【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、分散型電源設備の連系保護システムに係り、特に、瞬時電圧低下と単独運転を検出して分散型電源設備や負荷を保護するに好適な分散型電源設備の連系保護システムに関する。
【０００２】
【従来の技術】
工場や大規模ビルなどの需要家の電力設備においては、電力系統側の給電停止時のバックアップ対策や不足電力を補うために、あるいはコージェネレーションシステムのように電熱併給システムとして総合エネルギー費用を削減する目的で、分散型電源を自家発電用電源として設置し、電力系統と分散型電源とを連系して運用する構成が増加している。
【０００３】
従来の分散型電源設備の連系保護システムは、分散型電源を持たない受電設備と同様に、保護の目的に応じて個別に設置された専用の保護装置を協調制御して運用されている。例えば、落雷などによる電力系統側の短時間故障により生じる瞬時電圧低下に対しては、例えば、特開平１０−３３６８７８号公報に記載されているように、電力系統と分散型電源設備との間に配置されて半導体スイッチにより構成された遮断装置により、電力系統から需要家の分散型電源設備と重要負荷を高速に解列（通常、２０ｍｓ以内）することで、電圧低下による被害を軽減させる瞬時電圧低下防止装置が提案されている。
【０００４】
また、系統給電停止時の保護上の対策（感電などの防止）として、必要な分散型電源の単独運転防止に対しては、電力会社の変電所と分散型電源を持つ需要家との間で通信を行う転送遮断装置や、分散型電源側で単独運転を検出する専用の検出装置が設置されている。ここで、単独運転とは、電力系統側の電源が喪失したときに、分散型電源が電力系統から解列されないままになり、局所的に分散型電源から他の一般需要家に電力を供給している状態を言う。
【０００５】
単独運転状態になると、本来無電圧であるべき系統が分散型電源によって充電されるため、そのままでは安全上に問題を生じることになる。さらに、分散型電源から系統が充電された状態で系統が自動的に再閉路されると、非同期投入によって機器などが損傷する問題が生じる。このため、このような問題点が生ずるのを防止するために、連系ガイドラインにより、需要家には単独運転を検出するための装置を設けるとともに、単独運転時に系統と分散型電源とを解列する解列手段を設置することが義務付けられている。
【０００６】
分散型電源設備の連系保護システムにおいて、瞬時電圧低下などの異常を検出するに際しては、例えば、各相の電圧の平均値を算出して基準値と比較する方法や、各相の電圧および電流の瞬時値（絶対値、時間変化率など）を基準値と比較する方法の他、三相の電圧の自乗和を用いる方法（例えば、特許文献１参照。）や、三相／二相変換による合成電圧ベクトルを用いる方法（例えば、特許文献２参照。）が提案されている。
【０００７】
【特許文献１】
特開平６−８２４９９号公報（第２頁〜第３頁、図１）
【特許文献２】
特開平５−２９７０３０号公報（第２頁〜第３頁、図１）
また、単独運転を検出する方法として、系統側の電圧と分散電源側の電圧とを検出し、各検出電圧の波形から両者の位相差と周波数差および電力方向を求め、これらの値が一定値を超えたときの組合わせから単独運転を検出する方法（例えば、特許文献３参照。）が提案されている。
【０００８】
【特許文献３】
特開平１０−２３４１３６号公報（第２頁〜第３頁、図１、図２）
【発明が解決しようとする課題】
従来の連系保護システムにおいては、保護の目的ごとに専用の装置を個別に設置しているため、需要家の設備投資が増加するとともに、各装置を協調して運用するための保護システムの構成が複雑化し、システム全体の制御の応答性／信頼性が低下するという問題点がある。そこで、単一の制御装置に複数の保護機能を持たせて集中制御することも考えられるが、単一の制御装置に単に複数の保護機能を持たせても、１つの演算処理装置で処理する演算量が増加するだけで演算処理を円滑に行うことができない。
【０００９】
また、従来の連系保護システムにおいて異常を検出するに際して、瞬時電圧低下の検出を行うにも、電圧の平均値を用いる方法では、積分処理を行うために、原理的に検出に時間がかかるという問題点がある。また各相ごとの電圧・電流の瞬時値を用いる方法では、検出時間は短いが、系統のわずかな擾乱（波形歪み、周波数変動など）に対しても動作する可能性がある。また各相の電圧の自乗和や三相／二相変換による合成ベクトルを用いる方法では、各相の電圧低下の割合にばらつきがあるような場合には、電圧低下の小さい、あるいは遅い相に影響されて検出時間が長くなり、検出不能になる恐れがある。
【００１０】
本発明の課題は、演算処理を円滑に行うことができる分散型電源設備の連系保護システムを提供することにある。
【００１１】
本発明の他の課題は、瞬時電圧検出を高速に且つ高精度に行うことができる分散型電源設備の連系保護システムを提供することにある。
【００１２】
【課題を解決するための手段】
前記課題を解決するために、本発明は、三相の電力系統と分散型電源とを結ぶ母線に設置されて前記母線を指令に応じて開閉する母線連絡用遮断器と、前記遮断器より電力系統側の母線電圧を検出する系統側電圧検出器と、前記遮断器より分散型電源側の母線電圧を検出する分散電源側電圧検出器と、前記母線の通過電流を検出する電流検出器と、前記系統側電圧検出器と前記分散電源側電圧検出器および前記電流検出器の検出出力を基に前記電力系統の異常の有無を判定し、この判定結果に従った前記遮断器の遮断・投入を制御する制御手段とを備え、前記制御手段は、前記系統側電圧検出器の検出電圧と前記電流検出器の検出電流を演算処理して瞬時電圧低下を検出する瞬時電圧低下検出手段と、前記系統側電圧検出器の検出電圧と前記電流検出器の検出電流との位相差を基に前記連絡母線における電力の方向が前記分散型電源側から前記電力系統側に向かう方向である否かを判定する電力方向判定手段と、前記分散型電源側電圧検出器の検出電圧の周波数変化率から単独運転を検出する単独運転検出手段と、前記瞬時電圧低下検出手段の検出出力と前記電力方向判定手段の肯定の判定結果との論理積による出力または前記単独運転検出手段の検出出力に応答して前記遮断器に対して遮断指令を出力する遮断指令出力手段とを含んで構成されてなる分散型電源設備の連系保護システムを構成したものである。
【００１３】
前記分散型電源設備の連系保護システムを構成するに際しては、以下の要素を付加することができる。
【００１４】
（１）前記制御手段は、前記系統側電圧検出器の検出電圧と前記分散電源側電圧検出器の検出電圧との位相差を検出する位相差検出手段と、前記位相差検出手段の検出出力により同期タイミングを判定する同期判定手段と、前記同期判定手段から同期タイミングであるとの判定結果が出力されたときに前記遮断器に対して投入指令を出力する投入指令出力手段とを含んで構成されてなる。
【００１５】
（２）前記制御手段は、前記分散型電源の運転状態を制御する分散型電源制御手段を含んで構成されてなる。
【００１６】
（３）前記瞬時電圧低下検出手段は、前記系統側電圧検出器の検出出力を三相／二相変換して合成電圧ベクトルの絶対値を算出する絶対値算出手段と、前記絶対値算出手段の算出による絶対値と異常判定のしきい値とを比較して瞬時電圧低下の発生の有無を判定する瞬時電圧低下判定手段と、前記電流検出器の検出による各相の電流を演算処理して異常を検出する電流異常検出手段と、前記電流異常検出手段の検出出力により前記異常判定のしきい値を補正する補正手段とから構成されてなる。
【００１７】
（４）前記瞬時電圧低下検出手段は、前記系統側電圧検出器の検出出力を三相／二相変換して合成電圧ベクトルの絶対値を算出する絶対値算出手段と、前記絶対値算出手段の算出による絶対値と異常判定のしきい値とを比較して瞬時電圧低下の発生の有無を判定する瞬時電圧低下判定手段と、前記系統側電圧検出器の検出による各相の電圧を演算処理して異常を検出する電圧異常検出手段と、前記電圧異常検出手段の検出出力により前記異常判定のしきい値を補正する補正手段とから構成されてなる。
【００１８】
（５）前記瞬時電圧低下検出手段は、前記系統側電圧検出器の検出出力を三相／二相変換して合成電圧ベクトルの絶対値を算出する絶対値算出手段と、前記絶対値算出手段の算出による絶対値と異常判定のしきい値とを比較して瞬時電圧低下の発生の有無を判定する瞬時電圧低下判定手段と、前記系統側電圧検出器の検出による各相の電圧を演算処理して異常を検出する電圧異常検出手段と、前記電流検出器の検出による各相の電流を演算処理して異常を検出する電流異常検出手段と、前記電流異常検出手段の検出出力または前記電圧異常検出手段の検出出力により前記異常判定のしきい値を補正する補正手段とから構成されてなる。
【００１９】
（６）前記電流異常検出手段は、前記電流検出器の検出による各相の電流の時間変化率のうちいずれかの時間変化率が変化率判定値を超えたときに異常を検出してなる。
【００２０】
（７）前記電流異常検出手段は、前記電流検出器の検出による各相の電流の絶対値のうちいずれかの絶対値が絶対値判定値を超えたときに異常を検出してなる。
【００２１】
（８）前記電圧異常検出手段は、前記系統側電圧検出器の検出による各相の電圧降下量のうちいずれかの電圧降下量が電圧判定値以下になったときに異常を検出してなる。
【００２２】
（９）前記瞬時電圧低下判定手段に設定された異常判定のしきい値は、予め規定された電圧変動時における前記絶対値算出手段の算出による絶対値よりも小さい値に初期設定され、前記補正手段は、前記異常判定のしきい値を前記初期設定値よりも大きい値に補正し、前記瞬時電圧低下判定手段は、前記絶対値算出手段の算出による絶対値が前記補正された異常判定のしきい値以下になったときに瞬時電圧低下が発生したことを判定してなる。
【００２３】
（１０）前記電力方向判定手段は、前記電流検出器の検出電流のうち特定の相の相電流と前記系統側電圧検出器の検出電圧のうち前記特定の相を基準とした線間電圧との位相差を演算する位相差演算手段と、前記位相差演算手段の演算結果を基に前記連絡母線における電力の方向が前記分散型電源側から前記電力系統側に向かう方向であるか否かを判定する方向判定手段とから構成されてなる。
【００２４】
（１１）前記電力方向判定手段は、前記電流検出器の検出による三相の相電流と前記系統側電圧検出器の検出による各相を基準とした線間電圧をそれぞれ二相に変換して電流・電圧の直交ベクトル成分をそれぞれ演算する三相／二相変換手段と、前記三相／二相変換手段の変換出力による電流・電圧の直交ベクトル成分相互の位相差を演算する位相差演算手段と、前記位相差演算手段の演算結果を基に前記連絡母線における電力の方向が前記分散型電源側から前記電力系統側に向かう方向であるか否かを判定する方向判定手段とから構成されてなる。
【００２５】
（１２）前記電力方向判別手段は、前記電力系統側の事故時に肯定の判定結果を出力し、前記分散型電源側の事故時に否定の判定結果を出力してなる。
【００２６】
前記した手段によれば、単一の制御手段により、電力系統側の事故または故障に起因した瞬時電圧低下および単独運転を検出し、この検出結果にしたがって母線連絡用遮断器を遮断する制御を行い、瞬時電圧低下のための演算処理と単独運転検出のための演算処理の共有化を図るようにしたため、演算量を低減することができ、演算処理を円滑に行うことができる。
【００２７】
また、電力系統側の事故または故障に起因した瞬時電圧低下を検出するに際して、系統側電圧検出器の検出出力を三相／二相変換して合成電圧ベクトルの絶対値を算出し、この絶対値と異常判定のしきい値とを比較して瞬時電圧低下の発生の有無を判定するときに、電圧異常検出手段または電流異常検出手段の検出出力により異常判定のしきい値を補正し、例えば、異常判定のしきい値を大きくして検出感度を上げるようにしているため、ノイズ処理、故障継続性判定などの複雑な処理を加えることなく、外乱に強く且つ所定の時間内で瞬時電圧低下を高精度に検出することができる。
【００２８】
【発明の実施の形態】
以下、本発明の一実施形態を図面に基づいて説明する。図１は本発明の一実施形態を示す分散型電源設備の連系保護システムの単線結線図である。図１に示す需要家の主回路は、電力系統４に接続された負荷２を含む系と、分散型電源となる発電装置５１とこれに接続された負荷３を含む系を母線１６で連系する方式であって、分散型電源を保有する需要家が電力系統４と連系する場合に一般的に用いられる回路構成である。
【００２９】
図１において、三相の電力系統４から電力を受ける受電点には遮断器６が設置されており、この遮断器６は受電用変圧器１０、遮断器８を介して負荷２に接続されている。受電用変圧器１０と遮断器８との接続点には母線（連絡母線）１６が接続されている。
【００３０】
一方、自家発電設備となる分散型電源設備５は分散型電源としての発電装置５１、制御装置５２を備えて構成されており、発電装置５１は遮断器７、９を介して負荷３に接続されている。そして遮断器７と遮断器９との接続点に母線１６が接続されている。制御装置５２は連系保護システム１の制御装置１１から電圧変動指令を受け、この指令にしたがって発電装置５１の出力電圧を制御するように構成されている。負荷３は負荷２よりも高い電力品質が要求されており、通常短時間の停電も許容されないもので構成されている。
【００３１】
連系保護システム１は、系統側の系と分散電源側の系とを結ぶ母線１６の途中に挿入されて配置された母線連絡用遮断器１２、母線の通過電流Ｉを検出する電流検出器１３、遮断器１２より電力系統側の母線電圧（線間電圧）Ｖｓを検出する系統側電圧検出器１４、遮断器１２より分散電源側の母線電圧Ｖｇを検出する分散電源側電圧検出器１５、電流検出器１３の検出電流（三相の相電流）、電圧検出器１４、１５の検出電圧を基に電力系統４の異常の有無を判定し、この判定結果にしたがった遮断器１２の遮断・投入を制御する制御手段としての制御装置１１を備えて構成されている。
【００３２】
本実施形態による連系保護システム１では、母線連絡用遮断器１２として、高速動作可能な真空遮断器あるいは半導体式の遮断器が採用されている。また制御装置１１は、電圧検出器１４の検出電圧と電流検出器１３の検出電流を演算処理して瞬時電圧低下を検出する瞬時電圧低下検出手段と、電圧検出器１５の検出電圧の周波数変化率から単独運転を検出する単独運転検出手段と、各検出手段の検出出力に応答して遮断器１２に対して遮断指令を出力する遮断指令出力手段としての機能を備えて構成されている。さらに、制御装置１１は、電圧検出器１４の検出電圧と電圧検出器１５の検出電圧との位相差を検出する位相差検出手段と、位相差検出手段の検出出力により同期タイミングを判定する同期判定手段と、この同期判定手段から同期タイミングであるとの判定結果が出力されたときに遮断器１２に対して投入指令を出力する投入指令出力手段としての機能を備えて構成されている。以下、制御装置１１の具体的制御アルゴリズムを図２、図５および図７を用いて詳細に説明する。
【００３３】
制御装置１１は、図２に示すように、電流検出器１３、電圧検出器１４、１５の検出出力（アナログ量の信号）をディジタル信号に変換するＡ／Ｄ変換部１１０、電流情報演算部１１１、比較部１１２、電圧情報演算部１１４、比較部１１５、前処理判定部１１７、三相ベクトル処理部１１８、単独運転検出部１２０、同期検出部１２１などを備えて構成されている。
【００３４】
上記構成による制御装置１１において瞬時電圧低下の検出を行うに際しては、検出器１３の検出による各相の電流（相電流）Ｉｕ、Ｉｖ、Ｉｗ、電圧検出器１４の検出による各相の電圧（各相を基準とした線間電圧）Ｖｓｕ、Ｖｓｖ、Ｖｓｗ、電圧検出器１５の検出による各相の電圧（各相を基準とした線間電圧）Ｖｇｕ、Ｖｇｖ、ＶｇｗをそれぞれＡ／Ｄ変換部１１０で指定のサンプリング周波数にしたがってサンプリングするとともにホールドし、電圧情報演算部１１４で各相の電圧Ｖｓｕ、Ｖｓｖ、ＶｓｗおよびＶｇｕ、Ｖｇｖ、Ｖｇｗの瞬時値を用いて各相の電圧低下量ΔＶの計算を行う。
【００３５】
次に、比較部１１５で電圧情報演算部１４で算出された各相の電圧低下量ΔＶと判定値ε１とを比較し、いずれかの相の電圧低下量ΔＶが判定値ε１よりも下回っているときには、いずれかの相の電圧に異常があるとして異常検出信号を前処理判定部１１７に出力する。すなわち電圧情報演算部１１４、比較部１１５は電圧異常検出手段として構成されている。このとき同時に、各相の電流Ｉｕ、Ｉｖ、Ｉｗの瞬時値を用いて電流情報演算部１１１において各相の電流の絶対値あるいは時間変化率の算出が行われ、この算出結果と判定値ε２との大小の比較が比較部１１２において行われ、いずれかの算出結果が判定値ε２を超えているときには電流に異常が生じたとして異常検出信号を前処理判定部１１７に出力する。すなわち、電流情報演算部１１１、比較部１１２は電流異常検出手段として構成されている。
【００３６】
次に、前処理判定部１１７において、比較部１１２または比較部１１５から異常検出信号が入力されたとき、すなわち、いずれか一方の比較部から、入力信号が基準値を逸脱しているとの比較結果が出力されたときには、所定のゲインａ（＞１）を出力する。これにより異常判定のしきい値ε３にゲインａが乗算され、異常判定のしきい値ε３を大きくして検出感度を高めるための補正が行われる。すなわち前処理判定部１１７は異常判定のしきい値ε３を初期設定値よりも大きい値に補正する補正手段として構成されている。
【００３７】
一方、三相ベクトル処理部１１８では、以下のような処理が行われる。Ａ／Ｄ変換部１１０でサンプリングされた電力系統４側の電圧Ｖｓｕ、Ｖｓｖ、Ｖｓｗを用いて三相／二相変換部１１８１で、次の（１）式により合成電圧ベクトルＶα、Ｖβを求め、これらを絶対値計算部１１８２でベクトル合成して絶対値｜Ｖαβ｜（一定の直流分となる電圧値）を算出する。
【００３８】
【数１】
このあと、絶対値計算部１１８２の算出による絶対値と異常判定のしきい値とを瞬時電圧低下判定部１１８３で比較し、この比較により瞬時電圧低下の有無を判定し、瞬時電圧低下が発生したときには瞬時電圧低下判定部１１８３から遮断器１２に対して遮断指令が出力され、遮断器１２が遮断されるようになっている。
【００３９】
すなわち、絶対値計算部１１８２の算出による絶対値｜Ｖαβ｜が異常判定のしきい値ε３×ａ（＝補正された異常判定のしきい値）以下になったときには、瞬時電圧低下が発生したとして、瞬時電圧低下判定部１１８３から遮断器１２に対して遮断指令が出力されるようになっており、三相／二相変換部１１８１、絶対値計算部１１８２は絶対値算出手段として、瞬時電圧低下判定部１１８３は瞬時電圧低下判定手段および遮断指令出力手段として構成されている。
【００４０】
ここで、本実施形態においては、合成ベクトルの絶対値｜Ｖαβ｜に対する判定値（異常判定のしきい値）ε３に、各相の電圧、電流の瞬時値による前処理判定部１１７から出力される所定のゲインａ（＞１）を乗じるに際して、いずれかの相の電圧あるいは電流に異常を検出したときのみ絶対値｜Ｖαβ｜に対する判定値ε３を大きくして検出感度を上げるようにしている。すなわち、判定値ε３は常時の電圧変動で誤判定しない値以下に初期設定されており、前処理判定で異常を検出したときのみ初期設定値よりも大きくなるように補正される。このようにすることで、検出時間は短いが、波形歪み、周波数変動などで誤検出しやすい各相ごとの瞬時値による検出と、外乱には強いが故障の様相によっては検出に時間を要する三相の合成ベクトル処理による検出の短所を補いながら、互いの長所を活かすことができる。結果として、本実施形態による補正処理を行うことで、ノイズ処理、故障継続性判定処理などの複雑な処理を加えることなく、外乱に強く且つ所定の時間内で瞬時電圧低下を高精度に検出することができる。
【００４１】
次に、瞬時電圧低下の具体的な検出動作を図３にしたがって説明する。まず、電力系統４で一線地絡故障が発生したときのように、三相電圧低下の割合にばらつきがある場合の例について説明する。図３（ａ）に示すように、Ｖ相で一線地絡故障が発生した場合、（ｂ）に示すように、電力系統４側の電圧Ｖｓｕ、Ｖｓｖ、Ｖｓｗの波形のうち、Ｖ相の電圧が低下し、Ｖ相の電圧低下率が最も早く大きくなる。すなわち、Ｖ相の電圧が低下すると、次の（２）式で定義されるＶ相の電圧の瞬時値の低下率ΔＶｓｖｉは、（ｂ）に示すように、急激に低下する。
【００４２】
【数２】
ここで、添字ｉはＡ／Ｄ変換部１１０によるサンプリング時刻、ｎは一周期のサンプリング点数である。（２）式のΔＶｓｖｉと判定値ε１とを比較部１１５で比較し、（ｂ）に示すように、所定のサンプリング回数以上連続してΔＶｓｖｉ＜ε１が成立したときには、Ｖ相の電圧低下の可能性が有りとする比較結果、すなわち、異常検出信号が前処理判定部１１７に出力される。比較部１１５の比較演算により電圧低下の可能性があるとの判定結果が得られたときには、（ｃ）に示すように、三相／二相変換部１１８１および絶対値計算部１１８２の演算で得られた合成電圧ベクトルの絶対値｜Ｖαβ｜に対する判定値ε３に対してゲインａ（＞１）を乗算し、この判定値ε３を大きくして検出感度を上げるための補正が行われる。
【００４３】
このような補正処理を行うことで、三相の電圧低下のばらつきのために、絶対値｜Ｖαβ｜が脈動し、且つ電圧低下量を検出するのに十分でない場合においても、従来の三相／二相変換のみによる検出方法に比べて、検出時間を短縮することができる。また、各相の瞬時値と合成電圧ベクトルの組合わせによるもので、各相ごとの瞬時値のみを用いた検出時に起こり得る誤検出の問題を回避することもできる。
【００４４】
次に、瞬時電圧低下を検出するに際して、電流情報演算部１１１、電圧情報演算部１１４、比較部１１２、１１５における具体的な処理内容を図４にしたがって説明する。まず、瞬時電圧低下の各相ごとの瞬時値処理を行うに際して、電圧低下率によって瞬時電圧低下を検出するに際しては、（ａ）に示すように、電力系統４側および分散型電源５側の電圧の瞬時値Ｖｓｕｉ、Ｖｓｖｉ、ＶｓｗｉおよびＶｇｕｉ、Ｖｇｖｉ、Ｖｇｗｉを用いて電圧情報演算部１１４において各相の電圧低下率を求め、各算出値をそれぞれ判定値ε１と比較し、電力系統４側および分散型電源５側の少なくとも１つの相に関する電圧低下率が同時に所定のサンプリング回数以上連続して判定値ε１を下回ったときには（電圧低下率が判定値ε１を下回っていることが所定回数以上継続していると判定されたとき）、電圧異常が生じたとして異常検出信号が比較部１１５から前処理判定部１１７に出力される。すなわち電圧情報演算部１１４、比較部１１５は各相の電圧降下量（電圧低下率）のうちいずれかの相の電圧降下量が電圧判定値（判定値ε１）以下になったときに異常を検出する電圧異常検出手段として構成されている。
【００４５】
次に、瞬時電圧低下を電流の絶対値によって検出する場合には、（ｂ）に示すように、各相の電流の瞬時値Ｉｕｉ、Ｉｖｉ、Ｉｗｉから電流情報演算部１１１でそれぞれの絶対値を算出し、各算出値と判定値ε２とをそれぞれ比較し、少なくとも１つの相の算出値が所定のサンプリング回数以上連続して判定値ε２を超えていると比較部１１２において判定されたときには、比較部１１２から前処理判定部１１７に対して電流の異常が生じたとして異常検出信号が出力される。すなわち電流情報演算部１１１、比較部１１２は電流異常検出手段として構成されている。
【００４６】
また、電流の時間変化により瞬時電圧低下を検出する場合には、（ｃ）に示すように、各相の電流の瞬時値Ｉｕｉ、Ｉｖｉ、Ｉｗｉを用いて電流情報演算部１１１でそれぞれの時間変化率を算出し、各算出値と判定値ε２とをそれぞれ比較し、少なくとも１つの算出値が所定のサンプリング回数以上連続して判定値ε２を超えているときには、電流に異常が生じたとして、異常検出信号が比較部１１２から前処理判定部１１７に出力される。すなわち、電流情報演算部１１１、比較部１１２は電流異常検出手段として構成されている。
【００４７】
なお、瞬時電圧低下を検出するに際しては、前処理判定に用いる各相の瞬時値による処理として、図４（ａ）の電圧低下量の演算処理と（ｂ）あるいは（ｃ）の電流の演算処理とを併用しても良いし、（ａ）の電圧低下量の演算処理だけでも良い。
【００４８】
さらに、制御装置１１において瞬時電圧低下を検出する際に、母線を通過する電力の方向の判定結果を併用する場合の例について説明する。図５は図２に示した本発明の実施例のアルゴリズムを表すブロック図に、電力方向判定部１２３を追加したものである。図２と同一部分は同一符号を付している。電力方向判定部１２３は、位相差演算部１２３１、方向判定部１２３２とで構成される。位相差演算部１２３１では、位相差演算手段として、例えば、通常の短絡方向継電器や電力方向継電器のように相電流と線間電圧を入力し、「電流、電圧の積加算による位相差演算」を行い、演算結果として、正または負の値を出力する。例えば、電流が電圧に対して電気角３０°進みの関係となるように、相電流Ｉｕ（Ｕ相の相電流）、線間電圧Ｖｓｗ（Ｗ相とＵ相との間の電圧）を入力し、位相差演算部１２３１において、（３）式により位相差ＰＳを計算する。
【００４９】
【数３】
ここで、φは最大感度角であり、例えば３０°とする。また、（３）式の第一項、第二項はそれぞれ次の（４）、（５）式で計算される。
【００５０】
【数４】
【００５１】
【数５】
Ｉｕ’、Ｖｓｗ’はそれぞれ電流、電圧の電気角９０°前のサンプリング値である。遮断指令は瞬時電圧判定部１１８３と方向判定部１２３２の出力結果のＡＮＤ条件が成立した場合に出力される。この演算では、基本波成分を抽出するためのフィルタ（バンドパスフィルタ）による時間遅れの影響を見込む必要がある。
【００５２】
一方、方向判定部１２３２では、方向判定手段として、ＰＳの符号により、母線１６における電力の方向が分散型電源設備５側から電力系統４側に向かう方向であるか否かを判定する。
【００５３】
具体的には、電力系統４側で地絡事故などが生じ、分散型電源設備５側から電力系統４側に事故電流が流れ、ＰＳがマイナスの値を示すときには、母線１６における電力の方向が分散型電源設備５側から電力系統４側に向かう方向であると判定する。この場合、方向判定部１２３２は、肯定の判定結果として、“１”の信号をＡＮＤ回路１２５に出力する。ＡＮＤ回路１２５は、瞬時電圧低下が生じたときに、瞬時電圧低下判定部１１８３から出力される“１”の信号と方向判定部１２３２の出力による“１”の信号との論理積を条件として、遮断器１２に対して遮断指令を出力するようになっている。
【００５４】
すなわち、電力方向判定部１２３は、相電流Ｉｕと線間電圧Ｖｓｗとの位相差を基に母線１６における電力の方向が分散型電源設備５側から電力系統４側に向かう方向であるか否かを判定する電力方向判定手段として構成されている。さらに、電力方向判定部１２３は、電力系統４側で地絡事故などが生じたときにのみ肯定の判定結果として、“１”の信号を出力するようになっているので、電力系統４側における事故を検出する事故検出手段を構成することにもなる。なお、分散型電源設備５側で地絡事故などが生じ、電力系統４側から分散型電源設備５側に事故電流が流れたときには、電力方向判定部１２３からは否定の判定結果として、“０”の信号が出力されるため、遮断器１２は閉じた状態に維持される。このため、分散型電源設備５から負荷３に対して電力が供給されなくなったとしても、電力系統４からの電力が負荷３に供給されることになる。また、この場合、電力方向判定部１２３は、分散型電源設備５側における事故を検出する事故検出手段を構成することにもなる。
【００５５】
一方、ＡＮＤ回路１２５は、瞬時電圧低下判定部１１８３とともに、瞬時電圧低下検出手段の検出出力と電力方向判定手段の肯定の判定結果との論理積に応答して遮断器１２に対して遮断指令を出力する遮断指令出力手段を構成することになる。
【００５６】
本実施形態によれば、瞬時電圧低下の検出と電力の方向判定とを併用し、系統側の故障または事故に起因する瞬時電圧低下の時にのみ母線１６を解列するようにしているので、分散型電源側故障の影響により分散型電源が停止した場合でも、電力系統４から負荷３に電力を供給することができ、重要負荷３の運転停止回避や、故障フィーダ（負荷３に接続されたフィーダ）の電圧安定性の維持を図ることができる。
【００５７】
次に、他の電力方向判定方法を図６に従って説明する。図６において、電力方向判定部１２４は、三相／二相変換部１２４１、位相差演算部１２４２、方向判定部１２４３を備えて構成されており、三相／二相変換部１２４１には、Ａ／Ｄ変換部１１０から三相各相の相電圧Ｉｕ、Ｉｖ、Ｉｗ、線間電圧Ｖｓｕ（Ｕ相・Ｖ相間の線間電圧）、Ｖｓｖ（Ｖ相・Ｗ相間の線間電圧）、Ｖｓｗ（Ｗ相・Ｕ相間の線間電圧）が入力されている。三相／二相変換部１２４１は、三相／二相変換手段として、入力された電流、電圧から（１）式により電流、電圧の直交ベクトル成分Ｖα、Ｖβ、Ｉα、Ｉβを求める。ただし、Ｉα、Ｉβについては、（１）式におけるＶｓｕ、Ｖｓｖ、Ｖｓｗの代わりに、Ｉｕ、Ｉｖ、Ｉｗを用いる。
【００５８】
次に、位相差演算部１２４２は、位相差演算手段として、Ｖα、Ｖβ、Ｉα、Ｉβを用いて、（６）式により位相差ＰＳを計算する。
【００５９】
【数６】
ここで、φは最大感度角であり、例えば３０°とする。また、（６）式の第一項、第二項はＶαとＶβ、ＩαとＩβがそれぞれ直交ベクトルであることを利用して次の（７）、（８）式により計算される。
【００６０】
【数７】
【００６１】
【数８】
このようにすることで、三相／二相変換の過程で電流、電圧に含まれる直流成分の影響を排除できるため、バンドパスフィルタが不要となり高速な方向判定が可能となる。また、積加算型の位相差演算で必要となる電流、電圧の９０°前のサンプリング値の代わりに、三相／二相変換により求まる直交成分を利用するため、メモリアクセス量を低減することができる。
【００６２】
一方、方向判定部１２４３では、方向判定手段として、ＰＳの符号により、母線１６における電力の方向が分散型電源設備５側から電力系統４側に向かう方向であるか否かを判定する。
【００６３】
具体的には、電力系統４側で地絡事故などが生じ、分散型電源設備５側から電力系統４側に事故電流が流れ、ＰＳがマイナスの値を示すときには、母線１６における電力の方向が分散型電源設備５側から電力系統４側に向かう方向であると判定する。この場合、方向判定部１２４３は、肯定の判定結果として、“１”の信号をＡＮＤ回路１２５に出力する。ＡＮＤ回路１２５は、瞬時電圧低下が生じたときに、三相ベクトル処理部１１８の瞬時電圧低下判定部１１８３から出力される“１”の信号と方向判定部１２４３の出力による“１”の信号との論理積を条件として、遮断器１２に対して遮断指令を出力するようになっている。
【００６４】
すなわち、電力方向判定部１２４は、三相の相電流Ｉｕ、Ｉｖ、Ｉｗと線間電圧Ｖｓｕ、Ｖｓｖ、Ｖｓｗをそれぞれ三相／二相変換して得られた電流・電圧の直交ベクトル成分Ｖα、Ｉα相互の位相差を基に母線１６における電力の方向が分散型電源設備５側から電力系統４側に向かう方向であるか否かを判定する電力方向判定手段として構成されている。さらに、電力方向判定部１２４は、電力系統４側で地絡事故などが生じたときにのみ肯定の判定結果として、“１”の信号を出力するようになっているので、電力系統４側における事故を検出する事故検出手段を構成することにもなる。なお、分散型電源設備５側で地絡事故などが生じ、電力系統４側から分散型電源設備５側に事故電流が流れたときには、電力方向判定部１２４からは否定の判定結果として、“０”の信号が出力されるため、遮断器１２は閉じた状態に維持される。このため、分散型電源設備５から負荷３に対して電力が供給されなくなったとしても、電力系統４からの電力が負荷３に供給されることになる。
【００６５】
本実施形態によれば、瞬時電圧低下の検出と電力の方向判定とを併用し、系統側の故障または事故に起因する瞬時電圧低下の時にのみ母線１６を解列するようにしているので、分散型電源側故障の影響により分散型電源が停止した場合でも、電力系統４から負荷３に電力を供給することができ、重要負荷３の運転停止回避や、故障フィーダ（負荷３に接続されたフィーダ）の電圧安定性の維持を図ることができる。
【００６６】
次に、単独運転を検出するに際しては、図２に示す受動方式の単独運転検出部１２０が用いられる。単独運転検出部１２０は周波数変化率演算部１２０１、単独運転判定部１２０２を備えて構成されている。周波数変化率演算部１２０１では、まず、電圧情報演算部１１４において、上述したように、各相の瞬時電圧低下の検出に必要な各相の電圧低下量を検出する過程で検出しておいた、分散型電源５側の電圧Ｖｇの波形の零クロス点の時刻ｔｇｕ、ｔｇｖ、ｔｇｗを用いて周波数を算出する。次に、（９）式で定義される周波数変化率Δｆを計算する。
【００６７】
【数９】
ここで、ｆ（Ｈｚ）は基準周波数で、例えば、現在のサンプリング時刻から０．５〜１ｓ前の時間区間の平均値とする。ｆ１（Ｈｚ）は現在の時刻における周波数で、例えば、現在のサンプリング時刻から３サイクル前の時間区間平均値とする。
【００６８】
（４）式の周波数変化率Δｆを各相ごとに算出し、この算出結果と判定値ε４とを判定部１２０２でそれぞれ比較し、少なくとも１つの算出値が判定値ε４を超えているときには、単独運転と判定し、遮断器１２に対して遮断指令を出力し遮断器１２を開放する。すなわち単独運転検出部１２０は単独運転検出手段とともに遮断指令出力手段として構成されている。
【００６９】
単独運転を検出するに際しては、受動方式による単独運転検出部１２０とともに、図７に示すように、能動方式による単独運転検出部１２２を用いることができる。この能動方式による単独運転検出部１２２においては、発電設備の制御系や外部の回路などにより、常時何らかの変動を与えておき、単独運転時に顕著になるこの変動を利用して単独運転を検出する方式が採用されている。
【００７０】
図７において、電圧変動信号発生部１２２４は、常時所定の変動信号Ｖｃｎｔを分散型電源５の制御装置５２へ送り続ける。周波数変化率演算部１２２１では、受動方式のときと同様に、分散型電源５側の電圧Ｖｇの波形の零クロス点の時刻ｔｇｕ、ｔｇｖ、ｔｇｗを用いて周波数を算出したあと、（４）式を用いて各相の周波数変化率Δｆを算出する。判定部１２２２では、各相の周波数変化率Δｆと２つの判定値ε４、ε５とをそれぞれ比較する。まず、各相の周波数変化率Δｆのうち少なくとも１つがε４＜Δｆ＜ε５を満たすならばゲインｂを出力する。このゲインｂは電圧変動信号発生器１２２４から送られる変動信号に乗算され、分散型電源５の制御装置５２への変動指令値を大きくする。また、少なくとも、１つの相に関する算出値がε５＜Δｆを満たすときには、母線連絡用遮断器１２に対して遮断指令を出力する。
【００７１】
このように、単独運転の検出に、周波数変化率を用いれば、太陽電池、燃料電池、マイクロガスタービンのように、インバータを介して連系される分散型電源にも、回転機系の分散型電源にも適用可能である。なお、本実施形態では、単独運転の検出を図２に示す受動方式と図７に示す能動方式について述べたが、これらに限定されるものではなく、他の方法を採用することもできる。
【００７２】
また、遮断器１２を遮断したあと同期投入するに際しては、同期検出部１２１によって同期検出が行われる。この同期検出部１２１は位相差演算部１２１１、同期判定部１２１２を備えて構成されており、遮断器１２の投入に必要な系統側電圧Ｖｓと分散型電源側の電圧Ｖｇの同期検出が行われる。まず位相差演算部１２１１においては、各相の電圧情報演算部１１４で求められた各相の系統側電圧Ｖｓの波形の零クロス点と、分散型電源側電圧Ｖｇの波形の零クロス点の時間差から位相差｜Δθ｜を計算する。同期判定部１２１では、位相差演算部１２１１の算出による位相差｜Δθ｜と判定値ε６とを比較し、｜Δθ｜＜ε６を満たしているときには、同期と判定し、遮断器１２に対して投入指令を出力する。
【００７３】
このように、本実施形態においては、連系保護システムの制御アルゴリズムをマイコンなどの演算処理装置にプログラミングし、これを電源、Ａ／Ｄ変換器、メモリとともに単一のプリント基板に設置して制御基板を構成し、この制御基板を制御装置１１に組み込むこととしている。
【００７４】
次に、本発明の他の実施形態を図８にしたがって説明する。本実施形態は、分散型電源設備の制御装置５２に瞬時電圧低下および単独運転を検出する機能を付加するとともに、分散型電源の運転状態を制御する分散型電源制御手段としての機能を付加して連系保護システムを構成したものであり、他の構成は図１のものと同様である。
【００７５】
分散型電源の制御装置５２は、電源制御部５２１と連系保護制御部５２２を備えて構成されており、連系保護制御部５２２には、前記実施形態で用いた制御アルゴリズムに関する情報を搭載した制御基板が採用されている。電源制御部５２１は、連系保護制御部５２２から出力される電圧変動指令にしたがって発電装置５１による運転状態を制御するように構成されている。
【００７６】
本実施形態においては、連系保護制御部５２２に前記実施形態と同様な機能を持たせているため、前記実施形態と同様な効果を得ることができる。
【００７７】
なお、電源制御部５２１の制御基板内に、図２の制御アルゴリズムをプログラミングし、且つこの制御基板に電流検出器１３、電圧検出器１４、１５の入力部を追加して、電源制御部５２１に連系保護制御部５２２の機能を組み込むことも可能である。
【００７８】
上述したように、前記各実施形態によれば、瞬時電圧低下および単独運転の検出に伴う演算処理の共有化を図ることで、単一の制御装置１１、５２に上記の機能を集約することが可能となるため、専用の瞬時電圧低下検出装置や単独運転検出装置および転送遮断装置を設置する必要がなくなる。したがって、設備投資を増加することなく、また保護システムの構成や制御を複雑化することなく、従来と同様な保護機能を得ることができる。また保護装置間の通信線を削減できるため、制御の応答性／信頼性も向上する。
【００７９】
また、前記実施形態によれば、系統側電圧検出器の検出出力を三相／二相変換して合成電圧ベクトルの絶対値を算出し、この絶対値と異常判定のしきい値とを比較して瞬時電圧低下の発生の有無を判定するときに、電圧異常検出手段または電流異常検出手段の検出出力により異常判定のしきい値を補正するようにしているため、ノイズ処理、故障継続性判定などの複雑な処理を加えることなく、外乱に強く且つ所定の時間内で瞬時電圧低下を高精度に検出することができる。
【００８０】
さらに、電力の方向判定を併用することで、系統側の故障または事故に起因する瞬時電圧低下の時にのみ母線を解列するので、分散型電源側故障の影響により分散型電源が停止した場合の重要負荷の運転停止回避や、故障フィーダの電圧安定性の維持を図ることができる。
【００８１】
また、瞬時電圧低下の検出方法においては、各相の電圧、電流の瞬時値による検出と、三相／二相変化による合成電圧ベクトルを用いた検出を併用し、且つ瞬時値による検出結果を用いて合成電圧ベクトルのための異常判定値を補正するようにしているため、波形歪み、周波数変動などの擾乱の影響を受けずに、且つ検出時間を増加させることなく信頼性を向上させることができる。
【００８２】
【発明の効果】
以上説明したように、本発明によれば、単一の制御手段により、電力系統側の事故または故障に起因した瞬時電圧低下および単独運転を検出し、この検出結果にしたがって母線連絡用遮断器を遮断する制御を行い、瞬時電圧低下のための演算処理と単独運転検出のための演算処理の共有化を図るようにしたため、演算量を低減することができ、演算処理を円滑に行うことができる。また、電力系統側の事故または故障に起因した瞬時電圧低下を検出するに際して、系統側電圧検出器の検出出力を三相／二相変換して合成電圧ベクトルの絶対値を算出し、この絶対値と異常判定のしきい値とを比較して瞬時電圧低下の発生の有無を判定するときに、電圧異常検出手段または電流異常検出手段の検出出力により異常判定のしきい値を補正して検出感度を上げるようにしているため、ノイズ処理、故障継続性判定などの複雑な処理を加えることなく、外乱に強く且つ所定の時間内で瞬時電圧低下を高精度に検出することができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明の一実施形態を示す分散型電源設備の連系保護システムのブロック構成図である。
【図２】瞬時電圧低下と単独運転を検出するアルゴリズムを説明するためのブロック構成図である。
【図３】瞬時電圧低下の検出方法を説明するための波形図である。
【図４】瞬時電圧低下の具体的アルゴリズムを説明するためのブロック構成図である。
【図５】故障方向判定を併用した場合の瞬時電圧低下と単独運転を検出するアルゴリズムを説明するためのブロック構成図である。
【図６】他の故障方向判定方法を説明するためのブロック構成図である。
【図７】能動方式による単独運転検出方法を説明するためのブロック構成図である。
【図８】本発明の他の実施形態を示す連系保護システムのブロック構成図である。
【符号の説明】
１ 連系保護システム
２、３ 負荷
４ 電力系統
５ 分散型電源設備
６、７、８、９ 遮断器
１０ 受電用変圧器
１１ 制御装置
１１０ Ａ／Ｄ変換部
１１１ 電流情報演算部
１１２ 電圧情報演算部
１１３ 三相ベクトル処理部
１１４ 電圧情報演算部
１１５ 単独運転検出部
１１７ 前処理判定部
１２ 母線連絡用遮断器
１３ 電力検出器
１４、１５ 電圧検出器[0001]
TECHNICAL FIELD OF THE INVENTION
The present invention relates to an interconnection protection system for a distributed power supply, and more particularly to an interconnection protection system for a distributed power supply suitable for protecting a distributed power supply and a load by detecting an instantaneous voltage drop and isolated operation. .
[0002]
[Prior art]
In power facilities of customers such as factories and large-scale buildings, to reduce the total energy cost in order to compensate for the lack of power and backup measures when the power supply side stops power supply, or as a cogeneration system like a cogeneration system For this purpose, there is an increasing number of configurations in which a distributed power source is installed as a power source for in-house power generation, and the power system and the distributed power source are connected and operated.
[0003]
The conventional interconnection protection system for distributed power supply equipment is operated by cooperatively controlling dedicated protection devices individually installed according to the purpose of protection, similarly to power reception equipment without distributed power supply. For example, with respect to an instantaneous voltage drop caused by a short-time failure of the power system due to a lightning strike or the like, for example, as described in Japanese Patent Application Laid-Open No. An instantaneous voltage that reduces damage caused by voltage drop by quickly disconnecting (typically within 20 ms) the customer's decentralized power supply equipment and important loads from the power system by means of a breaker arranged and configured with semiconductor switches A drop prevention device has been proposed.
[0004]
Also, as a protection measure (prevention of electric shock, etc.) when the system power supply is stopped, the necessary prevention of the isolated operation of the decentralized power source must be implemented between the substation of the power company and the customer who has the decentralized power source. A transfer interruption device for performing communication and a dedicated detection device for detecting isolated operation on the distributed power supply side are provided. Here, islanding means that when the power supply on the power system side is lost, the distributed power supply is not disconnected from the power system, and power is locally supplied from the distributed power supply to other general consumers. Say you are.
[0005]
In the islanding operation state, a system that should be essentially free of voltage is charged by the distributed power supply, which causes a problem in safety as it is. Further, if the system is automatically reclosed while the system is charged from the distributed power source, there is a problem that the equipment is damaged due to the asynchronous input. For this reason, in order to prevent such a problem from occurring, consumers are provided with a device for detecting islanding according to the interconnection guidelines, and the grid and the distributed power source are disconnected during islanding. It is obligatory to set up a disconnecting means to do this.
[0006]
When detecting an abnormality such as an instantaneous voltage drop in an interconnected protection system of a distributed power supply system, for example, a method of calculating the average value of the voltage of each phase and comparing it with a reference value, or a method of calculating the voltage and current of each phase In addition to the method of comparing the instantaneous value (absolute value, time rate of change, etc.) with the reference value, a method using a sum of squares of three-phase voltages (for example, see Patent Document 1), or a three-phase / two-phase conversion A method using a combined voltage vector (for example, see Patent Document 2) has been proposed.
[0007]
[Patent Document 1]
JP-A-6-82499 (pages 2 to 3, FIG. 1)
[Patent Document 2]
JP-A-5-297030 (pages 2 to 3, FIG. 1)
In addition, as a method of detecting islanding operation, the voltage on the system side and the voltage on the distributed power supply side are detected, and the phase difference, frequency difference, and power direction of both are determined from the waveform of each detected voltage, and these values are fixed values. (For example, see Patent Literature 3) has been proposed.
[0008]
[Patent Document 3]
JP-A-10-234136 (pages 2 to 3, FIGS. 1 and 2)
[Problems to be solved by the invention]
In the conventional interconnection protection system, dedicated equipment is separately installed for each protection purpose, which increases the capital investment of customers and the configuration of the protection system for cooperative operation of each equipment However, there is a problem that control response and reliability of the entire system are reduced. Therefore, it is conceivable to perform centralized control by providing a single control device with a plurality of protection functions. However, even if a single control device has a plurality of protection functions, processing is performed by one arithmetic processing unit. The calculation processing cannot be performed smoothly only by an increase in the calculation amount.
[0009]
Also, when detecting an abnormality in a conventional interconnection protection system, even when detecting an instantaneous voltage drop, the method using the average value of the voltage takes a long time to detect in principle because of the integration process. There is a problem. In the method using the instantaneous values of the voltage and current for each phase, although the detection time is short, the method may operate even for slight disturbance (waveform distortion, frequency fluctuation, etc.) of the system. In addition, in the method using the sum of squares of the voltage of each phase or the composite vector by the three-phase / two-phase conversion, when the rate of the voltage drop of each phase varies, the influence on the phase with a small or slow voltage drop is affected. As a result, the detection time becomes longer, and the detection may not be possible.
[0010]
An object of the present invention is to provide an interconnection protection system for distributed power supply equipment that can perform arithmetic processing smoothly.
[0011]
Another object of the present invention is to provide an interconnection protection system for distributed power supply equipment that can perform instantaneous voltage detection at high speed and with high accuracy.
[0012]
[Means for Solving the Problems]
In order to solve the above problem, the present invention provides a bus communication circuit breaker that is installed on a bus connecting a three-phase power system and a distributed power supply and opens and closes the bus according to a command, and a power supply from the circuit breaker. A system-side voltage detector that detects a system-side bus voltage, a distributed power-supply-side voltage detector that detects a bus voltage on the distributed power supply side from the circuit breaker, and a current detector that detects a passing current of the bus. The presence or absence of an abnormality in the power system is determined based on detection outputs of the system-side voltage detector, the distributed power supply-side voltage detector, and the current detector, and the breaker is turned on / off according to the determination result. Control means for controlling, wherein the control means performs an arithmetic processing on a detection voltage of the system-side voltage detector and a detection current of the current detector to detect an instantaneous voltage drop, and the system The detection voltage of the side voltage detector and the Power direction determining means for determining whether or not the direction of power in the communication bus is a direction from the distributed power supply side to the power system side based on a phase difference with a detected current of the flow detector; Islanding operation detection means for detecting islanding operation from the frequency change rate of the detection voltage of the power supply side voltage detector, and an output based on a logical product of a detection output of the instantaneous voltage drop detection means and a positive determination result of the power direction determination means Or a disconnection command output means for outputting a disconnection command to the circuit breaker in response to a detection output of the isolated operation detection means, and a connection protection system for a distributed power supply facility comprising: is there.
[0013]
In configuring the interconnection protection system for the distributed power supply equipment, the following elements can be added.
[0014]
(1) The control means includes: a phase difference detection means for detecting a phase difference between a detection voltage of the system-side voltage detector and a detection voltage of the distributed power supply-side voltage detector; and a detection output of the phase difference detection means. A synchronization determination unit that determines a synchronization timing; and a closing command output unit that outputs a closing command to the circuit breaker when a determination result indicating that the timing is a synchronization timing is output from the synchronization determination unit. It becomes.
[0015]
(2) The control means includes a distributed power supply control means for controlling an operation state of the distributed power supply.
[0016]
(3) The instantaneous voltage drop detection means includes three-phase / two-phase conversion of a detection output of the system-side voltage detector to calculate an absolute value of a combined voltage vector; An instantaneous voltage drop determining means for comparing the calculated absolute value with a threshold value for determining an abnormality to determine whether or not an instantaneous voltage drop has occurred; And a correction unit that corrects the threshold value for the abnormality determination based on a detection output of the current abnormality detection unit.
[0017]
(4) The instantaneous voltage drop detecting means includes an absolute value calculating means for converting a detection output of the system-side voltage detector into a three-phase / two-phase conversion to calculate an absolute value of a combined voltage vector; An instantaneous voltage drop determining means for comparing the calculated absolute value with a threshold value for determining an abnormality to determine whether or not an instantaneous voltage drop has occurred; and calculating voltages of respective phases detected by the system-side voltage detector. Voltage abnormality detecting means for detecting an abnormality by means of the voltage abnormality detecting means, and a correcting means for correcting a threshold value for the abnormality determination based on a detection output of the voltage abnormality detecting means.
[0018]
(5) The instantaneous voltage drop detecting means includes three-phase / two-phase conversion of a detection output of the system-side voltage detector to calculate an absolute value of a combined voltage vector; An instantaneous voltage drop determining means for comparing the calculated absolute value with a threshold value for determining an abnormality to determine whether or not an instantaneous voltage drop has occurred; and calculating voltages of respective phases detected by the system-side voltage detector. Voltage abnormality detection means for detecting abnormality by detecting current abnormality of each phase detected by the current detector, current abnormality detection means for detecting abnormality, and detection output of the current abnormality detection means or the voltage abnormality detection Correction means for correcting the threshold value for the abnormality determination based on the detection output of the means.
[0019]
(6) The current abnormality detecting means detects an abnormality when one of the time changes of the current of each phase detected by the current detector exceeds a change rate determination value.
[0020]
(7) The current abnormality detection means detects abnormality when any one of the absolute values of the currents of the respective phases detected by the current detector exceeds an absolute value determination value.
[0021]
(8) The voltage abnormality detection means detects abnormality when any of the voltage drops of each phase detected by the system-side voltage detector becomes equal to or less than a voltage determination value.
[0022]
(9) The abnormality determination threshold value set in the instantaneous voltage drop determination means is initially set to a value smaller than an absolute value calculated by the absolute value calculation means at the time of a predetermined voltage change, and the correction is performed. The means corrects the threshold value of the abnormality determination to a value larger than the initial set value, and the instantaneous voltage drop determination means performs the abnormality determination in which the absolute value calculated by the absolute value calculation means is corrected. When the voltage falls below the threshold value, it is determined that an instantaneous voltage drop has occurred.
[0023]
(10) The power direction determining means is configured to determine a phase current of a specific phase among the detection currents of the current detector and a line voltage based on the specific phase among the detection voltages of the system-side voltage detector. Phase difference calculating means for calculating a phase difference; and determining whether the direction of power in the communication bus is a direction from the distributed power supply side to the power system side based on a calculation result of the phase difference calculation means. And direction determining means.
[0024]
(11) The power direction judging means converts the three-phase current detected by the current detector and the line voltage based on each phase detected by the system-side voltage detector into two phases, respectively, to obtain a current. Three-phase / two-phase conversion means for respectively calculating the orthogonal vector components of the voltage; and phase difference calculation means for calculating the phase difference between the current / voltage orthogonal vector components based on the conversion output of the three-phase / two-phase conversion means. A direction judging means for judging whether or not the direction of electric power in the communication bus is a direction from the distributed power supply side to the electric power system side based on a calculation result of the phase difference calculating means. .
[0025]
(12) The power direction determining means outputs a positive determination result in the event of an accident on the power system side, and outputs a negative determination result in the event of an accident on the distributed power supply side.
[0026]
According to the above-described means, a single control means detects an instantaneous voltage drop and an islanding operation due to an accident or failure on the power system side, and performs control to shut off the busbar circuit breaker according to the detection result. Since the arithmetic processing for the instantaneous voltage drop and the arithmetic processing for the islanding operation detection are shared, the amount of arithmetic can be reduced and the arithmetic processing can be performed smoothly.
[0027]
Also, when detecting an instantaneous voltage drop due to an accident or failure on the power system side, the detection output of the system side voltage detector is converted into three-phase / two-phase to calculate the absolute value of the combined voltage vector, and this absolute value is calculated. When the presence or absence of the occurrence of the instantaneous voltage drop is determined by comparing the abnormality determination threshold with the abnormality determination threshold, the abnormality determination threshold is corrected by the detection output of the voltage abnormality detection means or the current abnormality detection means, for example, Since the detection sensitivity is raised by increasing the threshold value of the abnormality determination, it is strong against disturbance and reduces instantaneous voltage drop within a predetermined time without adding complicated processing such as noise processing and failure continuity determination. It can be detected with high accuracy.
[0028]
BEST MODE FOR CARRYING OUT THE INVENTION
Hereinafter, an embodiment of the present invention will be described with reference to the drawings. FIG. 1 is a single-line diagram of an interconnection protection system for distributed power supply equipment according to an embodiment of the present invention. The main circuit of the consumer shown in FIG. 1 includes a system including a load 2 connected to a power system 4 and a system including a power generator 51 serving as a distributed power supply and a load 3 connected thereto via a bus 16. This is a circuit configuration generally used when a customer having a distributed power source is connected to the power system 4.
[0029]
In FIG. 1, a circuit breaker 6 is provided at a power receiving point receiving power from a three-phase power system 4, and the circuit breaker 6 is connected to the load 2 via a power receiving transformer 10 and a circuit breaker 8. I have. A bus (communication bus) 16 is connected to a connection point between the power receiving transformer 10 and the circuit breaker 8.
[0030]
On the other hand, the distributed power supply equipment 5 serving as a private power generation equipment includes a power generation device 51 and a control device 52 as a distributed power supply, and the power generation device 51 is connected to the load 3 via circuit breakers 7 and 9. ing. The bus 16 is connected to a connection point between the circuit breaker 7 and the circuit breaker 9. The control device 52 is configured to receive a voltage change command from the control device 11 of the interconnection protection system 1 and control the output voltage of the power generation device 51 according to the command. The load 3 is required to have higher power quality than the load 2 and is generally configured such that a short-time power failure is not allowed.
[0031]
The interconnection protection system 1 includes a busbar circuit breaker 12 inserted and arranged in the middle of a busbar 16 connecting the system side and the distributed power supply side system, and a current detector 13 for detecting a passing current I of the busbar. , A system-side voltage detector 14 for detecting a bus voltage (line voltage) Vs on the power system side from the circuit breaker 12, a distributed power supply-side voltage detector 15 for detecting a bus voltage Vg on the distributed power supply side from the circuit breaker 12, The presence or absence of an abnormality in the power system 4 is determined based on the detection current (three-phase current) of the detector 13 and the detection voltages of the voltage detectors 14 and 15, and the breaker 12 is turned on / off according to the determination result. Is provided with a control device 11 as control means for controlling the control.
[0032]
In the interconnection protection system 1 according to the present embodiment, a vacuum circuit breaker that can operate at high speed or a semiconductor circuit breaker is used as the busbar circuit breaker 12. The control device 11 also calculates an instantaneous voltage drop detecting means for calculating the detected voltage of the voltage detector 14 and the detected current of the current detector 13 to detect an instantaneous voltage drop, and a frequency change rate of the detected voltage of the voltage detector 15. , And a function as a shutoff command output means for outputting a shutoff command to the circuit breaker 12 in response to a detection output of each detection means. Further, the control device 11 includes a phase difference detecting unit that detects a phase difference between the detection voltage of the voltage detector 14 and the detection voltage of the voltage detector 15, and a synchronization determination that determines a synchronization timing based on a detection output of the phase difference detection unit. And a function as a closing command output means for outputting a closing command to the circuit breaker 12 when a determination result indicating that it is a synchronization timing is output from the synchronization determining means. Hereinafter, a specific control algorithm of the control device 11 will be described in detail with reference to FIG. 2, FIG. 5, and FIG.
[0033]
As shown in FIG. 2, the control device 11 includes an A / D converter 110 for converting the detection outputs (analog signals) of the current detector 13, the voltage detectors 14 and 15 into digital signals, and a current information calculator 111. , A comparison unit 112, a voltage information calculation unit 114, a comparison unit 115, a pre-processing determination unit 117, a three-phase vector processing unit 118, an isolated operation detection unit 120, a synchronization detection unit 121, and the like.
[0034]
When detecting the instantaneous voltage drop in the control device 11 having the above configuration, the currents (phase currents) Iu, Iv, and Iw of the respective phases detected by the detector 13 and the voltages (each of the respective phases) detected by the voltage detector 14 are detected. The line voltages Vsu, Vsv, Vsw based on the phases, and the voltages (line voltages based on the respective phases) Vgu, Vgv, Vgw of the respective phases detected by the voltage detector 15 are respectively converted by the A / D converter 110. Is sampled and held according to the specified sampling frequency, and the voltage information calculation unit 114 calculates the voltage drop amount ΔV of each phase using the instantaneous values of the voltages Vsu, Vsv, Vsw and Vgu, Vgv, Vgw of each phase. Do.
[0035]
Next, the comparing section 115 compares the voltage drop amount ΔV of each phase calculated by the voltage information calculating section 14 with the judgment value ε1, and the voltage drop amount ΔV of any phase is lower than the judgment value ε1. In some cases, it is determined that there is an abnormality in the voltage of any of the phases, and an abnormality detection signal is output to the preprocessing determination unit 117. That is, the voltage information calculation unit 114 and the comparison unit 115 are configured as voltage abnormality detection means. At this time, simultaneously, the absolute value or the time change rate of the current of each phase is calculated in the current information calculation unit 111 using the instantaneous values of the currents Iu, Iv, Iw of each phase. Is compared in the comparison unit 112, and when any of the calculation results exceeds the determination value ε2, an abnormality is detected in the current and an abnormality detection signal is output to the preprocessing determination unit 117. That is, the current information calculation unit 111 and the comparison unit 112 are configured as current abnormality detection means.
[0036]
Next, when the abnormality detection signal is input from the comparison unit 112 or the comparison unit 115 in the preprocessing determination unit 117, that is, when the input signal deviates from the reference value from one of the comparison units, When the result is output, a predetermined gain a (> 1) is output. As a result, the gain a is multiplied by the threshold value ε3 for abnormality determination, and correction is performed to increase the threshold value ε3 for abnormality determination and increase the detection sensitivity. That is, the pre-processing determination unit 117 is configured as a correction unit that corrects the abnormality determination threshold value ε3 to a value larger than the initial setting value.
[0037]
On the other hand, in the three-phase vector processing unit 118, the following processing is performed. Using the voltages Vsu, Vsv, and Vsw on the power system 4 side sampled by the A / D conversion unit 110, the three-phase / two-phase conversion unit 1181 obtains composite voltage vectors Vα and Vβ by the following equation (1). These are vector-combined by an absolute value calculation unit 1182 to calculate an absolute value | Vαβ | (a voltage value that is a constant DC component).
[0038]
(Equation 1)
Thereafter, the instantaneous voltage drop determining unit 1183 compares the absolute value calculated by the absolute value calculating unit 1182 with the threshold value for abnormality determination, and determines whether there is an instantaneous voltage drop by this comparison. Sometimes, an interruption command is output from the instantaneous voltage drop determination unit 1183 to the circuit breaker 12, and the circuit breaker 12 is shut off.
[0039]
That is, when the absolute value | Vαβ | calculated by the absolute value calculation unit 1182 becomes equal to or smaller than the abnormality determination threshold value ε3 × a (= corrected abnormality determination threshold value), it is determined that an instantaneous voltage drop has occurred. The interruption command is output from the instantaneous voltage drop determination unit 1183 to the circuit breaker 12, and the three-phase / two-phase conversion unit 1181 and the absolute value calculation unit 1182 function as the absolute value calculation means. The determination unit 1183 is configured as an instantaneous voltage drop determination unit and a cutoff command output unit.
[0040]
Here, in the present embodiment, a judgment value (threshold for abnormality judgment) ε3 for the absolute value | Vαβ | of the combined vector is output from the preprocessing judgment unit 117 based on the instantaneous values of the voltage and current of each phase. When multiplying by a predetermined gain a (> 1), the detection sensitivity is increased by increasing the determination value ε3 with respect to the absolute value | Vαβ | only when an abnormality is detected in the voltage or current of any phase. That is, the determination value ε3 is initially set to a value that does not cause an erroneous determination due to a constant voltage change, and is corrected to be larger than the initial setting value only when an abnormality is detected in the preprocessing determination. In this way, the detection time is short, but the detection by the instantaneous value for each phase, which is liable to be erroneously detected due to waveform distortion, frequency fluctuation, and the like, and the detection is strong against disturbance but takes time for detection depending on the failure mode. The advantages of each other can be exploited while compensating for the disadvantages of detection by the combined vector processing of the phases. As a result, by performing the correction processing according to the present embodiment, it is possible to detect an instantaneous voltage drop with a high resistance to disturbance and within a predetermined time with high accuracy without adding complicated processing such as noise processing and failure continuity determination processing. be able to.
[0041]
Next, a specific detection operation of the instantaneous voltage drop will be described with reference to FIG. First, an example will be described in which the rate of three-phase voltage drop varies, such as when a single-line ground fault occurs in the power system 4. As shown in FIG. 3A, when a single-line ground fault occurs in the V phase, as shown in FIG. 3B, the voltage of the V phase among the waveforms of the voltages Vsu, Vsv, and Vsw on the power system 4 side. , And the voltage drop rate of the V phase becomes the largest at the earliest. That is, when the voltage of the V phase decreases, the rate of decrease ΔVsvi of the instantaneous value of the voltage of the V phase defined by the following equation (2) sharply decreases as shown in (b).
[0042]
(Equation 2)
Here, the subscript i is the sampling time by the A / D converter 110, and n is the number of sampling points in one cycle. The comparison unit 115 compares ΔVsvi of the equation (2) with the determination value ε1, and as shown in FIG. 2B, when ΔVsvi <ε1 is satisfied continuously for a predetermined number of times or more, the voltage of the V phase can be reduced. A comparison result indicating that there is a property, that is, an abnormality detection signal is output to the preprocessing determination unit 117. When the comparison unit 115 obtains a determination result indicating that there is a possibility of voltage drop by the comparison operation, as shown in (c), the three-phase / two-phase conversion unit 1181 and the absolute value calculation unit 1182 perform the calculation. The obtained determination value ε3 for the absolute value | Vαβ | of the combined voltage vector is multiplied by a gain a (> 1), and correction is performed to increase the determination value ε3 and increase the detection sensitivity.
[0043]
By performing such a correction process, even when the absolute value | Vαβ | pulsates due to variations in the three-phase voltage drop and is not sufficient to detect the voltage drop amount, the conventional three-phase / The detection time can be reduced as compared with the detection method using only two-phase conversion. In addition, because of the combination of the instantaneous value of each phase and the composite voltage vector, the problem of erroneous detection that can occur at the time of detection using only the instantaneous value of each phase can be avoided.
[0044]
Next, specific processing contents of the current information calculation unit 111, the voltage information calculation unit 114, and the comparison units 112 and 115 when detecting an instantaneous voltage drop will be described with reference to FIG. First, when performing the instantaneous value processing for each phase of the instantaneous voltage drop, when detecting the instantaneous voltage drop based on the voltage drop rate, as shown in (a), as shown in FIG. The voltage information calculation unit 114 obtains the voltage drop rate of each phase using the instantaneous values Vsui, Vsvi, Vswi and Vgui, Vgvi, Vgwi of the power system, and compares each calculated value with the determination value ε1, respectively. When the voltage drop rate of at least one phase on the side of the mold power supply 5 simultaneously falls below the judgment value ε1 continuously for a predetermined number of times or more (the voltage drop rate continues to fall below the judgment value ε1 for a predetermined number of times or more) Is determined to be present), an abnormality detection signal is output from the comparison unit 115 to the pre-processing determination unit 117 assuming that a voltage abnormality has occurred. That is, the voltage information calculation unit 114 and the comparison unit 115 detect an abnormality when the voltage drop amount of any phase among the voltage drop amounts (voltage drop rate) of each phase becomes equal to or smaller than the voltage determination value (the determination value ε1). This is configured as a voltage abnormality detection unit that performs the operation.
[0045]
Next, when the instantaneous voltage drop is detected by the absolute value of the current, as shown in (b), the absolute value of each current is calculated by the current information calculation unit 111 from the instantaneous values Iui, Ivi, Iwi of the current of each phase. The calculated value is compared with the determination value ε2. When the comparison unit 112 determines that the calculated value of at least one phase continuously exceeds the determination value ε2 for a predetermined number of samplings or more, the comparison is performed. The unit 112 outputs an abnormality detection signal to the pre-processing determination unit 117 on the assumption that a current abnormality has occurred. That is, the current information calculation unit 111 and the comparison unit 112 are configured as current abnormality detection means.
[0046]
When the instantaneous voltage drop is detected based on the time change of the current, the current information calculation unit 111 uses the instantaneous values Iui, Ivi, and Iwi of the current of each phase as shown in FIG. The calculated rate is compared with each of the calculated values and the determination value ε2. When at least one calculated value continuously exceeds the determination value ε2 for a predetermined number of times of sampling, it is determined that an abnormality has occurred in the current. The detection signal is output from comparison section 112 to preprocessing determination section 117. That is, the current information calculation unit 111 and the comparison unit 112 are configured as current abnormality detection means.
[0047]
When detecting the instantaneous voltage drop, the process of calculating the amount of voltage drop shown in FIG. 4A and the process of calculating the current shown in FIG. 4B or FIG. May be used together, or only the process of calculating the amount of voltage drop in (a) may be used.
[0048]
Further, an example will be described in which the controller 11 uses the determination result of the direction of the power passing through the bus when detecting the instantaneous voltage drop. FIG. 5 is a block diagram illustrating the algorithm according to the embodiment of the present invention shown in FIG. 2 are given the same reference numerals. The power direction determination unit 123 includes a phase difference calculation unit 1231 and a direction determination unit 1232. In the phase difference calculation unit 1231, as a phase difference calculation unit, for example, a phase current and a line voltage are input as in a normal short-circuit direction relay or a power direction relay, and “phase difference calculation by product addition of current and voltage” is performed. And outputs a positive or negative value as the calculation result. For example, the phase current Iu (the U-phase current) and the line voltage Vsw (the voltage between the W-phase and the U-phase) are input so that the current has an electrical angle advance of 30 ° with respect to the voltage. , The phase difference calculating section 1231 calculates the phase difference PS by the equation (3).
[0049]
[Equation 3]
Here, φ is the maximum sensitivity angle, for example, 30 °. The first and second terms of the equation (3) are calculated by the following equations (4) and (5), respectively.
[0050]
(Equation 4)
[0051]
(Equation 5)
Iu ′ and Vsw ′ are the sampling values of the current and the voltage 90 degrees before the electrical angle, respectively. The cutoff command is output when an AND condition of the output results of the instantaneous voltage determination unit 1183 and the direction determination unit 1232 is satisfied. In this calculation, it is necessary to consider the effect of a time delay due to a filter (bandpass filter) for extracting the fundamental wave component.
[0052]
On the other hand, the direction determination unit 1232 determines, as a direction determination unit, whether or not the direction of the power on the bus 16 is a direction from the distributed power supply facility 5 side to the power system 4 side, based on the sign of PS.
[0053]
Specifically, when a ground fault or the like occurs on the power system 4 side, a fault current flows from the distributed power supply facility 5 side to the power system 4 side, and when the PS indicates a negative value, the power direction on the bus 16 is It is determined that the direction is from the distributed power supply facility 5 to the power system 4. In this case, the direction determination unit 1232 outputs a signal “1” to the AND circuit 125 as a positive determination result. When an instantaneous voltage drop occurs, the AND circuit 125 sets a condition that a logical product of a “1” signal output from the instantaneous voltage drop determination unit 1183 and a “1” signal output from the direction determination unit 1232 is used as a condition. An interruption command is output to the circuit breaker 12.
[0054]
That is, the power direction determination unit 123 determines whether or not the power direction in the bus 16 is a direction from the distributed power supply facility 5 to the power system 4 based on the phase difference between the phase current Iu and the line voltage Vsw. Is configured as power direction determining means for determining the power direction. Further, the power direction determination unit 123 outputs a signal of “1” as an affirmative determination result only when a ground fault or the like occurs on the power system 4 side. This also constitutes an accident detection means for detecting an accident. When a ground fault or the like occurs on the distributed power supply equipment 5 side and an accident current flows from the power system 4 side to the distributed power supply equipment 5 side, the power direction determination unit 123 returns “0” as a negative determination result. Is output, the circuit breaker 12 is kept closed. Therefore, even if power is no longer supplied from the distributed power supply equipment 5 to the load 3, power from the power system 4 is supplied to the load 3. In this case, the power direction determination unit 123 also constitutes an accident detection unit that detects an accident on the distributed power supply facility 5 side.
[0055]
On the other hand, the AND circuit 125, together with the instantaneous voltage drop determination unit 1183, issues a shutoff command to the circuit breaker 12 in response to the logical product of the detection output of the instantaneous voltage drop detection means and the positive determination result of the power direction determination means. This constitutes a shutoff command output means for outputting.
[0056]
According to the present embodiment, the detection of the instantaneous voltage drop and the determination of the power direction are used together, and the bus 16 is disconnected only at the instantaneous voltage drop due to a failure or accident on the system side. Even when the distributed power supply stops due to the influence of the power supply side failure, the power supply 4 can supply the power to the load 3, and the operation of the important load 3 can be prevented from being stopped, and the failure feeder (the feeder connected to the load 3) can be provided. ) Can be maintained.
[0057]
Next, another power direction determination method will be described with reference to FIG. 6, the power direction determination unit 124 includes a three-phase / two-phase conversion unit 1241, a phase difference calculation unit 1242, and a direction determination unit 1243, and the three-phase / two-phase conversion unit 1241 includes A From the / D converter 110, the phase voltages Iu, Iv, Iw of the three phases, the line voltage Vsu (line voltage between the U phase and the V phase), Vsv (the line voltage between the V phase and the W phase), Vsw ( The line voltage between the W phase and the U phase) is input. The three-phase / two-phase conversion unit 1241 obtains orthogonal vector components Vα, Vβ, Iα, and Iβ of the current and the voltage from the input current and the voltage by the equation (1) as the three-phase / two-phase conversion means. However, for Iα and Iβ, Iu, Iv, and Iw are used instead of Vsu, Vsv, and Vsw in equation (1).
[0058]
Next, the phase difference calculation unit 1242 calculates the phase difference PS by equation (6) using Vα, Vβ, Iα, and Iβ as the phase difference calculation means.
[0059]
(Equation 6)
Here, φ is the maximum sensitivity angle, for example, 30 °. Further, the first and second terms of the equation (6) are calculated by the following equations (7) and (8) using that Vα and Vβ and Iα and Iβ are orthogonal vectors, respectively.
[0060]
(Equation 7)
[0061]
(Equation 8)
By doing so, the influence of the DC components included in the current and the voltage in the process of three-phase / two-phase conversion can be eliminated, so that a band-pass filter is not required and high-speed direction determination can be performed. In addition, since the quadrature component obtained by the three-phase / two-phase conversion is used instead of the sampling values 90 ° before the current and the voltage required for the product addition type phase difference calculation, the memory access amount can be reduced. it can.
[0062]
On the other hand, the direction determination unit 1243 determines, as the direction determination means, whether or not the power direction in the bus 16 is a direction from the distributed power supply facility 5 side to the power system 4 side, based on the sign of the PS.
[0063]
Specifically, when a ground fault or the like occurs on the power system 4 side, a fault current flows from the distributed power supply facility 5 side to the power system 4 side, and when the PS indicates a negative value, the power direction on the bus 16 is It is determined that the direction is from the distributed power supply facility 5 to the power system 4. In this case, the direction determination unit 1243 outputs a signal “1” to the AND circuit 125 as a positive determination result. When an instantaneous voltage drop occurs, the AND circuit 125 outputs a “1” signal output from the instantaneous voltage drop determination unit 1183 of the three-phase vector processing unit 118 and a “1” signal output from the direction determination unit 1243. A disconnection command is output to the circuit breaker 12 on condition of the logical product of
[0064]
That is, the power direction determination unit 124 determines the orthogonal vector component Vα of the current / voltage obtained by three-phase / two-phase conversion of the three-phase currents Iu, Iv, Iw and the line voltages Vsu, Vsv, Vsw, respectively. It is configured as a power direction determining means for determining whether or not the power direction in the bus 16 is a direction from the distributed power supply facility 5 side to the power system 4 side based on the phase difference between Iα. Further, the power direction determination unit 124 outputs a signal of “1” as a positive determination result only when a ground fault or the like occurs on the power system 4 side. This also constitutes an accident detection means for detecting an accident. Note that when a ground fault or the like occurs on the distributed power supply facility 5 side and an accident current flows from the power system 4 side to the distributed power supply facility 5 side, the power direction determination unit 124 returns “0” as a negative determination result. Is output, the circuit breaker 12 is kept closed. Therefore, even if power is no longer supplied from the distributed power supply equipment 5 to the load 3, power from the power system 4 is supplied to the load 3.
[0065]
According to the present embodiment, the detection of the instantaneous voltage drop and the determination of the power direction are used together, and the bus 16 is disconnected only at the instantaneous voltage drop due to a failure or accident on the system side. Even when the distributed power supply stops due to the influence of the power supply side failure, the power supply 4 can supply the power to the load 3, and the operation of the important load 3 can be prevented from being stopped, and the failure feeder (the feeder connected to the load 3) can be provided. ) Can be maintained.
[0066]
Next, when detecting the islanding operation, the islanding detection unit 120 of the passive type shown in FIG. 2 is used. The islanding detection unit 120 includes a frequency change rate calculation unit 1201 and an islanding operation determination unit 1202. In the frequency change rate calculation unit 1201, first, as described above, the voltage information calculation unit 114 detects the voltage drop amount of each phase necessary for detecting the instantaneous voltage drop of each phase, The frequency is calculated using the times tgu, tgv, and tgw of the zero cross point of the waveform of the voltage Vg on the distributed power supply 5 side. Next, the frequency change rate Δf defined by the equation (9) is calculated.
[0067]
(Equation 9)
Here, f (Hz) is a reference frequency, and is, for example, an average value of a time section 0.5 to 1 s before the current sampling time. f1 (Hz) is a frequency at the current time, and is, for example, an average value of a time section three cycles before the current sampling time.
[0068]
The frequency change rate Δf of the equation (4) is calculated for each phase, and the calculation result is compared with the determination value ε4 by the determination unit 1202. If at least one calculated value exceeds the determination value ε4, the frequency The operation is determined to be in operation, a shutoff command is output to the breaker 12, and the breaker 12 is opened. That is, the islanding operation detection unit 120 is configured as a shutdown command output unit together with the islanding operation detection unit.
[0069]
When detecting the islanding operation, the islanding detection unit 122 of the active system can be used as shown in FIG. 7 together with the islanding detection unit 120 of the passive system. In the active operation independent detection section 122, a method is used in which some variation is always given by the control system of the power generation equipment or an external circuit, and the independent operation is detected using this variation that becomes remarkable during the independent operation. Has been adopted.
[0070]
In FIG. 7, the voltage fluctuation signal generation unit 1224 constantly sends a predetermined fluctuation signal Vcnt to the control device 52 of the distributed power supply 5. The frequency change rate calculation unit 1221 calculates the frequency using the times tgu, tgv, and tgw of the zero cross point of the waveform of the voltage Vg on the distributed power supply 5 side, as in the case of the passive method, and then calculates Equation (4). Is used to calculate the frequency change rate Δf of each phase. The determination unit 1222 compares the frequency change rate Δf of each phase with the two determination values ε4 and ε5, respectively. First, the gain b is output if at least one of the frequency change rates Δf of each phase satisfies ε4 <Δf <ε5. This gain b is multiplied by the fluctuation signal sent from the voltage fluctuation signal generator 1224 to increase the fluctuation command value to the control device 52 of the distributed power supply 5. When at least the calculated value for one phase satisfies ε5 <Δf, a cutoff command is output to the busbar circuit breaker 12.
[0071]
As described above, if the frequency change rate is used to detect the isolated operation, the distributed power supply connected via an inverter, such as a solar cell, a fuel cell, or a micro gas turbine, can be used in a distributed power supply of a rotating machine. It is also applicable to power supplies. In this embodiment, the detection of the islanding operation has been described with respect to the passive method shown in FIG. 2 and the active method shown in FIG. 7, but the present invention is not limited to these, and other methods can be adopted.
[0072]
Further, when the circuit breaker 12 is shut off and the synchronization is performed, the synchronization detection unit 121 performs synchronization detection. The synchronization detection unit 121 includes a phase difference calculation unit 1211 and a synchronization determination unit 1212, and performs synchronization detection of the system side voltage Vs required for closing the circuit breaker 12 and the voltage Vg of the distributed power supply side. . First, in the phase difference calculation unit 1211, the time difference between the zero cross point of the waveform of the system side voltage Vs of each phase obtained by the voltage information calculation unit 114 of each phase and the zero cross point of the waveform of the distributed power supply side voltage Vg is calculated. The phase difference | Δθ | The synchronization determination unit 121 compares the phase difference | Δθ | calculated by the phase difference calculation unit 1211 with the determination value ε6, and when | Δθ | <ε6 is satisfied, determines that synchronization has been established. Outputs the injection command.
[0073]
As described above, in the present embodiment, the control algorithm of the interconnection protection system is programmed in an arithmetic processing unit such as a microcomputer, and the control algorithm is installed on a single printed circuit board together with a power supply, an A / D converter, and a memory for control. A board is configured, and the control board is incorporated in the control device 11.
[0074]
Next, another embodiment of the present invention will be described with reference to FIG. In the present embodiment, a function of detecting an instantaneous voltage drop and an isolated operation is added to the control device 52 of the distributed power supply equipment, and a function as distributed power supply control means for controlling the operation state of the distributed power supply is added. This is a configuration of an interconnection protection system, and other configurations are the same as those of FIG.
[0075]
The control device 52 of the distributed power supply includes a power supply control unit 521 and an interconnection protection control unit 522. The interconnection protection control unit 522 includes information on the control algorithm used in the above-described embodiment. A control board is employed. The power supply control unit 521 is configured to control an operation state of the power generation device 51 according to a voltage change command output from the interconnection protection control unit 522.
[0076]
In this embodiment, since the interconnection protection control unit 522 has the same function as that of the above-described embodiment, the same effect as that of the above-described embodiment can be obtained.
[0077]
The control algorithm of FIG. 2 is programmed in the control board of the power supply control unit 521, and the input units of the current detector 13, the voltage detectors 14 and 15 are added to this control board, and the power supply control unit 521 It is also possible to incorporate the function of the interconnection protection control unit 522.
[0078]
As described above, according to the above-described embodiments, the functions described above can be integrated into the single control devices 11 and 52 by sharing the arithmetic processing accompanying the detection of the instantaneous voltage drop and the islanding operation. Since it becomes possible, there is no need to install a dedicated instantaneous voltage drop detection device, an isolated operation detection device, and a transfer cutoff device. Therefore, a protection function similar to the conventional one can be obtained without increasing capital investment and without complicating the configuration and control of the protection system. Further, since the number of communication lines between the protection devices can be reduced, the responsiveness / reliability of the control is also improved.
[0079]
Further, according to the embodiment, the detection output of the system-side voltage detector is subjected to three-phase / two-phase conversion to calculate the absolute value of the combined voltage vector, and the absolute value is compared with the threshold value for abnormality determination. When the presence or absence of an instantaneous voltage drop is determined, the threshold value of the abnormality determination is corrected by the detection output of the voltage abnormality detection means or the current abnormality detection means, so that noise processing, failure continuity determination, etc. Without applying complicated processing, instantaneous voltage drop can be detected with high accuracy against a disturbance and within a predetermined time.
[0080]
Furthermore, by using the power direction determination together, the bus is disconnected only when the instantaneous voltage drops due to a system failure or accident, so that when the distributed power supply stops due to the influence of the distributed power supply failure. It is possible to avoid the operation stop of the important load and maintain the voltage stability of the failed feeder.
[0081]
Further, in the method of detecting the instantaneous voltage drop, the detection based on the instantaneous values of the voltage and current of each phase is used in combination with the detection using the composite voltage vector based on the three-phase / two-phase change, and the detection result based on the instantaneous values is used. In this case, the abnormality determination value for the composite voltage vector is corrected by the above-described method, so that the reliability can be improved without being affected by disturbance such as waveform distortion and frequency fluctuation and without increasing the detection time. .
[0082]
【The invention's effect】
As described above, according to the present invention, a single control unit detects an instantaneous voltage drop and an isolated operation caused by an accident or failure on the power system side, and according to a result of the detection, sets a busbar circuit breaker. The control for shutting down is performed so that the arithmetic processing for instantaneous voltage drop and the arithmetic processing for islanding detection are shared, so that the arithmetic amount can be reduced and the arithmetic processing can be performed smoothly. . Also, when detecting an instantaneous voltage drop due to an accident or failure on the power system side, the detection output of the system side voltage detector is converted into three-phase / two-phase to calculate the absolute value of the combined voltage vector, and this absolute value is calculated. When the presence or absence of an instantaneous voltage drop is determined by comparing the threshold value of the abnormality determination with the threshold value of the abnormality determination, the threshold value of the abnormality determination is corrected based on the detection output of the voltage abnormality detection means or the current abnormality detection means. Therefore, it is possible to detect an instantaneous voltage drop with high accuracy within a predetermined time without being subjected to complicated processing such as noise processing and failure continuity determination.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a block diagram of a connection protection system for distributed power supply equipment according to an embodiment of the present invention.
FIG. 2 is a block diagram illustrating an algorithm for detecting an instantaneous voltage drop and an islanding operation.
FIG. 3 is a waveform chart for explaining a method of detecting an instantaneous voltage drop.
FIG. 4 is a block diagram for explaining a specific algorithm of an instantaneous voltage drop.
FIG. 5 is a block diagram for explaining an algorithm for detecting an instantaneous voltage drop and islanding operation when failure direction determination is also used.
FIG. 6 is a block diagram for explaining another failure direction determination method.
FIG. 7 is a block diagram for explaining an islanding detection method using an active system.
FIG. 8 is a block diagram showing a connection protection system according to another embodiment of the present invention.
[Explanation of symbols]
1 Interconnection protection system
2,3 load
4 Power system
5 Distributed power supply facilities
6, 7, 8, 9 circuit breaker
10 Power receiving transformer
11 Control device
110 A / D converter
111 Current information calculation unit
112 Voltage information calculator
113 Three-phase vector processing unit
114 Voltage information calculator
115 islanding operation detector
117 Preprocessing judgment unit
12 Busbar communication circuit breaker
13 Power detector
14, 15 Voltage detector
