JP4095073B2 - 送電線の故障点標定方法および送電線の故障点標定装置および故障点標定プログラム - Google Patents

送電線の故障点標定方法および送電線の故障点標定装置および故障点標定プログラム Download PDF

Info

Publication number
JP4095073B2
JP4095073B2 JP2005060411A JP2005060411A JP4095073B2 JP 4095073 B2 JP4095073 B2 JP 4095073B2 JP 2005060411 A JP2005060411 A JP 2005060411A JP 2005060411 A JP2005060411 A JP 2005060411A JP 4095073 B2 JP4095073 B2 JP 4095073B2
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
accident
transmission line
fault location
point
absolute value
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Expired - Fee Related
Application number
JP2005060411A
Other languages
English (en)
Other versions
JP2006242815A (ja
Inventor
智哉 池田
裕昭 山口
真衣 荒木
善和 大橋
敬 吉永
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Kansai Electric Power Co Inc
Kinkei System Corp
Original Assignee
Kansai Electric Power Co Inc
Kinkei System Corp
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Kansai Electric Power Co Inc, Kinkei System Corp filed Critical Kansai Electric Power Co Inc
Priority to JP2005060411A priority Critical patent/JP4095073B2/ja
Publication of JP2006242815A publication Critical patent/JP2006242815A/ja
Application granted granted Critical
Publication of JP4095073B2 publication Critical patent/JP4095073B2/ja
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
    • Y04S10/50—Systems or methods supporting the power network operation or management, involving a certain degree of interaction with the load-side end user applications
    • Y04S10/52—Outage or fault management, e.g. fault detection or location

Landscapes

  • Locating Faults (AREA)

Description

この発明は、送電線の故障点標定方法および送電線の故障点標定装置および故障点標定プログラムに関し、より詳しくは、送電線の短絡および地絡等の電気事故時に発生する事故サージ波形を検出して故障点を標定する送電線の故障点標定方法および送電線の故障点標定装置および故障点標定プログラムに関するものである。
従来、第１の送電線の故障点標定方法としては、電圧電流の実効値と位相角の測定値から故障点位置を算出する方法(以下、実効値型の故障点標定方法という)がある。上記実効値型の故障点標定方法においては、系統のインピーダンス値、特に大地帰路経路を含む地絡事故時の零相インピーダンス値の正確な整定が困難であるため、数ｋｍの標定誤差を生じることが多いという問題がある。
また、第２の送電線の故障点標定方法としては、サージ波形の２測定点への到着時間差から故障点位置を算出する方法(以下、２地点サージ波到着時間差型の故障点標定方法という)がある(例えば、特開平９−２１８２４０号公報(特許文献１)参照)。上記２地点サージ波到着時間差型の故障点標定方法では、線路毎に送電端と受電端の２地点に波形記録装置の設置を要するため、コスト高が高くつくという問題がある。さらに、双方の波形記録装置のサンプリング時刻を±数１００nsec以内の誤差の範囲内で正確に同期させる必要があるが、技術的に困難である。
また、第３の送電線の故障点標定方法としては、サージ波形の直接波と反射波の到着時間差から故障点位置を算出する方法(以下、サージ反射波到着時間差型の故障点標定方法という)がある(例えば、特開平１０−３００８０８号公報(特許文献２)参照)。上記サージ反射波到着時間差型の故障点標定方法では、反射波のタイミングを捉えることが困難であり、波形の変化点を識別することが難しいといった問題がある他、系統が複雑で複数の端子(変電所の母線や配電塔など)からの反射波がある場合、それらがタイミング的に重なり合って区別できなくなるため、正確な標定が困難であるという問題がある。
また、送電線の電気事故発生時に事故原因の究明や復旧を迅速に行うため、故障点の標定をより高速に行うことが望まれている。
特開平９−２１８２４０号公報 特開平１０−３００８０８号公報
この発明は、上記実情に鑑みて実施したものであり、その目的は、複数の分岐線路がある複雑な系統でも、事故サージ波形に基づいて高精度な故障点標定が低コストでかつ高速にできる送電線の故障点標定方法および送電線の故障点標定装置および故障点標定プログラムを提供することにある。
上記目的を達成するため、この発明の送電線の故障点標定方法は、
送電線の送電端または受電端おいて、上記送電線の電気事故時に事故開始点を含む事故サージ波形データをサンプリングするステップと、
上記サンプリングされた上記事故サージ波形データを二進ウエーブレット変換により１次から所定の次数までの次数毎の変換波形データに変換するステップと、
上記二進ウエーブレット変換により変換された上記次数毎の変換波形データを合成することにより合成波形データを作成するステップと、
上記合成波形データに基づいて、事故サージ波形の直接波の到着時刻と絶対値および反射波の到着時刻と絶対値を抽出するステップと、
上記送電線を含む系統の構成に基づいて、上記送電線に沿って仮想事故点を移動させながら仮想事故波形の直接波の到着時刻と絶対値および反射波の到着時刻と絶対値をシミュレーションにより予測するステップと、
上記合成波形データから抽出された上記直接波の到着時刻と絶対値および上記反射波の到着時刻と絶対値に対して、最も相関関係のある上記予測された上記直接波の到着時刻と絶対値および上記反射波の到着時刻と絶対値に対応する仮想事故点を、上記送電線の事故点とするステップと
を有することを特徴とする。
上記構成の送電線の故障点標定方法によれば、送電線の送電端または受電端おいて、送電線の電気事故時に事故開始点を含む事故サージ波形データをサンプリングして、その事故サージ波形データを二進ウエーブレット変換により１次から所定の次数までの次数毎の変換波形データに変換する。次に、上記二進ウエーブレット変換により変換された次数毎の変換波形データを合成することにより合成波形データを作成する。そして、その合成波形データに基づいて、事故サージ波形の直接波の到着時刻と絶対値および反射波の到着時刻と絶対値を抽出する。さらに、模擬的に位置決めした仮想事故点を少しずつ送電線に沿って移動させながら、各々の位置で発生した事故サージ波が各端子で反射してサンプリングする送電線の送電端(または受電端)に到着するタイミングをシミュレートし、仮想事故波形の直接波の到着時刻と絶対値および反射波の到着時刻と絶対値を予測する。そうして、実際の事故サージ波形データから得られた情報(直接波の到着時刻と絶対値および反射波の到着時刻と絶対値)と、上記予測結果(直接波の到着時刻と絶対値および反射波の到着時刻と絶対値)を比較することで最適な事故点位置を求める。このように事故サージ波の直接波と反射波を利用するので、複数の分岐線路がある複雑な系統でも、事故サージ波形に基づいて高精度な故障点標定を低コストでかつ高速に行うことができる。また、複数のサージ波の反射波に対しても、どれがどの端子での反射波かといった個々の判断を必要とせずに事故サージ波形による故障点標定ができる。
また、一実施形態の送電線の故障点標定方法は、上記仮想事故点を上記送電線の事故点とするステップにおいて、上記合成波形データから抽出された上記直接波の到着時刻ｔA1と絶対値ｍA1および上記反射波の到着時刻ｔAi(i=2,…,N1)と絶対値ｍAi(i=2,…,N1)を第１データ列とし、上記予測された上記直接波の到着時刻ｔB1と絶対値ｍB1および反射波の到着時刻ｔBj(j=2,…,N2)と絶対値ｍBj(j=2,…,N2)を第２データ列とするとき、上記第１データ列と上記第２データ列との相関関係は、
(ここで、σは標準偏差)
で表されることを特徴とする。
上記実施形態の送電線の故障点標定方法によれば、上記合成波形データから抽出された直接波の到着時刻と絶対値および反射波の到着時刻と絶対値である第１データ列とし、上記予測された直接波の到着時刻と絶対値および反射波の到着時刻と絶対値である第２データ列の相関関係を簡単に求めることができる。
また、一実施形態の送電線の故障点標定方法は、
上記事故開始点を含む事故サージ波形データをダウンサンプリングするステップと、
上記ダウンサンプリングされた上記事故開始点を含む事故サージ波形データの１サイクル毎の実効値を求めるステップと、
上記１サイクル毎の実効値の変化に基づいて上記事故開始点を抽出するステップと
を有し、
上記二進ウエーブレット変換により１次から所定の次数までの次数毎の変換波形データに変換するステップにおいて、上記サンプリングされた上記事故開始点を含む事故サージ波形データのうちの上記抽出された事故開始点の前後の事故サージ波形データを上記二進ウエーブレット変換により変換することを特徴とする。
上記実施形態の送電線の故障点標定方法によれば、高速サンプリング周波数(例えば１０ＭＨz程度以上)でサンプリングされた事故サージ波形データの全てをそのまま解析するのではなく、まずダウンサンプリングした事故サージ波形データの実効値の変化に基づいて事故点を特定し、高速サンプリングされた事故サージ波形データのうちの事故点前後の波形データのみを解析するので、標定に掛かる時間を短縮できる。
また、一実施形態の送電線の故障点標定方法は、上記合成波形データを作成するステップにおいて、合成前の上記次数毎の変換波形データに特定の重み付けを行うことを特徴とする。
上記実施形態の送電線の故障点標定方法によれば、二進ウエーブレット変換と変換後の波形の重み付けにより事故サージ波形データの変化点をより精度よく求められるので、従来の反射波型の標定方法に比して標定精度が向上できる。例えば、周波数の高い成分が判読しやすいようにすると、合成波形データにおける波形の変化点が明確になる。
また、一実施形態の送電線の故障点標定方法は、
上記送電線が複数接続された構成の系統であって、
上記仮想事故波形の直接波の到着時刻と絶対値および反射波の到着時刻と絶対値をシミュレーションにより予測するステップにおいて、上記複数の送電線のうちの電気事故が発生した送電線の区間を示す情報に基づいて、上記電気事故が発生した送電線の区間に沿って仮想事故点を移動させながらシミュレーションを行うことを特徴とする。
上記実施形態の送電線の故障点標定方法によれば、上記送電端または受電端に送電線が複数接続された系統であっても、事故サージ波形データの全てを解析するのではなく、上記複数の送電線のうちの電気事故が発生した送電線に沿って仮想事故点を移動させながらシミュレーションを行うので、複数の分岐線路のある複雑な構成の系統において、標定に要する時間を短縮できる。なお、電気事故が発生した送電線の区間を示す情報としては、例えば保護継電器の動作リレー出力等の情報を用いるのが望ましい。
また、この発明の送電線の故障点標定装置は、上記のいずれか１つの送電線の故障点標定方法を実行するコンピュータを備えたことを特徴とする。
上記送電線の故障点標定装置によれば、複数の分岐線路がある複雑な系統でも、事故サージ波形に基づいて高精度な故障点標定を低コストでかつ高速に行うことができる。
また、この発明の故障点標定プログラムは、上記のいずれか１つの送電線の故障点標定方法をコンピュータに実行させることを特徴とする。
上記故障点標定プログラムによれば、複数の分岐線路がある複雑な系統でも、事故サージ波形に基づいて高精度な故障点標定を低コストでかつ高速に行うことができる。
以上より明らかなように、この発明の送電線の故障点標定方法および送電線の故障点標定装置および故障点標定プログラムによれば、送電線の送電端または受電端として母線の電圧波形の観測だけで故障点を標定することが可能となる。通常、母線には複数の送電線(線路)が接続されており、電圧波形の他に電流波形を測定する必要があったり、送電端と受電端の双方に事故サージ波形データをサンプリングする装置を設置して波形測定する必要があったりした。しかし、この送電線の故障点標定方法では、例えば遮断器動作があった線路名情報と送電端の母線電圧波形のみで故障点を標定することが可能となり、線路毎に波形記録装置を設置したり、送受電端の双方に波形記録装置を設置したりする方法に比べてはるかにコストを低減できる。
以下、この発明の送電線の故障点標定方法および送電線の故障点標定装置および故障点標定プログラムを図示の実施の形態により詳細に説明する。
図１はこの発明の実施の一形態の送電線の故障点標定方法を用いた送電線の故障点標定装置と電力系統の模式図を示しており、図１において、１aは送電端(母線)、１bは受電端(母線)、２a,２bは平行２回線の３相不平衡送電線の幹線線路の区間、３は分岐線路の区間、４は幹線線路の送電端の電圧を検出する電圧分圧器(Potential Divider)、５は電圧波形記録部、６は電圧波形解析部である。上記電圧波形記録部５と電圧波形解析部６で送電線の故障点標定装置を構成している。なお、送電線の各区間の線路定数は略同一とする(サージ伝播速度が略同一)。また、上記電圧分圧器４は、計測用変圧器(Potential Transformer)であってもよい。
商用周波数の三相交流の送電線の送電端や受電端の送電設備において通常設置されている電圧分圧器または計測用変圧器の２次側の電圧波形を電圧波形記録部５により１０ＭＨz程度以上のサンプリング周波数でサンプリングして、所定時間分の電圧波形データをリングバッファに常に保持しておき、系統事故時にリレー接点(起動信号)が入力されると、事故前６０msec、事故後１４０msecの合計２００msecの波形データを収録する。このようなことは既存の技術で実現可能である。
ここでは、送電線における電気事故(地絡事故や短絡事故等)の事故開始時点周辺の事故サージ波形データに二進ウエーブレット変換を施した後、二進ウエーブレット変換により得られた次数毎の変換結果に特定の重み付けと絶対値化を行って加算することで、元の波形の変化時点がより明確に判別できるようにした点について説明する。
この実施の形態の送電線の故障点標定装置では、二進ウエーブレット変換の一種のHarrウエーブレット変換を用いている。
このHarrウエーブレット変換は、図２のような矩形状の波形をマザーウエーブレットとした最も簡単で高速演算の可能なウエーブレット変換である。
図２に示す波形と被測定波形との相関関数を計算することで、被測定波形をこのような矩形状の波形成分に分解できる。
今、第ｎサンプルの波形データの電圧をＶjとした場合、
とおき、さらに、
とおくと、ｄi,jはもとの波形データの２i個の平均値であり、ｃi,jは第ｉ次差分である。
上記式１,式２の計算の結果は、図３のようなツリー構造で表現できる。図３に示す電圧Ｖ1およびＶ8の値は、
および、
となる。
一般にＶk成分を求めたい場合、図３でｄ31,ｃ31の点から始めて左側の分岐なら第ｉ次差分ｃi,jを引き算に、右側の分岐なら足し算にすればよい。また、第ｉ次差分ｃi,jの変化をその極性も考慮しつつ時間軸上に展開しておけば、右の分岐、左の分岐と考える必要もなく、各時点での各レベルの第ｉ次差分ｃi,jの波形を足し合わせることで元の波形が得られる。
次に、重み付けと絶対値化を行って加算することで、元の波形の変化時点がより明確に判別できるようにする方法について説明する。
図４は変換例であるが、第ｉ次差分ｃi,jの変化を時間軸上に展開するときに図２のように展開するのではなく、図５のように波形を絶対値化し、その振幅値を表すように展開すると、その周期の波形の成分の振幅値そのものが表現される。図６(a)は波形の特定周期の矩形波成分を表し、図６(b)は波形の特定周期の矩形波成分の振幅の変化を表している。
さらに、次数毎の重み付けを調整して、周波数の高い成分が判読しやすいようにして波形を合成すると、図７に示すように、波形の変化点が明確になる。
上記電圧波形の次数毎の重み付けについては、第ｎ次の重み付けをＷｎとし、次の式３で与える。
Ｗｎ＝１／２ｎ ……… (式３)
それによって、図７,図８に示す変換分総合波形が得られる。この波形で最も変化の激しいところがサージの到着時点である。この実施形態の送電線の故障点標定方法では、事故サージ波形データの変換分総合波形の最大値を算出し、事故サージ波形データを最初からサーチして、最大値の３０％を超えた時点付近から２０μsec前に戻して変換分総合波形の変化の最も大きい時点(20μsecのデータ内で)を最初のサージ混入点と見なしてその時点をサージの到着時点としている。
以上は、事故開始時点周辺の波形データに二進ウエーブレット変換を施したのち、次数毎の変換結果に特定の重み付けと絶対値化を行って加算することで、元の波形の変化時点がより明確に判別できるということの定性的説明である。図９は、これらの過程をフローチャートに示したものである。
まず、図９に示すステップＳ１において、事故サージ波形データである時系列の電圧波形データＶ1,Ｖ2,…,ＶNの読み込みを行う。
次に、ステップＳ２に進み、第１次の変換値を、
により計算し、平均値ｄ1,jと第ｉ次差分ｃ1,jにセットする(j=1,…,N)。
次に、ステップＳ３に進み、変数ｉに２を設定する。
次に、ステップＳ４に進み、第ｉ次の変換値を、
により計算し、平均値ｄi,jと第ｉ次差分ｃi,jにセットする(j=1,…,N)。
次に、ステップＳ５に進み、変数ｉに１を加える。
次に、ステップＳ６に進み、変数ｉが１０未満であるか否かを判断し、変数ｉが１０未満であると判断すると、ステップＳ４に戻る一方、変数ｉが１０以上であると判断すると、ステップＳ７に進む。
そして、ステップＳ７において、各次の変換結果を時間軸上に並べた矩形波で表現する。
次に、ステップＳ８に進み、各次の変換結果を重み付けして絶対値化した後、加算して合成波形データを作成する。
そして、ステップＳ９に進み、標定対象の送電線の亘長に基づく信号往復時間内で合成波形データの変化の大きいものから適当個数の変化点のタイミングと絶対値を抽出する。これにより、事故サージ波形の直接波の到着時刻と絶対値および反射波の到着時刻と絶対値を抽出する。
以上で、観測されるサージ波形の到着タイミングとその大きさが算出できる。一方、事故サージ波は、送電線の端子間で何度も反射しつつ減衰しながら伝播してゆくものである。複数の送電線が接続された系統のように複雑で分岐点がある場合や、短時間にサージが何度も発生する場合、事故サージ波のタイミングが判っても１回目の事故サージ波の直接波と反射波の到達時間の時間差の測定だけでは事故点の特定は困難である。
そこで、本発明の送電線の故障点標定方法を用いた送電線の故障点標定装置では、模擬的に位置決めした仮想の事故点の位置を少しずつ送電線に沿って移動させながら、各々の位置で発生した事故サージ波が各端子で反射して観測点の端子に到着するタイミングをシミュレートし、実際の観測波形と比較することで最適な事故点位置を求める。
図１０は図１に示す幹線線路に分岐線路が１つ接続された系統図である。図１０においてＬ1は幹線線路の区間２aの長さ、Ｌ2は幹線線路の区間２bの長さ、Ｎ１は幹線線路の送電端のノード、Ｎ2は分岐点のノード、Ｎ3は幹線線路の受電端のノード、ＮFは幹線線路の区間２a内の事故点ノード、Ｌ1kは事故点ノードＮFからノードＮ1までの距離、Ｌ1(1-k)は事故点ノードＮFから分岐点のノードＮ2までの距離である。ここで、各ノード間の送電線をラインと言う。
以下にシミュレーション手順の計算例を１)〜１３)に示す。
１) 各ラインについてその始点と終点のノード番号を配列データに入れる。
２) 各ラインについて波形の伝播時間と減衰量を計算して配列に入れる。
３) 各ノードに接続されたラインの数を配列に入れる。
４) 各ノードに接続されたラインのNoを配列に入れる。
５) 各ノードに反射透過係数マトリックスを設定する。
６) 各ノードにデータ入力バッファとデータ出力バッファを接続されているラインの数だけ設ける。
ただし、データ入力バッファとデータ出力バッファには、波形の大きさと到着タイミングデータを入力するための変数を設ける。
７) 各ノードのデータ入力バッファとデータ出力バッファを零クリアする。
８) 事故点ノードに初期値を与える。
９) ライン伝播計算処理を行う。
全てのラインについてスタートポイントとエンドポイントとでそれに接続されたノードの出力バッファのデータを調べてその大きさ(Magnitude)に減衰係数を掛け、またラインでの伝播時間(Timing)を加算し、エンドポイントの入力バッファにその大きさ(Magnitude)と波形の到着タイミング(Timing)を記録する(図１１参照)。図１１では、始点ノード出力バッファに波形の大きさ０.１３６と到着タイミングデータ０μsecが格納されており、減衰量０.９０の区間を経て波形の大きさ０.１２３(≒０.１３６×０.９０)と到着タイミングデータ１２.３４μsecの値が終点ノード入力バッファに移る。
１０) 各ノードで入力バッファにあるデータを出力バッファに移す処理を行う。このときに反射係数と透過係数を考慮する(図１２,図１３参照)。例えば、図１２に示すように、３つに分岐しているノードにおいて、分岐１から到来する事故サージ波が、
波形の大きさ０.１２３ 到着タイミングデータ１２.３４μsec
であるとすると、分岐１のデータ入力バッファに格納される。到来した事故サージ波が分岐１に反射する事故サージ波は、反射係数０.２とすると、
波形の大きさ０.０２４６ 到着タイミングデータ１２.３４μsec
となり、分岐１(反射)のデータ出力バッファに格納される。
また、分岐１から到来した事故サージ波が分岐２へ透過する事故サージ波は、透過係数を０.４とすると、
波形の大きさ０.０４９２ 到着タイミングデータ１２.３４μsec
となり、分岐１から分岐２への透過のデータ出力バッファに格納される。
また、分岐１から到来した事故サージ波が分岐３へ透過する事故サージ波は、透過係数を０.４とすると、
波形の大きさ０.０４９２ 到着タイミングデータ１２.３４μsec
となり、分岐１から分岐３への透過のデータ出力バッファに格納される。
以下、分岐２から到来した事故サージ波や分岐３から到来した事故サージ波についても、同様である。
１１) ９)の処理と１０)の処理を繰り返す。１０)の処理を行う時にデータ入力バッファ中で処理済のデータにはマークをつけて二重処理を防ぐ。
１２) 時刻データが一定時間過ぎたものは転送しないようにすれば、１０)の処理で転送されるべきデータがなくなるので、１１)の繰り返し処理は終了する。
１３) ９)の過程で得られるデータを元にグラフを描く(図１４参照)。図１４において、横軸は時間を表し、縦軸は送電端からの仮想事故点の位置や各ノードの位置等を表している。図１４では、仮想事故点ノードＦ１,Ｆ２の２箇所の事故点について反射波の経路を示している。
直接波および反射波の振幅変化の想定値は、図１５のようになるものと推定される。これは、実事故時のサージ波形データに二進ウエーブレット変換を施した後、次数毎の変換結果に特定の重み付けと絶対値化を行って加算して得られる図１６の変換分総合波形と良く似ている。
次に、直接波と反射波のタイミング抽出は、図１６に示す変換分総合波形の変化分の絶対値の大きいものから２０個〜３０個を抽出し、そのタイミングデータを記憶することで行う。
そして、このようにして得られたシミュレーションの結果と観測波形データとを比較し、最適想定事故点を求める。この場合、入力波形が離散的な数値データであった場合、その時系列データ同士を比較してそれらが最も良く似た部分同士を抽出するためのアルゴリズムが必要である。ここで、図１７に示すタイミング抽出で得られる第１データ列としての入力パルス列(ｍAiは大きさ、ｔAiは時間軸上の位置(到着時刻))と、図１８に示すシミュレーションで得られた第２データ列としてのパルス列(ｍBjは大きさ、ｔBjは時間軸上の位置)を用いて類似性を評価する。なお、図１７において点線で示す山形は、正規分布の関数を示している。
上記入力パルス列の時間軸上の位置の存在確率が正規分布に従うとすれば、入力パルスｔAiが本来ある時間軸上の位置ｔBjからｔAi−ｔBj秒ずれている確率Ｐ(ｔAi−ｔBj)は、
で表現できる(ここで、σは標準偏差である)。
したがって、双方の入力パルス列が本来同一タイミングであった場合の双方のパルス列の類似性Ψは、パルス列全体を考慮すると、
という相関関数で表現できる(ここで、Ｎ1は入力パルス列の数、Ｎ2はシミュレーションで得られたパルス列の数)。この式１４は入力パルス列とシミュレーションで得られたパルス列が同一パターンの時間間隔で並んでいる場合に最大となる。ここで、入力パルス列の数Ｎ1と、シミュレーションで得られたパルス列の数Ｎ2は、反射が何回でも起こり得るので、振幅の減衰を考慮して適当な大きさ以下のものや、制限時間の越えるものを除いている。
図１９は、後述する図２４に示す実際の送電線についての相関関数の計算結果のグラフを示しており、横軸は高野口変電所から高野山変電所までの距離を表し、縦軸は相関関数値を表している。
本発明が特に解決しようとしている課題は、波形の変化点を精度良くかつ高速に求めることである。１０ＭＨzサンプリングされた波形は、例えば１チャンネルあたり約４メガバイトにもなるが、そのデータを高速にサーチして先頭のサージ波形到達時点のタイミングを得ることが必要である。そのための数値データ解析のアルゴリズムを以下に説明する。
まず、事故サージ波形データをダウンサンプリングして、交流波形の１サイクル当たりのサンプル数をＮ(＝３２〜２５６)程度のデータに変換する。
次に、交流波形の１サイクル間のデータνk(ｋ＝１,２,…,Ｎ)に次の式１５,式１６,式１７を適用して実効値Ｖnを１サイクル毎に求める。
交流波形の１サイクルに相当するＮサンプル分の波形電圧が一定の閾値を下回った場合、その時点から２サイクル程度時間軸上を戻って１サンプル毎に式１５,式１６,式１７を用いて実効値を計算する。ここで、「Ｎサンプル分の波形電圧」とは、ＤＦＴ(離散フーリエ変換)で交流成分を抽出する手法を用いて、６０Ｈzのコサイン成分とサイン成分とのピタゴラス和を計算することにより得られる６０Ｈz成分の実効値である。あるサンプル時点から１サイクル分前のＮ(例えば３２または６４)サンプルから計算した値と１サイクル分後のＮサンプルから計算した値との比を１サンプル移動毎に計算することで、その変化から６０Ｈｚ成分の波形のレベル変化点を精密に求めることができる。
図２０は事故時の電圧波形の例を示しており、横軸はサンプル数を表し、縦軸はＰＴ二次電圧値[Ｖ]を表している。また、図２１は事故時の電圧波形の実効値の変化を示しており、横軸はサンプル数を表し、縦軸は電圧値[kＶ]を表している。図２１では、交流波形の１サイクル分の実効値の値を、データ取り出し点を１サンプルずつ移動させながら算出したものである。
図２２は事故時の電圧波形の実効値の変化を示しており、横軸はサンプル数を表し、縦軸は電圧値[ｋＶ]を表している。図２２において、ａは各時点の先１サイクル分のデータから算出した実効値、ｂは各時点の手前１サイクル分のデータから算出した実効値、ｃはｂの波形をａの波形で割った値、ｄは事故時の交流電圧波形、ｅは変化検出点、ｆは変化点である。
交流波形の振幅変化点は、各時点の手前１サイクル分のデータから計算した実効値を各時点の先１サイクル分のデータから計算した実効値で割った値が最小となる点(図２２上のｅの点)を求めることで得られる。
図２３は図１に示す電圧波形解析部６の構成を示すブロック図であり、この電圧波形解析部６は、図２３に示すように、実効値の変化に基づいて事故点を抽出する信号入力部１１と、上記信号入力部１１により抽出された事故点の前後の事故サージ波形データをウエーブレット変換する信号処理部１２と、仮想事故点を送電線に沿って移動させながら事故サージ波の直接波と反射波の到着時刻と絶対値をシミュレーションにより予測するシミュレーション部１３と、上記信号処理部１２により得られた事故サージ波の直接波と反射波の到着時刻と絶対値と、上記シミュレーション部１３により得られた事故サージ波の直接波と反射波の到着時刻と絶対値とを比較する比較部１４とを備えている。
サージ波形は常に確実に観測できるものではない。また、送電線の端子間で何度も反射したり減衰したりして観測できなくなることもある。系統が複雑で分岐点がある場合や、短時間に事故サージ波が何度も発生する場合、１回の直接波と反射波の到達時間の時間差の測定だけでは事故点の標定は困難である。
そこで、本発明の送電線の故障点標定方法を用いた送電線の故障点標定装置では、模擬的に位置決めした仮想の事故点の位置を少しずつ送電線に沿って移動させながら、各々の位置で発生した事故サージ波が各端子で反射して、観測点の端子に到着するタイミングをシミュレートし、実際の観測波形と比較することで最適事故点位置を求める方法を実施したのである。
次に、実際の系統において上記送電線の故障点標定方法を用いた送電線の故障点標定装置を用いて故障点を標定した結果について説明する。
図２４は高野口線３３ｋＶ系統の系統図を示している。図２４において、各母線や分岐点のノード番号は、シミュレーション部１３により自動的に振り当てたものであり、ノード番号の横のｋｍ数は起点となる高野口変電所からの距離を示す。
また、図２５は、サージ伝播情況のシミュレーション結果を表したものであり、図２４に示す３３ｋＶ系系統図において、６ｋｍあたりのところに事故点を仮定した場合のサージ反射波の伝播タイミングチャートを示している。
この図２５の上半分は事故点までの距離と事故サージ波の到達時間との関係を示し、図２５の下半分は到達時間とその事故サージ波の大きさとの関係を示している。このような分岐点２箇所の系統でも、サージ反射波の解析結果はかなり複雑である。
図１９のグラフは、仮想事故点を高野口変電所端から高野山変電所に向かって移動させて行き、各仮想事故点で得られた反射波の到着タイミングパルス列と実際に観測されたタイミングパルス列との式１４の相関関数の計算結果を、高野口変電所端からの距離をパラメータにしてグラフとしてプロットしたものである。
先に説明した図１９おいて、横軸は高野口変電所からの距離を表し、縦軸は相関関数値の大きさを表しており、計算は各区間毎に行っている。相関関数の計算結果がピークとなる点が事故点である。区間の接続点で相関関数の計算結果が連続していないのは、全ての反射波を計算に入れていないためで、レベルがある値以下になると反射波の算出を打ち切っているためである。また、図９においてグラフが二重になっているのは、分岐線路の部分を重ねて表している。
ここでは、事故サージ波形データから得られた入力パルス列とシミュレーションで得られたパルス列の２０パルス同士を比較して相関関数を計算した。このような簡単な系統でも反射波の到着タイミングの計算は非常に複雑であり、簡単な数式の形では表現できず、このようなアルゴリズムの形でしか表現できない。
図１９では、事故点は高野口変電所からの距離で表されている。高野山変電所からの距離は、
１１.９８ｋｍ−６.４５ｋｍ＝５.５３ｋｍ
となり、巡視結果(高野山変電所から事故点までの実際の距離５.６５ｋｍ)にも良く当てはまることが判る。
上記実施の形態では、二進ウエーブレット変換の一種のHarrウエーブレット変換を用いていた送電線の故障点標定方法について説明したが、他の二進ウエーブレット変換を用いてもよい。
また、この発明の送電線の故障点標定方法をコンピュータに実行させる故障点標定プログラムによれば、複数の分岐線路がある複雑な系統でも、事故サージ波形に基づいて高精度な故障点標定を低コストでかつ高速に行うことができる。また、このような故障点標定プログラムを、コンピュータ読取可能な記録媒体に記録させて提供したり、インターネット等を含む通信手段を用いて提供したりすることもできる。
図１はこの発明の実施の一形態の送電線の故障点標定方法を用いた送電線の故障点標定装置と電力系統の模式図である。 図２はマザーウエーブレットとする矩形波状の波形を示す図である。 図３は式１,式２の計算結果のツリー構造を示す図である。 図４は二進ウエーブレット変換を示す図である。 図５はHarrウエーブレットの絶対値化を示す図である。 図６は図６(a)は波形の特定周期の矩形波成分を示し、図６(b)は波形の特定周期の矩形波成分の振幅の変化を示す図である。 図７は変化点の検出を示す図である。 図８は波形の変化点とその検出用波形を示す図である。 図９は直接波と反射波の到着タイミングの抽出を示すフローチャートである。 図１０は系統図の例を示す図である。 図１１はライン伝播計算処理を示す図である。 図１２は分岐ノード例を示す図である。 図１３は分岐点での分配処理を示す図である。 図１４はタイミングチャート例を示す図である。 図１５は直接波および反射波の想定振幅値を示す図である。 図１６はサージ波形の直接波、反射波の絶対値の振幅変化例を示す図である。 図１７はタイミング抽出で得られる入力パルス列を示す図である。 図１８はシミュレーションで得られた第２データ列としてのパルス列を示す図である。 図１９は相関関数計算結果のグラフ表示を示す図である。 図２０は事故時の電圧波形を示す図である。 図２１は事故時の電圧波形の実効値の変化を示す図である。 図２２は事故時の電圧波形の実効値の変化を示す図である。 図２３は上記送電線の故障点標定装置の電圧波形解析部の構成を示すブロック図である。 図２４は高野口線３３ｋＶ系統の系統図である。 図２５は図２４に示す３３ｋＶ系系統図において、６ｋｍあたりのところに事故点を仮定した場合のサージ反射波の伝播タイミングチャートを示す図である。
符号の説明
１a…送電端
１b…受電端
２a,２b…平行２回線の３相不平衡送電線の幹線線路の区間
３…分岐線路の区間
４…電圧分圧器
５…電圧波形記録部
６…電圧波形解析部
１１…信号入力部
１２…信号処理部
１３…シミュレーション部
１４…比較部

Claims (7)

  1. 送電線の送電端または受電端おいて、上記送電線の電気事故時に事故開始点を含む事故サージ波形データをサンプリングするステップと、
    上記サンプリングされた上記事故サージ波形データを二進ウエーブレット変換により１次から所定の次数までの次数毎の変換波形データに変換するステップと、
    上記二進ウエーブレット変換により変換された上記次数毎の変換波形データを合成することにより合成波形データを作成するステップと、
    上記合成波形データに基づいて、事故サージ波形の直接波の到着時刻と絶対値および反射波の到着時刻と絶対値を抽出するステップと、
    上記送電線を含む系統の構成に基づいて、上記送電線に沿って仮想事故点を移動させながら仮想事故波形の直接波の到着時刻と絶対値および反射波の到着時刻と絶対値をシミュレーションにより予測するステップと、
    上記合成波形データから抽出された上記直接波の到着時刻と絶対値および上記反射波の到着時刻と絶対値に対して、最も相関関係のある上記予測された上記直接波の到着時刻と絶対値および上記反射波の到着時刻と絶対値に対応する仮想事故点を、上記送電線の事故点とするステップと
    を有することを特徴とする送電線の故障点標定方法。
  2. 請求項１に記載の送電線の故障点標定方法において、
    上記仮想事故点を上記送電線の事故点とするステップにおいて、上記合成波形データから抽出された上記直接波の到着時刻ｔA1と絶対値ｍA1および上記反射波の到着時刻ｔAi(i=2,…,N1)と絶対値ｍAi(i=2,…,N1)を第１データ列とし、上記予測された上記直接波の到着時刻ｔB1と絶対値ｍB1および反射波の到着時刻ｔBj(j=2,…,N2)と絶対値ｍBj(j=2,…,N2)を第２データ列とするとき、上記第１データ列と上記第２データ列との相関関係は、
    (ここで、σは標準偏差)
    で表されることを特徴とする送電線の故障点標定方法。
  3. 請求項１に記載の送電線の故障点標定方法において、
    上記事故開始点を含む事故サージ波形データをダウンサンプリングするステップと、
    上記ダウンサンプリングされた上記事故開始点を含む事故サージ波形データの１サイクル毎の実効値を求めるステップと、
    上記１サイクル毎の実効値の変化に基づいて上記事故開始点を抽出するステップと
    を有し、
    上記二進ウエーブレット変換により１次から所定の次数までの次数毎の変換波形データに変換するステップにおいて、上記サンプリングされた上記事故開始点を含む事故サージ波形データのうちの上記抽出された事故開始点の前後の事故サージ波形データを上記二進ウエーブレット変換により変換することを特徴とする送電線の故障点標定方法。
  4. 請求項１に記載の送電線の故障点標定方法において、
    上記合成波形データを作成するステップにおいて、合成前の上記次数毎の変換波形データに特定の重み付けを行うことを特徴とする送電線の故障点標定方法。
  5. 請求項１に記載の送電線の故障点標定方法において、
    上記送電線が複数接続された構成の系統であって、
    上記仮想事故波形の直接波の到着時刻と絶対値および反射波の到着時刻と絶対値をシミュレーションにより予測するステップにおいて、上記複数の送電線のうちの電気事故が発生した送電線の区間を示す情報に基づいて、上記電気事故が発生した送電線の区間に沿って仮想事故点を移動させながらシミュレーションを行うことを特徴とする送電線の故障点標定方法。
  6. 請求項１乃至５のいずれか１つの送電線の故障点標定方法を実行するコンピュータを備えたことを特徴とする故障点標定装置。
  7. 請求項１乃至５のいずれか１つの送電線の故障点標定方法をコンピュータに実行させることを特徴とする故障点標定プログラム。
JP2005060411A 2005-03-04 2005-03-04 送電線の故障点標定方法および送電線の故障点標定装置および故障点標定プログラム Expired - Fee Related JP4095073B2 (ja)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2005060411A JP4095073B2 (ja) 2005-03-04 2005-03-04 送電線の故障点標定方法および送電線の故障点標定装置および故障点標定プログラム

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2005060411A JP4095073B2 (ja) 2005-03-04 2005-03-04 送電線の故障点標定方法および送電線の故障点標定装置および故障点標定プログラム

Publications (2)

Publication Number Publication Date
JP2006242815A JP2006242815A (ja) 2006-09-14
JP4095073B2 true JP4095073B2 (ja) 2008-06-04

Family

ID=37049380

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2005060411A Expired - Fee Related JP4095073B2 (ja) 2005-03-04 2005-03-04 送電線の故障点標定方法および送電線の故障点標定装置および故障点標定プログラム

Country Status (1)

Country Link
JP (1) JP4095073B2 (ja)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN105467270A (zh) * 2015-11-20 2016-04-06 中国南方电网有限责任公司超高压输电公司检修试验中心 基于频谱相似性评价的单端行波测距反射波辨识算法

Families Citing this family (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101886977B (zh) * 2010-06-12 2011-11-09 苏州大学 一种信号中周期瞬态成分的自适应检测方法
CN103293449B (zh) * 2012-12-31 2015-04-29 中国矿业大学 一种消除煤矿高压电网单端行波故障定位死区的方法
CN106646106B (zh) * 2016-10-11 2019-02-22 河海大学 基于变点探测技术的电网故障检测方法
WO2018086949A1 (de) * 2016-11-11 2018-05-17 Leoni Kabel Gmbh Verfahren und messanordnung zur überwachung einer leitung
CN106597215B (zh) * 2016-11-17 2019-04-05 云南电网有限责任公司电力科学研究院 一种基于短时窗内暂态行波的故障测距方法及系统
CN108663599B (zh) * 2018-05-07 2021-01-01 太原理工大学 基于暂态高频分量相关性分析的单相接地故障选线方法
WO2020194521A1 (ja) * 2019-03-26 2020-10-01 日本電気株式会社 事故点標定装置、事故点標定システム、事故点標定方法、及び非一時的なコンピュータ可読媒体
CN110895322A (zh) * 2019-10-31 2020-03-20 中国大唐集团科学技术研究院有限公司火力发电技术研究院 一种固体绝缘电压互感器匝间短路诊断方法
CN112083283B (zh) * 2020-09-07 2021-05-25 昆明理工大学 一种基于故障分量频带分布差异的配电网故障区段定位方法
CN112444758B (zh) * 2020-11-18 2021-09-14 合肥工业大学 一种智能配电网线路故障诊断及分类评估方法
CN113484683B (zh) * 2021-07-14 2022-11-08 贵州电网有限责任公司 一种基于暂态信息的配电网故障定位系统及方法
CN114184882B (zh) * 2021-11-22 2024-04-09 昆明理工大学 一种基于图像特征的输电线路故障存续性判别方法
CN117233542B (zh) * 2023-11-15 2024-02-20 武汉格蓝若智能技术股份有限公司 一种配电网单相接地故障区段定位方法及系统

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN105467270A (zh) * 2015-11-20 2016-04-06 中国南方电网有限责任公司超高压输电公司检修试验中心 基于频谱相似性评价的单端行波测距反射波辨识算法
CN105467270B (zh) * 2015-11-20 2018-05-11 中国南方电网有限责任公司超高压输电公司检修试验中心 基于频谱相似性评价的单端行波测距反射波辨识算法

Also Published As

Publication number Publication date
JP2006242815A (ja) 2006-09-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP4095073B2 (ja) 送電線の故障点標定方法および送電線の故障点標定装置および故障点標定プログラム
Shi et al. Fault location for radial distribution network via topology and reclosure-generating traveling waves
US8315827B2 (en) Fault region location system
US10180451B2 (en) Electric power system monitoring using high-frequency signals
Bakar et al. High impedance fault location in 11 kV underground distribution systems using wavelet transforms
Aurangzeb et al. Fault location using the high frequency travelling waves measured at a single location on a transmission line
JP7394800B2 (ja) 非接地配電システムのための過渡状態に基づいた故障位置特定方法
EP2082246B1 (en) Cable fault detection
CN108344923B (zh) 一种高适应性输电线路故障测距方法及系统
CN102944818A (zh) 一种gis终端电缆故障在线测距方法
Dashtdar et al. Fault location in the transmission network using artificial neural network
Parkey et al. Analyzing artifacts in the time domain waveform to locate wire faults
Reis et al. An improved single-ended correlation-based fault location technique using traveling waves
CN113092946A (zh) 一种配电网多分支架空-电缆混合线路接地故障定位方法及装置
US11953534B2 (en) Detection of lightning and related control strategies in electric power systems
Zarbita et al. A new approach of fast fault detection in HV-B transmission lines based on detail spectrum energy analysis using oscillographic data
De Andrade et al. Travelling wave based fault location analysis for transmission lines
Zhang et al. Automated double-ended traveling wave record correlation for transmission line disturbance analysis
CN106646138B (zh) 基于多采样频率小波特征能量折算的配电网接地故障定位方法
CN113655343A (zh) 配电网单相接地故障定位方法、装置、设备及存储介质
GB2496121A (en) Fault location in a vehicle electrical system by time domain reflectometry
Fantoni et al. Wire system aging assessment and condition monitoring (WASCO)
Hashim et al. Single-ended fault location for transmission lines using traveling wave and multilayer perceptron network
CN115356585A (zh) 一种基于行波测距的混合线路故障测距方法及系统
Parkey et al. Analyzing artifacts in the time domain waveform to locate wire faults

Legal Events

Date Code Title Description
A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20071120

A521 Written amendment

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20071226

TRDD Decision of grant or rejection written
A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

Effective date: 20080205

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20080306

FPAY Renewal fee payment (event date is renewal date of database)

Free format text: PAYMENT UNTIL: 20110314

Year of fee payment: 3

R150 Certificate of patent or registration of utility model

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150

FPAY Renewal fee payment (event date is renewal date of database)

Free format text: PAYMENT UNTIL: 20120314

Year of fee payment: 4

FPAY Renewal fee payment (event date is renewal date of database)

Free format text: PAYMENT UNTIL: 20130314

Year of fee payment: 5

FPAY Renewal fee payment (event date is renewal date of database)

Free format text: PAYMENT UNTIL: 20140314

Year of fee payment: 6

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

LAPS Cancellation because of no payment of annual fees