと仮定し、発電遮断対象
となる発電所で測定された電圧及び電流を用いて、電力
系統の事故発生から一定時間後における、自端発電機か
ら仮想相手端発電機間の位相角を算出する算出部と、電
力系統の事故発生時の電圧の変化量と、位相角とを、事
前に設定した判定マトリクスと比較し、遮断対象の発電
所の発電遮断量を判定する判定部と、を備えることを特
徴とするものである。
【００１４】また、請求項４に係る系統安定化制御装置
は、電力系統を安定化する系統安定化制御装置であっ
て、電力系統のうち発電遮断対象となる発電所で測定さ
れた電圧及び電流より、電力系統で事故が発生してから
一定時間後の運動エネルギーを算出し、運動エネルギー
を、予め設定された閾値と比較し、電力系統に事故が発
生したか否かを判定する事故発生判定部と、電力系統を
自端発電機及び仮想相手端発電機に縮約したと仮定し、
発電遮断対象となる発電所で測定された電圧及び電流を
用いて、電力系統の事故発生から一定時間後における、
自端発電機から仮想相手端発電機間の位相角を算出する
算出部と、運動エネルギーの変化量と、位相角とを、事
前に設定した判定マトリクスと比較し、遮断対象の発電
所の発電遮断量を判定する判定部と、を備えることを特
徴とするものである。
は、電力系統を安定化する系統安定化制御装置であっ
て、電力系統のうち発電遮断対象となる発電所で測定さ
れた電圧及び電流より、電力系統で事故が発生してから
一定時間後の運動エネルギーを算出し、運動エネルギー
を、予め設定された閾値と比較し、電力系統に事故が発
生したか否かを判定する事故発生判定部と、電力系統を
自端発電機及び仮想相手端発電機に縮約したと仮定し、
発電遮断対象となる発電所で測定された電圧及び電流を
用いて、電力系統の事故発生から一定時間後における、
自端発電機から仮想相手端発電機間の位相角を算出する
算出部と、運動エネルギーの変化量と、位相角とを、事
前に設定した判定マトリクスと比較し、遮断対象の発電
所の発電遮断量を判定する判定部と、を備えることを特
徴とするものである。
【００１５】また、請求項５に係る系統安定化制御方法
は、電力系統を安定化する系統安定化制御方法であっ
て、電力系統内の変電所で事故の発生を検出し、変電所
で事故の種別を判別し、電力系統のうち遮断対象となる
発電所で電圧及び電流を測定し、電力系統を自端発電機
及び仮想相手端発電機に縮約したと仮定して、測定され
た電圧及び電流を用いて、検出された事故発生から一定
時間後における、自端発電機から該仮想相手端発電機間
の位相角を算出し、判別された事故の種別と、位相角と
を、事前に設定した判定マトリクスと比較し、遮断対象
の発電所の発電遮断量を判定する、ことを特徴とするも
のである。
は、電力系統を安定化する系統安定化制御方法であっ
て、電力系統内の変電所で事故の発生を検出し、変電所
で事故の種別を判別し、電力系統のうち遮断対象となる
発電所で電圧及び電流を測定し、電力系統を自端発電機
及び仮想相手端発電機に縮約したと仮定して、測定され
た電圧及び電流を用いて、検出された事故発生から一定
時間後における、自端発電機から該仮想相手端発電機間
の位相角を算出し、判別された事故の種別と、位相角と
を、事前に設定した判定マトリクスと比較し、遮断対象
の発電所の発電遮断量を判定する、ことを特徴とするも
のである。
【００１６】また、請求項６に係る系統安定化制御方法
は、電力系統を安定化する系統安定化制御方法であっ
て、電力系統のうち発電遮断対象となる発電所で電圧及
び電流を測定し、測定された電圧及び電流より潮流値の
変化量を算出し、潮流値の変化量を、予め設定された閾
値と比較し、電力系統に事故が発生したか否かを判定
し、電力系統を自端発電機及び仮想相手端発電機に縮約
したと仮定し、発電遮断対象となる発電所で測定された
電圧及び電流を用いて、判定された電力系統の事故発生
から一定時間後における、自端発電機から仮想相手端発
電機間の位相角を算出し、電力系統の事故発生時の潮流
値の変化量と、位相角とを、事前に設定した判定マトリ
クスと比較し、遮断対象の発電所の発電遮断量を判定す
る、ことを特徴とするものである。
は、電力系統を安定化する系統安定化制御方法であっ
て、電力系統のうち発電遮断対象となる発電所で電圧及
び電流を測定し、測定された電圧及び電流より潮流値の
変化量を算出し、潮流値の変化量を、予め設定された閾
値と比較し、電力系統に事故が発生したか否かを判定
し、電力系統を自端発電機及び仮想相手端発電機に縮約
したと仮定し、発電遮断対象となる発電所で測定された
電圧及び電流を用いて、判定された電力系統の事故発生
から一定時間後における、自端発電機から仮想相手端発
電機間の位相角を算出し、電力系統の事故発生時の潮流
値の変化量と、位相角とを、事前に設定した判定マトリ
クスと比較し、遮断対象の発電所の発電遮断量を判定す
る、ことを特徴とするものである。
【００１７】また、請求項７に係る系統安定化制御方法
は、電力系統を安定化する系統安定化制御方法であっ
て、電力系統のうち発電遮断対象となる発電所で電圧及
び電流を測定し、測定された電圧の変化量を、予め設定
された閾値と比較し、電力系統に事故が発生したか否か
を判定し、電力系統を自端発電機及び仮想相手端発電機
に縮約したと仮定し、発電遮断対象となる発電所で測定
された電圧及び電流を用いて、判定された電力系統の事
故発生から一定時間後における、自端発電機から仮想相
手端発電機間の位相角を算出し、電力系統の事故発生時
の電圧の変化量と、位相角とを、事前に設定した判定マ
トリクスと比較し、遮断対象の発電所の発電遮断量を判
定する、ことを特徴とするものである。
は、電力系統を安定化する系統安定化制御方法であっ
て、電力系統のうち発電遮断対象となる発電所で電圧及
び電流を測定し、測定された電圧の変化量を、予め設定
された閾値と比較し、電力系統に事故が発生したか否か
を判定し、電力系統を自端発電機及び仮想相手端発電機
に縮約したと仮定し、発電遮断対象となる発電所で測定
された電圧及び電流を用いて、判定された電力系統の事
故発生から一定時間後における、自端発電機から仮想相
手端発電機間の位相角を算出し、電力系統の事故発生時
の電圧の変化量と、位相角とを、事前に設定した判定マ
トリクスと比較し、遮断対象の発電所の発電遮断量を判
定する、ことを特徴とするものである。
【００１８】また、請求項８に係る系統安定化制御方法
は、電力系統を安定化する系統安定化制御方法であっ
て、電力系統のうち発電遮断対象となる発電所で電圧及
び電流を測定し、電力系統のうち発電遮断対象となる発
電所で測定された電圧及び電流より、電力系統で事故が
発生してから一定時間後の運動エネルギーを算出し、運
動エネルギーを、予め設定された閾値と比較し、電力系
統に事故が発生したか否かを判定し、電力系統を自端発
電機及び仮想相手端発電機に縮約したと仮定し、発電遮
断対象となる発電所で測定された電圧及び電流を用い
て、判定された電力系統の事故発生から一定時間後にお
ける、自端発電機から該仮想相手端発電機間の位相角を
算出し、運動エネルギーの変化量と、位相角とを、事前
に設定した判定マトリクスと比較し、遮断対象の発電所
の発電遮断量を判定する、ことを特徴とするものであ
る。
は、電力系統を安定化する系統安定化制御方法であっ
て、電力系統のうち発電遮断対象となる発電所で電圧及
び電流を測定し、電力系統のうち発電遮断対象となる発
電所で測定された電圧及び電流より、電力系統で事故が
発生してから一定時間後の運動エネルギーを算出し、運
動エネルギーを、予め設定された閾値と比較し、電力系
統に事故が発生したか否かを判定し、電力系統を自端発
電機及び仮想相手端発電機に縮約したと仮定し、発電遮
断対象となる発電所で測定された電圧及び電流を用い
て、判定された電力系統の事故発生から一定時間後にお
ける、自端発電機から該仮想相手端発電機間の位相角を
算出し、運動エネルギーの変化量と、位相角とを、事前
に設定した判定マトリクスと比較し、遮断対象の発電所
の発電遮断量を判定する、ことを特徴とするものであ
る。
【００１９】
【発明の実施の形態】以下、本発明の実施の形態を添付
された図面に基づいて説明する。 実施の形態１．まず、実施の形態１に基づく系統安定化
制御方法が適用される系統安定化システムの構成につい
て説明する。図１は、実施の形態１による系統安定化制
御方法を実現した系統安定化システムを説明するための
ブロック図である。系統安定化システムは、遮断対象
（電源制限）となる発電所１と、発電所１に設置された
発電所端末装置２と、系統安定化制御装置である中央演
算装置３と、変電所４と、変電所４に設置された変電所
端末装置５と、発電所１と変電所４間に設けられ、電圧
データ、電流データを計測するセンサ６と、発電所１と
変電所４以外の電力系統１０とを基本構成とする。変電
所端末装置５と中央演算装置３とは、情報伝送路２１Ｎ
によって接続され、発電所端末装置２と中央演算装置３
とは情報伝走路２１Ａによって接続される。センサ６に
よる計測データは、発電所１に送信される。
された図面に基づいて説明する。 実施の形態１．まず、実施の形態１に基づく系統安定化
制御方法が適用される系統安定化システムの構成につい
て説明する。図１は、実施の形態１による系統安定化制
御方法を実現した系統安定化システムを説明するための
ブロック図である。系統安定化システムは、遮断対象
（電源制限）となる発電所１と、発電所１に設置された
発電所端末装置２と、系統安定化制御装置である中央演
算装置３と、変電所４と、変電所４に設置された変電所
端末装置５と、発電所１と変電所４間に設けられ、電圧
データ、電流データを計測するセンサ６と、発電所１と
変電所４以外の電力系統１０とを基本構成とする。変電
所端末装置５と中央演算装置３とは、情報伝送路２１Ｎ
によって接続され、発電所端末装置２と中央演算装置３
とは情報伝走路２１Ａによって接続される。センサ６に
よる計測データは、発電所１に送信される。
【００２０】発電所端末装置２は、センサ６で計測され
た発電機１００の電圧データ、電流データを入力し、後
述する方法で発電機１００の電気的出力Ｐｅ、Ｑｅの演
算を行い、演算結果を中央演算装置３に出力する。ま
た、中央演算装置３から受けた遮断指令を発電所１の遮
断器（図示せず）に出力する。
た発電機１００の電圧データ、電流データを入力し、後
述する方法で発電機１００の電気的出力Ｐｅ、Ｑｅの演
算を行い、演算結果を中央演算装置３に出力する。ま
た、中央演算装置３から受けた遮断指令を発電所１の遮
断器（図示せず）に出力する。
【００２１】中央演算装置３は、発電所端末装置２及び
変電所端末装置５からのデータを収集するデータ収集部
３１と、データ収集部３１のデータに基づいて後述する
方法で、電力系統の事故発生から一定時間後における、
自端発電機から仮想相手端発電機間の位相角を算出する
算出部３２と、発生した事故の種別と、位相角とを、図
５に例示するような事前に設定した判定マトリクスと比
較し、遮断対象の発電機の遮断量を判定する判定部３３
と、を備える。
変電所端末装置５からのデータを収集するデータ収集部
３１と、データ収集部３１のデータに基づいて後述する
方法で、電力系統の事故発生から一定時間後における、
自端発電機から仮想相手端発電機間の位相角を算出する
算出部３２と、発生した事故の種別と、位相角とを、図
５に例示するような事前に設定した判定マトリクスと比
較し、遮断対象の発電機の遮断量を判定する判定部３３
と、を備える。
【００２２】変電所端末装置５は、変電所４の母線電圧
データ、電流データ、遮断器信号のオン／オフを計測
し、電力系統１０の事故の発生を検出し、発生した事故
の種別を判別する。
データ、電流データ、遮断器信号のオン／オフを計測
し、電力系統１０の事故の発生を検出し、発生した事故
の種別を判別する。
【００２３】次に図１及び図２を用いて、実施の形態１
による系統安定化制御方法について説明する。図２は、
中央演算装置３の動作の流れを示すフローチャートであ
る。中央演算装置３のデータ収集部３１は、ステップＳ
１で発電所端末装置２から発電機１００の電気的出力Ｐ
ｅ、Ｑｅを受信する。
による系統安定化制御方法について説明する。図２は、
中央演算装置３の動作の流れを示すフローチャートであ
る。中央演算装置３のデータ収集部３１は、ステップＳ
１で発電所端末装置２から発電機１００の電気的出力Ｐ
ｅ、Ｑｅを受信する。
【００２４】ステップＳ２で、データ収集部３１が変電
所端末装置５から事故発生と事故種別の通知を受けると
（ＹＥＳ）、ステップＳ３へすすみ、通知を受けなけれ
ば、ステップＳ１及びＳ２を繰り返す。
所端末装置５から事故発生と事故種別の通知を受けると
（ＹＥＳ）、ステップＳ３へすすみ、通知を受けなけれ
ば、ステップＳ１及びＳ２を繰り返す。
【００２５】ステップＳ３では、算出部３２が、データ
収集部３１が受信した、系統事故発生前に受信した発電
所１００の電気的出力Ｐｅ、Ｑｅを用いて後述する方法
で位相角δを算出する。
収集部３１が受信した、系統事故発生前に受信した発電
所１００の電気的出力Ｐｅ、Ｑｅを用いて後述する方法
で位相角δを算出する。
【００２６】ステップＳ４では、判定部３３が、ステッ
プＳ２で受信した事故種別と、ステップＳ３で算出され
た位相角δとを、事前に設定した判定マトリクスと比較
し、電力系統が安定か否かを判定し、安定であればステ
ップＳ１へ戻り、安定でなければ、判定マトリクスによ
り電力系統の安定化を図るために最適な発電機の遮断量
を決定し、発電所端末装置２に対し発電機遮断指令を送
信する（ステップＳ５）。
プＳ２で受信した事故種別と、ステップＳ３で算出され
た位相角δとを、事前に設定した判定マトリクスと比較
し、電力系統が安定か否かを判定し、安定であればステ
ップＳ１へ戻り、安定でなければ、判定マトリクスによ
り電力系統の安定化を図るために最適な発電機の遮断量
を決定し、発電所端末装置２に対し発電機遮断指令を送
信する（ステップＳ５）。
【００２７】遮断指令を受けた発電所端末１０１は発電
所１の遮断器（図示せず）に遮断指令を出力する。
所１の遮断器（図示せず）に遮断指令を出力する。
【００２８】なお、上述の説明では、発電所１００は１
つであるが、複数であってもよい。また、発電所１００
に設置されている発電機も１機であっても、複数であっ
てもよい。
つであるが、複数であってもよい。また、発電所１００
に設置されている発電機も１機であっても、複数であっ
てもよい。
【００２９】図３は、実施の形態１による系統安定化制
御方法に適用される、中央演算装置３による位相角δの
算出原理を説明するための説明図である。
御方法に適用される、中央演算装置３による位相角δの
算出原理を説明するための説明図である。
【００３０】制御対象となる電源系統の基本的な構成
を、遮断対象となる発電機すなわち自端発電機（Ｇ１）
２０と、自端発電機２０以外の本系統２１との２系統に
モデル化し、さらに、本系統２１を、１機の仮想の発電
機（すなわち仮想相手端発電機２３）と、自端発電機２
０と仮想相手端発電機２３の間に介在する、線路リアク
タンスＸＧの回路網２４とを構成要素としてもつ縮約系
統２２に縮約する。なお、自端発電機２０は、遮断対象
となる発電機を並列インピーダンス法で合成したもので
あり、仮想相手端発電機２３は、自端発電機以外の全発
電機を並列インピーダンス法で１機の仮想の発電機に合
成したものである。
を、遮断対象となる発電機すなわち自端発電機（Ｇ１）
２０と、自端発電機２０以外の本系統２１との２系統に
モデル化し、さらに、本系統２１を、１機の仮想の発電
機（すなわち仮想相手端発電機２３）と、自端発電機２
０と仮想相手端発電機２３の間に介在する、線路リアク
タンスＸＧの回路網２４とを構成要素としてもつ縮約系
統２２に縮約する。なお、自端発電機２０は、遮断対象
となる発電機を並列インピーダンス法で合成したもので
あり、仮想相手端発電機２３は、自端発電機以外の全発
電機を並列インピーダンス法で１機の仮想の発電機に合
成したものである。
【００３１】計測点Ａ１において、自端発電機２０の電
圧Ｖと電流Ｉとを計測し、自端発電機２０の電気的出力
Ｐｅを上述の式１〜４を用いて算出し、後述する方法で
自端発電機２０の電気的出力Ｑｅを求める。
圧Ｖと電流Ｉとを計測し、自端発電機２０の電気的出力
Ｐｅを上述の式１〜４を用いて算出し、後述する方法で
自端発電機２０の電気的出力Ｑｅを求める。
【００３２】次に、系統事故が発生（時刻０とする）し
てから一定時間（ｔ0）後の自端発電機２０（遮断対象
となる発電機を並列インピーダンス法で合成したもの）
と仮想相手端（自端以外の全発電機を並列インピーダン
ス法で１機の仮想の発電機に合成したもの）間の位相角
δを算出する。
てから一定時間（ｔ0）後の自端発電機２０（遮断対象
となる発電機を並列インピーダンス法で合成したもの）
と仮想相手端（自端以外の全発電機を並列インピーダン
ス法で１機の仮想の発電機に合成したもの）間の位相角
δを算出する。
【００３３】以下、上記の発電機電気的出力Ｑｅの算出
処理について説明する。 Ｑｅ(ｔ)＝｛ｖ(ｔ−90゜)・ｉ(ｔ)＋ｖ（ｔ）・ｉ(ｔ−90゜)｝/２ ・・・(式５) 式中、ｖ(ｔ−90゜)は、電気角９０゜前のサンプリング
電圧であり、ｉ（ｔ）は現在のサンプリング電流（差分
フィルタ）であり、ｖ(ｔ)は、現在のサンプリング電圧
であり、ｉ(ｔ−90゜)は、電気角９０゜前のサンプリン
グ電流（差分フィルタ）である。
処理について説明する。 Ｑｅ(ｔ)＝｛ｖ(ｔ−90゜)・ｉ(ｔ)＋ｖ（ｔ）・ｉ(ｔ−90゜)｝/２ ・・・(式５) 式中、ｖ(ｔ−90゜)は、電気角９０゜前のサンプリング
電圧であり、ｉ（ｔ）は現在のサンプリング電流（差分
フィルタ）であり、ｖ(ｔ)は、現在のサンプリング電圧
であり、ｉ(ｔ−90゜)は、電気角９０゜前のサンプリン
グ電流（差分フィルタ）である。
【００３４】式５にて、交流の３相（ａ、ｂ、ｃ）毎の
発電機の電気的出力Ｑｅを電気角９０゜毎に算出し、電
気角２７０゜周期で移動平均を下記の式６で行う。 Qea1(t)＝{Qea0(t)＋Qea0(t−90゜)＋Qea0(t−180゜) ＋Qea0(t−270゜)}／４ ・・・(式６)
発電機の電気的出力Ｑｅを電気角９０゜毎に算出し、電
気角２７０゜周期で移動平均を下記の式６で行う。 Qea1(t)＝{Qea0(t)＋Qea0(t−90゜)＋Qea0(t−180゜) ＋Qea0(t−270゜)}／４ ・・・(式６)
【００３５】式７で３相の合計を取る。 Qe1(t)＝Qea1(t)＋Qeb1(t)＋Qec1(t) ・・・(式７)
【００３６】また、発電所内に発電機が複数台ある場合
は、発電機毎に式７によるＱｅを算出し、算出されたＱ
ｅの合計を取る。３台ある場合、式８に従い、３台の発
電機の合計を取る。 Qe(t)＝Qe1(t)＋Qe2(t)＋Qe3(t) ・・・(式８)
は、発電機毎に式７によるＱｅを算出し、算出されたＱ
ｅの合計を取る。３台ある場合、式８に従い、３台の発
電機の合計を取る。 Qe(t)＝Qe1(t)＋Qe2(t)＋Qe3(t) ・・・(式８)
【００３７】なお、図３は対象となる電源系統を並列イ
ンピーダンス法で等価２機の発電機系統に縮約したもの
であり、電気的出力Ｐｅ、Ｑｅ、慣性定数Ｍは運転中の
遮断対象発電機の合計値となる。また、リアクタンスＸ
Ｇは運転中の遮断対象発電機の並列合成値となる。
ンピーダンス法で等価２機の発電機系統に縮約したもの
であり、電気的出力Ｐｅ、Ｑｅ、慣性定数Ｍは運転中の
遮断対象発電機の合計値となる。また、リアクタンスＸ
Ｇは運転中の遮断対象発電機の並列合成値となる。
【００３８】次に図３及び図４を用いて、自端発電機２
０から仮想相手端発電機２３間の位相角δの算出方法を
説明する。図４は、実施の形態１に適用される位相角δ
の算出方法における位相角δの関係を示す図である。
０から仮想相手端発電機２３間の位相角δの算出方法を
説明する。図４は、実施の形態１に適用される位相角δ
の算出方法における位相角δの関係を示す図である。
【００３９】自端発電機２０の電気的係数ＥＧ１を式９
より得る。
より得る。
【数１】 式中の自端発電機電圧Ｖは式１０、電流Ｉは式１１より
得る。
得る。
【数２】
【数３】 式中ｖ（ｔ）は現在のサンプリング電圧であり、ｉ
（ｔ）は現在のサンプリング電流（差分フィルタ）であ
り、ｖ（ｔ−９０゜）は電気角９０゜前のサンプリング
電圧であり、ｉ（ｔ−９０゜）は電気角９０゜前のサン
プリング電流（差分フィルタ）である。
（ｔ）は現在のサンプリング電流（差分フィルタ）であ
り、ｖ（ｔ−９０゜）は電気角９０゜前のサンプリング
電圧であり、ｉ（ｔ−９０゜）は電気角９０゜前のサン
プリング電流（差分フィルタ）である。
【００４０】図４に示すように、自端発電機２０から仮
想相手端発電機２３間の位相角δは、自端発電機２０か
ら電気的中心Ｖｃ間の位相角αと、仮想相手端発電機２
３から電気的中心Ｖｃ間の位相角βとの和になる。ここ
で、Ｖｃ＝Ｐｅ／Ｉ、自端発電機位相角δ１＝−δ、仮
想相手端位相角δ２＝０とし、ＥＧ２は事前にシュミレ
ーションによる決定しておく。αの算出は下記の式で行
う。 α(t)＝cos-1｛｜Ｐｅ(t)｜／（ＥＧ１(t)・Ｉ(t)）｝ ・・・(式12)
想相手端発電機２３間の位相角δは、自端発電機２０か
ら電気的中心Ｖｃ間の位相角αと、仮想相手端発電機２
３から電気的中心Ｖｃ間の位相角βとの和になる。ここ
で、Ｖｃ＝Ｐｅ／Ｉ、自端発電機位相角δ１＝−δ、仮
想相手端位相角δ２＝０とし、ＥＧ２は事前にシュミレ
ーションによる決定しておく。αの算出は下記の式で行
う。 α(t)＝cos-1｛｜Ｐｅ(t)｜／（ＥＧ１(t)・Ｉ(t)）｝ ・・・(式12)
【００４１】また、βの算出は仮想相手端の電気的係数
ＥＧ２（＝シミュレーションにより事前に決定した値）
を用いて下記の式で行う。 β(t)＝cos-1｛｜Ｐｅ(t)｜／（ＥＧ２(t)・Ｉ(t)）｝ ・・・(式13) 上記αとβの和を取る。 δ(t)＝α(t)＋β(t) ・・・(式14)
ＥＧ２（＝シミュレーションにより事前に決定した値）
を用いて下記の式で行う。 β(t)＝cos-1｛｜Ｐｅ(t)｜／（ＥＧ２(t)・Ｉ(t)）｝ ・・・(式13) 上記αとβの和を取る。 δ(t)＝α(t)＋β(t) ・・・(式14)
【００４２】図５は、変電所端末装置５から受信した事
故種別（例えば１ＬＧ、２ＬＧ、３ＬＧ）と、上述の算
出方法によって得られた位相角δとから、判定部３３が
発電機の最適制御量（例えば、遮断する発電機の台数）
を判定するために用いる判定マトリクスの一例である。
例えば、δ＝０°〜５０°のとき、事故が１ＬＤあるい
は２ＬＤであれば、電力系統は安定しているので発電機
を遮断する必要はないが、事故が３ＬＤのとき電力系統
は不安定となり、発電機を１台遮断する必要がある。以
上のように判定マトリクスは、位相角δの範囲と事故種
別とから判定できるので、最過酷な時間断面だけでな
く、通常の安定した時間断面に最適な制御量を決定する
際にも用いることができる。
故種別（例えば１ＬＧ、２ＬＧ、３ＬＧ）と、上述の算
出方法によって得られた位相角δとから、判定部３３が
発電機の最適制御量（例えば、遮断する発電機の台数）
を判定するために用いる判定マトリクスの一例である。
例えば、δ＝０°〜５０°のとき、事故が１ＬＤあるい
は２ＬＤであれば、電力系統は安定しているので発電機
を遮断する必要はないが、事故が３ＬＤのとき電力系統
は不安定となり、発電機を１台遮断する必要がある。以
上のように判定マトリクスは、位相角δの範囲と事故種
別とから判定できるので、最過酷な時間断面だけでな
く、通常の安定した時間断面に最適な制御量を決定する
際にも用いることができる。
【００４３】以上説明したように、実施の形態１によれ
ば、事故後の位相角δと事故種別とを予め設定されてい
る判定マトリクスと比較することにより、電力系統が安
定するのか、脱調するのかを判断できるだけでなく、最
適制御量（例えば遮断する発電機の台数）も即座に決定
できるので、事故後の時々刻々と変化する系統状態に対
応でき、発電機の遮断までのプロセスも容易になり、事
故の影響による発電機群の脱調を未然に防止することが
できる。
ば、事故後の位相角δと事故種別とを予め設定されてい
る判定マトリクスと比較することにより、電力系統が安
定するのか、脱調するのかを判断できるだけでなく、最
適制御量（例えば遮断する発電機の台数）も即座に決定
できるので、事故後の時々刻々と変化する系統状態に対
応でき、発電機の遮断までのプロセスも容易になり、事
故の影響による発電機群の脱調を未然に防止することが
できる。
【００４４】実施の形態２．実施の形態１では、発電所
端末装置２と変電所端末装置５とからのデータに基づい
て中央演算装置３が電力系統の安定化を制御していた
が、実施の形態２では、発電所設置の端末装置が、事故
種別の代わりに電源線の潮流値の変化量を用いて、最適
制御量を算出する系統安定化制御装置及び系統安定化制
御方法である。
端末装置２と変電所端末装置５とからのデータに基づい
て中央演算装置３が電力系統の安定化を制御していた
が、実施の形態２では、発電所設置の端末装置が、事故
種別の代わりに電源線の潮流値の変化量を用いて、最適
制御量を算出する系統安定化制御装置及び系統安定化制
御方法である。
【００４５】図６は、実施の形態２による系統安定化制
御方法を実現した系統安定化システムを説明するための
ブロック図である。実施の形態２による系統安定化シス
テムは、遮断対象（電源制限）となる発電所５０と、発
電所５０に設置された系統安定化制御装置である演算装
置５１と、発電所５０以外の電力系統５２と、発電所５
０の電圧データ及び電流データを計測するセンサ５３と
を基本構成とする。
御方法を実現した系統安定化システムを説明するための
ブロック図である。実施の形態２による系統安定化シス
テムは、遮断対象（電源制限）となる発電所５０と、発
電所５０に設置された系統安定化制御装置である演算装
置５１と、発電所５０以外の電力系統５２と、発電所５
０の電圧データ及び電流データを計測するセンサ５３と
を基本構成とする。
【００４６】演算装置５１は、センサ５３により測定さ
れた電圧及び電流より、事故発生時の潮流値の変化量を
算出し、潮流値の変化量を、予め設定された閾値と比較
して電力系統に事故が発生したか否かを判定する事故発
生判定部５４と、実施の形態１で説明した方法に従い、
電力系統の事故発生から一定時間後における自端発電機
から仮想相手端発電機間の位相角を算出する算出部５５
と、潮流値の変化量及び位相角を、事前に設定した判定
マトリクスと比較し、遮断対象の発電機の遮断量を判定
する遮断量判定部５６と、を備える。
れた電圧及び電流より、事故発生時の潮流値の変化量を
算出し、潮流値の変化量を、予め設定された閾値と比較
して電力系統に事故が発生したか否かを判定する事故発
生判定部５４と、実施の形態１で説明した方法に従い、
電力系統の事故発生から一定時間後における自端発電機
から仮想相手端発電機間の位相角を算出する算出部５５
と、潮流値の変化量及び位相角を、事前に設定した判定
マトリクスと比較し、遮断対象の発電機の遮断量を判定
する遮断量判定部５６と、を備える。
【００４７】次に図６及び図７を用いて実施の形態２に
よる系統安定化制御方法について説明する。図７は、演
算装置５１の動作の流れを示すフローチャートである。
ステップＳ２０では、演算装置５１の算出部５５は、セ
ンサ５３で計測される電圧データ及び電流データを受信
し、実施の形態１と同様の位相角δの算出方法に従っ
て、自端発電機から仮想相手端発電機間の位相角δを算
出する。なお、位相角δの算出方法は、実施の形態１と
同様であるので、ここでは、その説明を省略する。
よる系統安定化制御方法について説明する。図７は、演
算装置５１の動作の流れを示すフローチャートである。
ステップＳ２０では、演算装置５１の算出部５５は、セ
ンサ５３で計測される電圧データ及び電流データを受信
し、実施の形態１と同様の位相角δの算出方法に従っ
て、自端発電機から仮想相手端発電機間の位相角δを算
出する。なお、位相角δの算出方法は、実施の形態１と
同様であるので、ここでは、その説明を省略する。
【００４８】ステップＳ２１で、事故発生判定部５４
は、後述する方法に従い、電源線の潮流値の変化量であ
る、電気的出力Ｐｅの変化量△Ｐｅを算出する。なお、
ステップＳ２０とステップＳ２１の順序は逆でも同時で
あってもよい。
は、後述する方法に従い、電源線の潮流値の変化量であ
る、電気的出力Ｐｅの変化量△Ｐｅを算出する。なお、
ステップＳ２０とステップＳ２１の順序は逆でも同時で
あってもよい。
【００４９】ステップＳ２２で、事故発生判定部５４
は、ΔＰｅが、予め設定されている閾値ΔＰＬ以上か否
かを判断し、ΔＰＬ以上であれば事故発生と判断し（Ｙ
ＥＳ）、ステップＳ２３へすすみ、ΔＰＬ未満であれば
（ＮＯ）ステップＳ２０へ戻る。
は、ΔＰｅが、予め設定されている閾値ΔＰＬ以上か否
かを判断し、ΔＰＬ以上であれば事故発生と判断し（Ｙ
ＥＳ）、ステップＳ２３へすすみ、ΔＰＬ未満であれば
（ＮＯ）ステップＳ２０へ戻る。
【００５０】ステップＳ２３では、ステップＳ２１で算
出されたΔＰｅと、ステップＳ２０で算出された位相角
δとを、事前に設定した判定マトリクス（図１０に例示
する）と比較し、電力系統が安定か否かを判定し、安定
であればステップＳ２０へ戻り、安定でなければ、判定
マトリクスにより電力系統の安定化を図るために最適な
発電機の遮断量を決定し、発電所５０に対し発電機遮断
指令を送信する（ステップＳ２４）。
出されたΔＰｅと、ステップＳ２０で算出された位相角
δとを、事前に設定した判定マトリクス（図１０に例示
する）と比較し、電力系統が安定か否かを判定し、安定
であればステップＳ２０へ戻り、安定でなければ、判定
マトリクスにより電力系統の安定化を図るために最適な
発電機の遮断量を決定し、発電所５０に対し発電機遮断
指令を送信する（ステップＳ２４）。
【００５１】上記電気的出力Ｐｅの変化量△Ｐｅの算出
方法について説明する。変電所設置の変電所端末装置の
削除に伴い、演算装置５１で式１５によりΔＰｅを算出
し、ΔＰｅが事前に設定した閾値を上回った場合に事故
発生と判断する。 △Ｐｅ（ｔ）＝Ｐｅ（ｔ−720゜）−Ｐｅ（ｔ） ・・・(式15)
方法について説明する。変電所設置の変電所端末装置の
削除に伴い、演算装置５１で式１５によりΔＰｅを算出
し、ΔＰｅが事前に設定した閾値を上回った場合に事故
発生と判断する。 △Ｐｅ（ｔ）＝Ｐｅ（ｔ−720゜）−Ｐｅ（ｔ） ・・・(式15)
【００５２】図８は、△Ｐｅが閾値ΔＰＬを下回る場合
を説明する説明図である。時間ｔ１のときＰｅ＝Ｐｅｔ
１で、時間ｔ２のときＰｅ＝Ｐｅｔ２とすると、図８で
はΔＰｅ＝Ｐｅｔ１−Ｐｅｔ２＜ΔＰＬであるので、事
故発生判定部５４は、系統事故なしと判断する。
を説明する説明図である。時間ｔ１のときＰｅ＝Ｐｅｔ
１で、時間ｔ２のときＰｅ＝Ｐｅｔ２とすると、図８で
はΔＰｅ＝Ｐｅｔ１−Ｐｅｔ２＜ΔＰＬであるので、事
故発生判定部５４は、系統事故なしと判断する。
【００５３】図９は、△Ｐｅが閾値ΔＰＬを上回る場合
を説明する説明図である。時間ｔ１のときＰｅ＝Ｐｅｔ
１で、時間ｔ２のときＰｅ＝Ｐｅｔ２とすると、図９で
はΔＰｅ＝Ｐｅｔ１−Ｐｅｔ２＞ΔＰＬであるので、事
故発生判定部５４は、系統事故ありと判断する。
を説明する説明図である。時間ｔ１のときＰｅ＝Ｐｅｔ
１で、時間ｔ２のときＰｅ＝Ｐｅｔ２とすると、図９で
はΔＰｅ＝Ｐｅｔ１−Ｐｅｔ２＞ΔＰＬであるので、事
故発生判定部５４は、系統事故ありと判断する。
【００５４】図１０は、ΔＰｅと、上述の算出方法によ
って得られた位相角δとから、発電機の最適制御量（例
えば、遮断する発電機の台数）を判定するための判定マ
トリクスの一例である。例えば、δ＝０°〜５０°のと
き、ΔＰｅが３００未満（あるいは以下）であれば、電
力系統は安定しているので発電機を遮断する必要はない
が、ΔＰｅが３００以上の（あるいは３００を超える）
場合、電力系統は不安定となり、発電機を１台遮断する
必要がある。
って得られた位相角δとから、発電機の最適制御量（例
えば、遮断する発電機の台数）を判定するための判定マ
トリクスの一例である。例えば、δ＝０°〜５０°のと
き、ΔＰｅが３００未満（あるいは以下）であれば、電
力系統は安定しているので発電機を遮断する必要はない
が、ΔＰｅが３００以上の（あるいは３００を超える）
場合、電力系統は不安定となり、発電機を１台遮断する
必要がある。
【００５５】以上のように、実施の形態２によれば、発
電所設置の演算装置５１により、電源線の潮流値の変化
量で最適制御量を算出できるので、変電所端末装置を各
変電所毎に接地する費用や、それに伴う情報伝送路の設
置費用を削減することができ、変電所に変電所端末装置
の設置スペースがない場合でも、系統安定化制御を行う
ことができる。
電所設置の演算装置５１により、電源線の潮流値の変化
量で最適制御量を算出できるので、変電所端末装置を各
変電所毎に接地する費用や、それに伴う情報伝送路の設
置費用を削減することができ、変電所に変電所端末装置
の設置スペースがない場合でも、系統安定化制御を行う
ことができる。
【００５６】実施の形態３．実施の形態２では、ΔＰｅ
を用いて事故発生の判断を行ったが、実施の形態３は、
ΔＰｅの代わりに自端発電機の電圧Ｖの変化量△Ｖを用
いて、最適制御量を決定する。
を用いて事故発生の判断を行ったが、実施の形態３は、
ΔＰｅの代わりに自端発電機の電圧Ｖの変化量△Ｖを用
いて、最適制御量を決定する。
【００５７】実施の形態３による系統安定化制御方法を
実現した系統安定化システムの構成は、実施の形態２
（図６）と基本的に同様であり、ここでは、実施の形態
２と異なる点について説明する。
実現した系統安定化システムの構成は、実施の形態２
（図６）と基本的に同様であり、ここでは、実施の形態
２と異なる点について説明する。
【００５８】演算装置５１の算出部５５は、センサ５３
で計測される電圧データ及び電流データに基づき、実施
の形態１と同様の位相角δの算出方法に従って、自端発
電機から仮想相手端発電機間の位相角δを算出する。な
お、位相角δの算出方法は、実施の形態１と同様である
ので、ここでは、その説明を省略する。
で計測される電圧データ及び電流データに基づき、実施
の形態１と同様の位相角δの算出方法に従って、自端発
電機から仮想相手端発電機間の位相角δを算出する。な
お、位相角δの算出方法は、実施の形態１と同様である
ので、ここでは、その説明を省略する。
【００５９】演算装置５１の事故発生判定部５４は、式
１６に従い、事故発生時の自端発電機の電圧Ｖの変化量
△Ｖを算出し、ΔＶを、予め設定された閾値と比較して
電力系統に事故が発生したか否かを判定する。なお、事
故発生の判定方法は、実施の形態２の判定方法のΔＰｅ
をΔＶに置き換えればよいので、ここでは、その説明を
省略する。 △Ｖ（ｔ）＝Ｖ（ｔ−720゜）−Ｖ（ｔ） ・・・(式16)
１６に従い、事故発生時の自端発電機の電圧Ｖの変化量
△Ｖを算出し、ΔＶを、予め設定された閾値と比較して
電力系統に事故が発生したか否かを判定する。なお、事
故発生の判定方法は、実施の形態２の判定方法のΔＰｅ
をΔＶに置き換えればよいので、ここでは、その説明を
省略する。 △Ｖ（ｔ）＝Ｖ（ｔ−720゜）−Ｖ（ｔ） ・・・(式16)
【００６０】遮断量判定部５６は、系統事故発生から一
定時間経過後（ｔ0）のδと、△Ｖとを、図１１に例示
するような、事前に設定した判定マトリクスと比較し、
安定化を図るために最適な遮断量を決定する。
定時間経過後（ｔ0）のδと、△Ｖとを、図１１に例示
するような、事前に設定した判定マトリクスと比較し、
安定化を図るために最適な遮断量を決定する。
【００６１】図１１は、ΔＶと、上述の算出方法によっ
て得られた位相角δとから、発電機の最適制御量（例え
ば、遮断する発電機の台数）を判定するための判定マト
リクスの一例である。例えば、δ＝０°〜５０°のと
き、ΔＶが４０未満（あるいは以下）であれば、電力系
統は安定しているので発電機を遮断する必要はないが、
ΔＶが４０以上の（あるいは４０を超える）場合、電力
系統は不安定となり、発電機を１台遮断する必要があ
る。
て得られた位相角δとから、発電機の最適制御量（例え
ば、遮断する発電機の台数）を判定するための判定マト
リクスの一例である。例えば、δ＝０°〜５０°のと
き、ΔＶが４０未満（あるいは以下）であれば、電力系
統は安定しているので発電機を遮断する必要はないが、
ΔＶが４０以上の（あるいは４０を超える）場合、電力
系統は不安定となり、発電機を１台遮断する必要があ
る。
【００６２】以上説明したように、実施の形態３では、
自端発電機の電圧Ｖの変化量ΔＶを用いて最適制御量を
決定できる。特に、制御対象となる電源系統が高抵抗接
地系である場合、電気的出力Ｐｅの変化量（すなわち潮
流値変化量）の少ない系統事故が発生しやすくなるの
で、ΔＶを用いて系統安定化制御する実施の形態３が有
効である。
自端発電機の電圧Ｖの変化量ΔＶを用いて最適制御量を
決定できる。特に、制御対象となる電源系統が高抵抗接
地系である場合、電気的出力Ｐｅの変化量（すなわち潮
流値変化量）の少ない系統事故が発生しやすくなるの
で、ΔＶを用いて系統安定化制御する実施の形態３が有
効である。
【００６３】実施の形態４．実施の形態４は、事故発生
から一定時間（ｔ0）経過後に自端発電機に菩積されて
いる運動エネルギーＶｋを用いて、最適制御量を決定す
る。
から一定時間（ｔ0）経過後に自端発電機に菩積されて
いる運動エネルギーＶｋを用いて、最適制御量を決定す
る。
【００６４】実施の形態４による系統安定化制御方法を
実現した系統安定化システムの構成は、実施の形態２
（図６）と基本的に同様であり、ここでは、実施の形態
２と異なる点について説明する。
実現した系統安定化システムの構成は、実施の形態２
（図６）と基本的に同様であり、ここでは、実施の形態
２と異なる点について説明する。
【００６５】演算装置５１の算出部５５は、センサ５３
で計測される電圧データ及び電流データに基づき、実施
の形態１と同様の位相角δの算出方法に従って、自端発
電機から仮想相手端発電機間の位相角δを算出する。な
お、位相角δの算出方法は、実施の形態１と同様である
ので、ここでは、その説明を省略する。
で計測される電圧データ及び電流データに基づき、実施
の形態１と同様の位相角δの算出方法に従って、自端発
電機から仮想相手端発電機間の位相角δを算出する。な
お、位相角δの算出方法は、実施の形態１と同様である
ので、ここでは、その説明を省略する。
【００６６】事故発生判定部５４は、事故除去後の欠相
中の電力相差角曲線に基づいた式１７に従い、運動エネ
ルギーＶｋを算出する。 Ｖｋ＝Ｍ｛△ω（ｔ0）｝2／２ ・・・(式17) 式中、Ｍは自端発電機の慣性定数であり、運転中の遮断
対象発電機の合計値となる。また、△ωは補正係数であ
り、式１８で得られる。
中の電力相差角曲線に基づいた式１７に従い、運動エネ
ルギーＶｋを算出する。 Ｖｋ＝Ｍ｛△ω（ｔ0）｝2／２ ・・・(式17) 式中、Ｍは自端発電機の慣性定数であり、運転中の遮断
対象発電機の合計値となる。また、△ωは補正係数であ
り、式１８で得られる。
【００６７】
【数４】 式中、Ｐｍは、自端発電機の機械的入力（運転中の遮断
対象発電機の合計値）であり、Ｐｅは、自端発電機の電
気的出力（運転中の遮断対象発電機の合計値）である。
対象発電機の合計値）であり、Ｐｅは、自端発電機の電
気的出力（運転中の遮断対象発電機の合計値）である。
【００６８】遮断量判定部５６は、系統事故発生から一
定時間経過後（ｔ0）のδと、運動エネルギーＶｋと
を、図１２に例示するような、事前に設定した判定マト
リクスと比較し、安定化を図るために最適な遮断量を決
定する。
定時間経過後（ｔ0）のδと、運動エネルギーＶｋと
を、図１２に例示するような、事前に設定した判定マト
リクスと比較し、安定化を図るために最適な遮断量を決
定する。
【００６９】図１２は、Ｖｋと、上述の算出方法によっ
て得られた位相角δとから、発電機の最適制御量（例え
ば、遮断する発電機の台数）を判定するための判定マト
リクスの一例である。例えば、δ＝０°〜５０°のと
き、Ｖｋが０．０００８未満（あるいは以下）であれ
ば、電力系統は安定しているので発電機を遮断する必要
はないが、ΔＶが０．０００８以上の（あるいは４０を
超える）場合、電力系統は不安定となり、発電機を１台
遮断する必要がある。
て得られた位相角δとから、発電機の最適制御量（例え
ば、遮断する発電機の台数）を判定するための判定マト
リクスの一例である。例えば、δ＝０°〜５０°のと
き、Ｖｋが０．０００８未満（あるいは以下）であれ
ば、電力系統は安定しているので発電機を遮断する必要
はないが、ΔＶが０．０００８以上の（あるいは４０を
超える）場合、電力系統は不安定となり、発電機を１台
遮断する必要がある。
【００７０】実施の形態４によれば、自端発電機に蓄積
されている運動エネルギーＶｋを用いて最適制御量を決
定できるので、特に、系統事故中の系統状態の変化によ
る安定度の変化に対応しやすくなり、なおかつ、系統事
故の電源系統へのショックの大きさを正確に把握できる
ため、基本的安定断面における最適制御量が決定可能と
なる。
されている運動エネルギーＶｋを用いて最適制御量を決
定できるので、特に、系統事故中の系統状態の変化によ
る安定度の変化に対応しやすくなり、なおかつ、系統事
故の電源系統へのショックの大きさを正確に把握できる
ため、基本的安定断面における最適制御量が決定可能と
なる。
【００７１】
【発明の効果】以上説明したように、本発明による系統
安定化制御装置は、電力系統を自端発電機及び仮想相手
端発電機に縮約したと仮定し、電力系統のうち遮断対象
となる発電所で測定された電圧及び電流を用いて、電力
系統の事故発生から一定時間後における、自端発電機か
ら仮想相手端発電機間の位相角を算出する算出部と、電
力系統で発生した事故の種別と、位相角とを、事前に設
定した判定マトリクスと比較し、遮断対象の発電所の発
電遮断量を判定する判定部と、を備え、電力系統の事故
の発生は、電力系統内の変電所で検出され、事故の種別
は、該変電所で判別されることを特徴とする。
安定化制御装置は、電力系統を自端発電機及び仮想相手
端発電機に縮約したと仮定し、電力系統のうち遮断対象
となる発電所で測定された電圧及び電流を用いて、電力
系統の事故発生から一定時間後における、自端発電機か
ら仮想相手端発電機間の位相角を算出する算出部と、電
力系統で発生した事故の種別と、位相角とを、事前に設
定した判定マトリクスと比較し、遮断対象の発電所の発
電遮断量を判定する判定部と、を備え、電力系統の事故
の発生は、電力系統内の変電所で検出され、事故の種別
は、該変電所で判別されることを特徴とする。
【００７２】また、本発明による系統安定化制御方法
は、電力系統内の変電所で事故の発生を検出し、変電所
で事故の種別を判別し、電力系統のうち遮断対象となる
発電所で電圧及び電流を測定し、電力系統を自端発電機
及び仮想相手端発電機に縮約したと仮定して、測定され
た電圧及び電流を用いて、検出された事故発生から一定
時間後における、自端発電機から該仮想相手端発電機間
の位相角を算出し、判別された事故の種別と、位相角と
を、事前に設定した判定マトリクスと比較し、遮断対象
の発電所の発電遮断量を判定する、ことを特徴とする。
は、電力系統内の変電所で事故の発生を検出し、変電所
で事故の種別を判別し、電力系統のうち遮断対象となる
発電所で電圧及び電流を測定し、電力系統を自端発電機
及び仮想相手端発電機に縮約したと仮定して、測定され
た電圧及び電流を用いて、検出された事故発生から一定
時間後における、自端発電機から該仮想相手端発電機間
の位相角を算出し、判別された事故の種別と、位相角と
を、事前に設定した判定マトリクスと比較し、遮断対象
の発電所の発電遮断量を判定する、ことを特徴とする。
【００７３】従って、事故後の位相角δと事故種別とを
予め設定されているマトリクスと比較することにより、
電力系統が安定するのか、脱調するのかを判断できるだ
けでなく、最適制御量（例えば遮断する発電機の台数）
も即座に決定できるので、事故後の時々刻々と変化する
系統状態に対応でき、発電機の遮断までのプロセスも容
易になり、事故の影響による発電機群の脱調を未然に防
止することができる。
予め設定されているマトリクスと比較することにより、
電力系統が安定するのか、脱調するのかを判断できるだ
けでなく、最適制御量（例えば遮断する発電機の台数）
も即座に決定できるので、事故後の時々刻々と変化する
系統状態に対応でき、発電機の遮断までのプロセスも容
易になり、事故の影響による発電機群の脱調を未然に防
止することができる。
【００７４】また、判定マトリクスは、位相角δの範囲
に対して設定されているので、最過酷な時間断面だけで
なく、通常の安定した時間断面に最適な制御量決定にマ
トリクスを用いることができる。
に対して設定されているので、最過酷な時間断面だけで
なく、通常の安定した時間断面に最適な制御量決定にマ
トリクスを用いることができる。
【００７５】また、電源線の潮流値の変化量で最適制御
量を算出することもできるので、変電所で変電所端末装
置を各変電所毎に接地する費用や、それに伴う情報伝送
路の設置費用を削減することができ、変電所に変電所端
末装置の設置スペースがない場合でも、系統安定化制御
を行うことができる。
量を算出することもできるので、変電所で変電所端末装
置を各変電所毎に接地する費用や、それに伴う情報伝送
路の設置費用を削減することができ、変電所に変電所端
末装置の設置スペースがない場合でも、系統安定化制御
を行うことができる。
【００７６】さらに、自端発電機の電圧Ｖの変化量ΔＶ
を用いて最適制御量を決定することもできるので、特
に、電気的出力Ｐｅの変化量（すなわち潮流値変化量）
の少ない系統事故が発生しやすい高抵抗接地系の電源系
統でも、系統安定化制御を行うことができる。
を用いて最適制御量を決定することもできるので、特
に、電気的出力Ｐｅの変化量（すなわち潮流値変化量）
の少ない系統事故が発生しやすい高抵抗接地系の電源系
統でも、系統安定化制御を行うことができる。
【００７７】さらに、自端発電機に菩積されている運動
エネルギーＶｋを用いて最適制御量を決定することもで
きるので、特に、系統事故中の系統状態の変化による安
定度の変化に対応しやすくなり、なおかつ、系統事故の
電源系統へのショックの大きさを正確に把握できるた
め、基本的安定断面における最適制御量が決定可能とな
る。
エネルギーＶｋを用いて最適制御量を決定することもで
きるので、特に、系統事故中の系統状態の変化による安
定度の変化に対応しやすくなり、なおかつ、系統事故の
電源系統へのショックの大きさを正確に把握できるた
め、基本的安定断面における最適制御量が決定可能とな
る。
【図１】 実施の形態１による系統安定化制御方法を実
現した系統安定化システムを説明するためのブロック図
である。
現した系統安定化システムを説明するためのブロック図
である。
【図２】 中央演算装置３の動作の流れを示すフローチ
ャートである。
ャートである。
【図３】 中央演算装置３による位相角δの算出原理を
説明するための説明図である。
説明するための説明図である。
【図４】 位相角δの関係を示す図である。
【図５】 実施の形態１による判定マトリクスの一例で
ある。
ある。
【図６】 実施の形態２による系統安定化制御方法を実
現した系統安定化システムを説明するためのブロック図
である。
現した系統安定化システムを説明するためのブロック図
である。
【図７】 演算装置５１の動作の流れを示すフローチャ
ートである。
ートである。
【図８】 △Ｐｅが閾値ΔＰＬを下回る場合を説明する
説明図である。
説明図である。
【図９】 △Ｐｅが閾値ΔＰＬを上回る場合を説明する
説明図である。
説明図である。
【図１０】 実施の形態２による判定マトリクスの一例
である。
である。
【図１１】 実施の形態３による判定マトリクスの一例
である。
である。
【図１２】 実施の形態４による判定マトリクスの一例
である。
である。
【図１３】 従来の判定マトリクスの一例を示す図であ
る。
る。
１ 発電所、２ 発電所端末装置、３ 中央演算装置、
４ 変電所、５ 変電所端末装置、６ センサ、１０
電力系統、３１ データ収集部、３２ 算出部、 ３
３ 判定部。
４ 変電所、５ 変電所端末装置、６ センサ、１０
電力系統、３１ データ収集部、３２ 算出部、 ３
３ 判定部。
Claims (8)
- 【請求項１】 電力系統を安定化する系統安定化制御装
置であって、 上記電力系統を自端発電機及び仮想相手端発電機に縮約
したと仮定し、上記電力系統のうち遮断対象となる発電
所で測定された電圧及び電流を用いて、該電力系統の事
故発生から一定時間後における、該自端発電機から該仮
想相手端発電機間の位相角を算出する算出部と、 上記電力系統で発生した事故の種別と、上記位相角と
を、事前に設定した判定マトリクスと比較し、上記遮断
対象の発電所の発電遮断量を判定する判定部と、を備
え、 上記電力系統の事故の発生は、該電力系統内の変電所で
検出され、該事故の種別は、該変電所で判別されること
を特徴とする系統安定化制御装置。 - 【請求項２】 電力系統を安定化する系統安定化制御装
置であって、 上記電力系統のうち発電遮断対象となる発電所で測定さ
れた電圧及び電流より潮流値の変化量を算出し、該潮流
値の変化量を、予め設定された閾値と比較し、該電力系
統に事故が発生したか否かを判定する事故発生判定部
と、 上記電力系統を自端発電機及び仮想相手端発電機に縮約
したと仮定し、上記発電遮断対象となる発電所で測定さ
れた電圧及び電流を用いて、該電力系統の事故発生から
一定時間後における、該自端発電機から該仮想相手端発
電機間の位相角を算出する算出部と、 上記電力系統の事故発生時の潮流値の変化量と、上記位
相角とを、事前に設定した判定マトリクスと比較し、上
記遮断対象の発電所の発電遮断量を判定する判定部と、
を備えることを特徴とする系統安定化制御装置。 - 【請求項３】 電力系統を安定化する系統安定化制御装
置であって、 上記電力系統のうち発電遮断対象となる発電所で測定さ
れた電圧の変化量を算出し、該電圧の変化量を、予め設
定された閾値と比較し、該電力系統に事故が発生したか
否かを判定する事故発生判定部と、 上記電力系統を自端発電機及び仮想相手端発電機に縮約
したと仮定し、上記発電遮断対象となる発電所で測定さ
れた電圧及び電流を用いて、該電力系統の事故発生から
一定時間後における、該自端発電機から該仮想相手端発
電機間の位相角を算出する算出部と、 上記電力系統の事故発生時の電圧の変化量と、上記位相
角とを、事前に設定した判定マトリクスと比較し、上記
遮断対象の発電所の発電遮断量を判定する判定部と、を
備えることを特徴とする系統安定化制御装置。 - 【請求項４】 電力系統を安定化する系統安定化制御装
置であって、 上記電力系統のうち発電遮断対象となる発電所で測定さ
れた電圧及び電流より、該電力系統で事故が発生してか
ら一定時間後の運動エネルギーを算出し、該運動エネル
ギーを、予め設定された閾値と比較し、該電力系統に事
故が発生したか否かを判定する事故発生判定部と、 上記電力系統を自端発電機及び仮想相手端発電機に縮約
したと仮定し、上記発電遮断対象となる発電所で測定さ
れた電圧及び電流を用いて、該電力系統の事故発生から
一定時間後における、該自端発電機から該仮想相手端発
電機間の位相角を算出する算出部と、 上記運動エネルギーの変化量と、上記位相角とを、事前
に設定した判定マトリクスと比較し、上記遮断対象の発
電所の発電遮断量を判定する判定部と、を備えることを
特徴とする系統安定化制御装置。 - 【請求項５】 電力系統を安定化する系統安定化制御方
法であって、 上記電力系統内の変電所で事故の発生を検出し、 上記変電所で上記事故の種別を判別し、 上記電力系統のうち遮断対象となる発電所で電圧及び電
流を測定し、 上記電力系統を自端発電機及び仮想相手端発電機に縮約
したと仮定して、上記測定された電圧及び電流を用い
て、上記検出された事故発生から一定時間後における、
該自端発電機から該仮想相手端発電機間の位相角を算出
し、 上記判別された事故の種別と、上記位相角とを、事前に
設定した判定マトリクスと比較し、上記遮断対象の発電
所の発電遮断量を判定する、ことを特徴とする系統安定
化制御方法。 - 【請求項６】 電力系統を安定化する系統安定化制御方
法であって、 上記電力系統のうち発電遮断対象となる発電所で電圧及
び電流を測定し、 上記測定された電圧及び電流より潮流値の変化量を算出
し、 上記潮流値の変化量を、予め設定された閾値と比較し、
上記電力系統に事故が発生したか否かを判定し、 上記電力系統を自端発電機及び仮想相手端発電機に縮約
したと仮定し、上記発電遮断対象となる発電所で測定さ
れた電圧及び電流を用いて、上記判定された電力系統の
事故発生から一定時間後における、該自端発電機から該
仮想相手端発電機間の位相角を算出し、 上記電力系統の事故発生時の潮流値の変化量と、上記位
相角とを、事前に設定した判定マトリクスと比較し、上
記遮断対象の発電所の発電遮断量を判定する、ことを特
徴とする系統安定化制御方法。 - 【請求項７】 電力系統を安定化する系統安定化制御方
法であって、 上記電力系統のうち発電遮断対象となる発電所で電圧及
び電流を測定し、 上記測定された電圧の変化量を、予め設定された閾値と
比較し、上記電力系統に事故が発生したか否かを判定
し、 上記電力系統を自端発電機及び仮想相手端発電機に縮約
したと仮定し、上記発電遮断対象となる発電所で測定さ
れた電圧及び電流を用いて、上記判定された電力系統の
事故発生から一定時間後における、該自端発電機から該
仮想相手端発電機間の位相角を算出し、 上記電力系統の事故発生時の電圧の変化量と、上記位相
角とを、事前に設定した判定マトリクスと比較し、上記
遮断対象の発電所の発電遮断量を判定する、ことを特徴
とする系統安定化制御方法。 - 【請求項８】 電力系統を安定化する系統安定化制御方
法であって、 上記電力系統のうち発電遮断対象となる発電所で電圧及
び電流を測定し、 上記電力系統のうち発電遮断対象となる発電所で測定さ
れた電圧及び電流より、該電力系統で事故が発生してか
ら一定時間後の運動エネルギーを算出し、 上記運動エネルギーを、予め設定された閾値と比較し、
上記電力系統に事故が発生したか否かを判定し、 上記電力系統を自端発電機及び仮想相手端発電機に縮約
したと仮定し、上記発電遮断対象となる発電所で測定さ
れた電圧及び電流を用いて、上記判定された電力系統の
事故発生から一定時間後における、該自端発電機から該
仮想相手端発電機間の位相角を算出し、 上記運動エネルギーの変化量と、上記位相角とを、事前
に設定した判定マトリクスと比較し、上記遮断対象の発
電所の発電遮断量を判定する、ことを特徴とする系統安
定化制御方法。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP14897699A JP3602742B2 (ja) | 1999-05-28 | 1999-05-28 | 系統安定化制御装置と系統安定化制御方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP14897699A JP3602742B2 (ja) | 1999-05-28 | 1999-05-28 | 系統安定化制御装置と系統安定化制御方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2000341859A true JP2000341859A (ja) | 2000-12-08 |
| JP3602742B2 JP3602742B2 (ja) | 2004-12-15 |
Family
ID=15464903
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP14897699A Expired - Lifetime JP3602742B2 (ja) | 1999-05-28 | 1999-05-28 | 系統安定化制御装置と系統安定化制御方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP3602742B2 (ja) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2007209085A (ja) * | 2006-01-31 | 2007-08-16 | Mitsubishi Electric Corp | 系統安定化制御システム |
| WO2010073331A1 (ja) * | 2008-12-25 | 2010-07-01 | 三菱電機株式会社 | 位相制御開閉装置および開閉装置の制御方法 |
| JP2014212674A (ja) * | 2013-04-22 | 2014-11-13 | 三菱電機株式会社 | 系統安定化装置 |
| CN107681662A (zh) * | 2017-10-19 | 2018-02-09 | 东南大学 | 具备电能质量复合控制功能的虚拟同步发电机控制方法 |
-
1999
- 1999-05-28 JP JP14897699A patent/JP3602742B2/ja not_active Expired - Lifetime
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2007209085A (ja) * | 2006-01-31 | 2007-08-16 | Mitsubishi Electric Corp | 系統安定化制御システム |
| WO2010073331A1 (ja) * | 2008-12-25 | 2010-07-01 | 三菱電機株式会社 | 位相制御開閉装置および開閉装置の制御方法 |
| JP5143237B2 (ja) * | 2008-12-25 | 2013-02-13 | 三菱電機株式会社 | 位相制御開閉装置および開閉装置の位相制御方法 |
| US8526155B2 (en) | 2008-12-25 | 2013-09-03 | Mitsubishi Electric Corporation | Phase-control switchgear and phase-control method for switchgear |
| JP2014212674A (ja) * | 2013-04-22 | 2014-11-13 | 三菱電機株式会社 | 系統安定化装置 |
| CN107681662A (zh) * | 2017-10-19 | 2018-02-09 | 东南大学 | 具备电能质量复合控制功能的虚拟同步发电机控制方法 |
| CN107681662B (zh) * | 2017-10-19 | 2020-10-27 | 东南大学 | 具备电能质量复合控制功能的虚拟同步发电机控制方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP3602742B2 (ja) | 2004-12-15 |
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