JP6570476B2 - Current differential protection relay device - Google Patents
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Description
本開示は、電力系統を保護するための電流差動保護継電装置に関する。 The present disclosure relates to a current differential protection relay device for protecting a power system.
従来、電力系統を安全に運用するため、電力系統で発生した事故または異常を検出する保護継電装置が使用されている。例えば、保護継電装置の代表例としては、送電線保護用のディジタル形電流差動保護継電装置が挙げられる。 2. Description of the Related Art Conventionally, a protective relay device that detects an accident or abnormality that has occurred in a power system has been used to operate the power system safely. For example, a representative example of the protective relay device is a digital current differential protective relay device for power transmission line protection.
ディジタル形の電流差動保護継電装置は、各端子で端子電流を計測し、伝送路を介して相互にディジタルデータを送受し、その差電流から保護区間内の系統故障を検出して事故除去を行なう。 The digital current differential protection relay device measures the terminal current at each terminal, sends and receives digital data to each other via the transmission line, detects the system fault in the protection section from the difference current, and eliminates the accident To do.
従来、この場合に用いられる伝送路には、例えば、54kbps、1.5Mbps等の伝送速度で、データを予め定められた周期でサイクリックに伝送する方式が採用されている。 Conventionally, the transmission path used in this case employs a method of cyclically transmitting data at a predetermined cycle, for example, at a transmission rate of 54 kbps, 1.5 Mbps, or the like.
サイクリック伝送方式を採用した技術として、例えば、特開2004−260885号公報(特許文献1)は、電流差動保護継電装置を開示している。この電流差動保護継電装置では、予め定められた伝送間隔(例えば、電気角30°)でサイクリックに伝送した場合の伝送速度の低速化を実現して、標準の通信装置を使用することを検討している。 As a technique employing the cyclic transmission method, for example, Japanese Patent Application Laid-Open No. 2004-260885 (Patent Document 1) discloses a current differential protection relay device. In this current differential protection relay device, a standard communication device can be used to realize a reduction in transmission speed when cyclic transmission is performed at a predetermined transmission interval (for example, electrical angle of 30 °). Are considering.
電流差動保護継電装置では、系統事故を検出するために各端子の電流の瞬時値から差動電流を導出するため、各端子における端子電流の計測タイミングを精度良く同期化(サンプリング同期制御)させる必要がある。従来、この同期化は、上述のサイクリック伝送方式を採用する通信装置と電流差動保護継電装置とを利用して実現していたが、特殊仕様の電力専用の通信で構成することが前提となっているため、システムが複雑かつ高価であるという問題があった。 In the differential current protection relay device, the differential current is derived from the instantaneous value of the current at each terminal in order to detect a system fault. Therefore, the measurement timing of the terminal current at each terminal is accurately synchronized (sampling synchronization control). It is necessary to let Conventionally, this synchronization has been realized by using a communication device adopting the above-mentioned cyclic transmission method and a current differential protection relay device. Therefore, there is a problem that the system is complicated and expensive.
そこで、イーサネット(登録商標)などの大容量かつ安価で入手性の高い汎用の伝送方式を用いることが検討されている。しかし、汎用伝送方式は、従来の専用回線を利用したサイクリック伝送方式よりも、上りおよび下りの伝送遅延時間差、ならびに伝送遅延時間変動が大きいため、この時間差および変動の影響を抑えるために電流差動継電装置の構成がさらに複雑化するという課題があった。 Therefore, it is considered to use a general-purpose transmission method such as Ethernet (registered trademark) that has a large capacity, is inexpensive, and is highly available. However, the general-purpose transmission system has a larger transmission delay time difference between upstream and downstream and fluctuations in transmission delay time than the conventional cyclic transmission system using a dedicated line. There was a problem that the configuration of the relay device was further complicated.
本開示は、上記のような課題に鑑みてなされたものであって、ある局面における目的は、簡易な構成により、電力系統における事故を精度良く判定することが可能な電流差動保護継電装置を提供することである。 The present disclosure has been made in view of the above-described problems, and an object in one aspect thereof is a current differential protection relay device that can accurately determine an accident in a power system with a simple configuration. Is to provide.
ある実施の形態に従うと、電力系統を保護するための電流差動保護継電装置が提供される。電流差動保護継電装置は、電力系統の被保護区間の自端側の第1電流の入力を受け付ける電流入力部と、伝送路を介して他の電流差動保護継電装置とデータ通信を実行する伝送部とを備える。伝送部は、被保護区間の他端側の第2電流のデータを他の電流差動保護継電装置から受信する。電流差動保護継電装置は、第1電流の実効値と、第2電流の実効値とを算出する実効値算出部と、第1電流と第2電流との位相差が基準閾値未満か否かを判定する位相判定部と、第1電流の実効値および第2電流の実効値に基づいて、抑制電流を算出する抑制電流算出部と、位相判定部の判定結果と、第1電流の実効値および第2電流の実効値とに基づいて、差動電流を算出する差動電流算出部とをさらに備える。差動電流算出部は、位相差が基準閾値未満である場合には、第1電流の実効値と第2電流の実効値との加算値を差動電流として算出する。差動電流算出部は、位相差が基準閾値以上である場合には、第1電流の実効値と第2電流の実効値との減算値を差動電流として算出する。電流差動保護継電装置は、差動電流算出部により算出された差動電流と、抑制電流とに基づいて、事故判定を実行する事故判定部をさらに備える。 According to an embodiment, a current differential protection relay device for protecting a power system is provided. The current differential protection relay device performs data communication with another current differential protection relay device via a current input unit that receives the input of the first current on the end side of the protected section of the power system, and the transmission line. A transmission unit to be executed. The transmission unit receives data of the second current on the other end side of the protected section from another current differential protection relay device. The current differential protection relay device includes an effective value calculation unit that calculates an effective value of the first current and an effective value of the second current, and whether or not a phase difference between the first current and the second current is less than a reference threshold value. A phase determination unit that determines whether or not, a suppression current calculation unit that calculates a suppression current based on the effective value of the first current and the effective value of the second current, the determination result of the phase determination unit, and the effective value of the first current And a differential current calculation unit that calculates a differential current based on the value and the effective value of the second current. When the phase difference is less than the reference threshold, the differential current calculation unit calculates an addition value of the effective value of the first current and the effective value of the second current as the differential current. The differential current calculation unit calculates a subtraction value between the effective value of the first current and the effective value of the second current as the differential current when the phase difference is equal to or greater than the reference threshold value. The current differential protection relay device further includes an accident determination unit that performs an accident determination based on the differential current calculated by the differential current calculation unit and the suppression current.
本開示によると、簡易な構成により、電力系統における事故を精度良く判定することが可能となる。 According to the present disclosure, it is possible to accurately determine an accident in the power system with a simple configuration.
以下、図面を参照しつつ、本実施の形態について説明する。なお、同一または相当する部分に同一の参照符号を付し、その説明を繰返さない場合がある。 Hereinafter, the present embodiment will be described with reference to the drawings. Note that the same or corresponding portions are denoted by the same reference numerals, and the description thereof may not be repeated.
<システム構成>
図1は、本実施の形態に従う保護継電システム1000の構成例を示す図である。
<System configuration>
FIG. 1 is a diagram showing a configuration example of a
図1を参照して、保護継電システム1000は、電流差動保護継電装置(以下、単に「保護継電装置」とも称する。)を用いて2電気所間の送電線(被保護区間)を保護するためのシステムである。具体的には、保護継電システム1000は、電気所(変電所)1Aと、電気所(変電所)1Bと、電気所1Aおよび電気所1B間を接続する送電線TLと、伝送路40とを含む。
Referring to FIG. 1, a
伝送路40は、例えば、汎用伝送方式であるイーサネット(登録商標)網が使用されるが、他のパケット通信の伝送形態を採用するIP網対応のネットワークを使用してもよい。すなわち、伝送路40は、サイクリック伝送方式を採用した電力専用通信ネットワークではなく、随時伝送遅延時間が変動し得る規格のネットワークが採用される。
For example, an Ethernet (registered trademark) network, which is a general-purpose transmission method, is used as the
電気所1Aは、保護継電装置10Aと、送電線TLの事故時などに送電線を切り離す遮断器20Aと、送電線TLの電流情報を検出する変流器30Aとを含む。電気所1Bは、保護継電装置10Bと、送電線TLの事故時などに送電線を切り離す遮断器20Bと、送電線TLの電流情報を検出する変流器30Bとを含む。送電線TLは、遮断器20Aを介して母線3Aに接続され、遮断器20Bを介して母線3Bに接続される。なお、母線3Aは電気所1Aの背後電源5Aに接続され、母線3Bは電気所1Bの背後電源5Bに接続される。
The
保護継電装置10A,10B(以下、「保護継電装置10」とも総称する。)は、典型的には、比率差動方式を採用するディジタル形の電流差動保護継電装置である。保護継電装置10Aは、変流器30Aの2次回路を介して送電線TLの電流情報を取り込み、この電流情報をディジタル変換した後、ルータ等の通信装置(図示しない)および伝送路40を介して電流情報を保護継電装置10Bとやり取りする。
具体的には、保護継電装置10Aは、伝送路40のうちの下り伝送路(保護継電装置10Aから保護継電装置10Bへの伝送路)を介して、電流情報を保護継電装置10Bに伝送する。保護継電装置10Aは、伝送路40のうちの上り伝送路(保護継電装置10Bから保護継電装置10Aへの伝送路)を介して、保護継電装置10Bから送信された電気所1Bにおける電流情報を受信する。
Specifically, the
保護継電装置10Aは、送電線TLの自端側(図1中の点A側)の電流情報と他端側(図1中の点B側)の電流情報とに基づいて電流差動演算を実行し、予め定められた閾値に基づいて送電線TLの事故判定を行なう。保護継電装置10Aは、電気所1Aと電気所1B間の送電線TLの保護区間内(例えば、点500)で発生した事故(内部事故)を検出すると、遮断器20Aに対して遮断指令(トリップ信号)を出力する。
The
なお、保護継電装置10Bでも保護継電装置10Aと同様な処理が実行されるため、ここでは、その説明は繰り返さない。
In addition, since the same processing as that of the
<ハードウェア構成>
図2は、本実施の形態に従う保護継電装置10Aのハードウェア構成の一例を示す図である。図2を参照して、保護継電装置10Aは、補助変成器50と、AD(Analog to Digital)変換部60と、演算処理部70とを含む。
<Hardware configuration>
FIG. 2 is a diagram showing an example of a hardware configuration of
補助変成器50は、変流器30Aの2次回路と接続され、送電線TLの電気量(電流)を取り込み、より小さな電気量に変換して出力する。
The
AD変換部60は、補助変成器50から出力される電気量(アナログ量)を取り込んでディジタルデータに変換する。具体的には、AD変換部60は、アナログフィルタ61と、サンプルホールド(SH)回路63と、マルチプレクサ65と、AD変換器67とを含む。
The
アナログフィルタ61は、補助変成器50から出力される電流の波形信号から高周波のノイズ成分を除去する。アナログフィルタ61の出力は、サンプルホールド回路63に入力される。
The
サンプルホールド回路63は、アナログフィルタ61から出力される電流の波形信号を予め定められたサンプリング周期でサンプリングする。典型的には、サンプリング周波数は、保護系統の定格周波数の整数倍(例えば、12倍または16倍)が選択され、リレー演算において必要とされる周波数に設定される。
The sample and hold
マルチプレクサ65は、演算処理部70から入力されるタイミング信号に基づいて、サンプルホールド回路63から入力される波形信号を時系列で順次切り替えてAD変換器67に入力する。なお、通常、保護継電装置では、三相交流を扱うため、変流器30A、フィルタ61およびサンプルホールド回路63の組は、3組以上存在しており、これらがマルチプレクサ65に並列に接続される形態となる。図2では、説明の容易化のため、簡略化した図を示している。
The
AD変換器67は、マルチプレクサから入力される波形信号をアナログデータからディジタルデータに変換する。AD変換器67は、ディジタル変換した波形信号を演算処理部70へ出力する。
The
演算処理部70は、CPU(Central Processing Unit)72と、ROM(Read Only Memory)73と、RAM(Random Access Memory)74と、HMI(Human Machine Interface)75と、出力インターフェイス(I/F)76と、入力インターフェイス(I/F)77と、通信インターフェイス(I/F)78とを含む。これらは、バス71で結合されている。
The
CPU72は、予めROM73に格納されたプログラムを読み出して実行することによって、保護継電装置10の動作を制御する。なお、ROM73には、CPU72によって用いられる各種情報が格納されている。CPU72は、たとえば、マイクロプロセッサである。なお、当該ハードウェアは、CPU以外のFPGA(Field Programmable Gate Array)、ASIC(Application Specific Integrated Circuit)およびその他の演算機能を有する回路などであってもよい。
The
CPU72は、バス71を介して、AD変換部60からディジタルデータを取り込む。CPU72は、ROM73に格納されているプログラムに従って、取り込んだディジタルデータを用いてリレー演算を実行する。CPU72は、リレー演算結果に基づいて、出力インターフェイス76を介して、遮断器20Aに遮断指令を出力する。
The
また、CPU72は、通信インターフェイス78を介して伝送路40に接続して、他の保護継電装置10と各種情報を送受信する。入力インターフェイス77は、典型的には、各種の設定用のスイッチ等であり、系統運用者からの各種設定操作を受け付ける。
Further, the
なお、保護継電装置10Bのハードウェア構成は、上述した保護継電装置10Aのハードウェア構成と同様であるため、その詳細な説明は繰り返さない。
Note that the hardware configuration of the
<サンプリング同期制御について>
上述したように、従来の電流差動保護継電装置は、系統事故を検出するために各端子の電流の瞬時値から差電流を算出するため、サンプリング同期制御を精度よく実行する必要がある。
<About sampling synchronization control>
As described above, since the conventional current differential protection relay device calculates the difference current from the instantaneous value of the current at each terminal in order to detect a system fault, it is necessary to execute the sampling synchronous control with high accuracy.
ここで、本実施の形態の理解のため、上りと下りとの伝送遅延時間が同一であると仮定できる場合(すなわち、サイクリック伝送方式を採用した場合)の従来の保護継電装置におけるサンプリング同期制御の原理を説明する。 Here, in order to understand the present embodiment, sampling synchronization in the conventional protective relay device when it is assumed that the uplink and downlink transmission delay times are the same (that is, when the cyclic transmission method is adopted). The principle of control will be described.
図3は、従来の電流差動保護継電装置において採用されるサンプリング同期制御方式を説明するための図である。図3を参照して、第1の保護継電装置(図3中の「第1装置」に対応)のサンプリングタイミングから、第2の保護継電装置(図3中の「第2装置」に対応)のサンプリングタイミングのデータ受信までの時間をTQとする。また、第2の保護継電装置のサンプリングタイミングから、第1の保護継電装置のサンプリングタイミングのデータ受信までの時間をTGとする。また、第2の保護継電装置から第1の保護継電装置への伝送の伝送遅延時間をTd1、第1の保護継電装置から第2の保護継電装置への伝送の伝送遅延時間をTd2、サンプリング同期誤差をΔTとする。 FIG. 3 is a diagram for explaining a sampling synchronization control method employed in a conventional current differential protection relay device. Referring to FIG. 3, from the sampling timing of the first protective relay device (corresponding to “first device” in FIG. 3), the second protective relay device (“second device” in FIG. 3) is changed. The time until the data reception at the sampling timing of (corresponding) is TQ. In addition, the time from the sampling timing of the second protective relay device to the reception of the sampling timing data of the first protective relay device is defined as TG. Further, the transmission delay time of transmission from the second protection relay device to the first protection relay device is Td1, and the transmission delay time of transmission from the first protection relay device to the second protection relay device is Let Td2 and the sampling synchronization error be ΔT.
この場合、TQ=Td1−ΔT、TG=ΔT+Td2となる。ここで、上り下りの伝送路の伝送遅延時間Td1およびTd2が同一であると仮定すると、サンプリング同期誤差ΔTを0にする(同期を取る)ためには、TQ=TGとなるようにサンプリンタイミングを制御すればよいことがわかる。例えば、第1の保護継電装置で計測した時間TQを、第2の保護継電装置に送信する。第2の保護継電装置は、計測した時間TGが受信した時間TQと同じになるように、サンプリングタイミングをずらす。これにより、同一時刻でのサンプリング(サンプリング同期)が実現できる。 In this case, TQ = Td1−ΔT and TG = ΔT + Td2. Here, assuming that the transmission delay times Td1 and Td2 of the upstream and downstream transmission lines are the same, in order to set the sampling synchronization error ΔT to 0 (synchronize), the sampling timing is set so that TQ = TG. It can be seen that control is required. For example, the time TQ measured by the first protective relay device is transmitted to the second protective relay device. The second protection relay device shifts the sampling timing so that the measured time TG is the same as the received time TQ. Thereby, sampling (sampling synchronization) at the same time can be realized.
しかしながら、本実施の形態では、伝送路40として、従来のサイクリック伝送方式を採用した電力専用通信ネットワークではなく、その他の外部装置により共用されること等により伝送遅延時間変動が生じ得る汎用伝送方式のネットワークが採用される。そのため、データ送信開始からデータ受信完了までの上りと下りの伝送遅延時間が変動する(すなわち、伝送遅延時間Td1と伝送遅延時間Td2とが変動する)ため、単純に図3で説明したようなサンプリング同期制御方式を用いても同期誤差を修正することができず、差電流誤差が大きくなり、精度の良い事故判定ができない。
However, in this embodiment, the
<事故判定方式の概要>
本実施の形態に係る保護継電装置10は、汎用伝送方式のネットワークを採用する場合であっても、上述したようなサンプリング同期制御を実行することなく、事故判定を行なう。ここでは、保護継電装置10における事故判定方式の概要について説明する。
<Outline of accident determination method>
The
図4は、送電線TLの保護区間内に事故が発生した場合の各電気所における事故電流を示す図である。送電線TLの保護区間内の点500にて事故が発生した場合(図1参照)、変流器30Aには電気所1Aの背後電源5Aから点500に向かって事故電流が流れる。図4中の電流波形600Aは、変流器30Aにより計測された事故電流の電流波形を示している。一方、変流器30Bには電気所1Bの背後電源5Bから点500に向かって事故電流が流れる。図4中の電流波形600Bは、変流器30Bにより計測された事故電流の電流波形を示している。
FIG. 4 is a diagram illustrating an accident current at each electric station when an accident occurs in the protection section of the transmission line TL. When an accident occurs at a
電力系統は、一般的に複数の電源が連系されており、各電源は同期が取れた状態で運転される。具体的には、図1中の背後電源5Aおよび背後電源5Bはほぼ同期(位相)が取れている。図1で、背後電源5Aの母線電圧をVs、背後電源5Bの母線電圧をVr、VsとVrの位相差をδ、点Aと点Bの送電線のリアクタンスをX、点Aから点Bに流れる有効電力をPとすると、P=Vs×Vr×sinδ/Xと表される。有効電力を発生させるためにはδ>0とする必要があるが、この値を大きくすると系統の安定度が低下するため、通常、位相差δは一定値(±15°程度)以下となるような系統運用がなされる。そのため、保護継電装置10Aと保護継電装置10Bとでサンプリングタイミングが一致している(サンプリング時刻差がない)と仮定した場合には、図4に示すように、自端側の変流器30Aで計測された電流波形600Aと、他端側の変流器30Bで計測された電流波形600Bとはほぼ同相となる。
In the power system, a plurality of power sources are generally linked, and each power source is operated in a synchronized state. Specifically, the
具体的には、内部事故が発生した場合に、自端側で計測される事故電流(電流波形600A)、および他端側で計測される事故電流(電流波形600B)の位相差Δθは同相方向(例えば、|Δθ|<θth=90°)であるといえる。ここで、θthは、各端(自端および他端)で計測される各端子電流の位相差に対する基準閾値であり、例えば、90°に設定される。
Specifically, when an internal accident occurs, the phase difference Δθ between the accident current measured on the own end side (
図5は、送電線TLの保護区間外に事故が発生した場合の各電気所における事故電流を示す図である。ここで、送電線TLの保護区間外の点510にて事故が発生すると(図1参照)、変流器30Aおよび変流器30Bには電気所1Aの背後電源5Aから点510に向かって事故電流が流れる。図5中の電流波形610Aは、変流器30Aにより計測された事故電流の電流波形を示し、電流波形610Bは、変流器30Bにより計測された事故電流の電流波形を示している。
FIG. 5 is a diagram illustrating an accident current at each electric station when an accident occurs outside the protection section of the transmission line TL. Here, when an accident occurs at a
そのため、保護継電装置10Aと保護継電装置10Bとでサンプリングタイミングが一致していると仮定した場合には、図5に示すように、電流波形610Aと電流波形610Bとはほぼ逆相となる。具体的には、外部事故が発生した場合には、自端側で計測される事故電流(電流波形610A)、および他端側で計測される事故電流(電流波形610B)の位相差Δθは逆相方向(例えば、|Δθ|≦90°)であるといえる。
Therefore, when it is assumed that the sampling timings of the
ただし、実際にはサンプリング時刻差が発生するため、事故判定を行なう際には当該時刻差を考慮する必要がある。また、保護継電装置10は、自端側の電流と、他の保護継電装置10から送信される他端側の電流とに基づいて事故判定を行なうため、他の保護継電装置10から自装置への伝送遅延時間も考慮する必要がある。
However, since a sampling time difference actually occurs, it is necessary to consider the time difference when making an accident determination. Further, since the
まず、保護継電装置10Aおよび保護継電装置10Bのサンプリング時刻差がTspであるとし、内部事故が発生した場合を想定する。この場合、図4を参照して、サンプリング時刻差Tspの影響により、変流器30Bで計測される事故電流波形は、電流波形600B1のように表わされる。また、保護継電装置10Bから保護継電装置10Aへの上り伝送の伝送遅延時間Tdを考慮すると、電気所1Aの保護継電装置10Aが保護継電装置10Bから受信する他端側の電流データに基づく電流波形は600B2のように表わされる。すなわち、電流波形600B2の位相は、電流波形600Aの位相よりも、サンプリング時刻差Tspおよび伝送遅延時間Tdに相当する位相分だけ遅れる。
First, it is assumed that the sampling time difference between the
次に、外部事故が発生した場合を想定する。この場合、図5を参照して、サンプリング時刻差Tspの影響により、変流器30Bで計測される事故電流波形は、電流波形610B1のように表わされる。保護継電装置10Aが保護継電装置10Bから受信する他端側の電流データに基づく電流波形は、610B2のように表わされる。すなわち、電流波形610B2の位相は、電流波形610Aの位相よりも、サンプリング時刻差Tspおよび伝送遅延時間Tdに相当する位相分だけ遅れる。
Next, assume that an external accident occurs. In this case, referring to FIG. 5, due to the influence of sampling time difference Tsp, the fault current waveform measured by
ここで、サンプリング時刻差Tspおよび伝送遅延時間Tdについて考察する。例えば、サンプリング周波数が定格周波数の12倍の場合には、サンプリング時刻差Tspは最大でも電気角30°に相当する時間である。また、非特許文献1の第4章において、2端子1回線モデルにおける伝送遅延時間が検討されており、当該検討結果によると最大伝送遅延時間は約1.55msと試算されている。当該時間は、定格周波数が50Hzの場合には電気角=約28°に相当する時間であり、定格周波数が60Hzの場合には電気角=約33°に相当する時間である。このことから、伝送遅延時間は、最大でも電気角30°程度に収まるといえる。
Here, the sampling time difference Tsp and the transmission delay time Td are considered. For example, when the sampling frequency is 12 times the rated frequency, the sampling time difference Tsp is a time corresponding to an electrical angle of 30 ° at the maximum. Further, in Chapter 4 of
このことから、サンプリング時刻差Tspおよび伝送遅延時間Tdは、各端子電流(自端電流および他端電流)において最大で電気角60°程度の位相差を発生させる可能性があると考えられる。この電気角は、上述した基準閾値(90°)内に収まっているため、各端子電流が同相方向か、逆相方向かの判定結果には影響を与えない。具体的には、サンプリング時刻差Tspおよび伝送遅延時間Tdによる位相差の影響を受けたとしても、内部事故が発生した場合には、保護継電装置10は、基準閾値と、自端側の事故電流の位相と、他端側の事故電流の位相とを用いて、各事故電流は同相方向であると判定できる。すなわち、保護継電装置10は、内部事故が発生した場合に、逆相方向であると誤判定することはない。同様に、保護継電装置10は、外部事故が発生した場合に、同相方向であると誤判定することはない。
From this, it is considered that the sampling time difference Tsp and the transmission delay time Td may cause a phase difference of about 60 ° in electrical angle at the maximum in each terminal current (own end current and other end current). Since this electrical angle is within the above-described reference threshold (90 °), it does not affect the determination result of whether each terminal current is in the in-phase direction or in the opposite phase direction. Specifically, even if it is affected by the phase difference due to the sampling time difference Tsp and the transmission delay time Td, if an internal accident occurs, the
上記のように、保護継電装置10は、自端側および他端側の各端子電流の位相差と、基準閾値とに基づいて、各端子電流の向き(同相方向または逆相方向)を精度よく算出できる。保護継電装置10は、この各端子電流の向きの判定結果に応じて差動電流の算出方式を変更する。具体的には、保護継電装置10Aは、各端子電流が同相方向である場合(内部事故が発生している可能性がある場合)には各端子電流の実効値の加算値を差動電流として算出し、各端子電流が逆相方向である場合には各端子電流の実効値の減算値を差動電流として算出する。そして、保護継電装置10は、抑制電流と差動電流とが予め定められた関係を満たすと、内部事故が発生したと判定して遮断指令を出力する。なお、典型的には、抑制電流としては、自端電流の実効値または他端電流の実効値のうちの大きい方が用いられる。
As described above, the
図6は、本実施の形態に従う比率差動特性を示す図である。図6では、縦軸が差動電流Idを示し、横軸が抑制電流Irを示す。図6を参照して、比率差動特性は、直線80により表される小電流域特性と、直線81により表される大電流域特性とを含む。小電流域特性は、内部事故時に事故電流が小さい場合でも検出できるようにするための特性である。大電流特性は、外部事故時に大電流が通過した場合、大電流による変流器の誤差の増大により生じた誤差電流で動作しないようにするための特性である。
FIG. 6 shows a ratio differential characteristic according to the present embodiment. In FIG. 6, the vertical axis indicates the differential current Id, and the horizontal axis indicates the suppression current Ir. Referring to FIG. 6, the ratio differential characteristic includes a small current region characteristic represented by a
抑制電流Irおよび差動電流Idを示す点(Ir,Id)が、小電流域特性および大電流特性の双方の動作域82(直線80よりも上側かつ直線81よりも上側の領域)に存在する場合(抑制電流と差動電流とが予め定められた関係を満たす場合)に、保護継電装置10はリレー動作(遮断指令の出力)を実行する。例えば、(Ir,Id)が点95に存在する場合には正常(事故発生無)であり、点96に存在する場合には内部事故が発生していると判断される。また、(Ir,Id)が点97に存在する場合には、差動電流が小さくかつ抑制電流が大きいため、外部事故が発生している可能性が高いと判断される。
A point (Ir, Id) indicating the suppression current Ir and the differential current Id is present in the operation region 82 (region above the
ここで、本実施の形態では、上述したように、各端子電流が同相方向である場合には差動電流は大きくなり、各端子電流が逆相方向である場合には差動電流は小さくなる(ほぼ0になる)。そのため、内部事故が発生して各端子電流が同相方向である場合(差動電流が大きい場合)には上記関係を満たして遮断指令が出力されるが、内部事故が発生しておらず各端子電流が逆相方向である場合(差動電流がほぼ0である場合)には上記関係を満たさないため、遮断指令が出力されることはない。 Here, in the present embodiment, as described above, when each terminal current is in the in-phase direction, the differential current increases, and when each terminal current is in the opposite phase direction, the differential current decreases. (It becomes almost 0). Therefore, when an internal accident occurs and each terminal current is in the same phase direction (when the differential current is large), the shutoff command is output satisfying the above relationship, but no internal accident has occurred and each terminal When the current is in the reverse phase direction (when the differential current is approximately 0), the above relationship is not satisfied, and therefore the cutoff command is not output.
このように、本実施の形態に従う保護継電装置10は、サンプリング時刻差Tspおよび伝送遅延時間Tdにより発生し得る位相差を考慮して、基準閾値を設定(概ね90°に設定)することにより、精度よく各端子電流の向き(同相方向または逆相方向)を算出できる。また、保護継電装置10は、算出した各端子電流の向きに応じて適切な差動電流を算出し、当該差動電流と抑制電流とを用いて事故判定を実行する。さらに、差動電流を算出する際も、各端子電流の瞬時値ではなく実効値を用いているため、差動電流の大きさについて、サンプリング時刻差Tspおよび伝送遅延時間Tdの影響を受けることはない。したがって、伝送遅延が発生し得る汎用伝送方式のネットワークを採用した場合であっても、簡易な構成で精度よく事故判定を実行することができる。
As described above, the
<機能構成>
図7は、本実施の形態に従う保護継電装置10の機能構成を示す模式図である。図7を参照して、保護継電装置10は、電流入力部110と、伝送部120と、実効値算出部130と、位相判定部140と、抑制電流算出部150と、差動電流算出部160と、事故判定部170とを含む。これらの各機能は、例えば、演算処理部70のCPU72がROM73に格納されたプログラムを実行することによって実現される。なお、これらの機能の一部または全部はハードウェアで実現されるように構成されていてもよい。
<Functional configuration>
FIG. 7 is a schematic diagram showing a functional configuration of the
電流入力部110は、サンプリング周期ごとに、送電線TLの自端側に設けられた変流器30Aによって計測された電流(自端電流)のディジタルデータ(自端電流Ia)の入力を受け付ける。電流入力部110は、自端電流Iaを実効値算出部130および位相判定部140に出力する。
The
伝送部120は、伝送路40を介して他の保護継電装置10とデータ通信を実行する。なお、本実施の形態では、伝送路40として、汎用伝送方式のネットワーク(例えば、イーサネット網)が使用される。そのため、典型的には、伝送部120は、随時伝送遅延時間が変化し得る規格でデータ通信を実行する。
The
伝送部120は、送電線TLの他端側に設けられた変流器30Bによって計測された電流(他端電流Ib)のディジタルデータ(他端電流Ib)を保護継電装置10Bから受信する。伝送部120は、受信した他端電流Ibを実効値算出部130および位相判定部140に出力する。なお、伝送部120は、電流入力部110により受け付けられた自端電流Iaを保護継電装置10Bに送信してもよい。
The
実効値算出部130は、自端電流Iaの実効値Ieaと、他端電流Ibの実効値Iebとを算出する。実効値の算出方式については各種の公知の方式を用いることができるが、例えば、振幅二乗法により、実効値Ieaは以下の式(1)を用いて算出される。
The effective
Iea={Ia2(t)+Ia2(t-90°)}1/2・・・(1)
なお、実効値Iebも式(1)を用いて同様に算出される。実効値算出部130は、実効値Ieaおよび実効値Iebを、位相判定部140と、抑制電流算出部150と、差動電流算出部160とに出力する。
Iea = {Ia 2 (t) + Ia 2 (t-90 °)} 1/2 ... (1)
Note that the effective value Ieb is calculated in the same manner using the equation (1). The effective
位相判定部140は、位相基準設定部142と、位相弁別部144とを含む。位相基準設定部142は、実効値Ieaおよび実効値Iebのうち実効値が大きい方に対応する電流を位相基準電流Isに設定する。例えば、実効値Ieaの方が実効値Iebよりも大きい場合には、位相基準設定部142は、自端電流Iaを位相基準電流Isに設定する。これは、実効値が大きい方に対応する電流を位相基準電流Isに設定する方が、実効値が小さい方に対応する電流を位相基準電流Isに設定するよりも、位相差の検出精度を上げることができるためである。なお、実効値Ieaおよび実効値Iebのいずれもが一定値以上であり一定の検出精度が保たれる場合には、自端電流Iaまたは他端電流Ibを位相基準電流Isとして設定する構成であってもよい。位相基準設定部142は、位相基準電流Isを位相弁別部144に出力する。
図8は、本実施の形態に従う位相判定方式を説明するための図である。ここでは、基準閾値θthが90°に設定されているものとする。図8を参照して、位相弁別部144は、位相基準電流Isに基づいて、自端電流Iaおよび他端電流Ibの位相差を算出する。例えば、位相基準電流Isが自端電流Iaに対応している場合には、自端電流Iaに対する他端電流Ib(図中のIiに対応)の位相差を算出する。位相差の算出方式については各種の公知の方式を用いることができるが、例えば、直角2サンプル演算法により、位相差θは以下の式(2)を用いて算出される。
FIG. 8 is a diagram for describing a phase determination method according to the present embodiment. Here, it is assumed that the reference threshold θth is set to 90 °. Referring to FIG. 8, the
Iea×Ieb×cоsθ=Ia(t)×Ib(t)+Ia(t-90°)×Ib(t-90°)・・・(2)
位相弁別部144は、当該算出した位相差が基準閾値θth未満か否かを判定する。例えば、位相弁別部144は、位相基準電流Isに対する他の電流Iiの位相差がθ1である場合には、当該位相差が基準閾値θth未満であると判定する。この場合、位相弁別部144は、自端電流Iaおよび他端電流Ibは同相方向であると判定してもよいし、内部事故が発生している可能性があると判定してもよい。一方、位相弁別部144は、当該位相差がθ2である場合には、当該位相差が基準閾値θth以上であると判定する。この場合、位相弁別部144は、自端電流Iaおよび他端電流Ibは逆相方向であると判定してもよいし、少なくとも内部事故は発生していない(外部事故が発生している可能性がある)と判定してもよい。
Iea × Ieb × cоsθ = Ia (t) × Ib (t) + Ia (t-90 °) × Ib (t-90 °) (2)
The
なお、何らかの原因で一方の背後電源から電流が流れていない場合には、内部事故が発生しても他の電流Iiの実効値が0に(または、極端に小さく)なる。そのため、例外として、他の電流Iiの実効値が極端に小さい場合には基準閾値θth以上であっても(領域Gに対応)、内部事故が発生している可能性があると判定してもよい。 If no current is flowing from one of the power sources for some reason, the effective value of the other current Ii becomes 0 (or extremely small) even if an internal accident occurs. Therefore, as an exception, when the effective value of the other current Ii is extremely small, even if it is equal to or greater than the reference threshold θth (corresponding to the region G), it may be determined that an internal accident may have occurred. Good.
再び、図7を参照して、位相弁別部144は、上記のような判定結果を差動電流算出部160に出力する。
Again referring to FIG. 7,
抑制電流算出部150は、実効値Ieaおよび実効値Iebに基づいて、抑制電流Irを算出する。具体的には、最大値制御方式を用いる場合、抑制電流算出部150は、実効値Ieaおよび実効値Iebを比較して、実効値が大きい方を抑制電流Irとして算出する。また、スカラー抑制方式を用いる場合、抑制電流算出部150は、実効値Ieaおよび実効値Iebのスカラー和を抑制電流Irとして算出するように構成されていてもよい。抑制電流算出部150は、抑制電流Irを事故判定部170に出力する。
The suppression
差動電流算出部160は、位相判定部140の判定結果と、実効値Ieaおよび実効値Iebとに基づいて、差動電流Idを算出する。具体的には、差動電流算出部160は、加算部162と、減算部164と、差動電流選択部166とを含む。
The differential
加算部162は、実効値Ieaと実効値Iebとの加算値Iad(=Iea+Ieb)を差動電流選択部166に出力する。減算部164は、実効値Ieaと実効値Iebとの差分の絶対値である減算値Isb(=|Iea−Ieb|)を差動電流選択部166に出力する。
The
差動電流選択部166は、位相判定部140により位相差が基準閾値θth未満であると判定された場合には、加算値Iadを差動電流として選択(算出)する。差動電流選択部166は、位相判定部140により位相差が基準閾値θth以上であると判定された場合には、減算値Isbを差動電流として選択(算出)する。差動電流選択部166は、選択(算出)した差動電流Idを事故判定部170に出力する。
When the
事故判定部170は、差動電流算出部160により算出(選択)された差動電流Idと、抑制電流Irとに基づいて、事故判定を実行する。具体的には、事故判定部170は、図6に示す特性図に基づいて、抑制電流Irおよび差動電流Idを示す点(Ir,Id)が動作域82に存在する場合に、内部事故が発生したと判定する。この場合、事故判定部170は、出力インターフェイス76を介して、遮断指令を遮断器に出力する。
The
<処理手順>
図9は、本実施の形態に従う保護継電装置10Aの処理手順を示す図である。典型的には、図9に示す各ステップは、保護継電装置10Aの演算処理部70により実行される。以下の各ステップは、予め定められたサンプリング周期ごとに実行される。
<Processing procedure>
FIG. 9 is a diagram showing a processing procedure of the
図9を参照して、保護継電装置10Aは、変流器30Aにより計測された電流のディジタル値である自端電流Iaを取得する(ステップS10)。保護継電装置10Aは、伝送路40を介して、自端電流Iaを保護継電装置10Bに送信する(ステップS12)。保護継電装置10Aは、伝送路40を介して、他端電流Ibを保護継電装置10Bから受信する(ステップS14)。
Referring to FIG. 9,
保護継電装置10Aは、自端電流Iaの実効値Ieaおよび他端電流Ibの実効値Iebを算出する(ステップS16)。保護継電装置10Aは、実効値Ieaおよび実効値Iebに基づいて抑制電流Irを算出する(ステップS18)。保護継電装置10Aは、実効値Ieaおよび実効値Iebに基づいて、位相基準電流Isを設定する(ステップS20)。
The
保護継電装置10Aは、位相基準電流Isに対する他の電流Iiの位相差が基準閾値θth未満であるか否かを判定する(ステップS22)。位相差が基準閾値θth未満である場合には(ステップS22においてYES)、実効値Ieaおよび実効値Iebの加算値Iadを差動電流Idとして算出する(ステップS24)。一方、位相差が基準閾値θth以上である場合には(ステップS22においてNO)、実効値Ieaおよび実効値Iebの減算値Isbを差動電流Idとして算出する(ステップS26)。
The
保護継電装置10Aは、抑制電流Irと差動電流Idとに基づいて、内部事故が発生したか否かを判定する(ステップS28)。内部事故が発生していない場合には(ステップS28においてNO)、保護継電装置10Aは処理を終了する。内部事故が発生した場合には(ステップS28においてYES)、保護継電装置10Aは、遮断指令を遮断器20Aに出力して(ステップS30)、処理を終了する。
The
<利点>
本実施の形態によると、サンプリングタイミングが一致しない状態および伝送遅延時間の影響を受けた場合であっても、精度よく事故判定を実行することができる。また、汎用伝送方式のネットワークを採用する場合であってもサンプリング同期制御を実行しないため、当該制御のために高価な装置を導入したり、複雑な構成を採用する必要がない。そのため、装置の低コスト化を実現できる。
<Advantages>
According to the present embodiment, the accident determination can be performed with high accuracy even when the sampling timing does not match and when it is affected by the transmission delay time. Further, even when a general-purpose transmission network is employed, sampling synchronous control is not executed, so that it is not necessary to introduce an expensive device or employ a complicated configuration for the control. As a result, the cost of the apparatus can be reduced.
また、従来の電流差動保護継電装置について汎用ネットワークが採用されると、伝送遅延時間変動の影響によりサンプリング同期制御を精度よく実行できないことから、図5に示す比率差動特性の見直しが必要となる。具体的には、負荷電流の最大値で発生し得る最大の差動電流(正常時の差動電流)と動作域82とのマージンを多めに確保する必要があるため、直線80の傾きを従来よりも大きく設定して動作感度を下げておく必要がある。
In addition, if a general-purpose network is adopted for a conventional current differential protection relay device, sampling synchronous control cannot be performed accurately due to the effect of transmission delay time fluctuations, so the ratio differential characteristic shown in FIG. 5 needs to be reviewed. It becomes. Specifically, since it is necessary to secure a large margin between the maximum differential current that can be generated at the maximum value of the load current (differential current in a normal state) and the operation region 82, the slope of the
一方、本実施の形態によると、各端子電流の瞬時値ではなく実効値を用いて差動電流を算出しているため、差動電流の大きさについて、サンプリング時刻差Tspおよび伝送遅延時間Tdの影響を受けることはない。そのため、上記比率差動特性を見直す必要はなく、動作感度を下げる必要もない。これにより、汎用ネットワークを採用した場合であってもより精度の高い事故判定を実現できる。 On the other hand, according to the present embodiment, since the differential current is calculated using the effective value instead of the instantaneous value of each terminal current, the sampling time difference Tsp and the transmission delay time Td are calculated for the magnitude of the differential current. It will not be affected. Therefore, it is not necessary to review the ratio differential characteristic, and it is not necessary to lower the operation sensitivity. Thereby, even if it is a case where a general purpose network is employ | adopted, a more accurate accident determination can be implement | achieved.
<その他の実施の形態>
(1)上述した実施の形態では、サンプリング周波数を定格周波数の12倍とし、最大伝送遅延時間を約1.55ms(非特許文献1の第4章)とした場合には、サンプリング時刻差Tspおよび伝送遅延時間Tdは、最大でも電気角60°程度の位相差を発生させる可能性があることについて説明した。そのため、上記条件下においては、基準閾値θthは、概ね90°程度に設定しておけば、各端子電流の向き(同相方向および逆相方向)の判定を誤ることはないことについて説明した。
<Other embodiments>
(1) In the above-described embodiment, when the sampling frequency is 12 times the rated frequency and the maximum transmission delay time is about 1.55 ms (Chapter 4 of Non-Patent Document 1), the sampling time difference Tsp and It has been explained that the transmission delay time Td may cause a phase difference of about 60 ° electrical angle at the maximum. Therefore, it has been explained that, under the above conditions, if the reference threshold value θth is set to about 90 °, the direction of each terminal current (in-phase direction and reverse-phase direction) will not be erroneously determined.
ここで、例えば、サンプリング時刻差および伝送遅延時間が事前に把握できる場合には、これらにより発生し得る各端子電流の位相差を考慮して基準閾値を設定しておけば上記判定をより精度よく実行できると考えられる。この点について、まず、サンプリング時刻差を事前に把握することは困難であるが最大でもサンプリング間隔時間(例えば、30°)である。また、汎用伝送方式のネットワークにおいては、常時、伝送遅延時間が変動するため、完全な把握は困難である。しかし、伝送遅延時間は、変動分と固定分とに分けることができ、この固定分については事前に把握することができる。具体的には、固定的な伝送遅延時間は、IPネットワークを構成するスイッチ等の機器において固定値として生じる伝送遅延時間であるため、当該機器の数および仕様等に基づいて算出することができる。 Here, for example, when the sampling time difference and the transmission delay time can be grasped in advance, the above determination can be made more accurately by setting a reference threshold in consideration of the phase difference of each terminal current that can be generated by these. It is thought that it can be performed. Regarding this point, it is difficult to grasp the sampling time difference in advance, but the sampling interval time (for example, 30 °) is the maximum. Further, in a general-purpose transmission system network, the transmission delay time fluctuates all the time, so that it is difficult to fully grasp. However, the transmission delay time can be divided into a variable part and a fixed part, and the fixed part can be grasped in advance. Specifically, the fixed transmission delay time is a transmission delay time generated as a fixed value in a device such as a switch constituting the IP network, and can be calculated based on the number and specifications of the device.
したがって、保護継電装置10Aにおいて用いられる基準閾値θthは、上り伝送の伝送遅延時間のうち、固定的な伝送遅延時間に対応する位相に基づいて設定される構成であってもよい。具体的には、上り伝送の伝送遅延時間と下り伝送の伝送遅延時間とが同一であると仮定した場合に、系統運用者が各端子電流の位相差の閾値(仮基準閾値)をθt(例えば、90°)に設定したとする。この場合、基準閾値θthは、仮基準閾値θt(90°)に、固定的な伝送遅延時間に対応する位相(例えば、20°)を加算した値(例えば、110°)に設定される。
Therefore, the reference threshold value θth used in the
これによると、位相差を発生させる不確定的な要素がサンプリング時刻差と伝送遅延時間の変動分のみになるため、何らかの原因により伝送遅延時間の変動分が上記条件下よりも増大したとしても、より精度の高い事故判定を実行することができる。 According to this, since the indeterminate element that generates the phase difference is only the sampling time difference and the fluctuation of the transmission delay time, even if the fluctuation of the transmission delay time increases for some reason than the above condition, A more accurate accident determination can be executed.
(2)上述した実施の形態では、保護継電装置10が電力系統の送電線を保護するための電流差動保護継電装置である構成について説明したが、当該構成に限られない。例えば、保護継電装置10は、その他の電力系統の機器を保護するために用いられてもよい。
(2) In the above-described embodiment, the configuration in which the
(3)上述した実施の形態では、2電気所間の送電線を保護するために保護継電装置10を用いる構成について説明したが、当該構成に限られない。例えば、保護継電装置10は、3箇所以上の電気所間を連系する送電線を保護するために用いられてもよい。
(3) In the above-described embodiment, the configuration in which the
(4)上述の実施の形態として例示した構成は、本発明の構成の一例であり、別の公知の技術と組み合わせることも可能であるし、本発明の要旨を逸脱しない範囲で、一部を省略する等、変更して構成することも可能である。また、上述した実施の形態において、その他の実施の形態で説明した処理、構成を適宜採用して実施する場合であってもよい。 (4) The configuration exemplified as the above-described embodiment is an example of the configuration of the present invention, and can be combined with another known technique, and a part thereof does not depart from the gist of the present invention. It is also possible to change and configure such as omitting. In the above-described embodiment, the process and configuration described in the other embodiments may be adopted as appropriate.
今回開示された実施の形態はすべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は、上記した説明ではなく、特許請求の範囲によって示され、特許請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれることが意図される。 The embodiment disclosed this time should be considered as illustrative in all points and not restrictive. The scope of the present invention is defined by the terms of the claims, rather than the description above, and is intended to include any modifications within the scope and meaning equivalent to the terms of the claims.
1A,1B 電気所、3A,3B 母線、5A,5B 背後電源、10A,10B 保護継電装置、20A,20B 遮断器、30A,30B 変流器、40 伝送路、50 補助変成器、60 AD変換部、61 アナログフィルタ、63 サンプルホールド回路、65 マルチプレクサ、67 AD変換器、70 演算処理部、71 バス、72 CPU、73 ROM、75 HMI、76 出力インターフェイス、77 入力インターフェイス、78 通信インターフェイス、110 電流入力部、120 伝送部、130 実効値算出部、140 位相判定部、142 位相基準設定部、144 位相弁別部、150 抑制電流算出部、160 差動電流算出部、162 加算部、164 減算部、166 差動電流選択部、170 事故判定部、1000 保護継電システム、TL 送電線。 1A, 1B Electric Power Station, 3A, 3B Busbar, 5A, 5B Rear Power Supply, 10A, 10B Protection Relay, 20A, 20B Breaker, 30A, 30B Current Transformer, 40 Transmission Line, 50 Auxiliary Transformer, 60 AD Conversion Unit, 61 analog filter, 63 sample hold circuit, 65 multiplexer, 67 AD converter, 70 arithmetic processing unit, 71 bus, 72 CPU, 73 ROM, 75 HMI, 76 output interface, 77 input interface, 78 communication interface, 110 current Input unit, 120 transmission unit, 130 effective value calculation unit, 140 phase determination unit, 142 phase reference setting unit, 144 phase discrimination unit, 150 suppression current calculation unit, 160 differential current calculation unit, 162 addition unit, 164 subtraction unit, 166 Differential current selection unit, 170 Accident determination unit, 100 Protective relay system, TL transmission line.
Claims (5)
前記電力系統の被保護区間の自端側の第1電流の入力を受け付ける電流入力部と、
伝送路を介して他の電流差動保護継電装置とデータ通信を実行する伝送部とを備え、
前記伝送部は、前記被保護区間の他端側の第2電流のデータを前記他の電流差動保護継電装置から受信し、
前記第1電流の実効値と、前記第2電流の実効値とを算出する実効値算出部と、
前記第1電流と前記第2電流との位相差が基準閾値未満か否かを判定する位相判定部と、
前記第1電流の実効値および前記第2電流の実効値に基づいて、抑制電流を算出する抑制電流算出部と、
前記位相判定部の判定結果と、前記第1電流の実効値および前記第2電流の実効値とに基づいて、差動電流を算出する差動電流算出部とをさらに備え、
前記差動電流算出部は、
前記位相差が前記基準閾値未満である場合には、前記第1電流の実効値と前記第2電流の実効値との加算値を差動電流として算出し、
前記位相差が前記基準閾値以上である場合には、前記第1電流の実効値と前記第2電流の実効値との減算値を差動電流として算出し、
前記差動電流算出部により算出された差動電流と、前記抑制電流とに基づいて、事故判定を実行する事故判定部をさらに備える、電流差動保護継電装置。 A current differential protection relay device for protecting a power system,
A current input unit for receiving an input of the first current on the end side of the protected section of the power system;
A transmission unit that performs data communication with another current differential protection relay device via a transmission line;
The transmission unit receives data of the second current on the other end side of the protected section from the other current differential protection relay device,
An effective value calculator for calculating an effective value of the first current and an effective value of the second current;
A phase determination unit that determines whether or not a phase difference between the first current and the second current is less than a reference threshold;
A suppression current calculator that calculates a suppression current based on the effective value of the first current and the effective value of the second current;
A differential current calculation unit that calculates a differential current based on a determination result of the phase determination unit and an effective value of the first current and an effective value of the second current;
The differential current calculator is
When the phase difference is less than the reference threshold, the sum of the effective value of the first current and the effective value of the second current is calculated as a differential current,
When the phase difference is equal to or greater than the reference threshold, a subtraction value between the effective value of the first current and the effective value of the second current is calculated as a differential current,
A current differential protection relay device further comprising an accident determination unit that performs an accident determination based on the differential current calculated by the differential current calculation unit and the suppression current.
The reference threshold is assumed that the transmission delay time of the first transmission is the same as the transmission delay time of the second transmission from the current differential protection relay device to the other current differential protection relay device. 5. The current differential protection relay device according to claim 4, wherein the current differential protection relay device is a value obtained by adding a phase corresponding to the fixed transmission delay time to a temporary threshold value of the phase difference that is set in the case of.
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