JPH03212124A - 系統分離装置 - Google Patents
系統分離装置Info
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- JPH03212124A JPH03212124A JP2006932A JP693290A JPH03212124A JP H03212124 A JPH03212124 A JP H03212124A JP 2006932 A JP2006932 A JP 2006932A JP 693290 A JP693290 A JP 693290A JP H03212124 A JPH03212124 A JP H03212124A
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- phase
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Abstract
(57)【要約】本公報は電子出願前の出願データであるた
め要約のデータは記録されません。
め要約のデータは記録されません。
Description
【発明の詳細な説明】
［発明の目的］
〈産業上の利用分野）
本発明は送電線事故などによる系統間脱調を早期に検出
し、対象となる連系線をしゃ断して脱調波及を防止する
系統分離装置に関する。
し、対象となる連系線をしゃ断して脱調波及を防止する
系統分離装置に関する。
（従来の技術）
従来の連系系統間の脱調を判定する手段とじては、電圧
位相比較リレーやインピーダンスリレーを用いて対象送
電線に脱調の中心が入るか否かにより判断するものが主
体であった。
位相比較リレーやインピーダンスリレーを用いて対象送
電線に脱調の中心が入るか否かにより判断するものが主
体であった。
第７図は電圧位相比較リレーを脱調判定手段として用い
ている系統分離装置の一例である。図示するように従来
の系統分離装置は、連系線１の両端の母線電圧Ｖ、Ｖ、
を検出したり、連系線オ＾ の両端のＣＢを開極したりする端末部１ａ、 １ｂと、
ＶＡ、Ｖ、をもとに母線Ａと母線Ｂの電圧位相角差Δθ
を求める位相角差検出部２と、前記検出した電圧位相角
差Δθをもとに第８図に示すようにその値が例えば電気
角にして１８０度をよぎったか否かを判定し、１８０度
をよぎっていた場合脱調と判断して、端末部１ａ、 １
ｂにＣＢの開極指令を送る脱詞判定部３とから構成され
ている。
ている系統分離装置の一例である。図示するように従来
の系統分離装置は、連系線１の両端の母線電圧Ｖ、Ｖ、
を検出したり、連系線オ＾ の両端のＣＢを開極したりする端末部１ａ、 １ｂと、
ＶＡ、Ｖ、をもとに母線Ａと母線Ｂの電圧位相角差Δθ
を求める位相角差検出部２と、前記検出した電圧位相角
差Δθをもとに第８図に示すようにその値が例えば電気
角にして１８０度をよぎったか否かを判定し、１８０度
をよぎっていた場合脱調と判断して、端末部１ａ、 １
ｂにＣＢの開極指令を送る脱詞判定部３とから構成され
ている。
（発明が解決しようとする課題）
上記した従来の系統分離装置では、系統構成の変化等、
何らかの理由で脱調の中心が対象連系線からずれてしま
うと、結果として脱調を検出することができず、系統分
離装置の機能をはなせないことになる。また、たとえ脱
調の中心が対象連系線に入ったとしても、ａ調判定が脱
調後となってしまい、連系線の分離が遅れ、脱調現象が
波及してしまう可能性がある。
何らかの理由で脱調の中心が対象連系線からずれてしま
うと、結果として脱調を検出することができず、系統分
離装置の機能をはなせないことになる。また、たとえ脱
調の中心が対象連系線に入ったとしても、ａ調判定が脱
調後となってしまい、連系線の分離が遅れ、脱調現象が
波及してしまう可能性がある。
本発明は上記事情に鑑みてなされたものであり、脱調中
心の位置に左右されず、かつ系統間脱調を事前に予測す
ることの可能な、信頼性の高い系統分離装置を提供する
ことを目的としている。
心の位置に左右されず、かつ系統間脱調を事前に予測す
ることの可能な、信頼性の高い系統分離装置を提供する
ことを目的としている。
［発明の構成Ｊ
（課題を解決するための手段）
上記目的を達成するため、本発明では２つの系統が一点
で連系されている電力系統において、各々の系統に連な
る発電機の内の少なくとも１台ずつ以上の位相角を検出
する手段と、前記検出値をもとに短時間先の位相角の推
定値を予測計算する手段と、前記予測された推定値をも
とに両系統間の脱調を判定する手段と、前記判定結果に
したがって連系線をしゃ断する手段とから構成した。
で連系されている電力系統において、各々の系統に連な
る発電機の内の少なくとも１台ずつ以上の位相角を検出
する手段と、前記検出値をもとに短時間先の位相角の推
定値を予測計算する手段と、前記予測された推定値をも
とに両系統間の脱調を判定する手段と、前記判定結果に
したがって連系線をしゃ断する手段とから構成した。
（作 用）
まず、本発明による脱調判定の考え方について説明する
。
。
電力系統の脱調現象は、系統事故などにより発電機の角
速度偏差にアンバランスが生じ、相対的な位相角差が拡
大して発生するものである。従って、脱調現象をより正
確に捉えるためには、発電機間の相対位相角差を監視し
、その推移により脱調と判定するのが有効である。第３
図は系統間脱調が発生した場合の両系統に並列する発電
機間の相対位相角差Δδの動きを示したものである。同
図から明らかなように脱調発生時の相対位相角差の動き
は、時間とともに発散する傾向を示す。従って、このよ
うな相対位相角差の動きを予測手段により早期に捉える
ことができれば、迅速で適切な脱調判定を行なうことが
できる。具体的には、第４図に示すように、相対位相角
差の短時間先の推定値ΔδＸが発散傾向を示し、かつ、
予め設定したしきい値δ 以上になった場合に脱調と判
定する。なお、実際には、信頼性を考え、両系統よりそ
れぞれ複数台の発電機を選定し、両系統の代表発電機間
の全ての組合わせが第４図に示すような条件を満足した
時に、系統間の脱調であると判定する。
速度偏差にアンバランスが生じ、相対的な位相角差が拡
大して発生するものである。従って、脱調現象をより正
確に捉えるためには、発電機間の相対位相角差を監視し
、その推移により脱調と判定するのが有効である。第３
図は系統間脱調が発生した場合の両系統に並列する発電
機間の相対位相角差Δδの動きを示したものである。同
図から明らかなように脱調発生時の相対位相角差の動き
は、時間とともに発散する傾向を示す。従って、このよ
うな相対位相角差の動きを予測手段により早期に捉える
ことができれば、迅速で適切な脱調判定を行なうことが
できる。具体的には、第４図に示すように、相対位相角
差の短時間先の推定値ΔδＸが発散傾向を示し、かつ、
予め設定したしきい値δ 以上になった場合に脱調と判
定する。なお、実際には、信頼性を考え、両系統よりそ
れぞれ複数台の発電機を選定し、両系統の代表発電機間
の全ての組合わせが第４図に示すような条件を満足した
時に、系統間の脱調であると判定する。
第５図は両系統を系統Ａ、糸系統と称した時の代表発電
機間の同期、脱調関係を示している。第５図において、
×は脱調を、○は同期をそれぞれ示している。第５図（
ａ）は系統間脱調時の例であり、系統分離が必要である
。本例は、系統Ｂに対して系統Ａが脱調している現象で
あり、系統Ｂの各代表発電機を基準とすれば系統Ａの代
表発電機は全て脱調すると判定される。一方、同図（ｂ
）は系統Ａの代表発電１１ＧＡ１の単機脱調モードであ
り、系統Ｂの各代表発電機から見れば、系統Ａ中の代表
発電機ＧＡ１のみが脱調すると判定され、系統分離は必
要ない。最終的な脱調判定は、このような関係を捉えて
出力することになる。
機間の同期、脱調関係を示している。第５図において、
×は脱調を、○は同期をそれぞれ示している。第５図（
ａ）は系統間脱調時の例であり、系統分離が必要である
。本例は、系統Ｂに対して系統Ａが脱調している現象で
あり、系統Ｂの各代表発電機を基準とすれば系統Ａの代
表発電機は全て脱調すると判定される。一方、同図（ｂ
）は系統Ａの代表発電１１ＧＡ１の単機脱調モードであ
り、系統Ｂの各代表発電機から見れば、系統Ａ中の代表
発電機ＧＡ１のみが脱調すると判定され、系統分離は必
要ない。最終的な脱調判定は、このような関係を捉えて
出力することになる。
次に位相角の検出と短時間先の位相角の推定方法につい
て述べる。
て述べる。
まず、事故発生前の定常状態において、代表発電機の回
転数を電磁ピックアップにより検出し、その値を定常回
転数ω（０）とする。次に系統に事故が発生した時、Δ
ｔ ｒＷＩＶａで検出した代表発電機の回転数ω（１）
をもとに、（１）式より角速度偏差Δω（１）を計算し
、（２）式に示す運動方程式より位相角δを求める。
転数を電磁ピックアップにより検出し、その値を定常回
転数ω（０）とする。次に系統に事故が発生した時、Δ
ｔ ｒＷＩＶａで検出した代表発電機の回転数ω（１）
をもとに、（１）式より角速度偏差Δω（１）を計算し
、（２）式に示す運動方程式より位相角δを求める。
Δω（１） ＝ （ω（１）−ωｔｏ））／ω（ｏ）・
・・（１）δ（ｔ）＝δ（を−Δｔ） ＋１（Δωｆｔ）＋Δω（七〜Δ１））Δｔ
・・・・・・（２）次に位相角の
短時間先の推定は、第６図に示すように、過去数点の位
相角δの演算結果をもとに、最小二乗法によって２次の
推定式の係数を計算し、その延長上の点として位相角の
推定値δＸを求める。推定時間は精度とのかねあいによ
り、現時点から２００〜３００ミリ秒が妥当である。
・・（１）δ（ｔ）＝δ（を−Δｔ） ＋１（Δωｆｔ）＋Δω（七〜Δ１））Δｔ
・・・・・・（２）次に位相角の
短時間先の推定は、第６図に示すように、過去数点の位
相角δの演算結果をもとに、最小二乗法によって２次の
推定式の係数を計算し、その延長上の点として位相角の
推定値δＸを求める。推定時間は精度とのかねあいによ
り、現時点から２００〜３００ミリ秒が妥当である。
上記した考え方をもとに作用の説明をする。まず２つの
系統が一点で連系されている電力系統に事故が発生する
と、各々の系統に連系している少なくとも１台以上の代
表発電機の位相角が位相角検出手段により検出され、伝
送系を介して位相角の予測計算手段に入力される。この
位相角の予測計算手段では、系統事故が除去されると、
各代表発電機の現時点まで検出された位相角をもとに、
短時間先の位相角の推定値を求める。次に、脱調判定手
段では、位相角の予測計算手段により求められた各代表
発電機の短時間先の位相角の推定値をもとに脱調判定を
行なう。脱調判定は、両系統の代表発電機間の位相角差
の大きさを用いて行ない、全ての組合わせが予め設定し
たしきい値を超えたときに、系統間脱調と判定する。そ
して脱調判定手段により系統間脱調であると判定される
と、連系線両端のＣＢを開極し、両系統を分離して脱調
の波及を防止し系統の安定化を図る。
系統が一点で連系されている電力系統に事故が発生する
と、各々の系統に連系している少なくとも１台以上の代
表発電機の位相角が位相角検出手段により検出され、伝
送系を介して位相角の予測計算手段に入力される。この
位相角の予測計算手段では、系統事故が除去されると、
各代表発電機の現時点まで検出された位相角をもとに、
短時間先の位相角の推定値を求める。次に、脱調判定手
段では、位相角の予測計算手段により求められた各代表
発電機の短時間先の位相角の推定値をもとに脱調判定を
行なう。脱調判定は、両系統の代表発電機間の位相角差
の大きさを用いて行ない、全ての組合わせが予め設定し
たしきい値を超えたときに、系統間脱調と判定する。そ
して脱調判定手段により系統間脱調であると判定される
と、連系線両端のＣＢを開極し、両系統を分離して脱調
の波及を防止し系統の安定化を図る。
（実施例）
以下図面を参照して実施例を説明する。
第１図は本発明の系統分離装置を適用した電力系統の構
成例を示すものである。第１図において、Ｇ＾１ 、
ＧＡ２はＡ系統の代表発電機、ＧＢｌ 、 ＣＢ２はＢ
系統の代表発電機、ＣＢ１ 、 ＣＢ２はＡ系統とＢ系
統を結ぶ連系線のしゃ断器である。
成例を示すものである。第１図において、Ｇ＾１ 、
ＧＡ２はＡ系統の代表発電機、ＧＢｌ 、 ＣＢ２はＢ
系統の代表発電機、ＣＢ１ 、 ＣＢ２はＡ系統とＢ系
統を結ぶ連系線のしゃ断器である。
一方、４１ａ〜４１ｄは電磁ピックアップなどを介して
各代表発電機の回転数をそれぞれ検出する回転数検出部
、４２ａ〜４２ｄは前記検出された発電機の回転数をも
とに各代表発電機の位相角を演算する位相角演算部であ
り、これらによって位相角検出手段４ａ〜４ｄを構成し
ている。また、５ａ〜５ｄは位相角検出手段４ａ〜４ｄ
から各代表発電機の位相角をそれぞれ伝送する位相角伝
送手段である。さらに６は、位相角伝送手段５ａ〜５ｄ
を介して伝送される各代表発電機の位相角を入力し、こ
れらをもとに短時間先の位相角の推定値を演算する位相
角の予測計算手段、７はこの位相角の予測計算手段６に
より演算された各代表発電機の短時間先の位相角の推定
値をもとに、Ａ系統とＢ系統の代表発電機間の全ての組
合わせに対して、推定位相角の差分の絶対値が拡大し、
かつ、予め設定されたしきい値を超えたことを条件に系
統間脱調であると判定する脱調判定手段、８ａ、 ８ｂ
は脱調判定手段７で系統間脱調であると判定した場合に
、連系線のしゃ断指令をそれぞれ伝送するしゃ断指令伝
送手段、９ａ、 ９ｂはしゃ断指令伝送手段８ａ、 ８
ｂを介して伝送される連系線のしゃ断指令に従って連系
線のしゃ断器Ｃａ１． ＣＢ２を開極する連系線しゃ断
手段である。
各代表発電機の回転数をそれぞれ検出する回転数検出部
、４２ａ〜４２ｄは前記検出された発電機の回転数をも
とに各代表発電機の位相角を演算する位相角演算部であ
り、これらによって位相角検出手段４ａ〜４ｄを構成し
ている。また、５ａ〜５ｄは位相角検出手段４ａ〜４ｄ
から各代表発電機の位相角をそれぞれ伝送する位相角伝
送手段である。さらに６は、位相角伝送手段５ａ〜５ｄ
を介して伝送される各代表発電機の位相角を入力し、こ
れらをもとに短時間先の位相角の推定値を演算する位相
角の予測計算手段、７はこの位相角の予測計算手段６に
より演算された各代表発電機の短時間先の位相角の推定
値をもとに、Ａ系統とＢ系統の代表発電機間の全ての組
合わせに対して、推定位相角の差分の絶対値が拡大し、
かつ、予め設定されたしきい値を超えたことを条件に系
統間脱調であると判定する脱調判定手段、８ａ、 ８ｂ
は脱調判定手段７で系統間脱調であると判定した場合に
、連系線のしゃ断指令をそれぞれ伝送するしゃ断指令伝
送手段、９ａ、 ９ｂはしゃ断指令伝送手段８ａ、 ８
ｂを介して伝送される連系線のしゃ断指令に従って連系
線のしゃ断器Ｃａ１． ＣＢ２を開極する連系線しゃ断
手段である。
次に、以上のように構成した系統分離装置の作用につい
て、第２図のフローチャートをもとに説明する６ まず、定常時には、Ａ系統の代表発電機ＧＡ１ 。
て、第２図のフローチャートをもとに説明する６ まず、定常時には、Ａ系統の代表発電機ＧＡ１ 。
ＧＡ２ 、Ｂ系統の代表発電機ＧＢ１ 、 ＣＢ２の回
転数が、位相角検出手段４ａ〜４ｄの回転数検出部４１
ａ〜４１ｄで検出され、その結果は位相角演算部４２ａ
〜４２ｄに送られ、各代表発電機の定常回転数ωＡ、（
０） 。
転数が、位相角検出手段４ａ〜４ｄの回転数検出部４１
ａ〜４１ｄで検出され、その結果は位相角演算部４２ａ
〜４２ｄに送られ、各代表発電機の定常回転数ωＡ、（
０） 。
ωＢＨ（０） （＋＝１．２ ）として記憶される（
ステップＳｌ） 。
ステップＳｌ） 。
次に、このような状態で系統に事故が発生すると、定常
時の場合と同様に、Ａ系統の代表発電機ＧＡＩ 、 Ｇ
Ａ２ 、Ｂ系統の代表発電機Ｇ８１ 、０Ｂ２の回転数
ω 、（１） 、ω８．（ｔ） （ｉ＝１．２ ＞が
、位相力積＾１ 山手段４８〜４ｄの回転数検出部４１ａ〜４１ｄによっ
てΔを間隔で検出され、その結果は、位相角演算部４２
ａ〜４２ｄに送られる０位相角演算部４２ａ〜４２ｄで
は、前記した（１） 、 （２）式よりＡ系統、Ｂ系統
の代表発電機の位相角へ、（１） 、δＢＨ（ｔ）
（＋＝１゜２）が算出される（ステップ８２）。この結
果は、位相角伝送手段５ａ〜５ｄにより、位相角の予測
計算手段６に入力される。事故が除去される位相角の予
測計算手段６ではステップＳ３の作用により、Ａ系統、
Ｂ系統の代表発電機の短時間先の位相角δ 、δ （ｉ
＝１．２ ）が推定され、その結果は、Ａｉ Ｂｉ 脱調判定手段７に入力される。脱調判定手段７では、ス
テップＳ４の作用に従って、Ａ系統の代表発電機とＢ系
統の代表発電機の同期・脱調関係を調べる。そして、も
しその関係が第５図（ａ）のようになっていたならば、
系統間脱調であると判定し、連系線の両端のしゃ断器Ｃ
ａｌ 、 ＣＢ２を開極するための指令をしゃ断指令伝
送手段８ａ、 ８ｂを介して連系線しゃ断手段９ａ、
９ｂに出力する。これにより、連系線し＋断手段９ａ、
９ｂはそれぞれ、連系線のしゃ断器ＣＢ１． ＣＢ２
を開極し、Ａ系統とＢ系統を分離し、脱調波及を防止す
る（ステップＳ５）。
時の場合と同様に、Ａ系統の代表発電機ＧＡＩ 、 Ｇ
Ａ２ 、Ｂ系統の代表発電機Ｇ８１ 、０Ｂ２の回転数
ω 、（１） 、ω８．（ｔ） （ｉ＝１．２ ＞が
、位相力積＾１ 山手段４８〜４ｄの回転数検出部４１ａ〜４１ｄによっ
てΔを間隔で検出され、その結果は、位相角演算部４２
ａ〜４２ｄに送られる０位相角演算部４２ａ〜４２ｄで
は、前記した（１） 、 （２）式よりＡ系統、Ｂ系統
の代表発電機の位相角へ、（１） 、δＢＨ（ｔ）
（＋＝１゜２）が算出される（ステップ８２）。この結
果は、位相角伝送手段５ａ〜５ｄにより、位相角の予測
計算手段６に入力される。事故が除去される位相角の予
測計算手段６ではステップＳ３の作用により、Ａ系統、
Ｂ系統の代表発電機の短時間先の位相角δ 、δ （ｉ
＝１．２ ）が推定され、その結果は、Ａｉ Ｂｉ 脱調判定手段７に入力される。脱調判定手段７では、ス
テップＳ４の作用に従って、Ａ系統の代表発電機とＢ系
統の代表発電機の同期・脱調関係を調べる。そして、も
しその関係が第５図（ａ）のようになっていたならば、
系統間脱調であると判定し、連系線の両端のしゃ断器Ｃ
ａｌ 、 ＣＢ２を開極するための指令をしゃ断指令伝
送手段８ａ、 ８ｂを介して連系線しゃ断手段９ａ、
９ｂに出力する。これにより、連系線し＋断手段９ａ、
９ｂはそれぞれ、連系線のしゃ断器ＣＢ１． ＣＢ２
を開極し、Ａ系統とＢ系統を分離し、脱調波及を防止す
る（ステップＳ５）。
なお、脱調判定手段７において、系統間脱調でないと判
定された場合には、ステツブＳ２に戻って、前述した処
理が一定時間継続して行なわれることになる。
定された場合には、ステツブＳ２に戻って、前述した処
理が一定時間継続して行なわれることになる。
上述したように、本実施例による系統分離装置ては、送
電線事故などによる系統間脱調を脱調に至る前に、かつ
、確実に検出することが可能となり、よって本系統分離
装置を用いて系統分離を実施すれば、脱調の波及を最小
限に食い止めることができる。
電線事故などによる系統間脱調を脱調に至る前に、かつ
、確実に検出することが可能となり、よって本系統分離
装置を用いて系統分離を実施すれば、脱調の波及を最小
限に食い止めることができる。
なお、本実施例ではＡ系統、Ｂ系統の代表発電機の台数
は、それぞれ２台であったが、３台以上であっても同様
に実施できることは言うまでもない。
は、それぞれ２台であったが、３台以上であっても同様
に実施できることは言うまでもない。
［発明の効果］
以上説明したように、本発明によれば各系統に連系する
発電機の内で、少なくとも１台以上の発電機の位相角の
短時間先の推定値を求め、この推定値の時間推移をもと
に脱調判定するようにしたので、系統間脱調を早期に、
かつ、確実に検出することができ、極めて信頼性の高い
系統分離装置が提供できる。
発電機の内で、少なくとも１台以上の発電機の位相角の
短時間先の推定値を求め、この推定値の時間推移をもと
に脱調判定するようにしたので、系統間脱調を早期に、
かつ、確実に検出することができ、極めて信頼性の高い
系統分離装置が提供できる。
第１図は本発明の系統分離装置を適用した電力系統の構
成例を示す図、第２図は本発明の詳細な説明するフロー
チャート、第３図は系統間脱調が発生した場合の両系統
に並列する発電機間の相対位相角差の動きを示す図、第
４図は代表発電機間の脱調判定方法を説明するための図
、第５図は系統Ａと系統Ｂの代表発電機間の同期、脱調
関係を示す図、第６図は現時点までの位相角を基に短時
間先の位相角を推定する方法を説明するための図、第７
図は従来の系統分離装置の一例図、第８図は従来の系統
分離装置の脱調判定条件を説明するための図である。 ４８〜４ｄ・・・位相角検出手段 ５ａ〜５ｄ・・・位相角伝送手段 ６・・・位相角の予測計算手段 ７・・・脱調判定手段 ８ａ、 ８ｂ・・・しゃ断指令伝送手段９ａ、 ９ｂ・
・・連系線しゃ断手段 １ａ ２ａ ＡＩ ＧＢＩ 〜４１ｄ 〜４２ｄ 、ＯＡ２ Ｂ２ ・・・回転数検出部 ・・・位相角演算部 、 ＧＢＩ 、 ＧＢ２・・・代表発電機・・・連系線
両端のしゃ断器
成例を示す図、第２図は本発明の詳細な説明するフロー
チャート、第３図は系統間脱調が発生した場合の両系統
に並列する発電機間の相対位相角差の動きを示す図、第
４図は代表発電機間の脱調判定方法を説明するための図
、第５図は系統Ａと系統Ｂの代表発電機間の同期、脱調
関係を示す図、第６図は現時点までの位相角を基に短時
間先の位相角を推定する方法を説明するための図、第７
図は従来の系統分離装置の一例図、第８図は従来の系統
分離装置の脱調判定条件を説明するための図である。 ４８〜４ｄ・・・位相角検出手段 ５ａ〜５ｄ・・・位相角伝送手段 ６・・・位相角の予測計算手段 ７・・・脱調判定手段 ８ａ、 ８ｂ・・・しゃ断指令伝送手段９ａ、 ９ｂ・
・・連系線しゃ断手段 １ａ ２ａ ＡＩ ＧＢＩ 〜４１ｄ 〜４２ｄ 、ＯＡ２ Ｂ２ ・・・回転数検出部 ・・・位相角演算部 、 ＧＢＩ 、 ＧＢ２・・・代表発電機・・・連系線
両端のしゃ断器
Claims (1)
- ２つの系統が一点で連系されている電力系統において、
各々の系統に連なる発電機の内の少なくとも１台ずつ以
上の位相角を検出する手段と、前記検出値をもとに短時
間先の位相角の推定値を予測計算する手段と、前記予測
された推定値をもとに両系統間の脱調を判定する手段と
、前記判定結果にしたがって連系線をしや断する手段と
を備えたことを特徴とする系統分離装置。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2006932A JP2664791B2 (ja) | 1990-01-16 | 1990-01-16 | 系統分離装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2006932A JP2664791B2 (ja) | 1990-01-16 | 1990-01-16 | 系統分離装置 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH03212124A true JPH03212124A (ja) | 1991-09-17 |
| JP2664791B2 JP2664791B2 (ja) | 1997-10-22 |
Family
ID=11652025
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2006932A Expired - Lifetime JP2664791B2 (ja) | 1990-01-16 | 1990-01-16 | 系統分離装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP2664791B2 (ja) |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS57183218A (en) * | 1981-05-06 | 1982-11-11 | Tokyo Shibaura Electric Co | Method of predicting stepout of power system |
| JPS6289421A (ja) * | 1985-10-14 | 1987-04-23 | 東京電力株式会社 | 脱調検出装置 |
-
1990
- 1990-01-16 JP JP2006932A patent/JP2664791B2/ja not_active Expired - Lifetime
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS57183218A (en) * | 1981-05-06 | 1982-11-11 | Tokyo Shibaura Electric Co | Method of predicting stepout of power system |
| JPS6289421A (ja) * | 1985-10-14 | 1987-04-23 | 東京電力株式会社 | 脱調検出装置 |
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| JP2664791B2 (ja) | 1997-10-22 |
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