(57)【要約】【課題】配電系統の短絡故障に、リレー間の協調を不要にして、的確かつ高速保護を可能にする。【解決手段】分散型電源を含むサイトの受電点に設置されるリレーＲ2は、ＦｅｅｄｅｒＡへ流れる電流ｉ2、フィーダ送端の電流ｉA、他のサイトからフィーダへ流れる電流ｉ4の実部、方向、絶対値を用いて短絡故障区間を判定し、短絡故障区間が当該フィーダまたは分散型電源を含むサイトの内部であった場合に受電点遮断器を解放する。  変電所二次側母線に設置されるリレーＲAは、母線に流入あるいは流出する電流ｉB、フィーダへ流れる電流ｉAの実部、方向、絶対値を用いて短絡故障区間を判定し、短絡故障区間が当該フィーダまたは変電所二次側母線であった場合に受電点遮断器を解放する。【選択図】  図１
2005094984.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
フィーダから分岐されたサイトに分散型電源が導入された配電系統において、
分散型電源を含むサイトの受電点に設置され、当該サイトからフィーダへ流れる電流、フィーダ送端の電流、当該フィーダに接続される他の分散型電源を含むサイトからフィーダへ流れる電流を情報として取得し、これらの電流の実部、方向、絶対値を用いて短絡故障区間を判定し、短絡故障区間が当該フィーダまたは分散型電源を含むサイトの内部であった場合に当該分散型電源を含むサイトの受電点遮断器を解放する短絡保護シーケンスを備えたことを特徴とする配電系統の保護システム。
【請求項２】
フィーダから分岐されたサイトに分散型電源が導入された配電系統において、
配電用変電所に設置され、変電所二次側母線に流入あるいは流出する電流、当該フィーダに接続される分散型電源を含むサイトからフィーダへ流れる電流を情報として取得し、これらの電流の実部、方向、絶対値を用いて短絡故障区間を判定し、短絡故障区間が当該フィーダまたは変電所二次側母線であった場合に当該分散型電源を含むサイトの受電点遮断器を解放する短絡保護シーケンスを備えたことを特徴とする配電系統の保護システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、放射状に敷設された配電系統の保護システムに係り、特に、分散型電源が導入された配電系統の短絡保護に関する。
【背景技術】
【０００２】
電気事業における規制緩和、小型発電機の性能向上・低価格化などの様々な理由により、太陽光発電、燃料電池およびマイクロガスタービン等の分散型電源の導入拡大が予想される。従来の大規模な電源が需要家から離れた遠隔地に導入されるのに対し、分散型電源は小規模であり、需要家近傍に設置される。このため、従来の配電系統では配電変電所の下位には電源が接続されていなかったのに対し、分散型電源が導入された配電系統においては、配電変電所の下位にも分散型電源が連系されることになる。
【０００３】
現状の保護システムでは、分散型電源の導入が小規模であることを前提に、配電系統内の各リレーは基本的にその設置点のみの情報を用いて動作の判断を行っている。各リレーは動作すべき故障点であるかを明確に判定できないため、分散型電源を不要に解列しないようにするためには配電系統内のリレー間で十分に協調をとる必要がある。分散型電源が非常に多数導入されると予測される将来の配電系統では、多数の分散型電源を考慮してリレー間の協調をとる必要があり、配電系統の計画・運用が複雑化することが予想される。そのため、分散型電源の大規模導入に柔軟に対応できる新しい保護システムの導入が必要となり、この種の保護システムの検討やガイドラインも示されている（例えば、非特許文献１、非特許文献２参照）。
【非特許文献１】井上、嶋野、伊藤、戸津、中山：「Ethernetによる分散型保護リレーシステムの検討」、電気学会論文誌Ｂ、Vol.120,No.8/9,pp.1161-1168
【非特許文献２】資源エネルギー庁：「解説電力系統連系技術要件ガイドライン'９８」、電力新報社、1998
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
現状の保護システムでは、以下の問題がある。
【０００５】
（１）配電系統内のリレー間の協調が必要であり、将来の分散型電源の大規模導入に対応することが困難である。
【０００６】
（２）分散型電源の新規導入・廃止および配電系統のループ化などに伴う保護システムの再構成に対して柔軟に対応することが困難である。
【０００７】
本発明は、Ethernet（登録商標）等の通信技術を利用し、各リレーが他の複数のリレー設置点の情報を活用することにより、上記の問題点を克服できる保護システムを提案するものである。
【０００８】
非特許文献１では、保護システムに情報ネットワークを活用する構想が提案されている。しかしながら、現状の技術の通信速度がリレーに適応できるかということは検討されているものの、実際にどのような情報をリレーに用い、その情報がどのような条件となった場合にリレーを動作させるのかという点については検討されていない。
【０００９】
ここでは、まずガイドライン（非特許文献２）に示されている現状の保護システムのシーケンスを図２７のモデル系統を用いて整理する。同図のモデル系統は、配電用変電所の二次側母線（Ａｒｅａ−１）からフィーダ（Ａｒｅａ−Ａ、Ａｒｅａ−Ｂ）に分岐され、これらフィーダから分岐されたサイト（Ａｒｅａ−２，４，５，７）に分散型電源が導入されている。この系統構成において、分散型電源ＤＧ２が導入されたサイトの受電点のリレーＲ2およびその連系フィーダ送端のリレーＲAの動作判定に着目し、現状の保護システムでの時限協調の役割について整理し、分散型電源の大規模導入時における現状の保護システムの問題点を説明する。
【００１０】
（１）リレー間協調の役割
図２８〜図３０に現在の保護システムにおける各リレーの動作シーケンスを示す。短絡故障に対応するフィーダ送端のリレーＲAおよびＲBでは過電流リレーが用いられ、分散型電源の受電点のリレーＲ2〜Ｒ7では短絡方向リレーが用いられている。
【００１１】
同図において、Ｒ2，Ｒ4、ＲAおよびＲBの動作電流値をＩ2s，Ｉ4s，ＩLsおよびＩLsとし、動作時限をＴＤＧ，ＴＤＧ，ＴＬおよびＴＬとする。分散型電源ＤＧ２の受電点のリレーＲ2は、Ａｒｅａ−１，Ａｒｅａ−２およびＡｒｅａ−Ａにおける故障時に動作し、その他の区間の故障時に動作しないことが求められる。しかし、Ａｒｅａ−Ａにおける故障時にＲ2を流れる電流＾ｉ2の大きさおよび位相は、Ａｒｅａ−４およびＡｒｅａ−Ｂにおける故障時とほぼ同じであり、Ｒ2はこれらの故障点を判別することができない。そこで図２８および図２９から、Ｒ2がＡｒｅａ−ＡとＡｒｅａ−Ｂとを判別するために、フィーダ送端のＲBをＲ2よりも早く動作するように時限協調をとる。他フィーダ上（Ａｒｅａ−Ｂ）で故障が生じた場合には、ＲBが先に動作し、ＤＧ２と故障点とを解列するため、Ｒ2は動作せず、＃２は不要に解列されない。
【００１２】
一方、分散型電源が小容量であれば、Ａｒｅａ−４で故障が生じた場合にＤＧ２から流れる故障電流は小さいため、Ｒ2に流れる電流はＡｒｅａ−２で故障が生じた場合よりも小さい。そのため、Ｒ2は反限時特性を用いることにより、故障電流が大きい自母線（Ａｒｅａ−２）内の故障に対しては速やかに動作して同じフィーダ内の他の分散型電源ＤＧ４の不要な解列を防ぎ、故障電流が小さいＡｒｅａ−４での故障に対しては動作を遅くしてＤＧ２の不要な解列を防いでいる。
【００１３】
フィーダ送端のリレーＲAは、フィーダ（Ａｒｅａ−Ａ）内の故障に対して動作し、他のフィーダにおける故障に対しでは動作しないことが求められる。Ａｒｅａ−Ｂで生じた故障の場合、ＲAに流れる電流＾ｉAはフィーダ内の分散型電源（ＤＧ２およびＤＧ４）から供給される。フィーダ内の分散型電源が小容量であれば、この電流はＡｒｅａ−Ａ内における故障時に流れる電流と比較して小さいと考えられ、動作電流値の設定によって、Ａｒｅａ−Ａ内の故障に対してのみＲAを動作させることができる。
【００１４】
また、図３０から、このようにＲAの動作電流値を設定すると、配電変電所母線（Ａｒｅａ−１）内の故障に対してもＲAは動作しないことになるが、分散型電源受電点のリレーＲ2およびＲ4が動作し、分散型電源は故障点から確実に解列される。また、フィーダ内の母線（Ａｒｅａ−２およびＡｒｅａ−４）内の故障の場合には、これらの母線の受電点のリレー（Ｒ2およびＲ4）に非常に大きな電流が流れることになるため、これらのリレーを瞬時動作するように設定することでＲAは動作しない。
【００１５】
（２）分散型電源大規模導入時の問題点
上述の例においては、分散型電源は各フィーダに２台ずつ分散型電源が導入されているだけであるので、リレー間の協調をとることは容易である。しかし、非常に多数の分散型電源が導入された場合、多数のリレーを考慮して協調をとらなければならない。また、将来、配電系統がループ化された場合には、さらに配電系統の保護が複雑となることが予想される。そのため、協調をとることが困難となる可能性がある。
【００１６】
また、協調をとるために時間がかかることが予想され、分散型電源連系の手続きに時間がかかることが考えられる。また、分散型電源の導入が小容量である場合には、Ａｒｅａ−Ｂでの故障時にＲAを流れる故障電流はＡｒｅａ−Ａでの故障時に流れる電流よりも小さいため、ＲAをＡｒｅａ−Ａの故障時のみに動作するように動作電流値を決めることができた。しかし、分散型電源が大規模に導入されると、これらの電流の差が小さくなるため、限流リアクトル等の追加的な設備を導入しなければ、ＲAの動作電流値を決めることが困難になる。
【００１７】
以上のことから、本発明の目的は、分散型電源が大規模導入された配電系統の短絡故障に、リレー間の協調を不要にして、的確かつ高速保護ができる配電系統の保護システムを提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【００１８】
本発明は、前記の課題を解決するため、分散型電源を導入した配電系統の保護に、周辺のフィーダ、サイトで検知される電流の実部、方向、絶対値の情報を用いて故障区間の判定、遮断器の解列要否を判定するようにしたもので、以下の構成を特徴とする。
【００１９】
（１）フィーダから分岐されたサイトに分散型電源が導入された配電系統において、
分散型電源を含むサイトの受電点に設置され、当該サイトからフィーダへ流れる電流、フィーダ送端の電流、当該フィーダに接続される他の分散型電源を含むサイトからフィーダへ流れる電流を情報として取得し、これらの電流の実部、方向、絶対値を用いて短絡故障区間を判定し、短絡故障区間が当該フィーダまたは分散型電源を含むサイトの内部であった場合に当該分散型電源を含むサイトの受電点遮断器を解放する短絡保護シーケンスを備えたことを特徴とする配電系統の保護システム。
【００２０】
（２）フィーダから分岐されたサイトに分散型電源が導入された配電系統において、
配電用変電所に設置され、変電所二次側母線に流入あるいは流出する電流、当該フィーダに接続される分散型電源を含むサイトからフィーダへ流れる電流を情報として取得し、これらの電流の実部、方向、絶対値を用いて短絡故障区間を判定し、短絡故障区間が当該フィーダまたは変電所二次側母線であった場合に当該分散型電源を含むサイトの受電点遮断器を解放する短絡保護シーケンスを備えたことを特徴とする配電系統の保護システム。
【発明の効果】
【００２１】
以上述べたとおり、本発明の保護システムによれば、分散型電源の受電点およびフィーダ送端のリレーに、それぞれのリレーで検知される電流の実部、方向、絶対値の情報を用いることで、リレ一間の協調を考慮しなくても故障区間に連系されるリレー設置点の遮断器にのみ、的確に動作指令を出すことができる。
【００２２】
また、本発明の保護システムでは、分散型電源の容量が変化しても各リレーの設定値を変えずに対応でき、従来の保護システムよりも故障区間の解列を高速に行うことができる。
【００２３】
また、情報ネツトワークを活用した本発明の保護システムでは、配電系統内の分散型電源容量の増加や減少に対して柔軟に対応でき、さらに従来の保護システムのようなリレー間の協調が不要となるため、分散型電源連系の手続き等を簡略化できる。
【００２４】
また、従来の保護システムは、分散型電源の導入が小容量であることを前提としていた。そのため、分散型電源が大規模に導入される場合には、限流リアクトル等の設備を追加する必要がある。しかし、本発明の保護システムでは、各リレーが動作判定を的確に行えるため、設備を追加しなくても短絡容量の制約の範囲内で分散型電源を大規模に導入できる。
【００２５】
さらに、分散型電源の起動・停止は需要家の都合によって行われるため、その起動・停止によって配電系統の構成が頻繁に変化し、特に分散型電源から供給される故障電流の大きさが変化することが予想される。そのため、従来の保護システムでは、分散型電源の受電点リレーの動作判定に悪影響を及ぼす可能性が考えられる。しかし、本発明の保護システムでは、分散型電源の受電点情報のうち、リレー動作に用いているのは電流の方向の情報のみである。このため、本発明の保護システムにおいてはこのような分散型電源の起動・停止にも対応できる。
【００２６】
また、系統モデルにおいて、Ａｒｅａ−１の故障の場合には、負荷をある程度遮断すれば、分散型電源によってフィーダ内の電力供給を継続できる。しかし、従来の保護システムでは、Ａｒｅａ‐１の故障に対してＲAおよびＲBてはなく、Ｒ2〜Ｒ7設置点の遮断器を動作させることで分数電源を故障点から解列する。そのため、分散型電源を導入していない需要家に電力供給を継続することは不可能である。一方、本発明の保護システムでは、Ａｒｅａ−１の故障に対してＲAおよびＲB設置点の遮断器を動作させることにより、分散型電源を故障点から解列する。そのため、分散型電源に余力がある場合には、より多くの母線への電力供給を継続できる。
【発明を実施するための最良の形態】
【００２７】
（実施形態）
本発明では、Ethernet等の通信技術を用いて各リレーが他の複数のリレー設置点の情報を活用することにより、・配電系統内のリレー間の協調が不要で将来の分散型電源の大規模導入に対応でき、・分散型電源の新規導入・廃止および配電系統のループ化などに伴う保護システムの再構成に対して柔軟に対応できる保護システムを提案する。
【００２８】
リレー間の協調を不要とするためには、各リレーが動作すべき故障点であるかを明確に判定できるようにする必要がある。その方法の一つとして、情報ネットワークを活用して他の複数のリレー設置点の情報をリレーに取り込むことを提案する。
【００２９】
以下、各リレーが動作の判定に必要な情報およびその動作シーケンスを、図２７を簡略化して示す図１のモデル系統を用いて説明する。図１は、図２７の低圧配電系統および分散型電源のみにつながるリレーＲDG2，ＲDG4，ＲDG5，ＲDG7を省略して示す
（１）情報の選定のための故障区間の分類
各リレーの動作判定に必要な情報を選定するため、上記のモデル系統において、＃２に接続したＤＧ２の受電点のリレーＲ2について解列が必要な故障区間を分類する。
【００３０】
まず、分散型電源導入母線内（Ａｒｅａ−２）およびＤＧ２が連系するフィーダ内（Ａｒｅａ−Ａ）で故障が発生した場合、故障を除去するためにはＤＧ２を解列する必要がある。一方、ＤＧ２が連系するフィーダ内であっても、他の母線内（Ａｒｅａ−４）の故障の場合は、該当母線を速やかに解列することができれば、ＤＧ２を解列する必要はない。同様に低圧配電線内（Ａｒｅａ−８）の故障についても、柱上変圧器のヒューズを速やかに遮断すれば、ＤＧ２を解列する必要はない。ＤＧ２を解列しないフィーダ内（Ａｒｅａ−Ｂ，Ａｒｅａ−５，Ａｒｅａ−７およびＡｒｅａ−９）の故障については、該当フィーダ全体を速やかに解列することができれば、ＤＧ２を解列する必要はない。最後に、配電変電所内（Ａｒｅａ−１）の故障については、ＤＧ２が連系するフィーダ全体を解列できればＤＧ２を解列する必要はない。
【００３１】
したがって、図１のモデル系統の場合、Ａｒｅａ−２およびＡｒｅａ−Ａの故障の場合にはＤＧ２を解列し、それ以外の区間の故障の場合には、ＤＧ２を解列する必要はないと考えられる。以下では、三相短絡故障が発生した場合について、ＤＧ２の解列を判定するために必要な情報について検討する。
【００３２】
（２）分散型電源を解列する故障区間
（２．１）Ａｒｅａ−Ａ
Ａｒｅａ−Ａで短絡故障が生じた場合における各リレーの動作を図２に示す。上記（１）での検討からＡｒｅａ−１およびＡｒｅａ−Ｂで故障が生じた場合、Ｒ2で検知される電流の位相および大きさはＡｒｅａ−Ａで故障が生じた場合と同程度となる。このため、Ａｒｅａ−Ａでの故障とこれらの区間での故障とを判別するための情報が必要である。Ａｒｅａ−Ａでの故障の場合、ＲAで検知される電流の方向＾ｉAはＡｒｅａ−Ａに流れ込む方向となる。一方、Ａｒｅａ−１およびＡｒｅａ−Ｂで短絡が生じた場合、その電流の方向は逆向きのＡｒｅａ−１に流れ込む方向となる。そのため、ＲAで検知される電流の方向の情報として、ＲAで検知される電圧を基準とした電流ベクトル＾ｉAの実数部Ｒｅ｛＾ｉA｝の正負の情報をＲ2に用いることでこれらの故障区間を判別できる。
【００３３】
また、ＤＧ２を解列する必要のないＡｒｅａ−４で故障が生じた場合にも、Ｒ2で流れる電流の位相および大きさはＡｒｅａ−Ａで故障が生じた場合と同程度となる。そのため、Ａｒｅａ−ＡとＡｒｅａ−４との故障を区別するための情報が必要である。Ａｒｅａ−Ａで短絡が生じた場合、Ｒ4で検知される電流＾ｉ4の方向はＡｒｅａ−Ａに流れ込む方向となるが、Ａｒｅａ−４で短絡が生じた場合、逆のＡｒｅａ−４に流れ込む方向となる。そのため、Ｒ4で検知される電流の方向の情報として、Ｒｅ｛＾ｉ4｝の正負の情報をＲ２に用いることでＡｒｅａ−ＡとＡｒｅａ−４との故障を判別できる。
【００３４】
さらに、分散型電源が逆潮流することを考慮すると、Ａｒｅａ−Ａでの故障に対して健全時と故障時とを判別する条件が必要となる。この判断を行うため、Ｒ2での電流の大きさ｜＾ｉ2｜を利用することが考えられる。しかし、分散型電源ＤＧ２が電流源である場合、故障時に｜＾ｉ2｜が増大しないと考えられる。また、分散型電源ＤＧ２が電圧源であっても、ＤＧ４の起動・停止によって故障時の｜＾ｉ2｜が大きく異なる可能性が考えられる。このことから、｜＾ｉ2｜は健全時と故障時との判断に利用しにくいと考えられる。そこで、Ａｒｅａ−Ａでの故障に対して健全時と故障時との判断にＲAでの電流の大きさ｜＾ｉA｜を利用する。
【００３５】
なお、需給バランスによっては、Ａｒｅａ−Ａで永久事故が生じた場合でも＃２の分散型電源によって＃２の負荷へ無停電で電力供給を継続できる可能性がある。このことは、Ａｒｅａ−Ａで故障が生じた場合、Ｒ2の動作によって＃２の分散型電源と故障点とは解列されているので、ＲDG2を動作させないことで実現できると考えられる。その際、Ａｒｅａ−ＡとＡｒｅａ−２との故障では、ＲDG2の設置点に流れる電流の位相・大きさは同程度であるため、以下に示すようにＡｒｅａ−ＡとＡｒｅａ−２との故障を区別するための条件をＲDG2に加えることによって、ＲDG2の動作をより確実なものにする。Ａｒｅａ−Ａで短絡が生じた場合、Ｒ2で検知される電流＾ｉ2の方向はＡｒｅａ−Ａに流れ込む方向となる。一方、Ａｒｅａ−２での故障の場合、その電流の方向は逆向きのＡｒｅａ−２に流れ込む方向となる。そのため、Ｒ2で検知される電流の方向の情報として、Ｒｅ｛＾ｉ2｝の正負の情報を用いることでＡｒｅａ−Ａでの故障の時にＲDG2を動作させないようにすることが可能である。
【００３６】
（２．２）Ａｒｅａ−２
Ａｒｅａ−２で短絡故障が生じた場合における各リレーの動作を図３に示す。Ａｒｅａ−２で故障が生じた場合、Ｒ2とＲDG2とは相互の情報交換によって自母線内で故障が発生したことを判断でき、Ａｒｅａ−２およびＤＧ２を配電系統から解列させる。同じフィーダー内の他のＤＧ（ＤＧ４）のリレーＲDG4では、Ｒｅ｛＾ｉ2｝によって同じフィーダ内の他母線で故障が発生したことを検知でき、分散型電源の不要な解列を防ぐことができる。
【００３７】
ただし、ＲDG2の分散型電源側で故障が生じた場合、配電系統から＃２の負荷へ電力供給を継続するためには、Ｒ2は解列の指令を出さないようにしなければならない。この両者の場合では、Ｒ2の設置点を流れる電流はほぼ同位相で同じ大きさと考えられる。そのため、Ｒ2にこの両者を判別するための情報を取り込む必要がある。
【００３８】
Ａｒｅａ−２で故障が生じた場合、ＲDG2で検知される電流＾ｉDG2はＡｒｅａ−２に流れ込む方向となるが、ＲDG2の分散型電源側で故障が生じた場合には、＾ｉDG2の方向がその逆となると考えられる。そのため、ＲDG2で検知される電流＾ｉDG2の方向の情報として、Ｒｅ｛＾ｉDG2｝の正負の情報をＲ2に用いることでＡｒｅａ−２とＲDG2の分散型電源側との故障を判別することができる。
【００３９】
また、＃２の負荷が大きい場合、健全時でもＲ2およびＲDG2で検知される電流の方向はＡｒｅａ−２での故障時と同様となることが予想される。そのため、健全時と故障時とを判別するための条件が必要と考えられる。分散型電源の導入によって故障電流の供給源からＡｒｅａ−２の故障点までの電気的距離が近くなるため、故障時においてＲ2で検出される電流の大きさ｜＾ｉ2｜は分散型電源の導入位置によらず十分増大すると考えられる。そのため、｜＾ｉ2｜の大きさを判定条件に加えれば、健全時と故障時とを判別できる。
【００４０】
（３）分散型電源を解列しない故障区間
（３．１）Ａｒｅａ−１
Ａｒｅａ−１で短絡故障が生じた場合における各リレーの動作を図４に示す。健全時においてＡｒｅａ−１に流れ込む電流ベクトルの合計（＾ｉs−＾ｉA−＾ｉB）＝＾０となる。そのため、（＾ｉs−＾ｉA−＾ｉB）＝＾０となった時に、Ｒｓ、ＲAおよびＲBを動作させればＡｒｅａ−１の故障点を除去できると考えられる。このＡｒｅａ−１での故障除去シーケンスは、分散型電源の有無に関わらず、あらゆる構成の配電系統で利用できる。
【００４１】
一方、単独系統内の負荷に分散型電源によって電力供給を継続することを考慮した場合、Ａｒｅａ−１での故障において分散型電源ＤＧ２を解列しないようにしたい。この場合には、Ｒ2に＾ｉAの方向の情報を取り込むことで、分散型電源ＤＧ２を解列しないように設定できる。
【００４２】
（３．２）Ａｒｅａ−４
Ａｒｅａ−４で短絡故障が生じた場合における各リレーの動作を図５に示す。Ａｒｅａ−２と同様に、＾ｉ4およびｉDG4がＡｒｅａ−４に向かう方向となり、｜＾ｉ4｜が大きな値となったときにＲ4およびＲDG4を動作させることでＡｒｅａ−４での故障をすべての電源から解列できる。この判断から遮断器の動作までを速やかに行えるのであれば、ＤＧ２は解列しなくともよい。前記のように、Ａｒｅａ−ＡとＡｒｅａ−４との故障では、＾ｉ4の方向が異なる。そのため、Ｒ2に＾ｉ4の方向の情報を取り込むことでＤＧ２を解列しないように設定することができる。
【００４３】
（３．３）Ａｒｅａ−８
Ａｒｅａ−８で短絡故障が生じた場合における各リレーおよびヒューズの動作を図６に示す。Ａｒｅａ−８で短絡が生じた場合には、Ａｒｅａ−２での故障時のＲ2における電流と同様に、分散型電源の導入位置によらずＡｒｅａ−８の上位の柱上変圧器に設置されたヒューズＦ２−１に過大な電流が流れる。そのため、ヒューズの溶断を他のリレーの動作よりも早くすることで、短絡区間のみを解列できる。一般に、遮断器は機械的機構を持つため、リレーと遮断器を組み合わせた保護装置の動作速度よりもヒューズの動作速度が速い。そのため、このような保護シーケンスは十分可能である。
【００４４】
以上に示したように、各リレーの動作判定に複数の情報を用いることで、リレー間の協調をとらなくても故障区間に連系された分散型電源のみを確実に解列できる。
【００４５】
以上の保護動作を得るためのリレーの基本構成例を従来方式と対比させて、図７と図８に示す。図７は分散型電源受電点のリレーＲ2の基本構成図であり、図８はフィーダ送端のリレーＲAの基本構成図である。これら両図において、従来方式では当該リレーＲ2，ＲAでの電流ｉ2，ｉAの絶対値による比較のみになるのに対して、本実施形態では他のリレーの電流ｉ2，ｉ4，ｉAを情報を取り込み、これら情報と電流ｉDG2，ｉB，ｉSを取り込み、これら電流情報から前記の図２〜図６による動作条件を基にしてリレーＲ2，ＲAの動作判定を得る。
【００４６】
（シミュレーション結果）
本発明の保護システムを検証するために、シミュレーションを実施した。これを現状の保護システムと対比させて以下に説明する。
【００４７】
（Ａ）計算条件
図１に示すモデル系統において、Ｆｅｅｄｅｒ−Ａ内の各母線間は２ｋｍの６.６ＫＶ配電線で接続されている。＃２〜＃４の負荷はそれぞれ７００ｋＷ、♯５は２１００ｋＷであり、Ｆｅｅｄｅｒ−ＡおよびＢでの負荷の合計は等しいとする。なお、力率はすべて０.９であるとする。
【００４８】
分散型電源は＃２、♯４および＃５に導入されている。分散型電源の導入容量が増加する場合を想定して、ＤＧ２およびＤＧ４の容量が３５０ｋＷおよび２０００ｋＷの場合について検討した。分散型電源の容量が増加する場合には、遮断器の遮断容量が問題となる可能性があるが、ここでは本発明の保護システムの柔軟性を示す極端な一例として計算した。なお、ＤＧ５の容量は７００ｋＷである。これらの分散型電源はすべてＣＧＳ（コージェネレーションシステム）で用いられる同期発電機とした。各分散型電源の機器定数表を図９に、制御系を図１０に示す。各分散型電源の機器定数および制御系はすべて同じとした。
【００４９】
このモデル系統のＩ点〜ＶＩ点で三相短絡故障が生じた場合について数値計算プログラム（Ｍａｔｌａｂ／Ｓｉｍｕｌｉｎｋ）を用いてシミュレーションを行った。
【００５０】
（Ｂ）現状の保護システムへの影響
Ｉ点で故障が生じ、その故障点を解列しない場合について各リレーでの故障電流を算定した。各リレー設置点のＡ相に流れる電流を図１１および図１２に示す。同図（ａ）から分散型電源が３５０ｋＷの時、Ｒ2を流れる故障電流は１３０Ａ〜２００Ａである。一方、分散型電源が２０００ｋＷの時には、Ｒ2を流れる電流は健全時でも１５０Ａ程度である。そのため、現状の保護システムにおいて、分散型電源が３５０ｋＷから２０００ｋＷに増加した時には、Ｒ2が健全時にも動作してしまうため、Ｒ2の設定値を変えなければならない。
【００５１】
（Ｃ）本発明の保護システムでの各リレーの動作
ここでは、本発明の保護システムでは分散型電源の容量が増加した際に、各リレーの設定値を変化させなくても故障区間のみを的確に解列できることを示す。実施形態に示すリレーシーケンス（図２〜図６）をもとに、配電系統内の各点の故障に対して動作すべきかを判定できる各リレーの制御ブロックを図１３〜図２１に示す。図１３〜１６は分散型電源受電点のリレーＲ2、図１７〜２１はフィーダ送一端のリレーＲAのブロック図を示している。この制御ブロックを用いて、Ｉ〜ＶＩ点で三相短絡故障が生じた場合の提案保護システムにおける各リレーの動作信号を算定した。
【００５２】
ＩおよびＩＩ点で故障が生じた場合のリレーＲ2およびＲBの動作信号の変化を図２２〜図２５に示す。同図で動作信号が１の場合、リレーが動作し、遮断器に遮断の指令を送ることを意味する。同図より、各リレーが的確に動作していることが分かる。なお、Ｉ点およびＩＩ点の故障においては、ＲAおよびＲ4の動作信号は、Ｒ2の動作信号と同様に変化することを確認している。
【００５３】
一方、分散型電源の容量が増加しても、各リレーは的確に動作する。Ｒ2、Ｒ4およびＲAは、Ｆｅｅｄｅｒ−Ａが健全か故障かを判別をするために、ＲAでの電流の大きさ｜＾ｉA｜を利用している。ＩＩ点の故障の際には、分散型電源の容量の増加に伴って｜＾ｉA｜も増加することになるが、＾ｉAの方向の情報からＦｅｅｄｅｒ−Ａ外部の故障であると判断できるため、Ｒ2は動作しない。一方、Ｉ点の故障の時には，｜＾ｉA｜は分散型電源の容量に依存せず大きくなると考えられ、Ｒ2は動作する。このことから、故障区間に連系された分散型電源のみを選択的に解列できると考えられる。
【００５４】
また、ＩＩＩ〜ＶＩ点での故障についても、前記のシーケンスをもとに、リレーの設定値を上記の検討と同様として、各リレーの動作信号を算定した。その結果、分散型電源の容量が３５０ｋＷから２０００ｋＷに増加しても、リレーの設定値を変更することなしに、故障区間のリレーのみを選択的に動作させられることを確認した。
【００５５】
なお、図１３〜図２１において、リレーの出力には「過渡的な誤動作を防ぐために必要に応じて時間遅れを設けるのが好ましい。
【００５６】
以上のことから、提案保護システムでは、分散型電源の容量が大幅に増加したとしてもリレーの設定値を変更せずに対応できることが確認できた。
【００５７】
（Ｄ）動作判定の高速化
現状の保護システムにおいて、各リレーは他リレーとの協調によって定められた動作時限に従って遮断器を動作させる。そのため、故障区間の解列に数百ｍｓｅｃ程度を要する。この故障区間解列の遅れのために、故降区間の解列後、故障区間外の分散型電源の動揺が長時間継続する可能性がある。一方、本発明の保護システムでは、他地点の情報を用いることにより、故障発生後２０ｍｓｅｃ程度で各リレーが遮断器を動作させるべき故障点であるかを明確に判断できるため、動揺の継続時間を短くすることができる。
【００５８】
このことを確認するため、図１のモデル系統を用いて、規状の保護システムおよび本発明の保護システムで故障点を解列する場合における故障区間外にある分散型電源の動揺の大きさを検村した。なお、ＤＧ２およびＤＧ４の容量は２０００ｋＷとした。ＩＩ点で三相短絡故障を発生させ、ＲB設置点の遮断器を動作させることによって故障点を解列した。現状の保護システムで解列した場合として、この遮断器を故障発生後２００ｍｓｅｃで動作させた。また、前記の検討から、本発明の保護システムにおいては各リレーによる遮断器の動作判定は故障発生後２０ｍｓｅｃ程度で可能であるが、通信遅れ時間や遮断器の動作遅れ時間等などを考慮すると、実際の故障点の遮断までにはさらに数十ｍｓｅｃ程度の時間が必要となると考えられる。そこで、本発明の保護システムで解列した場合として、ＲB設置点の遮断器を５０ｍｓｅｃで動作させることとした。
【００５９】
故降区間外の分散型電源ＤＧ４の内部位相角の変化を図２６に示す。同図から、故障区間を早く解列することにより、故障による分散型電源の回転子の加速を抑制することができるため、故障区間外の分散型電源の動揺を抑制できることが確認できた。
【００６０】
以上のことから、本発明の保護システムを用いて故障区間を早く解列することにより、故降区間外の分散型電源の動揺を小さくできることが確認できた。
【図面の簡単な説明】
【００６１】
【図１】簡略化した系統モデル図。
【図２】Ａｒｅａ−Ａで短絡が生じた場合の各リレーの動作（実施形態）。
【図３】Ａｒｅａ−２で短絡が生じた場合の各リレーの動作（実施形態）。
【図４】Ａｒｅａ−１で短絡が生じた場合の各リレーの動作（実施形態）。
【図５】Ａｒｅａ−４で短絡が生じた場合の各リレーの動作（実施形態）。
【図６】Ａｒｅａ−８で短絡が生じた場合の各リレーの動作（実施形態）。
【図７】従来方式と実施形態のリレーＲ2の基本構成例。
【図８】従来方式と実施形態のリレーＲAの基本構成例。
【図９】シミュレーションに使用した分散型電源の機器定数表。
【図１０】シミュレーションに使用した分散型電源の制御系構成図。
【図１１】シミュレーションにおけるＩ点での故障時に各リレーに流れる電流波形。
【図１２】シミュレーションにおけるＩ点での故障時に各リレーに流れる電流波形。
【図１３】実施形態におけるリレーＲ2の制御ブロック図（Ａｒｅａ−Ａでの故障時）。
【図１４】実施形態におけるリレーＲ2の制御ブロック図（Ａｒｅａ−２での故障時）。
【図１５】実施形態におけるリレーＲ2の制御ブロック図（Ａｒｅａ−４での故障時）。
【図１６】実施形態におけるリレーＲ2の制御ブロック図（Ａｒｅａ−１、Ａｒｅａ−Ｂでの故障時）。
【図１７】実施形態におけるリレーＲAの制御ブロック図（Ａｒｅａ−Ａでの故障時）。
【図１８】実施形態におけるリレーＲAの制御ブロック図（Ａｒｅａ−１での故障時）。
【図１９】実施形態におけるリレーＲAの制御ブロック図（Ａｒｅａ−Ｂでの故障時）。
【図２０】実施形態におけるリレーＲAの制御ブロック図（Ａｒｅａ−２での故障時）。
【図２１】実施形態におけるリレーＲAの制御ブロック図（Ａｒｅａ−４での故障時）。
【図２２】シミュレーションにおけるＩ点での故障時の各リレーの動作信号（分散型電源３５０ｋＷ）。
【図２３】シミュレーションにおけるＩＩ点での故障時の各リレーの動作信号（分散型電源３５０ｋＷ）。
【図２４】シミュレーションにおけるＩ点での故障時の各リレーの動作信号（分散型電源２０００ｋＷ）。
【図２５】シミュレーションにおけるＩＩ点での故障時の各リレーの動作信号（分散型電源２０００ｋＷ）。
【図２６】シミュレーションにおけるＩＩ点での故障時の各リレーの動作信号（分散型電源２０００ｋＷ）。
【図２７】故障区間の分類を説明する系統モデル図。
【図２８】Ａｒｅａ−Ａで短絡が生じた場合の各リレーの動作（従来）。
【図２９】Ａｒｅａ−Ｂで短絡が生じた場合の各リレーの動作（従来）。
【図３０】Ａｒｅａ−１で短絡が生じた場合の各リレーの動作（従来）。
【符号の説明】
【００６２】
ＲA，ＲB，Ｒ2，Ｒ4，Ｒ5，Ｒ7  リレー
ＤＧ２，ＤＧ４，ＤＧ５，ＤＧ７  分散型電源
【図１】
2005094984.tif 000003
【図２】
2005094984.tif 000004
【図３】
2005094984.tif 000005
【図４】
2005094984.tif 000006
【図５】
2005094984.tif 000007
【図６】
2005094984.tif 000008
【図７】
2005094984.tif 000009
【図８】
2005094984.tif 000010
【図９】
2005094984.tif 000011
【図１０】
2005094984.tif 000012
【図１１】
2005094984.tif 000013
【図１２】
2005094984.tif 000014
【図１３】
2005094984.tif 000015
【図１４】
2005094984.tif 000016
【図１５】
2005094984.tif 000017
【図１６】
2005094984.tif 000018
【図１７】
2005094984.tif 000019
【図１８】
2005094984.tif 000020
【図１９】
2005094984.tif 000021
【図２０】
2005094984.tif 000022
【図２１】
2005094984.tif 000023
【図２２】
2005094984.tif 000024
【図２３】
2005094984.tif 000025
【図２４】
2005094984.tif 000026
【図２５】
2005094984.tif 000027
【図２６】
2005094984.tif 000028
【図２７】
2005094984.tif 000029
【図２８】
2005094984.tif 000030
【図２９】
2005094984.tif 000031
【図３０】
2005094984.tif 000032