JP3895288B2 - Transmission line accident location system, transmission line accident location method, transmission line accident location program, and recording medium recording the program - Google Patents
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Description
【0001】
【発明の属する技術分野】
本発明は電流分流比法又はインピーダンス法を用いて送電線の地絡事故/短絡事故の事故点等を標定する装置等に関する。
【0002】
【従来の技術】
77kV〜275kV及び500kVの送電線には事故点を検出するためのフォルトロケータが設置されていることが多い。フォルトロケータが設置された送電線において何らかの送電線事故が発生すると、事故点のデータがフォルトロケータから電力所及びその支店に転送されるようになっている。すると、作業員が事故点のデータを参考にして現場に直行し、現場付近の鉄塔に設置された閃絡表示器の表示を目印に巡回し、最終的に事故点を特定していた。
【0003】
ところが、ローカル系の77kV以下の送電線にはこのようなフォルトロケータが設置されていることが少ない。そのため、本来事故の有無を判定する目的で変電所等に設置され、送電線の電流や電圧の変化を記録している自動オシログラ装置を活用し、同装置から転送されたオシロデータを用いて事故点を標定していた。オシロデータから事故点を標定する方法としては種々の提案がなされている(例えば、特許文献1等参照)。
【0004】
【特許文献1】
特開2000−227453
【0005】
特に、二回線送電線の事故点を標定する最も簡単な方法として、以下に説明する電流分流比法が周知である。
【0006】
図22に示すような亘長がMである送電線において、送電端から距離mの地点で地絡事故が発生すると、回線1LにはI01で表される事故電流(ここでは零相電流)が流れる一方、回線2LにはI02で表される事故電流(ここでは零相電流)が流れる。回線の全区間の線路インピーダンスが一定であり、m/M=k(電流分流比と称されている)であるとすると、kとI01及びI02との関係はk=2I02/(I01+I02)という式で表される。
【0007】
具体的には、自動オシログラフ装置から転送されたオシロデータをオシロ波形解析装置に取り込み、事故発生時の事故電流I01、I02の1サイクル分の実効値を求め、上記式に代入して電流分流比kを求め、電流分流比kから事故点を標定するようにしていた。
【0008】
【発明が解決しようとする課題】
しかしながら、上記従来例による場合、以下の欠点が指摘されている。
【0009】
まず第1は、回線1L、2Lに事故前から存在する循環電流、事故発生時の電流波形の乱れ及び電流位相差等の影響を受け易く、電流分流比kが安定しないことから、結果として、事故点の標定精度がフォルトロケータに比べて非常に低いという点である(以下、これを第1の欠点と称する)。このため一線地絡事故発生後、作業員が現場に直行しても、閃絡表示器の数基分の間隔である広い範囲を巡視しないことには事故点を特定することができず、この点で早急な対応をとることができないという問題がある。
【0010】
第2は、送電線の系統が複雑に分岐しているときには、電流分流比から事故点を標定するための標定式が回線毎に異なり、4端子以上の系統になると、全体の計算式が非常に複雑になることから、電流分流比法が適用されるのは送電線の系統が単純である場合に制約されるという点である(以下、これを第2の欠点と称する)。
【0011】
ところで、架空送電線事故全体の約75%は77kV以下の送電線で発生しており、その送電線で発生している送電線事故の50〜60%は一線地絡事故である。電流分流比法については、上記した標定精度の点は別問題として、一線地絡事故の事故点を簡単に標定することができることから、77kV以下の送電線への適用が要請されているが、その殆どが4端子以上の系統になっており、適用されるに至っていないというのが現状である。
【0012】
また、送電線の事故点を標定する最も簡単な方法として電流分流比法と並んでインピーダンス法も周知である。同法の内容を図22を借りて説明する。回線1Lに地絡事故が発生したとすると、送電端電圧V0 ( ここでは事故相の相電圧である) と事故電流I01( ここでは事故相の相電流である) との比であるインピーダンスk(=V0 /I01)については、送電端と事故点までの距離mに対応した値を示し、距離mが大きいとインピーダンスkも大きくなるという関係がある。そのため、オシロデータに基づいて事故時のインピーンダンスkを求めると、これから事故点を標定することが可能になる。
【0013】
このようなインピーダンス法を用いた場合、電流分流比法とは異なり一回線送電線の事故点も標定することができるものの、事故時のインピーダンスkが安定せず、送電線の系統が複雑に分岐しているときに計算式が複雑になるのは電流分流比法の場合と同様であり、第1、第2の欠点を有している。
【0014】
本発明は上記した背景の下で創作されたものであり、その主たる目的とするところは、電流分流比法又はインピーダンス法でありながら送電線事故の事故点を高精度で標定することが可能な送電線事故点標定装置、送電線事故点標定法、送電線事故点標定用プログラム及び同プログラムを記録した記録媒体を提供することにある。
【0015】
【課題を解決するための手段】
本発明の送電線事故点標定装置は、電流分流比法又はインピーダンス法を用いて送電線の地絡事故/短絡事故の事故点を標定する装置であって、送電線の実測データに基づいて電流分流比又はインピーダンスを瞬時値毎に求めるとともに事故発生後所定期間の当該電流分流比又はインピーダンスを平均化する電流分流比/インピーダンス演算部と、電流分流比/インピーダンス演算部で求められた平均化電流分流比又は平均化インピーダンスに基づいて当該地絡事故/短絡事故の事故点を標定する事故標定部と、地絡事故/短絡事故の実際の特定事故点を入力するための入力部と、前記地絡事故/短絡事故の事故点を標定する一連の過程で得た仮想事故点と仮想電流分流比又は仮想インピーダンスとの関係がグラフのデータとして記録されたメモリとを具備している。
【0016】
事故標定部については、系統シミュレータを利用して前記送電線に地絡事故/短絡事故が発生したと想定して仮想電流データ及び/又は仮想電圧データを求め、当該データから仮想電流分流比又は仮想インピーダンスを求め、系統シミュレータ上の仮想事故点を変化させつつ、当該仮想事故点に対応する仮想電流分流比又は仮想インピーダンスと電流分流比/インピーダンス演算部で求められた平均化電流分流比又は平均化インピーダンスとを逐次対比し、これにより両者が最も近い仮想電流分流比又は仮想インピーダンスを探し、当該仮想電流分流比又は仮想インピーダンスに対応する仮想事故点を当該地絡事故/短絡事故の事故点として標定する部であって、前記入力部を通じて実際の特定事故点が入力されると、当該グラフが当該特定事故点と当該仮想電流分流比又は仮想インピーダンスとの交点を通るように、前記メモリに保持されたグラフのデータを補正し、以後、地絡事故/短絡事故の事故点を標定するに当たり、補正されたグラフのデータを参照して、電流分流比/インピーダンス演算部で求められた平均化電流分流比又は平均化インピーダンスに関連する仮想事故点を求め、これを当該地絡事故/短絡事故の事故点として標定する機能を有した構成となっている。
【0017】
特に、前記入力部を通じて実際の特定事故点が入力されると、当該グラフが当該特定事故点と当該仮想電流分流比又は仮想インピーダンスとの交点を通るように、前記メモリに保持されたグラフのデータを補正し、以後、地絡事故/短絡事故の事故点を標定するに当たり、補正されたグラフのデータを参照して、電流分流比/インピーダンス演算部で求められた平均化電流分流比又は平均化インピーダンスに関連する仮想事故点を求め、これを当該地絡事故/短絡事故の事故点として標定する機能を有した構成となっている。
【0018】
電流分流比/インピーダンス演算部については、平均化電流分流比又は平均化インピーダンスを求めるに当たり、電流分流比又はインピーダンスの変化量を求め、その後、最も変化量の小さい安定区間をサーチし、当該安定区間の電流分流比又はインピーダンスを平均化して行う構成となっている。
【0019】
好ましくは、事故標定部については、地絡事故/短絡事故時の電流/電圧の波形基礎データが事故原因毎に予め用意されており、前記送電線の実測データに含まれる電流/電圧波形に最も近い波形基礎データを探し、当該波形基礎データに対応する事故原因を当該地絡事故/短絡事故の事故原因として標定する機能を有した構成のものを用いることが望ましい。
【0020】
好ましくは、送電線の実測データ及び予め用意された当該送電線の回線情報に基づいて当該事故の事故様相を判定する事故様相判定部を備え、前記電流分流比/インピーダンス演算部にて電流分流比又はインピーダンス、及び前記事故標定部にて仮想電流分流比又は仮想インピーダンスを計算するに当たり、前記事故様相判定部の判定結果に対応した計算式を用いて行う構成にすることが望ましい。
【0021】
本発明の送電線事故点標定法、送電線事故点標定用プログラム及び同プログラムを記録した記録媒体については、上記した送電線事故点標定装置に準じた内容になっている。
【0022】
【発明を実施するための最良の形態】
以下、本発明の第1の実施の形態を図面を参照して説明する。図1は送電線の電圧・電流データ伝送経路図、図2は送電線を示す系統図、図3は送電線事故点標定装置のブロック図、図4は同装置により処理される送電線事故点標定用プログラムのフローチャート、図5は実測電流データの電流波形図、図6は電流分流比の波形図、図7は平均化電流分流比の波形図、図8は系統シミュレータを用いて仮想電流分流比を探す方法を説明するための図、図9は仮想事故点と電流分流比(仮想電流分流比)との関係を示すグラフのデータの内容を説明するための図、図10は事故電流の事故原因毎の波形図、図11は事故電流の高調波の含有率を事故原因毎に示す図、図12は一線地絡事故の事故点及び事故原因の標定結果を表示出力する例を示す図、図13は、仮想事故点と仮想電流分流比との関係を示すグラフのデータを補正する方法を説明するための図、図14は同装置の事故点の標定誤差等を示した表、図15は同装置の事故点の事故原因の正解率等を示した表である。
【0023】
図1に示す送電線の電圧・電流データ伝送経路において、図中2は変電所に配置された自動オシログラフ装置、3は制御所に配置された通信制御装置、4は支店又は電力所に配置された通信制御装置、5は支店等に配置されたオシロ波形解析装置、1は送電線事故点標定装置である。LAN回線を通じて入力された送電線αの電圧/電流の実測電圧/電流データ等を順次記録する
【0024】
自動オシログラフ装置2から出力された77kVの送電線α( ここでは平行二回線送電線である) の実測電圧/電流データ等(実測データ)は、専用回線及びLAN回線を介してオシロ波形解析装置5及び送電線事故点標定装置1に順次入力される。一線地絡事故が発生した場合、送電線事故点標定装置1を使用すると、その事故点等が即座に判るようになっている。
【0025】
ここでは送電線αが図2に示すように4端子の系統になっている例について説明する。送電線αの送電端は自動オシログラフ装置2が設置されたA変電所に相当する。A変電所の送電電圧はV1であり、その設置箇所をa点として示している。A変電所には送電線αを介してB、C、D変電所が接続されており、各々が受電端になっている。図中b、c、dはB、C、D変電所の設置箇所を示す一方、図中e、fは送電線α上の第1、第2の分岐点を示している。
【0026】
送電線αは回線1Lと回線2Lからなり、線路インピーダンスの相違から、区間L1(a−e間)、区間L2(e−f間)、区間L3(f−b間)、区間L4(e−c間)、区間L5(f−d間)に分割される。図中においては、一線地絡事故が送電線αの区間L1上の回線1Lで発生したことを示している。第1の分岐点aの回線1L、2L上の相電圧をV2、V3として示している一方、第2の分岐点bの回線1L、2L上の相電圧をV5、V6として示している。そして、一線地絡事故点の相電圧をVF として示している。
【0027】
区間L1がその亘長も示すとすると、a点から一線地絡事故点までの距離はk・L1で示される一方、一線地絡事故点からe点までの距離は(1−k)・L1で示される。但し、kは後述する電流分流比である。
【0028】
ここに掲げる送電線事故点標定装置1は、図1に示すようにLAN回線に接続されたパソコンであって、その基本構成は図3に示す通りである。同パソコンには系統シミュレータの既存のソフトウエア及び図4に示す送電線事故点標定用プログラムが予めインストールされている。これらのソフトウエアが実行されることにより、電流分流比法を用いて送電線αの一線地絡事故の事故点等を標定することができるようになっている。
【0029】
送電線事故点標定装置1は、LAN回線を通じて入力された送電線αの電圧/電流の実測電圧/電流データ等を順次記録するメモリ50と、前記実測電流データ(回線1Lに流れる事故電流(ここでは零相電流)の瞬時値の大きさをI01、回線2Lに流れる事故電流(ここでは零相電流)の瞬時値の大きさをI02とする)から電流分流比k(k=2I02/(I01+I02)を瞬時値毎に求め、求められた所定サイクル分( ここでは4サイクル分)の電流分流比kをフィルタ処理により平均化する電流分流比演算部10と、電流分流比演算部10で求められた平均化電流分流比k’(k’=Σk×( I01+I02)2 / Σ( I01+I02)2 ) に基づいて当該一線地絡事故の事故点等を標定する事故標定部20と、事故標定部20の標定結果等を表示出力するディスプレイパネル30と、一線地絡事故の実際の特定事故点等を入力するためのキーボード等の入力部40等を備えた基本構成となっている。以下、各構成部について詳しく説明する。
【0030】
メモリ50には図4に示す送電線事故点標定用プログラムが系統シミュレータのソフトウエアとともに予め記録されている。送電線事故点標定用プログラムの流れについては後述するが、これが実行されることにより電流分流比演算部10及び事故標定部20としての機能を発揮するようになっている。
【0031】
電流分流比演算部10において行われる演算の内容は以下の通りである。図5は一線地絡事故発生前後の送電線αの事故電流I01、I02の電流波形を示している。このような事故電流I01、I02の実測電流データに基づいて電流分流比kを瞬時値毎に演算する。図6はこの演算結果を示したものである。そして、電流分流比kの波形の突出部分を無くすために、2乗の重み付移動平均を用いてフィルタ処理を行う。即ち、一線地絡事故発生後の4サイクル期間に相当する期間Tの電流分流比kに基づいて平均化電流分流比k’を演算する。図7はこの演算結果を示したものである。
【0032】
事故標定部20においては、一線地絡事故時に送電端に流れる電流等を計算することができる機能を有した既存の系統シミュレータを使用している。即ち、系統シミュレータを用いて送電線αに一線地絡事故を起こし、このときの事故電流I01、I02をシミュレートする。この前提として、区間L1〜L5の区間の各亘長及び線路インピーダンス等が入力部40を通じて予め入力されて初期設定されているものとする。このように初期設定された系統シミュレータを図3中において系統シミュレータ21として示している。
【0033】
事故標定部20は、系統シミュレータ21を用いて送電線αに一線地絡事故が発生したと想定して仮想電流データ(回線1Lの仮想事故電流をI01’回線2Lの仮想事故電流をI02’とする)を求め、この仮想事故電流データから仮想電流分流比K(=2I02’/(I01’+I02’)を求め、系統シミュレータ上の仮想事故点を変化させつつ、当該仮想事故点に対応する仮想電流分流比Kと電流分流比演算部10で求められた平均化電流分流比k’とを逐次対比し、これにより両者が最も近い仮想電流分流比Kを探し、この仮想電流分流比Kに対応する仮想事故点を当該一線地絡事故の事故点として標定する機能を有した構成となっている。以下、より詳しく説明する。
【0034】
図2に示す送電系統の一線地絡事故の場合、仮想電流分流比Kと仮想電流I01’、I02’との関係は次式で表される。
I01’=(V1−VF )/K・L1
I02’=(V1−V3)/L1
【0035】
V1、VF 、V3については系統シミュレータ21により求められ、L1については定数であるので、Kをパラメータにすると、仮想電流I01’、I02’を上式により演算することができる。
【0036】
一方、平均化電流分流比k’は電流分流比kをフィルタ処理したものであることから、両値が等価であると仮定すると、平均化電流分流比k’と仮想電流I01’、I02’との関係はk’=2I02’/(I01’+I02’)で表わされる。
【0037】
即ち、系統シミュレータ21を用いて仮想的に一線地絡事故を起こし、仮想事故点を全回線上にわたって移動させながら、図2に示す送電系統の送電端での平均化電流分流比k’と最も一致する仮想電流分流比Kをサーチする。
【0038】
具体的には、図2に示す送電系統の区間L1〜L5上において仮想事故点をその回線の線路長の10%毎の刻み幅で移動させ、個々の仮想事故点での仮想電流分流比Kを演算し、これと電流分流比演算部10で求められた平均化電流分流比k’とを順次比較する。図8に示すように仮想電流分流比Kが平均化電流分流比k’を越えたときは1ステップ戻り、より小さな1%毎の刻み幅で仮想事故点を移動させる。また、必要に応じて更に細かな刻み幅で仮想事故点を移動させる。同回線においてサーチしても仮想電流分流比Kが平均化電流分流比k’より離れていく場合には、その回線のサーチを中止し、次の回線のサーチを同様に行うようにする。このようなサーチにより平均化電流分流比k’に最も近い仮想電流分流比Kを求め、このときの仮想電流分流比Kに対応する仮想事故点を実際の一線地絡事故の事故点として標定する。
【0039】
このようにして求められた標定結果等を所定形式に変換してメモリ50に記録するとともにディスプレイパネル30に出力する。図9はこのときのディスプレイパネル30の表示画面の一例を示したものである。同表示画面のグラフの縦軸はa点からの距離m(仮想事故点)を示している一方、その横軸は電流分流比k(又は平均化電流分流比k’、仮想電流分流比K)を示している。
【0040】
グラフ1は区間L1上の距離と電流分流比kとの関係を示している一方、グラフ2、3、4、5は区間L2、3、4、5上の距離と電流分流比kとの関係を各々示している。
【0041】
例えば、電流分流比演算部10で求められた平均化電流分流比k’に最も近い仮想電流分流比KがK(p)であると仮定すると、このときの仮想事故点はm1ということになる。これは変電所Aから距離m1の回線L1上で一線地絡事故が発生したことを意味している。また、仮想電流分流比KがK(q)であると仮定すると、このときの仮想事故点はm2又はm3ということになる。これは、仮想事故点の候補として2箇所あり、変電所Aから距離m3の回線L2又は距離m2の回線l4上で一線地絡事故が発生したことを意味している。
【0042】
メモリ50には、このような事故点の標定結果だけでなく、シミュレートの一連の過程で得られた図9に示すグラフのデータ、即ち、送電線αの仮想事故点と仮想電流分流比Kとの関係を示すデータも記録される。
【0043】
事故標定部20は事故点を標定する機能だけでなく、その事故原因を標定する機能も有している。即ち、一線地絡事故時の地絡電流の波形基礎データが事故原因毎にメモリ50に予め用意されており、送電線αの実測電流データに含まれる電流波形に最も近い波形基礎データを探し、当該波形基礎データに対応する事故原因を当該一線地絡事故の事故原因として標定する機能を有した構成となっている。以下、より詳しく説明する。
【0044】
一線地絡事故時に発生する地絡電流はその事故原因が樹木接触である場合、図10(a) に示すように第1波の波形の歪みが大きく、その後安定した波形となり振幅がゆっくり変動するという特有な波形になることが多い。雷撃である場合、図10(b) に示すように高調波が発生しても自動オシログラフ装置2のサンプリング周波数では観測できない高周波であることから波形自体が安定している場合が多い。また、鳥獣接触である場合、図10(c) に示すように事故開始時点で波形の歪みが大きく、それが数サイクル続くという場合が多い。
【0045】
このように一線地絡事故時に発生する地絡電流はその事故原因毎に特有の波形になることが多いことから、その地絡電流に含まれる高調波成分の大きさ等を事故原因毎に波形基礎データとしてメモリ50に予め記録している。
【0046】
図11は波形基礎データの一例を示したものである。ここでいう解析位置とは地絡電流の何サイクル目について波形解析をするかの位置を示している。即ち、解析位置▲1▼の場合、地絡電流の最初の1サイクル目の波形については、事故原因が雷撃であるときには、3 次〜7 次、11次〜15次の高調波成分の含有率が0%、0%であり、鳥獣接触であるときには、3 次〜7 次、11次〜15次の高調波成分の含有率が10%、1 %であり、樹木接触であるときには、3 次〜7 次、11次〜15次の高調波成分の含有率が5 %、2 %であることを示している。解析位置▲2▼〜▲4▼の場合についても同様である。
【0047】
事故標定部20は、送電線αの実測電流データをメモリ50から読み出し、一線地絡事故発生時点の数サイクル分の実測電流データに対してフーリエ変換等を行って高調波成分の大きさ等を求める一方、メモリ50に記録された波形基礎データを読み出して、両データを解析位置及び高調波成分毎に比較し、最終的に実測データに含まれる電流波形に最も近い波形基礎データを探し、この波形データに対応する事故原因を今回の一線地絡事故の事故原因であるとする。例えば、事故発生時点の事故電流I01の電流波形が図10(a) に示す地絡電流の波形に最も近いときには、事故原因として樹木接触を標定する。同様に図10(b) 又は(c) に示す地絡電流の波形に最も近いときには、事故原因として電撃又は鳥獣接触を標定するようになっている。
【0048】
このようにして標定された一線地絡事故の事故原因を所定形式に変換してメモリ50に記録するとともにディスプレイパネル30に出力する。図12はこのときのディスプレイパネル30の表示画面の一例を示したものである。この画面では、事故原因に加えて事故点の標定結果等も併せて表示されている。
【0049】
また、事故標定部20は、入力部40を通じて一線地絡事故の実際の特定事故点が入力されると、これに従ってメモリ50上に記録された送電線αの仮想事故点と仮想電流分流比Kとの関係を示すデータを補正して書き換えるようになっている。
【0050】
即ち、入力部40を通じて入力れた特定事故点と当該一線地絡事故に伴って求められた平均化電流分流比k’(又は仮想電流分流比K)との交点を通るように、メモリ50に保持されたグラフのデータを補正し、以後、一線地絡事故の事故点を標定するに当たり、補正後のグラフのデータを参照して、電流分流比演算部10で求められた平均化電流分流比k’に関連する仮想事故点を求め、これを当該一線地絡事故の事故点として標定する機能を有した構成となっている。以下、詳細に説明する。
【0051】
図13は図2に示す電力系統とは異なる別の電力系統について上記と同様にシミュレーション等を行って事故点の標定を行った結果を示す図9に対応するディスプレイパネル30の表示画面である。即ち、同表示画面のグラフの縦軸は送電端から距離(仮想事故点)を示している一方、その横軸は電流分流比k(又は平均化電流分流比k’、仮想電流分流比K)を示している。
【0052】
例えば、電流分流比演算部10で求められた平均化電流分流比k’に最も近い仮想電流分流比KがK(r)であると仮定すると、このときの仮想事故点は8.40[km]及び13.19[km] ということになる。メモリ50には上記と全く同様にシミュレーションの一連の過程で得られたグラフ6、7等のデータが記録される。グラフ6は、仮想電流分流比K(r)と仮想事故点の13.19[km] との交点を通る直線となっている一方、グラフ7は仮想電流分流比K(r)と仮想事故点の8.40[km]との交点を通る直線となっている。
【0053】
このような事故点の標定結果を参考にして実際に一線地絡事故の現場を巡視し、その結果、仮想事故点の13.19[km] が現実には12.539[km]であったと仮定する。そして12.539[km]を実際の特定事故点として入力部40を通じて入力されると、メモリ50上のグラフ6のデータが補正され、図中破線で示すグラフ6’のデータに書き換えられる。グラフ6’は、仮想電流分流比K(r)と特定事故点の12.539[km]との交点を通る直線である。一方、メモリ50上のグラフ7のデータは、各変電所及び分岐点の送電端からの距離が変わらないことから、上記実際の特定事故点のデータに基づいて自動的に補正され、図中破線で示すグラフ7’のデータに書き換えられる。なお、図中×の印は一線地絡事故の特定事故点を示している。
【0054】
事故標定部20は、以後、標定すべき対象が同一の送電系統である限り、系統シミュレータ21を用いることなく、メモリ50に記録されたグラフのデータを用いて事故点の標定を行うようになっている。即ち、電流分流比演算部10にて求められた平均化電流分流比k’と一致する仮想電流分流比Kに対応する仮想事故点をメモリ50上のグラフのデータを参照して求め、求められた仮想事故点を当該一線地絡事故の事故点として標定するようになっている。その後、上記した場合と全く同様に、標定結果をメモリ50に記録するとともに図12に示すようにディスプレイパネル30に表示出力する。
【0055】
以下、送電線事故点標定装置1において処理される送電線事故点標定用プログラムの流れを図4を参照して説明する。まず、LAN回線を通じて送電線αの二回線分の電圧/電流実測データ等が入力されると(S1)、電流分流比kとともに平均化電流分流比k’を演算する(S2)。
【0056】
一線地絡事故が発生したことが入力部40を通じて入力されると、又は電圧実測データに基づいて一線地絡事故が発生したことを電圧の急激な変化等により自動的に判定すると、系統シミュレータ21を動作させ、仮想的に一線地絡事故を起し、事故点を移動させつつ平均化電流分流比k’と一致する仮想電流分流比Kを求める(S3、S4)。求められた仮想電流分流比Kから一線地絡事故の事故点を標定する一方、電流実測データに含まれる電流波形に基づいてその事故原因を標定し、シミュレーションの過程で得られたグラフのデータ等をメモリ50に記録するとともに、入力部40を通じて選択された形式で標定結果等をディスプレイパネル30に表示出力する(S5)。
【0057】
そして、実際の特定事故点が入力部40を通じて入力されると(S6)、メモリ50に記録されたグラフのデータを補正する(S7)。以後、一線地絡事故の事故点を標定するに当たり、メモリ50に記録されたグラフのデータを参照して行うことは上記した通りである。
【0058】
上記のように構成された送電線事故点標定装置1による場合、送電線αの実測電流データから電流分流比kを瞬時値毎に求め、求められた4サイクル分の電流分流比kに対してフィルタ処理を行って平均化し(ここでは2乗の重み付移動平均)、平均化電流分流比k’に基づいて事故点の標定を行う構成となっているので、従来例による場合とは異なり、回線1L又は2Lに事故前から存在する循環電流、事故発生時の電流波形の乱れ及び電流位相差等の影響を受け難くなる。具体的には、平均化電流分流比k’が循環電流、事故発生時の電流波形の乱れ及び電流位相差の影響を受け難く、事故開始点から安定しているので、図14に示されているように事故点標定誤差を従来方法の1/3程度にまで低減することが確かめられた。
【0059】
なお、図14中の標定誤差とは次式で表される数値である。
標定誤差=(事故点標定結果−巡視結果)/巡視結果×100(%)
【0060】
このように一線地絡事故の事故点を高精度で標定することが可能になったので、これに伴って送電線αの事故点発見までに要する時間も大幅に短縮することが可能になった。
【0061】
例えば、77kV送電線の亘長10km、平均径間が250m、事故点が変電所から7kmの地点であるとし、一径間を移動するのに10分、昇塔点検に20分を要すると仮定する。図14に示されているように従来方法の場合、標定誤差が24%であったので、真の事故点から±1.68km、径間にして約13径間に相当する範囲を巡回することが必要であったが、本案方法の場合、標定誤差が9%であることから、真の事故点から±0.63km、径間にして約5径間に相当する範囲を巡回すれば良いことになる。具体的な巡回所要時間については、雷事故である場合、従来方法に比べて50分(10分×5)短縮でき、雷事故以外である場合、昇塔点検が更に必要になるので、2時間30分(10分×5+20分×5)短縮することが可能になる。
【0062】
また、一線地絡事故発生後、送電線事故点標定装置1により求められた事故点標定結果を参照して作業員が現場に直行し、最終的に事故点が特定され、実際の特定事故点が入力部40を通じて入力されると、上記した通りメモリ50上のグラフのデータが自動的に補正される。これは、送電線αの線路定数誤差、計器用変流器誤差等が纏めて補正されたことを意味している。そして以後補正されたグラフのデータを用いて事故点が標定されるようになっているので、同装置を使用し続けると、事故点の標定精度は一層高くなる。
【0063】
フォルトロケータが設置されていないローカル系の77kV以下の送電線ではその殆どが4端子以上の系統になっているが、送電線事故点標定装置1においては、既存の系統シミュレータを上手く活用していることから、たとえ8端子以上であっても、非常に簡単に事故点を精度良く標定することが可能になる。電流分流比法の本質的な欠点は、事故点の標定精度が低いという点と、4端子以上では対応できないという点であったが、この2つの欠点を抜本的に解消することが可能になった。
【0064】
しかも図15に示すように一線地絡事故の事故原因の正解率を非常に高いものとなっており、事故点の早期発見だけでなく早期対応を行うことが可能になり、ひいては電力事業の信頼性の向上を図る上で大きな意義がある。
【0065】
更に、ここでは送電線事故点標定装置1としてパソコンを用いており、誰もが簡単に操作することが可能であるだけでなく、既存の系統シミュレータのソフトと図4に示すソフトウエアをインストールするだけで良いので、大幅なコスト増を招来せず、この点でもメリットがある。
【0066】
なお、一線地絡事故時に発生する地絡電圧がその事故原因によって特有の波形を示すときには、送電線αの実測電流データではなく、実測電圧データを用いて地絡電流の場合と全く同様に事故原因を標定するようにしてもかまわない。
【0067】
以下、上記した第1の実施の形態についての第1の変形例を図16乃至図18参照して説明する。図16は電流分流比の拡大波形図、図17は電流分流比の安定区間をサーチする方法を説明するためのフローチャート、図18は同方法を説明するための電流分流比の模式的波形図である。
【0068】
第1の実施の形態においては、電流分流比演算部10により平均化電流分流比k’を求めるに当たり、一線短絡事故発生後の4サイクル期間に相当する期間Tの電流分流比kを平均化するという方法を採用していた。ただ、電流分流比kについては事故の継続期間中安定した値を保持しないことがあり、一線短絡事故発生後の期間Tを一律に固定にしてしまうと、事故点の標定精度が低下する要因になる。
【0069】
そこで、一線短絡事故発生後の電流分流比kの変化量を求め、最も変化量が小さく且つその期間の長い安定区間Tsをサーチし、安定区間Tsの電流分流比kを平均化するという方法を用いる。即ち、一線短絡事故発生後の期間Tではなく安定区間Tsの電流分流比kを用いて上記の実施の形態と同様に平均化電流分流比k’を求めるようにする。安定区間Tsの具体的なサーチ方法については図17に示す通りである。
【0070】
まず、一線短絡事故発生後、事故の継続期間にわたる電流分流比kのグラフを微分する(S1)。微分したグラフの値は電流分流比kの変化量を示すことになる。同グラフをサンプリングし、1サンプル当たりの電流分流比kの差分がdk(ここでは初期値として0.001 が設定されている) 以下の区間をサーチする(S2)。例えば、電流分流比kのグラフが図16に示すような波形であったとすると、その中で電流分流比kの変化量の小さい区間T1〜T4がサーチされる。
【0071】
そして、サーチされた区間の各々について評価関数値(=t/d:tはサーチされた区間の時間幅、dは同区間の電流分流比kの変動幅である)を計算し、最も大きな評価関数値を有する区間を探す(S3)。例えば、図16に示す例の場合、サーチされた区間T1〜T4の中で最も変化量が小さく且つその期間の長い区間T4が選択される。
【0072】
但し、|分流比|<0.05である区間、|分流比|>1.95であり且つ一端事故開始時点から3サイクル以降の区間については、CB遮断によって電流零で安定していることから評価関数値をゼロに設定して取り扱っている。また、時間幅が交流波形の0.5 サイクル相当値以下の区間については選択の対象外にしている。
【0073】
その後、dkの設定値を0.001 だけインクリメントし、dkの設定値が0.01を示さない限り、ステップ2に戻り、上記と同様の処理を繰り返し行う。即ち、dkを0.001 から0.009 まで順次インクリメントし、この過程で最も大きな評価関数値を有する区間を探す。dkの設定値が0.01になると、この繰り返し処理が終了する(S5)。
【0074】
このようにして最終的に求められた区間は、電流分流比kの変化量が小さく且つその期間の長い安定区間Tsということになる。例えば、電流分流比kのグラフが図18(a)に示すような波形である場合、区間T5、T6、T7のうち区間T7が、図18(b)に示すような波形である場合、区間T5、T6、T7のうち区間T5がそれぞれ安定区間Tsとして最終的に選定される。
【0075】
上記した第1の変形例による場合、一線短絡事故発生後の安定区間Tsが自動的に求められ、その後、安定区間Tsの電流分流比kのデータを用いて平均化電流分流比k’が求められることから、結果として、事故点の標定精度が事故原因等の影響に左右されず、高い標定精度が常に得られるという点で装置の高性能化を図ることが可能になる。
【0076】
次に、上記した第1の実施の形態についての第2の変形例を説明する。上記した形態においては、送電線αが回線IL、2Lという二回線であり、これに発生した一線地絡事故の事故点を標定する例であった。そして、電流分流比演算部10にて電流分流比kを用いるに当たり用いた計算式については下記の式1であるのは上述した通りである。また、事故標定部20において仮想電流分流比Kを求める計算式についても同様の式を用いていた。
【0077】
但し、式1は回線1Lを基準としている場合に用いる式である。同式においてI01L は回線ILの零相電流、I02L は回線2Lの零相電流である。事故回線が回線2Lである場合についても同式を用いている。
【0078】
このような式1の代わりに式2を用いると、二線地絡事故(二線短絡事故)の事故点を標定することが可能である。
【0079】
但し、式2は回線1Lを基準としており、事故相がa及びb相の場合に用いる式である。同式においてIab1Lは回線ILのa−b相の線間電流、Iab2Lは回線2Lのa−b相の線間電流である。事故回線が回線2Lである場合についても同式を用いており、事故相がb及びc相である場合については同様の式を用いている。
【0080】
この場合、電流分流比演算部10において、自動オシログラフ装置2から出力された実測データに含まれる事故時の零相電流ではなく事故相の線間実測電流データに基づいて一線地絡の場合と同様に電流分流比kを求める一方、事故標定部20において、系統シミュレータ21を利用して送電線αに二線地絡事故(二線短絡事故)が発生したと想定して仮想電流データ及び仮想電流分流比Kを一線地絡の場合と同様に求めるように設計変更するだけで良い。
【0081】
一方、式1の代わりに式3を用いると、三線地絡事故(三線短絡事故)の事故点を標定することが可能である。
【0082】
但し、式3は回線1Lを基準としている場合に用いる式であり、同式においてI11L は回線ILの正相電流、I12L は回線2Lの正相電流である。
【0083】
この場合、電流分流比演算部10において、自動オシログラフ装置2から出力された実測データに含まれる事故時の零相電流ではなく、正相の実測電流データに基づいて一線地絡の場合と同様に電流分流比kを求める一方、事故標定部20において、系統シミュレータ21を利用して送電線αに三線地絡事故(三線短絡事故)が発生したと想定して仮想電流データ及び仮想電流分流比Kを一線地絡の場合と同様に求めるように設計変更するだけで良い。
【0084】
このような式1乃至式3を用いて事故点を標定するには、事故回線の送電端の実測電流データが必要不可欠であり(片端オシロ)、この場合の主たる適用系統としては、回線1Lと回線2Lとがループになっている送電系統であり、77kV以下だけでなく154kVの高圧送電系統も対象に含まれる。
【0085】
ところが、275kV以上の直接接地された送電系統については、受電端の接地線を介した事故電流が影響するため、式1乃至式3を用いて地絡事故/短絡事故の事故点を標定することはできない。このような送電系統に適用する場合、式1、2、3の代わりに下記の式4、5、6を各々用いる。このような式4乃至式6を用いて事故点を標定するには、事故回線の送電端だけでなく受電端の実測電流データが必要不可欠になる(両端オシロ)。
【0086】
但し、式4は回線ILを基準としている場合に用いる式である。同式においてI01LRは回線1Lの受電側零相電流、I01LSは回線1Lの送電側零相電流、I02LSは回線2Lの受電側零相電流、I01LSは回線1Lの送電側零相電流である。事故回線が回線2Lである場合についても同式を用いている。
【0087】
但し、式5は回線ILを基準としており、事故相がa及びb相である場合に用いる式である。同式においてIab1LR は回線ILのa−b相の受電側線間電流、Iab1LS は回線2Lのa−b相の受電側線間電流、Iab2LR は回線2Lのa−b相の送電側線間電流、Iab2LS は回線2Lのa−b相の送電側線間電流である。事故回線が回線2Lである場合についても同式を用いており、事故相がb及びc相である場合については同様の式を用いている。
【0088】
但し、式6は回線ILを基準としている場合に用いる式である。同式においてI1LR は回線ILの受電側正相電流、I1LS は回線1Lの受電側正相電流、I12LRは回線2Lの送電側正相電流、I12LSは回線2Lの送電側正相電流である。事故回線が回線2Lである場合についても同式を用いている。
【0089】
即ち、直接接地された送電系統であっても、式1の代わりに式4を用いると、一線地絡事故を、式5を用いると二線地絡事故(二線短絡事故)を、式6を用いると三線地絡事故(三線短絡事故)の事故点を一線地絡の場合と全く同様に各々標定することが可能である。この場合、275kV以上の超高圧送電系統にも適用可能である。
【0090】
なお、第2の変形例による場合、二回線送電線の各種の地絡事故又は短絡事故の事故点を標定することが可能になることは上記したが、第1の実施の形態と同様の手法を用いてその事故原因等を標定することができるのは当然である。特に短絡事故であっても、例えば、電線の接触を原因とするものか氷雪等の付着を原因とするものによって、電線αの実測データに含まれる短絡電流又は短絡電圧に特有の波形が現れるので、一線地絡事故の場合と同様の手法を用いてその事故原因を標定することが可能である。また、第1の変形例と同一の手法を用いて、事故発生後の安定区間Tsの電流分流比kのデータを用いて平均化電流分流比k’を求めることができることも当然である。
【0091】
以下、第2の実施の形態についての図19を参照して説明する。図19は同形態に係る送電線事故点標定装置のブロック図である。第1の実施の形態においては、第1、第2の変形例も含めて、電流分流比法を用いて送電線の地絡事故/短絡事故の事故点を標定していた。電流分流比法で適用対象となる送電系統は二回線であり、その性質上、一回線は適用対象外である。一回線の送電系統を適用対象にするには、図19に示す送電線事故点標定装置100を用いると良い(図1参照)。
【0092】
ここに掲げる送電線事故点標定装置100は、インピーダンス法を用いて送電線の地絡事故又は短絡事故の事故点を標定する等の機能を有した装置であって、送電線の実測データに基づいてインピーダンスkを瞬時値毎に求めるとともに事故発生後所定期間のインピーダンスkを平均化するインピーダンス演算部60と、電流分流比/インピーダンス演算部60で求められた平均化インピーダンスk’に基づいて地絡事故又は短絡事故の事故点を標定する事故標定部70とを具備している。インピーダンス演算部60には、第1の実施の形態の電流分流比演算部10とは異なり、事故回線の送電端の実測電流データに加えて実測電圧データを入力することが必要になる(片端オシロ)。なお、第1の実施の形態と同様である構成部については同一の部品番号を付してその説明は省略する。
【0093】
インピーダンス演算部60は、前記実測電流データ及び実測電圧データに下記の計算式を当てはめてインピーダンスkを求めるようになっている。電流分流比演算部10との相違はインピーダンスkを求める計算式が異なるだけであり、平均化インピーダンスk’を求める方法等については第1の実施の形態又は第1の変形例の場合と全く同様であるので、その説明は省略する。
【0094】
事故標定部70は、系統シミュレータ71を利用して送電線に地絡事故又は短絡事故が発生したと想定して仮想電流データ及び仮想電圧データを求め、当該データから仮想インピーダンスKを求め、系統シミュレータ71上の仮想事故点を変化させつつ、当該仮想事故点に対応する仮想インピーダンスKと平均化インピーダンスk’とを逐次対比し、これにより両者が最も近い仮想インピーダンスKを探し、当該仮想インピーダンスKに対応する仮想事故点を当該地絡事故又は短絡事故の事故点として標定する基本構成となっている。事故標定部20との相違は、仮想インピーダンスKを求める計算式が異なるだけである。仮想インピーダンスKから最終的に事項点を標定する方法等については、第1の実施の形態の場合と全く同様であるので、その説明は省略する。
【0095】
インピーダンス演算部60にてインピーダンスkを求める計算式については以下の通りである。また、同様の計算式を用いて事故標定部70にて仮想インピーダンスKを求めている。
【0096】
一線地絡事故の事故点を標定する場合、第1の実施の形態で用いた式1の代わりに式7を用いる。
[式7]
k=Im{Va /I0 }
【0097】
但し、式7は事故相がa相である場合に用いる式であり、同式においてkは零相リアクタンスであり、Va はa相の相電圧、I0 は零相電流である。事故相がb又はc相である場合も同様の式を用いている。
【0098】
二線地絡事故又は二線短絡事故の事故点を標定する場合、第1の実施の形態の第2の変形例で用いた式2の代わりに式8を用いる。
[式8]
k=2 ・Im{(Va − Vb )/(Ia − Ib )}
【0099】
但し、式8は事故相がa及びb相である場合に用いる式である。同式においてkはa−b相の線間リアクタンス、Va はa相の相電圧、Vb はb相の相電圧、Ia はa相の相電流、Ib はb相の相電圧である。事故相がb及びc相である場合についても同様の式を用いている。
【0100】
三線地絡事故又は三線短絡事故の事故点を標定する場合、第1の実施の形態の第2の変形例で用いた式3の代わりに式9を用いる。
[式9]
k=Im{V1 /I1 }
【0101】
但し、式9においてkは正相リアクタンス、V1 は正相電圧、I1 は正相電流である。
【0102】
なお、インピーダンス演算部60及び事故標定部70としての機能は図19に示すメモリ50に記録された送電線事故点標定用プログラムが実行されることにより実現されるようになっているのは第1の実施の形態の場合と同様である。
【0103】
上記のように構成された送電線事故点標定装置2による場合、送電線事故点標定装置1と比較すると、事故点の標定方法が電流分流比法であるかインピーダンス法であるかの違いだけであり、第1の変形例を同様に適用する場合も含めて、その機能等については全く同一である。従来、インピーダンス法を用いて事故点を標定した場合も電流分流比法の場合と同一の欠点を有していた。よって、第1の実施の形態の場合と同一の効果を奏することになる。
【0104】
ただ、第1の実施の形態の場合、第2の変形例を含めて、送電系統がループになっていない二回線には適用対象外であるが、送電線事故点標定装置2による場合、二回線であり且つループになっていない送電系統にも適用可能である。即ち、ループになっていない二回線の送電線であっても、事故相の実測データ等を用いる限り、式7を用いて一線地絡事故、式8を用いて二線地絡事故(二線短絡事故)、式9を用いて三線地絡事故(三線地絡事故)の事故点をそれぞれ標定することが可能になるという別の効果を奏する。
【0105】
以下、第3の実施の形態についての図20及び図21を参照して説明する。図20は同形態に係る送電線事故点標定装置のブロック図である。
【0106】
第1、第2の実施の形態においては、第2の変形例も含めて、適用される送電系統や事故様相が基本的に一つに制限されていた例であったが、上記した全ての送電系統や事故様相に適用可能にする場合、図20に示す送電線事故点標定装置200を用いると良い(図1参照)。
【0107】
なお、送電線事故点標定装置200には、図1に示すように変電所に設置された自動オシログフラ装置2にて測定された送電線αの実測データを含めて、全ての変電所等に設置された図外の自動オシログラフ装置にて測定された送電線の実測データが、自動オシログラフ装置の設置箇所を示す送電線データも含めて転送されているものとする。
【0108】
ここに掲げる送電線事故点標定装置200は、電流分流比法又はインピーダンス法を用いて送電線の地絡事故/短絡事故の事故点を標定する機能を有した装置であり、具体的には前記送電線の実測データに基づいて電流分流比k又はインピーダンスkを瞬時値毎に求めるとともに事故発生後所定期間の電流分流比k又はインピーダンスkを平均化する電流分流比/インピーダンス演算部81と、電流分流比/インピーダンス演算部80で求められた平均化電流分流比k’又は平均化インピーダンスk’に基づいて当該地絡事故/短絡事故の事故点を標定する事故標定部82と、前記送電線の実測データ及び予め用意された当該送電線の回線情報(ここでは回線数、直接接地系であるか否か、一回線の場合、ループになっている系統か否か等の情報)に基づいて当該事故の事故様相(ここでは一回線送電線、ループになっている二回線送電線、ループになっていない二回線送電線、直接接地系になっている二回線送電線の各々における一線地絡、二線地絡(二線短絡)又は三線地絡(三線短絡)等)を判定する事故様相判定部83とを具備している。
【0109】
なお、第1、第2の実施の形態と同様である構成部については同一の部品番号を付してその説明は省略するが、図20に示すメモリ50には送電線の回線情報が送電線データ毎に予め記録されているものとする。
【0110】
事故様相判定部83は、ここでは入力された送電線の実測データに基づいて事故の発生を検知し、事故の発生を検知したときには、メモリ50を検索して当該実測データに含められた送電線データに対応する回線情報を読み出し、読み出された回線情報及び当該実測データに基づいて事故の事故様相を判定する構成となっている。
【0111】
電流分流比/インピーダンス演算部81は、第1、第2の実施の形態(第1の変形例を含む)の電流分流比演算部10及びインピーダンス演算部60の機能を兼ね備えているもので、実測データに基づいて電流分流比k又はインピーダンスkを計算するに当たり、事故様相判定部83の判定結果に対応した計算式を用いて行う構成となっている。
【0112】
即ち、事故様相判定部83の判定結果がループになっている二回線送電線での一線地絡、二線地絡(二線短絡)、三線地絡(三線短絡)をそれぞれ示すときには、式1、式2、式3をそれぞれを用いて電流分流比kを計算する(電流分流比法、片端オシロ)一方、ループになっていない二回線送電線での一線地絡、二線地絡(二線短絡)、三線地絡(三線短絡)をそれぞれ示すときには、式7、式8、式9をそれぞれを用いてインピーダンスkを計算する(インピーダンス法)。また、直接接地系の二回線送電線での一線地絡、二線地絡(二線短絡)、三線地絡(三線短絡)をそれぞれ示すときには、式4、式5、式6をそれぞれを用いて電流分流比kを計算し(電流分流比法、両端オシロ)、一回線送電線での一線地絡、二線地絡(二線短絡)、三線地絡(三線短絡)をそれぞれ示すときには、式7、式8、式9をそれぞれを用いてインピーダンスkを計算する(インピーダンス法)。
【0113】
事故標定部82は、第1、第2の実施の形態の事故標定部20及び事故標定部70の機能を兼ね備えているもので、仮想電流データ及び/又は仮想電圧データから仮想電流分流比K又は仮想インピーダンスKを計算するに当たり、事故様相判定部83の判定結果に対応した計算式を用いて行う構成となっている。
【0114】
即ち、事故様相判定部83の判定結果がループになっている二回線送電線での一線地絡、二線地絡(二線短絡)、三線地絡(三線短絡)をそれぞれ示すときには、式1、式2、式3をそれぞれを用いて仮想電流分流比Kを同様に計算する一方、ループになっていない二回線送電線での一線地絡、二線地絡(二線短絡)、三線地絡(三線短絡)をそれぞれ示すときには、式7、式8、式9をそれぞれを用いて仮想インピーダンスKを同様に計算する。また、直接接地系の二回線送電線での一線地絡、二線地絡(二線短絡)、三線地絡(三線短絡)をそれぞれ示すときには、式4、式5、式6をそれぞれを用いて仮想電流分流比Kを同様に計算し、一回線送電線での一線地絡、二線地絡(二線短絡)、三線地絡(三線短絡)をそれぞれ示すときには、式7、式8、式9をそれぞれを用いて仮想インピーダンスKを同様に計算する。
【0115】
なお、電流分流比/インピーダンス演算部81、事故標定部82及び事故様相判定部83としての機能は図20に示すメモリ50に記録された送電線事故点標定用プログラムが実行されることにより実現されるようになっているのは第1、第2の実施の形態の場合と同様である。
【0116】
このような送電線事故点標定装置200による場合、送電系統や事故様相に関係なくあらゆるケースの事故点等を標定することができ、送電線事故が発生した場合の事故復旧を実施又は指令する支店や電力所において非常に使い勝手が良く、これらの点で装置の高性能化を図ることが可能になる。
【0117】
以下、送電線事故点標定装置200にて処理される送電線事故点標定用プログラムの一例を図21を参照して説明する。同プログラムは、送電線事故が発生すると事故点の標定等の処理を自動的に行うのではなく、事故発生検出や事故点標定法等の選択等の点で半自動であり、対話式で必要な標定情報等を得ることができるようになっている簡易型のものである。
【0118】
まず、送電線事故点標定装置200を立ち上げると、事故点標定可能な送電線の送電線データ等の一覧がディスプレイ30に表示される(S1)。
【0119】
そして、入力部40を通じてホルダー情報の登録のコマンドが選択入力されたときは(S2)、新たに適用する送電系統の情報(系統構成、線路亘長、インピーダンス、送電線データ及び回線情報等)が入力部40を通じて登録される(S3、S4、S5)。
【0120】
一方、特定の送電線に何らかの送電線事故が発生したとして、入力部40を通じて送電線を特定して波形表示及び解析のコマンドが選択入力されたときは(S2)、メモリ50に記録された当該送電線の実測データの波形をディスプレイ30に表示し(S6)、その波形の全区間をスキャニングして波形の乱れがある箇所をサーチし(S7)、サーチされた箇所の実測データの波形等から事故様相を判定し、その判定結果をディスプレイ30に表示する(S8)。
【0121】
その後、事故点標定法を電流分流比法に選択するコマンドが入力部40を通じて入力されると(S8)、サーチされた箇所の実測データに基づいて電流分流比kを上記の通りに計算し、その波形を実測データの波形とともにディスプレイ30に表示し(S9)、電流分流比kのグラフの安定区間Tsを上記の通りにサーチする(S10)。一方、事故点標定法をインピーダンス法に選択するコマンドが入力部40を通じて入力されると(S8)、サーチされた箇所の実測データに基づいてインピーダンスkを上記の通りに計算し、その波形を実測データの波形とともにディスプレイ30に表示し(S12)、インピーダンスkのグラフの安定区間Tsを上記の通りにサーチする(S10)。
【0122】
ディスプレイ30に実測データの波形が表示された状態で、事故原因標定のコマンドが入力部40を通じて入力されると(S8)、サーチされた箇所の実測データに基づいて事故原因を上記の通りに標定し、その標定結果(図12参照)をディスプレイ30に表示する(S11)。一方、OKである旨のコマンドが入力部40を通じて入力されると(S8)、系統シミュレータを立ち上げる(S13)。
【0123】
そして事故点探索のコマンドが入力部40を通じて入力されると(S14)、電流分流比法が選択されているときは、安定区間Tsの電流分流比kから平均化電流分流比k’を求め、これに基づいて系統シミュレータを利用して上記した通りに事故点を標定し(S15)、その標定結果(図12参照)をディスプレイ30に表示する(S16)。一方、インピーダンス法が選択されているときは、安定区間Tsのインピーダンスkから平均化インピーダンスk’を求め、これに基づいて系統シミュレータを利用して上記した通りに事故点を標定し(S15)、その標定結果(図12参照)をディスプレイ30に表示する(S16)。
【0124】
ディスプレイ30に標定結果が表示された状態で、グラフ表示のコマンドが入力部40を通じて入力されると(S14)、電流分流比法が選択されているときは、事故点と電流分流比k等の関係を示すグラフ(図13参照)をディスプレイ30に表示する(S17)。一方、インピーダンス法が選択されているときは、事故点とインピーダンスk等の関係を示すグラフ(図13参照)をディスプレイ30に表示する(S17)。
【0125】
また、他のコマンドが入力部40を通じて入力されると(S14)、同コマンドに対応する処理を行い(S18)、終了のコマンドが入力部40を通じて入力されると(S14)、ステップ8に飛び、事故点標定法を選択するコマンドの入力待ちに戻るようになっている。
【0126】
なお、本発明は上記した実施の形態に限定されず、適用される送電系統が問われないのは勿論のこと、次のように設計変更してもかまわない。例えば、送電線の実測データから平均化電流分流比又は平均化インピーダンスを直接に求めてもかまわない。また、電流分流比又はインピーダンスをフィルタして平均化する際のサイクル期間等については事故継続時間に応じて適宜設定すれば良く、電流分流比等を平均化する手法についても問われない。送電線の系統が単純であれば、系統シミュレータを用いることなく、平均化電流分流比又は平均化インピーダンスから事故点を直接に標定するようにしてもかまわない。さらに、電流分流比又はインピーダンス、仮想電流分流比又は仮想インピーダンスを各々計算するに当たり、当該事故の事故様相を判定することなく、当該事故の事故様相を設定入力し、当該設定入力に対応した計算式を用いて行うようにしてもかまわない。
【0127】
【発明の効果】
以上、本発明の請求項1に係る送電線事故点標定装置による場合、電流分流比又はインピーダンスの瞬時値ではなく、これを平均化して求めた平均化電流分流比又は平均化インピーダンスに基づいて事故点を標定する構成となっているので、電流分流比法又はインピーダンス法でありながら事故点を高精度で標定することができ、装置の高性能化を図ることが可能になる。
【0128】
また、既存の系統シミュレータを上手く活用して送電線の仮想事故点と平均化電流分流比又は平均化インピーダンスとの関係を求め、同関係から事故点を標定する構成となっているので、従来例による場合とは異なり、たとえ送電線の系統が複雑に分岐した対象であっても、事故点を標定することが可能になる。即ち、従来例による場合に比較して電流分流比法又はインピーダンス法の適用可能な範囲が大きく広がり、この点で装置の高性能化を図ることが可能になる。
【0129】
さらに、系統シミュレータを用いて求めた送電線の仮想事故点と平均化電流分流比又は平均化インピーダンスとの関係を入力された実際の特定事故点により自動的に補正する構成となっているので、同装置を使用する度に標定精度が向上し、この点で装置の高性能化を図ることが可能になる。
【0130】
本発明の請求項2に係る送電線事故点標定装置による場合、変化量が最も小さい安定区間の電流分流比又はインピーダンスを平均化して平均化電流分流比又は平均化インピーダンスを求め、これを用いて事故点を標定する構成となっているので、標定精度が向上し、この点で装置の高性能化を図ることが可能になる。
【0131】
本発明の請求項3に係る送電線事故点標定装置による場合、電流分流比又はインピーダンスの瞬時値ではなく、これを平均化して求めた平均化電流分流比又は平均化インピーダンスに基づいて事故点を標定する構成となっているので、電流分流比法又はインピーダンス法でありながら事故点を高精度で標定することができ、装置の高性能化を図ることが可能になる。また、変化量が最も小さい安定区間の電流分流比又はインピーダンスを平均化して平均化電流分流比又は平均化インピーダンスを求め、これを用いて事故点を標定する構成となっているので、標定精度が向上し、この点で装置の高性能化を図ることが可能になる。さらに、送電線の仮想事故点と平均化電流分流比又は平均化インピーダンスとの関係を入力された実際の特定事故点により自動的に補正する構成となっているので、同装置を使用する度に標定精度が向上し、この点で装置の高性能化を図ることが可能になる。
【0132】
本発明の請求項4に係る送電線事故点標定装置による場合、送電線事故の事故点だけでなく、実測データに含まれる電流/電圧波形の特徴からその事故原因も標定する構成となっているので、適切な措置を早急にとることができ、この点で装置の高性能化を図ることが可能になる。
【0133】
本発明の請求項5に係る送電線事故点標定装置による場合、送電線事故の事故様相を判定し、これに対応した計算式を用いて電流分流比又はインピーダンス及び仮想電流分流比又は仮想インピーダンスを計算する構成となっているので、送電系統の種類や回線数に関係なく全ての地絡事故又は短絡事故の事故点を標定することが可能になり、これに伴って適用可能な範囲が格段に広がり、この点で装置の高性能化を図ることが可能になる。
【0134】
本発明の請求項6に係る送電線事故点標定法による場合、電流分流比又はインピーダンスの瞬時値ではなく、これを平均化して求めた平均化電流分流比又は平均化インピーダンスに基づいて事故点を標定するようになっている。また、既存の系統シミュレータを上手く活用して送電線の仮想事故点と平均化電流分流比又は平均化インピーダンスとの関係を求め、同関係から事故点を標定するようになっている。さらに、系統シミュレータを用いて求めた送電線の仮想事故点と平均化電流分流比又は平均化インピーダンスとの関係を入力された実際の特定事故点により自動的に補正するようになっている。それ故、請求項1と同様のメリットがある。
【0135】
本発明の請求項7に係る送電線事故点標定法による場合、既存の系統シミュレータを上手く活用して送電線の仮想事故点と平均化電流分流比又は平均化インピーダンスとの関係を求め、同関係から事故点を標定するようになっているので、請求項2と同様のメリットがある。
【0136】
本発明の請求項8に係る送電線事故点標定法による場合、電流分流比又はインピーダンスの瞬時値ではなく、これを平均化して求めた平均化電流分流比又は平均化インピーダンスに基づいて事故点を標定するようになっている。また、変化量が最も小さい安定区間の電流分流比又はインピーダンスを平均化して平均化電流分流比又は平均化インピーダンスを求め、これを用いて事故点を標定するようになっている。送電線の仮想事故点と平均化電流分流比又は平均化インピーダンスとの関係を入力された実際の特定事故点により自動的に補正するようになっている。それ故、請求項3と同様のメリットがある。
【0137】
本発明の請求項9に係る送電線事故点標定法による場合、送電線事故の事故点だけでなく、実測データに含まれる電流/電圧波形の特徴からその事故原因も標定する構成となっているので、請求項4と同様のメリットがある。
【0138】
本発明の請求項10に係る送電線事故点標定法による場合、送電線事故の事故様相を判定し、これに対応した計算式を用いて電流分流比又はインピーダンス及び仮想電流分流比又は仮想インピーダンスを計算するようになっているので、請求項5と同様のメリットがある。
【0139】
本発明の請求項11に係る送電線事故点標定用プログラムによる場合、電流分流比又はインピーダンスの瞬時値ではなく、これを平均化して求めた平均化電流分流比又は平均化インピーダンスに基づいて事故点を標定する内容になっている。また、既存の系統シミュレータを上手く活用して送電線の仮想事故点と平均化電流分流比又は平均化インピーダンスとの関係を求め、同関係から事故点を標定する内容になっている。さらに、系統シミュレータを用いて求めた送電線の仮想事故点と平均化電流分流比又は平均化インピーダンスとの関係を入力された実際の特定事故点により自動的に補正する内容になっている。それ故、請求項1と同様のメリットを奏する。
【0140】
本発明の請求項12に係る送電線事故点標定用プログラムによる場合、変化量が最も小さい安定区間の電流分流比又はインピーダンスを平均化して平均化電流分流比又は平均化インピーダンスを求め、これを用いて事故点を標定するようになっているので、請求項2と同様のメリットがある。
【0141】
本発明の請求項13に係る送電線事故点標定用プログラムによる場合、電流分流比又はインピーダンスの瞬時値ではなく、これを平均化して求めた平均化電流分流比又は平均化インピーダンスに基づいて事故点を標定する内容になっている。また、変化量が最も小さい安定区間の電流分流比又はインピーダンスを平均化して平均化電流分流比又は平均化インピーダンスを求め、これを用いて事故点を標定するようになっている。さらに、送電線の仮想事故点と平均化電流分流比又は平均化インピーダンスとの関係を入力された実際の特定事故点により自動的に補正するようになっているので、請求項3と同様のメリットがある。
【0142】
本発明の請求項14に係る送電線事故点標定用プログラムによる場合、送電線事故の事故点だけでなく、実測データに含まれる電流/電圧波形の特徴からその事故原因も標定する構成となっているので、請求項4と同様のメリットがある。
【0143】
本発明の請求項15に係る送電線事故点標定用プログラムによる場合、送電線事故の事故様相に対応した計算式を用いて電流分流比又はインピーダンス及び仮想電流分流比又は仮想インピーダンスを計算するようになっているので、請求項5と同様のメリットがある。
【0144】
本発明の請求項16に係る送電線事故点標定用プログラムを記録した記録媒体による場合、請求項11乃至15の送電線事故点標定用プログラムが記録されているので、これがコンピュータにより処理されることを通じて請求項11乃至15と同様のメリットを期待することができる。
【図面の簡単な説明】
【図1】本発明の第1の実施の形態を説明するための図であって、送電線の電圧・電流データ伝送経路図である。
【図2】本発明の第1の実施の形態を説明するための図であって、送電線の系統図である。
【図3】本発明の第1の実施の形態を説明するための図であって、送電線事故点標定装置のブロック図である。
【図4】本発明の第1の実施の形態を説明するための図であって、同装置により処理される送電線事故点標定用プログラムのフローチャートである。
【図5】本発明の第1の実施の形態を説明するための図であって、実測電流データの電流波形図である。
【図6】本発明の第1の実施の形態を説明するための図であって、電流分流比の波形図である。
【図7】本発明の第1の実施の形態を説明するための図であって、平均化電流分流比の波形図である。
【図8】本発明の第1の実施の形態を説明するための図であって、系統シミュレータを用いて仮想電流分流比を探す方法を説明するための図である。
【図9】本発明の第1の実施の形態を説明するための図であって、仮想事故点と電流分流比(仮想電流分流比)との関係を示すグラフのデータの内容を説明するための図である。
【図10】本発明の第1の実施の形態を説明するための図であって、事故電流の事故原因毎の波形図である。
【図11】本発明の第1の実施の形態を説明するための図であって、事故電流の高調波の含有率を事故原因毎に示す図である。
【図12】本発明の第1の実施の形態を説明するための図であって、一線地絡事故の事故点及び事故原因の標定結果を表示出力する例を示す図である。
【図13】本発明の第1の実施の形態を説明するための図であって、仮想事故点と仮想電流分流比との関係を示すグラフのデータを補正する方法を説明するための図である。
【図14】本発明の第1の実施の形態を説明するための図であって、同装置の事故点の標定誤差等を示した表である。
【図15】本発明の第1の実施の形態を説明するための図であって、同装置の事故点の事故原因の正解率等を示した表である。
【図16】本発明の第1の実施の形態の第1の変形例を説明するための図であって、電流分流比の拡大波形図である。
【図17】本発明の第1の実施の形態の第1の変形例を説明するための図であって、電流分流比の安定区間をサーチする方法を説明するためのフローチャートである。
【図18】本発明の第1の実施の形態の第1の変形例を説明するための図であって、同方法を説明するための電流分流比の模式的波形図である。
【図19】本発明の第2の実施の形態を説明するための図であって、送電線事故点標定装置のブロック図である。
【図20】本発明の第3の実施の形態を説明するための図であって、送電線事故点標定装置のブロック図である。
【図21】本発明の第3の実施の形態を説明するための図であって、同装置にて処理される送電線事故点標定用プログラムの一例を示すフローチャートである。
【図22】従来の電流分流比法を説明するための図である。
【符号の説明】
【0020】
α 送電線
1L,2L 回線
1 送電線事故点標定装置
10 電流分流比演算部
20 事故標定部
30 ディスプレイパネル
40 入力部
50 メモリ
100 送電線事故点標定装置
60 インピーダンス演算部
70 事故標定部
30 ディスプレイパネル
40 入力部
50 メモリ
200 送電線事故点標定装置
81 電流分流比/インピーダンス演算部
82 事故標定部
83 事故様相判定部
30 ディスプレイパネル
40 入力部
50 メモリ[0001]
BACKGROUND OF THE INVENTION
The present invention relates to an apparatus for locating an accident point or the like of a ground fault / short circuit accident of a transmission line using a current shunt ratio method or an impedance method.
[0002]
[Prior art]
A fault locator for detecting an accident point is often installed on 77 kV to 275 kV and 500 kV transmission lines. When a power transmission line accident occurs in the power transmission line in which the fault locator is installed, the data of the accident point is transferred from the fault locator to the power station and its branch. Then, the worker went straight to the site with reference to the data of the accident point, went around the display of the flashing indicator installed on the steel tower near the site, and finally identified the accident point.
[0003]
However, such fault locators are rarely installed on local transmission lines of 77 kV or lower. For this reason, an automatic oscilloscope device that is installed at a substation for the purpose of determining whether or not there is an accident and records changes in the current and voltage of the transmission line is utilized, and the oscilloscope data transferred from the device is used to make an accident. The point was located. Various proposals have been made as methods for locating accident points from oscilloscope data (see, for example, Patent Document 1).
[0004]
[Patent Document 1]
JP 2000-227453 A
[0005]
In particular, the current shunt ratio method described below is well known as the simplest method for locating an accident point on a two-line transmission line.
[0006]
When a ground fault occurs at a point at a distance m from the power transmission end in a transmission line having a span of M as shown in FIG.01In this case, a fault current (here, zero-phase current) represented by02A fault current (here, zero-phase current) represented by flows. If the line impedance of the entire section of the line is constant and m / M = k (referred to as current shunt ratio), k and I01And I02Is k = 2I02/ (I01+ I02).
[0007]
Specifically, the oscilloscope data transferred from the automatic oscillograph is loaded into the oscilloscope waveform analyzer, and the accident current I at the time of the accident01, I02The effective value for one cycle is obtained and substituted into the above equation to obtain the current shunt ratio k, and the fault point is determined from the current shunt ratio k.
[0008]
[Problems to be solved by the invention]
However, in the case of the conventional example, the following drawbacks are pointed out.
[0009]
First, the
[0010]
Second, when the transmission line system is complicatedly branched, the standardization formula for locating the fault point is different for each line from the current shunt ratio. Therefore, the current shunt ratio method is applied only when the transmission line system is simple (hereinafter referred to as a second defect).
[0011]
By the way, about 75% of the entire overhead power transmission line accident occurs in a transmission line of 77 kV or less, and 50 to 60% of the transmission line accidents occurring in the transmission line are single-line ground faults. As for the current shunt ratio method, the above-mentioned location accuracy is another problem, and it is possible to easily locate the accident point of a single-line ground fault, so application to a transmission line of 77 kV or less is required. Most of them are systems with 4 terminals or more, and the current situation is that they have not been applied.
[0012]
In addition to the current shunt ratio method, the impedance method is also well known as the simplest method for locating the transmission line fault point. The contents of this method will be described with reference to FIG. If a ground fault occurs on the
[0013]
When using such an impedance method, unlike the current shunt ratio method, it is possible to determine the fault point of a single line transmission line, but the impedance k at the time of the accident is not stable and the transmission line system is complicatedly branched. In this case, the calculation formula becomes complicated as in the case of the current shunt ratio method, and has the first and second drawbacks.
[0014]
The present invention has been created under the above-mentioned background, and the main object of the present invention is that it is possible to determine the fault point of a transmission line accident with high accuracy while using the current shunt ratio method or the impedance method. An object of the present invention is to provide a transmission line accident point location device, a transmission line accident point location method, a transmission line accident point location program, and a recording medium recording the program.
[0015]
[Means for Solving the Problems]
The transmission line accident point locating device of the present invention is a device for locating an accident point of a ground fault / short-circuit accident of a transmission line using a current shunt ratio method or an impedance method, and based on actual measurement data of the transmission line A current shunt ratio / impedance calculator that obtains the current shunt ratio or impedance for each instantaneous value and averages the current shunt ratio or impedance for a predetermined period after the occurrence of the accident, and an average current obtained by the current shunt ratio / impedance calculator An accident location unit that locates the fault point of the ground fault / short circuit accident based on the shunt ratio or the averaged impedance;An input unit for inputting an actual specific accident point of a ground fault / short-circuit accident, and a virtual accident point and a virtual current shunt ratio or virtual obtained in a series of processes for locating the fault point of the ground / short-circuit accident Memory in which the relationship with impedance is recorded as graph dataIt is equipped with.
[0016]
About accident location partVirtual current data and / or virtual voltage data is obtained on the assumption that a ground fault / short circuit accident has occurred in the transmission line using a system simulator, a virtual current shunt ratio or virtual impedance is obtained from the data, and a system simulator is obtained. While changing the virtual fault point above, the virtual current shunt ratio or virtual impedance corresponding to the virtual fault point and the average current shunt ratio or average impedance obtained by the current shunt ratio / impedance calculation unit are sequentially compared. In this way, the virtual current shunt ratio or virtual impedance that is closest to each other is searched, and the virtual accident point corresponding to the virtual current shunt ratio or virtual impedance is determined as the accident point of the ground fault / short circuit accident, When an actual specific accident point is input through the input unit, the graph shows the specific accident point and the virtual current component. Correct the graph data stored in the memory so that it passes through the intersection with the ratio or virtual impedance, and then refer to the corrected graph data to determine the fault point of the ground fault / short circuit accident. A virtual fault point related to the average current shunt ratio or average impedance obtained by the current shunt ratio / impedance calculation unit, and a function of locating this as the fault point of the ground fault / short circuit accident It has a configuration.
[0017]
In particular, when an actual specific accident point is input through the input unit, the graph data held in the memory so that the graph passes through the intersection of the specific accident point and the virtual current shunt ratio or virtual impedance. After that, when locating the fault point of the ground fault / short-circuit accident, refer to the corrected graph data, and the average current shunt ratio or average obtained by the current shunt ratio / impedance calculation unit A configuration has a function of obtaining a virtual accident point related to the impedance and locating it as an accident point of the ground fault / short-circuit accident.
[0018]
For the current shunt ratio / impedance calculation unit, when obtaining the averaged current shunt ratio or the averaged impedance, the current shunt ratio or the amount of change in the impedance is obtained, and then the stable section with the smallest amount of change is searched, and the stable section The current shunt ratio or impedance is averaged.
[0019]
Preferably, for the accident location unit, basic current / voltage waveform data at the time of a ground fault / short-circuit accident is prepared in advance for each cause of the accident, and the most current / voltage waveform included in the measured data of the transmission line is the most. It is desirable to use a configuration having a function of searching for near waveform basic data and locating the cause of the accident corresponding to the waveform basic data as the cause of the ground fault / short circuit accident.
[0020]
Preferably, an accident aspect determination unit that determines an accident aspect of the accident based on actual measurement data of the transmission line and line information of the transmission line prepared in advance is provided, and the current division ratio is calculated by the current division ratio / impedance calculation unit. Alternatively, it is desirable to use a calculation formula corresponding to the determination result of the accident aspect determination unit when calculating the virtual current shunt ratio or virtual impedance in the impedance and the accident localization unit.
[0021]
The transmission line accident location method, the transmission line accident location program, and the recording medium on which the program is recorded have the same content as the above-described transmission line accident location device.
[0022]
BEST MODE FOR CARRYING OUT THE INVENTION
Hereinafter, a first embodiment of the present invention will be described with reference to the drawings. 1 is a transmission line voltage / current data transmission path diagram, FIG. 2 is a system diagram showing the transmission line, FIG. 3 is a block diagram of a transmission line fault location device, and FIG. 4 is a transmission line accident point processed by the device. FIG. 5 is a current waveform diagram of measured current data, FIG. 6 is a waveform diagram of current shunt ratio, FIG. 7 is a waveform diagram of averaged current shunt ratio, and FIG. 8 is a virtual current shunt using a system simulator. FIG. 9 is a diagram for explaining the method of searching for the ratio, FIG. 9 is a diagram for explaining the contents of the graph data showing the relationship between the virtual fault point and the current shunt ratio (virtual current shunt ratio), and FIG. Waveform diagram for each accident cause, FIG. 11 is a diagram showing the harmonic content of the accident current for each accident cause, and FIG. 12 is a diagram showing an example of displaying and outputting the fault point of the single-line ground fault and the cause of the accident. FIG. 13 shows the relationship between the virtual accident point and the virtual current shunt ratio. FIG. 14 is a table for explaining a method for correcting rough data, FIG. 14 is a table showing the error of location of the accident point of the apparatus, and FIG. 15 is a table showing an accuracy rate of the cause of the accident at the accident point of the apparatus. It is.
[0023]
In the voltage / current data transmission path of the transmission line shown in FIG. 1, 2 is an automatic oscillograph device placed at a substation, 3 is a communication control device placed at a control station, and 4 is placed at a branch or power station. The
[0024]
The measured voltage / current data and the like (measured data) of the 77 kV transmission line α (in this case, a parallel two-line transmission line) output from the
[0025]
Here, an example in which the transmission line α is a four-terminal system as shown in FIG. 2 will be described. The power transmission end of the transmission line α corresponds to the A substation in which the
[0026]
The transmission line α is composed of a
[0027]
Assuming that the section L1 also indicates its length, the distance from the point a to the single-line ground fault point is indicated by k · L1, while the distance from the single-line ground fault point to the point e is (1−k) · L1. Indicated by However, k is a current shunt ratio described later.
[0028]
The power transmission line accident
[0029]
The transmission line
[0030]
In the
[0031]
The contents of the calculation performed in the current shunt
[0032]
The accident location unit 20 uses an existing system simulator having a function capable of calculating the current flowing through the power transmission end in the event of a one-line ground fault. That is, a single-line ground fault is caused in the transmission line α using the system simulator, and the fault current I01, I02To simulate. As this premise, it is assumed that the lengths of the sections L1 to L5, the line impedance, and the like are input in advance through the input unit 40 and are initially set. The system simulator initially set in this way is shown as a
[0033]
The accident location unit 20 uses the
[0034]
In the case of a one-line ground fault in the transmission system shown in FIG. 2, the virtual current shunt ratio K and the virtual current I01’、 I02The relationship with ′ is expressed by the following equation.
I01'= (V1-VF) / K ・ L1
I02'= (V1-V3) / L1
[0035]
V1, VF, V3 is obtained by the
[0036]
On the other hand, since the average current shunt ratio k ′ is obtained by filtering the current shunt ratio k, assuming that both values are equivalent, the average current shunt ratio k ′ and the virtual current I01’、 I02The relationship with 'is k' = 2I02’/ (I01'+ I02′).
[0037]
In other words, a one-line ground fault is virtually generated using the
[0038]
Specifically, the virtual fault point is moved at intervals of 10% of the line length of the line on the power transmission system sections L1 to L5 shown in FIG. And the average current shunt ratio k ′ obtained by the current shunt
[0039]
The orientation results obtained in this way are converted into a predetermined format, recorded in the
[0040]
[0041]
For example, assuming that the virtual current shunt ratio K closest to the averaged current shunt ratio k ′ obtained by the current shunt
[0042]
In the
[0043]
The accident location unit 20 has not only a function of locating the accident point, but also a function of locating the cause of the accident. That is, the waveform basic data of the ground fault current at the time of the one-line ground fault is prepared in advance in the
[0044]
When the cause of the fault is a tree contact, the ground fault current generated at the time of a one-line ground fault has a large distortion of the waveform of the first wave as shown in FIG. In many cases, the waveform is unique. In the case of a lightning strike, the waveform itself is often stable because it is a high frequency that cannot be observed at the sampling frequency of the
[0045]
In this way, the ground fault current generated at the time of a single-line ground fault often has a unique waveform for each cause of the fault, so the magnitude of the harmonic component contained in the ground fault current is a waveform for each cause of the fault. It is recorded in advance in the
[0046]
FIG. 11 shows an example of waveform basic data. The analysis position here indicates the position of the waveform analysis for which cycle of the ground fault current. That is, in the case of analysis position (1), with regard to the waveform of the first cycle of the ground fault current, when the cause of the accident is lightning strike, the content rate of the third to seventh and eleventh to fifteenth harmonic components Is 0%, 0%, and when the animal is in contact with birds and animals, the third to seventh, 11th to 15th harmonic content is 10%, 1%. It shows that the content ratios of the ˜7th and 11th˜15th harmonic components are 5% and 2%. The same applies to the analysis positions (2) to (4).
[0047]
The accident location unit 20 reads the measured current data of the transmission line α from the
[0048]
The cause of the one-line ground fault that has been standardized in this way is converted into a predetermined format, recorded in the
[0049]
Further, when the actual specific accident point of the one-line ground fault is input through the input unit 40, the accident location unit 20 and the virtual current branching ratio K of the virtual accident point of the transmission line α recorded on the
[0050]
That is, the
[0051]
FIG. 13 is a display screen of the
[0052]
For example, assuming that the virtual current shunt ratio K closest to the averaged current shunt ratio k ′ obtained by the current shunt
[0053]
It is assumed that the actual ground fault accident site was patroled with reference to the result of the location of the accident point, and as a result, the virtual accident point 13.19 [km] was actually 12.539 [km]. When 12.539 [km] is input through the input unit 40 as an actual specific accident point, the data of the
[0054]
After that, the accident location unit 20 uses the graph data recorded in the
[0055]
Hereinafter, the flow of the transmission line accident location program processed in the transmission line
[0056]
When it is input through the input unit 40 that a single-line ground fault has occurred, or when it is automatically determined based on voltage measurement data that a single-line ground fault has occurred based on a sudden change in voltage, the
[0057]
When an actual specific accident point is input through the input unit 40 (S6), the graph data recorded in the
[0058]
In the case of the transmission line accident
[0059]
The orientation error in FIG. 14 is a numerical value represented by the following equation.
Orientation error = (accident location result-inspection result) / inspection result x 100 (%)
[0060]
In this way, it has become possible to locate the accident point of a single-line ground fault with high accuracy, and as a result, the time required to find the accident point of the transmission line α can be greatly reduced. .
[0061]
For example, assume that the 77kV transmission line is 10km long, the average span is 250m, the accident point is 7km from the substation, and it takes 10 minutes to move between the spans and 20 minutes to check the tower. To do. As shown in FIG. 14, in the case of the conventional method, since the orientation error was 24%, the range corresponding to about 13 diameters from ± 1.58 km from the true accident point should be circulated. However, in the case of the proposed method, since the positioning error is 9%, it is necessary to go around ± 0.63km from the true accident point, and the range corresponding to about 5 spans between spans. become. The specific time required for patrol can be shortened by 50 minutes (10 minutes x 5) compared to the conventional method in the case of a lightning accident. 30 minutes (10 minutes × 5 + 20 minutes × 5) can be shortened.
[0062]
In addition, after the occurrence of a one-line ground fault, the worker goes directly to the site with reference to the accident point location result obtained by the transmission line accident
[0063]
Most local transmission lines with no fault locator installed at 77kV or lower have a system with 4 terminals or more, but the transmission line
[0064]
In addition, as shown in FIG. 15, the accuracy rate of the cause of a single-line ground fault is very high, enabling not only early detection of the accident point but also early response, which in turn leads to the trust of the power business. There is great significance in improving sex.
[0065]
Further, here, a personal computer is used as the power transmission line
[0066]
When the ground fault voltage generated at the time of a one-line ground fault shows a unique waveform depending on the cause of the fault, the fault is exactly the same as the case of the ground fault current using the measured voltage data, not the measured current data of the transmission line α. The cause may be determined.
[0067]
Hereinafter, a first modification of the first embodiment described above will be described with reference to FIGS. FIG. 16 is an enlarged waveform diagram of the current shunt ratio, FIG. 17 is a flowchart for explaining a method for searching for a stable section of the current shunt ratio, and FIG. 18 is a schematic waveform diagram of the current shunt ratio for explaining the method. is there.
[0068]
In the first embodiment, when the average current division ratio k ′ is obtained by the current division
[0069]
Therefore, a method of obtaining the amount of change in the current shunt ratio k after the occurrence of the one-line short circuit accident, searching for the stable section Ts having the smallest change amount and a long period, and averaging the current shunt ratio k in the stable section Ts. Use. That is, the average current shunt ratio k ′ is obtained using the current shunt ratio k in the stable section Ts, not the period T after the occurrence of the one-line short circuit accident, as in the above embodiment. A specific search method for the stable section Ts is as shown in FIG.
[0070]
First, after a one-line short circuit accident occurs, a graph of the current shunt ratio k over the duration of the accident is differentiated (S1). The value of the differentiated graph indicates the amount of change in the current shunt ratio k. The graph is sampled, and a section in which the difference in current shunt ratio k per sample is dk (here, 0.001 is set as an initial value) or less is searched (S2). For example, if the graph of the current shunt ratio k has a waveform as shown in FIG. 16, sections T1 to T4 in which the amount of change in the current shunt ratio k is small are searched.
[0071]
Then, an evaluation function value (= t / d: t is a time width of the searched section and d is a fluctuation width of the current shunt ratio k in the same section) is calculated for each searched section, and the largest evaluation is performed. A section having a function value is searched (S3). For example, in the example shown in FIG. 16, the section T4 having the smallest change amount and the long period among the searched sections T1 to T4 is selected.
[0072]
However, for the section where | dividing ratio | <0.05, | dividing ratio |> 1.95, and the section after the first three cycles from the start of the accident, the evaluation function value is stable because the current is stabilized by CB interruption. It is handled by setting it to zero. Also, the section whose time width is less than or equal to 0.5 cycle equivalent value of AC waveform is excluded from selection.
[0073]
Thereafter, the set value of dk is incremented by 0.001, and unless the set value of dk indicates 0.01, the process returns to step 2 and the same processing as described above is repeated. That is, dk is sequentially incremented from 0.001 to 0.009, and an interval having the largest evaluation function value is searched in this process. When the set value of dk becomes 0.01, this iterative process ends (S5).
[0074]
The section finally obtained in this way is a stable section Ts in which the amount of change in the current shunt ratio k is small and the period is long. For example, when the graph of the current shunt ratio k has a waveform as shown in FIG. 18A, the section T7 of the sections T5, T6, and T7 has a waveform as shown in FIG. Section T of T5, T6, T75Are finally selected as stable sections Ts.
[0075]
In the case of the first modification described above, the stable section Ts after the occurrence of the one-line short circuit accident is automatically obtained, and thereafter the average current shunt ratio k ′ is obtained using the data of the current shunt ratio k in the stable section Ts. Therefore, as a result, it is possible to improve the performance of the apparatus in that the location accuracy of the accident point is not affected by the influence of the accident cause and the like, and high orientation accuracy is always obtained.
[0076]
Next, a second modification of the first embodiment described above will be described. In the embodiment described above, the transmission line α has two lines, lines IL and 2L, and this is an example of locating the accident point of the one-line ground fault that has occurred. The calculation formula used to use the current shunt ratio k in the current shunt
[0077]
However,
[0078]
If
[0079]
However,
[0080]
In this case, in the current shunt
[0081]
On the other hand, if
[0082]
However,
[0083]
In this case, the current shunt
[0084]
In order to determine the accident point using
[0085]
However, for the transmission system directly grounded at 275 kV or more, since the fault current through the ground wire at the receiving end affects, the fault point of the ground fault / short-circuit fault should be determined using
[0086]
However,
[0087]
However,
[0088]
However,
[0089]
That is, even if it is a directly grounded power transmission system, if
[0090]
Note that, according to the second modification, as described above, it is possible to locate various ground faults or short-circuit accident points of the two-line transmission line, but the same method as in the first embodiment. It is natural that the cause of the accident can be determined using Even in the case of a short circuit accident, for example, a waveform peculiar to the short circuit current or short circuit voltage included in the measured data of the wire α appears due to, for example, the cause of the contact of the wire or the cause of adhesion of ice and snow. It is possible to determine the cause of the accident using the same method as in the case of a one-line ground fault. Further, it is natural that the average current shunt ratio k ′ can be obtained using the data of the current shunt ratio k in the stable section Ts after the occurrence of the accident using the same technique as that of the first modification.
[0091]
Hereinafter, the second embodiment will be described with reference to FIG. FIG. 19 is a block diagram of a power transmission line accident point locating device according to the embodiment. In the first embodiment, including the first and second modifications, the fault point of the ground fault / short-circuit accident of the transmission line is determined using the current shunt ratio method. The transmission system to be applied by the current shunt ratio method is two lines, and one line is not applicable due to its nature. In order to apply a single-line power transmission system to the application target, it is preferable to use the power transmission line
[0092]
The transmission line accident
[0093]
The
[0094]
The accident location unit 70 uses the system simulator 71 to obtain virtual current data and virtual voltage data on the assumption that a ground fault or short circuit accident has occurred in the transmission line, obtains a virtual impedance K from the data, and obtains a system simulator 71, the virtual impedance K corresponding to the virtual accident point and the averaged impedance k ′ are sequentially compared while changing the virtual accident point on 71, thereby searching for the closest virtual impedance K, and the virtual impedance K The basic configuration is such that the corresponding virtual accident point is determined as the accident point of the ground fault or short circuit accident. The only difference from the accident orientation unit 20 is the calculation formula for obtaining the virtual impedance K. Since the method of finally locating the matter points from the virtual impedance K is exactly the same as in the case of the first embodiment, the description thereof is omitted.
[0095]
The calculation formula for obtaining the impedance k by the
[0096]
When locating the accident point of the single-line ground fault,
[Formula 7]
k = Im {Va/ I0}
[0097]
However,
[0098]
When locating the accident point of the two-wire ground fault or the two-wire short-circuit accident,
[Formula 8]
k = 2 ・ Im {(Va-Vb) / (Ia-Ib)}
[0099]
However,
[0100]
When locating an accident point of a three-wire ground fault or a three-wire short-circuit accident,
[Formula 9]
k = Im {V1/ I1}
[0101]
Where k is the positive phase reactance and V1Is the positive phase voltage, I1Is the positive phase current.
[0102]
The functions of the
[0103]
In the case of the transmission line accident
[0104]
However, in the case of the first embodiment, including the second modification, the transmission system is not applicable to two lines that are not looped. The present invention can also be applied to a transmission system that is a line and is not in a loop. That is, even if two transmission lines are not in a loop, as long as the accident phase actual measurement data is used, a one-line ground
[0105]
Hereinafter, the third embodiment will be described with reference to FIGS. 20 and 21. FIG. FIG. 20 is a block diagram of a power transmission line accident point locating device according to the embodiment.
[0106]
In the first and second embodiments, including the second modified example, the applied power transmission system and the accident aspect were basically limited to one, but all the above-described When making it applicable to a power transmission system and an accident aspect, it is good to use the power transmission line accident
[0107]
In addition, the power transmission line
[0108]
The transmission line accident
[0109]
Note that components that are the same as those in the first and second embodiments are denoted by the same component numbers and description thereof is omitted, but the memory information shown in FIG. It is assumed that each data is recorded in advance.
[0110]
Here, the accident
[0111]
The current shunt ratio /
[0112]
That is, when the one-line ground fault, the two-line ground fault (two-line short circuit), and the three-line ground fault (three-line short circuit) in the two-line transmission line in which the determination result of the accident
[0113]
The
[0114]
That is, when the one-line ground fault, the two-line ground fault (two-line short circuit), and the three-line ground fault (three-line short circuit) in the two-line transmission line in which the determination result of the accident
[0115]
The functions as the current shunt ratio /
[0116]
In the case of such a transmission line accident
[0117]
Hereinafter, an example of a transmission line accident point location program processed by the transmission line accident
[0118]
First, when the transmission line accident
[0119]
When the holder information registration command is selected and input through the input unit 40 (S2), information on the power transmission system to be newly applied (system configuration, line length, impedance, power transmission line data, line information, etc.) Registration is performed through the input unit 40 (S3, S4, S5).
[0120]
On the other hand, when a power transmission line accident occurs in a specific power transmission line, when a power transmission line is specified through the input unit 40 and a waveform display and analysis command is selected and input (S2), the corresponding data recorded in the
[0121]
After that, when a command for selecting the fault location method as the current shunt ratio method is input through the input unit 40 (S8), the current shunt ratio k is calculated as described above based on the actually measured data of the searched location, The waveform is displayed on the
[0122]
When an accident cause orientation command is input through the input unit 40 in a state where the waveform of the actual measurement data is displayed on the display 30 (S8), the accident cause is determined as described above based on the actual measurement data of the searched location. The orientation result (see FIG. 12) is displayed on the display 30 (S11). On the other hand, when a command indicating OK is input through the input unit 40 (S8), the system simulator is activated (S13).
[0123]
When an accident point search command is input through the input unit 40 (S14), when the current shunt ratio method is selected, an average current shunt ratio k ′ is obtained from the current shunt ratio k in the stable section Ts, Based on this, an accident point is located as described above using a system simulator (S15), and the orientation result (see FIG. 12) is displayed on the display 30 (S16). On the other hand, when the impedance method is selected, the averaged impedance k ′ is obtained from the impedance k in the stable section Ts, and based on this, the fault point is determined as described above using the system simulator (S15), The orientation result (see FIG. 12) is displayed on the display 30 (S16).
[0124]
When a graph display command is input through the input unit 40 while the orientation result is displayed on the display 30 (S14), when the current shunt ratio method is selected, the fault point and the current shunt ratio k are displayed. A graph showing the relationship (see FIG. 13) is displayed on the display 30 (S17). On the other hand, when the impedance method is selected, a graph (see FIG. 13) showing the relationship between the accident point and the impedance k is displayed on the display 30 (S17).
[0125]
When another command is input through the input unit 40 (S14), processing corresponding to the command is performed (S18). When an end command is input through the input unit 40 (S14), the process jumps to step 8. Return to the command input waiting for selecting the accident location method.
[0126]
The present invention is not limited to the above-described embodiments, and the power transmission system to be applied is not limited, and the design may be changed as follows. For example, the average current shunt ratio or the average impedance may be obtained directly from the actual measurement data of the transmission line. In addition, a cycle period or the like when the current shunt ratio or impedance is filtered and averaged may be set as appropriate according to the accident duration, and any method for averaging the current shunt ratio or the like may be used. If the transmission line system is simple, the fault point may be directly determined from the average current shunt ratio or average impedance without using the system simulator. Furthermore, in calculating the current shunt ratio or impedance, the virtual current shunt ratio or virtual impedance, respectively, the accident aspect of the accident is set and input without determining the accident aspect of the accident, and the calculation formula corresponding to the setting input You may do it using.
[0127]
【The invention's effect】
As described above, in the case of the transmission line fault point locating device according to
[0128]
Also,The existing system simulator is used to determine the relationship between the virtual fault point of the transmission line and the average current shunt ratio or average impedance, and the fault point is determined from this relationship. In contrast to this, even if the transmission line system is a complicated branch, it is possible to locate the accident point. That is, the applicable range of the current shunt ratio method or the impedance method is greatly expanded as compared with the case of the conventional example, and the performance of the apparatus can be improved in this respect.
[0129]
Furthermore, because it is configured to automatically correct the relationship between the virtual fault point of the transmission line obtained using the system simulator and the average current shunt ratio or the average impedance by the actual specific fault point that is input, Each time the device is used, the positioning accuracy is improved. In this respect, it is possible to improve the performance of the device.
[0130]
Claims of the invention2In the case of the transmission line accident point locating device according to the configuration, the current shunt ratio or impedance in the stable section with the smallest amount of change is averaged to obtain the average current shunt ratio or average impedance, and the fault point is located using this Therefore, the positioning accuracy is improved, and it is possible to improve the performance of the apparatus in this respect.
[0131]
In the case of the transmission line accident point location device according to
[0132]
Claims of the invention4In the case of the transmission line accident location system, the cause of the accident is determined from the characteristics of the current / voltage waveform included in the measured data as well as the accident point of the transmission line accident. This can be done quickly, and in this respect, it becomes possible to improve the performance of the apparatus.
[0133]
In the case of the transmission line accident point locating device according to
[0134]
In the case of the transmission line fault location method according to
[0135]
Claims of the invention7In the case of the transmission line accident location method, the existing system simulator is used well to determine the relationship between the virtual accident point of the transmission line and the average current shunt ratio or average impedance, and the accident point is determined from the relationship. Therefore, there is a merit similar to that of the second aspect.
[0136]
In the case of the transmission line accident location method according to
[0137]
Claims of the invention9In the case of the transmission line accident point location method according to the present invention, not only the accident point of the transmission line accident but also the cause of the accident is determined from the characteristics of the current / voltage waveform included in the measured data.4Has the same merit as
[0138]
Claims of the invention10In the case of the transmission line accident location method according to the above, the accident aspect of the transmission line accident is determined, and the current shunt ratio or impedance and the virtual current shunt ratio or virtual impedance are calculated using the corresponding calculation formula. Therefore, there is a merit similar to that of the fifth aspect.
[0139]
In the case of the transmission line fault location program according to claim 11 of the present invention, the fault point is not based on the current shunt ratio or the instantaneous value of the impedance but on the averaged current shunt ratio or the averaged impedance obtained by averaging them. It is the content to standardize.In addition, the existing system simulator is utilized effectively to obtain the relationship between the virtual fault point of the transmission line and the average current shunt ratio or average impedance, and the fault point is determined from the relationship. Further, the relationship between the virtual fault point of the transmission line obtained using the system simulator and the averaged current shunt ratio or the averaged impedance is automatically corrected by the input actual specific fault point. Therefore, the same merit as in
[0140]
Claims of the invention12In the case of the transmission line fault location program related to, average the current shunt ratio or impedance in the stable section with the smallest amount of change to obtain the average current shunt ratio or average impedance, and use this to locate the fault point Therefore, there is a merit similar to that of the second aspect.
[0141]
In the case of the transmission line accident location program according to claim 13 of the present invention,The fault point is determined based on the average current shunt ratio or the average impedance obtained by averaging the current shunt ratio or impedance instead of the instantaneous value of the current shunt ratio or impedance. Further, the current shunt ratio or impedance in the stable section with the smallest change amount is averaged to obtain the average current shunt ratio or average impedance, and the accident point is determined using this. Further, since the relationship between the virtual fault point of the transmission line and the averaged current shunt ratio or the averaged impedance is automatically corrected by the input actual specific fault point, the same merit as in
[0142]
Claims of the invention14In the case of the transmission line accident location program according to the present invention, not only the accident point of the transmission line accident but also the cause of the accident is determined from the characteristics of the current / voltage waveform included in the measured data.4Has the same merit as
[0143]
Claims of the invention15In the case of the transmission line fault location program according to the above, the current shunt ratio or impedance and the virtual current shunt ratio or virtual impedance are calculated using a calculation formula corresponding to the accident aspect of the transmission line accident. Term5Has the same merit as
[0144]
Claims of the invention16In the case of using a recording medium that records the program for locating transmission line accident points related to11Thru15The transmission line accident location program is recorded, so that it can be claimed by being processed by a computer.11Thru15The same merit can be expected.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a diagram for explaining a first embodiment of the present invention, and is a voltage / current data transmission path diagram of a transmission line.
FIG. 2 is a diagram for explaining the first embodiment of the present invention and is a system diagram of a transmission line;
FIG. 3 is a diagram for explaining the first embodiment of the present invention, and is a block diagram of a power transmission line accident point locating device.
FIG. 4 is a diagram for explaining the first embodiment of the present invention, and is a flowchart of a transmission line accident point location program processed by the apparatus;
FIG. 5 is a diagram for explaining the first embodiment of the present invention, and is a current waveform diagram of measured current data;
FIG. 6 is a diagram for explaining the first embodiment of the present invention and is a waveform diagram of a current shunt ratio.
FIG. 7 is a diagram for explaining the first embodiment of the present invention, and is a waveform diagram of an average current shunt ratio.
FIG. 8 is a diagram for explaining a first embodiment of the present invention, and is a diagram for explaining a method of searching for a virtual current shunt ratio using a system simulator.
FIG. 9 is a diagram for explaining the first embodiment of the present invention, and is for explaining the contents of graph data indicating the relationship between a virtual fault point and a current shunt ratio (virtual current shunt ratio); FIG.
FIG. 10 is a diagram for explaining the first embodiment of the present invention, and is a waveform diagram for each cause of an accident current.
FIG. 11 is a diagram for explaining the first embodiment of the present invention, and shows the harmonic content of the accident current for each cause of the accident.
FIG. 12 is a diagram for explaining the first embodiment of the present invention, and is a diagram showing an example of displaying and outputting an accident point of a one-line ground fault and an orientation result of the cause of the accident.
FIG. 13 is a diagram for explaining the first embodiment of the present invention, and is a diagram for explaining a method of correcting graph data indicating a relationship between a virtual fault point and a virtual current shunt ratio. is there.
FIG. 14 is a diagram for explaining the first embodiment of the present invention, and is a table showing an orientation error and the like of an accident point of the same device.
FIG. 15 is a table for explaining the first embodiment of the present invention, and is a table showing the correct answer rate of the cause of the accident at the accident point of the apparatus;
FIG. 16 is a diagram for explaining a first modification of the first embodiment of the present invention, and is an enlarged waveform diagram of a current shunt ratio.
FIG. 17 is a diagram for explaining a first modification of the first embodiment of the present invention, and is a flowchart for explaining a method for searching for a stable section of a current shunt ratio.
FIG. 18 is a diagram for explaining a first modification of the first embodiment of the present invention, and is a schematic waveform diagram of a current shunt ratio for explaining the method;
FIG. 19 is a diagram for explaining a second embodiment of the present invention, and is a block diagram of a transmission line accident point locating device.
FIG. 20 is a diagram for explaining a third embodiment of the present invention, and is a block diagram of a power transmission line accident point locating device.
FIG. 21 is a diagram for explaining the third embodiment of the present invention, and is a flowchart showing an example of a transmission line accident point location program processed by the apparatus;
FIG. 22 is a diagram for explaining a conventional current shunt ratio method;
[Explanation of symbols]
[0020]
α Transmission line
1L, 2L line
1 Transmission line accident location system
10 Current shunt ratio calculator
20 Accident location section
30 Display panel
40 Input section
50 memory
100 Transmission line accident location system
60 Impedance calculator
70 Accident Location Department
30 Display panel
40 Input section
50 memory
200 Transmission line accident location system
81 Current shunt ratio / impedance calculator
82 Accident location section
83 Accident aspect judgment part
30 Display panel
40 Input section
50 memory
Claims (16)
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