JP2021025787A - 配電系統探査システム - Google Patents

Abstract

【課題】現実の運用に適した架空配電系統探査システムを提供する。【解決手段】少なくとも架空配線区間を含む配電系統に生じる異常を探査するための配電系統探査システムが提供される。配電系統探査システムは、配電系統のそれぞれ異なる位置に配置された複数の測定装置と、複数の測定装置により取得されるそれぞれの測定結果を処理する処理装置とを含む。複数の測定装置の各々は、パルス状の入射波を発生するパルス発生部と、パルス発生部により発生された入射波によって配電系統で生じる電気的変化を測定結果として出力する検出部とを含む。処理装置は、複数の測定装置のうちいずれかの測定装置からの測定結果が予め定められた異常判定条件を満たすと、当該異常判定条件を満たした測定装置の近傍に位置する他の測定装置の測定結果も参照して、配電系統において異常が生じた位置を決定する。【選択図】図３

Description

本発明は、少なくとも架空配線区間を含む配電系統に生じる異常を探査する技術に関する。

発電所で発生した電力は送電線により変電所まで運ばれ、変電所で所定電圧に変換された上で、配電線により電力消費先である需要家まで運ばれる。都市部などでは、地中配電線により電力が需要家まで運ばれるが、それ以外では、架空配電線により電力が需要家まで運ばれる。

架空配電線は、その線路が屋外にあるため、地中配電線に比較して、事故を生じさせる要因が多い。例えば、樹木が架空配電線に接触したり、鳥獣が架空配電線に接触したりするような場合である。万が一、このような事故が発生した場合、その事故点および事故原因を可能な限り早期に探索し、事故原因の除去および復旧を行う必要がある。

特開２０１８−０３１７１８号公報（特許文献１）は、架空配電系統に生じる事故点をより短時間で探索できる架空配電系統探査システムを開示する。

特開２０１８−０３１７１８号公報

上述の特許文献１に開示される架空配電系統探査システムによれば、架空配電系統に生じる事故点をより短時間で探索できるが、現実の運用を考慮すると、事故が生じ得る区間は広大であり、単一の架空配電系統探索装置では十分にカバーできない可能性がある。

本発明は、このような課題を解決するためになされたものであって、その目的は、現実の運用に適した架空配電系統探査システムを提供することである。

本発明のある局面に従えば、少なくとも架空配線区間を含む配電系統に生じる異常を探査するための配電系統探査システムが提供される。配電系統探査システムは、配電系統のそれぞれ異なる位置に配置された複数の測定装置と、複数の測定装置により取得されるそれぞれの測定結果を処理する処理装置とを含む。複数の測定装置の各々は、パルス状の入射波を発生するパルス発生部と、パルス発生部により発生された入射波によって配電系統で生じる電気的変化を測定結果として出力する検出部とを含む。処理装置は、複数の測定装置のうちいずれかの測定装置からの測定結果が予め定められた異常判定条件を満たすと、当該異常判定条件を満たした測定装置の近傍に位置する他の測定装置の測定結果も参照して、配電系統において異常が生じた位置を決定する。

好ましくは、処理装置は、対象とする測定装置が時間波形を測定したときの状況に基づいて、異常が生じた位置を決定する。

好ましくは、異常判定条件は、予め定められた直前の期間に亘る測定結果に依存して決定される。

好ましくは、パルス発生部は、容量性結合を介して、配電系統に入射波を注入するように構成される。

好ましくは、複数の測定装置の各々は、パルス発生部と配電系統との間に配置され、パルス発生部からの入射波を配電系統に導くとともに、配電系統からの入射波に応じた反射波を検出部へ導く方向性結合器をさらに含む。

好ましくは、配電系統探査システムは、配電系統に含まれる分岐経路のいずれかに配置され、いずれかの測定装置からの入射波を当該分岐経路のうち特定の経路に導くフェライトコアをさらに含む。処理装置は、フェライトコアの配置位置に応じて、配電系統において生じる得る異常の位置を決定する。

本発明によれば、現実の運用に適した架空配電系統探査システムを実現できる。

本実施の形態に従う配電系統探査システムの構成例を示す模式図である。 本実施の形態に従う配電系統探査システムにおいて用いられるＴＤＲ測定の概要を説明するための図である。 本実施の形態に従う配電系統探査システムにおいて用いられる測定装置のハードウェア構成例を示す模式図である。 図３に示す方向性結合器の機能を説明するための図である。 本実施の形態に従う配電系統探査システムにおいて用いられるＴＤＲ測定における電圧シフトについて説明するための図である。 本実施の形態に従う測定装置による電圧シフトの影響を評価するための測定結果の一例を示す。 本実施の形態に従う測定装置によるパルス波の注入タイミングを説明するための図である。 本実施の形態に従う測定装置による短絡事故の事故点標定の結果例を示す図である。 本実施の形態に従う測定装置による地絡事故の事故点標定の結果例を示す図である。 本実施の形態に従う測定装置により取得される測定結果の時間的変動の一例を示す図である。 本実施の形態に従う測定装置により取得される測定結果に生じる時間的変動の評価例を示す図である。 本実施の形態に従う配電系統探査システムにおける事故点標定の処理手順を説明するための図である。 本実施の形態に従う測定装置による位置標定に係る処理手順を示すフローチャートである。 本実施の形態に従う測定装置による模擬線路に樹木接触を発生させた状態での測定結果の一例を示す。 本実施の形態に従う測定装置による模擬線路に碍子不良を発生させた状態での測定結果の一例を示す。 本実施の形態に従う測定装置による通常とは異なる状態を検出する処理手順を示すフローチャートである。 事故中に流れる事故電流に基づく事故点の標定を評価するための模擬線路を説明するための図である。 図１７に示す模擬線路において短絡事故が発生中に取得された測定結果の一例を示す。 図１７に示す模擬線路において地絡事故が発生中に取得された測定結果の一例を示す。 本実施の形態に従う配電系統探査システムにおける異常探査の動作例を説明するための図である。 本実施の形態に従う配電系統探査システムにおける異常探査に係る処理手順を示すフローチャートである。 本実施の形態に従う配電系統探査システムにおけるフェライトコアの遮断性能を評価するための模擬線路の一例を示す図である。 図２２に示す模擬線路において測定された時間波形の一例を示す。

本発明の実施の形態について、図面を参照しながら詳細に説明する。なお、図中の同一または相当部分については、同一符号を付してその説明は繰返さない。

＜Ａ．配電系統探査システムの概要＞
まず、本実施の形態に従う配電系統探査システム１における構成および測定方法などについて概略する。

通常の配電系統の運用においては、配電系統を区間毎に区切る自動区分開閉器と自動区分開閉器を制御する配電自動化システムとが用いられる。配電系統に何らかの事故が発生すると、配電自動化システムによりその事故が発生した区間が特定され、事故が発生していない健全な区間について送電が再開される。配電自動化システムでは、何らかの事故が発生した区間を特定できるものの、その区間は相対的に長いので、実際の事故点を特定するための調査（典型的には、線路巡視や架電探査といった作業員による作業）が必要となる。なお、事故点の特定（「標定」とも称される）には、電柱の識別番号などが用いられる。

これに対して、配電系統探査システム１は、少なくとも架空配線区間を含む配電系統に生じる異常を自動的に探査する。本明細書において、「配電系統に生じる異常」との用語は、短絡、地絡、断線などの何らかの事故が発生した状態に加えて、通常とは異なる状態（例えば、漏れ電流が通常よりは多いなど）を含み得る。

図１は、本実施の形態に従う配電系統探査システム１の構成例を示す模式図である。図１を参照して、配電系統探査システム１は、変電所４から電力が供給される１または複数の配電系統２を探査対象とする。配電系統２は、少なくとも架空配線区間を含む。

配電系統探査システム１は、配電系統２のそれぞれ異なる位置に配置された複数の測定装置１００を含む。測定装置１００は、時間領域反射（ＴＤＲ：Time Domain Reflectometry）測定を用いて、配電系統２に生じる異常の探査に必要な測定結果１０を取得する。典型的には、測定装置１００は、配電系統２の任意の位置に単独で配置することもできるし、配電系統２に配置される機器（例えば、開閉器や柱上トランス）の一部として組み込むこともできる。

配電系統探査システム１は、複数の測定装置１００により取得されるそれぞれの測定結果１０を処理する処理装置２００をさらに含む。より具体的には、処理装置２００は、複数の測定装置１００のうちいずれかの測定装置１００からの測定結果１０が予め定められた異常判定条件を満たすと、当該異常判定条件を満たした測定装置１００の近傍に位置する他の測定装置１００の測定結果１０も参照して、配電系統２において異常が生じた位置を決定する。また、処理装置２００は、配電系統２に発生した異常の位置を特定する（事故点を標定する）機能（事故点標定機能）に加えて、配電系統２に生じた事故の種別（短絡、地絡、断線など）を特定する機能（事故種別特定機能）を有していてもよい。処理装置２００において実行される処理の詳細については後述する。

図２は、本実施の形態に従う配電系統探査システム１において用いられるＴＤＲ測定の概要を説明するための図である。図２を参照して、ＴＤＲ測定の手順としては、（１）事故点に向かってパルス波を送出し、（２）パルス波を送出してから事故点で反射するパルス波が到着するまでの時間（すなわち、往復時間ｔ）を測定する。パルス波の伝搬速度ｖとすると、測定装置１００から事故点までのＬは、以下のように示すことができる。

Ｌ＝ｖ×ｔ／２
事故点ではインピーダンスの変化が生じるので、配電系統２にパルス波を注入して事故点で反射して生じる反射波から距離を算出する手法を適用し、事故前後の測定結果の差を算出することで、事故点を標定できる。

但し、配電系統２を流れる負荷電流が大きいと、注入されるパルス波の振幅が相対的に小さくなり、事故点より手前の反射波にも差分が残留する場合がある。また、電流プローブを介してパルスを注入する方式を採用した場合には、配電系統２を流れる負荷電流が大きいと、電流プローブに磁気飽和が生じ、適切なパルス波を配電系統２に注入することができない場合がある。

そこで、本実施の形態に従う配電系統探査システム１を構成する測定装置１００は、容量性結合を介して、パルスを配電系統２に注入するという方式を採用する。

＜Ｂ．測定装置１００のハードウェア構成例＞
次に、本実施の形態に従う配電系統探査システム１において用いられる測定装置１００のハードウェア構成例について説明する。

図３は、本実施の形態に従う配電系統探査システム１において用いられる測定装置１００のハードウェア構成例を示す模式図である。図３を参照して、測定装置１００は、配電系統２に対して注入する入射波（パルス波）の生成および配電系統２に生じる反射波を収集するための測定部１１０と、測定部１１０を配電系統２と電気的に接続するための結合部１４０とを含む。測定装置１００は、加工性のよい樹脂製のケースに収めるようにしてもよい。

測定部１１０と結合部１４０との間は、ノイズを低減するために、同軸ケーブル１０４を介して電気的に接続されている。図３には、配電系統２に含まれる２つの相（２線：「ＣＨ１」および「ＣＨ２」と表す。）を測定可能な構成例を示すが、より多くの相を測定できる構成を採用してもよい。

測定部１１０は、主制御部１０６と、増幅器１２０，１３０と、方向性結合器１２２，１３２と、パルストランス基板１０２とを含む。主制御部１０６は、パルス発生器１１２と、Ａ／Ｄ（Analog to Digital）変換器１１４と、演算部１１６と、通信部１１８とを含む。

パルス発生器１１２は、予め定められたパルス状の入射波を周期的あるいは任意のタイミングで発生する。パルス発生器１１２が発生したパルス波は、主制御部１０６の送信ポートから増幅器１２０，１３０へ供給される。

Ａ／Ｄ変換器１１４は、方向性結合器１２２，１３２から出力される信号（パルス波の反射波成分を含む）を受けて、その波形を示すデジタル信号を出力する。演算部１１６は、Ａ／Ｄ変換器１１４から出力されるデジタル信号を処理して測定結果１０を生成する。測定結果１０を生成する処理の詳細については後述する。このように、Ａ／Ｄ変換器１１４および演算部１１６は、パルス発生器１１２により発生された入射波によって配電系統２で生じる電気的変化を測定結果１０として出力する。

通信部１１８は、演算部１１６により生成される測定結果を処理装置２００などへ送信する。通信部１１８としては、配電系統２を構成する導体を介して信号を伝送する方式を採用してもよいし、ＬＴＥ（Long Term Evolution）や無線ＬＡＮ（Local Area Network）などの無線通信方式を採用してもよい。

増幅器１２０，１３０は、パルス発生器１１２が発生するパルス波を増幅して、方向性結合器１２２，１３２へ供給する。

方向性結合器１２２，１３２は、パルス発生器１１２と配電系統２との間に配置され、パルス発生器１１２からの入射波（パルス波）を配電系統２に導くとともに、配電系統２から入来する信号（入射波（パルス波）に応じた反射波を含む）を主制御部１０６の受信ポート（Ａ／Ｄ変換器１１４）へ導く。

パルストランス基板１０２は、パルス波を含む入射波およびパルス波の反射波成分を含む反射波を伝送するためのインターフェイス回路を含む。より具体的には、パルストランス基板１０２は、方向性結合器１２２，１３２と電気的に接続されるとともに、同軸ケーブル１０４を介して結合部１４０と電気的に接続されている。

図４は、図３に示す方向性結合器１２２，１３２の機能を説明するための図である。方向性結合器１２２，１３２は、あるポートから入射して特定の方向に伝搬する信号の一部を別のポートへ導くことができる回路構成を含む。

図４を参照して、主制御部１０６から送出される入射波（パルス波）が方向性結合器１２２，１３２のポートＰ１に与えられると、方向性結合器１２２、１３２を通過して、ポートＰ２から配電系統２側へ出力される。このとき、実質的に、入射波がポートＰ３側へ導かれることはない。

一方、配電系統２側から反射波が方向性結合器１２２，１３２のポートＰ２に入射すると、入射された反射波に対して周波数特性に従うフィルタリングされた結果がポートＰ３（およびポートＰ１）から出力される。周波数特性としては、低周波カットフィルタを採用することで、配電系統２に現れる商用周波数（６０Ｈｚまたは５０Ｈｚ）の影響をカットできる。本実施の形態に従う測定部１１０においては、約４０ｄＢをカットする低周波カットフィルタを採用する。

このように、方向性結合器１２２，１３２は、主制御部１０６から送出される入射波（パルス波）の影響を除去しつつ、配電系統２からの反射波を主制御部１０６の受信回路（Ａ／Ｄ変換器１１４）で観測できる。このとき、測定部１１０のフィルタリングにより、配電系統２に現れる商用周波数（６０Ｈｚまたは５０Ｈｚ）の影響をカットできる。

方向性結合器１２２，１３２を採用することで、主制御部１０６の送信回路（パルス発生器１１２）および受信回路（Ａ／Ｄ変換器１１４）を同一の伝送線路に組み込むことができる。

なお、方向性結合器１２２，１３２に代えて、高速なスイッチングが可能な切替回路を採用してもよい。

再度図３を参照して、結合部１４０は、結合回路１４２および高圧コンデンサ１４４を含む。高圧コンデンサ１４４は、測定装置１００を探査対象の配電系統２に容量性結合させる部材である。高圧コンデンサ１４４は、例えば、容量が１０００ｐＦ程度の比較的大きなものを採用することが好ましい。このように、パルス発生器１１２は、容量性結合を介して、配電系統２に入射波（パルス波）を注入するように構成される。

結合回路１４２は、同軸ケーブル１０４と高圧コンデンサ１４４との電気的な接続を整合させる。

なお、主制御部１０６の送信回路（パルス発生器１１２）から配電系統２までの経路に整合回路を配置してもよい。このような整合回路を配置することで、電源側での再反射（多重反射）を低減できる。

但し、整合回路を配置することで、反射波の受信レベルが低下する場合には、図３に示すように、整合回路を設けないようにしてもよい。整合回路を省略することで、配電系統２に対して、より振幅の大きなパルス波を注入できる。

測定装置１００においては、配電系統２に含まれる各相にパルス波を注入し、当該パルス波を注入した相に現れるそれぞれの対地電位（ＣＨ１およびＣＨ２に現れるそれぞれの対地電位）を測定することもできるし、相間に現れる電位差（ＣＨ１とＣＨ２と間の差動電圧）を測定することもできる。以下の説明においては、測定装置１００に接続された２つの相に同一のパルス波を注入し、それによって生じる相間に現れる電位差（差動波形）が測定結果とされる。差動波形を用いることで、コモンモードノイズの相殺が可能となり、判定処理などを容易化できる。このような差動波形に代えて、いずれかの相に現れる電位差を測定結果としてもよい。

以下の説明においては、「差分」あるいは「差分波形」という用語を用いることがある。「差分」あるいは「差分波形」は、任意の２つの「差動波形」の差を意味するものであり、「差動」および「差分」は異なる趣旨で用いられることに注意されたい。

＜Ｃ．ＴＤＲ測定＞
次に、本実施の形態に従う配電系統探査システム１において用いられるＴＤＲ測定について説明する。ＴＤＲ測定においては、異常が生じていない定常状態における測定結果と、対象の状態における測定結果とを比較して得られる差分に基づいて、異常の発生あるいは発生の兆候などを検出する。

図５は、本実施の形態に従う配電系統探査システム１において用いられるＴＤＲ測定における電圧シフトについて説明するための図である。図５を参照して、配電系統２に注入されたパルス波は、負荷電流により生じる検出電圧の振幅の大きな波の上に重畳することになる。負荷電流により生じる検出電圧は、約１６．７ｍｓの周期（商用周波数６０Ｈｚの場合）で時間的に変動するが、パルス波のパルス幅は数１０〜数１００ｎｓ程度であるため、測定は、負荷電流の変動周期に比較して極めて短い時間（数百ｎｓ〜数μｓ）だけ行われることになる。そのため、パルス波がその注入されたタイミングにおける負荷電流の大きさだけシフトされたような状態で測定される可能性がある。

しかしながら、本実施の形態に従う測定装置１００を採用することで、このような電圧シフトの影響を実質的に無視できる。

図６は、本実施の形態に従う測定装置１００による電圧シフトの影響を評価するための測定結果の一例を示す。図６には、模擬線路を用いて測定を行った結果を示す。図６（Ａ）には、模擬線路を定常状態（何らの事故も発生していない状態）で電力を供給している場合（充電（定常））、および、模擬線路を定常状態（何らの事故も発生していない状態）で電力を供給していない場合（停電（定常））のそれぞれについて、パルス波を配電系統２に注入して得られた時間波形を示す。図６（Ｂ）には、図６（Ａ）に示す２つの時間波形の差分を示す。

測定装置１００の受信回路（Ａ／Ｄ変換器１１４）のダイナミックレンジが±０．５Ｖであるのに対して、図６（Ｂ）に示すように、２つの時間波形の差分（差分波形）は、最大で±０．０３Ｖの振幅を有するに過ぎない。すなわち、配電系統２に電力を供給している場合としていない場合との差は、測定装置１００の受信回路のダイナミックレンジに対して、４〜６％と極めて小さいので、商用周波数により生じる電圧シフトの影響は実質的に無視できる。

なお、このような顕著な効果は、パルストランス基板１０２および方向性結合器１２２，１３２などによる周波数フィルタの作用によってもたらされると考えられる。

上述したように、本実施の形態に従う測定装置１００を採用した場合には、負荷電流により生じるシフト成分（シフト電圧）を考慮する必要がない。そのため、配電系統２にパルス波を注入した場合の測定結果とパルス波を注入しない場合の測定結果との両方を事前に取得しておく必要がない。

図７は、本実施の形態に従う測定装置１００によるパルス波の注入タイミングを説明するための図である。図７（Ａ）には、電圧シフトの影響を除去しなければならない測定装置を用いた場合の注入タイミングを示す。図７（Ａ）に示すように、電圧シフトの影響を除去するためには、パルス波が注入された測定結果とパルス波が注入されていない測定結果とを同じタイミングで取得する必要がある。すなわち、測定およびパルス波の注入タイミングを商用周波数の位相に合わせることで、電圧シフトの影響を固定することで、測定結果同士を差分することで、電圧シフトの影響を除去する。但し、図７（Ａ）に示す測定では、パルス波の注入タイミングが固定されるという制約とともに、注入頻度も制約される。

これに対して、本実施の形態に従う測定装置１００では、電圧シフトの影響を実質的に無視できるので、パルス波の注入タイミングを商用周波数の特定位相に固定する必要はなく、測定装置１００の都合で任意のタイミングでパルス波を注入できる。これによって、パルス波の注入頻度および測定頻度を増加できるので、時間ダイバーシチ合成などによりノイズを低減して、測定をより安定化できる。

以下、本実施の形態に従う測定装置１００を用いた事故点標定の測定例について説明する。以下の測定結果は、模擬線路に短絡事故および地絡事故をそれぞれ生じさせて、測定装置１００を用いて測定したものである。なお、測定装置１００から各事故点までの距離は、２５０．５［ｍ］である。

図８は、本実施の形態に従う測定装置１００による短絡事故の事故点標定の結果例を示す図である。図８（Ａ）には、模擬線路が定常状態（何らの事故も発生していない状態）にある場合の測定結果（健全（充電））、および、模擬線路に短絡事故を生じさせた状態での測定結果（短絡（停電））を示す。図８（Ｂ）には、図８（Ａ）に示す２つの時間波形の差分を示す。

上述したように、本実施の形態に従う測定装置１００においては、商用周波数により生じる電圧シフトの影響は実質的に無視できる。そのため、異常の発生前後にそれぞれ取得された測定結果の差分を算出することで、事故の検出および事故点の標定ができる。

図８（Ｂ）に示す時間波形の差分（差分波形）において、事故点までの往復時間が１７５０［ｎｓ］であるので、事故点までの距離は２５６．４［ｍ］と算出できる。実際の事故点までの距離が２５０．５［ｍ］であるので、標定誤差としては５．９［ｍ］程度（標定誤差：約２．４％）となり、十分な標定精度を有していることが分かる。

図９は、本実施の形態に従う測定装置１００による地絡事故の事故点標定の結果例を示す図である。図９（Ａ）には、模擬線路が定常状態（何らの事故も発生していない状態）にある場合の測定結果（健全（充電））、および、模擬線路に地絡事故を生じさせた状態での測定結果（地絡（停電））を示す。図９（Ｂ）には、図９（Ａ）に示す２つの時間波形の差分を示す。

図９（Ｂ）に示す時間波形の差分（差分波形）において、事故点までの往復時間が１７５０［ｎｓ］であるので、事故点までの距離は２５６．４［ｍ］と算出できる。実際の事故点までの距離が２５０．５［ｍ］であるので、標定誤差としては５．９［ｍ］程度（標定誤差：約２．４％）となり、十分な標定精度を有していることが分かる。

なお、図９（Ｂ）に示す地絡事故に対して得られた測定結果には、図８（Ｂ）に示す短絡事故に対して得られた測定結果に比較して、ノイズの増加が見られる。

＜Ｄ．基準波形の決定方法＞
次に、配電系統に生じる異常を探査するための基準となる時間波形（以下、「基準波形」とも称す。）の決定方法について説明する。

配電系統２の周囲状況（典型的には、気象の影響）の変化によって測定される時間波形は変化し得る。そのため、配電系統に生じる異常を探査するための基準波形は、予め固定的に定められたものではなく、予め定められた直前の期間において測定された時間波形を用いることが好ましい。

図１０は、本実施の形態に従う測定装置１００により取得される測定結果の時間的変動の一例を示す図である。図１０（Ａ）には、５分間隔で取得した時間波形の差分（差分波形）の一例を示し、図１０（Ｂ）には、１分間隔で取得した時間波形の差分（差分波形）の一例を示す。例えば、表中の「５分−１０分」は、基準時刻から５分経過時に取得された時間波形と、基準時刻から１０分経過時に取得された時間波形との差分を意味する。

図１０に示すように、取得される時間波形は、配電系統２の周囲状況の影響を受けて変動する。但し、図１０（Ａ）と図１０（Ｂ）とを比較すると、測定間隔を短くする（５分間隔から１分間隔）ことで、受ける影響の度合いを小さくできる。そのため、配電系統に生じる異常を探査するための基準波形と、対象となる測定結果との間の測定間隔は、状況に応じて適切に設定する必要がある。

図１１は、本実施の形態に従う測定装置１００により取得される測定結果に生じる時間的変動の評価例を示す図である。図１１には、測定間隔を異ならせて測定結果に生じる時間的変動を評価した結果を示す。図１１において、差分量絶対値は、差分波形の振幅の最大値を示す。

なお、各測定においては、測定間隔に応じた回数だけ時間波形（例えば、測定期間３［ｍｓ］）を繰り返し測定してアベレージング処理を行った。

図１１に示すように、測定間隔が長くなると、差分量絶対値は増大する傾向がある。一方、測定間隔が短すぎる場合も差分量絶対値は増大する傾向がある。これは、測定間隔が短すぎると、取得できる時間波形が少なくなり、アベレージングによるノイズ低減効果が薄まるためと想定される。

図１１に示す測定結果によれば、測定間隔は１０［秒］程度とすることで、アベレージング回数も適度に確保できて、差分量絶対値（すなわち、時間的変動）を低減できることが分かる。なお、図１１に示す測定結果は一例であり、対象の配電系統２の状況に応じて、測定間隔は適宜設定することが好ましい。

図１２は、本実施の形態に従う配電系統探査システム１における事故点標定の処理手順を説明するための図である。図１２を参照して、任意のイベントタイミング（Ｎ秒）の予め定められた直前の期間に亘る測定結果に基づいて、異常判定条件を構成する基準波形が決定される。上述したように、測定間隔を１０［秒］と設定した場合には、任意のイベントタイミングの１０［秒］程度前から測定結果を繰り返し取得する（（１）１０秒程度データ蓄積）。この繰り返し取得された測定結果をアベレージング処理することで、対象のイベントタイミング（Ｎ秒）についての基準波形が生成される。

そして、対象のイベントタイミング（Ｎ秒）において取得された測定結果（対象の時間波形）と基準波形との差分波形が算出される（（２）事故前との差分波形）。この算出された差分波形が異常判定条件（この例では、差分波形の振幅が所定のしきい値以上となること）が満たされるか否かが判断される。そして、異常判定条件を満たすと判定された差分波形に基づいて、事故点までの距離が算出される（（３）距離算出）。

なお、図１２に示す事故点評点の処理は、どのような形態で実装されてもよい。
例えば、時間波形を連続的に取得しておき、変電所でのリレー検出等のイベントが発生すると、事後的に、イベント点から１０秒程度前の時間波形から基準波形を決定し、事故点までの距離が算出するようにしてもよい。

あるいは、１０秒程度の時間波形から基準波形を繰り返し決定し、評価対象のタイミングにおいて取得された時間波形において、何らかの異常が発生しているか否かを判断するようにしてもよい。さらに、基準波形と評価対象のタイミングで取得された時間波形との差分（差分波形）の振幅が所定のしきい値以上になることを条件に、事故点までの距離を算出するようにしてもよい。

本実施の形態に従う配電系統探査システム１においては、予め定められた直前の期間に亘る測定結果に基づいて基準波形が決定され、その決定された基準波形に対する差分を時間的特徴として、配電系統２に生じる異常の有無および事故点までの距離の算出が行われる。このように、配電系統に生じる異常を検出するための異常判定条件は、予め定められた直前の期間に亘る測定結果に依存して決定されてもよい。このような異常判定条件を採用することで、対象の配電系統２の状況の変化に対応して、より正確に異常の発生を検出できる。

＜Ｅ．事故発生に伴う位置標定＞
次に、事故が発生した場合の測定装置１００での位置標定に係る処理手順について説明する。

図１３は、本実施の形態に従う測定装置１００による位置標定に係る処理手順を示すフローチャートである。図１３に示す各ステップは、測定装置１００あるいは測定装置１００から測定結果を収集する処理装置２００によって実行されてもよい。

図１３を参照して、所定の周期で測定結果（差動波形）を収集する（ステップＳ１００）。変電所においてリレー検出等のイベントが発生したか否かを判断する（ステップＳ１０２）。変電所においてリレー検出等のイベントが発生していなければ（ステップＳ１０２においてＮＯ）、ステップＳ１００以下の処理が繰返される。

変電所においてリレー検出等のイベントが発生していれば（ステップＳ１０２においてＹＥＳ）、直前の所定期間（例えば、１０秒）において収集された測定結果（差動波形）に基づいて基準波形を決定する（ステップＳ１０４）。イベントの発生時または発生後に収集された測定結果（差動波形）と基準波形との差分の時間波形（差分波形）を算出し（ステップＳ１０６）、算出した差分波形の振幅が所定のしきい値以上であるか否かを判断する（ステップＳ１０８）。

算出した差分波形の振幅が所定のしきい値以上であれば（ステップＳ１０８においてＹＥＳ）、差分波形の振幅が所定のしきい値以上である時間軸上の位置に基づいて、事故点までの距離を算出する（ステップＳ１１０）。

一方、算出した差分波形の振幅が所定のしきい値未満であれば（ステップＳ１０８においてＮＯ）、事故の発生は対象の測定装置１００の監視範囲外であると決定する（ステップＳ１１２）。この場合、事故点までの距離は算出されない。

そして、ステップＳ１１０またはステップＳ１１２における算出あるいは決定の結果が出力される（ステップＳ１１４）。そして、ステップＳ１００以下の処理が繰返される。

＜Ｆ．常時監視による異常検出＞
上述したように、本実施の形態に従う配電系統探査システム１は、短絡、地絡、断線などの何らかの事故の発生の検出に加えて、通常とは異なる状態（例えば、漏れ電流が通常よりは多いなど）を検出できる。このような通常とは異なる状態を検出するために、対象の配電系統２を常時監視することが好ましい。対象の配電系統２を常時監視することで、事故に至らない程度の状態変化を検出でき、これによって、事故を未然に防止することもできる。また、事故発生の後、その事故点が消失するような形態についても、事故点を標定し得る。

（ｆ１：通常とは異なる状態の検出）
配電系統２を常時監視することで、通常とは異なる状態を検出して、事故の発生を未然に防止できる。すなわち、本実施の形態によれば、何らかの事故が発生してから事故点を標定するのではなく、常時監視することで、平常時に比較して何らかの状態変化がある位置を標定する。

具体的には、収集される測定結果（差動波形）同士の差分を繰り返し算出することで、事故には至らないまでも、通常とは異なる異常を検出できる。

図１４は、本実施の形態に従う測定装置１００による模擬線路に樹木接触を発生させた状態での測定結果の一例を示す。樹木接触は、一種の線間の短絡に相当する。図１４（Ａ）には、模擬線路を定常状態（何らの事故も発生していない状態）（健全）、および、模擬線路に樹木接触を発生させた状態（線間樹木）のそれぞれについて、パルス波を配電系統２に注入して得られた時間波形を示す。なお、図１４（Ａ）に示す時間波形は、１００回のアベレージング処理（平均化処理）を施した結果である。図１４（Ｂ）には、図１４（Ａ）に示す２つの時間波形の差分、その差分についての移動平均、およびその移動平均に対する１次微分の波形を示す。

模擬線路に対して事故には至らない異常が発生しただけであるので、測定結果の差分（時間波形）には樹木接触が発生している位置を示す情報が現れているが、ノイズ成分も相対的に大きい。そのため、差分の時間波形の移動平均を算出し、その算出した移動平均に対する１次微分（移動平均に生じるオフセットを除去する趣旨）の波形を用いることで、樹木接触が発生している位置を示す情報を確実に抽出できる。

このような差分波形に対する信号処理によって得られた測定結果に基づいて距離を算出すると、７６．４［ｍ］と算出された。実際の距離が７２．５［ｍ］であったので、標定誤差としては３．９［ｍ］程度（標定誤差：約５．８％）となり、十分な標定精度を有していることが分かる。

図１５は、本実施の形態に従う測定装置１００による模擬線路に碍子不良を発生させた状態での測定結果の一例を示す。不良碍子の存在は、一種の地絡あるいは線間の短絡に相当する。図１５（Ａ）には、模擬線路を定常状態（何らの事故も発生していない状態）（健全）、および、模擬線路に不良碍子が存在する状態（不良碍子）のそれぞれについて、パルス波を配電系統２に注入して得られた時間波形を示す。なお、図１５（Ａ）に示す時間波形は、１００回のアベレージング処理（平均化処理）を施した結果である。図１５（Ｂ）には、図１５（Ａ）に示す２つの時間波形の差分、その差分についての移動平均、およびその移動平均に対する１次微分の波形を示す。

模擬線路に対して事故には至らない異常が発生しただけであるので、測定結果の差分（時間波形）には碍子不良が発生している位置を示す情報が現れているが、ノイズ成分も相対的に大きい。そのため、差分の時間波形の移動平均を算出し、その算出した移動平均に対する１次微分（移動平均に生じるオフセットを除去する趣旨）の波形を用いることで、碍子不良が発生している位置を示す情報を確実に抽出できる。

このような差分波形に対する信号処理によって得られた測定結果に基づいて距離を算出すると、７９．１［ｍ］と算出された。実際の距離が６７．５［ｍ］であったので、標定誤差としては１１．６［ｍ］程度（標定誤差：約１７％）となり、標定精度がやや低いが、配電系統２の保守においては十分実用的な精度である。

図１６は、本実施の形態に従う測定装置１００による通常とは異なる状態を検出する処理手順を示すフローチャートである。図１６に示す各ステップは、測定装置１００あるいは測定装置１００から測定結果を収集する処理装置２００によって実行されてもよい。

図１６を参照して、所定の周期で測定結果（差動波形）を収集する（ステップＳ２００）。予め定められた判定周期が到来したか否かを判断する（ステップＳ２０２）。予め定められた判定周期が到来していなければ（ステップＳ２０２においてＮＯ）、ステップＳ２００以下の処理が繰返される。

予め定められた判定周期が到来していれば（ステップＳ２０２においてＹＥＳ）、直前の所定期間（例えば、１０秒）において収集された測定結果（差動波形）に基づいて基準波形を決定する（ステップＳ２０４）。当該判定周期のタイミングまたはそれ以降に収集された測定結果（差動波形）と基準波形との差分の時間波形（差分波形）を算出し（ステップＳ２０６）、算出した差分波形の移動平均を算出する（ステップＳ２０８）。さらに、算出した移動平均に対する１次微分を算出する（ステップＳ２１０）。そして、算出した１次微分の振幅が所定のしきい値以上であるか否かを判断する（ステップＳ２１２）。

算出した１次微分の振幅が所定のしきい値以上であれば（ステップＳ２１２においてＹＥＳ）、対象の配電系統２に何らかの異常が発生していると決定し（ステップＳ２１４）、１次微分の振幅が所定のしきい値以上である時間軸上の位置に基づいて、何らかの異常が発生している点までの距離を算出する（ステップＳ２１６）。

一方、算出した１次微分の振幅が所定のしきい値未満であれば（ステップＳ２１２においてＮＯ）、対象の配電系統２は正常であると決定する（ステップＳ２１８）。この場合、事故点までの距離は算出されない。

そして、ステップＳ２１４およびＳ２１６またはステップＳ２１８における算出あるいは決定の結果が出力される（ステップＳ２２０）。そして、ステップＳ２００以下の処理が繰返される。

（ｆ２：事故後に消滅する事故点の標定）
配電系統２を常時監視することで、永久事故モードにはならない事故についても事故点を標定できる。例えば、何らかの事故が発生した後、事故電流によって事故点が消滅するような場合がある。例えば、線間短絡を生じた樹木が事故電流によって脱落するような場合である。このような場合には、事故発生後にパルス波を入射しても、反射波が生じないので、事故点を標定することができない。

しかしながら、事故中（すなわち、事故電流が流れている最中）には、パルス波に対する反射波が発生するので、その反射波を利用することで、事故点を標定できる。以下、事故中に流れる電流による事故点の標定について説明する。

図１７は、事故中に流れる事故電流に基づく事故点の標定を評価するための模擬線路を説明するための図である。図１７を参照して、模擬線路に２つの測定装置１００を配置する（２２号柱および２４号柱）とともに、２３Ｅ２号柱において、短絡事故および地絡事故を発生させて事故電流を測定した。なお、短絡事故および地絡事故は、鳥類を模して鶏肉を導体として利用した。鶏肉を導体として利用することで、事故電流による加熱によって導体として機能しなくなるため、一瞬の事故を模擬できる。このとき、２２号柱には事故電流が流れ、２４号柱には事故電流が流れない。

図１８は、図１７に示す模擬線路において短絡事故が発生中に取得された測定結果の一例を示す。図１８（Ａ）には、図１７の模擬線路の２２号柱に配置された測定装置１００において収集された差分波形（定常状態と事故発生中との差分）を示し、図１８（Ｂ）には、図１７の模擬線路の２４号柱に配置された測定装置１００において収集された差分波形（定常状態と事故発生中との差分）を示す。

図１８（Ａ）および図１８（Ｂ）に示すように、２２号柱および２４号柱に配置されたそれぞれの測定装置１００において事故点を標定できる。図１８（Ａ）に示す差分波形によれば、事故点までの距離は７６．４［ｍ］となり、実際の事故点までの距離は６７．５［ｍ］であるので、標定誤差としては８．９［ｍ］（標定誤差：約１３％）となる。図１８（Ｂ）に示す差分波形によれば、事故点までの距離は１０５．９［ｍ］となり、実際の事故点までの距離は９２．５［ｍ］であるので、標定誤差としては１３．４［ｍ］（標定誤差：約１４％）となる。標定誤差はやや大きいが、十分実用的な精度である。

このように、常時監視することにより、事故発生中の瞬間的な変化を捉えることができる。また、事故電流が流れる位置および事故電流が流れない位置のいずれにおいても、事故点を標定できる。

図１９は、図１７に示す模擬線路において地絡事故が発生中に取得された測定結果の一例を示す。図１９（Ａ）には、図１７の模擬線路の２２号柱に配置された測定装置１００において収集された差分波形（定常状態と事故発生中との差分）を示し、図１９（Ｂ）には、図１７の模擬線路の２４号柱に配置された測定装置１００において収集された差分波形（定常状態と事故発生中との差分）を示す。

図１９（Ａ）および図１９（Ｂ）に示すように、２２号柱および２４号柱に配置されたそれぞれの測定装置１００において事故点を標定できる。図１９（Ａ）に示す差分波形によれば、事故点までの距離は７６．３［ｍ］となり、実際の事故点までの距離は６７．５［ｍ］であるので、標定誤差としては８．８［ｍ］（標定誤差：約１３％）となる。図１９（Ｂ）に示す差分波形によれば、事故点までの距離は１０５．３［ｍ］となり、実際の事故点までの距離は９２．５［ｍ］であるので、標定誤差としては１２．８［ｍ］（標定誤差：約１４％）となる。標定誤差はやや大きいが、十分実用的な精度である。

このように、常時監視することにより、事故発生中の瞬間的な変化を捉えることができる。また、事故電流が流れる位置および事故電流が流れない位置のいずれにおいても、事故点を標定できる。

このように、常時監視することで、樹木接触などの一時的に発生する事故の検出およびその事故の事故点の標定が可能になる。

＜Ｇ．配電系統における異常の探索＞
本実施の形態に従う配電系統探査システム１においては、配電系統２に分散配置された複数の測定装置１００による測定結果１０に基づいて、配電系統２内に何らかの異常の発生の検出、および、発生した異常の位置の特定（標定）を行う。

特に、配電系統２の線路長が長くなるほど、注入されるパルス波が分岐部などで減衰するために、測定装置１００を分散配置することで、配電系統２を網羅的な監視が可能となる。

上述したように、本実施の形態に従う配電系統探査システム１は、短絡、地絡、断線などの何らかの事故が発生した状態に加えて、通常とは異なる状態（例えば、漏れ電流が通常よりは多いなど）を検出できる。さらに、事故後に事故要因が消滅して復旧するような事故についても検出が可能である。各測定装置１００により収集されるそれぞれの測定結果１０を処理装置２００に集約することで、配電系統２に生じた事故や、配電系統２に生じる事故の予兆などを検出できる。また、不具合が生じている設備などを特定することもできる。これによって、電力の供給に支障を生じるような事故の発生前に、設備の改修が可能となる。

図２０は、本実施の形態に従う配電系統探査システム１における異常探査の動作例を説明するための図である。図２０を参照して、例えば、測定装置１００−１と測定装置１００−２との間の位置で何らかの事故（例えば、地絡事故）が発生したとする。この場合、変電所４から事故点には事故電流が流れることになるが、事故点より下流側（負荷側）の配線区間には事故電流は流れない。図２０に示す例において、配電系統２の測定装置１００−１が接続されている位置には事故電流が流れるが、配電系統２の測定装置１００−２が接続されている位置には事故電流が流れない。

一方で、変電所４でのリレー検出等のイベントが発生すると、測定装置１００−１および１００−２は、測定を開始する。この測定において、測定装置１００−１および１００−２は、いずれも事故点を標定することができる。

処理装置２００は、測定装置１００−１および１００−２からの測定結果として、収集された時間波形および／または評点した事故点までの距離などを収集する。さらに、処理装置２００は、測定装置１００−１および１００−２における事故電流の有無を示す情報なども測定結果として収集する。

そして、処理装置２００は、測定装置１００−１および１００−２における事故電流の有無を示す情報に基づいて、配電系統２内の事故点を特定できる。このように、事故電流情報の活用により異常が発生した方向などを特定できる。すなわち、処理装置２００は、対象とする測定装置１００が時間波形を測定したときの状況（例えば、事故電流の有無や事故電流の流れる方向など）に基づいて、異常が生じた位置を決定する。

図２０には、典型例として、隣接する２つの測定装置１００からの測定結果を利用する典型的な構成として、２つの測定装置１００の測定結果に基づいて、配電系統２内の異常を探索する例を示すが、より多くの測定装置１００からの測定結果を利用して、同一の異常を探索するようにしてもよい。

図２１は、本実施の形態に従う配電系統探査システム１における異常探査に係る処理手順を示すフローチャートである。図２１に示す各ステップは、測定装置１００あるいは測定装置１００から測定結果を収集する処理装置２００によって実行されてもよい。

図２１を参照して、配電系統２に含まれる各測定装置１００についての異常検出の結果（配電系統２に生じる異常の有無、および、異常が発生している場合には、その異常が発生している地点までの距離など）が収集される（ステップＳ３００）。なお、各測定装置１００についての異常検出の結果は、各測定装置１００において異常検出の処理が実行されることで得られてもよいし、各測定装置１００からの測定結果１０を収集して、処理装置２００が異常検出の処理が実行することで得られてもよい。また、異常検出の処理は、典型的には、上述の図１３および図１６に示すような処理手順によって実行される。

そして、何らかの異常が発生していることが検出された測定装置１００が存在するか否かが判断される（ステップＳ３０２）。何らかの異常が発生していることが検出された測定装置１００が存在しなければ（ステップＳ３０２においてＮＯ）、ステップＳ３００以下の処理が繰返される。

何らかの異常が発生していることが検出された測定装置１００が存在すれば（ステップＳ３０２においてＹＥＳ）、当該何らかの異常が発生していることが検出された測定装置１００の近傍に配置された測定装置１００についての異常検出の結果が集約される（ステップＳ３０４）。そして、近傍に配置された複数の測定装置１００についての異常検出の結果に基づいて、配電系統２内で発生している異常の特定および特定された異常が発生している位置などが標定される（ステップＳ３０６）。ステップＳ３０６においては、各測定装置１００における異常電流の有無などに基づいて、事故点を標定する処理が実行されてもよい。このように、処理装置２００は、複数の測定装置１００のうちいずれかの測定装置１００からの測定結果が予め定められた異常判定条件を満たすと、当該異常判定条件を満たした測定装置１００の近傍に位置する他の測定装置１００の測定結果も参照して、配電系統２において異常が生じた位置を決定する。なお、異常判定条件としては、差分波形の振幅が所定のしきい値以上となることなどを含む。

最終的に、異常の特定および異常が発生している位置などの情報が出力される（ステップＳ３０８）。そして、ステップＳ３００以下の処理が繰返される。

＜Ｈ．回線選択＞
架空配電系統には分岐経路が存在する場合がある。このような分岐経路が存在する場合には、測定装置１００から事故点までの距離を算出できたとしても、いずれの分岐経路に事故点があるのかを特定することができない場合がある。すなわち、事故点となり得る複数の候補が存在することになる。そこで、必要に応じて、分岐経路に対してフェライトコアを配置することで、入射波（パルス波）および反射波が生じる分岐経路を選択するようにしてもよい。これは、フェライトコアを配置した分岐経路については、パルス波の透過が制限される機能を利用したものである。フェライトコアを配置した分岐経路については、入射側から見た入力インピーダンスあるいは透過係数／反射係数が変化することになる。このような作用を利用して、事故点を標定する対象を選択するようにしてもよい。

このようなフェライトコアのパルス波の遮断性能について説明する。
図２２は、本実施の形態に従う配電系統探査システム１におけるフェライトコアの遮断性能を評価するための模擬線路の一例を示す図である。図２２を参照して、模擬線路に含まれる分岐経路にフェライトコアを配置していない状態と配置した状態とのそれぞれについて、パルス波を入射して配電系統２に現れる時間波形を測定する。

図２３は、図２２に示す模擬線路において測定された時間波形の一例を示す。図２３には、分岐経路にフェライトコアを配置していない状態で測定された時間波形（フェライトコアなし）と、分岐経路にフェライトコアを配置した状態で測定された時間波形（フェライトコアあり）とを同一の時間軸上に示す。

図２３に示すように、分岐経路にフェライトコアを配置した状態で測定された時間波形においては、分岐経路にフェライトコアを配置していない状態で測定された時間波形に比較して、フェライトコアを配置した分岐経路上に存在する２３Ｅ１号柱および２３Ｅ２号柱からの反射成分が抑制されていることが分かる。

図２３に示す時間波形によれば、分岐経路にフェライトコアを配置することで、当該フェライトコアが配置された分岐経路へのパルス波の侵入を低減でき、探査対象から除外できる。すなわち、配電系統２が複数の分岐経路を含む場合において、フェライトコアを配置していない分岐経路が探査対象となる。

このように、配電系統２に含まれる分岐経路のいずれかに配置され、いずれかの測定装置１００からのパルス波（入射波）を当該分岐経路のうち特定の経路に導くフェライトコアを配置してもよい。この場合、処理装置２００は、フェライトコアの配置位置に応じて、配電系統２において生じる得る異常の位置を決定する。

さらに、フェライトコアの配置あるいは取り外しを自動的に行うような構成を採用してもよい。このような構成を採用することで、何らかの事故が発生した場合や、異常の有無を判断する場合などに、探査範囲を任意にコントロールできる。

＜Ｉ．利点＞
本実施の形態に従う配電系統探査システム１によれば、配電系統２内に分散配置された複数の測定装置１００による測定結果１０を用いて、配電系統２に生じた何らかの異常を検出できるとともに、当該異常が発生した位置を特定できる。

本実施の形態に従う配電系統探査システム１によれば、配電系統２内に生じ得る、短絡、地絡、断線などの何らかの事故が発生した状態に加えて、通常とは異なる状態（例えば、漏れ電流が通常よりは多いなど）を検出できる。

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。

１ 配電系統探査システム、２ 配電系統、４ 変電所、１０ 測定結果、１００ 測定装置、１０２ パルストランス基板、１０４ 同軸ケーブル、１０６ 主制御部、１１０ 測定部、１１２ パルス発生器、１１４ Ａ／Ｄ変換器、１１６ 演算部、１１８ 通信部、１２０，１３０ 増幅器、１２２，１３２ 方向性結合器、１４０ 結合部、１４２ 結合回路、１４４ 高圧コンデンサ、２００ 処理装置。

Claims (6)

1. 少なくとも架空配線区間を含む配電系統に生じる異常を探査するための配電系統探査システムであって、
   前記配電系統のそれぞれ異なる位置に配置された複数の測定装置と、
   前記複数の測定装置により取得されるそれぞれの測定結果を処理する処理装置とを備え、
   前記複数の測定装置の各々は、
   パルス状の入射波を発生するパルス発生部と、
   前記パルス発生部により発生された入射波によって前記配電系統で生じる電気的変化を測定結果として出力する検出部とを含み、
   前記処理装置は、前記複数の測定装置のうちいずれかの測定装置からの測定結果が予め定められた異常判定条件を満たすと、当該異常判定条件を満たした測定装置の近傍に位置する他の測定装置の測定結果も参照して、前記配電系統において異常が生じた位置を決定する、配電系統探査システム。
2. 前記処理装置は、対象とする測定装置が時間波形を測定したときの状況に基づいて、前記異常が生じた位置を決定する、請求項１に記載の配電系統探査システム。
3. 前記異常判定条件は、予め定められた直前の期間に亘る測定結果に依存して決定される、請求項１または２に記載の配電系統探査システム。
4. 前記パルス発生部は、容量性結合を介して、前記配電系統に前記入射波を注入するように構成される、請求項１〜３のいずれか１項に記載の配電系統探査システム。
5. 前記複数の測定装置の各々は、前記パルス発生部と前記配電系統との間に配置され、前記パルス発生部からの前記入射波を前記配電系統に導くとともに、前記配電系統からの前記入射波に応じた反射波を前記検出部へ導く方向性結合器をさらに含む、請求項１〜４のいずれか１項に記載の配電系統探査システム。
6. 前記配電系統に含まれる分岐経路のいずれかに配置され、いずれかの測定装置からの入射波を当該分岐経路のうち特定の経路に導くフェライトコアをさらに備え、
   前記処理装置は、前記フェライトコアの配置位置に応じて、前記配電系統において生じる得る異常の位置を決定する、請求項１〜５のいずれか１に記載の配電系統探査システム。