(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
送電側発電機（１０８）の電圧フェーザ（ＶＳ）を取得するステップと、
前記送電側発電機（１０８）の電流フェーザ（ＩＳ）を取得するステップと、
前記送電側発電機（１０８）の機械的ロータ角（δＳ）を取得するステップと、
受電側発電機（１１０）のインピーダンス（ＺＲ）および前記送電側発電機（１０８）と前記受電側発電機（１１０）との間の線路インピーダンス（ＺＬ）を推定するステップと、
前記送電側発電機（１０８）の内部電圧ＥＳと前記受電側発電機（１１０）の内部電圧ＥＲとの間の揺動角（θ）を、前記取得されたＶＳ、前記取得されたＩＳ、前記取得されたδＳ、ならびに前記推定されたＺＬおよびＺＲの関数として推定するステップと、
前記推定されたθに基づいて脱調状態を検出するステップと、
を含み、
前記揺動角（θ）を推定するステップは、前記取得されたＶＳならびに前記取得されたＩＳならびに前記推定されたＺＬおよびＺＲに基づいて、有効電力値（Ｐ）および無効電力値（Ｑ）を決定するステップと、揺動角の変化率（θ・）を推定するステップとを含み、
揺動角の前記変化率を推定するステップは、前記機械的ロータ角（δＳ）、前記決定されたＰ、および前記決定されたＱの関数として揺動角の前記変化率（θ・）を推定するステップを含み、
前記脱調状態を検出するステップは、前記推定されたθおよびθ・に基づいて前記脱調状態を検出するステップを含む、方法。
【請求項２】
電力システム状態が脱調状態である場合に、前記送電側発電機（１０８）を前記システムの他の部分から分離するように保護機構を作動させるステップをさらに含む、請求項１に記載の方法。
【請求項３】
送電側発電機（１０８）の電圧フェーザ（ＶＳ）を取得するように構成された電圧決定モジュール（２０２）と、
前記送電側発電機（１０８）の電流フェーザ（ＩＳ）を取得するように構成された電流決定モジュール（２０４）と、
前記送電側発電機（１０８）の機械的ロータ角（δＳ）を取得するように構成されたロータ角決定モジュール（２０８）と、
受電側発電機（１１０）のインピーダンス（ＺＲ）および前記送電側発電機（１０８）と前記受電側発電機（１１０）との間の線路インピーダンス（ＺＬ）を推定するように構成されたインピーダンス推定モジュール（２０６）と、
前記送電側発電機（１０８）の内部電圧ＥＳと前記受電側発電機（１１０）の内部電圧ＥＲとの間の揺動角（θ）を、前記取得されたＶＳ、前記取得されたＩＳ、前記取得されたδＳ、ならびに前記推定されたＺＬおよびＺＲの関数として推定するように構成された揺動角推定モジュール（２１０）と、
前記推定されたθに基づいて脱調状態を検出するように構成された検出モジュール（２１２）と、
前記取得されたＶＳならびに前記取得されたＩＳならびに前記推定されたＺＬおよびＺＲに基づいて有効電力値（Ｐ）を決定するように構成された有効電力決定モジュール（２１４）と、
前記取得されたＶＳならびに前記取得されたＩＳならびに前記推定されたＺＬおよびＺＲに基づいて無効電力値（Ｑ）を決定するように構成された無効電力決定モジュール（２１６）とを含み、
前記揺動角推定モジュール（２１０）は、揺動角の変化率（θ・）を、前記決定されたＰおよび前記決定されたＱの関数として推定するように構成され、
前記検出モジュール（２１２）は、前記推定されたθおよび推定されたθ・に基づいて前記脱調状態を検出するように構成される、脱調検出装置（２００）。
【請求項４】
電力システム（１００）であって、
受電側発電機（１１０）と、
前記受電側発電機（１１０）に電気的に結合されるように構成された送電側発電機（１０８）と、
脱調検出装置（１２０、２００）と、を含み、前記脱調検出装置（１２０、２００）は、
前記送電側発電機（１０８）の電圧フェーザ（ＶＳ）を取得するように構成された電圧決定モジュール（２０２）と、
前記送電側発電機（１０８）の電流フェーザ（ＩＳ）を取得するように構成された電流決定モジュール（２０４）と、
前記送電側発電機（１０８）の機械的ロータ角（δＳ）を取得するように構成されたロータ角決定モジュール（２０８）と、
受電側発電機（１１０）のインピーダンス（ＺＲ）および前記送電側発電機（１０８）と前記受電側発電機（１１０）との間の線路インピーダンス（ＺＬ）を推定するように構成されたインピーダンス推定モジュール（２０６）と、
前記送電側発電機（１０８）の内部電圧ＥＳと前記受電側発電機（１１０）の内部電圧ＥＲとの間の揺動角（θ）を、前記取得されたＶＳ、前記取得されたＩＳ、前記取得されたδＳ、ならびに前記推定されたＺＬおよびＺＲの関数として推定するように構成された揺動角推定モジュール（２１０）と、
前記推定されたθに基づいて脱調状態を検出するように構成された検出モジュール（２１２）と、
前記取得されたＶＳならびに前記取得されたＩＳならびに前記推定されたＺＬおよびＺＲに基づいて有効電力値（Ｐ）を決定するように構成された有効電力決定モジュールと、
前記取得されたＶＳならびに前記取得されたＩＳならびに前記推定されたＺＬおよびＺＲに基づいて無効電力値（Ｑ）を決定するように構成された無効電力決定モジュールとを含み、
前記揺動角推定モジュール（２１０）は、揺動角の変化率（θ・）を、前記決定されたＰおよび前記決定されたＱの関数として推定するように構成され、
前記検出モジュール（２１２）は、前記推定されたθおよび推定されたθ・に基づいて前記脱調状態を検出するように構成される、電力システム（１００）。
【請求項５】
前記電力システム（１００）の電力システム状態が脱調状態である場合に、前記送電側発電機（１０８）を前記電力システム（１００）の他の部分から分離する回路遮断器（１１８）を含む、請求項４に記載の電力システム（１００）。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、電力システムの揺動角を推定するためのシステムおよび方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
電力システムは、システムの生成される有効電力と消費される有効電力とのバランスが存在する場合には、定常状態の下で動作する。システム発電機の内部電圧が相互にスリップした場合には、電力システムの外乱が機械ロータ角の振動を引き起こす可能性があり、その結果として脱調などの状態が生じるおそれがある。電力システムの障害、回線切り換え、発電機の断線、または大量の負荷の損失もしくは突発的な印加は、電力システムに脱調事象を引き起こすおそれのあるシステム外乱の例である。外乱の激しさおよび電源システムの制御動作次第で、システムが安定状態に戻るか、あるいは負荷角の大きい分離を受け、最終的に同期を失うおそれがある。大きな脱調は、安定したものであっても、あるいは不安定なものであっても、システム内の種々の場所において不要な中継動作を引き起こすことがあり、それはシステム外乱を悪化させるおそれがあり、重大な電力事故または停電をもたらす可能性がある。
【０００３】
さらに、不安定な脱調の影響としての電力システムにおいて相互接続された発電機の非同期動作は、回路遮断器の制御されないトリッピングを開始させて、機器の損傷をもたらし、ユーティリティ事業者の安全上の懸念をもたらす可能性がある。したがって、広範囲な機器の損傷およびシステムの主要な部分の停止を回避するために、非同期のシステム領域を迅速かつ動的に互いに分離する必要があり得る。これらのリスクを抑えるために、ハーフスリップサイクル内のシステムの残りの部分から発電機を分離するのに適する所に、国際標準に従って発電機中継器などの最適な発電機保護装置を備えることが要求される。国際標準を満足する必要性は、保護技術者に対して、選択的かつ信頼性が高い中継動作を確実にするよう要求する。
【０００４】
従来の中継方法では、発電機端子で決定されたシステムインピーダンスの変動が、脱調を検出するために解析される。脱調ブロック（ＰＳＢ）および脱調トリップ（ＯＳＴ）を含む様々なインピーダンスに基づく保護方法が現在使用されている。しかし、これらの保護方法は、選択的かつ信頼性の高い中継動作のための最適な設定に到達するために、広範な電力システム安定性調査を必要とする場合があり得る。保護技術者は、通常、システム構成または動作力学の変動を調整するように適応されてない予備設定、例えば、実施段階での送電および配電レイアウトの変化や運用段階での動的な変化を用いる。広範な調査および非動的予備設定では、保護装置は、脱調を選択的で確実でかつ信頼性をもって検出することができず、そのような事象において発電機を分離することができない可能性がある。
【０００５】
他の公知の中継方法は、脱調を検出するために揺動中心電圧（ＳＣＶ）を推定する。このような方法は、リアルタイムの電力システム力学を考慮していない近似的な推定を用いる。いくつかの中継方法では、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、ＳＣＶ推定のために、送電側から離れた場所にある受電側の１つまたは複数の発電機から送電側のデータを得るために用いられる。しかし、このような方法は、高速通信ネットワークを実現し維持することに関係するコストのために経済的な問題を有している。ＳＣＶのいくつかの方法は、脱調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を直接測定する。直接的な測定値が存在しない場合には、脱調状態を判断することが困難である。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００６】
【特許文献１】米国特許出願公開第２０１４／００７１５６５号明細書
【発明の概要】
【０００７】
本技術の一実施形態によれば、送電側発電機の電圧フェーザ、電流フェーザ、および機械的ロータ角を取得するステップを含む方法が提供される。本方法は、受電側発電機のインピーダンスおよび送電側発電機と受電側発電機との間の線路インピーダンスを推定するステップをさらに含む。本方法はまた、送電側発電機の内部電圧と受電側発電機の内部電圧との間の揺動角を、取得された電圧フェーザ、電流フェーザ、機械的ロータ角、および推定されたインピーダンスの関数として推定するステップを含む。脱調状態は、推定された揺動角に基づいて判定される。
【０００８】
本技術の別の実施形態によれば、脱調検出装置が提供される。脱調検出装置は、送電側発電機の電圧フェーザを取得するように構成された電圧決定モジュールと、送電側発電機の電流フェーザを取得するように構成された電流決定モジュールと、送電側発電機の機械的ロータ角を取得するように構成されたロータ角決定モジュールと、を含む。システムはまた、受電側発電機のインピーダンスおよび送電側発電機と受電側発電機との間の線路インピーダンスを推定するように構成されたインピーダンス推定モジュールを含む。システムは、送電側発電機の内部電圧と受電側発電機の内部電圧との間の揺動角を、電圧フェーザ、電流フェーザ、機械的ロータ角、および推定されたインピーダンスの関数として推定するように構成された揺動角推定モジュールをさらに含む。また検出モジュールが提供され、推定された揺動角に基づいて脱調状態を検出するように構成される。
【０００９】
本技術のさらに別の実施形態によれば、電力システムが提供される。システムは、受電側発電機と、受電側発電機に電気的に結合されるように構成された送電側発電機と、脱調検出装置と、を含む。脱調検出装置は、送電側発電機の電圧フェーザを取得するように構成された電圧決定モジュールと、送電側発電機の電流フェーザを取得するように構成された電流決定モジュールと、送電側発電機の機械的ロータ角を取得するように構成されたロータ角決定モジュールと、を含む。システムはまた、受電側発電機のインピーダンスおよび送電側発電機と受電側発電機との間の線路インピーダンスを推定するように構成されたインピーダンス推定モジュールを含む。システムは、送電側発電機の内部電圧と受電側発電機の内部電圧との間の揺動角を、電圧フェーザ、電流フェーザ、機械的ロータ角、および推定されたインピーダンスの関数として推定するように構成された揺動角推定モジュールをさらに含む。また検出モジュールが提供され、推定された揺動角に基づいて脱調状態を検出するように構成される。
【００１０】
本発明の実施形態のこれらの、ならびに他の特徴および態様は、添付の図面を参照しつつ以下の詳細な説明を読めば、より良く理解されよう。添付の図面では、図面の全体にわたって、類似する符号は類似する部分を表す。
【図面の簡単な説明】
【００１１】
【図１】一実施形態による、メッシュ配列で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】一実施形態による脱調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ソースシステムおよび２ソースシステムのベクトルフェーザ表現を示す図である。
【図４】本発明の一実施形態による、電力システムにおける脱調の検出方法を示すフローチャートである。
【発明を実施するための形態】
【００１２】
特に定義されない限り、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的分野の当業者によって一般的に理解されているも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、いかなる順序、量、または重要性も意味するものではなく、むしろ１つの要素と別の要素とを区別するために用いられる。また、単数形での記述は、量の限定を意味するものではなく、むしろ参照される項目が少なくとも１つ存在することを意味する。「または」という用語は、包括的であって、列挙された項目のうちの１つ、いくつか、または全てを意味する。本明細書における「含む」、「備える」、または「有する」などの用語、ならびにこれらの変形の使用は、その後に列挙される項目およびその均等物ならびに追加の項目を含むことを意味する。「モジュール」または「コントローラ」という用語は、ソフトウェア、ハードウェア、もしくはファームウェア、またはこれらの任意の組み合わせ、あるいは本明細書で説明する処理を行うもしくは容易にする任意のシステム、プロセス、または機能性を指す。
【００１３】
さらに、説明の目的で、本発明の様々な実施形態の完全な理解を与えるために、特定の数、材料、および構成が記載されている。当業者は、異なる実施形態から様々な特徴の互換性を認識するであろう。同様に、様々な方法ステップおよび特徴、ならびにこのような各方法および特徴の他の公知の均等物は、当業者によって本開示の原理に従って付加的なアセンブリおよび技術を構築するように混合し適合することができる。
【００１４】
本技術の様々な実施形態は、局所的な測定値および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脱調状態（本明細書では「脱調」と呼ぶ）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、本装置および本方法は、電気システムの送電側発電機の電圧フェーザ（ＶS）および送電側発電機の電流フェーザ（ＩS）を含む局所的な測定値を取得することができる。様々な実施形態は、送電側発電機と受電側発電機との間の伝送線路インピーダンス（ＺL）、さらに例えば受電側発電機のインピーダンス（ＺR）などの１つまたは複数のシステムパラメータをさらに推定することができる。いくつかの実施形態では、送電側発電機の内部電圧（ＥS）と受電側発電機の内部電圧（ＥR）との間の揺動角（θ）を、取得された電圧ＶS、取得された電流ＩSおよび推定された総インピーダンス（Ｚ＝ＺL＋ＺR）の関数として推定することができる。特定の実施形態では、θの推定値に基づいて脱調状態を検出することができる。
【００１５】
図１は、本発明の一実施形態による、メッシュ配列で相互接続された複数の発電機１１０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」と呼ぶ）を示す図である。システム１００は、交流（ＡＣ）電力グリッド（電力網）またはマイクログリッド（微小電力網）を相互接続するために使用することができる。図１に示すように、いくつかの実施形態では、システム１００は、送電側１０２および１つもしくは複数の受電側１０４を含むことができる。本明細書で使用する「送電側」という用語は、システム１００の送電側を指し、「受電側」という用語は、これらに限定されないが、伝送ケーブルや伝送線路などの伝送リンク１０６を介して、送電側１０２から伝送された電力を受ける側を指す。図１に示すように、送電側１０２は、発電機１０８（本明細書では「送電側発電機１０８」と呼ぶ）を含み、また各受電側１０４は、送電側発電機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、これらをまとめて「受電側発電機１１０」と呼ぶ）を含む。脱調が任意の２つの発電機間（例えば、送電側発電機１０８と受電側発電機１１０のいずれかとの間）、あるいは発電機の２つのグループ間で生じ得ることは、当業者には明らかであろう。図１では、３つの受電側発電機１１０を示しているが、本技術の範囲から逸脱することなく、任意の数の受電側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り、図１に示す単一の送電側発電機１０８の代わりに、複数の送電側発電機をシステム１００に配置してもよい。このような実施形態では、後述するように、全ての送電側発電機が保護部を含んでもよく、またはそれに結合されてもよい。
【００１６】
脱調は、１つの電力源の位相角（本明細書では「揺動角」と呼ぶ）が同じ電気システムネットワークの別の電力源に対して時間的に変化し始める場合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、送電側発電機１０８および受電側発電機１１０のいずれかが、その２つの電力源になり得る。本明細書において、「揺動角（θ）」という用語は、送電側発電機１０８の内部電圧（ＥS）と受電側発電機１１０のいずれかの内部電圧（ＥR）との間の位相角分離を意味する。２ソースシステムが安定性を失い、脱調（ＯＯＳ）状態に入ると、２台の発電機、例えば送電側発電機１０８および受電側発電機１１０のいずれかの角度差（θで与えられる）は、時間の関数として増加することがあり得る。したがって、θは、いくつかの実施形態による、電力システムにおける脱調状態に関する情報を提供する。
【００１７】
システム１００の図示する各構成要素は例示であり、システム１００はまた、これらに限定されないが、送電側発電機１０８に接続されたタービン、自動電圧調整器（ＡＶＲ）、昇圧変圧器、ライン側遮断器、および１つもしくは複数の電気的負荷などの他の様々な構成要素（図１には示さず）を含むことができる。
【００１８】
送電側１０２は、送電側発電機１０８の電圧フェーザ（ＶS）を測定するための変圧器１１４、および送電側発電機１０８の電流フェーザ（ＩS）を測定するための変流器１１６をさらに含む。図１には単一の変圧器１１４および単一の変流器１１６を示してあるが、ＩSおよびＶSなどの局所的なパラメータを検出するために、任意の数の変流器および変圧器をシステム１００に配置してもよいことは、当業者には理解されよう。本明細書において「局所的な測定値」という用語は、受電側発電機１１０と通信する必要なく、送電側１０２内で測定可能なパラメータを指す。電圧フェーザおよび電流フェーザは、電圧信号および電流信号の大きさおよび位相角を指すことに留意されたい。いくつかの実施形態では、位相角は、処理システムで別に算出される。
【００１９】
図１に示すように、システム１００は、送電側１０２に回路遮断器（ＣＢ）１１８をさらに含むいくつかの実施形態では、回路遮断器１１８は、送電側発電機１０８を受電側発電機１１０に電気的に結合し、またはそれから電気的に分離するように構成される。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、対応するデータ（例えば接続状態、Ｖｓ、Ｉｓなど）をリアルタイムで測定する。後述するように、システム１００はまた、送電側発電機と受電側発電機との間の伝送線路インピーダンス（ＺL）、さらに例えば受電側発電機のインピーダンス（ＺR）などのシステムパラメータをさらに推定することができる。いくつかの実施形態によれば、この推定はリアルタイムで実行される。一実施形態では、リアルタイムは、事象の発生を同時に参照することができ、例えば、ミリ秒またはマイクロ秒のオーダーであり得る。別の実施形態では、リアルタイムは、同時的リアルタイムに対して所定の許容範囲（例えば、２パーセント）を有するほぼリアルタイムであってもよい。データがほぼリアルタイムで受信される１つの例示的な実施形態では、データ（例えば、Ｉ／Ｏ端末）を閲覧するユーティリティオペレータまたは保護技術者は、データの表示中に何らの遅れも知覚しない可能性がある。
【００２０】
図１に示すように、システム１００は、送電側１０２に脱調検出装置１２０（本明細書では「装置１２０」と呼ぶ）をさらに含む。本明細書で用いられる「脱調検出装置」という用語は、脱調を検出して、脱調状態の間に送電側発電機１０８を保護するように構成された構成要素を指す。この保護は、このような脱調状態が検出された場合に、回路遮断器１１８をトリップするように作動させることにより、またはアラームを作動させ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って、送電側発電機１０８をシステム１００の残りの部分から隔離または分離することができる。装置１２０は、いくつかの実施形態によれば、これらに限らないが、デジタルの、数値的な、静的な、または電気機械的な保護リレーなどの保護リレーであってもよい。
【００２１】
さらに、図１に示すように、装置１２０は、処理部１２２およびＩ／Ｏ部１２４を含むことができ、処理部１２２は、Ｉ／Ｏ部１２４で受信されて、それから送信されたデータを解析することができる。処理部１２２は、例えば、１つもしくは複数の特定用途プロセッサ、グラフィック処理部、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つもしくは複数の構成要素と通信する他の好適な装置であってもよい。Ｉ／Ｏ部１２４は、ユーティリティオペレータまたは保護技術者が装置１２０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、あるいは任意のタイプの通信リンクを使用する１つまたは複数の通信装置を含んでもよい。いくつかの実施形態では、Ｉ／Ｏ部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、局所的なパラメータ（例えばＶS、ＩSなど）および接続状態をそれぞれ受信する。ＶSおよびＩSは、特定の実施形態によれば、アナログ入力、例えば正弦波または方形パルスの形であってもよい。一実施形態では、Ｉ／Ｏ部１２４は、ノイズをフィルタリングして、フィルタリング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。別の実施形態では、脱調状態の間、Ｉ／Ｏ部１２４は、アラームを作動させるか、回路遮断器１１８にトリップコマンドを送って回路遮断器１１８をトリップさせるか、あるいはシステムを保護するための他の任意の保護機構を作動させるように構成される。
【００２２】
装置１２０は、保護部１１２および記憶部１２６を含むことができる。いくつかの実施形態では、保護部１１２は、記憶部１２６にある脱調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、保護部１１２は、システム１００が送電側発電機１０８と受電側発電機１１０のいずれかとの間の脱調状態に近づいているか否かを検出する脱調検出方式を備えたリレーである。いくつかの代替的な実施形態では、処理部１２２は、この脱調検出方式を実行することができる。特定の実施形態では、処理部１２２は、受信され、処理され、送信されたデータを記憶部１２６記憶し、記憶部１２６から読み出す。記憶部１２６は、例えばハードディスクドライブ、フロッピー（登録商標）ディスクドライブ、コンパクトディスク読取り／書込み（ＣＤ−Ｒ／Ｗ）ドライブ、デジタル多目的ディスク（ＤＶＤ）ドライブ、フラッシュドライブ、またはソリッドステート記憶装置などである。いくつかの実施形態では、処理部１２２は、保護部１１２と統合することができる。
【００２３】
本発明の様々な実施形態は、ＶS、ＩS、ＺL、およびＺRを含むリアルタイムデータ測定値に基づいて脱調状態を検出するように構成された脱調検出方式を装置１２０に配置する。「脱調検出方式」という用語は、本明細書において、脱調状態を検出し、不安定な脱調の際には送電側発電機１０８を選択的に確実に信頼できるように保護し、また安定した脱調の際には送電側発電機１０８を動作状態に保持するように定義されたロジックを意味する。いくつかの実施形態では、システム１００の外乱が不安定な脱調であると脱調検出方式が判断した場合には、装置１２０は、アラームを作動させるか、発電機の回路遮断器のトリップ動作を作動させるか、または他の任意の保護機構を作動させることにより、送電側発電機１０８を保護する。脱調検出方式は、図２に関連して後に詳細に説明する。
【００２４】
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の通信バス１３６を介して相互に通信することができる。図１に示す１つまたは複数の構成要素は単一の構成要素に統合されてもよいことに留意されたい。また、装置１２０の構成要素の機能は、複数の構成要素に分離または分散することができる。例えば、保護部１１２のいくつかのまたは全てのロジックは、記憶部１２６に記憶され、処理部１２２で処理することができる。いくつかの実施形態では、Ｉ／Ｏ部１２４の機能は、保護部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、その場合にはＩ／Ｏ部１２４を省略してもよい。
【００２５】
本明細書で用いられる、装置１２０内の「部（ｕｎｉｔ）」は、ソフトウェアがあってもなくても、任意の解決策を用いて関連して説明した機能を実現するハードウェアの任意の構成を意味する。これに関わらず、２つ以上の部、モジュール、またはシステムは、それぞれのハードウェアまたはソフトウェアのいくつかまたは全てを共有してもよいことを理解されたい。さらに、本明細書で説明する処理の実行中に、装置１２０は、任意のタイプの通信リンクを使用して、１つまたは複数の他のコンピュータ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、これらに限定しないが、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。さらに、システム１００は、１つまたは複数のタイプのネットワークの任意の組み合わせをさらに含んでもよく、あるいは種々のタイプの伝送技術およびプロトコルの任意の組み合わせを利用してもよい。
【００２６】
図２は、本発明の一実施形態による脱調検出装置２００（本明細書では「装置２００」と呼ぶ）のブロック図である。装置２００は、保護部１１２の詳細図が図２に示してあることを除いて、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においても等しく実現することができる。図２に示すように、いくつかの実施形態では、保護部１１２は、Ｉ／Ｏ部１２４に結合された電圧決定（ＶＤ）モジュール２０２を含み、送電側発電機１０８の電圧フェーザ（ＶS）を取得するように構成される。保護部１１２は、Ｉ／Ｏ部１２４に接続された電流決定（ＣＤ）モジュール２０４をさらに含み、送電側発電機１０８の電流フェーザ（ＩS）を取得するように構成される。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ＶSおよびＩSをそれぞれ受信するように構成される。あるいは、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、ＶSおよびＩSを直接取得するように、変圧器１１４および変流器１１６とそれぞれ統合されてもよい。さらに別の実施形態では、ＶSおよびＩSなどのフェーザ値を測定するために、フェーザ測定部（ＰＭＵ）を使用することができる。このような実施形態では、変圧器１１４および変流器１１６は、省略されるか、あるいはＰＭＵに加えて実現されてもよい。
【００２７】
いくつかの実施形態では、図２に示すように、保護部１１２は、Ｉ／Ｏ部１２４に結合されたインピーダンス推定（ＩＥ）モジュール２０６をさらに含み、送電側発電機と受電側発電機との間の伝送線路インピーダンス（ＺL）、さらに受電側発電機のインピーダンス（ＺR）を推定するように構成される。インピーダンスは一般的に抵抗の代わりにリアクタンスに支配されているので、ここでは様々な実施形態は、脱調を検出するための総リアクタンスＸを考慮する。１つの例示的な実施形態では、ＩＥモジュール２０６は、発電機モデルおよび伝送線路モデルに基づいて、ＺLおよびＺRを推定する。各モデルは、システムの変更に従って、時間と共に変更してもよい。他の任意の既知の適切な推定技術は、本技術の範囲から逸脱することなく、ＺLおよびＺRを推定するために用いることができる。
【００２８】
いくつかの実施形態では、図２に示すように、保護部１１２は、Ｉ／Ｏ部１２４に結合されたロータ角決定（ＲＡＤ）モジュール２０８をさらに含み、電圧ＶSに対する送電側発電機１０８の機械的ロータ角（δS）を取得するように構成される。１つの例示的な実施形態では、δSはＰＭＵを用いて取得されたフェーザ値の一部として取得することができる。他の実施形態では、機械的ロータ角δSを決定するために市販のメータを使用することができる。
【００２９】
いくつかの実施形態では、図２に示すように、保護部１１２は、モジュール２０２、２０４、２０６および２０８に結合される揺動角推定（ＳＡＥ）モジュール２１０をさらに含む。一実施形態では、ＳＡＥモジュール２１０は、ＥＳとＥＲとの間の揺動角（θ）を、取得されたＶＳ、取得されたＩＳ、および推定されたＺ＝ＺＬ＋ＺＲ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、取得されたＶＳ、取得されたＩＳ、および推定されたＺに加えて、取得されたδＳの関数としてθの値を推定するように構成される。一実施形態では、以下に示す送電側発電機１０８の内部電圧（ＥＳ）、有効電力（Ｐ）および無効電力（Ｑ）の式からθの値を導くことができる。
ＥＳ＝ＶＳ−ＩＳ（ＺＬ＋ＺＲ）．．．式−１
Ｐ＋ｊ．Ｑ＝｜ＶＳ｜２−ＶＳ．ＩＳ＊．（ＺＬ＊＋ＺＲ＊）．．．式−２
ここで、ＩＳ＊、ＺＬ＊、およびＺＲ＊は、それぞれＩＳ、ＺＬ、およびＺＲの複素共役である。上の式２において、左辺（ＬＨＳ）の実部は有効電力Ｐを表し、ＬＨＳの虚部は無効電力Ｑを表すことに留意されたい。揺動角θは、以下のように決定することができる。
θ＝ａｔａｎ２（Ｑ，Ｐ）＋δＳ．．．式−３
さらに、θの変化率θ（θ・）は次のように決定することができる。
【００３０】
θ・＝２×（（Ｐ×Ｑ・−Ｑ×Ｐ・）／（Ｐ2＋Ｑ2））．．．式−４
ここで、Ｐ・およびＱ・は、それぞれＰおよびＱの変化率である。
【００３１】
Ｐ・およびＱ・は、次式を用いて決定することができる。
【００３２】
Ｐ・＝（（Ｐ（ｔ（ｋ）−Ｐ（ｔ（ｋ−１））／（ｔ（ｋ）−ｔ（ｋ−１））
．．．式−５
Ｑ・＝（（Ｑ（ｔ（ｋ）−Ｑ（ｔ（ｋ−１））／（ｔ（ｋ）−ｔ（ｋ−１））
．．．式−６
ここで、Ｐ（ｔ（ｋ））は時刻ｔ（ｋ）で測定された有効電力を表し、Ｐ（ｔ（ｋ−１））は時刻ｔ（ｋ−１）で測定された有効電力を表し、ｔ（ｋ−１）はｔ（ｋ）に先立つ時刻であり、Ｑ（ｔ（ｋ））は時刻ｔ（ｋ）で測定された無効電力を表し、Ｑ（ｔ（ｋ−１））は時刻ｔ（ｋ−１）で測定された無効電力を表す。
【００３３】
測定された信号ＶSおよびＩSは、アナログデジタル（Ａ／Ｄ）変換器によりデジタル信号に変換される必要があり得ることに留意されたい。さらに、上の全ての方程式は、プロセッサで実行するためにデジタルドメイン（例えばｚドメイン）に変換する必要がある。
【００３４】
いくつかの実施形態では、図２に示すように、保護部１１２は、ＳＡＥモジュール２１０に結合された検出モジュール２１２をさらに含む。このような実施形態では、検出モジュール２１２は、推定されたθに基づいて脱調を検出するように構成される。θに基づいて脱調を検出する任意の公知の技術は、本発明の範囲から逸脱することなく、本明細書において用いることができる。１つの例示的な実施形態では、しきい値が定義され、推定されたθと比較される。このような実施形態では、θがこの定義されたしきい値を超えた場合には、システムは脱調または不安定な状態であると規定され、その結果、送電側発電機１０８をシステム１００の残りの部分から隔離するために回路遮断器１１８がトリップされるか、あるいいはアラームが起動される。
【００３５】
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、脱調を検出するための追加のパラメータを用いることができる。１つのそのような実施形態では、保護部１１２は、有効電力決定（有効ＰＤ）モジュール２１４および無効電力決定（無効ＰＤ）モジュール２１６を含む。一実施形態では、式２に関して説明したように、取得されたＶS、ＩS、およびＺに基づいて、有効ＰＤモジュール２１４はＰを決定するように構成され、無効ＰＤモジュール２１６は無効電力Ｑを決定するように構成される。
【００３６】
式４に関して説明したように、それぞれ、ＳＡＥモジュール２１０は、揺動角の変化率（θ・）などの付加的なパラメータを、モジュール２１４および２１６を用いて決定されたＰおよびＱの関数として推定するように構成されてもよい。
【００３７】
特定の実施形態では、検出モジュール２１２は、推定されたθおよびθ・に基づいて、脱調を検出するように構成することができる。θおよびθ・に基づいて脱調を検出する任意の公知の技術は、本発明の範囲から逸脱することなく、本明細書において用いることができる。１つの例示的な実施形態では、脱調中に、揺動エネルギーがθとθ・との間で前後に転送される。したがって、脱調状態は、θおよびθ・の２乗の加重和を用いて検出することができる。１つのそのような実施形態では、以下の条件が満たされた場合に、脱調状態が決定される。
【００３８】
（θ／θｍａｘ）2＋（θ・／θ・ｍａｘ）2＞１．．．式−７
ここで、θmaxおよびθ・maxは、それぞれ最大許容揺動角および揺動角の最大許容変化率である。
【００３９】
いくつかの他の実施形態では、揺動を検出した後、装置２００は、脱調が安定であるか、不安定であるかを判定する。任意の公知の技術は、安定または不安定な脱調を判定するために用いることができる。１つの例示的な実施形態では、θがある期間増加した後に減少を始めた場合には、このような脱調は安定な脱調であると判定される。しかし、θが監視する期間の全体にわたって連続的に増加した場合には、このような脱調は不安定な脱調であると判定される。
【００４０】
図３は、一実施形態による、２ソースシステム３００、ならびに２ソースシステム３００すなわち送電側１０２および受電側１０４のベクトルフェーザ表現３０２を示す。２ソースシステム３００は、図３に示すように、脱調現象を調べるための最も簡単なネットワークの構成である。送電側発電機（１０８）の内部電圧ＥSはθに等しい揺動角を有しており、この角度は脱調中に受電側発電機（１１０）の内部電圧ＥRに対して変化する可能性がある。受電側発電機１１０は無限のバスを表し、ＥSは基準電圧であるとみなされる。すなわち、他のフェーザはＥSに対し変化するが、ＥSは時間と共に変化しないと仮定する。この単純なネットワークは、より複雑なネットワークに発生する脱調をモデル化するために使用することができる。いくつかの実施形態では、２ソースシステム３００が安定を失い、脱調状態に入ると、θで表される、２つのソース１０８と１１０との間の角度差は、時間の関数として増加し得る。
【００４１】
図４は、本発明の一実施形態による、電力システム（例えば１００など）における脱調を検出するための方法４００を示すフローチャートである。方法４００は、局所的な測定値および１つもしくは複数のシステムパラメータに基づいて、送電側発電機（例えば１０８など）と受電側発電機（例えば受電側発電機１１０のうちの１つなど）との間の脱調を検出する。いくつかの実施形態では、保護部（例えば１１２など）、例えばリレーを含む脱調検出装置（例えば１２０など）には、送電側発電機と受電側発電機との間の脱調を検出する脱調検出方式を設けることができる。ステップ４０２および４０４では、送電側発電機の電圧フェーザ（ＶS）および電流フェーザ（ＩS）を含む局所的な測定値が取得される。いくつかの実施形態では、電圧決定（ＶＤ）モジュール（例えば２０２など）がＶSを取得し、電流決定（ＣＤ）モジュール（例えば２０４など）がＩSを取得する。一実施形態では、ＶＤモジュールおよびＣＤモジュールは、変流器（例えば１１６など）および変圧器（例えば１１４など）から、それぞれＶSおよびＩSを受信するように構成される。あるいは、別の実施形態では、これらのモジュールは、ＶSおよびＩSを直接取得するように、それぞれの変流器および変圧器と一体化されてもよい。さらに別の実施形態では、ＶSおよびＩSなどのフェーザ値を測定するために、フェーザ測定部（ＰＭＵ）を使用することができる。さらに、ステップ４０５では、機械的ロータ角（δS）が取得される。一実施形態では、ＲＡＤモジュール（例えば２０８など）がδSを取得する。
【００４２】
さらに、ステップ４０６では、送電側発電機と受電側発電機との間の伝送線路インピーダンス（ＺL）、さらに受電側発電機のインピーダンス（ＺR）が推定される。一実施形態では、インピーダンス推定（ＩＥ）モジュール（例えば２０６など）は、総インピーダンスＺ＝ＺL＋ＺRを推定する。インピーダンスＺLおよびＺRは、いくつかのモデル化技術に基づいて決定することができ、あるいは他の任意の公知の推定技術を、本発明の範囲から逸脱することなく、ＺLおよびＺRを推定するために用いることができる。
【００４３】
ステップ４０８では、ＥSとＥRとの間の第１の揺動角（θ）が、取得されたＶS、取得されたＩS、取得されたδS、および推定されたＸの関数として推定される。一実施形態では、ＳＡＥモジュール（例えば２１０など）が、取得されたＶS、取得されたＩS、ならびに推定されたＺLおよびＺRの関数としてθを推定するために用いられる。θは、図２の様々な実施形態で、上述したように算出することができる。
【００４４】
最後に、ステップ４１０では、脱調がθの推定値に基づいて検出される。θに基づいて脱調を検出する任意の公知の技術は、本発明の範囲から逸脱することなく、本明細書において用いることができる。１つの例示的な実施形態では、しきい値を定義することができ、推定されたθをこのしきい値と比較するために、検出モジュール（例えば２１２など）を用いることができる。このような実施形態では、θの値がこの定義されたしきい値を超えた場合には、システムは脱調または不安定な状態であると判定され、その結果、送電側発電機１０８をシステム１００の残りの部分から隔離するために回路遮断器１１８がトリップされるか、あるいいはアラームが起動される。
【００４５】
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、脱調を検出するために、ＰおよびＱの関数としての揺動角の変化率（θ・）などの付加的なパラメータを用いることができる。
【００４６】
θ・は、図２の様々な実施形態で上述したように推定することができる。特定の実施形態では、検出モジュール２１２は、推定されたθおよびθ・に基づいて、脱調を検出するように構成することができる。θおよびθ・に基づいて脱調を検出する任意の公知の技術は、本発明の範囲から逸脱することなく、本明細書において用いることができる。１つの例示的な実施形態では、脱調状態は式７により決定されてもよい。
【００４７】
当業者は異なる実施形態から様々な特徴の互換性を認識するであろうこと、そして記載した様々な特徴ならびに各特徴の他の公知の均等物は、当業者によって本開示の原理に従って付加的なシステムおよび技術を構築するように混合し適合することができることを理解されたい。したがって、添付した特許請求の範囲は、本発明の真の要旨に含まれるこのような全ての改変および変形を包含することを意図していると理解すべきである。
【００４８】
本発明の特定の特徴だけを本明細書に図示し記載しているが、多くの改変および変形が当業者に想到されるであろう。したがって、添付した特許請求の範囲は、本発明の真の要旨に含まれるこのような全ての改変および変形を包含することを意図していると理解すべきである。
【符号の説明】
【００４９】
１００  電力システム
１０２  送電側
１０４  受電側
１０６  伝送リンク
１０８  送電側発電機
１１０  受電側発電機
１１２  保護部
１１４  変圧器
１１６  変流器
１１８  回路遮断器
１２０、２００  脱調検出装置
１２２  処理部
１２４  Ｉ／Ｏ部
１２６  記憶部
１３６  通信バス
２０２  電圧決定（ＶＤ）モジュール
２０４  電流決定（ＣＤ）モジュール
２０６  インピーダンス推定（ＩＥ）モジュール
２０８  ロータ角決定（ＲＡＤ）モジュール
２１０  揺動角推定（ＳＡＥ）モジュール
２１２  検出モジュール
２１４  有効電力決定（有効ＰＤ）モジュール
２１６  無効電力決定（無効ＰＤ）モジュール
３００  ２ソースシステム
３０２  ベクトルフェーザ表現
４００  電力システムにおける脱調を検出するための方法
４０２〜４１０  方法４００を実行するためのステップ
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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