WO2019097580A1 - 電力システムおよび継電器 - Google Patents

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WO2019097580A1
WO2019097580A1 PCT/JP2017/040948 JP2017040948W WO2019097580A1 WO 2019097580 A1 WO2019097580 A1 WO 2019097580A1 JP 2017040948 W JP2017040948 W JP 2017040948W WO 2019097580 A1 WO2019097580 A1 WO 2019097580A1
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WO
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power
relay
transmission line
current
voltage
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PCT/JP2017/040948
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English (en)
French (fr)
Inventor
長崎　寛美
由紀久 飯島
千恵子 梅野
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Toshiba Mitsubishi Electric Industrial Systems Corp
Original Assignee
Toshiba Mitsubishi Electric Industrial Systems Corp
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    • 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
    • H02H3/16—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 responsive to fault current to earth, frame or mass
    • 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
    • H02H3/40—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 responsive to ratio of voltage and current
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
    • H02H7/00—Emergency protective circuit arrangements specially adapted for specific types of electric machines or apparatus or for sectionalised protection of cable or line systems, and effecting automatic switching in the event of an undesired change from normal working conditions
    • H02H7/26—Sectionalised protection of cable or line systems, e.g. for disconnecting a section on which a short-circuit, earth fault, or arc discharge has occured
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for feeding a single network from two or more generators or sources in parallel; Arrangements for feeding already energised networks from additional generators or sources in parallel

Definitions

  • the present invention relates to a power system and a relay.
  • a grid interconnection device for a solar power generation facility equipped with a solar power generation unit, a power conditioner, and an interconnection protection device is known.
  • a link protection device is provided between the power conditioner and the distribution system.
  • the linkage protection device includes a switch, and the switch can disconnect the power conditioner and the photovoltaic unit from the distribution system.
  • Renewable energy power systems include power conditioners.
  • the power conditioner converts DC power into desired AC power by driving a built-in inverter circuit.
  • the electric power of the renewable energy electric power system is also supplied to the consumers via the transmission lines of the electric grid, as in the existing electric power system.
  • a protective relay is provided in the grid for the case of a transmission line accident.
  • Many protective relays for transmission line protection perform accident detection on the basis of electrical physical quantities on the transmission line.
  • an accident has occurred in the transmission line when the electrical physical quantity on the transmission line shows a predetermined behavior. For example, when a ground fault occurs in a power transmission line, an excessive ground fault current should normally flow, so the occurrence of an accident can be detected on the basis of such an increase in current.
  • the power conditioner has a function of limiting the output current according to the voltage on the output side of the power conditioner.
  • the power conditioner suppresses the output current by this output current limitation, excessive ground fault current is prevented from flowing through the transmission line.
  • this output current suppression is different from the current behavior when a short circuit fault occurs in a conventional power system that does not include a power conditioner.
  • Power conditioner output current suppression can cause unplanned current behavior for conventional relays. In a power system including a power conditioner, there is a problem that the occurrence of the current control specific to the power conditioner may lower the accuracy of fault detection of the relay.
  • the present application was made to solve the problems as described above, and it is an object of the present invention to provide a relay and a power system capable of accurately detecting an accident even in a power system including a power conditioner.
  • the power system according to the first invention of the present application is An inverter circuit which converts DC power from a DC power source into AC power and supplies the AC power to a transmission line, and an output current of the inverter circuit when a voltage on the output side of the inverter circuit meets a predetermined condition
  • a control circuit configured to be able to execute current limit control for suppressing or stopping
  • a relay that detects the occurrence of an accident on the transmission line based on whether or not the current limit control is being performed
  • the relay according to the second invention of the present application is A first input for receiving a signal indicating control content of the power conditioner; A second input for receiving a signal according to the magnitude of the voltage of the transmission line; When a specific signal indicating that the power conditioner has executed a predetermined current limit control is received from the first input unit and the voltage of the transmission line becomes lower than a predetermined voltage, the power transmission line A determination unit that detects the occurrence of an accident; Equipped with
  • the power system or the relay it is possible to include in the condition of the accident detection whether or not the current limit control of the power conditioner is performed. Thereby, even if the electrical physical quantity on the transmission line is affected by the control of the power conditioner, the occurrence of the accident can be detected accurately.
  • FIG. 1 is a circuit diagram showing a power system and a relay according to a first embodiment.
  • FIG. 1 is a circuit diagram showing a power conditioner of a power system according to a first embodiment.
  • 5 is a graph for explaining the operation of the power conditioner according to the first embodiment.
  • 5 is a graph for explaining the operation of the relay according to the first embodiment.
  • 5 is a graph for explaining the operation of the relay according to the first embodiment.
  • FIG. 7 is a circuit diagram showing a power system and a relay according to a modification of the first embodiment.
  • FIG. 7 is a circuit diagram showing a power system and a relay according to a modification of the first embodiment.
  • FIG. 7 is a circuit diagram showing a power system and a relay according to a second embodiment.
  • FIG. 1 is a circuit diagram showing a power system 1 and a relay 73 according to a first embodiment.
  • the power system 1 includes the grid interconnection power generation unit 2, a first bus 6 receiving the generated power of the grid interconnection power unit 2, a power transmission network 7 connected to the first bus 6, and power transmission network 7.
  • a receiving second bus 9 and a load 8 connected to the second bus 9 are provided.
  • the grid-connected power generation unit 2 includes a rotary generator 4, a first circuit breaker 5, a solar cell array 3, and a power conditioner system 12 which is a power conversion device.
  • Power conditioner system is abbreviated as "PCS”.
  • the rotary generator 4 is connected to the first bus 6 via the first circuit breaker 5.
  • the rotary generator 4 supplies power to the transmission line 70 through the first bus 6.
  • the rotating machine generator 4 is a fossil energy generator or a rotating machine generator mounted on a nuclear power generator.
  • the rotary generator 4 performs grid-connected operation with a solar power generation system configured by the solar cell array 3 and the PCS 12.
  • the PCS 12 includes an inverter circuit 22 and a power conversion control device 40, as shown in FIG.
  • the PCS 12 is a power conversion device that converts direct current power into alternating current power.
  • the inverter circuit 22 converts DC power from the solar cell array 3 into AC power.
  • the AC power output from the inverter circuit 22 is supplied to the transmission line 70 via the first bus 6.
  • the power conversion control device 40 controls the operation of the inverter circuit 22. Specifically, the power conversion control device 40 controls the switching of the switching elements included in the inverter circuit 22.
  • the power conversion control device 40 is configured to be able to execute “current limit control” separately from steady state control.
  • the “current limit control” according to the first embodiment suppresses or stops the output current of the inverter circuit when the voltage on the output side of the inverter circuit matches a predetermined condition.
  • the detailed structure of the PCS 12 will be described later with reference to FIG.
  • the power system 1 includes an instrument current transformer 69, a second circuit breaker 71, a relay 73, and an instrument transformer 75.
  • the power transmission network 7 includes a power transmission line 70. One end of the power transmission line 70 is connected to the first bus 6, and the other end of the power transmission line 70 is connected to the second bus 9. Near the connection between the power transmission line 70 and the first bus 6, an instrument current transformer 69 and an instrument transformer 75 are provided. The current I measured by the instrumental current transformer 69 and the voltage V measured by the instrument transformer 75 are input to the relay 73.
  • symbol 76 represents typically the condition which the ground fault 76 generate
  • the relay 73 is a distance relay.
  • the relay 73 can detect an accident of the transmission line 70 based on whether or not the impedance of the transmission line 70 matches a predetermined predetermined impedance condition.
  • the relay 73 detects that an accident has occurred in the transmission line 70 in at least one of the case where the impedance of the transmission line 70 matches the predetermined impedance condition and the case where the above-described current limit control is performed.
  • protective relays are usually installed in power plants or substations. Many protective relays for protecting the power transmission line 70 perform accident detection on the basis of electrical physical quantities on the power transmission line 70. In such a protective relay, it is considered that an accident has occurred in the transmission line 70 when the electrical physical quantity on the transmission line 70 exhibits a predetermined behavior. For example, when a ground fault occurs in the power transmission line 70, an excessive ground fault current should normally flow, so that the fault detection can be performed on the basis of such an increase in the current.
  • An example of such a protective relay is a "distance relay".
  • the relay 73 according to the first embodiment also has the same structure as the distance relay. The relay 73 monitors the impedance of the transmission line 70 to detect whether an accident has occurred. Also, the impedance is an electrical measure that determines the distance of the transmission line 70. The relay 73 can also know the distance to the fault point based on the impedance of the transmission line 70.
  • the rotary generator 4, a transmission line 70 of the transmission network 7, and the PCS 12 are connected to the first bus 6.
  • the rotary generator 4 and the PCS 12 are connected in parallel to the first bus 6, and the transmission line 70 receives the output power of these power generation facilities.
  • the first bus 6 is a bus of the substation.
  • FIG. 2 is a circuit diagram showing the PCS 12 of the power system 1 according to the first embodiment.
  • the PCS 12 includes an inverter circuit 22 which is a power conversion unit, an interconnection transformer 23, a capacitor 24, a DC reactor 25, a DC voltage detector 26, a DC current detector 27, an AC voltage detector 28, and an AC voltage.
  • a current detector 29 and a power conversion control device 40 are provided.
  • the main circuit 21 is a circuit that supplies the power generated by the solar cell array 3 to the first bus 6.
  • the main circuit 21 is provided with an inverter circuit 22, an interconnection transformer 23, a capacitor 24, and a DC reactor 25.
  • the inverter circuit 22 converts the DC power supplied from the solar cell array 3 into AC power synchronized with the AC power supply of the first bus 6.
  • the inverter circuit 22 outputs the converted AC power to the first bus 6 in order to supply the same.
  • the interconnection transformer 23 is provided on the output side (AC side) of the inverter circuit 22.
  • the interconnection transformer 23 transforms the alternating voltage output from the inverter circuit 22 into a voltage for supplying the first bus 6.
  • the capacitor 24 and the DC reactor 25 constitute an AC filter.
  • the AC filter is provided on the AC side of the interconnection transformer 23.
  • the AC filter suppresses harmonic current flowing from the inverter circuit 22 to the first bus 6.
  • the DC voltage detector 26 is provided on the input side (DC side) of the inverter circuit 22.
  • the DC voltage detector 26 detects a DC voltage input from the solar cell array 3.
  • the DC voltage detector 26 outputs the detected DC voltage to the power conversion control device 40.
  • the direct current detector 27 is provided on the input side of the inverter circuit 22.
  • the direct current detector 27 detects a direct current input from the solar cell array 3.
  • the direct current detector 27 outputs the detected direct current to the power conversion control device 40.
  • the AC voltage detector 28 is provided on the output side (AC side) of the DC reactor 25.
  • the alternating voltage detector 28 detects an alternating voltage output from the inverter circuit 22.
  • the AC voltage detector 28 outputs the detected AC voltage to the power conversion control device 40.
  • the alternating current detector 29 is provided on the output side of the direct current reactor 25.
  • An alternating current detector 29 detects an alternating current output from the inverter circuit 22.
  • the alternating current detector 29 outputs the detected alternating current to the power conversion control device 40.
  • the power conversion control device 40 is a control device that controls the inverter circuit 22.
  • the power conversion control device 40 includes a DC voltage measurement unit 41, a DC current measurement unit 42, an AC voltage measurement unit 43, an AC current measurement unit 44, a power control unit 45, and a PWM (Pulse Width Modulation) control unit 46. Is equipped.
  • the direct current voltage measurement unit 41 measures the direct current voltage input from the solar cell array 3 by the direct current voltage detected by the direct current voltage detector 26.
  • the DC voltage measurement unit 41 outputs the measured DC voltage to the power control unit 45.
  • the direct current measurement unit 42 measures the direct current input from the solar cell array 3 by the direct current detected by the direct current detector 27.
  • the direct current measurement unit 42 outputs the measured direct current to the power control unit 45.
  • the AC voltage measurement unit 43 measures the grid voltage of the first bus 6 (the output voltage of the inverter circuit 22) by the AC voltage detected by the AC voltage detector 28. The AC voltage measurement unit 43 outputs the measured AC voltage to the power control unit 45.
  • the alternating current measurement unit 44 measures the alternating current output from the inverter circuit 22 by the alternating current detected by the alternating current detector 29.
  • the alternating current measurement unit 44 outputs the measured alternating current to the power control unit 45.
  • the power control unit 45 measures DC voltage measured by the DC voltage measurement unit 41, DC current measured by the DC current measurement unit 42, AC voltage measured by the AC voltage measurement unit 43, and AC current measurement unit 44. Based on the alternating current, arithmetic processing is performed to control the amount of electricity (current, voltage, power, etc.) output from the inverter circuit 22. The power control unit 45 outputs the calculated amount of electricity as an output command value to the inverter circuit 22 to the PWM control unit 46.
  • the PWM control unit 46 generates a gate signal for performing PWM control of the inverter circuit 22 based on the output command value input from the power control unit 45.
  • the PWM control unit 46 drives and controls the inverter circuit 22 by the generated gate signal.
  • the inverter circuit 22 can output AC power having a desired frequency.
  • the PCS 12 has a function of limiting the output current of the inverter circuit 22 in accordance with the voltage on the output side of the inverter circuit 22.
  • One of the current limiting functions of the PCS 12 is called FRT (Fault Ride Through). According to FRT, even if the voltage on the load 8 side, that is, the voltage on the output side of the PCS 12 decreases, the PCS 12 performs current control so that the output current continues to flow while throttling for a predetermined time. Another one of the current limiting functions of the PCS 12 is that the PCS 12 shuts down the output current when the voltage on the output side of the PCS 12 falls below a predetermined voltage.
  • the predetermined voltage may be set to, for example, about 20% of the steady-state voltage of the transmission line 70.
  • the PCS 12 is configured to transmit the current control flag signal UCC to the relay 73 in response to the execution of the current limit control. Thus, information on current control performed by the PCS 12 can be transmitted to the relay 73.
  • FIG. 3 is a graph for explaining the operation of the PCS 12 according to the first embodiment.
  • FIG. 3 is an example of a verification waveform of the FRT function, and shows a verification waveform by a mini model.
  • the magnitude of the AC voltage output by the PCS 12 is suddenly and extremely reduced.
  • FRT is activated.
  • the portion indicated by the arrow Q1 in the PCS output current waveform represents that the current output from the PCS 12 is continued by the FRT.
  • the portion indicated by the arrow Q2 in the DC voltage input to the PCS 12 represents a state in which the DC voltage is rising due to the reduction of the output power indicated by the arrow Q0.
  • the DC voltage rise applied to the arrow Q2 is due to the characteristics of the solar cell.
  • the relay 73 receives the control information from the PCS 12 and detects an accident of the transmission line 70 based on whether or not the current limit control is being performed.
  • the relay 73 includes a plurality of input units, a determination logic circuit 74 that outputs a trip command signal Str2, an impedance determination unit 77, and a failsafe relay unit 78.
  • the impedance determination unit is also referred to as a “Z determination unit”
  • a fail-safe relay unit is referred to as an “FS relay unit”.
  • the plurality of inputs provided in the relay 73 are a current value input that obtains the current value signal I measured by the instrument current transformer 69, and the magnitude of the voltage of the transmission line 70 measured by the instrument transformer 75.
  • the determination logic circuit 74 includes a plurality of signals input to the current value input unit, the voltage value input unit, the communication input unit, and the trip state input unit, an impedance flag signal UZ output from the impedance determination unit 77, and a failsafe relay.
  • a trip command signal Str2 is output to the second circuit breaker 71 based on the failsafe flag signal UFS output from the unit 78.
  • the relay 73 includes the determination logic circuit 74.
  • the determination logic circuit 74 includes a first AND gate 74a, an OR gate 74b, and a second AND gate 74c.
  • the determination logic circuit 74 is constructed to perform the following first to third operation steps.
  • the first AND gate 74a outputs a logical product of the current control flag signal UCC and the trip state signal Str1.
  • the output of the first AND gate 74a is an output signal U0.
  • the impedance flag signal UZ is determined by the impedance determination unit 77 performing the operation of FIG. 3 described later.
  • the logical sum gate 74b outputs the logical sum of the impedance flag signal UZ and the output signal U0 of the first logical AND gate 74a.
  • the OR output of the OR gate 74b is the flag signal U1.
  • the second AND gate 74c outputs the logical product of the flag signal U1 and the failsafe flag signal UFS.
  • a current control flag signal UCC is applied from the PCS 12 to the relay 73. Since the relay 73 takes in the contents of the current control flag signal UCC in the first to third operation steps described above, it is possible to use information on control of the PCS 12 as information for accident detection of the transmission line 70. it can.
  • FIG. 4 is a graph for explaining the operation of the relay 73 according to the first embodiment.
  • FIG. 4 shows a case where the power transmission line 70 has an accident while the rotary generator 4 is in operation.
  • the “impedance seen by the relay” will be described using FIG. 4.
  • the items described individually are the contents implemented by the known distance relays, and are not new items. Therefore, the necessary matters will be mainly described, and the explanation will be simplified.
  • the impedance straight line 81 of the transmission line 70, the operating range 80 of the relay 73, the offset 82 and the offset 83 of the operating range 80, and the load impedance 85 are illustrated on a complex number plane representing impedance. There is.
  • the origin O of the RX orthogonal coordinate corresponds to the vicinity of the installation of the relay 73 in FIG.
  • the mounting position of the instrument current transformer 69 on the power transmission line 70 is associated with the origin O.
  • the intersection point P of the impedance straight line 81 and the operation range 80 represents the end of the protective range of the relay 73.
  • the connection point between the power transmission line 70 and the second bus 9 is associated with the intersection point P.
  • the relay 73 measures the magnitude of the impedance of the transmission line 70 based on the current flowing through the transmission line 70 and the voltage of the first bus 6. In normal operation where no accident occurs, the load impedance 85 located far from the origin O is dominant. In normal operation, the load impedance 85 is present at a considerable distance from the relay 73. On the other hand, if the impedance seen by the relay 73 is only the line impedance of the transmission line 70 due to the occurrence of an accident in the protected section, the impedance becomes an extremely small value. The impedance seen by the relay 73 moves into the working range 80 of the relay 73 from a distance, as shown by the arrow 84 in FIG. As a result, it is detected that the transmission line 70 has an accident.
  • the impedance determination unit 77 determines whether or not an accident has occurred in the protected section on the basis of the fact that the impedance becomes smaller as the operating range 80 is entered. Incident detection based on impedance is performed, and the second circuit breaker 71 is quickly tripped.
  • instrument current transformer 69 In general, instrument current transformer 69, relay 73 and instrument transformer 75 are installed in a substation.
  • the relay 73 takes in the voltage value of the transmission line 70 via the instrument transformer 75, and takes in the current value of the transmission line 70 via the instrument current transformer 69.
  • an instrumental current transformer 69 is installed between the first bus 6 and the second circuit breaker 71.
  • the protection of the power transmission line 70 is preferably performed by a so-called OR operation that detects an accident based on the logical sum of a plurality of relays. This is to emphasize the certainty of protection.
  • the plurality of relays include, for example, a short circuit differential relay and a short circuit impedance relay.
  • the 87S relay is selected as the short protection relay for the main protection.
  • a 44S relay is selected as a short circuit impedance relay for back protection.
  • a range of about 80% of the total length of the first stage 44SX of the 44S relay or the transmission line 70 is treated as a protection range.
  • the voltage detected by the 44S relay is zero for an accident near the installation point of the relay 73.
  • the offset 82 and the offset 83 are preferably set in the operation range 80.
  • “87S” and “44S” represent the device type and short circuit / ground fault distinction defined in the JIS standard or JEM standard, and since the information belongs to known techniques, detailed description will be omitted. Further, the correspondence between device types and numerals is partially different between the JIS standard and the IEC standard which is the overseas standard, and the 44th of the JIS standard corresponds to the 21st in the IEC.
  • FIG. 5 is a graph for explaining the operation of the relay 73 according to the first embodiment.
  • FIG. 5 shows a case where there is an accident in the transmission line 70 when the rotary generator 4 is at rest and power generation is performed only by the solar cell array 3.
  • the FRT operates to limit the magnitude of the output current by the PCS 12.
  • the relay 73 may not be able to perform accurate impedance ranging. This is because the FRT of the PCS 12 operates earlier than the impedance ranging of the relay 73 is performed.
  • the impedance can not reach the inside of the operating range 80 as shown by the arrow 86 in FIG. 5, which causes a problem that the short circuit accident determination does not work.
  • the relay 73 erroneously measures the fault point.
  • the impedance ranging function of the relay 73 operates normally as shown in FIG. 4, there is no problem. However, as shown in FIG. 5, the impedance ranging function may be disturbed. Therefore, in the first embodiment, the current output restriction state of the PCS 12 is input to the relay 73.
  • the relay 73 outputs an open command, that is, a trip command, to the second circuit breaker 71 of the transmission line 70 when detecting the occurrence of an accident while incorporating the current output restriction state of the PCS 12 as the accident determination information. By tripping the second circuit breaker 71, it is possible to promptly take measures against an accident of the power transmission line 70.
  • the relay 73 is preferably constructed to detect the occurrence of an accident when a plurality of accident detection conditions are satisfied.
  • the condition is that the rotary generator 4 is not in operation and that the FRT function of the PCS 12 is working.
  • a second accident detection condition for failsafe be also imposed.
  • a condition may be added that the occurrence of an accident is detected when the voltage of the transmission line 70 is lower than or equal to a predetermined voltage by incorporating a failsafe relay unit in the relay 73.
  • the fail safe relay unit may use, for example, a 27S undervoltage relay. Note that “27S” represents the device type and the short / ground fault classified by the JIS standard or the JEM standard, and since the information belongs to a known technology, the detailed description will be omitted.
  • the decision logic circuit 74 According to the operation of FRT, when the current control flag signal UCC is high and the first circuit breaker 5 is in the cutoff state and the trip state signal Str1 is high, the output signal U0 of the first AND gate 74a is It becomes high. As described with reference to FIG. 4, when the impedance seen by the relay 73 falls within the operating range 80, the impedance determination unit 77 sets the impedance flag signal UZ to high. When at least one of the output signal U0 and the impedance flag signal UZ becomes high, the flag signal U1 becomes high.
  • the failsafe flag signal UFS becomes high when the voltage of the transmission line 70 measured by the instrument transformer 75 becomes equal to or lower than a predetermined voltage.
  • the first AND gate 74a makes the trip command signal Str2 a high output. If both the current control flag signal UCC and the impedance flag signal UZ are low, the first AND gate 74a holds the trip command signal Str2 low. If the failsafe flag signal UFS is low, the first AND gate 74a holds the trip command signal Str2 low. According to the above operation, the occurrence of an accident in the transmission line 70 can be accurately detected, whereby the second circuit breaker 71 can be accurately operated.
  • the relay 73 it can be included in the condition of the accident detection whether or not the current limit control is performed, so that it is accurate even if the electrical physical quantity on the transmission line 70 is affected by the control of the PCS 12 Accident detection can be performed.
  • the notification signal may be output to the outside of the relay 73 when the output of the trip command signal Str2 becomes high. Thus, the fact that an accident has been detected in the power transmission line 70 may be notified to the outside.
  • the relay 73 may be modified as follows.
  • the relay 73 detects an accident by a logic circuit as an example, but as a modification, a determination program may be executed on a microcomputer instead of the logic circuit.
  • Digital protective relays are widely used as protective relays such as distance relays.
  • the digital protection relay comprises a CPU, an analog filter, an A / D converter, a digital filter, and a memory. The function of the relay is exhibited by the CPU executing the accident detection program and the protection operation program stored in the memory.
  • the first to third operation steps performed by the determination logic circuit 74 may be constructed on software.
  • the relay 73 can perform fault point ranging based on the impedance by using the current associated with the power generation for this fixed period.
  • the relay 73 can perform the accident detection using the current control flag signal UCC, instead of the accident detection based on the impedance. Therefore, according to the first embodiment, impedance fault point ranging by the distance relay and fault detection using the current control flag signal UCC can be selectively used according to the situation.
  • the PCS 12 since the current limit control includes the FRT, the PCS 12 transmits the current control flag signal UCC to the relay 73 according to the execution of the FRT.
  • the relay 73 performs accident detection based on the current control flag signal UCC.
  • the PCS 12 may transmit the current control flag signal UCC to the relay 73 according to the execution of the shutdown control.
  • FIG. 6 is a circuit diagram showing a power system 1 and a relay 73 according to a modification of the first embodiment.
  • the storage battery 13 is connected to the PCS 12 instead of the solar cell array 3.
  • a wind power generation system 14 may be connected to the PCS 12.
  • the wind power generation system 14 includes a wind power generator 15 and a power converter 16.
  • the AC power generated by the wind power generator 15 depends on the strength of the wind. Since the strength of the wind changes from moment to moment, the AC power generated by the wind power generator 15 is difficult to stabilize. Therefore, it is preferable to convert the AC power from the wind power generator 15 into a constant DC voltage by the power converter 16 and further convert the DC voltage into stable AC power by the PCS 12.
  • two or more DC power supply systems may be selected from the DC power supply system group including the solar cell array 3, the storage battery 13, and the wind power generation system 14, and the selected DC The power supply systems may be connected to the first bus 6 respectively.
  • a plurality of DC power supply systems may be operated in parallel.
  • FIG. 8 is a circuit diagram showing a power system 101 and a relay 173 according to the second embodiment.
  • the power system 101 of the second embodiment is different from that of the first embodiment in the following two points.
  • the rotary generator 4 is not connected to the first bus 6, and only the series circuit of the PCS 12 and the solar cell array 3 is connected to the first bus 6.
  • the relay 73 is replaced by a relay 173.
  • the relay 173 includes a determination logic circuit 174 in place of the determination logic circuit 74. Except for these points, the power system 101 of the second embodiment has the same configuration as that of the first embodiment.
  • the determination logic circuit 174 includes a fourth AND gate 174a. Since the impedance flag signal UZ is not used, the relay 173 may not perform current acquisition using the instrument current transformer 69.
  • the fourth AND gate 174a calculates the logical product of the current control flag signal UCC and the failsafe flag signal UFS. Thereby, the fourth AND gate 174a trips when the current control flag signal UCC becomes high in response to the activation of FRT and the failsafe flag signal UFS becomes high in response to the voltage drop of the transmission line 70.
  • the command signal Str2 can be made high. Therefore, as in the first embodiment, whether or not the current limit control is performed can be included in the condition of the accident detection, so the electrical physical quantity on the transmission line 70 is affected by the control of the PCS 12. Even accurate accident detection can be performed.
  • the structure of the relay 173 may be made on the basis of the internal configuration of various protective relays other than the distance relay.
  • the determination logic circuit 174 may be realized by software as in the first embodiment.
  • the storage battery 13 or the wind power generation system 14 may be connected to the first bus 6 as shown in FIGS. 6 and 7.
  • Two or more DC power supply systems selected from the DC power supply system group consisting of the solar cell array 3, the storage battery 13, and the wind power generation system 14 may be connected to the first bus 6.

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Abstract

電力システムは、パワーコンディショナと、パワーコンディショナの電流制限制御が実行されているか否かに基づいて送電線の事故発生を検出する継電器と、を備える。パワーコンディショナは、直流電源からの直流電力を交流電力に変換し且つ交流電力を送電線に供給するインバータ回路と、インバータ回路の出力側の電圧が予め定めた条件に合致したときにインバータ回路の出力電流を抑制又は停止させる電流制限制御を実行可能に構築された制御回路と、を有する。電力システムは、送電線に電力を供給する回転機発電機を備えてもよい、継電器は、送電線のインピーダンスが予め定めた所定インピーダンス条件に合致したか否かに基づいて送電線の事故を検出する距離継電器であってもよい。距離継電器は、インピーダンスの所定インピーダンス条件への合致または電流制限制御の実行があったときに、送電線に事故が発生したことを検出してもよい。

Description

電力システムおよび継電器
　本発明は、電力システムおよび継電器に関するものである。
　従来、例えば日本特開２０１５－０６５７１９号公報に記載されているように、太陽光発電部、パワーコンディショナ、および連系保護装置を備えた太陽光発電設備用の系統連系装置が知られている。この系統連系装置では、パワーコンディショナと配電系統の間に、連係保護装置が設けられている。連係保護装置は開閉器を含んでおり、開閉器によって配電系統からパワーコンディショナおよび太陽光発電部を切り離すことができる。この公報の段落００６０では、開閉器に保護動作を行わせるために必要な保護継電器を設けてもよいことが僅かに言及されている。
日本特開２０１５－０６５７１９号公報
　エネルギー源として化石エネルギーと非化石エネルギーがあり、非化石エネルギーは原子力と再生可能エネルギーに分類される。近年では再生可能エネルギーを利用した電力システムの普及がますます進められている。再生可能エネルギー電力システムと、それ以外の化石エネルギー等の電力システムとを並列運転させる、いわゆる系統連系システムが普及している。また、再生可能エネルギー電力システムのみで構成され、系統連系を行わない、いわゆる独立電源システムも実用化されている。
　再生可能エネルギー電力システムは、パワーコンディショナを含んでいる。パワーコンディショナは、内蔵したインバータ回路を駆動することで、直流電力を所望の交流電力に変換する。
　再生可能エネルギー電力システムの電力も、既設の電力系統と同様に、送電網の送電線を介して需要家へと供給される。一般的に、送電線に事故があったときのために、送電網には保護継電器が設けられている。送電線保護用の保護継電器には、送電線上の電気的物理量を根拠として事故検出を行うものも多い。このような保護継電器では、送電線上の電気的物理量が予め定めたふるまいを見せたときに送電線に事故が発生したとみなされる。例えば、送電線に地絡事故が発生した場合は通常であれば過大な地絡電流が流れるはずなので、そのような電流の増大を根拠として事故発生を検出することができる。
　パワーコンディショナは、自己の出力側の電圧に応じて、出力電流を制限する機能を持っている。この出力電流制限によってパワーコンディショナが出力電流を抑制すると、送電線に過大な地絡電流が流れることは防止される。しかしながら、この出力電流抑制は、パワーコンディショナを含まない従来の電力システムで短絡事故が発生したときの電流挙動とは異なるものである。パワーコンディショナの出力電流抑制が、従来の継電器にとって予定外の電流挙動を引き起こしてしまう。パワーコンディショナを含む電力システムでは、パワーコンディショナ特有の電流制御が生ずることによって継電器の事故検出精度を低下させるおそれがあるという問題があった。
　この出願は、上述のような課題を解決するためになされたもので、パワーコンディショナを含む電力システムにおいても事故検出を正確に行うことができる継電器および電力システムを提供することを目的とする。
　本願の第一発明にかかる電力システムは、
　直流電源からの直流電力を交流電力に変換し且つ前記交流電力を送電線に供給するインバータ回路と、前記インバータ回路の出力側の電圧が予め定めた条件に合致したときに前記インバータ回路の出力電流を抑制又は停止させる電流制限制御を実行可能に構築された制御回路と、を有するパワーコンディショナと、
　前記電流制限制御が実行されているか否かに基づいて前記送電線の事故発生を検出する継電器と、
を備える。
　本願の第二発明にかかる継電器は、
　パワーコンディショナの制御内容を示す信号を受信するための第一入力部と、
　送電線の電圧の大きさに応じた信号を受信するための第二入力部と、
　前記パワーコンディショナが予め定めた電流制限制御を実行したことを示す特定信号を前記第一入力部から受信しかつ前記送電線の電圧が予め定めた電圧以下となった場合に、前記送電線の事故発生を検出する判定部と、
　を備える。
　上記電力システムまたは上記継電器によれば、パワーコンディショナの電流制限制御が行われているか否かを事故検出の条件に含ませることができる。これにより、送電線上の電気的物理量がパワーコンディショナの制御によって影響を受けても、事故発生を正確に検出することができる。
実施の形態１にかかる電力システムおよび継電器を示す回路図である。 実施の形態１にかかる電力システムのパワーコンディショナを示す回路図である。 実施の形態１にかかるパワーコンディショナの動作を説明するためのグラフである。 実施の形態１にかかる継電器の動作を説明するためのグラフである。 実施の形態１にかかる継電器の動作を説明するためのグラフである。 実施の形態１の変形例にかかる電力システムおよび継電器を示す回路図である。 実施の形態１の変形例にかかる電力システムおよび継電器を示す回路図である。 実施の形態２にかかる電力システムおよび継電器を示す回路図である。
　図１は、実施の形態１にかかる電力システム１および継電器７３を示す回路図である。電力システム１は、系統連系発電部２と、系統連系発電部２の発電電力を受ける第一母線６と、第一母線６と接続した送電網７と、送電網７を介して電力を受け取る第二母線９と、第二母線９と接続した負荷８と、を備えている。
　系統連系発電部２は、回転機発電機４と、第一遮断器５と、太陽電池アレイ３と、電力変換装置であるパワーコンディショナシステム１２と、を備えている。「パワーコンディショナシステム」を、「ＰＣＳ」とも略称する。
　回転機発電機４は、第一遮断器５を介して第一母線６に接続している。回転機発電機４は、第一母線６を通じて、送電線７０に電力を供給する。回転機発電機４は、化石エネルギー発電機あるいは原子力発電機に搭載された回転機発電機である。回転機発電機４は、太陽電池アレイ３およびＰＣＳ１２で構成される太陽光発電システムとともに系統連系運転をする。
　ＰＣＳ１２は、図２に示されているとおり、インバータ回路２２と、電力変換制御装置４０とを備えている。ＰＣＳ１２は、直流電力を交流電力に変換する電力変換装置である。インバータ回路２２は、太陽電池アレイ３からの直流電力を交流電力に変換する。インバータ回路２２が出力する交流電力は、第一母線６を介して送電線７０に供給される。電力変換制御装置４０は、インバータ回路２２の動作を制御するものであり、具体的にはインバータ回路２２に含まれるスイッチング素子のスイッチングを制御する。電力変換制御装置４０は、定常制御とは別に、「電流制限制御」を実行可能に構築されている。実施の形態１にかかる「電流制限制御」は、インバータ回路の出力側の電圧が予め定めた条件に合致したときにインバータ回路の出力電流を抑制又は停止させるものである。ＰＣＳ１２の詳細な構造は、図２を参照しつつ後ほど説明する。
　電力システム１は、計器用変流器６９と、第二遮断器７１と、継電器７３と、計器用変圧器７５と、を備えている。送電網７は、送電線７０を備えている。送電線７０の一端が第一母線６と接続し、送電線７０の他端が第二母線９に接続している。送電線７０と第一母線６との接続部付近には、計器用変流器６９および計器用変圧器７５が設けられている。計器用変流器６９で計測された電流Ｉと、計器用変圧器７５で計測された電圧Ｖとが、継電器７３に入力される。なお、符号７６は、送電線７０に地絡事故７６が発生した状況を模式的に表したものである。
　継電器７３は、距離継電器である。継電器７３は、送電線７０のインピーダンスが予め定めた所定インピーダンス条件に合致したか否かに基づいて送電線７０の事故を検出することができる。継電器７３は、送電線７０のインピーダンスが所定インピーダンス条件に合致した場合と上記の電流制限制御の実行があった場合の少なくとも一方の場合に、送電線７０に事故が発生したことを検出する。
　一般的に、保護継電器は、発電所あるいは変電所に設置されるのが普通である。送電線７０を保護するための保護継電器には、送電線７０上の電気的物理量を根拠として事故検出を行うものも多い。このような保護継電器では、送電線７０上の電気的物理量が予め定めたふるまいを見せたときに送電線７０に事故が発生したとみなされる。例えば、送電線７０に地絡事故が発生した場合は通常であれば過大な地絡電流が流れるはずなので、そのような電流の増大を根拠として事故検出を行うことができる。このような保護継電器の一例として「距離継電器」がある。実施の形態１にかかる継電器７３も、距離継電器と同様の構造を備えている。継電器７３は送電線７０のインピーダンスを監視することによって事故が発生しているか否かを検出する。また、インピーダンスは送電線７０の距離を決める電気的尺度となる。継電器７３は送電線７０のインピーダンスに基づいて事故点までの距離を知ることもできる。
　第一母線６には、回転機発電機４と、送電網７の送電線７０と、ＰＣＳ１２と、が接続している。第一母線６には、回転機発電機４とＰＣＳ１２とが並列接続されており、送電線７０はこれらの発電設備の出力電力を受け取る。第一母線６は、変電所の母線である。
　図２は、実施の形態１にかかる電力システム１のＰＣＳ１２を示す回路図である。ＰＣＳ１２は、電力変換部であるインバータ回路２２と、連系トランス２３と、コンデンサ２４と、直流リアクトル２５と、直流電圧検出器２６と、直流電流検出器２７と、交流電圧検出器２８と、交流電流検出器２９と、電力変換制御装置４０と、を備えている。
　主回路２１は、太陽電池アレイ３により発電された電力を第一母線６に供給する回路である。主回路２１には、インバータ回路２２、連系トランス２３、コンデンサ２４、及び直流リアクトル２５が設けられている。
　インバータ回路２２は、太陽電池アレイ３から供給される直流電力を第一母線６の交流電源と同期する交流電力に変換する。インバータ回路２２は、変換した交流電力を第一母線６に供給するために出力する。
　連系トランス２３は、インバータ回路２２の出力側（交流側）に設けられている。連系トランス２３は、インバータ回路２２から出力される交流電圧を第一母線６に供給するための電圧に変圧する。
　コンデンサ２４及び直流リアクトル２５は、交流フィルタを構成する。交流フィルタは、連系トランス２３の交流側に設けられている。交流フィルタは、インバータ回路２２から第一母線６に流出する高調波電流を抑制する。
　直流電圧検出器２６は、インバータ回路２２の入力側（直流側）に設けられている。直流電圧検出器２６は、太陽電池アレイ３から入力される直流電圧を検出する。直流電圧検出器２６は、検出した直流電圧を電力変換制御装置４０に出力する。
　直流電流検出器２７は、インバータ回路２２の入力側に設けられている。直流電流検出器２７は、太陽電池アレイ３から入力される直流電流を検出する。直流電流検出器２７は、検出した直流電流を電力変換制御装置４０に出力する。
　交流電圧検出器２８は、直流リアクトル２５の出力側（交流側）に設けられている。交流電圧検出器２８は、インバータ回路２２から出力される交流電圧を検出する。交流電圧検出器２８は、検出した交流電圧を電力変換制御装置４０に出力する。
　交流電流検出器２９は、直流リアクトル２５の出力側に設けられている。交流電流検出器２９は、インバータ回路２２から出力される交流電流を検出する。交流電流検出器２９は、検出した交流電流を電力変換制御装置４０に出力する。
　電力変換制御装置４０は、インバータ回路２２を制御する制御装置である。電力変換制御装置４０は、直流電圧計測部４１と、直流電流計測部４２と、交流電圧計測部４３と、交流電流計測部４４、電力制御部４５と、ＰＷＭ(Pulse Width Modulation)制御部４６とを備えている。
　直流電圧計測部４１は、直流電圧検出器２６により検出された直流電圧により、太陽電池アレイ３から入力される直流電圧を計測する。直流電圧計測部４１は、計測した直流電圧を電力制御部４５に出力する。
　直流電流計測部４２は、直流電流検出器２７により検出された直流電流により、太陽電池アレイ３から入力される直流電流を計測する。直流電流計測部４２は、計測した直流電流を電力制御部４５に出力する。
　交流電圧計測部４３は、交流電圧検出器２８により検出された交流電圧により、第一母線６の系統電圧（インバータ回路２２の出力電圧）を計測する。交流電圧計測部４３は、計測した交流電圧を電力制御部４５に出力する。
　交流電流計測部４４は、交流電流検出器２９により検出された交流電流により、インバータ回路２２から出力される交流電流を計測する。交流電流計測部４４は、計測した交流電流を電力制御部４５に出力する。
　電力制御部４５は、直流電圧計測部４１により計測された直流電圧、直流電流計測部４２により計測された直流電流、交流電圧計測部４３により計測された交流電圧、及び交流電流計測部４４により計測された交流電流に基づいて、インバータ回路２２から出力させる電気量（電流、電圧、電力など）を制御するための演算処理をする。電力制御部４５は、演算された電気量をインバータ回路２２に対する出力指令値として、ＰＷＭ制御部４６に出力する。
　ＰＷＭ制御部４６は、電力制御部４５から入力された出力指令値に基づいて、インバータ回路２２をＰＷＭ制御するためのゲート信号を生成する。ＰＷＭ制御部４６は、生成したゲート信号により、インバータ回路２２を駆動制御する。これにより、インバータ回路２２から、所望の周波数を持つ交流電力を出力することができる。
　ＰＣＳ１２は、インバータ回路２２の出力側の電圧に応じて、インバータ回路２２の出力電流を制限する機能を持っている。ＰＣＳ１２の電流制限機能の一つは、ＦＲＴ（Ｆａｕｌｔ　Ｒｉｄｅ　Ｔｈｒｏｕｇｈ）と呼ばれるものである。ＦＲＴによれば、負荷８側の電圧つまりＰＣＳ１２の出力側の電圧が低下しても、一定時間は出力電流を絞りつつ流し続けるようにＰＣＳ１２が電流制御を行う。ＰＣＳ１２の電流制限機能の他の一つは、自己の出力側の電圧が予め定めた所定電圧以下になるとＰＣＳ１２が出力電流をシャットダウンするという機能である。所定電圧は、例えば送電線７０の定常電圧の２０％程度に設定されてもよい。ＰＣＳ１２は、電流制限制御の実行に応じて、継電器７３に電流制御フラグ信号ＵＣＣを送信するように構築されている。これにより、ＰＣＳ１２が行っている電流制御の情報を、継電器７３に伝えることができる。
　図３は、実施の形態１にかかるＰＣＳ１２の動作を説明するためのグラフである。図３は、ＦＲＴ機能の検証波形の一例であり、ミニモデルによる検証波形を示している。矢印Ｑ０が指し示す区間１００ｍｓの領域では、ＰＣＳ１２の出力する交流電圧の大きさが突然かつ極端に低下している。このような電圧低下が起きると、ＦＲＴが作動する。ＰＣＳ出力電流波形のうち矢印Ｑ１で指し示された部分は、ＰＣＳ１２からの電流出力がＦＲＴによって継続されている様子を表している。ＰＣＳ１２に入力される直流電圧のうち矢印Ｑ２で指し示された部分は、矢印Ｑ０で指し示した出力電力の低下により直流電圧が上昇している様子を表している。矢印Ｑ２にかかる直流電圧上昇は、太陽電池の特性によるものである。
　継電器７３は、ＰＣＳ１２から制御情報を受け取ったうえで、電流制限制御が実行されているか否かに基づいて送電線７０の事故を検出する。継電器７３は、複数の入力部と、トリップ命令信号Ｓｔｒ２を出力する判定論理回路７４と、インピーダンス判定部７７と、フェールセーフ継電器部７８と、を備えている。図１では、便宜上、インピーダンス判定部を「Ｚ判定部」とも称し、フェールセーフ継電器部を「ＦＳ継電器部」としている。継電器７３が備える複数の入力部は、計器用変流器６９で計測された電流値信号Ｉを取得する電流値入力部と、計器用変圧器７５で計測された送電線７０の電圧の大きさに応じた電圧値信号Ｖを受信するための電圧値入力部と、ＰＣＳ１２と通信することで電流制御フラグ信号ＵＣＣを受信するための通信入力部と、第一遮断器５のトリップ状態を示すトリップ状態信号Ｓｔｒ１を取得するためのトリップ状態入力部と、を含む。判定論理回路７４は、電流値入力部、電圧値入力部、通信入力部、およびトリップ状態入力部に入力される複数の信号と、インピーダンス判定部７７の出力するインピーダンスフラグ信号ＵＺと、フェールセーフ継電器部７８の出力するフェールセーフフラグ信号ＵＦＳとに基づいて、第二遮断器７１に対してトリップ命令信号Ｓｔｒ２を出力する。
　継電器７３の具体的な内部回路構造は、公知の各種の距離継電器をベースとすることができる。実施の形態１では、継電器７３が判定論理回路７４を備えている。判定論理回路７４は、第一論理積ゲート７４ａと、論理和ゲート７４ｂと、第二論理積ゲート７４ｃと、を含んでいる。判定論理回路７４は、下記の第一演算ステップ～第三演算ステップを行うように構築されている。第一演算ステップとして、第一論理積ゲート７４ａは、電流制御フラグ信号ＵＣＣと、トリップ状態信号Ｓｔｒ１と、の論理積を出力する。第一論理積ゲート７４ａの出力を出力信号Ｕ０とする。インピーダンスフラグ信号ＵＺは、インピーダンス判定部７７が後述する図３の動作を実行することによって決定される。第二演算ステップとして、論理和ゲート７４ｂは、インピーダンスフラグ信号ＵＺと、第一論理積ゲート７４ａの出力信号Ｕ０との論理和を出力する。論理和ゲート７４ｂの論理和出力が、フラグ信号Ｕ１である。第三演算ステップとして、第二論理積ゲート７４ｃは、フラグ信号Ｕ１とフェールセーフフラグ信号ＵＦＳとの論理積を出力する。
　ＰＣＳ１２が電流制限制御を実行すると、ＰＣＳ１２から電流制御フラグ信号ＵＣＣが継電器７３に与えられる。継電器７３は、電流制御フラグ信号ＵＣＣの内容を上記の第一演算ステップ～第三演算ステップに取り込んでいるので、ＰＣＳ１２の制御の情報を送電線７０の事故検出のための情報として利用することができる。
　以下、図１に加えて図４～図５を更に参照しつつ、継電器７３の動作を説明する。
　図４は、実施の形態１にかかる継電器７３の動作を説明するためのグラフである。図４は、回転機発電機４の運転中に送電線７０に事故があった場合を表している。以下、図４を用いて、「継電器が見るインピーダンス」について説明する。ただし、個々で説明する事項は既に公知の距離継電器で実施されている内容であり、新規な事項ではない。このため、必要事項を中心に説明し、説明を簡略化する。図４には、インピーダンスを表す複素数平面に、送電線７０のインピーダンス直線８１と、継電器７３の動作範囲８０と、動作範囲８０が持つオフセット８２およびオフセット８３と、負荷インピーダンス８５と、が図示されている。なお、ＲＸ直交座標の原点Ｏは、図１では継電器７３の設置付近に対応している。図１では便宜上、送電線７０上における計器用変流器６９の取り付け位置を、原点Ｏに対応付けている。また、ＲＸ直交座標で、インピーダンス直線８１と動作範囲８０との交点Ｐが、継電器７３の保護範囲の末端を表している。図１では、便宜上、送電線７０と第二母線９との接続点を、交点Ｐと対応付けている。
　継電器７３は、送電線７０に流れる電流と第一母線６の電圧に基づいて、送電線７０のインピーダンスの大きさを測っている。事故の発生していない通常の運転では、原点Ｏから遠方にある負荷インピーダンス８５が支配的である。通常の運転では、継電器７３から見て相当な遠方に負荷インピーダンス８５が存在している状態となる。一方、保護区間内で事故が生ずることで継電器７３が見るインピーダンスが送電線７０の線路インピーダンスのみとなると、インピーダンスが極端に小さな値となる。継電器７３が見るインピーダンスは、図４の矢印８４に示すように、遠方から、継電器７３の動作範囲８０内へ移動する。その結果、送電線７０に事故があったことが検出される。インピーダンス判定部７７は、上述の内容を実行することで、動作範囲８０内に入るほどにインピーダンスが小さくなったことを根拠として保護区間内に事故が生じたか否かを判定する。インピーダンスに基づく事故検出がなされ、第二遮断器７１が速やかにトリップされる。
　一般的に、計器用変流器６９、継電器７３および計器用変圧器７５は、変電所内に設置されている。継電器７３は、計器用変圧器７５を介して送電線７０の電圧値を取り込み、計器用変流器６９を介して送電線７０の電流値を取り込む。図１では、第一母線６と第二遮断器７１の間に計器用変流器６９が設置されている。
　送電線７０の保護は、複数の継電器の論理和に基づいて事故を検出するいわゆるＯＲ運用によって行われることが好ましい。これは保護の確実性を重視するためである。複数の継電器は、例えば短絡差動継電器と短絡インピーダンス継電器とを含んでいる。短絡作動継電器には、例えば主保護のために８７Ｓ継電器が選定される。短絡インピーダンス継電器には、例えば後備保護のために４４Ｓ継電器が選定される。一例として、４４Ｓ継電器の第一段４４ＳＸあるいは送電線７０の全長の８０％程度の範囲が、保護範囲として取り扱われる。また、４４Ｓ継電器が検知する電圧は、継電器７３の設置点近傍での事故に対しては、ゼロになる。仮に動作範囲８０がＲ軸のプラス側およびＸ軸のプラス側のみで設定されている場合、４４Ｓ継電器が検知する電圧がゼロになると正常動作ができないおそれがある。そこで、動作範囲８０にオフセット８２およびオフセット８３が設定されることが好ましい。なお、「８７Ｓ」および「４４Ｓ」は、ＪＩＳ規格あるいはＪＥＭ規格で定められているデバイス種類および短絡／地絡の別を表しており、公知技術に属する情報なので詳細な説明は省略する。また、ＪＩＳ規格と、海外規格であるＩＥＣ規格とではデバイス種類と数字との対応が一部異なり、ＪＩＳ規格の４４番はＩＥＣでは２１番に対応している。
　図５は、実施の形態１にかかる継電器７３の動作を説明するためのグラフである。図５は、回転機発電機４が休止中であり且つ太陽電池アレイ３のみで発電が行われている場合において、送電線７０に事故があった場合を表している。第一母線６の電圧が低下すると、ＦＲＴが作動することでＰＣＳ１２が出力電流の大きさを制限する。ＰＣＳ１２が電流制限を行うと、継電器７３が正確なインピーダンス測距を実施できなくなるおそれがある。継電器７３のインピーダンス測距が実施されるよりも早く、ＰＣＳ１２のＦＲＴが作動するからである。この場合、電圧は低下しているものの、図５の矢印８６のようにインピーダンスが動作範囲８０の内側に到達できないので、短絡事故判断が働かないという不具合が生じる。その結果、継電器７３が事故点を誤計測してしまう。
　図４のように継電器７３のインピーダンス測距機能が正常動作していれば問題は無い。しかし図５のようにインピーダンス測距機能が妨げられることもありうる。そこで、実施の形態１では、継電器７３に、ＰＣＳ１２の電流出力制限状態を入力している。継電器７３は、ＰＣＳ１２の電流出力制限状態を事故判定情報として取り入れつつ、事故発生を検出した場合には送電線７０の第二遮断器７１に対して開放指令すなわちトリップ指令を出力する。第二遮断器７１をトリップさせることにより、送電線７０の事故に対して速やかに対策を施すことができる。
　実際には、継電器７３は、複数の事故検出条件が満たされた場合に事故発生を検出するように構築されることが好ましい。第一事故検出条件の一例としては、回転機発電機４が運転しておらず、尚且つＰＣＳ１２のＦＲＴ機能が働いていることを条件とすることが好ましい。この第一事故検出条件の他に、フェールセーフのための第二事故検出条件も課せられることが好ましい。第二事故検出条件の一例として、フェールセーフ継電器部を継電器７３に内蔵させることで、送電線７０の電圧が予め定めた所定電圧以下であるときに事故発生を検出するという条件を加えてもよい。フェールセーフ継電器部は、例えば、２７Ｓ不足電圧継電器を用いてもよい。なお、「２７Ｓ」は、ＪＩＳ規格あるいはＪＥＭ規格で定められているデバイス種類および短絡／地絡の別を表しており、公知技術に属する情報なので詳細な説明は省略する。
　図１を参照しつつ、判定論理回路７４の具体的動作についてより詳細に説明する。ＦＲＴの作動に応じて電流制御フラグ信号ＵＣＣがハイとなり、第一遮断器５が遮断状態にあることでトリップ状態信号Ｓｔｒ１がハイとなっていると、第一論理積ゲート７４ａの出力信号Ｕ０がハイとなる。図４で説明したように継電器７３が見るインピーダンスが動作範囲８０内に入った場合には、インピーダンス判定部７７がインピーダンスフラグ信号ＵＺをハイとする。出力信号Ｕ０とインピーダンスフラグ信号ＵＺの少なくとも一方がハイになると、フラグ信号Ｕ１がハイとなる。実施の形態１では、計器用変圧器７５で計測した送電線７０の電圧が、予め定めた所定電圧以下となったときに、フェールセーフフラグ信号ＵＦＳがハイとなる。インピーダンスフラグ信号ＵＺまたは電流制御フラグ信号ＵＣＣがハイとなり、かつフェールセーフフラグ信号ＵＦＳがハイとなった場合に、第一論理積ゲート７４ａがトリップ命令信号Ｓｔｒ２をハイ出力とする。電流制御フラグ信号ＵＣＣとインピーダンスフラグ信号ＵＺの両方がローである場合には、第一論理積ゲート７４ａはトリップ命令信号Ｓｔｒ２をローに保持する。また、フェールセーフフラグ信号ＵＦＳがローであれば、第一論理積ゲート７４ａはトリップ命令信号Ｓｔｒ２をローに保持する。以上の動作によれば、送電線７０に事故が発生したことを正確に検出し、それにより第二遮断器７１を正確に作動させることができる。継電器７３によれば、電流制限制御が行われているか否かを事故検出の条件に含ませることができるので、送電線７０上の電気的物理量がＰＣＳ１２の制御によって影響を受けても、正確な事故検出を行うことができる。トリップ命令信号Ｓｔｒ２の出力がハイとなったときに継電器７３の外部に報知信号を出力してもよい。これにより送電線７０で事故が検出されたことを外部に報知してもよい。
　なお、継電器７３は次のように変形してもよい。実施の形態１では一例として論理回路によって継電器７３が事故検出を行っているが、変形例として論理回路の代わりにマイコン上で判定プログラムを実行させてもよい。距離継電器などの保護継電器として、ディジタル保護継電器が普及している。ディジタル保護継電器は、ＣＰＵ、アナログフィルタ、Ａ／Ｄコンバータ、ディジタルフィルタ、およびメモリを備えている。ＣＰＵが、メモリに記憶された事故検出プログラムおよび保護動作プログラムを実行することで継電器の機能が発揮されている。上記の判定論理回路７４で行われる上記第１演算ステップ～第３演算ステップをソフトウェア上で構築すればよい。
　なお、実施の形態１にかかる電力システム１では、回転機発電機４が運転されている場合には、送電線７０に事故が発生しても回転機発電機４が急停止せずに一定期間は発電を続ける。この一定期間の発電に伴う電流を利用して、継電器７３がインピーダンスに基づく事故点測距を行うことができる。その一方で、回転機発電機４による発電が停止している場合には、太陽電池アレイ３およびＰＣＳ１２を介して得られる再生可能エネルギー発電電力のみが送電線７０へ供給される。この場合にも、実施の形態１にかかる継電器７３は、インピーダンスに基づく事故検出に代えて、電流制御フラグ信号ＵＣＣを利用した事故検出を行うことができる。従って、実施の形態１によれば、距離継電器によるインピーダンス事故点測距と、電流制御フラグ信号ＵＣＣを利用した事故検出とを、状況に応じて使い分けることができる。
　なお、実施の形態１では、電流制限制御がＦＲＴを含んでいるので、ＰＣＳ１２はＦＲＴの実行に応じて継電器７３に電流制御フラグ信号ＵＣＣを送信する。継電器７３は、電流制御フラグ信号ＵＣＣに基づいて事故検出を行っている。一方、変形例として、仮に電流制限制御にＦＲＴが含まれずシャットダウン制御のみである場合には、ＰＣＳ１２はシャットダウン制御の実行に応じて継電器７３に電流制御フラグ信号ＵＣＣを送信するようにしてもよい。
　図６は、実施の形態１の変形例にかかる電力システム１および継電器７３を示す回路図である。図６では、太陽電池アレイ３に代えて、蓄電池１３がＰＣＳ１２に接続されている。図７に示すように、蓄電池１３に代えて、風力発電システム１４がＰＣＳ１２に接続されてもよい。風力発電システム１４は、風力発電機１５および電力変換装置１６を含んでいる。風力発電機１５の発電する交流電力は、風の強さに左右される。風の強さは時々刻々と変化するので、風力発電機１５の発電する交流電力は安定しにくい。そこで、電力変換装置１６により風力発電機１５からの交流電力を一定の直流電圧に変換し、さらにこの直流電圧をＰＣＳ１２で安定した交流電力に変換することが好ましい。他の変形例として、太陽電池アレイ３、蓄電池１３、および風力発電システム１４からなる直流電源システム群から二つ以上の直流電源システムを選択してもよく、複数のＰＣＳ１２を介してこの選択した直流電源システムをそれぞれ第一母線６に接続してもよい。これにより複数の直流電源システムを並行運転させてもよい。
実施の形態２．
　図８は、実施の形態２にかかる電力システム１０１および継電器１７３を示す回路図である。実施の形態２の電力システム１０１が実施の形態１と異なる点としては、次の二点がある。第一の相違点として、第一母線６に回転機発電機４が接続されておらず、第一母線６にＰＣＳ１２および太陽電池アレイ３の直列回路のみが接続されている。第二の相違点として、実施の形態２では継電器７３が継電器１７３に置換されている。継電器１７３は、判定論理回路７４に代えて、判定論理回路１７４を備えている。これらの点を除いて、実施の形態２の電力システム１０１は、実施の形態１と同様の構成を備えている。
　判定論理回路１７４は、第四論理積ゲート１７４ａを備える。インピーダンスフラグ信号ＵＺが使用されないので、継電器１７３は計器用変流器６９を用いた電流取込を行わなくともよい。第四論理積ゲート１７４ａは、電流制御フラグ信号ＵＣＣと、フェールセーフフラグ信号ＵＦＳとの論理積を演算する。これにより、ＦＲＴの作動に応答して電流制御フラグ信号ＵＣＣがハイとなり、かつ送電線７０の電圧低下に応じてフェールセーフフラグ信号ＵＦＳがハイとなった場合に、第四論理積ゲート１７４ａがトリップ命令信号Ｓｔｒ２をハイとすることができる。従って、実施の形態１と同様に、電流制限制御が行われているか否かを事故検出の条件に含ませることができるので、送電線７０上の電気的物理量がＰＣＳ１２の制御によって影響を受けても、正確な事故検出を行うことができる。実施の形態１とは異なりインピーダンスフラグ信号Ｚが不要なので、継電器１７３の構造は距離継電器以外の各種の保護継電器の内部構成をベースとして作られても良い。
　実施の形態１と同様の変形を適用しても良い。判定論理回路１７４をソフトウェアで実現しても良いことは、実施の形態１と同様である。図６および図７のように蓄電池１３または風力発電システム１４を第一母線６に接続してもよい。太陽電池アレイ３、蓄電池１３、および風力発電システム１４からなる直流電源システム群から選択した二つ以上の直流電源システムを、第一母線６に接続してもよい。
１、１０１　電力システム、２　系統連系発電部、３　太陽電池アレイ、４　回転機発電機、５　第一遮断器、６　第一母線、７　送電網、８　負荷、９　第二母線、１２　パワーコンディショナシステム（ＰＣＳ）、１３　蓄電池、１４　風力発電システム、１５　風力発電機、１６　電力変換装置、２１　主回路、２２　インバータ回路、２３　連系トランス、２４　コンデンサ、２５　直流リアクトル、２６　直流電圧検出器、２７　直流電流検出器、２８　交流電圧検出器、２９　交流電流検出器、４０　電力変換制御装置、４１　直流電圧計測部、４２　直流電流計測部、４３　交流電圧計測部、４４　交流電流計測部、４５　電力制御部、４６　ＰＷＭ制御部、６９　計器用変流器、７０　送電線、７１　第二遮断器、７３、１７３　継電器、７４、１７４　判定論理回路、７４ａ　第一論理積ゲート、７４ｂ　論理和ゲート、７４ｃ　第二論理積ゲート、７５　計器用変圧器、７６　地絡事故、７７　インピーダンス判定部、７８　フェールセーフ継電器部、８０　動作範囲、８１　インピーダンス直線、８２、８３　オフセット、８５　負荷インピーダンス、１７３　継電器、１７４ａ　第四論理積ゲート、Ｓｔｒ１　トリップ状態信号、Ｓｔｒ２　トリップ命令信号、Ｕ０　出力信号、Ｕ１　フラグ信号、ＵＣＣ　電流制御フラグ信号、ＵＦＳ　フェールセーフフラグ信号、ＵＺ　インピーダンスフラグ信号

Claims (3)

  1. 　直流電源からの直流電力を交流電力に変換し且つ前記交流電力を送電線に供給するインバータ回路と、前記インバータ回路の出力側の電圧が予め定めた条件に合致したときに前記インバータ回路の出力電流を抑制又は停止させる電流制限制御を実行可能に構築された制御回路と、を有するパワーコンディショナと、
    　前記電流制限制御が実行されているか否かに基づいて前記送電線の事故発生を検出する継電器と、
    を備える電力システム。
  2. 　前記送電線に電力を供給する回転機発電機をさらに備え、
    　前記継電器は、前記送電線のインピーダンスが予め定めた所定インピーダンス条件に合致したか否かに基づいて前記送電線の事故を検出する距離継電器であり、
    　前記距離継電器は、前記インピーダンスが前記所定インピーダンス条件に合致した場合と前記電流制限制御の実行があった場合の少なくとも一方の場合に、前記送電線に事故が発生したことを検出する請求項１に記載の電力システム。
  3. 　パワーコンディショナの制御内容を示す信号を受信するための第一入力部と、
    　送電線の電圧の大きさに応じた信号を受信するための第二入力部と、
    　前記パワーコンディショナが予め定めた電流制限制御を実行したことを示す特定信号を前記第一入力部から受信しかつ前記送電線の電圧が予め定めた電圧以下となった場合に、前記送電線の事故発生を検出する判定部と、
    　を備える継電器。
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