JP5775641B2

JP5775641B2 - オンライン電気回路の定数測定による電力設備状態の監視システム及び方法

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Publication number: JP5775641B2
Application number: JP2014528307A
Authority: JP
Inventors: イルドンキム; ジンラックイ
Original assignee: ユソンインストルメントアンドエレクトリックカンパニーリミテッド; イルドンキム
Priority date: 2011-09-20
Filing date: 2012-09-19
Publication date: 2015-09-09
Anticipated expiration: 2032-09-19
Also published as: CN103814300B; US20140327448A1; KR101171027B1; CN103814300A; WO2013042925A1; JP2014532388A; EP2765430A4; EP2765430A1

Description

本発明は運転中の電力設備の線路定数（抵抗Ｒ、インダクタンスＬ、静電容量Ｃ、漏れコンダクタンスｇ）をオンラインで測定し監視して電力設備の状態を正確に診断・監視可能にするオンライン電気回路の定数測定による電力設備状態の監視システム及び方法に関する。

電力設備の状態変化は、線路定数（抵抗Ｒ、インダクタンスＬ、静電容量Ｃ、漏れコンダクタンスｇ）の変化から現れる。しかし、これまでは運転中の電力設備の線路定数を測定する方法がなくて、電力設備に多数のセンサを取り付けて設備の線路定数の変化から発生した２次的な物理現象である温度、圧力、及び振動の変化および部分放電現象などを検知して電力設備の状態を予測して利用してきていた。

センサを用いる方式の場合、センサの取付位置や個数及び分布などによって異常状態を検出できない領域が発生することがある。例えば、温度によって監視する場合、設備のすべての部分の温度を検知するものではなく、温度センサが取り付けられた箇所の過熱や温度変化のみを検出するため、検知できない領域が存在することがある。

また、電気設備自体の変化から発生した２次的な物理現象が現われるまでタイムラグさえもあって、設備の異常状態を監視するには幾つかの限界があり、特に広い空間に亘って設置される送電線の場合は、多数のセンサを設置しているため、メンテナンスに多くの手間がかかるので、実用的ではない。

さらに、今まで電力設備自体の各接続部と設備とを連結する遮断器、開閉機類の接続及び接触部の状態不良、古い設備における電線の断電などに対するオンライン監視および設備の絶縁状態を示す漏れコンダクタンス及び静電容量の変化をオンラインで測定・監視する技術がなかったが、本発明によってこれらの現象を常時測定・監視することができるようになる。

本発明は、上述のような従来の問題点に鑑みてなされたもので、その目的は、電力設備に存在するそれ自体の固有物理量である線路定数（抵抗Ｒ、インダクタンスＬ、静電容量Ｃ、漏れコンダクタンスｇ）を設備運転中に測定し、その測定された値に基づいて電力設備の状態（接続状態及び絶縁状態など）を監視するオンライン電気回路の定数測定による電力設備状態の監視システム及び方法を提供することにある。

前述した課題を解決するために、本発明による線路定数を用いた電力設備状態監視システムは、変流器（ＣＴ：ＣｕｒｒｅｎｔＴｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ）及び電圧変成器（ＰＴ：ＰｏｔｅｎｔｉａｌＴｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ）によって測定される電力設備の電流及び電圧を時間同期信号に同期させて同時にサンプリングしてデジタル信号に変換するＡ／Ｄ（ａｎａｌｏｇ／ｄｉｇｉｔａｌ）変換部と、前記Ａ／Ｄ変換部に前記時間同期信号を提供するＧＰＳ（ＧｌｏｂａｌＰｏｓｉｔｉｏｎｉｎｇＳｙｓｔｅｍ）モジュールと、前記Ａ／Ｄ変換部から出力される電流、電圧信号をイーサネット（登録商標）を介して伝送する通信モジュールとを含む測定装置と、前記通信モジュールを介して送信される計測データを受け取るための入力部と、前記入力部を介して入力される計測データを用いて被監視対象の電力設備に対する線路定数を算出する演算部と、前記算出された線路定数を所定の通信規格によって伝送する通信部と、前記各構成要素の動作を制御しつつ前記算出された線路定数の増減率が既に設定された基準値を外れるかどうかによって異常有無を判断した上でアラーム、状態通知メッセージまたはトリップ信号を出力して電力設備を監視制御する監視制御部とを備える電力設備状態監視装置と、前記電力設備状態監視装置から提供される線路定数を用いて電力設備の状態を予測するＨＭＩ（ＨｕｍａｎＭａｃｈｉｎｅＩｎｔｅｒｆａｃｅ）とを含み、前記測定対象は、短距離設備、中距離設備、および長距離設備を含み、前記線路定数は、抵抗、インダクタンス、静電容量、および漏れコンダクタンスを含み、前記演算部は、前記測定対象が短距離送電線路または中小容量の電力設備の場合、前記漏れコンダクタンスと静電容量を除いて、直列要素である抵抗およびインダクタンスからなる等価回路を用いて、前記線路定数のうち抵抗およびインダクタンスを計算し、前記測定対象が中距離送電線路または大容量の電力設備の場合、前記漏れコンダクタンスを除いて、直列要素である抵抗およびインダクタンスと並列要素である静電容量からなる等価回路を用いて、且つ、４端子線路定数の計算によって前記線路定数を演算し、前記測定対象が長距離送電線路または百万ＫＶＡ級以上の超大容量の電力設備の場合、π型等価回路を用いて、且つ、４端子線路定数の計算によって前記線路定数を演算することを特徴とする。

また、本発明による線路定数測定による電力設備状態監視方法は、外部入力によって測定時間の設定及び測定対象設備を選択する段階と、前記選択された測定対象設備で計測された電流及び電圧データを受け取る段階と、前記入力された電流及び電圧データにタグ付き時間情報を参照して前記設定された測定時間にあたる電流及び電圧データを抽出する段階と、前記抽出された電流及び電圧データから零相分を除去する段階と、前記零相分が除去された電流及び電圧データを用いて前記選択された測定対象に対する線路定数を算出する段階と、前記算出された線路定数の増減率や絶対値の大きさが、設定された基準値を外れるかどうかによって電力設備の異常有無を判断してアラーム、状態通知メッセージまたはトリップ信号を出力する段階とを含み、前記測定対象は、短距離設備、中距離設備、および長距離設備を含み、前記線路定数は、抵抗、インダクタンス、静電容量、および漏れコンダクタンスを含み、線路定数の算出段階は、前記測定対象が短距離送電線路または中小容量の電力設備の場合、前記漏れコンダクタンスと静電容量を除いて、直列要素である抵抗およびインダクタンスからなる等価回路を用いて、前記線路定数のうち抵抗およびインダクタンスを計算し、前記測定対象が中距離送電線路または大容量の電力設備の場合、前記漏れコンダクタンスを除いて、直列要素である抵抗およびインダクタンスと並列要素である静電容量からなる等価回路を用いて、且つ、４端子線路定数の計算によって前記線路定数を演算し、前記測定対象が長距離送電線路または百万ＫＶＡ級以上の超大容量の電力設備の場合、π型等価回路を用いて、且つ、４端子線路定数の計算によって前記線路定数を演算することを特徴とする。

したがって、本発明は電力設備に異常現象が発生する場合、１次的な物理現象である電子回路定数（Ｒ、Ｌ、Ｃ、ｇ）が変化したものであるから、その定数を測定、監視することで電力設備の状態を正確に監視することができるようになる。

また、本発明は、電力設備の両端の入出力電圧および電流を同時に測定し、これらのデータをスマートグリッド用通信手段などを介して受け取って電力設備の電気的線路定数を算出して常時に監視することで、電力設備の状態診断及び異常有無が分かる。

本発明に係る電力設備状態監視システムを示すダイアグラムである。図１の測定装置を示したブロック図である。図１の電力設備状態監視装置を示したブロック図である。本発明の実施例による電力設備状態監視装置の線路定数算出方法を示したフローチャートである。本発明に係る電力設備の入力端及び出力端（３相分）を示した図である。本発明に係る短距離設備の等価回路（１相分）を示した図である。本発明に係る中距離設備の等価回路（１相分）を示した図である。本発明に係る４端子網を示した図である。本発明に係る長距離設備の等価回路を示した図である。本発明に係る長距離設備（線路）のπ型等価回路を示した図である。

以下、添付された図面を参照して本発明によるオンライン線路定数（回路定数）の測定による電力設備状態の監視システムを詳細に説明する。

図１は本発明に係る電力設備状態監視システムを示したダイアグラムである。

電力設備状態監視システムは、送電線路の監視領域の両端に３相電流及び電圧を同時に測定する測定装置（ｍｅｒｇｉｎｇｕｎｉｔ）１０と、前記測定装置１０を介して測定された計測データを用いて線路定数を演算する電力設備状態監視装置２０と、前記電力設備状態監視装置２０から線路定数を受け取ってデータベースに格納し、その受信された線路定数に基づいて時間別及び季節別にモニタリングして電力設備の状態を判定・監視するＨＭＩ（ＨｕｍａｎＭａｃｈｉｎｅＩｎｔｅｒｆａｃｅ）３０とを含む。

これらの装置は、設置・適用するデジタル変電所の情報通信（ＩＴ）の規格に合わせて通信プログラムが製作されて用いられる。変電所の情報通信ネットワークの構成は、前記測定装置１０と電力設備状態監視装置２０との間の通信媒体であるプロセスバス（ｐｒｏｃｅｓｓｂｕｓ）と、前記電力設備状態監視装置２０とＨＭＩとの間の通信媒体であるステーションバス（ｓｔａｔｉｏｎｂｕｓ）３０とで構成される。

前記測定装置１０は、複数箇所に設置された変流器（ＣＴ）１及び電圧変成器（ＰＴ）２０から入力される計測データを、イーサネット網（Ｅｔｈｅｒｎｅｔ）（登録商標）を介して電力設備状態監視装置２０へ伝送する。前記変流器１および電圧変成器２は、監視しようとする電力設備の両端に設置され、電力設備に流れる電流及び電圧を測定する。また、監視しようとする電力設備の両端に遮断器及び断路器などで構成されたガス絶縁開閉装置（ＧａｓＩｎｓｕｌａｔｅｄＳｗｉｔｃｈｇｅａｒ；ＧＩＳ）３が存在するようになる。

前記電力設備状態監視装置２０は、前記測定装置１０から３相電圧及び電流を標本値（ｓａｍｐｌｅｖａｌｕｅ）信号として受け取って３相電圧及び電流のうち測定時間が同一のデータをもって４端子線路定数の演算によって設備別の線路定数を演算してメモリに格納する。また、前記電力設備状態監視装置２０は、前記メモリに格納された線路定数を、変電所内の通信プロトコルを介して標本値信号として前記ＨＭＩ３０に伝送する。

前記電力設備状態監視装置２０は、前記算出された線路定数の増減率が既に設定された基準値を外れるかどうかによって異常有無を判断してアラーム、状態通知メッセージまたはトリップ信号を出力して電力設備を監視制御する。前記電力設備状態監視装置２０は、電力設備の状態情報を前記ＨＭＩ３０に伝送する。前記電力設備の状態情報は、遮断器の開閉（ｏｐｅｎ／ｃｌｏｓｅ）状態を含む。

図２は図１の測定装置１０を示したブロック図である。

図２に示しているように、測定装置１０は、Ａ／Ｄ（ａｎａｌｏｇｔｏｄｉｇｉｔａｌ）変換部１１と、通信モジュール１２と、ＧＰＳ（ＧｌｏｂａｌＰｏｓｉｔｉｏｎｉｎｇＳｙｓｔｅｍ）受信モジュール１３とを含む。

前記Ａ／Ｄ変換部１１は、電力設備上の電流を測定する変流器１と、前記電力設備上の電圧を測定する電圧変成器２との両者から出力される計測データ（電流値、電圧値）を時間同期信号に同期させてデジタルデータに変換させる。

前記通信モジュール１２は、前記Ａ／Ｄ変換部１１から出力されるデジタルデータを標本値（ｓａｍｐｌｅｖａｌｕｅ）としてイーサネット（登録商標）を介して電力設備状態監視装置２０に伝送する。

前記ＧＰＳ受信モジュール１３は、アンテナＡＮＴを介して衛星から国際標準時間情報を受信し、その時間情報をタグ形態で前記Ａ／Ｄ変換部１１に伝送する。前記Ａ／Ｄ変換部１１は、前記ＧＰＳ受信モジュール１３から提供される時間情報を前記時間同期信号として用い、前記計測データをデジタルデータに変換する際に前記変換されたデジタルデータに前記時間情報をタグとして挿入する。

図３は図１の電力設備状態監視装置を示したブロック図である。

電力設備状態監視装置２０は、入力部２１と、表示部２２と、操作部２３と、演算部２４と、電源部２５と、出力部２６と、通信部２７と、保存部２８と、監視制御部２９とを含む。

前記入力部２１は、測定装置１０から出力されるデータを受け取る役割を果たし、フォトカプラ（ｐｈｏｔｏｃｏｕｐｌｅｒ）と、ｏｐｔｉｃ１００Ｂ−ＦＸＳ（ＲＡＮを介した電流及び電圧データの入力）とで構成されることができる。電力設備入力端と出力端（複数個所）の３相電流及び電圧値と遮断器の開閉状態が入力される。

前記表示部２２は、前記電力設備状態監視装置２０の動作による各種情報（設定情報及びメニューなど）を表示して電力設備の監視区域に対する線路定数を表示する。前記表示部２２は、ＬＣＤ（ＬｉｑｕｉｄＣｒｙｓｔａｌＤｉｓｐｌａｙ）及びＬＥＤ（ＬｉｇｈｔＥｍｉｔｔｅｒｉｎｇＤｉｏｄｅ）などで具現されるか、タッチスクリーン（ｔｏｕｃｈｓｃｒｅｅｎ）で具現され得る。前記表示部２２がタッチスクリーンで具現される場合、前記表示部２２は表示装置としてだけでなく、入力装置としての役割をも果たす。

前記操作部２３は、メニューの選択及びデータの設定のためのキーで構成される。

前記演算部２４は、測定装置１０から時間情報の同一の３相電圧値及び電流値を標本値として受け取って、線路定数演算過程を介して監視対象設備の線路定数を演算する。前記線路定数は、直列インピーダンスである抵抗（ｒｅｓｉｓｔａｎｃｅ：Ｒ）及びインダクタンス（ｉｎｄｕｃｔａｎｃｅ：Ｌ）と、並列アドミタンスである静電容量（ｃａｐａｃｉｔａｎｃｅ：Ｃ）と、漏れコンダクタンス（ｃｏｎｄｕｃｔａｎｃｅ：ｇ）とを含む。
前記演算部２４は、デジタル信号処理器（ＤｉｇｉｔａｌＳｉｇｎａｌＰｒｏｃｅｓｓｏｒ）で具現されることができる。例えば、前記演算部はＴＭＳ３２０Ｆ２８３３５で具現できる。

前記電源部２５は、前記電力設備状態監視装置２０を構成する各構成要素に電源を供給するＳＭＰＳで具現される。例えば、前記電源部２５は変電所の制御電源たるＤＣ１２５Ｖを受け取って内部の入力電圧たるＤＣ２４Ｖに変換して内部電源に供給する。

前記出力部２６は、内部リレーで構成され、アラーム、メッセージ及びトリップ信号を出力する。

前記通信部２７は、リナックス（登録商標）ベースのＡＲＭ系列ＭＣＵであって、ＩＥＣ６１８５０及びＩＥＣ６１９７０のような通信プロトコルが具現され、その具現された通信プロトコルによって時間タグ付きの標本値を受け取って、前記演算部２４で算出された線路定数を出力する。

前記保存部２８は、前記監視制御部２９、演算部２４、通信部２７のデータ値を格納し、内部通信を共有する。

前記監視制御部２９は、前記した各構成要素の動作を監視制御する。

図４は本発明の実施例による電力設備状態監視装置の線路定数算出方法を示したフローチャートである。

図４を参照すれば、監視制御部２９は、ユーザによる操作部の操作によって３相電圧及び電流値の測定時間（秒、分、時間）を設定し、線路定数測定対象の設備を選択する（Ｓ１１）。ここで、前記測定対象設備は短距離設備、中距離設備、長距離設備を含む。

その後、前記監視制御部２９は、測定装置１０との通信によって複数個所の両端（入力端、出力端）の３相電流値及び電圧値を受信して演算部２４に入力する（Ｓ１２）。この時、前記監視制御部２９は、計測データの時間タグを確認して前記設定された測定時間に当たる計測データをアクセスする。

前記演算部２４は、前記監視制御部の制御によって前記計測データから零相分を除去する（Ｓ１３）。ここで、前記演算部２４は、前記計測データから零相分電流および電圧を算出し、前記計測データから前記算出された零相分電流および電圧を除去する。

前記測定対象設備が短距離設備である場合、前記演算部２４は、前記計測データを用いて線路定数のうち抵抗およびインダクタンス（直列インピーダンス）を算出する（Ｓ１４）。

一方、前記測定対象設備が中距離設備である場合、前記演算部２４は、４端子定数を演算し（Ｓ１５）、その演算された４端子定数を用いて中距離設備の線路定数の抵抗Ｒ、インダクタンスＬ、静電容量Ｃ、および漏れコンダクタンスｇを算出する（Ｓ１６）。

一方、前記測定対象設備が長距離設備である場合、前記演算部２４は、π型等価回路に変換し、４端子定数を演算する（Ｓ１７、Ｓ１８）。また、前記演算部２４は、減衰定数及び位相定数を演算し、長距離設備の線路定数を算出する（Ｓ１９、Ｓ２０）。

前記監視制御部２９は、前記算出された線路定数値が、ユーザが指定しておいた設定範囲を外れるかどうかを確認する（Ｓ２１）。

前記確認結果、前記監視制御部２９は前記算出された線路定数値が、ユーザが指定しておいた設定範囲を外れると、アラーム及び状態通知メッセージを出力し、トリップ信号を出力して遮断器の動作を制御する（Ｓ２２）。

次に、線路定数を算出する方法について詳細に説明する。

まず、測定装置１０は図５に示されているように、電力設備の入力端および出力端で各相の電圧及び電流値を同時に測定する。電力設備状態監視装置２０の演算部２４は、監視制御部２９の制御によって、測定装置１０によって測定された電圧値及び電流値から各相の複素数値または他の形態のフェーザ値を演算する。

測定された入力端及び出力端の各相の電圧を数１のように示す。

ここで、Ｅ_ｓａ、Ｅ_ｓｂ、Ｅ_ｓｃは、入力端におけるＡ相、Ｂ相、Ｃ相の電圧を測定した後、計算によって算出された値であり、Ｅ_ｒａ、Ｅ_ｒｂ、Ｅ_ｒｃは出力端におけるＡ相、Ｂ相、Ｃ相の電圧を測定した後に算出された値である。上記式中、上付き「ｒ」は実数部であり、「ｉ」は虚数部である。

すなわち、前記演算部２４は、送電端の零相電圧（Ｅ_ｓｏ）、送電端の零相電流（Ｉ_ｓｏ）、受電端の零相電圧（Ｅ_ｒｏ）、及び受電端の零相電流（Ｉ_ｒｏ）を数２を用いて計算して算出する。

前記演算部２４は、前記各相の零相分電流及び電圧が算出されれば、入力端および出力端で算出された各相の電圧及び電流から数２で求めた零相分を複素数差し引き算する。

零相成分が除去された送電端の各相電圧（Ｅ'_ｓａ、Ｅ'_ｓｂ、Ｅ'_ｓｃ）、各相電流（Ｉ'_ｓａ、Ｉ'_ｓｂ、Ｉ'_ｓｃ）、受電端の各相電圧（Ｅ'_ｒａ、Ｅ'_ｒｂ、Ｅ'_ｒｃ）、受電端の各相電流（Ｉ'_ｒａ、Ｉ'_ｒｂ、Ｉ'_ｒｃ）は下記数３のように表される。

次に、線路定数を算出する方法を各測定対象の電力設備別（送電線の種類別）に詳細に説明する。

送電線路の場合、短距離線路または静電容量やリーク電流を無視することができる短距離の場合、短距離設備を任意の一つの相および中性点を基準とした時、等価回路は図６のようであり、この場合、演算部２４は両端間のインピーダンスは数４を用いて算出する。

実際に各相のインピーダンス値である抵抗Ｒおよびリアクタンス（ωＬ）は数５のように具現することができる。

短距離設備の場合、数５において、Ｉ_ｅｑは実際にＩ'_ｓ＝Ｉ'_ｒである場合なので、Ｉ_ｅｑ＝Ｉ'_ｓまたはＩ_ｅｑ＝Ｉ'_ｒと演算することができる。

次いで、１５０ｋｍ以下の超高圧の短距離線路及び特高圧の中長距離線路にあたる中距離送電設備の場合（静電容量がある場合）、任意の一つの相を基準とした時、等価回路は図７のようであり、４端子網は図８のようである。

演算部２４は４端子定数を次のような手順により演算する。

４端子網において、入力端の電圧及び電流と、出力端の電圧及び電流との関係を数６のような方程式で表すことができる。

ここで、Ａ、Ｂ、Ｃ、Ｄは４端子線路定数といい、Ａ及びＤは次元のない単なる比例常数であり、Ｂは回路の抵抗またはインピーダンスと同等であり、Ω（Ｏｈｍ）単位を有する定数である。そしてＣは回路のアドミタンスと同等であり、モー（Ｍｈｏ）単位の定数である。

数６は、未知数が４個（Ａ、Ｂ、Ｃ、Ｄ）であるため、方程式が最小限４個以上にならなければならないので、相異なる入出力端の電圧、電流（Ｅ_ｓ、Ｅ_ｒ、Ｉ_ｓ、Ｉ_ｒ）値を少なくとも２回以上測定しなければならない。

したがって、２組の入出力端の電圧、電流から４個の方程式が立てられるので、４個の未知数（Ａ、Ｂ、Ｃ、Ｄ）を計算して求めることができる。

しかし、電力設備の運転状態が類似する状態下で、繰り返して測定すれば測定値に基づいて立てられた方程式が既存のものと類似するため方程式の解を求めることができないので、このような過程を自動に行うためには、次のような２つの方法のうちいずれか一つを選択して処理する。

第一の方法は、測定された値に基づいて方程式を立てて４端子の線路定数（Ａ、Ｂ、Ｃ、Ｄ）の解を求めて、前後の方程式が互いに類似して解を求めることができない場合、監視制御部２９は「解が求められない」とのメッセージを表示部２２に表示する。しかるのち、次に測定された電圧、電流に基づいて再び方程式を立てて解を求めるまで繰り返す。

第二の方法は、新たに測定された入出力端の電圧、電流（Ｅ_ｓ、Ｅ_ｒ、Ｉ_ｓ、Ｉ_ｒ）を先に測定・格納されている値と比べて４個中少なくともいずれか一つが一定値（例えば、２０％）以上変化した場合に限って、新たに測定された入出力端の電圧・電流を用いて数６の２組の方程式を立てて４端子の線路定数（Ａ、Ｂ、Ｃ、Ｄ）の解を求める。

このようにして立てられたＡ相に対する方程式（組）は次の数７のように表される。

上記式中、上付きの「１」は先に測定されたものであり、「２」は後で測定されたものである。数７で使用される各相の電圧、電流（Ｅ_ｓ、Ｅ_ｒ、Ｉ_ｓ、Ｉ_ｒ）及び線路定数（Ａ、Ｂ、Ｃ、Ｄ）は、いずれも複素数（実数値＋ｊ虚数値）である。

前述した如く、中距離線路の場合、方程式で解された線路定数Ａ、Ｂ、Ｃ、ＤのうちＢは線路のインピーダンスであり、Ｃはアドミタンスである。よって、線路定数Ｒ、Ｌ、ｇ、Ｃは、数８のように計算して求めることができる。

ここで、ｇは漏れコンダクタンスである。

最後に、１５０ｋｍ以上の超高圧線路及び静電容量が大きくかつ全区間に分布された長距離設備の場合、任意の一つの相を基準に図９に示すような等価回路に変換して分布定数回路で表示することができる。

この時、４端子網の方程式は数９の通りである。

ここで、Ｚ_ωは特性インピーダンスまたは波動インピーダンスであり、数１０のように表すことができる。

ここで、zは、単位長さ当たりのインピーダンスであり、yは単位長さ当たりのアドミタンスであり、rは伝搬定数である。前記伝搬定数は数１１のように表される。

ここで、ｌは線路の長さである。

この場合、長距離線路を図１０に示されたπ型等価回路に変換することができる。該π型等価回路は、従来のπ型等価回路と同じものであるが、ＺおよびＹの代わりにＺ'およびＹ'／２で表される点が異なる。

前記π型等価回路から数１２のような関係式を使うことができ、この式を長距離送電線のインピーダンス値の計算に適用することができる。

ここで、ｃｏｓｈγｌは数９におけるπ型等価回路と同じであり、パラメーターＢはπ型等価回路のＺ'であるので、Ｂ＝Ｚ'＝Ｚ・（ｓｉｎｈγｌ）／γｌである。

次に、前記Ｚを算出する過程について説明する。

数１２で表される２組の式から４端子の線路定数（Ａ、Ｂ、Ｃ、Ｄ）を算出し、ＢからＺを求める。ここで、求めようとするＺは数１３の通りである。

ここで、γｌはα＋ｊβであり、αは減衰定数であり、βは位相定数である。

４端子線路定数のＡは、ｃｏｓｈγｌ＝ｃｏｓｈ（α＋ｊβ）と同じなので、ｃｏｓｈ（α＋ｊβ）＝Ａ_ｒ＋ｊＡ_ｒであって、数１４のように表される。

ここで、Ａ_ｒ＝［ε^αｃｏｓβ＋ε^−αｃｏｓβ］／２であるから、ε^αで整理すれば、ε^α＝２Ａ_ｒ／ｃｏｓβ−ε^−αのように表すことができる。
ε^α＝２Ａ_ｒ／ｃｏｓβ−ε^−αをＡ_ｉ＝［ε^αｓｉｎβ＋ε^−αｓｉｎβ］／２に代入すれば、数１５のように表される。

数１５のＡ_ｒ＝［ε^αｃｏｓβ＋ε^−αｃｏｓβ］／２をε^αで整理すれば数１６のようである。

数１５と数１６とを互いに掛け算すると、数１７のようになり、これを展開すれば式１８のようになる。

ここで、Ｘ＝ｓｉｎ^２βとすれば、数１９のような２次式になる。

この方程式は一般解法で計算可能であり、求められたＸから数２０のようにβを求める。

ここで、βは正（＋）、負（−）の二つの解が存在することができるが、物理的に負の値は存在しないので、正の値だけを採択する。

求められたβ値を数１６に代入してαを求め、その後、γｌ＝α＋ｊβを求める。最後に線路インピーダンスであるＺはＺ＝Ｂγｌ／（ｓｉｎｈγｌ）を代入して求め、Ｚ＝Ｒ＋ｊωＬであるので、回路抵抗（Ｒ）とインダクタンス（ωＬ）を求めるようになる。

次いで、数１２においてＣ＝Ｙ'（１＋Ｚ'Ｙ'／４）であるので、算出されたＢ、Ｃ値と先に求めたＺ値とを用いてＹ（Ｙ'）を算出する。

最終的に線路アドミタンスＹは、Ｙ＝Ｙ'／２（Ｙ'＝Ｙ／２）に代入して求めることができる。

したがって、Ｙ＝ｇ＋ｊωＣから漏れコンダクタンスｇと静電容量ωＣを求めるようになる。

以下、送電線路ではない変圧器、発電機などのような電力設備について説明する。

数万ＫＶＡ程度以下の小容量の設備に対しては短距離送電線路のように数５を用いて線路定数を測定し、数十万ＫＶＡ以上の電力設備の場合は、中距離送電線路のように数６のような４端子網回路を用いた測定方法によることができる。

百万ＫＶＡ級以上の場合は、長距離送電線路のように数９以下の過程を適用することができる。

特に、超伝導電力設備（ケーブル、寒流機、変圧機、発電機など）に対しては超伝導状態が保持できない場合に発生するクエンチ現象に対する状態監視及び保護機能を発揮することができる。

Claims

変流器（ＣＴ）及び電圧変成器（ＰＴ）によって測定される電力設備の電流及び電圧を時間同期信号に同期させてデジタル信号に変換するＡ／Ｄ（ａｎａｌｏｇ／ｄｉｇｉｔａｌ）変換部と、前記Ａ／Ｄ変換部に前記時間同期信号を提供するＧＰＳ（ＧｌｏｂａｌＰｏｓｉｔｉｏｎｉｎｇＳｙｓｔｅｍ）モジュールと、前記Ａ／Ｄ変換部から出力される信号をイーサネット（登録商標）を介して伝送する通信モジュールとを含む測定装置と、
前記通信モジュールを介して送信される計測データを受け取るための入力部と、前記入力部を介して入力される計測データを用いて測定対象の設備に対する線路定数を算出する演算部と、前記算出された線路定数を所定の通信規格によって伝送する通信部と、前記入力部と演算部と通信部との動作を制御しつつ前記算出された線路定数の大きさや増減率が既に設定された基準値を外れるかどうかによって電力設備の異常有無を判断した上でアラーム、状態通知メッセージまたはトリップ信号を出力して電力設備を監視制御する監視制御部とを備える電力設備状態監視装置と、
前記電力設備状態監視装置から提供される線路定数を用いて電力設備の状態を予測するＨＭＩ（ＨｕｍａｎＭａｃｈｉｎｅＩｎｔｅｒｆａｃｅ）とを含み、
前記測定対象は、短距離設備、中距離設備、および長距離設備を含み、
前記線路定数は、抵抗、インダクタンス、静電容量、および漏れコンダクタンスを含み、
前記演算部は、
前記測定対象が短距離送電線路または中小容量の電力設備の場合、前記漏れコンダクタンスと静電容量を除いて、直列要素である抵抗およびインダクタンスからなる等価回路を用いて、前記線路定数のうち抵抗およびインダクタンスを計算し、
前記測定対象が中距離送電線路または大容量の電力設備の場合、前記漏れコンダクタンスを除いて、直列要素である抵抗およびインダクタンスと並列要素である静電容量からなる等価回路を用いて、且つ、４端子線路定数の計算によって前記線路定数を演算し、
前記測定対象が長距離送電線路または百万ＫＶＡ級以上の超大容量の電力設備の場合、π型等価回路を用いて、且つ、４端子線路定数の計算によって前記線路定数を演算することを特徴とする線路定数を用いた電力設備状態監視システム。
前記通信規格は、デジタル変電所で使用するＩＥＣ６１８５０及びＩＥＣ６１９７０のような通信プロトコルであることを特徴とする請求項１に記載の線路定数を用いた電力設備状態監視システム。
前記演算部は、前記計測データに対する零相分を算出して前記計測データから前記算出された零相分を差し引いて除去することを特徴とする請求項１に記載の線路定数を用いた電力設備状態監視システム。
外部入力によって測定時間の設定及び測定対象設備を選択する段階と、
前記選択された測定対象設備で計測された電流及び電圧データを受け取る段階と、
前記入力された電流及び電圧データにタグ付き時間情報を参照して前記設定された測定時間にあたる電流及び電圧データを抽出する段階と、
前記抽出された電流及び電圧データから零相分を除去する段階と、
前記零相分が除去された電流及び電圧データを用いて前記選択された測定対象に対する線路定数を算出する段階と、
前記算出された線路定数の大きさや増減率が、既に設定された基準値を外れるかどうかによって電力設備の異常有無を判断してアラーム、状態通知メッセージまたはトリップ信号を出力する段階とを含み、
前記測定対象は、短距離設備、中距離設備、および長距離設備を含み、
前記線路定数は、抵抗、インダクタンス、静電容量、および漏れコンダクタンスを含み、
線路定数の算出段階は、
前記測定対象が短距離送電線路または中小容量の電力設備の場合、前記漏れコンダクタンスと静電容量を除いて、直列要素である抵抗およびインダクタンスからなる等価回路を用いて、前記線路定数のうち抵抗およびインダクタンスを計算し、
前記測定対象が中距離送電線路または大容量の電力設備の場合、前記漏れコンダクタンスを除いて、直列要素である抵抗およびインダクタンスと並列要素である静電容量からなる等価回路を用いて、且つ、４端子線路定数の計算によって前記線路定数を演算し、
前記測定対象が長距離送電線路または百万ＫＶＡ級以上の超大容量の電力設備の場合、π型等価回路を用いて、且つ、４端子線路定数の計算によって前記線路定数を演算することを特徴とする線路定数測定による電力設備のオンライン状態監視方法。
前記時間情報は、前記電流及び電圧データの計測時、ＧＰＳの受信によって受信されることを特徴とする請求項４に記載の線路定数測定による電力設備のオンライン状態監視方法。
前記線路定数の算出段階は、前記測定対象が長距離送電線路または百万ＫＶＡ級以上の超大容量の電力設備の場合、π型等価回路に変換して４端子定数の計算及び減衰定数、位相定数を計算し、その計算された４端子定数及び減衰定数、位相定数を用いて長距離設備の線路定数を演算することを特徴とする請求項４に記載の線路定数測定による電力設備オンライン状態監視方法。