特許 6397249 電力システムにおける動揺角推定のためのシステムおよび方法

(19)【発行国】日本国特許庁(JP)

(12)【公報種別】特許公報(B2)

(11)【特許番号】6397249

(24)【登録日】2018年9月7日

(45)【発行日】2018年9月26日

(54)【発明の名称】電力システムにおける動揺角推定のためのシステムおよび方法

(51)【国際特許分類】

   H02J 3/00 20060101AFI20180913BHJP

   H02J 3/24 20060101ALI20180913BHJP

【ＦＩ】

   H02J3/00 170

   H02J3/24

【請求項の数】15

【外国語出願】

【全頁数】26

(21)【出願番号】特願2014-154365(P2014-154365)

(22)【出願日】2014年7月30日

(65)【公開番号】特開2015-37378(P2015-37378A)

(43)【公開日】2015年2月23日

【審査請求日】2017年7月14日

(31)【優先権主張番号】13/968,684

(32)【優先日】2013年8月16日

(33)【優先権主張国】US

(73)【特許権者】

【識別番号】390041542

【氏名又は名称】ゼネラル・エレクトリック・カンパニイ

(74)【代理人】

【識別番号】100137545

【弁理士】

【氏名又は名称】荒川 聡志

(74)【代理人】

【識別番号】100105588

【弁理士】

【氏名又は名称】小倉 博

(74)【代理人】

【識別番号】100129779

【弁理士】

【氏名又は名称】黒川 俊久

(74)【代理人】

【識別番号】100113974

【弁理士】

【氏名又は名称】田中 拓人

(72)【発明者】

【氏名】ヤン・パン

(72)【発明者】

【氏名】ウィリアム・ジェームズ・プレマーラニ

【審査官】 赤穂 嘉紀

(56)【参考文献】

【文献】 特開平０９−０４６９０８（ＪＰ，Ａ）

【文献】 特開平１１−２８９６６９（ＪＰ，Ａ）

【文献】 特開昭６１−１７０６６７（ＪＰ，Ａ）

【文献】 特開平１０−２５７６７４（ＪＰ，Ａ）

【文献】 特開平０８−２６５９７９（ＪＰ，Ａ）

【文献】 特開平１０−３３６８８３（ＪＰ，Ａ）

(58)【調査した分野】（Int.Cl.，ＤＢ名）

Ｈ０２Ｊ ３／００−５／００

(57)【特許請求の範囲】

【請求項1】

発電端発電機の内部電圧（Ｅ_Ｓ）と受電端発電機の内部電圧（Ｅ_Ｒ）の間の動揺角の少なくとも第１の範囲に対して、
（ｉ）前記発電端発電機の電圧振幅（Ｖ_Ｓ）を取得するステップと、
（ｉｉ）前記発電端発電機の電流振幅（Ｉ_Ｓ）を取得するステップと、
（ｉｉｉ）前記発電端発電機と前記受電端発電機の間の全リアクタンス（Ｘ）を推定するステップと、
（ｉｖ）前記取得したＶ_Ｓ、前記取得したＩ_Ｓ、および前記推定したＸの関数として、前記Ｅ_Ｓと前記Ｅ_Ｒの間の第１の動揺角（θ）を推定するステップと、
（ｖ）前記推定したθに基づいて電力動揺状態を検出するステップと、
（ｖｉ）前記取得したＩ_Ｓを電流閾値（Ｉ_ｍｉｎ）と比較するステップと、
（ｖｉｉ）前記取得したＩ_Ｓが前記Ｉ_ｍｉｎ以上であるときに、ステップ（ｉｖ）、および（ｖ）を実行するステップと、
を含み、
前記取得したＩ_Ｓが前記Ｉ_ｍｉｎ未満であるときに、前記Ｅ_Ｓと前記Ｅ_Ｒの間の動揺角の少なくとも第２の範囲に対して、
前記取得したＶ_Ｓおよび前記取得したＩ_Ｓに基づいて有効電力値（Ｐ）を確定し、
前記発電端発電機から前記受電端発電機に伝送された電力の最大振幅（Ｐ_ｍａｘ）を確定し、
前記確定されたＰおよび前記確定されたＰ_ｍａｘの関数として、前記Ｅ_Ｓと前記Ｅ_Ｒの間の第２の動揺角（θ_１）を推定し、および
前記推定したθ_１に基づいて前記電力動揺状態を検出する、
方法。

【請求項2】

前記ステップ（ｉｉｉ）が、前記電力動揺状態時に確定された電流の最大振幅（Ｉ_ｍａｘ）、および前記電力動揺状態時に確定された有効電力の最大振幅（Ｐ_ｍａｘ）の関数として前記Ｘを推定するステップを含む、請求項１記載の方法。

【請求項3】

前記Ｖ_Ｓと前記Ｉ_Ｓの間の負荷角（α）を取得するステップをさらに含む、請求項１または２に記載の方法。

【請求項4】

前記ステップ（ｉｖ）が、前記取得したαの関数として前記θを推定するステップを含む、請求項３に記載の方法。

【請求項5】

前記取得したＶ_Ｓおよび前記取得したＩ_Ｓに基づいて有効電力値（Ｐ）を確定するステップと、
前記取得したＩ_Ｓおよび前記推定したＸに基づいて無効電力値（Ｑ）を確定するステップと、
前記確定されたＰおよび前記確定されたＱの関数として動揺角の変化率

【数1】

を推定するステップと
をさらに含む、請求項１から４のいずれかに記載の方法。

【請求項6】

前記ステップ（ｖ）が、前記推定した

【数2】

に基づいて前記電力動揺状態を検出するステップを含む、請求項５に記載の方法。

【請求項7】

電力動揺検出装置であって、
発電端発電機の内部電圧（Ｅ_Ｓ）と受電端発電機の内部電圧（Ｅ_Ｒ）の間の動揺角の少なくとも第１の範囲に対して、
前記発電端発電機の電圧振幅（Ｖ_Ｓ）を取得するように構成された電圧確定モジュールと、
前記発電端発電機の電流振幅（Ｉ_Ｓ）を取得するように構成された電流確定モジュールと、
前記発電端発電機と前記受電端発電機の間の全リアクタンス（Ｘ）を推定するように構成されたリアクタンス推定モジュールと、
前記取得したＶ_Ｓ、前記取得したＩ_Ｓ、および前記推定したＸの関数として、前記Ｅ_Ｓと前記Ｅ_Ｒの間の第１の動揺角（θ）を推定するように構成された動揺角推定モジュールと、
前記推定したθに基づいて電力動揺状態を検出するように構成された検出モジュールと、
前記取得したＩ_Ｓを電流閾値（Ｉ_ｍｉｎ）と比較するように構成された比較モジュールであって、前記取得したＩ_Ｓが前記Ｉ_ｍｉｎ未満であるときに、非活動化信号を前記動揺角推定モジュールおよび検出モジュールに、それらの非活動化のために送るように構成された比較モジュールと、
を備え、
前記取得したＩ_Ｓが前記Ｉ_ｍｉｎ未満であるときに、前記Ｅ_Ｓと前記Ｅ_Ｒの間の動揺角の少なくとも第２の範囲に対して、
前記取得したＶ_Ｓおよび前記取得したＩ_Ｓに基づいて有効電力値（Ｐ）を確定するように構成された有効電力確定モジュールと、
前記発電端発電機から前記受電端発電機に伝送された電力の最大振幅（Ｐ_ｍａｘ）を確定するように構成された最大電力確定モジュールと
をさらに備え、
前記動揺角推定モジュールは、前記確定されたＰおよび前記確定されたＰ_ｍａｘの関数として、前記Ｅ_Ｓと前記Ｅ_Ｒの間の第２の動揺角（θ_１）を推定するように構成され、
前記検出モジュールは、前記推定したθ_１に基づいて前記電力動揺状態を検出するように構成される、
電力動揺検出装置。

【請求項8】

前記リアクタンス推定モジュールが、前記電力動揺状態時に確定された電流の最大振幅（Ｉ_ｍａｘ）、および前記電力動揺状態時に確定された有効電力の最大振幅（Ｐ_ｍａｘ）の関数として前記Ｘを推定するように構成される、請求項７に記載の電力動揺検出装置。

【請求項9】

前記Ｖ_Ｓと前記Ｉ_Ｓの間の負荷角（α）を取得するように構成された負荷角確定モジュールをさらに備える、請求項７または８に記載の電力動揺検出装置。

【請求項10】

前記動揺角推定モジュールが、前記取得したαの関数として前記θを推定するように構成される、請求項９に記載の電力動揺検出装置。

【請求項11】

前記取得したＶ_Ｓおよび前記取得したＩ_Ｓに基づいて有効電力値（Ｐ）を確定するように構成された有効電力確定モジュールと、
前記取得したＩ_Ｓおよび前記推定したＸに基づいて無効電力値（Ｑ）を確定するように構成された無効電力確定モジュールと、
をさらに備え、
前記動揺角推定モジュールは、前記確定されたＰおよび前記確定されたＱの関数として動揺角の変化率

【数3】

を推定するように構成される、
請求項７から１０のいずれかに記載の電力動揺検出装置。

【請求項12】

前記検出モジュールが、前記推定した

【数4】

に基づいて前記電力動揺状態を検出するように構成される、請求項１１に記載の電力動揺検出装置。

【請求項13】

受電端発電機と、
前記受電端発電機に電気的に結合されるように構成された発電端発電機と、
電力動揺検出装置であって、
前記発電端発電機の内部電圧（Ｅ_Ｓ）と前記受電端発電機の内部電圧（Ｅ_Ｒ）の間の動揺角の少なくとも第１の範囲に対して、
前記発電端発電機の電圧振幅（Ｖ_Ｓ）を取得するように構成された電圧確定モジュールと、
前記発電端発電機の電流振幅（Ｉ_Ｓ）を取得するように構成された電流確定モジュールと、
前記発電端発電機と前記受電端発電機の間の全リアクタンス（Ｘ）を推定するように構成されたリアクタンス推定モジュールと、
前記取得したＶ_Ｓ、前記取得したＩ_Ｓ、および前記推定したＸの関数として、前記Ｅ_Ｓと前記Ｅ_Ｒの間の第１の動揺角（θ）を推定するように構成された動揺角推定モジュールと、
前記推定したθに基づいて電力動揺状態を検出するように構成された検出モジュールと、
を備える、電力動揺検出装置と、
を備え、
前記Ｅ_Ｓと前記Ｅ_Ｒの間の動揺角の少なくとも第２の範囲に対して、前記電力動揺検出装置は、
前記取得したＩ_Ｓを電流閾値（Ｉ_ｍｉｎ）と比較するように構成された比較モジュールと、
前記取得したＩ_Ｓが前記Ｉ_ｍｉｎ未満であるときに、
前記取得したＶ_Ｓおよび前記取得したＩ_Ｓに基づいて有効電力値（Ｐ）を確定するように構成された有効電力確定モジュールと、
前記発電端発電機から前記受電端発電機に伝送された電力の最大振幅（Ｐ_ｍａｘ）を確定するように構成された最大電力確定モジュールと
をさらに備え、
前記動揺角推定モジュールは、前記確定されたＰおよび前記確定されたＰ_ｍａｘの関数として、前記Ｅ_Ｓと前記Ｅ_Ｒの間の第２の動揺角（θ_１）を推定するように構成され、
前記検出モジュールは、前記推定したθ_１に基づいて前記電力動揺状態を検出するように構成される、
電力システム。

【請求項14】

前記動揺角推定モジュールが、前記Ｖ_Ｓと前記Ｉ_Ｓの間の負荷角（α）の関数として前記θを推定するように構成される、請求項１３に記載の電力システム。

【請求項15】

前記電力動揺検出装置が、
前記取得したＶ_Ｓおよび前記取得したＩ_Ｓに基づいて有効電力値（Ｐ）を確定するように構成された有効電力確定モジュールと、
前記取得したＩ_Ｓおよび前記推定したＸに基づいて無効電力値（Ｑ）を確定するように構成された無効電力確定モジュールと
をさらに備え、
前記動揺角推定モジュールは、前記確定されたＰおよび前記確定されたＱの関数として動揺角の変化率

【数5】

を推定するように構成され、前記検出モジュールは、前記推定した

【数6】

に基づいて前記電力動揺状態を検出するように構成される、
請求項１３または１４に記載の電力システム。

【発明の詳細な説明】

【技術分野】

【0001】

本発明は、電力動揺推定のための方法、装置およびシステムに関する。

【背景技術】

【0002】

電力システムは、システムに対する、発生される有効電力と消費される有効電力との間に平衡が存在するときは、定常状態の条件下で動作する。電力システム擾乱は機械ロータ角度の振動を引き起こす場合があり、これにより結果として、システム発電機の内部電圧が互いに対してスリップするときに電力動揺などの状態が生じ得る。電力システム障害、ライン切替え、発電機切断、または大きな負荷の喪失もしくは突然の印加が、電力システムにおいて電力動揺事象を引き起こし得るシステム擾乱の例である。擾乱および電力システム制御処置の程度に応じてシステムは安定状態に戻る場合があり、または負荷角の大きな分離を受け、最終的に同期を失う場合がある。安定または不安定な大きな電力動揺により、システム内の異なる場所において望ましくない継電動作が生じる場合があり、これはシステム擾乱を悪化させ、結果として重大な電源異常または停電が生じ得る。

【0003】

さらに、不安定な電力動揺の影響として、電力システム内の相互接続された発電機の非同期動作により、回路遮断器の制御されないトリップを起動する場合があり、結果として機器の損傷が生じ、公益事業者に対する安全上の懸念をもたらす。したがって広範囲に及ぶ機器の損傷およびシステムの重要部分の運転停止を避けるために、非同期なシステム領域は速やかにかつ動的に互いから分離することが必要となり得る。これらのリスクを抑制するために、スリップサイクルの半分以内で、システムの残りから発電機を隔離するために、発電機継電器などの、国際標準による最適な発電機保護装置を配置することが必要である。国際標準を満たす必要性は、選択的および信頼性のある継電動作を確実にするための保護技術者に対する課題となる。

【0004】

従来の継電手法では、電力動揺を検出するために、発電機端子において求められたシステムインピーダンスにおける変動が分析される。電力動揺ブロック（ＰＳＢ）、および同期外れトリップ（ＯＳＴ）を含む、様々なインピーダンスをベースとする保護手法が現在用いられている。しかしながらこれらの保護手法は、選択的および信頼性のある継電動作のための最適な設定に至るためには、広範囲の電力システム安定性の考察が必要になり得る。保護技術者は通常、システム構成または動作ダイナミクス、たとえば導入段階時に、または動的に運用段階時に、伝送および分配レイアウトにおける変化に対応するように適合されない予備的な設定を用いる。広範囲の考察および動的でない事前の設定は結果として、選択的に、確実に、かつ高信頼度で電力動揺を検出し、このような事象時に発電機を隔離することができない保護装置となり得る。

【0005】

他の知られている継電手法は、電力動揺を検出するために動揺中心電圧（ＳＣＶ）を推定する。このような手法は、リアルタイムの電力システムのダイナミックスが考慮されない近似推定を用いる。いくつかの継電手法ではＳＣＶ推定のために、発電端から遠隔の場所にある受電端における１つまたは複数の発電機から、発電端においてデータを取得するために、光ファイバまたは全地球測位システム（ＧＰＳ）通信などの高速通信ネットワークが用いられる。しかしながらこのような手法は、高速通信ネットワークの実装および保守に関連するコストによる経済的な課題を有する。ＳＣＶのためのいくつかの手法は、電力動揺を検出するために、発電機の内部電圧と端子電圧との間のロータ角度を直接測定する。直接の測定値がない場合は、電力動揺状態を判断することは難しい。

【0006】

１つの知られているＳＣＶ手法では、２電源等価システムのＳＣＶと動揺角（θ）との間の関係は、以下の式により求めることができる。

【0007】

【数1】

【0008】

ただしＥは、発電端発電機の内部電圧である。

【0009】

このような手法では電力動揺は、ＳＣＶの変化率を計算することによって検出することができる。ＳＣＶの時間導関数は以下の式によって表される。

【0010】

【数2】

【0011】

この式では、ｓｉｎ（θ／２）が１に近い場合は、θは１８０°前後（たとえば９０°と１８０°の間）となる。したがって上記の式は、θの値が１８０°前後のときに、電力動揺を検出するために用いることができる。しかしながら０°と９０°の間のθの値の場合は、上記の式では結果としてｓｉｎ（θ／２）がゼロに近くなる。言い換えればこの手法は、θの値のより小さい範囲（たとえば０°から９０°の間）の場合は適さない。

【先行技術文献】

【特許文献】

【0012】

【特許文献1】米国特許第８３６９０５５号明細書

【発明の概要】

【0013】

一実施形態によれば、発電端発電機の内部電圧（Ｅ_S）と受電端発電機の内部電圧（Ｅ_R）との間の動揺角の、少なくとも第１の範囲に対して電力動揺を検出する方法が提供される。本方法は、発電端発電機の電圧振幅（Ｖ_S）、および発電端発電機の電流振幅（Ｉ_S）を取得するステップを含む。本方法はさらに、発電端発電機と受電端発電機との間の全リアクタンス（Ｘ）を推定するステップと、取得したＶ_S、取得したＩ_S、および推定したＸの関数として、Ｅ_SとＥ_Rとの間の第１の動揺角（θ）を推定するステップとを含む。本方法はさらに、推定したθに基づいて電力動揺状態を検出するステップを含む。

【0014】

本発明の実施形態の上記その他の特徴および態様は、諸図面を通して同様な文字は同様な部分を表す添付の図面を参照して以下の詳細な説明を読めば、より良く理解されよう。

【図面の簡単な説明】

【0015】

【図1】一実施形態による、メッシュ構成にて相互接続された複数の発電機を有する電力システムを示す図である。

【図2】一実施形態による電力動揺検出装置のブロック図である。

【図3】本発明の一実施形態による２電源システム、および２電源システムのベクトルフェーザ表示を表す図である。

【図4】本発明の一実施形態による、電力システムにおける電力動揺を検出する方法を示す流れ図である。

【図5】本発明の他の実施形態による、電力システムにおける電力動揺を検出する方法を示す流れ図である。

【発明を実施するための形態】

【0016】

別段の規定がない限り、本明細書で用いられる技術的および科学的用語は、本開示が属する技術分野の一当業者によって一般に理解されるのと同じ意味を有する。本明細書で用いられる「第１」、「第２」などの用語は順序、量、または重要性を示すものではく、１つの要素を別の要素から区別するために用いられる。また「ａ」および「ａｎ」という用語は数量の限定を示すものではなく、参照される品目が少なくとも１つあることを示すものである。「ｏｒ」という用語は包含的であり、列挙された品目の１つ、いくつか、またはすべてを意味することが意図される。本明細書における「含む（ｉｎｃｌｕｄｉｎｇ）」、「備える（ｃｏｍｐｒｉｓｉｎｇ）」、または「有する（ｈａｖｉｎｇ）」、およびそれらの変形などの用語の使用は、以降に列挙される品目およびそれらの等価物、ならびに追加の品目を包含するものである。「モジュール」、「コントローラ」、「処理装置」、「記憶装置」、および「入力／出力（Ｉ／Ｏ装置）」という用語は、能動的または受動的または両方の、単一の構成要素または複数の構成要素を含むことができ、述べられた機能を実現するように一緒に接続または結合される。

【0017】

さらに説明の目的で、本発明の様々な実施形態の十分な理解を得るために、特定の数、材料、および構成が述べられる。当業者には種々の実施形態からの様々な特徴の交換可能性が認識されよう。同様に述べられる様々な方法のステップおよび特徴、ならびにそれぞれのこのような方法および特徴に対する他の知られている等価物は、一当業者によって、本開示の原理によるさらなる組立体および技法を構成するようにうまく組み合わせることができる。

【0018】

本発明の様々な実施形態は、局所測定値および１つまたは複数のシステムパラメータに基づいて、電力システムにおける電力動揺状態（本明細書では「電力動揺」と呼ばれる）を検出するための装置および方法を提供する。様々な実施形態では装置および方法は、電気システムにおける発電端発電機の電圧振幅（Ｖ_S）、および発電端発電機の電流振幅（Ｉ_S）を含む局所測定値を取得することができる。様々な実施形態はさらに、たとえば電気システムにおける発電端発電機と受電端発電機との間の全リアクタンス（Ｘ）などの、１つまたは複数のシステムパラメータを推定することができる。いくつかの実施形態では、発電端発電機の内部電圧（Ｅ_S）と、受電端発電機の内部電圧（Ｅ_R）との間の第１の動揺角（θ）は、取得した電圧Ｖ_S、取得した電流振幅Ｉ_S、および推定した全リアクタンスＸの関数として推定することができる。一部の実施形態では次いで電力動揺状態は、推定したθの値に基づいて検出することができる。一実施形態では電力動揺を検出するこの技法は、後に述べられるように、Ｅ_SとＥ_Rとの間の動揺角の少なくとも第１の範囲に対して実施することができる。また関連するシステムも提示される。

【0019】

一実施形態では電力動揺検出装置、および関連する電力システムが提示される。

【0020】

図１は、本発明の一実施形態による、メッシュ構成にて相互接続された複数の発電機１０４および１０８を有する、電力システム１００（本明細書では「システム１００」と呼ばれる）を示す。システム１００は、交流（ＡＣ）電力網またはマイクログリッドを相互接続するために用いることができる。図１に示されるようにいくつかの実施形態では、システム１００は、発電端１０２と、１つまたは複数の受電端１０４とを含むことができる。本明細書では「発電端」という用語はシステム１００の送電端を指すために用いられ、「受電端」という用語は、非限定的に伝送ケーブルまたは送電線などの伝送リンク１０６を通じて、発電端１０２から伝送された電力を受け取る端部を指す。図１に示されるように、発電端１０２は発電機１０８（本明細書では「発電端発電機１０８」と呼ばれる）を含み、各受電端１０４は、発電端発電機１０８に電気的に結合されるように構成された発電機１１０（本明細書では一緒にして「受電端発電機１１０」と呼ばれる）を含む。当業者には電力動揺は、任意の２つの発電機の間（たとえば発電端発電機１０８と、受電端発電機１１０のいずれかとの間）、または発電機の２つの群の間で起こり得ることが明らかであろう。図１は３つの受電端発電機１１０を示すが、本発明の範囲から逸脱することなく任意の数の受電端発電機を配置することができる。同様に本発明のいくつかの実施形態によれば、図１に示される単一の発電端発電機１０８の代わりに、システム１００には複数の発電端発電機を配置することができる。このような実施形態では、あらゆる発電端発電機は、後に述べられるような保護装置を含むまたは保護装置に結合することができる。

【0021】

電力動揺は、１つの電源の位相角（本明細書では「動揺角」と呼ばれる）が、同じ電気システム回路網内の別の電源に対して時間上で変化し始めるときに観察されるシステム現象である。いくつかの実施形態では、発電端発電機１０８と、受電端発電機１１０の１つとが、２つの電源となり得る。「動揺角（θ）」という用語は本明細書では、発電端発電機１０８の内部電圧（Ｅ_S）と、受電端発電機１１０のいずれかの内部電圧（Ｅ_R）との間の位相角分離を指す。２電源システムが安定性を失い、同期外れ（ＯＯＳ）状態になったときは、２つの発電機、たとえば発電端発電機１０８と、受電端発電機１１０のいずれかとの角度差（θで表される）は、時間の関数として増加し得る。したがっていくつかの実施形態によれば、θは電力システムにおける電力動揺状態についての情報をもたらす。

【0022】

システム１００に示される構成要素は例示であり、システム１００はまた非限定的に、たとえば発電端発電機１０８に接続されたタービン、自動電圧調節器（ＡＶＲ）、昇圧変圧器、ライン側遮断器、および１つまたは複数の電気負荷などの様々な他の構成要素（図１には示さず）を含むことができる。

【0023】

発電端１０２はさらに発電端発電機１０８の電圧振幅（Ｖ_S）を測定するための変圧器１１４と、発電端発電機１０８の電流振幅（Ｉ_S）を測定するための変流器１１６とを含む。図１には単一の変圧器１１４および単一の変流器１１６が示されるが、当業者には、Ｉ_SおよびＶ_Sなどの局所パラメータを検知するために、システム１００には任意の数の変流器および変圧器を配置できることが理解されよう。「局所測定値」という用語は本明細書では、受電端発電機１１０と通信することを必要とせずに、発電端１０２内で測定できるパラメータを指す。

【0024】

図１に示されるように、システム１００はさらに、発電端１０２において回路遮断器（ＣＢ）１１８を含む。いくつかの実施形態では、回路遮断器１１８は、発電端発電機１０８を受電端発電機１１０に電気的に結合する／受電端発電機１１０から分断するように構成される。一実施形態では回路遮断器１１８は、５２Ｇ発電機回路遮断器である。回路遮断器１１８は、発電端発電機１０８の接続状態が発生するように構成することができる。本明細書で用いられる「接続状態」とう用語は、発電端発電機１０８がシステム１００の残りに電気的に接続されているか、またはシステム１００の残りから切断されているかを示す、発電端発電機１０８の状態を指す。一実施形態では、ハイ信号（たとえば２進数１）は回路遮断器１１８が閉じられ、発電端発電機１０８がシステム１００に接続されていることを示すことができ、ロー信号（たとえば２進数０）は回路遮断器１１８が開かれ、発電端発電機１０８がシステム１００から電気的に切断されていることを示すことができる。いくつかの実施形態では、接続状態は、他の手段を用いて判断することができる。１つの例示的実施形態では、電流振幅Ｉ_Sの存在または欠如などの電流フィードバックを用いて、発電端発電機１０８の接続状態が判断される。他の実施形態では電流フィードバックと、回路遮断器位置フィードバックとの組合せを用いて、発電端発電機１０８の接続状態が判断される。いくつかの実施形態では、回路遮断器１１８、変圧器１１４、および変流器１１６は、リアルタイムで対応するデータ（接続状態、Ｖ_S、Ｉ_Sなど）を測定する。後に述べられるように、システム１００はまた、発電端発電機１０８と、受電端発電機１１０のいずれかとの間の全リアクタンス（Ｘ）などの、システムパラメータを推定することができる。いくつかの実施形態によれば、推定はリアルタイムで行うことができる。一実施形態では、リアルタイムとは、たとえばミリ秒またはマイクロ秒程度での瞬時の事象の発生を指すことができる。別の実施形態ではリアルタイムとは、瞬時のリアルタイムに対する所定の許容差（たとえば２％）を有する近似的リアルタイムとすることができる。データが近似的リアルタイムで受け取られる１つの例示的実施形態では、データを見る（たとえばＩ／Ｏ端末において）公益事業者または保護技術者は、データの表示時の遅延を知覚することはできない。

【0025】

図１に示されるように、システム１００はさらに、発電端１０２において電力動揺検出装置１２０（本明細書では「装置１２０」と呼ばれる）を含む。本明細書で用いられる「電力動揺検出装置」という用語は、電力動揺を検出し、電力動揺状態時に発電端発電機１０８を保護するように構成された構成要素を指す。この保護により、このような状態が検出されたときに、回路遮断器１１８をトリガしてトリップさせる、または警報をトリガすることによって達成することができる。回路遮断器１１８をトリップさせることにより、結果として発電端発電機１０８をシステム１００の残りから隔離または分断することができる。いくつかの実施形態によれば装置１２０は、非限定的にデジタルの、数値的、静的、または電気機械的保護継電器などの保護継電器とすることができる。

【0026】

さらに図１に示されるように、装置１２０は、処理装置１２２とＩ／Ｏ装置１２４とを含むことができ、処理装置１２２は、Ｉ／Ｏ装置１２４において受け取られた、およびＩ／Ｏ装置１２４から送出されたデータを分析することができる。処理装置１２２は、たとえば１つまたは複数の特定用途向けプロセッサ、グラフィックス処理装置、デジタル信号プロセッサ、マイクロコンピュータ、マイクロコントローラ、特定用途向け集積回路（ＡＳＩＣ）、フィールドプログラマブルゲートアレイ（ＦＰＧＡ）、またはシステム１００の１つまたは複数の構成要素と通信する他の適切な装置を含むことができる。Ｉ／Ｏ装置１２４は、公益事業者または保護技術者が、任意のタイプの通信リンクを用いて装置１２０または１つまたは複数の通信装置と通信することを可能にする、１つまたは複数のヒューマンＩ／Ｏ装置を備えることができる。いくつかの実施形態では、Ｉ／Ｏ装置１２４は、変圧器１１４、変流器１１６、および回路遮断器１１８とインターフェースして、それぞれ局所パラメータ（Ｖ_S、Ｉ_Sなど）、および接続状態を受け取る。一部の実施形態によればＶ_SおよびＩ_Sは、アナログ入力、たとえば正弦波形または方形波パルスの形とすることができる。一実施形態ではＩ／Ｏ装置１２４は、ノイズをフィルタし、次いでフィルタされたアナログ入力をデジタルサンプルに変換するように構成される。他の実施形態では電力動揺状態時に、Ｉ／Ｏ装置１２４は、警報をトリガするように、またはトリップコマンドを回路遮断器１１８に送って回路遮断器１１８をトリップさせるように、または両方を行うように構成される。

【0027】

装置１２０はさらに、保護装置１１２と記憶装置１２６とを含む。いくつかの実施形態では、保護装置１１２は、記憶装置１２６内に存在する動揺検出方式などのプログラムコードを実行する。いくつかの実施形態では、保護装置１１２は、システム１００が、発電端発電機１０８と受電端発電機１１０のいずれかとの間の電力動揺状態に近付きつつあるかどうかを検出するための、動揺検出方式が設けられた継電器である。いくつかの代替的実施形態では処理装置１２２は、この動揺検出方式を実行することができる。一部の実施形態では処理装置１２２は、ハードディスク装置、フロッピディスク装置、コンパクトディスク−リード／ライト（ＣＤ−Ｒ／Ｗ）装置、デジタル多用途ディスク（ＤＶＤ）装置、フラッシュドライブ、または固体記憶装置などの記憶装置１２６に、受け取り、処理し、送出したデータを記憶し、または記憶装置１２６から読み出す。いくつかの実施形態では、処理装置１２２は、保護装置１１２と統合することができる。

【0028】

本発明の様々な実施形態は、Ｖ_S、Ｉ_S、およびＸを含むリアルタイムデータ測定値に基づいて電力動揺状態を検出するように構成された装置１２０内に、動揺検出方式を配置する。本明細書では「動揺検出方式」という用語は、電力動揺状態を検出し、次いで不安定な電力動揺時には選択的に、確実に、かつ高信頼度で発電端発電機１０８を保護し、安定な電力動揺時には作動中の発電端発電機１０８を維持するように規定された論理部を指す。いくつかの実施形態では、動揺検出方式は、システム１００内の擾乱が不安定な電力動揺であると判断したときは、装置１２０は警報、発電機回路遮断器トリップ処置、または両方をトリガすることによって発電端発電機１０８を保護する。動揺検出方式の様々な実施形態については、後に図２に関連して詳しく述べられる。

【0029】

装置１２０はさらに時間同期装置１３４を備えることができ、時間同期装置１３４は、外部時間同期装置から時間同期信号を受け取って、装置１２０がそれによって絶対時間と同期することができる、装置１２０の内部クロックを同期させるように構成することができる。本発明の範囲から逸脱することなく、全地球測位システム（ＧＰＳ）またはタイミングプロトコルなどの、データを時間同期するための任意の知られている技法を用いることができる。いくつかの実施形態では、装置１２０の様々な構成要素は、装置１２０内の通信バス１３６を通じて互いに通信することができる。

【0030】

図１に示される１つまたは複数の構成要素は、単一の構成要素に統合することができる。たとえば時間同期装置１３４は、Ｉ／Ｏ装置１２４と統合することができる。また装置１２０の構成要素の機能は、複数の構成要素にわたって分離または分散することができる。たとえば保護装置１１２の論理部の一部またはすべては、記憶装置１２６に記憶され、処理装置１２２において処理することができる。いくつかの実施形態では、Ｉ／Ｏ装置１２４の機能は、保護装置１１２の１つまたは複数のモジュールに統合することができ、この場合はＩ／Ｏ装置１２４は省くことができる。

【0031】

本明細書で用いられる装置１２０内の「装置（ｕｎｉｔ）」という用語は、ソフトウェアを有するまたは有しない、任意のソリューションを用いて、それらに関連して述べられた機能を実現するハードウェアの構成を指す。また本明細書では「モジュール」という用語は、処理装置１２２が、任意のソリューションを用いて、それらに関連して述べられた処置を実現することを可能にするプログラムコードを指す。それに関わらず、２つ以上の装置、モジュール、またはシステムは、それらのそれぞれのハードウェアまたはソフトウェアの一部またはすべてを共有することができる。さらに本明細書で述べられるプロセスを実行しながら、装置１２０は、任意のタイプの通信リンクを用いて１つまたは複数の他のコンピューティング構成要素と通信することができる。いくつかの実施形態では、通信リンクは、光ファイバなどの有線リンク、または無線リンクを含むことができるが、それらに限定されない。さらに、システム１００は１つまたは複数のタイプの回路網の任意の組合せをさらに含むことができ、または様々なタイプの伝送技法およびプロトコルの任意の組合せを利用することができる。

【0032】

図２は、本発明の一実施形態による電力動揺検出装置２００（本明細書では「装置２００と呼ばれる」）のブロック図である。装置２００は、図２には保護装置１１２の詳細図が示されることを除いて装置１２０と同様である。いくつかの実施形態では、装置１２０の様々な構成要素は、装置２００において等しく実装することができる。図２に示されるように、いくつかの実施形態では、保護装置１１２は、Ｉ／Ｏ装置１２４に結合され、発電端発電機１０８の電圧振幅（Ｖ_S）を取得するように構成された、電圧確定（ＶＤ）モジュール２０２を含む。保護装置１１２はさらに、Ｉ／Ｏ装置１２４に結合され、発電端発電機１０８の電流振幅（Ｉ_S）を取得するように構成された電流確定（ＣＤ）モジュール２０４を含む。一実施形態では、ＶＤモジュール２０２およびＣＤモジュール２０４は、変圧器１１４および変流器１１６からそれぞれＶ_SおよびＩ_Sを受け取るように構成される。別法として別の実施形態では、ＶＤモジュール２０２およびＣＤモジュール２０４は、Ｖ_SおよびＩ_Sを直接測定するように、それぞれ変圧器１１４および変流器１１６に統合することができる。さらに別の実施形態では、Ｖ_SおよびＩ_Sなどのフェーザ値を測定するために、フェーザ測定装置（ＰＭＵ）を用いることができる。このような一実施形態では変圧器１１４および変流器１１６は省くことができ、またはＰＭＵに追加して実装することができる。

【0033】

いくつかの実施形態では、図２に示されるように保護装置１１２はさらに、Ｉ／Ｏ装置１２４に結合され、発電端発電機１０８と受電端発電機１１０のいずれかとの間の全リアクタンス（Ｘ）を推定するように構成された、リアクタンス推定（ＲＥ）モジュール２０６を含む。本明細書では様々な実施形態は、インピーダンスは一般に、抵抗の代わりにリアクタンスによって占められるので、Ｘを、電力動揺を検出するための全リアクタンスと見なす。１つの例示的実施形態では、θが１８０°前後を動揺する電力動揺が存在する場合は、ＲＥモジュール２０６は、電力動揺時に確定された電流の最大振幅（Ｉ_max）と、電力動揺時に確定された有効電力の最大振幅（Ｐ_max）との関数として、Ｘを推定する。１つのこのような実施形態では、Ｘは動揺状態の記録された履歴に基づいて推定され、それを用いてＩ_maxおよびＰ_maxが確定される。Ｉ_maxおよびＰ_maxが分かった後に、以下の式を用いてＸが推定される。

【0034】

【数3】

【0035】

本発明の範囲から逸脱することなく、Ｘを推定するために任意の他の知られている適切な推定技法を用いることができる。たとえばＸは、システムトポロジおよびラインパラメータを用いて推定することができる。

【0036】

いくつかの実施形態では、図２に示されるように保護装置１１２はさらに、Ｉ／Ｏ装置１２４に結合され、Ｖ_SとＩ_Sとの間の負荷角（α）を取得するように構成された、負荷角確定（ＬＡＤ）モジュール２０８を含む。１つの例示的実施形態では、αはＰＭＵを用いて得られるフェーザ値の一部として取得することができる。

【0037】

いくつかの実施形態では、図２に示されるように保護装置１１２はさらに、モジュール２０２、２０４、２０６、および２０８に結合された、動揺角推定（ＳＡＥ）モジュール２１０を含む。一実施形態ではＳＡＥモジュール２１０は、Ｅ_SとＥ_Rとの間の第１の動揺角（θ）を、取得したＶ_S、取得したＩ_S、および推定したＸの関数として推定するように構成される。別の実施形態ではＳＡＥモジュール２１０は、θの値を、取得したＶ_S、取得したＩ_S、および推定したＸに加えて、取得したαの関数として推定するように構成される。θの値は、以下で表される有効電力（Ｐ）および電流（Ｉ_S）の式から導出することができる。

【0038】

【数4】

【0039】

様々な実施形態によれば、θに対する式を導き出すために、Ｅ_SはＥ_Rに等しいと仮定し、「Ｅ」として参照する。式２および３にこの仮定を加えることにより、ＰとＩ_Sに対する以下の式を導出することができる。

【0040】

【数5】

【0041】

式５の両辺に（Ｉ_S＊Ｘ）／２を乗じて、式５の右辺のＩ_Sを、式５で表されるＩ_Sの公式に置き換えることによって、以下の式を導出することができる。

【0042】

【数6】

【0043】

いくつかの実施形態では、θは、以下の式で表されるように式４および６を組み合わせることによって導出される。

【0044】

【数7】

【0045】

取得したＶ_SおよびＩ_SからＰを確定するためには、任意の知られている技法を用いることができる。一例ではＰは、各相に対するライン−中性線間電圧（Ｖ）、およびライン電流（Ｉ）の瞬時値を用いて確定することができ、これはＶ_a＊Ｉ_a、Ｖ_b＊Ｉ_b、およびＶ_c＊Ｉ_cである（ただしａ、ｂ、およびｃは、システム１００が３相ＡＣ電力システムである場合の３つの相に対応する）。Ｖ_a＊Ｉ_a、Ｖ_b＊Ｉ_b、およびＶ_c＊Ｉ_cの和は、結果として瞬時の３相有効電力（Ｐ）となる。別の例ではＰは、フェーザ値、すなわちＶ_S、Ｉ_S、および、たとえばＰＭＵから求められるαの関数（たとえば、ｃｏｓα）の関数の積を用いて確定することができる。

【0046】

いくつかの実施形態では、図２に示されるように、保護装置１１２はさらに、ＳＡＥモジュール２１０に結合された検出モジュール２１２を含む。このような実施形態における検出モジュール２１２は、推定したθに基づいて電力動揺を検出するように構成される。本明細書において本発明の範囲から逸脱することなく、θに基づいて電力動揺を検出する任意の知られている技法を用いることができる。１つの例示的実施形態では閾値が規定され、推定したθと比較される。このような一実施形態では、θがこの規定された閾値を超えたときは、システムは同期外れまたは不安定として定義され、その結果として、回路遮断器１１８がトリップされて発電端発電機１０８をシステム１００の残りから隔離し、または警報がトリガされる。

【0047】

いくつかの他の実施形態では、ＳＡＥモジュール２１０および検出モジュール２１２は、電力動揺を検出するために追加のパラメータを用いることができる。１つのこのような実施形態では保護装置１１２は、有効電力確定（有効ＰＤ）モジュール２１４と、無効電力確定（無効ＰＤ）モジュール２１６とを含む。一実施形態では有効ＰＤモジュール２１４は、取得したＶ_SおよびＩ_Sに基づいてＰを確定するように構成される。別の実施形態では無効ＰＤモジュール２１６は、取得したＩ_Sおよび推定したＸに基づいて無効電力値（Ｑ）を確定するように構成される。１つの例示的実施形態では、Ｑは以下の式を用いて確定することができる。

【0048】

【数8】

【0049】

このような実施形態ではＳＡＥモジュール２１０は、それぞれモジュール２１４および２１６を用いて確定されたＰおよびＱの関数として、動揺角の変化率

【0050】

【数9】

【0051】

などの追加のパラメータを推定するように構成することができる。

【0052】

【数10】

【0053】

に対する式を導出するために、式８および９を、皮相電力（Ｓ）に対する式１０とともに用いて、式１１および１２を得ることができる。

【0054】

【数11】

【0055】

さらに式１１および１２から、Ｐの変化率

【0056】

【数12】

【0057】

、およびＱの変化率

【0058】

【数13】

【0059】

を導出することができ、

【0060】

【数14】

【0061】

ただし、

【0062】

【数15】

【0063】

はＳの変化率である。

【0064】

式１３および１４は、Ｐの変化率

【0065】

【数17】

【0066】

およびＱの変化率

【0067】

【数18】

【0068】

によって

【0069】

【数16】

【0070】

を表すように解くことができる。

【0071】

【数19】

【0072】

【数20】

【0073】

および

【0074】

【数21】

【0075】

は、以下の式を用いて求めることができ、

【0076】

【数22】

【0077】

ただし、
Ｐ（ｔ（ｋ））は、時点ｔ（ｋ）で測定された有効電力を表し、
Ｐ（ｔ（ｋ−１））は、時点ｔ（ｋ−１）で測定された有効電力を表し、ｔ（ｋ−１）はｔ（ｋ）の前の時点であり、
Ｑ（ｔ（ｋ））は、時点ｔ（ｋ）で測定された無効電力を表し、
Ｑ（ｔ（ｋ−１））は、時点ｔ（ｋ−１）で測定された無効電力を表す。

【0078】

一部の実施形態では検出モジュール２１２は、推定したθおよび

【0079】

【数23】

【0080】

に基づいて電力動揺を検出するように構成することができる。本明細書において本発明の範囲から逸脱することなく、θおよび

【0081】

【数24】

【0082】

に基づいて電力動揺を検出する任意の知られている技法を用いることができる。１つの例示的実施形態では電力動揺時に動揺エネルギーはθと

【0083】

【数25】

【0084】

の間を行き来して移動し、したがってθおよび

【0085】

【数26】

【0086】

の平方の重み付けされた和を用いて、電力動揺または同期外れ状態を検出することができる。１つのこのような実施形態では、電力動揺または同期外れ状態は、以下の条件が満たされたときに確定され、

【0087】

【数27】

【0088】

ただし、θ_maxおよび

【0089】

【数28】

【0090】

は、それぞれ最大の許容される動揺角、および最大の許容される動揺角の変化率である。

【0091】

一実施形態では、動揺角のすべての値に対して装置２００内の様々なモジュールの構成を用いることができる。別法として別の実施形態では、ＲＥモジュール２０６、ＳＡＥモジュール２１０、および検出モジュール２１２について上述した様々な構成は、Ｅ_SとＥ_Rとの間の動揺角の第１の範囲のみに対してもたらすことができる。一実施形態では動揺角の第１の範囲は、θの大きな値を含むことができる。たとえば９０°から１８０°までを、θの大きな値として定義することができる。より具体的には、１２０°から１８０°までをθの大きな値として定義することができる。しかしながらθのより小さな値（すなわち動揺角の第２の範囲）に対しては、動揺状態を検出するために異なる手法を用いることができる。動揺角の第２の範囲は、θの小さな値を含むことができる。たとえば０°から９０°までをθの小さな値として定義することができる。より具体的には０°から３０°までをθの小さな値として定義することができる。θの小さな値に対しては、電流の振幅（Ｉ_S）も小さくなる。したがってθの小さな値に対しては、Ｉ_Sの振幅を電流閾値（Ｉ_min）と比較することによって電力動揺を検出することができる。１つの例示的実施形態では、公益事業者は、Ｉ_minをたとえば１．１から１．２ｐｕの間で任意に定義することができる。具体的には別の例では、Ｉ_minは１．１ｐｕと定義することができる。このような実施形態では、１．１ｐｕ未満のＩ_Sの流れを引き起こす動揺角は、θの小さな値として定義することができる。

【0092】

いくつかの実施形態では、図２に示されるように、保護装置１１２はさらに、ＣＤモジュール２０４およびＳＡＥモジュール２１０に結合された、比較モジュール２１８を含む。比較モジュール２１８は、ＣＤモジュール２０４から取得されたＩ_SをＩ_minと比較するように構成される。一実施形態では、取得したＩ_SがＩ_min以上であるときは、比較モジュール２１８は、θを推定し、上述のように推定したθに基づいて電力動揺を検出するために、ＳＡＥモジュール２１０および検出モジュール２１２に通知するように構成される。別法として他の実施形態では、取得したＩ_SがＩ_min未満であるときは、比較モジュール２１８は、これら２つのモジュールを非活動化するために、ＳＡＥモジュール２１０および検出モジュール２１２に非活動化信号を送るように構成される。ＳＡＥモジュール２１０および検出モジュール２１２の非活動化により、結果としてθの推定および電力動揺の検出のプロセスの中断が生じる。

【0093】

別法として別の実施形態では、取得したＩ_SがＩ_min未満であるときは、比較モジュール２１８は、異なる手法を用いて異なる動揺角を計算するために、変更信号をＳＡＥモジュール２１０および検出モジュール２１２に送ってこれらのモジュールの構成を変更するように構成される。このような一実施形態では保護装置１１２はさらに、比較モジュール２１８に結合され、発電端発電機１０８から受電端発電機１１０のいずれかに伝送された電力の最大振幅（Ｐ_max）を確定するように構成された、最大電力確定モジュール２２０を含むことができる。またこのような実施形態では、取得したＶ_SおよびＩ_Sに基づいてＰを確定するために、有効ＰＤモジュール２１４を用いることができる。一実施形態では、ＳＡＥモジュール２１０において受け取られた変更信号は、ＳＡＥモジュール２１０をトリガして、確定されたＰおよびＰ_maxの関数としてＥ_SとＥ_Rとの間の第２の動揺角（θ₁）を推定するようにその構成を変化させる。θ₁を求めるために、式４は近似的に（θをθ₁で置き換えて）以下のように書き直すことができる。

【0094】

【数29】

【0095】

θ₁は、以下の式により式１９から求めることができる。

【0096】

【数30】

【0097】

一実施形態ではＰ_maxは、ＥおよびＸの関数として式１９から求められる。

【0098】

一実施形態では取得したＩ_SがＩ_min未満であるときは、検出モジュール２１２において受け取られた変更信号は、検出モジュール２１２をトリガして、このθ₁に基づいて電力動揺を検出するようにその構成を変化させる。

【0099】

別の実施形態では、取得したＩ_SがＩ_min未満であるときは、検出モジュール２１２において受け取られた変更信号は、検出モジュール２１２をトリガして、θ₁およびθ₁の変化率

【0100】

【数31】

【0101】

に基づいて電力動揺を検出するようにその構成を変化させる。このような一実施形態ではＳＡＥモジュール２１０はさらに、

【0102】

【数32】

およびＰ_maxの関数として

【0103】

【数33】

を推定するように構成することができる。

【0104】

【数34】

は以下の式を用いて求めることができる。

【0105】

【数35】

【0106】

一実施形態では、図２に示されるように、保護装置１１２は、任意選択で、発電端１０２における障害状態を判断するための障害検出モジュール２２２を含む。障害検出モジュール２２２は、正常状態であるか、障害状態であるかを判断する。１つの例示的実施形態では検出モジュール２１２は、障害状態から電力動揺状態を識別し、適切な処置を行うためにこの情報を障害検出モジュール２２２に送る。別の実施形態では障害検出モジュール２２２は、装置２００以外の装置内に実装することができる。このような実施形態では、障害状態を検出するとすぐに、図２に示される様々なモジュールを迂回することができ、障害検出モジュール２２２は、回路遮断器１１８をトリップするために、検出モジュール２１２（またはいくつかの他のモジュール）に障害通知を送るように構成することができる。

【0107】

いくつかの他の実施形態では、電力動揺を検出した後に装置２００は、電力動揺が安定であるか不安定であるかを判断する。安定な電力動揺か不安定な電力動揺かを判断するために、任意の知られている技法を用いることができる。１つの例示的実施形態では、θがある持続時間の間に増加し、次いで減少し始めるときは、このような電力動揺は安定な動揺と判断される。しかしながらθが監視される持続時間全体の間で増加し続けるときは、このような電力動揺は不安定な動揺と判断される。

【0108】

図３は一実施形態による、２電源システム３００および２電源システム３００のベクトルフェーザ表示３０２、すなわち発電端１０２および受電端１０４とを表す。２電源システム３００は、図３に示されるように、電力動揺現象を考察するための最も簡単な回路網の構成である。発電端発電機１０８はθに等しい動揺角を有し、この角度は電力動揺時に変化し得る。受電端発電機１１０は無限大母線を表し、その角度は時間とともに変化し得ない。この簡単な回路網は、より複雑な回路網において生じる電力動揺をモデル化するために用いることができる。いくつかの実施形態では、２電源システム３００が安定性を失い、電力動揺状態に入ったときは、θで表される２つの電源１０８と１１０との間の角度差は、時間の関数として増加し得る。

【0109】

一実施形態では、電力動揺を検出する方法が提示される。図４は、本発明の一実施形態による、電力システム（１００など）における電力動揺を検出する方法４００を示す流れ図である。方法４００は、局所測定値および１つまたは複数のシステムパラメータに基づいて、発電端発電機（１０８など）と受電端発電機（受電端発電機１１０の１つなど）との間の電力動揺を検出する。いくつかの実施形態では、保護装置（１１２など）たとえば継電器を含む、電力動揺検出装置（１２０など）には、発電端発電機と受電端発電機との間の電力動揺を検出するための動揺検出方式をもたらすことができる。ステップ４０２および４０４では、発電端発電機の電圧振幅（Ｖ_S）および電流振幅（Ｉ_S）を含む局所測定値が取得される。いくつかの実施形態では、電圧確定（ＶＤ）モジュール（２０２など）はＶ_Sを取得し、電流確定（ＣＤ）モジュール（２０４など）はＩ_Sを取得する。一実施形態ではＶＤおよびＣＤモジュールは、それぞれ変流器（１１６など）および変圧器（１１４など）からＶ_SおよびＩ_Sを取得する。別法として別の実施形態ではこれらのモジュールは、Ｖ_SおよびＩ_Sを直接測定するために、それぞれの変流器および変圧器に統合することができる。さらに別の実施形態では、Ｖ_SおよびＩ_Sなどのフェーザ値を測定するために、フェーザ測定装置（ＰＭＵ）を用いることができる。

【0110】

さらにステップ４０６では、発電端発電機と受電端発電機との間の全リアクタンス（Ｘ）が推定される。一実施形態では、リアクタンス推定（ＲＥ）モジュール（２０６など）は、電力動揺時に確定された電流の最大振幅（Ｉ_max）と、電力動揺時に確定された有効電力の最大振幅（Ｐ_max）との関数としてＸを推定する。本発明の範囲から逸脱することなく、Ｘを推定するために、任意の他の知られている推定技法を用いることができる。別の実施形態では、Ｖ_SとＩ_Sとの間の負荷角（α）を取得することができる。１つの例示的実施形態では、αはＰＭＵを用いて得られるフェーザ値の一部として取得することができる。

【0111】

ステップ４０８では、取得したＶ_S、取得したＩ_S、および推定したＸの関数として、Ｅ_SとＥ_Rとの間の第１の動揺角（θ）が推定される。一実施形態では、取得したＶ_S、取得したＩ_S、および推定したＸの関数としてθを推定するために、ＳＡＥモジュール（２１０など）が用いられる。別法として別の実施形態ではθは、取得したＶ_S、取得したＩ_S、および推定したＸに加えて、取得したαの関数として推定することができる。θは、以下に示される有効電力（Ｐ）と電流（Ｉ_S）の式から導出することができる。θは、図２の様々な実施形態において述べられたように計算することができる。

【0112】

最後にステップ４１０では、推定したθの値に基づいて電力動揺が検出される。本明細書において本発明の範囲から逸脱することなく、θに基づいて電力動揺を検出する任意の知られている技法を用いることができる。１つの例示的実施形態では閾値を規定することができ、検出モジュール（２１２など）を用いて、推定したθをこの閾値と比較することができる。このような一実施形態では、θの値がこの規定された閾値を超えたときは、システムは同期外れまたは不安定と判断され、その結果として、回路遮断器１１８がトリップされて発電端発電機１０８をシステム１００の残りから隔離し、または警報がトリガされる。

【0113】

いくつかの他の実施形態ではＳＡＥモジュールおよび検出モジュールは、電力動揺を検出するために、ＰおよびＱの関数としての動揺角の変化率

【0114】

【数36】

【0115】

などの追加のパラメータを用いることができる。

【0116】

【数37】

【0117】

は、図２の様々な実施形態において上述されたように推定することができる。一部の実施形態では検出モジュール２１２は、推定したθおよび

【0118】

【数38】

【0119】

に基づいて電力動揺を検出するように構成することができる。本明細書において本発明の範囲から逸脱することなく、θおよび

【0120】

【数39】

【0121】

に基づいて電力動揺を検出する、任意の知られている技法を用いることができる。１つの例示的実施形態では、電力動揺または同期外れ状態は式１８により確定することができる。

【0122】

一実施形態では、動揺角のすべての値に対して、方法４００において述べられた様々なモジュールの構成を用いることができる。別法として別の実施形態では、図２に関連して上述したように、ＲＥモジュール、ＳＡＥモジュール、および検出モジュール２１２について上述した様々な構成は、Ｅ_SとＥ_Rとの間の動揺角の第１の範囲のみにもたらすことができる。しかしながらθのより小さな値（すなわち動揺角の第２の範囲）に対しては、異なる手法を用いて動揺状態を検出することができる。動揺角の第２の範囲は、図２に関連して上述したようにθの小さな値を含むことができる。

【0123】

図５は、本発明の他の実施形態による、電力システム（１００など）における電力動揺を検出する方法５００を示す流れ図である。ステップ５０２および５０４は、それぞれ方法４００のステップ４０２および４０４と同じである。ステップ５０６では、ステップ５０４で取得したＩ_Sが電流閾値（Ｉ_min）と比較される。θの小さな値に対しては電流の振幅（Ｉ_S）も小さいので、比較モジュール（２１８など）はＩ_Sの振幅をＩ_minと比較することによって電力動揺を検出する。

【0124】

取得したＩ_SがＩ_min以上であるときは、ステップ５０８から５１２が実行される。ステップ５０８から５１２は、それぞれ方法４００のステップ４０６から４１０と同じである。一実施形態では比較モジュールは、ステップ４０６から４１０において述べたようにθの値を推定し、推定したθの値に基づいて電力動揺を検出するために、ＳＡＥモジュールおよび検出モジュールに通知するように構成される。別法としていくつかの他の実施形態では、ＳＡＥモジュールおよび検出モジュールは、ＰおよびＱの関数として

【0125】

【数40】

【0126】

を用いて電力動揺を検出することができる。一部の実施形態では検出モジュールは、推定したθおよび

【0127】

【数41】

【0128】

に基づいて電力動揺を検出するように構成することができる。

【0129】

しかしながら取得したＩ_SがＩ_min未満であるときは、いくつかの実施形態によれば、ステップ５１４から５２０が実行される。ステップ５１４では、取得したＶ_SおよびＩ_Sに基づいて有効電力値（Ｐ）が確定される。

【0130】

さらにステップ５１６では、発電端発電機から受電端発電機に伝送された電力の最大振幅（Ｐ_max）が確定される。

【0131】

また比較モジュールは、異なる手法を用いて異なる動揺角を計算するために、ＳＡＥモジュールおよび検出モジュールに変更信号を送って、これらのモジュールの構成を変更するように構成することができる。ステップ５１８では、ＳＡＥモジュールにおいて受け取られた変更信号は、確定されたＰおよびＰ_maxの関数としてＥ_SとＥ_Rとの間の第２の動揺角（θ₁）を推定するように、ＳＡＥモジュールをトリガしてその構成を変化させることができる。一部の実施形態では、θ₁は式２０を用いて求めることができる。

【0132】

最後にステップ５２０では、取得したＩ_SがＩ_min未満であるときは、推定したθ₁に基づいて電力動揺が検出される。一実施形態では、検出モジュールにおいて受け取られた変更信号は、推定したθ₁に基づいて電力動揺を検出するように、検出モジュールをトリガしてその構成を変化させることができる。

【0133】

一代替的実施形態では、取得したＩ_SがＩ_min未満であるときは、検出モジュール２１２において受け取られた変更信号は、θ₁およびθ₁の変化率

【0134】

【数42】

【0135】

に基づいて電力動揺を検出するように、検出モジュール２１２をトリガしてその構成を変化させる。このような一実施形態ではＳＡＥモジュール２１０は、さらに式２１を用いて

【0136】

【数43】

【0137】

を推定するように構成される。

【0138】

別法として別の実施形態では、取得したＩ_SがＩ_min未満であるときは、比較モジュールは、ＳＡＥモジュールおよび検出モジュールに、これら２つのモジュールを非活動化するために非活動化信号を送るように構成される。ＳＡＥモジュールおよび検出モジュールの非活動化により、結果としてθの推定および電力動揺の検出のプロセスの中断が生じ得る。

【0139】

本発明の実施形態による装置、システム、および方法は、様々な実施形態における動揺検出方式を用いて、電力動揺検出のための遠隔測定を不要にする（したがって受電端発電機および関連する構成要素などの、遠隔構成要素との必要な通信を不要にする）ことができる。局所測定値および１つまたは複数のシステムパラメータは、電力動揺検出のために様々な実施形態において用いられる。発電機保護または伝送レベルＯＯＳ保護のために、様々な実施形態を実施することができる。一部の実施形態は、θの値が小さいときでも電力動揺を正確に検出するための手法を提供する。

【0140】

本発明の様々な実施形態において述べられた装置、システム、および方法は、任意のタイプの保護装置に応用することができ、保護のＵＲファミリに限定されない。本発明の様々な実施形態は、電力網またはマイクログリッドなどの応用分野における使用に限定されず、電力システムにおける任意の他のタイプの応用分野に拡張することができる。

【0141】

当業者には種々の実施形態からの様々な特徴の交換可能性が認識され、述べられた様々な特徴、ならびに各特徴に対する他の知られている等価物は、一当業者により、本開示の原理によるさらなるシステムおよび技法を構成するようにうまく組み合わせ得ることが理解されたい。したがって添付の「特許請求の範囲」は、本発明の真の精神に包含されるものとして、すべてのこのような変更および変形を包括するものであることが理解されたい。

【0142】

本明細書では本発明のいくつかの特徴のみについて示し説明したが、当業者は多くのの変更および変形を思い付くであろう。したがって添付の特許請求の範囲は、本発明の真の精神に包含されるものとして、すべてのこのような変更および変形を包括するものであることが理解されたい。

【符号の説明】

【0143】

１００ 電力システム
１０２ 発電端
１０４ 受電端
１０６ 伝送リンク
１０８ 発電端発電機
１１０ 受電端発電機
１１２ 保護装置
１１４ 変圧器
１１６ 変流器
１１８ 回路遮断器
１２０、２００ 電力動揺検出装置
１２２ 処理装置
１２４ Ｉ／Ｏ装置
１２６ 記憶装置
１３４ 時間同期装置
１３６ 通信バス
２０２ ＶＤモジュール
２０４ ＣＤモジュール
２０６ ＲＥモジュール
２０８ ＬＡＤモジュール
２１０ ＳＡＥモジュール
２１２ 検出モジュール
２１４ 有効ＰＤモジュール
２１６ 無効ＰＤモジュール
２１８ 比較モジュール
２２０ ＭＰＤモジュール
２２２ 障害検出モジュール
３００ ２電源システム
３０２ ベクトルフェーザ表示

【図1】

【図2】

【図3】

【図4】

【図5】