JP2024513381A - 配電網の低電圧部分からの測定値を使用して中低電圧配電網の故障を識別し故障位置を特定する方法 - Google Patents

Abstract

配電網の特定のＬＶノードに割り当てられたメータ装置を備える監視インフラストラクチャを備え、監視インフラストラクチャは、中央処理装置と、メータ装置と中央処理装置との間の通信を可能にするために構成された通信手段とをさらに備える、МＶおよびＬＶ配電網の故障を検出し、故障位置を特定する方法であって、Ｉ：前記メータ装置に、電圧ｖ（ｔ）および電流ｉ（ｔ）を計測させ、ＩＩ：前記メータ装置に、連続する評価時間窓のそれぞれについて、前記ノード逆相電圧（Ｖｎｅｇ）の前記平均値を計算させ、さらに、前の評価時間窓に対する計算された平均値の変動を計算させ、ＩＩＩ：前記メータ装置に、評価時間窓のそれぞれについて「前記ノード逆相電圧（Ｖｎｅｇ－ｒｌｔｖ）の前記平均値の前記変動が、第１の所定の閾値より大きい」という第１の基準を評価させ、前記評価が特定の評価時間窓について肯定的である場合、前記特定の評価時間窓について前記計算された変動を含む故障通知を前記中央処理装置に送信させ、ＩＶ：配電網トポロジー情報を用いて故障位置を特定するために、前記中央処理装置に、所定のタイムラグ窓の間に受信した故障通知を使用させる。【選択図】図７

Description

本発明は、配電網の低電圧部分からの測定値を使用して、配電網のパラメータや特性の情報が無くても、中低圧配電網の単相および多相の故障を識別し故障位置を特定する方法に関する。

配電網は、中電圧（МＶ）および低電圧（ＬＶ）の物理ノードと、МＶノードを互いに接続する物理МＶブランチと、ＬＶノードを互いに接続する物理ＬＶブランチと、МＶノードをＬＶノードに接続するように構成された複数のМＶ／ＬＶ変圧器を備えている。このようなМＶおよびＬＶ配電網は、通常、ＨＶ／МＶ変圧器を介して上流（送電）網に接続される。

配電網では、人為的ミスや自然現象、あるいは配電設備の老朽化や故障が原因で、故障や停電が発生することがある。МＶおよびＬＶ配電網における故障の位置を迅速かつ正確に把握することは、電力供給の中断時間を最小限に抑えるために、配電網運用者にとって最も重要かつ重大な責務である。配電網運用者は、故障管理のために膨大な労力（マンパワー）を費やし、様々なインフラに投資しているが、故障管理プロセスの大部分は依然として手作業で行われている。ちなみに、МＶ配電網で発生した故障の迅速な管理は、影響を受けるエンドカスタマーの数がはるかに多いため、ＬＶ配電網よりも重要である。

効率的で迅速な故障管理メカニズムがますます重要になってきているのは、ｉ）社会が電力の無停電供給にますます依存するようになっていること、ｉｉ）多くの配電網のインフラが古く、故障しやすいこと、ｉｉｉ）異常気象が停電を引き起こすこと、ｉｖ）再生可能エネルギー生産と分散型エネルギー供給の増加、さらに輸送と冷暖房の電化の普及が、配電網にさらなる圧力をかけているからである。このような課題に対処するため、配電網運用者は、保護システムと連携して故障の識別と検出を行うさまざまな機器を使用している。

故障インジケータの主な機能は、故障発生の検出と故障位置の特定情報の提供である。故障位置データは、高圧送電網に対する故障インジケータの故障位置への方向（上流・下流）、または故障インジケータから故障位置までの距離（メートルまたはキロメートル）として提供される。これらの方法は一般的に、１）故障通過インジケータ法、２）インピーダンスに基づく方法、および３）時間反転に基づく方法に分類される。

１）故障通過インジケータ法：市場にある既存の故障検出装置のほとんどは、故障方向情報を上流および下流として提供している。現在、工業製品に使用されている故障通過インジケータ（ＦＰＩ）や地絡インジケータ（ＥＦＩ）などの方法は、通常以下のアプローチに基づいている。
・零相電流の測定または計算、およびその大きさと高調波内容の分析。
・ワットメトリック法として知られる電圧と電流の零相の符号の使用。
・ヴィッシャー法として知られる有効電力零相の符号の使用。
・無効電力零相の符号の使用。
・ＱＵ法として知られる、零相電圧（Ｕ０）と零相電流（Ｑ０）の積分との関係の解析。
・相毎のアドミタンスの解析

これらの方法は、МＶ送電網の故障の識別において、以下に挙げるようないくつかの課題に直面している。
・МＶ電圧と電流を測定する必要があり、これには電圧および電流の変圧器が必要である。これらのセンサは高価であり、その設置には電力供給の遮断、送電網トポロジーの巧みな構築、そして可能な限りのケーブルヘッドエンド等の古いインフラの交換が必要であり、困難である。
・リングメインユニットの分圧器等、利用可能なМＶ電圧センサを使用しても、十分に正確な測定をすることができず、故障の識別結果が不正確になる可能性がある。
・特に絶縁送電網や補償送電網、そして高インピーダンス故障では、信頼性の高い故障の識別結果は得られない。

２）インピーダンスに基づく方法：インピーダンスに基づく方法では、状態推定を用いて送電網の変化を識別するために送電網のインピーダンス情報を使用して複数の測定点の間の距離と故障位置を特定し［３］、零相における共振周波数を決定し［１］、ＬＶ測定値を用いて電圧低下を分析し［４］、ＬＶ送電網における逆相電圧を分析する［５］、［６］および［７］。

例えば［３］のような状態推定に基づく手法を使用する際の主な課題は、ｉ）高価な計測インフラである正確な時刻同期を備えたＭＶ送電網の位相測定ユニットと、ｉｉ）正確な送電網トポロジー（ノードと送電線間の連結性行列）とパラメータ（送電線の抵抗、リアクタンス、サセプタンスなど）が必要なことである。

［１］では、測定されたゼロ系列電流信号の共振周波数を分析することにより、計測ユニットと故障位置間の距離を推定する共振周波数ベースの方法が提案されている。これらの手法の主な課題は、ｉ）МＶ送電網の計測ユニットと、ｉｉ）推定する必要があるが利用することができない、送電網の零相パラメータ（零相インダクタンスやサセプタンスなど）の正確な値が必要なことである。

МＶ計測ユニットの設置に関連するコストと困難を軽減するために、［４］、［５］、［６］、［７］は、МＶ故障位置の特定にＬＶ送電網の電圧計測を使用する方法を提案している。

［４］では、複数の測定点における基本送電網周波数（５０Ｈｚまたは６０Ｈｚ）の同期電圧位相の電圧降下、および送電網トポロジーとパラメータが入力として使用されている。この方法の欠点は、補償送電網や絶縁送電網のような特定の接地構成において単相МＶ故障が発生した場合に、信頼できる情報を提供できないことである。さらに、この方法は、МＶ送電網のインピーダンス（抵抗、リアクタンス、サセプタンス）の正確な情報を別の入力として必要とするが、これは必ずしも入手可能であったり、信頼できるものであったりする訳ではない。また、この方法では、電圧降下がМＶ故障によるものかＬＶ故障によるものかを区別することはできない。

参考文献［５］は、МＶ／ＬＶ変圧器のＬＶ側で測定された基本周波数における電圧の正負比を用いて、非対称故障の場合にМＶ送電網の故障区間を識別する方法を提案している。この方法の主な課題は、ｉ）中性点接地がなされた送電網で機能し、電圧の基本周波数成分が故障の影響を受けない補償送電網や絶縁送電網では機能しないこと、およびｉｉ）逆相の変動がＬＶ故障によるものかМＶ故障によるものかを区別できないことである。

［６］および［７］では、МＶフィーダに沿った複数の故障点が想定され、すべての故障点について故障確率が計算される。入力として、この方法は、МＶ送電網の逆相のアドミタンス行列と、МＶ／ＬＶ変圧器のＬＶ側の逆相電圧の基本周波数の測定値と、すべてのМＶフィーダの出発点における電流の逆相の測定値を必要とする。この方法の主な難点は、ｉ）送電網パラメータの情報が信頼できないおよび／または入手できないこと、ｉｉ）МＶとＬＶで必要な測定値を同期させる必要があること、ｉｉｉ）電圧逆相の変化がМＶ故障、ＬＶ故障、または負荷の変動によるものであるかを区別できないこと、およびｉｖ）この方法はМＶ送電網の地絡のみについて位置を特定し、他の種類の故障については洞察できないことである。

３）時間反転に基づく方法：これらの方法は、測定センサと故障位置の間の波の伝搬を捕捉するために、非常に高い周波数（ＭＨｚの範囲）でサンプリングされた信号と非常に正確な時間同期（ナノ秒の精度）を使用する［２］。時間反転に基づく方法を広く用いることを非現実的なものとするこれらの主な課題は、ｉ）ＭＶ送電網における非常に高価なセンサ、ｉｉ）正確な送電網トポロジー（ノードと送電線間の接続マトリックスなど）とパラメータ（送電線の抵抗、リアクタンス、サセプタンスなど）、およびｉｉｉ）故障発生時間の情報を提供する外部システムが必要になることである。

ＬＶ送電網における故障検出装置の実用化は、ｉ）多くの故障検出装置を必要とするＬＶ送電網が広く分布していること、ｉｉ）配電網における監視インフラが不足していること、そしてｉｉｉ）МＶ送電網の故障に比べ、供給が停止するエンドカスタマーの数に与える影響が小さいことから、非常に限られている。これまでのところ、ＬＶ送電網の故障は、エンドカスタマーからの電話やスマートメーターからの通知によって、配電網運用者に通知されている。これらの通知は必ずしもタイムリーではなく、その結果、供給の中断期間が長くなる。

したがって、本発明の目的は、従来技術における上述した問題点を軽減することである。本発明は、添付の請求項１に従って、中電圧（МＶ）および低電圧（ＬＶ）配電網における故障を検出し、故障位置を特定する方法を提供することにより、この目的およびその他の目的を達成する。

「メータ装置」という表現は、データ（例えば電圧レベルや電流）を測定し記録する電子装置を意味すると理解されるべきである。本発明に関連して言及されるメータ装置は、特にシステム監視のために、収集した情報を処理したり、遠くの装置と通信したりすることもできるという意味で、実際には「スマート」メータ装置である。

本発明によれば、配電網は、配電網の特定のＬＶノードに割り当てられたメータ装置を備える監視インフラストラクチャを備える。各メータ装置は、それが割り当てられているＬＶノードのノード電圧と、その特定のＬＶノードに入射する上流の分岐を介して当該ＬＶノードに流入または流出する電流とを測定するように構成されている。監視インフラストラクチャは、中央処理装置と、メータ装置と中央処理装置との間の通信を可能にするために構成された通信手段とをさらに備える。この方法は、メータ装置がＬＶノードに割り当てられることのみを必要とすることを理解されたい。この方法は、計測装置がＬＶノードに割り当てられることのみを必要とすることを理解されたい。この方法では、送電網のМＶ部分のノードにメータ装置を割り当てる必要がないため、大幅なコスト削減が可能になり、監視インフラストラクチャの設置が大幅に簡素化される。

本発明の方法は、前記特定のＬＶノードのそれぞれのメータ装置に、電圧ｖ（ｔ）および電流ｉ（ｔ）を、少なくとも１ｋＨｚを上限とする帯域幅にわたって前記電圧および前記電流をサンプリングするのに十分に高いサンプリングレートで計測させるステップ（ステップＩ）を含む。したがって、２ｋＨｚ、好ましくは最大１２ｋＨｚのサンプリングレートを有するメータ装置が適切である。したがって、非常に高いサンプリング周波数や高価なメータ装置は必要ない。

本発明の方法は、前記特定のＬＶノードのそれぞれのメータ装置（８）に、ステップＩで測定された電圧を使用して、連続する評価時間窓のそれぞれについて、ノード逆相電圧（Ｖ_ｎｅｇ）の平均値を計算させ、さらに、前の評価時間窓に対する計算された平均値の変動を計算させるステップ（ステップＩＩ）を含む。計算された平均値は、対応する特定の評価時間窓に基づいてタイムスタンプされる。しかしながら、本発明は、異なるメータ装置によって使用される評価時間窓が高度に同期していることを必要としない。特に、メータ装置は、共通時間基準への恒久的なリンクを有する高価な位相測定ユニット（ＰＭＵ）である必要はない。時間基準にＧＰＳまたはＮＴＰを使用して、連続する評価時間窓のタイミングを計ることができるメータ装置からの信号は、十分に正確である。

本発明の方法は、特定のＬＶノードのそれぞれのメータ装置に、最初の評価時間窓を除く評価時間窓のそれぞれについて以下の基準を評価させるステップ（ステップＩＩＩ）を含む。「ステップＩＩで計算されたノード逆相電圧（Ｖ_{ｎｅｇ－ｒｌｔｖ}）の平均値の変動が、第１の所定の閾値より大きい」。この評価が特定の評価時間窓について肯定的である場合、メータ装置に、特定の評価時間窓について計算された変動を含む故障通知を中央処理装置に送信させる。

本発明の方法は、送電網トポロジー情報を用いて故障位置を特定するため、中央処理装置に、異なるＬＶノードに割り当てられたメータ装置から所定のタイムラグ窓の間に受信した故障通知を使用させるステップ（ステップＩＶ）を含む。

好ましい実施形態によれば，本方法のステップＩＩは，特定のＬＶノードのそれぞれのメータ装置（８）に、ステップＩで測定された電圧および電流を使用して、評価時間窓のそれぞれについて、３相全てのノード電圧（Ｖ_３ｐｈ）を含むグループから選択される少なくとも１つの変数の平均値と、３相全ての１５０Ｈｚ～１０００Ｈｚのノード電圧高調波（Ｖ_ｈｒｍ）と、３相全ての分岐有効電力および無効電力（Ｐ_３ｐｈ、Ｑ_３ｐｈ）と、３相すべての分岐アドミタンス（Ｙ_３ｐｈ）と、

と

をそれぞれＱ_３ｐｈとＰ_３ｐｈの３相の和として、

で定義される「ＱＰ比」（ＱＰ_{ｒａｔｉｏ}）とを計算させると共に、さらに前の評価時間窓に対する計算された平均値の変動を計算させることを含む。

他のまたは同じ好ましい実施形態によれば、本方法は、ステップＩＩとステップＩＩＩとの間に追加のステップ（ステップＩＩＩ前）を備える。ステップＩＩＩ前は、前記特定のＬＶノードのそれぞれにおいて、メータ装置（８）に、最初の評価時間窓を除く評価時間窓のそれぞれについて、配電網のいずれかの部分における３相故障の発生と、配電網のＬＶ部分における２相故障または単相故障の発生と、配電網のＭＶ部分における２相故障の発生とを個別にチェックさせることで故障の種類を識別可能にすると共に、メータ装置（８）に、特定の評価時間窓において、故障の種類のうちいずれか１つの発生が確認される度に、中央処理装置（１０）へ故障通知を送信させる。故障通知が送信された場合、方法は直接ステップＩＶに進む。特定の評価時間窓についてステップＩＩＩ前の間に故障が検出されない場合、方法はステップＩＩＩに進む。この好ましい実施形態によれば、ステップＩＩＩの間にメータ装置（８）によって送信された全ての故障通知は中央処理装置（１０）により配電網のＭＶ部分の単相故障に関するものとして解釈される。実際、ステップＩＩＩ前では、送電網のＭＶ部分における単相故障を除くあらゆる種類の故障をチェックすることができるため、ステップＩＩＩ前の間に特定の評価時間窓で故障が検出されず、ステップＩＩＩの間にその特定の時間窓で故障が検出された場合、検出された故障は必然的に配電網のＭＶ部分における単相故障である。

さらに他の、または同じ好ましい実施形態によれば、ステップＩＩＩはさらに、前記特定のＬＶノードのそれぞれのメータ装置に、最初の評価時間窓を除く評価時間窓のそれぞれについて次の第２の基準を評価させることを含む。（ｉｉ）「ステップＩＩで計算されたノード電圧高調波の平均値の変動（Ｖ_{ｈｒｍ－ｒｌｔｖ}）が第6の所定の閾値より大きい」、特定の評価時間窓について第１の評価および第２の評価がともに正となった場合、配電網のＭＶ部分における単相故障の発生が確定される。

この方法は、送電網のＭＶ部分で故障が発生した場合、送電網のＬＶ部分の電圧は影響を受けるが、配電網のＬＶ部分の故障電流に寄与できる分散型発電機が存在する場合でも、ＬＶ電流は比較的影響を受けないという一般的な観察に基づいている。配電網のＬＶ部分の１つに故障が発生すると、配電網のＬＶ部分の電圧と電流の両方が影響を受ける。説明した方法を実施すると、以下のような利点がある。
・配電網のトポロジー情報のみが利用され、ＬＶやＭＶ配電網では信頼できない、あるいは利用できない配電網パラメータの情報は不要である。
・この方法では、定常状態だけでなく、メータ機器によって取得された過渡情報も使用して、故障の識別と位置特定を行う。
・この方法は、放射状、リング状、メッシュ状等、様々な配電網トポロジー構成で機能する。
・本発明の方法は、架空配電網だけでなく地下配電網にも対応することができ、絶縁、補償、堅固接地等、あらゆる配電網の接地構成にも対応する。これらの特徴により、本方法は世界中の配電網での実施に適しており、配電網運用者は配電網の故障場所を迅速に特定することができ、電力供給の中断期間と配電網インフラへの圧力を低減することができる。
・本発明の方法は、配電網のＬＶ部分、好ましくは中低圧配電変圧器の低圧側における電圧と電流の測定値を用いて、配電網のＭＶ部分における故障時間、故障相、故障区間を特定する。
・本発明の方法では、すべてのＬＶ配電網ノードにメータ装置を装備する必要はない。ＬＶ配電網ノードのサブセットにメータ装置があれば、配電網のＭＶ部分およびメータ装置を備えた送電網のＬＶ部分における故障識別の目的を果たすには十分である。

本発明の他の特徴および利点は、単に非限定的な実施例として与えられ、添付の図面を参照してなされた以下の説明を読めば理解されるものである。
図１は、分散型処理能力を有するメータ装置を備える監視インフラストラクチャが設けられた例示的な配電網の概略図であり、当該装置は、複数のＭＶ／ＬＶ変圧器のＬＶ側に構成されている。 図２は、図１の配電網のＭＶ部分における故障の発生と、その結果一部のメータ装置から中央処理装置に送信される通知の概略図である。 図３は、図１の配電網のＬＶ部分における故障の発生と、その結果メータ装置の１つから中央処理装置に送信される通知の概略図である。 図４は、ＭＶ／ＬＶ変圧器のＬＶ側におけるメータ装置の例示的な実施例を示す概略図である。 図５は、本発明の方法の特定の実施態様に従って、メータ装置のそれぞれによって並行して行われる評価ステップの連続を示すフローチャートである。 図６は、中央処理装置による、メータ装置から送信された通知およびダウンロードされた配電網トポロジーデータに基づく、故障の識別および故障位置の特定を示す概略図である。 図７は、本発明の方法の特定の実施態様に従って、中央処理装置によって行われる評価ステップの連続を示すフローチャートである。 図８は、本発明の方法の特定の実施態様に従って、中央処理装置が配電網のＭＶ部分の故障位置どのように特定するのかを示す３つの例示的な概略図である。

本発明の主題は、配電網のＭＶおよびＬＶ部分における様々な種類の故障（３相故障、２相故障、単相故障）の検出、位置特定、および好ましくは識別のための方法である。したがって、本発明が適用される分野は配電網であるため、まず例示的な配電網について説明する。その後に、本方法が実際に作動する方法を説明する。

図１は、ＭＶ部分（参考文献３）と複数のＬＶ部分（参考文献４）を備える例示的な配電網の概略図である。配電網のＭＶ部分は、ＨＶ／ＭＶ変圧器（参考文献１）に接続されると共に、配電網のＭＶ部分３とＬＶ部分４とを接続するように構成された複数のＭＶ／ＬＶ変圧器（参考文献２）にも接続される。ＨＶ／ＭＶ変圧器１を通じて配電網に入る電気エネルギーの電圧は、ＨＶからＭＶに降圧される。ＨＶは４０ｋＶを超える電圧レベルに対応し、ＭＶは通常１～４０ｋＶの電圧レベルに対応し、ＬＶは通常１ｋＶ未満の電圧レベルに対応する。配電網のＭＶ部分３は配電網のＬＶ部分４間、および配電網のＭＶ部分に接続された大口のエンドカスタマー（不図示）にＭＶレベルの電力を分配する。配電網のＭＶ部分からＬＶ部分に供給される電力の電圧は、ＭＶ／ＬＶ変圧器２を通過する際に降圧される。配電網のＬＶ部分は、エンドカスタマーに届くように構成されている。図１にはさらに、２つの短絡ブレーカー５が図示されており、これは、故障した配電網をネットワークの残りの部分から迅速に分離することによって、停電の伝播や配電網の不安定化を防ぐために適用された保護装置の例示的な形態を構成している。図示されている配電網はまた、故障が発生していない状態で配電網の運用を最適化するため、または故障が発生したときに配電網の故障部分を分離するために、配電網のトポロジーを変更できるように構成された常開スイッチ６および常閉スイッチ７を備えている。スイッチ６と７は、保守のために送電網の特定の区間の電力をオフにすることを可能にし、さらに、できるだけ多くのエンドカスタマーに再接続するために障害を回避し、エンドカスタマーへの障害の影響を最小限に抑える。

図１の配電網は、分散型処理能力を備えたメータ装置（参考文献８、以下ではメータ装置と呼ぶ）を備える監視インフラストラクチャを備えている。メータ装置は、配電網のＬＶ部分４、好ましくはＭＶ／ＬＶ変圧器２のＬＶ側に構成される。監視インフラストラクチャはまた、メータ装置８と中央処理装置１０との間の通信を可能にするように構成された通信手段９を備える。現在説明されている設置態様によれば、異なるメータ装置８は、監視インフラストラクチャの通信手段９としても機能する既存のＧＳＭネットワークを介して、ネットワークタイムプロトコル（ＮＴＰ）によって同期化される。ＮＴＰの利点は、設置が簡単で、ほとんどどこでも容易に利用できることである。通信手段９はまた、中央処理装置１０が遠くのサーバーから情報をダウンロードすることを可能にする。特に、中央処理装置１０は、通信手段９を使用して、配電網のトポロジーに関する知識を更新することができる。最新の配電網トポロジー（１１）は、例えばリアルタイムのマッピングサイト、例えば地理情報システム（ＧＩＳ）から得ることができる。

本発明の方法によれば、各メータ装置８は、特定のＬＶノードにおける３相電圧（ｖ（ｔ））と、ノードに入射する上流の分岐を介してこの特定のＬＶノードに流入またはこの特定のＬＶノードから流出する３相電流（ｉ（ｔ））とを測定する。図４に示すように、メータ装置８は、ＭＶ／ＬＶ変圧器に流入または流出する３相電流（ｉ（ｔ））を測定するように、ＭＶ／ＬＶ変圧器２のＬＶ側に直接配置されることが好ましい。メータ装置は、少なくとも１ｋＨｚを上限とする帯域幅にわたって電圧および電流をサンプリングするのに十分に高いサンプリングレートで電圧および電流を測定する。したがって、２ｋＨｚ、好ましくは最大１２ｋＨｚのサンプリングレートを持つメータ装置が適切である。

前述したように、メータ装置８は分散型処理能力を有する（エッジコンピューティングを実施できる）。したがって、各メータ装置は、過去の任意の評価時間窓（Ｔ）の間に測定した３相電圧および電流から、複数の変数の平均値を計算することができる。本発明によれば、評価時間窓の事前に定義された長さ（Ｔ）は、電力網周波数の１周期（５０Ｈｚの配電網の場合は２０ｍｓ）と１０００秒の間に等しく、好ましくは１００ｍｓ（５０Ｈｚの周波数を有する電力網の場合は５周期）に等しい。本例示的実施形態によれば、メータ装置８は、３相全てのノード電圧（Ｖ_３ｐｈ）と、３相全ての分岐電流（Ｉ_３ｐｈ）と、３相全ての分岐有効電力と分岐無効電力（Ｐ_３ｐｈ、Ｑ_３ｐｈ）と、３相全ての分岐アドミタンス（Ｙ_３ｐｈ）と、ノード逆相電圧（Ｖ_ｎｅｇ）と、３相全ての１５０Ｈｚ～１０００Ｈｚの間のノード電圧高調波（Ｖ_ｈｒｍ）の平均値を計算する。メータ装置は、連続する１００ｍｓの評価時間窓の各々について、好ましくは連続する評価時間窓の間にアイドル時間が無いように、これらの平均値を繰り返し計算する。好ましい実施態様によれば、これらの平均値は、ノード電圧および逆相電圧を除く全ての変数について、基本周波数における電圧および電流のフーリエ変換によって計算することができる。ノード電圧と逆相電圧の平均値は、基本周波数と高周波数における電圧のフーリエ変換によって計算することができる。

平均値に加えて、メータ装置８はさらに、計算された平均値のそれぞれの、前の評価時間窓に対する変化量を計算する。これらの計算された変化量は、変数の相対値と呼ばれる。相対値は電気量の急激な変化を示し、故障の発生を特定するのに適している。

ｉ）ノード電圧（Ｖ_３ｐｈ）の平均値は、特定の評価時間窓の電圧信号からＲＭＳまたはＴＲＭＳとして位相毎に計算することができる。対応する相対値は記号Ｖ_{３ｐｈ－ｒｌｔｖ}で示される。

ｉｉ）分岐電流（Ｉ_３ｐｈ）の平均値は、特定の評価時間窓の電流信号から、ＲＭＳまたはＴＲＭＳとして位相毎に計算することができる。対応する相対値は記号Ｉ_{３ｐｈ－ｒｌｔｖ}で示される。

ｉｉｉ）分岐有効電力と無効電力（Ｐ_３ｐｈ、Ｑ_３ｐｈ）の平均値は、任意の評価時間窓における平均有効電力と平均無効電力として、任意の評価時間窓について相毎に計算することができる。対応する相対値は記号Ｐ_{３ｐｈ－ｒｌｔｖ}、Ｑ_{３ｐｈ－ｒｌｔｖ}で示される。

ｉｖ）アドミタンス（Ｙ_３ｐｈ）の平均値は、ノード電圧とブランチ電流から、またはノード電圧とブランチ有効電力およびブランチ無効電力から、相毎に計算することができる。対応する相対値は記号Ｙ_{３ｐｈ－ｒｌｔｖ}で示される。

ｖ）ノード逆相電圧（Ｖ_ｎｅｇ）の平均値は、３相瞬時電圧をシフトするか、基本周波数と同様に高い周波数の位相も考慮した３相それぞれの電圧位相の合計として計算することができる。対応する相対値は記号Ｖ_{ｎｅｇ－ｒｌｔｖ}で示される。

ｖｉ）「ＱＰ比」はさらに、

と

をそれぞれＱ_３ｐｈとＰ_３ｐｈの３相の和として、

で定義される。ＱＰ比の対応する相対値はＱＰ_{ｒａｔｉｏ}で示される。

ｖｉｉ）１５０Ｈｚ～１０００Ｈｚのノード電圧高調波（Ｖ_ｈｒｍ）の平均値は、指定された周波数範囲における基本周波数の各倍数における３相すべての電圧高調波の最大値である。対応する相対値は記号Ｖ_{ｈｒｍ－ｒｌｔｙ}で示される。

計算された平均値と相対値は、その後、故障種類と故障が発生した配電網の部分の両方を識別するために使用することができる。図５は、現在説明されている例示的な実施形態に従って、故障種類および故障が発生した配電網の部分を特定するために使用されるプロセスの分散化された部分を説明するフローチャートである。図５のフローチャートは、好ましくはメータ装置８によって並行して実施される評価ステップの連続を示している。分散化された評価ステップの連続は、評価時間窓ごとに１回、周期的に実施される。図５に示された評価ステップを以下に説明する。

ステップＤ１：Ｙ_{３ｐｈ－ｒｌｔｖ}が３相すべてについて第４の所定の閾値より大きく、ＱＰ_{ｒａｔｉｏ－ｒｉｔｖ}が第５の所定の閾値より大きい場合、３相ＬＶ故障の発生を中央処理装置１０に通知する。そうでない場合はステップＤ２に進む。

ステップＤ２：Ｖ_{３ｐｈ－ｒｌｔｖ}が３相すべてについて第３の所定の閾値未満であり、３相にわたって合計されたＰ_{３ｐｈ－ｒｌｔｖ}が第２の所定の閾値未満である場合、３相ＭＶ故障の発生を中央処理装置１０に通知する。そうでない場合はステップＤ３に進む。

ステップＤ３：Ｙ_{３ｐｈ－ｒｌｔｖ}が相のうちの２つについて第４の所定の閾値より大きく、ＱＰ_{ｒａｔｉｏ－ｒｌｔｖ}が第５の所定の閾値より大きい場合、２相ＬＶ故障の発生を中央処理装置１０に通知する。そうでない場合はステップＤ４に進む。

ステップＤ４：Ｙ_{３ｐｈ－ｒｌｔｖ}がいずれかの相について第４の所定の閾値より大きく、ＱＰ_{ｒａｔｉｏ－ｒｌｔｖ}が第５の所定の閾値より大きい場合、単相ＬＶ故障の発生を中央処理装置１０に通知する。そうでない場合はステップＤ５に進む。

ステップＤ５：Ｖ_{３ｐｈ－ｒｌｔｖ}が相のうちの２つについて第３の所定の閾値未満であり、３つの相にわたって合計されたＰ_{３ｐｈ－ｒｌｔｖ}が第２の所定の閾値未満である場合、２相ＭＶ故障の発生を中央処理装置１０に通知する。そうでない場合はステップＤ６に進む。

ステップＤ６：Ｖ_{ｎｅｇ－ｒｌｔｖ}が第１の所定の閾値より大きく、Ｖ_{ｈｒｍ－ｒｌｔｙ}が第６の所定の閾値より大きい場合、単相ＭＶ故障の発生を中央処理装置１０に通知する。そうでない場合はステップＤ７に進む。

ステップＤ７：最後の評価時間窓の間に障害が検出されなかったので、中央処理装置１０に通知を送信しない。

当業者であれば、以下の配電網パラメータから試行錯誤しつつ異なる閾値の適切な値を決定することができる。Ｖｎｏｍは、メータ装置が割り当てられているノードを備える配電網の特定のＬＶ部分の公称電圧（例えば２３０Ｖ）を表す。Ｉｎｏｍは、当該ノードに入射する上流側分岐の公称電流を表す。Ｙｎｏｍは、前記上流側分岐の公称アドミタンスを示し（Ｙｎｏｍ＝Ｉｎｏｍ／Ｖｎｏｍ）、最後にＳｎｏｍは、前記上流側分岐の皮相電力を示す（Ｓｎｏｍ＝Ｖｎｏｍ＊Ｉｎｏｍ）。ＭＶ／ＬＶ変圧器のＬＶ側にメータ装置が配置されている好ましい実施態様によれば、前記上流側分岐は実際にはＭＶ／ＬＶ変圧器のＬＶ側であることが理解されよう。

最初に指定された閾値は、例えば補償配電網の場合は０．０００４＊Ｖｎｏｍ、その他の配電網の場合は０．００３５＊Ｖｎｏｍとすることができる。最初の閾値は、通常０．０００２＊Ｖｎｏｍと０．００５＊Ｖｎｏｍの間の範囲内である。

第２の閾値は、通常０．０００２＊Ｓｎｏｍと０．００１０＊Ｓｎｏｍの間の範囲内である。例えば、０．０００６＊Ｓｎｏｍである。

第３の閾値は、通常０．０００２＊Ｖｎｏｍと０．００１０＊Ｖｎｏｍの間の範囲内である。例えば、０．０００６５＊Ｖｎｏｍである。

第4の閾値は、通常０．０００２＊Ｙｎｏｍと０．００１０＊Ｙｎｏｍの間の範囲内である。例えば、０．０００６＊Ｙｎｏｍである。

第5の閾値は、通常０．９７０～０．９９９の範囲内である。例えば０．９８５である。

第6の閾値は、通常０．０００４＊Ｖｎｏｍと０．００１０＊Ｖｎｏｍの間の範囲内である。例えば、０．０００７＊Ｖｎｏｍである。

図２は、送電網のＭＶ部分３で故障１２が発生した直後の図１の配電網の概略図である。図２は、評価ステップＤ２、Ｄ５、またはＤ６（図5）のいずれかの結果に従って、メータ装置８の一部が中央処理装置１０に故障通知を送信していることを示している。

図３は、グリッドのＬＶ部分で故障１２が発生した直後の図１の配電網の概略図である。図３は、評価ステップＤ１、Ｄ３、またはＤ４のいずれかの結果に従って、メータ装置８の１つが中央処理装置１０に故障通知を送信していることを示している。

中央処理装置１０は、受信したすべての通知を処理して、故障の確認と位置の特定を行う。図６は、中央処理装置１０が故障を特定し、位置を特定できるようにするために中央処理装置１０に送信される情報を示す概略図である。前述したように、本発明は、異なるメータ装置８によって使用される評価時間窓（７）が高度に同期していることを必要としない。実際、メータ装置８は、故障が発生すると実質的にすぐに故障通知を送信することができる。中央処理装置１０が、第１のメータ装置８から配電網のＭＶ部分における故障を示す通知を受信すると、通知の受信によって、予め定義された長さを有するタイムラグ窓が開く。例えば、メータ装置が時間基準信号としてＮＴＰを使用する特定のケースでは、１０秒のタイムラグ窓が設定される。同じタイムラグ窓の間に別のメータ装置８から受信された、配電網のＭＶ部分の故障を示す通知は全て同じ故障に関係していると見なされる。実際、同じタイムラグ窓の間に２つの無関係な障害が発生する確率は極めて低い。

図示されているように、中央処理装置１０は、配電網のトポロジーに関する情報（例えばＧＩＳからダウンロードされたもの）、およびメータ装置から送信される故障通知に依存する。配電網のトポロジーに関する情報を取得するステップは一度だけ実行され、トポロジーが変更されない限り、更新の必要はない。中央処理装置１０は、特定のメータ装置の位置に関する情報も取得し、この情報を配電網のトポロジー情報にマッピングする。メータ装置の位置が変わらない限り、更新の必要はない。

中央処理装置１０は、利用可能な情報を使用して、発生した故障を識別し、位置を特定することができる。図７は、現在説明されている例示的な実施形態に従って、故障の種類、および故障が発生した配電網の部分を識別するために使用されるプロセスの集中部分を説明するフローチャートである。図７のフローチャートは、中央処理装置１０が異なる順序で実施することができる３つの評価ステップを示している。集中評価ステップの実施は、タイムラグ窓の終了直後に開始することができる。図７に示された評価ステップを以下に説明する。

ステップＣ１：全ての故障通知がＭＶ配電網の故障を示す場合、配電網の故障部分はＭＶ部分３である。故障相は、通知の中で最も発生率が高い相として決定される。送電網のＭＶ部の故障は、図８に示すようにその位置を特定することができる。３相または２相故障の場合、図８でいう「ＭＶ故障の位置特定のためのパラメータ」は、ノード電圧Ｖ_{３ｐｈ－ｒｌｔｖ}の相対値の絶対値であり、単相故障の場合、「ＭＶ故障の位置特定のためのパラメータ」は、ノード逆相電圧Ｖ_{ｎｅｇ－ｒｌｔｖ}の相対値である。図８に示すように、「ＭＶ故障の位置特定のためのパラメータ」の測定値は、故障の下流に位置するすべてのメータ装置で同じである。また、この値は「ＭＶ故障の位置特定のためのパラメータ」の測定値の中で最も高い値である。この最高値を測定したすべてのメータ装置のうち、ＨＶ／ＭＶ変圧器に最も近い位置にあるメータ装置は、故障のすぐ下流にあるメータ装置である。さらに、故障のすぐ上流に位置するメータ装置は、「ＭＶ故障の位置特定のためのパラメータ」の２番目に高い値を測定したメータ装置である。必要であれば、正確な故障位置は、故障のすぐ上流および下流にあると識別されたメータ装置８間の電気的距離および対応するパラメータを補間することにより推定することができる。図８は、現在説明されている例示的な実施形態に従って、この推定がどのように実行されるかを示す３つの例示的な概略図を含む。

ステップＣ２：全ての故障通知がＬＶ配電網の故障を示す場合、配電網の故障部分はＬＶ部分４である。ＬＶ故障の通知が１つ以上ある場合は、全ての通知を個別に分析する。故障相はＹ_{３ｐｈ－ｒｌｔｖ}によって決定される。必要であれば、Ｙ_{３ｐｈ－ｒｌｔｖ}と公称配電網アドミタンスを比較することで、正確な故障位置を推定することができる。

ステップＣ３：いくつかの故障通知がＬＶ配電網の故障を示し、いくつかの故障通知がＭＶ配電網の故障を示す場合、２種類の通知が互いに分離され、ＭＶ配電網故障を示す全ての通知がステップＣ１に従って解析される。ＬＶ故障を示す各通知は、ステップＣ２に従って解析される。

本発明の方法を例示的な実施例によってより詳細に図示し説明したが、本発明は開示された実施例によって制限されるものではなく、当業者であれば、添付の特許請求の範囲によって定義される本発明の範囲から逸脱することなく、そこから様々な変更および／または改良を導き出すことができる。

Claims (18)

1. 中電圧（МＶ）および低電圧（ＬＶ）配電網（３、４）の故障を検出して故障位置を特定する方法であって、前記配電網は、複数のＭＶおよびＬＶノードと複数のＭＶおよびＬＶ分岐を備えると共に、１つのＭＶノードと１つのＬＶノードを接続するように構成された複数のＭＶ／ＬＶ変換器（２）を備え、前記ＭＶおよびＬＶ配電網は、前記配電網の特定のＬＶノードに割り当てられたメータ装置（８）を備える監視インフラストラクチャが設けられ、それぞれの前記メータ装置（８）は、割り当てられた前記ＬＶノードのノード電圧と、前記ＬＶノードに入射する上流側分岐を介して前記ＬＶノードに流入または流出する電流を測定するように構成され、前記特定のＬＶノードのそれぞれは、好ましくは、ＭＶ／ＬＶ変圧器（２）がＭＶノードと接続するように構成される前記ノードの１つであり、前記監視インフラストラクチャは、中央処理装置（１０）と、前記メータ装置（８）と前記中央処理装置（１０）との間の通信を可能にするために構成された通信手段（９）とをさらに含み、
   前記方法は、
   Ｉ：前記特定のＬＶノードのそれぞれの前記メータ装置（８）に、電圧ｖ（ｔ）および電流ｉ（ｔ）を、少なくとも１ｋＨｚを上限とする帯域幅にわたって前記電圧および前記電流をサンプリングするのに十分に高いサンプリングレートで計測させ、
   ＩＩ：前記特定のＬＶノードのそれぞれの前記メータ装置（８）に、ステップＩで測定された前記電圧および前記電流を使用して、連続する評価時間窓のそれぞれについてノード逆相電圧（Ｖ_ｎｅｇ）の平均値を計算させ、さらに、前の評価時間窓に対する計算された平均値の変動を計算させ、
   ＩＩＩ：前記特定のＬＶノードのそれぞれの前記メータ装置（８）に、最初の評価時間窓を除く評価時間窓のそれぞれについて「ステップＩＩで計算された前記ノード逆相電圧（Ｖ_{ｎｅｇ－ｒｌｔｖ}）の前記平均値の前記変動が、第１の所定の閾値より大きい」という第１の基準を評価させ、前記評価が特定の評価時間窓について肯定的である場合、前記メータ装置（８）に、前記特定の評価時間窓について前記計算された変動を含む故障通知を前記中央処理装置（１０）に送信させ、
   ＩＶ：配電網トポロジー情報を用いて故障位置を特定するために、前記中央処理装置（１０）に、異なるＬＶノードに割り当てられたメータ装置（８）から所定のタイムラグ窓の間に受信した故障通知を使用させるステップを含む
   方法。
2. ステップＩＩは、前記特定のＬＶノードのそれぞれの前記メータ装置（８）に、ステップＩで測定された前記電圧および前記電流を使用して、前記評価時間窓のそれぞれについて、３相全ての前記ノード電圧（Ｖ_{３ｐｈ－ｒｌｔｖ}）を含むグループから選択される少なくとも１つの変数の平均値と、１５０Ｈｚ～１０００Ｈｚの範囲を含む基本周波数の各倍数における３相全ての電圧高調波の最大値としてのノード電圧高調波（Ｖ_ｈｒｍ）と、３相全ての分岐有効電力および無効電力（Ｐ_３ｐｈ、Ｑ_３ｐｈ）と、３相すべての分岐アドミタンス（Ｙ_３ｐｈ）と、
   

   

   と
   

   

   をそれぞれＱ_３ｐｈとＰ_３ｐｈの３相の和として、
   

   

   で定義される「ＱＰ比」（ＱＰ_{ｒａｔｉｏ}）とを計算させると共に、さらに前記前の評価時間窓に対する前記計算された平均値の変動を計算させることを含み、
   前記方法は、さらにステップＩＩとステップＩＩＩとの間に追加のステップ（ステップＩＩＩ前）を備え、ステップＩＩＩ前は、前記特定のＬＶノードのそれぞれにおいて、前記メータ装置（８）に、前記最初の評価時間窓を除く評価時間窓のそれぞれについて、前記配電網のいずれかの部分における３相故障の発生と、前記配電網の前記ＬＶ部分における２相故障または単相故障の発生と、前記配電網の前記ＭＶ部分における２相故障の発生とを個別にチェックさせることで故障の種類を識別可能にし、さらに前記メータ装置（８）に、前記特定の評価時間窓において、前記中央処理装置（１０）へ故障通知を送信させ、前記方法を直接ステップＩＶに進ませ、特定の評価時間窓についてステップＩＩＩ前の間に故障が検出されない場合、前記方法はステップＩＩＩに進み、
   ステップＩＩＩの間に前記メータ装置（８）によって送信された全ての故障通知は前記中央処理装置（１０）により前記配電網の前記ＭＶ部分の単相故障に関するものとして解釈される、
   請求項１に記載の中電圧（ＭＶ）および低電圧（ＬＶ）配電網（３、４）の故障を検出し、故障位置を特定する方法。
3. ステップＩＩＩ前は、前記配電網の任意の部分における３相故障の発生をチェックするために、前記特定のＬＶノードのそれぞれの前記メータ装置（８）に、ステップＩＩで計算された前記平均値の前記変動を使用させることを含むサブステップ（サブステップＩＩＩ＿ａ）を含み、この発生が特定の評価時間窓で確認される度に、前記メータ装置（８）に、前記特定の評価時間窓で計算された前記変動を含む故障通知を前記中央処理装置（１０）へ送信させ、ステップＩＶに移行する、
   請求項２に記載の中電圧（ＭＶ）および低電圧（ＬＶ）配電網（３、４）の故障を検出し、故障位置を特定する方法。
4. サブステップＩＩＩ＿ａは、前記メータ装置（８）が前記最初の時間窓を除く時間窓のそれぞれについて、（ｉ）「ステップＩＩで計算された分岐アドミタンスの前記平均値の前記変動（Ｙ_{３ｐｈ－ｒｌｔｖ}）が３相すべてについて第４の所定の閾値より大きい」、および（ｉｉ）「ステップＩＩで計算された「ＱＰ比」（ＱＰ_{ｒａｔｉｏ－ｒｉｔｖ}）が第５の所定の閾値より大きい」という２つの基準を評価するサブステップ（サブステップＤ１）を含み、特定の評価時間窓について両方の評価が正であった場合、前記ＬＶ部分における３相故障の発生が確認される、
   請求項３に記載の中電圧（ＭＶ）および低電圧（ＬＶ）配電網（３、４）の故障を検出し、故障位置を特定する方法。
5. サブステップＩＩＩ＿ａは、前記メータ装置（８）が前記最初の時間窓を除く時間窓のそれぞれについて、（ｉ）「ステップＩＩで計算された前記ノード電圧の前記平均値の前記変動（Ｖ_{３ｐｈ－ｒｌｔｖ}）は、３相すべてについて第３の所定の閾値より小さい」、および（ｉｉ）「ステップＩＩで計算された分岐有効電力の平均値（Ｐ_{３ｐｈ－ｒｌｔｖ}）を前記３相で合計した値の前記変動が、第２の所定の閾値より小さい」という２つの基準を評価するサブステップ（サブステップＤ２）を含み、特定の評価時間窓について両方の評価が正であった場合、前記ＭＶ部分における３相故障の発生が確認される、
   請求項３または４に記載の中電圧（ＭＶ）および低電圧（ＬＶ）配電網（３、４）の故障を検出し、故障位置を特定する方法。
6. ステップＩＩＩ前は、前記配電網のＬＶ部分における２相または単相故障の発生をチェックするために、前記特定のＬＶノードのそれぞれのメータ装置（８）に、ステップＩＩで計算された前記平均値の前記変動を使用させることを含むサブステップ（サブステップＩＩＩ＿ｂ）を含み、この発生が特定の評価時間窓で確認される度に、前記メータ装置（８）に、前記特定の評価時間窓で計算された前記変動を含む故障通知を前記中央処理装置（１０）へ送信させ、ステップＩＶに移行する、
   請求項３、４および５の何れか１項に記載の中電圧（ＭＶ）および低電圧（ＬＶ）配電網（３、４）の故障を検出し、故障位置を特定する方法。
7. サブステップＩＩＩ＿ｂは、前記メータ装置（８）が前記最初の時間窓を除く時間窓のそれぞれについて、（ｉ）「ステップＩＩで計算された分岐アドミタンスの前記平均値の前記変動（Ｙ_{３ｐｈ－ｒｌｔｖ}）が、２つの相に対して第４の所定の閾値より大きい」、および（ｉｉ）「ステップＩＩで計算された「ＱＰ比」の変動（ＱＰ_{ｒａｔｉｏ－ｒｌｔｖ}）が、第５の所定の閾値より大きい」という２つの基準を評価するサブステップ（サブステップＤ３）を含み、特定の評価時間窓について両方の評価が正であった場合、前記ＬＶ部分における２相故障の発生が確認される、
   請求項６に記載の中電圧（ＭＶ）および低電圧（ＬＶ）配電網（３、４）の故障を検出し、故障位置を特定する方法。
8. サブステップＩＩＩ＿ｂは、前記メータ装置（８）が前記最初の時間窓を除く時間窓のそれぞれについて、（ｉ）「ステップＩＩで計算された分岐アドミタンスの前記平均値の前記変動（Ｙ_{３ｐｈ－ｒｌｔｖ}）が、１つの相について第４の所定の閾値より大きい」、および（ｉｉ）「ステップＩＩで計算された「ＱＰ比」の変動（ＱＰ_{ｒａｔｉｏ－ｒｌｔｖ}）が、第５の所定の閾値より大きい」という２つの基準を評価するサブステップ（サブステップＤ４）を含み、特定の評価時間窓について両方の評価が正であった場合、前記ＬＶ部分における単相故障の発生が確認される、
   請求項６または７に記載の中電圧（ＭＶ）および低電圧（ＬＶ）配電網（３、４）の故障を検出し、故障位置を特定する方法。
9. ステップＩＩＩ前は、前記配電網のＭＶ部分における２相故障の発生をチェックするために、前記特定のＬＶノードのそれぞれのメータ装置（８）に、ステップＩＩで計算された前記平均値の前記変動を使用させることを含むサブステップ（サブステップＩＩＩ＿ｃ）を含み、この発生が特定の評価時間窓で確認される度に、前記メータ装置（８）に、前記特定の評価時間窓で計算された前記変動を含む故障通知を前記中央処理装置（１０）へ送信させ、ステップＩＶに移行する、
   請求項６、７または８の何れか１項に記載の中電圧（ＭＶ）および低電圧（ＬＶ）配電網（３、４）の故障を検出し、故障位置を特定する方法。
10. サブステップＩＩＩ＿ｃは、前記メータ装置（８）が前記最初の時間窓を除く前記時間窓のそれぞれについて、（ｉ）「ステップＩＩで計算された前記ノード電圧の前記平均値の前記変動（Ｖ_{３ｐｈ－ｒｌｔｖ}）が、２つの相について前記第３の所定の閾値より小さい」、および（ｉｉ）ステップＩＩで算出された前記分岐有効電力の前記平均値の前記変動（Ｐ_{３ｐｈ－ｒｌｔｖ}）を３相で合計した値が、前記第２の所定の閾値より小さい」という２つの基準を評価するサブステップ（サブステップＤ５）を含み、特定の評価時間窓について両方の評価が正であった場合、前記ＭＶ部分における２相故障の発生が確認される、
    請求項９に記載の中電圧（ＭＶ）および低電圧（ＬＶ）配電網（３、４）の故障を検出し、故障位置を特定する方法。
11. サブステップＩＩＩ＿ｂがサブステップＩＩＩ＿ａの後に実施され、サブステップＩＩＩ＿ｃがサブステップＩＩＩ＿ｂの後に実施される、
    請求項９または１０に記載のＭＶおよびＬＶ配電網（３、４）の故障を検出し、故障位置を特定する方法。
12. ステップＩＩＩは、前記特定のＬＶノードのそれぞれの前記メータ装置（８）に、前記最初の評価時間窓を除く前記評価時間窓のそれぞれについて、（ｉｉ）「ステップＩＩで計算された前記ノード電圧高調波の前記平均値の前記変動（Ｖ_{ｈｒｍ－ｒｌｔｖ}）が、第６の所定の閾値より大きい」という第２の基準を評価させることをさらに含み、前記第１の評価と前記第２の評価の両方が特定の評価時間窓について正となった場合、前記配電網のＭＶ部分における単相故障の発生が検証される、
    請求項１、９または１０の何れか１項に記載のＭＶおよびＬＶ配電網（３、４）の故障を検出し、故障位置を特定する方法。
13. 前記方法はさらに、電気的距離と、前記故障に最も近い位置が特定されたメータ装置（８）とその近隣のメータ装置（８）との間の計算されたばらつきとを補間することによって、故障位置（１２）までのメータ装置（８）の距離を推定する、
    請求項１から１２の何れか１項に記載のＭＶおよびＬＶ配電網（３、４）の故障を検出し、故障位置を特定する方法。
14. 変数の前記平均値は、前記基本周波数および前記配電網の公称周波数より高い他の周波数における電圧と電流の測定値をフーリエ変換することによって計算される、
    請求項１から１３の何れか１項に記載のＭＶおよびＬＶ配電網の故障を検出し、故障位置を特定する方法。
15. 前記特定のＬＶノードのそれぞれは、ＭＶ／ＬＶ変圧器（２）がＭＶノードと接続するように構成される前記ノードの１つである、
    請求項１から１４の何れか１項に記載のＭＶおよびＬＶ配電網の故障を検出し、故障位置を特定する方法。
16. 前記通信手段（９）は、移動体通信事業者が提供する既存の商用ネットワークである、
    請求項１から１５の何れか１項に記載のＭＶおよびＬＶ配電網の故障を検出し、故障位置を特定する方法。
17. 前記メータ装置（８）は、前記通信手段（９）を介してネットワークタイムプロトコル（ＮＴＰ）によって同期される、
    請求項１から１６の何れか１項に記載のＭＶおよびＬＶ配電網の故障を検出し、故障位置を特定する方法。
18. 前記メータ装置（８）の１つが中央処理装置（１０）として機能する、
    請求項１から１７の何れか１項に記載のＭＶおよびＬＶ配電網の故障を検出し、故障位置を特定する方法。

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