KR20210025195A - 배전계통 보호 장치 및 그 제어방법 - Google Patents

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Abstract

본 발명은 배전계통 보호 장치 및 그 제어방법에 관한 것으로, 계통에 관해 획득된 데이터에 기반하여 배전계통의 변동 여부를 판단하고, 배전계통의 변동이 발생한 경우 보호기기 정정치의 재계산 여부를 판단하는 계통상태 감지부, 상기 계통상태 감지부가 상기 보호기기 정정치를 재계산하는 것으로 판단하면, 계통에 관해 획득된 데이터에 기반하여 계통의 토폴로지를 추정하는 토폴로지 추정부, 상기 토폴로지 추정부에서 추정된 계통의 토폴로지에 기반하여 고장전류를 계산하는 고장전류 계산부 및 상기 고장전류 계산부에서 계산된 고장전류에 기반하여 보호기기 정정치의 변경 여부를 판단하고, 변경이 필요한 경우 보호기기 정정치를 계산하는 보호기기 정정부를 포함하는 것을 특징으로 한다.

Description

배전계통 보호 장치 및 그 제어방법{POWER DISTRIBUTION SYSTEM PROTECTION APPARATUS AND CONTROL METHOD THEREOF}
본 발명은 배전계통 보호 장치 및 그 제어방법에 관한 것으로, 보다 상세하게는 고장전류 분석을 기반으로 배전계통을 보호하는 장치 및 그 제어방법에 관한 것이다.
최근의 배전계통 운영은 통합된 운영시스템(서버 등)을 도입하여 배전계통의 현재 상태를 감시하고, 배전계통에서 발생할 수 있는 여러 가지 문제점(예: 고장, 불균형 등)이 발생하였을 때, 보호기기들을 이용하여 문제가 확산되는 것을 방지할 수 있도록 하는 것을 기본으로 한다.
이러한 보호기기는 차단기, 리크로저 등과 같이 배전계통에 분산전원이 추가됨에 따라 배전계통의 운영 안정성을 높이기 위해 설치되는 기기에 해당하며, 배전계통의 상태, 구성 등에 따라 보호기기의 정정치를 적절히 설정해주는 것이 중요하다.
이러한 보호기기의 정정치 산출을 위해 배전계통의 고장에 대한 해석을 수행하게 되는데, 종래의 고장해석 방식의 경우 일반적으로 보호기기 설치점에서의 고장전류계산시 전원과 고장점사이의 태브닌(Tevenin) 등가임피던스를 이용하여 계산한다. 이 경우 분산전원도 임피던스 모델로 취급되고, 고장 시 정격전류의 일정 배수(1~2배)를 출력하는 것으로 취급한다. 이는 회전기 형태의 분산전원(동기발전기)의 경우에는 유효하나, 인버터가 연계된 분산전원(태양광, 풍력발전 등)의 경우에는 정확한 동작 반영이 어렵다. 따라서 다양한 분산전원의 고장 시 동작양태를 반영하는 고장해석 방식이 필요하다.
또한, 종래기술들에서는 배전계통을 3상(3 phases) 평형 모델로 간주하나, 실제 배전계통은 다수의 3상계통과 소수이기는 하나 단상(1 phase) 계통이 혼재되어 있는 것이 일반적이며, 배전계통의 다수의 분산전원은 단상으로 연계되어 있는 경우가 많다. 따라서 인버터의 특성을 고려하여 3상 불평형 형태의 고장전류 산정이 필요하다.
뿐만 아니라, 종래기술들은 분산전원의 영향을 고장계산에서 고려할 때, 실시간 전력 생산량에 비례한 고장전류원으로 해석하거나 용량에 대비한 임피던스 모델로 간주한다. 그러나 배전계통에 설치되는 대부분의 분산전원은 인버터가 연계된 형태(PV, WT)이며, 고장 시 인버터의 제어 특성에 따라 출력되는 전류가 결정되고, 각상의 출력 전류를 평형상태로 제어하려한다. 따라서 분산전원의 특성을 고려한 고장해석을 통해 보호기기 정정을 위한 최대고장전류의 산정이 필요하다.
한편 보호계전기의 순시 동작 설정은 계전기 이후 설치된 보호기기 설치점의 최대 고장전류보다 크게 설정하고, 보호기기 간 보호 협조 시간은 주보호기기의 최대고장전류 값에서 설정된다. 이와 같이 보호기기 정정 시 보호기기의 TDS(time dial setting)는 보호기기 설치점의 최대고장전류를 통해서 설정될 수 있다. 그러나 종래기술들의 고장전류 계산은 분산전원의 특성을 고려하지 않으므로 오차가 생기며, 그로인해 분산전원으로 인한 고장전류의 크기가 더 크거나 작게 계산된다. 또한 종래기술들에서는 분산전원의 변동에 따른 영향을 고려하지 않기 때문에 이를 보완하기 위한 추가적인 마진을 둘 수밖에 없다. 이에 따라 종래기술에서 산출되는 보호기기의 정정치는 그 최적의 값과 차이가 있으므로, 고장발생시 보호기기의 동작시간이 길어지는 문제점이 존재하였다.
한편 본 발명의 배경기술은 대한민국 등록특허 10-1247088호(2013.03.18)에 개시되어 있다.
본 발명은 상기와 같은 종래의 배전계통 보호 방식의 문제점을 해결하기 위한 것으로, 분산전원의 고장기여를 보다 정확히 반영하여 보호기기의 정확한 정정을 실행하고 적정한 여유도 설정이 가능하도록 하는 배전계통 보호 장치 및 그 제어방법을 제공하는데 그 목적이 있다.
본 발명에 따른 배전계통 보호 장치는 계통에 관해 획득된 데이터에 기반하여 분산전원의 변동 여부를 판단하고, 분산전원의 변동이 발생한 경우 보호기기 정정치의 재계산 여부를 판단하는 계통상태 감지부; 상기 계통상태 감지부가 상기 보호기기 정정치를 재계산을 해야 하는 것으로 판단하면, 계통에 관해 획득된 데이터에 기반하여 계통의 토폴로지를 추정하는 토폴로지 추정부; 상기 토폴로지 추정부에서 추정된 계통의 토폴로지에 기반하여 고장전류를 계산하는 고장전류 계산부; 및 상기 고장전류 계산부에서 계산된 고장전류에 기반하여 보호기기 정정치의 변경 여부를 판단하고, 변경이 필요한 경우 보호기기 정정치를 계산하는 보호기기 정정부를 포함하는 것을 특징으로 한다.
본 발명에 따른 배전계통 보호 장치의 제어방법은, 배전계통 보호 장치가 계통에 관해 획득된 데이터에 기반하여 분산전원의 변동 여부를 판단하고, 분산전원의 변동이 발생한 경우 보호기기 정정치의 재계산 여부를 판단하는 단계; 상기 보호기기 정정치를 재계산하는 것으로 판단하면, 상기 배전계통 보호 장치가 계통에 관해 획득된 데이터에 기반하여 계통의 토폴로지를 추정하는 단계; 상기 배전계통 보호 장치가 상기 추정된 계통의 토폴로지에 기반하여 고장전류를 계산하는 단계; 및 상기 배전계통 보호 장치가 상기 계산된 고장전류에 기반하여 보호기기 정정치의 변경 여부를 판단하고, 변경이 필요한 경우 보호기기 정정치를 계산하는 단계를 포함하는 것을 특징으로 한다.
본 발명에 따른 배전계통 보호 장치 및 그 제어방법은 토폴로지 및 부하 변동과 더불어 분산전원의 출력 변동 시에도 보호기기의 정정을 시행하고, 분산전원을 일사량 및 단자전압에 따른 동적변동(P/Q 모델 또는 일정 전류원)모델로 정의하여 출력 변동 시 고장기여를 다르게 계산하며, 인버터의 제어특성을 고려함으로써, 분산전원의 고장기여를 보다 정확히 반영하여 보호기기의 정확한 정정을 실행하고 적정한 여유도 설정이 가능하도록 하여, 고장 시 설비의 충격을 보다 완화하고 원활한 보호 협조 정정을 할 수 있도록 하는 효과가 있다.
도 1은 본 발명의 일 실시예에 따른 배전계통 보호 장치의 구성을 나타낸 블록구성도이다.
도 2 내지 도 4는 본 발명의 일 실시예에 따른 배전계통 보호 장치의 제어방법을 설명하기 위한 흐름도이다.
도 5은 본 발명의 일 실시예에 따른 배전계통 보호 장치에서 어드미턴스 행렬을 계산하는 것을 설명하기 위한 예시도이다.
도 6은 본 발명의 일 실시예에 따른 배전계통 보호 장치의 제어방법을 설명하기 위한 흐름도이다.
도 7 및 도 8은 본 발명의 일 실시예에 따른 배전계통 보호 장치의 성능 시험 결과를 설명하기 위한 예시도이다.
이하, 첨부된 도면을 참조하여 본 발명에 따른 배전계통 보호 장치 및 그 제어방법의 실시예를 설명한다. 이 과정에서 도면에 도시된 선들의 두께나 구성요소의 크기 등은 설명의 명료성과 편의상 과장되게 도시되어 있을 수 있다. 또한, 후술되는 용어들은 본 발명에서의 기능을 고려하여 정의된 용어들로서 이는 사용자, 운용자의 의도 또는 관례에 따라 달라질 수 있다. 그러므로, 이러한 용어들에 대한 정의는 본 명세서 전반에 걸친 내용을 토대로 내려져야 할 것이다.
도 1은 본 발명의 일 실시예에 따른 배전계통 보호 장치의 구성을 나타낸 블록구성도이다.
도 1에 도시된 것과 같이, 본 발명의 일 실시예에 따른 배전계통 보호 장치(10)는 계통상태 감지부(11), 토폴로지 추정부(12), 고장전류 계산부(13), 보호기기 정정부(14) 및 DB(15)를 포함할 수 있다.
이러한 배전계통 보호 장치(10)는 적어도 하나 이상의 컴퓨팅 장치가 결합된 서버의 형태로 구현될 수 있으며, 각 구성이 물리적으로 분리된 복수의 서버에 분산배치되는 방식으로 구성될 수도 있다.
배전계통은 보호기기(21), 개폐기(22) 및 분산전원(23) 등으로 구성될 수 있으며, 계측부(20)는 이러한 배전계통의 구성요소들을 모니터링할 수 있다.
배전계통에서 분산전원(23)은 연계점의 전압에 따라 일반적인 발전원(일정 유/무효전력 출력원)으로 동작하기도 하나 일정 전류원으로 고장기여를 하기도 하므로 이와 같은 양태를 반영한 고장계산 방식의 적용이 필요하다.
계측부(20)는 보호기기(21)의 현재 계통의 정정치, 개폐기(22)의 투입/개방 상태, 분산전원(23)의 현재 출력 및 연계상태 등을 계측하여 데이터로 처리하고 이를 배전계통 보호 장치(10)로 전송할 수 있다. 이러한 계측부(20)의 구성은 현재 사용되고 있는 배전운영시스템(distribution management system, DMS)의 원방감시제어기능(supervisory control and data acquisition, SCADA) 등을 이용할 수 있다.
보호기기(21), 개폐기(22) 및 분산전원(23)은 각각 복수로 구비될 수 있으며, 이러한 각 구성의 예시적인 종류 등은 본원발명의 통상의 기술자에게 자명한 사항에 해당하므로 더 자세한 설명은 생략하기로 한다.
계측부(20)로부터 전송된 데이터(보호기기(21), 개폐기(22) 및 분산전원(23)의 투입/개방 및 온/오프 상태 등)는 주기적으로 DB(15)에 저장될 수 있다.
배전계통 보호 장치(10)의 계통상태 감지부(11), 토폴로지 추정부(12), 고장전류 계산부(13) 및 보호기기 정정부(14)는 이러한 DB(15)로부터 계통 데이터를 입력받도록(획득하도록) 구성될 수 있으나, 일부 실시예에서는 계통상태 감지부(11), 토폴로지 추정부(12), 고장전류 계산부(13) 및 보호기기 정정부(14)의 적어도 일부 구성이 계측부(20)로부터 곧바로 계통 데이터를 입력받을 수도 있다.
계측부(20)로부터 전송되거나, DB(15)에 미리 저장되어 있는 데이터는 다음과 같은 데이터를 포함할 수 있다. 보호기기, 개폐기 및 분산전원의 투입/개방 및 온/오프 상태 데이터, 노드의 연결 관계와 각 노드에 연계된 부하 및 분산전원에 대한 정보를 포함하는 계통의 상태정보, 현재 계통의 보호기기의 정정치(TDS, Ip)와 각 보호기기별 동작특성곡선 및 규격에 대한 정보를 포함하는 보호기기 정보, 최대 고장전류 발생 시 전위와 후비의 보호기기 간의 CTI, Ip, 보호 계전기의 순시 동작 전류와 같은 값들을 산출하기 위한 보호기기 정정 시의 규칙에 대한 정보인 보호기기 정정 기준(예를 들어, CTI는 협조하는 보호기기의 종류에 따라 결정됨, Ip는 계통의 최대 부하전류의 설정 배수로 계산됨, 보호 계전기의 순시 동작 전류는 전위 보호기기의 최대고장전류의 설정 배수로 계산됨), CTI의 마진(margin)과 같은 보호기기 정정 마진(α) 등을 저장할 수 있다.
주위 보호와 후비 보호 사이에는 적절한 시간 간격을 유지하는 것이 필수적인데, 이를 협조 시간 간격(CTI, coordination time interval)이라고 하며, 통상적으로 약 0.2초 내지 0.5초 정도이다. 또한 여기서 CTI의 마진(α)은 보호기기의 고장전류의 오차 및 보호기기 동작 지연 등을 막기 위해 설정되어, 보호기기 정정 시 CTI에 곱하여 사용하는 수치이다.
또한 본 실시예에서 산출되는 보호기기의 정정치는 Ip(pick-up current)와 정정 레버 값(TDS, time dial setting)이며, 이들의 정의 등은 IEEE 규격 등에서 정의되어 있으며, 본원발명의 통상의 기술자에게 자명한 사항에 해당하므로 더 자세한 설명은 생략하기로 한다.
계통상태 감지부(11)는 입력받은 데이터를 바탕으로 개폐기(22)의 투입/개방으로 계통 변화, 분산전원(23)의 변동 등을 감지하고 보호기기 정정치의 재계산 여부를 판단할 수 있다.
도 2를 참고하여 이러한 계통상태 감지부(11)의 동작을 더 자세히 살펴보면 다음과 같다.
먼저 계통상태 감지부(11)는 먼저 계측부(20) 및/또는 DB(15)로부터 계통 데이터를 입력받는다(S20). 계통상태 감지부(11)는 현재의 보호기기 정정치를 적용 했을 때의 계통의 분산전원, 개폐기 및 보호기기의 상태정보와 현재 계통의 상태정보를 입력 받아 비교하여 계통의 변동여부를 판단할 수 있다.
이후 계통상태 감지부(11)는 개폐기로 인한 계통변동이 발생하였는지 판단한다(S21). 예를 들어, 계통상태 감지부(11)는 개폐기의 투입/개방 발생 시 분산전원의 추가적인 연계 혹은 분리, 보호기기 대수의 변동, 보호기기의 전위 보호기기와 후비 보호기기의 순서 변경 등이 발생하였는지 판단한다.
또한 계통상태 감지부(11)는 분산전원의 변동이 발생하였는지 판단한다(S22). 예를 들어, 분산전원이 계통에서 연계되거나 분리, 제어 모드의 변경, 출력의 변동이 발생하였는지 판단한다.
계통상태 감지부(11)는 순간적인 변동 및 센서의 오차에 의한 재정정을 방지하기 위해, 개폐기로 인한 계통변동(S21의 예) 또는 분산전원의 변동(S22의 예)이 발생한 경우에도 변동 유지 시간(Tc)이 기준시간(Tmax)를 초과하였는지 판단한다(S23).
계통의 변동 유지 시간이 기준시간보다 클 경우(S23) 계통에서의 변동이 발생했다고 판단하여 보호기기 정정치 계산이 수행된다(S24). 다만 보호기기 정정치 계산은 계통상태 감지부(11)가 아닌 보호기기 정정부(14)에서 수행되며, 계통상태 감지부(11)는 보호기기 정정치 계산을 수행하라는 명령을 전송하도록 구성될 수 있다. 다만 이때 이러한 정정치 계산은 토폴로지 추정이나 고장전류 계산이 선제되어야 할 수 있으므로, 보호기기 정정치 계산을 수행하라는 명령은 토폴로지 추정부(12)나 고장전류 계산부(13)측으로 전달될 수도 있다.
토폴로지 추정부(12)는 계통의 파라미터 데이터와 계통 설비(개폐기, 분산전원)의 상태 정보를 입력받아 현재 계통의 상태를 파악하고 노드 간 연결 관계, 개폐기의 투입/개방 및 분산전원의 온/오프 정보를 통해 계통의 토폴로지를 추정할 수 있다.
도 3을 참고하여 이러한 토폴로지 추정부(12)의 동작을 더 자세히 살펴보면 다음과 같다.
토폴로지 추정부(12)는 먼저 계측부(20) 및/또는 DB(15)로부터 계통 데이터를 입력받는다(S30). 예를 들어 토폴로지 추정부(12)는 계통의 현재 개폐기의 투입/개방 및 분산전원의 온/오프 상태 데이터와 계통의 노드 간 연결정보, 각 노드에 연계된 부하 및 분산전원, 스위치의 상태, 변압기, 노드 사이 선로와 그 임피던스 및 계통의 베이스 값 등을 입력받을 수 있다.
토폴로지 추정부(12)는 이렇게 입력된 데이터를 기준으로 분산전원의 연계상태를 확인하여 계통에 현재 연계되어 있는 분산전원을 확인한다(S31).
이어서 토폴로지 추정부(12)는 개폐기의 연계상태를 확인함으로써 계통에서 분리된 구간과 연계된 구간을 확인한다(S32).
또한 토폴로지 추정부(12)는 노드 데이터를 바탕으로 노드 간 연결 관계를 파악하고, 투입된 개폐기의 경우 양단의 노드를 1개의 버스로 취합하여 처리한다(S33).
토폴로지 추정부(12)는 확인된 분산전원, 개폐기, 노드 데이터를 바탕으로 전체적인 계통의 토폴로지 구조를 추정한다(S34).
마지막으로 개폐기의 개방으로 인하여 고립된 구간이 있는지 파악하고 각 구간의 계통 유효성을 검증한다(S35). 계통의 유효성 검증 기준은 사용자에 의해 설정될 수 있으며, 예를 들어 부하와 발전원의 유무로 결정될 수 있다. 검증 후 유효하지 않은 구간은 이후 계산을 수행하지 않으며, 추정된 토폴로지 데이터는 계통의 어드미턴스 행렬을 계산하는데 활용될 수 있다.
이렇게 추정된 토폴로지를 바탕으로 고장전류 계산부(13)는 보호기기 설치점의 고장상황을 가정하여 계통의 어드미턴스 행렬을 계산하고 어드미턴스 행렬 기반의 3상 조류계산을 수행하여 고장전류를 계산할 수 있다.
이러한 고장전류 계산부(13)의 동작을 도 4 및 도 5를 참고하여 더 자세히 설명하면 다음과 같다.
도 4에서 볼 수 있듯이, 고장전류 계산부(13)는 토폴로지 추정부(12)로부터 추정된 토폴로지 데이터를 입력받고, 각 보호기기 설치점을 고장 발생지점으로 가정(고장 발생 모선 설정)하고 배전계통의 어드미턴스 행렬을 계산한다(S40).
도 5에서는 이러한 어드미턴스 행렬을 계산 과정을 3모선 예시에 대해 도시하였다. 도면 5(a)는 3상 3모선 배전계통의 계통도이고, 도 5(b)는 이의 임피던스 구성과 평형 및 불평형 고장 시의 토폴로지 모델이며, 도 5(c)는 이의 어드미턴스 구성이고, 도 5(d)는 이의 어드미턴스 행렬 구조이다.
배전계통의 3상 4선식 임피던스 데이터를 Kron-reduction 방식을 사용하여 축소한다. 임피던스 데이터는 도 5(b)에 도시한 계통 데이터를 사용한다.
Figure pat00001
여기서, Zabc는 3상 4선식 선로의 임피던스 행렬을 의미한다.
이후 Zabc를 역행렬 하여 Yabc를 계산한다. 계산된 Yabc로 구성된 계통은 도 5(c)에 도시하였다.
Figure pat00002
여기서, Yabc는 3상 4선식 선로의 어드미턴스 행렬을 의미한다.
도 5(b)에 도시한 것과 같이, 고장지점을 모선에 고장 임피던스를 가지고 대지에 접지된 모선이 추가적으로 연결된 것으로 처리한다. 도 5(b)에서는 고장지점을 4번 모선으로 정의한다.
Figure pat00003
여기서,
Figure pat00004
는 1선 지락고장
Figure pat00005
은 3상 단락고장의 임피던스 행렬을 의미하며,
Figure pat00006
는 1선 지락고장
Figure pat00007
은 3상 단락고장의 어드미턴스 행렬을 의미한다. 고장모선의 임피던스 행렬 또한 어드미턴스 행렬로 역행렬화 하여 선로의 어드미턴스 행렬에 추가함으로써 고장시 토폴로지를 구현한다.
노드 방정식을 사용하여 계통의 어드미턴스 행렬로 정리한다.
Figure pat00008
여기서, Ybus는 3상 4선식 선로의 어드미턴스 행렬을 의미한다.
어드미턴스 행렬은 개별 선로의 노드 방정식을 적용하여 정리한다. 해당 노드에 연결되어 있는 모든 노드 사이에 있는 어드미턴스 값을 더한 값을 대각성분으로 하고, 자기 어드미턴스로 정의하며, 다른 노드 사이에 있는 어드미턴스 각각을 음수로 처리하여 비대각성분으로 하고, 상호 어드미턴스로 정의한다. 단 계통이 3상 모델이므로 선로의 어드미턴스 요소가 3X3 행렬이며, 그에 따라 행렬의 행과 열의 크기는 노드의 수의 3배이다. 도면 5(d)에 4모선 계통의 어드미턴스 행렬의 요소의 분포를 도시하였으며, 통상의 기술자라면 이러한 내용을 바탕으로 다른 구조의 모선의 경우에 적용할 수 있을 것이다.
이후 고장전류 계산부(13)는 모선의 종류를 분류하고, 전압 초기치를 설정한다(S41). 고장전류 계산부(13)는 모선의 종류를 종래기술의 조류계산과 같이 슬랙모선, PV모선, PQ모선으로 분류하고 전압의 크기와 위상의 초기치를 설정할 수 있다. 슬랙모선은 변전소 1차측의 지점으로 정의하며 전압의 크기와 위상을 고정한다. 동기발전기는 PV모선으로 정의한다. 부하 및 태양광 발전은 PQ모선으로 정의한다.
이후 고장전류 계산부(13)는 PQ모선의 전력을 전압으로 나누어 모선의 전류를 계산한다(S42). 고장전류 계산부(13)는 처음에는 초기 전압을 사용하여 각 모선의 전류를 계산하되, 전압을 갱신할 때마다 다시 전류를 계산한다.
이어서 고장전류 계산부(13)는 중첩의 원리를 사용하여 부하 및 발전기를 전부 제거하여 무부하 상황시의 전압을 계산한다(S43). 이 과정에서 고장전류 계산부(13)는 PV모선 및 PQ모선을 전부 계통에서 분리된 것으로 가정하고 해당 부분을 개방상태로 가정한다. 무부하 계산 방식은 아래의 수학식 5와 같다.
Figure pat00009
여기서, Ii은 전원만 존재할 때의 모선의 무부하 전류 벡터이며, Ybus는 계통의 어드미턴스 행렬, VNL은 모선의 무부하 전압의 벡터다.
이후 고장전류 계산부(13)는 PQ모선에서 계산한 전류를 바탕으로 전압의 변화량을 계산한다(S44). 이때 고장전류 계산부(13)는 전원부분을 제거하고 해당모선을 단락시켜 접지시키고, PQ모선을 전류원으로 취급하여 해당모선의 전압의 변화량을 계산한다. 전압의 변화량의 계산 방식은 아래의 수학식 6과 같다.
Figure pat00010
여기서, Ij은 모선의 전류 벡터이며,
Figure pat00011
은 전압의 변화량을 의미한다.
이어서 고장전류 계산부(13)는 무부하 전압과 전압 변화량을 더하여 해당 모선의 전압을 계산한다(S45). 중첩의 원리로 인하여 무부하시 전압과 전압 변화량을 더한 것이 해당 모선의 전압이 되며 전압은 아래의 수학식 7과 같이 계산된다.
Figure pat00012
고장전류 계산부(13) 상기 단계(S42) 내지 단계(S45)의 과정을 전압이 수렴할 때까지 반복 수행한다(S46).
전압이 수렴되면, 고장전류 계산부(13)는 수렴된 모선을 바탕으로 인버터의 특성을 고려하기 위해 전류제한을 넘는 인버터가 존재하는지 확인한다(S47). 통상적으로, 인버터는 전력을 유지하기 위하여 전압이 강하되면 전류를 증가시킨다. 다만 전류한계 Imax(1.2~2배 정도)를 설정하여, 전류의 증가가 해당 값보다 커질 경우 전류의 크기를 고정시킨다.
고장전류 계산부(13)는 전류제한을 초과하는 인버터가 존재하면 전류의 크기를 제한하여 전류원으로 취급한다(S49). 이후 고장전류 계산부(13)는 다시 모선의 전류를 계산하는 상기 단계(S42)로 돌아가서 전압을 다시 계산한다. 여기서, 전류한계 Imax의 경우, 인버터 마다 그 값이 설계사양으로 설정될 수 있으므로, DB(15)에 저장되어 있는 값이 활용될 수 있다.
고장전류 계산부(13)는 모든 인버터의 전류가 전류제한을 넘지 않을 경우 계산된 모선의 전압과 임피던스 행렬을 바탕으로 고장전류를 계산한다(S48).
보호기기 정정부(14)는 고장전류 계산부(13)에서 계산된 고장전류의 값을 바탕으로 현재 보호기기 정정치의 변경이 필요한지 판단하고, 변경이 필요하다고 판단될 경우, 보호기기 정정치인 TDS와 Ip를 계산하고 계측부로 변경 명령을 전송하여 계통의 보호기기의 정정치를 변경을 실행할 수 있다.
이러한 보호기기 정정부(14)의 동작을 도 6을 참고하여 더 자세히 설명하면 다음과 같다.
보호기기 정정부(14)는 먼저 고장전류 계산부(13)로부터 고장전류 해석결과를 입력받는다. 즉, 보호기기 정정부(14)는 보호기기 설치점의 고장 모의 결과를 통해 보호기기 설치점에서의 최대 고장 전류를 전달받는다.
보호기기 정정부(14)는 보호기기의 최대 고장 전류를 바탕으로 보호기기를 정정하기 전 현재 보호기기의 정정치를 검토하여 보호기기 정정을 변경 여부를 판단한다.
보호기기 정정부(14)는 먼저 전위 및 후비 보호기기가 바뀌는 보호 협조쌍의 변경이 발생하는지에 대해 확인한다(S51). 보호기기 정정 시 전위 보호기기가 후비 보호기기보다 빠르게 동작하도록 설정되므로, 보호 협조쌍이 변경될 시에 계산된 전위 보호기기의 동작시간이 후비 보호기기의 동작시간보다 늦어지므로 보호기기 정정의 변경이 필요하다.
다음으로 보호기기 정정부(14)는 아래의 수학식 8을 참고로 보호기기의 CTI의 위배가 발생하는지 확인한다(S52).
Figure pat00013
여기서, ti,p,ti,b는 전위 보호기기의 최대 전류에서의 전위 및 후비 보호기기의 동작시간이며, α는 CTI의 마진이며, Nc는 보호 협조쌍의 수이다. 변경된 보호 협조쌍에서 CTI의 위배가 발생한 경우, 즉 전위보호기기의 최대전류에서의 전위 및 후비보호기기의 동작시간의 차이가 CTI에 마진을 곱한 것보다 큰 경우, 보호 협조에 문제가 생겼다고 판단하여 보호기기 정정치를 변경한다.
또한 보호기기 정정부(14)는 보호기기의 동작시간의 증가가 발생하였는지 아래의 수학식 9를 바탕으로 확인한다(S53).
Figure pat00014
여기서, Tb,max,Tb,min은 변경 전 보호기기의 최소 고장 전류에서의 동작시간과 최대 고장 전류에서의 동작시간을 의미하며, Ta,max,Ta,min는 변경 후 보호기기의 최소 고장 전류에서의 동작시간과 최대 고장 전류에서의 동작시간을 의미한다. Tlim은 사전에 설정된 보호기기의 동작시간의 증가의 마진이며 계통의 변동 발생 시 보호기기의 동작시간의 증가가 해당 값보다 클 경우 보호기기 정정을 통해 보호기기 정정 시간을 감소시킨다.
보호기기 정정부(14)는 보호기기 정정이 필요하다고 판단되면, 새로운 보호기기 정정치를 결정하는 계산을 수행한다(S54). 보호기기 정정부(14)는 계통의 상태정보와 고장전류 계산 값을 바탕으로 아래의 수학식 10을 참고로 보호기기의 Ip 및 TDS를 결정한다.
Figure pat00015
여기서, t는 보호기기의 동작시간이고, If는 고장전류이며 A, B, C, D는 미리 설정된 보호기기의 특성변수이다. 보호기기의 동작시간을 기준으로 최적화를 수행하여 보호기기의 Ip 및 TDS를 결정한다. 최적화의 목적함수는 다음의 수학식 11과 같다.
Figure pat00016
여기서, ti,p,ti,p는 전위 보호기기의 최대 전류에서의 전위 및 후비 보호기기의 동작시간이며 제약조건하에서의 최솟값을 목적으로 한다. 제약조건은 다음의 수학식 12와 같다.
Figure pat00017
Figure pat00018
Figure pat00019
Figure pat00020
여기서, Np는 보호기기의 수이고, Ip,min은 계통의 최대부하의 일정 배수 이상으로 설정되며, Ip,max는 보호기기 최소 고장전류의 일정 배수 이하로 설정된다.
이어서 보호기기 정정부(14)는 결정된 Ip 및 TDS 정정치를 포함하는 보호기기 정정 명령을 계측부(20)에 전송하여 보호기기의 정정을 실행한다(S55).
또한 보호기기 정정부(14)는 상기 단계(S54)에서 계산된 보호기기 정정치를 DB(15)에 전송하여 저장되도록 할 수 있다.
본 실시예에 따른 배전계통 보호 장치 및 그 제어방법의 효과를 확인하기 위해, 도 7과 같은 예시 계통을 가정하여 종래기술과의 검증을 수행하였다.
테스트 계통의 선로 임피던스는 ACSR 160/95mm2로 구성하였으며, 각 태양광의 용량을 3.33MVA로 지정하여 계통의 분산전원 용량을 10MVA로 구성하였다. 분산전원에 연계된 변압기는 분산전원과 동일 용량의 Y/△결선으로 설정하였다. 일사량은 100W/m2(1MW 출력, 최소 일사량), 500W/m2(5MW 출력), 1000W/m2(10MW 출력, 최대 일사량) 으로 설정하여 분산전원의 출력 변동을 고려하였다. 고장발생 지점은 각 보호기기 설치점(리클로져 1, 2, 3)으로 설정하였으며 최대 고장상황(고장저항 0ohm)을 모의하였다.
테스트 계통의 보호기기 설정을 아래의 표 1에 정리하였다. 보호기기의 동작 커브는 수학식 10에 언급한 바와 같다.
보호기기 특성 변수 보호기기 간
CTI(Cycle) 설정		 보호기기 최소동작전류(A)
A B C D 계전기 리클로져 상 지락
계전기 2 21 0.55 0 17 10 380 80
리클로져 2.25 12 0.048 0.2 10 5 300 60
종래기술에 따른 고장전류 계산 방식과 본 실시예에 따른 방식을 비교검증하기 위해 전력계통 동적 모의에 일반적으로 널리 활용되는 MATLAB/Simulink의 시뮬레이션 결과와 비교하였다. 표 2와 표 3에는 3상 단락고장에 대해 비교하였다. 표 2에 종래기술들의 계산방식 결과와 시뮬레이션 결과를 비교하였으며, 표 3에 본 실시예에 따른 방식과 시뮬레이션 결과의 비교를 수행하였다. 비교결과, 기존방식의 경우 보호기기 관통 전류는 최대 12.8%, 분산전원 고장기여의 경우 최대 42.32%의 오차가 발생하였으나, 본 실시예의 경우 보호기기 관통 전류는 최대 1.68%, 분산전원 고장기여는 최대 8.48%정도로 상대적으로 매우 정확한 고장계산을 수행함을 확인할 수 있다.
사고지점 보호기기 임피던스 모델 해석법
3상 단락고장전류 값(A)		 시뮬레이션
3상 단락고장전류 값(A)		 오차(%)
일사량
Figure pat00021
 일사량
Figure pat00022
 일사량
Figure pat00023
 일사량
Figure pat00024
 일사량
Figure pat00025
 일사량
Figure pat00026
 일사량
Figure pat00027
 일사량
Figure pat00028
 일사량
Figure pat00029
RC1 R/y 3224 3224 3224 3200 3190 3192 0.76 1.07 1.01
RC1 3300 3300 3300 3208 3216 3208 2.88 2.63 2.88
DG1 78 78 78 26 116 127 199.11 33.37 38.69
RC2 R/y 1949 1949 1949 1951 1956 1934 0.12 0.38 0.76
RC1 1995 1995 1995 1956 1976 1963 1.98 0.95 1.62
RC2 2083 2083 2083 1974 1965 1965 5.50 5.97 5.99
DG1 47 47 47 14 70 126 241.41 33.35 62.80
DG2 92 92 92 41 126 126 127.26 26.95 26.92
RC3 R/y 1444 1444 1444 1469 1474 1455 1.73 2.06 0.78
RC1 1478 1478 1478 1473 1491 1478 0.32 0.86 0.02
RC2 1543 1543 1543 1480 1509 1501 4.25 2.27 2.79
RC3 1633 1633 1633 1498 1448 1454 9.03 12.82 12.33
DG1 35 35 35 12 60 118 190.60 42.32 70.60
DG2 68 68 68 19 105 127 251.47 35.08 46.07
DG3 95 95 95 51 126 126 86.53 24.52 24.56
사고지점 보호기기 동적 모델 해석법
3상 단락고장전류 값(A)		 시뮬레이션
3상 단락고장전류 값(A)		 오차(%)
일사량
Figure pat00030
 일사량
Figure pat00031
 일사량
Figure pat00032
 일사량
Figure pat00033
 일사량
Figure pat00034
 일사량
Figure pat00035
 일사량
Figure pat00036
 일사량
Figure pat00037
 일사량
Figure pat00038
RC1 R/y 3215 3211 3211 3200 3190 3192 0.48 0.65 0.60
RC1 3224 3221 3219 3208 3216 3208 0.51 0.15 0.33
DG1 26 119 126 26 116 127 0.01 2.16 0.36
RC2 R/y 1964 1939 1952 1951 1956 1934 0.66 0.87 0.92
RC1 1969 1959 1975 1956 1976 1963 0.68 0.86 0.63
RC2 1980 1976 1964 1974 1965 1965 0.31 0.54 0.05
DG1 14 70 126 14 70 126 3.75 0.81 0.03
DG2 42 127 126 41 126 126 4.04 0.36 0.03
RC3 R/y 1479 1456 1470 1469 1474 1455 0.70 1.22 1.03
RC1 1484 1474 1491 1473 1491 1478 0.74 1.11 0.87
RC2 1492 1500 1507 1480 1509 1501 0.78 0.57 0.37
RC3 1497 1472 1450 1498 1448 1454 0.09 1.68 0.30
DG1 12 61 119 12 60 118 1.53 1.38 1.18
DG2 21 100 126 19 105 127 8.48 4.56 0.36
DG3 50 126 126 51 126 126 2.25 0.05 0.04
표 4와 표 5에는 1선 지락고장에 대해 비교하였다. 표 3에 종래기술들의 계산방식 결과와 시뮬레이션 결과를 비교하였으며, 표 4에 본 실시예에 따른 방식과 시뮬레이션 결과의 비교를 수행하였다. 비교결과, 기존방식의 경우 보호기기 관통 전류는 최대 18.59%, 분산전원 고장기여의 경우 최대 11.42%의 오차가 발생하였으나, 제안 방식의 경우 1%이하의 매우 정확한 고장계산을 수행함을 확인할 수 있다.
사고지점 보호기기 임피던스 모델 해석법
1선 지락고장전류 값(A)		 시뮬레이션
1선 지락고장전류 값(A)		 오차(%)
일사량
Figure pat00039
 일사량
Figure pat00040
 일사량
Figure pat00041
 일사량
Figure pat00042
 일사량
Figure pat00043
 일사량
Figure pat00044
 일사량
Figure pat00045
 일사량
Figure pat00046
 일사량
Figure pat00047
RC1 R/y 1267 1267 1267 1362 1370 1368 7.01 7.55 3.70
RC1 1714 1714 1714 1802 1813 1811 4.89 5.46 4.10
DG1 449 449 449 440 443 442 2.05 1.43 0.96
RC2 R/y 422 422 422 484 490 491 12.83 13.79 1.45
RC1 571 571 571 641 648 650 10.85 11.84 1.94
RC2 1376 1376 1376 1375 1390 1395 0.10 0.98 2.40
DG1 150 150 150 157 158 159 4.39 5.42 0.40
DG2 822 822 822 738 746 749 11.42 10.20 0.36
RC3 R/y 240 240 240 292 295 297 17.58 18.59 1.35
RC1 325 325 325 386 391 393 15.71 16.75 1.77
RC2 783 783 783 828 838 843 5.35 6.51 2.61
RC3 1347 1347 1347 1378 1396 1405 2.27 3.53 3.50
DG1 85 85 85 94 95 96 9.58 10.68 0.41
DG2 468 468 468 444 450 453 5.35 4.06 0.91
DG3 565 565 565 551 558 562 2.42 1.17 1.24
사고지점 보호기기 동적 모델 해석법
1선 지락고장전류 값(A)		 시뮬레이션
1선 지락고장전류 값(A)		 오차(%)
일사량
Figure pat00048
 일사량
Figure pat00049
 일사량
Figure pat00050
 일사량
Figure pat00051
 일사량
Figure pat00052
 일사량
Figure pat00053
 일사량
Figure pat00054
 일사량
Figure pat00055
 일사량
Figure pat00056
RC1 R/y 1368 1375 1372 1368 1370 1362 0.45 0.36 0.27
RC1 1810 1819 1815 1811 1813 1802 0.46 0.35 0.23
DG1 442 444 443 442 443 440 0.45 0.35 0.22
RC2 R/y 487 492 493 491 490 484 0.55 0.40 0.30
RC1 644 651 652 650 648 641 0.55 0.39 0.30
RC2 1381 1394 1397 1395 1390 1375 0.41 0.29 0.17
DG1 157 159 159 159 158 157 0.50 0.39 0.25
DG2 740 747 749 749 746 738 0.30 0.15 0.05
RC3 R/y 293 297 298 297 295 292 0.62 0.54 0.45
RC1 388 393 395 393 391 386 0.63 0.53 0.45
RC2 832 841 846 843 838 828 0.49 0.40 0.31
RC3 1385 1401 1409 1405 1396 1378 0.49 0.34 0.25
DG1 95 96 96 96 95 94 0.62 0.52 0.43
DG2 446 451 454 453 450 444 0.38 0.29 0.20
DG3 554 560 563 562 558 551 0.41 0.33 0.22
종래기술들에 따른 방식과 본 실시예에 따른 방식에서의 보호기기 정정을 비교하기 위하여, 각각의 고장계산 방식으로 일사량 100W/m2, 500W/m2, 1000W/m2 일 때의 고장전류를 계산 하고, 보호기기 정정 최적화를 실행하여 보호기기 정정 값을 도출하였다. 보호기기 정정 시 필요한 여유도를 파악하기 위해 각 방식에서 도출된 보호기기 정정치를 시뮬레이션 계통에 적용하여 보호기기간 CTI 값이 CTI 설정에 비해 작으면 CTI가 추가적으로 필요한 것으로 정의함으로써 보호 협조를 검증하였다. 표 6에 도 7에 따른 보호기기의 협조관계를 기술하였으며, 표 7에 종래기술들에 따른 3상 단락고장 시의 결과를 나타내고, 표 8에 본 실시예에 따른 결과를 나타내었다.
고장지점 후비 보호기기 전위 보호기기
RC1 보호계전기 리클로져 1(Delay)
RC2 리클로져 1(Delay) 리클로져 2(Delay)
RC2 리클로져 1(fast) 리클로져 2(fast)
RC3 리클로져 2(fast) 리클로져 3(fast)
일사량
Figure pat00057
보호협조 관계 후비동작시간(Cycle) 전위동작시간(Cycle) CTI CTI 설정 CTI 필요량
R/y-RC1(delay) 19.89 10.12 9.76 10Cyc 0.24
RC1(delay)-RC2(delay) 21.49 17.30 4.19 5Cyc 0.81
RC1(fast)-RC2(fast) 11.13 6.32 4.82 5Cyc 0.28
RC2(fast)-RC3(fast) 10.85 5.91 4.94 5Cyc 0.06
일사량
Figure pat00058
보호협조 관계 후비동작시간(Cycle) 전위동작시간(Cycle) CTI CTI 설정 CTI 필요량
R/y-RC1(delay) 19.93 10.09 9.84 10Cyc 0.26
RC1(delay)-RC2(delay) 21.10 17.44 3.66 5Cyc 1.34
RC1(fast)-RC2(fast) 10.93 6.37 4.57 5Cyc 0.43
RC2(fast)-RC3(fast) 10.45 6.32 4.12 5Cyc 0.88
일사량
Figure pat00059
보호협조 관계 후비동작시간(Cycle) 전위동작시간(Cycle) CTI CTI 설정 CTI 필요량
R/y-RC1(delay) 19.92 10.12 9.80 10Cyc 0.20
RC1(delay)-RC2(delay) 21.35 17.44 3.91 5Cyc 1.09
RC1(fast)-RC2(fast) 11.06 6.37 4.69 5Cyc 0.31
RC2(fast)-RC3(fast) 10.56 6.27 4.28 5Cyc 0.72
일사량
Figure pat00060
보호협조 관계 후비동작시간(Cycle) 전위동작시간(Cycle) CTI CTI 설정 CTI 필요량
R/y-RC1(delay) 19.96 9.95 10.00 10Cyc 0.00
RC1(delay)-RC2(delay) 21.13 15.97 5.16 5Cyc 0.00
RC1(fast)-RC2(fast) 11.01 5.91 5.10 5Cyc 0.00
RC2(fast)-RC3(fast) 10.16 4.99 5.17 5Cyc 0.00
일사량
Figure pat00061
보호협조 관계 후비동작시간(Cycle) 전위동작시간(Cycle) CTI CTI 설정 CTI 필요량
R/y-RC1(delay) 19.94 9.87 10.07 10Cyc 0.00
RC1(delay)-RC2(delay) 20.65 16.12 4.52 5Cyc 0.48
RC1(fast)-RC2(fast) 10.80 6.03 4.77 5Cyc 0.23
RC2(fast)-RC3(fast) 9.88 5.17 4.72 5Cyc 0.28
일사량
Figure pat00062
보호협조 관계 후비동작시간(Cycle) 전위동작시간(Cycle) CTI CTI 설정 CTI 필요량
R/y-RC1(delay) 20.14 10.11 10.04 10Cyc 0.00
RC1(delay)-RC2(delay) 21.31 16.07 5.24 5Cyc 0.00
RC1(fast)-RC2(fast) 11.21 6.08 5.13 5Cyc 0.00
RC2(fast)-RC3(fast) 10.08 4.97 5.11 5Cyc 0.00
표 9에 1선 지락고장 시 종래기술들에 따른 보호협조 결과를 나타내었으며, 표 10에 1선 지락고장 시 본 실시예에 따른 보호협조를 결과를 나타내었다.
일사량
Figure pat00063
보호협조 관계 후비동작시간(Cycle) 전위동작시간(Cycle) CTI CTI 설정 CTI 필요량
R/y-RC1(delay) 19.27 9.50 9.77 10Cyc 0.23
RC1(delay)-RC2(delay) 18.80 16.87 1.93 5Cyc 3.07
RC1(fast)-RC2(fast) 10.20 6.87 3.33 5Cyc 1.67
RC2(fast)-RC3(fast) 9.48 4.95 4.53 5Cyc 0.47
일사량
Figure pat00064
보호협조 관계 후비동작시간(Cycle) 전위동작시간(Cycle) CTI CTI 설정 CTI 필요량
R/y-RC1(delay) 19.25 9.49 9.76 10Cyc 0.24
RC1(delay)-RC2(delay) 18.55 16.80 1.75 5Cyc 3.25
RC1(fast)-RC2(fast) 10.07 6.84 3.23 5Cyc 1.77
RC2(fast)-RC3(fast) 9.38 4.93 4.45 5Cyc 0.55
일사량
Figure pat00065
보호협조 관계 후비동작시간(Cycle) 전위동작시간(Cycle) CTI CTI 설정 CTI 필요량
R/y-RC1(delay) 19.26 9.49 9.76 10Cyc 0.24
RC1(delay)-RC2(delay) 18.48 16.77 1.71 5Cyc 3.29
RC1(fast)-RC2(fast) 10.03 6.83 3.20 5Cyc 1.80
RC2(fast)-RC3(fast) 9.33 4.92 4.42 5Cyc 0.58
일사량
Figure pat00066
보호협조 관계 후비동작시간(Cycle) 전위동작시간(Cycle) CTI CTI 설정 CTI 필요량
R/y-RC1(delay) 21.33 11.32 10.01 10Cyc 0.00
RC1(delay)-RC2(delay) 22.39 17.29 5.10 5Cyc 0.00
RC1(fast)-RC2(fast) 12.33 7.27 5.06 5Cyc 0.00
RC2(fast)-RC3(fast) 10.04 5.01 5.03 5Cyc 0.00
일사량
Figure pat00067
보호협조 관계 후비동작시간(Cycle) 전위동작시간(Cycle) CTI CTI 설정 CTI 필요량
R/y-RC1(delay) 21.48 11.47 10.01 10Cyc 0.00
RC1(delay)-RC2(delay) 22.43 17.32 5.11 5Cyc 0.00
RC1(fast)-RC2(fast) 12.37 7.31 5.06 5Cyc 0.00
RC2(fast)-RC3(fast) 10.03 5.01 5.03 5Cyc 0.00
일사량
Figure pat00068
보호협조 관계 후비동작시간(Cycle) 전위동작시간(Cycle) CTI CTI 설정 CTI 필요량
R/y-RC1(delay) 21.52 11.51 10.01 10Cyc 0.00
RC1(delay)-RC2(delay) 22.42 17.35 5.07 5Cyc 0.00
RC1(fast)-RC2(fast) 12.38 7.34 5.04 5Cyc 0.00
RC2(fast)-RC3(fast) 10.03 5.01 5.03 5Cyc 0.00
표 7 내지 표 10에서 확인할 수 있듯이, 종래기술들의 방식으로 고장전류를 계산하여 보호기기를 정정하는 적응형 보호 실행 시, 분산전원의 특성과 출력을 고려하지 않은 것으로 인한 오차로 인해 단락고장 시 최대 1.34Cycle, 지락고장 시 3Cycle 정도의 CTI가 더 필요하도록 정정오차가 발생함을 확인하였다. 이는 기존 방식으로 보호기기 정정을 시행 시 분산전원의 출력의 변동 및 고장전류의 계산 오차를 보완하기 위해 정정 시 추가적인 마진이 필요하다는 것을 의미한다. 본 실시예에 따른 방식으로 계산한 고장전류로 보호기기를 정정 시 단락고장에서만 최대 0.48Cycle의 CTI가 필요하였다. 또한 기존의 경우보다 CTI 설정을 벗어나는 경우가 적게 나타났다. 이를 통해 본 특허의 방식을 사용할 경우에 기존 방식에 비해 보호기기 정정 시 마진이 적게 필요함을 확인하였다.
종래기술들(기존 방식)의 보호기기 동작 시간 및 본 실시예(제안 방식)에 따른 보호기기 동작 시간을 비교하기 위해 각 방법에서의 일사량의 변동에 따른 보호기기 동작 곡선을 도 8에 도시하였다. 기존 방식의 경우 일사량을 고려하지 않기 때문에 보호기기 동작 곡선이 동일하며, 본 실시예의 경우 일사량을 고려하기 때문에 보호기기 동작 곡선이 일사량에 변동에 따라 다르게 그려진다. 기존 방식의 고장계산은 표2에서 이미 정리한 것과 같이 보호기기를 관통하는 단락 고장 전류와 보호기기 간 고장전류의 차가 실제보다 크게 계산된다. 그러므로 동작 곡선이 적정 값보다 위쪽으로 그려지며, 실제 고장 시 보호기기의 동작시간을 증가 시키고, 보호기기간 CTI가 작아지는 문제점으로 작용한다.
본 발명은 도면에 도시된 실시예를 참고로 하여 설명되었으나, 이는 예시적인 것에 불과하며, 당해 기술이 속하는 분야에서 통상의 지식을 가진 자라면 이로부터 다양한 변형 및 균등한 타 실시예가 가능하다는 점을 이해할 것이다. 따라서 본 발명의 기술적 보호범위는 아래의 특허청구범위에 의해서 정하여져야 할 것이다.
10: 배전계통 보호 장치
11: 계통상태 감지부
12: 토폴로지 추정부
13: 고장전류 계산부
14: 보호기기 정정부
15: DB
20: 계측부
21: 보호기기
22: 개폐기
23: 분산전원

Claims (22)

  1. 계통에 관해 획득된 데이터에 기반하여 분산전원의 변동 여부를 판단하고, 분산전원의 변동이 발생한 경우 보호기기 정정치의 재계산 여부를 판단하는 계통상태 감지부;
    상기 계통상태 감지부가 상기 보호기기 정정치를 재계산하는 것으로 판단하면, 계통에 관해 획득된 데이터에 기반하여 계통의 토폴로지를 추정하는 토폴로지 추정부;
    상기 토폴로지 추정부에서 추정된 계통의 토폴로지에 기반하여 고장전류를 계산하는 고장전류 계산부; 및
    상기 고장전류 계산부에서 계산된 고장전류에 기반하여 보호기기 정정치의 변경 여부를 판단하고, 변경이 필요한 경우 보호기기 정정치를 계산하는 보호기기 정정부를 포함하는 배전계통 보호 장치.
  2. 제1항에 있어서,
    상기 계통상태 감지부는, 개폐기로 인한 계통변동이 발생한 경우에도 보호기기 정정치의 재계산 여부를 판단하는 것을 특징으로 하는 배전계통 보호 장치.
  3. 제2항에 있어서,
    상기 계통상태 감지부는, 분산전원의 변동 또는 개폐기로 인한 계통변동의 변동 유지 시간이 기준시간을 초과하면, 상기 보호기기 정정치를 재계산하는 것으로 판단하는 것을 특징으로 하는 배전계통 보호 장치.
  4. 제1항에 있어서,
    상기 토폴로지 추정부는 노드 간 연결 관계, 개폐기의 투입/개방 및 분산전원의 온/오프 정보에 기반하여 계통의 토폴로지를 추정하는 것을 특징으로 하는 배전계통 보호 장치.
  5. 제1항에 있어서,
    상기 고장전류 계산부는, 상기 토폴로지 추정부에서 추정된 계통의 토폴로지를 기반으로 각 보호기기 설치점을 고장 발생지점으로 가정하여 배전계통의 어드미턴스 행렬을 계산하고, 계산된 어드미턴스 행렬에 기반하여 상기 고장전류를 계산하는 것을 특징으로 하는 배전계통 보호 장치.
  6. 제5항에 있어서,
    상기 고장전류 계산부는, 모선의 종류를 분류하고, 전압 초기치를 설정한 이후, 모선의 전류, 무부하 상황시의 전압 및 전압 변화량 계산에 따른 모선의 전압 계산을, 상기 모선의 전압이 수렴할 때까지 반복 수행하는 것을 특징으로 하는 배전계통 보호 장치.
  7. 제6항에 있어서,
    상기 고장전류 계산부는, 상기 모선의 전압이 수렴된 경우에 전류제한을 초과하는 인버터가 존재하면, 전류제한을 초과한 인버터의 전류의 크기를 제한하고 전류원으로 변경하여, 상기 모선의 전류, 무부하 상황시의 전압 및 전압 변화량 계산에 따른 모선의 전압 계산을, 상기 모선의 전압이 수렴할 때까지 다시 반복 수행하는 것을 특징으로 하는 배전계통 보호 장치.
  8. 제6항에 있어서,
    상기 고장전류 계산부는, 상기 모선의 전압이 수렴된 경우에 전류제한을 초과하는 인버터가 존재하지 않으면, 상기 수렴된 모선의 전압에 기반하여 상기 고장전류를 계산하는 것을 특징으로 하는 배전계통 보호 장치.
  9. 제1항에 있어서,
    상기 보호기기 정정부는, 보호 협조쌍 변경, 보호기기의 협조 시간 간격(CTI)의 위배 및 보호기기의 동작시간의 증가 중 적어도 어느 하나가 발생하면, 보호기기 정정치의 변경이 필요하다고 판단하는 것을 특징으로 하는 배전계통 보호 장치.
  10. 제1항에 있어서,
    상기 보호기기 정정부는, 상기 보호기기 정정치로 픽업 전류(Ip) 및 정정 레버 값(TDS) 중 적어도 하나 이상을 산출하는 것을 특징으로 하는 배전계통 보호 장치.
  11. 제10항에 있어서,
    상기 보호기기 정정부는, 미리 설정된 제약조건하에서, 전위 보호기기의 최대 전류에서의, 전위 보호기기의 동작시간과 후비 보호기기의 동작시간의 합의 최솟값을 산출하고, 최솟값 산출 결과에 기반하여 상기 보호기기 정정치를 산출하는 것을 특징으로 하는 배전계통 보호 장치.
  12. 배전계통 보호 장치가 계통에 관해 획득된 데이터에 기반하여 분산전원의 변동 여부를 판단하고, 분산전원의 변동이 발생한 경우 보호기기 정정치의 재계산 여부를 판단하는 단계;
    상기 보호기기 정정치를 재계산하는 것으로 판단하면, 상기 배전계통 보호 장치가 계통에 관해 획득된 데이터에 기반하여 계통의 토폴로지를 추정하는 단계;
    상기 배전계통 보호 장치가 상기 추정된 계통의 토폴로지에 기반하여 고장전류를 계산하는 단계; 및
    상기 배전계통 보호 장치가 상기 계산된 고장전류에 기반하여 보호기기 정정치의 변경 여부를 판단하고, 변경이 필요한 경우 보호기기 정정치를 계산하는 단계를 포함하는 배전계통 보호 장치의 제어방법.
  13. 제12항에 있어서,
    상기 보호기기 정정치의 재계산 여부를 판단하는 단계에서, 상기 배전계통 보호 장치는, 개폐기로 인한 계통변동이 발생한 경우에도 보호기기 정정치의 재계산 여부를 판단하는 것을 특징으로 하는 배전계통 보호 장치의 제어방법.
  14. 제13항에 있어서,
    상기 보호기기 정정치의 재계산 여부를 판단하는 단계에서, 상기 배전계통 보호 장치는, 분산전원의 변동 또는 개폐기로 인한 계통변동의 변동 유지 시간이 기준시간을 초과하면, 상기 보호기기 정정치를 재계산하는 것으로 판단하는 것을 특징으로 하는 배전계통 보호 장치의 제어방법.
  15. 제12항에 있어서,
    상기 계통의 토폴로지를 추정하는 단계에서, 상기 배전계통 보호 장치는 노드 간 연결 관계, 개폐기의 투입/개방 및 분산전원의 온/오프 정보에 기반하여 계통의 토폴로지를 추정하는 것을 특징으로 하는 배전계통 보호 장치의 제어방법.
  16. 제12항에 있어서,
    상기 고장전류를 계산하는 단계는,
    상기 배전계통 보호 장치가 상기 추정된 계통의 토폴로지를 기반으로 각 보호기기 설치점을 고장 발생지점으로 가정하여 배전계통의 어드미턴스 행렬을 계산하는 단계; 및
    상기 배전계통 보호 장치가 계산된 어드미턴스 행렬에 기반하여 상기 고장전류를 계산하는 단계를 포함하는 것을 특징으로 하는 배전계통 보호 장치의 제어방법.
  17. 제16항에 있어서,
    상기 어드미턴스 행렬에 기반하여 상기 고장전류를 계산하는 단계에서, 상기 배전계통 보호 장치는, 모선의 종류를 분류하고, 전압 초기치를 설정한 이후, 모선의 전류, 무부하 상황시의 전압 및 전압 변화량 계산에 따른 모선의 전압 계산을, 상기 모선의 전압이 수렴할 때까지 반복 수행하는 것을 특징으로 하는 배전계통 보호 장치의 제어방법.
  18. 제17항에 있어서,
    상기 어드미턴스 행렬에 기반하여 상기 고장전류를 계산하는 단계에서, 상기 배전계통 보호 장치는, 상기 모선의 전압이 수렴된 경우에 전류제한을 초과하는 인버터가 존재하면, 전류제한을 초과한 인버터의 전류의 크기를 제한하고 전류원으로 변경하여, 상기 모선의 전류, 무부하 상황시의 전압 및 전압 변화량 계산에 따른 모선의 전압 계산을, 상기 모선의 전압이 수렴할 때까지 다시 반복 수행하는 것을 특징으로 하는 배전계통 보호 장치의 제어방법.
  19. 제17항에 있어서,
    상기 어드미턴스 행렬에 기반하여 상기 고장전류를 계산하는 단계에서, 상기 배전계통 보호 장치는, 상기 모선의 전압이 수렴된 경우에 전류제한을 초과하는 인버터가 존재하지 않으면, 상기 수렴된 모선의 전압에 기반하여 상기 고장전류를 계산하는 것을 특징으로 하는 배전계통 보호 장치의 제어방법.
  20. 제12항에 있어서,
    상기 보호기기 정정치를 계산하는 단계에서 상기 배전계통 보호 장치는, 보호 협조쌍 변경, 보호기기의 협조 시간 간격(CTI)의 위배 및 보호기기의 동작시간의 증가 중 적어도 어느 하나가 발생하면, 보호기기 정정치의 변경이 필요하다고 판단하는 것을 특징으로 하는 배전계통 보호 장치의 제어방법.
  21. 제12항에 있어서,
    상기 보호기기 정정치를 계산하는 단계에서 상기 배전계통 보호 장치는, 상기 보호기기 정정치로 픽업 전류(Ip) 및 정정 레버 값(TDS) 중 적어도 하나 이상을 산출하는 것을 특징으로 하는 배전계통 보호 장치의 제어방법.
  22. 제21항에 있어서,
    상기 보호기기 정정치를 계산하는 단계는,
    상기 배전계통 보호 장치가, 미리 설정된 제약조건하에서, 전위 보호기기의 최대 전류에서의, 전위 보호기기의 동작시간과 후비 보호기기의 동작시간의 합의 최솟값을 산출하는 단계; 및
    상기 배전계통 보호 장치가 최솟값 산출 결과에 기반하여 상기 보호기기 정정치를 산출하는 단계를 포함하는 것을 특징으로 하는 배전계통 보호 장치의 제어방법.
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Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN115313365A (zh) * 2022-08-04 2022-11-08 国网湖北省电力有限公司电力科学研究院 一种配电网后备保护方法及装置
KR20220160387A (ko) * 2021-05-27 2022-12-06 한국전력공사 직류조류 계산 방법 및 장치

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