JP6534372B2 - 接地形計器用変圧器の故障検出方法 - Google Patents

Description

本発明は、キュービクル形ガス絶縁開閉装置（Ｃ−ＧＩＳ(Gas Insulated Switch )、）等に収納され、特別高圧母線に接続されるモールド式単相接地形計器用変圧器（接地形計器用変圧器：ＥＶＴ（Earthed Voltage Transformer））に代表される接地形計器用変圧器の故障検出方法に関する。

以下、本願明細書において、キュービクル形ガス絶縁開閉装置を単に「Ｃ−ＧＩＳ」と略記し、接地形計器用変圧器を単に「ＥＶＴ」と略記する場合がある。

６６／７７ｋＶ級（６６ｋＶ級あるいは７７ｋＶ級）のＥＶＴとしてはコイルや鉄心等で構成される中身を絶縁油が注入されたタンク内に収納した油入絶縁式、同じく六フッ化硫黄（ＳＦ６）ガスが充填されたタンク中に収納したガス絶縁式、コイルを金型に入れてエポキシ樹脂を注型したモールド式等があり、一般にＣ−ＧＩＳ用にはモールド式（単相）ＥＶＴが適用されている。

モールド式を採用したエポキシ樹脂モールド形特別高圧ＥＶＴは３０年程度のフィールドでの使用実績があり、高い信頼性を有しているが、一般的な耐用年数は１５年（日本電機工業会ＪＥＭ−ＴＲ１６４「計器用変成器の保守・点検指針」より）で、老朽化に起因するものを含めてＥＶＴの事故は皆無ではなく、多くの場合、ＥＶＴ事故は母線事故となるため、ＥＶＴ故障の影響度合は大きい。

このクラスのＥＶＴは単相形のため、典型的な事故は一次巻線の対地絶縁破壊による１線地絡事故であり、地絡保護継電器で１線地絡事故を検出し遮断器を引き外すことにより電路から切り離す対策が考えられる。この対策に失敗すると、地絡事故が短絡事故に進展することがある。このような地絡事故の保護機能を備えた装置として例えば特許文献１で開示された地絡用保護継電装置がある。

一般に、わが国の６６／７７ｋＶ受電系統の中性点接地方式は、２００〜４００Ａ抵抗接地系統で、１線地絡時の最大事故電流が対地静電容量による充電電流を加えても数１００Ａであるのに対し、短絡時の最大事故電流はそれよりも２桁近く大きく、事故点に注入されるエネルギーは事故電流の２乗に比例するため、１線地絡事故で故障点を除去できた場合と、短絡事故に進展した場合では、影響度合に格段の差異が生じる。

モールド形ＥＶＴの絶縁破壊故障は、一次巻線の層間短絡から始まる可能性が高く、層間短絡の範囲が徐々に拡大し、やがて全路絶縁破壊に至ることで１線地絡事故に進展することが知られている。

一次層間短絡電流は１線地絡時の最大事故電流と比べても２桁程度小さく、最大短絡電流と比べると４桁程度小さく、仮に層間短絡の段階でＥＶＴの故障を検出することができれば、影響度合を大幅に軽減することが期待できる。具体的には、ＥＶＴの１線地絡事故ではモールド部の破裂、短絡事故に進展するとＣ−ＧＩＳ筐体の損傷などが発生する可能性があるのに対し、層間短絡が拡大する前にＥＶＴを電路から切り離すことができれば、そのようなダメージを回避できる可能性が高い。

ＥＶＴの定格二次負担に相当する定常時の一次電流は数ｍＡで、層間短絡時の事故電流はこれより２桁程度大きいが、層間短絡電流と負荷電流の判別はできず、従来の技術では、モールド形ＥＶＴの層間短絡を検出することができない。

なお、モールド式でない油入変圧器では、巻線の層間短絡故障によって絶縁物が過熱し分解ガスが発生するため、分解ガスを検出することで、重大事故に至る前に層間短絡故障を検知する技術が存在する。

特開昭６３−１８６５２２号公報

上述したように、ＥＶＴにおける層間短絡故障を精度良く検出方法が無く、特にモールド式を採用したＥＶＴでは、層間短絡事故を検出する方法が全く存在しておらず、早期の故障検出が実現できていないという問題点があった。

この発明は上記問題点を解決するためになされたもので、ＥＶＴの一次巻線における層間短絡故障を精度良く検出する接地形計器用変圧器の故障検出方法を得ることを目的とする。

この発明に係る請求項１記載の接地形計器用変圧器（ＥＶＴ）の故障検出方法は、ＥＶＴの故障検出方法であって、前記ＥＶＴは、三相交流電源系統における第１相、第２相及び第３相に対応した第１、第２及び第３の部分変圧器を含み、前記第１〜第３の部分変圧器はそれぞれ、星形に結線された一次巻線、星形に結線された二次巻線、及び開放三角形に結線された三次巻線を有し、(a)前記第１〜第３の部分変圧器の三次巻線より得られる零相電圧が“０”でない有意な値を有する第１の故障要因の有無を判定するステップと、(b)前記第１〜第３の部分変圧器のうち２つの部分変圧器間における二次巻線の線間電圧となる３つの二次線間電圧のうち、２つの二次線間電圧が他の１つの二次線間電圧より大きくなる第２の故障要因の有無を判定するステップと、(c)前記ステップ(a)及び(b)の判定結果を参照して、前記第１及び第２の故障要因が共に有るか否かに基づき、前記接地形計器用変圧器（ＥＶＴ）における層間短絡故障の有無を判定するステップとを備える。

請求項１記載の本願発明である接地形計器用変圧器の故障検出方法は、ステップ(c)において、ステップ(a)及び(b)の判定結果を参照して、第１の故障要因及び第２の故障要因が共に有るか否かに基づき、接地形計器用変圧器における層間短絡故障の有無を判定することを特徴としている。そして、第１の故障要因として三次巻線より得られる零相電圧が“０”でないことを採用し、第２の故障要因として３つの二次線間電圧のうち、２つの二次線間電圧が他の１つの二次線間電圧より大きくなることを採用している。

請求項１記載の本願発明は上記特徴を有することにより、第１及び第２の故障要因を共に満足する場合に接地形計器用変圧器における層間短絡故障の発生を判定することができるため、比較的簡単な方法で精度良く接地形計器用変圧器における層間短絡故障の有無を判定することができる。

モールド形ＥＶＴの構造を示す説明図である。 図１で示した一次巻線の部分拡大図を模式的に示す説明図である。 特別高圧受電設備の系統構成例を示す説明図である。 ＥＶＴにおける一次巻線〜三次巻線３の結線内容を模式的に示す説明図である。 １線地絡事故時の回路状態を模式的に示す説明図である。 Ｒ相で１線地絡事故が発生した場合の各相の電圧のベクトル状況を示す説明図である。 Ｒ相のＥＶＴの一次巻線に層間短絡故障が発生した場合の各相のＥＶＴの二次電圧のベクトル状況を示す説明図である。 Ｒ相一次巻線相間短絡時の二次線間電圧Ｖ_２ＲＳ及びＶ_２ＴＲの上昇率の計算結果を表形式で示す説明図である。 ＥＶＴの三次巻線における零相電圧３ｖｏのベクトルを示す説明図である。 この発明の実施の形態１であるＥＶＴ一次巻線の故障検出方法の判定アルゴリズムを示すフローチャートである。 図１０の個別ステップの詳細を示すフローチャート（その１）である。 図１０の個別ステップの詳細を示すフローチャート（その２）である。 図１０の個別ステップの詳細を示すフローチャート（その３）である。 この発明の実施の形態２であるＥＶＴ一次巻線の故障検出方法の判定アルゴリズムを示すフローチャートである。 実施の形態１あるいは実施の形態２の故障検出方法を有する故障検出機能内蔵の電力系統例の第１の構成例を示す説明図である。 実施の形態１あるいは実施の形態２の故障検出方法を有する故障検出機能内蔵の電力系統例の第２の構成例を示す説明図である。

＜実施の形態１＞
（モールド式ＥＶＴの構造）
図１はモールド式を採用したモールド形ＥＶＴの構造を示す説明図である。図１(a)は側面断面構造を示し、図１(b)は正面断面構造を示している。図２は一次巻線３１の部分拡大図を模式的に示す説明図である。

以下、図１及び図２を参照して、６６／７７ｋＶ級モールド式ＥＶＴの標準的な構造を説明する。

単相のモールド式ＥＶＴ１ｅ（部分変圧器）は、大別して、同心円状に巻かれたコイル群３０と、コイル群３０を貫通し、閉じられた磁路を形成するカットコア３５と、コイル群３０及びその周辺をエポキシ樹脂で被覆した樹脂部（モールド部）３７とを含んで構成される。

コイル群３０は一次巻線３１、二次巻線３２及び三次巻線３３を有し、外周側から内周側にかけて一次巻線３１、二次巻線３２及び三次巻線３３の順でカットコア３５に巻回されている。

三次巻線３３は、一次−三次間変圧比（例えば、７７０００／√３Ｖ：１１０／３Ｖ）に応じて絶縁された平角銅線を数１０回、二次巻線３２は、一次−二次間変圧比（例えば、７７０００／√３Ｖ：１１０／√３Ｖ）に応じて絶縁された平角銅線を数１０回、一次巻線３１は髪の毛ほどの太さの絶縁された銅線である素線を総計数万回、１層毎に数１００回、カットコア３５を中心として巻回されている。

カットコア３５は、方向性電磁鋼板巻鉄心を２分割切断し、切断面を研磨し、樹脂部３７で被覆されたコイル群３０の一次巻線３１、二次巻線３２及び三次巻線３３に貫通した後、切断面を合わせて鋼帯３６により固定されている。

このような構成の単相のＥＶＴ１ｅが、Ｒ相（第１相）、Ｓ相（第２相）及びＴ相（第３相）用に３個設けられ、これらの集合体によりＥＶＴ１が構成される。

以下、図２を参照して、一次巻線３１の基本構成を説明する。図２では、３層分の素線４０が巻かれた箇所を示している。各層において素線４０は例えば８０回程度巻かれており、異なる層の素線４０，４０間には層間絶縁物４１が介挿される。そして、素線４０及び層間絶縁物４１を樹脂部３７よって被覆している。

一次巻線３１は片端接地の段絶縁で、１回の巻回における１ターン電圧は１Ｖ前後で、素線４０はエナメル等により素線絶縁が施されている。

例えば、素線４０の８０巻回（８０ターン）による層が４５０層で積層形成されている場合、総計巻回数は３６０００（＝４５０×８０）ターンとなる。

このような構造の一次巻線３１において、対地間に一次端子側に例えば７７０００／√３Ｖが加わった場合、１層分の分担電圧は１００Ｖ前後（≒７７０００／√３／４５０）となり、連続する２層間において下層で最初に巻回された素線４０と上層で最後に巻回された素線４０との間における一次巻線端部層間には２００Ｖ前後の２層分分担電圧となり、中性点接地端子側に向かって、各層の対地間電圧が加わる。

（モールド式ＥＶＴの故障モード）
モールド形ＥＶＴのコイルが絶縁破壊し１線地絡事故に至るには、一般に前兆現象として、電界強度が最も大きい一次巻線の一次端子に近い部分で部分放電が始まり、層間絶縁物４１の過熱劣化により異なる層間の素線４０，４０が短絡する層間短絡が発生する。例えば、往復２ターン（２巻回）分の閉回路が生じると、鉄心中の磁束によって閉回路に過電流が流れ、ジュール熱によって閉回路が生じた層の全周の巻線である素線４０が過熱し、加熱した素線４０に接触している層間絶縁物４１の過熱劣化を引き起こし、層間短絡の範囲が次第に拡大する。

数１００層（上記した例では４５０層）の積層構造から成る一次巻線３１の層間短絡がある範囲まで拡大し、健全層の分担電圧が絶縁耐力を超えると、一次巻線３１は全路絶縁破壊に至り、１線地絡事故となる。

一次巻線３１の層間短絡から１線地絡事故に至る事象は、最初の部分放電発生個所などによって一律ではないと考えられるが、自動オシロ装置に記録されたデータの解析から、数１０秒で見掛け上の一次巻線３１が約４０％に減少し、層間短絡から１線地絡事故に進展したことが判明した実例がある。

（Ｃ−ＧＩＳの構成とＥＶＴの接続例）
図３は、７７ｋＶ常用線−予備線受電、変圧器２バンク構成の特別高圧受電設備の系統構成例を示す説明図である。

同図に示すように、ＶＣＴ(Voltage and Current Transformer；取引用変成器)８は、受電遮断器５及び受電断路器４を介して常用線Ｌ１に接続されるとともに、受電遮断器７及び受電断路器６を介して予備線Ｌ２に接続されている。また、ＶＣＴ８は変圧器一次断路器９及び変圧器一次遮断器１０を介して第１バンク変圧器Ｂ１に接続されるとともに、変圧器一次断路器１１及び変圧器一次遮断器１２を介して第２バンク変圧器Ｂ２に接続される。さらに、特別高圧母線１３の変圧器一次断路器１１側のノードＰ１はＥＶＴ一次断路器３を介してＥＶＴ１に接続される。

なお、通常、受電断路器４及び受電遮断器５が導通状態、受電断路器６及び受電遮断器７が遮断状態（電路閉状態）に設定され、変圧器一次断路器９及び変圧器一次遮断器１０と変圧器一次断路器１１及び変圧器一次遮断器１２とのうち一方が導通状態、他方が遮断状態に設定される。

上述した構成部（１，２，４〜１３）がガス絶縁されたキュービクルに収納され、キュービクル形ガス絶縁開閉装置（Ｃ−ＧＩＳ）を構成する。

（ＥＶＴの結線と平常時の二次、三次電圧）
前述したように、ＥＶＴ１は単相形のＥＶＴ１ｅが３台で構成される。すなわち、ＥＶＴ１は、三相交流電源系統におけるＲ相（第１相）、Ｓ相（第２相）及びＴ相（第３相）に対応した３つのＥＶＴ１ｅ（第１〜第３の部分変圧器）構成される。

そして、３相のＥＶＴ１ｅ間において、一次巻線３１，３１間は星形に結線され、二次巻線３２，３２間は星形に結線され、三次巻線３３，３３間は開放三角形に結線される。

図４はＥＶＴ１ｅにおける一次巻線３１〜三次巻線３３の結線内容を模式的に示す説明図である。同図(a)は一次巻線３１における結線内容を示し、同図(b)は二次巻線３２における結線内容を示し、同図(c)は三次巻線３３における結線内容を示している。

同図(a)に示すように、一次Ｒ相電圧Ｅ_１Ｒに示す箇所にＲ相用の一次巻線３１が配置され、一次Ｓ相電圧Ｅ_１Ｓで示す箇所にＳ相用の一次巻線３１が配置され、一次Ｔ相電圧Ｅ_１Ｔで示す箇所にＴ相用の一次巻線３１が配置される。そして、Ｔ相一次線Ｔ_１、Ｒ相一次線Ｒ_１及びＳ相一次線Ｓ_１に電力供給を受ける。

同図(b)に示すように、二次Ｒ相電圧Ｅ_２Ｒに示す箇所にＲ相用の二次巻線３２が配置され、二次Ｓ相電圧Ｅ_２Ｓで示す箇所にＳ相用の二次巻線３２が配置され、二次Ｔ相電圧Ｅ_２Ｔで示す箇所にＴ相用の二次巻線３２が配置される。そして、Ｔ相二次線Ｔ_２、Ｒ相二次線Ｒ_２及びＳ相二次線Ｓ_２のうち２つの線間において３つの二次線間電圧を得ることができる>。

同図(c)に示すように、三次Ｒ相電圧Ｅ_３Ｒに示す箇所にＲ相用の三次巻線３３が配置され、三次Ｓ相電圧Ｅ_３Ｓで示す箇所にＳ相用の三次巻線３３が配置され、三次Ｔ相電圧Ｅ_３Ｔで示す箇所にＴ相用の三次巻線３３が配置される。そして、Ｔ相三次線Ｔ_３、Ｓ相三次線Ｓ_３及びＲ相三次線Ｒ_３を経由したＴ相、Ｓ相及びＲ相のベクトル和である三次巻線３３における零相電圧３ｖｏを得ることができる。

図４に示す構成では、単相ＥＶＴ１ｅの変圧比は７７０００／√３：１１０／√３：１１０／３Ｖで、星形結線（一次巻線３１間）−星形結線（二次巻線３２間）−開放三角結線（三次巻線３３間）に設定することにより、二次線間電圧は１１０Ｖとなり、これが各種の計器や継電器に入力される。図４の三次開放端は、正常時は各相三次電圧のベクトル和がゼロとなるため、正常動作時、３ｖｏ（三次換算値）＝０となる。

三次開放端には、地絡事故時に動作する零相電圧計や、地絡保護継電器が接続される。１線完全地絡事故時は例えば「３ｖｏ＝１１０Ｖ」となる。

（１線地絡時事故時のＥＶＴ二次、三次電圧）
まず、１線地絡事故時とＥＶＴ一次巻線層間短絡故障時のＥＶＴ二次、三次に現れる電圧の違いを説明する。図５は、１線地絡事故時の回路状態を模式的に示す説明図である。

同図に示すように、Ｔ相電源線Ｔ０にＴ相用交流電源ＡＴが接続され、Ｒ相電源線Ｒ０にＲ相用交流電源ＡＲが接続され、Ｓ相電源線Ｓ０にＳ相用交流電源ＡＳが接続された、一般的な電力会社等からの電力供給を想定した場合を考える。この場合、わが国の７７／６６ｋＶ系統の中性点接地方式は２００〜４００Ａ抵抗接地で、Ｒ相用交流電源ＡＲ、Ｔ相用交流電源ＡＴ及びＳ相用交流電源ＡＳが接続される中性点Ｐ２と大地レベル間に中性点接地抵抗Ｒｎ（ＮＧＲ；抵抗値ＲｎΩ）が接続される。

Ｔ相電源線Ｔ０、Ｒ相電源線Ｒ０及びＳ相電源線Ｓ０は、ケーブルや架空線で構成される電路である。Ｔ相電源線Ｔ０と大地との間にはＴ相対地静電容量ＣＴ０、Ｒ相電源線Ｒ０と大地との間にはＲ相対地静電容量ＣＲ０、Ｓ相電源線Ｓ０と大地との間にはＳ相対地静電容量ＣＳ０が存在する。Ｔ相対地静電容量ＣＴ０、Ｒ相対地静電容量ＣＲ０及びＳ相対地静電容量ＣＳ０の容量値Ｃは、分布定数であるが、等価的に集中定数として図示している。

図５では、Ｒ相で１線地絡事故が発生したと想定した図であり、Ｒ相電源線Ｒ０と大地との間に地絡点抵抗Ｒｇ（Ω）が存在すると定義する。

図６は、Ｒ相で１線地絡事故が発生した場合の各相の電圧のベクトル状況を示す説明図である。

図６のＲ相用円５０として示すように、Ｒ相用交流電源ＡＲ、Ｓ相用交流電源ＡＳ及びＴ相用交流電源ＡＴによる電源電圧及び対地静電容量Ｃが三相平衡の条件では、Ｒ相１線地絡事故時の中性点Ｐ２の軌跡は、Ｒ相電圧Ｅ_Ｒを通る円弧になることが理論的に証明されている。

なお、Ｒ相用円５０の中心座標Ｃ０は以下の式(1)で表され、Ｒ相用半径ＲＥ_Ｒは以下の式(2)で表される。なお、式(1)及び式(2)において、ＣはＲ相対地静電容量ＣＲ０の容量値、Ｒｎは中性点接地抵抗Ｒｎの抵抗値、ωは角周波数を意味する。

地絡点抵抗Ｒｇの抵抗値が小さいほど完全地絡に近くなり、各相の零相電圧Ｖｏが大きくなり、中性点Ｐ２はＲ相電圧Ｅ_Ｒのベクトル終点であるＲ点に近づき、地絡点抵抗Ｒｇの抵抗値が大きいほど平常時に近くなり、零相電圧Ｖｏが小さくなり、中性点Ｐ２は中心座標Ｃ０点に近づく（Ｒｇ＝∞は、地絡事故が起きていないことを示す）。

各相の対地間電圧であるＲ相電圧Ｅ_Ｒ、Ｓ相電圧Ｅ_Ｓ、及びＴ相電圧Ｅ_Ｔは、平常時（１線地絡事故発生前）から１線地絡事故発生後の異常時にかけて零相電圧Ｖｏが“０”から“０”でない有意な値を採る状態に変化する結果、それぞれ以下の式(3)〜式(5)で表される。なお、式(3)〜式(5)に示すＲ相電圧Ｖ_Ｒ、Ｓ相電圧Ｖ_Ｓ及びＴ相電圧Ｖ_Ｔは異常時におけるＲ相電圧、Ｓ相電圧及びＴ相電圧を意味し、Ｒ相電圧Ｅ_Ｒ、Ｓ相電圧Ｅ_Ｓ及びＴ相電圧Ｅ_Ｔは正常時におけるＲ相電圧、Ｓ相電圧及びＴ相電圧を意味する。

また、中性点接地抵抗Ｒｎの抵抗値が大きいほど非接地系に近くなり、Ｒ相用円５０は小さくなる。Ｒｎ＝∞（完全非接地系）では、地絡点抵抗Ｒｇの抵抗値をパラメータとした場合の中性点Ｐ２の軌跡は、図６の線分０−Ｒ（Ｒ相電圧Ｅ_Ｒ）を直径とする半円を描く。

図６から明らかなように、１線地絡事故が発生すると、開放三角結線されるＥＶＴ１の三次電圧として“０”でない零相電圧３ｖｏが発生し、これを計器や継電器に入力することによって、地絡事故が発生したことを検出できる。

１線地絡事故が発生しても、ＥＶＴ１の各線間電圧に相当する、図６で示すＳＴ線間電圧Ｅ_ＳＴ、ＴＲ線間電圧Ｅ_ＴＲ、ＲＳ線間電圧Ｅ_ＲＳは変化しない（厳密には微小な変化はある）ことが本発明の第１の重要ポイントとなる。

（１台のＥＶＴ１ｅに層間短絡故障時のおける当該ＥＶＴ１ｅの二次、三次電圧）
図７はＲ相用のＥＶＴ１ｅの一次巻線に層間短絡故障が発生した場合の各相のＥＶＴ１ｅの二次電圧のベクトル状況を示す説明図である。同図(a)が正常時の場合、同図(b)がＲ相のＥＶＴ１ｅの一次巻線３１に層間短絡故障が発生した異常時の場合を示している。

Ｒ相用のＥＶＴ１ｅの一次巻線３１に層間短絡故障が発生すると、見掛け上、一次巻線の巻回数が減少したのと等価となり、変圧比が小さくなるため、同図(b)に示すＲ相の二次Ｒ相電圧Ｖ_２Ｒは、同図(a)で示す平常時の二次Ｒ相電圧Ｅ_２Ｒよりも大きくなる。

したがって、ＥＶＴ１の二次巻線間において、同図(b)で示す異常時の二次ＲＳ線間電圧Ｖ_２ＲＳ及び二次ＴＲ線間電圧Ｖ_２ＴＲは、同図(a)で示す平常時の二次ＲＳ線間電圧Ｅ_２ＲＳ及び二次ＴＲ線間電圧Ｅ_２ＴＲより大きくなる。一方、同図(b)で示す異常時の二次ＳＴ線間電圧Ｖ_２ＳＴは、同図(a)で示す正常時の二次ＳＴ線間電圧Ｅ_２ＳＴから変化しない。

この二次巻線３２における線間電圧の変化は、一次巻線３１の層間短絡範囲の拡大に伴って大きくなる。この現象が、本発明の第２の重要ポイントとなる。

各相のＥＶＴ１ｅの一次巻線３１、二次巻線３２及び三次巻線３３の各巻数をＮ１、Ｎ２、及びＮ３とし、Ｒ相用のＥＶＴ１ｅの一次巻線３１の層間短絡故障により、Ｒ相一次巻数がＮ１からＮ１（１−Ｋ）に減少したとする。この場合、二次Ｒ相電圧Ｖ_２Ｒは、以下の式(6)のように、二次Ｒ相電圧Ｅ_２Ｒから上昇する。

その結果、図７に示すように、二次Ｒ相電圧Ｖ_２Ｒの上昇を受け、各相のＥＶＴ１ｅの３つの二次線間電圧のうち、２つの二次ＲＳ線間電圧Ｖ_２ＲＳ及び二次ＴＲ線間電圧Ｖ_２ＴＲも上昇する。

図８はＫをパラメータとして、二次ＲＳ線間電圧Ｖ_２ＲＳ及び二次ＴＲ線間電圧Ｖ_２ＴＲの上昇率の計算結果を表形式で示す説明図である。

同図に示すように、パラメータＫが大きくなる、すなわち、巻回数減少度合が大きくなるに従い、二次ＲＳ線間電圧Ｖ_２ＲＳ及び二次ＴＲ線間電圧Ｖ_２ＴＲの上昇率が増大する。

図９はＥＶＴ１の三次巻線３３における三次Ｒ相電圧Ｅ_３Ｒ、三次Ｓ相電圧Ｅ_３Ｓ及び三次Ｔ相電圧Ｅ_３Ｔのベクトル和である三次巻線３３における零相電圧３ｖｏのベクトルを示す説明図である。同図(a)が正常時の場合、同図(b)がＲ相のＥＶＴ１ｅの一次巻線３１に層間短絡故障が発生した場合を示している。

同図に示すように、Ｒ相用のＥＶＴ１ｅの一次巻線３１に層間短絡故障が発生した場合、同様の原理で三次Ｒ相電圧Ｅ_３Ｒも大きくなり、開放三角結線内の各相電圧のベクトル和である零相電圧３ｖｏが“０”でなく有意な値をもつため、地絡事故は起きていないにも関わらず、三次開放端に見掛け上の有意な値を有する零相電圧３ｖｏが発生する。

（ＥＶＴ一次巻線の層間短絡故障検出方法）
図１０は、この発明の実施の形態１であるＥＶＴ一次巻線の故障検出方法の判定アルゴリズムを示すフローチャートである。同図において、ステップＳ１と、ステップＳ１１〜Ｓ１５よりなる層間短絡故障判定処理ＴＲ１と、ステップＳ２１〜Ｓ２８よりなる１線地絡事故判定処理ＴＲ２とから構成される。

第２の重要ポイントとして示したように、ＥＶＴ一次巻線における層間短絡時の特徴は、二次線間電圧のうち、層間短絡が発生した相に関わる２つの線間電電圧、例えば、Ｒ相ＥＶＴの層間短絡故障であれば、Ｒ−Ｓ間とＴ−Ｒ間の線間電圧が上昇し、Ｓ−Ｔ間の線間電圧は変化しないことである。

線間電圧の上昇の要因は、電源電圧の上昇や進み力率運転時のフェランチ効果などがあるが、２つの線間電圧が大きく上昇する現象は一次巻線の層間短絡以外には考えられない。

また、電源電圧の上昇やフェランチ効果による電圧上昇では、通常は各相の電圧が上昇する。また、この場合、“０”でない有意な値を有する零相電圧３ｖｏは発生しないが、層間短絡では有意な値を有する零相電圧３ｖｏが発生する。

零相電圧３ｖｏは、地絡事故時にも有意な値を示すが、地絡事故では、第２の重要ポイントである、２つの線間電圧が上昇する現象は発生しない。

以下、図１０を参照して、実施の形態１であるＥＶＴ１の故障検出方法の処理手順を説明する。

まず、ステップＳ１において、二次ＲＳ線間電圧Ｅ_２ＲＳ、二次ＳＴ線間電圧Ｅ_２ＳＴ及びＴＲ線間電圧Ｅ_２ＴＲが３つともほぼ同じ値であるか（Ｙ(YES)）否か(Ｎ(NO))を判定し、ＹＥＳの場合はステップＳ２１以降の１線地絡事故判定処理ＴＲ２に移行し、ＮＯの場合はステップＳ１１移行の層間短絡故障判定処理ＴＲ１に移行する。

（層間短絡故障判定処理ＴＲ１）
まず、層間短絡故障判定処理ＴＲ１について説明する。ステップＳ１１において、三次巻線３３における零相電圧３ｖｏが“０”あるか（Ｙ）否か（Ｎ）を判定し、ＹＥＳの場合はステップＳ１５で、後述する計器・継電器１９等の誤動作調査を実行し、ＮＯの場合はステップＳ１２に移行する。

このように、ステップＳ１１において、Ｒ相，Ｓ相及びＴ相用の３つのＥＶＴ１ｅ（第１〜第３の部分変圧器）の三次巻線３３より得られる零相電圧３ｖｏが“０”でない有意な値を有する第１の故障要因の有無を判定している。

ステップＳ１２において、二次ＲＳ線間電圧Ｅ_２ＲＳの値（絶対値）と二次ＴＲ線間電圧Ｅ_２ＴＲの値（絶対値）とが同レベルの（ほぼ等しい）関係にあり、かつ、これら２つの線間電圧（Ｅ_２ＴＲ，Ｅ_２ＲＳ）の値が残りの１つの線間電圧である二次ＳＴ線間電圧Ｅ_２ＳＴの値（絶対値）より大きい（Ｙ）か否か（Ｎ）を判定する。そして、ステップＳ１２でＹＥＳの場合にステップＳ１６でＲ相・層間短絡故障が発生したと判定し、警報を出力する。一方、ステップＳ１２でＮＯの場合はステップＳ１３に移行する。

ステップＳ１３において、二次ＲＳ線間電圧Ｅ_２ＲＳの値（絶対値）と二次ＳＴ線間電圧Ｅ_２ＳＴの値（絶対値）とが同レベルの関係にあり、かつ、これら２つの線間電圧（Ｅ_２ＲＳ，Ｅ_２ＳＴ）の値が残りの１つの線間電圧である二次ＴＲ線間電圧Ｅ_２ＴＲの値（絶対値）より大きい（Ｙ）か否か（Ｎ）を判定する。そして、ステップＳ１３でＹＥＳの場合にステップＳ１７でＳ相・層間短絡故障が発生したと判定し、警報を出力する。一方、ステップＳ１３でＮＯの場合はステップＳ１４に移行する。

ステップＳ１４において、二次ＲＳ線間電圧Ｅ_２ＴＲの値（絶対値）と二次ＳＴ線間電圧Ｅ_２ＳＴの値（絶対値）とが同レベルの関係にあり、かつ、これら２つの線間電圧（Ｅ_２ＴＲ，Ｅ_２ＳＴ）の値が残りの１つの線間電圧である二次ＲＳ線間電圧Ｅ_２ＲＳの値より大きい（Ｙ）か否か（Ｎ）を判定する。そして、ステップＳ１４でＹＥＳの場合にステップＳ１８でＴ相・層間短絡故障が発生したと判定し、警報を出力する。一方、ステップＳ１４でＮＯの場合はステップＳ１に戻る。

そして、ステップＳ１６〜Ｓ１８それぞれにおいて、ステップＳ１１及びステップＳ１２〜Ｓ１４の判定結果を参照して、上述した第１及び第２の故障要因が共に有るか否かに基づき、ＥＶＴ１における層間短絡故障の有無を判定している。

（１線地絡事故判定処理ＴＲ２）
次に、１線地絡事故判定処理ＴＲ２について説明する。ステップＳ２１において、零相電圧３ｖｏが“０”あるか（Ｙ）否か（Ｎ）を判定し、ＹＥＳの場合はステップＳ２５で「正常状態」であると判定し、ＮＯの場合はステップＳ２２に移行する。

このように、ステップＳ２１において、Ｒ相，Ｓ相及びＴ相用の３つのＥＶＴ１ｅ（第１〜第３の部分変圧器）の三次巻線３３より得られる零相電圧３ｖｏが“０”でない有意な値を有する第１の故障要因の有無を判定している。

ステップＳ２２において、三次Ｒ相電圧Ｅ_３Ｒの値（絶対値）が、三次Ｓ相電圧Ｅ_３Ｓの値（絶対値）あるいは三次Ｔ相電圧Ｅ_３Ｔの値（絶対値）より小さいか（Ｙ）か否か（Ｎ）を判定する。そして、ステップＳ２２でＹＥＳの場合にステップＳ２６でＲ相・１線地絡事故が発生したと判定し、警報を出力する。一方、ステップＳ２２でＮＯの場合はステップＳ２３に移行する。

ステップＳ２３において、三次Ｓ相電圧Ｅ_３Ｓの値が、三次Ｔ相電圧Ｅ_３Ｔの値あるいは三次Ｒ相電圧Ｅ_３Ｒの値より小さいか（Ｙ）か否か（Ｎ）を判定する。そして、ステップＳ２３でＹＥＳの場合にステップＳ２７でＳ相・１線地絡事故の発生が判定したと、警報を出力する。一方、ステップＳ２３でＮＯの場合はステップＳ２４に移行する。

ステップＳ２４において、三次Ｔ相電圧Ｅ_３Ｔの値が、三次Ｒ相電圧Ｅ_３Ｒの値あるいは三次Ｓ相電圧Ｅ_３Ｓの値より小さいか（Ｙ）か否か（Ｎ）を判定する。そして、ステップＳ２４でＹＥＳの場合にステップＳ２８でＴ相・１線地絡事故が発生したと判定し、警報を出力する。一方、ステップＳ２４でＮＯの場合はステップＳ１に戻る。

このように、ステップＳ２２〜Ｓ２４にそれぞれにおいて、Ｒ相，Ｓ相及びＴ相用の３つのＥＶＴ１ｅ（第１〜第３の部分変圧器）それぞれの三次巻線３３の出力電圧となる３つの三次出力電圧のうち、１つの三次出力電圧が他の２つの三次出力の少なくとも一つより小さくなる、第３の故障要因の有無を判定している。

そして、ステップＳ２６〜Ｓ２８それぞれにおいて、ステップＳ２１及びステップＳ２２〜Ｓ２４の判定結果を参照して、上述した第１及び第３の故障要因が共に有るか否かに基づき、ＥＶＴ１における１線地絡事故の有無を判定している。

このように、実施の形態１であるＥＶＴの故障検出方法における層間短絡故障判定処理ＴＲ１は、ステップＳ１６〜Ｓ１８において、ステップＳ１１とステップＳ１２〜Ｓ１４の判定結果を参照して、第１の故障要因及び第２の故障要因が共に有るか否かに基づき、ＥＶＴ１における層間短絡故障の有無を判定している。ここで、第１の故障要因の判断基準として零相電圧３ｖｏが“０”でない有意な値をもつことを採用し、第２の故障要因の判断基準として、３つの二次線間電圧のうち、２つの二次線間電圧が他の１つの二次線間電圧より大きく、２つの二次線間電圧が同レベルである（ほぼ同じ値となる）ことを採用している。

その結果、実施の形態１のＥＶＴの故障検出方法の層間短絡故障判定処理ＴＲ１により、第１及び第２の故障要因を共に満足する場合にＥＶＴ１における層間短絡故障の発生を判定することができるため、比較的簡単な方法で精度良くＥＶＴ１における層間短絡故障の有無を判定することができる。

特に、従来はその構造上、層間短絡故障の検出が不可能とされていたモールド式ＥＶＴにおいて、実施の形態１の故障検出方法を採用することは有益である。

さらに、実施の形態１であるＥＶＴの故障検出方法における１線地絡事故判定処理ＴＲ２は、ステップＳ２６〜Ｓ２８において、ステップＳ２１及びステップＳ２２〜Ｓ２４の判定結果を参照して、第１の故障要因及び第３の故障要因が共に有るか否かに基づき、ＥＶＴ１における１線地絡事故の有無を判定している。ここで、第１の故障要因の判断基準として零相電圧３ｖｏが“０”でない有意な値をもつことを採用し、第３の故障要因の判断基準として、３つの三次出力電圧のうち、１つの三次出力電圧が他の２つの三次出力電圧の少なくとも一つより小さいことを採用している。

その結果、実施の形態１のＥＶＴの故障検出方法の１線地絡事故判定処理ＴＲ２により、第１及び第３の故障要因を共に満足する場合にＥＶＴ１における１線地絡事故の発生を判定することができるため、層間短絡故障に加え、比較的簡単な方法で精度良くＥＶＴ１における１線地絡事故の有無を判定することができる。

図１１〜図１３は図１０の個別ステップの詳細を示すフローチャートであり、図１１はステップＳ１１（Ｓ２１）の詳細を示し、図１２はステップＳ１２の詳細を示し、図１３はステップＳ２２の詳細を示している。

図１１に示すように、同図(a)で示すステップＳ１１の処理は、同図(b)で示すように、零相電圧３ｖｏの絶対値｜３ｖｏ｜が基準パラメータａ（＞０）より小さいか否かで判定している。なお、基準パラメータａとして例えば完全地絡時３ｖｏの１５％が考えられる。

図１２に示すように、ステップＳ１２はステップＳ１２１〜Ｓ１２３により実行される。ステップＳ１２１において、二次ＲＳ線間電圧Ｅ_２ＲＳの値（絶対値）と二次ＴＲ線間電圧Ｅ_２ＴＲの値（絶対値）との差の絶対値｜｜Ｅ_２ＲＳ｜−｜Ｅ_２ＴＲ｜｜が基準パラメータｂ（＞０）より小さいか（Ｙ）否か（Ｎ）により、「Ｅ_２ＲＳ≒Ｅ_２ＴＲ」の有無を判定している。なお、基準パラメータｂとして、例えば平常時の二次線間電圧（Ｅ_２ＲＳ，Ｅ_２ＴＲ、Ｅ_２ＳＴ）の１０％以下の有意な値が考えられる。

このように、ステップＳ１２１において、３つのＥＶＴ１ｅ（第１〜第３の部分変圧器）のうち２つのＥＶＴ１ｅにおける二次巻線３２の線間電圧となる３つの二次線間電圧のうち、２つの二次線間電圧が同レベルである（ほぼ等しい）場合に第１の判断基準を満足すると判定している。

そして、ステップＳ１２１でＹＥＳの場合に次の判定ステップであるステップＳ１２２に移行し、ＮＯの場合はステップＳ１２の判定結果がＮＯとなりステップＳ１３（図１０参照）に移行する。

ステップＳ１２２において、ステップＳ１２１で判定に用いた二次ＲＳ線間電圧Ｅ_２ＲＳ及び二次ＴＲ線間電圧Ｅ_２ＴＲに関し、二次ＲＳ線間電圧Ｅ_２ＲＳの値（絶対値）と二次ＴＲ線間電圧Ｅ_２ＴＲの値（絶対値）との和（｜Ｅ_２ＲＳ｜＋｜Ｅ_２ＴＲ｜）の半分の値を平均線間電圧ＥＭに設定する。

その後、ステップＳ１２３において、平均線間電圧ＥＭが二次ＳＴ線間電圧Ｅ_２ＳＴの絶対値に基準パラメータｃ（＞０）を加算した「｜Ｅ_２ＳＴ｜＋ｃ」より大きい（Ｙ）か否か（Ｎ）により、「Ｅ_２ＲＳ，Ｅ_２ＴＲ＞Ｅ_ＳＴ」の有無を判定している。なお、基準パラメータｃとして、は例えば平常時の二次線間電圧（Ｅ_２ＲＳ，Ｅ_２ＴＲ、Ｅ_２ＳＴ）の１５％以下の有意な値が考えられる。

そして、ステップＳ１２３でＹＥＳの場合は、ステップＳ１６において、Ｒ相・層間短絡故障の判定を行い、ＮＯの場合はステップＳ１２の判定結果がＮＯとなりステップＳ１３（図１０参照）に移行する。

このように、ステップＳ１２２及びＳ１２３において、２つの二次線間電圧の値（絶対値）の和の１／２が他の１つの二次線間電圧の絶対値＋基準パラメータｃより大きい値を有する場合を第２の判断基準としている。ステップＳ１２２及びＳ１２３の実行時において、ステップＳ１２１の判定に用いた２つの二次線間電圧の値は同レベルである第１の判断基準を満足しているため、上記第２の判断基準は、「ステップＳ１２１の判定に用いた２つの二次線間電圧それぞれが、他の１つの二次線間電圧より大きいこと」とする判断基準と実質等価な判断となる。

そして、ステップＳ１６において、ステップＳ１２１の実行による第１の判断基準と、ステップＳ１２２及びＳ１２３の実行による第２の判断基準とを共に満足する場合に層間短絡故障の発生要因である第２の故障要因が発生したと判定することにより、最終的に、精度良くＥＶＴ１におけるＲ相の層間短絡故障の有無を判定することができる。

なお、図１２ではステップＳ１２について示したが、ステップＳ１３及びＳ１４もステップＳ１２と同様にステップＳ１２１〜Ｓ１２３と同様な処理によって実行されることになる。

次に、図１３を参照してステップＳ２２の処理を説明する。

まず、ステップＳ２２１において、三次Ｒ相電圧Ｅ_３Ｒの絶対値｜Ｅ_３Ｒ｜が三次Ｓ相電圧Ｅ_３Ｓの絶対値に基準パラメータｄ（＞０）を減算した「｜Ｅ_３Ｓ｜−ｄ」より小さい（Ｙ）か否か（Ｎ）により、三次Ｒ相電圧Ｅ_３Ｒが三次Ｓ相電圧Ｅ_３Ｓより十分小さいか否かを判定する。なお、基準パラメータｄは例えば平常時の二次線間電圧（Ｅ_２ＲＳ，Ｅ_２ＴＲ、Ｅ_２ＳＴ）の１５％以下の有意な値が考えられる。

そして、ステップＳ２２１でＹＥＳの場合、ステップＳ２２の処理をＹＥＳとしてステップＳ２６でＲ相・１線地絡事故が発生したと判定し、ＮＯの場合にステップＳ２２２に移行する。

まず、ステップＳ２２２において、三次Ｒ相電圧Ｅ_３Ｒの絶対値｜Ｅ_３Ｒ｜が三次Ｔ相電圧Ｅ_３Ｔの絶対値に基準パラメータｄ（＞０）を減算した「｜Ｅ_３Ｔ｜−ｄ」より小さい（Ｙ）か否か（Ｎ）により、三次Ｒ相電圧Ｅ_３Ｒが三次Ｔ相電圧Ｅ_３Ｔより十分小さいか否かを判定する。

そして、ステップＳ２２２でＹＥＳの場合、ステップＳ２２の処理をＹＥＳとしてステップＳ２６でＲ相・１線地絡事故の発生を判定し、ＮＯの場合にステップＳ２３（図１０参照）に移行する。

このように、ステップＳ２２１及びＳ２２２の組み合わせによって、三次Ｒ相電圧Ｅ_３Ｒの値（絶対値）が三次Ｓ相電圧Ｅ_３Ｓの値（絶対値）及び三次Ｔ相電圧Ｅ_３Ｔの値（絶対値）のうち少なくとも１つより十分に小さいか否かにより、ステップＳ２２の処理を実現している。

なお、図１３ではステップＳ２２について示したが、ステップＳ２３及びＳ２４もステップＳ２２と同様にステップＳ２２１及びＳ１２３と同様な処理によって実行されることになる。

＜実施の形態２＞
図１４はこの発明の実施の形態２であるＥＶＴ一次巻線の故障検出方法の判定アルゴリズムを示すフローチャートである。実施の形態２では層間短絡故障判定に特化した故障検出方法である。

以下、図１４を参照して、実施の形態２であるＥＶＴ１の故障検出方法の処理手順を説明する。

まず、ステップＳ３１において、零相電圧３ｖｏが“０”ある（Ｙ）か否か（Ｎ）を判定し、ＮＯの場合はステップＳ３２に移行する。一方、ステップＳ３１でＹＥＳの場合はステップＳ３１に戻り、ステップＳ３１でＹＥＳとなるまでステップＳ３１の処理が繰り返される。

このように、ステップＳ３１において、Ｒ相，Ｓ相及びＴ相用の３つのＥＶＴ１ｅ（第１〜第３の部分変圧器）の三次巻線３３より得られる零相電圧３ｖｏが“０”でない有意な値を有する第１の故障要因の有無を判定している。

なお、ステップＳ３１の処理は、実施の形態１の図１１(b)で示すように、零相電圧３ｖｏの絶対値｜３ｖｏ｜が基準パラメータａ（＞０）より小さいか否かで判定している。

ステップＳ３２において、パラメータ初期設定処理を行う。パラメータ初期設定処理にはカウント値ＣＳ、カウント値ＣＲ及びカウント値ＣＴを「ＣＳ＝ＣＲ＝ＣＴ＝０」に設定したり、警報発報規定回数ＡＣの値を設定したりする等の処理が含まれる。

ステップＳ３２を終えると、ステップＳ４１〜Ｓ４５からなるＳ相・層間短絡故障判定処理ＳＪＤ、ステップＳ５１〜Ｓ５５からなるＲ相・層間短絡故障判定処理ＲＪＤ、及びステップＳ６１〜Ｓ６５からなるＴ相・層間短絡故障判定処理ＴＪＤが並行して実行される。

まず、Ｓ相・層間短絡故障判定処理ＳＪＤについて説明する。Ｓ相・層間短絡故障判定処理ＳＪＤでは二次ＲＳ線間電圧Ｅ_２ＲＳの値（絶対値）と二次ＴＲ線間電圧Ｅ_２ＴＲの値（絶対値）との差分（Ｅ_２ＲＳ−Ｅ_２ＴＲ）を所定時間毎にサンプリングする。ここで、最新サンプリング時刻ｔのサンプリング値を（Ｅ_２ＲＳ−Ｅ_２ＴＲ）ｔとし、時刻ｔの１つ前のサンプリング値を（Ｅ_２ＲＳ−Ｅ_２ＴＲ）（ｔ−１）とする。

なお、図１４では絶対値の記号の図示を省略しているが、ステップＳ４１で示される差分値は、正確には二次ＲＳ線間電圧Ｅ_２ＲＳの絶対値から二次ＴＲ線間電圧Ｅ_２ＴＲの絶対値を差し引いた値（｜Ｅ_２ＲＳ｜−｜Ｅ_２ＴＲ｜）となる。

ステップＳ４１は（Ｅ_２ＲＳ−Ｅ_２ＴＲ）（ｔ−１）と、（Ｅ_２ＲＳ−Ｅ_２ＴＲ）ｔとがセットされた段階、すなわち、少なくとも２つのサンプリング値が得られた段階で処理を開始する。

ステップＳ４１において「（Ｅ_２ＲＳ−Ｅ_２ＴＲ）（ｔ−１）＜（Ｅ_２ＲＳ−Ｅ_２ＴＲ）ｔ」であるか（Ｙ）否か（Ｎ）が判定する比較処理を行い、ＹＥＳの場合は次のステップＳ４２に移行し、ＮＯの場合はＣＳ＝０に初期化した後、ステップＳ４１に戻る。なお、ステップＳ４１では新たな実行時に、前回のサンプリング時刻ｔから、サンプリング周期である所定時間経過後の最新サンプリング時刻ｔに更新して新たな比較処理を行う。

ステップＳ４１でＹＥＳの場合に実行されるステップＳ４２において、カウント値ＣＳを“１”インクリメントし（ＣＳ＝ＣＳ＋１）、ステップＳ４３に移行する。

ステップＳ４３において、「ＣＳ＝ＡＣ」であるか（Ｙ）否か（Ｎ）を判定し、ＹＥＳの場合はステップＳ４４にて、Ｓ相・層間短絡故障の予測情報を出力する。一方、ステップＳ４３でＮＯの場合はステップＳ４１に戻る。

次に、Ｒ相・層間短絡故障判定処理ＲＪＤについて説明する。Ｒ相・層間短絡故障判定処理ＲＪＤでは二次ＴＲ線間電圧Ｅ_２ＴＲの値（絶対値）と二次ＳＴ線間電圧Ｅ_２ＳＴの値（絶対値）との差分値（Ｅ_２ＲＳ−Ｅ_２ＴＲ）を所定時間毎にサンプリングする。ここで、最新サンプリング時刻ｔのサンプリング値を（Ｅ_２ＴＲ−Ｅ_２ＳＴ）ｔとし、時刻ｔの１つ前のサンプリング値を（Ｅ_２ＴＲ−Ｅ_２ＳＴ）（ｔ−１）とする。

なお、図１４では絶対値の記号の図示を省略しているが、ステップＳ５１で示される差分値は、正確には二次ＴＲ線間電圧Ｅ_２ＴＲの絶対値から二次ＳＴ線間電圧Ｅ_２ＳＴＲの絶対値を差し引いた値（｜Ｅ_２ＴＲ｜−｜Ｅ_２ＳＴ｜）となる。

ステップＳ５１は（Ｅ_２ＴＲ−Ｅ_２ＳＴ）（ｔ−１）と、（Ｅ_２ＴＲ−Ｅ_２ＳＴ）ｔとがセットされた段階で処理を開始する。

ステップＳ５１において「（Ｅ_２ＴＲ−Ｅ_２ＳＴ）（ｔ−１）＜（Ｅ_２ＴＲ−Ｅ_２ＳＴ）ｔ」であるか（Ｙ）否か（Ｎ）が判定する、ステップＳ４１と同様な比較処理を行い、ＹＥＳの場合は次のステップＳ５２に移行し、ＮＯの場合はＣＲ＝０に初期化した後、ステップＳ５１に戻る。

ステップＳ５１でＹＥＳの場合に実行されるステップＳ５２において、カウント値ＣＲを“１”インクリメントし（ＣＲ＝ＣＲ＋１）、ステップＳ５３に移行する。

ステップＳ５３において、「ＣＲ＝ＡＣ」であるか（Ｙ）否か（Ｎ）を判定し、ＹＥＳの場合はステップＳ５４にて、Ｒ相・層間短絡故障の予測情報を出力する。一方、ステップＳ５３でＮＯの場合はステップＳ５１に戻る。

最後に、Ｔ相・層間短絡故障判定処理ＴＪＤについて説明する。Ｔ相・層間短絡故障判定処理ＴＪＤでは二次ＳＴ線間電圧Ｅ_２ＳＴの値（絶対値）と二次ＴＳ線間電圧Ｅ_２ＲＳの値（絶対値）との差分値（Ｅ_２ＳＴ−Ｅ_２ＲＳ）を所定時間毎にサンプリングする。ここで、最新サンプリング時刻ｔのサンプリング値を（Ｅ_２ＳＴ−Ｅ_２ＲＳ）ｔとし、時刻ｔの１つ前のサンプリング値を（Ｅ_２ＳＴ−Ｅ_２ＲＳ）（ｔ−１）とする。

なお、図１４では絶対値の記号の図示を省略しているが、ステップＳ６１で示される差分値は、正確には二次ＳＴ線間電圧Ｅ_２ＳＴの絶対値から二次ＲＳ線間電圧Ｅ_２ＲＳの絶対値を差し引いた値（｜Ｅ_２ＳＴ｜−｜Ｅ_２ＲＳ｜）となる。

ステップＳ６１は（Ｅ_２ＳＴ−Ｅ_２ＲＳ）（ｔ−１）と、（Ｅ_２ＳＴ−Ｅ_２ＲＳ）ｔとがセットされた段階で処理を開始する。

ステップＳ６１において「（Ｅ_２ＳＴ−Ｅ_２ＲＳ）（ｔ−１）＜（Ｅ_２ＳＴ−Ｅ_２ＲＳ）ｔ」であるか（Ｙ）否か（Ｎ）が判定する、ステップＳ４１及びＳ５１と同様な比較処理を行い、ＹＥＳの場合は次のステップＳ６２に移行し、ＮＯの場合はＣＴ＝０に初期化した後、ステップＳ６１に戻る。

ステップＳ６１でＹＥＳの場合に実行されるステップＳ６２において、カウント値ＣＴを“１”インクリメントし（ＣＴ＝ＣＴ＋１）、ステップＳ６３に移行する。

ステップＳ６３において、「ＣＴ＝ＡＣ」であるか（Ｙ）否か（Ｎ）を判定し、ＹＥＳの場合はステップＳ６４にて、Ｔ相・層間短絡故障の予測情報を出力する。一方、ステップＳ６３でＮＯの場合はステップＳ６１に戻る。

このように、Ｓ相・層間短絡故障判定処理ＳＪＤ、Ｒ相・層間短絡故障判定処理ＲＪＤ及びＴ相・層間短絡故障判定処理ＴＪＤ（以下、「Ｓ相・層間短絡故障判定処理ＳＪＤ等」と略記する場合あり）によって、Ｓ相、Ｒ相及びＴ相における層間短絡故障の有無を判定している。

すなわち、Ｓ相・層間短絡故障判定処理ＳＪＤ等のステップＳ４１〜Ｓ４３，Ｓ４５（Ｓ５１〜Ｓ５３，Ｓ５５及びＳ６１〜Ｓ６３及びＳ６５）は、３相のＥＶＴ１ｅ（第１〜第３の部分変圧器）のうち２つのＥＶＴ１ｅ間における二次巻線の線間電圧となる３つの二次線間電圧のうち、２つの二次線間電圧の差分値を所定時間毎にサンプリングし、当該差分値の経時変化に伴う増加傾向が警報発報規定回数ＡＣ（所定回数）連続して確認された場合に第３の判断基準を満足したと認識する処理となる。

したがって、実施の形態２の故障検出方法では、第３の判断基準の判断基準として、３つの二次線間電圧のうち、１つの二次線間電圧が他の２つの二次線間電圧の少なくとも一つより小さい状態となる度合が経時変化によって顕著になることを採用している。

すなわち、実施の形態２の故障検出方法においても、実施の形態１と同様、第２の故障要因として３つの二次線間電圧のうち、２つの二次線間電圧が他の１つの二次線間電圧より大きくなることが含まれている。

そして、実施の形態２の故障検出方法では、ステップＳ４４，Ｓ５４，及びＳ６４において、第３の判断基準を満足する場合に層間短絡故障の発生要因である第２の故障要因の発生を判定し、第１の故障要因（ステップＳ３１でＹＥＳ）及び第２の故障要因を共に満足することを認識すると、精度良くＥＶＴ１におけるＳ相、Ｒ相及びＴ相の層間短絡故障の有無を判定することができる。

例えば、図７に示すように、Ｒ相・層間短絡故障が発生した場合、二次Ｒ相電圧Ｖ_２Ｒ（異常状態の二次Ｒ相電圧Ｅ_２Ｒ）は時間経過と共に大きくなるが、二次Ｓ相電圧Ｅ_２Ｓ及び二次Ｔ相電圧Ｅ_２Ｔは時間経過によっても変化しない。

したがって、二次ＴＲ線間電圧Ｅ_２ＴＲは時間経過と共に大きくなるが、二次ＳＴ線間電圧Ｅ_２ＳＴは時間経過によって変化しない。その結果、差分値（Ｅ_２ＴＲ−Ｅ_２ＳＴ）は時間経過に伴い値が大きくなるという、時間経過故障要因傾向を示す。

したがって、Ｒ相・層間短絡故障判定処理ＲＪＤのステップＳ５３でカウント値ＣＲ＝ＡＣが確認される、すなわち、差分値（Ｅ_２ＴＲ−Ｅ_２ＳＴ）の時間経過に伴う増加が警報発報規定回数ＡＣ連続した場合、上記時間経過故障要因傾向が顕著であると認識できるため、ステップＳ５４でＲ相・層間短絡故障の予測情報を出力することができる。

Ｓ相・層間短絡故障判定処理ＳＪＤにおいてもＲ相・層間短絡故障判定処理ＲＪＤと同様にステップＳ４４でＳ相・層間短絡故障の予測情報を出力し、Ｔ相・層間短絡故障判定処理ＴＪＤにおいてもＲ相・層間短絡故障判定処理ＲＪＤと同様にステップＳ６４でＴ相・層間短絡故障予測情報を出力している。

なお、警報発報規定回数ＡＣは、サンプリング周期である所定時間を１秒とした場合、例えば、“１０”程度が想定される。

また、Ｓ相・層間短絡故障判定処理ＳＪＤのステップＳ４１において二次ＲＳ線間電圧Ｅ_２ＲＳの代わりに二次ＳＴ線間電圧Ｅ_２ＳＴを用いても良い。同様に、Ｒ相・層間短絡故障判定処理ＲＪＤのステップＳ５１において二次ＴＲ線間電圧Ｅ_２ＴＲの代わりに二次ＲＳ線間電圧Ｅ_２ＲＳを用いても良く、Ｔ相・層間短絡故障判定処理ＴＪＤのステップＳ６１において二次ＳＴ線間電圧Ｅ_２ＳＴの代わりに二次ＴＲ線間電圧Ｅ_２ＴＲを用いてもよい。

＜故障検出機能内蔵の電力系統構成例＞
（第１の構成例）
図１５は実施の形態１あるいは実施の形態２の故障検出方法を有する故障検出機能内蔵の電力系統の第１の構成例を示す説明図である。

同図に示すように、ＶＣＴ８は受電遮断器５及び受電断路器４を介して単一常用線Ｌ０に接続されると共に、特別高圧母線１３に接続される。特別高圧母線１３は断路器１５を介して第１バンク変圧器Ｂ１に接続されるとともに、断路器１６を介して第２バンク変圧器Ｂ２に接続される。なお、断路器１５は図３で示した変圧器一次断路器９あるいは変圧器一次断路器９及び変圧器一次遮断器１０の組み合わせに相当し、断路器１６は図３で示した変圧器一次断路器１１あるいは変圧器一次断路器１１及び変圧器一次遮断器１２の組み合わせに相当する。通常、断路器１５及び断路器１６のうち一方が導通状態、他方が遮断状態に設定される。

特別高圧母線１３のノードＰ１はＥＶＴ一次断路器３を介してＥＶＴ１に接続され、ＥＶＴ１のＲ相、Ｓ相及びＴ相のＥＶＴ１ｅそれぞれの二次巻線及び三次巻線が計器・継電器１９に接続され、計器・継電器１９が層間短絡故障検出装置２０に接続される。

計器・継電器１９は各相のＥＶＴ１ｅの二次巻線に電気的に接続されており、実施の形態１あるいは実施の形態２の故障検出方法に必要な二次巻線に関連する情報である二次ＲＳ線間電圧Ｅ_２ＲＳ、二次ＴＲ線間電圧Ｅ_２ＴＲ、及び二次Ｓ相電圧Ｅ_２Ｓが検出可能である。さらに、計器・継電器１９は各相のＥＶＴ１ｅの三次巻線３３に電気的に接続されており、実施の形態１あるいは実施の形態２の故障検出方法に必要な三次巻線３３に関連する情報である零相電圧３ｖｏ、三次Ｒ相電圧Ｅ_３Ｒ、三次Ｓ相電圧Ｅ_３Ｓ及び三次Ｒ相電圧Ｅ_３Ｒが検出可能である。

したがって、層間短絡故障検出装置２０は計器・継電器１９を介して必要な検出情報を取得して、実施の形態１あるいは実施の形態２の故障検出方法を実行することができる。

また、層間短絡故障検出装置２０は、故障検出方法の実行時に図示しない制御信号によって、ＥＶＴ一次断路器３または受電遮断器５の導通・遮断制御を行うことができる。

このように構成において、層間短絡故障検出装置２０は、実施の形態１あるいは実施の形態２の故障検出方法の実行により、ＥＶＴ１における層間短絡故障の発生を認識すると、受電遮断器５を制御して遮断状態とする連動トリップ処理を行い単一常用線Ｌ０への影響を回避する。その後、単一常用線Ｌ０を利用する受電設備は一次停電状態となる。

層間短絡故障検出装置２０は上記連動トリップ処理と並行して、ＥＶＴ一次断路器３を遮断状態とすることにより、層間短絡故障が発生したＥＶＴ１を特別高圧母線１３から切り離す。その後、ＥＶＴ１無しで、単一常用線Ｌ０に接続される受電設備の運用が可能であれば、受電遮断器５を導通状態に戻して、速やかに復電することができる。

（第２の構成例）
図１６は実施の形態１あるいは実施の形態２の故障検出方法を有する故障検出機能内蔵の電力系統の第２の構成例を示す説明図である。

同図に示すように、ＶＣＴ８は受電遮断器５Ａ及び受電断路器４Ａを介して常用線Ｌ１に接続されると共に、受電遮断器５Ｂ及び受電断路器４Ｂを介して予備線Ｌ２に接続される。

一方、ＶＣＴ８は受電遮断器５Ｂに接続され、特別高圧母線１３は断路器１５を介して第１バンク変圧器Ｂ１に接続されるとともに、断路器１６を介して第２バンク変圧器Ｂ２に接続される。通常、断路器１５及び断路器１６のうち一方が導通状態、他方がＳ遮断状態に設定される。

特別高圧母線１３のノードＰ１１はＥＶＴ一次断路器３Ａ及びＥＶＴ一次遮断器２Ａを介してＥＶＴ１Ａに接続され、ＥＶＴ１ＡのＲ相、Ｓ相及びＴ相のＥＶＴ１Ａｅそれぞれの二次巻線及び三次巻線が計器・継電器１９Ａに接続され、計器・継電器１９が層間短絡故障検出装置２０Ａに接続される。

また、特別高圧母線１３のノードＰ１２はＥＶＴ一次断路器３Ｂ及びＥＶＴ一次遮断器２Ｂを介してＥＶＴ１Ｂに接続され、ＥＶＴ１ＢのＲ相、Ｓ相及びＴ相のＥＶＴ１Ｂｅそれぞれの二次巻線及び三次巻線が計器・継電器１９Ｂに接続され、計器・継電器１９が層間短絡故障検出装置２０Ｂに接続される。

計器・継電器１９Ａ及び１９Ｂは、第１の構成例の計器・継電器１９と同様、実施の形態１あるいは実施の形態２の故障検出方法に必要な二次巻線３２に関連する情報及び三次巻線３３に関連する情報が検出可能である。

したがって、層間短絡故障検出装置２０Ａは計器・継電器１９Ａを介して必要な検出情報を取得して、層間短絡故障検出装置２０と同様、ＥＶＴ１Ａに対して、実施の形態１あるいは実施の形態２の故障検出方法を実行することができる。同様に、層間短絡故障検出装置２０Ｂは計器・継電器１９Ｂを介して必要な検出情報を取得して、ＥＶＴ１Ｂに対して、実施の形態１あるいは実施の形態２の故障検出方法を実行することができる。

また、層間短絡故障検出装置２０Ａは故障検出方法の実行時に図示しない制御信号によって、少なくともＥＶＴ一次遮断器２Ａ及び受電断路器４Ａ、ＥＶＴ一次遮断器２Ｂ、ＥＶＴ一次断路器３Ｂ、受電断路器４Ｂ及び受電遮断器５Ｂの導通・遮断制御を行うことができる。

また、層間短絡故障検出装置２０Ｂは故障検出方法の実行時に図示しない制御信号によって、少なくともＥＶＴ一次遮断器２Ｂ及び受電断路器４Ｂの導通・遮断制御を行うことができる。

通常時は、受電断路器４Ａ及び受電遮断器５Ａを共に導通状態、受電断路器４Ｂ及び受電遮断器５Ｂを遮断状態にするとともに、ＥＶＴ一次断路器３Ｂ及びＥＶＴ一次遮断器２Ｂを遮断状態することにより、受電設備は常用線Ｌ１を使用する。

通常時において、層間短絡故障検出装置２０Ａは、実施の形態１あるいは実施の形態２の故障検出方法の実行により、ＥＶＴ１Ａにおける層間短絡故障の発生を認識すると、ＥＶＴ一次遮断器２Ａを制御して遮断状態とする連動トリップ処理を行い常用線Ｌ１０への影響を回避するとともに、受電断路器４Ｂ及び受電遮断器５Ｂ並びにＥＶＴ一次遮断器２Ｂ及びＥＶＴ一次断路器３Ｂ２を導通状態にし、予備線Ｌ２を利用する臨時状態に切り替える。したがって、受電設備は常用線Ｌ１に代えて予備線Ｌ２を使用することができる。

したがって、ＥＶＴ１Ａに層間短絡故障が発生しても、層間短絡故障検出装置２０Ａの働きにより 常用線Ｌ１を予備線Ｌ２に切り替えるとともに、ＥＶＴ１ＡをＥＶＴ１Ｂに切り替えることにより、常用線Ｌ１及び予備線Ｌ２を利用する受電設備が停電状態になるのを回避することができる。

なお、層間短絡故障検出装置２０Ａは、上記連動トリップ処理と並行して、ＥＶＴ一次断路器３Ａを遮断状態とすることにより、ＥＶＴ１Ａを特別高圧母線１３から切り離す。

臨時状態時において、層間短絡故障検出装置２０Ｂは、実施の形態１あるいは実施の形態２の故障検出方法の実行により、ＥＶＴ１Ｂにおける層間短絡故障の発生を認識すると、ＥＶＴ一次遮断器２Ｂを制御して遮断状態とする連動トリップ処理を行い常用線Ｌ１への影響を回避する。

また、層間短絡故障検出装置２０Ｂは、上記連動トリップ処理後に、ＥＶＴ一次断路器３Ｂを遮断状態とすることにより、ＥＶＴ１Ｂを特別高圧母線１３から切り離す。

ＥＶＴ１（１Ａ，１Ｂ）の層間短絡故障を起点とする、特別高圧母線１３に接続される特別高圧受電設備（単一常用線Ｌ０，常用線Ｌ１及び予備線Ｌ２）の事故は、受電設備に接続される機器自体の損傷や、復旧までの停電による損害等、大きな影響を与えることが想定される。

しかしながら、第１及び第２の構成例のように、故障検出機能を有する層間短絡故障検出装置２０（２０Ａ，２０Ｂ）を設けることにより、速やかに層間短絡故障を検出し、早期に故障状態と判定されたＥＶＴ１（１Ａ，１Ｂ）を受電設備から切り離すことができる結果、ＥＶＴ１の層間短絡故障による悪影響を最小限に抑えることができる。

すなわち、従来のＥＶＴ１の故障検出方法では、１線地絡事故を検出するのがせいぜいであったため、１線地絡事故の発生時にはＥＶＴ１の損壊（モールド部の破裂等）となり、受電設備に停電が避けられないが、前兆現象である層間短絡故障の段階でＥＶＴ１の交渉を検知し、電路からＥＶＴ１を切り離すことができれば、受電設備への影響を最小化できる。

なお、図１５及び図１６で示した第１及び第２の構成例それぞれにおいて、実施の形態１の故障検出方法の１線地絡事故判定処理ＴＲ２によって１線地絡事故を認識した場合も、層間短絡故障が発生した場合と同様な処理を採ることが考えられる。但し、１線地絡電流をＥＶＴ一次断路器で遮断する能力はない。

＜その他＞
なお、層間短絡故障検出装置２０（２０Ａ，２０Ｂ）に実施の形態１あるいは実施の形態２の故障検出方法を実現する層間短絡故障検出機能を持たせる方法として、例えば、ＥＶＴ二次、三次電圧を標本量とする専用のディジタル継電器（図１５及び図１６の計器・継電器１９（１９Ａ，１９Ｂ）に相当）を公知の技術の組み合せで製作する第１の方法が考えられる。さらに、ＥＶＴ二次、三次電圧をトランスジューサ等によって信号化したものを工業用パソコン等に入力し、ソフトウェアに基づくＣＰＵを用いたプログラム処理によって判定する第２の方法が考えられる。

なお、本発明は、その発明の範囲内において、各実施の形態を自由に組み合わせたり、各実施の形態を適宜、変形、省略したりすることが可能である。

１，１Ａ，１Ｂ ＥＶＴ
２Ａ，２Ｂ ＥＶＴ一次遮断器
３，３Ａ，３Ｂ ＥＶＴ一次断路器
４，４Ａ，４Ｂ 受電断路器
５，５Ａ，５Ｂ 受電遮断器
８ ＶＣＴ
１３ 特別高圧母線
１５，１６ 断路器
１９，１９Ａ，１９Ｂ 計器・継電器
２０，２０Ａ，２９Ｂ 層間短絡故障検出装置
Ｂ１ 第１バンク変圧器
Ｂ２ 第２バンク変圧器
Ｌ０ 単一常用線
Ｌ１ 常用線
Ｌ２ 予備線

Claims (4)

1. 接地形計器用変圧器の故障検出方法であって、
   前記接地形計器用変圧器は、三相交流電源系統における第１相、第２相及び第３相に対応した第１、第２及び第３の部分変圧器を含み、
   前記第１〜第３の部分変圧器はそれぞれ、星形に結線された一次巻線、星形に結線された二次巻線、及び開放三角形に結線された三次巻線を有し、
   (a)前記第１〜第３の部分変圧器の三次巻線より得られる零相電圧が“０”でない有意な値を有する第１の故障要因の有無を判定するステップと、
   (b)前記第１〜第３の部分変圧器のうち２つの部分変圧器間における二次巻線の線間電圧となる３つの二次線間電圧のうち、２つの二次線間電圧が他の１つの二次線間電圧より大きくなる第２の故障要因の有無を判定するステップと、
   (c)前記ステップ(a)及び(b)の判定結果を参照して、前記第１及び第２の故障要因が共に有るか否かに基づき、前記接地形計器用変圧器における層間短絡故障の有無を判定するステップとを備える、
   接地形計器用変圧器の故障検出方法。
2. 請求項１記載の接地形計器用変圧器の故障検出方法であって、
   前記ステップ(b)は、
   (b-1)前記第１〜第３の部分変圧器のうち２つの部分変圧器間における二次巻線の線間電圧となる３つの二次線間電圧のうち、２つの二次線間電圧が同レベルである場合に第１の判断基準を満足すると判定するステップと、
   (b-2)前記ステップ(b-1)の判定に用いた２つの二次線間電圧それぞれが、他の１つの二次線間電圧より大きき場合に第２の判断基準を満足すると判定するステップとを含み、
   前記第１及び第２の判断基準を共に満足するか否かに基づき前記第２の故障要因の有無を判定する、
   接地形計器用変圧器の故障検出方法。
3. 請求項１記載の接地形計器用変圧器の故障検出方法であって、
   前記ステップ(b)は、
   (b-4)前記第１〜第３の部分変圧器のうち２つの部分変圧器間における二次巻線の線間電圧となる３つの二次線間電圧のうち、２つの二次線間電圧の差分値を所定時間毎にサンプリングし、当該差分値の経時変化に伴う増加傾向が所定回数連続して確認された場合に第３の判断基準を満足すると判定するステップを含み、
   前記第３の判断基準を満足するか否かに基づき前記第２の故障要因の有無を判定する、
   接地形計器用変圧器の故障検出方法。
4. 請求項１または請求項２記載の接地形計器用変圧器の故障検出方法であって、
   (d)前記第１〜第３の部分変圧器それぞれの三次巻線の出力電圧となる３つの三次出力電圧のうち、１つの三次出力電圧が他の２つの三次出力電圧の少なくとも一つより小さくなる、第３の故障要因の有無を判定するステップと、
   (e)前記ステップ(a)及び(d)の判定結果を参照して、前記第１及び第３の故障要因が共に有るか否かに基づき、前記接地形計器用変圧器における１線地絡事故の有無を判定するステップとをさらに備える、
   接地形計器用変圧器の故障検出方法。

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