JP2014176182A - Disconnection position estimation device and disconnection position estimation method - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、配電線の断線位置を推定する断線位置推定装置、および、断線位置推定方法に関する。 The present invention relates to a disconnection position estimation device and a disconnection position estimation method for estimating a disconnection position of a distribution line.
配電網における配電線の断線を検出する断線検出装置が開発されている。例えば、配電線の各相の電圧を検出して断線を検出する方法がある（特許文献１参照）。しかし、この場合、電圧の検出点より上流側（電源側）の断線しか検出することができない。下流側（負荷側）の断線を検出するのは困難である。また、配電線上のどの区間で断線したかを判定することはできるが、配電線の断線位置を推定することはできない。 A disconnection detection device for detecting disconnection of a distribution line in a distribution network has been developed. For example, there is a method of detecting disconnection by detecting the voltage of each phase of the distribution line (see Patent Document 1). However, in this case, only the disconnection upstream of the voltage detection point (power supply side) can be detected. It is difficult to detect a disconnection on the downstream side (load side). Moreover, although it can be determined in which section on the distribution line it is disconnected, the disconnection position of the distribution line cannot be estimated.
下流側（負荷側）の故障を検出する方法として、送電線の故障を検出する距離継電器が知られている（例えば、特許文献２参照）。距離継電器は、送電線の電圧と電流とを検出して、送電線の故障点までの距離に対応するインピーダンス値を演算し、インピーダンス値があらかじめ設定されたインピーダンス範囲内にある場合に、送電線上の監視区間内で事故が発生したと判断する。 As a method of detecting a failure on the downstream side (load side), a distance relay that detects a failure in a transmission line is known (for example, see Patent Document 2). The distance relay detects the voltage and current of the transmission line, calculates the impedance value corresponding to the distance to the failure point of the transmission line, and if the impedance value is within the preset impedance range, It is determined that an accident occurred within the monitoring section.
距離継電器は、公称されている送電線の距離当たりのインピーダンス値を利用して、演算されたインピーダンス値から故障点までの距離を推測し、故障点が監視区間内にある場合に作動する。負荷変動による送電線でのインピーダンス値の変化の影響は小さいので、負荷変動によって誤作動してしまうことはない。しかし、配電線での負荷変動によるインピーダンス値の変化の影響は大きいので、配電線に距離継電器を用いた場合には誤作動してしまう場合がある。つまり、負荷変動によるインピーダンス値の変化を、配電線の断線によるインピーダンス値の変化と判断して、作動してしまう場合がある。 The distance relay estimates the distance from the calculated impedance value to the failure point using the nominal impedance value per transmission line distance, and operates when the failure point is within the monitoring section. Since the influence of the change in the impedance value in the transmission line due to the load fluctuation is small, the malfunction does not occur due to the load fluctuation. However, since the influence of the change in the impedance value due to the load fluctuation in the distribution line is great, there may be a case where a malfunction occurs when a distance relay is used for the distribution line. That is, the change in the impedance value due to the load variation may be determined as the change in the impedance value due to the disconnection of the distribution line, and the operation may be performed.
本発明は上記した事情のもとで考え出されたものであって、配電線の断線位置を推定することができる断線位置推定装置を提供することをその目的としている。 The present invention has been conceived under the circumstances described above, and an object thereof is to provide a disconnection position estimation device capable of estimating a disconnection position of a distribution line.
上記課題を解決するため、本発明では、次の技術的手段を講じている。 In order to solve the above problems, the present invention takes the following technical means.
本発明の第１の側面によって提供される断線位置推定装置は、配電線の断線位置を推定する断線位置推定装置であって、前記配電線が断線したことを判断する断線判断手段と、前記配電線に配置された電気信号検出器が検出した電気信号に基づいて、前記配電線の前記電気信号検出器が配置された位置より下流側のインピーダンス値を検出するインピーダンス検出手段と、前記断線判断手段によって断線したと判断される前に前記インピーダンス検出手段によって検出された断線前インピーダンス値と、前記断線判断手段によって断線したと判断された後に前記インピーダンス検出手段によって検出された断線後インピーダンス値とに基づいて、前記配電線の断線位置を推定する推定手段とを備えていることを特徴とする。 The disconnection position estimation device provided by the first aspect of the present invention is a disconnection position estimation device for estimating a disconnection position of a distribution line, and includes a disconnection determination unit that determines that the distribution line is disconnected, Impedance detecting means for detecting an impedance value downstream of the position where the electric signal detector of the distribution line is arranged based on the electric signal detected by the electric signal detector arranged on the electric wire, and the disconnection judging means Based on the impedance value before disconnection detected by the impedance detection means before it is determined by the impedance detection means and the impedance value after disconnection detected by the impedance detection means after it is determined that the disconnection determination means has disconnected. And an estimation means for estimating the disconnection position of the distribution line.
本発明の好ましい実施の形態においては、前記推定手段は、前記断線前インピーダンス値と前記断線後インピーダンス値との差であるインピーダンス値の変化量ΔＺと、前記電気信号検出器が配置された位置より下流側の配電線の長さＬとから、下記式により、前記電気信号検出器が配置された位置から断線位置までの長さΔＬを算出する。
本発明の好ましい実施の形態においては、前記推定手段は、インピーダンス値のリアクタンス成分に基づいて、前記配電線の断線位置を推定する。 In a preferred embodiment of the present invention, the estimation means estimates a disconnection position of the distribution line based on a reactance component of an impedance value.
本発明の好ましい実施の形態においては、前記断線判断手段は、前記インピーダンス検出手段によって検出されたリアクタンス成分に基づいて、前記配電線が断線したか否かを判断する。 In a preferred embodiment of the present invention, the disconnection determining means determines whether or not the distribution line is disconnected based on a reactance component detected by the impedance detection means.
本発明の好ましい実施の形態においては、前記インピーダンス検出手段は、三相の配電線のリアクタンス成分および抵抗成分をそれぞれ検出し、前記断線判断手段は、前記インピーダンス検出手段によって検出された３つのリアクタンス成分がそれぞれ変化したか否かを判別する判別手段と、前記判別手段によってすべてが変化したと判別された場合に、前記インピーダンス検出手段によって検出された３つの抵抗成分のうち最も変化した抵抗成分が検出された相を、配電線が断線した相として検出する断線相検出手段とを備え、前記推定手段は、前記断線相検出手段によって検出された断線した相の、配電線のリアクタンス成分に基づいて、当該配電線の断線位置を推定する。 In a preferred embodiment of the present invention, the impedance detection means detects a reactance component and a resistance component of a three-phase distribution line, and the disconnection judgment means has three reactance components detected by the impedance detection means. Determining means for determining whether or not each of them has changed, and when the determining means determines that all have changed, the most changed resistance component of the three resistance components detected by the impedance detecting means is detected. A phase detection unit that detects the phase that has been disconnected as a phase in which the distribution line is disconnected, and the estimation unit is based on the reactance component of the distribution line of the disconnected phase detected by the disconnection phase detection unit, Estimate the disconnection position of the distribution line.
本発明の好ましい実施の形態においては、前記断線判断手段は、前記インピーダンス検出手段によって検出されたリアクタンス成分の微分値を算出する微分値算出手段と、前記算出された微分値が正の値である状態が所定時間以上継続した後に負の値になった場合に、前記配電線が断線したと判断する判断手段とを備えている。 In a preferred embodiment of the present invention, the disconnection determining means includes a differential value calculating means for calculating a differential value of a reactance component detected by the impedance detecting means, and the calculated differential value is a positive value. And determining means for determining that the distribution line is disconnected when the state becomes a negative value after continuing for a predetermined time or more.
本発明の好ましい実施の形態においては、三相の配電線の無効電力および有効電力をそれぞれ検出する電力検出手段をさらに備え、前記断線判断手段は、前記電力検出手段によって検出された３つの無効電力がそれぞれ変化したか否かを判別する判別手段と、前記判別手段によってすべてが変化したと判別された場合に、前記電力検出手段によって検出された３つの有効電力のうち最も変化した有効電力が検出された相を、配電線が断線した相として検出する断線相検出手段とを備え、前記推定手段は、前記断線相検出手段によって検出された断線した相の、配電線のリアクタンス成分に基づいて、当該配電線の断線位置を推定する。 In a preferred embodiment of the present invention, the apparatus further comprises power detection means for detecting reactive power and active power of a three-phase distribution line, and the disconnection judgment means includes three reactive powers detected by the power detection means. Determining means for determining whether or not each has changed, and when the determining means determines that all have changed, the most active active power detected among the three active powers detected by the power detecting means is detected. A phase detection unit that detects the phase that has been disconnected as a phase in which the distribution line is disconnected, and the estimation unit is based on the reactance component of the distribution line of the disconnected phase detected by the disconnection phase detection unit, Estimate the disconnection position of the distribution line.
本発明の第２の側面によって提供される断線位置推定方法は、配電線の断線位置を推定する断線位置推定方法であって、前記配電線に配置された電気信号検出器が電気信号を検出する工程と、検出された電気信号に基づいて、前記配電線の前記電気信号検出器が配置された位置より下流側のインピーダンス値を検出する工程と、検出されたインピーダンス値を記録する工程と、検出されたインピーダンス値に基づいて、前記配電線が断線したか否かを判断する工程と、前記配電線が断線したと判断された場合に、当該判断の前に記録された断線前インピーダンス値と、当該判断の後に検出された断線後インピーダンス値とに基づいて、前記配電線の断線位置を推定する工程とを備えていることを特徴とする。 The disconnection position estimation method provided by the second aspect of the present invention is a disconnection position estimation method for estimating a disconnection position of a distribution line, and an electrical signal detector disposed on the distribution line detects an electrical signal. A step of detecting an impedance value downstream of the position where the electric signal detector of the distribution line is arranged based on the detected electric signal, a step of recording the detected impedance value, and a detection A step of determining whether or not the distribution line is disconnected based on the impedance value, and when it is determined that the distribution line is disconnected, an impedance value before disconnection recorded before the determination; And a step of estimating a disconnection position of the distribution line based on an impedance value after disconnection detected after the determination.
本発明によると、断線判断手段によって断線が判断された場合に、当該判断前に検出された断線前インピーダンス値と、当該判断後に検出された断線後インピーダンス値とに基づいて、配電線の断線位置が推定される。したがって、負荷変動による影響を受けることなく、配電線において、断線位置を推定することができる。 According to the present invention, when the disconnection is determined by the disconnection determination means, the disconnection position of the distribution line based on the pre-disconnection impedance value detected before the determination and the post-disconnection impedance value detected after the determination. Is estimated. Therefore, the disconnection position can be estimated in the distribution line without being affected by the load fluctuation.
本発明のその他の特徴および利点は、添付図面を参照して以下に行う詳細な説明によって、より明らかとなろう。 Other features and advantages of the present invention will become more apparent from the detailed description given below with reference to the accompanying drawings.
以下、本発明の実施の形態を、図面を参照して具体的に説明する。 Embodiments of the present invention will be specifically described below with reference to the drawings.
図１は、第１実施形態に係る断線位置推定装置を説明するための図であり、三相の配電線モデルに配置した状態を示している。 FIG. 1 is a diagram for explaining the disconnection position estimation apparatus according to the first embodiment, and shows a state in which it is arranged in a three-phase distribution line model.
断線位置推定装置Ａ１は、配電線の下流側の断線位置を推定するものである。本実施形態では、断線位置推定装置Ａ１が、ａ相の配電線ａ、ｂ相の配電線ｂおよびc相の配電線cからなる三相の配電線の断線位置を推定する場合について説明する。 The disconnection position estimation device A1 estimates the disconnection position on the downstream side of the distribution line. This embodiment demonstrates the case where the disconnection position estimation apparatus A1 estimates the disconnection position of the three-phase distribution line which consists of the a-phase distribution line a, the b-phase distribution line b, and the c-phase distribution line c.
配電線ａと配電線ｂとの間には需要家Ｒ１１および需要家Ｒ２１が接続され、配電線ｂと配電線ｃとの間には需要家Ｒ１２および需要家Ｒ２２が接続され、配電線ｃと配電線aとの間には需要家Ｒ１３および需要家Ｒ２３が接続されている。配電線ａには計器用変流器ＣＴ１が配置されており、配電線ｂには計器用変流器ＣＴ２が配置されており、配電線ｃには計器用変流器ＣＴ３が配置されている。計器用変流器ＣＴ１、ＣＴ２，ＣＴ３は、それぞれ配置された配電線を流れる電流を検出するものである。計器用変流器ＣＴ１、ＣＴ２，ＣＴ３によってそれぞれ検出された電流信号ｉa，ｉb,ｉcは、断線位置推定装置Ａ１に入力される。なお、計器用変流器ＣＴ１、ＣＴ２，ＣＴ３に代えて、他の電流検出装置（例えば、光電流測定など）を用いてもよい。また、配電線ａと配電線ｂとの間には計器用変圧器ＰＴ１が配置されており、配電線ｂと配電線ｃとの間には計器用変圧器ＰＴ２が配置されており、配電線ｃと配電線ａとの間には計器用変圧器ＰＴ３が配置されている。計器用変圧器ＰＴ１、ＰＴ２，ＰＴ３は、それぞれ配電線間の線間電圧を検出するものである。計器用変圧器ＰＴ１、ＰＴ２，ＰＴ３によってそれぞれ検出された電圧信号ｖab，ｖbc,ｖcaは、断線位置推定装置Ａ１に入力される。なお、計器用変圧器ＰＴ１、ＰＴ２，ＰＴ３に代えて、他の電圧検出装置（例えば、コンデンサ分圧など）を用いてもよい。計器用変流器ＣＴ１、ＣＴ２，ＣＴ３および計器用変圧器ＰＴ１、ＰＴ２，ＰＴ３の下流側には、遮断器ＣＢ１，ＣＢ２，ＣＢ３が設けられている。遮断器ＣＢ１，ＣＢ２，ＣＢ３は、断線位置推定装置Ａ１から入力される遮断指令に応じて、それぞれ配電線ａ，ｂ，ｃを流れる電流を遮断する。 A customer R11 and a customer R21 are connected between the distribution line a and the distribution line b, a customer R12 and a customer R22 are connected between the distribution line b and the distribution line c, and the distribution line c and A consumer R13 and a consumer R23 are connected to the distribution line a. An instrumental current transformer CT1 is disposed on the distribution line a, an instrumental current transformer CT2 is disposed on the distribution line b, and an instrumental current transformer CT3 is disposed on the distribution line c. . The instrument current transformers CT1, CT2, and CT3 detect currents flowing through the respective distribution lines. The current signals i a , i b, and ic detected by the instrument current transformers CT1, CT2, and CT3 are input to the disconnection position estimation device A1. Note that other current detection devices (for example, photocurrent measurement) may be used in place of the current transformers CT1, CT2, and CT3. An instrument transformer PT1 is arranged between the distribution line a and the distribution line b, and an instrument transformer PT2 is arranged between the distribution line b and the distribution line c. An instrument transformer PT3 is disposed between c and the distribution line a. The instrument transformers PT1, PT2, PT3 each detect a line voltage between distribution lines. The voltage signals v ab , v bc, and v ca detected by the instrument transformers PT1, PT2, and PT3 are input to the disconnection position estimation device A1. Instead of the instrument transformers PT1, PT2, PT3, other voltage detection devices (for example, capacitor partial pressure) may be used. Circuit breakers CB1, CB2, CB3 are provided downstream of the instrument current transformers CT1, CT2, CT3 and the instrument transformers PT1, PT2, PT3. The circuit breakers CB1, CB2, and CB3 interrupt the currents flowing through the distribution lines a, b, and c, respectively, in response to the interruption command input from the disconnection position estimation device A1.
図１においては、配電線ａが需要家Ｒ１１と需要家Ｒ２１との間で断線することを、スイッチＳＷ１が開放することとして模式的に表している。また、配電線ａと配電線ｂとの間に接続された需要家Ｒ２１の負荷変動を、需要家Ｒ２１が電力を使用している状態（スイッチＳＷ２が閉路）から、電力を使用しない状態（スイッチＳＷ２が開放）に変化するとして、模式的に表している。 In FIG. 1, the disconnection of the distribution line a between the customer R11 and the customer R21 is schematically represented as the switch SW1 being opened. Further, the load fluctuation of the customer R21 connected between the distribution line a and the distribution line b is changed from the state where the customer R21 is using power (the switch SW2 is closed) to the state where the power is not used (switch It is schematically shown that SW2 changes to open.
断線位置推定装置Ａ１は、計器用変流器ＣＴ１、ＣＴ２，ＣＴ３からそれぞれ入力される電流信号ｉa，ｉb,ｉc、および、計器用変圧器ＰＴ１、ＰＴ２，ＰＴ３からそれぞれ入力される電圧信号ｖab，ｖbc,ｖcaに基づいて断線を検出し、通常時は閉路されている遮断器ＣＢ１，ＣＢ２，ＣＢ３を開放させるための遮断指令を出力する。そして、断線した位置を推定して報知する。断線位置推定装置Ａ１は、演算部１、断線判断部２、遮断指令部３、報知部４、および、断線位置推定部５を備えている。 Disconnection position estimation device A1 is the current transformer CT1, CT2, the current signal is input from each CT3 i a, i b, i c, and instrument transformer PT1, PT2, voltages input from each PT3 Disconnection is detected based on the signals v ab , v bc, and v ca, and a disconnection command for opening the circuit breakers CB1, CB2, and CB3 that are normally closed is output. Then, the disconnected position is estimated and notified. The disconnection position estimation device A1 includes a calculation unit 1, a disconnection determination unit 2, a cutoff command unit 3, a notification unit 4, and a disconnection position estimation unit 5.
演算部１は、入力される電圧信号および電流信号に基づいて、インピーダンス値と有効電力値、無効電力値を演算するものである。演算部１は、相ごとにこれらの値を演算するために、ａ相の配電線ａの各値を演算するａ相演算部１１、ｂ相の配電線ｂの各値を演算するｂ相演算部１２、および、ｃ相の配電線ｃの各値を演算するｃ相演算部１３を備えている。 The calculation unit 1 calculates an impedance value, an active power value, and a reactive power value based on the input voltage signal and current signal. In order to calculate these values for each phase, the calculation unit 1 calculates an a-phase calculation unit 11 that calculates each value of the a-phase distribution line a, and a b-phase calculation that calculates each value of the b-phase distribution line b. And a c-phase calculation unit 13 for calculating each value of the c-phase distribution line c.
図２は、ａ相演算部１１の構成を説明するための機能ブロック図である。なお、ｂ相演算部１２およびｃ相演算部１３の構成もａ相演算部１１の構成と同様なので、説明を省略する。 FIG. 2 is a functional block diagram for explaining the configuration of the a-phase calculation unit 11. Note that the configurations of the b-phase calculation unit 12 and the c-phase calculation unit 13 are the same as the configuration of the a-phase calculation unit 11, and thus the description thereof is omitted.
ａ相演算部１１は、計器用変流器ＣＴ１が検出した電流信号ｉaおよび計器用変圧器ＰＴ１が検出した電圧信号ｖabを入力され、配電線ａの計器用変流器ＣＴ１および計器用変圧器ＰＴ１の配置位置（以下では、「検出位置」とする。）より下流側のインピーダンス値（抵抗成分Ｒａおよびリアクタンス成分Ｘａ）、配電線ａによって供給される有効電力値Ｐａおよび無効電力値Ｑａを演算して、断線判断部２に出力する。また、リアクタンス成分Ｘａは、断線位置推定部５にも出力される。ａ相演算部１１は、Ａ／Ｄ変換部１１１，１１２、フィルタ部１１３，１１４、インピーダンス演算部１１５、および電力演算部１１６を備えている。 a phase calculation unit 11 is input a voltage signal v ab current signals i a and the potential transformer PT1 current transformer CT1 detects detects, current transformer for CT1 and instrument meter distribution lines a Impedance values (resistance component Ra and reactance component Xa) downstream from the arrangement position of transformer PT1 (hereinafter referred to as “detection position”), active power value Pa and reactive power value Qa supplied by distribution line a Is output to the disconnection determination unit 2. The reactance component Xa is also output to the disconnection position estimation unit 5. The a-phase calculation unit 11 includes A / D conversion units 111 and 112, filter units 113 and 114, an impedance calculation unit 115, and a power calculation unit 116.
Ａ／Ｄ変換部１１１は、計器用変圧器ＰＴ１より入力されるアナログ信号である電圧信号ｖabをデジタル信号に変換する。すなわち、電圧信号ｖabを所定のタイミングでサンプリングして、デジタル電圧信号に変換する。Ａ／Ｄ変換部１１２は、計器用変流器ＣＴ１より入力されるアナログ信号である電流信号ｉaをデジタル信号に変換する。すなわち、電流信号ｉaを所定のタイミングでサンプリングして、デジタル電流信号に変換する。 The A / D converter 111 converts the voltage signal v ab that is an analog signal input from the instrument transformer PT1 into a digital signal. That is, the voltage signal v ab is sampled at a predetermined timing and converted into a digital voltage signal. A / D converter 112 converts the current signal i a is an analog signal input from the current transformer CT1 to a digital signal. That is, the current signal ia is sampled at a predetermined timing and converted into a digital current signal.
フィルタ部１１３は、ローパスフィルタであり、Ａ／Ｄ変換部１１１より入力されるデジタル電圧信号から高調波成分を除去して、インピーダンス演算部１１５および電力演算部１１６に出力する。フィルタ部１１４は、ローパスフィルタであり、Ａ／Ｄ変換部１１２より入力されるデジタル電流信号から高調波成分を除去して、インピーダンス演算部１１５および電力演算部１１６に出力する。本実施形態では、フィルタ部１１３，１１４をデジタルフィルタとして、Ａ／Ｄ変換後のデジタル信号にフィルタリングを行っているが、これに限られない。フィルタ部１１３，１１４に代えて、または、これに加えて、Ａ／Ｄ変換部１１１，１１２の前段にアナログフィルタを設けるようにしてもよい。 The filter unit 113 is a low-pass filter, removes harmonic components from the digital voltage signal input from the A / D conversion unit 111, and outputs the harmonic component to the impedance calculation unit 115 and the power calculation unit 116. The filter unit 114 is a low-pass filter, removes harmonic components from the digital current signal input from the A / D conversion unit 112, and outputs the harmonic component to the impedance calculation unit 115 and the power calculation unit 116. In this embodiment, the filter units 113 and 114 are used as digital filters to perform filtering on the digital signal after A / D conversion, but the present invention is not limited to this. Instead of or in addition to the filter units 113 and 114, an analog filter may be provided before the A / D conversion units 111 and 112.
インピーダンス演算部１１５は、フィルタ部１１３より入力されるデジタル電圧信号と、フィルタ部１１４より入力されるデジタル電流信号とから、インピーダンス値（抵抗成分Ｒａおよびリアクタンス成分Ｘａ）を算出して、断線判断部２および断線位置推定部５に出力する。本実施形態では、デジタル電圧信号とデジタル電流信号とから、ａ相とｂ相の線間電圧の電圧実効値Ｖab、ａ相の相電流の電流実効値Ｉa、および、線間電圧と相電流の位相差φを演算し、これらの演算結果から抵抗成分Ｒａおよびリアクタンス成分Ｘａを演算している。なお、インピーダンス値の演算方法はこれに限られず、微分方程式や積分方程式を用いて演算するようにしてもよい。 The impedance calculation unit 115 calculates an impedance value (resistance component Ra and reactance component Xa) from the digital voltage signal input from the filter unit 113 and the digital current signal input from the filter unit 114, and the disconnection determination unit 2 and the disconnection position estimation unit 5. In this embodiment, from the digital voltage signal and the digital current signal, the effective voltage value V ab of the a-phase and b-phase line voltages, the effective current value I a of the a-phase phase current, and the line voltage and phase The current phase difference φ is calculated, and the resistance component Ra and the reactance component Xa are calculated from these calculation results. The method of calculating the impedance value is not limited to this, and the impedance value may be calculated using a differential equation or an integral equation.
電力演算部１１６は、フィルタ部１１３より入力されるデジタル電圧信号と、フィルタ部１１４より入力されるデジタル電流信号とから、有効電力値Ｐａおよび無効電力値Ｑａを演算して、断線判断部２に出力する。本実施形態では、インピーダンス演算部１１５と同様に、電圧実効値Ｖab、電流実効値Ｉa、および位相差φを演算して、これらの演算結果から有効電力値Ｐａおよび無効電力値Ｑａを演算している。なお、インピーダンス演算部１１５が算出した電圧実効値Ｖab、電流実効値Ｉa、および位相差φを用いて演算するようにしてもよいし、瞬時値であるデジタル電圧信号とデジタル電流信号とから演算するようにしてもよい。 The power calculation unit 116 calculates the active power value Pa and the reactive power value Qa from the digital voltage signal input from the filter unit 113 and the digital current signal input from the filter unit 114 to the disconnection determination unit 2. Output. In this embodiment, similar to the impedance calculation unit 115, the voltage effective value V ab , the current effective value I a , and the phase difference φ are calculated, and the active power value Pa and the reactive power value Qa are calculated from these calculation results. doing. Note that the calculation may be performed using the effective voltage value V ab , the effective current value I a , and the phase difference φ calculated by the impedance calculation unit 115, or from the digital voltage signal and the digital current signal that are instantaneous values. You may make it calculate.
図１に戻って、断線判断部２は、断線の発生を判断し、断線した配電線の特定を行うものであり、例えばマイクロコンピュータなどによって実現されている。断線判断部２は、ａ相演算部１１より入力される抵抗成分Ｒａ、リアクタンス成分Ｘａ、有効電力値Ｐａ、および無効電力値Ｑａと、ｂ相演算部１２より入力される抵抗成分Ｒｂ、リアクタンス成分Ｘｂ、有効電力値Ｐｂ、および無効電力値Ｑｂと、ｃ相演算部１３より入力される抵抗成分Ｒｃ、リアクタンス成分Ｘｃ、有効電力値Ｐｃ、および無効電力値Ｑｃとに基づいて判断を行う。断線判断部２は、断線発生時のインピーダンスの特徴的な変化を捉えて、断線の発生を判断する。断線判断部２は、断線が発生したと判断した場合、断線が発生したこと、および、断線が発生した配電線の情報（以下では、まとめて「断線情報」とする場合がある。）を、遮断指令部３、報知部４、および、断線位置推定部５に出力する。 Returning to FIG. 1, the disconnection determination unit 2 determines the occurrence of disconnection and identifies the disconnected distribution line, and is realized by, for example, a microcomputer. The disconnection determination unit 2 includes a resistance component Ra, a reactance component Xa, an active power value Pa, and a reactive power value Qa input from the a-phase calculation unit 11, and a resistance component Rb and a reactance component input from the b-phase calculation unit 12. A determination is made based on Xb, active power value Pb, and reactive power value Qb, and resistance component Rc, reactance component Xc, active power value Pc, and reactive power value Qc input from c-phase calculation unit 13. The disconnection determination unit 2 determines the occurrence of disconnection by capturing a characteristic change in impedance when the disconnection occurs. When it is determined that the disconnection has occurred, the disconnection determination unit 2 indicates that the disconnection has occurred, and information on the distribution line in which the disconnection has occurred (hereinafter, may be collectively referred to as “disconnection information”). It outputs to the interruption | blocking command part 3, the alerting | reporting part 4, and the disconnection position estimation part 5. FIG.
三相の配電線ａ，ｂ，ｃにおいて断線が発生した場合、三相のインピーダンスのリアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃがいずれも大きく変化することが、発明者らの実験により判っている。一方、配電線ａ，ｂ，ｃの線間に接続された需要家Ｒ１１〜Ｒ２３のいずれかの負荷が大きく変動した場合、負荷が変動した需要家が接続している二相の配電線に対応するリアクタンス成分は大きく変化するが、もう一相の配電線に対応するリアクタンス成分はあまり変化しないことが判っている。 It has been found through experiments by the inventors that when a disconnection occurs in the three-phase distribution lines a, b, and c, the reactance components Xa, Xb, and Xc of the three-phase impedance all change greatly. On the other hand, when the load of any of the customers R11 to R23 connected between the distribution lines a, b, and c greatly fluctuates, it corresponds to the two-phase distribution line connected by the customer whose load has fluctuated It is known that the reactance component to be changed greatly, but the reactance component corresponding to the other phase distribution line does not change so much.
図１に示す三相の配電線モデルにおいて、スイッチＳＷ１を開放することで配電線ａの断線を模擬し、スイッチＳＷ２を開放することで配電線ａと配電線ｂとの間に接続された需要家Ｒ２１の負荷変動を模擬して、シミュレーションを行った。図３（ａ）、（ｂ）に示す波形は、当該シミュレーションにおいて演算部１で演算されたリアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃの時系列変化を示している。同図（ａ）は断線発生時の波形であり、同図（ｂ）は負荷変動時の波形である。各リアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃがいずれも３０Ωで安定している状態で、０．０５ｓのときに、スイッチＳＷ１またはＳＷ２を開放している。 In the three-phase distribution line model shown in FIG. 1, the demand connected between the distribution line a and the distribution line b by opening the switch SW1 and simulating the disconnection of the distribution line a, and opening the switch SW2. A simulation was performed by simulating the load fluctuation of the house R21. The waveforms shown in FIGS. 3A and 3B show time-series changes in the reactance components Xa, Xb, and Xc calculated by the calculation unit 1 in the simulation. FIG. 4A shows a waveform when a disconnection occurs, and FIG. 4B shows a waveform when the load fluctuates. Each reactance component Xa, Xb, Xc is stable at 30Ω and the switch SW1 or SW2 is opened at 0.05 s.
同図（ａ）に示すように、スイッチＳＷ１が開放される（すなわち、配電線ａで断線が発生する）と、リアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃがすべて大きく変化している。一方、同図（ｂ）に示すように、スイッチＳＷ２が開放される（すなわち、配電線ａと配電線ｂとの間に接続された需要家Ｒ２１の負荷変動が発生する）と、リアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂは大きく変化しているが、リアクタンス成分Ｘｃはあまり変化していない。 As shown in FIG. 5A, when the switch SW1 is opened (that is, disconnection occurs in the distribution line a), all of the reactance components Xa, Xb, and Xc change greatly. On the other hand, as shown in FIG. 5B, when the switch SW2 is opened (that is, the load fluctuation of the customer R21 connected between the distribution line a and the distribution line b occurs), the reactance component Xa. , Xb change greatly, but the reactance component Xc does not change much.
したがって、リアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃの変化をみることで、負荷変動による変化を除外して、断線発生時のインピーダンスの特徴的な変化を捉えることができる。なお、本実施形態での断線判断は１０ミリ秒（０．０１秒）ごとに行っており、この短い時間で２つ以上の需要家で同時に負荷の変動が生じることはほぼありえないので、いずれか１つの需要家での負荷変動を想定している。 Therefore, by looking at changes in the reactance components Xa, Xb, and Xc, it is possible to exclude changes due to load fluctuations and capture characteristic changes in impedance when disconnection occurs. Note that the disconnection determination in this embodiment is performed every 10 milliseconds (0.01 seconds), and it is almost impossible for two or more customers to simultaneously change the load in this short time. The load fluctuation at one customer is assumed.
断線判断部２は、リアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃがいずれも変化した場合にのみ、断線が発生したと判断する。本実施形態では、前回の断線判断のタイミングで取得したリアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃとの差をそれぞれ算出し、当該差の絶対値が所定の閾値以上の場合に変化したと判別する。例えば、１０ミリ秒ごとに断線判断を行い、リアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃが前回より２Ω以上増減した場合に当該リアクタンス成分は変化したと判別する。 The disconnection determination unit 2 determines that a disconnection has occurred only when all of the reactance components Xa, Xb, and Xc have changed. In the present embodiment, differences from reactance components Xa, Xb, and Xc acquired at the previous disconnection determination timing are calculated, and it is determined that the difference has changed when the absolute value of the difference is equal to or greater than a predetermined threshold. For example, a disconnection determination is performed every 10 milliseconds, and when the reactance components Xa, Xb, and Xc increase or decrease by 2Ω or more from the previous time, it is determined that the reactance component has changed.
図３（ａ）においては、０．０６ｓのタイミング時に、リアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃがいずれも２Ω以上増減しているので、断線が発生したと判断される。一方、図３（ｂ）においては、０．０６ｓのタイミング時にリアクタンス成分Ｘａが２Ω以上増加しているが、リアクタンス成分Ｘｂ，Ｘｃの増減は２Ω未満であり、０．０７ｓのタイミング時にリアクタンス成分Ｘａ, Ｘｂが２Ω以上増減しているが、リアクタンス成分Ｘｃの増減は２Ω未満なので、断線が発生したと判断されない。 In FIG. 3A, since the reactance components Xa, Xb, and Xc all increase or decrease by 2Ω or more at the timing of 0.06 s, it is determined that a disconnection has occurred. On the other hand, in FIG. 3B, the reactance component Xa increases by 2Ω or more at the timing of 0.06 s, but the increase / decrease of the reactance components Xb and Xc is less than 2Ω, and the reactance component Xa at the timing of 0.07 s. , Xb increases or decreases by 2Ω or more, but since the increase or decrease of the reactance component Xc is less than 2Ω, it is not determined that a disconnection has occurred.
なお、本実施形態では、１０ミリ秒ごとに断線判断を行うようにしているが、断線判断のタイミングはこれに限られない。また、変化したか否かを判別するための増減の閾値も２Ωに限定されない。より繊細な変化を検出するのであれば、断線判断のタイミングの間隔を短くして、閾値をより小さい値にすればよいし、より大きな変化を検出するのであれば、断線判断のタイミングの間隔を長くして、閾値をより大きい値にすればよい。また、リアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃがいずれも変化したとの判別が複数回継続した場合にのみ断線が発生したと判断するようにしてもよいし、リアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃがいずれも変化したとの判別が所定時間の間継続した場合にのみ断線が発生したと判断するようにしてもよい。変化したか否かの判別方法は、上述したものに限られない。各リアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃが、それぞれ設定された範囲を超えた場合に、変化したと判別するようにしてもよい。また、各リアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃの微分値が、それぞれ設定された範囲を超えた場合に、変化したと判別するようにしてもよい。 In this embodiment, the disconnection determination is performed every 10 milliseconds, but the disconnection determination timing is not limited to this. Also, the increase / decrease threshold for determining whether or not the change has occurred is not limited to 2Ω. If more delicate changes are to be detected, the disconnection judgment timing interval may be shortened to a smaller value, and if larger changes are to be detected, the disconnection judgment timing interval may be reduced. The threshold may be increased to a larger value. Alternatively, it may be determined that a disconnection has occurred only when the determination that all of the reactance components Xa, Xb, and Xc have changed is continued a plurality of times, or the reactance components Xa, Xb, and Xc all change. It may be determined that the disconnection has occurred only when the determination that it has been performed continues for a predetermined time. The method for determining whether or not the change has occurred is not limited to the above. You may make it discriminate | determine that each reactance component Xa, Xb, Xc changed when it exceeded the set range, respectively. Further, it may be determined that the differential value of each reactance component Xa, Xb, Xc has changed when it exceeds a set range.
また、断線が発生した配電線に対応する抵抗成分が他の配電線に対応する抵抗成分より変化することも、発明者らの実験により判っている。 It has also been found by experiments by the inventors that the resistance component corresponding to the distribution line in which the disconnection occurs changes from the resistance component corresponding to the other distribution lines.
図３（ｃ）、（ｄ）に示す波形は、同図（ａ）、（ｂ）で説明したシミュレーションにおいて演算部１で演算された抵抗成分Ｒａ，Ｒｂ，Ｒｃの時系列変化を示している。同図（ｃ）は断線発生時の波形であり、同図（ｄ）は負荷変動時の波形である。各抵抗成分Ｒａ，Ｒｂ，Ｒｃがいずれも５０Ωで安定している状態で、０．０５ｓのときに、スイッチＳＷ１またはＳＷ２を開放している。 The waveforms shown in FIGS. 3C and 3D show time-series changes of the resistance components Ra, Rb, and Rc calculated by the calculation unit 1 in the simulation described with reference to FIGS. . FIG. 4C shows a waveform when a disconnection occurs, and FIG. 4D shows a waveform when the load fluctuates. Each of the resistance components Ra, Rb, Rc is stable at 50Ω and the switch SW1 or SW2 is opened at 0.05 s.
同図（ｃ）に示すように、スイッチＳＷ１が開放される（すなわち、配電線ａで断線が発生する）と、配電線ａに対応する抵抗成分Ｒａが、配電線ｂに対応する抵抗成分Ｒｂおよび配電線ｃに対応する抵抗成分Ｒｃより、大きく変化している。 As shown in FIG. 5C, when the switch SW1 is opened (that is, a break occurs in the distribution line a), the resistance component Ra corresponding to the distribution line a becomes the resistance component Rb corresponding to the distribution line b. The resistance component Rc corresponding to the distribution line c is greatly changed.
したがって、抵抗成分Ｒａ，Ｒｂ，Ｒｃの変化をみることで、断線が発生した配電線を特定することができる。断線判断部２は、断線が発生したと判断した場合に、抵抗成分Ｒａ，Ｒｂ，Ｒｃのうち一番変化が大きかった相の配電線が断線したと判断する。本実施形態では、前回の断線判断のタイミングで取得した抵抗成分Ｒａ，Ｒｂ，Ｒｃとの差をそれぞれ算出し、当該差の絶対値が一番大きい場合に一番変化が大きかったと判断する。 Therefore, the distribution line in which the disconnection has occurred can be identified by looking at changes in the resistance components Ra, Rb, and Rc. When it is determined that the disconnection has occurred, the disconnection determination unit 2 determines that the distribution line of the phase having the largest change among the resistance components Ra, Rb, and Rc has been disconnected. In the present embodiment, differences from the resistance components Ra, Rb, and Rc acquired at the timing of the previous disconnection determination are calculated, respectively, and it is determined that the change is largest when the absolute value of the difference is the largest.
図３（ｃ）においては、抵抗成分Ｒａの０．０６ｓのタイミング時（断線が発生したと判断されたタイミング時）と０．０５Ｓのタイミング時との差の絶対値が、抵抗成分Ｒｂ，Ｒｃのものより大きいので、抵抗成分Ｒａの変化が一番大きかったと判断され、抵抗成分Ｒａに対応するａ相の配電線ａが断線したと判断される。 In FIG. 3C, the absolute value of the difference between the timing of the resistance component Ra at the timing of 0.06 s (when it is determined that a disconnection has occurred) and the timing of 0.05 S is the resistance components Rb and Rc. Therefore, it is determined that the change in the resistance component Ra is the largest, and it is determined that the a-phase distribution line a corresponding to the resistance component Ra is disconnected.
図４は、断線判断部２が行う断線判断処理を説明するためのフローチャートである。断線判断処理は、断線位置推定装置Ａ１が起動された時に実行を開始する。 FIG. 4 is a flowchart for explaining the disconnection determination process performed by the disconnection determination unit 2. The disconnection determination process starts executing when the disconnection position estimation device A1 is activated.
まず、演算部１で演算された演算値が取得される（Ｓ１）。本実施形態では、１０ミリ秒ごとに断線判断を行うようにしているので、演算値の取得を１０ミリ秒ごととしている。 First, the calculated value calculated by the calculation unit 1 is acquired (S1). In the present embodiment, the disconnection determination is performed every 10 milliseconds, so that the calculation value is acquired every 10 milliseconds.
次に、リアクタンス成分Ｘａが変化したか否かが判別される（Ｓ２）。リアクタンス成分Ｘａが変化したと判別された場合（Ｓ２：ＹＥＳ）、リアクタンス成分Ｘｂが変化したか否かが判別される（Ｓ３）。リアクタンス成分Ｘｂが変化したと判別された場合（Ｓ３：ＹＥＳ）、リアクタンス成分Ｘｃが変化したか否かが判別される（Ｓ４）。リアクタンス成分Ｘｃが変化したと判別された場合（Ｓ４：ＹＥＳ）、ステップＳ５に進む。ステップＳ２、Ｓ３、Ｓ４において、変化しなかったと判別された場合（Ｓ２：ＮＯ、Ｓ３：ＮＯ、または、Ｓ４：ＮＯ）、断線が発生していないと判断されて、ステップＳ１に戻る。つまり、リアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃのいずれもが変化したと判別された場合にのみ、断線が発生したと判断されて、ステップＳ５〜Ｓ９の断線が発生した配電線を特定するステップに進む。 Next, it is determined whether or not the reactance component Xa has changed (S2). When it is determined that the reactance component Xa has changed (S2: YES), it is determined whether or not the reactance component Xb has changed (S3). When it is determined that the reactance component Xb has changed (S3: YES), it is determined whether or not the reactance component Xc has changed (S4). When it is determined that the reactance component Xc has changed (S4: YES), the process proceeds to step S5. If it is determined in steps S2, S3, and S4 that there is no change (S2: NO, S3: NO, or S4: NO), it is determined that no disconnection has occurred, and the process returns to step S1. That is, only when it is determined that all of the reactance components Xa, Xb, and Xc have changed, it is determined that the disconnection has occurred, and the process proceeds to the step of identifying the distribution line in which the disconnection has occurred in steps S5 to S9.
次に、抵抗成分Ｒａの変化が抵抗成分Ｒｂ，Ｒｃの変化より大きかったか否かが判別される（Ｓ５）。抵抗成分Ｒａの変化が最大の場合（Ｓ５：ＹＥＳ）、ａ相の配電線ａで断線が発生したと判断され、その旨の情報が出力されて（Ｓ６）、断線判断処理は終了する。抵抗成分Ｒａの変化が最大でない場合（Ｓ５：ＮＯ）、抵抗成分Ｒｂの変化が抵抗成分Ｒａ，Ｒｃの変化より大きかったか否かが判別される（Ｓ７）。抵抗成分Ｒｂの変化が最大の場合（Ｓ７：ＹＥＳ）、ｂ相の配電線ｂで断線が発生したと判断され、その旨の情報が出力されて（Ｓ８）、断線判断処理は終了する。抵抗成分Ｒｂの変化が最大でない場合（Ｓ７：ＮＯ）、抵抗成分Ｒｃの変化が最大になるので、ｃ相の配電線ｃで断線が発生したと判断され、その旨の情報が出力されて（Ｓ９）、断線判断処理は終了する。つまり、変化が最大である抵抗成分に対応する配電線で断線が発生したことを示す情報を出力して、断線判断処理は終了する。なお、断線判断処理のフローチャートは、図４に示したものに限定されない。 Next, it is determined whether or not the change in the resistance component Ra is larger than the changes in the resistance components Rb and Rc (S5). If the change in the resistance component Ra is the maximum (S5: YES), it is determined that a disconnection has occurred in the a-phase distribution line a, information indicating that is output (S6), and the disconnection determination process ends. When the change in the resistance component Ra is not the maximum (S5: NO), it is determined whether or not the change in the resistance component Rb is larger than the changes in the resistance components Ra and Rc (S7). When the change in the resistance component Rb is the maximum (S7: YES), it is determined that a disconnection has occurred in the b-phase distribution line b, information indicating that is output (S8), and the disconnection determination process ends. If the change in the resistance component Rb is not the maximum (S7: NO), the change in the resistance component Rc is the maximum, so it is determined that the disconnection has occurred in the c-phase distribution line c, and information to that effect is output ( S9), the disconnection determination process ends. That is, the information which shows that the disconnection generate | occur | produced with the distribution line corresponding to the resistance component with the largest change is output, and a disconnection judgment process is complete | finished. Note that the flowchart of the disconnection determination process is not limited to that shown in FIG.
また、三相の配電線ａ，ｂ，ｃにおいて断線が発生した場合、三相の無効電力値Ｑａ，Ｑｂ，Ｑｃがいずれも大きく変化することも、発明者らの実験により判っている。一方、配電線ａ，ｂ，ｃの線間に接続された需要家Ｒ１１〜Ｒ２３のいずれかの負荷が大きく変動した場合、負荷が変動した需要家が接続している二相の配電線に対応する無効電力値は大きく変化するが、もう一相の配電線に対応する無効電力値はあまり変化しないことも判っている。 Further, it has been found by the inventors' experiments that when the three-phase distribution lines a, b, and c are disconnected, the three-phase reactive power values Qa, Qb, and Qc greatly change. On the other hand, when the load of any of the customers R11 to R23 connected between the distribution lines a, b, and c greatly fluctuates, it corresponds to the two-phase distribution line connected by the customer whose load has fluctuated It is known that the reactive power value to be greatly changed, but the reactive power value corresponding to the other phase distribution line does not change so much.
図５（ａ）、（ｂ）に示す波形は、図３で説明したシミュレーションにおいて演算部１で演算された無効電力値Ｑａ，Ｑｂ，Ｑｃの時系列変化を示している。図５（ａ）は断線発生時の波形であり、同図（ｂ）は負荷変動時の波形である。各無効電力値Ｑａ，Ｑｂ，Ｑｃがいずれも６５０ｖａｒで安定している状態で、０．０５ｓのときに、スイッチＳＷ１またはＳＷ２を開放している。 The waveforms shown in FIGS. 5A and 5B show time-series changes in the reactive power values Qa, Qb, and Qc calculated by the calculation unit 1 in the simulation described with reference to FIG. FIG. 5A shows a waveform when a disconnection occurs, and FIG. 5B shows a waveform when the load fluctuates. Each reactive power value Qa, Qb, Qc is stable at 650 var and the switch SW1 or SW2 is opened at 0.05 s.
同図（ａ）に示すように、スイッチＳＷ１が開放される（すなわち、配電線ａで断線が発生する）と、無効電力値Ｑａ，Ｑｂ，Ｑｃがすべて大きく変化している。一方、同図（ｂ）に示すように、スイッチＳＷ２が開放される（すなわち、配電線ａと配電線ｂとの間に接続された需要家Ｒ２１の負荷変動が発生する）と、無効電力値Ｑａ，Ｑｂは大きく変化しているが、無効電力値Ｑｃはあまり変化していない。 As shown in FIG. 5A, when the switch SW1 is opened (that is, a disconnection occurs in the distribution line a), the reactive power values Qa, Qb, and Qc all change greatly. On the other hand, as shown in FIG. 5B, when the switch SW2 is opened (that is, the load fluctuation of the customer R21 connected between the distribution line a and the distribution line b occurs), the reactive power value is obtained. Although Qa and Qb have changed greatly, the reactive power value Qc has not changed much.
したがって、リアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃの変化による断線の判断に代えて、無効電力値Ｑａ，Ｑｂ，Ｑｃの変化による断線の判断を行うようにしてもよい。具体的には、図４に示すフローチャートのステップＳ２〜Ｓ４で、それぞれ無効電力値Ｑａ，Ｑｂ，Ｑｃが変化したか否かを判別する。また、リアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃの変化による断線の判断に加えて、さらに、無効電力値Ｑａ，Ｑｂ，Ｑｃの変化による断線の判断を行うようにしてもよい。具体的には、図４に示すフローチャートのステップＳ４で「ＹＥＳ」の場合にステップＳ５に進む前に、無効電力値Ｑａ，Ｑｂ，Ｑｃのすべてが変化したか否かを判別するステップを追加することになる。無効電力値Ｑａ，Ｑｂ，Ｑｃのすべてが変化した場合はステップＳ５に進んで、いずれか一つでも変化しなかった場合は、ステップＳ１に戻るようにすればよい。 Therefore, instead of determining disconnection due to changes in reactance components Xa, Xb, and Xc, disconnection due to changes in reactive power values Qa, Qb, and Qc may be determined. Specifically, in steps S2 to S4 in the flowchart shown in FIG. 4, it is determined whether or not the reactive power values Qa, Qb, and Qc have changed. In addition to the determination of disconnection due to changes in reactance components Xa, Xb, and Xc, determination of disconnection due to changes in reactive power values Qa, Qb, and Qc may be further performed. Specifically, a step of determining whether or not all of the reactive power values Qa, Qb, and Qc have changed before proceeding to step S5 when “YES” in step S4 of the flowchart shown in FIG. 4 is added. It will be. If all of the reactive power values Qa, Qb, and Qc have changed, the process proceeds to step S5, and if any one of them has not changed, the process may return to step S1.
各無効電力値Ｑａ，Ｑｂ，Ｑｃが変化したか否かの判別は、リアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃの場合の判別と同様の方法で行ってもよいし、他の方法で判別するようにしてもよい。例えば、１０ミリ秒ごとに断線判断を行い、無効電力値Ｑａ，Ｑｂ，Ｑｃが前回より１００ｖａｒ以上増減した場合に当該無効電力値は変化したと判別してもよい。 The determination as to whether or not each reactive power value Qa, Qb, Qc has changed may be performed by a method similar to the determination in the case of the reactance components Xa, Xb, Xc, or may be determined by another method. Also good. For example, the disconnection determination may be performed every 10 milliseconds, and it may be determined that the reactive power value has changed when the reactive power values Qa, Qb, and Qc have increased or decreased by 100 var or more from the previous time.
図５（ａ）においては、０．０５ｓのタイミング時（リアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃの変化によって断線が発生したと判断されたタイミング時）に、無効電力値Ｑａ，Ｑｂ，Ｑｃがいずれも１００ｖａｒ以上増減しているので、断線が発生したと判断される。 In FIG. 5A, the reactive power values Qa, Qb, and Qc are all 100 var at the timing of 0.05 s (when it is determined that disconnection has occurred due to changes in the reactance components Xa, Xb, and Xc). Since it has increased or decreased as described above, it is determined that a disconnection has occurred.
なお、図５（ｂ）においては、０．０６ｓのタイミング時および０．０７Ｓのタイミング時において、無効電力値Ｑｂが１００ｖａｒ以上減少しているが、無効電力値Ｑａ，Ｑｃの増減はそれぞれ１００ｖａｒ未満なので、断線が発生したと判断されない。したがって、リアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃの変化による断線の判断を行うことなく、無効電力値Ｑａ，Ｑｂ，Ｑｃの変化による断線の判断のみを行うようにしてもよい。 In FIG. 5B, the reactive power value Qb decreases by 100 var or more at the timing of 0.06 s and the timing of 0.07 S, but the increase and decrease of the reactive power values Qa and Qc are less than 100 var, respectively. Therefore, it is not determined that a disconnection has occurred. Therefore, it may be possible to determine only the disconnection due to the change in the reactive power values Qa, Qb, and Qc without determining the disconnection due to the change in the reactance components Xa, Xb, and Xc.
また、断線が発生した配電線に対応する有効電力値が他の配電線に対応する有効電力値より変化することも、発明者らの実験により判っている。 It has also been found by experiments by the inventors that the effective power value corresponding to the distribution line in which the disconnection has occurred changes from the effective power value corresponding to the other distribution lines.
図５（ｃ）、（ｄ）に示す波形は、図３で説明したシミュレーションにおいて演算部１で演算された有効電力値Ｐａ，Ｐｂ，Ｐｃの時系列変化を示している。図５（ｃ）は断線発生時の波形であり、同図（ｄ）は負荷変動時の波形である。各有効電力値Ｐａ，Ｐｂ，Ｐｃがいずれも１０００Ｗで安定している状態で、０．０５ｓのときに、スイッチＳＷ１またはＳＷ２を開放している。 The waveforms shown in FIGS. 5C and 5D show time-series changes in the active power values Pa, Pb, and Pc calculated by the calculation unit 1 in the simulation described with reference to FIG. FIG. 5C shows a waveform when a disconnection occurs, and FIG. 5D shows a waveform when the load fluctuates. Each of the active power values Pa, Pb, and Pc is stable at 1000 W, and the switch SW1 or SW2 is opened at 0.05 s.
同図（ｃ）に示すように、スイッチＳＷ１が開放される（すなわち、配電線ａで断線が発生する）と、配電線ａに対応する有効電力値Ｐａが、配電線ｂに対応する有効電力値Ｐｂおよび配電線ｃに対応する有効電力値Ｐｃより、大きく変化している。 As shown in FIG. 5C, when the switch SW1 is opened (that is, the disconnection occurs in the distribution line a), the active power value Pa corresponding to the distribution line a becomes the active power corresponding to the distribution line b. It is greatly changed from the active power value Pc corresponding to the value Pb and the distribution line c.
したがって、抵抗成分Ｒａ，Ｒｂ，Ｒｃの変化による断線配電線の特定に代えて、有効電力値Ｐａ，Ｐｂ，Ｐｃの変化による断線配電線の特定を行うようにしてもよい。具体的には、図４に示すフローチャートのステップＳ５で有効電力値Ｐａの変化が最大であるか否かを判別するようにし、ステップＳ７で有効電力値Ｐｂの変化が最大であるか否かを判別するように変更すればよい。 Therefore, instead of specifying the broken distribution line by changing the resistance components Ra, Rb, Rc, the broken distribution line may be specified by changing the active power values Pa, Pb, Pc. Specifically, it is determined whether or not the change in the active power value Pa is the maximum in step S5 of the flowchart shown in FIG. 4, and whether or not the change in the active power value Pb is the maximum in step S7. What is necessary is just to change so that it may discriminate.
各有効電力値Ｐａ，Ｐｂ，Ｐｃのいずれの変化が最大であるかの判別は、抵抗成分Ｒａ，Ｒｂ，Ｒｃの場合の判別と同様の方法で行ってもよいし、他の方法で判別するようにしてもよい。例えば、前回の断線判断のタイミングで取得した有効電力値Ｐａ，Ｐｂ，Ｐｃとの差をそれぞれ算出し、当該差の絶対値が一番大きい場合に一番変化が大きかったと判別してもよい。 The determination of which change in each of the active power values Pa, Pb, and Pc is the maximum may be performed by the same method as the determination in the case of the resistance components Ra, Rb, and Rc, or may be determined by another method. You may do it. For example, the difference from the active power values Pa, Pb, and Pc acquired at the previous disconnection determination timing may be calculated, respectively, and it may be determined that the change is largest when the absolute value of the difference is the largest.
図５（ｃ）においては、有効電力値Ｐａの０．０６ｓのタイミング時（断線が発生したと判断されたタイミング時）と０．０５Ｓのタイミング時との差の絶対値が、有効電力値Ｐｂ，Ｐｃのものより大きいので、有効電力値Ｐａの変化が一番大きかったと判断され、有効電力値Ｐａに対応するａ相の配電線ａが断線したと判断される。 In FIG. 5C, the absolute value of the difference between the timing of the active power value Pa at the time of 0.06 s (when the disconnection is determined to occur) and the timing of 0.05 S is the active power value Pb. , Pc, it is determined that the change in the active power value Pa is the largest, and it is determined that the a-phase distribution line a corresponding to the active power value Pa is disconnected.
なお、断線判断部２における断線発生の判断方法、および、断線が発生した配電線の特定方法は、上述したものに限定されない。断線判断部２は、断線発生時のインピーダンスの特徴的な変化を捉えて、断線の発生を判断できればよい。 Note that the method for determining the occurrence of disconnection in the disconnection determination unit 2 and the method for identifying the distribution line in which the disconnection has occurred are not limited to those described above. The disconnection determination unit 2 only needs to be able to determine the occurrence of a disconnection by capturing a characteristic change in impedance when the disconnection occurs.
図１に戻って、遮断指令部３は、断線判断部２より入力される断線情報に基づいて、遮断器ＣＢ１、ＣＢ２、ＣＢ３に遮断指令を出力するものである。遮断指令部３は、配電線ａで断線が発生したことを示す情報が入力された場合、遮断器ＣＢ１に遮断指令を出力し、遮断器ＣＢ１を開放させる。同様に、配電線ｂで断線が発生したことを示す情報が入力された場合、遮断器ＣＢ２に遮断指令を出力して遮断器ＣＢ２を開放させ、配電線ｃで断線が発生したことを示す情報が入力された場合、遮断器ＣＢ３に遮断指令を出力して遮断器ＣＢ３を開放させる。遮断指令部３は、断線情報が入力されると、断線位置推定部５が断線位置を推定するための情報を入手した後のタイミングで、遮断指令を出力する。 Returning to FIG. 1, the break command unit 3 outputs a break command to the breakers CB 1, CB 2, and CB 3 based on the break information input from the break determination unit 2. When the information indicating that the disconnection has occurred in the distribution line a is input, the interruption command unit 3 outputs the interruption command to the circuit breaker CB1 and opens the circuit breaker CB1. Similarly, when information indicating that a break has occurred in the distribution line b is input, a break command is output to the circuit breaker CB2, the breaker CB2 is opened, and information indicating that a break has occurred in the distribution line c Is input, a break command is output to the breaker CB3 to open the breaker CB3. When disconnection information is input, the disconnection command unit 3 outputs a disconnection command at a timing after the disconnection position estimation unit 5 obtains information for estimating the disconnection position.
報知部４は、断線に関する情報を報知するものである。報知部４は、断線判断部２より入力される断線情報に基づいて、断線が発生したこと、および、断線が発生した配電線の情報を報知する。また、報知部４は、断線位置推定部５より入力される情報に基づいて、断線の位置情報を報知する。本実施形態では、報知部４はモニタおよびブザーであり、断線が発生したことをブザーで警告し、断線が発生した配電線および断線の位置をモニタ画面に表示する。断線の位置は、検出位置からの距離をそのまま表示してもよいし、モニタ画面に配電線の配置図を表示して、その配置図上で断線位置を示すようにしてもよい。なお、音声で断線が発生した配電線および断線の位置を知らせるようにしてもよい。 The alerting | reporting part 4 alert | reports the information regarding a disconnection. Based on the disconnection information input from the disconnection determination unit 2, the notification unit 4 notifies that the disconnection has occurred and information on the distribution line in which the disconnection has occurred. Further, the notification unit 4 notifies the position information of the disconnection based on the information input from the disconnection position estimation unit 5. In this embodiment, the alerting | reporting part 4 is a monitor and a buzzer, warns with a buzzer that a disconnection generate | occur | produced, and displays the position of the distribution line and disconnection which a disconnection generate | occur | produced on the monitor screen. As for the position of the disconnection, the distance from the detection position may be displayed as it is, or the layout of the distribution lines may be displayed on the monitor screen to indicate the disconnection position on the layout. In addition, you may make it notify the position of the distribution line and disconnection which a disconnection generate | occur | produced with the audio | voice.
断線位置推定部５は、断線位置を推定するものであり、例えばマイクロコンピュータなどによって実現されている。断線位置推定部５は、ａ相演算部１１より入力されるリアクタンス成分Ｘａ、ｂ相演算部１２より入力されるリアクタンス成分Ｘｂ、ｃ相演算部１３より入力されるリアクタンス成分Ｘｃ、および、断線判断部２より入力される断線情報に基づいて判断を行う。断線位置推定部５は、リアクタンス成分の変化に基づいて断線位置を推定して、推定した断線位置の情報を報知部４に出力する。 The disconnection position estimation unit 5 estimates the disconnection position, and is realized by, for example, a microcomputer. The disconnection position estimation unit 5 includes a reactance component Xa input from the a-phase calculation unit 11, a reactance component Xb input from the b-phase calculation unit 12, a reactance component Xc input from the c-phase calculation unit 13, and a disconnection determination. The determination is made based on the disconnection information input from the unit 2. The disconnection position estimation unit 5 estimates the disconnection position based on the change in the reactance component, and outputs information on the estimated disconnection position to the notification unit 4.
配電線自体のインピーダンス値は、配電線全体に均一に分布していると考えることができ、配電線の長さに比例した値になると考えることができる。電力会社は、特定区間の配電線長およびその配電線全体のインピーダンス値を、管理データとして保有している。しかし、配電線には負荷が接続されるので、これらの負荷の影響も考慮して、全体としてのインピーダンス値を考える必要がある。 The impedance value of the distribution line itself can be considered to be uniformly distributed throughout the distribution line, and can be considered to be a value proportional to the length of the distribution line. The electric power company holds the distribution line length of a specific section and the impedance value of the entire distribution line as management data. However, since loads are connected to the distribution lines, it is necessary to consider the impedance value as a whole in consideration of the influence of these loads.
図１に示す三相の配電線モデルにおいて、スイッチＳＷ１を開放することで配電線ａの断線を模擬するシミュレーションを行った。配電線ａ上のスイッチＳＷ１の位置を変化させて、断線位置を変化させている。図６に示す波形は、当該シミュレーションにおいて演算部１で演算されたリアクタンス成分Ｘａの時系列変化を示している。検出位置からの配電線長Ｌを１ｋｍとし、検出位置から断線位置までの長さΔＬを、それぞれ、０．９ｋｍ,０．７ｋｍ,０．５ｋｍ,０．４ｋｍ,０．２ｋｍとした場合の波形を示している。それぞれ、リアクタンス成分Ｘａが約−１３Ωで安定している状態で、０．０５ｓのときに、スイッチＳＷ１を開放している。なお、断線を検出して遮断器ＣＢ１が開放しないように、遮断指令部３の機能を停止している。 In the three-phase distribution line model shown in FIG. 1, a simulation was performed to simulate the disconnection of the distribution line a by opening the switch SW1. The position of the switch SW1 on the distribution line a is changed to change the disconnection position. The waveform shown in FIG. 6 shows the time series change of the reactance component Xa calculated by the calculation unit 1 in the simulation. Waveform when the distribution line length L from the detection position is 1 km and the length ΔL from the detection position to the disconnection position is 0.9 km, 0.7 km, 0.5 km, 0.4 km, and 0.2 km, respectively Is shown. In the state where the reactance component Xa is stable at about −13Ω, the switch SW1 is opened at 0.05 s. In addition, the function of the interruption | blocking instruction | command part 3 is stopped so that disconnection may be detected and the circuit breaker CB1 may not open | release.
図６に示すように、スイッチＳＷ１の開放から約０．０３秒でリアクタンス成分Ｘａは定常状態になっている。ΔＬが小さいほど、すなわち、断線箇所が検出位置から近いほど、断線後の定常状態でのリアクタンス成分Ｘａは小さい値になっており、断線の前後での変化量が大きくなっている。 As shown in FIG. 6, the reactance component Xa is in a steady state about 0.03 seconds after the switch SW1 is opened. The smaller ΔL, that is, the closer the disconnection point is from the detection position, the smaller the reactance component Xa in the steady state after disconnection, and the greater the change amount before and after the disconnection.
図７は、上記シミュレーションで計測された断線前後のリアクタンス成分Ｘａの変化量ΔＸとΔＬの関係を示している。横軸をΔＬ、縦軸を変化量ΔＸとし、ΔＬ＝０．９ｋｍ,０．７ｋｍ,０．５ｋｍ,０．４ｋｍ,０．２ｋｍのときの変化量ΔＸをそれぞれプロットしている。縦軸は常用対数目盛りで表示している。同図に示すように、変化量ΔＸの常用対数値とΔＬとの関係は一次関数で表すことができ、下記（１）式のようになる。なお、ａ、ｂは定数である。したがって、下記（２）式を用いて、変化量ΔＸからΔＬを算出することができる。なお、配電線長Ｌが１ｋｍでない場合に一般化した式は、下記（３）式で表すことができる。
上記（３）式において、あらかじめ実験により算出した定数ａ，ｂと、既知のデータである配電線長Ｌとを設定しておくことで、断線時のリアクタンス成分の変化量ΔＸに基づいて、検出位置から断線位置までの長さΔＬを算出し、断線位置を推定することができる。 In the above equation (3), detection is made based on the change ΔX of the reactance component at the time of disconnection by setting the constants a and b calculated in advance by experiments and the distribution line length L as known data. The length ΔL from the position to the disconnection position is calculated, and the disconnection position can be estimated.
断線位置推定部５は、断線判断部２より断線情報を入力された場合に、断線した配電線のリアクタンス成分の変化量ΔＸを算出する。断線位置推定部５は、演算部１が演算したリアクタンス成分Ｘａ、Ｘｂ，Ｘｃを常に入力され、定常状態の値を記録しており、入力される値が変化して定常状態になると記録値を更新する。そして、断線判断部２より断線情報が入力されると、断線位置推定部５は、断線が発生した相の、断線が発生する前の定常状態の値と、断線が発生した後の定常状態の値とから変化量ΔＸを算出する。例えば、配電線ａで断線が発生したことを示す情報が入力された場合、断線位置推定部５は、断線が発生する前の定常状態の値Ｘａ１と断線が発生した後の定常状態の値Ｘａ２とから、変化量ΔＸ（＝Ｘａ１−Ｘａ２）を算出する。断線位置推定部５は、上記（３）式に基づいてΔＬを算出する。なお、断線を検出してすぐに配電線を遮断してしまうと断線が発生した後の定常状態の値を検出できないので、遮断指令部３は、断線位置推定部５が断線発生後の定常状態の値を検出する時間を待ってから、遮断指令を出力する。 When the disconnection position estimation unit 5 receives disconnection information from the disconnection determination unit 2, the disconnection position estimation unit 5 calculates a change amount ΔX of the reactance component of the disconnected distribution line. The disconnection position estimation unit 5 always receives the reactance components Xa, Xb, and Xc calculated by the calculation unit 1 and records the steady state values. When the input value changes and becomes a steady state, the recorded value is recorded. Update. When disconnection information is input from the disconnection determination unit 2, the disconnection position estimation unit 5 determines the value of the steady state before the disconnection occurs and the steady state value after the disconnection occurs. The change amount ΔX is calculated from the value. For example, when information indicating that a disconnection has occurred in the distribution line a is input, the disconnection position estimation unit 5 determines the steady state value Xa1 before the disconnection occurs and the steady state value Xa2 after the disconnection occurs. From this, the change amount ΔX (= Xa1−Xa2) is calculated. The disconnection position estimation unit 5 calculates ΔL based on the above equation (3). In addition, since the value of the steady state after a disconnection generate | occur | produces cannot be detected if a distribution line is interrupted immediately after detecting a disconnection, the interruption | blocking instruction | command part 3 is the steady state after a disconnection position estimation part 5 generate | occur | produces a disconnection Wait for the time to detect the value of, then output the shutoff command.
なお、定常状態の値から変化量ΔＸを算出するのではなく、断線前後の値から算出するようにしてもよい。本実施形態では、１０ミリ秒（０．０１秒）ごとに断線判断を行って、断線から１０〜２０ミリ秒で断線を検出している。また、断線から３０ミリ秒後には定常状態になっている。したがって、例えば、断線検出の３０ミリ秒前の値と、断線検出から３０ミリ秒後の値を用いて、変化量ΔＸを算出するようにしてもよい。 The amount of change ΔX may not be calculated from the steady state value, but may be calculated from values before and after the disconnection. In this embodiment, the disconnection determination is performed every 10 milliseconds (0.01 seconds), and the disconnection is detected in 10 to 20 milliseconds from the disconnection. Moreover, it is in a steady state 30 milliseconds after the disconnection. Therefore, for example, the change amount ΔX may be calculated using a value 30 milliseconds before the disconnection detection and a value 30 milliseconds after the disconnection detection.
図８は、断線位置推定部５が行う断線位置推定処理を説明するためのフローチャートである。断線位置推定処理は、断線位置推定装置Ａ１が起動された時に実行を開始する。 FIG. 8 is a flowchart for explaining the disconnection position estimation process performed by the disconnection position estimation unit 5. The disconnection position estimation process starts when the disconnection position estimation device A1 is activated.
まず、断線判断部２から断線情報が入力されたか否かが判別される（Ｓ１１）。断線情報が入力されていない場合（Ｓ１１：ＮＯ）、ステップＳ１１に戻り、断線情報の入力判別が繰り返される。断線情報が入力された場合（Ｓ１１：ＹＥＳ）、断線した相の断線前後のリアクタンス値がそれぞれ取得される（Ｓ１２）。次に、断線前後のリアクタンス値の変化量ΔＸが算出され、上記（３）式に基づいてΔＬが算出される（Ｓ１３）。そして、算出されたΔＬが報知部４に出力され（Ｓ１４）、断線位置推定処理が終了する。なお、断線位置推定処理のフローチャートは、図８に示したものに限定されない。例えば、ΔＬを報知部４に出力するのではなくて、ΔＬから断線位置を示す情報を生成し、当該情報を報知部４に出力するようにしてもよい。 First, it is determined whether or not disconnection information is input from the disconnection determination unit 2 (S11). When the disconnection information is not input (S11: NO), the process returns to step S11 and the disconnection information input determination is repeated. When disconnection information is input (S11: YES), reactance values before and after the disconnection of the disconnected phase are acquired (S12). Next, a change amount ΔX of the reactance value before and after the disconnection is calculated, and ΔL is calculated based on the above equation (3) (S13). And calculated (DELTA) L is output to the alerting | reporting part 4 (S14), and a disconnection position estimation process is complete | finished. In addition, the flowchart of a disconnection position estimation process is not limited to what was shown in FIG. For example, instead of outputting ΔL to the notification unit 4, information indicating the disconnection position may be generated from ΔL and the information may be output to the notification unit 4.
なお、断線位置推定装置Ａ１の各部が行う処理をプログラムで設計し、当該プログラムを実行させることでコンピュータを断線位置推定装置Ａ１として機能させてもよい。また、当該プログラムを記録媒体に記録しておき、コンピュータに読み取らせるようにしてもよい。 In addition, the process which each part of the disconnection position estimation apparatus A1 performs may be designed by a program, and the computer may function as the disconnection position estimation apparatus A1 by executing the program. The program may be recorded on a recording medium and read by a computer.
本実施形態において、断線位置推定部５は、断線判断部２が断線を検出した時に、その前後のリアクタンス成分の変化量を算出して、これに基づいてΔＬを算出する。負荷変動により配電線のリアクタンス成分は変化するので、リアクタンス成分が変化したときに変化量に基づいて断線位置を推定しても誤検出になる。本実施形態では、まず断線を検出して、断線が検出された時のリアクタンス成分の変化量に基づいて断線位置を推定している。変化量を算出するためのリアクタンス成分は、断線前後のごく短い時間（例えば、数十ミリ秒）の間に検出されるので、この間に負荷変動による変化が含まれることはほぼありえない。したがって、負荷変動によってリアクタンス成分が変化する配電線において、断線位置を推定することができる。 In the present embodiment, the disconnection position estimation unit 5 calculates the amount of change in the reactance component before and after the disconnection determination unit 2 detects the disconnection, and calculates ΔL based on this. Since the reactance component of the distribution line changes due to the load fluctuation, even if the disconnection position is estimated based on the amount of change when the reactance component changes, erroneous detection will occur. In this embodiment, the disconnection is first detected, and the disconnection position is estimated based on the change amount of the reactance component when the disconnection is detected. Since the reactance component for calculating the amount of change is detected during a very short time before and after the disconnection (for example, several tens of milliseconds), it is almost impossible to include a change due to load fluctuations during this time. Therefore, the disconnection position can be estimated in a distribution line whose reactance component changes due to load fluctuation.
なお、本実施形態では、断線位置推定部５がリアクタンス成分の変化量ΔＸに基づいてΔＬを算出する場合について説明したが、これに限られず、インピーダンス値の変化量ΔＺに基づいてΔＬを算出するようにしてもよいし、抵抗成分の変化量ΔＲに基づいてΔＬを算出するようにしてもよい。 In the present embodiment, the case where the disconnection position estimation unit 5 calculates ΔL based on the reactance component variation ΔX has been described. However, the present invention is not limited to this, and ΔL is calculated based on the impedance value variation ΔZ. Alternatively, ΔL may be calculated based on the change amount ΔR of the resistance component.
本実施形態では、断線判断部２が演算部１から抵抗成分Ｒａ，Ｒｂ，Ｒｃ、リアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃ、有効電力値Ｐａ，Ｐｂ，Ｐｃ、および無効電力値Ｑａ，Ｑｂ，Ｑｃのすべてを入力される場合について説明したが、これに限られない。断線判断部２での判断に必要でないものは入力されなくてもよいし、演算部１で算出しなくてもよい。例えば、抵抗成分Ｒａ，Ｒｂ，Ｒｃの変化で断線配電線の特定を行う場合は、有効電力値Ｐａ，Ｐｂ，Ｐｃの算出をしなくてもよい。 In the present embodiment, the disconnection determination unit 2 receives all of the resistance components Ra, Rb, Rc, reactance components Xa, Xb, Xc, active power values Pa, Pb, Pc, and reactive power values Qa, Qb, Qc from the calculation unit 1. However, the present invention is not limited to this. What is not necessary for the determination by the disconnection determination unit 2 may not be input, and may not be calculated by the calculation unit 1. For example, when the disconnection distribution line is specified by changing the resistance components Ra, Rb, and Rc, the active power values Pa, Pb, and Pc need not be calculated.
本実施形態では、計器用変圧器ＰＴ１、ＰＴ２，ＰＴ３がそれぞれ配電線間の線間電圧を検出する場合について説明したが、計器用変圧器ＰＴ１、ＰＴ２，ＰＴ３がそれぞれ配電線の相電圧を検出するようにしてもよい。 In this embodiment, the case where the instrument transformers PT1, PT2, and PT3 each detect the line voltage between the distribution lines has been described. However, the instrument transformers PT1, PT2, and PT3 each detect the phase voltage of the distribution line. You may make it do.
また、実際の配電線においては系統周波数（電力系統の周波数）が変化するので、演算部１で算出される各値の精度が悪くなる場合がある。演算部１で算出される各値の精度を改善するために、計器用変圧器ＰＴ１より入力される電圧信号ｖab（なお、電圧信号ｖbcまたは電圧信号ｖcaでもよい）に基づいて系統周波数を検出し、フィルタ部１１３，１１４を系統周波数成分以外の周波数成分を除去するバンドパスフィルタとしてもよい。この場合、インピーダンス演算部１１５および電力演算部１１６が系統周波数成分以外の周波数成分を除去した各デジタル信号に基づいて各値を演算するので、演算部１で算出される各値の精度が良くなる。なお、フィルタ部１１３，１１４を適応型デジタルフィルタとして、通過帯域の中心周波数を、入力される各デジタル信号の基本波周波数に追従させるようにしてもよい。 In addition, since the system frequency (frequency of the power system) changes in an actual distribution line, the accuracy of each value calculated by the calculation unit 1 may deteriorate. In order to improve the accuracy of each value calculated by the calculation unit 1, the system frequency is based on the voltage signal v ab (which may be the voltage signal v bc or the voltage signal v ca ) input from the instrument transformer PT1. The filter units 113 and 114 may be bandpass filters that remove frequency components other than the system frequency components. In this case, since the impedance calculation unit 115 and the power calculation unit 116 calculate each value based on each digital signal from which frequency components other than the system frequency component are removed, the accuracy of each value calculated by the calculation unit 1 is improved. . Note that the filter units 113 and 114 may be adaptive digital filters so that the center frequency of the pass band follows the fundamental frequency of each input digital signal.
上記第１実施形態では、断線発生時の三相のインピーダンス値の特徴的な変化を捉えて断線を検出する場合について説明したが、これに限られない。相ごとのインピーダンス値の特徴的な変化を捉えて、相ごとに断線の発生の判断を行うことで、断線および断線した相を検出するようにしてもよい。 In the first embodiment, the case where the disconnection is detected by detecting the characteristic change of the three-phase impedance value when the disconnection occurs is described, but the present invention is not limited to this. A characteristic change in the impedance value for each phase may be captured, and the occurrence of disconnection may be determined for each phase to detect the disconnected and disconnected phases.
図３（ａ）のリアクタンス成分Ｘａの波形が示すように、断線が発生した配電線に対応するリアクタンス成分の波形にはオーバーシュートが発生するが、その他の波形にはオーバーシュートが発生しない。また、図３（ｂ）の各波形が示すように、負荷変動の場合はオーバーシュートが発生しない。したがって、各リアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃの波形にオーバーシュートが発生した場合、当該リアクタンス成分に対応する配電線で断線が発生したと判断することができる。 As shown in the waveform of the reactance component Xa in FIG. 3A, overshoot occurs in the waveform of the reactance component corresponding to the distribution line in which the disconnection has occurred, but no overshoot occurs in the other waveforms. Further, as shown by each waveform in FIG. 3B, overshoot does not occur in the case of load fluctuation. Therefore, when an overshoot occurs in the waveform of each reactance component Xa, Xb, Xc, it can be determined that a disconnection has occurred in the distribution line corresponding to the reactance component.
したがって、断線判断部２が、リアクタンス成分Ｘａの波形にオーバーシュートが発生した場合に、配電線ａで断線が発生したと判断するようにしてもよい。オーバーシュートは、リアクタンス成分Ｘａの微分値が正の値である状態が所定時間以上継続した後に負の値になった場合、または、微分値が負の値である状態が所定時間以上継続した後に正の値になった場合に、発生したと判断すればよい。図３（ａ）においては、リアクタンス成分Ｘａが０．０５ｓのタイミング時から上昇し（すなわち、微分値が正の値となっており）、０．０５７ｓ頃に下降に転じている（すなわち、微分値が負の値になった）ので、オーバーシュートが発生したと判断され、配電線ａで断線が発生したと判断される。なお、オーバーシュートが２回発生した場合に断線が発生したと判断するようにしてもよい。 Therefore, the disconnection determination unit 2 may determine that a disconnection has occurred in the distribution line a when an overshoot occurs in the waveform of the reactance component Xa. An overshoot occurs when a negative value after a state where the differential value of the reactance component Xa is a positive value continues for a predetermined time or after a state where the differential value is a negative value continues for a predetermined time or longer. What is necessary is just to judge that it generate | occur | produced when becoming a positive value. In FIG. 3A, the reactance component Xa increases from the timing of 0.05 s (ie, the differential value is a positive value), and starts to decrease around 0.057 s (ie, the differential value). Therefore, it is determined that an overshoot has occurred, and it is determined that a break has occurred in the distribution line a. Note that it may be determined that a disconnection has occurred when the overshoot occurs twice.
なお、断線判断部２における断線発生の判断方法は、上述したものに限定されない。断線判断部２は、断線発生時のインピーダンスの特徴的な変化、または、有効電力および無効電力の特徴的な変化を捉えて、断線の発生を判断できればよい。例えば、断線発生時のリアクタンス成分の時系列変化の波形（図３（ａ）参照）をあらかじめ記録しておいて、リアクタンス成分の時系列変化の波形を記録された断線発生時の波形とパターンマッチングなどの手法で比較して、同様の波形であれば断線が発生したと判断するようにしてもよい。 In addition, the determination method of the disconnection generation | occurrence | production in the disconnection determination part 2 is not limited to what was mentioned above. The disconnection determination unit 2 only needs to be able to determine the occurrence of a disconnection by capturing a characteristic change in impedance when disconnection occurs or a characteristic change in active power and reactive power. For example, the waveform of the time series change of the reactance component at the time of the disconnection occurrence (see FIG. 3A) is recorded in advance, and the waveform of the time series change of the reactance component is recorded with the recorded waveform at the occurrence of the disconnection and pattern matching. For example, it may be determined that a disconnection has occurred if the waveforms are similar.
上記第１実施形態においては、三相の配電線ａ，ｂ，ｃで断線を検出し、断線位置を推定する場合について説明したが、これに限られない。本発明は、単相の配電線で断線を検出し、断線位置を推定する場合にも用いることができる。単相の配電線に適用した場合を、第２実施形態として以下に説明する。 In the said 1st Embodiment, although the disconnection was detected by the three-phase distribution line a, b, and c and the case where the disconnection position was estimated was demonstrated, it is not restricted to this. The present invention can also be used when a disconnection is detected by a single-phase distribution line and a disconnection position is estimated. The case where it applies to a single phase distribution line is demonstrated below as 2nd Embodiment.
図９は、第２実施形態に係る断線位置推定装置を説明するための図である。同図において、第１実施形態に係る断線位置推定装置Ａ１(図１参照）と同一または類似の要素には、同一の符号を付している。 FIG. 9 is a diagram for explaining the disconnection position estimation apparatus according to the second embodiment. In the figure, elements that are the same as or similar to those in the disconnection position estimation apparatus A1 (see FIG. 1) according to the first embodiment are assigned the same reference numerals.
図９に示す断線位置推定装置Ａ２は、単相の配電線ｄに配置されている点と、演算部１’、断線判断部２’、および、断線位置推定部５’が単相に対応している点で、第１実施形態に係る断線位置推定装置Ａ１と異なる。 In the disconnection position estimation device A2 shown in FIG. 9, the point arranged on the single-phase distribution line d, the calculation unit 1 ′, the disconnection determination unit 2 ′, and the disconnection position estimation unit 5 ′ correspond to the single phase. This is different from the disconnection position estimation device A1 according to the first embodiment.
演算部１’は、ａ相演算部１１（図２参照）と同様の構成であり、計器用変流器ＣＴが検出した電流信号ｉおよび計器用変圧器ＰＴが検出した電圧信号ｖを入力され、配電線ｄの検出位置より下流側のインピーダンス値（抵抗成分Ｒおよびリアクタンス成分Ｘ）、配電線ｄによって供給される有効電力値Ｐおよび無効電力値Ｑを演算して、断線判断部２’に出力する。断線判断部２’は、演算部１’より抵抗成分Ｒ、リアクタンス成分Ｘ、有効電力値Ｐ、および無効電力値Ｑを入力されて、断線発生時のインピーダンスの特徴的な変化に基づいて断線の発生を判断し、断線が発生したことを示す情報を遮断指令部３、報知部４、および、断線位置推定部５’に出力する。断線位置推定部５’は、断線判断部２’より断線が発生したことを示す情報を入力された場合に、演算部１’より入力されるリアクタンス成分Ｘに基づいて変化量ΔＸを算出し、上記（３）式に基づいてΔＬを算出する。 The calculation unit 1 ′ has the same configuration as that of the a-phase calculation unit 11 (see FIG. 2), and receives the current signal i detected by the instrument current transformer CT and the voltage signal v detected by the instrument transformer PT. The impedance value (resistance component R and reactance component X) downstream from the detection position of the distribution line d, the active power value P and the reactive power value Q supplied by the distribution line d are calculated, and the disconnection determination unit 2 ′ Output. The disconnection determination unit 2 ′ receives the resistance component R, the reactance component X, the active power value P, and the reactive power value Q from the calculation unit 1 ′, and determines the disconnection based on the characteristic change in impedance when the disconnection occurs. The occurrence is determined, and information indicating that the disconnection has occurred is output to the shutoff command unit 3, the notification unit 4, and the disconnection position estimation unit 5 ′. When the disconnection position estimation unit 5 ′ receives information indicating that a disconnection has occurred from the disconnection determination unit 2 ′, the disconnection position estimation unit 5 ′ calculates the change amount ΔX based on the reactance component X input from the calculation unit 1 ′. ΔL is calculated based on the above equation (3).
第２実施形態においても、第１実施形態と同様の効果を奏することができる。 In the second embodiment, the same effect as that of the first embodiment can be obtained.
本発明に係る断線位置推定装置および断線位置推定方法は、上述した実施形態に限定されるものではない。本発明に係る断線位置推定装置および断線位置推定方法の各部の具体的な構成は、種々に設計変更自在である。 The disconnection position estimation device and the disconnection position estimation method according to the present invention are not limited to the above-described embodiments. The specific configuration of each part of the disconnection position estimation device and the disconnection position estimation method according to the present invention can be varied in design in various ways.
Ａ１，Ａ２ 断線位置推定装置
１，１’ 演算部
１１ ａ相演算部
１１１，１１２ Ａ／Ｄ変換部
１１３，１１４ フィルタ部
１１５ インピーダンス演算部（インピーダンス検出手段）
１１６ 電力演算部（電力検出手段）
１２ ｂ相演算部
１３ ｃ相演算部
２，２’ 断線判断部（断線判断手段、判別手段、判断手段、断線相検出手段、微分値算出手段）
３ 遮断指令部
４ 報知部
５，５’ 断線位置推定部（推定手段）
ａ，ｂ，ｃ，ｄ 配電線
ＣＴ１、ＣＴ２，ＣＴ３，ＣＴ 計器用変流器（電気信号検出器）
ＰＴ１、ＰＴ２，ＰＴ３，ＰＴ 計器用変圧器（電気信号検出器）
A1, A2 Disconnection position estimation device 1, 1 'calculation unit 11 a phase calculation unit 111, 112 A / D conversion unit 113, 114 filter unit 115 impedance calculation unit (impedance detection means)
116 Power calculation unit (power detection means)
12 b-phase calculation unit 13 c-phase calculation unit 2, 2 ′ disconnection determination unit (disconnection determination unit, determination unit, determination unit, disconnection phase detection unit, differential value calculation unit)
3 shut-off command section 4 informing section 5, 5 ′ disconnection position estimating section (estimating means)
a, b, c, d Distribution line CT1, CT2, CT3, CT Current transformer (electric signal detector)
PT1, PT2, PT3, PT Instrument transformer (electric signal detector)
Claims (8)
前記配電線が断線したことを判断する断線判断手段と、
前記配電線に配置された電気信号検出器が検出した電気信号に基づいて、前記配電線の前記電気信号検出器が配置された位置より下流側のインピーダンス値を検出するインピーダンス検出手段と、
前記断線判断手段によって断線したと判断される前に前記インピーダンス検出手段によって検出された断線前インピーダンス値と、前記断線判断手段によって断線したと判断された後に前記インピーダンス検出手段によって検出された断線後インピーダンス値とに基づいて、前記配電線の断線位置を推定する推定手段と、
を備えていることを特徴とする断線位置推定装置。 A disconnection position estimation device for estimating a disconnection position of a distribution line,
A disconnection determining means for determining that the distribution line is disconnected;
Based on the electrical signal detected by the electrical signal detector disposed on the distribution line, impedance detection means for detecting an impedance value downstream of the position where the electrical signal detector of the distribution line is disposed;
The impedance value before disconnection detected by the impedance detection unit before it is determined by the disconnection determination unit and the impedance after disconnection detected by the impedance detection unit after it is determined by the disconnection determination unit An estimation means for estimating a disconnection position of the distribution line based on the value;
A disconnection position estimation device characterized by comprising:
請求項１に記載の断線位置推定装置。
The disconnection position estimation apparatus according to claim 1.
請求項１ないし３のいずれかに記載の断線位置推定装置。 The disconnection determination means determines whether the distribution line is disconnected based on the reactance component detected by the impedance detection means.
The disconnection position estimation apparatus according to any one of claims 1 to 3.
前記断線判断手段は、
前記インピーダンス検出手段によって検出された３つのリアクタンス成分がそれぞれ変化したか否かを判別する判別手段と、
前記判別手段によってすべてが変化したと判別された場合に、前記インピーダンス検出手段によって検出された３つの抵抗成分のうち最も変化した抵抗成分が検出された相を、配電線が断線した相として検出する断線相検出手段と、
を備え、
前記推定手段は、前記断線相検出手段によって検出された断線した相の、配電線のリアクタンス成分に基づいて、当該配電線の断線位置を推定する、
請求項４に記載の断線位置推定装置。 The impedance detection means detects a reactance component and a resistance component of the three-phase distribution line,
The disconnection judgment means
Discriminating means for discriminating whether or not the three reactance components detected by the impedance detecting means have each changed;
When all of the three resistance components detected by the impedance detection unit are detected by the determination unit, the phase in which the most changed resistance component is detected is detected as a phase in which the distribution line is disconnected. A disconnection phase detection means;
With
The estimation means estimates the disconnection position of the distribution line based on the reactance component of the distribution line of the disconnected phase detected by the disconnection phase detection means,
The disconnection position estimation apparatus according to claim 4.
前記インピーダンス検出手段によって検出されたリアクタンス成分の微分値を算出する微分値算出手段と、
前記算出された微分値が正の値である状態が所定時間以上継続した後に負の値になった場合に、前記配電線が断線したと判断する判断手段と、
を備えている、
請求項４に記載の断線位置推定装置。 The disconnection judgment means
Differential value calculation means for calculating a differential value of the reactance component detected by the impedance detection means;
A determination means for determining that the distribution line is disconnected, when the calculated differential value is a negative value after the state of being a positive value continues for a predetermined time or more;
With
The disconnection position estimation apparatus according to claim 4.
前記断線判断手段は、
前記電力検出手段によって検出された３つの無効電力がそれぞれ変化したか否かを判別する判別手段と、
前記判別手段によってすべてが変化したと判別された場合に、前記電力検出手段によって検出された３つの有効電力のうち最も変化した有効電力が検出された相を、配電線が断線した相として検出する断線相検出手段と、
を備え、
前記推定手段は、前記断線相検出手段によって検出された断線した相の、配電線のリアクタンス成分に基づいて、当該配電線の断線位置を推定する、
請求項１ないし３のいずれかに記載の断線位置推定装置。 It further comprises power detection means for detecting reactive power and active power of the three-phase distribution lines,
The disconnection judgment means
Discriminating means for discriminating whether or not each of the three reactive powers detected by the power detecting means has changed;
When all of the three active powers detected by the power detection unit are detected by the determination unit, the phase in which the most changed active power is detected is detected as a phase in which the distribution line is disconnected. A disconnection phase detection means;
With
The estimation means estimates the disconnection position of the distribution line based on the reactance component of the distribution line of the disconnected phase detected by the disconnection phase detection means,
The disconnection position estimation apparatus according to any one of claims 1 to 3.
前記配電線に配置された電気信号検出器が電気信号を検出する工程と、
検出された電気信号に基づいて、前記配電線の前記電気信号検出器が配置された位置より下流側のインピーダンス値を検出する工程と、
検出されたインピーダンス値を記録する工程と、
検出されたインピーダンス値に基づいて、前記配電線が断線したか否かを判断する工程と、
前記配電線が断線したと判断された場合に、当該判断の前に記録された断線前インピーダンス値と、当該判断の後に検出された断線後インピーダンス値とに基づいて、前記配電線の断線位置を推定する工程と、
を備えていることを特徴とする断線位置推定方法。 A disconnection position estimation method for estimating a disconnection position of a distribution line,
A step of detecting an electrical signal by an electrical signal detector disposed on the distribution line;
A step of detecting an impedance value downstream of a position where the electric signal detector of the distribution line is disposed based on the detected electric signal;
Recording the detected impedance value;
Determining whether or not the distribution line is disconnected based on the detected impedance value; and
When it is determined that the distribution line is disconnected, the disconnection position of the distribution line is determined based on the impedance value before disconnection recorded before the determination and the impedance value after disconnection detected after the determination. Estimating process;
A disconnection position estimation method characterized by comprising:
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| JP2013046254A JP2014176182A (en) | 2013-03-08 | 2013-03-08 | Disconnection position estimation device and disconnection position estimation method |
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|---|---|---|---|---|
| CN112578314A (en) * | 2020-11-25 | 2021-03-30 | 广东电网有限责任公司 | Single-phase wire breakage detection system for power distribution network |
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