JP5834308B2 - Line constant measuring method and protection control measuring device for two parallel transmission lines - Google Patents
Line constant measuring method and protection control measuring device for two parallel transmission lines Download PDFInfo
- Publication number
- JP5834308B2 JP5834308B2 JP2010197397A JP2010197397A JP5834308B2 JP 5834308 B2 JP5834308 B2 JP 5834308B2 JP 2010197397 A JP2010197397 A JP 2010197397A JP 2010197397 A JP2010197397 A JP 2010197397A JP 5834308 B2 JP5834308 B2 JP 5834308B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- line
- phase
- constant
- transmission line
- transmission
- 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.)
- Active
Links
Images
Description
本発明は、平行2回線送電線の両端子に設置した保護制御計測装置において、取り込んだ電気量を用いて送電線の線路定数を推定する方法、およびこれを組込んだ保護制御計測装置に関するものである。 TECHNICAL FIELD The present invention relates to a method for estimating a line constant of a transmission line using the amount of electricity taken in a protection control measurement apparatus installed at both terminals of a parallel two-line transmission line, and a protection control measurement apparatus incorporating the same. It is.
正確な線路定数を得ることは、保護リレーの整定、事故点標定、系統運用では重要なことである。そのために多くの方法が提案されてきている。よく使われているのは、Carson-Polarczhek法であり、線路の幾何学的な構造、大地からの距離など各種パラメータを入力してコンピュータで計算を行う。しかしながら、この方法は多数のパラメータを必要とすること、ねん架の有無、各相の対象性の有無を実際の送電線と合致させる労力が多大であり、精度も場合により低いという問題がある。 Obtaining accurate line constants is important for protection relay setting, fault location, and system operation. Many methods have been proposed for this purpose. The Carson-Polarczhek method, which is often used, is a computer that inputs various parameters such as the geometric structure of the track and the distance from the ground. However, this method has a problem that a large number of parameters are required, labor for matching the presence / absence of a bridge and the presence / absence of each phase with an actual transmission line is great, and the accuracy is sometimes low.
他の方法として、送電線の建設時に試験電圧を各相ごとに入力し、その際の電流電圧からインピーダンス、アドミッタンスを求める方法である。この方法は正確に線路定数を求めることができるが、労力、コストがかかるという点、および線路停止時に計測を行う必要があるという点、測定精度をあげるには試験電圧を高くする必要がありコスト、安全面での問題もある。 As another method, a test voltage is input for each phase when a transmission line is constructed, and the impedance and admittance are obtained from the current voltage at that time. Although this method can accurately determine the line constant, it requires labor and cost, requires measurement when the line is stopped, and requires higher test voltage to increase measurement accuracy. There are also safety issues.
上述したCarson-Polarczhek法や試験電圧を印加する方法の問題点を解決するために、GPSを利用して同時刻の送電線両端の電圧電流を得て、これから送電線線路定数を求め、これを用いて事故点標定を行うという提案が以下に行われている。 In order to solve the problems of the Carson-Polarczhek method and the method of applying the test voltage described above, the voltage current at both ends of the transmission line at the same time is obtained using GPS, and the transmission line constant is obtained from this. The following proposals have been made to use it for accident location.
これらの文献で提案されている方法は、送電線を集中定数回路あるいは分布定数回路としてモデル化し、送電線事故時の両端の電圧、電流から、線路定数を求めている。 In the methods proposed in these documents, the transmission line is modeled as a lumped constant circuit or a distributed constant circuit, and the line constant is obtained from the voltage and current at both ends at the time of the transmission line fault.
上記特許文献1,2で紹介されている技術は、送電線の事故点標定のための線路定数を求める方法であり、該当送電線内部に事故が発生することを条件に、両端の電気量と線路定数の関係を定式化している。したがって、送電線内部事故が発生しないかぎり該当送電線の線路定数が求められないことになる。
The techniques introduced in
これは、距離リレーの整定値を決めるために線路定数が必要な場合には不適当である。なぜならば、系統事故発生時点で正確な線路定数が必要となるためである。また、系統運用全般、たとえば潮流の推定などに利用する場合も、送電線内部事故が発生しない場合は、線路定数を求めることができないため不都合である。 This is not appropriate when line constants are required to determine the distance relay settling value. This is because an accurate line constant is required at the time of occurrence of a system fault. In addition, it is also inconvenient when it is used for system operation in general, for example, estimation of tidal currents, because the line constant cannot be obtained if a power line internal accident does not occur.
本発明は上記事情に鑑みてなされたものであり、平行2回線送電線において、簡易かつ高精度に送電線の定数を求めることの可能な線路定数測定方法およびこれを組み込んだ保護制御計測装置を提供することを目的としている。特に、本発明は、特許文献1や特許文献2に記載された発明のような送電線内部事故を必ずしも必要とせずに、常時の潮流を利用して高精度に線路定数を求めることができる汎用的な線路定数測定方法と保護制御計測装置を提供することを目的とする。
The present invention has been made in view of the above circumstances, and in a parallel two-line transmission line, a line constant measurement method capable of easily and accurately obtaining a transmission line constant, and a protection control measurement apparatus incorporating the same. It is intended to provide. In particular, the present invention does not necessarily require a power line internal accident as in the inventions described in
本発明は、回線に分岐がなく、第1の送電線と第2の送電線が鉄塔の左右に対称配置された平行2回線の送電線路の定数を測定する線路定数測定方法において、次の処理を行うことを特徴とする。
(1)平行2回線の送電線路のそれぞれについて、定常運用における少なくとも2つ以上の異なる時点で取り込んだ電気量、少なくとも1つの時点の零相成分の電気量とを線路定数算出手段の入力とする。
(2) 線路定数算出手段において、第1の送電線と第2の送電線の全ての相配置が一致する場合、コモンラインの条件を零相電圧とし、ディファレンシャルラインの条件をa相を含む欠相とb相を含む欠相とc相を含む欠相とする条件と、数3、数4及び数6に示す式とに基づいて、
第1の送電線と第2の送電線の全ての相配置が不一致の場合、コモンラインの条件を零相電圧とし、ディファレンシャルラインの条件をa、b、cいずれかの相を含む欠相とする条件と、数3、数4及び数6に示す式とに基づいて、
第1の送電線と第2の送電線の全ての相配置のうち1相のみ相配置が一致する場合、コモンラインの条件を零相電圧とa又はc相を含む欠相とし、ディファレンシャルラインの条件をa又はc相を含む欠相とc相を含む欠相とする条件と、数3、数4及び数6に示す式とに基づいて、平行2回線の送電線路をコモンモードとディファレンシャルモードにモード分解することで1回線の送電線路モデルとして取り扱い、2つの1回線送電線モデルとして算出した線路定数を、モード合成によって平行2回線送電線モデルに復元することで、平行2回線送電線の線路定数を算出する。
The present invention relates to a line constant measuring method for measuring a constant of a parallel two-line transmission line in which the line has no branching and the first transmission line and the second transmission line are symmetrically arranged on the left and right of the steel tower. It is characterized by performing.
(1) For each of the parallel two-line transmission lines, the amount of electricity taken in at least two different times in steady operation and the amount of electricity of the zero-phase component at least one time point are input to the line constant calculation means. .
(2) In the line constant calculation means, when all the phase arrangements of the first transmission line and the second transmission line match, the common line condition is a zero-phase voltage, and the differential line condition is a defect including the a phase. On the basis of the conditions for the open phase including the phase and the b phase and the open phase including the c phase, and the equations shown in
When all the phase arrangements of the first transmission line and the second transmission line are inconsistent, the common line condition is a zero-phase voltage, and the differential line condition is an open phase including any one of a, b, and c. Based on the conditions to be performed and the equations shown in
When the phase arrangement of only one phase is the same among all the phase arrangements of the first transmission line and the second transmission line, the common line condition is the open phase including the zero-phase voltage and the a or c phase, and the differential line Based on the condition that the phase is an open phase including the a or c phase and the open phase including the c phase, and the equations shown in the equations (3), (4), and (6) The line constant calculated as two single-line transmission line models is restored to the parallel two-line transmission line model by mode synthesis, and the parallel two-line transmission line Calculate the line constant.
また、本発明の保護制御計測装置は、測定対象とする、回線に分岐がなく、第1の送電線と第2の送電線が鉄塔の左右に対称配置された平行2回線の送電線路の両端に設置され送電線両端の電気量を取り込む電気量取込手段と、前記電気量取込手段における電気量取り込みを同時刻に行うための時刻同期手段と、前記線路をπ型等価回路または分布定数回路として、前記電気量取込手段において取り込んだ、少なくとも1つの時点の零相成分の電気量を含む電気量から線路の定数を、第1の送電線と第2の送電線の全ての相配置が一致する場合、コモンラインの条件を零相電圧とし、ディファレンシャルラインの条件をa相を含む欠相とb相を含む欠相とc相を含む欠相とする条件と、数3、数4及び数6に示す式とに基づいて、
第1の送電線と第2の送電線の全ての相配置が不一致の場合、コモンラインの条件を零相電圧とし、ディファレンシャルラインの条件をa、b、cいずれかの相を含む欠相とする条件と、数3、数4及び数6に示す式とに基づいて、
第1の送電線と第2の送電線の全ての相配置のうち1相のみ相配置が一致する場合、コモンラインの条件を零相電圧とa又はc相を含む欠相とし、ディファレンシャルラインの条件をa又はc相を含む欠相とc相を含む欠相とする条件と、数3、数4及び数6に示す式とに基づいて、アドミッタンス及びインピーダンス行列として算出する線路定数算出手段とを備える。
In addition, the protection control measuring device of the present invention has both ends of a parallel two-line power transmission line in which the circuit is not branched and the first power transmission line and the second power transmission line are symmetrically arranged on the left and right of the steel tower. An electric quantity capturing means for capturing the electric quantity at both ends of the transmission line installed in the power supply, a time synchronization means for performing the electric quantity capturing in the electric quantity capturing means at the same time, and the line as a π-type equivalent circuit or a distributed constant As a circuit, the constant of the line is calculated from the electric quantity including the electric quantity of the zero-phase component at at least one time taken in by the electric quantity taking-in means, and all the phase arrangements of the first transmission line and the second transmission line are arranged. , The common line condition is a zero-phase voltage, the differential line condition is an open phase including an a phase, an open phase including a b phase, and an open phase including a c phase. And based on the equation shown in Equation 6
When all the phase arrangements of the first transmission line and the second transmission line are inconsistent, the common line condition is a zero-phase voltage, and the differential line condition is an open phase including any one of a, b, and c. Based on the conditions to be performed and the equations shown in
When the phase arrangement of only one phase is the same among all the phase arrangements of the first transmission line and the second transmission line, the common line condition is the open phase including the zero-phase voltage and the a or c phase, and the differential line Line constant calculating means for calculating as an admittance and impedance matrix based on the condition that the condition is an open phase including the a or c phase and the open phase including the c phase, and the equations shown in the equations (3), (4), and (6) Is provided.
特に、前記線路定数算出手段は、次の構成を有することを特徴とする。
(1) 平行2回線の送電線路をコモンモードとディファレンシャルモードにモード分解する1回線送電線モデル化処理部。
(2) 2つの1回線送電線モデルのそれぞれについて、線路定数を算出する1回線送電線モデル線路定数算出処理部。
(3) 2つの1回線送電線モデルとして算出した線路定数を、モード合成によって平行2回線送電線モデルに復元する2回線送電線モデル復元化処理部。
In particular, the line constant calculating means has the following configuration.
(1) One-line transmission line modeling processing unit that mode-divides parallel two-line transmission lines into common mode and differential mode.
(2) A one-line transmission line model line constant calculation processing unit that calculates a line constant for each of the two one-line transmission line models.
(3) A two-line transmission line model restoration processing unit for restoring line constants calculated as two one-line transmission line models into a parallel two-line transmission line model by mode synthesis.
本発明によれば、平行2回線送電線において、測定対象とする線路の両端で同時刻に零相分を含んだ電気量を取り込み、その電気量に基づいて線路定数をアドミッタンス及びインピーダンス行列として算出することが可能となり、従来技術に比較して、簡単かつ正確に線路定数を得ることができる。特に、零相分の検出は、必ずしも送電線内部事故に限らず検出が可能であることから、本発明によれば、事故時以外における線路定数の算出を容易に実施できる。 According to the present invention, in a parallel two-line transmission line, the amount of electricity including the zero phase component is taken in at both ends of the line to be measured at the same time, and the line constant is calculated as an admittance and impedance matrix based on the amount of electricity. As compared with the prior art, the line constant can be obtained easily and accurately. In particular, detection of the zero-phase component is not necessarily limited to an accident inside the transmission line, and can be detected. Therefore, according to the present invention, it is possible to easily calculate the line constant other than at the time of the accident.
本発明の実施形態を下記の実施例に従って説明する。 Embodiments of the present invention will be described according to the following examples.
(構成)
図1は、実施例1に係る送電線定数測定方法を組み込んだ保護制御計測装置110の全体構成を示す配置図である。101A,101B,101Cは第1の被定数測定送電線、102A,102B,102Cは第2の被定数測定送電線を示している。1031,1032は変流器、1041,1042は計器用変圧器である。105はA電気所とB電気所の保護制御計測装置を結ぶ通信回線である。図2に示すように、第1の被定数測定送電線1および第2の被定数測定送電線2の送電線は、鉄塔の左右に対称形に振り分けて配置されている。
(Constitution)
FIG. 1 is a layout diagram illustrating the overall configuration of a protection
保護制御計測装置110の内部構成を図3に示す。電気所A,Bにそれぞれ設けられた保護制御計測装置110は、運用状態にある送電線101A,101B,101Cおよび102A,102B,102C両端の電流、電圧の瞬時値を一定時間間隔でサンプリングする電気量取込手段111を有する。この電気量取込手段111は、取り込んだ電気量をディジタル信号に変換後、メモリに記録する。
The internal configuration of the protection
電気量取込手段111には、GPSの絶対時刻信号を利用した時刻同期手段112からの時刻情報も入力される。すなわち、第1及び第2の被定数測定送電線1,2の定数測定のためには、各送電線両端の装置110において、同時刻にデータをサンプリングする必要がある。そのため、両端の保護制御計測装置110において、その内部クロックの時刻を、GPSの絶対時刻信号に基づいて、時刻同期手段112を用いて高精度に合わせる。保護制御計測装置110ではこのクロックに従い、送電線両端の電流、電圧の瞬時値を一定時間間隔でサンプリングする。
Time information from the
電気量取り込み手段111内のメモリに記録した送電線両端の電流、電圧データは、2回線送電線線路定数算出手段113(以下、線路定数算出手段と呼ぶ)で、後述する方法に従って演算する。なお、相手端子の電流、電圧は、通信回線105を利用して自端子の電気量取込手段111に入る。
The current and voltage data at both ends of the transmission line recorded in the memory in the electric
線路定数算出手段113は、少なくともひとつの時点の電流、電圧内に零相分が含まれる場合において、アドミッタンス行列とインピーダンス行列を求める。そのため、前記保護制御計測装置110は零相分検出手段114を備えている。すなわち、非特許文献1に記載されているように、不平衡2回線送電線の線路定数を得る為には少なくとも3回の測定が必要であり、下表のような条件のデータを必要とすることが既に分かっている。
The line
このように平行2回線送電線の線路定数を求めるには、少なくともひとつの時点の電流、電圧の零相成分が必要である。そこで、本実施例では、保護制御計測装置110内に零相分検出手段114を組込んである。
Thus, in order to obtain the line constant of the parallel two-line transmission line, the zero-phase component of the current and voltage at at least one time point is required. Therefore, in this embodiment, the zero phase detection means 114 is incorporated in the protection
さらに、本実施例においては、前記線路定数算出手段113が、次の3つの手段を備えている。
(1) 平行2回線の送電線路をコモンモードとディファレンシャルモードにモード分解する1回線送電線モデル化処理部
(2) 2つの1回線送電線モデルのそれぞれについて、線路定数を算出する1回線送電線モデル線路定数算出処理部
(3) 2つの1回線送電線モデルとして算出した線路定数を、モード合成によって平行2回線送電線モデルに復元する2回線送電線モデル復元化処理部
Further, in the present embodiment, the line constant calculation means 113 includes the following three means.
(1) One-line transmission line modeling processing unit that mode-divides parallel two-line transmission lines into common mode and differential mode
(2) One-line transmission line model line constant calculation processing unit for calculating the line constant for each of the two one-line transmission line models
(3) Two-line transmission line model restoration processing unit that restores line constants calculated as two single-line transmission line models to parallel two-line transmission line models by mode synthesis
(作用)
次に、本実施例の作用を説明する。まず、ステップS1にてt1時点での電気量を取り込む。この電気量はとくに零相分を含む必要はないことから、任意の時点で取り込んだ電気量でよい。次にステップS2で零相分を含む電圧あるいは電流が発生しているか監視を行う。
(Function)
Next, the operation of this embodiment will be described. First, in step S1, the amount of electricity at time t1 is captured. Since the amount of electricity does not need to include the zero phase component, it may be the amount of electricity taken at an arbitrary time. Next, in step S2, it is monitored whether a voltage or current including the zero phase is generated.
具体的には電力系統保護で用いられる零相過電圧リレーあるいは零相過電流リレーを装置内に設けその動作の有無を確認することで実現できる。零相分が、たとえば送電線の外部あるいは内部の事故で発生すればこれらのリレーが動き、ステップS3でその際の時刻t2で電気量を取り込む。これによりアドミッタンス行列は求めることができる。さらに、インピーダンス行列を求めるには、適当な時刻t3でステップS4にて電気量を取り込み、以上から得られた全ての電気量を用いてステップS5にて線路定数の計算を行う。 Specifically, it can be realized by providing a zero-phase overvoltage relay or a zero-phase overcurrent relay used in power system protection in the apparatus and confirming the operation. If the zero-phase component occurs, for example, due to an accident outside or inside the transmission line, these relays move, and the amount of electricity is taken in at time t2 at that time in step S3. Thereby, the admittance matrix can be obtained. Further, in order to obtain the impedance matrix, the electric quantity is taken in at step S4 at an appropriate time t3, and the line constant is calculated in step S5 using all the electric quantities obtained from the above.
電力系統に零相成分が発生したタイミングで正確に電気量を取り込むことから、線路定数の計算精度をより向上することができる。 Since the electric quantity is accurately taken in at the timing when the zero phase component is generated in the power system, the calculation accuracy of the line constant can be further improved.
以下同様にしてステップSn(n≧2)まで同様にして電気量を取り込む。最後に、ステップSn+1において、線路定数算出手段113により、アドミッタンスおよびインピーダンス行列を求める。 In the same manner, the amount of electricity is taken in the same manner up to step Sn (n ≧ 2). Finally, in step Sn + 1, the admittance and impedance matrix are obtained by the line constant calculation means 113.
すなわち、ステップSn+1において、線路定数算出手段113に設けられた3つの処理部(1)〜(3) により、
(1) 1回線送電線モデル化処理、
(2) 1回線送電線モデル線路定数算出処理、
(3) 2回線送電線モデル復元化処理、
を順に行うことにより、自己インピーダンスYs,Zsおよび相互インピーダンスYm,Zmの未知数を得る。以下、これら処理について説明する。
That is, in step Sn + 1, the three processing units (1) to (3) provided in the line
(1) One-line transmission line modeling process,
(2) Single line transmission line model line constant calculation processing,
(3) Two-line transmission line model restoration processing,
Are obtained in order to obtain unknowns of the self-impedances Ys and Zs and the mutual impedances Ym and Zm. Hereinafter, these processes will be described.
(1) 1回線送電線モデル化処理
図2に示すように、平行2回線送電線の送電線配置の相反性と物理的左右対称性から、送電線1Lおよび2Lの線路定数は完全に独立なものとはならず、インピーダンスZ=R+jX(Ω/km)とアドミタンスY=jB(Ω−1/km)は、以下の式で表される。
(1) One-line transmission line modeling process As shown in FIG. 2, the line constants of transmission lines 1L and 2L are completely independent from the reciprocity and physical symmetry of the transmission line arrangement of parallel two-line transmission lines. The impedance Z = R + jX (Ω / km) and the admittance Y = jB (Ω−1 / km) are not expressed by the following equations.
また、上図の平行2回線送電線両端の電気量は以下のベクトルで定義する。
平行2回線送電線の線路定数を求める為に、送電線1Lと2Lが左右対称である性質を利用すると、次のモード分解行列が導かれる。
ここでUは3×3型の単位行列である。T−1によるモード分解計算をYとZに適用すると、以下の式が得られる。
この結果からT−1を用いたモード分解(コモンモードとディファレンシャルモード)により、平行2回線送電線は下図のような二つの仮想的な1回線送電線(common Line と differential Line と呼ぶ)に分離することができる。 From this result, the parallel two-line transmission line is separated into two virtual one-line transmission lines (referred to as common line and differential line) as shown below by mode decomposition (common mode and differential mode) using T-1. can do.
以上より、2回線送電線の自己インピーダンスYs,Zsおよび相互インピーダンスYm,Zmを求める問題が、2つの1回線送電線の線路定数を求める問題に帰着できる。 From the above, the problem of obtaining the self-impedances Ys and Zs and the mutual impedances Ym and Zm of the two-line transmission lines can be reduced to the problem of obtaining the line constants of the two one-line transmission lines.
(2) 1回線送電線モデル線路定数算出処理
この1回線送電線モデルの線路定数を算出するには、種々な手段が採用できる。各種の線路定数の算出手段については、実施例2以降に具体的に説明する。
(2) Single-line transmission line model line constant calculation processing Various means can be adopted to calculate the line constant of this single-line transmission line model. Various line constant calculating means will be specifically described in the second and subsequent embodiments.
(3) 2回線送電線モデル復元化処理
式(B)により得られたYcL,ZcLおよびYdL,ZdLを以下の式でモード合成することにより、元の2回線送電線のインピーダンスY,Zを求めることができる。
(効果)
本発明では、このようにして送電線が運用されている状態の異なる複数時点の電気量を取り込んで、2回線送電線線路を、上述のように、二つの仮想的な1回線送電線に見立てて、線路定数を算出することができる。その結果、平行2回線送電線を、仮想的に2つの1回線送電線モデルに置き換えることにより、1回線送電線の線路定数算出手段と同様の手段で、2回線送電線の線路定数を、算出することが可能となる。
(effect)
In the present invention, the amount of electricity at a plurality of points in time when the transmission line is operated in this way is taken in, and the two-line transmission line is regarded as two virtual one-line transmission lines as described above. Thus, the line constant can be calculated. As a result, by replacing the parallel two-line transmission line with two single-line transmission line models virtually, the line constant of the two-line transmission line is calculated by the same means as the line constant calculation means of the one-line transmission line. It becomes possible to do.
(構成)
実施例1の構成において、1回線送電線モデルの線路定数算出処理を行うにあたり、送電線をπ型等価回路モデルとして考える方法について示す。ここで送電線は、ねん架していないことを想定する。当然ながら以下得られる一般解は、ねん架している場合にもあてはまる。
(Constitution)
In the configuration of the first embodiment, a method for considering a transmission line as a π-type equivalent circuit model when performing a line constant calculation process of a one-line transmission line model will be described. Here, it is assumed that the transmission line is not suspended. Of course, the general solution obtained below also applies to the case where it is suspended.
(作用)
図5に実施例2の処理フローを示す。すなわち、図4のステップSn+1において、(2)の線路定数を算出するにあたり、線路定数を算出する1回線送電線モデルとして、π型等価回路モデルを適用したものである。
(Function)
FIG. 5 shows a processing flow of the second embodiment. That is, in step Sn + 1 of FIG. 4, in calculating the line constant of (2), a π-type equivalent circuit model is applied as a one-line transmission line model for calculating the line constant.
この場合、送電線両端の電流電圧の関係は以下で表せる。
ただし各行列は、以下を満たすものとする。
上表のような電圧、電流データが得られた場合、以下の(D)式および(E)式を、線路定数算出手段で計算することでcLとdLの線路定数が得ることができ、線路全体の線路定数が得られることとなる。 When voltage and current data as shown in the table above are obtained, the following line constants (D) and (E) can be calculated by the line constant calculation means to obtain cL and dL line constants. The entire line constant is obtained.
(効果)
送電線をπ型等価回路モデルと考える方法を平行2回線送電線に適用することができ、従来の2回線送電線に設置する保護制御計測装置で必要であった送電線に関連する整定計算を大幅に省力化できる。
(effect)
The method of considering a transmission line as a π-type equivalent circuit model can be applied to a parallel two-line transmission line, and a settling calculation related to the transmission line required for a protection control measurement device installed on a conventional two-line transmission line can be performed. Significant labor saving.
(構成)
実施例3として、前記実施例1の構成において、送電線を下記のような分布定数回路と考える方法について示す。
(Constitution)
As a third embodiment, a method of considering a power transmission line as a distributed constant circuit as described below in the configuration of the first embodiment will be described.
(作用)
この実施例3は、前記実施例1で説明した処理のうち、1回線送電線モデルの線路定数算出処理ステップSn+1の「(2) 1回線送電線モデルの線路定数算出処理」において、線路定数を算出する1回線送電線モデルとして、分布定数回路モデルを適用したものである。
図6に実施例3の処理フローを示す。
(Function)
In the third embodiment, among the processes described in the first embodiment, the line constant is determined in “(2) Line constant calculation processing of one-line transmission line model” in the line constant calculation processing step Sn + 1 of the one-line transmission line model. A distributed constant circuit model is applied as a one-line transmission line model to be calculated.
FIG. 6 shows a processing flow of the third embodiment.
送電線を分布定数回路とすると、その単位長あたりのアドミッタンス、インピーダンスは以下であらわされる。
ただし、以下の式が成り立つとする。
これは2つの状態での測定データを用い、ガウスニュートン法で解くことでY,Zを求めることができる。この手順を線路定数算出手段113にて行う。 In this case, Y and Z can be obtained by using measurement data in two states and solving by the Gauss-Newton method. This procedure is performed by the line constant calculation means 113.
(効果)
本実施例は、前記図4の線路定数算出処理フローのステップSn+1「(2) 1回線送電線モデルの線路定数算出処理」に、(F)式、(G)式を適用したものであり、これにより前記実施例2と同様に線路定数を算出することができる。その結果、送電線を分布定数回路モデルと考える方法を平行2回線送電線に適用することができ、従来の2回線送電線に設置する保護制御計測装置で必要であった送電線に関連する整定計算を大幅に省力化できる。
(effect)
In this embodiment, Expression (F) and Expression (G) are applied to Step Sn + 1 “(2) Line Constant Calculation Process for One-Line Transmission Line Model” of the line constant calculation process flow of FIG. As a result, the line constant can be calculated in the same manner as in the second embodiment. As a result, the method of considering the transmission line as a distributed constant circuit model can be applied to the parallel two-line transmission line, and the settling related to the transmission line required in the conventional protection control measuring device installed in the two-line transmission line. The calculation can be saved greatly.
(構成)
実施例4の構成を図7に示す。前記実施例3に対して、零相分検出手段114の具体例として、送電線事故状態検出手段115を設ける。なお、他の構成は、実施例1〜3と同様である。
(Constitution)
The configuration of Example 4 is shown in FIG. In contrast to the third embodiment, a transmission line accident
実施例4においては、送電線事故状態検出手段115を用いて、対象送電線内に事故が発生しているか、あるいは事故を検出した保護リレーの動作か、あるいは系統操作により遮断器が開放している期間であることを検出する。 In the fourth embodiment, the circuit breaker is opened by using the transmission line accident state detection means 115, whether an accident has occurred in the target transmission line, the operation of the protection relay that detected the accident, or the system operation. It is detected that it is a period.
具体的には、送電線内部事故を検出する電流差動リレー、距離リレーあるいは回線選択リレーなど、選択性のあるリレーの出力を送電線事故状態検出手段115の入力とすることで送電線内部に事故が発生していることを検出できる。 Specifically, an output of a selective relay such as a current differential relay, a distance relay, or a line selection relay that detects an accident inside the transmission line is used as an input of the transmission line accident state detection means 115 to enter the inside of the transmission line. It is possible to detect that an accident has occurred.
(作用)
本実施例における電流電圧事故波形のタイムチャートを図8に示す。t1時点は事故発生前の電気量、t2時点は送電線内部の事故発生時の電気量、t3時点は事故検出後遮断器が送電線を開放し再閉路するまでの電気量、t4時点は系統事故が復旧した電気量を示す。
(Function)
FIG. 8 shows a time chart of the current-voltage accident waveform in this example. The amount of electricity before the occurrence of the accident at the time t1, the amount of electricity at the time of the occurrence of the accident inside the transmission line at the time t2, the amount of electricity until the circuit breaker opens and recloses the transmission line after the detection of the accident at the time t3, the system at the time t4 Indicates the amount of electricity recovered from the accident.
本実施例の動作フローチャートを図9に示す。この図9の各ステップを、前記図8に示した各時刻の電気量と対比して説明する。図9のステップS1が、図8の事故発生前t1時点の電気量取込に対応し、図9のステップS1が、図8の事故発生前t1時点の電気量取込みに対応する。ステップ2では、送電線内部事故が発生したか否かを前記送電線事故状態検出手段115によって検出し、事故が発生した場合に、次のステップS3において事故発生時点であるt2時点の電気量取込みを行う。
An operation flowchart of the present embodiment is shown in FIG. Each step of FIG. 9 will be described in comparison with the amount of electricity at each time shown in FIG. Step S1 in FIG. 9 corresponds to the electric quantity taking in at time t1 before the occurrence of the accident in FIG. 8, and step S1 in FIG. 9 corresponds to electric quantity taking in at the time t1 before the occurrence of the accident in FIG. In
その後、ステップS4にて、事故検出後遮断器が送電線を開放し再閉路するまでのt3時点での電気量の取込みを行う。ステップ5では、送電線事故状態検出手段115によって遮断器の状態を本実施例の装置に取込むことで、送電線内部事故の継続あるいは復旧を判定する。ステップ5において送電線内部事故の復旧を判定した場合は、ステップS6において系統事故復旧したt4時点の電気量の取込みを行う。その後、ステップS7において、線路定数算出手段113により得られた全ての電気量を用いて線路定数の計算を行う。
Thereafter, in step S4, the amount of electricity is taken in at time t3 until the circuit breaker opens the power transmission line and closes again after the accident is detected. In
(効果)
本実施例によれば、送電線内部事故中あるいは復旧中の電気量を取り込むことで、零相成分を含む電気量を利用できることから、線路定数算出手段の演算精度が向上することが期待できる。なお、系統事故中あるいは復旧中に線路定数を算出できた場合に、その時点で該当する保護リレーの整定値を変更することは、本装置の演算処理速度が速くなれば可能となる。
(effect)
According to the present embodiment, it is expected that the calculation accuracy of the line constant calculation means is improved because the amount of electricity including the zero-phase component can be used by taking in the amount of electricity during the power line internal accident or recovery. If the line constant can be calculated during a system fault or recovery, the set value of the corresponding protection relay can be changed at that time if the calculation processing speed of the apparatus increases.
(構成)
実施例5の構成を図10に示す。この実施例5は、前記実施例1の変形例であって、線路定数算出手段113において算出した線路定数が、予め定めた範囲内に入っていない場合は、算出結果を破棄する線路定数検定手段116を設けたものである。すなわち、線路定数算出手段113は、実施例1乃至実施例3に示す式を用いるが、取り込んだ電気量によって演算誤差が大きくなる、あるいは演算が収束せずに物理的にありえない値を算出結果とする可能性がある。そこで、この実施例5では、あらかじめ物理的にありえる線路定数の範囲を線路定数検定手段116内に組み込んでおく。
(Constitution)
The configuration of Example 5 is shown in FIG. The fifth embodiment is a modification of the first embodiment, and when the line constant calculated by the line constant calculation means 113 is not within a predetermined range, the line constant verification means discards the calculation result. 116 is provided. That is, the line
(作用)
このような構成を有する実施例5では、図11に示すフローチャートのステップ1からステップSn+1のように、前記実施例1と同様にして、線路定数であるアドミッタンス及びインピーダンス行列を求める。その後、ステップSn+2において、線路定数算出手段113からの結果を線路定数検定手段116に入力して、計算で得られた線路定数の値が予め設定された範囲内にあるか否かを検定する。検定結果が、範囲内である場合には、ステップSn+3において算出された線路定数を確定し、範囲外である場合は、ステップSn+4において算出結果を破棄する。
(Function)
In the fifth embodiment having such a configuration, the admittance and impedance matrix, which are line constants, are obtained in the same manner as in the first embodiment as in
なお、線路定数算出処理は、前記実施例2あるいは実施例3に示す式を用いるが、取り込んだ電気量によって演算誤差が大きくなる、あるいは演算が収束せずに、物理的にありえない値を算出結果とする可能性がある。そこで、あらかじめ物理的にありえる線路定数の範囲を事前に線路定数検定手段116内に組み込んでおく。 The line constant calculation process uses the equation shown in the second embodiment or the third embodiment, but the calculation error increases depending on the amount of electricity taken in, or the calculation does not converge and the physically impossible value is calculated. There is a possibility. Therefore, the range of the line constant that can be physically present in advance is incorporated in the line constant test means 116 in advance.
線路定数検定手段116からの結果を検定し、範囲外である場合は、算出結果を破棄する。ステップSn+1の線路定数算出手段によりアドミタンスおよびインピーダンス行列を求める。得られた結果より線路定数の検定をステップSn+2で行い、線路定数の範囲外である場合は、算出結果を破棄する。 The result from the line constant verification means 116 is verified, and if it is out of the range, the calculation result is discarded. The admittance and impedance matrix are obtained by the line constant calculating means in step Sn + 1. From the obtained result, the line constant is verified in step Sn + 2, and if it is outside the range of the line constant, the calculation result is discarded.
(効果)
このように実施例5においては、演算誤差や収束しない演算結果を排除することが可能になるので、高精度な線路定数を求めることが可能となる。
(effect)
As described above, in the fifth embodiment, calculation errors and calculation results that do not converge can be eliminated, so that a highly accurate line constant can be obtained.
(構成)
図12は保護制御計測装置110を送電線の故障点標定装置とした実施例6の構成を示す。すなわち、本発明の保護制御計測装置110に公知の故障点評定手段117を組み込み、この故障点評定手段117に線路定数算出手段113によって得られた線路定数を、電気量取込手段111で取得した各時点の電気量と共に入力するものである。
(Constitution)
FIG. 12 shows a configuration of the sixth embodiment in which the protection
(作用)
このような構成の実施例6の動作は、図13のフローチャートに示すように、ステップS1からステップSn+1までは前述までの実施例と同じである。その後、ステップSn+1の線路定数算出手段113の算出結果を故障点標定機能117に入力し、ステップSn+2では、故障点評定手段117が線路定数算出手段113の出力を用いて故障点評定の整定値を補正あるいは再設定する。
(Function)
The operation of the sixth embodiment having such a configuration is the same as that of the previous embodiments from step S1 to step Sn + 1 as shown in the flowchart of FIG. Thereafter, the calculation result of the line
(効果)
故障点標定のアルゴリズムは種々提案されてきており距離リレーのように線路のインピーダンスを測距するもの、電流の分布を求めるものなどがあるが、いずれも正しい線路の定数が必要となる。
(effect)
Various fault location algorithms have been proposed, such as those that measure line impedance, such as distance relays, and those that obtain current distribution, all of which require correct line constants.
従来の故障点標定装置では、線路定数を求めるために前述したCarson-Polarczhek法を利用した計算をコンピュータでオフラインで行い装置の運用開始前に整定していた。運用後は整定変更を行わずに固定で運用するのが一般的であった。本実施例によれば、事前に従来方法で整定しておいた場合でも、運用後に実際の潮流から線路定数が求められ再整定を自動的に行えることから、精度の高い故障点標定装置を得ることができる。 In the conventional fault location device, the calculation using the Carson-Polarczhek method described above is performed off-line with a computer to determine the line constant, and is set before the operation of the device is started. After operation, it was common to operate with no settling change. According to the present embodiment, even when the conventional method is set in advance, the line constant is obtained from the actual power flow after operation, and re-setting can be performed automatically, so that a highly accurate fault location device is obtained. be able to.
また従来のCarson-Polarczhek法を利用した計算は線路の幾何学的な配置を入力する必要があり、また周囲温度、大地の導電率などを推測で入力する必要があったことから経済性、信頼性の課題があったが、本実施例によれば、運用開始前に労力をかけて線路定数を求める必要がなくなるとともに、運用中の周囲の環境変化を時々刻々適応的に反映しながら線路定数が算出できることから大幅に経済性、信頼性が向上する。 In addition, calculation using the conventional Carson-Polarczhek method requires input of the geometrical layout of the line, and input of the ambient temperature, ground conductivity, etc., has to be made by estimation. However, according to this embodiment, it is not necessary to calculate the line constant before starting operation, and the line constant can be reflected while adaptively reflecting changes in the surrounding environment during operation. Therefore, economic efficiency and reliability are greatly improved.
なお、故障点標定装置には、相手端子からの電流を自端子に取込んで標定演算を行う上述のもの以外に、各端子の時刻同期した電気量データを中央の演算装置に集約し、演算装置で故障点標定演算を行うものもある。この場合は、上述の線路定数算出手段113、この中央の演算装置に置くことになるが、その効果は上述の例と同等である。
In addition to the above-mentioned one that takes the current from the other terminal into its own terminal and performs the orientation calculation, the failure point locating device aggregates the time-synchronized electricity quantity data into the central processing unit and calculates Some devices perform fault location calculations. In this case, the line
(構成)
図14は、保護制御計測装置110を送電線の保護を行う距離リレー装置とした実施例8の構成を示す。すなわち、本発明の保護制御計測装置110に公知の距離リレー118を組み込み、この距離リレー118に線路定数算出手段113によって得られた線路定数を、電気量取込手段111で取得した各時点の電気量と共に入力するものである。
(Constitution)
FIG. 14 shows a configuration of an eighth embodiment in which the protection
(作用)
このような構成の実施例7の動作は、図15のフローチャートに示すように、ステップS1からステップSn+1までは前述までの実施例と同じである。その後、ステップSn+1の線路定数算出手段113の算出結果を距離リレー118に入力し、ステップSn+2では、距離リレー118が線路定数算出手段113の出力を用いて距離リレー118の線路定数に関わる整定値を補正あるいは再設定する。
(Function)
The operation of the seventh embodiment having such a configuration is the same as that of the previous embodiments from step S1 to step Sn + 1 as shown in the flowchart of FIG. Thereafter, the calculation result of the line
(効果)
距離リレーのアルゴリズムは種々提案されてきているが、いずれも正しい線路の定数が必要となる。従来の距離リレーでは、線路定数を求めるために前述したCarson-Polarczhek法を利用した計算をコンピュータでオフラインで行うか、あるいは送電線建設時に実測をしたデータを用いるかなどして装置の運用開始前に動作範囲を整定していた。運用後は、整定変更を行わずに固定で運用するのが一般的であった。本実施例によれば、事前に従来方法で整定しておいた場合でも、運用後に実際の潮流から線路定数が求められ再整定を自動的に行えることから精度の高い距離リレーを得ることができる。
(effect)
Various distance relay algorithms have been proposed, but all require correct line constants. In conventional distance relays, the calculation using the Carson-Polarczhek method described above to calculate the line constant is performed off-line with a computer, or data measured during construction of the transmission line is used before starting the operation of the equipment. The operating range was set to After operation, it was common to operate with no change of setting. According to the present embodiment, even when the conventional method is set in advance, the line constant is obtained from the actual power flow after the operation and re-settling can be automatically performed, so that a highly accurate distance relay can be obtained. .
また従来のCarson-Polarczhek法を利用した計算は線路の幾何学的な配置を入力する必要があり、また周囲温度、大地の導電率などを推測で入力する必要があったことから経済性、信頼性の課題があり、建設時に実測する場合も印加用電源などの準備が必要であったが、本実施例によれば、運用開始前に労力をかけて線路定数を求める必要がなくなるとともに、運用中の周囲の環境変化を時々刻々適応的に反映しながら線路定数が算出できることから大幅に経済性、信頼性が向上する。 In addition, calculation using the conventional Carson-Polarczhek method requires input of the geometrical layout of the line, and input of the ambient temperature, ground conductivity, etc., has to be made by estimation. However, according to the present example, it is not necessary to calculate the line constant before starting operation, and it is not necessary to prepare the line constant. Since the line constant can be calculated while adaptively reflecting changes in the surrounding environment, the economy and reliability are greatly improved.
(構成)
図16は、本発明の保護制御計測装置110を送電線の保護を行う電流差動リレー装置とした場合の構成である。すなわち、本発明の保護制御計測装置110に充電電流補償機能を有する電流差動リレー119を組み込み、この電流差動リレー119に対して線路定数算出手段113によって得られた線路定数を、電気量取込手段111で取得した各時点の電気量と共に入力するものである。
(Constitution)
FIG. 16 shows a configuration when the protection
(作用)
このような構成の実施例8の動作は、図17のフローチャートに示すように、ステップS1からステップSn+1までは前述までの実施例と同じである。その後、ステップSn+1の線路定数算出手段113の算出結果を電流差動リレー119に入力し、ステップSn+2では、電流差動リレー119が線路定数算出手段113の出力を用いて、充電電流の補償値を補正あるいは再設定する。
(Function)
The operation of the eighth embodiment having such a configuration is the same as that of the previous embodiments from step S1 to step Sn + 1 as shown in the flowchart of FIG. Thereafter, the calculation result of the line
(効果)
従来、長距離送電線やケーブル系の保護を行う電流差動リレーの整定には、送電線の充電電流を補償した整定を行うのが一般的であり、線路のアドミッタンスと端子の電圧から充電電流を求めていた。アドミッタンスの計算は、前述の例のように線路の幾何学的配置から求められていたが、労力が多く精度にも課題があった。本実施例によれば、事前に従来方法で整定しておいた場合でも、運用後に実際の線路アドミッタンスから充電電流が求められ、再整定を自動的に行えることから、精度の高い電流差動リレーを得ることができる。
(effect)
Conventionally, the current differential relay that protects long-distance transmission lines and cable systems is generally set by compensating for the charging current of the transmission line. The charging current is determined from the line admittance and the terminal voltage. I was looking for. The calculation of the admittance has been obtained from the geometrical arrangement of the lines as in the above example, but it has been labor intensive and has a problem in accuracy. According to the present embodiment, even when the current method is set in advance, the charging current is obtained from the actual line admittance after the operation, and the re-setting can be automatically performed. Can be obtained.
また、従来のCarson-Polarczhek法を利用した計算は、線路の幾何学的な配置を入力する必要があり、かつ周囲温度、大地の導電率などを推測で入力する必要があったことから経済性、信頼性の課題があった。さらに、建設時に実測する場合も印加用電源などの準備が必要であった。本実施例によれば、運用開始前に労力をかけて充電電流を求める必要がなくなるとともに、運用中の周囲の環境変化を時々刻々適応的に反映しながら線路定数が算出できることから、大幅に経済性、信頼性が向上する。 In addition, the calculation using the conventional Carson-Polarczhek method requires economic input because it is necessary to input the geometrical layout of the line and to input the ambient temperature, ground conductivity, etc. There was a reliability issue. Furthermore, preparations such as a power supply for application were also required when actually measuring at the time of construction. According to this embodiment, it is not necessary to calculate the charging current with effort before starting operation, and the line constant can be calculated while adaptively reflecting the surrounding environmental changes during operation. And reliability are improved.
101A,101B,101C:送電線1
102A,102B,102C:送電線2
1031:変流器1
1032:変流器2
1041:計器用変圧器1
1042:計器用変圧器2
105:通信回線
110:保護制御計測装置
111:電気量取込手段
112:時刻同期手段
113:2回線送電線線路定数算出手段
114:零相分検出手段
115:送電線事故状態検出手段
116:線路定数検定手段
117:故障点標定手段
118:距離リレー
119:差動リレー
101A, 101B, 101C:
102A, 102B, 102C:
1031:
1032:
1041:
1042:
105: Communication line 110: Protection control measuring device 111: Electric quantity take-in means 112: Time synchronization means 113: Two-line transmission line line constant calculation means 114: Zero-phase component detection means 115: Transmission line accident state detection means 116: Line Constant test means 117: Fault location means 118: Distance relay 119: Differential relay
Claims (12)
平行2回線の送電線路のそれぞれについて、定常運用における少なくとも2つ以上の異なる時点で取り込んだ電気量と、少なくとも1つの時点の零相成分の電気量とを線路定数算出手段の入力とし、
線路定数算出手段において、
第1の送電線と第2の送電線の全ての相配置が一致する場合、コモンラインの条件を零相電圧とし、ディファレンシャルラインの条件をa相を含む欠相とb相を含む欠相とc相を含む欠相とする条件と、数15及び数16に示す式とに基づいて、
第1の送電線と第2の送電線の全ての相配置が不一致の場合、コモンラインの条件を零相電圧とし、ディファレンシャルラインの条件をa、b、cいずれかの相を含む欠相とする条件と、数15及び数16に示す式とに基づいて、
第1の送電線と第2の送電線の全ての相配置のうち1相のみ相配置が一致する場合、コモンラインの条件を零相電圧とa又はc相を含む欠相とし、ディファレンシャルラインの条件をa又はc相を含む欠相とc相を含む欠相とする条件と、数15及び数16に示す式とに基づいて、平行2回線の送電線路をコモンモードとディファレンシャルモードにモード分解することで1回線の送電線路モデルとして取り扱い、2つの1回線送電線モデルとして算出した線路定数を、モード合成によって平行2回線送電線モデルに復元することで、平行2回線送電線の線路定数を算出することを特徴とする線路定数測定方法。
<モード分解>
For each of the two parallel transmission lines, the amount of electricity taken in at least two different time points in steady operation and the amount of electricity in the zero phase component at least one time point are input to the line constant calculation means,
In the line constant calculation means,
When all phase arrangements of the first transmission line and the second transmission line match, the common line condition is a zero-phase voltage, and the differential line condition is an open phase including an a phase and an open phase including a b phase. Based on the conditions for phase loss including the c phase and the equations shown in Equations 15 and 16,
When all the phase arrangements of the first transmission line and the second transmission line are inconsistent, the common line condition is a zero-phase voltage, and the differential line condition is an open phase including any one of a, b, and c. Based on the conditions to be performed and the equations shown in Equations 15 and 16,
When the phase arrangement of only one phase is the same among all the phase arrangements of the first transmission line and the second transmission line, the common line condition is the open phase including the zero-phase voltage and the a or c phase, and the differential line Modal decomposition of parallel two-line transmission lines into common mode and differential mode based on the condition that the phase is an open phase including the a or c phase and the open phase including the c phase, and the equations shown in the equations 15 and 16. By treating the line constants calculated as two single-line transmission line models into a parallel two-line transmission line model by mode synthesis, the line constants of the parallel two-line transmission lines are A line constant measuring method characterized by calculating.
<Mode decomposition>
前記電気量取込手段における電気量取り込みを同時刻に行うための時刻同期手段と、
前記線路をπ型等価回路または分布定数回路として、前記電気量取込手段において取り込んだ、少なくとも1つの時点の零相成分の電気量を含む電気量から線路の定数を、
第1の送電線と第2の送電線の全ての相配置が一致する場合、コモンラインの条件を零相電圧とし、ディファレンシャルラインの条件をa相を含む欠相とb相を含む欠相とc相を含む欠相とする条件と、数19及び数20に示す式とに基づいて、
第1の送電線と第2の送電線の全ての相配置が不一致の場合、コモンラインの条件を零相電圧とし、ディファレンシャルラインの条件をa、b、cいずれかの相を含む欠相とする条件と、数19及び数20に示す式とに基づいて、
第1の送電線と第2の送電線の全ての相配置のうち1相のみ相配置が一致する場合、コモンラインの条件を零相電圧とa又はc相を含む欠相とし、ディファレンシャルラインの条件をa又はc相を含む欠相とc相を含む欠相とする条件と、数19及び数20に示す式とに基づいて、アドミッタンス及びインピーダンス行列として算出する線路定数算出手段とを備えた保護制御計測装置において、
前記線路定数算出手段が、
(1)平行2回線の送電線路をコモンモードとディファレンシャルモードにモード分解する1回線送電線モデル化処理部
(2) 2つの1回線送電線モデルのそれぞれについて、線路定数を算出する1回線送電線モデル線路定数算出処理部
(3) 2つの1回線送電線モデルとして算出した線路定数を、モード合成によって平行2回線送電線モデルに復元する2回線送電線モデル復元化処理部
を備えていることを特徴とする保護制御計測装置。
<モード分解>
A time synchronization means for performing the electric quantity taking-in in the electric quantity taking-in means at the same time;
As the π-type equivalent circuit or distributed constant circuit, the line constant is calculated from the electric quantity including the electric quantity of the zero-phase component at least one time taken in by the electric quantity taking-in means.
When all phase arrangements of the first transmission line and the second transmission line match, the common line condition is a zero-phase voltage, and the differential line condition is an open phase including an a phase and an open phase including a b phase. Based on the conditions for phase loss including the c phase and the equations shown in Equations 19 and 20,
When all the phase arrangements of the first transmission line and the second transmission line are inconsistent, the common line condition is a zero-phase voltage, and the differential line condition is an open phase including any one of a, b, and c. Based on the conditions to be performed and the equations shown in Equations 19 and 20,
When the phase arrangement of only one phase is the same among all the phase arrangements of the first transmission line and the second transmission line, the common line condition is the open phase including the zero-phase voltage and the a or c phase, and the differential line Line constant calculation means for calculating an admittance and an impedance matrix based on the condition that the condition is an open phase including the a or c phase and the open phase including the c phase, and the equations shown in Equations 19 and 20 are provided. In protection control measurement equipment,
The line constant calculating means is
(1) One-line transmission line modeling processing unit that mode-divides parallel two-line transmission lines into common mode and differential mode
(2) One-line transmission line model line constant calculation processing unit for calculating the line constant for each of the two one-line transmission line models
(3) Protection control measurement characterized by a two-line transmission line model restoration processing unit that restores line constants calculated as two single-line transmission line models to parallel two-line transmission line models by mode synthesis apparatus.
<Mode decomposition>
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2010197397A JP5834308B2 (en) | 2010-09-03 | 2010-09-03 | Line constant measuring method and protection control measuring device for two parallel transmission lines |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2010197397A JP5834308B2 (en) | 2010-09-03 | 2010-09-03 | Line constant measuring method and protection control measuring device for two parallel transmission lines |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2012052979A JP2012052979A (en) | 2012-03-15 |
JP5834308B2 true JP5834308B2 (en) | 2015-12-16 |
Family
ID=45906442
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2010197397A Active JP5834308B2 (en) | 2010-09-03 | 2010-09-03 | Line constant measuring method and protection control measuring device for two parallel transmission lines |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP5834308B2 (en) |
Families Citing this family (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2014126374A (en) * | 2012-12-25 | 2014-07-07 | Kyoto Univ | Fault point locator |
-
2010
- 2010-09-03 JP JP2010197397A patent/JP5834308B2/en active Active
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP2012052979A (en) | 2012-03-15 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP1971869B1 (en) | Method and device for fault location in a two-terminal transmission or distribution power line | |
Gazzana et al. | An integrated technique for fault location and section identification in distribution systems | |
KR100473798B1 (en) | Method for detecting line to ground fault location for power systems | |
US8942954B2 (en) | Fault location in a non-homogeneous electric power line | |
Jiang et al. | PMU-based fault location using voltage measurements in large transmission networks | |
Liu et al. | A fault location technique for two-terminal multisection compound transmission lines using synchronized phasor measurements | |
Dobakhshari et al. | A wide-area scheme for power system fault location incorporating bad data detection | |
US7286963B2 (en) | Method and device for fault location on three terminal power line | |
Liang et al. | A general fault location method in complex power grid based on wide-area traveling wave data acquisition | |
Hussain et al. | Fault location scheme for multi-terminal transmission lines using unsynchronized measurements | |
EP1870717B1 (en) | System and method for determining phase-to-earth admittances of a three-phase electric line | |
CN108700631A (en) | Method, system and equipment for the fault detect in the route protection of electrical power transmission system | |
Çapar et al. | A performance oriented impedance based fault location algorithm for series compensated transmission lines | |
EP3564687B1 (en) | Determination of power transmission line parameters using asynchronous measurements | |
WO2019229638A1 (en) | Fault location for parallel transmission lines with zero sequence currents estimated from faulted line measurements | |
WO2019166903A1 (en) | Method and device for fault location in a two-terminal transmission system | |
JP5481636B2 (en) | Line constant measuring method and protection control measuring device | |
Dalcastagne et al. | A study about the sources of error of impedance-based fault location methods | |
Lin et al. | A new fault location technique for three-terminal transmission grids using unsynchronized sampling | |
Lin et al. | A signal-superimposed technique for fault location in transmission lines through IED measurements considering communication service failure | |
Ghaedi et al. | Modified WLS three-phase state estimation formulation for fault analysis considering measurement and parameter errors | |
Mekhamer et al. | Fault location in long transmission lines using synchronized phasor measurements from both ends | |
Lin et al. | Fault location for three-ended ring-topology power system using minimum GPS-based measurements and CVT/CT sensing | |
JP5834308B2 (en) | Line constant measuring method and protection control measuring device for two parallel transmission lines | |
Mohamed et al. | Accurate fault location algorithm on power transmission lines with use of two-end unsynchronized measurements |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20130410 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20130415 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20140325 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20140522 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20150106 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20150305 |
|
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: 20150908 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20151005 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 5834308 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
S111 | Request for change of ownership or part of ownership |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313115 |
|
R350 | Written notification of registration of transfer |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350 |
|
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 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |