JP7134846B2 - Transmission line protection relay device - Google Patents

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Description

本発明の実施形態は、送電線保護リレー装置に関する。 An embodiment of the present invention relates to a power line protection relay device.

近年、電力系統における送電線を保護する電流差動保護リレー装置が幅広く使用されている。電流差動保護リレー装置は、保護対象となる送電線の各箇所に設置され、各箇所において測定された電流データを、伝送路を介して互いに送受信し、自箇所の電流と他箇所の電流との差電流を算出することによって、送電線の事故の有無を判定する。また、同じ用途にデータ集約型回線選択保護リレー装置が使用される場合もある。データ集約型回線選択保護リレー装置は、複数の回線選択保護リレー装置によって測定された電流データを伝送路を介して集約し、仮想的にある箇所の回線選択保護リレー装置によって測定された電流データとして取り扱い、自箇所の電流と他箇所の電流との交差電流を算出することによって、送電線の事故の有無を判定する。 In recent years, current differential protection relay devices have been widely used to protect transmission lines in power systems. The current differential protection relay device is installed at each point of the transmission line to be protected, and transmits and receives the current data measured at each point to and from each other via the transmission line, and compares the current at its own point with the current at other points. The presence or absence of a fault in the transmission line is determined by calculating the differential current between the A data intensive line selective protection relay device may also be used for the same application. A data-intensive line selective protection relay device aggregates current data measured by a plurality of line selective protection relay devices via a transmission path, and converts them into current data measured by a line selective protection relay device at a virtual location. The presence or absence of a fault in the transmission line is determined by handling and calculating the crossing current between the current at its own location and the current at another location.

ところで、これらの送電線保護リレー装置は、異なる地点の送電線保護リレー装置で導入した電流データに基づいて差電流や交差電流を算出する際に、同一のタイミングにおいて測定された電流データを特定し、特定したデータに基づいて差電流や交差電流を算出する必要がある。これに関連し、送電線保護リレー装置が電流データを測定する測定タイミングを一致させるサンプリング同期技術が知られている。また、電流データを、ＩＰ（Internet Protocol）ネットワークを介して送受信する場合に、伝送遅延時間変動の発生を抑制する技術や簡易な構成により送電線の事故の有無を判定する技術が知られている。 By the way, these transmission line protection relay devices specify the current data measured at the same timing when calculating the difference current and the cross current based on the current data introduced by the transmission line protection relay devices at different points. , it is necessary to calculate the difference current and the crossover current based on the specified data. In relation to this, a sampling synchronization technique is known for matching the measurement timings of the transmission line protection relay device to measure the current data. In addition, when current data is transmitted and received via an IP (Internet Protocol) network, a technique for suppressing the occurrence of transmission delay time fluctuations and a technique for determining the presence or absence of an accident in a transmission line with a simple configuration are known. .

しかしながら、従来のサンプリング同期技術では、送電線保護リレー装置間を専用の通信回線によって接続する必要があった。また、従来の伝送遅延変動時間の発生を抑制する
技術や簡易な構成により送電線の事故の有無を判定する技術では、伝送遅延時間変動が抑制されても正確な伝送遅延時間を取得することが困難であり、この場合、同一のタイミングにおいて測定された電流データを特定することが困難である場合があった。 However, in the conventional sampling synchronization technique, it was necessary to connect the transmission line protection relay devices with a dedicated communication line. In addition, conventional technology for suppressing the occurrence of transmission delay fluctuation time and technology for determining the presence or absence of transmission line faults with a simple configuration can obtain accurate transmission delay time even if transmission delay time fluctuation is suppressed. In this case, it may be difficult to identify the current data measured at the same timing.

特開２０１７－２００２７１号公報JP 2017-200271 A

電気協同研究第７１巻第１号「新しい通信技術による保護リレーシステムの設計合理化」、一般社団法人電気協同研究会、平成２７年７月６日、第１３９頁Denki Kyodo Kenkyu Vol. 71 No. 1 "Rational Design of Protection Relay System by New Communication Technology", Denki Kyodo Kenkyukai, July 6, 2015, p.139

本発明が解決しようとする課題は、サンプリング同期技術を用いることなく精度よく差電流を算出することが可能な送電線保護リレー装置を提供することである。 A problem to be solved by the present invention is to provide a transmission line protection relay device capable of calculating a differential current with high accuracy without using a sampling synchronization technique.

実施形態の送電線保護リレー装置は、電力系統の送電線を保護する送電線保護リレー装置であって、電流取得部と、電圧取得部と、基準電気量算出部と、電流実効値算出部と、位相差算出部と、通信部と、指標値算出部とを持つ。電流取得部は、前記電力系統の電流を取得する。電圧取得部は、前記電力系統の電圧を取得する。基準電気量算出部は、前記電圧に基づいて、基準電気量を算出する。電流実効値算出部は、前記電流の実効値である第１実効値を算出する。位相差算出部は、前記電流と前記基準電気量との位相差である第１位相差を算出する。通信部は、前記第１実効値と前記第１位相差とを、前記送電線の自装置とは異なる箇所に設置された他の送電線保護リレー装置に送信すると共に、前記他の送電線保護リレー装置において算出された電流の実効値である第２実効値と前記他の送電線保護リレー装置において算出された位相差である第２位相差とを前記他の送電線保護リレー装置から受信する。指標値算出部は、前記第１実効値、前記第１位相差、前記第２実効値、および前記第２位相差に基づいて、前記送電線に発生する事故の判定に用いられる指標値を算出する。 A transmission line protection relay device according to an embodiment is a transmission line protection relay device that protects a transmission line of an electric power system, and includes a current acquisition unit, a voltage acquisition unit, a reference electric quantity calculation unit, and a current effective value calculation unit. , a phase difference calculation unit, a communication unit, and an index value calculation unit. The current acquisition unit acquires the current of the power system. The voltage acquisition unit acquires the voltage of the power system. The reference quantity of electricity calculator calculates a reference quantity of electricity based on the voltage. The current effective value calculator calculates a first effective value that is the effective value of the current. The phase difference calculator calculates a first phase difference, which is a phase difference between the current and the reference quantity of electricity. The communication unit transmits the first effective value and the first phase difference to another power transmission line protection relay device installed at a location different from the own device on the power transmission line, and protects the other power transmission line. A second effective value of the current calculated in the relay device and a second phase difference that is the phase difference calculated in the other transmission line protection relay device are received from the other transmission line protection relay device. . The index value calculation unit calculates an index value used for determining an accident occurring in the transmission line based on the first effective value, the first phase difference, the second effective value, and the second phase difference. do.

第１の実施形態の送電線保護リレー装置１０が備えられる第１電気所Ａの構成の一例を示す図である。It is a figure which shows an example of a structure of the 1st electric station A provided with the transmission line protection relay apparatus 10 of 1st Embodiment. 取得部１１１Ａと、取得部１１１Ｂとがそれぞれ測定した零相電流の経時変化の一例を示す図である。FIG. 4 is a diagram showing an example of changes over time in zero-phase currents respectively measured by acquisition units 111A and 111B; 第１電気所Ａと第２電気所Ｂとのそれぞれにおいて取得された、零相電圧算出結果と、零相電流測定結果との経時変化の一例を示す図である。FIG. 4 is a diagram showing an example of changes over time in zero-phase voltage calculation results and zero-phase current measurement results obtained at a first electric station A and a second electric station B, respectively; 零相差電流実効値Ｉ１Ｚdveと、零相差電流位相差θ１Ｚdvとに基づくベクトルのベクトル合成の一例を示す図である。FIG. 4 is a diagram showing an example of vector synthesis of vectors based on a zero phase difference current effective value I1Z dve and a zero phase difference current phase difference θ1Z dv ; 送電線保護リレー装置１０の動作の一連の流れを示すフローチャートである。4 is a flow chart showing a series of operations of the transmission line protection relay device 10; 第２の実施形態の送電線保護リレー装置１０ａが備えられる第１電気所Ａの構成の一例を示す図である。It is a figure which shows an example of a structure of the 1st electrical station A provided with the transmission line protection relay apparatus 10a of 2nd Embodiment. 第３の実施形態の送電線保護リレー装置１０ｂが備えられる第１電気所Ａの構成の一例を示す図である。FIG. 11 is a diagram showing an example of a configuration of a first electrical station A provided with a transmission line protection relay device 10b of a third embodiment;

以下、実施形態の送電線保護リレー装置を、図面を参照して説明する。 Hereinafter, a transmission line protection relay device according to an embodiment will be described with reference to the drawings.

（第１の実施形態）
［送電線保護リレー装置１０の構成］
図１は、第１の実施形態の送電線保護リレー装置１０が備えられる第１電気所Ａの構成の一例を示す図である。送電線保護リレー装置１０は、変電所や配電所等の電気所に設けられ、保護対象の送電線に事故が生じているかを判定する装置である。そして、送電線保護リレー装置１０は、保護対象の送電線に事故が生じている場合、遮断器を開状態に制御することによって、保護対象の送電線と、他の電力系統とを切断する。第１の実施形態では、送電線保護リレー装置１０が保護対象の送電線に地絡事故が生じていることを判定する場合について説明する。以下、保護対象の送電線が三相交流電力を送電する１回線の送電線ＰＬ１であり、送電線ＰＬ１のある箇所に存在する第１電気所Ａと、第１電気所Ａの位置とは異なる箇所に存在する第２電気所Ｂとに送電線保護リレー装置１０がそれぞれ設けられる場合について説明する。第１電気所Ａと第２電気所Ｂとにそれぞれ設けられる送電線保護リレー装置１０の構成は、同一であるため、以降は、第１電気所Ａに設けられる送電線保護リレー装置１０の構成を一例に説明するが、第２電気所Ｂに係る送電線保護リレー装置１０の構成については、第１電気所Ａと第２電気所Ｂを逆に読み替えればよい。また、以下、第１電気所Ａと、第２電気所Ｂとの構成を区別する場合、第１電気所Ａの構成には符号の末尾に「Ａ」を付し、第２電気所Ｂの構成には符号の末尾に「Ｂ」を付し、第１電気所Ａ、及び第２電気所Ｂの構成を区別する必要がない場合には、末尾の「Ａ」と「Ｂ」とを省略して記載する。 (First embodiment)
[Configuration of Transmission Line Protection Relay Device 10]
FIG. 1 is a diagram showing an example of the configuration of a first electrical station A equipped with a transmission line protection relay device 10 of the first embodiment. The transmission line protection relay device 10 is provided in an electrical station such as a substation or a distribution station, and is a device that determines whether an accident has occurred in a transmission line to be protected. When an accident occurs in the transmission line to be protected, the transmission line protection relay device 10 disconnects the transmission line to be protected from other power systems by controlling the circuit breaker to open. In the first embodiment, a case will be described in which the transmission line protection relay device 10 determines that a ground fault has occurred in the transmission line to be protected. In the following, the transmission line to be protected is the one-line transmission line PL1 that transmits three-phase AC power, and the first electric station A that exists at the location of the transmission line PL1 is different from the location of the first electric station A. A case where the transmission line protection relay device 10 is provided at each of the second power station B existing at the location will be described. Since the configurations of the transmission line protection relay devices 10 installed in the first electrical station A and the second electrical station B are the same, the configurations of the transmission line protection relay devices 10 installed in the first electrical station A will be described below. will be described as an example, but with regard to the configuration of the transmission line protection relay device 10 related to the second electric station B, the first electric station A and the second electric station B can be read in reverse. Further, hereinafter, when distinguishing between the first electric station A and the second electric station B, the first electric station A will be denoted with an "A" at the end of the reference numeral, and the second electric station B will be The suffix "B" is added to the reference numerals, and the suffixes "A" and "B" are omitted when there is no need to distinguish between the configurations of the first electric station A and the second electric station B. and write it down.

第１電気所Ａは、母線ＢＳ１と、遮断器ＳＷ１と、零相変流器ＣＴ１と、変圧器ＶＴ１と、送電線保護リレー装置１０とを備える。母線ＢＳ１は、送電線ＰＬ１に接続される、送電線ＰＬ１と同電位の線路である。遮断器ＳＷ１は、送電線ＰＬ１の途中に設けられ、一端が母線ＢＳ１からの送電線ＰＬ１の引き出し口に接続され、他の一端が第１電気所Ａと第２電気所Ｂとを接続する側の送電線ＰＬ１に接続される。そして、遮断器ＳＷ１は、送電線保護リレー装置１０の制御に基づいて、開閉状態が制御され、開状態において送電線ＰＬ１を切断し、閉状態において送電線ＰＬ１を接続する。 The first electric substation A includes a bus BS1, a circuit breaker SW1, a zero-phase current transformer CT1, a transformer VT1, and a transmission line protection relay device 10. The bus BS1 is a line connected to the power transmission line PL1 and having the same potential as the power transmission line PL1. The circuit breaker SW1 is provided in the middle of the power transmission line PL1, one end is connected to the outlet of the power transmission line PL1 from the bus line BS1, and the other end is the side that connects the first power station A and the second power station B. is connected to the power transmission line PL1. The circuit breaker SW1 is controlled to open and close under the control of the transmission line protection relay device 10, disconnects the transmission line PL1 in the open state, and connects the transmission line PL1 in the closed state.

零相変流器ＣＴ１は、例えば、貫通型の変圧器により実現され、三相交流電流の各相の送電線ＰＬ１を一括して貫通させ、三相交流電流の零相電流を測定し、測定した零相電流を示す測定結果を送電線保護リレー装置１０に供給する。変圧器ＶＴ１は、例えば、各相の対地電圧を測定し、測定した各相の対地電圧をそれぞれ示す測定結果を送電線保護リレー装置１０に供給する。以下、零相変流器ＣＴ１が測定する零相電流は、送電線ＰＬ１に流入する場合、正の方向とし、送電線ＰＬ１から流出する場合、負の方向とするものとする。 The zero-phase current transformer CT1 is realized, for example, by a through-type transformer, which collectively penetrates the transmission line PL1 of each phase of the three-phase alternating current, measures the zero-phase current of the three-phase alternating current, and measures A measurement result indicating the zero-phase current is supplied to the transmission line protection relay device 10 . The transformer VT1, for example, measures the voltage to ground of each phase and supplies the transmission line protection relay device 10 with measurement results indicating the measured voltage to ground of each phase. Hereinafter, the zero-phase current measured by the zero-phase current transformer CT1 is assumed to be in the positive direction when flowing into the transmission line PL1, and to be in the negative direction when flowing out of the transmission line PL1.

送電線保護リレー装置１０は、制御部１１０と、通信部１２０とを備える。制御部１１０は、例えば、ＣＰＵ（Central Processing Unit）などのプロセッサがプログラム（ソフトウェア）を実行することにより、取得部１１１と、電流実効値算出部１１２と、零相電圧算出部１１３と、位相差算出部１１４と、指標値算出部１１５と、判定部１１６と、出力部１１７との各機能部を実現する。また、これらの構成要素のうち一部または全部は、ＬＳＩ（Large Scale Integration）やＡＳＩＣ（Application Specific Integrated Circuit）、ＦＰＧＡ（Field-Programmable Gate Array）等のハードウェア（回路部；circuitryを含む）によって実現されてもよいし、ソフトウェアとハードウェアの協働によって実現されてもよい。 The transmission line protection relay device 10 includes a control section 110 and a communication section 120 . For example, a processor such as a CPU (Central Processing Unit) executes a program (software) so that the control unit 110 includes an acquisition unit 111, a current effective value calculation unit 112, a zero phase voltage calculation unit 113, a phase difference Functional units including a calculation unit 114, an index value calculation unit 115, a determination unit 116, and an output unit 117 are realized. Some or all of these components are implemented by hardware (including circuitry) such as LSI (Large Scale Integration), ASIC (Application Specific Integrated Circuit), and FPGA (Field-Programmable Gate Array). It may be realized by cooperation of software and hardware.

通信部１２０は、ＮＩＣ（Network Interface Card）などのネットワークインタフェースである。通信部１２０は、ネットワークＮＷを介して第２電気所Ｂの送電線保護リレー装置１０と通信し、各種情報を送受信する。 The communication unit 120 is a network interface such as a NIC (Network Interface Card). The communication unit 120 communicates with the transmission line protection relay device 10 of the second power station B via the network NW to transmit and receive various information.

取得部１１１は、零相変流器ＣＴ１によって検出された零相電流測定結果と、変圧器ＶＴ１によって測定された各相の対地電圧測定結果とを取得する。取得部１１１は、例えば、所定のサンプリング周期によって零相電流測定結果と、各相の対地電圧測定結果とを取得する。取得部１１１は、「電流取得部」と、「電圧取得部」の一例である。 The acquisition unit 111 acquires the zero-phase current measurement result detected by the zero-phase current transformer CT1 and the voltage-to-ground measurement result of each phase measured by the transformer VT1. The obtaining unit 111 obtains, for example, the zero-phase current measurement result and the ground voltage measurement result of each phase at a predetermined sampling period. Acquisition unit 111 is an example of a “current acquisition unit” and a “voltage acquisition unit”.

図２は、取得部１１１Ａと、取得部１１１Ｂとがそれぞれ測定した零相電流の経時変化の一例を示す図である。図２に示される波形Ｗ１は、取得部１１１Ａが取得した零相電流の経時変化を示し、波形Ｗ２は、取得部１１１Ｂが取得した零相電流の経時変化を示す。波形Ｗ１～Ｗ２は、零相変流器ＣＴ１のサンプリングタイミングにおいて取得された零相電流値を結び、分かりやすくした波形である。波形Ｗ１～Ｗ２に示す通り、零相電流は、所定の周期によって変動を繰り返す。 FIG. 2 is a diagram showing an example of temporal changes in the zero-phase currents respectively measured by the acquisition units 111A and 111B. A waveform W1 shown in FIG. 2 indicates the temporal change of the zero-phase current acquired by the obtaining unit 111A, and a waveform W2 indicates the temporal change of the zero-phase current obtained by the obtaining unit 111B. Waveforms W1 and W2 are easy-to-understand waveforms connecting the zero-phase current values obtained at the sampling timings of the zero-phase current transformer CT1. As shown by waveforms W1 and W2, the zero-phase current repeats fluctuations in a predetermined cycle.

ここで、取得部１１１Ａと、取得部１１１Ｂとは、それぞれのサンプリング周期によって零相電流測定結果を取得する。したがって、取得部１１１Ａによる零相電流の取得タイミング、及び取得部１１１Ｂによる零相電流測定の測定タイミングは、非同期である。このため、送電線保護リレー装置１０Ａや送電線保護リレー装置１０Ｂは、取得部１１１Ａ、及び取得部１１１Ｂが、おおよそ同時刻に取得した零相電流（図示する零相電流値ｓｔ１～ｓｔ２）であっても、サンプリングタイミングが一致しているのか否か、サンプリングタイミングが一致していない場合、サンプリングタイミングの差がどの程度かを把握することはできない。また、波形Ｗ１～Ｗ２に示す通り、送電線保護リレー装置１０Ａにおける零相電流と、送電線保護リレー装置１０Ｂにおける零相電流とは、僅かでもサンプリングタイミングが異なると、全く異なる値を示すため、この零相電流同士を直接差し引きしても、第１電気所Ａと第２電気所Ｂとの間の零相差電流を算出することはできない。 Here, the obtaining section 111A and the obtaining section 111B obtain the zero-phase current measurement result in each sampling cycle. Therefore, the acquisition timing of the zero-phase current by the acquisition unit 111A and the measurement timing of the zero-phase current measurement by the acquisition unit 111B are asynchronous. Therefore, the transmission line protection relay device 10A and the transmission line protection relay device 10B obtain the zero-phase currents (the illustrated zero-phase current values st1 to st2) obtained by the obtaining unit 111A and the obtaining unit 111B at approximately the same time. However, if the sampling timings do not match, it cannot be determined how much the sampling timings differ. Further, as shown by the waveforms W1 and W2, the zero-phase current in the transmission line protection relay device 10A and the zero-phase current in the transmission line protection relay device 10B show completely different values if the sampling timings are even slightly different. Even if the zero-phase currents are directly subtracted, the zero-phase difference current between the first electric station A and the second electric station B cannot be calculated.

図１に戻り、電流実効値算出部１１２は、取得部１１１によって取得された零相電流測定結果に基づいて、第１電気所Ａにおける零相電流の実効値（以下、零相電流実効値Ｉ１）を算出する。電流実効値算出部１１２は、例えば、零相変流器ＣＴ１の零相電流を測定する測定周期（つまり、サンプリング周期）が、電気角１５°（５０Ｈｚ系統では１／１２００秒周期、６０Ｈｚ系統では１／１４４０秒周期）である場合、離散フーリエ演算を用いた式（１）によって、零相電流実効値Ｉ１を算出する。式（１）において、Ｉmは、あるサンプリングタイミングにおいて測定された零相電流値である。電流実効値算出部１１２は、算出した零相電流実効値Ｉ１を、通信部１２０に供給する。通信部１２０は、ネットワークＮＷを介して電流実効値算出部１１２によって算出された第１電気所Ａにおける零相電流実効値Ｉ１Ａを第２電気所Ｂの送電線保護リレー装置１０に送信する。 Returning to FIG. 1, based on the zero-phase current measurement result acquired by the acquisition unit 111, the current effective value calculation unit 112 calculates the effective value of the zero-phase current at the first electric station A (hereinafter referred to as the zero-phase current effective value I1 ) is calculated. For example, the current effective value calculation unit 112 sets the measurement period (that is, the sampling period) for measuring the zero-phase current of the zero-phase current transformer CT1 to an electrical angle of 15 degrees (1/1200 second period in the 50 Hz system, 1/1440 second period), the zero-phase current effective value I1 is calculated by the equation (1) using the discrete Fourier operation. In Equation (1), Im is the zero-phase current value measured at a certain sampling timing. The current effective value calculator 112 supplies the calculated zero-phase current effective value I1 to the communication unit 120 . The communication unit 120 transmits the zero-phase current effective value I1A at the first electric substation A calculated by the current effective value calculation unit 112 to the transmission line protection relay device 10 of the second electric substation B via the network NW.

Figure 0007134846000001
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零相電圧算出部１１３は、取得部１１１によって取得された各相の対地電圧測定結果に基づいて、零相電圧を算出する。零相電圧算出部１１３は、例えば、各相の対地電圧測定結果の総和を、零相電圧として算出する。零相電圧算出部１１３は、「基準電気量算出部」の一例であり、第１の実施形態における「基準電気量」は、零相電圧である。 The zero-phase voltage calculation unit 113 calculates the zero-phase voltage based on the ground voltage measurement result of each phase acquired by the acquisition unit 111 . The zero-phase voltage calculator 113 calculates, for example, the sum of the ground voltage measurement results of each phase as the zero-phase voltage. The zero-phase voltage calculator 113 is an example of a "reference electric quantity calculator", and the "reference electric quantity" in the first embodiment is the zero-phase voltage.

位相差算出部１１４は、零相電圧算出部１１３によって算出された零相電圧と、取得部１１１によって取得された零相電流測定結果とに基づいて、零相電圧に対する零相電流の位相差θ１dvＡを算出する。図３は、第１電気所Ａと第２電気所Ｂとのそれぞれにおいて取得された、零相電圧算出結果と、零相電流測定結果との経時変化の一例を示す図である。図３に示される波形Ｗ３は、取得部１１１Ａによって算出された、零相電圧値の経時変化を示し、波形Ｗ４は、取得部１１１Ａによって取得された零相電流値の経時変化を示し、波形Ｗ５は、取得部１１１Ｂによって算出された、零相電圧値の経時変化を示し、波形Ｗ６は、取得部１１１Ｂによって取得された零相電流値の経時変化を示す。波形Ｗ３～Ｗ６は、例えば、零相変流器ＣＴ１のサンプリングタイミングにおいて取得された零相電流値、及び変圧器ＶＴ１のサンプリングタイミングにおいて取得された零相電圧値をそれぞれ時系列に伴って結び、分かりやすくした波形である。波形Ｗ３～Ｗ６に示す通り、零相電圧値と、零相電流値は、所定の周期によって変動を繰り返す。更に、波形Ｗ４に示される第１電気所Ａにおける零相電圧と、波形Ｗ６に示される第２電気所Ｂにおける零相電圧とは、サンプリングタイミングが異なっていても同一の波形であるため、位相差θ１dvＡと、位相差θ１dvＢとは、同一の電圧に対する電流の位相差を示す。 Based on the zero-phase voltage calculated by the zero-phase voltage calculation unit 113 and the zero-phase current measurement result obtained by the obtaining unit 111, the phase difference calculation unit 114 calculates the phase difference θ1 of the zero-phase current with respect to the zero-phase voltage. Calculate dvA . FIG. 3 is a diagram showing an example of temporal changes in the zero-phase voltage calculation result and the zero-phase current measurement result obtained at the first electric station A and the second electric station B, respectively. A waveform W3 shown in FIG. 3 indicates a change over time in the zero-phase voltage value calculated by the obtaining unit 111A, a waveform W4 indicates a change over time in the zero-phase current value obtained by the obtaining unit 111A, and a waveform W5. indicates the temporal change of the zero-phase voltage value calculated by the obtaining unit 111B, and the waveform W6 indicates the temporal change of the zero-phase current value obtained by the obtaining unit 111B. Waveforms W3 to W6 connect, for example, the zero-phase current value obtained at the sampling timing of the zero-phase current transformer CT1 and the zero-phase voltage value obtained at the sampling timing of the transformer VT1 in time series, It is a waveform made easy to understand. As shown by waveforms W3 to W6, the zero-phase voltage value and the zero-phase current value repeat fluctuations in a predetermined cycle. Furthermore, the zero-phase voltage at the first electric station A indicated by the waveform W4 and the zero-phase voltage at the second electric station B indicated by the waveform W6 have the same waveform even if the sampling timings are different. The phase difference θ1 dv A and the phase difference θ1 dv B indicate the current phase difference for the same voltage.

位相差算出部１１４は、例えば、離散フーリエ演算を用いた式（２）によって、第１電気所Ａにおける零相変流器ＣＴ１のサンプリング周期を基準とした、零相電流の位相θ１を算出し、離散フーリエ演算を用いた式（３）によって、第１電気所Ａにおける変圧器ＶＴ１のサンプリング周期を基準とした、零相電圧の位相θ２を算出する。式（３）において、Ｖmは、あるサンプリングタイミングにおいて算出された零相電圧値である。そして、位相差算出部１１４は、式（４）に示す通り、位相θ１から、位相θ２を差し引くことにより、第１電気所Ａにおける零相電圧の位相に対する零相電流の位相差θ１dvである位相差θ１dvＡを算出する。位相差算出部１１４は、算出した位相差θ１dvＡを、通信部１２０に供給する。通信部１２０は、ネットワークＮＷを介して位相差算出部１１４によって算出された第１電気所Ａにおける位相差θ１dvＡを第２電気所Ｂの送電線保護リレー装置１０に送信する。 The phase difference calculation unit 114 calculates the phase θ1 of the zero-phase current based on the sampling period of the zero-phase current transformer CT1 in the first electrical station A, for example, by Equation (2) using a discrete Fourier operation. , the phase θ2 of the zero-phase voltage is calculated based on the sampling period of the transformer VT1 in the first electric substation A by the equation (3) using the discrete Fourier operation. In Equation (3), V m is the zero-phase voltage value calculated at a certain sampling timing. Then, the phase difference calculator 114 subtracts the phase θ2 from the phase θ1 as shown in equation (4) to obtain the phase difference θ1 dv of the zero-phase current with respect to the phase of the zero-phase voltage at the first electric station A. A phase difference θ1 dv A is calculated. The phase difference calculator 114 supplies the calculated phase difference θ1 dv A to the communication unit 120 . The communication unit 120 transmits the phase difference θ1 dv A at the first electric substation A calculated by the phase difference calculation unit 114 to the transmission line protection relay device 10 of the second electric substation B via the network NW.

Figure 0007134846000002
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指標値算出部１１５は、電流実効値算出部１１２によって算出された零相電流実効値Ｉ１Ａと、位相差算出部１１４によって算出された位相差θ１dvＡと、通信部１２０が第２電気所Ｂから受信した第２電気所Ｂにおける零相電流実効値Ｉ１Ｂと、位相差θ１dvＢとに基づいて、式（５）によって各電気所における零相差電流の実効値（以下、零相差電流実効値Ｉ１Ｚdve）を算出する。そして、指標値算出部１１５は、零相電流実効値Ｉ１Ａと、位相差θ１dvＡと、零相電流実効値Ｉ１Ｂと、位相差θ１dvＢとに基づいて、式（６）によって各電気所における零相差電流位相差θ１Ｚdvを算出する。零相差電流位相差θ１Ｚdvは、零相電圧の位相に対する零相差電流の位相差である。 The index value calculation unit 115 calculates the zero-phase current effective value I1A calculated by the current effective value calculation unit 112, the phase difference θ1 dv A calculated by the phase difference calculation unit 114, and the communication unit 120 from the second electrical station B Based on the zero-phase current effective value I1B at the second electric station B and the phase difference θ1 dv B received from the second electric station B, the effective value of the zero-phase difference current at each electric station (hereinafter referred to as the zero-phase difference current effective value I1Z dve ) is calculated. Then, the index value calculation unit 115 calculates the value of each electrical station using Equation (6) based on the zero-phase current effective value I1A, the phase difference θ1 dv A, the zero-phase current effective value I1B, and the phase difference θ1 dv B. Calculate the zero phase difference current phase difference θ1Z dv at . The zero phase difference current phase difference θ1Z dv is the phase difference of the zero phase difference current with respect to the phase of the zero phase voltage.

Figure 0007134846000003
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図４は、零相差電流実効値Ｉ１Ｚdveと、零相差電流位相差θ１Ｚdvとの算出方法を模式的に示す図である。図４に示すベクトルＶ１～Ｖ２は、零相電流実効値Ｉ１の大きさと零相電流の位相差θ１dvとによって表されるベクトルである。具体的には、ベクトルＶ１は、零相電流実効値Ｉ１Ａと、零相電流位相差θ１Ａとによって表されるベクトルである。ベクトルＶ２は、零相電流実効値Ｉ１Ｂと、零相電流位相差θ１Ｂとによって表されるベクトルである。ベクトルＶ３は、ベクトルＶ1と、ベクトルＶ２とが合成された、合成ベクトルであり、零相差電流実効値Ｉ１Ｚdveの大きさと、零相差電流位相差θ１Ｚdvとによって表されるベクトルである。 FIG. 4 is a diagram schematically showing a method of calculating the zero phase difference current effective value I1Z dve and the zero phase difference current phase difference θ1Z dv . Vectors V1 to V2 shown in FIG. 4 are vectors represented by the magnitude of the zero-phase current effective value I1 and the phase difference θ1 dv of the zero-phase current. Specifically, the vector V1 is a vector represented by the zero-phase current effective value I1A and the zero-phase current phase difference θ1A. A vector V2 is a vector represented by the zero-phase current effective value I1B and the zero-phase current phase difference θ1B. Vector V3 is a composite vector obtained by synthesizing vector V1 and vector V2, and is a vector represented by the magnitude of zero phase difference current effective value I1Z dve and zero phase difference current phase difference θ1Z dv .

判定部１１６は、指標値算出部１１５によって算出された差電流に基づいて、送電線ＰＬ１に地絡事故が生じているか否かを判定する。判定部１１６は、例えば、指標値算出部１１５によって算出された零相差電流実効値Ｉ１Ｚdve、及び零相差電流位相差θ１Ｚdvと、電流実効値算出部１１２によって算出された各電気所の零相電流実効値Ｉ１Ａ、及び零相電流実効値Ｉ１Ｂとに基づく一般的な判定によって、所定の条件が満たされた場合に、送電線ＰＬ１に地絡事故が生じていると判定する。判定部１１６は、例えば、比例特性に係る式（７）と、位相特性に係る式（８）、及び式（９）とを満たす場合に、送電線ＰＬ１に地絡事故が生じていると判定する。 Determination unit 116 determines whether or not a ground fault has occurred in power transmission line PL<b>1 based on the differential current calculated by index value calculation unit 115 . The determination unit 116 calculates, for example, the zero phase difference current effective value I1Z dve and the zero phase difference current phase difference θ1Z dv calculated by the index value calculation unit 115, and the zero phase difference current phase difference θ1Z dv of each electrical station calculated by the current effective value calculation unit 112. By general determination based on the current effective value I1A and the zero-phase current effective value I1B, it is determined that a ground fault has occurred in the transmission line PL1 when a predetermined condition is satisfied. For example, determination unit 116 determines that a ground fault has occurred in transmission line PL1 when formula (7) relating to proportional characteristics and formulas (8) and (9) relating to phase characteristics are satisfied. do.

Figure 0007134846000004
Figure 0007134846000004

出力部１１７は、判定部１１６の判定結果に基づいて、遮断器ＳＷ１を制御する制御信号を出力する。出力部１１７は、例えば、判定部１１６の判定結果が送電線ＰＬ１に地絡事故が生じていることを示す場合、遮断器ＳＷ１を開状態に制御する制御信号を出力し、遮断器ＳＷ１は、制御信号に応じて開状態に制御され、送電線ＰＬ１と、母線ＢＳ１とを切断する。 Output unit 117 outputs a control signal for controlling circuit breaker SW1 based on the determination result of determination unit 116 . For example, when the determination result of the determination unit 116 indicates that a ground fault has occurred in the transmission line PL1, the output unit 117 outputs a control signal for controlling the circuit breaker SW1 to be in an open state, and the circuit breaker SW1 It is controlled to an open state according to the control signal, and disconnects the power transmission line PL1 and the bus line BS1.

［動作フロー］
以下、送電線保護リレー装置１０の動作について説明する。図５は、送電線保護リレー装置１０の動作の一連の流れを示すフローチャートである。まず、取得部１１１は、零相変流器ＣＴ１から零相電流測定結果を所定のサンプリング周期によって取得する（ステップＳ１００）。次に、取得部１１１は、変圧器ＶＴ１から各相の対地電圧測定結果を所定のサンプリング周期によって取得する（ステップＳ１０２）。次に、電流実効値算出部１１２は、取得部１１１によって取得された零相電流測定結果に基づいて、零相電流実効値Ｉ１を算出する（ステップＳ１０４）。次に、零相電圧算出部１１３は、取得部１１１によって取得された各相の対地電圧測定結果に基づいて、零相電圧を算出する（ステップＳ１０６）。 [Operation flow]
The operation of the transmission line protection relay device 10 will be described below. FIG. 5 is a flow chart showing a series of operations of the transmission line protection relay device 10 . First, the acquiring unit 111 acquires the zero-phase current measurement result from the zero-phase current transformer CT1 at a predetermined sampling period (step S100). Next, the acquisition unit 111 acquires the ground voltage measurement result of each phase from the transformer VT1 at a predetermined sampling period (step S102). Next, the current effective value calculation unit 112 calculates the zero phase current effective value I1 based on the zero phase current measurement result acquired by the acquisition unit 111 (step S104). Next, the zero-phase voltage calculation unit 113 calculates a zero-phase voltage based on the ground voltage measurement result of each phase acquired by the acquisition unit 111 (step S106).

次に、位相差算出部１１４は、零相電圧算出部１１３によって算出された零相電圧と、取得部１１１によって取得された零相電流測定結果とに基づいて、零相電圧に対する零相電流の位相差θ１dvを算出する（ステップＳ１０８）。次に、指標値算出部１１５は、電流実効値算出部１１２によって算出された零相電流実効値Ｉ１Ａと、位相差算出部１１４によって算出された位相差θ１dvＡと、通信部１２０が第２電気所Ｂから受信した第２電気所Ｂにおける零相電流実効値Ｉ１Ｂと、位相差θ１dvＢとに基づいて、各電気所における零相差電流実効値Ｉ１Ｚdveを算出し、零相電流実効値Ｉ１Ａと、位相差θ１dvＡと、零相電流実効値Ｉ１Ｂと、位相差θ１dvＢとに基づいて、各電気所における零相差電流位相差θ１Ｚdvを算出する。すなわち、零相電流実効値Ｉ１Ａと、零相電流位相差θ１dvＡとによって表されるベクトルＶ1と、零相電流実効値Ｉ１Ｂと、零相電流位相差θ１dvＢとによって表されるベクトルＶ２とをベクトル合成によって合成し、合成ベクトルから零相差電流実効値Ｉ１Ｚdveと、零相差電流位相差θ１Ｚdvとを算出する（ステップＳ１１０）。次に、判定部１１６は、電流実効値算出部１１２、位相差算出部１１４、及び指標値算出部１１５によって算出された各種値に基づいて、送電線ＰＬ１に地絡事故が生じているか否かを判定する（ステップＳ１１２）。判定部１１６は、指標値算出部１１５によって算出された零相差電流実効値Ｉ１Ｚdve、及び零相差電流位相差θ１Ｚdvと、電流実効値算出部１１２によって算出された各電気所の零相電流実効値Ｉ１Ａ、及び零相電流実効値Ｉ１Ｂとに基づく一般的な判定によって、所定の条件が満たされていない場合、送電線ＰＬ１に地絡事故が生じていないと判定し、処理を終了する。出力部１１７は、判定部１１６が、指標値算出部１１５によって算出された零相差電流実効値Ｉ１Ｚdve、及び零相差電流位相差θ１Ｚdvと、電流実効値算出部１１２によって算出された各電気所の零相電流実効値Ｉ１Ａ、及び零相電流実効値Ｉ１Ｂとに基づく一般的な判定によって、所定の条件が満たされていると判定した場合、遮断器ＳＷ１を開状態に制御する制御信号を出力する（ステップＳ１１４）。 Next, the phase difference calculator 114 calculates the zero-phase current with respect to the zero-phase voltage based on the zero-phase voltage calculated by the zero-phase voltage calculator 113 and the zero-phase current measurement result obtained by the obtaining unit 111. A phase difference θ1 dv is calculated (step S108). Next, the index value calculation unit 115 calculates the zero-phase current effective value I1A calculated by the current effective value calculation unit 112, the phase difference θ1 dv A calculated by the phase difference calculation unit 114, and the communication unit 120 from the second Based on the zero-phase current effective value I1B at the second electricity station B received from the electricity station B and the phase difference θ1 dv B, the zero-phase current effective value I1Z dve at each electricity station is calculated, and the zero-phase current effective value Based on I1A, the phase difference θ1 dv A, the zero phase current effective value I1B, and the phase difference θ1 dv B, the zero phase difference current phase difference θ1Z dv at each electrical station is calculated. That is, a vector V1 represented by the zero-phase current effective value I1A and the zero-phase current phase difference θ1 dv A, and a vector V2 represented by the zero-phase current effective value I1B and the zero-phase current phase difference θ1 dvB . are synthesized by vector synthesis, and the zero phase difference current effective value I1Z dve and the zero phase difference current phase difference θ1Z dv are calculated from the synthesized vector (step S110). Next, determination unit 116 determines whether or not a ground fault has occurred in transmission line PL1 based on various values calculated by current effective value calculation unit 112, phase difference calculation unit 114, and index value calculation unit 115. is determined (step S112). The determination unit 116 calculates the zero-phase difference current effective value I1Z dve and the zero-phase difference current phase difference θ1Z dv calculated by the index value calculation unit 115, and the zero-phase current effective value of each electric station calculated by the current effective value calculation unit 112. If a predetermined condition is not satisfied by a general judgment based on the value I1A and the zero-phase current effective value I1B, it is judged that the ground fault has not occurred in the power transmission line PL1, and the process ends. The output unit 117 outputs the zero-phase difference current effective value I1Z dve and the zero-phase difference current phase difference θ1Z dv calculated by the index value calculation unit 115 to each electric station calculated by the current effective value calculation unit 112 . When it is determined that a predetermined condition is satisfied by a general determination based on the zero-phase current effective value I1A and the zero-phase current effective value I1B, a control signal is output to control the breaker SW1 to the open state. (step S114).

［第１の実施形態のまとめ］
以上説明したように、本実施形態の送電線保護リレー装置１０は、電力系統の送電線を保護する送電線保護リレー装置であって、電流取得部（この一例では、取得部１１１）と、電圧取得部（この一例では、取得部１１１）と、電流実効値算出部と、基準電気量算出部（この一例では、零相電圧算出部１１３）と、位相差算出部１１４と、通信部１２０と、指標値算出部１１５とを持つ。取得部１１１は、電力系統の電流（この一例では零相電流）の測定結果を取得し、当該電力系統の電圧（この一例では、各相の対地電圧）の測定結果を取得し、電流実効値算出部１１２は、取得部１１１によって取得された電流の実効値である第１実効値（この一例では、零相電流実効値Ｉ１Ａ）を算出し、零相電圧算出部１１３は、取得部１１１によって取得された電圧に基づいて、基準電気量（この一例では、零相電圧）を算出し、位相差算出部１１４は、零相電流と零相電圧との位相差である第１位相差（この一例では、位相差θ１dvＡ）を算出し、通信部１２０は、零相電流実効値Ｉ１と位相差θ１dvとを、送電線ＰＬ１の自装置とは異なる箇所（この一例では、第２電気所Ｂ）に接続された他の送電線保護リレー装置１０に送信すると共に、第２電気所Ｂの送電線保護リレー装置１０において算出された電流の実効値である第２実効値（この一例では、零相電流実効値Ｉ１Ｂ）と第２電気所Ｂの送電線保護リレー装置１０において算出された位相差である第２位相差（この一例では、位相差θ１dvＢ）とを第２電気所Ｂの送電線保護リレー装置１０から受信し、指標値算出部１１５は、第１実効値、第１位相差、第２実効値、および第２位相差に基づいて、送電線ＰＬ１に発生する事故（この一例では、地絡事故）の判定に用いられる指標値を算出するものであり、指標値は、送電線保護リレー装置１０Ａが取得する電流と第２電気所Ｂの送電線保護リレー装置１０が取得する電流との差電流であり、指標値算出部１１５は、第１実効値および第１位相差によって表される第１ベクトル（この一例では、ベクトルＶ１）と、第２実効値および第２位相差によって表される第２ベクトル（この一例では、ベクトルＶ２）とのベクトル合成によって差電流を算出する。 [Summary of the first embodiment]
As described above, the transmission line protection relay device 10 of the present embodiment is a transmission line protection relay device that protects transmission lines of an electric power system, and includes a current acquisition unit (acquisition unit 111 in this example), a voltage An acquisition unit (in this example, the acquisition unit 111), a current effective value calculation unit, a reference electric quantity calculation unit (in this example, a zero-phase voltage calculation unit 113), a phase difference calculation unit 114, and a communication unit 120 , and an index value calculator 115 . Acquisition unit 111 acquires the measurement result of the current of the electric power system (zero-phase current in this example), acquires the voltage of the electric power system (voltage to ground of each phase in this example), and obtains the current effective value. Calculation unit 112 calculates a first effective value (in this example, zero-phase current effective value I1A) that is the effective value of the current acquired by acquisition unit 111, and zero-phase voltage calculation unit 113 calculates Based on the acquired voltage, a reference electric quantity (zero-phase voltage in this example) is calculated, and the phase difference calculator 114 calculates a first phase difference (this In one example, the phase difference θ1 dv A) is calculated, and the communication unit 120 calculates the zero-phase current effective value I1 and the phase difference θ1 dv at a location on the power transmission line PL1 different from the own device (in this example, the second electricity A second effective value (in this example, , zero-phase current effective value I1B) and the second phase difference (in this example, the phase difference θ1 dv B), which is the phase difference calculated in the transmission line protection relay device 10 of the second electric station B, is calculated as the second electric station Received from the power transmission line protection relay device 10 of B, the index value calculation unit 115, based on the first effective value, the first phase difference, the second effective value, and the second phase difference, the accident occurring in the power transmission line PL1 (In this example, a ground fault accident) is calculated to calculate an index value used to determine whether the index value is the current acquired by the transmission line protection relay device 10A and the is the difference current from the acquired current, and the index value calculation unit 115 calculates the first vector (vector V1 in this example) represented by the first effective value and the first phase difference, the second effective value and the first vector A difference current is calculated by vector synthesis with a second vector (in this example, vector V2) represented by a two-phase difference.

これにより、本実施形態の送電線保護リレー装置１０は、サンプリング同期技術を用いることなく、且つ伝送遅延時間などの不確定的な要素に依らずに、精度よく差電流を算出することが可能となり、精度よく地絡事故の発生の有無を判定することができる。 As a result, the transmission line protection relay device 10 of the present embodiment can accurately calculate the difference current without using sampling synchronization technology and without depending on uncertain factors such as transmission delay time. , it is possible to accurately determine whether or not a ground fault has occurred.

上述では、第１電気所Ａと第２電気所Ｂにおいて、送電線ＰＬ１を流れる零相電流実効値Ｉ１Ａ、Ｉ１Ｂ、及び零相電圧に対する零相電流の位相差θ１dvＡ、θ１dvＢが一定であることと、第１電気所Ａと第２電気所Ｂとにおける零相電圧が同位相であることを前提条件に、ベクトル合成によって差電流を算出する場合について説明した。以下、これらの前提条件が成り立つことを説明する。なお、これらの前提条件が成り立つことが求められる期間は、第１電気所Ａの送電線保護リレー装置１０と第２電気所Ｂの送電線保護リレー装置１０が地絡事故の判定処理を行い、遮断器ＳＷ１Ａ、ＳＷ１Ｂに対して開状態の制御信号を出力するまでの、リレー動作時間（例えば、２０［ｍｓ］～４０［ｍｓ］）程度の期間であればよい。 In the above description, in the first power station A and the second power station B, the zero-phase current effective values I1A and I1B flowing through the transmission line PL1 and the phase differences θ1 dv A and θ1 dv B of the zero-phase current with respect to the zero-phase voltage are constant. and that the zero-phase voltages at the first electric station A and the second electric station B are in phase. The fact that these preconditions are met will be described below. During the period in which these preconditions are required to be satisfied, the transmission line protection relay device 10 of the first power station A and the transmission line protection relay device 10 of the second power station B perform ground fault judgment processing, A period of about the relay operating time (for example, 20 [ms] to 40 [ms]) until outputting the open state control signal to the circuit breakers SW1A and SW1B may be sufficient.

電力系統に短絡や地絡事故が発生した場合、一般的にその事故が除去されるまでは、一定の事故電流が流れ、各電圧と電流との位相関係も一定となる。事故の状況によっては、事故発生後に状況が変化して次なる事故様相に進展する場合や、多重的に事故が発生して次々と事故様相が変化する場合もあるが、これらの場合であっても、次なる事故様相に変化した後の事故除去に至るまでは電圧、及び電流の実効値や位相関係が一定となる期間が存在する。したがって、第１電気所Ａの送電線保護リレー装置１０と第２電気所Ｂの送電線保護リレー装置１０とにおいて、送電線ＰＬ１を流れる零相電流実効値Ｉ１、及び零相電圧に対する位相差θ１dvが一定であることの前提条件が成立する。また、抵抗接地系統の電力系統において一線地絡事故が発生した場合は、各電気所で算出することができる零相電圧はいずれも同位相となる。よって、第１電気所Ａと第２電気所Ｂの各端子において、送電線保護リレー装置１０Ａと送電線保護リレー装置１０Ｂが各々算出する零相電圧が同位相であることとの条件も成立する。 When a short circuit or ground fault occurs in a power system, a constant fault current generally flows and the phase relationship between each voltage and current is also constant until the fault is removed. Depending on the circumstances of the accident, the situation may change after the occurrence of the accident, leading to the next accident, or multiple accidents may occur and the accident conditions may change one after another. However, there is a period during which the effective values and phase relationships of the voltage and current are constant until the fault is cleared after the fault has changed to the next fault mode. Therefore, in the transmission line protection relay device 10 of the first power station A and the transmission line protection relay device 10 of the second power station B, the zero-phase current effective value I1 flowing through the power transmission line PL1 and the phase difference θ1 with respect to the zero-phase voltage The precondition that dv is constant holds. In addition, when a single-line ground fault occurs in a power system with a resistance grounding system, all the zero-phase voltages that can be calculated at each electrical station have the same phase. Therefore, the condition that the zero-phase voltages calculated by the transmission line protection relay device 10A and the transmission line protection relay device 10B are in phase at each terminal of the first power station A and the second power station B is also satisfied. .

（第２の実施形態）
［送電線保護リレー装置１０ａの構成］
以下、第２の実施形態の送電線保護リレー装置１０ａを、図面を参照して説明する。第１の実施形態では、送電線保護リレー装置１０が送電線ＰＬ１に生じる地絡事故を判定する場合について説明した。第２の実施形態では、送電線保護リレー装置１０ａが送電線ＰＬ１の各相間に生じる短絡事故を判定する場合について説明する。なお、上述の実施形態と同様の構成については、同一の符号を付して説明を省略する。 (Second embodiment)
[Configuration of Transmission Line Protection Relay Device 10a]
Hereinafter, a transmission line protection relay device 10a of a second embodiment will be described with reference to the drawings. 1st Embodiment demonstrated the case where the power transmission line protection relay apparatus 10 determines the ground fault accident which arises in power transmission line PL1. In the second embodiment, a case will be described in which the transmission line protection relay device 10a determines a short-circuit fault that occurs between the phases of the transmission line PL1. In addition, the same reference numerals are given to the same configurations as those of the above-described embodiment, and the description thereof is omitted.

図６は、第２の実施形態の送電線保護リレー装置１０ａが備えられる第１電気所Ａの構成の一例を示す図である。第２の実施形態において、第１電気所Ａは、母線ＢＳ１と、遮断器ＳＷ１と、変流器ＣＴ２と、変圧器ＶＴ１と、送電線保護リレー装置１０ａとを備える。変流器ＣＴ２は、例えば、各相の電流を測定し、測定した各相の電流をそれぞれ示す測定結果を送電線保護リレー装置１０ａに供給する。以下、変流器ＣＴ２が測定する各相の電流は、送電線ＰＬ１に流入する場合、正の方向とし、送電線ＰＬ１から流出する場合、負の方向とするものとする。また、以下、本実施形態の変流器ＣＴ２の測定結果と、変圧器ＶＴ１の測定結果とは、送電線保護リレー装置１０ａの制御に基づいて、同タイミングによって送電線保護リレー装置１０ａに取得されるものとする。 FIG. 6 is a diagram showing an example of the configuration of the first electrical station A provided with the transmission line protection relay device 10a of the second embodiment. In the second embodiment, the first electric substation A comprises a bus BS1, a circuit breaker SW1, a current transformer CT2, a transformer VT1, and a transmission line protection relay device 10a. The current transformer CT2, for example, measures the current of each phase and supplies measurement results indicating the measured current of each phase to the transmission line protection relay device 10a. Hereinafter, the current of each phase measured by the current transformer CT2 is assumed to be in the positive direction when flowing into the transmission line PL1, and to be in the negative direction when flowing out of the transmission line PL1. Further, hereinafter, the measurement result of the current transformer CT2 and the measurement result of the transformer VT1 of the present embodiment are acquired by the transmission line protection relay device 10a at the same timing based on the control of the transmission line protection relay device 10a. shall be

送電線保護リレー装置１０ａは、制御部１１０ａと、通信部１２０とを備える。制御部１１０ａは、制御部１１０が備える構成に代えて（或いは、加えて）、取得部１１１と、電流実効値算出部１１２と、位相差算出部１１４と、指標値算出部１１５と、判定部１１６と、出力部１１７と、各相正相電圧算出部１１８との各種機能部を実現する。 The transmission line protection relay device 10 a includes a control section 110 a and a communication section 120 . Instead of (or in addition to) the configuration included in the control unit 110, the control unit 110a includes an acquisition unit 111, a current effective value calculation unit 112, a phase difference calculation unit 114, an index value calculation unit 115, and a determination unit. 116 , an output unit 117 , and a positive phase voltage calculator 118 for each phase.

本実施形態の電流実効値算出部１１２は、取得部１１１によって取得された各相の電流測定結果に基づいて、第１電気所Ａにおける電流の実効値（以下、電流実効値Ｉ２）を相毎に算出する。電流実効値算出部１１２は、例えば、変流器ＣＴ２の各相の電流を測定するサンプリング周期が、電気角１５°である場合、上述した式（１）によって、電流実効値Ｉ２を算出する。本実施形態の式（１）において、Ｉmは、あるサンプリングタイミングにおいて測定された各相の電流値である。電流実効値算出部１１２は、算出した各相の電流実効値Ｉ２を、通信部１２０に供給する。通信部１２０は、ネットワークＮＷを介して電流実効値算出部１１２によって算出された第１電気所Ａにおける相毎の電流実効値Ｉ２Ａを第２電気所Ｂの送電線保護リレー装置１０ａに送信する。 Based on the current measurement results of each phase acquired by the acquisition unit 111, the current effective value calculation unit 112 of the present embodiment calculates the current effective value (hereinafter referred to as the current effective value I2) at the first electric station A for each phase. Calculate to For example, when the sampling period for measuring the current of each phase of the current transformer CT2 is an electrical angle of 15°, the current effective value calculator 112 calculates the current effective value I2 by the above-described equation (1). In Equation (1) of the present embodiment, Im is the current value of each phase measured at a certain sampling timing. The current effective value calculator 112 supplies the calculated current effective value I2 of each phase to the communication unit 120 . The communication unit 120 transmits the current effective value I2A for each phase at the first electric substation A calculated by the current effective value calculation unit 112 to the transmission line protection relay device 10a of the second electric substation B via the network NW.

各相正相電圧算出部１１８は、取得部１１１によって取得された各相の対地電圧測定結果に基づいて、三相の正相電圧をそれぞれ算出する。ここで、三相の正相電圧は、三相の各相を基準とした正相電圧であり、例えば、三相をＡ相、Ｂ相、及びＣ相とする場合、各相正相電圧算出部１１８は、Ａ相基準の正相電圧、Ｂ相基準の正相電圧、Ｃ相基準の正相電圧をそれぞれ算出する。各相正相電圧算出部１１８は、例えば、電圧データの移相演算によって、三相の正相電圧を算出する。各相正相電圧算出部１１８は、「基準電気量算出部」の一例であり、第２の実施形態における「基準電気量」は、三相の正相電圧である。 The positive-sequence voltage calculation unit 118 of each phase calculates the positive-sequence voltage of each of the three phases based on the voltage-to-ground measurement result of each phase acquired by the acquisition unit 111 . Here, the three-phase positive-sequence voltage is a positive-sequence voltage based on each phase of the three phases. The unit 118 calculates the A-phase-based positive-sequence voltage, the B-phase-based positive-sequence voltage, and the C-phase-based positive-sequence voltage. The positive-sequence voltage calculator 118 for each phase calculates three-phase positive-sequence voltages by, for example, phase shift calculation of voltage data. The positive-sequence voltage calculator 118 for each phase is an example of a “reference electric quantity calculator”, and the “reference electric quantity” in the second embodiment is three-phase positive-sequence voltages.

本実施形態の位相差算出部１１４は、各相正相電圧算出部１１８によって算出された三相の正相電圧と、取得部１１１によって取得された各相の電流測定結果とに基づいて、上述した式（２）によって、正相電圧の位相に対する電流の位相差θ２dvを、相毎に算出する。本実施形態の式（２）において、Ｉmは、あるサンプリングタイミングにおいて測定された電流値である。位相差算出部１１４は、算出した位相差θ２dvＡを、通信部１２０に供給する。通信部１２０は、ネットワークＮＷを介して位相差算出部１１４によって算出された第１電気所Ａにおける位相差θ２dvＡを第２電気所Ｂの送電線保護リレー装置１０ａに送信する。 The phase difference calculation unit 114 of the present embodiment is based on the three-phase positive-sequence voltages calculated by the positive-sequence voltage calculation unit 118 for each phase and the current measurement result of each phase acquired by the acquisition unit 111, based on the above-described The phase difference θ2 dv of the current with respect to the phase of the positive-sequence voltage is calculated for each phase by the formula (2). In Equation (2) of this embodiment, Im is a current value measured at a certain sampling timing. The phase difference calculator 114 supplies the calculated phase difference θ2 dv A to the communication unit 120 . The communication unit 120 transmits the phase difference θ2 dv A at the first power station A calculated by the phase difference calculation unit 114 to the transmission line protection relay device 10a of the second power station B via the network NW.

ここで、上述したように、取得部１１１Ａと、取得部１１１Ｂとは、各送電線保護リレー装置１０ａのサンプリング周期によって各相の電流測定結果を取得する。したがって、取得部１１１Ａによる各相の電流の取得タイミング、及び取得部１１１Ｂによる各相の電流測定の測定タイミングは、非同期である。この場合、送電線保護リレー装置１０ａＡや送電線保護リレー装置１０ａＢは、取得部１１１Ａ、及び取得部１１１Ｂが、おおよそ同時刻に取得した各相の電流であっても、サンプリングタイミングが一致しているのか否か、サンプリングタイミングが一致していない場合、サンプリングタイミングの差がどの程度かを把握することはできない。また、送電線保護リレー装置１０Ａにおける各相の電流と、送電線保護リレー装置１０Ｂにおける各相の電流とは、僅かでもサンプリングタイミングが異なると、全く異なる値を示すため、この各相の電流同士を直接差し引きして第１電気所Ａと第２電気所Ｂとの間の差電流を算出することはできない。 Here, as described above, the acquisition units 111A and 111B acquire the current measurement result of each phase according to the sampling period of each transmission line protection relay device 10a. Therefore, the acquisition timing of the current of each phase by the acquisition unit 111A and the measurement timing of the current measurement of each phase by the acquisition unit 111B are asynchronous. In this case, the transmission line protection relay device 10aA and the transmission line protection relay device 10aB have the same sampling timing even if the acquisition unit 111A and the acquisition unit 111B acquire phase currents at approximately the same time. If the sampling timings do not match, it is not possible to grasp the extent of the sampling timing difference. Further, if the sampling timing is slightly different, the current of each phase in the transmission line protection relay device 10A and the current of each phase in the transmission line protection relay device 10B show completely different values. cannot be directly subtracted to calculate the differential current between the first station A and the second station B.

一方、上述したように、本実施形態の変流器ＣＴ２の測定結果と、変圧器ＶＴ１の測定結果とは、送電線保護リレー装置１０ａの制御に基づいて、同タイミングによって送電線保護リレー装置１０ａに取得されるものであるため、第１電気所Ａにおいて測定されたある相（例えば、Ａ相）の電流、及び第１電気所Ａにおいて測定されたＡ相の正相電圧同士と、第２電気所Ｂにおいて測定されたある相（例えば、Ａ相）の電流、及び第２電気所Ｂにおいて測定されたＡ相の正相電圧同士とは、各々、自装置の変流器ＣＴ２、変圧器ＶＴ１によって測定された電気量に基づいて取得されるものである。このため、電流と電圧の位相差（図示する位相差θ２dvＡ、及び位相差θ２dvＢ）は、最終的な事故様相に移行した後は、一定である。 On the other hand, as described above, the measurement result of the current transformer CT2 and the measurement result of the transformer VT1 of the present embodiment are obtained by the transmission line protection relay device 10a at the same timing based on the control of the transmission line protection relay device 10a. Therefore, the current of a certain phase (for example, phase A) measured at the first electric station A, the positive phase voltage of the A phase measured at the first electric station A, and the second A certain phase (for example, A phase) current measured at the electric station B and the A phase positive sequence voltage measured at the second electric station B are, respectively, the current transformer CT2 of the own device, the transformer It is obtained based on the quantity of electricity measured by VT1. Therefore, the phase difference between the current and the voltage (phase difference θ2 dv A and phase difference θ2 dv B shown in the figure) is constant after the transition to the final accident mode.

図６に戻り、本実施形態の指標値算出部１１５は、位相差算出部１１４によって算出された各相の位相差θ２dvＡに基づいて、各相の電流が送電線ＰＬ１に対して、流入する電流であるのか、又は流出する電流であるのかを判定する。また、通信部１２０は、第２電気所Ｂの送電線保護リレー装置１０ａＢから、電流実効値算出部１１２Ｂによって算出された電流実効値Ｉ２Ｂと、位相差算出部１１４Ｂによって算出された各相の位相差θ２dvＢとを受信する。指標値算出部１１５は、受信した各相の位相差θ２dvに基づいて、各相の電流が送電線ＰＬ１に対して、流入する電流であるのか、又は流出する電流であるのかを判定する。指標値算出部１１５は、例えば、正相電圧に対する電流の位相差が、遅れ位相であれば流入電流と判定し、進み位相であれば流出電流と判定する。そして、指標値算出部１１５は、第１電気所Ａに係る判定結果と、第２電気所Ｂに係る判定結果とを用い、式（１０）によって、差電流の実効値（以下、差電流実効値Ｉ２dve）を相毎に算出する。 Returning to FIG. 6, the index value calculation unit 115 of the present embodiment determines that the current of each phase flows into the power transmission line PL1 based on the phase difference θ2 dv A of each phase calculated by the phase difference calculation unit 114. It is determined whether the current is a flowing current or an outflowing current. In addition, the communication unit 120 receives the current effective value I2B calculated by the current effective value calculation unit 112B and the phase of each phase calculated by the phase difference calculation unit 114B from the transmission line protection relay device 10aB of the second power station B. Receive the phase difference θ2 dv B. Based on the received phase difference θ2 dv of each phase, index value calculation unit 115 determines whether the current of each phase is current flowing into or out of power transmission line PL1. For example, the index value calculation unit 115 determines that the phase difference of the current with respect to the positive-sequence voltage is an inflow current if it is in a lagging phase, and determines that it is an outflow current if it is in a leading phase. Then, the index value calculation unit 115 calculates the effective value of the difference current (hereinafter referred to as the effective difference current The value I2 dve ) is calculated for each phase.

Figure 0007134846000005
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判定部１１６は、指標値算出部１１５によって算出された各相の差電流実効値Ｉ２dveに基づいて、送電線ＰＬ１に短絡事故が生じているか否かを判定する。判定部１１６は、例えば、指標値算出部１１５によって算出された差電流実効値Ｉ２dveと、電流実効値算出部１１２によって算出された各電気所の電流実効値Ｉ２Ａ、及び電流実効値Ｉ２Ｂとに基づく一般的な判定によって、所定の条件が満たされていない場合、送電線ＰＬ１に短絡事故が生じていないと判定し、所定の条件が満たされている場合、送電線ＰＬ１に短絡事故が生じていると判定する。出力部１１７の処理については、第１の実施形態と同様であるため、説明を省略する。 Determining unit 116 determines whether or not a short-circuit fault has occurred in power transmission line PL1 based on differential current effective value I2 dve of each phase calculated by index value calculating unit 115 . For example, the determination unit 116 calculates the difference current effective value I2 dve calculated by the index value calculation unit 115, and the current effective value I2A and current effective value I2B of each electric station calculated by the current effective value calculation unit 112. When the predetermined condition is not satisfied, it is determined that the short-circuit accident has not occurred in the power transmission line PL1, and when the predetermined condition is satisfied, the short-circuit accident has occurred in the power transmission line PL1. determine that there is Since the processing of the output unit 117 is the same as that of the first embodiment, the description is omitted.

［第２の実施形態のまとめ］
以上説明したように、本実施形態の送電線保護リレー装置１０ａにおいて、指標値は、送電線保護リレー装置１０ａＡが取得する電流と第２電気所Ｂの送電線保護リレー装置１０ａＢが取得する電流との差電流であり、指標値算出部１１５は、第１位相差に基づいて、電流が送電線ＰＬ１に流入するのか、又は流出するのかを判定し、第２位相差に基づいて、電流が前記送電線に流入するのか、又は流出するのかを判定し、判定結果と、第１実効値と、第２実効値とに基づいて、送電線ＰＬ１に流入する電流の実効値の総和から、送電線ＰＬ１から流出する電流の実効値の総和を減算し、差電流の実効値（この一例では、差電流実効値Ｉ２dve）を算出し、サンプリング同期技術を用いることなく、且つ伝送遅延時間などの不確定的な要素に依らずに、精度よく差電流を算出することが可能となり、精度よく短絡事故の発生の有無を判定することができる。 [Summary of the second embodiment]
As described above, in the transmission line protection relay device 10a of the present embodiment, the index values are the current acquired by the transmission line protection relay device 10aA and the current acquired by the transmission line protection relay device 10aB of the second power station B. The index value calculation unit 115 determines whether the current flows into or out of the power transmission line PL1 based on the first phase difference, and determines whether the current flows into or out of the power transmission line PL1 based on the second phase difference. Determining whether it flows into or out of the transmission line, and based on the determination result, the first effective value, and the second effective value, from the sum of the effective values of the current flowing into the transmission line PL1, Subtract the sum of the effective values of the current flowing out of PL1, calculate the effective value of the difference current (in this example, the difference current effective value I2 dve ), and eliminate the transmission delay time and other uncertainties without using the sampling synchronization technique. It is possible to accurately calculate the difference current without depending on deterministic factors, and to accurately determine whether or not a short-circuit accident has occurred.

ここで、第２の実施形態の基準電気量である三相の正相電圧は、第１の実施形態の基準電気量とした零相電圧とは異なり、一線地絡事故以外でも得られる電気量であるが必ずしも第１電気所Ａと第２電気所Ｂとで同位相になるとは限らない。これは、送電線ＰＬ１を介して電力の送電を行うために送電端と受電端の電圧に位相差があるためである。よって、各相正相電圧算出部１１８Ａで算出した三相の正相電圧の位相に対する電流の位相差（つまり、位相差θ２dvＡ）と、各相正相電圧算出部１１８Ｂで算出した三相の正相電圧の位相に対する電流の位相差（つまり、位相差θ２dvＢ）とは、同一の基準位相に対する電流の位相差を表すものではない。したがって、位相差θ２dvＡと、位相差θ２dvＢとを直接的に比較はできないが、指標値算出部１１５において、各相の電流が送電線ＰＬ１に対して、流入する電流であるのか、又は流出する電流であるのかを判定し、分類しているため、分類後の電流同士は比較することが可能となる。 Here, the three-phase positive-sequence voltage, which is the reference quantity of electricity in the second embodiment, differs from the zero-phase voltage as the reference quantity of electricity in the first embodiment. However, the first electric station A and the second electric station B do not always have the same phase. This is because there is a phase difference between the voltages at the power transmitting end and the power receiving end in order to transmit power through the power transmission line PL1. Therefore, the phase difference (that is, the phase difference θ2 dvA ) of the current with respect to the phase of the three-phase positive-sequence voltage calculated by each-phase positive-sequence voltage calculation unit 118A and the three-phase current calculated by each-phase positive-sequence voltage calculation unit 118B The current phase difference with respect to the phase of the positive-sequence voltage (that is, the phase difference θ2 dvB ) does not represent the current phase difference with respect to the same reference phase. Therefore, although the phase difference θ2 dvA and the phase difference θ2 dvB cannot be directly compared, the index value calculation unit 115 determines whether the current of each phase flows into or out of the transmission line PL1. It is possible to compare the classified currents because it is determined whether the current is a

したがって、指標値算出部１１５によって算出された差電流実効値Ｉ２dveは、送電線保護リレー装置１０ａＡと、送電線保護リレー装置１０ａＢとのサンプリング同期技術を用いることなく、且つ伝送遅延時間などの不確定的な要素に依らずに、精度よく差電流を算出することが可能となり、精度よく地絡事故の発生の有無を判定することができる。 Therefore, the difference current effective value I2 dve calculated by the index value calculation unit 115 can be calculated without using a sampling synchronization technique between the transmission line protection relay device 10aA and the transmission line protection relay device 10aB, and without the transmission delay time or the like. It is possible to accurately calculate the differential current without depending on deterministic factors, and to accurately determine whether or not a ground fault has occurred.

なお、上述では、指標値算出部１１５は、流入電流の実効値の総和から流出電流の実効値の総和の差分によって差電流実効値Ｉ２dveを算出したが、差分の絶対値を差電流実効値Ｉ２dveとしても良い。 In the above description, the index value calculation unit 115 calculates the differential current effective value I2 dve from the difference between the sum of the effective values of the inflow current and the sum of the effective values of the outflow current. It may be I2 dve .

なお、上述では、指標値算出部１１５が、各相の電流が送電線ＰＬ１に対して、流入する電流であるのか、又は流出する電流であるのかを判定する場合について説明したが、これに限られない。この判定処理は、例えば、位相差算出部１１４によって行われてもよい。この場合、位相差算出部１１４は、各相正相電圧算出部１１８によって算出された三相の正相電圧と、取得部１１１によって取得された三相の電流測定結果とに基づいて、正相電圧に対する電流の位相差を相毎に算出する。そして、位相差算出部１１４は、算出した位相差から、各相の電流が送電線ＰＬ１に対して、流入する電流であるのか、又は流出する電流であるのかを判定する。これにより、指標値算出部１１５は、位相差算出部１１４Ａ、及び位相差算出部１１４Ｂによって既に流入、又は流出に分類された電流実効値Ｉ２の総和を算出し、簡便に差電流実効値Ｉ２dveを算出することができる。 In the above description, the index value calculation unit 115 determines whether the current of each phase flows into or out of the power transmission line PL1. can't This determination process may be performed by the phase difference calculator 114, for example. In this case, the phase difference calculation unit 114, based on the three-phase positive-sequence voltages calculated by the phase positive-sequence voltage calculation unit 118 and the three-phase current measurement results obtained by the acquisition unit 111, the positive phase The phase difference of the current with respect to the voltage is calculated for each phase. Based on the calculated phase difference, phase difference calculator 114 then determines whether the current of each phase flows into or out of power transmission line PL1. As a result, the index value calculation unit 115 calculates the sum of current effective values I2 already classified as inflow or outflow by the phase difference calculation unit 114A and the phase difference calculation unit 114B, and easily calculates the difference current effective value I2 dve can be calculated.

（第３の実施形態）
以下、第３の実施形態の送電線保護リレー装置１０ｂを、図面を参照して説明する。第１の実施形態、及び第２の実施形態において、保護対象の送電線ＰＬ１は、１回線の送電線であった。第３の実施形態では、保護対象の送電線が２回線の送電線ＰＬ２（図示する送電線ＰＬ２ａ、送電線ＰＬ２ｂ）である場合について説明する。なお、上述した実施形態と同様の構成については、同一の符号を付して説明を省略する。 (Third Embodiment)
Hereinafter, the transmission line protection relay device 10b of the third embodiment will be described with reference to the drawings. In the first embodiment and the second embodiment, the transmission line PL1 to be protected was a one-line transmission line. In the third embodiment, a case where the power transmission line to be protected is two power transmission lines PL2 (power transmission lines PL2a and PL2b shown in the figure) will be described. In addition, about the structure similar to embodiment mentioned above, the same code|symbol is attached|subjected and description is abbreviate|omitted.

図７は、第３の実施形態の送電線保護リレー装置１０ｂが備えられる第１電気所Ａの構成の一例を示す図である。第３の実施形態において、第１電気所Ａは、母線ＢＳ１と、母線ＢＳ２と、遮断器ＳＷ１と、遮断器ＳＷ２と、零相変流器ＣＴ１－１と、零相変流器ＣＴ１－２と、変圧器ＶＴ１－１と、変圧器ＶＴ１－２と、送電線保護リレー装置１０ｂとを備える。母線ＢＳ１は、送電線ＰＬ２ａに接続される、送電線ＰＬ２ａと同電位の線路である。遮断器ＳＷ１は、送電線ＰＬ２ａの途中に設けられ、一端が母線ＢＳ１からの送電線ＰＬ２ａの引き出し口に接続され、他の一端が第１電気所Ａと第２電気所Ｂとを接続する側の送電線ＰＬ２ａに接続される。そして、遮断器ＳＷ１は、送電線保護リレー装置１０ｂの制御に基づいて、開閉状態が制御され、開状態において母線ＢＳ１と送電線ＰＬ２ａとを切断し、閉状態において母線ＢＳ１と送電線ＰＬ２ａとを接続する。母線ＢＳ２、遮断器ＳＷ２、送電線ＰＬ２ｂ、及び送電線保護リレー装置１０ｂの関係は、母線ＢＳ１、遮断器ＳＷ１、送電線ＰＬ２ａの関係と同様であるため、説明を省略する。 FIG. 7 is a diagram showing an example of the configuration of the first electrical station A provided with the transmission line protection relay device 10b of the third embodiment. In the third embodiment, the first electric station A includes a bus BS1, a bus BS2, a circuit breaker SW1, a circuit breaker SW2, a zero-phase current transformer CT1-1, and a zero-phase current transformer CT1-2. , a transformer VT1-1, a transformer VT1-2, and a transmission line protection relay device 10b. The bus BS1 is a line connected to the power transmission line PL2a and having the same potential as the power transmission line PL2a. The circuit breaker SW1 is provided in the middle of the transmission line PL2a, one end is connected to the outlet of the transmission line PL2a from the bus line BS1, and the other end is the side connecting the first electric station A and the second electric station B. is connected to the power transmission line PL2a. The circuit breaker SW1 has its open/closed state controlled based on the control of the transmission line protection relay device 10b. Connecting. The relationship between the bus BS2, the circuit breaker SW2, the transmission line PL2b, and the transmission line protection relay device 10b is the same as the relationship between the bus BS1, the circuit breaker SW1, and the transmission line PL2a, so the description thereof will be omitted.

第３の実施形態において、零相変流器ＣＴ１－１は、例えば、送電線ＰＬ２ａの三相交流電流の零相電流を測定し、測定した零相電流を示す測定結果を送電線保護リレー装置１０ｂに供給する。変圧器ＶＴ１－１は、例えば、各相の対地電圧を測定し、測定した各相の対地電圧をそれぞれ示す測定結果を送電線保護リレー装置１０に供給する。この場合、零相変流器ＣＴ１－１が測定する零相電流は、送電線ＰＬ２ａに流入する場合、正の方向とし、送電線ＰＬ２ａから流出する場合、負の方向とするものとする。零相変流器ＣＴ１－２、変圧器ＶＴ１－２、送電線ＰＬ１ｂ、及び送電線保護リレー装置１０ｂの関係は、零相変流器ＣＴ１－１、変圧器ＶＴ１－１、送電線ＰＬ１ａ、及び送電線保護リレー装置１０ｂの関係と同様であるため、説明を省略する。 In the third embodiment, the zero-phase current transformer CT1-1 measures, for example, the zero-phase current of the three-phase alternating current of the transmission line PL2a, and outputs the measurement result indicating the measured zero-phase current to the transmission line protection relay device. 10b. The transformer VT1-1, for example, measures the voltage to ground of each phase and supplies the transmission line protection relay device 10 with measurement results indicating the measured voltage to ground of each phase. In this case, the zero-phase current measured by the zero-phase current transformer CT1-1 is assumed to be in the positive direction when flowing into the transmission line PL2a, and in the negative direction when flowing out of the transmission line PL2a. The relationship between the zero-phase current transformer CT1-2, the transformer VT1-2, the transmission line PL1b, and the transmission line protection relay device 10b is as follows: the zero-phase current transformer CT1-1, the transformer VT1-1, the transmission line PL1a, and Since the relationship is the same as that of the transmission line protection relay device 10b, the description is omitted.

第３の実施形態において、送電線保護リレー装置１０ｂは、制御部１１０と、通信部１２０とを備える。第３の実施形態において、取得部１１１は、零相変流器ＣＴ１－１によって測定された送電線ＰＬ２ａの零相電流から、零相変流器ＣＴ１－２によって測定された送電線ＰＬ２ｂの零相電流を差し引いた交差電流を取得する。取得部１１１は、例えば、「交差電流算出部」の一例である。 In the third embodiment, the transmission line protection relay device 10b includes a control section 110 and a communication section 120. FIG. In the third embodiment, the acquisition unit 111 obtains the zero current of the transmission line PL2b measured by the zero-phase current transformer CT1-2 from the zero-phase current of the transmission line PL2a measured by the zero-phase current transformer CT1-1. Obtain the crossover currents minus the phase currents. Acquisition unit 111 is an example of a “crossing current calculation unit”, for example.

電流実効値算出部１１２は、取得部１１１によって算出された交差電流の実効値である交差電流実効値Ｉ３を算出する。位相差算出部１１４は、取得部１１１によって算出された交差電流と、零相電圧算出部１１３によって算出された零相電圧とに基づいて、零相電圧に対する交差電流の位相差θ３dvを算出する。指標値算出部１１５は、式（１１）と、式（１２）とを用い、交差電流実効値Ｉ３Ａと、位相差θ３dvＡと、通信部１２０によって受信された交差電流実効値Ｉ３Ｂと、位相差θ３dvＢとに基づいて、交差電流実効値Ｉ３と、位相差θ３dvとによって表されるベクトルのベクトル合成を行うことにより、交差電流の合成値の実効値（以下、交流電流合成値実効値Ｉ２Ｚdve）と、交差電流の合成値の位相差（以下、位相差θ２Ｚdv）とを算出する。以降の処理は、第１の実施形態と同様であるため、説明を省略する。 Current effective value calculation unit 112 calculates cross current effective value I3, which is the effective value of the cross current calculated by acquisition unit 111 . The phase difference calculator 114 calculates a phase difference θ3 dv of the cross current with respect to the zero-phase voltage based on the cross current calculated by the acquisition unit 111 and the zero-phase voltage calculated by the zero-phase voltage calculator 113. . Index value calculation section 115 uses equations (11) and (12) to calculate crossover current effective value I3A, phase difference θ3 dv A, crossover current effective value I3B received by communication unit 120, position Based on the phase difference θ3 dv B, the cross current effective value I3 and the vector represented by the phase difference θ3 dv are combined to obtain the cross current effective value (hereinafter referred to as the alternating current composite effective value). value I2Z dve ) and the phase difference of the composite value of the crossing currents (hereinafter referred to as phase difference θ2Z dv ). Since subsequent processing is the same as that of the first embodiment, the description is omitted.

Figure 0007134846000006
Figure 0007134846000006

［第３の実施形態のまとめ］
以上説明したように、本実施形態の送電線保護リレー装置１０ｂ（この一例では、送電線保護リレー装置１０ｂＡ）は、電力系統の２回線（この一例では、送電線ＰＬ２ａ～ＰＬ２ｂ）の送電線に接続され、送電線を保護するものであって、電流取得部（この一例では、取得部１１１）と、電圧取得部（この一例では、取得部１１１）と、基準電気量算出部（この一例では、零相電圧算出部１１３）と、交差電流算出部（この一例では、取得部１１１）と、電流実効値算出部１１２と、位相差算出部１１４と、通信部１２０と、指標値算出部１１５とを持つ。取得部１１１は、電力系統の電流を回線毎に取得する。取得部１１１は、電力系統の電圧を前記回線毎に取得する。零相電圧算出部１１３は、回線毎の前記電圧に基づいて、基準電気量（この一例では、零相電圧）を算出する。取得部１１１は、取得された回線毎の電流の差分を交差電流として算出する。電流実効値算出部１１２は、交差電流の実効値である第１実効値（この一例では、交差電流実効値Ｉ３Ａ）を算出する。位相差算出部１１４は、交差電流と零相電圧との位相差である第１位相差（この一例では、位相差θ３dvＡ）を算出する。通信部１２０は、交差電流実効値Ｉ３Ａと、位相差θ３dvＡとを、第１電気所Ａとは異なる箇所に設置された他の送電線保護リレー装置（つまり、第２電気所Ｂの送電線保護リレー装置１０ｂＢ）に送信すると共に、第２電気所Ｂの送電線保護リレー装置１０ｂＢにおいて算出された交差電流の実効値である第２実効値（この一例では、交差電流実効値Ｉ３Ｂ）と、送電線保護リレー装置１０ｂＢにおいて算出された交差電流と零相電圧との位相差である第２位相差（この一例では、位相差θ３dvＢ）とを送電線保護リレー装置１０ｂＢから受信する。指標値算出部１１５は、交差電流実効値Ｉ３Ａと、位相差θ３dvＡと、交差電流実効値Ｉ３Ｂと、位相差θ３dvＢとに基づいて、送電線ＰＬ２ａ～ＰＬ２ｂに発生する事故の判定に用いられる指標値（この一例では、交流電流合成値実効値Ｉ２Ｚdve、位相差θ２Ｚdv）を算出する。 [Summary of the third embodiment]
As described above, the power transmission line protection relay device 10b (in this example, the power transmission line protection relay device 10bA) of the present embodiment is connected to the power transmission lines of two circuits (in this example, the power transmission lines PL2a to PL2b). It is connected and protects the transmission line, and includes a current acquisition unit (acquisition unit 111 in this example), a voltage acquisition unit (acquisition unit 111 in this example), and a reference electric quantity calculation unit (in this example , zero-phase voltage calculator 113), a crossing current calculator (acquisition unit 111 in this example), a current effective value calculator 112, a phase difference calculator 114, a communication unit 120, and an index value calculator 115 and have Acquisition unit 111 acquires the current of the power system for each line. The acquisition unit 111 acquires the voltage of the power system for each line. The zero-phase voltage calculator 113 calculates a reference quantity of electricity (zero-phase voltage in this example) based on the voltage for each line. The obtaining unit 111 calculates the difference between the obtained currents for each line as a crossing current. Current effective value calculation section 112 calculates a first effective value (intersection current effective value I3A in this example) that is the effective value of the crossing current. The phase difference calculator 114 calculates a first phase difference (phase difference θ3 dv A in this example) that is the phase difference between the cross current and the zero-phase voltage. The communication unit 120 transmits the crossing current effective value I3A and the phase difference θ3 dv A to another transmission line protection relay device installed at a location different from the first power station A (that is, the transmission line of the second power station B). The second effective value of the crossing current (in this example, the crossing current effective value I3B) that is transmitted to the wire protection relay device 10bB) and is the effective value of the crossing current calculated in the transmission line protection relay device 10bB of the second power station B) and , the second phase difference (phase difference θ3 dv B in this example), which is the phase difference between the cross current and the zero-phase voltage calculated in the transmission line protection relay device 10bB, is received from the transmission line protection relay device 10bB. Index value calculation unit 115 determines a fault occurring in transmission lines PL2a to PL2b based on cross current effective value I3A, phase difference θ3 dv A, cross current effective value I3B, and phase difference θ3 dv B. Index values to be used (in this example, AC current combined value effective value I2Z dve , phase difference θ2Z dv ) are calculated.

これにより、本実施形態の送電線保護リレー装置１０ｂは、サンプリング同期技術を用いることなく、且つ伝送遅延時間などの不確定的な要素に依らずに、精度よく差電流を算出することが可能となり、複数回線の送電線ＰＬ２のそれぞれについて、精度よく地絡事故の発生の有無を判定することができる。 As a result, the transmission line protection relay device 10b of the present embodiment can accurately calculate the difference current without using sampling synchronization technology and without depending on uncertain factors such as transmission delay time. , the presence or absence of occurrence of a ground fault can be accurately determined for each of the power transmission lines PL2 of the plurality of lines.

本発明の実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれると同様に、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれるものである。 While embodiments of the invention have been described, these embodiments have been presented by way of example and are not intended to limit the scope of the invention. These embodiments can be implemented in various other forms, and various omissions, replacements, and modifications can be made without departing from the scope of the invention. These embodiments and their modifications are included in the scope and spirit of the invention, as well as the scope of the invention described in the claims and equivalents thereof.

１０、１０Ａ、１０Ｂ、１０ａ、１０ａＡ、１０ａＢ、１０ｂ、１０ｂＡ、１０ｂＢ…送電線保護リレー装置、１１０、１１０ａ…制御部、１１１、１１１Ａ、１１１Ｂ…取得部、１１２…電流実効値算出部、１１３…零相電圧算出部、１１４、１１４Ａ、１１４Ｂ…位相差算出部、１１５…指標値算出部、１１６…判定部、１１７…出力部、１１８、１１８Ａ、１１８Ｂ…各相正相電圧算出部、１２０…通信部、ＣＴ１、ＣＴ１－１、ＣＴ１－２…零相変流器、ＣＴ２…変流器、ＶＴ１、ＶＴ１－１、ＶＴ１－２…変圧器 10, 10A, 10B, 10a, 10aA, 10aB, 10b, 10bA, 10bB... transmission line protection relay device, 110, 110a... control section, 111, 111A, 111B... acquisition section, 112... current effective value calculation section, 113... Zero-sequence voltage calculator 114, 114A, 114B Phase difference calculator 115 Index value calculator 116 Determination unit 117 Output unit 118, 118A, 118B Positive phase voltage calculator 120 Communication part, CT1, CT1-1, CT1-2... Zero-phase current transformer, CT2... Current transformer, VT1, VT1-1, VT1-2... Transformer

Claims (7)

電力系統の送電線を保護する送電線保護リレー装置であって、
前記電力系統の電流を取得する電流取得部と、
前記電力系統の電圧を取得する電圧取得部と、
前記電圧に基づいて、基準電気量を算出する基準電気量算出部と、
前記電流の実効値である第１実効値を算出する電流実効値算出部と、
前記電流と前記基準電気量との位相差である第１位相差を算出する位相差算出部と、
前記第１実効値と前記第１位相差とを、前記送電線の自装置とは異なる箇所に設置された他の送電線保護リレー装置に送信すると共に、前記他の送電線保護リレー装置において算出された電流の実効値である第２実効値と前記他の送電線保護リレー装置において算出された前記基準電気量との位相差である第２位相差とを前記他の送電線保護リレー装置から受信する通信部と、
前記第１実効値、前記第１位相差、前記第２実効値、および前記第２位相差に基づいて、前記送電線に発生する事故の判定に用いられる指標値を算出する指標値算出部と、
を備える送電線保護リレー装置。 A transmission line protection relay device for protecting transmission lines of a power system,
a current acquisition unit that acquires the current of the power system;
a voltage acquisition unit that acquires the voltage of the power system;
A reference quantity of electricity calculation unit that calculates a reference quantity of electricity based on the voltage;
a current effective value calculation unit that calculates a first effective value that is the effective value of the current;
a phase difference calculator that calculates a first phase difference that is a phase difference between the current and the reference quantity of electricity;
The first effective value and the first phase difference are transmitted to another power transmission line protection relay device installed at a location different from the own device on the power transmission line, and are calculated in the other power transmission line protection relay device. a second effective value that is an effective value of the current that is calculated and a second phase difference that is a phase difference between the reference amount of electricity calculated in the other transmission line protection relay device and the second phase difference that is the phase difference from the other transmission line protection relay device; a receiving communication unit;
an index value calculation unit that calculates an index value used for determining an accident occurring in the transmission line based on the first effective value, the first phase difference, the second effective value, and the second phase difference; ,
A power line protection relay device comprising: 前記指標値は、自装置が取得する電流と前記他の送電線保護リレー装置が取得する電流との差電流であり、
前記指標値算出部は、前記第１実効値および前記第１位相差によって表される第１ベクトルと、前記第２実効値および前記第２位相差によって表される第２ベクトルとのベクトル合成によって前記差電流を算出する、
請求項１に記載の送電線保護リレー装置。 The index value is a current difference between the current acquired by the own device and the current acquired by the other transmission line protection relay device,
The index value calculation unit performs vector synthesis of a first vector represented by the first effective value and the first phase difference and a second vector represented by the second effective value and the second phase difference. calculating the difference current;
The transmission line protection relay device according to claim 1. 前記基準電気量は、前記送電線の零相電圧である、
請求項２に記載の送電線保護リレー装置。 The reference quantity of electricity is the zero-phase voltage of the transmission line,
The transmission line protection relay device according to claim 2. 前記指標値は、自装置が取得する電流と前記他の送電線保護リレー装置が取得する電流との差電流であり、
前記第１位相差に基づいて、電流が前記送電線に流入するのか、又は流出するのかを判定し、前記第２位相差に基づいて、電流が前記送電線に流入するのか、又は流出するのかを判定する判定部を更に備え、
前記指標値算出部は、前記判定部の判定結果と、前記第１実効値と、前記第２実効値とに基づいて、前記送電線に流入する電流の実効値の総和から、前記送電線から流出する電流の実効値の総和を減算し、前記差電流を算出する、
請求項１に記載の送電線保護リレー装置。 The index value is a current difference between the current acquired by the own device and the current acquired by the other transmission line protection relay device,
Based on the first phase difference, determine whether current flows into or out of the transmission line, and based on the second phase difference, determine whether current flows into or out of the transmission line. Further comprising a determination unit for determining
The index value calculation unit, based on the determination result of the determination unit, the first effective value, and the second effective value, calculates from the sum of the effective values of the current flowing into the transmission line subtracting the sum of the effective values of the flowing currents to calculate the difference current;
The transmission line protection relay device according to claim 1. 前記基準電気量は、前記送電線の正相電圧である、
請求項４に記載の送電線保護リレー装置。 The reference quantity of electricity is the positive sequence voltage of the transmission line,
The transmission line protection relay device according to claim 4. 電力系統の２回線の送電線に接続され、前記送電線を保護する送電線保護リレー装置であって、
前記電力系統の電流を前記回線毎に取得する電流取得部と、
前記電力系統の電圧を取得する電圧取得部と、
前記電圧に基づいて、基準電気量を算出する基準電気量算出部と、
前記電流取得部によって取得された前記回線毎の電流の差分を交差電流として算出する交差電流算出部と、
前記交差電流の実効値である第１実効値を算出する電流実効値算出部と、
前記交差電流と前記基準電気量との位相差である第１位相差を算出する位相差算出部と、
前記第１実効値と前記第１位相差とを、前記送電線の自装置とは異なる箇所に設置された他の送電線保護リレー装置に送信すると共に、前記他の送電線保護リレー装置において算出された交差電流の実効値である第２実効値と前記他の送電線保護リレー装置において算出された前記交差電流と前記基準電気量との位相差である第２位相差とを前記他の送電線保護リレー装置から受信する通信部と、
前記第１実効値、前記第１位相差、前記第２実効値、および前記第２位相差に基づいて、前記送電線に発生する事故の判定に用いられる指標値を算出する指標値算出部と、
を備える送電線保護リレー装置。 A transmission line protection relay device that is connected to two transmission lines of a power system and protects the transmission line,
a current acquisition unit that acquires the current of the power system for each line;
a voltage acquisition unit that acquires the voltage of the power system;
A reference quantity of electricity calculation unit that calculates a reference quantity of electricity based on the voltage;
a cross current calculation unit that calculates, as a cross current, the difference between the currents of the lines acquired by the current acquisition unit;
A current effective value calculation unit that calculates a first effective value that is the effective value of the crossing current;
a phase difference calculator that calculates a first phase difference that is a phase difference between the cross current and the reference quantity of electricity;
The first effective value and the first phase difference are transmitted to another power transmission line protection relay device installed at a location different from the own device on the power transmission line, and are calculated in the other power transmission line protection relay device. a second effective value that is the effective value of the calculated crossing current and a second phase difference that is a phase difference between the crossing current calculated in the other transmission line protection relay device and the reference quantity of electricity; a communication unit that receives from the wire protection relay device;
an index value calculation unit that calculates an index value used for determining an accident occurring in the transmission line based on the first effective value, the first phase difference, the second effective value, and the second phase difference; ,
A power line protection relay device comprising: 前記指標値は、自装置が取得する電流と前記他の送電線保護リレー装置が取得する電流との交差電流であり、
前記指標値算出部は、前記第１実効値および前記第１位相差によって表される第１ベクトルと、前記第２実効値および前記第２位相差によって表される第２ベクトルとのベクトル合成によって前記交差電流の合成値を算出する、
請求項６に記載の送電線保護リレー装置。 The index value is a crossing current between a current acquired by the own device and a current acquired by the other transmission line protection relay device,
The index value calculation unit performs vector synthesis of a first vector represented by the first effective value and the first phase difference and a second vector represented by the second effective value and the second phase difference. calculating a composite value of the crossover currents;
The transmission line protection relay device according to claim 6.
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