JP7090213B2 - 送電線路のための加速的なゾーン－２保護 - Google Patents

Description

発明の分野
本発明は、一般に送電システムの保護に関し、より具体的には送電システムにおけるゾーン－２故障の場合の故障保護に関する。

発明の背景
距離継電器は、広く採用されている保護装置であって、送電線路における一次保護およびバックアップ保護を提供するように設計されている。この距離継電器は、とりわけゾーン－１およびゾーン－２で動作して、線路距離全体にわたって保護を提供することができる。ゾーン－１は、一般に線路長さの８０％をカバーする一方、ゾーン－２は、保護された線路（の線路長さ）の残り２０％をカバーするために意図的なオーバーリーチゾーンであるように設定される。この継電器は、ゾーン－１故障の場合には瞬時に動作するが、ゾーン－２故障の場合には遅延後に動作する。

ゾーン－２動作では、時間遅延は約１５～２０サイクル（３００～４００ｍｓ（ミリ秒））である。この動作時の遅延の主な理由は、下流の送電線路を保護する他の距離継電器との連携に時間が必要であるためである。上記のように、送電線路の一端における距離継電器は、瞬時動作により線路の８０％を保護する。耐故障性および他のエラーまたはシステム挙動を考慮すると、この割合は一般に線路長さの８０％を下回る可能性がある。たとえば、線路の後半（または、半分セクション）における短絡故障などの故障は、ゾーン－２として認識されるので、計画的遅延後に除去される。この待ち時間は、電力システムの安定性に影響を及ぼすが、同時に高速自動再投入を妨げる。

ゾーン－２動作の場合の遅延を減少させようとする特定の通信ベースの保護方法がある。これらの方法は、データのやりとりおよび意思決定に通信リンクを利用する。これらの方法では、通信リンクは、遠隔バスから遮断器状態情報をやりとりするのにも使用される。これらの方法の精度は、通信インフラストラクチャの信頼性に左右される。さらに、これらの方法は、経済的ではなく、たとえば通信障害がある場合には機能するとは限らない。通信を使用したいくつかのこのような保護スキームの例を以下に列挙する：
・許容オーバーリーチ転送トリップ（ＰＯＴＴ）
・許容アンダーリーチ転送トリップ（ＰＵＴＴ）
・方向比較ブロッキング（ＤＣＢ）
・方向比較アンブロッキング（ＤＣＵＢ）
・直接アンダーリーチ転送トリップ（ＤＵＴＴ）
・直接転送トリップ（ＤＴＴ）

線路の遠隔端部において遮断器の状態／動作情報を判断しようとする特定の他の方法がある。たとえば、１つの方法は、リモート遮断器の三極動作を検出する原理に基づいており、この検出を利用してゾーン－２故障の場合に継電器の動作を加速させる。この方法は、単極トリップ動作には適していない。別の例として、別の方法は、距離継電器によって確認されるインピーダンスの虚数部をモニタリングして、任意の非対称ゾーン－２故障後にリモート遮断器の三極トリップを検出することに基づいている。この方法も、単極トリップまたは対称故障には適していない。さらに別の例として、別の方法は、リモート遮断器動作に関連付けられたインピーダンス軌道特性のモニタリングに基づいている。この方法は、低抵抗故障に対しては感度がよくない。

したがって、これらの公知の方法は、距離継電器間の通信または線路の遠隔端部での遮断器の動作状態の分析を必要とする。これらの方法には制約があり、制約とは、専用の通信インフラストラクチャが必要であること、通信障害の影響を受けやすいこと、故障中に正確に計算することが困難であろうフェーザ情報を使用した特定の遮断器状態／動作モニタリングから特定のタイプの故障のみを検出できること、などである。

送電技術の最近の進歩と相まった再生可能エネルギ源の急速な統合により、大量の電力が長距離にわたって転送されるようになっている。これは、電力システムの安全かつ確実な動作の点で問題を生じさせている。再生可能エネルギ（低慣性）システムとグリッドとの統合は、グリッド安定性余裕に影響を及ぼす傾向があるため、より高速な故障除去保護スキームを必要とする。さらに、高速な故障除去は、機器の損傷を防止して電力システムの過渡安定性を向上させるために非常に重要である。

したがって、さまざまなタイプの故障シナリオで機能し得る、ローカル保護装置とリモート保護装置との間の通信を必要としない、送電線路のためのより高速な選択的ゾーン－２保護スキームが必要である。

発明の概要
本発明の一局面は、送電システムにおける保護のための方法に関する。この送電システムは、２つまたはそれ以上の送電線路（伝送線路または線路）を有する。たとえば、この送電システムは、２つの送電線路を有し得て、第１の送電線路は、一方の端部が第１のバス（または、端子）に接続され、別の端部が第２のバス（または、端子）に接続されており、第２の送電線路は、一方の端部が第２のバスに接続され、別の端部が第３のバス（または、端子）に接続されている。３つ以上の線路があってもよく、または４つ以上のバスがあってもよい。たとえば、２つの送電線路が第１のバスと第２のバスとの間に接続されてもよく、第３の送電線路が第２のバスと第３のバスとの間に接続され、第４の送電線路が第２のバスと第４のバスとの間に接続される。

送電システムには故障（または、外乱）がある場合がある。たとえば、２つまたはそれ以上の送電線路のうちの１つの送電線路に故障がある場合がある。送電線路における故障は、悪天候状況、鳥または他の外部物体／外乱によって引き起こされ得る嵐、雷、雪、凍結、雨、絶縁破壊、短絡などのために生じ得る。

線路内に故障がある場合に進行波が生成される。これらの進行波は、検出可能であり、ピーク、到着時刻などの進行波特性は、線路の端部において行われる測定から求められる。言い換えれば、進行波およびそれらのパラメータは、シングルエンド測定（シングルエンド方法）から検出または計算することができる。

この方法は、送電システムのバスのうちの１つ（たとえば、第１のバスおよび第３のバスのうちの１つ）に関連付けられた測定機器によって得られた信号から複数の進行波を検出するステップを含む。この測定機器は、変流器、計器用変圧器、センサベースの測定機器（たとえば、ロゴスキーコイル、非従来型の計器用変成器）などを含み得て、これらは、線路から検知された電流、電圧または他の情報に対応する信号を提供する。

この方法によれば、一端からの測定は、故障の位置を検出するのに使用される。たとえば、測定機器は、第１のバスに関連付けられた変流器であってもよく、第１のバスにおいて行われる測定から進行波が検出される。ここで、変流器からの電流信号は、進行波を検出するようにデジタル化されて処理されてもよい。

この方法は、信号から検出された第１の進行波、第２の進行波および第３の進行波の第１のピークの到着時刻を求めるステップも含む。したがって、たとえば、最初の３つの進行波の第１のピークの到着時刻が、第１のバスにおける信号から検出される（求められる／計算される）。ここで、第１の進行波は、故障点からバス（信号が測定される）まで直接進んでいく波であるのに対して、他のものは反射波（すなわち、他の（遠隔）バスから反射された波）である。

第１、第２および第３の進行波の第１のピークの到着時刻と、送電システムの対応するバスに接続された送電線路における進行波の伝播速度とに基づいて、（故障を有する線路の）線路長さの値を計算する。たとえば、線路長さの値は、以下によって計算される。

上記において、ｆｌ_ｃａｌは、線路長さの計算された値であり、ｔ_Ａ１，ｔ_Ａ２およびｔ_Ａ３は、第１、第２および第３の進行波の到着時刻であり、ｖは、進行波の伝播速度である。進行波の伝播速度が線路によって異なっている場合には、バス（端子）が接続されている送電線路（たとえば、上記の例の場合、第１のバスの場合には第１の線路、第３のバスの場合には第２の線路など）における伝播速度を考慮する必要がある。

この方法は、線路長さの計算された値と対応するバスに接続された送電線路の実際の線路長さとの比較に基づいて、故障が内部故障および外部故障のうちの１つであるか否かを判断するステップをさらに含む。ここで、内部故障は、対応するバスに接続された送電線路における故障であり、外部故障は、送電システムの別のバスに接続された送電線路における故障である。

したがって、たとえば、この方法が第１のバスにおける信号によって実行される場合、線路長さの計算された値は、一端が第１のバスに接続された第１の送電線路の実際の線路長さと比較される。ここで、内部故障は、故障が第１の送電線路にある場合であり、外部故障は、故障が第２の送電線路にある場合である。

内部故障の場合、故障は、対応するバスに関連付けられた保護装置の動作のゾーン－１およびゾーン－２のうちの１つに位置し得る。ゾーン－２故障の場合、故障位置は、対応する送電線路（たとえば、第１のバスの場合には第１の送電線路）の後半またはセクション（線の中間点を遠隔バスに接続する）内、または別の送電線路（たとえば、第２の送電線路）内であり得る。したがって、故障が内部故障および外部故障のうちの１つであるか否かを判断するステップは、線路長さの計算された値と対応するバスに接続された送電線路の実際の長さとの間の差を閾値と比較するステップを含み得る。

この閾値は、対応するバスに接続された送電線路の後半（たとえば、第１の線路の後半）における内部故障に関連付けられるように決定され得る。閾値の決定は、線路の履歴データから、および／または、操作員もしくは専門家からの情報によって、事前に行われ得る。

故障が内部故障および外部故障のうちの１つであるとの判断に従って、対応するバスに接続された送電線路に関連付けられた切替装置を制御するための信号を生成する。たとえば、故障が内部故障および外部故障のうちの１つであるとの判断に基づいて、第１のバスに関連付けられた回路遮断器のためのトリップ信号が生成される。この信号は、送電システムを保護するため、たとえば送電線路／システムを隔離するために生成される。

故障タイプ（すなわち、内部または外部）によって、切替装置の動作の時を判断することができる。たとえば、回路遮断器は、故障が内部故障であると判断された場合には瞬時に動作し得るが、回路遮断器は、故障が外部故障であると判断された場合には計画的遅延後に動作し得る。したがって、バスが接続されている線路上に故障があると判断された場合、切替装置は瞬時に動作し得るが、他の線路上の故障の場合、切替装置は特定の遅延後に動作し得る。

この方法は、保護装置、たとえばインテリジェント電子装置（ＩＥＤ）、保護継電器またはコントローラによって実現可能である。保護装置は、装置が保護する線路の端部において行われる測定によってこの方法を実行することができ、すなわち、保護装置は、シングルエンド測定によってこの方法を実行する。

したがって、本発明の一局面は、送電システムにおける保護のための装置に関する。この装置は、たとえば、対応する線路を保護するための、送電システムのバスのうちの１つに関連付けられたＩＥＤ、距離継電器またはコントローラであってもよい。たとえば、この装置は、第１の送電線路を保護するための、第１のバスに関連付けられたＩＥＤであってもよい。

この装置は、対応するバス／端子において行われる測定値、たとえば装置の入力インターフェイスにおいて受信される測定値を有する。ＩＥＤは、測定機器から信号を受信して、そこから測定値を取得することができる。

この方法のステップは、１つまたは複数のモジュールによって実行されてもよい。これらのモジュールは、１つまたは複数のプロセッサによって実現されてもよい。たとえば、ＩＥＤがこの方法を実行する例では、これらのモジュールは、ＩＥＤのプロセッサによって実現される。一実施形態では、これらのモジュールは、進行波モジュールと、長さ計算モジュールと、トリップモジュールとを含む。

進行波モジュールは、対応するバスに関連付けられた測定機器によって得られた信号から複数の進行波を検出する。また、進行波モジュールは、信号から第１、第２および第３の進行波の第１のピークの到着時刻を求める。

長さ計算モジュールは、第１、第２および第３の進行波の第１のピークの到着時刻と、対応するバスに接続された送電線路における進行波の伝播速度とに基づいて、線路長さの値を計算する。また、長さ計算モジュールは、線路長さの計算された値と対応するバスに接続された送電線路の実際の線路長さとの比較に基づいて、故障が内部故障および外部故障のうちの１つであるか否かを判断する。

トリップモジュールは、対応するバスに接続された送電線路に関連付けられた切替装置を制御するための信号を生成する。トリップモードは、故障が内部故障および外部故障のうちの１つであるとの判断に基づいて、信号を生成する。

添付の図面に示されている例示的な実施形態を参照して、本発明の主題を以下の本文でより詳細に説明する。

本発明の一実施形態に係る送電システムの簡略図である。 本発明の一実施形態に係る送電システムの送電線路に関連付けられた測定機器と保護装置との接続の簡略図である。 本発明の一実施形態に係る送電システムの保護のための装置のブロック図である。 本発明の一実施形態に係る送電システムの保護のための方法のフローチャートである。 本発明の別の実施形態に係る送電システムの簡略図である。 本発明の一実施形態に係る送電システムの線路における故障の格子図である。 例示的な実現例に係る、進行波の第１のピークの到着時刻を示す図である。 本発明の別の実施形態に係る送電システムの保護のための方法のフローチャートである。 さまざまなテストケースについて得られた結果の表である。

詳細な説明
本発明のさまざまな局面は、送電システムにおける故障保護に関する。送電システムは、２つまたはそれ以上の電源／負荷と２つまたはそれ以上の送電線路とを接続する。たとえば、送電システムは、ＡＣシステムと負荷、２つの変電所などとを接続することができる。

図１を参照して、図１は、本発明の一実施形態に係る送電システム（１００）を示す図である。示されるように、このシステムは、２つの電源（変電所であり得る）同士、すなわちソースＡおよびＣを接続する。これら２つのソースは、２つの送電線路（伝送線路または線路）、すなわち第１の送電線路（Ｌ１によって示される）および第２の送電線路（Ｌ２によって示される）に接続されている。示されるように、Ｌ１は、その端部が２つのバス（または、端子）、すなわちバスＡおよびバスＢに接続されており、Ｌ２は、２つのバス（または、端子）、すなわちバスＢおよびバスＣに接続されている。複数の線路があってもよく、この場合、送電システムによって接続されたエンティティ間により多くの数の線路、バスなどがあってもよい。さらに、２つ以上の線路が２つのバスの間に接続されていてもよく、または１つのバスに端を発していてもよい。たとえば、２つの線路がバスＡとバスＢとの間に接続され、第３の線路がバスＢとバスＣとを接続し、第４の線路がバスＢとバスＤ（Ｄは図１には図示せず）とを接続していてもよい。

本発明は、このような送電システムの保護のための方法を提供する。この方法は、送電システム、たとえば送電システムの線路（たとえば、Ｌ１またはＬ２）における故障に応答して実行される。この方法の目的は、シングルエンド測定によって、故障した線路に位置する故障を特定して、故障がゾーン－２にあっても保護機能を有効にすることである。図１の場合、線路の後半またはセクション（中間点ＰとバスＢとを接続するＮＰによって示される）における故障は、（バスＡからの）ゾーン－１である場合もあれば、（バスＡからの）ゾーン－２である場合もある。このような場合、この方法は、故障が線路の後半（すなわち、Ｌ１のＮＰ）に位置するか別の線路（Ｌ２）に位置するかを特定する。

故障したセクション（または、故障した線路）の特定は、故障した線路に接続された切替装置の制御に使用される。切替装置の制御は、線路を保護する（たとえば、切断する）ように切替装置を動作させることを含む。切替装置は、ＩＥＤまたはコントローラによって制御可能な回路遮断器であってもよい。たとえば、切替装置は、図１に示されるような線路に接続されたＣＢ１またはＣＢ２などの回路遮断器であってもよい。

この方法は、切替装置の制御に関連付けられた保護装置によって実行される。たとえば、この方法は、ＩＥＤ（または距離継電器またはコントローラ）によって実現されてもよい。これは、バス（たとえば、バスＡ）に関連付けられたＩＥＤであってもよい。一例が図２に示されており、図２では、ＩＥＤ（２０２）はバスＡに関連付けられている。ＩＥＤは、送電線路に接続された１つまたは複数の測定機器から１つまたは複数の信号を受信する。

図２の例では、変流器（ＣＴ）は、単一／複数の相電流信号をＩＥＤに提供する。ＩＥＤは、変流器、変圧器または他の測定機器から信号を受信できる、ということが明らかであるべきである。また、ＩＥＤは、端子のための電流測定値も電圧測定値も有することができる。ＩＥＤは、測定機器から信号を受信して、そこから測定値を取得することができる。

一実施形態では、この方法は、送電システムに関連付けられた装置によって実現され、この装置は、複数のモジュールを有する。これは、たとえば線路の保護を担当する、線路の端部におけるＩＥＤ（たとえば、線路ｌを保護するためのバスＡにおけるＩＥＤ２０２）であってもよい。図３は、この装置の簡略ブロック図である。図３に示される実施形態によれば、複数のモジュールは、入力インターフェイス（３０２）と、進行波モジュール（３０４）と、長さ計算モジュール（３０６）と、トリップモジュール（３０８）と、メモリ（３１０）とを含む。

この装置の各モジュールは、この方法の１つまたは複数のステップ（本明細書では、図４の説明に関連して後述する）を実行する。なお、より少ない数またはより多くの数のモジュールがあってもよい。たとえば、いくつかのステップは、単一のモジュールにまとめられるかまたは統合されてもよい。別の例として、いくつかのステップは、他の装置で行われて、保護装置が利用できるようにされてもよい。さらに、複数のモジュールは、１つまたは複数のプロセッサを使用して実現されてもよい。たとえば、１つまたは複数のプロセッサは、ＩＥＤ（たとえば、ＩＥＤ２０２）のプロセッサであってもよい。したがって、この方法のさまざまなステップは、実行可能な命令の形態で実施されて、メモリに格納され得る。これらの命令は、この方法を実行するための保護装置のプロセッサがアクセス可能であり、このプロセッサによって実行可能である。

図４を参照して、図４は、一実施形態に係る保護のための方法のフローチャートである。図５に示される送電システムを一例として使用してこの方法を説明する。この送電システムは、３つの電力システムを接続している。図５に示されるように、この送電システムは、４つの送電線路ｌ１，ｌ２，ｌ３およびｌ４を有する。ここで、ｌ１およびｌ２はバスＡとバスＢとの間に接続され、ｌ３はバスＢとバスＣとの間に接続され、ｌ４はバスＢとバスＤとの間に接続されている。

保護装置（２０２，３００などのＩＥＤ）は、バスＡに設置されている。図５には保護装置が１つだけ示されているが、２つ以上の保護装置が各線路に関連付けられてもよい、ということが明らかであるべきである。たとえば、２つの距離継電器がｌ１に設けられてもよく、そのうちの一方がバスＡに設けられ、他方がバスＢに設けられてもよく、他の線路についても同様にそれらの保護のために設けられてもよい。別の例として、２つの継電器が線路の各端部に設けられてもよい。

送電システム内には、たとえば線路上には、故障（または、外乱）がある場合がある。故障事例（故障）の例は、Ｆ１，Ｆ２，Ｆ３，Ｆ４およびＦ５によって示され、Ｆ１およびＦ２は、ｌ１上の故障であり、Ｆ３はｌ４上の故障であり、Ｆ４はｌ２上の故障であり、Ｆ５はｌ３上の故障である。先行技術では、Ｆ１について、バスＡにおけるＩＥＤは、それをゾーン－１故障として検出して、いかなる遅延もなしに動作する一方、故障Ｆ２～Ｆ５については、ＩＥＤは、それらをゾーン－２故障として検出して、３００～４００ｍｓ（１５～２０サイクル）の計画的遅延後に動作するであろう。バスＡに設置されたＩＥＤは、いかなる遅延もなしに内部故障事例Ｆ１およびＦ２を除去することが望ましい。

故障事例Ｆ１およびＦ２についての上記の応答は、故障した線路セグメント（半分またはセクション（たとえば、ＭＰ，ＮＰは、図１に示されるｌ１の半分セクションである））の迅速な特定を必要とする。これは、シングルエンド情報を使用して（すなわち、ＩＥＤが動作しているローカルな端部において）、故障が保護された線路の後半セクションにあるか別の線路にあるかを特定することができる。故障した線路セグメントの迅速な特定は、本発明によって提供される選択的または加速的なゾーン－２動作を可能にする。

線路内に故障がある場合に進行波が生成される。これらの進行波は、検出可能であり、ピーク、到着時刻などの波の特性は、線路の端部において行われる測定から求められる。言い換えれば、進行波およびそれらのパラメータは、シングルエンド測定（シングルエンド方法）から検出または計算することができる。

４０２において、この方法は、送電システムのバスのうちの１つに関連付けられた測定機器によって得られた信号から複数の進行波を検出するステップを含む。進行波は、進行波およびそれらの特性（たとえば、ピーク検出、到着時刻など）を検出するための信号を処理するように構成された進行波モジュールによって検出することができる。

図５のシステムでは、バスＡにおけるＩＥＤは、バスＡにおける電流信号から進行波を検出することができ、この電流信号は、変流器によって得られる。たとえば、電流信号は、進行波を検出するようにデジタル化されて処理されてもよい。この処理は、電流信号に変換（たとえば、クラーク変換）を適用することと、（電流）信号のエアリアルモード成分（アルファ成分またはベータ成分）およびグラウンドモード成分を抽出することとを含み得る。次いで、アルファ成分またはベータ成分を二次バンドパス／ローパスフィルタ（たとえば、バターワースフィルタ）に入力することができる。バンドパス／ローパスフィルタは、不要なノイズを濾過して除去して、予め定められた周波数帯域内の進行波を抽出するのに使用される。このプロセスは、単相の場合に適用可能であり、または多相線路における各相について繰り返すことができる。

４０４において、第１の進行波、第２の進行波および第３の進行波の第１のピークの到着時刻を信号から求める。したがって、各々の抽出された進行波（たとえば、最初の３つの進行波）について、第１のピークの到着時刻を進行波モジュールによって求めることができる。第１のピークの到着時刻は、ピーク検出／判断技術を使用して求めることができる。一実現例では、到着時刻を求めるのに前縁追跡（レーダシステムで使用される）が使用される。それは、信号歪みの影響を克服して、サンプル間のより正確な補間を可能にする。

バスＡにおけるＩＥＤでの保護された線路ｌ１の後半セクションにおける故障事例Ｆ２について検討する。この故障の格子図が図６に示されている。この格子図から、第１の進行波面が故障点から到着し、第２および第３の進行波がバスＢから到着していることを観察することができる。ここで、第２および第３の波は、遠隔バスおよび／または故障点から反射される。第１のピークの到着時刻は、信号から、すなわち進行波およびその特性を抽出することによって求めることができる。この格子図から、以下のことを推断することができる。

式中、ｄ_１＝保護された線路（ｌ１）の後半セクションにおける故障の場合のバスＡにおけるＩＥＤからの故障位置距離であり、ｔ_Ａ０＝故障開始時刻であり、ｔ_Ａ１，ｔ_Ａ２およびｔ_Ａ３＝バスＡにおけるＩＥＤによって記録された（求められて格納された）第１、第２および第３の進行波面到着時刻であり、ｌ_１＝保護された線路の長さであり、Ｖ＝保護された線路（ｌ１）の伝播速度である。

４０６において、第１、第２および第３の進行波の第１のピークの到着時刻と、対応するバス（この例では、ｌ１）に接続された送電線路における進行波の伝播速度とに基づいて、線路長さの値を計算する。この線路長さの値は、長さ計算モジュールによって計算されることができ、この長さ計算モジュールは、線路長さの値を計算し、また、抽出された進行波の特性（たとえば、到着時刻）および線路に関連する他の情報（たとえば、線路長さ、線路における進行波の伝播速度）によって故障した線路セグメント（半分またはセクション）を特定するように構成される。線路長さおよび波伝播速度などの情報は、保護装置（ＩＥＤ）によって入手可能であり、たとえばそのメモリに格納され得る。

式（１）～（３）から、保護された線路の長さを（４）のように計算することができる。

式中、ｆｌ_{１＿ｃａｌ}は、到着時刻および伝播速度を使用して計算された保護された線路の長さを表す。

式（１）～（３）およびしたがって（４）は、故障が線路（ｌ１）の後半セクション上にある場合にのみ有効である。すなわち、以下の通りである。

したがって、４０８において、この方法は、対応するバスに接続された送電線路の線路長さの実際の値と計算された値との比較に基づいて、故障が内部故障および外部故障のうちの１つであるか否かを判断するステップを含む。この方法によれば、内部故障は、信号が得られる保護された送電線路（すなわち、バスＡにおける信号が得られるｌ１）における故障（Ｆ１，Ｆ２）である。故障事例Ｆ１は、ゾーン－１故障と同様に、保護装置によって検出可能である。

故障した線路セグメント（すなわち、後半またはセクションが故障を有する場合）は、保護された線路の計算された長さと実際の長さとの間の差を閾値（ε）と比較することによって特定することができる。この比較は、線路の長さをカバーするように行われ、この長さは、ゾーン－２動作エリアであり、一般にゾーン－１動作エリアを上回り、すなわち（信号が測定されるバスから）線路長さの７５％以上である。したがって、故障事例Ｆ２は、以下を確認することによって特定することができる。

差が閾値未満であれば、故障は内部故障（すなわち、この例ではＦ２）であると判断され、そうでなければ、故障は外部故障（すなわち、別の線路上）であると判断される。

一実現例によれば、１ＭＨｚのサンプリングレートの閾値は、３００メートルである。この閾値は、線路について、たとえば操作員または専門家によって線路の履歴データから求めることができる。これは、長さ計算モジュールによって比較に利用することができる（たとえば、メモリに格納される）。

故障が内部故障および外部故障のうちの１つであるという故障タイプの判断に従って、４１０において、保護された送電線路に関連付けられた切替装置を制御するための信号を生成する。したがって、（バスＡにおけるＩＥＤの）トリップモジュールは、内部故障である場合に、バスＡにおけるｌ１に関連付けられた回路遮断器のためのトリップ信号を生成することができる。外部故障である場合には、トリップモジュールは、遅延後に、すなわち通常のゾーン－２動作当たりトリップ信号を生成する。

一例としてバスＡにおけるＩＥＤがこの方法を実行するものとして、図５に示される電力システムを使用して、この方法を上記した。なお、この方法は、さまざまなタイプの送電システムで実現可能であり、それらのいくつかの例を図１の説明の中で挙げている。また、この方法は、関連付けられた線路を保護するための、任意の端子における保護装置で、対応する端子において測定された信号によって、加速的なゾーン－２動作を有するように実現可能である。

２つの故障（内部および外部）事例を使用して、この方法の作用を説明する。
内部故障事例（Ｆ２）：
図７は、バスＡから１２５ｋｍ（線路の８３．３３％）における故障についての電流進行波の３つのピーク到着時刻（バスＡにおいて記録）を示す。それらは、それぞれ４３１μｓ（マイクロ秒）、６０３μｓおよび７７５μｓである。保護された線路の伝播速度は、２．９０３９８５２５ｅ＋０８ｍ／ｓである。式（４）を使用して計算された線路長さは、１５０．１３６ｋｍである。実際の保護された線路の長さ（１５０ｋｍ）と計算された線路長さとの間の差は、１３６メートルであり、これは閾値３００メートル未満である。したがって、この故障は、内部故障（保護された線路の後半セクション）として特定される。

外部故障事例（Ｆ３）：
図５に示される線路４（ｌ４）の２５％（＝２５ｋｍ）における故障について検討する。バスＡにおけるＩＥＤによって記録された最初の３つの進行波の第１のピークの到着時刻は、６０３μｓ、７７５μｓおよび９４８μｓである。保護された線路および線路４の伝播速度は、２．９０３９８５２５ｅ＋０８ｍ／ｓである。式（４）を使用して計算された線路長さは、２００．３７６ｋｍである。実際の保護された線路の長さと計算された線路長さとの間の差は、５０．３７ｋｍであり、これは閾値３００メートル未満ではない。したがって、この故障は、外部故障として、図８によって示される典型的なゾーン－２故障として特定される。

図８では、進行波ベースの内部故障計算は、本明細書に記載されている方法に従っているが、ゾーン－２検出のためのフェーザ計算ベースの方法は、先行技術のアプローチである。フェーザベースのアプローチの結果と本明細書に開示されている方法の結果とは、実施形態に従ってゾーン－２動作の選択的加速のために組み合わせられる。

この方法をテストするために、４００ｋＶ，５０Ｈｚの４つのバスの送電システムを検討した。保護された線路の長さは、１５０ｋｍである。システムから電流信号を取得するための変流器（ＣＴ）モデルを検討する。このテストでは、１ＭＨｚのサンプリングレートで電流信号を取得する。このテストでは、バンドパスフィルタを使用して進行波を抽出する。この方法は、重要なシナリオをカバーするさまざまなテストケースについてテストされた。得られた結果を表Ｉ（図９に図示）に示す。このテストは、１ＭＨｚのサンプリングレートで行われるが、この方法は、他の（たとえば、より低い）サンプリング周波数で実現されてもよい。表Ｉに見られるように、この方法を使用することによって、全てのテストケースについて、故障した線路セグメントが正確に特定される。

本発明の進行波ベースの方法は、シングルエンド情報を使用して、故障が保護された線路の後半セクション内にあるか遠隔線路上にあるかを特定する。この方法は、遠隔端部における装置からの通信に左右されない。さらに、フェーザベースのアプローチよりも優れた進行波アプローチを使用するので、故障した線路をミリ秒で特定することができる。故障位置情報は、ゾーン－２動作（すなわち、内部故障のための動作）を加速させるのに使用される。このハイブリッドアプローチは、いかなる通信もなしにサイクル時間内にゾーン－２内部故障を除去することができる。この保護方法は、実際に展開するにあたって信頼性がありかつ経済的である。

Claims (9)

1. ２つまたはそれ以上の送電線路を備える送電システム（１００）における保護のための方法であって、第１の送電線路（ｌ１）は、一方の端部が第１のバス（バスＡ）に接続され、別の端部が第２のバス（バスＢ）に接続されており、第２の送電線路（ｌ２）は、一方の端部が前記第２のバスに接続され、別の端部が第３のバス（バスＣ）に接続されており、前記方法は、
   前記送電システムの前記第１のバスおよび前記第３のバスのうちの１つに関連付けられた測定機器によって得られた信号から複数の進行波を検出するステップ（４０２）を備え、前記進行波は、前記送電システム内の故障に起因して生成され、前記方法はさらに、
   前記信号から検出された第１の進行波、第２の進行波および第３の進行波の第１のピークの到着時刻（ｔ_Ａ１，ｔ_Ａ２およびｔ_Ａ３）を求めるステップ（４０４）と、
   前記第１、第２および第３の進行波の前記第１のピークの前記到着時刻と、前記送電システムの対応するバスに接続された送電線路における波伝播速度（Ｖ）とに基づいて、線路長さの値（ｆｌ_ｃａｌ）を計算するステップ（４０６）と、
   前記線路長さの計算された前記値と前記対応するバスに接続された前記送電線路の実際の長さとの比較に基づいて、前記故障が内部故障および外部故障のうちの１つであるか否かを判断するステップ（４０８）とを備え、前記内部故障は、前記対応するバスに接続された前記送電線路における故障であり、前記外部故障は、前記送電システムの別のバスに接続された送電線路における故障であり、前記方法はさらに、
   前記故障が前記内部故障および前記外部故障のうちの１つであるとの判断に基づいて、前記対応するバスに接続された前記送電線路に関連付けられた切替装置を制御するための信号を生成するステップ（４１０）を備え、前記切替装置は、前記送電システムを保護するように制御される、方法。
2. 前記信号を生成するステップは、前記切替装置の動作の時を判断するステップを備え、前記切替装置は、前記故障が前記内部故障であると判断された場合には瞬時に動作し、前記切替装置は、前記故障が前記外部故障であると判断された場合には計画的遅延後に動作する、請求項１に記載の方法。
3. 前記内部故障は、前記対応する送電線路に関連付けられた保護装置の動作のゾーン－２に位置する、請求項２に記載の方法。
4. 前記故障が前記内部故障および前記外部故障のうちの１つであるか否かを判断するステップは、前記線路長さの計算された前記値と前記対応するバスに接続された前記送電線路の前記実際の長さとの間の差を閾値と比較するステップを備える、請求項１に記載の方法。
5. 前記閾値（ε）は、前記対応するバスに接続された前記送電線路の後半における前記内部故障に関連付けられる、請求項４に記載の方法。
6. ２つまたはそれ以上の送電線路を備える送電システム（１００）における保護のための装置（２０２，３００）であって、第１の送電線路（ｌ１）は、一方の端部が第１のバス（バスＡ）に接続され、別の端部が第２のバス（バスＢ）に接続されており、第２の送電線路（ｌ２）は、一方の端部が前記第２のバスに接続され、別の端部が第３のバス（バスＣ）に接続されており、前記装置は、
   進行波モジュール（３０４）を備え、前記進行波モジュール（３０４）は、
   前記送電システムの前記第１のバスおよび前記第３のバスのうちの１つに関連付けられた測定機器によって得られた信号から複数の進行波を検出するためのものであり、前記進行波は、前記送電システム内の故障に起因して生成され、前記進行波モジュール（３０４）はさらに、
   前記信号から検出された第１の進行波、第２の進行波および第３の進行波の第１のピークの到着時刻を求めるためのものであり、
   前記装置はさらに、
   長さ計算モジュール(３０６)を備え、前記長さ計算モジュール(３０６)は、
   前記第１、第２および第３の進行波の前記第１のピークの前記到着時刻と、前記送電システムの対応するバスに接続された送電線路における伝播速度とに基づいて、線路長さの値を計算するためのものであり、
   前記線路長さの計算された前記値と前記対応するバスに接続された前記送電線路の実際の長さとの比較に基づいて、前記故障が内部故障および外部故障のうちの１つであるか否かを判断するためのものであり、前記内部故障は、前記対応するバスに接続された前記送電線路における故障であり、前記外部故障は、前記送電システムの別のバスに接続された送電線路における故障であり、
   前記装置はさらに、
   トリップモジュール（３０８）を備え、前記トリップモジュール（３０８）は、前記故障が前記内部故障および前記外部故障のうちの１つであるとの判断に基づいて、前記対応するバスに接続された前記送電線路に関連付けられた切替装置を制御するための信号を生成するためのものであり、前記切替装置は、前記送電システムを保護するように制御される、装置。
7. 前記装置は、前記測定機器から前記信号を受信するための入力インターフェイス（３０２）を備える、請求項６に記載の装置。
8. 前記測定機器は、前記送電システムの前記対応するバスにおける電流の測定値を取得する、請求項７に記載の装置。
9. 前記装置は、前記第１のバスおよび第３のバスのうちの１つに関連付けられた距離継電器である、請求項６に記載の装置。
   

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