JP4719691B2 - 送電網切断の検出のための方法、メモリ媒体及び装置 - Google Patents

送電網切断の検出のための方法、メモリ媒体及び装置 Download PDF

Info

Publication number
JP4719691B2
JP4719691B2 JP2006549249A JP2006549249A JP4719691B2 JP 4719691 B2 JP4719691 B2 JP 4719691B2 JP 2006549249 A JP2006549249 A JP 2006549249A JP 2006549249 A JP2006549249 A JP 2006549249A JP 4719691 B2 JP4719691 B2 JP 4719691B2
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
phase shift
zero crossing
theta
threshold
voltage
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Expired - Fee Related
Application number
JP2006549249A
Other languages
English (en)
Other versions
JP2007512000A5 (ja
JP2007512000A (ja
Inventor
イェ,ジーホン
ドュ,ペンウェイ
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
General Electric Co
Original Assignee
General Electric Co
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by General Electric Co filed Critical General Electric Co
Publication of JP2007512000A publication Critical patent/JP2007512000A/ja
Publication of JP2007512000A5 publication Critical patent/JP2007512000A5/ja
Application granted granted Critical
Publication of JP4719691B2 publication Critical patent/JP4719691B2/ja
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • HELECTRICITY
    • H02GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02JCIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01RMEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/50Testing of electric apparatus, lines, cables or components for short-circuits, continuity, leakage current or incorrect line connections
    • G01R31/66Testing of connections, e.g. of plugs or non-disconnectable joints
    • G01R31/68Testing of releasable connections, e.g. of terminals mounted on a printed circuit board
    • HELECTRICITY
    • H02GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02JCIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/388Islanding, i.e. disconnection of local power supply from the network

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
  • Emergency Protection Circuit Devices (AREA)

Description

本開示は、送電網の切断を検出するための方法及び装置に関する。より具体的には、本開示は、アイランディング及びその防止に関する。
送電網接続式分散発電機(DG)のアイランディング(islanding)は、DGを含む送電網の区域がメイン電力供給設備から切断された場合に起こるが、DGは、分離された区域(アイランドと呼ばれる)内の送電網ラインに電力を供給し続ける。
例えば、変圧器を介して給電線に接続されたDGシステムを考える。負荷(DGオーナが所有していない)もまた、別の変圧器を介して同一の給電線に接続されている。送電網切断装置(回路遮断器、開閉器、ヒューズ又は区分器)が開いた場合に、DGは送電網の分離区域に電流を供給し続けることが可能である。これがアイランディングであり、DGシステムによって電力供給されている送電網の分離区域はアイランド(島)と呼ばれる。
米国特許第6429546号
従って、アイランディングを防止する方法及びコントローラに対する要求が引き続き存在している。
本発明の実施形態の方法では、分散発電機と少なくとも1つの負荷とを備えた回路として接続された給電線を有する送電網を含む電力システムにおけるアイランディングが防止される。本方法は、分散発電機の出力における電圧の位相シフトを求める。位相シフトは、給電線からの送電網の切断による位相シフトを示す閾値位相シフトと比較される。位相シフトが閾値位相シフトよりも大きい場合には、給電線からの分散発電機の切断のためのコマンドが出される。
本発明の別の方法の実施形態では、分散発電機と少なくとも1つの負荷とを備えた回路として接続された給電線を有する送電網を含む電力システムにおけるアイランディングが防止される。本方法は、分散発電機と負荷との間の電力ミスマッチが閾値を越えた場合には、位相シフト処理法によって給電線から送電網を切断することを決定する。本方法はさらに、如何なる電力ミスマッチも閾値を越えていない場合には、不足/過周波数処理法及び不足/過電圧処理法のいずれか又は両方によって切断することを決定する。
本発明のコントローラの実施形態では、分散発電機と少なくとも1つの負荷とを備えた回路として接続された給電線を有する送電網を含む電力システムにおけるアイランディングが防止される。本コントローラは、プロセッサと、メモリと、入力/出力ユニットとを含む。メモリは、プロセッサに分散発電機の出力における電圧の位相シフトを求めさせる送電網切断プログラムを含む。プログラムはまた、プロセッサに、位相シフトを給電線からの送電網の切断による位相シフトを示す閾値位相シフトと比較させる。位相シフトが閾値位相シフトよりも大きい場合には、プロセッサは、給電線からの分散発電機の切断のためのコマンドを出す。
図1を参照すると、電力送電網20は、負荷24とDG26とを備えた回路として接続された給電線22に接続される。送電網20は、公共電力供給設備(図示せず)と接続される。切断装置28は、万一送電網20内に異常な障害が起こった場合に給電線22から送電網20を切断する目的のために給電線22内に配置される。別の切断装置30は、給電線22からDG26を切断する目的のために給電線22内に配置される。1つよりも多い負荷を給電線22に接続することができること、またDG26及び負荷24は変圧器(図示せず)を介して給電線22に接続することができることは、当業者には明らかであろう。
切断装置28及び30は、回路遮断器、開閉器、ヒューズ、区分器及びその他同種類のもののようなあらゆる適切な切断装置とすることができる。DG26は、光電池システム、燃料電池、マイクロタービン、小型エンジン及びその他同種類のもののようなあらゆる分散発電機又は分散発電機群とすることができる。
切断装置28が開いた場合に、DG26は、開いた切断装置28によって送電網20から分離されることになった給電線22に電流を供給し続けることが可能である。これが、アイランディングであり、送電網の分離区域(給電線22と給電線22に接続された回路)は、アイランドと呼ばれる。
電圧測定装置36は、DG26の出力における電圧をモニタする。電圧測定装置36は、モニタした電圧のサンプルをコントローラ40に供給する。コントローラ40は、電圧サンプルを処理して、切断装置28の動作によって送電網20が切断された時に起こる位相ジャンプを検出する。
通常の状態の下では、DG26の出力電圧は送電網20によって調整される。切断装置28を開くことによって送電網20が切断された場合、DG26は、アイランド状態になる。DG26と負荷24との間に電力ミスマッチが存在する場合には、電圧ベクトルは、オームの法則による無効電力をバランスさせるためにその位相をシフトすることになる。この位相シフトは通常、送電網20が切断された直後に起こる。
本発明の第1の実施形態では、位相ジャンプの検出は、電圧測定値に基づいて最初の1又は数サイクルにおける電圧ベクトルの位相変化を捕捉することを試み、次に切断装置30にそれを開くトリップ信号を送る。この動作により、DG26が給電線22から切断され、それによってアイランディングが防止される。
電力ミスマッチと位相ジャンプとの関係θは、以下のように導き出すことができる。
ここで、ΔP及びΔQは、電力ミスマッチであり、θthresholdは、位相ジャンプ設定閾値である。
位相シフトθが閾値位相シフトθthresholdよりも大きい場合には、位相ジャンプ(すなわち、送電網20の切断)が検出される。位相シフトθが閾値位相シフトθthresholdに等しいか又はそれよりも小さい場合には、いずれの位相シフトも通常の障害によるものであると考えられる。
閾値位相シフトθthresholdは、その中で装置を使用するシステムの最大可能障害に基づいて選択される。閾値は、通常の送電網接続作動時の誤った切断を防止するために障害によって引き起こされる位相シフトよりも大きく(一定のマージンを持つ状態で)すべきである。
等式(1)は、送電網切断時点での電力ミスマッチΔP及びΔQが条件(θ=θthreshold)を満たす場合には、実際の位相ジャンプが閾値よりも小さいのでアイランディングが検出される筈がないことを明らかにしている。
位相ジャンプ方法の有効性が負荷24のクオリティファクタQfによって影響を受けないことも等式(1)から理解することができる。不足/過周波数保護は、より高いクオリティファクタ負荷の場合にその効果がより低下する。
本発明の第2の実施形態では、位相シフト検出方法は、不足/過周波数及び不足/過電圧保護と組合される。この組合せにより、不足/過周波数保護の非検出ゾーン(ΔP及びΔQ間隔内に形成され、ΔP及びΔQは、検出プロセスのゾーン内で応答するのに十分なほど小さい)が減少する。また、位相ジャンプ方法は高有効電力ミスマッチに対しては殆ど効果がないが、不足/過電圧保護は、高有効電力ミスマッチに対して感受性が高いことを理解することができる。従って、位相ジャンプ、不足/過周波数及び不足/過電圧を組合せることにより、アイランディング防止非検出ゾーンが減少することになる。この実施形態では、DG26と負荷24との間の電力ミスマッチが閾値を越えた場合には、位相シフト処理法を使用して送電網を切断することを決定し、如何なる電力ミスマッチも閾値を越えていない場合には、不足/過周波数処理法及び不足/過電圧処理法のいずれか又は両方を使用する。この実施形態は、あらゆる従来型の不足/過周波数処理法及び不足/過電圧処理法を採用することができる。
電圧測定装置36は、DG26の出力における電圧を継続的にモニタし、そのサンプルをコントローラ40に送る。測定電圧に基づき、ゼロクロッシング、位相ロックループ、DQ(直二次関数(direct quadric))位相ロックループ、又は他の周波数追跡処理法のいずれかに基づいて周波数を計算することができる。
図2を参照すると、ゼロクロッシング法の実施例を、送電網20が切断された後の電圧特性波形44によって示している。送電網20が切断される前に、周波数は、2つの連続する波形のゼロクロッシングのT n-1 として定義した時間に基づいて測定することができる。送電網20が切断された後に、DG26と負荷との電力ミスマッチに起因して位相シフトが存在することになる。次に、2つの連続するゼロクロッシングのT n として定義した次の時間は、T n-1 とは異なることになる。ここで、T n 及びT n-1 は、2つの連続する周波数測定値の逆数、すなわちf n =(1/T n )及びf n-1 =(1/T n-1 )である。前に測定した周波数f n-1 に基づいて、恰も送電網切断がなかったように次のゼロクロッシング時間を計算することができる。計算したゼロクロッシングと実際に測定したゼロクロッシングとの間の角度は、送電網切断による位相シフトθ n であり、次の等式によって得られる。
性能を向上させるために、本発明の他の実施形態は、2つの連続する測定値を有する1つの期間の位相変化を使用する代わりに3つの期間を使用する。この場合、より多くの記憶容量が必要であるが、安全確保及び信頼性が著しく向上する。その理由は、送電網切断がない状態でさえ、送電網の過渡事象に起因して幾らかの位相変化が瞬間的に起こる可能性があるからである。コントローラ40は、そのような過渡事象をアイランディングとしてピックアップし、誤った切断を起こす可能性がある。これらの過渡事象は通常、1つの方向にずらすのではなく、瞬間的に周波数のアップ及びダウンを引き起こしている。従って、3つの期間を行うことによって、短期周波数振動は、位相変化をそれほど引き起こさないことになる。3期間測定の実行は、次の等式で表わすことができる。
図3を参照すると、コントローラ40は、プロセッサ50と、入力/出力(I/O)ユニット52と、メモリ54と、バス56とを含む。バス56は、プロセッサ50、I/Oユニット52及びメモリ54を相互接続する。I/Oユニット52は、キーボード、ディスプレイ、プリンタ、ネットワークを介して通信するための通信装置、信号(例えば、電圧測定装置36からの電圧サンプル)を受信するための又は信号(例えば、装置30を切断するためのトリップ信号)を送信するためのポート、及びその他同種類のもののようないずれかの所望のI/O装置を含む。メモリ54は、オペレーティングシステム58とコントローラプログラム60とを含む。コントローラ60は、送電網切断検出プログラム62を含む。メモリ媒体64(例えば、ディスク)は、送電網切断プログラム62のコピーを包含し、またメモリ54内にロードすることができるオペレーティングシステム58、コントローラプログラム60又は他のソフトウェアのコピーを含むことができる。
オペレーティングシステム58は、プロセッサ50を制御し、コントローラプログラム60と、給電線22からの送電網20の切断を検出するための送電網切断検出プログラム62とを実行する。送電網切断プログラム62は、電圧サンプルを処理して、現在のゼロクロッシングと1つ又はそれ以上の前のゼロクロッシングと間の位相シフトθを求める。位相シフトθは、位相シフト閾値θthresholdと比較され、位相シフト閾値よりも大きい場合には、位相シフトθは送電網切断を示す。次に、給電線22からDG26を切断するために装置30を切断するためのトリップ信号を送信させるコマンドが出される。
図4を参照すると、送電網切断検出プログラム62の第1の実施形態は、ステップ70において、DG26の出力電圧を測定する。ステップ70では、電圧サンプルを受信し、ゼロクロッシング時間を求める。ステップ72では、現在のゼロクロッシングに基づいて現在の周波数fを求める。ステップ74では、現在の周波数fと前の周波数fn?1とに基づいて位相変化θを求める。例えば、ステップ74では、等式(2)を使用する。ステップ76では、現在の位相シフトθを閾値位相シフトθthresholdと比較する。現在の位相シフトθの方が大きい場合には、ステップ78で、トリップが装置30を切断し、それによってDG26を給電線22から切断するトリップ信号を生成するためのコマンドを出す。現在の位相シフトθが閾値位相シフトθthresholdに等しいか又はそれよりも小さい場合には、ステップ80で、次の反復時に使用するための現在の周波数fを記憶する。ステップ70からステップ76及びステップ80は、現在の位相シフトθが閾値位相シフトθthresholdよりも大きいとステップ76により判定されるまで連続して繰り返される。次に、ステップ78で、トリップ信号のためのコマンドを出し、プログラム52をリセットする。
図5を参照すると、送電網切断プログラム62の別の実施形態は、現在の位相変化θが現在の周波数fnと3つの前の周波数fn?1、fn?2及びfn?3とに基づいて求められる以外は図4に示した実施形態と同じである。図4に示したステップと同一の図5のステップには、同じ参照数字を付している。図4のステップ74は、図5ではステップ84に置き換えられ、ステップ84では、現在の周波数fと3つの前の周波数fn?1、fn?2及びfn?3とに基づいて位相シフトを求めることを行う。例えば、ステップ84では、等式(3)を使用することができる。
プログラムステップのための命令が記憶されている場所に関係なく、それらプログラムステップをプロセッサによって実行した時、命令は、DGを含む回路からの送電網切断の検出を可能にする技術的な効果をもたらす。
「第1」、「第2」、「第3」、「上方」、「下方」及びその他同種類の用語は、本明細書では種々の要素を修飾するために使用している場合がある点に留意されたい。これらの修飾語は、特に説明しない限り、修飾した要素への空間的、連続的或いは階層的な順序を意味するものではない。
本発明を1つ又はそれ以上の例示的な実施形態に関して説明してきたが、本発明の技術的範囲から逸脱することなく、本発明の要素に対して様々な変更を加えることができ、また本発明の要素を均等物で置き換えることができることは当業者には明らかであろう。さらに、本発明の技術的範囲から逸脱することなく、特定の状況又は物的要件を本開示の教示に適合させるように多くの修正を加えることができる。従って、本発明は、本発明を実施するために考えられる最良の形態として開示した1つ又は複数の特定の実施形態に限定されるものではなく、本発明は添付の特許請求の範囲の技術的範囲内に属する全ての実施形態を含むことになることを意図している。
送電網切断検出装置の実施形態を示すブロック図。 図1の装置の分散発電機の出力電圧を示す波形図。 図1の装置のコントローラを示すブロック図。 図3のコントローラの送電網切断検出プログラムを示すフロー図。 図3のコントローラの送電網切断検出プログラムを示すフロー図。
符号の説明
20 送電網
22 給電線
24 負荷
26 分散発電機
28 切断装置
30 切断装置
36 電圧測定装置
40 コントローラ

Claims (3)

  1. 分散発電機(26)と少なくとも1つの負荷(24)とを備えた回路として接続された給電線(22)を有する送電網(20)を含む電力システムにおけるアイランディングを防止する方法であって、
    前記分散発電機の出力における連続する周波数測定のみに基づいて電圧の位相シフトを求める段階(74、84)と、
    前記位相シフトを、前記給電線からの送電網の切断による位相シフトを示す閾値位相シフトと比較する段階(76)と、
    前記位相シフトが前記閾値位相シフトよりも大きい場合には、前記給電線からの分散発電機の切断のためのコマンドを出す段階(78)と、
    を含み、
    前記位相シフトが、次の等式によって求められ、
    ここで、θtotalは、該位相シフトであり、θn、θn−1及びθn−2は、それぞれ連続する前記現在の位相シフト、第1の前の位相シフト及び第2の前の位相シフトであり、fn、fn−1、fn−2、fn−3は、それぞれ前記電圧の現在のゼロクロッシングの周波数、第1の前のゼロクロッシングの周波数、第2の前のゼロクロッシングの周波数及び第3の前のゼロクロッシングの周波数である、
    方法。
  2. 分散発電機(26)と少なくとも1つの負荷(24)とを備えた回路として接続された給電線(22)を有する送電網(20)を含む電力システムにおけるアイランディングを防止するためのコントローラ(40)であって、
    プロセッサ(50)と、メモリ(54)と、入力/出力ユニット(52)とを含み、前記メモリが、
    前記分散発電機の出力における連続する周波数測定のみに基づいて電圧の位相シフトを求める動作(74、84)と、
    前記位相シフトを、前記給電線からの送電網の切断による位相シフトを示す閾値位相シフトと比較する動作(76)と、
    前記位相シフトが前記閾値位相シフトよりも大きい場合には、前記給電線からの分散発電機の切断のためのコマンドを出す動作(78)と、
    を前記プロセッサに実行させる送電網切断プログラム(62)を含み、
    前記位相シフトが、次の等式によって求められ、
    ここで、θtotalは、該位相シフトであり、θn、θn−1及びθn−2は、それぞれ連続する前記現在の位相シフト、第1の前の位相シフト及び第2の前の位相シフトであり、fn、fn−1、fn−2、fn−3は、それぞれ前記電圧の現在のゼロクロッシングの周波数、第1の前のゼロクロッシングの周波数、第2の前のゼロクロッシングの周波数及び第3の前のゼロクロッシングの周波数である、
    コントローラ。
  3. 分散発電機(26)と少なくとも1つの負荷(24)とを備えた回路として接続された給電線(22)を有する送電網(20)を含む電力システムにおけるアイランディングを防止する制御を行うプロセッサのプログラムを備える記憶媒体であって、該プログラムが前記プロセッサに
    前記分散発電機の出力における連続する周波数測定のみに基づいて電圧の位相シフトを求める段階(74、84)と、
    前記位相シフトを、前記給電線からの送電網の切断による位相シフトを示す閾値位相シフトと比較する段階(76)と、
    前記位相シフトが前記閾値位相シフトよりも大きい場合には、前記給電線からの分散発電機の切断のためのコマンドを出す段階(78)と、
    を実行させ、
    前記位相シフトが、次の等式によって求められ、
    ここで、θtotalは、該位相シフトであり、θn、θn−1及びθn−2は、それぞれ連続する前記現在の位相シフト、第1の前の位相シフト及び第2の前の位相シフトであり、fn、fn−1、fn−2、fn−3は、それぞれ前記電圧の現在のゼロクロッシングの周波数、第1の前のゼロクロッシングの周波数、第2の前のゼロクロッシングの周波数及び第3の前のゼロクロッシングの周波数である、
    記憶媒体。
JP2006549249A 2003-11-14 2004-11-12 送電網切断の検出のための方法、メモリ媒体及び装置 Expired - Fee Related JP4719691B2 (ja)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US10/713,310 2003-11-14
US10/713,310 US7427815B1 (en) 2003-11-14 2003-11-14 Method, memory media and apparatus for detection of grid disconnect
PCT/US2004/037888 WO2006068634A2 (en) 2003-11-14 2004-11-12 Method for islanding detection of grid-connected electrical power systems

Publications (3)

Publication Number Publication Date
JP2007512000A JP2007512000A (ja) 2007-05-10
JP2007512000A5 JP2007512000A5 (ja) 2007-12-27
JP4719691B2 true JP4719691B2 (ja) 2011-07-06

Family

ID=36602175

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2006549249A Expired - Fee Related JP4719691B2 (ja) 2003-11-14 2004-11-12 送電網切断の検出のための方法、メモリ媒体及び装置

Country Status (5)

Country Link
US (1) US7427815B1 (ja)
EP (1) EP1743409A2 (ja)
JP (1) JP4719691B2 (ja)
CN (1) CN101019293B (ja)
WO (1) WO2006068634A2 (ja)

Families Citing this family (23)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7816815B2 (en) * 2006-09-28 2010-10-19 Asco Power Technologies, L.P. System and method for the detection of regenerated AC voltage
US7629705B2 (en) * 2006-10-20 2009-12-08 General Electric Company Method and apparatus for operating electrical machines
JP4804375B2 (ja) * 2007-01-30 2011-11-02 三洋電機株式会社 系統連系装置及び系統連系システム
BRPI1010268B1 (pt) * 2009-03-27 2023-12-05 Aclara Power-Line Systems Inc Unidade de resposta à demanda (dru) e método de execução de resposta à demanda
CA2776255A1 (en) * 2009-09-30 2011-04-07 Alstom Grid Uk Limited Phase angle drift detection method for loss of mains /grid protection
US8334618B2 (en) * 2009-11-13 2012-12-18 Eaton Corporation Method and area electric power system detecting islanding by employing controlled reactive power injection by a number of inverters
US8046109B2 (en) * 2009-12-16 2011-10-25 General Electric Company Method and systems for operating a wind turbine
US9692319B1 (en) * 2009-12-31 2017-06-27 Sunpower Corporation Power system islanding detection with waveform fitting
US8749395B2 (en) 2010-04-16 2014-06-10 Enphase Energy, Inc. Method and apparatus for indicating a disconnection within a distributed generator
EP2501014B1 (en) * 2011-03-14 2016-05-11 ABB Research Ltd. Method and apparatus for detecting islanding conditions of distributed generator
US9006925B2 (en) 2011-05-31 2015-04-14 General Electric Company Distribution protection system and method
US8751036B2 (en) 2011-09-28 2014-06-10 Causam Energy, Inc. Systems and methods for microgrid power generation management with selective disconnect
US9287714B2 (en) * 2011-11-30 2016-03-15 Michael Ropp Method and system for island detection and anti-islanding protection in distributed power generation systems
BR112015003204A2 (pt) * 2012-08-30 2017-07-04 Gen Electric métodos de proteção e sistema
US8872372B2 (en) 2012-11-30 2014-10-28 General Electric Company Method and systems for operating a wind turbine when recovering from a grid contingency event
US9620994B2 (en) 2013-01-17 2017-04-11 Eaton Corporation Method and system of anti-islanding of a microgrid in a grid-connected microgrid system
US20140244187A1 (en) * 2013-02-25 2014-08-28 Mitsubishi Electric Research Laboratories, Inc. Method for Detecting Islanding with Periodically Transmitted Sequence of Unsynchronized Signals
DE102014104216B3 (de) * 2014-03-26 2015-06-11 Sma Solar Technology Ag Einphasiger Notbetrieb eines dreiphasigen Wechselrichters und entsprechender Wechselrichter
US10069304B2 (en) 2014-06-11 2018-09-04 Sinewatts, Inc. System and method for islanding detection and prevention in distributed generation
US9997920B2 (en) * 2014-06-11 2018-06-12 Sinewatts, Inc. System and method for islanding detection and prevention in distributed generation
DE102014111704A1 (de) * 2014-08-15 2016-02-18 Aei Power Gmbh Verfahren zur Inselnetzerkennung
US11477412B2 (en) * 2018-09-25 2022-10-18 New York University System, method, and computer-accessible medium for remote sensing of the electrical distribution grid with hypertemporal imaging
CN110690716B (zh) * 2019-08-16 2022-09-27 中国电力科学研究院有限公司 一种基于电压相轨迹信息对电网主动解列断面进行定位的方法及系统

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH06284560A (ja) * 1993-03-24 1994-10-07 Ngk Insulators Ltd 系統異常の検出方法
JPH0888979A (ja) * 1994-09-14 1996-04-02 Nissin Electric Co Ltd 分散電源の単独運転検出装置
JPH08298727A (ja) * 1995-04-25 1996-11-12 Osaka Gas Co Ltd 同期発電機の単独運転検出装置および発電装置
JP2001286063A (ja) * 2000-03-31 2001-10-12 Sanyo Denki Co Ltd 分散型電源の単独運転検出方法及び装置

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5749064A (en) * 1996-03-01 1998-05-05 Texas Instruments Incorporated Method and system for time scale modification utilizing feature vectors about zero crossing points
EP1057234A4 (en) 1997-11-24 2007-10-31 Robert H Wills PROCESS FOR AVOIDING THE ISLAND OPERATION AND DEVICE FOR PRODUCING DISTRIBUTED ENERGY
US6429546B1 (en) 1998-11-20 2002-08-06 Georgia Tech Research Corporation Systems and methods for preventing islanding of grid-connected electrical power systems
FR2797121B1 (fr) * 1999-07-30 2001-10-12 St Microelectronics Sa Dispositif de synchronisation d'un evenement de reference d'un signal analogique sur une horloge
US6815932B2 (en) * 2000-10-12 2004-11-09 Capstone Turbine Corporation Detection of islanded behavior and anti-islanding protection of a generator in grid-connected mode
AU2002246920A1 (en) * 2000-10-27 2002-08-06 Emerson Electric Co. Uninterruptible power supply
DE10211206A1 (de) 2002-03-06 2003-09-18 Klaus-Wilhelm Koeln Verfahren und Vorrichtung zur Kontrolle von Inselbildungen im Stromnetz, bei dem automatisch zwischen einem aktiven und passiven Modus gewechselt werden kann

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH06284560A (ja) * 1993-03-24 1994-10-07 Ngk Insulators Ltd 系統異常の検出方法
JPH0888979A (ja) * 1994-09-14 1996-04-02 Nissin Electric Co Ltd 分散電源の単独運転検出装置
JPH08298727A (ja) * 1995-04-25 1996-11-12 Osaka Gas Co Ltd 同期発電機の単独運転検出装置および発電装置
JP2001286063A (ja) * 2000-03-31 2001-10-12 Sanyo Denki Co Ltd 分散型電源の単独運転検出方法及び装置

Also Published As

Publication number Publication date
CN101019293A (zh) 2007-08-15
JP2007512000A (ja) 2007-05-10
EP1743409A2 (en) 2007-01-17
US20080238215A1 (en) 2008-10-02
WO2006068634A2 (en) 2006-06-29
US7427815B1 (en) 2008-09-23
CN101019293B (zh) 2013-04-24
WO2006068634A3 (en) 2006-11-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP4719691B2 (ja) 送電網切断の検出のための方法、メモリ媒体及び装置
US10739414B2 (en) Determining status of electric power transmission lines in an electric power transmission system
US11522355B2 (en) Method and apparatus for use in earth-fault protection
Yin et al. Recent developments in islanding detection for distributed power generation
US6985800B2 (en) Protection of an electric power transmission network
Kundu et al. Enhanced protection security using the system integrity protection scheme (SIPS)
US20080211511A1 (en) Method of Generating Fault Indication in Feeder Remote Terminal Unit for Power Distribution Automation System
US20110163777A1 (en) Method for production of a fault signal, and an electrical protective device
EP2862252B1 (en) A power bay protection device and a method for protecting power bays
EP1929602B1 (en) Method and system for fault detection in electrical power devices
CN115085367A (zh) 一种孤岛检测方法以及装置
KR102141527B1 (ko) 분산형 전원 연계용 보호 장치 및 방법
CN113972634A (zh) 一种自适应零序能量注入的微电网差动保护方法
US9164148B2 (en) Systems and methods for detecting over/under excitation faults
CN111781465A (zh) 用于不接地电网的故障定位系统及方法
Alobaid et al. A comprehensive review and assessment of islanding detection techniques for PV systems
CN106199228B (zh) 用于电网系统的分布式电源孤岛的判断方法和判断系统
CA3060181C (en) Method for detecting formation of a separate system
CN110112771B (zh) 核电厂发电机励磁装置检测发电机运行状态的方法及装置
AU2021101585A4 (en) A Method To Analyze The Fault Current Behavior In Terms Of D0 Components For Different Modes Of Operation For Low X/R Ratio Based Microgrid
JP2729475B2 (ja) 系統連系保護装置
JP2000156935A (ja) 自家発電設備の制御方法及び制御装置
US11852692B1 (en) Electric distribution line ground fault prevention systems using dual parameter monitoring with high sensitivity relay devices
Rosolowski et al. A new method for islanding detection in distributed generation
Voima et al. Benefits of using telecommunication based protection with DG

Legal Events

Date Code Title Description
A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20071108

A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20071108

A977 Report on retrieval

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007

Effective date: 20081110

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20081118

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20090115

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20091208

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20100304

RD02 Notification of acceptance of power of attorney

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7422

Effective date: 20100304

RD04 Notification of resignation of power of attorney

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7424

Effective date: 20100304

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20101221

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20110210

A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

Effective date: 20110308

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20110404

R150 Certificate of patent or registration of utility model

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150

FPAY Renewal fee payment (event date is renewal date of database)

Free format text: PAYMENT UNTIL: 20140408

Year of fee payment: 3

LAPS Cancellation because of no payment of annual fees