JP2563647B2 - 平行２回線電力系統用事故点標定方式 - Google Patents
平行２回線電力系統用事故点標定方式Info
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- JP2563647B2 JP2563647B2 JP2154623A JP15462390A JP2563647B2 JP 2563647 B2 JP2563647 B2 JP 2563647B2 JP 2154623 A JP2154623 A JP 2154623A JP 15462390 A JP15462390 A JP 15462390A JP 2563647 B2 JP2563647 B2 JP 2563647B2
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Description
【発明の詳細な説明】 〔産業上の利用分野〕 この発明は平行２回線電力送電系統に適用される事故
点標定方式に関するものである。
点標定方式に関するものである。
送電系統で事故が発生した場合、事故発生箇所の設備
に異常がないかを調べ、送電を再会・継続してもよいか
を判断しなければならないが、通常、送電系統は数キロ
から十数キロあり、かつ送電線が山中を通過している場
合も多く、点検・巡視員が効率よく事故点に到達できる
支援装置として、事故点標定装置が導入されている。
に異常がないかを調べ、送電を再会・継続してもよいか
を判断しなければならないが、通常、送電系統は数キロ
から十数キロあり、かつ送電線が山中を通過している場
合も多く、点検・巡視員が効率よく事故点に到達できる
支援装置として、事故点標定装置が導入されている。
第３図は特開昭61−110067号公報に示された従来の事
故点標定装置を示す図である。図に於て、（１）は平行
２回線送電系統，（２）は各端子の母線，（３）は事故
点標定装置（20）内のアナログフィルター，（４）はデ
ータを保持するサンプルホールド回路，（５）は入力チ
ャネルを切り換えるマルチプレクサー回路，（６）はア
ナログ・デジタル変換回路，（７）は入力データを使っ
て事故点を標定する演算回路，（８）は電流を計測する
ための電流変流器，（９）は母線電圧を計測するための
電圧変圧器である。
故点標定装置を示す図である。図に於て、（１）は平行
２回線送電系統，（２）は各端子の母線，（３）は事故
点標定装置（20）内のアナログフィルター，（４）はデ
ータを保持するサンプルホールド回路，（５）は入力チ
ャネルを切り換えるマルチプレクサー回路，（６）はア
ナログ・デジタル変換回路，（７）は入力データを使っ
て事故点を標定する演算回路，（８）は電流を計測する
ための電流変流器，（９）は母線電圧を計測するための
電圧変圧器である。
即ち、送電系統（１）で事故が発生すると、その時の
電流，電圧をそれぞれ電流変流器（８），電圧変圧器
（９）を介して取り込み、アナログフィルター（３）で
直流分や高調波成分を除去し、基本波を一定間隔でサン
プルホールド回路（４）に保持し、マルチプレクサー
（５）のチャネルを順次切り替えてアナログ量をアナロ
グ・デジタル変換回路（６）でデジタル演算できる形に
整える。そして、演算装置（７）で事故点迄の距離を以
下の述べる方法で求める。
電流，電圧をそれぞれ電流変流器（８），電圧変圧器
（９）を介して取り込み、アナログフィルター（３）で
直流分や高調波成分を除去し、基本波を一定間隔でサン
プルホールド回路（４）に保持し、マルチプレクサー
（５）のチャネルを順次切り替えてアナログ量をアナロ
グ・デジタル変換回路（６）でデジタル演算できる形に
整える。そして、演算装置（７）で事故点迄の距離を以
下の述べる方法で求める。
事故点を標定する方式には平行回線の事故回線に流れ
る事故電流と健全回線を迂回して流れる事故電流の分流
比が、各々の電流経路に線路インピーダンスに反比例す
る事を応用した差電流標定方式と、事故点迄の線路電圧
降下が線路インピーダンスと電流の積となるというオー
ムの法則を応用したインピーダンス標定方式がある。
る事故電流と健全回線を迂回して流れる事故電流の分流
比が、各々の電流経路に線路インピーダンスに反比例す
る事を応用した差電流標定方式と、事故点迄の線路電圧
降下が線路インピーダンスと電流の積となるというオー
ムの法則を応用したインピーダンス標定方式がある。
分流比を用いた差電流標定方式は事故時の零相電流で
演算するので単純な地絡事故対応とない、短絡事故に対
してはオームの法則を応用したインピーダンス標定方式
を用いている。第４図に差電流標定方式の演算処理を、
又、第５図にインピーダンス標定方式の演算原理を示
す。
演算するので単純な地絡事故対応とない、短絡事故に対
してはオームの法則を応用したインピーダンス標定方式
を用いている。第４図に差電流標定方式の演算処理を、
又、第５図にインピーダンス標定方式の演算原理を示
す。
第４図において、差電流評定方式の原理は、（線路ab
の零相インピーダンス）：（線路acbの零相インピーダ
ンス）＝（線路acbを流れる零相電流I02）：（線路abを
流れる零相電流I01）と云う反比例関係により、第４図
に示すように全長１に対し事故がＸの割合の所で発生す
ると、線路abの零相インピーダンスＺ＝Ｘ・Z0（但し、
Z0は全長の零相インピーダンス）より Ｘ・Z0I01＝（２−Ｘ）・Z0I02 即ち、 が求まる。
の零相インピーダンス）：（線路acbの零相インピーダ
ンス）＝（線路acbを流れる零相電流I02）：（線路abを
流れる零相電流I01）と云う反比例関係により、第４図
に示すように全長１に対し事故がＸの割合の所で発生す
ると、線路abの零相インピーダンスＺ＝Ｘ・Z0（但し、
Z0は全長の零相インピーダンス）より Ｘ・Z0I01＝（２−Ｘ）・Z0I02 即ち、 が求まる。
一方、第５図において、インピーダンス方式は、（あ
る端子の電圧VA）＝（事故相の線路電圧降下）＋（回線
内の健全相からの相互誘導電圧）＋（隣回線からの相互
誘導電圧）＋（事故相残り電圧）＝（端子と事故点間の
自己インピーダンスXZS）・（事故相の相電流IA）＋
（端子と事故点間の回線内相互インピーダンスXZm）・
（回線内健全相電流の総和IB＋IC）＋（端子と事故点間
の回線間相互インピーダンスXZmo）・（隣回線の相電流
の総和IAO＋IBO＋ICO）＋（事故相残り電圧VFA） 即ち、事故相がＡ相の場合、Ａ相の端子電圧は、 VA＝Ｘ・ZS・IA＋Ｘ・Zm・（IB＋IC） ＋Ｘ・Zmo・（IAO＋IBO＋ICO）＋VFA ……（２） となる。
る端子の電圧VA）＝（事故相の線路電圧降下）＋（回線
内の健全相からの相互誘導電圧）＋（隣回線からの相互
誘導電圧）＋（事故相残り電圧）＝（端子と事故点間の
自己インピーダンスXZS）・（事故相の相電流IA）＋
（端子と事故点間の回線内相互インピーダンスXZm）・
（回線内健全相電流の総和IB＋IC）＋（端子と事故点間
の回線間相互インピーダンスXZmo）・（隣回線の相電流
の総和IAO＋IBO＋ICO）＋（事故相残り電圧VFA） 即ち、事故相がＡ相の場合、Ａ相の端子電圧は、 VA＝Ｘ・ZS・IA＋Ｘ・Zm・（IB＋IC） ＋Ｘ・Zmo・（IAO＋IBO＋ICO）＋VFA ……（２） となる。
但し、ZSは全長の自己インピーダンス,IA,IB,ICはＡ
相,B相,C相電流,Zmは全長の回線内相互のインピーダン
ス,Zmoは全長の回線間相互インピーダンス,IAO,IBO,ICO
は隣回線のＡ相,B相,C相電流である。
相,B相,C相電流,Zmは全長の回線内相互のインピーダン
ス,Zmoは全長の回線間相互インピーダンス,IAO,IBO,ICO
は隣回線のＡ相,B相,C相電流である。
ところで、送電系統での事故は事故点抵抗が抵抗分で
あることが一般的に知られており、事故点の残り電圧は
抵抗（レジスタンス）方向の成分のみとなる。ここで、
（２）式のレジスタンス方向と直角方向，即ちリアクタ
ンス方向へ射影した成分を採ると、VFAは射影成分の中
に入ってこなくなり、事故点迄の割合Ｘが下記のように
求まる。
あることが一般的に知られており、事故点の残り電圧は
抵抗（レジスタンス）方向の成分のみとなる。ここで、
（２）式のレジスタンス方向と直角方向，即ちリアクタ
ンス方向へ射影した成分を採ると、VFAは射影成分の中
に入ってこなくなり、事故点迄の割合Ｘが下記のように
求まる。
又、AB相の短絡事故の場合は、Ｂ相のVB＝Ｘ・ZS・IB
＋Ｘ・Zm・（IA＋IC）＋Ｘ・Zmo・（IAO＋IBO＋ICO）＋
VFBと上記Ａ相のVAよりVA−VB＝Ｘ・（ZS＋Zm）・（IA
−IB）＋VFA−VFBとなり、両辺のリアクタンス方向成分
をとれば、VFA−VFBは射影成分の中に入ってこなくな
り、下記の短絡インピーダンス標定の演算式が求まる。
＋Ｘ・Zm・（IA＋IC）＋Ｘ・Zmo・（IAO＋IBO＋ICO）＋
VFBと上記Ａ相のVAよりVA−VB＝Ｘ・（ZS＋Zm）・（IA
−IB）＋VFA−VFBとなり、両辺のリアクタンス方向成分
をとれば、VFA−VFBは射影成分の中に入ってこなくな
り、下記の短絡インピーダンス標定の演算式が求まる。
以上のいずれかの方法で求めたＸに全長を掛ければ事
故点迄の距離として求めることができる。
故点迄の距離として求めることができる。
上記演算原理に基づく演算処理を実行する演算回路の
演算フローを第６図により説明すると、 ST100は電圧変圧器（９），及び電流変流器（８）か
ら導入される自端の電圧・電流を計測するステップであ
る。
演算フローを第６図により説明すると、 ST100は電圧変圧器（９），及び電流変流器（８）か
ら導入される自端の電圧・電流を計測するステップであ
る。
ST101は系統電圧の低下，電流変化（事故電流発生）
等によって事故発生を検出するステップである。
等によって事故発生を検出するステップである。
ST114は事故が１相地絡事故か、２相以上の事故かを
識別するステップである。
識別するステップである。
ST115は２相以上の事故なので、上述した短絡事故対
応であるインピーダンス標定を実施するステップなので
ある。
応であるインピーダンス標定を実施するステップなので
ある。
ST116は１相地絡事故なので上述の差電流標定，又は
地絡事故対応のインピーダンス標定のいずれかで標定を
実施するステップである。
地絡事故対応のインピーダンス標定のいずれかで標定を
実施するステップである。
ST113は標定値が妥当な場合、表示やプリンター印字
等の標定結果の出力処理を行い、不適当な時は標定結果
を棄却するステップである。
等の標定結果の出力処理を行い、不適当な時は標定結果
を棄却するステップである。
送電系統では分岐系統を持つ多端子系統も多く、この
場合は、事故発生により分岐線路を迂回して事故電流が
重畳するので、事故電流は各線路で異なった値となる。
又、この事故電流の重畳比率も事故点の位置によって変
化する。
場合は、事故発生により分岐線路を迂回して事故電流が
重畳するので、事故電流は各線路で異なった値となる。
又、この事故電流の重畳比率も事故点の位置によって変
化する。
従って、多端子系統で事故点を特定するには各端子か
らそれぞれ標定して、複数の標定値を組み合わせて総合
判定する多端子判定方式を行う必要がある。しかし、こ
れには各端子に評定装置（又は、最低でも電流・電圧の
計測，アナログ・デシタル変換装置は必要），伝送装
置，及び各端子間にマイクロ回線等の伝送路を設ける必
要があり大変なコスト高となる。
らそれぞれ標定して、複数の標定値を組み合わせて総合
判定する多端子判定方式を行う必要がある。しかし、こ
れには各端子に評定装置（又は、最低でも電流・電圧の
計測，アナログ・デシタル変換装置は必要），伝送装
置，及び各端子間にマイクロ回線等の伝送路を設ける必
要があり大変なコスト高となる。
又、従来の自端判定方式では分岐点以遠の各線路の電
流が測定できないため、自端で計測した事故電流が事故
点まで続いているとして標定するため、別の端子を迂回
して事故電流が途中から重畳してくる多端子系統の事故
に対しては高精度の標定は期待できず、又、分岐点以遠
のどの線路が事故線路であるのか特定する事も不可能で
あった。よって、点検巡視員は幾つもの線路を巡視し事
故点を発見せねばならなかった。
流が測定できないため、自端で計測した事故電流が事故
点まで続いているとして標定するため、別の端子を迂回
して事故電流が途中から重畳してくる多端子系統の事故
に対しては高精度の標定は期待できず、又、分岐点以遠
のどの線路が事故線路であるのか特定する事も不可能で
あった。よって、点検巡視員は幾つもの線路を巡視し事
故点を発見せねばならなかった。
本発明は上記のような問題点を解決するためになされ
たもので、自端判定方式でありながら、多端子送電系統
内の任意の事故を高精度で標定し、かつ、事故線路の特
定も可能な事故点標定方式を得ることを目的としてい
る。
たもので、自端判定方式でありながら、多端子送電系統
内の任意の事故を高精度で標定し、かつ、事故線路の特
定も可能な事故点標定方式を得ることを目的としてい
る。
この発明に係る事故点標定方式は、事故点を想定して
多端子送電系統内の各線路の事故電流分布比率を求める
事により、自端以外の電流は自端で計測した電流値を事
故電流分布比率倍する事で求め、求めた電流値と上記自
端で計測した電流値と異なる上記自端で計測した電気量
とにより演算した事故点と想定事故とが所定範囲に収束
するまで、想定事故点を系統内各線路上で移動させて行
ない、標定値も真の事故点に収束するので、これにより
事故線路の特定と事故点迄の距離を高精度で標定する事
を可能にした。
多端子送電系統内の各線路の事故電流分布比率を求める
事により、自端以外の電流は自端で計測した電流値を事
故電流分布比率倍する事で求め、求めた電流値と上記自
端で計測した電流値と異なる上記自端で計測した電気量
とにより演算した事故点と想定事故とが所定範囲に収束
するまで、想定事故点を系統内各線路上で移動させて行
ない、標定値も真の事故点に収束するので、これにより
事故線路の特定と事故点迄の距離を高精度で標定する事
を可能にした。
〔作用〕 本発明は自端では計測できない線路の事故電流も、
（事故電流）＝（その線路の自端事故電流に対する事故
電流分布比率）×（自端事故電流）で求まる事に注目
し、任意の線路の電流を事故電流分布比率により求め
て、事故点を標定する演算を行ない、演算により求めた
事故点と想定事故点とが収束するまで、繰り返し、想定
事故点を変化させて演算を行なう。
（事故電流）＝（その線路の自端事故電流に対する事故
電流分布比率）×（自端事故電流）で求まる事に注目
し、任意の線路の電流を事故電流分布比率により求め
て、事故点を標定する演算を行ない、演算により求めた
事故点と想定事故点とが収束するまで、繰り返し、想定
事故点を変化させて演算を行なう。
第２図は平行２回線３端子系統に１単回線分岐を有す
る送電系統に本発明を適用した実施例で、自端判定形と
云うことで従来形とほぼ同じであるが、従来の差電流標
定方式は零相電流のみに適用していたので、隣回線の電
流は零相電流しか取り込んでいなかったが、本発明では
各相電流に差電流標定を適用するので隣回線の電流は各
相電流，零相電流の両方を取り込んでいる。又、従来の
装置が各回線毎に設置されていたのに対し、本発明では
両回線一括で判定するため装置は１つである。
る送電系統に本発明を適用した実施例で、自端判定形と
云うことで従来形とほぼ同じであるが、従来の差電流標
定方式は零相電流のみに適用していたので、隣回線の電
流は零相電流しか取り込んでいなかったが、本発明では
各相電流に差電流標定を適用するので隣回線の電流は各
相電流，零相電流の両方を取り込んでいる。又、従来の
装置が各回線毎に設置されていたのに対し、本発明では
両回線一括で判定するため装置は１つである。
次に本発明の動作を示す。まず最初に各相差電流標定
方式の原理を説明する。各相差電流標定方式は事故相の
事故電流が平行２回線内を事故点迄のインピーダンスに
反比例した形で分流する事を適用したもので、前述の零
相差電流標定と考え方は同じである。
方式の原理を説明する。各相差電流標定方式は事故相の
事故電流が平行２回線内を事故点迄のインピーダンスに
反比例した形で分流する事を適用したもので、前述の零
相差電流標定と考え方は同じである。
２端子送電系統対応の各相差電流標定演算式は、零相
差電流標定の演算式の零相電流を事故相電流に置き換え
た形となるので、ここでは３端子送電系統の場合を示
す。第７図（ａ）は３端子送電系統の1L側Ｐ端と分岐T
11の間で、Ｐ端より割合Ｘの所に事故が発生した場合の
図で、（Ｐ端零相電圧）＝（線路零相電圧降下）＋（事
故点電圧）より下記の式が成立する。
差電流標定の演算式の零相電流を事故相電流に置き換え
た形となるので、ここでは３端子送電系統の場合を示
す。第７図（ａ）は３端子送電系統の1L側Ｐ端と分岐T
11の間で、Ｐ端より割合Ｘの所に事故が発生した場合の
図で、（Ｐ端零相電圧）＝（線路零相電圧降下）＋（事
故点電圧）より下記の式が成立する。
〔1L側〕VOP＝Ｘ＊（ZOP＊IO1P＋ZOMP＊I02P） ＋VOF ……（４） 〔2L側〕VOP＝Ｐ端2L→T21→Ｑ端→T11→事故点Ｆの 線路電圧降下 ＝ZOP＊IO2P＋ZOQ＊（−IO2Q）＋ZOQ＊IO1Q ＋（１−Ｘ）＊ZOP＊（IO1Q＋IO1R）＋Ｘ＊ZOMR＊IO1P −（１−Ｘ）＊ZOMP＊（IO1Q＋IO1R）−ZOMQ＊IO1Q −ZOMQ ＊＊（−IO2Q）−（１−Ｘ）＊ZOMP＊IO2P＋VOF
……（５） 両式より 但し、Ｃ＝ZOQ/ZOP ZOP:P端−分岐点間の零相インピーダンス ZOMP:P端−分岐点間の零相相互インピーダンス IO1P:P端1Lの零相電流 IO2P:P端2Lの零相電流 VOF:事故点の残り零相電圧 Ｑ端,R端の諸量についても同様 第７図（ｂ）はＱ端−分岐点T11間で、Ｑ端より割合
Ｘの所で事故が発生した場合、第７図（ｃ）はＲ端−分
岐点T11間で、Ｒ端より割合Ｘの所で事故が発生した場
合で、Ｐ端の場合と同様に考えて下記の式となる。また
2L側の事故に対しては各式で添え字１と２を入れ換えれ
ばよい。
……（５） 両式より 但し、Ｃ＝ZOQ/ZOP ZOP:P端−分岐点間の零相インピーダンス ZOMP:P端−分岐点間の零相相互インピーダンス IO1P:P端1Lの零相電流 IO2P:P端2Lの零相電流 VOF:事故点の残り零相電圧 Ｑ端,R端の諸量についても同様 第７図（ｂ）はＱ端−分岐点T11間で、Ｑ端より割合
Ｘの所で事故が発生した場合、第７図（ｃ）はＲ端−分
岐点T11間で、Ｒ端より割合Ｘの所で事故が発生した場
合で、Ｐ端の場合と同様に考えて下記の式となる。また
2L側の事故に対しては各式で添え字１と２を入れ換えれ
ばよい。
Ｑ端より割合Ｘの所での事故 但し、Ｃ＝ZOR/ZOQ Ｒ端より割合Ｘの所での事故 但し、Ｃ＝ZOP/ZOR 事故点までのインピーダンスに反比例して電流が平行
２回線内を分流するのは零相電流でも、各相の事故電流
でも同じなので、例えば、第７図の事故がAB相事故とす
ると、上式の零相電流の代わりにＡ相事故電流を代入す
るとＡ相の事故点が、Ｂ相事故電流を代入するとＢ相の
事故点が求まる。尚、係数Ｃも零相インピーダンス比で
もよいが、電力関係ではパーセントインピーダンス等を
使うため、正相インピーダンスが既知である場合が多い
のでＣ＝Z1Q/Z1Pのように正相インピーダンス表現にす
る。第７図の場合の各相差電流標定の演算式をまとめる
と下記となる。
２回線内を分流するのは零相電流でも、各相の事故電流
でも同じなので、例えば、第７図の事故がAB相事故とす
ると、上式の零相電流の代わりにＡ相事故電流を代入す
るとＡ相の事故点が、Ｂ相事故電流を代入するとＢ相の
事故点が求まる。尚、係数Ｃも零相インピーダンス比で
もよいが、電力関係ではパーセントインピーダンス等を
使うため、正相インピーダンスが既知である場合が多い
のでＣ＝Z1Q/Z1Pのように正相インピーダンス表現にす
る。第７図の場合の各相差電流標定の演算式をまとめる
と下記となる。
Ｐ端より割合Ｘの所での事故（1L,A相事故の場合） Ｐ端からの距離＝Ｘ＊LP 但し、Ｃ＝Z1Q/Z1P Ｑ端より割合Ｘの所での事務（1L,A相事故の場合） Ｐ端からの距離＝LP＋（１−Ｘ）＊LQ 但し、Ｃ＝Z1R/Z1Q Ｒ端より割合Ｘの所での事故（1L,A相事故の場合） Ｐ端からの距離＝LP＋（１−Ｘ）＊LR 但し、Ｃ＝Z1P/Z1R Z1P:P端−分岐点間の正相インピーダンス LP:P端−分岐点間距離 IA1P:P端1LのＡ相電流 IA2P:P端2LのＡ相電流 Ｑ端,R端の諸量についても同様 次に事故電流分布比率の求め方を示す。第８図に於
て、Ｑ端より割合Ｘの所に事故点Ｆがある場合、閉炉電
流I1〜I4を図の方向に取り，キルヒホッフの法則を用い
て連立方程式をたてると よって、各線路の自端事故電流（I1＋I3）又は（−I3
＋I4）に対する事故電流分布比率は、 線路Ｆ−Ｑの事故電流分布比率 αF-Q＝I2/（I1＋I3） 線路T11−Ｒの事故電流分布比率 αT11-R＝−I3/（I1＋I3） 線路Ｐ−T21の事故電流分布比率 線路T21−Ｑの事故電流分布比率 αT21-Q＝−I4/（−I3＋I4） 線路T21−Ｒの事故電流分布比率 αT21-R＝I3/（−I3＋I4） 以上により、インピーダンス標定方式と差電流標定方
式とも情報のない相手端の電流値については、上述した
事故電流分布比率を用いて想定した電流を用いる。
て、Ｑ端より割合Ｘの所に事故点Ｆがある場合、閉炉電
流I1〜I4を図の方向に取り，キルヒホッフの法則を用い
て連立方程式をたてると よって、各線路の自端事故電流（I1＋I3）又は（−I3
＋I4）に対する事故電流分布比率は、 線路Ｆ−Ｑの事故電流分布比率 αF-Q＝I2/（I1＋I3） 線路T11−Ｒの事故電流分布比率 αT11-R＝−I3/（I1＋I3） 線路Ｐ−T21の事故電流分布比率 線路T21−Ｑの事故電流分布比率 αT21-Q＝−I4/（−I3＋I4） 線路T21−Ｒの事故電流分布比率 αT21-R＝I3/（−I3＋I4） 以上により、インピーダンス標定方式と差電流標定方
式とも情報のない相手端の電流値については、上述した
事故電流分布比率を用いて想定した電流を用いる。
インピーダンス標定方式では、標定装置設置点での電
圧と事故電流から計算されるインピーダンスの大きさに
より評定する一般的原理であり、１線地絡事故に対して
は、事故相の相電圧と相電流を用い、２相短絡事故に対
しては事故相の相間電圧と相間電流を用いる。ここで
は、２相短絡事故の場合の標定について述べる。
圧と事故電流から計算されるインピーダンスの大きさに
より評定する一般的原理であり、１線地絡事故に対して
は、事故相の相電圧と相電流を用い、２相短絡事故に対
しては事故相の相間電圧と相間電流を用いる。ここで
は、２相短絡事故の場合の標定について述べる。
第７図の（ｂ）の分岐点T11以遠のＦに事故がある場
合、例えばAB相２相短絡事故とすると、 VA−VB＝（線路Ｐ−T11間の線線路電圧降下） ＋（線路T11−Ｆ間の線路電圧降下） ＝Z1P−T11（IA1P−IB1P）＋XZ1T11-Q ・αT11-F（IA1P−IB1P） インピーダンス標定値＝LP＋（１−Ｘ）LQここで、Z1
P-T11,Z1T11-Qは線路Ｐ−T11線路T11−Ｑの正相インピ
ーダンスで系統構成より既知 IA1P,IB1PはＰ端（自端）１号線（1L）で計測したＡ
相,B相の事故電流である。VA,VBはＰ端（自端）１号線
（1L）で計測したＡ相,B相の端子電圧である。LP,LQは
線路Ｐ−T11,線路T11−Ｑの亘長で系統構成より既知 差電流標定方式では、先に述べたように、１線地絡事
故に対しては零相電流の差を、２相短絡事故に対して
は、事故相の内のどちらかの相電流の差をそれぞれ用い
て標定が可能である。ここでは相電流を用いる標定につ
いて述べる。
合、例えばAB相２相短絡事故とすると、 VA−VB＝（線路Ｐ−T11間の線線路電圧降下） ＋（線路T11−Ｆ間の線路電圧降下） ＝Z1P−T11（IA1P−IB1P）＋XZ1T11-Q ・αT11-F（IA1P−IB1P） インピーダンス標定値＝LP＋（１−Ｘ）LQここで、Z1
P-T11,Z1T11-Qは線路Ｐ−T11線路T11−Ｑの正相インピ
ーダンスで系統構成より既知 IA1P,IB1PはＰ端（自端）１号線（1L）で計測したＡ
相,B相の事故電流である。VA,VBはＰ端（自端）１号線
（1L）で計測したＡ相,B相の端子電圧である。LP,LQは
線路Ｐ−T11,線路T11−Ｑの亘長で系統構成より既知 差電流標定方式では、先に述べたように、１線地絡事
故に対しては零相電流の差を、２相短絡事故に対して
は、事故相の内のどちらかの相電流の差をそれぞれ用い
て標定が可能である。ここでは相電流を用いる標定につ
いて述べる。
Ｑ端より割合Ｘの所での事故（1L,A相事故の場合）が
ある場合の公式より 但し、Ｃ＝Z1R-T11/Z1T11-Q 差電流標定値＝LP＋（１−Ｘ）LQ ここでIA1P,IA2PはＰた（自端）１号線（1L）,2号線
（2L）で計測した電流である。同様の考え方で、事故点
が線路Ｐ−T11間，線路Ｒ−T11間にある場合、及び２号
線（2L）側にある場合の標定演算式を導いておく。
ある場合の公式より 但し、Ｃ＝Z1R-T11/Z1T11-Q 差電流標定値＝LP＋（１−Ｘ）LQ ここでIA1P,IA2PはＰた（自端）１号線（1L）,2号線
（2L）で計測した電流である。同様の考え方で、事故点
が線路Ｐ−T11間，線路Ｒ−T11間にある場合、及び２号
線（2L）側にある場合の標定演算式を導いておく。
次に第１図の動作フローを用いて本発明の動作を説明
する。
する。
ST100,ST101は従来と同じである。ST102は事故継続中
の数サイクルのデータを凍結・蓄積するステップであ
る。ST103は第８図で説明した手法で、線路ｋの端から
割合Ｘの所に事故点を想定した場合の事故電流分布比率
を計算するステップである。ST104は事故電流分布比率
を使って、線路ｋ上の事故点をインピーダンス標定で測
距するステップである。ST105は事故電流分布比率を使
って、線路ｋ上の事故点を差電流標定で測距するステッ
プである。ST106は想定事故点が真の事故点に近づく
程、事故電流分布比率も実際に起こっている事故での事
故電流分布比率に近づき、両標定値も真の事故点に収束
するはずであるから下式で収束判定を行なうステップで
ある。
の数サイクルのデータを凍結・蓄積するステップであ
る。ST103は第８図で説明した手法で、線路ｋの端から
割合Ｘの所に事故点を想定した場合の事故電流分布比率
を計算するステップである。ST104は事故電流分布比率
を使って、線路ｋ上の事故点をインピーダンス標定で測
距するステップである。ST105は事故電流分布比率を使
って、線路ｋ上の事故点を差電流標定で測距するステッ
プである。ST106は想定事故点が真の事故点に近づく
程、事故電流分布比率も実際に起こっている事故での事
故電流分布比率に近づき、両標定値も真の事故点に収束
するはずであるから下式で収束判定を行なうステップで
ある。
（想定事故−インピーダンス標定値）≦収束判定値か
つ、（想定事故点−差電流標定値）≦収束判定値で収束
した時、真の事故点を示している。
つ、（想定事故点−差電流標定値）≦収束判定値で収束
した時、真の事故点を示している。
ST107は上記判定式によって両標定値が収束したの
で、その線路を事故線路と特定し、収束した想定事故点
距離を標定値として決定する。
で、その線路を事故線路と特定し、収束した想定事故点
距離を標定値として決定する。
ST108a,ST108bはある想定事故点では、両標定値が収
束しなかった場合、想定事故点の位置を少し移動させ
る。即ちＸをΔＸ＝0.01刻みで変化させる。そして、移
動後の事故点での事故電流分布比率を使って再度インピ
ーダンス標定と差電流標定を行うステップである。ST10
9a,ST109bはＸ＝０→１と想定事故点を端から端まで移
動させても両標定値が収束しない時は、想定事故点を次
の線路に移し、その線路上を移動させながらこれまでと
同様の処理を行うステップである。ST110では系統内の
平行２回線線路すべてついに調べたが両標定値が収束し
なかった場合、まず単回線分岐線上事故ではないかチェ
ックする。単回線分岐線がつながっている平行２回線線
路上で想定事故点を移動させた時、想定事故点直線と差
電流標定曲線が交差した値が単回線分岐点T3を示してい
れば単回線分岐線上事故と判断する。これは、差電流標
定が平行２回戦内の分流を利用しているため、分流の最
終点T3を示すためである。ST111は単回線分岐線に全て
の事故電流が集中しているとしてインピーダンス標定す
るステップである。ST112は単回線分岐線上事故の可能
性をなくなった場合、全ての線路で収束しなかったのは
計測誤差等が原因と考え、想定事故点直線と差電流標定
曲線が交差した時点での、差電流標定値とインピーダン
ス標定値の差が最も小さい時の線路を事故線路と特定
し、交差した時点での差電流標定値を標定値として決定
する。ST113では自端の遮断機が開閉するか否かで自回
線事故の確認をし、妥当であれば事故線路，標定値を表
示やプリンター印字する評定結果出力処理である。
束しなかった場合、想定事故点の位置を少し移動させ
る。即ちＸをΔＸ＝0.01刻みで変化させる。そして、移
動後の事故点での事故電流分布比率を使って再度インピ
ーダンス標定と差電流標定を行うステップである。ST10
9a,ST109bはＸ＝０→１と想定事故点を端から端まで移
動させても両標定値が収束しない時は、想定事故点を次
の線路に移し、その線路上を移動させながらこれまでと
同様の処理を行うステップである。ST110では系統内の
平行２回線線路すべてついに調べたが両標定値が収束し
なかった場合、まず単回線分岐線上事故ではないかチェ
ックする。単回線分岐線がつながっている平行２回線線
路上で想定事故点を移動させた時、想定事故点直線と差
電流標定曲線が交差した値が単回線分岐点T3を示してい
れば単回線分岐線上事故と判断する。これは、差電流標
定が平行２回戦内の分流を利用しているため、分流の最
終点T3を示すためである。ST111は単回線分岐線に全て
の事故電流が集中しているとしてインピーダンス標定す
るステップである。ST112は単回線分岐線上事故の可能
性をなくなった場合、全ての線路で収束しなかったのは
計測誤差等が原因と考え、想定事故点直線と差電流標定
曲線が交差した時点での、差電流標定値とインピーダン
ス標定値の差が最も小さい時の線路を事故線路と特定
し、交差した時点での差電流標定値を標定値として決定
する。ST113では自端の遮断機が開閉するか否かで自回
線事故の確認をし、妥当であれば事故線路，標定値を表
示やプリンター印字する評定結果出力処理である。
尚、事故電流分布比率はキルヒホッフの法則を用いて
３端子系統で説明したが端子数に応じて連立方程式を増
やせば、第９図に示すような任意の端子数に拡張できる
ことは明かである。
３端子系統で説明したが端子数に応じて連立方程式を増
やせば、第９図に示すような任意の端子数に拡張できる
ことは明かである。
又、インピーダス標定，先電流標定の演算式も任意の
端子数に拡張できる事は明かである。線路T11−N1のN1
端より割合Ｘの所に事故点を想定した場合は、 線路T11−N1の事故電流分布比率α 線路T11−T1(1+1)間の事故電流分布比率α （T1i−T1(i+1)も同様 但し、T1O＝NOとする。
端子数に拡張できる事は明かである。線路T11−N1のN1
端より割合Ｘの所に事故点を想定した場合は、 線路T11−N1の事故電流分布比率α 線路T11−T1(1+1)間の事故電流分布比率α （T1i−T1(i+1)も同様 但し、T1O＝NOとする。
IA1NK−IB1NK＝α（T1K−T1(K+1)）・IA1NO−IB1NOを
代入すれば、 IAINK−IA2NK＝α（T1K−T1(K+1)）・IAINO−IA2NOを
代入すれば、 ここで、IAINKは１号線NK端子のＡ相電流,Z1T1(i-1)
−T1iは線路T1(i-1)−T1i間の正相インピーダンス,L（T
1(i-1)−T1i）間の線路亘長，他も同様表現である。
代入すれば、 IAINK−IA2NK＝α（T1K−T1(K+1)）・IAINO−IA2NOを
代入すれば、 ここで、IAINKは１号線NK端子のＡ相電流,Z1T1(i-1)
−T1iは線路T1(i-1)−T1i間の正相インピーダンス,L（T
1(i-1)−T1i）間の線路亘長，他も同様表現である。
他の線路上に事故点を想定した場合も同様に標定演算
式を導ける。又、キルヒホッフの法則を用いなくとも、
線路インピーダンスの直並列合成による。
式を導ける。又、キルヒホッフの法則を用いなくとも、
線路インピーダンスの直並列合成による。
系統縮約によって事故電流分布比率を求める事がで
き、これは手法が違うだけである。
き、これは手法が違うだけである。
以上のように、本発明によれば想定事故点に対する多
端子系統内の事故電流分布比率を求める事により、自端
以外の各線路の電流を自端計測事故電流分布比率倍する
事で求め、自端判定方式でありながら多端子判定方式と
ほぼ同等の情報を用いる事を可能としたので高精度の標
定が可能となる効果がある。
端子系統内の事故電流分布比率を求める事により、自端
以外の各線路の電流を自端計測事故電流分布比率倍する
事で求め、自端判定方式でありながら多端子判定方式と
ほぼ同等の情報を用いる事を可能としたので高精度の標
定が可能となる効果がある。
第１図は本発明の動作フロー図，第２図は多端子系統に
本発明を適用した実施例のブロック図，第３図は従来装
置の２端子系統への適用実施例のブロック図，第４図は
差電流標定の原理説明図，第５図はインピーダンス標定
の原理説明図，第６図は従来装置の動作フロー図，第７
図は差電流標定に於いて事故が存在する線路が違う場合
の標定演算式の違いを説明する参照図，第８図は事故電
流分布比率を求める時のキルヒホッフの法則を３端子系
統に適用した図，第９図は任意の多端子系統列の図であ
る。 １……電力送電線,2……母線,3……事故点標定装置内の
アナログフィルター,4……入力データを保持するサンプ
ルホールド回路,5……入力チャネルを切り換えるマルチ
プレクサー回路,6……アナログ・デジタル変換回路,7…
…事故点を標定する演算回路,8……電流を計測するため
の電流変流器,9……電圧を計測するための電圧変圧器で
ある。 図中，同一符号は同一部分を示す。
本発明を適用した実施例のブロック図，第３図は従来装
置の２端子系統への適用実施例のブロック図，第４図は
差電流標定の原理説明図，第５図はインピーダンス標定
の原理説明図，第６図は従来装置の動作フロー図，第７
図は差電流標定に於いて事故が存在する線路が違う場合
の標定演算式の違いを説明する参照図，第８図は事故電
流分布比率を求める時のキルヒホッフの法則を３端子系
統に適用した図，第９図は任意の多端子系統列の図であ
る。 １……電力送電線,2……母線,3……事故点標定装置内の
アナログフィルター,4……入力データを保持するサンプ
ルホールド回路,5……入力チャネルを切り換えるマルチ
プレクサー回路,6……アナログ・デジタル変換回路,7…
…事故点を標定する演算回路,8……電流を計測するため
の電流変流器,9……電圧を計測するための電圧変圧器で
ある。 図中，同一符号は同一部分を示す。
───────────────────────────────────────────────────── フロントページの続き (72)発明者 津久田 尚志 兵庫県神戸市兵庫区和田崎町１丁目１番 ２号 三菱電機株式会社制御製作所内 (72)発明者 松永 完三 兵庫県神戸市兵庫区和田崎町１丁目１番 ２号 三菱電機株式会社制御製作所内 (72)発明者 光岡 正隆 兵庫県神戸市兵庫区和田崎町１丁目１番 ２号 三菱電機株式会社制御製作所内
Claims (1)
- 【請求項１】平行２回線運用の多端子電力送電系統の事
故点を標定するものにおいて、多端子電力送電系統の任
意の線路で事故が発生した場合の各線路の電流を事故点
を想定した事故電流分布比率と自端で計測した電流値か
らそれぞれ求め、該それぞれの電流値と上記自端で計測
した電流値と異なる上記自端で計測した電気量とに基づ
いて演算した事故点と上記想定事故点とが所定範囲に収
束するまで、上記想定事故点を変化させて繰り返し演算
を行い、収束したときの想定事故点を事故点と標定する
ことを特徴とする平行２回線電力系統用事故点標定方
式。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2154623A JP2563647B2 (ja) | 1990-06-12 | 1990-06-12 | 平行２回線電力系統用事故点標定方式 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2154623A JP2563647B2 (ja) | 1990-06-12 | 1990-06-12 | 平行２回線電力系統用事故点標定方式 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH0450672A JPH0450672A (ja) | 1992-02-19 |
| JP2563647B2 true JP2563647B2 (ja) | 1996-12-11 |
Family
ID=15588231
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2154623A Expired - Lifetime JP2563647B2 (ja) | 1990-06-12 | 1990-06-12 | 平行２回線電力系統用事故点標定方式 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP2563647B2 (ja) |
Families Citing this family (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2286088B (en) * | 1994-01-26 | 1997-09-24 | Gec Alsthom Ltd | A method of locating the position of a fault on a power transmission line |
| JP5008303B2 (ja) * | 2005-12-06 | 2012-08-22 | 中国電力株式会社 | 情報提供システム、情報提供装置および情報提供方法 |
| WO2012133701A1 (ja) | 2011-03-31 | 2012-10-04 | ダイキン工業株式会社 | 電気二重層キャパシタ及び電気二重層キャパシタ用非水電解液 |
| GB201120477D0 (en) * | 2011-11-28 | 2012-01-11 | Univ Nottingham | Fault location in power distribution systems |
| CN104062529B (zh) * | 2014-07-09 | 2017-06-13 | 华北电力大学 | 一种孤岛检测方法 |
-
1990
- 1990-06-12 JP JP2154623A patent/JP2563647B2/ja not_active Expired - Lifetime
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JPH0450672A (ja) | 1992-02-19 |
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Legal Events
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