JP7841702B2 - システムまたは方法 - Google Patents

Description

本発明は、システムまたは方法に関する。

送電線において零相電圧（Ｖ０）を計測し、地絡の発生を検知する装置が知られている（例えば特許文献１）。

特開２００５－３００２０５号公報

従来では、配電線において被覆電線が採用されていることもあり、地絡のみの標定を行ってきた。

しかし、送電線用故障点標定システムにおいては、送電線が裸電線を使用しており鉄塔間におけるギャロッピングなどによる短絡時の標定が必要となる。しかし、短絡時には送電線にＶ０が発生しないため新たな検出手法が必要となる。

前述の課題を考慮し、本発明は、一態様として送電線の線間電圧及び相電流を計測する１以上の計測器を備えたシステムであって、前記線間電圧を取得する処理と、前記線間電圧の低下率が閾値以上となった状態が設定周期以上継続した場合、短絡事故が発生したと判断する短絡判断処理と、を実行するシステム提供する。

また、本発明は一態様として、送電線の線間電圧及び相電流を計測する２以上の計測器を有するシステムに対して、前記線間電圧を取得する処理と、前記線間電圧の低下率が閾値以上となった状態が設定周期以上継続した場合、短絡事故が発生したと判断する短絡判断処理と、を実行させるプログラムを提供する。

本発明によれば、新たなシステムまたはプログラムが提供できる。

実施形態に係る故障点標定システムの構成を示す図である。 実施形態に係る送電線及び計測器の構成を示す図である 実施形態に係る装置の（ａ）ハードウェア構成及び（ｂ）機能構成を示す図である。 装置が取得または保存する線間電圧時刻歴に基づき作成された電流波形の一例である。 実施形態における短絡検出フローである。 実施形態における地絡検出フローである。 事故検出処理の詳細を示すフローである。

＜実施形態＞
（概要）
図１～図７を参照しつつ、本発明の１つの実施形態である、監視システム１について説明する。

監視システム１は、図１、図２に示すように、三相交流の送電を行う送電線２を監視するシステムである。監視システム１は、計測器１０、１１、装置２０、及びネットワーク５を備える。装置２０及び計測器１０、１１はネットワーク５によって通信可能に接続される。

ネットワーク５は、無線方式または有線方式の通信手段であり、例えば、インターネット、ＷＡＮ（Wide Area Network）、ＬＡＮ（Local Area Network）、公衆通信網、専用線などである。なお、本実施形態による監視システム１は上記複数の情報管理装置によって構成されているが、本発明はこれらの装置の数を限定するものではない。そのため、監視システム１は、以下のような機能を備えるものであれば、１以上の装置によって構成することができる。

計測器１０、１１は、送電線２の送電端変電所と受電端変電所との構内にそれぞれ設置され、送電線２の零相電圧、及び、Ｕ、Ｖ、Ｗ各相間の線間電圧を計測する機能を有する（図１、図２）。計測器１０、１１は、計測して得られた線間電圧、零相電圧、相電流及び零相電流を、ネットワーク５を介して装置２０へ送信する機能を有する。計測器１０、１１は、ＧＰＳ衛星と通信し、一定期間ごとにＧＰＳ時刻信号時間を受信し、各計測器で使用される時刻の同期を取っている。

装置２０は、計測器１０、１１から送電線２の線間電圧（Ｕ－Ｖ間、Ｖ－Ｗ間、Ｗ－Ｕ間の各相間）零相電圧、相電流及び零相電流を取得し、遠隔地点から送電線２に異常の発生が無いか監視する装置である。

図３（ａ）は、計測器１０、１１、及び装置２０の実現に用いるハードウェア（処理装置１００とする）の一例である。同図に示すように、処理装置１００は、プロセッサ１０１、主記憶装置１０２、補助記憶装置１０３、入力装置１０４、出力装置１０５、および通信装置１０６を備える。これらは図示しないバス等の通信手段を介して互いに通信可能に接続されている。

プロセッサ１０１は、ＣＰＵ（Central Processing Unit）、ＭＰＵ（Micro Processing Unit）等を用いて構成される。プロセッサ１０１が、主記憶装置１０２に格納されているプログラムを読み出して実行することにより、処理装置１００の機能が実現される。

主記憶装置１０２は、プログラムやデータを記憶する装置であり、ＲＯＭ（Read Only Memory）、ＲＡＭ（Random Access Memory）、不揮発性半導体メモリ（ＮＶＲＡＭ（Ｎon Volatile RAM））等である。補助記憶装置１０３は、ＳＳＤ（Solid State Drive）、ＳＤメモリカード等の各種不揮発性メモリ（NVRAM:Ｎon-volatile memory）、ハードディスクドライブ、光学式記憶装置（ＣＤ（Compact Disc）、ＤＶＤ(Digital Versatile Disc)等）、クラウドサーバの記憶領域等である。

入力装置１０４は、情報の入力を受け付けるインタフェースであり、例えば、キーボード、マウス、タッチパネル、カードリーダ、音声入力装置（マイクロフォン等）、音声認識装置等である。処理装置１００が通信装置１０６を介して他の装置との間で情報の入力を受け付ける構成としてもよい。

出力装置１０５は、各種の情報を出力するインタフェースであり、例えば、画面表示装置（液晶モニタ、ＬＣＤ（Liquid Crystal Display）、グラフィックカード等）、印字装置等）、音声出力装置（スピーカ等）、音声合成装置等である。処理装置１００が通信装置１０６を介して他の装置との間で情報の出力を行う構成としてもよい。

通信装置１０６は、ネットワーク５を介した他の装置との間の通信を実現する有線方式又は無線方式の通信インタフェースであり、例えば、ＮＩＣ（Network Interface Card）、無線通信モジュール、ＵＳＢ（Universal Serial Interface）モジュール、シリアル通信モジュール等である。

〔機能構成〕
処理装置１００が備える主な機能構成を図３（ｂ）に示す。同図に示すように、装置２０は保存領域１１４及び管理部１２０を備える。

保存領域１１４は、主記憶装置１０２または補助記憶装置１０３に形成される。保存領域１１４には、取得した線間電圧及び零相電圧の時刻歴が、計測器１０、１１のそれぞれについて保存される。

管理部１２０の機能は、プロセッサ１０１が主記憶装置１０２または補助記憶装置１０３に格納されているプログラムを読み出して実行することにより実現される。管理部１２０は、線間電圧、零相電圧、相電流及び零相電流の解析等の処理を行う。詳細は後述する。

〔処理〕
監視システム１において実行される処理の一例について、図５から図７のフローチャートを用いて以下に説明する。

まず計測器１０、１１及び装置２０のそれぞれにおいて、プロセッサ１０１によって主記憶装置１０２または補助記憶装置１０３に保存されたプログラムが起動され、監視システム１の処理が以下のように実行される。

監視システム１において実行される処理は、大別して短絡検出フロー（図５、図７）と、地絡検出フロー（図６、図７）との２つである。

（短絡検出フロー）
短絡検出フロー（図５）において計測器１０、１１は、送電線２の線間電圧を取得し、線間電圧が設定割合低下した状態が設定周期分継続したか、確認する（Ｓ１）。ここで、設定割合及び設定周期は予め設定された値である。線間電圧（及び後述の零相電圧）は、任意のサンプリングレートで取得されるが、例えば１０ｋＨｚ以上１０００ｋＨｚ(キロヘルツ)以下の範囲でレートが設定される。

例えば、Ｕ－Ｖ間、Ｖ－Ｗ間、Ｗ－Ｕ間のいずれかの線間電圧が設定％（例えば１０％など）低下した状態が予め設定したサイクル数以上続いた場合、計測器１０、１１は、Ｓ２へ処理を進める（Ｓ１：ＹＥＳ）。Ｓ１での条件が満たされない場合（Ｓ１：ＮＯ）、計測器１０、１１は、ステップＳ１の処理を継続する。

計測器１０、１１は、ステップＳ２において、事故検出処理を行い線間電圧の低下が認められた時点までの相電流のサージ波形を自身の保存領域１１４に保存する。ステップＳ２における事故検出処理の詳細は後述する。

さらに計測器１０、１１は、過電流が検出されたかどうかを確認する（Ｓ４）。過電流が検出された場合（Ｓ４：ＹＥＳ）、短絡事故の発生を発呼し、ユーザに出力装置１０５、通信装置１０６などにより報知する（Ｓ５）。また、過電流が検出なかった場合には事故の発生を発呼しない（Ｓ６）。以降、装置２０は、停電判定などの後処理を継続する。

（地絡検出フロー）
計測器１０、１１及び装置２０は、短絡事故の検出とは独立して、地絡の検出処理も行う（図６）。地絡の検出処理では、Ｓ８、Ｓ１０、Ｓ１２、Ｓ２のレベル検出処理と、Ｓ１３～Ｓ１８の地絡判定処理が並行して実行される。

計測器１０、１１は、ステップＳ８で計測器１０、１１におけるレベル検出用の残留電圧をキャンセルし１サイクルごとの零相電圧の変化量を取得して、ステップＳ１０以下の処理を行う。

ステップ１０で計測器１０、１１は、零相電圧の変化量を取得し、さらに零相電圧の変化量が設定Ｖ０の設定割合（例えば５０％）以上となっているか（Ｓ１０）、その状態が設定時間以上継続したか（Ｓ１２）確認する。なお、設定Ｖ０は予め設定された値である。

ステップＳ１０、Ｓ１２の条件がいずれも満たされる場合（Ｓ１０：ＹＥＳかつＳ１２：ＹＥＳ）、事故検出処理（Ｓ２）が実行される。計測器１０、１１は、ステップＳ２において、設定していた零相電圧の変化が認められた時点（すなわちステップＳ１０、Ｓ１２の条件が満たされた時点）までの零相電流のサージ電流波形を保存する。

ステップＳ１０、Ｓ１２のいずれかが満たされない場合（Ｓ１０：ＮＯまたはＳ１２：ＮＯ）、計測器１０、１１は、処理をＳ８に戻す。

一方、地絡判定処理（図６右側）において計測器１０、１１は、ステップＳ１３で計測器１０、１１における事故判定用の残留電圧をキャンセルし１サイクルごとの零相電圧の変化量を取得して、ステップＳ１５以下の処理を行う。

計測器１０、１１は、計測された零相電圧が設定Ｖ０以上となっているか（Ｓ１５）、その状態が設定サイクル数以上継続したか（Ｓ１７）確認する。

ステップＳ１５、Ｓ１７の条件がいずれも満たされる場合（Ｓ１５：ＹＥＳかつＳ１７：ＹＥＳ）、計測器１０、１１は、地絡事故が確定したと判断する（Ｓ１８）。

一方、ステップＳ１５、Ｓ１７のいずれかが満たされない場合（Ｓ１５：ＮＯまたはＳ１７：ＮＯ）、計測器１０、１１は、処理をＳ１３に戻す。

ステップＳ１９は、地絡発生に際して報知や何らかの措置が必要か判断する処理である。処理がＳ２及びＳ１８の両方を経てステップＳ１９に至ると、計測器１０、１１は、事故の検出がされたことを出力装置１０５、通信装置１０６などにより報知する（Ｓ１９）。以降、装置２０は、停電判定等の後処理を行う。

なお、一定期間経過しても処理がＳ２及びＳ１８の両方を経てステップＳ１９に至らない場合、監視システム１は処理過程をステップＳ８に戻す。

図７では、計測器１０、１１は、事故検出処理が短絡検出、地絡検出のどちらの検出フローによって発生したか判断するフローチャートを示す（Ｓ２１）。

短絡検出による場合（Ｓ２１：短絡）、計測器１０、１１は、取得した相電流のサージ電流波形に対してローパスフィルタ（ＬＰＦ）をかけ、フィルタ処理の結果を自身の保存領域１１４に保存し、装置２０へ送信する（Ｓ２２）。ステップＳ２２においてＬＰＦは、第１所定値以上の周波数の時刻歴波形を低減またはカットする。第１所定値は、１ＭＨｚ以上１０ＭＨｚ（メガヘルツ）未満の範囲内において予め設定される。なお、計測器１０、１１と装置２０との通信は、パケット通信で行われる。

事故検出処理が地絡検出によって発生した場合（Ｓ２１：地絡）、計測器１０、１１は、取得した零相電流のサージ電流波形に対してＬＰＦをかけ、自身の保存領域１１４に保存し、装置２０へ送信する（Ｓ２３）。ステップＳ２３においてＬＰＦは、第２所定値以上の周波数の時刻歴波形を低減またはカットする。第２所定値は、１０ｋＨｚ以上１ＭＨｚ未満の範囲内において予め設定される。

ステップＳ２４において装置２０は、計測器１０、１１から受信したＬＰＦ処理後のサージ電流波形を用い、これらの時刻歴に基づき、事故が発生した地点を算出する。

詳細に述べると装置２０は、図４に示すように、サージ電流波形を計測した時刻、すなわち計測中のサージ電流が急激に変化した時刻を、計測器１０、１１のそれぞれにつき、短絡または地絡の発生時刻として計測する。次に装置２０は、各計測器１０、１１で取得された短絡または地絡の発生時刻と、各計測器１０、１１の位置とに基づいて、送電線２のどの地点において短絡事故または地絡事故が発生したかを算出する。

次に装置２０は、算出した短絡事故または地絡事故の発生地点を、出力装置１０５に表示するなどの方法により、ユーザに知らせる（Ｓ２５）。

＜変形例＞
実施形態において監視システム１は計測器１０、１１の２つを備えているが、計測器の数は２以上において任意である。したがって、監視システム１を、計測器を３つ以上備える構成としてもよい。また、装置２０と計測器１０、１１が一体であってもよい。計測器１０、１１が実行する処理の一部または全部を装置２０が実行してもよい。また、装置２０が実行する処理の一部または全部を計測器１０、１１が実行してもよい。

＜効果＞
実施形態及び変形例において監視システム１は、送電線２の線間電圧及び相電流を計測する２以上の計測器１０、１１を備える。監視システム１は、線間電圧を取得し、線間電圧の低下率が閾値以上となった状態が設定周期以上継続した場合、短絡事故が発生したと判断する短絡判断処理（Ｓ１）とを実行する。

上記の構成では、送電線２において短絡発生時に線間電圧が低下することを利用している。線間電圧の低下を検出する上記処理を行うことで、短絡事故を検出することができる。

監視システム１は、短絡判断処理（Ｓ１）において短絡事故が発生したと判断した場合、短絡事故が発生したと判断した時点までの相電流のサージ波形を記憶部に記憶させる処理（Ｓ２）をさらに実行する。

上記構成では、短絡事故が発生したと判断した時点以降の相電流のサージ波形の保存をしないことにより、記憶部に保存されるデータ量を低減することができる。そのため、記憶部の容量を節約することができるし、相電流のサージ波形取得時のサンプリングレートを数十ＭＨｚにすることが可能となる。例えば、保存する相電流のサージ波形の長さ１ミリ秒以下とすることも可能である。保存したデータに対する解析等の処理を迅速に行うことができる。

監視システム１は、相電流のサージ波形において第１所定値以上の周波数成分を低減させるフィルタ処理（Ｓ２２）と、フィルタ処理後の相電流のサージ波形に基づき短絡事故の発生を計測した時刻を判定する処理（Ｓ２４）と、をさらに実行する。この第１所定値は、１メガヘルツ以上１０メガヘルツ未満の範囲で設定される。

上記構成では、ＬＰＦによってノイズを除去することができる。このため、相電流のサージ波形の計測時刻を正確に取得することができる。

監視システム１は、計測器１０、１１のそれぞれから取得された相電流のサージ波形を用い、短絡事故の発生地点を算出する処理（Ｓ２４）を実行する。

上記構成では、２つの計測点における短絡事故の相電流のサージ波形を用いて、短絡事故の発生地点を正確に計測することができる。特に、ＬＰＦによって高周波数のノイズ除去がなされた時刻歴を用いているため、正確な時刻及び正確な発生地点の割り出しが可能となる。

監視システム１は、線間電圧時刻歴において過電流を検出する処理（Ｓ４）と、過電流が検出された場合に（Ｓ４：ＹＥＳ）、短絡事故の発生を報知する処理（Ｓ５）を実行する。

上記構成では、短絡が発生した場合、短絡箇所より電源側において大きな過電流が流れることを利用している。過電流の検出を用いることにより、短絡事故の発生の判断を正確に行うことができる。特に、線間電圧の低下による判断（Ｓ１）と併用する場合には、ノイズ誤検出および計画停電による誤報の可能性を高い確率で排除することができる。

監視システム１は送電線２の零相電圧を計測する。また、監視システム１は、零相電圧を取得する処理（Ｓ１０）と、零相電圧が設定値以上となった状態が設定時間以上継続した場合、地絡事故が発生したと判断する地絡判断処理（Ｓ１０、Ｓ１２）と、を実行する。

上記の構成では、送電線２において地絡発生時に零相電圧が増加することを利用している。上記処理を行うことで零相電圧の変化を検出し、地絡事故を検出することができる。

監視システム１は、地絡判断処理において地絡事故が発生したと判断した場合（Ｓ１０：ＹＥＳかつＳ１２：ＹＥＳ）、地絡事故が発生したと判断したときまでの零相電流のサージ波形を保存する処理（Ｓ２）を実行する。

上記構成では、地絡事故が発生したと判断したときまでの零相電流のサージ波形を保存することにより、記憶部に保存されるデータ量を低減することができる。そのため、記憶部の容量を節約することができるし、零相電流サージ波形取得時のサンプリングレートを数十ＭＨｚ単位まで増やすことが可能となる。例えば、保存する零相電流のサージ波形の長さを図４に示すように、１ミリ秒以下とすることも可能である。また、保存したデータに対する解析等の処理を迅速に行うことができる。

監視システム１は、零相電流のサージ波形において第２所定値以上の周波数成分を低減させるフィルタ処理（Ｓ２３）と、フィルタ処理後の零相電流のサージ波形に基づき地絡事故の発生を計測した時刻を地絡計測時刻として計測する処理（Ｓ２４）と、をさらに実行する。ここで、第２所定値は１０キロヘルツ以上１メガヘルツ未満の範囲で設定される。

上記構成では、ＬＰＦによってノイズを除去することができる。このため、サージ電流波形の変化点（サージ到達時刻）を正確に計測することができる。

監視システム１は、計測器１０、１１それぞれから計測された地絡計測時刻から、地絡事故の発生地点を算出する処理を実行する（Ｓ２４）。

上記構成では、２つの計測点における地絡事故の計測時刻に基づいて、地絡事故の発生地点を正確に計測することができる。特に、ＬＰＦによって高周波数のノイズ除去がなされた零相電流のサージ波形を用いているため、正確な地絡発生時刻及び正確な地絡発生地点の割り出しが可能となる。

監視システム１は、零相電圧が設定電圧以上となった状態が所定周期以上継続した場合（Ｓ１５：ＹＥＳかつＳ１７：ＹＥＳ）、地絡事故が発生したと判断する地絡判定処理（Ｓ１５からＳ１８、追加処理に相当）を行う。また、レベル検出（地絡判断処理の一例）及び地絡判定の両方において地絡事故が発生したと判断した場合、地絡事故の発生を報知する処理（Ｓ１９）を実行する。

上記構成では、追加処理（Ｓ１８）を加えることにより、地絡事故の発生の判断を正確に行うことができる。特に、零相電圧の上昇による判断（Ｓ２、Ｓ１０、Ｓ１２）と併用する場合には、ノイズ誤検出による誤報の可能性を高い確率で排除できる。また、微地絡など、報知する必要のない状態をふるい分けることができる。

監視システム１
送電線２
計測器１０、１１
装置２０

Claims (10)

1. 送電線の零相電圧を計測する計測器を備えたシステムであって、
   前記零相電圧を取得する処理と、
   前記零相電圧の変化量が設定値以上となった状態が設定時間以上継続した場合、地絡事故が発生したと判断する地絡判断処理と、
   前記零相電圧が設定電圧以上となった状態が所定周期以上継続した場合、地絡事故が発生したと判断する追加処理と、
   前記地絡判断処理及び前記追加処理の両方において地絡事故が発生したと判断した場合、地絡の発生を報知する処理と、
   を実行するシステム。
2. 前記計測器は前記送電線の線間電圧及び相電流をさらに計測し、
   前記線間電圧を取得する処理と、
   前記線間電圧の低下率が閾値以上となった状態が設定周期以上継続した場合、短絡事故が発生したと判断する短絡判断処理と、をさらに実行する、請求項１に記載のシステム。
3. 前記短絡判断処理において短絡事故が発生したと判断した場合、
   短絡事故が発生したと判断した時点までの相電流のサージ電流波形を保存する処理をさらに実行する、請求項２に記載のシステム。
4. 前記相電流のサージ波形において第１所定値以上の周波数成分を低減させる第１フィルタ処理と、
   前記第１フィルタ処理後の前記相電流のサージ波形に基づき短絡事故の発生を計測した時刻を短絡計測時刻として計測する処理と、をさらに実行し、
   前記第１所定値は１メガヘルツ以上１０メガヘルツ未満の範囲で設定される、請求項３に記載のシステム。
5. 前記計測器は、第１計測器と第２計測器とを含み、
   前記第１計測器及び前記第２計測器それぞれで計測された前記相電流のサージ波形を用い、短絡事故の発生地点を算出する処理をさらに実行する、請求項４に記載のシステム。
6. 前記線間電圧の時刻歴において過電流を検出する処理と、
   前記過電流が検出された場合に、短絡事故の発生を報知する処理と、をさらに実行する請求項４または５に記載のシステム。
7. 前記地絡判断処理において地絡事故が発生したと判断した場合、
   地絡事故が発生したと判断した時点までの零相電流のサージ波形を保存する処理をさらに実行する、請求項１に記載のシステム。
8. 前記零相電流のサージ波形において第２所定値以上の周波数成分を低減させる第２フィルタ処理と、
   前記第２フィルタ処理後の前記零相電流のサージ波形に基づき地絡事故の発生を計測した時刻を地絡計測時刻として計測する処理と、をさらに実行し、
   前記第２所定値は１０キロヘルツ以上１メガヘルツ未満の範囲で設定される、請求項７に記載のシステム。
9. 前記計測器は、第１計測器と第２計測器とを含み、
   前記第１計測器及び前記第２計測器それぞれで計測された前記地絡計測時刻から、地絡事故の発生地点を算出する処理をさらに実行する、請求項８に記載のシステム。
10. 送電線の零相電圧を計測する計測器を備えるシステムに対して、
    前記零相電圧を取得する処理と、
    前記零相電圧の変化量が設定値以上となった状態が設定時間以上継続した場合、地絡事故が発生したと判断する地絡判断処理と、
    前記零相電圧が設定電圧以上となった状態が所定周期以上継続した場合、地絡事故が発生したと判断する追加処理と、
    前記地絡判断処理及び前記追加処理の両方において地絡事故が発生したと判断した場合、地絡の発生を報知する処理と、
    を実行させるプログラム。