JP2018186660A - Electric power system monitoring device, and electric power system monitoring method - Google Patents

Electric power system monitoring device, and electric power system monitoring method Download PDF

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Abstract

PROBLEM TO BE SOLVED: To provide an electric power system monitoring device capable of determining the step-out tendency of a power generator requiring no synchronous control, and an electric power system monitoring method.SOLUTION: An electric power system monitoring device in an embodiment comprises: a measurement part; a storage part; a phase angle change quantity calculation part, and a determination part. The measurement part is configured to measure the voltage phase of a power generator as the monitoring object. The storage part is configured to store the measurement result of the voltage phase measured by the measurement part. The phase angle change quantity calculation part is configured to calculate the phase angle change quantity at first predetermined time on the basis of the measurement result of the voltage phase stored in the storage part. The determination part is configured to determine whether or not the power generator in the tendency to step out on the basis of the phase angle change quantity calculated by the phase angle change quantity calculation part.SELECTED DRAWING: Figure 1

Description

本発明の実施形態は、電力系統監視装置、および電力系統監視方法に関する。   Embodiments described herein relate generally to a power system monitoring apparatus and a power system monitoring method.

従来では、広域系統の各発電機の電圧および基準母線の電圧の瞬時値を計測し、各瞬時値データから電圧位相差を演算することで脱調であるか否かを判定する電力系統監視装置が知られている。上記の技術においては、計測側の機器と演算側の機器との間で同期制御が必要となり、そのための構成が複雑になるともに、構成を実現するための費用も高額となってしまう場合があった。なお、発電機１台と主系統との間の電圧位相差を、線路インピーダンスから推定して脱調判定を行う方法が知られているが、この方法では、複数の発電機を観測する広域系統を監視することが困難である。   Conventionally, a power system monitoring device that measures instantaneous values of the voltage of each generator and the voltage of a reference bus in a wide-area system and determines whether or not a step-out occurs by calculating a voltage phase difference from each instantaneous value data It has been known. In the above technology, synchronous control is required between the measurement-side device and the calculation-side device, and the configuration for that is complicated, and the cost for realizing the configuration may be expensive. It was. In addition, although the method of estimating a voltage phase difference between one generator and a main system from line impedance and performing a step-out determination is known, in this method, a wide-area system for observing a plurality of generators It is difficult to monitor.

特開平８−３３２０８号公報JP-A-8-33208

本発明が解決しようとする課題は、同期制御を必要とせず、発電機の脱調傾向を判定することができる電力系統監視装置、および電力系統監視方法を提供することである。   The problem to be solved by the present invention is to provide a power system monitoring apparatus and a power system monitoring method capable of determining the out-of-step tendency of a generator without requiring synchronous control.

実施形態の電力系統監視装置は、測定部と、記憶部と、位相角変化量演算部と、判定部とを持つ。測定部は、監視対象の発電機の電圧位相を測定する。記憶部は、前記測定部により測定された前記電圧位相の測定結果を記憶する。位相角変化量演算部は、前記記憶部に記憶された前記電圧位相の測定結果に基づいて、第１所定時間における位相角変化量を演算する。判定部は、前記位相角変化量演算部により演算された位相角変化量に基づいて、前記発電機が脱調傾向にあるか否かを判定する。   The power system monitoring apparatus according to the embodiment includes a measurement unit, a storage unit, a phase angle change amount calculation unit, and a determination unit. The measurement unit measures the voltage phase of the generator to be monitored. The storage unit stores the measurement result of the voltage phase measured by the measurement unit. The phase angle change amount calculation unit calculates a phase angle change amount at a first predetermined time based on the measurement result of the voltage phase stored in the storage unit. The determination unit determines whether or not the power generator tends to step out based on the phase angle change amount calculated by the phase angle change amount calculation unit.

第１の実施形態の電力系統監視装置１００を備える監視システム１の構成図。The lineblock diagram of monitoring system 1 provided with electric power system monitoring device 100 of a 1st embodiment. 位相角変化量演算部１４１の演算内容を説明するための図。The figure for demonstrating the calculation content of the phase angle variation | change_quantity calculating part 141. FIG. 第１の実施形態の脱調傾向判定処理について説明するためのフローチャート。The flowchart for demonstrating the step-out tendency determination process of 1st Embodiment. 第２の実施形態の電力系統監視装置１００Ａを備える監視システム２の構成図。The lineblock diagram of monitoring system 2 provided with power system monitoring device 100A of a 2nd embodiment. 第３の実施形態の電力系統監視装置１００Ｂを備える監視システム３の構成図。The block diagram of the monitoring system 3 provided with the electric power system monitoring apparatus 100B of 3rd Embodiment. 第３の実施形態の位相角変化量△δｇ１、△δｋ１について説明するための図。The figure for demonstrating phase angle variation | change_quantity (delta) g1 , Δdelta k1 of 3rd Embodiment. 第４の実施形態の電力系統監視装置１００Ｃを備える監視システム４の構成図。The block diagram of the monitoring system 4 provided with 100 C of electric power system monitoring apparatuses of 4th Embodiment. 第４の実施形態の位相角変化量△δｋ２、△δｇ２について説明するための図。The figure for demonstrating phase angle variation | change_quantity (delta) k2 and (triangle | delta) g2 of 4th Embodiment. 第５の実施形態の電力系統監視装置１００Ｄを備える監視システム４の構成図。The block diagram of the monitoring system 4 provided with power system monitoring apparatus 100D of 5th Embodiment. 第５の実施形態の位相角変化量△δｋ、△δｇについて説明するための図。The figure for demonstrating phase angle variation | change_quantity ( delta) k , (triangle | delta) g of 5th Embodiment.

以下、実施形態の電力系統監視装置、および電力系統監視方法を、図面を参照して説明する。   Hereinafter, a power system monitoring apparatus and a power system monitoring method of an embodiment will be described with reference to the drawings.

（第１の実施形態）
図１は、第１の実施形態の電力系統監視装置１００を備える監視システム１の構成図である。図１に示す監視システム１は、例えば、監視対象発電機１０と、変圧器２０と、電力系統監視装置１００とを備える。 (First embodiment)
FIG. 1 is a configuration diagram of a monitoring system 1 including a power system monitoring apparatus 100 according to the first embodiment. The monitoring system 1 illustrated in FIG. 1 includes, for example, a monitoring target generator 10, a transformer 20, and a power system monitoring device 100.

監視対象発電機１０は、例えば、交流電力を電力系統に供給する。変圧器２０は、監視対象発電機１０が供給する交流電力に対して、電磁誘導作用により電圧および電流を変成して、電力系統監視装置１００に監視用の交流電力を出力する。   The monitoring target generator 10 supplies AC power to the power system, for example. The transformer 20 transforms the voltage and the current by the electromagnetic induction action with respect to the AC power supplied from the monitoring target generator 10, and outputs the monitoring AC power to the power system monitoring device 100.

電力系統監視装置１００は、例えば、アナログ入力部１１０と、位相角検出部１２０と、記憶部１３０と、演算処理部１４０と、制御情報出力部１５０とを備える。これらの機能部のうち、少なくとも一部は、例えばＣＰＵ（Central Processing Unit）等のプロセッサが記憶部１３０に格納されたプログラムを実行することにより機能するソフトウェア機能部である。これらの各機能部のうち一部または全部は、ＬＳＩ（Large Scale Integration）やＡＳＩＣ（Application Specific Integrated Circuit）、ＦＰＧＡ（Field-Programmable Gate Array）等のハードウェアで実現されてもよい。また、アナログ入力部１１０と、位相角検出部１２０とを組み合わせたものが、「測定部」の一例である。また、脱調傾向判定部１４２は、「判定部」の一例である。   The power system monitoring apparatus 100 includes, for example, an analog input unit 110, a phase angle detection unit 120, a storage unit 130, an arithmetic processing unit 140, and a control information output unit 150. Among these functional units, at least a part is a software functional unit that functions when a processor such as a CPU (Central Processing Unit) executes a program stored in the storage unit 130. Some or all of these functional units may be realized by hardware such as LSI (Large Scale Integration), ASIC (Application Specific Integrated Circuit), and FPGA (Field-Programmable Gate Array). A combination of the analog input unit 110 and the phase angle detection unit 120 is an example of the “measurement unit”. The step-out tendency determination unit 142 is an example of a “determination unit”.

アナログ入力部１１０は、例えば、入力部１１１と、Ａ／Ｄ変換部１１２とを備える。入力部１１１には、監視対象発電機１０が接続される電力系統の電圧のアナログ信号が入力される。Ａ／Ｄ変換部１１２は、入力部１１１に入力された電圧のアナログ信号をデジタルデータに変換する。変換されたデジタルデータは、位相角検出部１２０に出力される。   The analog input unit 110 includes, for example, an input unit 111 and an A / D conversion unit 112. The input unit 111 receives an analog signal of the voltage of the power system to which the monitoring target generator 10 is connected. The A / D converter 112 converts the analog signal of the voltage input to the input unit 111 into digital data. The converted digital data is output to the phase angle detector 120.

位相角検出部１２０は、アナログ入力部１１０から入力された電圧のデジタルデータに基づいて、監視対象発電機１０の電圧位相を検出する。また、位相角検出部１２０は、検出した電圧位相の時系列情報を、位相角情報１３１として記憶部１３０に格納する。   The phase angle detection unit 120 detects the voltage phase of the monitoring target generator 10 based on the voltage digital data input from the analog input unit 110. In addition, the phase angle detection unit 120 stores time series information of the detected voltage phase in the storage unit 130 as phase angle information 131.

記憶部１３０は、例えば、ＲＯＭ（Read Only Memory）、フラッシュメモリ、ＨＤＤ（Hard Disk Drive）、ＳＤカード等の不揮発性の記憶媒体と、ＲＡＭ（Random Access Memory）、レジスタ等の揮発性の記憶媒体とによって実現される。記憶部１３０は、例えば、位相角情報１３１および位相角変化量情報１３２等の各種情報を記憶する。位相角情報１３１は、位相角検出部１２０により検出された監視対象発電機１０の電圧位相の検出結果である。位相角変化量情報１３２は、例えば、位相角変化量演算部１４１により演算された第１所定時間における位相角変化量の演算結果である。   The storage unit 130 includes, for example, a nonvolatile storage medium such as a ROM (Read Only Memory), a flash memory, an HDD (Hard Disk Drive), and an SD card, and a volatile storage medium such as a RAM (Random Access Memory) and a register. And realized by. The storage unit 130 stores various information such as phase angle information 131 and phase angle change amount information 132, for example. The phase angle information 131 is a detection result of the voltage phase of the monitoring target generator 10 detected by the phase angle detector 120. The phase angle change amount information 132 is, for example, a calculation result of the phase angle change amount at the first predetermined time calculated by the phase angle change amount calculating unit 141.

演算処理部１４０は、例えば、位相角変化量演算部１４１と、脱調傾向判定部１４２とを備える。位相角変化量演算部１４１は、記憶部１３０に記憶された位相角情報１３１に基づいて、第２所定時間ごとの位相角変化量を演算する。第２所定時間は、例えば、第１所定時間よりも短い時間である。   The arithmetic processing unit 140 includes, for example, a phase angle change amount calculating unit 141 and a step-out tendency determining unit 142. The phase angle change amount calculation unit 141 calculates the phase angle change amount for each second predetermined time based on the phase angle information 131 stored in the storage unit 130. The second predetermined time is, for example, a time shorter than the first predetermined time.

図２は、位相角変化量演算部１４１の演算内容を説明するための図である。図２の横軸は時刻Ｔを示し縦軸は位相角θを示す。位相角変化量演算部１４１は、予め設定された理想とする位相波形（以下、「基準波形」と称する）ｗ０に対し、位相角検出部１２０により検出された位相波形ｗ１のずれ量から位相角変化量を演算する。基準波形とは、例えば、仮想的に定義された脱調傾向にない電力系統から得られる電圧の位相波形である。   FIG. 2 is a diagram for explaining the calculation contents of the phase angle change amount calculation unit 141. The horizontal axis in FIG. 2 indicates time T, and the vertical axis indicates the phase angle θ. The phase angle change amount calculation unit 141 calculates a phase angle from a deviation amount of the phase waveform w1 detected by the phase angle detection unit 120 with respect to a preset ideal phase waveform (hereinafter referred to as “reference waveform”) w0. Calculate the amount of change. The reference waveform is, for example, a phase waveform of a voltage obtained from a power system that does not have a virtually defined step-out tendency.

図２の例において、位相角変化量演算部１４１は、ある時刻Ｔ０における基準波形ｗ０の位相角と位相波形ｗ１の位相角との差分△θ１と、時刻Ｔｐ０から第２所定時間が経過した後の時刻Ｔｐ１における基準波形ｗ０の位相角と位相波形ｗ１の位相角との差分△θ２とを演算する。次に、位相角変化量演算部１４１は、△θ１と△θ２との差分により位相角変化量△θを演算する。演算された位相角変化量は、位相角変化量情報１３２として記憶部１３０に格納される。位相角変化量演算部１４１は、上述した位相角変化量の演算を所定の周期で繰り返し実行する。また、位相角変化量演算部１４１は、第１所定時間よりも短い第２所定時間における位相角変化量を繰り返し演算して累計することで、第１所定時間における位相角変化量を取得する。   In the example of FIG. 2, the phase angle change amount calculation unit 141 has a difference Δθ1 between the phase angle of the reference waveform w0 and the phase angle of the phase waveform w1 at a certain time T0, and after a second predetermined time has elapsed from the time Tp0. The difference Δθ2 between the phase angle of the reference waveform w0 and the phase angle of the phase waveform w1 at time Tp1 is calculated. Next, the phase angle change amount calculation unit 141 calculates the phase angle change amount Δθ based on the difference between Δθ1 and Δθ2. The calculated phase angle change amount is stored in the storage unit 130 as phase angle change amount information 132. The phase angle change amount calculation unit 141 repeatedly executes the above-described calculation of the phase angle change amount at a predetermined cycle. Further, the phase angle change amount calculation unit 141 obtains the phase angle change amount at the first predetermined time by repeatedly calculating and accumulating the phase angle change amount at the second predetermined time shorter than the first predetermined time.

脱調傾向判定部１４２は、例えば、記憶部１３０に記憶された第１所定時間における位相角変化量の計算結果を用いて、所定時間内の位相角変化量の累計が閾値を超えるか否かを判定する。そして、脱調傾向判定部１４２は、所定時間内の位相角変化量の累計が閾値を超える場合に、監視対象発電機１０が脱調傾向であると判定する。   The step-out tendency determination unit 142 uses, for example, the calculation result of the phase angle change amount at the first predetermined time stored in the storage unit 130 to determine whether the total phase angle change amount within the predetermined time exceeds a threshold value. Determine. Then, the out-of-step tendency determination unit 142 determines that the monitored generator 10 has a out-of-step tendency when the cumulative amount of phase angle change within a predetermined time exceeds the threshold value.

制御情報出力部１５０は、脱調傾向判定部１４２により、監視対象発電機１０が脱調傾向にあると判定された場合に、監視対象発電機１０に制御情報を送信する。制御情報とは、例えば、監視対象発電機１０を電力系統から遮断する等の指令である。また、制御情報出力部１５０は、脱調傾向判定部１４２による判定結果に関する情報を、電力系統監視装置１００や監視システム１の管理者端末に出力してもよく、記憶部１３０に記憶してもよい。   The control information output unit 150 transmits control information to the monitored generator 10 when the out-of-step tendency determining unit 142 determines that the monitored generator 10 is in a out-of-step tendency. The control information is, for example, a command to shut off the monitoring target generator 10 from the power system. In addition, the control information output unit 150 may output information related to the determination result by the step-out tendency determination unit 142 to the administrator terminal of the power system monitoring apparatus 100 or the monitoring system 1 or may store the information in the storage unit 130. Good.

図３は、第１の実施形態の脱調傾向判定処理について説明するためのフローチャートである。図３のフローチャートは、所定の周期または所定のタイミングで繰り返し実行される。まず、位相角検出部１２０は、監視対象発電機１０の電圧位相を測定し（ステップＳ１００）。測定した電圧位相を記憶部１３０に記憶する（ステップＳ１０２）。次に、記憶部１３０に記憶された電圧位相から第１所定時間における位相角変化量を演算する（ステップＳ１０４）。   FIG. 3 is a flowchart for explaining the out-of-step tendency determination processing according to the first embodiment. The flowchart of FIG. 3 is repeatedly executed at a predetermined cycle or a predetermined timing. First, the phase angle detector 120 measures the voltage phase of the monitoring target generator 10 (step S100). The measured voltage phase is stored in the storage unit 130 (step S102). Next, the phase angle change amount at the first predetermined time is calculated from the voltage phase stored in the storage unit 130 (step S104).

次に、脱調傾向判定部１４２は、第１所定時間における位相角変化量に基づいて、監視対象発電機１０が脱調傾向にあるか否かを判定する（ステップＳ１０６）。監視対象発電機１０が脱調傾向にあると判定された場合、制御情報出力部１５０は、監視対象発電機１０に制御指令を出力して（ステップＳ１０８）、本フローチャートの処理を終了する。また、ステップＳ１０６において、監視対象発電機１０が脱調傾向にない場合、本フローチャートの処理を終了する。   Next, the step-out tendency determination unit 142 determines whether or not the monitored generator 10 has a step-out tendency based on the phase angle change amount in the first predetermined time (step S106). When it is determined that the monitoring target generator 10 is out of step, the control information output unit 150 outputs a control command to the monitoring target generator 10 (step S108), and ends the processing of this flowchart. In step S106, when the monitored generator 10 does not have a tendency to step out, the process of this flowchart is terminated.

以上説明したように、第１の実施形態の電力系統監視装置１００によれば、計測側と、演算側との間での同期制御が必要ないため、監視対象発電機の脱調傾向を判定する監視システムの事後演算による制御判定等に利用することができる。また、電力系統監視装置１００は、線路インピーダンス等の系統定数を使用する必要がないため、複数の発電機を観測する広域系統に適用することができる。   As described above, according to the power system monitoring apparatus 100 of the first embodiment, since the synchronization control between the measurement side and the calculation side is not necessary, the out-of-step tendency of the monitored generator is determined. It can be used for control judgment by post-operation of the monitoring system. Moreover, since the power system monitoring apparatus 100 does not need to use system constants such as line impedance, it can be applied to a wide-area system for observing a plurality of generators.

（第２の実施形態）
次に、電力系統監視装置の第２の実施形態について説明する。以下において、第１の実施形態の監視システム２と同様の機能を備える構成については、同一の名称および符号を用いることとし、具体的な説明は省略する。 (Second Embodiment)
Next, a second embodiment of the power system monitoring apparatus will be described. In the following description, the same names and symbols are used for configurations having the same functions as those of the monitoring system 2 of the first embodiment, and a specific description thereof is omitted.

図４は、第２の実施形態の電力系統監視装置１００Ａを備える監視システム２の構成図である。電力系統監視装置１００Ａは、第１の実施形態の電力系統監視装置１００と比較すると、事故検出部１６０を備えるとともに、位相角変化量演算部１４１の代わりに位相角変化量演算部１４１Ａを備える点で相違する。したがって、以下では、主に事故検出部１６０および位相角変化量演算部１４１Ａの構成を中心として説明する。   FIG. 4 is a configuration diagram of the monitoring system 2 including the power system monitoring apparatus 100A of the second embodiment. Compared with the power system monitoring apparatus 100 of the first embodiment, the power system monitoring apparatus 100A includes the accident detection unit 160 and includes a phase angle change amount calculation unit 141A instead of the phase angle change amount calculation unit 141. Is different. Therefore, the following description will be mainly focused on the configuration of the accident detection unit 160 and the phase angle change amount calculation unit 141A.

事故検出部１６０は、アナログ入力部１１０にて取得した電圧の情報を利用して系統事故の発生を検出する。例えば、事故検出部１６０は、入力部１１１に入力された交流電圧のアナログ信号において、その電圧の振幅の変化量が閾値以下である場合に、監視対象発電機１０に地絡等の系統事故が発生していることを検出する。事故検出部１６０は、例えば、一時的に電圧の振幅の変化量が閾値以下となり、その後、変化量が閾値を超えた場合には、変化量が閾値以下の状態から閾値を超えた時点を、事故発生時点として検出してもよい。   The accident detection unit 160 detects the occurrence of a system fault using the voltage information acquired by the analog input unit 110. For example, in the analog signal of the AC voltage input to the input unit 111, the accident detection unit 160 detects a system fault such as a ground fault in the monitored generator 10 when the amount of change in the voltage amplitude is equal to or less than a threshold value. Detect what is happening. The accident detection unit 160, for example, when the amount of change in the voltage amplitude temporarily becomes less than or equal to the threshold value, and then the amount of change exceeds the threshold, the time when the amount of change exceeds the threshold from the state below the threshold, You may detect as an accident occurrence time.

位相角変化量演算部１４１Ａは、記憶部１３０の位相角変化量情報１３２に記憶された時系列の位相角変化量のうち、事故検出部１６０による系統事故の検出時点を基準として第１所定時間が経過するまでの位相角変化量の累計を演算する。脱調傾向判定部１４２は、演算された累計が閾値を超えたか否かを判定し、累計が閾値を超えた場合に、監視対象発電機１０が脱調傾向であると判定する。   The phase angle change amount calculation unit 141A has a first predetermined time based on the detection time of the system fault by the accident detection unit 160 among the time-series phase angle change amounts stored in the phase angle change amount information 132 of the storage unit 130. The cumulative total of the phase angle change amount until elapses is calculated. The step-out tendency determination unit 142 determines whether or not the calculated total exceeds a threshold value, and determines that the monitored generator 10 is out of step when the total exceeds the threshold value.

以上説明したように、第２の実施形態の電力系統監視装置１００Ａによれば、第１の実施形態と同様の効果を奏する他、系統事故の発生をトリガとして、位相角変化量の累計で脱調判定を行うことができる。また、第２の実施形態によれば、系統事故による脱調のみを対象として判定することができる。また、第２の実施形態によれば、緩やかな位相変化で監視対象発電機１０が脱調する場合でも、閾値を超える場合には脱調傾向にあると判定して制御指令等を出力することができる。   As described above, according to the power system monitoring apparatus 100A of the second embodiment, the same effects as those of the first embodiment can be obtained, and the occurrence of a system fault can be used as a trigger to release the accumulated phase angle change amount. Key judgment can be performed. Further, according to the second embodiment, it is possible to determine only a step-out due to a system fault. Further, according to the second embodiment, even when the monitored generator 10 steps out due to a gradual phase change, if the threshold value is exceeded, it is determined that there is a tendency to step out and a control command or the like is output. Can do.

（第３の実施形態）
次に、電力系統監視装置の第３の実施形態について説明する。以下において、第１の実施形態の監視システム２と同様の機能を備える構成については、同一の名称および符号を用いることとし、具体的な説明は省略する。 (Third embodiment)
Next, a third embodiment of the power system monitoring apparatus will be described. In the following description, the same names and symbols are used for configurations having the same functions as those of the monitoring system 2 of the first embodiment, and a specific description thereof is omitted.

図５は、第３の実施形態の電力系統監視装置１００Ｂを備える監視システム３の構成図である。図５の監視システム３は、例えば、監視対象発電機１０と、変圧器２０と、電力系統監視装置１００Ｂと、計測装置２００−１、２００−２とを備える。監視システム３は、第１の実施形態における監視システム１と比較すると、計測装置２００−１、２００−２を備える点、および電力系統監視装置１００に設けられていたアナログ入力部１１０が計測装置２００−１、２００−２のそれぞれに設けられている点で相違する。したがって、以下では、主に計測装置２００−１、２００−２を中心に説明する。   FIG. 5 is a configuration diagram of the monitoring system 3 including the power system monitoring apparatus 100B of the third embodiment. The monitoring system 3 in FIG. 5 includes, for example, a monitoring target generator 10, a transformer 20, a power system monitoring device 100B, and measuring devices 200-1 and 200-2. Compared with the monitoring system 1 in the first embodiment, the monitoring system 3 includes the measuring devices 200-1 and 200-2, and the analog input unit 110 provided in the power system monitoring device 100 includes the measuring device 200. -1 and 200-2 are different. Therefore, the following description will mainly focus on the measuring devices 200-1 and 200-2.

計測装置２００−１は、監視対象発電機１０が接続された電力系統から電圧を測定する。計測装置２００−１は、例えば、アナログ入力部１１０−１と、通信部１１３−１とを備える。アナログ入力部１１０−１は、例えば、入力部１１１−１と、Ａ／Ｄ変換部１１２−１とを備える。入力部１１１−１は、監視対象発電機１０が接続する電力系統の電圧のアナログ信号を入力する。Ａ／Ｄ変換部１１２−１は、入力部１１１−１に入力された電圧のアナログ信号をデジタルデータに変換する。通信部１１３−１は、Ａ／Ｄ変換部１１２−１により変換されたデジタルデータを、インターネットやＬＡＮ（Local Area Network）等の通信ネットワークを介して、電力系統監視装置１００Ｂに送信する。通信部１１３−１は、例えば、ＮＩＣ（Network Interface Card）や無線通信モジュール等の通信インターフェースである。   The measuring device 200-1 measures a voltage from the power system to which the monitoring target generator 10 is connected. The measuring device 200-1 includes, for example, an analog input unit 110-1 and a communication unit 113-1. The analog input unit 110-1 includes, for example, an input unit 111-1 and an A / D conversion unit 112-1. The input unit 111-1 inputs an analog signal of the voltage of the power system to which the monitoring target generator 10 is connected. The A / D conversion unit 112-1 converts the analog signal of the voltage input to the input unit 111-1 into digital data. The communication unit 113-1 transmits the digital data converted by the A / D conversion unit 112-1 to the power system monitoring apparatus 100B via a communication network such as the Internet or a LAN (Local Area Network). The communication unit 113-1 is a communication interface such as a NIC (Network Interface Card) or a wireless communication module.

計測装置２００−２は、例えば、基準電気所の母線電圧を計測する。基準電気所とは、例えば、一つの発電機の電圧変化に依存しない安定的な電力を供給する発電所または変電所である。計測装置２００−２は、例えば、アナログ入力部１１０−２と、通信部１１３−２とを備える。アナログ入力部１１０−２は、例えば、入力部１１１−２と、Ａ／Ｄ変換部１１２−２とを備える。入力部１１１−２は、基準電気所の電力系統の電圧のアナログ信号を入力する。Ａ／Ｄ変換部１１２−２は、入力部１１１−２に入力された電圧のアナログ信号をデジタルデータに変換する。通信部１１３−２は、Ａ／Ｄ変換部１１２−２により変換されたデジタルデータを、インターネットやＬＡＮ等の通信ネットワークを介して、電力系統監視装置１００Ｂに送信する。通信部１１３−２は、例えば、ＮＩＣや無線通信モジュール等の通信インターフェースである。   The measuring device 200-2 measures, for example, the bus voltage of the reference electric station. The reference electrical station is, for example, a power plant or a substation that supplies stable power that does not depend on a voltage change of one generator. The measuring device 200-2 includes, for example, an analog input unit 110-2 and a communication unit 113-2. The analog input unit 110-2 includes, for example, an input unit 111-2 and an A / D conversion unit 112-2. The input unit 111-2 inputs an analog signal of the voltage of the power system of the reference electrical station. The A / D conversion unit 112-2 converts the analog signal of the voltage input to the input unit 111-2 into digital data. The communication unit 113-2 transmits the digital data converted by the A / D conversion unit 112-2 to the power system monitoring apparatus 100B via a communication network such as the Internet or a LAN. The communication unit 113-2 is a communication interface such as a NIC or a wireless communication module, for example.

電力系統監視装置１００Ｂは、例えば、位相角検出部１２０Ｂと、記憶部１３０Ｂと、演算処理部１４０Ｂと、制御情報出力部１５０と、通信部１７０とを備える。通信部１７０は、計測装置２００−１、２００−２が計測したそれぞれの電圧のデジタルデータを受信する。   The power system monitoring apparatus 100B includes, for example, a phase angle detection unit 120B, a storage unit 130B, an arithmetic processing unit 140B, a control information output unit 150, and a communication unit 170. The communication unit 170 receives digital data of each voltage measured by the measuring devices 200-1 and 200-2.

位相角検出部１２０Ｂは、通信部１７０によって受信した電力系統の電圧情報から、監視対象発電機１０の電圧位相および基準電気所の母線電圧の電圧位相を検出する。また、位相角検出部１２０Ｂは、第２所定時間ごとの監視対象発電機１０および基準電気所の母線電圧の電圧位相の測定結果の時系列情報を、位相角情報１３１Ｂとして記憶部１３０Ｂに記憶する。   The phase angle detector 120B detects the voltage phase of the monitored generator 10 and the voltage phase of the bus voltage of the reference electric station from the voltage information of the power system received by the communication unit 170. Further, the phase angle detection unit 120B stores the time series information of the measurement results of the voltage phase of the bus voltage of the monitoring target generator 10 and the reference electric station every second predetermined time as the phase angle information 131B in the storage unit 130B. .

演算処理部１４０Ｂは、例えば、位相角変化量演算部１４１Ｂと、脱調傾向判定部１４２Ｂとを備える。位相角変化量演算部１４１Ｂは、記憶部１３０Ｂに記憶された監視対象発電機１０の電圧位相および基準電気所の母線電圧の電圧位相の検出結果に基づいて、基準波形に対するそれぞれの位相角変化量△δｇ１、△δｋ１を算出する。ここで、位相角変化量△δｇ１、△δｋ１と、位相角変化量△θとは、例えば「△δｇ１−△δｋ１＝∫Δθｄｔ」の関係が成り立つ。 The calculation processing unit 140B includes, for example, a phase angle change amount calculation unit 141B and a step-out tendency determination unit 142B. The phase angle change amount calculation unit 141B is configured to change each phase angle change amount with respect to the reference waveform based on the detection result of the voltage phase of the monitored generator 10 and the voltage phase of the bus voltage of the reference electric station stored in the storage unit 130B. Δδ g1 and Δδ k1 are calculated. Here, phase angle change amount △ [delta] g1, and △ [delta] k1, the phase angle variation △ theta is, for example, "△ δ g1 - △ δ k1 = ∫Δθdt " relation holds.

図６は、第３の実施形態の位相角変化量△δｇ１、△δｋ１について説明するための図である。図６の横軸は、時刻Ｔを示し、縦軸は位相角変化量の累計値δを示す。また、図６は、時間経過に伴う基準電気所の母線電圧の位相角変化量の累計値δｇ１と、監視対象発電機１０の位相角変化量の累計値δｋ１を表している。 FIG. 6 is a diagram for explaining the phase angle change amounts Δδ g1 and Δδ k1 of the third embodiment. The horizontal axis in FIG. 6 indicates time T, and the vertical axis indicates the cumulative value δ of the phase angle change amount. FIG. 6 shows the accumulated value δ g1 of the phase angle change amount of the bus voltage of the reference electric station with time and the accumulated value δ k1 of the phase angle change amount of the monitored generator 10.

位相角変化量演算部１４１Ｂは、演算した基準電気所の母線電圧の第１所定時間における位相角変化量（△δＫ１）、および監視対象発電機１０の第１所定時間における位相角変化量（△δｇ１）を演算する。演算結果は、位相角変化量情報１３２Ｂとして、記憶部１３０に格納する。 The phase angle change amount calculation unit 141B calculates the phase angle change amount (Δδ K1 ) of the calculated bus voltage of the reference electrical station in the first predetermined time and the phase angle change amount in the first predetermined time of the monitored generator 10 ( Δδ g1 ) is calculated. The calculation result is stored in the storage unit 130 as phase angle change amount information 132B.

脱調傾向判定部１４２Ｂは、所定時間ごとの位相角変化量△δｋ１、△δｇ１を用いて、その差分（△δｇ１−△δｋ１）が閾値を超えるか否かを判定する。そして、脱調傾向判定部１４２Ｂは、その差分値が閾値を超えた場合に監視対象発電機１０が脱調傾向であると判定する。なお、図６においてΔδｋ１を一定値（ゼロ）としたものが、第１の実施形態の処理に相当する。 The step-out tendency determination unit 142B determines whether or not the difference (Δδ g1 −Δδ k1 ) exceeds the threshold by using the phase angle change amounts Δδ k1 and Δδ g1 every predetermined time. Then, the out-of-step tendency determination unit 142B determines that the monitored generator 10 has a out-of-step tendency when the difference value exceeds the threshold value. In FIG. 6, Δδ k1 set to a constant value (zero) corresponds to the processing of the first embodiment.

以上説明したように、第３の実施形態の電力系統監視装置１００Ａによれば、第１の実施形態と同様の効果を奏する他、基準電気所の電圧位相を基準波形として扱い、母線電圧と監視対象発電機１０の電圧の位相差を用いて位相角変化の差分を計算して、監視対象発電機の脱調傾向を判定することで、計測装置２００と電力系統監視装置１００Ｂとの間のサンプリング同期を取ることなく位相差判定を実施することができる。   As described above, according to the power system monitoring apparatus 100A of the third embodiment, the same effect as that of the first embodiment is obtained, and the voltage phase of the reference electrical station is treated as the reference waveform, and the bus voltage and the monitoring are monitored. Sampling between the measuring device 200 and the power system monitoring device 100B by calculating the difference in phase angle change using the phase difference of the voltage of the target generator 10 and determining the out-of-step tendency of the monitored generator. Phase difference determination can be performed without synchronization.

（第４の実施形態）
次に、電力系統監視装置の第４の実施形態について説明する。以下において、第３の実施形態の監視システム３と同様の機能を備える構成については、同一の名称および符号を用いることとし、具体的な説明は省略する。 (Fourth embodiment)
Next, a fourth embodiment of the power system monitoring apparatus will be described. In the following description, the same names and symbols are used for configurations having the same functions as those of the monitoring system 3 of the third embodiment, and a specific description thereof is omitted.

図７は、第４の実施形態の電力系統監視装置１００Ｃを備える監視システム４の構成図である。図７の監視システム４は、例えば、監視対象発電機１０と、変圧器２０と、電力系統監視装置１００Ｃと、計測装置２００Ａ−１、２００Ａ−２とを備える。監視システム４は、第３の実施形態における監視システム３と比較すると、計測装置２００Ａ−１、２００Ａ−２に事故検出部１１４−１、１１４−２を備える点、および事故検出部１１４−１、１１４−２を備えることによる電力系統監視装置１００Ｃの処理が相違する。したがって、以下では、主に事故検出部１１４−１、１１４−２を中心に説明する。   FIG. 7 is a configuration diagram of the monitoring system 4 including the power system monitoring apparatus 100C of the fourth embodiment. The monitoring system 4 in FIG. 7 includes, for example, a monitoring target generator 10, a transformer 20, a power system monitoring device 100C, and measuring devices 200A-1 and 200A-2. As compared with the monitoring system 3 in the third embodiment, the monitoring system 4 includes the accident detection units 114-1 and 114-2 in the measuring devices 200A-1 and 200A-2, and the accident detection unit 114-1. The processing of the power system monitoring apparatus 100C due to the provision of 114-2 is different. Therefore, the following description will mainly focus on the accident detection units 114-1 and 114-2.

事故検出部１１４−１および１１４−２は、それぞれのアナログ入力部１１０−１、１１０−２にて取得した電圧の情報を利用して系統事故の発生を検出する。通信部１１３は、電圧のデジタルデータおよび事故検出部１１４による事故検出信号を、電力系統監視装置１００Ｃに送信する。   The accident detection units 114-1 and 114-2 detect the occurrence of a system fault by using the voltage information acquired by the analog input units 110-1 and 110-2. The communication unit 113 transmits the digital voltage data and the accident detection signal from the accident detection unit 114 to the power system monitoring apparatus 100C.

電力系統監視装置１００Ｃは、例えば、位相角検出部１２０Ｃと、記憶部１３０Ｃと、演算処理部１４０Ｃと、制御情報出力部１５０と、通信部１７０Ｃとを備える。位相角検出部１２０Ｃは、通信部１７０Ｃから得られた電力系統の電圧情報に基づいて、監視対象発電機１０および基準電気所の母線電圧の電圧位相を算出するとともに、計測装置２００−１および２００−２から受信する事故検出信号に基づいて系統事故発生を検出する。例えば、位相角検出部１２０Ｃは、計測装置２００−１および２００−２のうち、少なくとも一方から事故検出信号を受信した場合に、系統事故が発生したことを検出する。位相角変化量演算部１４１Ｃは、事故検出信号を受信した時点を基準として第１所定時間による位相角変化量を演算する。   The power system monitoring apparatus 100C includes, for example, a phase angle detection unit 120C, a storage unit 130C, an arithmetic processing unit 140C, a control information output unit 150, and a communication unit 170C. The phase angle detection unit 120C calculates the voltage phase of the bus voltage of the monitoring target generator 10 and the reference electric station based on the voltage information of the power system obtained from the communication unit 170C, and the measuring devices 200-1 and 200. -2 is detected based on the accident detection signal received from -2. For example, the phase angle detection unit 120C detects that a system fault has occurred when an accident detection signal is received from at least one of the measurement devices 200-1 and 200-2. The phase angle change amount calculation unit 141C calculates the phase angle change amount for the first predetermined time with reference to the time point when the accident detection signal is received.

図８は、第４の実施形態の位相角変化量△δｋ２、△δｇ２について説明するための図である。図８の横軸は、時刻Ｔを示し、縦軸は位相角累計値δを示す。また、図８は、基準電気所の母線電圧の位相角変化量の累計値δｇ2と、監視対象発電機１０の位相角変化量の累計値δｋ2を表している。位相角変化量演算部１４１Ｃは、事故検出信号に基づく事故発生時点を基準として、位相角変化量情報１３２Ｃに記憶された所定時間ごとの位相角変化量の値から、系統事故発生時点から第１所定時間までの位相角変化量△δｇ２、△δｋ２を演算する。また、脱調傾向判定部１４２Ｃは、位相角変化量△δｇ２、△δｋ２の差分（△δｇ２−△δｋ２）が閾値を超えるか否かを判定する。そして、脱調傾向判定部１４２Ｃは、差分が閾値を超えた場合に監視対象発電機１０が脱調傾向であると判定する。 FIG. 8 is a diagram for explaining the phase angle change amounts Δδ k2 and Δδ g2 of the fourth embodiment. The horizontal axis in FIG. 8 indicates time T, and the vertical axis indicates the accumulated phase angle value δ. FIG. 8 shows the accumulated value δ g2 of the phase angle change amount of the bus voltage of the reference electric station and the accumulated value δ k2 of the phase angle change amount of the monitoring target generator 10. The phase angle change amount calculation unit 141C starts from the time point when the system fault occurs, based on the value of the phase angle change amount for each predetermined time stored in the phase angle change amount information 132C with the accident time point based on the accident detection signal as a reference. The phase angle change amounts Δδ g2 and Δδ k2 up to a predetermined time are calculated. Also, out-of-step tendency determination unit 142C, the phase angle variation △ δ g2, △ δ k2 difference - determines whether (△ δ g2 △ δ k2) exceeds a threshold value. Then, the step-out tendency determination unit 142C determines that the monitored generator 10 has a step-out tendency when the difference exceeds the threshold value.

以上説明したように、第４の実施形態の電力系統監視装置１００Ｃによれば、第３の実施形態と同様の効果を奏する他、系統事故による脱調のみを対象とすることが可能となり、緩やかな位相変化で脱調する場合でも、閾値を超える場合には脱調傾向にあると判定して制御指令等を出力することができる。   As described above, according to the power system monitoring apparatus 100C of the fourth embodiment, the same effect as that of the third embodiment can be obtained, and only a step-out due to a system fault can be targeted. Even when stepping out with a slight phase change, if the threshold value is exceeded, it can be determined that there is a tendency to step out and a control command or the like can be output.

（第５の実施形態）
次に、電力系統監視装置の第５の実施形態について説明する。以下において、第３の実施形態の監視システム３と同様の機能を備える構成については、同一の名称および符号を用いることとし、具体的な説明は省略する。 (Fifth embodiment)
Next, a fifth embodiment of the power system monitoring apparatus will be described. In the following description, the same names and symbols are used for configurations having the same functions as those of the monitoring system 3 of the third embodiment, and a specific description thereof is omitted.

図９は、第５の実施形態の電力系統監視装置１００Ｄを備える監視システム４の構成図である。図９の監視システム５は、例えば、監視対象発電機１０と、変圧器２０と、電力系統監視装置１００Ｄと、計測装置２００Ａ−１、２００Ａ−２と、サーバ装置３００とを備える。監視システム５は、第４の実施形態における監視システム４と比較すると、サーバ装置３００を備える点、および演算処理部１４０Ｄの構成が相違する。したがって、以下では、主にサーバ装置３００および演算処理部１４０Ｄを中心に説明する。   FIG. 9 is a configuration diagram of the monitoring system 4 including the power system monitoring apparatus 100D of the fifth embodiment. The monitoring system 5 of FIG. 9 includes, for example, a monitoring target generator 10, a transformer 20, a power system monitoring device 100D, measuring devices 200A-1, 200A-2, and a server device 300. The monitoring system 5 is different from the monitoring system 4 in the fourth embodiment in that it includes a server device 300 and the configuration of the arithmetic processing unit 140D. Therefore, the following description will mainly focus on the server device 300 and the arithmetic processing unit 140D.

サーバ装置３００は、例えば、通信部３１０と、系統給電情報取得部３２０と、記憶部３３０とを備える。通信部３１０は、計測装置２００−１および２００−２と通信を行う。通信部３１０は、例えば、計測装置２００−１および２００−２からの計測情報を取得する。また、通信部３１０は、電力系統監視装置１００Ｄに給電情報３３１を送信する。通信部３１０は、例えば、ＮＩＣや無線通信モジュール等の通信インターフェースである。   The server device 300 includes, for example, a communication unit 310, a system power supply information acquisition unit 320, and a storage unit 330. The communication unit 310 communicates with the measuring devices 200-1 and 200-2. For example, the communication unit 310 acquires measurement information from the measurement devices 200-1 and 200-2. In addition, the communication unit 310 transmits power supply information 331 to the power system monitoring apparatus 100D. The communication unit 310 is a communication interface such as a NIC or a wireless communication module.

系統給電情報取得部３２０は、通信部３１０により受信した情報から計測装置２００により計測された系統ごとの給電情報を取得する。給電情報とは、例えば、電力系統に接続された発電機が脱調傾向にない状況下において、計測装置２００−１および２００−２から取得した監視対象発電機１０および基準電気所の電圧のデジタルデータである。この給電情報は、系統事故が発生する前の給電情報である。取得された給電情報は、給電情報３３１として記憶部３３０に記憶される。また、系統給電情報取得部３２０は、監視対象発電機１０と基準電気所との間の位相差情報を演算し、演算結果を記憶部３３０に記憶してもよい。   The system power supply information acquisition unit 320 acquires power supply information for each system measured by the measurement apparatus 200 from the information received by the communication unit 310. The power supply information is, for example, the digital value of the voltage of the monitoring target generator 10 and the reference electric station acquired from the measuring devices 200-1 and 200-2 in a situation where the generator connected to the power system does not tend to step out. It is data. This power supply information is power supply information before a grid fault occurs. The acquired power supply information is stored in the storage unit 330 as power supply information 331. In addition, the grid power supply information acquisition unit 320 may calculate phase difference information between the monitoring target generator 10 and the reference electrical station, and store the calculation result in the storage unit 330.

記憶部３３０は、例えば、ＲＯＭ、フラッシュメモリ、ＨＤＤ、ＳＤカード等の不揮発性の記憶媒体と、ＲＡＭ、レジスタ等の揮発性の記憶媒体とによって実現される。記憶部３３０は、例えば、給電情報３３１等の各種情報を記憶する。   The storage unit 330 is realized by, for example, a nonvolatile storage medium such as a ROM, flash memory, HDD, or SD card, and a volatile storage medium such as a RAM or a register. The storage unit 330 stores various types of information such as power supply information 331, for example.

電力系統監視装置１００Ｄは、例えば、位相角検出部１２０Ｄと、記憶部１３０Ｄと、演算処理部１４０Ｄと、制御情報出力部１５０と、通信部１７０Ｄとを備える。記憶部１３０Ｄは、位相角情報１３１Ｄと、位相角変化量情報１３２Ｄと、給電情報１３３とを備える。   The power system monitoring apparatus 100D includes, for example, a phase angle detection unit 120D, a storage unit 130D, an arithmetic processing unit 140D, a control information output unit 150, and a communication unit 170D. The storage unit 130D includes phase angle information 131D, phase angle change amount information 132D, and power supply information 133.

通信部１７０Ｄは、計測装置２００−１および２００−２から電圧のデジタルデータを受信する。また、通信部１７０Ｄは、サーバ装置３００から計測装置２００−１および２００−２の給電情報３３１を受信する。通信部１７０は、受信した給電情報を、給電情報１３３として記憶部１３０Ｄに格納する。また、通信部１７０Ｄは、サーバ装置３００から監視対象発電機１０と基準電気所との間の位相差情報を受信してもよい。   The communication unit 170D receives voltage digital data from the measuring devices 200-1 and 200-2. Further, the communication unit 170D receives the power supply information 331 of the measurement devices 200-1 and 200-2 from the server device 300. The communication unit 170 stores the received power supply information as power supply information 133 in the storage unit 130D. In addition, the communication unit 170D may receive phase difference information between the monitoring target generator 10 and the reference electrical station from the server device 300.

位相角検出部１２０Ｄは、監視対象発電機１０および基準電気所の母線電圧の電圧位相を算出するとともに、計測装置から受信する事故検出信号に基づいて系統事故発生を検出する。例えば、位相角検出部１２０Ｄは、計測装置２００−１および２００−２のうち、少なくとも一方から事故検出信号を受信した場合に、系統事故が発生したことを検出する。   The phase angle detection unit 120D calculates the voltage phase of the bus voltage of the monitoring target generator 10 and the reference electric station, and detects the occurrence of a system fault based on the fault detection signal received from the measurement device. For example, the phase angle detection unit 120D detects that a system fault has occurred when an accident detection signal is received from at least one of the measuring devices 200-1 and 200-2.

また、演算処理部１４０Ｄは、例えば、位相角変化量演算部１４１Ｄと、脱調傾向判定部１４２Ｄと、事故前位相差演算部１４３と、事故検出時位相角検出部１４４と、演算タイミング補正部１４５とを備える。   Further, the calculation processing unit 140D includes, for example, a phase angle change amount calculation unit 141D, a step-out tendency determination unit 142D, a pre-accident phase difference calculation unit 143, an accident detection phase angle detection unit 144, and a calculation timing correction unit. 145.

事故前位相差演算部１４３は、記憶部１３０Ｄに記憶された発電機が脱調傾向にない状況下における給電情報による位相差と等しい位相差となるように、基準電気所の母線電圧の電圧位相および監視対象発電機１０の電圧位相のタイミングを補正する時刻ｔ１およびｔ２を演算する。例えば、事故前位相差演算部１４３は、系統事故の検出時点から所定時間前の基準電気所の母線電圧の電圧位相と監視対象発電機１０の電圧位相との差を演算する。また、事故前位相差演算部１４３は、事故検出部１１４から事故検出信号により系統事故を検出した場合に、記憶部１３０Ｄの給電情報１３３に記憶された給電情報の電圧位相差と、事故検出時点により一窓長内において基準電気所の母線電圧の電圧位相（△δｋ（ｔ１））および監視対象発電機１０の電圧位相（δｇ（ｔ２））との差（δｇ（ｔ２）−△δｋ（ｔ１））がほぼ等しくなるｔ１，ｔ２を算出する。 The pre-accident phase difference calculation unit 143 has a voltage phase of the bus voltage of the reference electric station so that the phase difference equal to the phase difference based on the power supply information in a situation where the generator stored in the storage unit 130D does not tend to step out. And the time t1 and t2 which correct | amend the timing of the voltage phase of the monitoring object generator 10 are calculated. For example, the pre-accident phase difference calculation unit 143 calculates the difference between the voltage phase of the bus voltage at the reference electrical station and the voltage phase of the monitoring target generator 10 a predetermined time before the detection time of the system fault. Further, the pre-accident phase difference calculation unit 143, when detecting a system fault from the accident detection signal from the accident detection unit 114, the voltage phase difference of the power supply information stored in the power supply information 133 of the storage unit 130D and the accident detection time point The difference (δ g (t2) −Δ between the voltage phase (Δδ k (t1) ) of the bus voltage of the reference electrical station and the voltage phase (δ g (t2) ) of the monitored generator 10 within one window length. t1 and t2 at which [delta] k (t1) ) are substantially equal are calculated.

事故検出時位相角検出部１４４は、事故検出部１１４にて系統事故を検出後、記憶部１３０Ｄの位相角情報１３１Ｄに記憶された電圧位相の測定結果に基づいて、基準電気所の母線電圧の系統事故発生時の位相角（δｇ（ｔ））と、監視対象発電機１０の系統事故発生時との位相角（δｋ（ｔ））を算出する。 The accident detection phase angle detection unit 144 detects a system fault in the accident detection unit 114, and then, based on the voltage phase measurement result stored in the phase angle information 131D of the storage unit 130D, determines the bus voltage of the reference electrical station. phase angle when a system fault occurs and (δ g (t)), calculates the phase angle of the time system fault occurs in the monitoring target generator 10 (δ k (t)).

演算タイミング補正部１４５は、位相角情報１３１Ｄに記憶された電圧位相の測定結果を、事故前位相差演算部１４３にて演算されたｔ１，ｔ２を用いて、事故発生時の時刻をｔ０としたときに、基準電気所の母線電圧の電圧位相のタイミングをｔ１だけ遅らせるとともに、監視対象発電機１０の電圧位相のタイミングをｔ２だけ遅らせる。また、演算タイミング補正部１４５は、タイミングを遅らせた位相角を、最新の位相として位相角変化量演算部１４１Ｄに出力する。   The calculation timing correction unit 145 uses the voltage phase measurement result stored in the phase angle information 131D as the time t0 when the accident occurs using the t1 and t2 calculated by the pre-accident phase difference calculation unit 143. Sometimes, the timing of the voltage phase of the bus voltage of the reference electrical station is delayed by t1, and the timing of the voltage phase of the monitored generator 10 is delayed by t2. In addition, the calculation timing correction unit 145 outputs the phase angle whose timing is delayed to the phase angle change amount calculation unit 141D as the latest phase.

位相角変化量演算部１４１Ｄは、演算タイミング補正部１４５から入力された位相角を用いて、位相角変化量△δｋ、△δｇとして計算する。脱調傾向判定部１４２Ｄは、記憶部１３０Ｄの位相角変化量情報１３２Ｄに記憶された位相角変化量△δｋ、△δｇを用いて、その差分（△δｇ−△δｋ）が閾値を超えるか否かを判定する。 The phase angle change amount calculation unit 141D calculates the phase angle change amounts Δδ k and Δδ g using the phase angle input from the calculation timing correction unit 145. Out-of-step tendency determination unit 142D, the phase angle variation stored in the phase angle variation information 132D of the storage unit 130D △ [delta] k, using △ [delta] g, the difference (△ δ g - △ δ k ) is the threshold It is determined whether or not.

図１０は、第５の実施形態の位相角変化量△δｋ、△δｇについて説明するための図である。図１０の横軸は、時間Ｔを示し、縦軸は、位相角変化量δを示す。脱調傾向判定部１４２Ｄは、事故発生時点を基準（ｔ＝０）として、第１所定時間経過後における位相角変化量△δｋ、△δｇの差分（△δｇ−△δｋ）が閾値以上である場合に、監視対象発電機１０が脱調傾向にあると判定する。 FIG. 10 is a diagram for explaining the phase angle change amounts Δδ k and Δδ g of the fifth embodiment. The horizontal axis in FIG. 10 indicates time T, and the vertical axis indicates the phase angle change amount δ. The out-of-step tendency determination unit 142D uses the accident occurrence time as a reference (t = 0), and the difference (Δδ g −Δδ k ) between the phase angle change amounts Δδ k and Δδ g after the first predetermined time has elapsed. When it is equal to or greater than the threshold value, it is determined that the monitored generator 10 is in a step-out tendency.

以上説明したように、第５の実施形態の電力系統監視装置１００Ｄによれば、第４の実施形態と同様の効果を奏する他、給電情報で求めた位相差を用いて基準電気所と監視対象発電機の電圧位相の計測を開始するタイミングの時刻差を補正し、補正後の位相角変化量を計算することで、脱調傾向判定の時間的誤差を少なくすることができる。これにより、位相差検出の精度を向上させることができる。なお、上述した第１〜第５の実施形態は、それぞれ他の実施形態の一部または全部と組み合わせてもよい。   As described above, according to the power system monitoring apparatus 100D of the fifth embodiment, in addition to the same effects as those of the fourth embodiment, the reference electric station and the monitoring target are obtained using the phase difference obtained from the feeding information. By correcting the time difference of the timing for starting the measurement of the voltage phase of the generator and calculating the corrected phase angle change amount, it is possible to reduce the time error of the out-of-step tendency determination. Thereby, the precision of phase difference detection can be improved. The first to fifth embodiments described above may be combined with some or all of the other embodiments.

以上説明した少なくとも一つの実施形態によれば、監視対象発電機１０の電圧位相を測定するアナログ入力部１１０および位相角検出部１２０と、アナログ入力部１１０および位相角検出部１２０により測定された電圧位相の測定結果を記憶する記憶部１３０と、記憶部１３０に記憶された電圧位相の測定結果に基づいて、第１所定時間における位相角変化量を演算する位相角変化量演算部１４１と、位相角変化量演算部１４１により演算された位相角変化量に基づいて、監視対象発電機１０が脱調傾向にあるか否かを判定する脱調傾向判定部１４２とを持つことにより、同期制御を必要とせず、発電機の脱調傾向を判定することができる。   According to at least one embodiment described above, the analog input unit 110 and the phase angle detection unit 120 that measure the voltage phase of the monitored generator 10, and the voltage measured by the analog input unit 110 and the phase angle detection unit 120. A storage unit 130 that stores a phase measurement result, a phase angle change amount calculation unit 141 that calculates a phase angle change amount in a first predetermined time based on a voltage phase measurement result stored in the storage unit 130, and a phase By having a step-out tendency determining unit 142 that determines whether or not the monitored generator 10 has a step-out tendency based on the phase angle change amount calculated by the angle change amount calculating unit 141, the synchronous control is performed. Without needing, the out-of-step tendency of the generator can be determined.

本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれると同様に、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれるものである。   Although several embodiments of the present invention have been described, these embodiments are presented by way of example and are not intended to limit the scope of the invention. These embodiments can be implemented in various other forms, and various omissions, replacements, and changes can be made without departing from the spirit of the invention. These embodiments and their modifications are included in the scope and gist of the invention, and are also included in the invention described in the claims and the equivalents thereof.

１〜５…監視システム、１０…監視対象発電機、２０…変圧器、１００…電力系統監視装置、１１０…アナログ入力部、１１１…入力部、１１２…Ａ／Ｄ変換部、１１３、１７０、３１０…通信部、１１４、１６０…事故検出部、１２０…位相角検出部、１３０、３３０…記憶部、１３１…位相角情報、１３２…位相角変化量情報、１３３…給電情報、１４０…演算処理部、１４１…位相角変化量演算部、１４２…脱調傾向判定部、１４３…事故前位相差演算部、１４４…事故検出時位相角検出部、１４５…演算タイミング補正部、１５０…制御情報出力部、２００…計測装置、３００…サーバ装置、３２０…系統給電情報取得部   DESCRIPTION OF SYMBOLS 1-5 ... Monitoring system, 10 ... Monitored generator, 20 ... Transformer, 100 ... Electric power system monitoring apparatus, 110 ... Analog input part, 111 ... Input part, 112 ... A / D conversion part, 113, 170, 310 ... Communication unit 114, 160 ... Accident detection unit 120 ... Phase angle detection unit 130, 330 ... Storage unit 131 ... Phase angle information 132 ... Phase angle change amount information 133 ... Power supply information 140 ... Calculation processing unit , 141 ... phase angle change amount calculation unit, 142 ... step-out tendency determination unit, 143 ... pre-accident phase difference calculation unit, 144 ... accident-detection phase angle detection unit, 145 ... calculation timing correction unit, 150 ... control information output unit , 200 ... measuring device, 300 ... server device, 320 ... system power supply information acquisition unit

Claims (11)

監視対象の発電機の電圧位相を測定する測定部と、
前記測定部により測定された前記電圧位相の測定結果を記憶する記憶部と、
前記記憶部に記憶された前記電圧位相の測定結果に基づいて、第１所定時間における位相角変化量を演算する位相角変化量演算部と、
前記位相角変化量演算部により演算された位相角変化量に基づいて、前記発電機が脱調傾向にあるか否かを判定する判定部と、
を備える電力系統監視装置。 A measurement unit that measures the voltage phase of the generator to be monitored;
A storage unit for storing the measurement result of the voltage phase measured by the measurement unit;
A phase angle change amount calculation unit for calculating a phase angle change amount at a first predetermined time based on the measurement result of the voltage phase stored in the storage unit;
A determination unit that determines whether or not the power generator tends to step out based on the phase angle variation calculated by the phase angle variation calculator;
A power system monitoring device comprising: 前記判定部は、前記位相角変化量演算部により演算された位相角変化量が閾値を超えた場合に、前記発電機が脱調傾向にあると判定する、
請求項１に記載の電力系統監視装置。 The determination unit determines that the generator is out of step when the phase angle change amount calculated by the phase angle change amount calculation unit exceeds a threshold value.
The power system monitoring apparatus according to claim 1. 前記位相角変化量演算部は、前記第１所定時間よりも短い第２所定時間における位相角変化量を繰り返し演算して累計することで、前記第１所定時間における位相角変化量を取得する、
請求項１または２に記載の電力系統監視装置。 The phase angle change amount calculation unit obtains the phase angle change amount in the first predetermined time by repeatedly calculating and accumulating the phase angle change amount in a second predetermined time shorter than the first predetermined time.
The power system monitoring apparatus according to claim 1 or 2. 前記測定部により測定された前記電圧位相の測定結果を用いて、系統事故を検出する事故検出部を、更に備え、
前記位相角変化量演算部は、前記事故検出部により系統事故が検出された時点を基準に、第１所定時間における位相角変化量を演算する、
請求項１から３のうち、何れか１項に記載の電力系統監視装置。 Using the measurement result of the voltage phase measured by the measurement unit, further comprising an accident detection unit for detecting a system fault,
The phase angle change amount calculation unit calculates a phase angle change amount at a first predetermined time based on a time point when a system fault is detected by the accident detection unit,
The power system monitoring apparatus according to any one of claims 1 to 3. 前記判定部は、前記第１所定時間における基準波形の位相角変化量と前記測定部により測定された位相波形との変化量との差分が閾値以上である場合に、前記発電機が脱調傾向にあると判定する、
請求項１から４のうち、何れか１項に記載の電力系統監視装置。 When the difference between the change amount of the reference waveform phase angle in the first predetermined time and the change amount of the phase waveform measured by the measurement unit is greater than or equal to a threshold value, the determination unit tends to step out. It is determined that
The power system monitoring apparatus according to any one of claims 1 to 4. 前記位相角変化量演算部は、予め設定された理想とする電圧位相の波形を前記基準波形として扱う、
請求項５に記載の電力系統監視装置。 The phase angle change amount calculation unit treats a preset voltage phase waveform as an ideal as the reference waveform,
The power system monitoring apparatus according to claim 5. 前記測定部は、前記発電機の電圧位相と、基準となる電気所の電圧位相とを測定し、
前記記憶部は、前記発電機の電圧位相と、前記電気所の電圧位相との測定結果を記憶し、
前記位相角変化量演算部は、前記記憶部に記憶された前記電気所の電圧位相を前記基準波形として扱う、
請求項５に記載の電力系統監視装置。 The measurement unit measures the voltage phase of the generator and the voltage phase of a reference electric station,
The storage unit stores measurement results of the voltage phase of the generator and the voltage phase of the electric station,
The phase angle change amount calculation unit treats the voltage phase of the electrical station stored in the storage unit as the reference waveform,
The power system monitoring apparatus according to claim 5. 前記測定部により測定された前記電圧位相の測定結果を用いて、系統事故を検出する事故検出部を、更に備え、
前記位相角変化量演算部は、前記電気所の電圧位相のうち、前記事故検出部により系統事故が検出された時点から第１所定時間の電圧位相を前記基準波形として扱う、
請求項７に記載の電力系統監視装置。 Using the measurement result of the voltage phase measured by the measurement unit, further comprising an accident detection unit for detecting a system fault,
The phase angle change amount calculation unit treats a voltage phase of a first predetermined time from the time point when a system fault is detected by the fault detection unit as the reference waveform among the voltage phases of the electric station,
The power system monitoring apparatus according to claim 7. 前記系統事故の検出時点から所定時間前の前記電気所の母線電圧の電圧位相と前記発電機の電圧位相との差を演算する事故前位相差演算部と、
前記電気所の母線電圧の系統事故発生時の位相角と、前記発電機の系統事故発生時の位相角を検出する事故検出時位相角検出部と、
前記事故前位相差演算部により得られる所定時間前の前記電気所の母線電圧の電圧位相と前記発電機の電圧位相との差と、前記事故検出時位相角検出部により得られる母線電圧の系統事故発生時の位相角および前記発電機の系統事故発生時の位相角とに基づいて、前記位相角変化量演算部における演算を開始するタイミングを補正する演算タイミング補正部と、を更に備える、
請求項８に記載の電力系統監視装置。 A pre-accident phase difference calculation unit that calculates a difference between a voltage phase of the bus voltage of the electric station and a voltage phase of the generator a predetermined time before the detection time of the system fault;
A phase angle at the time of a system fault occurrence of the bus voltage of the electric station, and a phase angle detection unit at the time of accident detection for detecting a phase angle at the time of a system fault occurrence of the generator,
The difference between the voltage phase of the bus voltage at the electric station and the voltage phase of the generator obtained by the phase difference calculation unit before the accident, and the bus voltage system obtained by the phase angle detection unit at the time of the accident detection A calculation timing correction unit that corrects the timing at which the calculation in the phase angle change calculation unit is started based on the phase angle at the time of occurrence of the accident and the phase angle at the time of occurrence of the system fault of the generator;
The power system monitoring apparatus according to claim 8. 前記判定部による判定結果に関する前記発電機への制御情報を出力する制御情報出力部を、更に備える、
請求項１から９のうち、何れか１項に記載の電力系統監視装置。 A control information output unit that outputs control information to the generator related to a determination result by the determination unit;
The power system monitoring apparatus according to any one of claims 1 to 9. コンピュータが、
監視対象の発電機の電圧位相を測定し、
測定された前記電圧位相の測定結果を記憶部に記憶し、
前記記憶部に記憶された前記電圧位相の測定結果に基づいて、第１所定時間における位相角変化量を演算し、
演算された前記位相角変化量に基づいて、前記発電機が脱調傾向にあるか否かを判定する、
電力系統監視方法。 Computer
Measure the voltage phase of the generator to be monitored,
Store the measurement result of the measured voltage phase in the storage unit,
Based on the measurement result of the voltage phase stored in the storage unit, the phase angle change amount in the first predetermined time is calculated,
Based on the calculated amount of change in the phase angle, it is determined whether or not the generator has a tendency to step out,
Power system monitoring method.
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