JP6914713B2 - 電力系統監視装置、および電力系統監視方法 - Google Patents

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。

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。

特開平８−３３２０８号公報

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。

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。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。

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。 位相角変化量演算部１４１の演算内容を説明するための図。 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。 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。 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。 第３の実施形態の位相角変化量△δ_ｇ１、△δ_ｋ１について説明するための図。 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。 第４の実施形態の位相角変化量△δ_ｋ２、△δ_ｇ２について説明するための図。 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。 第５の実施形態の位相角変化量△δ_ｋ、△δ_ｇについて説明するための図。

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。

（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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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）。

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。

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。

（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。

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。

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。

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。

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。

（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。

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。

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。

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。

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。

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。

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△δ_ｇ１、△δ_ｋ１を算出する。ここで、位相角変化量△δ_ｇ１、△δ_ｋ１と、位相角変化量△θとは、例えば「△δ_ｇ１−△δ_ｋ１＝∫Δθｄｔ」の関係が成り立つ。

図６は、第３の実施形態の位相角変化量△δ_ｇ１、△δ_ｋ１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δ_ｇ１と、監視対象発電機１０の位相角変化量の累計値δ_ｋ１を表している。

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（△δ_Ｋ１）、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（△δ_ｇ１）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。

脱調傾向判定部１４２Ｂは、所定時間ごとの位相角変化量△δ_ｋ１、△δ_ｇ１を用いて、その差分（△δ_ｇ１−△δ_ｋ１）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Δδ_ｋ１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。

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。

（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。

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。

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。

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。

図８は、第４の実施形態の位相角変化量△δ_ｋ２、△δ_ｇ２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δ_ｇ2と、監視対象発電機１０の位相角変化量の累計値δ_ｋ2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△δ_ｇ２、△δ_ｋ２を演算する。また、脱調傾向判定部１４２Ｃは、位相角変化量△δ_ｇ２、△δ_ｋ２の差分（△δ_ｇ２−△δ_ｋ２）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。

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。

（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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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（△δ_{ｋ（ｔ１）}）および監視対象発電機１０の電圧位相（δ_{ｇ（ｔ２）}）との差（δ_{ｇ（ｔ２）}−△δ_{ｋ（ｔ１）}）がほぼ等しくなるｔ１，ｔ２を算出する。

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（δ_ｇ（ｔ））と、監視対象発電機１０の系統事故発生時との位相角（δ_ｋ（ｔ））を算出する。

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。

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△δ_ｋ、△δ_ｇ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△δ_ｋ、△δ_ｇを用いて、その差分（△δ_ｇ−△δ_ｋ）が閾値を超えるか否かを判定する。

図１０は、第５の実施形態の位相角変化量△δ_ｋ、△δ_ｇ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△δ_ｋ、△δ_ｇの差分（△δ_ｇ−△δ_ｋ）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。

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。

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。

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。

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

Claims (10)

1. 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、
   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、
   電力系統監視装置。
2. 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。
3. 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または２に記載の電力系統監視装置。
4. 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３のうち、何れか１項に記載の電力系統監視装置。
5. 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４に記載の電力系統監視装置。
6. 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４に記載の電力系統監視装置。
7. 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６に記載の電力系統監視装置。
8. 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７に記載の電力系統監視装置。
9. 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８のうち、何れか１項に記載の電力系統監視装置。
10. 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し、
    更に前記第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、
    電力系統監視方法。

Images