KR101989350B1 - Appatus for protecting of microgrid using superimposed reactive energy and method thereof - Google Patents
Appatus for protecting of microgrid using superimposed reactive energy and method thereof Download PDFInfo
- Publication number
- KR101989350B1 KR101989350B1 KR1020170010837A KR20170010837A KR101989350B1 KR 101989350 B1 KR101989350 B1 KR 101989350B1 KR 1020170010837 A KR1020170010837 A KR 1020170010837A KR 20170010837 A KR20170010837 A KR 20170010837A KR 101989350 B1 KR101989350 B1 KR 101989350B1
- Authority
- KR
- South Korea
- Prior art keywords
- fault
- protection
- failure
- relay
- protection relay
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
- H02H3/00—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection
- H02H3/02—Details
- H02H3/05—Details with means for increasing reliability, e.g. redundancy arrangements
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
- G01R19/00—Arrangements for measuring currents or voltages or for indicating presence or sign thereof
- G01R19/02—Measuring effective values, i.e. root-mean-square values
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
- G01R19/00—Arrangements for measuring currents or voltages or for indicating presence or sign thereof
- G01R19/06—Measuring real component; Measuring reactive component
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
- G01R19/00—Arrangements for measuring currents or voltages or for indicating presence or sign thereof
- G01R19/165—Indicating that current or voltage is either above or below a predetermined value or within or outside a predetermined range of values
- G01R19/16566—Circuits and arrangements for comparing voltage or current with one or several thresholds and for indicating the result not covered by subgroups G01R19/16504, G01R19/16528, G01R19/16533
- G01R19/16571—Circuits and arrangements for comparing voltage or current with one or several thresholds and for indicating the result not covered by subgroups G01R19/16504, G01R19/16528, G01R19/16533 comparing AC or DC current with one threshold, e.g. load current, over-current, surge current or fault current
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
- H02H3/00—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection
- H02H3/02—Details
- H02H3/033—Details with several disconnections in a preferential order, e.g. following priority of the users, load repartition
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
- Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
- Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
- Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
- Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
- Y04S10/20—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution using protection elements, arrangements or systems
-
- Y04S10/26—
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
- Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
- Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
- Y04S10/50—Systems or methods supporting the power network operation or management, involving a certain degree of interaction with the load-side end user applications
- Y04S10/52—Outage or fault management, e.g. fault detection or location
-
- Y04S10/522—
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Power Engineering (AREA)
- Emergency Protection Circuit Devices (AREA)
Abstract
본 명세서는 전력 계통 연계 및 단독운전 모드 모두에서, 그리고 저저항, 고저항 고장에서 마이크로그리드를 보호할 수 있는 보호계전기를 개시한다. 본 명세서에 따른 보호계전기는 무효중첩에너지를 통해 고장의 발생여부 및 방향을 판단하고, 고장 발생 지역이 자신의 주보호지역이 아닌 후비보호지역인 경우 고장이 발생한 지역의 보호계전기가 먼저 차단 동작을 할 수 있도록 지연 시간 후에 차단 동작을 할 수 있다.This disclosure discloses a protective relay capable of protecting the microgrid in both power grid interconnected and stand-alone modes and in low resistance, high resistance faults. The protective relay according to the present invention judges whether the fault occurs and the direction of the fault through the invalid superposition energy, and if the fault occurrence area is not the protection area of the main protection area, the protection relay of the fault occurrence area first The blocking operation can be performed after the delay time.
Description
본 발명은 마이크로그리드 보호 장치 및 방법에 관한 것으로서, 구체적으로는 중첩 무효 에너지 측정을 통한 마이크로그리드 보호계전기 및 그 제어 방법에 관한 것이다.The present invention relates to a micro-grid protection apparatus and method, and more particularly, to a micro-grid protection relay through superposed reactive energy measurement and a control method thereof.
종래의 마이크로그리드 보호 방식들은 적응형 보호, 거리보호, 전압기반 보호, 차동보호 및 외부 에너지 장치를 설치하는 보호, 총 5가지 형태로 분류될 수 있다. Conventional micro-grid protection schemes can be classified into five types: adaptive protection, distance protection, voltage-based protection, differential protection, and protection for installing external energy devices.
적응형 보호 방식들은 전력계통에 현재 사용되는 모든 보호 기기들의 업그레이드에 소요되는 비용으로 인한 단점이 있다. 또한, 단락회로의 계산이 다른 상태에서 운전되는 마이크로그리드에 적용이 어려울 수 있다.Adaptive protection schemes have drawbacks due to the expense of upgrading all protection devices currently used in the power system. Also, it may be difficult to apply the short-circuit calculation to a microgrid operated in other states.
거리 보호 방식들은 선로의 어드미턴스를 사용하지만, 마이크로그리드와 같이, 짧은 선로의 어드미턴스를 측정하는 것은 어렵다. 게다가, 거리 보호 방식들은 고저항 고장의 경우 오차들을 발생시킨다.Distance protection schemes use the admittance of the line, but it is difficult to measure the admittance of a short line like a microgrid. In addition, distance protection schemes introduce errors in the case of high resistance faults.
전압 기반 방식들은 단지 저저항 고장을 검출하는데에만 적용 가능하다. 또한, 전압 기반 방식들의 민감도는 계통 연계모드의 동작 도중에 적용하기 어렵다.Voltage-based schemes are only applicable for detecting low resistance faults. Also, the sensitivity of voltage-based schemes is difficult to apply during operation of the grid-connected mode.
차동보호 방식은 전력 피더(power feeder)의 양단에서 동기화 된 신호 측정을 필요로 하여, 장치에 높은 투자비용이 요구된다.Differential protection schemes require synchronized signal measurements at both ends of the power feeder, requiring high investment costs in the device.
외부 에너지 장치를 설치하는 보호 방식은 단독운전에서의 고장 발생시 높은 단락회로 전류가 발생하기 때문에, 외부 에너지 저장장치의 사용은 매우 높은 투자비용을 필요로 한다.The use of an external energy storage device requires a very high investment cost because a protection scheme for installing an external energy device generates a high short circuit current in the event of a failure in a single operation.
상기 대부분의 종래 방식들은 저저항 고장을 검출하기 위해서만 적용가능하다. 따라서 이러한 방식들은 고저항 고장의 경우 마이크로그리드를 보호하기 위해 추가적인 접근방법들을 필요로 한다. 나아가, 기존 전력 계통 연계 및 단독운전 모드 모두에서 저저항, 고저항 고장들에 대해 마이크로그리드 계통을 보호할 수 있는 방법이 필요하다.Most of the above conventional methods are applicable only for detecting low resistance faults. Thus, these approaches require additional approaches to protect the microgrid in the case of high resistance faults. Furthermore, there is a need for a way to protect the microgrid system against low resistance, high resistance faults in both conventional power grid connection and stand alone modes.
본 명세서는 전력 계통 연계 및 단독운전 모드 모두에서, 그리고 저저항, 고저항 고장에서 마이크로그리드를 보호할 수 있는 보호계전기 및 그 제어 방법을 제시하고자 한다.The present disclosure aims to propose a protective relay capable of protecting the microgrid in both power grid interconnected and stand-alone modes and in low resistance, high resistance faults, and its control method.
본 명세서에 기재된 해결과제는 이상에서 언급한 것들에 한정되지 않으며, 언급되지 아니한 다른 해결과제들은 아래의 기재로부터 당업자에게 명확하게 이해될 수 있을 것이다. The solutions described herein are not limited to those mentioned above, and other solutions not mentioned may be clearly understood by those skilled in the art from the following description.
상술할 과제를 해결하기 위한 본 명세서에 따른 보호계전기는, 3상 전류값(iabc)을 이용하여 고장 발생 여부를 판단하고 고장 발생 여부에 따라 고장검출신호(SDet)를 동일한 전력라인 및 역방향으로 접한 타 전력라인의 다른 보호계전기들에게 출력하는 고장검출유닛; 3상 전압값(vabc)을 이용하여 고장이 발생한 방향을 나타내는 고장방향신호(SDir)를 동일한 전력라인 및 역방향으로 접한 타 전력라인의 다른 보호계전기들에게 출력하는 방향결정유닛; 상기 다른 보호계전기들이 출력한 고장검출신호(SDet) 및 고장방향신호(SDir)를 수신하여 고장이 주보호지역과 후비보호지역 중 어느 지역에서 발생하였는지 판단하는 고장지역식별유닛; 각 상의 중첩 무효 에너지 계수의 절대값과 미리 설정된 기준값을 비교하여 고장의 종류를 분류하는 고장분류유닛; 및 상기 고장지역식별유닛 및 상기 고장분류유닛에서 출력된 신호에 따라 회로 차단기의 동작을 제어하는 트립핑유닛;을 포함할 수 있다.In order to solve the above-described problem, the protection relay according to the present invention determines whether a fault has occurred by using the three-phase current value iabc and determines whether the fault detection signal SDet is in contact with the same power line and the opposite direction A failure detection unit for outputting to other protection relays of the other power lines; A direction determination unit for outputting a failure direction signal SDir indicating a direction in which a failure has occurred by using the three-phase voltage value vabc to other protection relays of another power line contacting the same power line and the opposite direction; A faulty area identification unit for receiving the fault detection signal SDet and the fault direction signal SDir output from the other protection relays and determining whether the fault occurred in the main protection area or the backup protection area; A fault classifying unit for classifying the type of fault by comparing an absolute value of the superposed reactive energy coefficient of each phase with a preset reference value; And a tripping unit for controlling the operation of the circuit breaker in accordance with the signal output from the fault area identification unit and the fault classification unit.
상기 고장검출유닛은, 고장 발생 이전 전류, 중첩 정상 및 역상분 전류, 시스템 불평형 비율에 기반한 비율에 의해 고장 발생 여부를 감지할 수 있다.The fault detection unit can detect whether a fault has occurred due to a ratio based on a current before fault occurrence, a superposed normal and a reverse fault current, and a system unbalance ratio.
상기 시스템 불평형 비율(Rn)은 아래 수식 1에 의해 산출될 수 있다.The system imbalance ratio R n can be calculated by
<수식 1>≪ Formula 1 >
Rn: 시스템 불평형 비율R n : System unbalance ratio
|I0pre|: 고장 발생 전 전류로서, 보호계전기에 입력되는 영상분 전류 | I 0pre |: The current before failure, the input current to the protection relay
|I1pre|: 고장 발생 전 전류로서, 보호계전기에 입력되는 정상분 전류 | I 1pre |: current before fault, normal current input to the protection relay
|I2pre|: 고장 발생 전 전류로서, 보호계전기에 입력되는 역상분 전류 | I 2pre |: The current before fault occurrence, the reverse phase current input to the protection relay
상기 고장 검출 비율(RFD)은 아래 수식 2에 산출될 수 있다.The failure detection ratio R FD can be calculated by the following equation (2).
<수식 2>&Quot; (2) "
RFD: 고장 검출 비율R FD : Fault detection ratio
Rn: 시스템 불평형 비율R n : System unbalance ratio
|I1pre|: 고장 발생 전 전류로서, 보호계전기에 입력되는 정상분 전류 | I 1pre |: current before fault, normal current input to the protection relay
|I2pre|: 고장 발생 전 전류로서, 보호계전기에 입력되는 역상분 전류 | I 2pre |: The current before fault occurrence, the reverse phase current input to the protection relay
|Δi1f|: 고장 지점의 정상분 무효 중첩 전류의 RMS(Root Mean Square) | Δi 1f |: Normal part of the fault point Invalid RMS (Root Mean Square)
|Δi2f|: 고장 지점의 역상분 무효 중첩 전류의 RMS(Root Mean Square) | Δi 2f |: Inverse phase of the fault point Invalid RMS (Root Mean Square)
본 명세서의 일 실시예에 따르면, 상기 고장검출유닛은, 상기 고장 검출 비율의 값이 '0'일 때 (RFD=0) 정상상태로 판단하고, 상기 고장 검출 비율의 값이 일정한 시간 동안 미리 설정된 한계값을 넘을 때 고장 발생으로 판단할 수 있다.According to one embodiment of the present invention, the failure detection unit determines that the failure detection ratio is a normal state when the value of the failure detection ratio is '0' (R FD = 0) When the set limit value is exceeded, it can be judged that a trouble has occurred.
본 명세서의 일 실시예에 따르면, 상기 방향결정유닛은 아래 수식 3 및 수식 4를 통해 발생한 고장의 종류가 정방향 고장인지 역방향 고장인지 판단할 수 있다.According to an embodiment of the present invention, the direction determination unit can determine whether a type of a fault occurring through the following
<수식 3>&Quot; (3) "
Xu: 상류 등가 회로의 리액턴스X u : Reactance of the upstream equivalent circuit
Xa: 버스 B와 고장 F1 사이의 리액턴스X a : Reactance between bus B and fault F1
Vm: 계전기(U) 지점에서의 전압 크기Vm: voltage magnitude at the relay (U)
<수식 4>≪
Xd: 하류 등가 회로의 리액턴스X d : Reactance of the downstream equivalent circuit
Xab: 버스 A와 버스 B 사이의 리액턴스X ab : reactance between bus A and bus B
Xu2: 버스 B와 고장 F2 사이의 리액턴스X u2 : reactance between bus B and fault F2
Vm: 계전기(U) 지점에서의 전압 크기Vm: voltage magnitude at the relay (U)
본 명세서의 일 실시예에 따르면, 상기 고장지역식별유닛은, 일 전력라인의 일 보호계전기(D)는 동일 전력라인의 타 보호계전기(U) 및 일 전력라인에 역방향으로 접한 타 전력라인의 일 보호계전기(U)로부터 상기 고장검출신호(SDet) 및 고장방향신호(SDir)를 수신할 수 있다.According to an embodiment of the present invention, the fault area identification unit may be configured such that one protective relay (D) of one power line is connected to another protection relay (U) of the same power line and another power line It is possible to receive the failure detection signal S Det and the failure direction signal S Dir from the protection relay U.
본 명세서의 일 실시예에 따르면, 상기 고장지역식별유닛은, 상기 후비보호지역에 고장이 발생한 것으로 판단할 때 차단 동작 신호를 상기 주보호지역에서 고장이 발생한 것으로 판단했을 때보다 미리 설정된 지연 시간 후에 출력할 수 있다.According to an embodiment of the present invention, the faulty area identification unit may determine that a fault has occurred in the faulty protected area after a predetermined delay time than when it is determined that a fault has occurred in the main protection area Can be output.
본 명세서의 일 실시예에 따르면, 상기 고장분류유닛은 아래 수식 5에 표현되어있는 계수가 미리 설정된 제한치보다 큰 경우, 해당 상에 고장이 발생한 것으로 판단할 수 있다.According to an embodiment of the present invention, when the coefficient expressed in Equation (5) is larger than a preset limit value, the fault classification unit can determine that a fault has occurred in the phase.
<수식 5>≪ Eq. 5 &
Eqa, Eqb, Eqc : A, B, C상의 중첩 무효 에너지 (SER) E qa , E qb , E qc : superimposed reactive energy (SER) on A, B,
Eqmax= Max(|Eqa|, |Eqb|, |Eqc|) Eqmax = Max (| Eqa |, | Eqb |, | Eqc |)
상술할 과제를 해결하기 위한 본 명세서에 따른 보호계전기의 제어 방법은, (a) 고장검출유닛이 3상 전류값(iabc)을 이용하여 고장 발생 여부를 판단하고 고장 발생 여부에 따라 고장검출신호(SDet)를 동일한 전력라인 및 역방향으로 접한 타 전력라인의 다른 보호계전기들에게 출력하는 단계; (b) 방향결정유닛이 3상 전압값(vabc)을 이용하여 고장이 발생한 방향을 나타내는 고장방향신호(SDir)를 동일한 전력라인 및 역방향으로 접한 타 전력라인의 다른 보호계전기들에게 출력하는 단계; (c) 고장지역식별유닛이 상기 다른 보호계전기들이 출력한 고장검출신호(SDet) 및 고장방향신호(SDir)를 수신하여 고장이 주보호지역과 후비보호지역 중 어느 지역에서 발생하였는지 판단하는 단계; (d) 고장분류유닛이 각 상의 중첩 무효 에너지 계수의 절대값과 미리 설정된 기준값을 비교하여 고장의 종류를 분류하는 단계; 및 (e) 트립핑유닛이 상기 고장지역식별유닛 및 상기 고장분류유닛에서 출력된 신호에 따라 회로 차단기의 동작을 제어하는 단계;를 포함할 수 있다.A control method of a protection relay according to the present invention for solving the above-mentioned problems is characterized in that (a) the fault detection unit judges whether or not a fault has occurred by using the three-phase current value (i abc ) (S Det ) to the same power line and other protection relays of the other power line in the reverse direction; (b) The direction determination unit outputs the failure direction signal (S Dir ) indicating the direction in which the failure occurs by using the three-phase voltage value (v abc ) to the other power relays of the other power lines contacting the same power line and the opposite direction step; (c) The faulty area identification unit receives the fault detection signal (S Det ) and the fault direction signal (S Dir ) output from the other protection relays, and judges which of the main protection area and the rear protection area occurred in the fault step; (d) classifying the type of the fault by comparing the absolute value of the superposed reactive energy coefficient of each phase with a preset reference value; And (e) controlling the operation of the circuit breaker in accordance with the signal output from the fault area identification unit and the fault classification unit by the tripping unit.
상술할 과제를 해결하기 위한 본 명세서에 따른 보호계전기의 제어 방법은 컴퓨터에서 각 단계들을 수행하도록 작성되어 컴퓨터로 독출 가능한 기록 매체에 기록된 컴퓨터프로그램으로 표현될 수 있다.A control method of a protection relay according to the present invention for solving the above-mentioned problems can be expressed by a computer program recorded in a computer-readable recording medium which is created to perform each step in the computer.
본 명세서의 일 측면에 따르면, 마이크로그리드가 단독운전 모드와 계통 연계 모드로 동작 중에 고장이 발생하여도 모두 고장을 감지하고 전력망을 보호할 수 있다.According to an aspect of the present disclosure, even if a fault occurs while the micro grid is operating in the single operation mode and the grid connection mode, it is possible to detect a failure and protect the power grid.
본 명세서의 다른 측면에 따르면, 마이크로그리드의 고장이 저저항 및 고저항 고장에 관계없이 모두 고장을 감지하고 전력망을 보호할 수 있다.According to another aspect of the present disclosure, a failure of the microgrid can detect failure and protect the power grid, regardless of low resistance and high resistance failure.
본 명세서의 또 다른 측면에 따르면, 고장 발생 지역의 분리가 원활하지 않은 경우에도, 고장 발생 지역과 연결된 다른 지역의 차단을 통해 나머지 전력망을 보호할 수 있다. According to another aspect of the present disclosure, even if the fault-causing area is not smoothly separated, the remaining electric power network can be protected by blocking other areas connected to the fault-causing area.
본 명세서에 기재된 효과는 이상에서 언급된 것들에 한정되지 않으며, 언급되지 아니한 다른 효과들은 아래의 기재로부터 당업자에게 명확하게 이해될 수 있을 것이다.The effects described in the present specification are not limited to those mentioned above, and other effects not mentioned can be clearly understood by those skilled in the art from the following description.
도 1은 본 명세서에 다른 보호계전기의 구성을 간략하게 도시한 블록도이다.
도 2는 본 명세서에 따른 마이크로그리드의 일부를 개략적으로 도시한 참고도이다.
도 3은 보호계전기-1D를 중심으로 구분된 지역의 참고도이다.
도 4는 라인 1을 중심으로 도시한 참고도이다.
도 5는 정방향 고장에 따른 등가 회로도이다.
도 6은 역방향 고장에 따른 등가 회로도이다.
도 7은 보호계전기의 차단 동작을 위한 구성을 개략적으로 도시한 회로도이다.
도 8은 본 명세서에 따른 보호계전기의 구성을 보다 상세하게 도시한 블록도이다.
도 9는 모의계통도이다.
도 10은 마이크로그리드의 독립모드의 실험결과이다.
도 11은 마이크로그리드의 계통 연계모드의 실험결과이다.
도 12는 고임피던스 고장의 실험결과이다.
도 13은 3개의 커패시터 뱅크(각 500kvar)가 마이크로그리드의 모선 4, 6, 그리고 7에 설치된 실험결과이다.1 is a block diagram briefly showing the configuration of a protection relay according to the present invention.
2 is a schematic view of a portion of a microgrid according to the present invention.
Fig. 3 is a reference diagram of the area divided by the protection relay -1D.
4 is a reference diagram showing the center of the
5 is an equivalent circuit diagram according to forward fault.
6 is an equivalent circuit diagram according to reverse fault.
Fig. 7 is a circuit diagram schematically showing a configuration for a shutoff operation of the protection relay.
8 is a block diagram showing the configuration of the protection relay according to the present invention in more detail.
Fig. 9 is a simulation system diagram.
Fig. 10 shows experimental results of the independent mode of the microgrid.
Fig. 11 shows experimental results of the grid connection mode of the micro grid.
Fig. 12 shows experimental results of high impedance failure.
FIG. 13 shows experimental results in which three capacitor banks (500 kvar each) are installed on
이하, 첨부한 도면을 참조하여, 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자가 용이하게 실시할 수 있도록 본 발명의 실시예를 설명한다. 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자가 용이하게 이해할 수 있는 바와 같이, 후술하는 실시예는 본 발명의 개념과 범위를 벗어나지 않는 한도 내에서 다양한 형태로 변형될 수 있다. 가능한 한 동일하거나 유사한 부분은 도면에서 동일한 도면부호를 사용하여 나타낸다.Hereinafter, embodiments of the present invention will be described with reference to the accompanying drawings so that those skilled in the art can easily carry out the present invention. It will be apparent to those skilled in the art that various modifications and variations can be made in the present invention without departing from the spirit or scope of the invention. Wherever possible, the same or similar parts are denoted using the same reference numerals in the drawings.
본 명세서에서 사용되는 전문용어는 단지 특정 실시예를 언급하기 위한 것이며, 본 발명을 한정하는 것을 의도하지는 않는다. 여기서 사용되는 단수 형태들은 문구들이 이와 명백히 반대의 의미를 나타내지 않는 한 복수 형태들도 포함한다.The terminology used herein is for the purpose of describing particular embodiments only and is not intended to be limiting of the invention. The singular forms as used herein include plural forms as long as the phrases do not expressly express the opposite meaning thereto.
본 명세서에서 사용되는 "포함하는"의 의미는 특정 특성, 영역, 정수, 단계, 동작, 요소 및/또는 성분을 구체화하며, 다른 특정 특성, 영역, 정수, 단계, 동작, 요소, 성분 및/또는 군의 존재나 부가를 제외시키는 것은 아니다.Means that a particular feature, region, integer, step, operation, element and / or component is specified and that other specific features, regions, integers, steps, operations, elements, components, and / It does not exclude the existence or addition of a group.
본 명세서에서 사용되는 기술용어 및 과학용어를 포함하는 모든 용어들은 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자가 일반적으로 이해하는 의미와 동일한 의미를 가진다. 사전에 정의된 용어들은 관련기술문헌과 현재 개시된 내용에 부합하는 의미를 가지는 것으로 추가 해석되고, 정의되지 않는 한 이상적이거나 매우 공식적인 의미로 해석되지 않는다.All terms including technical and scientific terms used herein have the same meaning as commonly understood by one of ordinary skill in the art to which this invention belongs. Predefined terms are further interpreted as having a meaning consistent with the relevant technical literature and the present disclosure, and are not to be construed as ideal or very formal meanings unless defined otherwise.
이하에서는 도면을 중심으로 본 명세서에 따른 마이크로그리드 보호 장치 및 방법을 설명하고자 한다.Hereinafter, a microgrid protection apparatus and method according to the present invention will be described with reference to the drawings.
본 발명에서는 고장으로 인해 발생하는 중첩 무효 에너지를 이용하여 마이크로그리드 보호계전기 및 그 제어 방법을 제안한다. 고장으로 인해 발생하는 전압, 전류, 에너지 등의 변화를 중첩 성분이라고 부르며, 이 중 에너지의 무효(Reactive) 성분에 대한 변화를 중첩 무효 에너지라고 한다. 중첩 무효 에너지는 고장 혹은 계통의 갑작스러운 변화에 의해 야기되는 무효 전력의 순간적인 변화이다.The present invention proposes a micro grid protection relay and its control method using superimposed reactive energy generated due to a failure. The change in voltage, current, and energy caused by the failure is called the superposition component, and the change in the reactive component of the energy is referred to as superposed reactive energy. Overlapping reactive energy is a momentary change in reactive power caused by a fault or a sudden change in system.
도 1은 본 명세서에 다른 보호계전기의 구성을 간략하게 도시한 블록도이다.1 is a block diagram briefly showing the configuration of a protection relay according to the present invention.
도 1을 참조하면, 본 명세서에 따른 보호계전기(100)는 고장검출유닛(110), 고장방향유닛(120), 고장지역식별유닛(130), 고장분류유닛(140) 및 트립핑유닛(150)을 포함할 수 있다.1, a
상기 고장검출유닛(110)은 3상 전류값(iabc)을 이용하여 고장 발생 여부를 판단하고 고장 발생 여부에 따라 고장검출신호(SDet)를 동일한 전력라인 및 역방향으로 접한 타 전력라인의 다른 보호계전기들에게 출력할 수 있다. 상기 고장검출유닛(110)은 이하에서 설명할 중첩 성분 및 고장검출 비율을 사용하여 고장 발생 여부를 판단할 수 있다. 상기 고장검출유닛(110)은 계통연계 및 단독운전 모드 모두에서 고저항 고장들을 포함하는 모든 종류의 고장들을 검출할 수 있다.The
상기 고장방향유닛(120)은 3상 전압값(vabc)을 이용하여 고장이 발생한 방향을 나타내는 고장방향신호(SDir)를 동일한 전력라인 및 역방향으로 접한 타 전력라인의 다른 보호계전기들에게 출력할 수 있다.The
상기 고장지역식별유닛(130)은 상기 다른 보호계전기들이 출력한 고장검출신호(SDet) 및 고장방향신호(SDir)를 수신하여 고장이 주보호지역과 후비보호지역 중 어느 지역에서 발생하였는지 판단할 수 있다. 상기 고장지역식별유닛(130)은 상기 트립핑유닛(150)에게 신호를 출력함에 있어서 고장이 발생한 지역에 따라 고장이 발생한 지역을 주보호 지역으로 가지는 보호계전기가 먼저 작동할 수 있도록 지연을 시간을 두고 신호를 출력할 수 있다. 상기 고장지역식별유닛(130)이 상기 트립핑유닛(150)에게 출력하는 신호 및 시간 지역에 대해서는 이하에서 설명하도록 하겠다.The fault
상기 고장분류유닛(140)은 각 상의 중첩 무효 에너지 계수의 절대값과 미리 설정된 기준값을 비교하여 고장의 종류를 분류할 수 있다.The
상기 트립핑유닛(150)은 상기 고장지역식별유닛(130) 및 상기 고장분류유닛(140)에서 출력된 신호에 따라 회로 차단기의 동작을 제어할 수 있다. 상기 트립핑유닛(150)은 고장이 발생한 종류에 따라 3상을 개별적으로 차단시킬 수 있다.The tripping
이하에서는 본 명세서에 따른 보호계전기(100)가 설치되는 마이크로그리드에 대한 설명이다. Hereinafter, a description will be given of a micro grid in which the
도 2는 본 명세서에 따른 마이크로그리드의 일부를 개략적으로 도시한 참고도이다.2 is a schematic view of a portion of a microgrid according to the present invention.
도 2를 참조하면, 도면의 좌측에 도시된 전력 공급원, 컨버터, 변압기로 구성된 전력공급원, 도면의 우측에 도시된 메인 그리드를 확인할 수 있다. 그리고 상기 전력공급원과 상기 메인 그리드 사이를 이어주는 전력 라인을 확인할 수 있다. 그리고 상기 전력 라인은 버스 A, B, C에 의해 라인 1 및 라인 2로 구분된 것을 확인할 수 있다. 그리고 상기 라인 1 및 라인 2 사이에 부하가 연결된 것을 확인할 수 있다. 상기 도 2는 마이크로그리드의 일부로서 다수의 전력 라인 중 하나의 전력 라인을 예시도 도시한 것이다.Referring to Fig. 2, it can be seen that the main grid shown on the right side of the drawing, the power source, which is composed of the power source, the converter, the transformer, shown on the left side of the drawing. And a power line connecting the power source and the main grid. It can be seen that the power lines are divided into
도 2를 참조하면, 라인 1 및 라인 2 내에 보호계전기-1U, 보호계전기-1D, 보호계전기-2U 및 보호계전기-2D를 확인할 수 있다. 본 명세서에서는 전력공급원에서 부하 또는 메인 그리드로 전류가 흐르는 것을 가정하여, 상기 전력공급원을 '상류'로 설정하고, 상기 메인 그리드를 '하류'로 설정하였다. 따라서, '보호계전기-1U'은 라인 1번 내에서 상류(Upstream)에 설치된 보호계전기를 의미하며, '보호계전기-1D'은 라인 1번 내에서 하류(Downstream)에 설치된 보호계전기를 의미한다.Referring to FIG. 2, in the
본 명세서에서 마이크로그리드란 소규모의 전력 계통으로서, 기존의 전력망과 연결되어 기존 전력 공급원으로부터 전력을 공급받기도 하지만, 소규모 전력 공급원(예: 태양열 발전기, 풍력 발전기 등)을 갖추고 있는 전력망을 의미한다. 따라서, 마이크로그리드는 전력망 내에 구비된 전력 공급원에 의해서만 전력이 공급되는 단독운전 모드와 기존 전력망으로부터 전력을 공급받는 계통연계 운전 모드가 가능하다.In this specification, microgrid refers to a small power system, which is connected to an existing power grid and receives power from an existing power source, but which is equipped with a small power source (e.g., solar generator, wind generator, etc.). Therefore, the micro grid can be operated in a single operation mode in which power is supplied only by a power source provided in the power grid and in a grid-connected operation mode in which power is supplied from an existing power grid.
본 명세서에서는 이해 및 설명의 편의를 위해 보호계전기-1D를 중심으로 본 명세서에 따른 마이크로그리드 보호 장치 및 방법을 설명하도록 하겠다.In this specification, for convenience of understanding and explanation, a microgrid protection apparatus and method according to the present specification will be described, focusing on a protection relay-1D.
도 3은 보호계전기-1D를 중심으로 구분된 지역의 참고도이다.Fig. 3 is a reference diagram of the area divided by the protection relay -1D.
도 3을 참조하면, 보호계전기-1D를 기준으로 우측 지역은 '정방향 지역'으로 표시되어 있고, 보호계전기-1D를 기준으로 좌측 지역은 '역방향 지역'으로 표시된 것을 확인할 수 있다. 상기 정방향과 역방향은 보호계전기-1D를 중심으로 앞서 설명한 상기 전력공급원을 '상류'로 설정하고, 상기 메인 그리드를 '하류'로 설정한 것을 바탕으로 한다.Referring to FIG. 3, the right side of the protection relay -1D is indicated as 'forward area', and the left side of the protection relay -1D is indicated as 'reverse area'. The forward direction and the reverse direction are based on setting the power supply source described above with respect to the protective relay -1D as 'upstream' and setting the main grid as 'downstream'.
도 4는 라인 1을 중심으로 도시한 참고도이다.4 is a reference diagram showing the center of the
도 4를 참조하면, B, C 사이의 라인 1을 제외한 나머지 구간이 등가 회로로 대체된 것을 확인할 수 있다. 전력 공급원과 라인 2가 있던 부분은 상류 등가 회로로, 메인 그리드가 있던 부분은 하류 등가 회로로 대체된 것을 확인할 수 있다. 그리고 본 명세서에 따른 마이크로그리드 보호 장치 및 방법을 설명하기 위해 두 군데에서 고장이 난 것을 가정하도록 하겠다. 첫 번째 고장 위치는 보호계전기-1U와 보호계전기-1D 사이(F1)이며, 두 번째 고장 위치는 상류 등가 회로와 보호계전기-1U 사이(F2)이다. 상기 두 군데 고장 F1 및 F2는 상기 보호계전기-1D를 중심으로 각각 정방향 고장과 역방향 고장을 의미한다. Referring to FIG. 4, it can be seen that the remaining sections except for
도 5는 정방향 고장에 따른 등가 회로도이다.5 is an equivalent circuit diagram according to forward fault.
도 6은 역방향 고장에 따른 등가 회로도이다.6 is an equivalent circuit diagram according to reverse fault.
도 5 및 도 6에 각 사용된 약어의 의미는 아래와 같다.The meanings of the abbreviations used in Figs. 5 and 6 are as follows.
Lu: 상류 등가 인덕턴스L u : Upstream equivalent inductance
Ld: 하류 등가 인덕턴스L d : downstream equivalent inductance
La: 고장 지점과 버스 B사이의 라인 인덕턴스L a : Line inductance between the fault point and bus B
Lb: 고장 지점과 버스 C사이의 라인 인덕턴스L b : Line inductance between fault point and bus C
Lab: 라인 1의 인덕턴스L ab : inductance of
iBfl: 버스 B에서 무효 중첩 전류i Bfl : Invalid overlap current on bus B
iCfl: 버스 C에서 무효 중첩 전류i Cfl : invalid overlap current on bus C
vBfl: 버스 B에서 무효 중첩 전압v Bfl : invalid overlap voltage on bus B
vCfl: 버스 C에서 무효 중첩 전압v Cfl : Invalid overvoltage on bus C
vfpre: 고장 지점에서의 이전 고장 전압v fpre : the previous fault voltage at the fault point
Δif: 고장 지점의 전류Δi f : Current at fault point
Δvfl: 고장 지점의 무효 중첩 전압Δv fl : Invalid overlap voltage at fault point
본 명세서에 따른 보호계전기(100)는 고장 발생 이전 전류, 중첩 정상 및 역상분 전류, 시스템 불평형 비율에 기반한 비율에 의해 고장 발생 여부를 감지할 수 있다. 시스템 불평형 비율(Rn)은 아래 수식 1에 의해 주어지면, 고장 검출 비율(RFD)에 대한 표현은 아래 수식 2에 의해 주어진다.The
<수식 1>≪
Rn: 시스템 불평형 비율R n : System unbalance ratio
|I0pre|: 고장 발생 전 전류로서, 보호계전기에 입력되는 영상분 전류 | I 0pre |: The current before failure, the input current to the protection relay
|I1pre|: 고장 발생 전 전류로서, 보호계전기에 입력되는 정상분 전류| I 1pre |: current before fault, normal current input to the protection relay
|I2pre|: 고장 발생 전 전류로서, 보호계전기에 입력되는 역상분 전류 | I 2pre |: The current before fault occurrence, the reverse phase current input to the protection relay
<수식 2>&Quot; (2) "
RFD: 고장 검출 비율R FD : Fault detection ratio
Rn: 시스템 불평형 비율R n : System unbalance ratio
|I1pre|: 고장 발생 전 전류로서, 보호계전기에 입력되는 정상분 전류 | I 1pre |: current before fault, normal current input to the protection relay
|I2pre|: 고장 발생 전 전류로서, 보호계전기에 입력되는 역상분 전류 | I 2pre |: The current before fault occurrence, the reverse phase current input to the protection relay
|Δi1f|: 고장 지점의 정상분 무효 중첩 전류의 RMS(Root Mean Square) | Δi 1f |: Normal part of the fault point Invalid RMS (Root Mean Square)
|Δi2f|: 고장 지점의 역상분 무효 중첩 전류의 RMS(Root Mean Square) | Δi 2f |: Inverse phase of the fault point Invalid RMS (Root Mean Square)
본 명세서에 따른 보호계전기(100)는 상기 고장 검출 비율의 값이 '0'일 때는 (RFD=0) 정상상태로 판단하며, 기 고장 검출 비율의 값이 일정한 시간 동안(불필요한 트립 방지) 미리 설정된 한계값을 넘을 때, 고장 발생으로 판단할 수 있다.The
또한, 본 명세서에 따른 보호계전기(100)는 아래 수식 3 및 수식 4를 통해 발생한 고장의 종류가 정방향 고장인지 역방향 고장인지 판단할 수 있다. 한편, 수식 3은 도 4에 도시된 고장 F1에 해당하며, 수식 4는 도 4에 도시된 고장 F2에 해당한다.In addition, the
<수식 3>&Quot; (3) "
Xu: 상류 등가 회로의 리액턴스X u : Reactance of the upstream equivalent circuit
Xa: 버스 B와 고장 F1 사이의 리액턴스X a : Reactance between bus B and fault F1
Vm: 계전기(U) 지점에서의 전압 크기Vm: voltage magnitude at the relay (U)
<수식 4>≪
Xd: 하류 등가 회로의 리액턴스X d : Reactance of the downstream equivalent circuit
Xab: 버스 A와 버스 B 사이의 리액턴스X ab : reactance between bus A and bus B
Xu2: 버스 B와 고장 F2 사이의 리액턴스X u2 : reactance between bus B and fault F2
Vm: 계전기(U) 지점에서의 전압 크기Vm: voltage magnitude at the relay (U)
수식 3 및 수식 4는 정방향 고장에 대해 음이며 역방향 고장에 대해 양임을 나타낸다. 따라서, 본 명세서에 따른 보호계전기(100)는 상기 수식 3 및 수식 4의 값이 가지는 부호에 따라 고장의 방향을 판단할 수 있다.
본 명세서에 따른 보호계전기(100)는 상술한 내용에 따라 고장검출신호(SDet) 및 고장방향신호(SDir)를 출력할 수 있다. 일 예로, 고장검출신호(SDet)는 2진 코드로 고장이 발생했을 때 '1', 고장이 아닌 경우에는 '0'를 출력할 수 있다. 상기 고장방향신호(SDir)는 2진 코드로 정방향 고장일 때에는 '1', 역방향 고장일 때에는 '0'을 출력할 수 있다. The
본 명세서에 따른 보호계전기(100)는 인접한 다른 보호계전기(100)와 통신이 가능하다. 바람직하게, 일 전력라인의 일 보호계전기(D)는 동일 전력라인의 타 보호계전기(U) 및 일 전력라인에 역방향으로 접한 타 전력라인의 일 보호계전기(U)로부터 상기 고장검출신호(SDet) 및 고장방향신호(SDir)를 수신할 수 있다(도 7 참조). 그리고 상기 보호계전기(100)는 다른 보호계전기로부터 수신한 고장검출신호(SDet) 및 고장방향신호(SDir)를 이용하여 고장이 발생한 지역을 판별할 수 있다.The
한편, 본 명세서에 따른 보호계전기(100)에게는 주보호 지역(Main Protection Zone)과 후비보호 지역(Backup Protection Zone)이 주어진다. 일 예로, 도 3에 도시된 보호계전기-1D에게 정방향 지역이 '주보호 지역'이고, 역방향 지역이 '후비보호 지역'으로 주어진다. 상기 보호계전기(100)는 주보호 지역에서 고장이 발생했을 때 즉시 차단 동작(차단 동작 신호(FF trip 신호) 출력)을 하며, 후비보호 지역에서 고장이 발생했을 때 일정 지연 시간 이후에 차단 동작을 한다. 상기 지연 시간은 고장이 발생한 해당 지역을 주보호 지역을 가지는 보호계전기가 차단 동작을 먼저 하도록 시간을 주는 것이며, 고장이 발생한 해당 지역을 주보호 지역을 가지는 보호계전기가 차단 동작을 하지 못한 경우, 후비보호 지역에 있는 보호계전기가 동작하도록 하기 위함이다. 상기 지연 시간은 주보호 지역에 고장이 발생했을 때 차단 동작이 이루어지기 까지 걸리는 시간보다 커야한다.Meanwhile, the
도 7은 보호계전기의 차단 동작을 위한 구성을 개략적으로 도시한 회로도이다.Fig. 7 is a circuit diagram schematically showing a configuration for a shutoff operation of the protection relay.
도 7을 참조하면, 보호계전기-1D를 기준으로 작성된 회로도이다. 일 전력라인의 일 보호계전기(D)는 동일 전력라인의 타 보호계전기(U) 및 일 전력라인에 역방향으로 접한 타 전력라인의 일 보호계전기(U)로부터 고장검출신호(SDet) 및 고장방향신호(SDir)를 수신할 수 있다.Referring to FIG. 7, it is a circuit diagram based on the protection relay -1D. The one protection relay D of one power line receives the failure detection signal SDet and the failure direction signal SD from one protection relay U of another power line in contact with the other protection relay U of the same power line and the other power line in the reverse direction, (SDir).
한편, 본 명세서에 따른 보호계전기(100)는 수식 5를 통해 다양한 종류의 고장들을 분류할 수 있다.Meanwhile, the
<수식 5>≪ Eq. 5 &
Eqa, Eqb, Eqc : A, B, C상의 중첩 무효 에너지 (SER) E qa , E qb , E qc : superimposed reactive energy (SER) on A, B,
Eqmax= Max(|Eqa|, |Eqb|, |Eqc|) Eqmax = Max (| Eqa |, | Eqb |, | Eqc |)
본 명세서에 따른 보호계전기(100)는 상기 계수 중 어느 계수가 미리 설정된 제한치보다 크면, 그 상은 고장으로 판단할 수 있다.In the
도 8은 본 명세서에 따른 보호계전기의 구성을 보다 상세하게 도시한 블록도이다.8 is a block diagram showing the configuration of the protection relay according to the present invention in more detail.
이하에서는 본 명세서에 따른 보호계전기(100)를 모의계통에서 MATLAB/SIMULINK에서 구현한 실험예에 대해서 설명하도록 하겠다.Hereinafter, an experimental example in which the
도 9는 모의계통도이다.Fig. 9 is a simulation system diagram.
도 9를 참조하면, 모의계통의 모든 위치에 대한 고장 분석이 시행된다. 상기 고장 분석에서 고려된 고장 종류는 단상 지락고장, 선간 단락고장, 2선 지락고장, 3상 고장, 그리고 고임피던스 고장이다. 또한, 주보호지역의 보호계전기가 차단 동작에 실패 상황을 고려하여 후비보호지역의 보호계전기가 차단 동작을 수행하는지 여부를 확인하였다.Referring to FIG. 9, failure analysis is performed on all positions of the simulation system. The fault types considered in the above fault analysis are single phase ground fault, line short fault, 2 wire ground fault, 3 phase fault, and high impedance fault. Also, it was confirmed whether or not the protection relay of the protection area of the protection area performs the blocking operation considering the failure of the protection relay of the main protection area.
도 10은 마이크로그리드의 독립모드의 실험결과이다.Fig. 10 shows experimental results of the independent mode of the microgrid.
도 10에 도시된 표는 보호계전기(MGPR), 주보호지역의 보호계전기 및 후비보호지역의 보호계전기의 동작시간, 고장 검출 비, 그리고 마이크로그리드의 독립모드 시, 다양한 고장 위치에 대해 선택된 시나리오에 대한 SRE 계수를 나타낸다. 도 10에 도시된 표에서 제안된 고장 검출 비 RFD가 설정된 임계값 (2.5)를 초과하여 고장이 성공적으로 검출됨을 확인할 수 있다.The table shown in Fig. 10 shows the operation times of the protective relays (MGPR), the protective relay of the main protection area and the protection relay of the protection area, the failure detection ratio, and the independent mode of the microgrid, Represents the SRE coefficient. It can be confirmed that the failure is detected successfully because the proposed failure detection ratio R FD exceeds the set threshold value (2.5) in the table shown in FIG.
도 11은 마이크로그리드의 계통 연계모드의 실험결과이다.Fig. 11 shows experimental results of the grid connection mode of the micro grid.
도 11에 도시된 표는 보호계전기(MGPR), 고장 검출 비, SRE 계수, 그리고 마이크로그리드의 계통 연계모드 시에 주보호지역의 보호계전기 및 후비보호지역의 보호계전기의 동작시간을 나타낸다. 독립모드에서와 마찬가지로, 주보호지역의 보호계전기(MGRP)가 고장의 격리에 실패한다면, 후비모호지역의 보호계전기(MGPR)들이 적절한 후비보호를 제공함이 확인할 수 있다.The table shown in Fig. 11 shows the operation times of the protection relay of the main protection area and the protection relay of the protection area in the grid protection mode (MGPR), the fault detection ratio, the SRE coefficient, and the micro grid grid connection mode. As in the stand-alone mode, it can be verified that if the protection relay (MGRP) of the primary protected area fails to isolate the fault, the protection relays (MGPR) of the posterior ambiguity region provide adequate post-protection.
도 12는 고임피던스고장의 실험결과이다.Fig. 12 shows experimental results of high impedance failure.
도 12에 도시된 표는 계통 연계모드 및 독립모드 모두에 대해 선택된 시나리오에서의 고임피던스고장 결과이다. 본 명세서에 따른 보호계전기가 고임피던스고장을 효과적으로 검출하지만 독립 모드와 계통 연계모드를 비교함으로써 상대적으로 느린 것을 확인할 수 있다. 그러나 본 명세서에 따른 보호계전기의 동작 속도는 여전히 0.1초 이하이며, 이는 배전 계통 보호에 효율적이다.The table shown in FIG. 12 is the result of high impedance failure in the scenario selected for both grid-connected mode and independent mode. It can be seen that the protective relay according to the present invention effectively detects high impedance faults but is relatively slow by comparing the independent mode and the grid-connected mode. However, the operating speed of the protective relay in accordance with the present invention is still less than 0.1 second, which is effective for protection of the distribution system.
도 13은 3개의 커패시터 뱅크(각 500kvar)가 마이크로그리드의 모선 4, 6, 그리고 7에 설치된 실험결과이다.FIG. 13 shows experimental results in which three capacitor banks (500 kvar each) are installed on
본 명세서에 따른 보호계전기는 고장 위치 및 고장 종류에 대해 SRE의 양방향 특성을 사용한다. 그러므로 본 명세서에 따른 보호계전기는 무효 전력 보상장치를 갖는 계통에서도 실험할 필요가 있다. 도 13에 도시된 표에서 본 명세서에 따른 보호계전기가 무효 전력 보상 장치가 있을 때 안정적인 SRE 방향을 제공하는 것이 확인할 수 있다.Protection relays in accordance with the present disclosure use the bi-directional nature of the SRE for fault locations and fault classes. Therefore, the protective relay according to the present invention needs to be tested in a system having a reactive power compensation device. It can be seen from the table shown in FIG. 13 that the protective relay according to the present disclosure provides a stable SRE direction when there is a reactive power compensation device.
본 명세서에서 설명되는 실시예와 첨부된 도면은 본 발명에 포함되는 기술적 사상의 일부를 예시적으로 설명하는 것에 불과하다. 따라서, 본 명세서에 개시된 실시예들은 본 발명의 기술적 사상을 한정하기 위한 것이 아니라 설명하기 위한 것이므로, 이러한 실시예에 의하여 본 발명의 기술 사상의 범위가 한정되는 것은 아님은 자명하다. 본 발명의 명세서 및 도면에 포함된 기술적 사상의 범위 내에서 당업자가 용이하게 유추할 수 있는 변형 예와 구체적인 실시 예는 모두 본 발명의 권리범위에 포함되는 것으로 해석되어야 할 것이다.The embodiments and the accompanying drawings described in the present specification are merely illustrative of some of the technical ideas included in the present invention. Accordingly, the embodiments disclosed herein are for the purpose of describing rather than limiting the technical spirit of the present invention, and it is apparent that the scope of the technical idea of the present invention is not limited by these embodiments. It will be understood by those of ordinary skill in the art that various changes in form and details may be made therein without departing from the spirit and scope of the invention as defined by the appended claims.
100 : 보호계전기
110 : 고장검출유닛
120 : 고장방향유닛
130 : 고장지역식별유닛
140 : 고장분류유닛
150 : 트립핑유닛100: Protection Relay
110: Fault detection unit
120: Failure direction unit
130: Failure Zone Identification Unit
140: Fault classification unit
150: Tripping unit
Claims (19)
3상 전압값(vabc)을 이용하여 고장이 발생한 방향을 나타내는 고장방향신호(SDir)를 동일한 전력라인 및 역방향으로 접한 타 전력라인의 다른 보호계전기들에게 출력하는 방향결정유닛;
상기 다른 보호계전기들이 출력한 고장검출신호(SDet) 및 고장방향신호(SDir)를 수신하여 고장이 주보호지역과 후비보호지역 중 어느 지역에서 발생하였는지 판단하는 고장지역식별유닛;
각 상의 중첩 무효 에너지 계수의 절대값과 미리 설정된 기준값을 비교하여 고장의 종류를 분류하는 고장분류유닛; 및
상기 고장지역식별유닛 및 상기 고장분류유닛에서 출력된 신호에 따라 회로 차단기의 동작을 제어하는 트립핑유닛;을 포함하며,
상기 고장검출유닛은, 고장 발생 이전 전류, 중첩 정상 및 역상분 전류, 시스템 불평형 비율에 기반한 비율에 의해 고장 발생 여부를 감지하는 것을 특징으로 하는 보호계전기.A fault detection unit for judging whether or not a fault has occurred by using the three-phase current value iabc and outputting the fault detection signal SDet to the same power line and other protection relays of other power lines contacted in the reverse direction according to whether a fault has occurred;
A direction determination unit for outputting a failure direction signal SDir indicating a direction in which a failure has occurred by using the three-phase voltage value vabc to other protection relays of another power line contacting the same power line and the opposite direction;
A faulty area identification unit for receiving the fault detection signal SDet and the fault direction signal SDir output from the other protection relays and determining whether the fault occurred in the main protection area or the backup protection area;
A fault classifying unit for classifying the type of fault by comparing an absolute value of the superposed reactive energy coefficient of each phase with a preset reference value; And
And a tripping unit for controlling the operation of the circuit breaker in accordance with the signal outputted from the fault region identifying unit and the fault classifying unit,
Wherein said fault detection unit detects whether a fault has occurred by a ratio based on a current before fault occurrence, a superposed normal and an inverse phase current, and a system unbalance ratio.
상기 시스템 불평형 비율(Rn)은 아래 수식 1에 의해 산출되는 것을 특징으로 하는 보호계전기.
<수식 1>
Rn: 시스템 불평형 비율
|I0pre|: 고장 발생 전 전류로서, 보호계전기에 입력되는 영상분 전류
|I1pre|: 고장 발생 전 전류로서, 보호계전기에 입력되는 정상분 전류
|I2pre|: 고장 발생 전 전류로서, 보호계전기에 입력되는 역상분 전류 The method according to claim 1,
Wherein the system imbalance ratio (R n ) is calculated by: < EMI ID = 1.0 >
≪ Formula 1 >
R n : System unbalance ratio
| I 0pre |: The current before failure, the input current to the protection relay
| I 1pre |: current before fault, normal current input to the protection relay
| I 2pre |: The current before fault occurrence, the reverse phase current input to the protection relay
고장 검출 비율(RFD)은 아래 수식 2에 의해 산출되는 것을 특징으로 하는 보호계전기.
<수식 2>
RFD: 고장 검출 비율
Rn: 시스템 불평형 비율
|I1pre|: 고장 발생 전 전류로서, 보호계전기에 입력되는 정상분 전류
|I2pre|: 고장 발생 전 전류로서, 보호계전기에 입력되는 역상분 전류
|△i1f|: 고장 지점의 정상분 무효 중첩 전류의 RMS(Root Mean Square)
|△i2f|: 고장 지점의 역상분 무효 중첩 전류의 RMS(Root Mean Square) The method of claim 3,
And the failure detection ratio (R FD ) is calculated by the following equation (2).
&Quot; (2) "
R FD : Fault detection ratio
R n : System unbalance ratio
| I 1pre | : The current before fault occurrence, the normal current input to the protection relay
| I 2pre | : Current before fault occurrence, reverse phase current input to the protection relay
| Δi 1f | : RMS (Root Mean Square) of the null current of superfluous current at the failure point
|? I 2f | : Reverse phase difference of fault point Invalid RMS (Root Mean Square)
상기 고장검출유닛은, 상기 고장 검출 비율의 값이 '0'일 때 (RFD=0) 정상상태로 판단하고, 상기 고장 검출 비율의 값이 일정한 시간 동안 미리 설정된 한계값을 넘을 때 고장 발생으로 판단하는 것을 특징으로 하는 보호계전기.The method of claim 4,
The failure detection unit determines that the failure detection ratio is a normal state when the value of the failure detection ratio is '0' (R FD = 0), and when the value of the failure detection ratio exceeds a preset limit value for a predetermined time, The protection relay being characterized in that:
상기 방향결정유닛은 아래 수식 3 및 수식 4를 통해 발생한 고장의 종류가 정방향 고장인지 역방향 고장인지 판단하는 것을 특징으로 하는 보호계전기.
<수식 3>
Xu: 상류 등가 회로의 리액턴스
Xa: 버스 B와 고장 F1 사이의 리액턴스
Vm: 계전기(U) 지점에서의 전압 크기
<수식 4>
Xd: 하류 등가 회로의 리액턴스
Xab: 버스 A와 버스 B 사이의 리액턴스
Xu2: 버스 B와 고장 F2 사이의 리액턴스
Vm: 계전기(U) 지점에서의 전압 크기The method according to claim 1,
Wherein the direction determining unit determines whether a type of a fault occurring through Equation (3) and Equation (4) is forward fault or reverse fault.
&Quot; (3) "
X u : Reactance of the upstream equivalent circuit
X a : Reactance between bus B and fault F1
Vm: voltage magnitude at the relay (U)
≪ Equation 4 &
X d : Reactance of the downstream equivalent circuit
X ab : reactance between bus A and bus B
X u2 : reactance between bus B and fault F2
Vm: voltage magnitude at the relay (U)
상기 고장지역식별유닛은, 일 전력라인의 일 보호계전기(D)는 동일 전력라인의 타 보호계전기(U) 및 일 전력라인에 역방향으로 접한 타 전력라인의 일 보호계전기(U)로부터 상기 고장검출신호(SDet) 및 고장방향신호(SDir)를 수신하는 것을 특징으로 하는 보호계전기.The method according to claim 1,
The faulty area identification unit is configured such that one of the protection relays (D) of one power line is connected to another protection relay (U) of the same power line and one protection relay (U) of another power line facing the opposite power line And receives a signal (SDet) and a fault direction signal (SDir).
상기 고장지역식별유닛은, 상기 후비보호지역에 고장이 발생한 것으로 판단할 때 차단 동작 신호를 상기 주보호지역에서 고장이 발생한 것으로 판단했을 때보다 미리 설정된 지연 시간 후에 출력하는 것을 특징으로 하는 보호계전기.The method according to claim 1,
Wherein the faulty area identification unit outputs a blocking operation signal after a preset delay time than when a fault has occurred in the main protection area when it is determined that a fault has occurred in the reserved protection area.
상기 고장분류유닛은 아래 수식 5에 표현되어있는 계수가 미리 설정된 제한치보다 큰 경우, 해당 상에 고장이 발생한 것으로 판단하는 것을 특징으로 하는 보호계전기.
<수식 5>
Eqa, Eqb, Eqc : A, B, C상의 중첩 무효 에너지 (SER)
Eqmax= Max(|Eqa|, |Eqb|, |Eqc|)The method according to claim 1,
Wherein the failure classification unit determines that a failure has occurred in the phase when the coefficient represented by the following expression (5) is larger than a preset limit value.
≪ Eq. 5 &
E qa , E qb , E qc : superimposed reactive energy (SER) on A, B,
Eqmax = Max (| Eqa |, | Eqb |, | Eqc |)
(b) 방향결정유닛이 3상 전압값(vabc)을 이용하여 고장이 발생한 방향을 나타내는 고장방향신호(SDir)를 동일한 전력라인 및 역방향으로 접한 타 전력라인의 다른 보호계전기들에게 출력하는 단계;
(c) 고장지역식별유닛이 상기 다른 보호계전기들이 출력한 고장검출신호(SDet) 및 고장방향신호(SDir)를 수신하여 고장이 주보호지역과 후비보호지역 중 어느 지역에서 발생하였는지 판단하는 단계;
(d) 고장분류유닛이 각 상의 중첩 무효 에너지 계수의 절대값과 미리 설정된 기준값을 비교하여 고장의 종류를 분류하는 단계; 및
(e) 트립핑유닛이 상기 고장지역식별유닛 및 상기 고장분류유닛에서 출력된 신호에 따라 회로 차단기의 동작을 제어하는 단계;를 포함하며,
상기 (a) 단계는, 고장검출유닛이 고장 발생 이전 전류, 중첩 정상 및 역상분 전류, 시스템 불평형 비율에 기반한 비율에 의해 고장 발생 여부를 감지하는 단계인 것을 특징으로 하는 보호계전기의 제어 방법.(a) The fault detection unit judges whether or not a fault has occurred by using the three-phase current value (i abc ), and the fault detection signal (S Det ) Outputting to the relays;
(b) The direction determination unit outputs the failure direction signal (S Dir ) indicating the direction in which the failure occurs by using the three-phase voltage value (v abc ) to the other power relays of the other power lines contacting the same power line and the opposite direction step;
(c) The faulty area identification unit receives the fault detection signal (S Det ) and the fault direction signal (S Dir ) output from the other protection relays, and judges which of the main protection area and the rear protection area occurred in the fault step;
(d) classifying the type of the fault by comparing the absolute value of the superposed reactive energy coefficient of each phase with a preset reference value; And
(e) controlling the operation of the circuit breaker in accordance with the signal output from the fault locating unit and the fault classifying unit,
Wherein the step (a) is a step of detecting whether a failure has occurred due to a ratio based on a current before fault occurrence, a superposed normal and a reverse phase divided current, and a system unbalance ratio.
상기 (a) 단계는, 고장검출유닛이 상기 시스템 불평형 비율(Rn)은 아래 수식 1에 의해 산출하는 단계인 것을 특징으로 하는 보호계전기의 제어 방법.
<수식 1>
Rn: 시스템 불평형 비율
|I0pre|: 고장 발생 전 전류로서, 보호계전기에 입력되는 영상분 전류
|I1pre|: 고장 발생 전 전류로서, 보호계전기에 입력되는 정상분 전류
|I2pre|: 고장 발생 전 전류로서, 보호계전기에 입력되는 역상분 전류 The method of claim 10,
Wherein the step (a) is a step in which the failure detection unit calculates the system unbalance ratio (R n ) by the following equation (1).
≪ Formula 1 >
R n : System unbalance ratio
| I 0pre |: The current before failure, the input current to the protection relay
| I 1pre |: current before fault, normal current input to the protection relay
| I 2pre |: The current before fault occurrence, the reverse phase current input to the protection relay
상기 (a) 단계는, 고장검출유닛이 고장 검출 비율(RFD)을 아래 수식 2에 의해 산출하는 단계인 것을 특징으로 하는 보호계전기의 제어 방법.
<수식 2>
RFD: 고장 검출 비율
Rn: 시스템 불평형 비율
|I1pre|: 고장 발생 전 전류로서, 보호계전기에 입력되는 정상분 전류
|I2pre|: 고장 발생 전 전류로서, 보호계전기에 입력되는 역상분 전류
|△i1f|: 고장 지점의 정상분 무효 중첩 전류의 RMS(Root Mean Square)
|△i2f|: 고장 지점의 역상분 무효 중첩 전류의 RMS(Root Mean Square) The method of claim 12,
Wherein the step (a) is a step in which the failure detection unit calculates the failure detection ratio (R FD ) using the following equation (2).
&Quot; (2) "
R FD : Fault detection ratio
R n : System unbalance ratio
| I 1pre |: current before fault, normal current input to the protection relay
| I 2pre |: The current before fault occurrence, the reverse phase current input to the protection relay
| Δi 1f |: Invalid of normal point of fault point RMS (Root Mean Square)
| Δi 2f |: Inverse phase of the fault point Invalid RMS (Root Mean Square)
상기 (a) 단계는, 고장검출유닛이 상기 고장 검출 비율의 값이 '0'일 때 (RFD=0) 정상상태로 판단하고, 상기 고장 검출 비율의 값이 일정한 시간 동안 미리 설정된 한계값을 넘을 때 고장 발생으로 판단하는 단계인 것을 특징으로 하는 보호계전기의 제어 방법.14. The method of claim 13,
Wherein the step (a) includes the steps of: when the failure detection unit determines that the failure detection ratio is a normal state when the value of the failure detection ratio is '0' (R FD = 0) And judging that a failure occurs when the voltage exceeds a predetermined voltage.
상기 (b)단계는, 방향결정유닛이 아래 수식 3 및 수식 4를 통해 발생한 고장의 종류가 정방향 고장인지 역방향 고장인지 판단하는 단계인 것을 특징으로 하는 보호계전기의 제어 방법.
<수식 3>
Xu: 상류 등가 회로의 리액턴스
Xa: 버스 B와 고장 F1 사이의 리액턴스
Vm: 계전기(U) 지점에서의 전압 크기
<수식 4>
Xd: 하류 등가 회로의 리액턴스
Xab: 버스 A와 버스 B 사이의 리액턴스
Xu2: 버스 B와 고장 F2 사이의 리액턴스
Vm: 계전기(U) 지점에서의 전압 크기The method of claim 10,
Wherein the step (b) is a step of determining whether a type of a fault occurring in the direction determination unit through the following equations (3) and (4) is a forward fault or a reverse fault.
&Quot; (3) "
X u : Reactance of the upstream equivalent circuit
X a : Reactance between bus B and fault F1
Vm: voltage magnitude at the relay (U)
≪ Equation 4 &
X d : Reactance of the downstream equivalent circuit
X ab : reactance between bus A and bus B
X u2 : reactance between bus B and fault F2
Vm: voltage magnitude at the relay (U)
상기 (c)단계는, 고장지역식별유닛이 일 전력라인의 일 보호계전기(D)는 동일 전력라인의 타 보호계전기(U) 및 일 전력라인에 역방향으로 접한 타 전력라인의 일 보호계전기(U)로부터 상기 고장검출신호(SDet) 및 고장방향신호(SDir)를 수신하는 단계인 것을 특징으로 하는 보호계전기의 제어 방법.The method of claim 10,
In the step (c), one of the protection relays (D) of one power line is connected to the other protection relay (U) of the same power line and one protection relay (S Det ) and a fault direction signal (S Dir ) from the fault detection signal (S Det ).
상기 (c)단계는, 고장지역식별유닛이 상기 후비보호지역에 고장이 발생한 것으로 판단할 때 차단 동작 신호를 상기 주보호지역에서 고장이 발생한 것으로 판단했을 때보다 미리 설정된 지연 시간 후에 출력하는 단계인 것을 특징으로 하는 보호계전기의 제어 방법.The method of claim 10,
The step (c) includes a step of outputting a blocking operation signal after a predetermined delay time than when a failure has occurred in the main protection area when it is determined that a failure has occurred in the protection area Wherein the protection relay is a control relay.
상기 (d)단계는, 고장분류유닛은 아래 수식 5에 표현되어있는 계수가 미리 설정된 제한치보다 큰 경우, 해당 상에 고장이 발생한 것으로 판단하는 단계인 것을 특징으로 하는 보호계전기의 제어 방법.
<수식 5>
Eqa, Eqb, Eqc : A, B, C상의 중첩 무효 에너지 (SER)
Eqmax= Max(|Eqa|, |Eqb|, |Eqc|)The method of claim 10,
Wherein the step (d) is a step of determining that a failure has occurred in the phase when the coefficient represented by the following equation (5) is larger than a preset limit value.
≪ Eq. 5 &
E qa , E qb , E qc : superimposed reactive energy (SER) on A, B,
Eqmax = Max (| Eqa |, | Eqb |, | Eqc |)
A computer program recorded on a computer-readable recording medium, the computer program being written in the computer to perform the steps of the control method according to any of claims 10 and 13 to 18.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
KR1020170010837A KR101989350B1 (en) | 2017-01-24 | 2017-01-24 | Appatus for protecting of microgrid using superimposed reactive energy and method thereof |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
KR1020170010837A KR101989350B1 (en) | 2017-01-24 | 2017-01-24 | Appatus for protecting of microgrid using superimposed reactive energy and method thereof |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
KR20180087508A KR20180087508A (en) | 2018-08-02 |
KR101989350B1 true KR101989350B1 (en) | 2019-06-17 |
Family
ID=63251916
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
KR1020170010837A KR101989350B1 (en) | 2017-01-24 | 2017-01-24 | Appatus for protecting of microgrid using superimposed reactive energy and method thereof |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
KR (1) | KR101989350B1 (en) |
Families Citing this family (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US11515702B2 (en) * | 2019-05-01 | 2022-11-29 | University Of Tennessee Research Foundation | Methods, systems, and computer readable media for protecting and controlling a microgrid with a dynamic boundary |
KR102412884B1 (en) * | 2020-02-25 | 2022-06-24 | 제주대학교 산학협력단 | Fault detection and protection method of microgrid system based on power conversion system operation |
KR102480827B1 (en) * | 2020-07-14 | 2022-12-22 | 숭실대학교 산학협력단 | Overcurrent relay used for electric power system provided with a fault current limiter, overcurrent relay method thereby, protection cooperation system and protection cooperation method |
Family Cites Families (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
KR100920946B1 (en) | 2007-08-31 | 2009-10-09 | 주식회사 세니온 | Apparatus and method for fault detection and fault location decision on a distribution line using load current |
KR101028745B1 (en) * | 2008-05-15 | 2011-04-14 | 남서울대학교 산학협력단 | The Determination and Autonomous Isolation Method of Fault Zone based on Intelligent FRTU in Distribustion System |
KR102041641B1 (en) * | 2013-09-30 | 2019-11-07 | 한국전력공사 | Apparatus and method for fault section detection of combined transmission line |
-
2017
- 2017-01-24 KR KR1020170010837A patent/KR101989350B1/en active IP Right Grant
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
KR20180087508A (en) | 2018-08-02 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7616005B2 (en) | Corrective device protection | |
EP1273083B1 (en) | Differential protective relay for electrical buses with improved immunity to saturation of current transformers | |
CN100454707C (en) | Sensitive ground fault detection system for use in compensated electric power distribution networks | |
EP2331978B1 (en) | Method and device for supervising secondary circuit of instrument transformer in power system | |
US20060198065A1 (en) | Apparatus and method for detecting the loss of a current transformer connection coupling a current differential relay to an element of a power system | |
CN110783946B (en) | Method for locating phase faults in a microgrid | |
JP2007116893A (en) | Device and method for detecting fault section by comparison of phase difference, and magnitude of zero-phase current in non-grounded distribution system | |
US11721975B2 (en) | System and method for use with microgrids having inverter-based distributed generators | |
KR101989350B1 (en) | Appatus for protecting of microgrid using superimposed reactive energy and method thereof | |
Ebrahim et al. | An algorithm for detection of fault, islanding, and power swings in dg-equipped radial distribution networks | |
CN109286202B (en) | Large-scale inversion type power supply grid-connected tie line current differential protection method, device and system | |
CN103823160A (en) | Self-adaption ground fault line selection method and device for power distribution network | |
Schlake et al. | Performance of third harmonic ground fault protection schemes for generator stator windings | |
CN111740379B (en) | Method for automatically adjusting zero sequence protection two-segment and three-segment time constant values on line | |
Anand et al. | A novel transmission system protection scheme using optimal wide-area measurements | |
Khorashadi-Zadeh et al. | A novel PMU-based transmission line protection scheme design | |
Meddeb et al. | Impact of System Grounding on Distance Relay Operating | |
Nyombi et al. | Implementation of a New Algorithm to Detect Turn-to-Turn Faults in Shunt Reactors and Identify the Faulted Phase | |
Kumar et al. | Adaptive protection scheme for DC microgrid to avoid the false tripping | |
Attar et al. | Solutions to Design and Coordination Relays for Protection Challenges of Distribution Network with DG | |
Laaksonen et al. | New islanding detection schemes for future distribution networks | |
Bui et al. | Investigate Transient Behaviours and Select Appropriate Fault Protection Solutions of Uni-grounded AC Microgrids | |
Zhang et al. | Implementation of a new algorithm to detect turn-to-turn faults in shunt reactors and identify the faulted phase | |
Nuqui et al. | Concepts for Secured Protection of VSC HVDC Overhead Lines Equipped with Auto Reclosing of DC Circuit Breakers | |
Laaksonen et al. | Distributed Energy Resources Protection Requirements in Future Distribution Grids |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A201 | Request for examination | ||
E902 | Notification of reason for refusal | ||
E701 | Decision to grant or registration of patent right | ||
GRNT | Written decision to grant |