JP2007110829A - 連系する発電機を探知する方法およびそのプログラム - Google Patents

Abstract

【課題】電力系統に連系する発電機を容易に探知するための連系する発電機を探知する方法およびそのプログラムを提供する。
【解決手段】逆相電流Ｉ_２は、負荷で消費される不平衡電流により生じるため、配電線６４の電圧と無関係に逆相電流Ｉ_２を流す一種の電流源である逆相電流吸入源８０とみなす。発電機７０が配電線６４に連系された瞬間には、上位発電機５０から供給される逆相電流Ｉ_ｓ２は、発電機７０から供給される逆相電流Ｉ_ｇ２だけ減少する。また、発電機７０が配電線６４から解列された瞬間には、上位発電機５０から供給される逆相電流Ｉ_ｓ２は、発電機７０から供給されていた逆相電流Ｉ_ｇ２だけ増加する。よって、配電線６４へ供給される逆相電流Ｉ_ｇ２の時間的変化を観測することで、発電機７０の連系または解列を判断できる。
【選択図】図３

Description

この発明は電力系統に連系する発電機を探知する方法およびそのプログラムに関し、特に逆相電流に基づいて電力系統に連系する発電機を探知する方法およびそのプログラムに関するものである。

近年の地球環境保護の観点や電力自由化の進展に伴い、マイクロガスタービンや風力発電などの分散型電源（ＤＧ：Distributed Generator）が普及しつつある。一般的に、このような分散型電源は、需要者の構内に配置され、配電線から需要者へ電力を供給するための引込線を介して連系することが多い。

そして、分散型電源の発電量と需要者における負荷量とのバランスに応じて、需要者側から配電線側への電力潮流、または配電線側から需要者側への電力潮流が生じる。すなわち、分散型電源の発電量が需要者における負荷量以上であれば、需要者側から配電線側への電力潮流が生じ、需要者における負荷量が分散型電源の発電量以上であれば、配電線側から需要者側への電力潮流が生じる。

従来の大型の発電機に比べて、分散型電源は容易に電力系統に連系できるため、分散型電源を新たに設置しようとする需要者は、電力系統の運用者（電力会社）の協力を必要とすることなく、分散型電源を連系させることができる。そのため、新たに分散型電源を連系しようとする需要者は、電力系統の運用者に対してその旨を届出ることが原則とされており、電力系統の運用者は、その届出を受けて新たな分散型電源の連系を把握する。

ところで、電力系統において、三相短絡などの電気的な故障が生じると、連系されている発電機からその故障点に対して故障電流が流入する。過大な短絡電流による設備破損や需給のアンバランスによる周波数変動などを防止するため、電力系統には、電気的な故障を検出し、故障点に流入する故障電流を遮断するための遮断器などの保護装置が所定の区間毎に設けられている。

遮断器には、定格電圧、定格電流、定格遮断電流、定格過渡回復電圧、定格遮断時間および標準動作責務などが規定されている。これらのうち、定格遮断電流は、遮断器が短絡電流を遮断できる最大値を規定するものであり、当該遮断器が設けられる電力系統において、連系されている発電機を考慮して決定されなければならず、未知の発電機が連系されていると、故障電流が定格遮断電流を超過し、故障電流を遮断できないことが危惧される。

また、配電線に電気的な故障が発生して遮断器が動作すると、上位の電力系統から配電線への給電は停止されるが、当該配電線に連系されている分散型電源が発電を継続していると、分散型電源により配電線が充電されるため、復旧作業を行なう作業者が感電することが危惧される。

したがって、連系されている分散型電源を把握しておくことは、電力系統の運用者にとって非常に重要な責務である。

そのため、特に作業者の感電を防止する観点から、特開２００５−０３３８５１号公報（特許文献１）には、配電線に設置された遮断器の状態と、当該遮断器の下位側の配電線から駆動電圧を得て動作する子局装置からの応答とに基づいて、分散型電源の運転状態を監視する配電系統監視制御装置が開示されている。
特開２００５−０３３８５１号公報

しかしながら、需要者から電力系統の運用者への届出がなされないことも想定され、そのような場合には、連系されている分散型電源を把握することができないという問題があった。

上述の特開２００５−０３３８５１号公報（特許文献１）に開示された配電系統監視制御装置では、予め連系されている分散型電源を把握している場合において、その分散型電源の運転状態を監視できるが、把握されていない分散型電源を発見することはできなかった。

また、需要者へ電力を供給するための引込線おける電力潮流を計測することで、連系する分散型電源の有無を確認できる場合もあるが、需要者側から配電線側へ送出される電力潮流が存在しない場合には分散型電源を発見することはできない。すなわち、需要者における負荷量が大きく、分散型電源の発電電力のほぼすべてが需要者で消費される場合には、分散型電源を発見することはできなかった。

よって、連系する分散型電源を把握するための確実な手段が存在せず、電力系統の運用上および作業員の安全上において問題となることがあった。

そこで、この発明は、かかる問題を解決するためになされたものであり、その目的は、電力系統に連系する発電機を容易に探知するための連系する発電機を探知する方法およびそのプログラムを提供することである。

この発明によれば、三相交流系統において電路に接続されて連系する発電機を探知する方法であって、電路を流れる三相分の相電流を計測する計測ステップと、計測ステップにおいて計測された相電流から逆相電流を演算する第１の演算ステップと、第１の演算ステップにおいて演算された逆相電流の時間的変化を演算する第２の演算ステップと、第２の演算ステップにおいて演算された逆相電流が所定の時間的変化を有するか否かを判断し、逆相電流が所定の時間的変化を有すれば、電路に連系する発電機が存在すると探知する探知ステップとからなる。

好ましくは、逆相電流の変化は、発電機が電路と連系または解列することで生じる。
好ましくは、第２の演算ステップは、時間的変化として所定の期間毎に逆相電流の時間差分を演算する。

好ましくは、探知ステップは、逆相電流の時間差分が所定のしきい値を超過するか否かを判断するステップを含む。

好ましくは、探知対象の発電機に係る定数および三相交流系統に係る定数を受付ける受付ステップと、受付ステップにおいて受付けた定数と、第１の演算ステップにおいて演算された逆相電流とに基づいて、しきい値を決定するしきい値決定ステップとをさらに有する。

好ましくは、計測ステップは、さらに、電路の複数の地点を流れる三相分の相電流を同時に計測し、第１の演算ステップは、さらに、電路の複数の地点の各々における逆相電流を演算し、第２の演算ステップは、さらに、電路の複数の地点の各々における逆相電流の時間的変化を演算し、探知ステップは、電路の複数の地点の各々における逆相電流の時間的変化が所定の時間的変化を有するか否かを判断し、複数の地点の各々における時間的変化の有無に基づいて、電路において発電機が接続される区間を特定する区間特定ステップをさらに含む。

好ましくは、区間特定ステップは、電路上に配置された複数の地点のうち、逆相電流が所定の時間的変化を有する地点と、逆相電流が所定の時間的変化を有しない地点との間の区間において、発電機が接続されると特定する。

また、この発明によれば、上述の連系する発電機を探知する方法をコンピュータに実行させるためのプログラムである。

この発明によれば、電路を流れる相電流を計測し、その計測した相電流から演算される逆相電流の時間的変化に基づいて、連系する発電機の存在を探知する。よって、周知の計測手段により計測できる相電流を用いるため、電力系統に連系する発電機を容易に探知することができる。

この発明の実施の形態について、図面を参照しながら詳細に説明する。なお、図中の同一または相当部分については、同一符号を付してその説明は繰返さない。

［実施の形態１］
図１は、実施の形態１に従う探知装置１の機能ブロック図である。

図１を参照して、探知装置１は、所定の周期毎に一相分の相電圧および三相分の相電流を受けて逆相電流を演算し、さらに、所定の時間間隔毎にその逆相電流の時間差分を演算する。そして、探知装置１は、逆相電流の時間差分が所定のしきい値を超過しているか否かを判断し、しきい値を超過している場合には、発電機の連系または解列が生じたと推定し、連系する発電機が存在するとみなして探知信号を外部へ出力する。ここで、探知装置１は、対称座標演算部４と、時間差分演算部６と、しきい値演算部８と、比較判定部１０とからなる。

対称座標演算部４は、所定の周期毎にａ相の相電圧および各相の相電流を受ける。そして、対称座標演算部４は、ａ相の相電圧を基準ベクトルとして、その基準ベクトルとの位相差に基づいて、各相の相電流をベクトル量に変換する。さらに、対称座標演算部４は、ベクトル量に変換された各相の相電流から逆相電流Ｉ_２を演算し、時間差分演算部６へ出力する。

時間差分演算部６は、所定の周期毎に対称座標演算部４から逆相電流Ｉ_２を受け、当該周期における逆相電流Ｉ_２と所定の時間間隔だけ以前の逆相電流Ｉ_２とのベクトル差を演算し、その演算したベクトル差の絶対値を時間差分ΔＩ_２として比較判定部１０へ出力する。

しきい値演算部８は、外部から探知対象の電力系統における系統定数を受け、かつ、対称座標演算部４から受けた初期状態における逆相電流Ｉ_２に基づいて、発電機の連系により生じ得る逆相電流Ｉ_２の変動分を推定し、しきい値として比較判定部１０へ出力する。

比較判定部１０は、時間差分演算部６から受けた時間差分ΔＩ_２がしきい値演算部８から受けたしきい値を超過したか否かを判断し、しきい値を超過している場合には、発電機の連系または解列が生じたと推定し、連系する発電機が存在すると判断して探知信号を外部へ出力する。

（対称座標法）
対称座標法は、三相交流系統における不平衡電流を、互いに大きさと方向が一致する単相電流（零相電流）、相回転方向が電圧の相回転方向と一致する三相平衡電流（正相電流）および相回転方向が電圧の相回転方向と反対である三相平衡電流（逆相電流）の３つの対称分に分解して表現する方法である。

図２は、対称座標法を説明するための図である。
図２を参照して、図中の左辺は、三相交流系統の各相（ａ相，ｂ相，ｃ相）の相電流をＩ_ａ，Ｉ_ｂ，Ｉ_ｃとして、中性点Ｏを基準にベクトルとして表現したものである。そして、複素ベクトル平面において、ベクトルを反時計回りに１２０°だけ回転させるベクトルオペレータａを用いて、各相の相電流を３つの対称分（零相電流Ｉ_０，正相電流Ｉ_１，逆相電流Ｉ_２）に分解したものが図中の右辺である。ここで、ベクトルオペレータａ＝（−１＋ｊ√３）／２である（但し、ｊは虚数単位）。なお、図２において、相電流Ｉ_ａ，Ｉ_ｂ，Ｉ_ｃおよび対称分Ｉ_０，Ｉ_１，Ｉ_２については、複素ベクトルであることを明確にするため、その上部に「・」（ドット）を付し、以下同様とする。

ここで、正相電流Ｉ_１は、負荷の大きさを示す電流である。一方、逆相電流Ｉ_２は、負荷がいずれかの相に偏って不平衡となった場合において、その偏った相およびその偏り量を示す電流である。そのため、各相の負荷が互いに同一であれば、逆相電流Ｉ_２は存在しない。

また、零相電流Ｉ_０は、地絡故障などの電力系統から中性点を介して回路が形成される場合に生じる電流である。

上述のように、各相の相電流と３つの対称分とは互いに一義的に対応し、相互に変換することができる。相電流を対称分へ変換するための行列式を（１）式に示す。また、対称分を相電流へ変換するための行列式を（２）式に示す。

なお、多くの配電線における逆相電流は、正相電流の数〜１０数％程度の大きさしかなく、相電流を演算して逆相電流の時間差分を算出する場合には、各相の相電流を計測する計器は、定格値に対して誤差が０．５％程度以内の計測精度を有するものが望ましい。

（発電機の連系に伴う逆相電流の変化）
図３は、発電機の連系に伴う電力系統１００の電流変化を説明するための図である。

図３（ａ）は、線路中央集中負荷にて模擬した電力系統１００の単線系統図である。
図３（ｂ）は、図３（ａ）に示す電力系統１００を対称座標法にて表した対称座標回路１０１である。

図３（ｃ）は、図３（ｃ）に示す対称座標回路１０１を逆相電流源を用いて、簡略化近似した近似逆相回路１０２である。

図３（ａ）を参照して、電力系統１００は、上位発電機５０と、送電線５２と、変電所５４と、配電線６４と、分散型電源６６とからなる。

上位発電機５０は、送電線５２を介して発電した電力を変電所５４へ送出する。なお、上位発電機５０は、送電線５２を介して連系する１または２以上の発電機を一括したものである。

送電線５２は、上位発電機５０と変電所５４とを接続し、上位発電機５０で発生した電力を搬送する。

変電所５４は、送電線５２を介して上位発電機５０から受けた電力を配電用電圧に変圧して、配電線６４を介して各負荷へ供給する。そして、変電所５４は、変圧器５６と、遮断器５８，６２と、母線６０とからなる。変圧器５６は、送電線５２と接続され、送電線５２を介して受けた電力を配電用電圧に変圧して遮断器５８へ出力する。遮断器５８は、変圧器５６と母線６０との間に介挿され、母線６０上で短絡などの電気的な故障が発生すると、故障電流を遮断する。母線６０は、変圧器５６および遮断器５８を介して受けた電力を負荷へ分配するための回線接続および回線切換を行なうための電路である。遮断器６２は、母線６０と配電線６４との間に介挿され、配電線６４上で短絡などの電気的な故障が発生すると、故障電流を遮断する。

配電線６４は、変電所５４から送出される電力を搬送し、各負荷へ分配する。
分散型電源６６は、探知対象である発電機７０を含み、配電線６４に接続されて電力系統１００と連系する。また、発電機７０は、発電コストや負荷量などに応じて、運転時間を管理される。そのため、発電機７０の運転および停止に伴い、遮断器６８は、発電機７０を配電線６４と連系し、または発電機７０を配電線６４から解列する。

また、配電線６４に接続される負荷には、三相負荷および単相負荷が含まれる。三相負荷は、三相モータなどの三相電流を消費する負荷である。一方、単相負荷は、多くの家庭用電化製品などのように単相電流を消費する負荷である。単相電流は、三相交流の３相のうちいずれか２相の間を流れる電流、またはいずれか一相と中性点との間を流れる電流である。そのため、電力系統１００から見れば、負荷へ不平衡電流を供給することになり、配電線６４には逆相電流が発生する。

ところで、負荷が配電線６４の中心に集中配置されるとみなし、この負荷が平衡三相負荷と単相負荷とを含むとする。そして、単相負荷が、対称座標法で基準としたａ相ではない、ｂ相−ｃ相間にのみ配置されるとすると、対称座標回路は、それぞれ線路中心に集中配置された単相負荷を除く対称要素（三相電圧源と平衡三相負荷）で構成される正相回路および逆相回路を、互いに単相負荷を介して接続した形態の回路として表現できる。この対称座標回路１０１を、図３（ｂ）に示す。

図３（ｂ）を参照して、電力系統１００の対称座標回路１０１は、上位発電機５０の起電力Ｅ_ｓと、上位系統の正相リアクタンスＸ_ｓ１と、配電線６４の正相リアクタンスＸ_Ｌ１と、平衡三相負荷Ｚ_ｈと、発電機７０の正相内部リアクタンスＸ_ｇ１と、発電機７０の起電力Ｅ_ｇとからなる正相回路、および、上位系統の逆相リアクタンスＸ_ｓ２と、配電線６４の逆相リアクタンスＸ_Ｌ２と、発電機７０の逆相内部リアクタンスＸ_ｇ２とからなる逆相回路を含み、さらに、正相回路と逆相回路とを互いに結合する単相負荷Ｚ_ｕを含む。

一般的な電力系統においては、系統電圧を一定範囲に保つように電源電圧が制御されており、発電機の起電力Ｅ_ｓ、Ｅ_ｇの変化範囲が小さいこと、および、線路の電圧降下や電力損失低減のために線路リアクタンスが小さく設定されていることから、逆相電流Ｉ_２は、単相負荷Ｚ_ｕの値に最も大きく依存する。

そこで、これを配電線６４の電圧と無関係に逆相電流Ｉ_２を流す一種の電流源である逆相電流吸入源８０とみなす。したがって、近似逆相回路１０２では、上位発電機５０から供給される逆相電流Ｉ_ｓ２と、発電機７０から供給される逆相電流Ｉ_ｇ２との和が負荷で生じる逆相電流Ｉ_２となる。

対称座標回路１０１では、上位発電機５０の起電力Ｅ_ｓに応じた正相電流Ｉ_ｓ１と、発電機７０の起電力Ｅ_ｇに応じた正相電流Ｉ_ｇ１とが負荷へ供給される。そのため、遮断器６８が投入されて、発電機７０が配電線６４に連系された瞬間には、発電機７０の起電力Ｅ_ｇに応じた正相電流Ｉ_ｇ１だけ変化する。しかしながら、発電機７０の起電力Ｅ_ｇは、界磁電流を調整することで比較的自由に変更でき、また連系する際には起電力Ｅ_ｇを系統電圧と概略一致させるため、正相電流Ｉ_ｇ１の増加量は小さく、全く増加しない場合も想定される。したがって正相電流Ｉ_ｇ１を観測することで、連系する発電機７０を探知することはできない。

図３（ｃ）を参照して、電力系統１００の近似逆相回路１０２は、上位系統の逆相リアクタンスＸ_ｓ２と、配電線６４の逆相リアクタンスＸ_Ｌ２と、発電機７０の逆相内部リアクタンスＸ_ｇ２と、逆相電流吸入源８０とからなる。

逆相電流Ｉ_２は、負荷で消費される不平衡電流により生じ、負荷の三相不平衡に最も大きく依存するため、配電線６４の電圧と無関係に逆相電流Ｉ_２を流す一種の電流源である逆相電流吸入源８０とみなす。したがって、近似逆相回路１０２では、上位発電機５０から供給される逆相電流Ｉ_ｓ２と、発電機７０から供給される逆相電流Ｉ_ｇ２との和が負荷で生じる逆相電流Ｉ_２となる。

そのため、遮断器６８が投入されて、発電機７０が配電線６４に連系された瞬間には、発電機７０から逆相電流Ｉ_ｇ２が供給されるため、逆相電流Ｉ_２が不変であれば、上位発電機５０から供給される逆相電流Ｉ_ｓ２は、逆相電流Ｉ_ｇ２だけ減少する。また、遮断器６８が開放されて、発電機７０が配電線６４から解列された瞬間には、発電機７０から供給される逆相電流Ｉ_ｇ２が無くなるため、上位発電機５０から供給される逆相電流Ｉ_ｓ２は、逆相電流Ｉ_ｇ２だけ増加する。

よって、配電線６４へ供給される逆相電流Ｉ_ｇ２の時間的変化を観測することで、発電機７０の連系または解列が発生したか否かを推定できる。これは、発電機の存在が知られていない電力系統において、逆相電流の時間的変化に基づく推定により、その電力系統に連系する発電機が探知できることを意味する。

たとえば、図３（ａ）および図３（ｃ）を参照して、変電所５４において、母線６０から配電線６４へ流れる電流を観測することで、電力系統１００に連系する発電機７０を探知できる。

なお、配電線６４に接続される単相負荷は時々刻々と変化するため、逆相電流Ｉ_２も時間的に変化する。そのため、発電機７０が連系または解列されなくても、上位発電機５０から供給される逆相電流Ｉ_ｓ２は、時間的に変化する。しかしながら、多くの単相負荷は小容量であり、また、互いの相関性も低いため、発電機７０が連系または解列された瞬間の逆相電流Ｉ_ｓ２の変化量は、負荷の変動による逆相電流Ｉ_ｓ２の変化量より大きい。よって、負荷の変動により逆相電流Ｉ_ｓ２が変化したとしても、その影響を受けることなく、電力系統１００に連系する発電機を探知することができる。

（しきい値の決定）
図１に示すしきい値演算部８は、発電機７０が連系または解列されたと判断する、すなわち電力系統１００に連系する発電機７０を探知するためのしきい値を決定する。

再度、図３（ｃ）を参照して、探知前においては、発電機７０の存在は知られていないので、上位発電機５０から配電線６４へ供給される逆相電流Ｉ_ｓ２だけが観測可能である。

ここで、発電機７０が連系すると、逆相電流Ｉ_ｓ２は発電機７０が供給する逆相電流Ｉ_ｇ２だけ減少し、発電機７０が解列されると、逆相電流Ｉ_ｓ２は発電機７０が供給していた逆相電流Ｉ_ｇ２だけ増加する。

しかしながら、観測時点において発電機７０が連系中であるのか、または解列中であるのかを知ることはできないので、その時点において観測された逆相電流Ｉ_ｓ２が増加するのか、または減少するのかを判断できない。いずれの場合についても逆相電流Ｉ_ｓ２の変化量を推定し、最適なしきい値を決定する。

（ｉ）発電機７０が解列中の場合
初期状態において発電機７０が解列中であるとすると、発電機７０が連系された瞬間において、逆相電流Ｉ_ｓ２は、発電機７０が供給する逆相電流Ｉ_ｇ２だけ減少する。したがって、初期状態において観測された逆相電流をＩ_ｓ２ ^（０）とすると、発電機７０の連系中におけるキルヒホッフの法則に基づいて（３）式が成立する。

（Ｉ_ｓ２ ^（０）−Ｉ_ｇ２）×（Ｘ_ｓ２＋Ｘ_Ｌ２／２）＝Ｉ_ｇ２×（Ｘ_Ｌ２／２＋Ｘ_ｇ２）・・・（３）
（３）式をＩ_ｇ２について解くと、（４）式が得られる。

Ｉ_ｇ２＝Ｉ_ｓ２ ^（０）×（Ｘ_ｓ２＋Ｘ_Ｌ２／２）／（Ｘ_ｓ２＋Ｘ_Ｌ２＋Ｘ_ｇ２）＝ΔＩ_ｓ２ ^（１）・・・（４）
（ｉｉ）発電機７０が連系中の場合
初期状態において発電機７０が連系中であるとすると、発電機７０が解列された瞬間において、逆相電流Ｉ_ｓ２は、発電機７０が供給していた逆相電流Ｉ_ｇ２だけ増加する。したがって、初期状態において観測された逆相電流をＩ_ｓ２ ^（０）とすると、発電機７０の連系中におけるキルヒホッフの法則に基づいて（５）式が成立する。

Ｉ_ｓ２ ^（０）×（Ｘ_ｓ２＋Ｘ_Ｌ２／２）＝Ｉ_ｇ２×（Ｘ_Ｌ２／２＋Ｘ_ｇ２）・・・（５）
（５）式をＩ_ｇ２について解くと、（６）式が得られる。

Ｉ_ｇ２＝Ｉ_ｓ２ ^（０）×（Ｘ_ｓ２＋Ｘ_Ｌ２／２）／（Ｘ_Ｌ２／２＋Ｘ_ｇ２）＝ΔＩ_ｓ２ ^（２）・・・（６）
そして、（４）式および（６）式により導出された逆相電流Ｉ_ｇ２の変化分ΔＩ_ｓ２ ^（１）およびΔＩ_ｓ２ ^（２）のうち、（７）式によりいずれか大きい方の値をしきい値ΔＩ_ＴＨとして決定する。

ΔＩ_ＴＨ＝ｍａｘ（ΔＩ_ｓ２ ^（１），ΔＩ_ｓ２ ^（２））・・・（７）
さらに、発電機および線路のリアクタンス値の誤差を考慮して、（８）式に示すように、（７）式に補正定数αを乗じてしきい値ΔＩ_ＴＨとして決定してもよい。

ΔＩ_ＴＨ＝α×ｍａｘ（ΔＩ_ｓ２ ^（１），ΔＩ_ｓ２ ^（２））・・・（８）
また、上位系統の逆相リアクタンスＸ_ｓ２は、観測点より上位側の電力系統に応じた値であり、かつ、配電線６４の逆相リアクタンスＸ_Ｌ２は、配電線６４の線路長および線路径などに応じた値であるため、いずれも系統運用側にとって既知である。また、発電機７０の逆相内部リアクタンスＸ_ｇ２は、探知対象とする最小の発電機の定格容量に応じて決まる。そこで、ユーザは、上位系統の逆相リアクタンスＸ_ｓ２、配電線６４の逆相リアクタンスＸ_Ｌ２および発電機７０の逆相内部リアクタンスＸ_ｇ２をしきい値演算部８へ与える。

なお、電力系統における系統定数は、単位法（ＰＵ法）により表現されることが多く、また発電機の逆相内部リアクタンスは一般的に機器定格容量ベースで１５％前後なので、たとえば、検知対象とする最小の発電機の定格容量を２００［ｋＶＡ］とすると、発電機７０の逆相内部リアクタンスＸ_ｇ２を７５０％（１０［ＭＶＡ］ベース）に設定すればよい。

上述のような過程により決定されたしきい値を用いて、配電線６４に連系する発電機７０が存在するか否かを探知する。

（出力容量の決定装置）
図４は、実施の形態１に従う探知装置１を実現するコンピュータ２０の概略構成図である。

図４を参照して、コンピュータ２０には、マウス３４と、キーボード３６と、ディスプレイ３８と、インターフェイス部（Ｉ／Ｆ）４２と、計測部４４とが接続される。そして、コンピュータ２０は、それぞれバス４０に接続された、ＣＰＵ（Central Processing Unit）２２と、オペレーティングシステムに送られたプログラムなどを記憶したＲＯＭ（Read Only Memory）２４と、実行されるプログラムをロードするための、およびプログラム実行中のデータを記憶するためのＲＡＭ（Random Access Memory）２６と、ハードディスク（ＨＤＤ）２８と、ＣＤ−ＲＯＭ（Compact Disc Read Only Memory）ドライブ３０とを備える。ＣＤ−ＲＯＭドライブ３０には、ＣＤ−ＲＯＭ３２が装着される。

マウス３４およびキーボード３６は、ユーザにより入力されたデータをコンピュータ２０へ与える。

ディスプレイ３８は、コンピュータ３２で演算された結果などをユーザに対して表示する。

インターフェイス部４２は、コンピュータ２０のバス４０に接続され、計測部４４から受けたデータをバス４０を介してＣＰＵ２２などへ与える。

計測部４４は、各相の相電流を検出する変流器（ＣＴ：Current Transformer）や相電圧を検出する電圧変成器（ＰＴ：Potential Transformer）などからのアナログ信号をアナログ・デジタル変換して、インターフェイス部４２へ出力する。なお、実際の変電所では、それぞれの配電線に対して変流器や電圧変成器が既に配置されている場合も多く、それらの出力信号を利用することも可能である。

図５は、実施の形態１に従う連系する発電機を探知するプログラムのフローチャートである。

コンピュータ２０は、ＣＰＵ２２が発電機を探知するプログラムを実行することにより、図５に示した各ステップの処理を行なう。

一般的にこのようなプログラムは、ＣＤ−ＲＯＭ３２などの記録媒体に記憶されて流通し、ＣＤ−ＲＯＭドライブ３０などにより記録媒体から読取られてハードディスク２８に一旦記憶される。さらにハードディスク２８からＲＡＭ２６に読出されてＣＰＵ２２により実行される。

図５を参照して、ＣＰＵ２２は、計測部４４を介して、相電流（三相分）および相電圧（一相分）を取得する（ステップＳ１００）。そして、ＣＰＵ２２は、取得した相電流および相電圧に基づいて逆相電流を演算する（ステップＳ１０２）。

ＣＰＵ２２は、対象とする発電機の逆相内部リアクタンスおよび電力系統定数を受付ける（ステップＳ１０４）。ユーザは、探知対象とする発電機の逆相内部リアクタンス、観測点より上位系統の逆相リアクタンス、配電線の逆相リアクタンスを入力する。そして、ＣＰＵ２２は、演算した逆相電流と、入力された発電機の逆相内部リアクタンスおよび電力系統定数とに基づいて、逆相電流のしきい値を演算する（ステップＳ１０６）。

ＣＰＵ２２は、所定の周期に応じた時間が経過しているか否かを判断する（ステップＳ１０８）。所定の周期に応じた時間が経過していない場合（ステップＳ１０８においてＮＯの場合）には、ＣＰＵ２２は、所定の周期に応じた時間が経過するまで待つ（ステップＳ１０８）。所定の周期に応じた時間が経過している場合（ステップＳ１０８においてＹＥＳの場合）には、ＣＰＵ２２は、計測部４４を介して、相電流（三相分）および相電圧（一相分）を取得する（ステップＳ１１０）。そして、ＣＰＵ２２は、取得した相電流および相電圧に基づいて逆相電流を演算する（ステップＳ１１２）。さらに、ＣＰＵ２２は、前回演算した逆相電流との時間差分を演算する（ステップＳ１１４）。

そして、ＣＰＵ２２は、演算した逆相電流の時間差分がしきい値を超過しているか否かを判断する（ステップＳ１１６）。しきい値を超過している場合（ステップＳ１１６においてＹＥＳの場合）には、ＣＰＵ２２は、観測している電力系統に発電機の連系または解列が発生したと判断する（ステップＳ１１８）。

しきい値を超過していない場合（ステップＳ１１６においてＮＯの場合）には、ＣＰＵ２２は、観測している電力系統に発電機の連系または解列が発生していないと判断する（ステップＳ１２０）。

そして、ＣＰＵ２２は、所定の観測期間が経過しているか否かを判断する（ステップＳ１２２）。所定の観測期間が経過していない場合（ステップＳ１２２においてＮＯの場合）には、ステップＳ１０８，Ｓ１１０，Ｓ１１２，Ｓ１１４，Ｓ１１６，Ｓ１１８，Ｓ１２０を繰返し実行する。

所定の観測期間が経過している場合（ステップＳ１２２においてＹＥＳの場合）には、ＣＰＵ２２は、観測している電力系統に発電機の連系または解列が発生したか否かに応じて、電力系統に連系する発電機の有無を出力する（ステップＳ１２４）。そして、ＣＰＵ２２は、処理を終了する。

（変形例）
実際の電力系統では、変電所内の同一の母線に対して複数の配電線が接続されることが多い。このように構成された複数の配電線はバンクと称される。そして、このバンク構成では、複数の配電線のそれぞれに不平衡負荷が接続されるため、それぞれの配電線に逆相電流が生じる。そこで、実施の形態１の変形例においては、バンク構成の電力系統におけるしきい値を決定する場合について説明する。

図６は、発電機の連系に伴うバンク構成の電力系統２００内の電流変化を説明するための図である。

図６（ａ）は、電力系統２００の単線系統図である。
図６（ｂ）は、図６（ａ）に示す電力系統２００を逆相電流源を用いて、簡略化近似した近似逆相回路２０２である。

図６（ａ）を参照して、電力系統２００は、図３（ａ）に示す電力系統１００において、変電所５４を変電所７２に代えたものである。

変電所７２は、母線６０に接続された３つの遮断器６２を備え、それぞれ配電線６４を介して、上位発電機５０から受けた電力を負荷へ分配する。そして、１つの配電線６４に分散型電源６６および負荷（単相負荷および三相負荷）が接続され、他の２つの配電線６４には、負荷（単相負荷および三相負荷）のみが接続される。

図６（ｂ）を参照して、電力系統２００の近似逆相回路２０２は、上位系統の逆相リアクタンスＸ_ｓ２と、配電線６４の逆相リアクタンスＸ_Ｌ２と、発電機７０の逆相内部リアクタンスＸ_ｇ２と、逆相電流吸入源８０，８２とからなる。

逆相電流吸入源８０は、分散型電源６６が接続される配電線において生じる逆相電流Ｉ_２と等価な電流源であり、逆相電流吸入源８２は、分散型電源６６が接続される配電線以外の配電線において生じる逆相電流を一括した逆相電流Ｉ_ｒ２と等価な電流源である。

なお、実際には、分散型電源６６が接続される配電線以外の配電線の逆相リアクタンスが存在するが、実施の形態１の変形例においては、その逆相リアクタンスの値を計測する必要がないので、図６（ｂ）においては図示しない。

まず、遮断器６８が投入されて、発電機７０が配電線６４に連系すると、発電機７０から逆相電流Ｉ_ｇ２（＝Ｉ_ｇ２’＋Ｉ_ｇ２”）が供給されるため、逆相電流吸入源８０における逆相電流Ｉ_２が一定であれば、変電所７２から供給される逆相電流Ｉ_ｓ２は、発電機７０から供給される逆相電流Ｉ_ｇ２だけ減少する。また、遮断器６８が開放されて、発電機７０が配電線６４から解列されると、発電機７０から供給される逆相電流Ｉ_ｇ２が無くなるため、変電所７２から供給される逆相電流Ｉ_ｓ２は、逆相電流Ｉ_ｇ２だけ増加する。

ここで、逆相電流Ｉ_ｇ２’は、発電機７０から逆相電流吸入源８０へ供給される逆相電流であり、逆相電流Ｉ_ｇ２”は、発電機７０から逆相電流吸入源８２へ供給される逆相電流である。逆相電流Ｉ_ｇ２’および逆相電流Ｉ_ｇ２”は、ベクトル量であるため、それぞれを求めた後に、重ね合わせの理に従ってベクトル演算を行ない、逆相電流Ｉ_ｇ２を求める。

実施の形態１の変形例では、初期状態において、探知対象の配電線６４へ供給される逆相電流Ｉ_ｓ２（観測点１）および上位発電機５０から供給される逆相電流Ｉ_ｒ２＋Ｉ_ｓ２（観測点２）を観測することでしきい値を決定し、その後、探知対象の配電線６４へ供給される逆相電流Ｉ_ｓ２（観測点１）を観測することで発電機７０を探知する。

（ｉ）発電機７０が解列中の場合
初期状態において発電機７０が解列中であるとすると、発電機７０が連系された瞬間において、逆相電流吸入源８０へ供給される逆相電流Ｉ_ｇ２’および逆相電流吸入源８２へ供給される逆相電流Ｉ_ｇ２”が生じる。そのため、観測点１における逆相電流は、｜Ｉ_ｇ２’＋Ｉ_ｇ２”｜だけ減少する。以下では、逆相電流Ｉ_ｇ２’およびＩ_ｇ２”をそれぞれ導出する。

したがって、初期状態において観測点１で観測された逆相電流をＩ_ｓ２ ^（０）とすると、発電機７０の連系中における逆相電流吸入源８０についてのキルヒホッフの法則に基づいて（９）式が成立する。

Ｉ_ｇ２’×（Ｘ_ｇ２＋Ｘ_Ｌ２／２）＝（Ｉ_２ ^（０）−Ｉ_ｇ２’）×（Ｘ_ｓ２＋Ｘ_Ｌ２／２）・・・（９）
（９）式をＩ_ｇ２’について解くと、（１０）式が得られる。

Ｉ_ｇ２’＝Ｉ_２ ^（０）×（Ｘ_ｓ２＋Ｘ_Ｌ２／２）／（Ｘ_ｓ＋Ｘ_Ｌ２＋Ｘ_ｇ２）・・・（１０）
また、初期状態において観測点２で観測された逆相電流をＩ_ｒ２ ^（０）＋Ｉ_ｓ２ ^（０）とすると、検知対象の配電線以外の配電線において生じる逆相電流Ｉ_ｒ２ ^（０）は、初期状態において観測点２で観測された逆相電流Ｉ_ｒ２ ^（０）＋Ｉ_ｓ２ ^（０）から観測点１で観測された逆相電流Ｉ_ｓ２ ^（０）をベクトル的に減算することで得られる。

そして、発電機７０の連系中における逆相電流吸入源８２についてのキルヒホッフの法則に基づいて（１１）式が成立する。

Ｉ_ｇ２”×（Ｘ_ｇ２＋Ｘ_Ｌ２）＝（Ｉ_ｒ２ ^（０）−Ｉ_ｇ２”）×Ｘ_ｓ２・・・（１１）
（１１）式をＩ_ｇ２”について解くと、（１２）式が得られる。

Ｉ_ｇ２”＝Ｉ_ｒ２ ^（０）×Ｘ_ｓ２／（Ｘ_ｓ＋Ｘ_Ｌ２＋Ｘ_ｇ２）・・・（１２）
したがって、観測点１における逆相電流の変化分ΔＩ_ｓ２ ^（１）は、（１０）式および（１２）式から、
ΔＩ_ｓ２ ^（１）＝｜Ｉ_ｇ２｜＝｜Ｉ_ｇ２’＋Ｉ_ｇ２”｜・・・（１３）
となる。但し、Ｉ_ｇ２’およびＩ_ｇ２”は、それぞれベクトル値であるので、ベクトル演算を行なう。

（ｉｉ）発電機７０が連系中の場合
初期状態において発電機７０が連系中であるとすると、発電機７０が解列された瞬間において、逆相電流吸入源８０へ供給されていた逆相電流Ｉ_ｇ２’および逆相電流吸入源８２へ供給されていた逆相電流Ｉ_ｇ２”が消滅する。そのため、観測点１における逆相電流は、｜Ｉ_ｇ２’＋Ｉ_ｇ２”｜だけ増加する。以下では、逆相電流Ｉ_ｇ２’およびＩ_ｇ２”をそれぞれ導出する。

発電機７０の連系中における逆相電流吸入源８０についてのキルヒホッフの法則に基づいて（１４）式が成立する。

Ｉ_ｇ２’×（Ｘ_ｇ２＋Ｘ_Ｌ２／２）＝Ｉ_２ ^（０）×（Ｘ_ｓ２＋Ｘ_Ｌ２／２）・・・（１４）
（１４）式をＩ_ｇ２’について解くと、（１５）式が得られる。

Ｉ_ｇ２’＝Ｉ_２ ^（０）×（Ｘ_ｓ２＋Ｘ_Ｌ２／２）／（Ｘ_Ｌ２／２＋Ｘｇ_２）・・・（１５）
また、初期状態において発電機７０が解列中である場合と同様に、逆相電流吸入源８２についてのキルヒホッフの法則に基づいて（１２）式が成立する。

したがって、観測点１における逆相電流の変化分ΔＩ_ｓ２ ^（２）は、（１５）式および（１２）式から、
ΔＩ_ｓ２ ^（２）＝｜Ｉ_ｇ２｜＝｜Ｉ_ｇ２’＋Ｉ_ｇ２”｜・・・（１６）
となる。但し、Ｉ_ｇ２’およびＩ_ｇ２”は、それぞれベクトル値であるので、ベクトル演算を行なう。

さらに、（１３）式および（１６）式により導出された逆相電流Ｉ_ｇ２の変化分のうち、（１７）式によりいずれか大きい方の値をしきい値ΔＩ_ＴＨとして決定する。

ΔＩ_ＴＨ＝ｍａｘ（ΔＩ_ｓ２ ^（１），ΔＩ_ｓ２ ^（２））・・・（１７）
さらに、発電機および線路のリアクタンス値の誤差を考慮して、（１８）式に示すように、（１７）式に補正定数αを乗じてしきい値ΔＩ_ＴＨとして決定してもよい。

ΔＩ_Ｔｈ＝α×ｍａｘ（ΔＩ_ｓ２ ^（１），ΔＩ_ｓ２ ^（２））・・・（１８）
（適用例）
上述した探知装置１を模擬系統に適用した場合の効果を以下に示す。適用した模擬系統は、図６（ａ）に示すバンク構成の電力系統２００とした。そして、電力系統２００の変電所７２内の観測点１における逆相電流Ｉ_２を観測した。

適用例においては、１０サイクル毎に平均化した各相の相電流を用いて、１０サイクル毎に逆相電流Ｉ_２を演算し、６０サイクル前（６ステップ前）との時間差分ΔＩ_２を算出した。これは、平均化することで誤差を抑制するためである。また、上述の（１８）式に基づいてしきい値を決定し、補正定数α＝０．８とした。

図７は、模擬系統における逆相電流の時間差分ΔＩ_２を時間軸上に示したグラフである。

適用例においては、発電機を解列中から連系させた場合、発電機７０を連系中から解列させた場合、および負荷変動だけを生じさせた場合の３通りについて、逆相電流の時間差分ΔＩ_２を観測した。なお、図７においては、発電機７０を連系させた時点と発電機７０を解列させた時点とが一致するようにプロットしている。

図７を参照して、発電機７０を解列中から連系させた場合および発電機７０を連系中から解列させた場合のいずれにおいても、瞬間的に大きな時間差分ΔＩ_２が生じている。一方、負荷変動だけを生じさせた場合においても、時間差分ΔＩ_２が生じているが、その値は、発電機７０を連系または解列させた場合に比較して小さい。したがって、適切なしきい値を設定することで、電力系統に負荷変動が生じている場合であっても、発電機７０の連系または解列を探知することができる。

図８は、模擬系統における逆相電流を複素ベクトル平面上に示したグラフである。
図８を参照して、発電機７０を解列中から連系させた場合および発電機７０を連系中から解列させた場合のいずれにおいても、有効分および無効分が大きく変化している。これは、上位発電機５０および発電機７０から供給される逆相電流の分担比が変化するためである。一方、負荷変動だけを生じさせた場合においては、その変化分は、発電機７０を連系または解列させた場合に比較して小さい。そのため、電力系統に負荷変動が生じている場合であっても、発電機７０の連系または解列を探知することができる。

したがって、図７および図８に示す結果から、電力系統に連系する発電機７０を探知することができる。

この発明の実施の形態１によれば、配電線を流れる相電流を計測し、その計測した相電流から演算される逆相電流の時間差分が所定のしきい値を超過するか否かに基づいて、連系する発電機の存在を探知する。相電流は、多くの変電所に配置されている変流器や電圧変成器などを利用して容易に計測できるため、特別な計測手段などを用いることなく、電力系統に連系する発電機を容易に探知することができる。

また、複数の配電線が共通の母線に接続されるバンク構成を有する電力系統においても、配電線毎の相電流を計測することで、連係する発電機を配電線単位で探知することができる。よって、多くの配電線から構成される複雑な電力系統においても、連系する発電機を把握することができる。

［実施の形態２］
上述の実施の形態１においては、変電所における逆相電流を観測し、その逆相電流が流れる配電線に連系する発電機が存在するか否かを探知する方法について説明した。一方、実施の形態２においては、発電機が配電線のいずれの区間に存在するかを探知する方法について説明する。

図９は、実施の形態２に従う連系する発電機の探知方法を説明するための図である。
図９（ａ）は、適用対象の電力系統３００の概略構成図である。

図９（ｂ）は、図９（ａ）に示す電力系統３００の観測点１における逆相電流の時間差分の時間波形である。

図９（ｃ）は、図９（ａ）に示す電力系統３００の観測点２における逆相電流の時間差分の時間波形である。

図９（ｄ）は、図９（ａ）に示す電力系統３００の観測点３における逆相電流の時間差分の時間波形である。

図９（ｅ）は、図９（ａ）に示す電力系統３００の観測点４における逆相電流の時間差分の時間波形である。

図９（ｆ）は、図９（ａ）に示す電力系統３００の観測点５における逆相電流の時間差分の時間波形である。

図９（ａ）を参照して、２つの配電線６４が共通の母線６０に接続されるバンク構成となっている電力系統３００において、発電機７０が遮断器６８を介して１つの配電線６４に連系するとする。すると、遮断器６８の投入または開放に伴い、発電機７０が連系または解列された瞬間において逆相電流が変化する。このとき、図９（ａ）に示す観測点１〜５における逆相電流の時間差分の時間波形は、それぞれ図９（ｂ）〜図９（ｆ）となる。

図９（ｂ）〜図９（ｆ）を参照して、発電機７０が連系する連系点より上位発電機５０側の観測点１〜３においてのみ逆相電流に変化が生じていることがわかる。そこで、図９（ａ）に示す配電線６４において負荷Ａ，Ｂ，Ｃを想定し、各負荷へ供給される逆相電流の変化について説明する。

図９（ａ）に示す配電線６４における負荷Ａについてみると、上位発電機５０から供給される逆相電流Ｉ_Ｓ２ ^Ａおよび発電機７０から供給される逆相電流Ｉ_ｇ２ ^Ａが存在する。この逆相電流Ｉ_Ｓ２ ^Ａおよび逆相電流Ｉ_ｇ２ ^Ａは、互いに流れる向きが反対となるので、観測点１において観測される逆相電流は、発電機７０の連系または解列により少なくとも逆相電流Ｉ_ｇ２ ^Ａ分の変化が生じる。同様にして、負荷Ｂについても逆相電流Ｉ_ｇ２ ^Ｂが存在するため、観測点２および３において観測される逆相電流は、発電機７０の連系または解列により変化が生じる。

一方、負荷Ｃについてみると、上位発電機５０から供給される逆相電流Ｉ_Ｓ２ ^Ｃおよび発電機７０から供給される逆相電流Ｉ_ｇ２ ^Ｃは、互いに流れる向きが同一であるので、観測点３において観測される逆相電流は、負荷Ｃに供給される全体の逆相電流となる。すなわち、発電機７０が連系または解列されると、負荷Ｃに供給される全体の逆相電流のうち、上位発電機５０と発電機７０との供給比率が変化するだけで、観測値は変化しない。

また、負荷Ｃと同様に、発電機７０が連系されない配電線６４に対しても、上位発電機５０から供給される逆相電流および発電機７０から供給される逆相電流が存在し、かつ、互いに流れ向きが同一である。そのため、観測点５において観測される逆相電流は、配電線６４に供給される全体の逆相電流となり、発電機７０の連系または解列にかかわらずその値は一定値となる。

上述のように、探知対象の発電機７０より上位発電機５０側、すなわち上位電源系統側に存在する観測点においてのみ、発電機７０の連系または解列に伴う逆相電流の変化が生じる。したがって、配電線６４の複数の観測点における逆相電流を同時に観測し、逆相電流の変化分が生じる観測点とその下位側（系統末端側）に隣接する観測点との間に検知対象の発電機７０が存在すると判断できる。

さらに、配電線６４上には、各需要者へ電力を供給するための引込線分岐部が配置されるので、それぞれの引込線分岐部の上位側および下位側を同時に観測することで、上位側でのみ逆相電流の変化を観測すれば、当該引込線分岐部を介して接続される需要者の構内に発電機７０が存在すると探知できる。また、上位側および下位側のいずれにおいても逆相電流の変化を観測すれば、より下位側の引込線分岐部を介して接続される需要者の構内に発電機７０が存在すると判断できる。

図１０は、実施の形態２に従う連系する発電機を探知するプログラムのフローチャートである。なお、図４に示すコンピュータ２０における計測部４４は、ｎ個の観測点に流れる電流を観測し、各観測点は、上位電源系統側から観測点１，２，・・・，ｎの順で配置される。

図１０を参照して、ＣＰＵ２２は、計測部４４を介して、観測点１，２，・・・，ｎのそれぞれにおける相電流（三相分）および相電圧（一相分）を取得する（ステップＳ２００）。そして、ＣＰＵ２２は、取得した相電流および相電圧に基づいて、観測点１，２，・・・，ｎのそれぞれにおける逆相電流を演算する（ステップＳ２０２）。

ＣＰＵ２２は、図５に示すステップＳ１０４およびＳ１０６と同様の処理を行ない、観測点１，２，・・・，ｎのそれぞれにおける逆相電流のしきい値を演算する（ステップＳ２０４）。

まず、ＣＰＵ２２は、所定の周期に応じた時間が経過しているか否かを判断する（ステップＳ２０６）。所定の周期に応じた時間が経過していない場合（ステップＳ２０６においてＮＯの場合）には、ＣＰＵ２２は、所定の周期に応じた時間に到達するまで待つ（ステップＳ２０６）。所定の周期に応じた時間が経過していない場合（ステップＳ２０６においてＹＥＳの場合）には、ＣＰＵ２２は、計測部４４を介して、観測点１，２，・・・，ｎのそれぞれにおける相電流（三相分）および相電圧（一相分）を取得する（ステップＳ２０８）。そして、ＣＰＵ２２は、取得した相電流および相電圧に基づいて、観測点１，２，・・・，ｎのそれぞれにおける逆相電流を演算する（ステップＳ２１０）。さらに、ＣＰＵ２２は、観測点１，２，・・・，ｎのそれぞれにおいて前回演算した逆相電流との時間差分を演算する（ステップＳ２１２）。

そして、ＣＰＵ２２は、変数ｋの初期値を１として（ステップＳ２１４）、観測点１における逆相電流の時間差分がしきい値を超過しているか否かを判断する（Ｓ２１６）。観測点１における逆相電流の時間差分がしきい値を超過していない場合（ステップＳ２１６においてＮＯの場合）には、ＣＰＵ２２は、ステップＳ２１６においてＹＥＳとなるまで、ステップＳ２０６，Ｓ２０８，Ｓ２１０，Ｓ２１２，Ｓ２１４およびＳ２１６を繰返し実行する。

観測点１における逆相電流の時間差分がしきい値を超過している場合（ステップＳ２１６においてＹＥＳの場合）には、ＣＰＵ２２は、変数ｋに１を加算して（ステップＳ２１８）、観測点ｋにおける逆相電流の時間差分がしきい値を超過しているか否かを判断する（ステップＳ２２０）。以下、ＣＰＵ２２は、ステップＳ２２０においてＮＯとなるまで、ステップＳ２１８およびＳ２２０を繰返し実行する。

観測点ｋにおける逆相電流の時間差分がしきい値を超過していない場合（ステップＳ２２０においてＮＯの場合）には、ＣＰＵ２２は、そのときの観測点ｋと上位電源系統側に隣接する観測点ｋ−１との間に発電機が存在すると判断する（ステップＳ２２２）。そして、ＣＰＵ２２は、ディスプレイ３８などにその位置を表示し、処理を終了する。

この発明の実施の形態２によれば、配電線の複数の地点における相電流を計測して逆相電流を演算し、さらに、その複数の地点の各々において、その演算した逆相電流が所定のしきい値を超過するか否かを判断する。そして、配電線上において、所定のしきい値を超過する地点と、所定のしきい値を超過しない地点との間の区間に連系される発電機が存在すると検知する。よって、発電機が連系される配電線を探知した後に、さらにその配電線のいずれの区間に発電機が連系されるかを探知することができるため、発電機を連係する需要者を特定することができる。

今回開示された実施の形態はすべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は、上記した説明ではなく、特許請求の範囲によって示され、特許請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれることが意図される。

実施の形態１に従う探知装置の機能ブロックの機能ブロック図である。 対称座標法を説明するための図である。 発電機の連系に伴う電力系統の電流変化を説明するための図である。 実施の形態１に従う探知装置を実現するコンピュータ２０の概略構成図である。 実施の形態１に従う連系する発電機を探知するプログラムのフローチャートである。 発電機の連系に伴うバンク構成の電力系統内の電流変化を説明するための図である。 模擬系統における逆相電流の時間差分を時間軸上に示したグラフである。 模擬系統における逆相電流を複素ベクトル平面上に示したグラフである。 実施の形態２に従う連系する発電機の探知方法を説明するための図である。 実施の形態２に従う連系する発電機を探知するプログラムのフローチャートである。

符号の説明

１ 探知装置、４ 対称座標演算部、６ 時間差分演算部、８ しきい値演算部、１０ 比較判定部、２０ コンピュータ、２２ ＣＰＵ、２４ ＲＯＭ、２６ ＲＡＭ、２８ ハードディスク（ＨＤＤ）、３０ ドライブ、３２ コンピュータ、３４ マウス、３６ キーボード、３８ ディスプレイ、４０ バス、４２ インターフェイス部（Ｉ／Ｆ）、４４ 計測部、５０ 上位発電機、５２ 送電線、５４，７２ 変電所、５６ 変圧器、５８，６２，６８ 遮断器、６０ 母線、６４ 配電線、６６ 分散型電源、７０ 発電機、８０，８２ 逆相電流吸入源、１００，２００，３００ 電力系統、１０１ 対称座標回路、１０２，２０２ 近似逆相回路、ａ ベクトルオペレータ、Ｅ_ｇ，Ｅ_ｓ 起電力、Ｉ_０ 零相電流、Ｉ_１，Ｉ_ｇ１，Ｉ_ｓ１ 正相電流、Ｉ_２，Ｉ_ｇ２’ Ｉ_ｇ２”，Ｉ_ｇ２ ^Ａ，Ｉ_ｇ２ ^Ｂ，Ｉ_ｇ２ ^Ｃ，Ｉ_ｒ２，Ｉ_ｓ２，Ｉ_Ｓ２ ^Ａ，Ｉ_Ｓ２ ^Ｃ 逆相電流、Ｉ_ａ，Ｉ_ｂ，Ｉ_ｃ 相電流、Ｘ_ｇ１ 正相内部リアクタンス、Ｘ_ｇ２ 逆相内部リアクタンス、Ｘ_Ｌ１，Ｘ_ｓ１ 正相リアクタンス、Ｘ_Ｌ２，Ｘ_ｓ２ 逆相リアクタンス、Ｚ 正相インピーダンス、Ｚ_ｈ 平衡三相負荷、Ｚ_ｕ 単相負荷、α 補正定数、ΔＩ_２ 時間差分、ΔＩ_ｓ２ ^（１），ΔＩ_ｓ２ ^（１） 変化分、ΔＩ_ＴＨ しきい値。

Claims (8)

1. 三相交流系統において電路に接続されて連系する発電機を探知する方法であって、
   前記電路を流れる三相分の相電流を計測する計測ステップと、
   前記計測ステップにおいて計測された相電流から逆相電流を演算する第１の演算ステップと、
   前記第１の演算ステップにおいて演算された逆相電流の時間的変化を演算する第２の演算ステップと、
   前記第２の演算ステップにおいて演算された逆相電流が所定の時間的変化を有するか否かを判断し、前記逆相電流が所定の時間的変化を有すれば、前記電路に連系する発電機が存在すると探知する探知ステップとからなる、連系する発電機を探知する方法。
2. 前記逆相電流の変化は、発電機が前記電路と連系または解列することで生じる、請求項１に記載の連系する発電機を探知する方法。
3. 前記第２の演算ステップは、時間的変化として所定の期間毎に前記逆相電流の時間差分を演算する、請求項１または２に記載の連系する発電機を探知する方法。
4. 前記探知ステップは、前記逆相電流の時間差分が所定のしきい値を超過するか否かを判断するステップを含む、請求項３に記載の連系する発電機を探知する方法。
5. 探知対象の発電機に係る定数および前記三相交流系統に係る定数を受付ける受付ステップと、
   前記受付ステップにおいて受付けた定数と、前記第１の演算ステップにおいて演算された逆相電流とに基づいて、前記しきい値を決定するしきい値決定ステップとをさらに有する、請求項４に記載の連系する発電機を探知する方法。
6. 前記計測ステップは、さらに、前記電路の複数の地点を流れる三相分の相電流を同時に計測し、
   前記第１の演算ステップは、さらに、前記電路の複数の地点の各々における逆相電流を演算し、
   前記第２の演算ステップは、さらに、前記電路の複数の地点の各々における逆相電流の時間的変化を演算し、
   前記探知ステップは、前記電路の複数の地点の各々における逆相電流の時間的変化が所定の時間的変化を有するか否かを判断し、前記複数の地点の各々における前記時間的変化の有無に基づいて、前記電路において発電機が接続される区間を特定する区間特定ステップをさらに含む、請求項１〜５のいずれか１項に記載の連系する発電機を探知する方法。
7. 前記区間特定ステップは、前記電路上に配置された複数の地点のうち、前記逆相電流が所定の時間的変化を有する地点と、前記逆相電流が所定の時間的変化を有しない地点との間の区間において、発電機が接続されると特定する、請求項１〜６のいずれか１項に記載の連系する発電機を探知する方法。
8. 請求項１〜７のいずれか１項に記載の連系する発電機を探知する方法をコンピュータに実行させるためのプログラム。

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