WO2008072287A1 - 漏洩電流検出装置及び漏洩電流検出方法 - Google Patents

漏洩電流検出装置及び漏洩電流検出方法 Download PDF

Info

Publication number
WO2008072287A1
WO2008072287A1 PCT/JP2006/324553 JP2006324553W WO2008072287A1 WO 2008072287 A1 WO2008072287 A1 WO 2008072287A1 JP 2006324553 W JP2006324553 W JP 2006324553W WO 2008072287 A1 WO2008072287 A1 WO 2008072287A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
leakage current
phase
calculated
igr
voltage
Prior art date
Application number
PCT/JP2006/324553
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Toyotsugu Atoji
Yorikazu Kashiramoto
Original Assignee
Ohno, Takemi
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Ohno, Takemi filed Critical Ohno, Takemi
Priority to PCT/JP2006/324553 priority Critical patent/WO2008072287A1/ja
Priority to PCT/JP2007/073520 priority patent/WO2008069249A1/ja
Publication of WO2008072287A1 publication Critical patent/WO2008072287A1/ja

Links

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
    • H02H3/00—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection
    • H02H3/26—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection responsive to difference between voltages or between currents; responsive to phase angle between voltages or between currents
    • H02H3/32—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection responsive to difference between voltages or between currents; responsive to phase angle between voltages or between currents involving comparison of the voltage or current values at corresponding points in different conductors of a single system, e.g. of currents in go and return conductors
    • H02H3/33—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection responsive to difference between voltages or between currents; responsive to phase angle between voltages or between currents involving comparison of the voltage or current values at corresponding points in different conductors of a single system, e.g. of currents in go and return conductors using summation current transformers
    • H02H3/337—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection responsive to difference between voltages or between currents; responsive to phase angle between voltages or between currents involving comparison of the voltage or current values at corresponding points in different conductors of a single system, e.g. of currents in go and return conductors using summation current transformers avoiding disconnection due to reactive fault currents
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/50—Testing of electric apparatus, lines, cables or components for short-circuits, continuity, leakage current or incorrect line connections
    • G01R31/52—Testing for short-circuits, leakage current or ground faults

Definitions

  • the present invention relates to a leakage current detection device and a leakage current detection method for determining an insulation state of an electrical device by measuring a leakage current, and more particularly, to a ground insulation resistance component flowing in a measured electric line
  • the present invention relates to a leakage current detection device and a leakage current detection method for detecting only leakage current.
  • leakage current which is closely related to insulation failure of electric circuits and equipment.
  • investigating this leakage current requires a lot of time, and it is necessary to measure the value of insulation failure with an insulation resistance meter after a power failure.
  • the leakage current I includes the leakage current (Igc) caused by the capacitance to ground and the insulation resistance.
  • the leakage current (Igr) caused by the ground insulation resistance is directly involved in the process.
  • the cause of the above-mentioned leakage fire is the presence of insulation resistance, and if only the leakage current (Igr) caused by this insulation resistance can be detected accurately, the insulation state of the circuit can be checked. And catastrophic events such as electric leakage fires can be avoided.
  • the electrical equipment used in factories and the like may have a long electrical wire length when connecting the devices, and the increase in the electrical length of the electrical wire leads to a capacitance to ground. As a result, the leakage current (Igc) due to the capacitance to the ground increases.
  • these electric devices are equipped with inverters using power semiconductor elements.
  • Electrical equipment uses this installed inverter as a high-speed electronic switch, which inevitably generates harmonic distortion current that is a sine wave that is an integer multiple of the fundamental frequency of commercial power supply, 50 Hz or 60 Hz. To do. Since the harmonic distortion current contains high frequency components, it passes through the ground capacitance naturally distributed in the electric wire and flows into the electric wire. The value of leakage current I will increase.
  • the leakage current (Igr) caused by the ground insulation resistance that is directly related to the quality of the insulation is affected by the length of the electric line and the harmonic distortion current due to the inverter, etc., and can be detected accurately. It becomes difficult.
  • Patent Document 1 Japanese Patent Laid-Open No. 2001-215247
  • Patent Document 2 Japanese Patent Laid-Open No. 2002-98729
  • the problem to be solved by the invention of the present application is that the leakage current is measured, and the electric circuit and machine equipment are not put into a power failure state for detection, and the machine connected to the electric line to be measured is connected.
  • the external force without destroying the function of the instrument is to measure and detect only the leakage current (Igr) caused by the ground insulation resistance, which is directly and safely related directly to the quality of insulation.
  • the leakage current detection apparatus has a leakage current detection means for detecting a leakage current flowing in a measured electric line having a single-phase or three-phase electrical method, Based on the voltage detection means for detecting the voltage applied to the measured electrical line and the signal waveform of the voltage detected by the voltage detection means, the power frequency applied to the measured electrical line is calculated.
  • a frequency calculation means a phase difference detection means for detecting a phase difference between the signal waveform of the voltage detected by the voltage detection means and the signal waveform of the leakage current detected by the leakage current detection means;
  • a phase angle calculating means for calculating a phase angle ⁇ of the leakage current flowing through the measured electric line based on the phase difference detected by the phase difference detecting means and the power supply frequency calculated by the frequency calculating means;
  • Up An effective value calculating means for calculating an effective value of the leakage current detected by the leakage current detecting means, an electric method determining means for determining the electric method of the measured electric line, and an electric value detected by the electric method determining means.
  • a ground insulation resistance leakage current component calculation means for calculating a leakage current component caused by the ground insulation resistance included in the flowing current! / Spilling leakage current, and the effective value calculation means includes the leakage current detection means.
  • the ground insulation resistance leakage current component calculation means is:
  • the effective value I calculated by the effective value calculation means is
  • the leakage current component Igr caused by the ground insulation resistance included in the leakage current flowing in the measured electric line is
  • the effective value I calculated by the effective value calculation means and the phase angle calculation means are calculated.
  • the leakage current component Igr caused by the ground insulation resistance included in the leakage current flowing in the measured electric line is
  • Igr (I X sin ⁇ ) / cos ⁇
  • the ground insulation resistance leakage current component calculating means is effective when the electric method detected by the electric method determining means is a three-phase three-wire type (delta connection).
  • the effective value I calculated by the value calculating means and the phase angle calculating means is effective when the electric method detected by the electric method determining means is a three-phase three-wire type (delta connection).
  • the leakage current component Igr caused by the ground insulation resistance included in the leakage current flowing through the measured electric wire is
  • the effective value I calculated by the effective value calculation means If the electrical system detected by the electrical system determination means is a three-phase four-wire system (star connection), the effective value I calculated by the effective value calculation means
  • the leakage current component Igr caused by the ground insulation resistance included in the leakage current flowing in the measured electric line is
  • Igr (I X sin ⁇ ) / cos60
  • the electrical method determination means is constituted by a selection switch that determines the electrical method.
  • the electrical method determination means may determine the electrical method based on the leakage current detected by the leakage current detection means and the voltage detected by the voltage detection means. I like it.
  • the leakage current detection method detects leakage current that detects leakage current flowing in a measured electric line having a single-phase or three-phase electrical system.
  • a voltage detection step for detecting a voltage applied to the measured electric line Based on the signal waveform of the voltage detected in the voltage detection step, a frequency calculation step for calculating the power supply frequency applied to the measured electric line, and a signal waveform of the voltage detected by the voltage detection step.
  • the phase difference detection step for detecting the phase difference from the leakage current signal waveform detected by the leakage current detection step, the phase difference detected by the phase difference detection step, and the frequency calculation step are calculated. Based on the power supply frequency, flow to the above-mentioned measured electrical line!
  • phase angle calculation process for calculating the phase angle of the leakage current the effective value calculation process for calculating the effective value of the leakage current detected by the leakage current detection process, and the electrical system of the measured electrical line Electric method detection step to be determined, electric method detected by the electric method detection step, effective value calculated by the effective value calculation step, and the measured electric line calculated by the phase angle calculation step Based on the phase angle of the leakage current flowing in the ground, calculate the leakage current component due to the ground insulation resistance included in the leakage current flowing in the measured cable path!
  • a current component calculation step
  • the average value of the leakage current detected in the leakage current detection step is defined as I, and the effective value I
  • the ground insulation resistance leakage current component calculation step is as follows:
  • the effective value I calculated by the effective value calculation process and the phase angle calculation process are calculated.
  • the leakage current component Igr caused by the ground insulation resistance included in the leakage current flowing in the measured electric line is
  • the effective value I calculated by the effective value calculation step and the phase angle calculation step are calculated.
  • the leakage current component Igr caused by the ground insulation resistance is reduced when the measured electrical line constituted by a single-phase system and a three-phase system is in a balanced state and an unbalanced state. It can be measured accurately. In addition, even if the line to be measured becomes longer and is affected by the harmonic distortion current caused by the inverter, the leakage current component Igr caused only by the ground insulation resistance can be accurately measured.
  • FIG. 1 is a block diagram showing a configuration of a leakage current detection apparatus according to the present invention.
  • FIG. 2A is a diagram showing a phase difference between Igr and Igc when the power source is a single phase and a three-phase power source.
  • FIG. 2B is a diagram showing a phase difference between Igr and Igc when the power source is a single phase and a three-phase power source.
  • FIG. 2C is a diagram showing a phase difference between Igr and Igc when the power source is a single phase and a three-phase power source.
  • FIG. 3A is a diagram for explaining the calculation of the phase angle between Igr and Igc in a three-phase three-wire system (delta connection).
  • FIG. 3B is a diagram for explaining the calculation of the phase angle between Igr and Igc in the three-phase three-wire system (delta connection).
  • FIG. 3C is a diagram for explaining calculation of a phase angle between Igr and Igc in a three-phase three-wire system (delta connection).
  • FIG. 3D is a diagram for explaining the calculation of the phase angle between Igr and Igc in the three-phase three-wire system (delta connection).
  • FIG. 3E is a diagram for explaining calculation of a phase angle between Igr and Igc in a three-phase three-wire system (delta connection).
  • FIG. 4A is a diagram for explaining the calculation of the phase angle between Igr and Igc in the three-phase four-wire system (star connection).
  • FIG.4B Calculation of phase angle between Igr and Igc in three-phase four-wire system (star connection)
  • FIG. 4C is a diagram for explaining the calculation of the phase angle between Igr and Igc in the three-phase four-wire system (star connection).
  • FIG. 4D is a diagram for explaining the calculation of the phase angle between Igr and Igc in the three-phase four-wire system (star connection).
  • FIG. 4E is a diagram for explaining the calculation of the phase angle between Igr and Igc in the three-phase four-wire system (star connection).
  • FIG. 4F is a diagram for explaining the calculation of the phase angle between Igr and Igc in the three-phase four-wire system (star connection).
  • FIG. 5 is a diagram for explaining the basis for deriving Igr in the three-phase three-wire system (delta connection) shown in FIG.
  • FIG. 6 is a diagram for explaining the basis for derivation of Igc in the three-phase three-wire system (delta connection) shown in FIG.
  • FIG. 7 is a diagram for explaining the basis for deriving Igr in the three-phase four-wire system (star connection) shown in FIG.
  • FIG. 9 is a diagram showing a first example of data when an electric line is actually measured by the leakage current detection apparatus according to the present invention.
  • FIG. 10 is a diagram showing a second example of data when an electric line is actually measured by the leakage current detection apparatus according to the present invention.
  • This figure shows the waveform of the converted voltage VI when it is input to the comparator and the waveform when square wave conversion is performed based on the converted voltage VI.
  • EXOR exclusive OR based on the waveform when square wave is converted based on the converted voltage VI shown in Fig. 13 and the waveform when square wave is converted based on voltage V2 shown in Fig. 12. It is a figure which shows the waveform formed when a calculation is performed.
  • CT sensor Current transformer sensor
  • the leakage current detecting device 1 clamps a part or all of the measured electrical line A and flows through the measured electrical line A to detect the leakage current I.
  • Sensor unit hereinafter referred to as CT sensor unit
  • an amplifying unit that converts leakage current I detected by CT sensor unit 10 into a voltage and amplifies the converted voltage (hereinafter referred to as “post-conversion voltage”) V1.
  • post-conversion voltage the converted voltage
  • LPF low-pass filter that removes harmonic components from the amplified voltage VI after amplification
  • the phase angle calculation unit 22 for calculating the phase angle of the leakage current I flowing in the measured electric line A based on the power frequency frequency measured by the power frequency measurement unit 21 and the converted voltage rectified by the full wave rectification unit 13 AZD converter 23 that converts VI to digital signal, rms calculator 24 that calculates the effective value of converted voltage VI converted to digital signal by AZD converter 23, and rectified by full-wave rectifier 17 AZD conversion unit 25 that converts the converted voltage V2 into a digital signal, an effective value calculation unit 26 that calculates an effective value of the voltage V2 converted into a digital signal by the AZD conversion unit 25, and a phase angle calculation unit 22
  • the effective value of the converted voltage VI is also calculated by the leakage current calculation unit 27 that calculates the leakage current I due to the ground insulation resistance, the phase angle of the leakage current I calculated by the phase angle calculation unit 22, and the effective value calculation unit 26.
  • a resistance value calculation unit 28 for calculating
  • the CT sensor unit 10 includes a clamp unit 10a that clamps the measured electrical line A, a signal force detected by the clamp unit 10a, and a measurement unit 1 Ob that measures the leakage current flowing in the measured electrical line A. Consists of.
  • the measuring unit 10b detects magnetism generated from a leakage current component flowing in the electric wire A to be measured by the clamp unit 10a, and generates a current from the detected magnetic cable.
  • the CT sensor unit 10 supplies the generated current as the leakage current I to the amplification unit 11.
  • the leakage current I generated by the CT sensor unit 10 is a leakage current component due to the ground capacitance (hereinafter referred to as Igc) and a leakage current component due to the ground insulation resistance directly related to the insulation resistance. (Hereinafter referred to as Igr).
  • Igc also increases in capacity due to the harmonic distortion current caused by the inverter noise filter etc. used in electrical equipment as well as the capacity increases in accordance with the length of measured wire A. .
  • the clamp portion 10a shows a form in which the entire measured electrical line A is sandwiched in a lump.
  • the electrical line constituting the measured electrical line A it may be a form in which the wire is selectively sandwiched, or a form in which the wire paths constituting the wire A to be measured are selectively sandwiched one by one. In the case of such a configuration, a plurality of CT sensor units 10 are configured.
  • the amplifying unit 11 converts the leakage current I supplied from the CT sensor unit 10 into a voltage, and amplifies the converted voltage VI to a predetermined level.
  • the amplification unit 11 amplifies in two stages, and the leakage current I supplied from the CT sensor unit 10 is 10 mA. At ⁇ 300mA, it is amplified in one stage.
  • the amplifying unit 11 supplies the converted voltage VI after amplification to the LPF 12.
  • LPF12 removes harmonic components contained in converted voltage VI.
  • the LPF 12 supplies the converted voltage VI from which the harmonic component has been removed to the full-wave rectification unit 13 and the comparison unit 18.
  • the full-wave rectifier 13 rectifies the supplied converted voltage VI and supplies the rectified converted voltage VI to the AZD converter 23.
  • the voltage detection unit 14 detects a voltage generated in the voltage line by connecting a voltage probe to the measured electric line A.
  • the voltage detector 14 detects the voltage between the R phase and T phase other than the S phase (grounding) when the electrical system of the measured electrical line A is a three-phase three-wire system (with delta connection force). .
  • the voltage detector 14 detects the voltage from the phase other than the ground wire (neutral point) when the electrical line A to be measured is a three-phase four-wire system (which also has a star connection force).
  • the voltage detector 14 detects the voltage between the N phase and the L phase when the electrical system of the measured electrical line A is a single-phase two-wire system.
  • the S phase is described as the ground phase, but the T phase or R phase may be the ground phase.
  • the voltage detector 14 obtains a reference point from the voltage V2 detected from the measured electrical line A.
  • the voltage detector 14 uses the point at which the voltage V2 detected from the measured electrical line A crosses zero as the reference point.
  • the transformer 15 transforms the supplied voltage V2 to a predetermined voltage value, and converts the transformed voltage V to LP.
  • the transformer 15 performs transformation so that the voltage ratio is 20: 1.
  • the LPF 16 removes harmonic components contained in the supplied voltage V2. LPF16
  • the voltage V2 from which the harmonic component has been removed is supplied to the full-wave rectification unit 17, the comparison unit 18, and the power supply frequency measurement unit 21.
  • the full-wave rectifier 17 rectifies the supplied voltage V2, and supplies the rectified voltage V2 to the AZD converter 25.
  • the comparison unit 18 takes the OV cross point of the converted voltage VI supplied from the LPF 12, performs square wave conversion, and supplies the square wave converted signal to the calculation unit 19. Further, the comparison unit 18 takes the OV cross point of the voltage V2 supplied from the LPF 16, performs square wave conversion, and supplies the square wave converted signal to the calculation unit 19.
  • the calculation unit 19 performs a predetermined calculation based on the signal supplied from the comparison unit 18 and supplies the calculated signal to the phase pulse width measurement unit 20.
  • the arithmetic unit 19 has, for example, an EXOR (exclusive OR) arithmetic circuit power, and executes an EXOR (exclusive OR) operation of the two square wave signals supplied from the comparison unit 18.
  • the phase pulse width measurement unit 20 detects the phase pulse widths of the converted voltage VI and voltage V2 based on the calculation result supplied from the calculation unit 19. Here, the operation of the phase pulse width measurement unit 20 will be described.
  • phase angle ⁇ of Igr is 0 ° and the phase angle ⁇ of Igc is 90 °. Therefore, the phase difference between Igr and Igc is 90 ° (1/4 cycle).
  • the phase angle ⁇ of Igr is 60 ° and the phase angle ⁇ of Igc is 0 °. Therefore, the phase difference between Igr and Igc is 60 ° (1Z6 cycle).
  • the phase angle of Igr Degree ⁇ is 30 ° and Igc phase angle ⁇ is 0 °. Therefore, the phase difference between Igr and Igc is 30
  • the phase angle of Igr becomes ⁇ force 0 °
  • phase angle of Igc is 0 °
  • the three-phase three-wire system (delta connection) outputs a signal with a phase difference of 120 °.
  • Each phase vector can be expressed as shown in FIG. 3A.
  • the S-phase vector is denoted as vector S
  • the T-phase vector is denoted as vector T
  • the R-phase vector is denoted as vector R.
  • the vector S can be expressed in a 180 ° inverted direction, as shown in FIG. 3B.
  • vector S ⁇ R the vector combination of the vector S and the vector R
  • vector S ⁇ T the vector combination of the vector S and the vector R
  • vector S ⁇ T The vector composition of and vector T. From Fig. 3C, the angle between vector S ⁇ T and vector S ⁇ R is 60 °.
  • Igr is a resistance component, the phase difference between the voltage and current is zero. Therefore, Igr (rs) generated between the R phase and the S phase is generated on the vector S ⁇ R, and Igr (ts) generated between the T phase and the S phase is generated on the vector S ⁇ T ( (See Figure 3D).
  • Igc is a capacitance component
  • the phase difference between voltage and current is ⁇ / 2 (90 °)
  • the current advances by ⁇ 2. Therefore, Igc (rs) generated between R phase and S phase occurs at a position advanced by 90 ° from Igr (rs) (150 ° position in Fig. 3D), and also occurs between T phase and S phase.
  • Igc (ts) is generated at the position where the Igr (ts) force is also advanced by 90 ° (210 ° in Fig. 3D).
  • Igc (Igc (rs) + Igc (ts)) can be obtained by synthesizing Igc (rs) and Igc (ts) (in FIG. 3D, Igc is 180 °). Occurs at the position of).
  • Igc can be expressed at a position of 0 ° (180 ° -180 °),
  • Igr (ts) can be expressed on Igr (rs) (see Figure 3E). [0049] Therefore, all Igr components (Igr (rs) + Igr (ts)) appear at the 60 ° position, and all Ig c components (Igc (rs) + Igc (ts)) are 0 It will appear at the position of °.
  • the angle between Igr and Igc is 60 °.
  • the phase angle of the leakage current I flowing in the force measurement line A which will be described in detail later, is the vector sum of Igr and Igc.
  • the vector of each phase can be expressed as shown in FIG. 4A.
  • the S-phase vector is denoted as vector S
  • the T-phase vector is denoted as vector T
  • the R-phase vector is denoted as vector R.
  • Igr is a resistance component, the phase difference between voltage and current is zero. Therefore, Igr (r) generated in the R phase occurs on the vector S, and Igr (t) generated in the T phase occurs on the vector T and Igr (t) generated on the S phase. s) occurs on the vector S (see Figure 4B).
  • Igc is a capacitance component
  • the phase difference between the voltage and the current is ⁇ / 2 (90 °)
  • the current advances by ⁇ ⁇ 2. Therefore, Igc (r) generated in the R phase is generated at a position where the Igr (r) force is also advanced by 90 ° (120 ° position in Fig. 4B), and Igc (t) generated in the T phase is Igr (t) force is generated at a position advanced by 90 ° (in Fig. 4B, it is at a position of 240 °), and Igc (s) generated in S phase is a position where Igr (s) force is also advanced by 90 ° ( In Fig. 4B, it occurs at a position of 360 ° (0 °).
  • the vector Igr (s) can be expressed as a force S at a position of 90 ° (360 ° — 2 70.), and the solid Igc (t) i can be represented at a position of 120 ° (360 °-240 °), and the vector Igc (t) and the vector Igc (r) can be expressed in phase.
  • the vector Igr (t) can be expressed at the position of 30 ° (180 ° — 1 50 °), and the vector Igc (r) and the vector Igc (t) can be expressed at a position of 60 ° (180 ° to 120 °), and Igr (t) and Igr (r) can be expressed in phase.
  • the vector Igr (s) becomes 30 ° (120 ° — 9
  • the vector Igr (s), the vector Igr (t), and the vector Igr (r) can be expressed in phase.
  • the vector Igc (t) and the vector Igc (r) can be represented at a position of 0 ° (60 ° — 60 °), and the vector Igc ( s) and vector Igc (and vector Igc (r) can be expressed in phase.
  • the angle between Igr and Igc is 30 °.
  • the phase angle of the leakage current I flowing in the force measurement line A which will be described in detail later, is the vector sum of Igr and Igc.
  • phase pulse width measurement unit 20 sets the phase pulse width to one cycle of 1Z4 (90 °) so that it can be used when the power source is single-phase, three-phase three-wire, and three-phase four-wire. ) Only the following items are covered.
  • the phase pulse width measurement unit 20 outputs a phase pulse width of 1Z4 or less in one cycle calculated based on the calculation result supplied from the calculation unit 19 to the phase angle calculation unit 22.
  • the power supply frequency is 60 Hz
  • the phase pulse width is 1Z4 or less, that is, 4.15 ms or less
  • the power supply frequency is 50 Hz.
  • the phase pulse width is 1Z4 or less, that is, 4 ms or less.
  • the phase pulse width measurement unit 20 may have a configuration that does not provide the above-described limitation (only one cycle of 1Z4 or less).
  • the power supply frequency measurement unit 21 measures the power supply frequency based on the voltage V2 supplied from the LPF 16, and supplies the measurement result to the phase angle calculation unit 22. If the line A to be measured is a commercial power source, the measurement result of the power frequency measuring unit 21 is 50 Hz or 60 Hz. Further, the power frequency measuring unit 21 may be configured to determine either 50 Hz or 60 Hz based on the voltage V2 supplied from the LPF 16.
  • phase angle calculation unit 22 supplies the calculated phase angle ⁇ to the leakage current calculation unit 27.
  • the AZD conversion unit 23 converts the rectified converted voltage VI supplied from the full-wave rectification unit 13 into a digital signal, and supplies the converted signal to the effective value calculation unit 24.
  • the effective value calculation unit 24 calculates the effective value I of the converted voltage VI by the following equation (2).
  • the number is based on the converted voltage VI obtained by converting the average value I of the leakage current flowing in the line A to be measured into a voltage.
  • the effective value calculation unit 24 supplies the calculated effective value I to the leakage current calculation unit 27.
  • the AZD conversion unit 25 converts the rectified voltage V2 supplied from the full wave rectification unit 17 into a digital signal, and supplies the converted signal to the effective value calculation unit 26. Based on the signal supplied from the AZD conversion unit 25, the effective value calculation unit 26 calculates the effective value V of the voltage V2 by the following equation (3).
  • V is the average value of the voltage V2 detected from the line to be measured ⁇
  • the effective value calculation unit 26 supplies the calculated effective value V to the resistance value calculation unit 28.
  • the leakage current calculation unit 27 calculates the phase angle ⁇ supplied from the phase angle calculation unit 22 and the effective value. Based on the I supplied from the calculation unit 24, Igr is calculated, and the calculated Igr is used as the resistance value calculation unit 28.
  • Igr is calculated using the following equation (4). If the power source is a three-phase power source, Igr is calculated using the following equation (5).
  • Igr (I X sin Q) / cos ⁇
  • the angle formed by Igr and Igc is 60 °, and the phase angle 0 is 0 Within the range of 60 ° to 60 ° (see Figure 5).
  • the phase angle ⁇ is ⁇ for convenience.
  • Igr is expressed by Equation (5) by calculation using the trigonometric ratio.
  • Igc at this time is obtained from equation (7) by calculation using a trigonometric ratio (see FIG. 6).
  • Igc 1 X sin (60 ° — ⁇ ) Zcos30 ° ⁇ ⁇ ⁇ (7)
  • the leakage current calculation unit 27 determines that Igr is generated in the T phase when I> Igr.
  • phase angle calculated by the phase angle calculator 22 is calculated as “180 ° ⁇ ”, and the calculated phase angle ( ⁇ ) is substituted into the equation (7) to obtain Igc.
  • the leakage current calculation unit 27 assumes that Igr is generated in the R phase when I is Igr.
  • the leakage current calculation unit 27 performs the calculation for I calculated by the effective value calculation unit 24.
  • the angle formed by Igr and Igc is 30 °, and the phase angle is 0. Is in the range of 0 ° to 30 ° (see Figure 7). In Fig. 7, for convenience, the phase angle is ⁇ . Therefore, Igr is expressed by Equation (5) by calculation using the trigonometric ratio. If the electrical system is a three-phase four-wire system (star connection) in a balanced or unbalanced state and the S phase is grounded, ⁇ is 60 ° (90 °-30 °) .
  • Igr (I Xsin ( ⁇ ⁇ X)) Zcos0
  • Equation (6) is
  • Igc I X sin (60 ° — (0 ⁇ X)) Zcos30 °
  • the leakage current detection device 1 has a single-phase power, a three-phase three-wire (delta connection) power, a three-phase four-wire (star connection) It is equipped with an electrical method judgment unit 29 that judges whether or not
  • the electrical system determination unit 29 is configured by a selection switch that determines the electrical system, and is configured by, for example, a rotary switch.
  • the electrical method determination unit 29 determines an electrical method according to the position of the rotary switch determined by the user, and notifies the leakage current calculation unit 27 of the determined electrical method.
  • the electrical method determination unit 29 automatically determines the electrical method.
  • the electrical method determination unit 29 is connected to the voltage detection unit 14 and the voltage V supplied from the voltage detection unit 14 is Determine the electrical system based on 2.
  • the three-phase power supply voltage is equal to the phase voltage.
  • the three-phase power supply voltage is the phase voltage root 3 (3 ) Times equal.
  • the electrical method determination unit 29 determines that the voltage V2 supplied from the voltage detection unit 14 is equal to the phase voltage, and so on, is a three-phase three-wire system (delta connection), and the voltage detection unit 14 If the voltage V2 supplied from is 3 (3) times the root of the phase voltage, it is judged to be a three-phase four-wire system (star connection).
  • the electrical method determination unit 29 supplies the determination result to the leakage current calculation unit 27.
  • the electrical method determination unit 29 is connected to a force CT sensor unit 10 (not shown) .From the detection result of the CT sensor unit 10, if the current waveform is single, it is determined as a single phase, and there are multiple current waveforms. Judged to be three-phase. In addition, by preparing multiple CT sensor units 10 and clamping them to each electrical line of measured electrical line A, it is possible to determine whether it is single-phase or three-phase.
  • the electrical method determination unit 29 supplies a predetermined signal to the leakage current calculation unit 27 so that Igr can be calculated by using a three-phase three-wire (delta connection) condition (equation (6)). .
  • the leakage current calculation unit 27 supplies the calculation result to the electrical method determination unit 29.
  • the electrical method determination unit 29 determines the electrical method depending on whether the supplied calculation result is a predetermined value.
  • the actual electrical system is a three-phase four-wire system (star connection)
  • the calculation must be performed according to the conditions of the three-phase four-wire system (Equation (8)). 6) Since the calculation is performed using the formula, the balance is lost.
  • Igr is measured as 150mA, which is half that (measured value).
  • the electrical method determination unit 29 controls the leakage current calculation unit 27 so that the calculation is performed in accordance with the three-phase four-wire (star connection) condition (equation (8)).
  • Igr 0 appears and Igr becomes 0.
  • the capacitance (Igc) also occurs as Igr, and it is not a realistic value.
  • the electrical method determination unit 29 controls the leakage current calculation unit 27 so as to perform the calculation according to the single-phase condition (Equation (4)).
  • Leakage current calculation unit 27 calculates Igr based on equation (5) when it is determined that the power supply is a single-phase type based on the determination result of electric method determination unit 29. Is determined to be a three-phase three-wire system (delta connection), Igr is calculated based on equation (6), and the power source is determined to be a three-phase four-wire system (star connection) For this, Igr is calculated based on equation (7).
  • the resistance value calculation unit 28 calculates the effective value V supplied from the effective value calculation unit 26 and the leakage current.
  • the power source of the measured electrical line A is a three-phase type
  • the power source can be processed in the same manner as the single-phase type. It is.
  • step ST1 the user selects the above-mentioned ⁇ depending on the type of electric wire to be measured (single-phase two-wire, single-phase three-wire, three-phase three-wire, or three-phase four-wire). Operate the electrical method judgment unit 29 using the first configuration (manual selection)>. Note that the electrical method determination unit 29 may determine the type of the electrical line by the second configuration (1) (2) (auto select)> as described above. In the following, it is assumed that the type of electric wire to be measured is a three-phase three-wire system.
  • step ST2 the user connects the voltage probe to the voltage line of the electrical line to be measured.
  • the electrical line to be measured is a single-phase two-wire system (consisting of a voltage line and a ground line), pay attention to the polarity of the voltage line and connect a voltage probe to the voltage line.
  • the voltage detection unit 14 supplies the voltage detected via the voltage probe to the transformer 15.
  • the electrical line to be measured is a single-phase three-wire system or a three-phase multi-wire system (three-phase three-wire system or three-phase four-wire system)
  • pay attention to the polarity of the R phase and the T phase Connect a voltage probe to phase T.
  • the voltage detection unit 14 combines the voltages detected via the voltage probe and supplies the combined voltage to the transformer 15.
  • step ST3 the user turns on the main power supply of leakage current detection apparatus 1.
  • step ST4 the user operates the clamp unit 10a (split AC) of the CT sensor unit 10. Be careful of the K and L directions of the device, and hold the ground wire or the wire to be measured for Class B installation work together.
  • the leakage current detection device 1 when the K and L directions of the clamp part 10a are aligned, the leakage current component is displayed on the display part (not shown), and the K and L directions of the clamp part 10a are displayed. If it is wrong, the buzzer may sound from a buzzer output unit (not shown). It is also possible to place K display and L display on the handle of the clamp part 10a so that the clamping direction of the clamp part 10a is correct.
  • step ST5 the user presses the measurement start button of leakage current detection device 1.
  • Leakage current detection device 1 detects the leakage current flowing in the line to be measured by pressing the measurement start button.
  • FIG. 9 shows a first result of actually measuring the leakage current component from the measured electric line by the leakage current detection apparatus 1 according to the present invention.
  • Figure 9 shows the power distribution board of the rooftop distribution cubicle (high voltage power receiving equipment) (power frequency: 50 Hz, voltage: 200 V, type of low voltage circuit to be measured: three-phase three-wire system, 150 kvA, room temperature: 41 ° C, humidity: 43 %) was measured.
  • leakage current detector 1 detected 12.3 mA Igr when grounding a 20 k ⁇ resistor in phase R as a pseudo-insulation resistor after 6 minutes had elapsed. Since the Igr is 2mA when the pseudo-insulation resistance is not grounded (before 6 minutes have elapsed since the start of measurement, when the measurement start force has elapsed from 11 minutes to 12 minutes before and after 15 minutes have elapsed since the start of measurement) If 2mA is subtracted from Igr after grounding the pseudo resistor of 20k Q, it becomes 10.3mA. Therefore, the leakage current detection apparatus 1 according to the present invention was able to measure a change of 10.3 mA. This value almost coincides with the theoretical value (10mA) described above.
  • the leakage current detection device 1 has a resistance Gr of 17.2 k ⁇ after 6 minutes from the start of measurement, which is almost the same as the theoretical value (16.3 k ⁇ ) described above. .
  • the combined resistance value Gr when the pseudo-insulation resistance is grounded to 20k ⁇ on the T phase is theoretically 16.3kQ, and the measured value is 17.4kQ. It almost matches the theoretical value.
  • the leakage current detection device 1 has a pseudo-insulation resistance of Igr and Gr when the R phase or T phase is grounded to 10k ⁇ , and the theoretical value and the actual measurement value are almost the same.
  • the leakage current detection device 1 is connected to the values of Igr, I, and Gr when the ground state of the pseudo-insulation resistance is released after 12 minutes from the start of measurement and before 12 minutes and after 15 minutes.
  • FIG. 10 shows a second result of actually measuring the leakage current component from the measured electric line by the leakage current detection apparatus 1 according to the present invention.
  • Figure 10 shows the power panel of a power distribution cubicle (high voltage power receiving equipment) (power frequency: 50 Hz, voltage: 200 V, type of low voltage circuit to be measured: three Phase 3-wire system, 150 kvA) was used as the measurement target.
  • high voltage power receiving equipment power frequency: 50 Hz, voltage: 200 V
  • type of low voltage circuit to be measured three Phase 3-wire system, 150 kvA
  • the current is added and flows.
  • the leakage current detection device 1 has a time when 1 minute has elapsed from the start of measurement, and when 0.22 F capacitance is grounded to the R and T phases as a pseudo capacitance.
  • 0.22 F capacitance is grounded to the R and T phases as a pseudo capacitance.
  • the added Igc is almost equal to the theoretical value (27.6 mA).
  • the leakage current detection device 1 has a pseudo-capacitance grounded in the R phase and the T phase, and a pseudo insulation resistance is grounded in the T phase (measurement start). At 3 minutes to 4 minutes), 21. OmA Igr was detected and 107. OmA I was detected.
  • the comparison unit 18 receives the converted voltage VI from the LPF 12 and also receives the voltage V 2 from the LPF 16. Since the type of the measured electrical line is a three-phase three-wire system, the phase difference between the converted voltage VI and the voltage V2 (reference point) is 60 °.
  • comparison unit 18 performs square wave conversion on converted voltage VI input from LPF 12 and outputs the converted signal to operation unit 19. Further, as shown in FIG. 13, the comparison unit 18 performs square wave conversion on the voltage V 2 input from the LPF 16 and outputs the converted signal to the calculation unit 19.
  • the arithmetic unit 19 executes an EXOR (exclusive OR) operation based on the square wave signal of the converted voltage VI and the square wave signal of the voltage V2.
  • the calculation unit 19 calculates a phase pulse width W of 1Z4 or less in one cycle based on the signal after the EXOR (exclusive OR) operation, and outputs the calculated phase pulse width W to the phase angle calculation unit 22.
  • the phase angle ⁇ of the leakage current I flowing in the measured electrical line A is calculated using equation (1), and the phase angle ⁇ is output to the leakage current calculation unit 27.
  • the leakage current calculation unit 27 calculates Igr according to equation (6).
  • step ST6 when the measurement is completed, the user turns on the power supply of leakage current detection apparatus 1. Set to OFF.
  • the leakage current detection device 1 configured as described above detects the leakage current I flowing in the measured electrical line A, converts the detected leakage current I into a voltage, The harmonic component is removed from the voltage, the converted voltage VI from which the harmonic component has been removed, and the voltage V2 are detected from the voltage line of the line A to be measured, and the harmonic component is removed from the detected voltage V2. Based on the voltage V2 from which the wave component is removed, the phase angle ⁇ of the leakage current I flowing through the measured wire A is obtained, and the phase angle ⁇ and the converted voltage VI from which the harmonic component has been removed are effective. Only the leakage current Igr due to the ground insulation resistance from the value I is
  • Equation (4) or (5) It is calculated based on a predetermined condition (Equation (4) or (5)) according to the gas system and the equilibrium / unbalanced state.
  • the leakage current detection device 1 the measured electric line is lengthened, and the leakage current (Igc) caused by the ground capacitance by an inverter or the like that outputs a harmonic distortion current. Even if increases, only the leakage current component (Igr) caused by the ground insulation resistance can be detected accurately in the order of mA.
  • Igr when the present invention is applied to a leakage current interrupting device, Igr can be accurately measured, so that the interrupting drive can be performed based only on Igr. No malfunction due to increased leakage current due to other factors (increased Igc)!
  • Igr when the present invention is applied to a leakage alarm device, Igr can be measured accurately, so that an alarm action can be performed based only on Igr, and leakage due to factors other than Igr. Even if the current increases, it can be used without misreporting.
  • the leakage current detection device 1 obtains the reference point itself from the voltage force generated in the measured line A, as well as bringing the reference point into another force as in the frequency injection method. It is possible to measure Igr flowing in the measured electric wire A without considering the error due to the reference point.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Testing Of Short-Circuits, Discontinuities, Leakage, Or Incorrect Line Connections (AREA)

Abstract

　対地絶縁抵抗に起因する漏洩電流（Ｉｇｒ）を検出する。 　ＣＴセンサ部１０により被測定電線路Ａに流れている漏洩電流Ｉを検出し、検出した漏洩電流Ｉを電圧に変換し、変換後の電圧Ｖ１と、被測定電線路Ａの電圧線路から検出した電圧Ｖ２とに基づき、被測定電線路Ａに流れている漏洩電流Ｉの位相角度θを位相角度算出部２２により求め、当該位相角度θと、漏洩電流Ｉとから対地絶縁抵抗に起因する漏洩電流Ｉｇｒのみを、漏洩電流算出部２７により被測定電線路Ａの電気方式及び平衡・不平衡の状態に応じた所定の条件（第１の条件又は第２の条件）に基づいて算出する。 第１の条件：Ｉｇｒ＝Ｉ０×ｃｏｓθ 第２の条件：Ｉｇｒ＝（Ｉ０×ｓｉｎθ１）／ｃｏｓθ２

Description

明 細 書
漏洩電流検出装置及び漏洩電流検出方法
技術分野
[0001] 本発明は、漏洩電流を計測することにより電気機器の絶縁状態を判定する漏洩電 流検出装置及び漏洩電流検出方法に関し、詳細には、被測定電線路に流れている 対地絶縁抵抗成分のみの漏洩電流を検出する漏洩電流検出装置及び漏洩電流検 出方法に関する。
背景技術
[0002] 日常生活の中で、電気の存在を意識することはあまりな 、が、周知のように、ェネル ギ一源として、また、情報や通信を初めとする様々な分野に利用され、我々の社会に とって、なくてはならない存在となっている。
[0003] 一方で、電気の利用は、便利な反面、適切な管理や使用を誤れば、大変危険な側 面も兼ね備えており、電気火災や感電事故等の重大な事故を引き起こす可能性も少 なくない。
[0004] 例えば、その重大事故の原因の一つとして、電路や機器の絶縁不良に深く関係し ているのが漏洩電流である。しかし、この漏洩電流を調べるには、大変な時間を要す るうえに、停電させて絶縁不良だけの数値を絶縁抵抗計により測定する必要がある。
[0005] し力しながら、現在の社会状況では、コンピュータが社会の各方面に利用され、イン テリジェントビルの普及拡大及び工場の FA (ファクトリー 'オートメーション)化により、 24時間連続稼働するシステムが構築されており、漏洩電流を計測するために、一時 的に停電状態にすることができな 、状況となって 、る。
[0006] したがって、現在では、このような高度情報化による社会の無停電ィ匕の要請から、 電路及び機器の絶縁不良管理が停電を伴う絶縁抵抗計による方法から、電気を切る ことなく測定できる漏洩電流測定方法に移ってきており、漏電遮断器や漏電火災警 報機等により漏洩電流を測定して絶縁状態を管理する通電中の予防策は種々提案 されている（例えば、特許文献 1及び 2参照)。
[0007] ところで、漏洩電流 Iには、対地静電容量に起因する漏洩電流 (Igc)と、絶縁抵抗 に直接関与して 、る対地絶縁抵抗に起因する漏洩電流 (Igr)とが含まれて 、る。上 述した漏電火災等を引き起こす原因は、絶縁抵抗の存在であり、この絶縁抵抗に起 因する漏洩電流 (Igr)のみを正確に検出することができれば、回路の絶縁状態をチ エックすることができ、漏電火災等の大惨事を避けることができる。
[0008] し力しながら、工場等で使用される電気機器は、機器同士を結線する際に電線路 の長さが長大になることがあり、この電線路の長大化により、対地静電容量が増大化 し、それに伴って対地静電容量に起因する漏洩電流 (Igc)が大きくなつてしまう。
[0009] また、これらの電気機器は、電力用半導体素子を応用したインバータを搭載してい る。電気機器では、この搭載しているインバータを高速の電子スィッチとして使用して いるため、必然的に、商用電源の基本周波数である 50Hz若しくは 60Hzの整数倍の 正弦波である高調波歪み電流が発生する。高調波歪み電流には、高い周波数成分 が含まれているため、電線路に自然分布している対地静電容量を通過し、電線路に 流れてしまい、電線路に流れた高調波歪み電流により漏洩電流 Iの値が大きくなつて しまう。
[0010] したがって、絶縁の良否に直接関係する対地絶縁抵抗に起因する漏洩電流 (Igr) が電線路の長大化及びインバータ等による高調波歪み電流の影響を受けてしまい、 正確に検出することが困難となる。
[0011] また、部品が高密度に実装された機器、例えば、電話機、ファクシミリ、プリンター及 び複合機等では、絶縁箇所を調べるために、絶縁抵抗計等により計測を行った場合 、注入する測定電圧により電子回路が影響を受けてしまう恐れがある。したがって、こ のような機器では、機能破壊を招く恐れがあることから、絶縁抵抗の測定自体ができ ない機器も多数存在する。
特許文献 1 :特開 2001— 215247号公報
特許文献 2：特開 2002— 98729号公報
発明の開示
発明が解決しょうとする課題
[0012] 本願発明が解決しょうとする問題点は、漏洩電流を計測し、検出のために電路及 び機械設備等を停電状態にすることなぐかつ、被測定電線路に接続されている機 器の機能を破壊することなぐ外部力 簡単かつ安全に絶縁の良否に直接関係する 対地絶縁抵抗に起因する漏洩電流 (Igr)のみを計測し、検出する点にある。
課題を解決するための手段
本発明に係る漏洩電流検出装置は、上述の課題を解決するために、電気方式が 単相式又は三相式の被測定電線路に流れている漏洩電流を検出する漏洩電流検 出手段と、上記被測定電線路に印加されている電圧を検出する電圧検出手段と、上 記電圧検出手段により検出された電圧の信号波形に基づき、上記被測定電線路に 印加されている電源周波数を算出する周波数算出手段と、上記電圧検出手段によ つて検出された電圧の信号波形と、上記漏洩電流検出手段により検出された上記漏 洩電流の信号波形との位相差を検出する位相差検出手段と、上記位相差検出手段 により検出された位相差と、上記周波数算出手段で算出された電源周波数に基づき 、上記被測定電線路に流れている漏洩電流の位相角度 Θを算出する位相角度算出 手段と、上記漏洩電流検出手段により検出された漏洩電流の実効値を算出する実 効値算出手段と、上記被測定電線路の電気方式を判断する電気方式判断手段と、 上記電気方式判断手段により検出された電気方式と、上記実効値算出手段で算出 された実効値と、上記位相角度算出手段により算出された上記被測定電線路に流れ て ヽる漏洩電流の位相角度とに基づき、上記被測定電線路に流れて!/ヽる漏洩電流 に含まれている対地絶縁抵抗に起因する漏洩電流成分を算出する対地絶縁抵抗漏 洩電流成分算出手段と、を備え、上記実効値算出手段は、上記漏洩電流検出手段 により検出された漏洩電流の平均値を Iとして、その実効値 I
0を
I =Ι Χ ( π /2) ^2
ο
により算出し、
上記対地絶縁抵抗漏洩電流成分算出手段は、
上記電気方式判断手段により検出された電気方式が単相式の場合には、上記実 効値算出手段により算出された実効値 I
0と、上記位相角度算出手段により算出され た位相角度 Θとに基づいて、上記被測定電線路に流れている漏洩電流に含まれて いる対地絶縁抵抗に起因する漏洩電流成分 Igrを、
Igr = I X cos θ
ο により算出し、
上記電気方式判断手段により検出された電気方式が三相式の場合には、上記実 効値算出手段により算出された実効値 Iと、上記位相角度算出手段により算出され
0
た位相角度 Θとに基づいて、上記被測定電線路に流れている漏洩電流に含まれて いる対地絶縁抵抗に起因する漏洩電流成分 Igrを、
Igr= (I X sin θ ) / cos θ
o
により算出することを特徴とする。
[0014] また、漏洩電流検出装置では、上記対地絶縁抵抗漏洩電流成分算出手段は、上 記電気方式判断手段により検出された電気方式が三相三線式 (デルタ結線)の場合 には、上記実効値算出手段により算出された実効値 Iと、上記位相角度算出手段に
0
より算出された位相角度 0とに基づいて、上記被測定電線路に流れている漏洩電流 に含まれている対地絶縁抵抗に起因する漏洩電流成分 Igrを、
Igr= (I X sin 0 ) Zcos30°
o
により算出し、
上記電気方式判断手段により検出された電気方式が三相四線式 (スター結線)の 場合には、上記実効値算出手段により算出された実効値 I
0と、上記位相角度算出手 段により算出された位相角度 Θとに基づいて、上記被測定電線路に流れている漏洩 電流に含まれている対地絶縁抵抗に起因する漏洩電流成分 Igrを、
Igr= (I X sin θ ) / cos60
o
により算出することが好ましい。
[0015] また、漏洩電流検出装置では、上記電気方式判断手段は、電気方式を決定する選 択スィッチにより構成されて 、ることが好まし 、。
[0016] また、漏洩電流検出装置では、上記電気方式判断手段は、上記漏洩電流検出手 段により検出された漏洩電流と上記電圧検出手段により検出された電圧に基づいて 電気方式を判断することが好まし ヽ。
[0017] 本発明に係る漏洩電流検出方法は、上述の課題を解決するために、電気方式が 単相式又は三相式の被測定電線路に流れている漏洩電流を検出する漏洩電流検 出工程と、上記被測定電線路に印加されている電圧を検出する電圧検出工程と、上 記電圧検出工程により検出された電圧の信号波形に基づき、上記被測定電線路に 印加されている電源周波数を算出する周波数算出工程と、上記電圧検出工程によ つて検出された電圧の信号波形と、上記漏洩電流検出工程により検出された上記漏 洩電流の信号波形との位相差を検出する位相差検出工程と、上記位相差検出工程 により検出された位相差と、上記周波数算出工程で算出された電源周波数に基づき 、上記被測定電線路に流れて！/、る漏洩電流の位相角度を算出する位相角度算出ェ 程と、上記漏洩電流検出工程により検出された漏洩電流の実効値を算出する実効 値算出工程と、上記被測定電線路の電気方式を判断する電気方式検出工程と、上 記電気方式検出工程により検出された電気方式と、上記実効値算出工程で算出さ れた実効値と、上記位相角度算出工程により算出された上記被測定電線路に流れ て ヽる漏洩電流の位相角度とに基づき、上記被測定電線路に流れて!/ヽる漏洩電流 に含まれている対地絶縁抵抗に起因する漏洩電流成分を算出する対地絶縁抵抗漏 洩電流成分算出工程と、を備え、
上記実効値算出工程は、上記漏洩電流検出工程により検出された漏洩電流の平 均値を Iとして、その実効値 I
0を
I =Ι Χ ( π /2) ^2
ο
により算出し、
上記対地絶縁抵抗漏洩電流成分算出工程は、
上記電気方式検出工程により検出された電気方式が単相式の場合には、上記実 効値算出工程により算出された実効値 Iと、上記位相角度算出工程により算出され
0
た位相角度 Θとに基づいて、上記被測定電線路に流れている漏洩電流に含まれて いる対地絶縁抵抗に起因する漏洩電流成分 Igrを、
Igr = I X cos θ
ο
により算出し、
上記電気方式検出工程により検出された電気方式が三相式の場合には、上記実 効値算出工程により算出された実効値 Iと、上記位相角度算出工程により算出され
0
た位相角度 0とに基づいて、上記被測定電線路に流れている漏洩電流に含まれて Vヽる対地絶縁抵抗に起因する漏洩電流成分 Igrを、 Igr= (I X sin Θ ) / cos Θ
o
により算出することを特徴とする。
発明の効果
[0018] 本発明によれば、電気方式が単相式及び三相式により構成される被測定電線路が 平衡状態及び不平衡状態にお ヽて、対地絶縁抵抗に起因する漏洩電流成分 Igrを 正確に測定することができる。また、被測定電線路が長大化し、インバータによる高 調波歪み電流による影響を受けても、対地絶縁抵抗のみに起因する漏洩電流成分 I grを正確に測定することができる。
[0019] また、本発明によれば、電路'機械設備等を停電状態等にする必要がなぐ通常使 用状態において、外部力 簡単かつ安全に漏洩状態を把握することができる。
図面の簡単な説明
[0020] [図 1]本発明に係る漏洩電流検出装置の構成を示すブロック図である。
[図 2A]電源が単相の場合と三相の場合における Igrと Igcの位相差を示す図である。
[図 2B]電源が単相の場合と三相の場合における Igrと Igcの位相差を示す図である。
[図 2C]電源が単相の場合と三相の場合における Igrと Igcの位相差を示す図である。
[図 3A]三相三線式 (デルタ結線）における Igrと Igcとの位相角度の算出についての 説明に供する図である。
[図 3B]三相三線式 (デルタ結線）における Igrと Igcとの位相角度の算出についての 説明に供する図である。
[図 3C]三相三線式 (デルタ結線）における Igrと Igcとの位相角度の算出についての 説明に供する図である。
[図 3D]三相三線式 (デルタ結線）における Igrと Igcとの位相角度の算出についての 説明に供する図である。
[図 3E]三相三線式 (デルタ結線）における Igrと Igcとの位相角度の算出についての 説明に供する図である。
[図 4A]三相四線式 (スター結線）における Igrと Igcとの位相角度の算出についての説 明に供する図である。
[図 4B]三相四線式 (スター結線）における Igrと Igcとの位相角度の算出についての説 明に供する図である。
[図 4C]三相四線式 (スター結線）における Igrと Igcとの位相角度の算出についての説 明に供する図である。
[図 4D]三相四線式 (スター結線）における Igrと Igcとの位相角度の算出についての説 明に供する図である。
[図 4E]三相四線式 (スター結線）における Igrと Igcとの位相角度の算出についての説 明に供する図である。
[図 4F]三相四線式 (スター結線）における Igrと Igcとの位相角度の算出についての説 明に供する図である。
[図 5]図 3に示す三相三線式 (デルタ結線）における Igrの導出根拠についての説明 に供する図である。
[図 6]図 3に示す三相三線式 (デルタ結線）における Igcの導出根拠についての説明 に供する図である。
[図 7]図 4に示す三相四線式 (スター結線）における Igrの導出根拠についての説明 に供する図である。
圆 8]本発明に係る漏洩電流検出装置の動作について説明するフローチャートであ る。
圆 9]本発明に係る漏洩電流検出装置により電線路を実際に測定したときの第 1のデ 一タ例を示す図である。
圆 10]本発明に係る漏洩電流検出装置により電線路を実際に測定したときの第 2の データ例を示す図である。
圆 11]比較部に入力された変換後電圧 VIと電圧 V2の位相差を示す図である。 圆 12]比較部に入力されたときの電圧 V2の波形と、電圧 V2に基づき方形波変換し たときの波形を示す図である。
圆 13]比較部に入力されたときの変換後電圧 VIの波形と、変換後電圧 VIに基づき 方形波変換したときの波形を示す図である。
圆 14]図 13に示した変換後電圧 VIに基づき方形波変換したときの波形と、図 12に 示した電圧 V2に基づき方形波変換したときの波形に基づき EXOR (排他的論理和） 演算を実行した際に形成される波形を示す図である。
符号の説明
[0021] 1 漏洩電流検出装置
10 カレントトランスセンサ部（CTセンサ部)
11 増幅部
12, 16 ローパスフィルタ（LPF)
13, 17 全波整流部
14 電圧検出部
15 変圧器
18 比較部
19 演算部
20 位相パルス幅測定部
21 電源周波数測定部
22 位相角度算出部
23, 25 AZD変換部
24, 26 実効値算出部
27 漏洩電流算出部
28 抵抗値算出部
29 電気方式判断部
A 被測定電線路
発明を実施するための形態
[0022] 以下、本発明の実施の形態としての漏洩電流検出装置及び漏洩電流検出方法に ついて説明する。
[0023] 漏洩電流検出装置 1は、図 1に示すように、被測定電線路 Aの一部又は全部をクラ ンプし、被測定電線路 Aに流れて 、る漏洩電流 Iを検出するカレントトランスセンサ部 (以下 CTセンサ部という。） 10と、 CTセンサ部 10により検出された漏洩電流 Iを電圧 に変換し、変換後の電圧 (以下「変換後電圧」という。）V1を増幅する増幅部 11と、増 幅後の変換後電圧 VIから高調波成分を除去するローパスフィルタ（以下 LPFと 、う 。） 12と、 LPF12で高調波成分が除去された変換後電圧 VIを整流する全波整流部 13と、被測定電線路 Aの電圧線路から電圧 V2を検出する電圧検出部 14と、電圧検 出部 14で検出された電圧 V2を所定の変圧比になるように変圧する変圧器 15と、変 圧器 15で所定の電圧値に変圧された電圧 V2から高調波成分を除去するローバスフ ィルタ（以下 LPFという。） 16と、 LPF16で高調波成分が除去された電圧 V2を整流 する全波整流部 17と、 LPF12により高調波成分が除去された変換後電圧 VIの信 号波形 S1と、 LPF16により高調波成分が除去された電圧 V2の信号波形 S2とを比 較する比較部 18と、比較部 18により比較された結果に基づき所定の演算を行う演算 部 19と、演算部 19による演算結果に基づき位相パルス幅を測定する位相パルス幅 測定部 20と、 LPF16により高調波成分が除去された電圧 V2の信号力も被測定電線 路 Aの電圧線路に発生している電源周波数を測定する電源周波数測定部 21と、位 相パルス幅測定部 20で測定された位相パルスと、電源周波数測定部 21で測定され た電源周波数力ゝら被測定電線路 Aに流れる漏洩電流 Iの位相角度を算出する位相 角度算出部 22と、全波整流部 13で整流された変換後電圧 VIをデジタル信号に変 換する AZD変換部 23と、 AZD変換部 23でデジタル信号に変換された変換後電 圧 VIの実効値を算出する実効値算出部 24と、全波整流部 17で整流された電圧 V2 をデジタル信号に変換する AZD変換部 25と、 AZD変換部 25でデジタル信号に変 換された電圧 V2の実効値を算出する実効値算出部 26と、位相角度算出部 22で算 出された漏洩電流 Iの位相角度と、実効値算出部 24で算出された変換後電圧 VIの 実効値力も対地絶縁抵抗に起因する漏洩電流 Iを算出する漏洩電流算出部 27と、 位相角度算出部 22で算出された漏洩電流 Iの位相角度と、実効値算出部 26で算出 された電圧 V2の実効値力ゝら対地絶縁抵抗の抵抗値を算出する抵抗値算出部 28と、 電気方式を判断する電気方式判断部 29と、を備えて!/ヽる。
[0024] CTセンサ部 10は、被測定電線路 Aをクランプするクランプ部 10aと、クランプ部 10 aにより検出した信号力 被測定電線路 Aに流れている漏洩電流を測定する測定部 1 Obとにより構成される。
[0025] 測定部 10bは、クランプ部 10aで被測定電線路 Aに流れている漏洩電流成分から 生じる磁気を検出し、検出した磁気カゝら電流を生成する。 [0026] また、 CTセンサ部 10は、生成した電流を漏洩電流 Iとして増幅部 11に供給する。 なお、 CTセンサ部 10により生成された漏洩電流 Iは、対地静電容量に起因する漏洩 電流成分 (以下 Igcという。）と、絶縁抵抗に直接関与している対地絶縁抵抗に起因 する漏洩電流成分 (以下 Igrという。）と、が含まれている。また、 Igcは、被測定電線 路 Aの長さに応じて容量が増大するだけでなぐ電気機器に使用されているインバー タゃノイズフィルタ一等に起因する高調波歪み電流によっても容量が増大する。
[0027] また、クランプ部 10aは、図 1においては、被測定電線路 A全体を一括して挟み込 む形態を示しているが、これに限られず、被測定電線路 Aを構成する電線路を選択 的に挟み込む形態であっても良ぐまた、被測定電線路 Aを構成する電線路を一本 一本選択的に挟み込む形態であっても良い。このような形態の場合には、複数個の CTセンサ部 10により構成される。
[0028] 増幅部 11は、 CTセンサ部 10から供給された漏洩電流 Iを電圧に変換し、変換後 電圧 VIを所定のレベルまで増幅する。また、増幅部 11は、例えば、 CTセンサ部 10 力も供給された漏洩電流 Iが OmA〜： LOmAのときには、二段で増幅し、また、 CTセン サ部 10から供給された漏洩電流 Iが 10mA〜300mAのときには、一段で増幅する。 増幅部 11は、増幅後の変換後電圧 VIを LPF12に供給する。 LPF12は、変換後電 圧 VIに含まれている高調波成分を除去する。 LPF12は、高調波成分が除去された 変換後電圧 VIを全波整流部 13と比較部 18に供給する。全波整流部 13は、供給さ れた変換後電圧 VIを整流し、整流後の変換後電圧 VIを AZD変換部 23に供給す る。
[0029] 電圧検出部 14は、被測定電線路 Aに電圧プローブを接続することにより、電圧線 路に発生している電圧を検出する。なお、電圧検出部 14は、被測定電線路 Aの電気 方式が三相三線式 (デルタ結線力 なる）の場合には、 S相（接地）以外の R相と T相 間の電圧を検出する。また、電圧検出部 14は、被測定電線路 Aの電気方式が三相 四線式 (スター結線力もなる）の場合には、接地線（中性点）以外の相間から電圧を 検出する。また、電圧検出部 14は、被測定電線路 Aの電気方式が単相二線式の場 合には、 N相と L相間の電圧を検出する。また、以下では、三相三線式において、 S 相を接地相として説明するが、 T相又は R相を接地相としても良 ヽ。 [0030] そして、電圧検出部 14は、被測定電線路 Aから検出した電圧 V2から基準点を求め
、電圧 V2を変圧器 15に供給する。例えば、電圧検出部 14は、被測定電線路 Aから 検出した電圧 V2の 0クロスする点を基準点とする。
[0031] 変圧器 15は、供給された電圧 V2を所定の電圧値に変圧し、変圧後の電圧 Vを LP
F16に供給する。変圧器 15は、例えば、電圧比が 20 : 1になるように変圧を行う。
[0032] LPF16は、供給された電圧 V2に含まれている高調波成分を除去する。 LPF16は
、高調波成分を除去した電圧 V2を全波整流部 17と、比較部 18と、電源周波数測定 部 21に供給する。
[0033] 全波整流部 17は、供給された電圧 V2を整流し、整流後の電圧 V2を AZD変換部 25に供給する。
[0034] 比較部 18では、 LPF12から供給された変換後電圧 VIの OVクロス点をとり、方形 波変換を行い、方形波変換後の信号を演算部 19に供給する。また、比較部 18では 、 LPF16から供給された電圧 V2の OVクロス点をとり、方形波変換を行い、方形波変 換後の信号を演算部 19に供給する。
[0035] 演算部 19は、比較部 18から供給される信号に基づき所定の演算を行い、演算後 の信号を位相パルス幅測定部 20に供給する。演算部 19は、例えば、 EXOR (排他 的論理和)演算回路力 なっており、比較部 18から供給されてきた 2つの方形波信 号の EXOR (排他的論理和)演算を実行する。
[0036] 位相パルス幅測定部 20は、演算部 19から供給される演算結果に基づき、変換後 電圧 VIと電圧 V2の位相パルス幅を検出する。ここで、位相パルス幅測定部 20の動 作について説明する。
[0037] 電気方式が単相の場合には、図 2Aに示すように、 Igrの位相角度 Θは 0° 、 Igcの 位相角度 Θは 90° となる。したがって、 Igrと Igcの位相差は、 90° (1/4サイクル） となる。
[0038] また、電源が三相三線 (デルタ結線）の場合には、図 2Bに示すように、 Igrの位相角 度 Θは 60° 、 Igcの位相角度 Θは 0° となる。したがって、 Igrと Igcの位相差は、 60 ° (1Z6サイクル）となる。
[0039] また、電源が三相四線 (スター結線）の場合には、図 2Cに示すように、 Igrの位相角 度 Θは 30° 、 Igcの位相角度 Θは 0° となる。したがって、 Igrと Igcの位相差は、 30
° (1Z12サイクル）となる。
[0040] ここで、電源が三相三線式 (デルタ結線）の場合に、 Igrの位相角度 Θ力 0° となり
、 Igcの位相角度が 0° となる理由について説明する。なお、以下の説明では、平衡 状態にある三相三線式 (デルタ結線）とし、 S相が接地されているものとする。
[0041] 三相三線式 (デルタ結線）は、 120° の位相差をもって信号が出力されているので
、各相のベクトルを図 3Aに示すように表すことができる。なお、以下では、 S相のベタ トルをベクトル Sと表記し、 T相のベクトルをベクトル Tと表記し、 R相のベクトルをべタト ル Rと表記する。
[0042] ここで、 S相は、接地されているため、ベクトル Sは、図 3Bに示すように、 180° 反転 した向きで表すことができる。
[0043] また、ベクトル Sとベクトル Rとを合成（以下、ベクトル Sとベクトル Rとのベクトル合成 をベクトル S→Rという。）し、また、ベクトル Sとベクトル Tとを合成（以下、ベクトル Sと ベクトル Tとのベクトル合成をベクトル S→Tという。 )したときの様子を図 3Cに示す。 図 3Cより、ベクトル S→Tとベクトル S→Rとのなす角は、 60° となる。
[0044] また、 Igrは、抵抗成分であるため、電圧と電流の位相差はゼロである。したがって、 R相— S相間に発生する Igr (rs)は、ベクトル S→R上に発生し、また、 T相— S相間に 発生する Igr (ts)は、ベクトル S→T上に発生する（図 3Dを参照)。
[0045] また、 Igcは、静電容量成分であるため、電圧と電流の位相差は、 π /2 (90° )で あり、 π Ζ2だけ電流が進む。したがって、 R相— S相間に発生する Igc (rs)は、 Igr (r s)から 90° 進んだ位置（図 3D中では、 150° の位置）に発生し、また、 T相— S相間 に発生する Igc (ts)は、 Igr (ts)力も 90° 進んだ位置（図 3D中では、 210° の位置） に発生する。
[0046] また、 Igc (rs)と Igc (ts)とを合成することにより、 Igc (Igc (rs) +Igc (ts) )を求めるこ とができる（図 3D中では、 Igcは、 180° の位置に発生する）。
[0047] ここで、 0力 90° 以上（0 > 90° )のときには、「180° — 0」の演算を行う。
[0048] 上記演算を行うことにより、 Igcは、 0° (180° —180° )の位置に表すことができ、
Igr (ts)は、 Igr (rs)上に表すことができる（図 3E参照。）。 [0049] したがって、 Igr成分 (Igr (rs) +Igr(ts) )は、すべて、 60° の位置に現れ、また、 Ig c成分 (Igc (rs) +Igc (ts) )は、すべて、 0° の位置に現れることになる。
[0050] このようにして、 Igrと、 Igcとのなす角は、 60° になる。また、詳細は後述する力 被 測定電線路 Aに流れている漏洩電流 Iの位相角度は、 Igrと Igcとのベクトル和である
0
ので、 0° 〜60° の範囲内になる。
[0051] また、電気方式が、三相四線式 (スター結線)であり、 S相が接地されている場合に は、 Igrと Igcとのなす角が 30° になる根拠について説明する。なお、スター結線にお いては、平衡状態であっても不平衡状態であっても Igrと Igcとのなす角は 30° にな る。
[0052] スター結線の場合は、デルタ結線と同様、 120° の位相差をもって信号が出力され ているので、各相のベクトルを図 4Aに示すように表すことができる。なお、以下では、 S相のベクトルをベクトル Sと表記し、 T相のベクトルをベクトル Tと表記し、 R相のベタ トルをベクトル Rと表記する。
[0053] また、 Igrは、抵抗成分であるため、電圧と電流の位相差はゼロである。したがって、 R相に発生する Igr (r)は、ベクトル S上に発生し、また、 T相に発生する Igr (t)は、ベ タトル T上に発生し、また、 S相に発生する Igr (s)は、ベクトル S上に発生する（図 4B を参照)。
[0054] また、 Igcは、静電容量成分であるため、電圧と電流の位相差は、 π /2 (90° )で あり、 π Ζ2だけ電流が進む。したがって、 R相に発生する Igc (r)は、 Igr(r)力も 90 ° 進んだ位置（図 4B中では、 120° の位置）に発生し、また、 T相に発生する Igc (t) は、 Igr (t)力 90° 進んだ位置（図 4B中では、 240° の位置）に発生し、また、 S相 に発生する Igc (s)は、 Igr (s)力も 90° 進んだ位置（図 4B中では、 360° (0° )の位 置）に発生する。
[0055] ここで、 0力 180° 以上（0 > 180° )のときには、「360° — 0」の演算を行う。
[0056] 上記演算を行うことにより、図 4Cに示すように、ベクトル Igr (s)は、 90° (360° — 2 70。 )の位置に表すこと力 Sでき、ベタ卜ノレ Igc (t) iま、 120° (360° — 240° )の位置 に表すことができ、ベクトル Igc (t)とベクトル Igc (r)とを同相として表すことができる。
[0057] つぎに、 0力 以上（0 > 90° )のときには、「180° — 0」の演算を行う。 [0058] 上記演算を行うことにより、図 4Dに示すように、ベクトル Igr(t)は、 30° (180° — 1 50° )の位置に表すことができ、ベクトル Igc (r)及びベクトル Igc (t)は、 60° (180 ° 一 120° )の位置に表すことができ、 Igr(t)と Igr(r)とを同相として表すことができ る。
[0059] つぎに、 0力 ½0° 以上（0 >60° )のときには、「120° — 0」の演算を行う。
[0060] 上記演算を行うことにより、図 4Eに示すように、ベクトル Igr (s)は、 30° (120° — 9
0° )の位置に表すことができ、ベクトル Igr (s)とベクトル Igr (t)とベクトル Igr (r)とを 同相として表すことができる。
[0061] つぎに、 0力 ¾0° 以上（0 > 30° )のときには、「60° — 0」の演算を行う。
[0062] 上記演算を行うことにより、図 4Fに示すように、ベクトル Igc (t)及びベクトル Igc (r) は、 0° (60° — 60° )の位置に表すことができ、ベクトル Igc (s)とベクトル Igc ( と ベクトル Igc (r)とを同相として表すことができる。
[0063] したがって、 Igr成分は、すべて、 30° の位置に現れ、また、 Igc成分は、すべて、 0
° の位置に現れることになる。
[0064] このようにして、 Igrと、 Igcとのなす角は、 30° になる。また、詳細は後述する力 被 測定電線路 Aに流れている漏洩電流 Iの位相角度は、 Igrと Igcとのベクトル和である
0
ので、 0° 〜30° の範囲内になる。
[0065] また、位相パルス幅測定部 20は、電源が単相のときでも、三相三線式及び三相四 線式のときでも対応できるように、位相パルス幅を 1サイクルの 1Z4 (90° )以下のも ののみ対象とする。
[0066] ゆえに、位相パルス幅測定部 20は、演算部 19から供給される演算結果に基づい て算出した、 1サイクルの 1Z4以下の位相パルス幅を位相角度算出部 22に出力す る。なお、電源周波数が 60Hzの場合には、 1サイクルが 16. 6 ( = lZ60) msである ので、位相パルス幅は、その 1Z4以下、すなわち、 4. 15ms以下となり、また、電源 周波数が 50Hzの場合には、 1サイクルが 20 ( = lZ50) msであるので、位相パルス 幅は、その 1Z4以下、すなわち、 4ms以下となる。なお、位相パルス幅測定部 20は 、上述のような制限（1サイクルの 1Z4以下のもののみ対象とする）を設けない構成で あっても良い。 [0067] 電源周波数測定部 21は、 LPF16から供給された電圧 V2に基づき、電源周波数を 測定し、測定結果を位相角度算出部 22に供給する。なお、被測定電線路 Aが商用 電源であれば、電源周波数測定部 21の測定結果は、 50Hz若しくは 60Hzとなる。ま た、電源周波数測定部 21は、 LPF 16から供給された電圧 V2に基づき、 50Hz又は 60Hzの何れかを判定する構成であっても良い。
[0068] 位相角度算出部 22は、位相パルス幅測定部 20から供給された位相パルス幅 W(s )と、電源周波数測定部 21から供給された電源周波数 F (Hz)の逆数 (f= lZF)に 基づき、下記（1)式により被測定電線路 Aに流れている漏洩電流 Iの位相角度 Θを 算出する。
Θ = 360 XWX l/f - - - (1)
また、位相角度算出部 22は、算出した位相角度 Θを漏洩電流算出部 27に供給す る。
[0069] AZD変換部 23は、全波整流部 13から供給された整流後の変換後電圧 VIをデジ タル信号に変換し、変換後の信号を実効値算出部 24に供給する。
[0070] 実効値算出部 24は、 AZD変換部 23から供給された信号に基づき、下記（2)式に より変換後電圧 VIの実効値 Iを算出する。なお、実効値算出部 24に供給される信
0
号は、被測定電線路 Aに流れて ヽる漏洩電流の平均値 Iを電圧に変換した変換後電 圧 VIに基づくものであるので、便宜的に Iとする。
0
I =Ι Χ ( π /2) /^2· · · (2)
0
[0071] 実効値算出部 24は、算出した実効値 Iを漏洩電流算出部 27に供給する。
0
[0072] また、 AZD変換部 25は、全波整流部 17から供給された整流後の電圧 V2をデジ タル信号に変換し、変換後の信号を実効値算出部 26に供給する。実効値算出部 26 は、 AZD変換部 25から供給された信号に基づき、下記（3)式により電圧 V2の実効 値 Vを算出する。なお、 Vは、被測定電線路 Αから検出した電圧 V2の平均値である
0
Figure imgf000017_0001
[0073] 実効値算出部 26は、算出した実効値 Vを抵抗値算出部 28に供給する。
0
[0074] 漏洩電流算出部 27は、位相角度算出部 22から供給された位相角度 Θと、実効値 算出部 24から供給された Iに基づき、 Igrを算出し、算出した Igrを抵抗値算出部 28
0
に供給する。なお、電源が単相電源の場合には、下記 (4)式により Igrを算出し、電 源が三相電源の場合には、下記（5)式により Igrを算出する。
Igr=I X cos θ
ο … (4)
Igr= (I X sin Q ) /cos Θ
0 1 2…（5)
[0075] ここで、（5)式の導出根拠について述べる。
[0076] 電源が三相三線式 (デルタ結線）の場合には、図 3を用いて上述で説明したように、 Igrと Igcとのなす角は、 60° であり、位相角度 0は、 0° 〜60° の範囲内になる（図 5を参照)。なお、図 5中では、便宜的に、位相角度 Θを Θ にしている。
[0077] したがって、 Igrは、三角比を用いた演算により、（5)式となる。
[0078] また、電気方式が平衡状態にある三相三線式 (デルタ結線)であって、 S相が接地 されている場合には、 Θ は、 30° ( = 90° —60° )となる。
2
[0079] したがって、電源が三相三線式 (デルタ結線）の場合には、（5)式は、
Igr= (I X sin Q ) Zcos30° = (I X sin Q ) Χ 2/^3 · · · (6)
0 1 0 1
となる。
[0080] また、このときの Igcは、三角比を用いた演算より、（7)式より求まる（図 6を参照)。
Igc =1 X sin (60° — Θ ) Zcos30° · · · (7)
0 1
[0081] また、漏洩電流算出部 27は、 I >Igrの場合には、 T相に Igrが発生しているものと
0
判断し、位相角度算出部 22で算出された位相角度に「180° — Θ」の演算を行い、 演算後の位相角度（ Θ )を（7)式に代入し、 Igcを求める。
[0082] また、漏洩電流算出部 27は、 Iく Igrの場合には、 R相に Igrが発生しているものと
0
判断し、位相角度算出部 22で算出された位相角度（ Θ )を (7)式に代入し、 Igcを求 める。
[0083] このようにして、漏洩電流算出部 27は、実効値算出部 24により算出された Iに対し
0 て、 2つの Igcが発生する可能性を特定することができる。
[0084] また、電源が三相四線式 (スター結線)の場合には、図 4を用いて上述で説明したよ うに、 Igrと Igcとのなす角は、 30° であり、位相角度 0は、 0° 〜30° の範囲内にな る（図 7を参照)。なお、図 7中では、便宜的に、位相角度を Θ にしている。 [0085] したがって、 Igrは、三角比を用いた演算により、（5)式となる。また電気方式が平衡 状態又は不平衡状態にある三相四線式 (スター結線)であって、 S相が接地されてい る場合には、 Θ は、 60° (90° — 30° )となる。
2
[0086] したがって、電源が三相四線式 (スター結線）の場合には、（5)式は、
Igr= (I XsinQ )Zcos60° = (I XsinQ )Χ2···(8)
0 1 0 1
となる。
[0087] なお、上述した Θェは、基準点（0点）の決め方（とり方）によって ±Χ° 変動するもの であり、厳密には、（5)式は、
Igr= (I Xsin( Θ ±X))Zcos0
0 1 2
であり、（6)式は、
Igr=(l Xsin(0 ±X))Zcos30° =(I Xsin(0 ±X))X2Z 3
0 1 0 1
であり、（7)式は、
Igc=I X sin (60° — (0 ±X))Zcos30°
0 1
であり、（8)式は、
Igr=(l Xsin(0 ±X))Zcos60° =(I Xsin(0 ±X))X2Z 3
0 1 0 1
である。
[0088] また、漏洩電流検出装置 1は、図 1に示すように、電源が単相式である力、三相三 線式 (デルタ結線)である力、三相四線式 (スター結線)であるかを判断する電気方式 判断部 29を備えている。
[0089] ここで、電気方式判断部 29の構成について説明する。
[0090] く第 1構成（マ-ユアルセレクト） >
電気方式判断部 29は、電気方式を決定する選択スィッチにより構成されており、例 えば、ロータリースィッチにより構成されている。電気方式判断部 29は、ユーザにより 決定されたロータリースィッチの位置に応じて電気方式を決定し、当該決定された電 気方式を漏洩電流算出部 27に通知する。
[0091] く第 2構成（1) (オートセレクト） >
電気方式判断部 29は、電気方式を自動的に判断する。電気方式判断部 29は、図 示しないが、電圧検出部 14に接続されており、電圧検出部 14から供給される電圧 V 2に基づいて電気方式を判断する。ここで、三相三線式 (デルタ結線)では、三相電 源電圧は相電圧に等しぐまた、三相四線式 (スター結線)では、三相電源電圧は相 電圧のルート 3 ( 3)倍に等しい。そこで、電気方式判断部 29は、電圧検出部 14か ら供給される電圧 V2が相電圧に等 、場合には、三相三線式 (デルタ結線)である と判断し、また、電圧検出部 14から供給される電圧 V2が相電圧のルート 3 ( 3)倍 の場合には、三相四線式 (スター結線)であると判断する。電気方式判断部 29は、判 断結果を漏洩電流算出部 27に供給する。また、電気方式判断部 29は、図示しない 力 CTセンサ部 10に接続されており、 CTセンサ部 10による検出結果から、電流波 形が単数ならば単相と判断し、電流波形が複数本あれば三相と判断する。また、 CT センサ部 10を複数用意し、被測定電線路 Aの各電線路にそれぞれクランプすること で、単相か三相かを判断できる。
[0092] <第 2構成 (2) (オートセレクト） >
電気方式判断部 29は、例えば、三相三線式 (デルタ結線)の条件（（6)式）にした 力 て Igrの算出を行わせるように、漏洩電流算出部 27に所定の信号を供給する。 漏洩電流算出部 27は、算出結果を電気方式判断部 29に供給する。
[0093] 電気方式判断部 29は、供給された算出結果が所定値かどうかにより電気方式を判 断する。ここで、実際の電気方式が三相四線式 (スター結線)であった場合、本来な らば三相四線式の条件（（8)式）にしたがって演算をしなければならないところ、 (6) 式で演算を行うため、バランスが崩れ、例えば、 I
0が 300mA近く発生しているときに は、 Igrは、その半分である 150mAと測定されてしまう（実測値)。
[0094] この場合には、電気方式判断部 29は、三相四線式 (スター結線)の条件（（8)式）に したがって演算を行うように、漏洩電流算出部 27を制御する。
[0095] また、実際の電気方式が単相であった場合、本来ならば単相の条件（ (4)式）にし たがって演算をしなければならないところ、（6)式で演算を行うため、 Igrの値が、 Iに
0 現れ、 Igrが 0となる。また、静電容量分 (Igc)も Igrとして発生する現象となり、現実的 な数値とならない。
[0096] この場合には、電気方式判断部 29は、単相の条件（ (4)式）にしたがって演算を行 うように、漏洩電流算出部 27を制御する。 [0097] 漏洩電流算出部 27は、電気方式判断部 29の判断結果により、電源が単相式であ ると判断した場合には、（5)式に基づいて Igrを算出し、また、電源が三相三線式 (デ ルタ結線)であると判断した場合には、（6)式に基づいて Igrを算出し、また、電源が 三相四線式 (スター結線)であると判断した場合には、（7)式に基づ 、て Igrを算出す る。
[0098] また、抵抗値算出部 28は、実効値算出部 26から供給された実効値 Vと、漏洩電
0 流算出部 27から供給された Igrに基づき、下記（9)式により Grを算出する。
Figure imgf000021_0001
上述のように構成される本願発明に係る漏洩電流検出装置 1では、例えば、被測 定電線路 Aの電源が三相式の場合、電源を単相式と同様の処理が可能な構成とな つている。
[0099] ここで、本願発明に係る漏洩電流検出装置 1により、被測定電線路 Aに流れる漏洩 電流成分を検出する動作について図 8に示すフローチャートを用いて説明する。
[0100] ステップ ST1にお 、て、ユーザは、測定対象の電線路の種類（単相二線式、単相 三線式、三相三線式又は三相四線式）に応じて、上述した <第 1構成 (マニュアルセ レクト）〉により電気方式判断部 29を操作する。なお、電気方式判断部 29は、上述し たく第 2構成（1) (2) (オートセレクト）〉により電線路の種類を判断しても良い。また 、以下では、測定対象となる電線路の種類は、三相三線式であるとする。
[0101] ステップ ST2において、ユーザは、電圧プローブを測定対象の電線路の電圧線路 に接続する。測定対象の電線路が単相二線式 (電圧線路と接地線とからなる）の場 合には、電圧線路の極性に注意して、電圧線路に電圧プローブを接続する。電圧検 出部 14は、電圧プローブを介して検出した電圧を変圧器 15に供給する。また、測定 対象の電線路が単相三線式又は三相多線式 (三相三線式又は三相四線式)の場合 には、 R相及び T相の極性に注意して、 R相及び T相に電圧プローブを接続する。電 圧検出部 14は、電圧プローブを介して検出した電圧を合成して、合成後の電圧を変 圧器 15に供給する。
[0102] ステップ ST3において、ユーザは、漏洩電流検出装置 1の主電源を ONにする。
[0103] ステップ ST4において、ユーザは、 CTセンサ部 10のクランプ部 10a (分割型交流 器)の Kと Lの方向に注意して、 B種設置工事の接地線若しくは被測定電線路を一括 して挟む。なお、漏洩電流検出装置 1は、クランプ部 10aの Kと Lの方向が合っている 場合には、漏洩電流成分が図示しない表示部に表示され、また、クランプ部 10aの K と Lの方向が間違っている場合には、図示しないブザー出力部からブザーが鳴り響く 構成であっても良い。また、クランプ部 10aの挟む方向を間違えないように、クランプ 部 10aの持ち手の部分に、 K表示と L表示を付して置 、ても良 、。
[0104] また、被測定電線路に対するクランプの方法を変化させる（例えば、各相ごとにそれ ぞれクランプする）こと〖こよって、各相ごとに発生する Igr及び Igcの測定も可能となる
[0105] ステップ ST5において、ユーザは、漏洩電流検出装置 1の測定開始ボタンを押圧 する。漏洩電流検出装置 1は、測定開始ボタンの押圧により、被測定電線路に流れ ている漏洩電流の検出を行う。
[0106] ここで、本発明に係る漏洩電流検出装置 1により、実際に被測定電線路から漏洩電 流成分を測定した第 1の結果を図 9に示す。図 9は、屋上受配電キュービタル (高圧 受電設備)の動力盤 (電源周波数: 50Hz、電圧 : 200V、被測定低電圧電路の種類: 三相三線式、 150kvA、室温: 41°C、湿度: 43%)を測定対象として行ったものであ る。
[0107] また、実験では、測定開始から 6分経過時〜 9分経過前 (3分間）に疑似絶縁抵抗と して R相に 20k Ωを接地し、測定開始から 9分経過時〜 11分経過前（2分間）に疑似 絶縁抵抗として T相に 20k Ωを接地し、測定開始から 11分経過時〜 12分経過前（ 1 分間）に疑似絶縁抵抗を外し (接地解除)、測定開始から 12分経過時〜 13分経過前 (1分間）に疑似絶縁抵抗として R相に 10k Ωを接地し、測定開始から 13分経過時〜 15分経過前 (2分間）に疑似絶縁抵抗として T相に 10kQを接地し、測定開始カゝら 15 分経過後に疑似絶縁抵抗を外した。
[0108] 例えば、疑似絶縁抵抗として R相に 20k Ωの抵抗を接地した場合には、理論的に、 疑似絶縁抵抗成分の電流として、
Igr = V/R = 200/ (20 X 103) = l OmA
の電流が被測定電線路に加算されて流れる。 [0109] 漏洩電流検出装置 1は、図 9に示すように、時間が 6分経過時に、疑似絶縁抵抗と して R相に 20k Ωの抵抗を接地したら、 12. 3mAの Igrを検出した。疑似絶縁抵抗を 接地していないとき (測定開始から 6分経過前、測定開始力も 11分経過時〜 12分経 過前及び測定開始から 15分経過後）の Igrが 2mAであるので、 R相に 20k Qの疑似 抵抗を接地した後の Igrから 2mAを差し引くと、 10. 3mAとなる。したがって、本願発 明に係る漏洩電流検出装置 1は、 10. 3mAの変化を測定できたことになる。この値 は、上述した理論値（10mA)とほぼ一致している。
[0110] また、 R相に疑似絶縁抵抗を 20k Ω接地したとき、接地前の抵抗値 (Gr^ 105. 46 k Q (測定開始から 6分経過前までの Grの平均値)）との合成抵抗値は、
Gr= (20 X 103 X 105. 46 X 103) / (20 X 103+ 105. 46 X 103) = 16. 3k Ω となる。漏洩電流検出装置 1は、図 9に示すように、測定開始から 6分経過時の抵抗 Grは 17. 2k Ωを示しており、上述した理論値（16. 3k Ω )とほぼ一致している。
[0111] また、疑似絶縁抵抗として T相に 20k Ωの抵抗を接地した場合にも、上述と同様に 、理論的には、疑似絶縁抵抗成分の電流は 10mA増加する。漏洩電流検出装置 1 では、図 9に示すように、測定開始から 9分経過時〜 11分経過前に検出した Igrは、 ほぼ 12. 4mAとなっており、該数値から 2mAを差し引くと、 10. 4mAとなり、ほぼ理 論値（10mA)と一致する。
[0112] また、 T相に疑似絶縁抵抗を 20k Ω接地したときの合成抵抗値 Grは、上述と同様 に、理論的には、 16. 3kQであり、測定値は 17. 4k Qを示しており、ほぼ理論値と一 致している。
[0113] また、漏洩電流検出装置 1は、図 9に示すとおり、疑似絶縁抵抗として R相又は T相 に 10k Ωを接地したときの Igrと Grも理論値と実測値がほぼ一致して 、る。
[0114] さらに、漏洩電流検出装置 1は、測定開始から 11分経過後から 12分経過前、及び 15分経過時に疑似絶縁抵抗の接地状態を解除した場合、 Igr, I及び Grの値が接
0
地以前 (測定開始から 1分〜 5分)の状態に戻った。
[0115] また、本発明に係る漏洩電流検出装置 1により、実際に被測定電線路から漏洩電 流成分を測定した第 2の結果を図 10に示す。図 10は、受配電キュービタル (高圧受 電設備)の動力盤 (電源周波数: 50Hz、電圧 : 200V、被測定低電圧電路の種類:三 相三線式、 150kvA)を測定対象として行ったものである。
[0116] また、実験は、測定開始から 1分経過時〜 4分経過前 (3分間）に疑似静電容量とし て R相及び T相に 0.22 Fを接地し、測定開始から 3分経過時〜 4分経過前（1分間 )に疑似絶縁抵抗として T相に 20k Ωを接地し、測定開始から 4分経過後に疑似静電 容量及び疑似絶縁抵抗を外して行った。したがって、測定開始から 3分経過時〜 4 分経過前は、 R相及び T相に疑似静電容量を接地し、かつ、 T相に疑似絶縁抵抗を 接地して行った。
[0117] 例えば、疑似静電容量として R相及び T相に 0.22 μ Fの容量を接地した場合には 、容量性リアクタンス Xは、
Χ=1/2πίΟ=1/(2π Χ50Χ (0. 22X10"6 + 0. 22X10"6))
=7.23X103
となる。
[0118] したがって、被測定電線路には、
I=V/X= 200/7.23X103 = 27.6mA
の電流が加算されて流れる。
[0119] また、絶縁抵抗として T相に 20k Ωの抵抗を接地した場合には、理論的に、疑似絶 縁抵抗成分の電流として、
Igr = V/R =200/(20X103)=l OmA
の電流が被測定電線路に加算されて流れる。
[0120] 漏洩電流検出装置 1は、図 10に示すように、時間が測定開始から 1分経過時に、 疑似静電容量として R相及び T相に 0.22 Fの静電容量が接地されているときに、
7.8mAの Igrを検出し、また、 100.8mAの Iを検出した。なお、 Iは、上述したよう
0 0
に絶縁抵抗に起因する電流 Igrと、静電容量に起因する電流 Igcの合成電流である。
[0121] 疑似静電容量を接地していないときの Igrは、図 10に示したとおり、 7.6mA (測定 開始から 1分経過前の Igr)であるので、 R相及び T相に疑似静電容量を接地した場 合、 Igrの変化は殆どない。
[0122] 一方、疑似静電容量を接地していないときの Iは、 75.9mA (測定開始から 1分経
0
過前の I )である。疑似静電容量接地後の I (100.8mA)から疑似静電容量接地前 の I (75. 9mA)を差し引くと、 24. 9mAとなり、これ力 加算された Igcである。この
0
加算された Igcは、理論値（27. 6mA)とほぼ等しい。
[0123] また、漏洩電流検出装置 1は、図 10に示すように、 R相及び T相に疑似静電容量が 接地され、かつ、 T相に疑似絶縁抵抗が接地されているとき (測定開始カゝら 3分経過 時〜 4分経過前）に、 21. OmAの Igrを検出し、また、 107. OmAの Iを検出した。
0
[0124] T相に絶縁抵抗を接地した後の Igr (21mA)から、絶縁抵抗を接地する前の Igr (8 mA (測定開始から 3分経過時の Igr) )を差し引くと、 13mAとなり、理論値（10mA)と ほぼ等しくなる。
[0125] また、 R相に疑似絶縁抵抗として 10k Qを接地したときの比較部 18と演算部 19の 動作について図 11〜図 14を用いて説明する。
[0126] 比較部 18は、図 11に示すように、 LPF12から変換後電圧 VIが入力され、また、 L PF 16から電圧 V2が入力される。なお、被測定電線路の種類は、三相三線式なので 、変換後電圧 VIと電圧 V2 (基準点）との位相差は 60° である。
[0127] また、比較部 18は、図 12に示すように、 LPF12から入力された変換後電圧 VIを 方形波変換し、変換後の信号を演算部 19に出力する。また、比較部 18は、図 13に 示すように、 LPF16から入力された電圧 V2を方形波変換し、変換後の信号を演算 部 19に出力する。
[0128] 演算部 19は、図 14に示すように、変換後電圧 VIの方形波信号と、電圧 V2の方形 波信号に基づき、 EXOR (排他的論理和)演算を実行する。演算部 19は、 EXOR( 排他的論理和）演算後の信号に基づき、 1サイクルの 1Z4以下の位相パルス幅 Wを 求め、求めた位相パルス幅 Wを位相角度算出部 22に出力する。位相角度算出部 2 2は、位相パルス幅測定部 20から供給された位相パルス幅 Wと、電源周波数測定部 21から供給された電源周波数 F (Hz)の逆数 (f= lZF)に基づき、（1)式により被測 定電線路 Aに流れている漏洩電流 Iの位相角度 Θを算出し、当該位相角度 Θを漏洩 電流算出部 27に出力する。
[0129] 漏洩電流算出部 27は、位相角度算出部 22から供給された位相角度 Θと、実効値 算出部 24から供給された Iに基づき、（6)式により Igrを算出する。
0
[0130] ステップ ST6において、ユーザは、測定が終了したら、漏洩電流検出装置 1の電源 を OFFにする。
[0131] このように構成される本願発明に係る漏洩電流検出装置 1は、被測定電線路 Aに 流れている漏洩電流 Iを検出し、検出した漏洩電流 Iを電圧に変換し、変換後の電圧 から高調波成分を除去し、高調波成分を除去した変換後電圧 VIと、被測定電線路 Aの電圧線路から電圧 V2を検出し、検出した電圧 V2から高調波成分を除去し、高 調波成分を除去した電圧 V2とに基づき、被測定電線路 Aに流れて ヽる漏洩電流 Iの 位相角度 Θを求め、その位相角度 Θと、高調波成分が除去された変換後電圧 VIの 実効値 Iとから対地絶縁抵抗に起因する漏洩電流 Igrのみを、被測定電線路 Aの電
0
気方式及び平衡'不平衡の状態に応じた所定の条件（ (4)式又は（5)式）に基づ 、 て算出する。
[0132] したがって、本願発明に係る漏洩電流検出装置 1は、被測定電線路が長大化し、ま た、高調波歪み電流を出力するインバータ等により対地静電容量に起因した漏洩電 流 (Igc)が増大しても、 mAオーダーで正確に対地絶縁抵抗に起因する漏洩電流成 分 (Igr)のみを検出することができる。
[0133] また、本願発明を漏洩電流遮断装置に応用した場合には、 Igrを正確に測定するこ とができるので、 Igrのみに基づいて遮断駆動をさせることができ、従来のように、 Igr 以外の要素 (Igcの増大）による漏洩電流の増大によって誤動作することがな!、。
[0134] また、本願発明を漏電警報機に応用した場合には、 Igrを正確に測定することがで きるので、 Igrのみに基づいて警報動作をさせることができ、 Igr以外の要素により漏 洩電流が増大しても誤報をすることがなぐ使用することができる。
[0135] また、本願発明によれば、電路'機械設備等を停電状態等にする必要がなぐ通常 使用状態において、外部力 簡単かつ安全に漏洩状態を把握することができる。
[0136] また、本願発明に係る漏洩電流検出装置 1は、周波数注入式のように基準点を他 力も持ってくるのではなぐ被測定電線路 Aに生じている電圧力も基準点そのものを 求めるので、基準点による誤差を考慮することなく被測定電線路 Aに流れている Igr を測定することができる。

Claims

請求の範囲
電気方式が単相式又は三相式の被測定電線路に流れている漏洩電流を検出する 漏洩電流検出手段と、
上記被測定電線路に印加されている電圧を検出する電圧検出手段と、 上記電圧検出手段により検出された電圧の信号波形に基づき、上記被測定電線 路に印加されている電源周波数を算出する周波数算出手段と、
上記電圧検出手段によって検出された電圧の信号波形と、上記漏洩電流検出手 段により検出された上記漏洩電流の信号波形との位相差を検出する位相差検出手 段と、
上記位相差検出手段により検出された位相差と、上記周波数算出手段で算出され た電源周波数に基づき、上記被測定電線路に流れている漏洩電流の位相角度 Θを 算出する位相角度算出手段と、
上記漏洩電流検出手段により検出された漏洩電流の実効値を算出する実効値算 出手段と、
上記被測定電線路の電気方式を判断する電気方式判断手段と、
上記電気方式判断手段により検出された電気方式と、上記実効値算出手段で算 出された実効値と、上記位相角度算出手段により算出された上記被測定電線路に 流れて!/、る漏洩電流の位相角度とに基づき、上記被測定電線路に流れて!/、る漏洩 電流に含まれている対地絶縁抵抗に起因する漏洩電流成分を算出する対地絶縁抵 抗漏洩電流成分算出手段と、を備え、
上記実効値算出手段は、上記漏洩電流検出手段により検出された漏洩電流の平 均値を Iとして、その実効値 Iを
0
I =Ι Χ ( π /2) ^2
ο
により算出し、
上記対地絶縁抵抗漏洩電流成分算出手段は、
上記電気方式判断手段により検出された電気方式が単相式の場合には、上記実 効値算出手段により算出された実効値 I
0と、上記位相角度算出手段により算出され た位相角度 Θとに基づいて、上記被測定電線路に流れている漏洩電流に含まれて ヽる対地絶縁抵抗に起因する漏洩電流成分 Igrを、
Igr = I X cos θ
ο
により算出し、
上記電気方式判断手段により検出された電気方式が三相式の場合には、上記実 効値算出手段により算出された実効値 Iと、上記位相角度算出手段により算出され
0
た位相角度 Θとに基づいて、上記被測定電線路に流れている漏洩電流に含まれて いる対地絶縁抵抗に起因する漏洩電流成分 Igrを、
Igr= (I X sin θ ) / cos θ
o
により算出することを特徴とする漏洩電流検出装置。
[2] 上記対地絶縁抵抗漏洩電流成分算出手段は、
上記電気方式判断手段により検出された電気方式が三相三線式 (デルタ結線)の 場合には、上記実効値算出手段により算出された実効値 I
0と、上記位相角度算出手 段により算出された位相角度 Θとに基づいて、上記被測定電線路に流れている漏洩 電流に含まれている対地絶縁抵抗に起因する漏洩電流成分 Igrを、
Igr= (I X sin 0 ) Zcos30°
o
により算出し、
上記電気方式判断手段により検出された電気方式が三相四線式 (スター結線)の 場合には、上記実効値算出手段により算出された実効値 I
0と、上記位相角度算出手 段により算出された位相角度 Θとに基づいて、上記被測定電線路に流れている漏洩 電流に含まれている対地絶縁抵抗に起因する漏洩電流成分 Igrを、
Igr= (I X sin θ ) / cos60
o
により算出することを特徴とする請求項 1記載の漏洩電流検出装置。
[3] 上記電気方式判断手段は、電気方式を決定する選択スィッチにより構成されてい ることを特徴とする請求項 1又は 2記載の漏洩電流検出装置。
[4] 上記電気方式判断手段は、上記漏洩電流検出手段により検出された漏洩電流と 上記電圧検出手段により検出された電圧に基づいて電気方式を判断することを特徴 とする請求項 1又は 2記載の漏洩電流検出装置。
[5] 電気方式が単相式又は三相式の被測定電線路に流れて 、る漏洩電流を検出する 漏洩電流検出工程と、
上記被測定電線路に印加されている電圧を検出する電圧検出工程と、 上記電圧検出工程により検出された電圧の信号波形に基づき、上記被測定電線 路に印加されている電源周波数を算出する周波数算出工程と、
上記電圧検出工程によって検出された電圧の信号波形と、上記漏洩電流検出ェ 程により検出された上記漏洩電流の信号波形との位相差を検出する位相差検出ェ 程と、
上記位相差検出工程により検出された位相差と、上記周波数算出工程で算出され た電源周波数に基づき、上記被測定電線路に流れている漏洩電流の位相角度を算 出する位相角度算出工程と、
上記漏洩電流検出工程により検出された漏洩電流の実効値を算出する実効値算 出工程と、
上記被測定電線路の電気方式を判断する電気方式検出工程と、
上記電気方式検出工程により検出された電気方式と、上記実効値算出工程で算 出された実効値と、上記位相角度算出工程により算出された上記被測定電線路に 流れて!/、る漏洩電流の位相角度とに基づき、上記被測定電線路に流れて!/、る漏洩 電流に含まれている対地絶縁抵抗に起因する漏洩電流成分を算出する対地絶縁抵 抗漏洩電流成分算出工程と、を備え、
上記実効値算出工程は、上記漏洩電流検出工程により検出された漏洩電流の平 均値を Iとして、その実効値 Iを
0
I =Ι Χ ( π /2) ^2
ο
により算出し、
上記対地絶縁抵抗漏洩電流成分算出工程は、
上記電気方式検出工程により検出された電気方式が単相式の場合には、上記実 効値算出工程により算出された実効値 Iと、上記位相角度算出工程により算出され
0
た位相角度 Θとに基づいて、上記被測定電線路に流れている漏洩電流に含まれて いる対地絶縁抵抗に起因する漏洩電流成分 Igrを、
Igr = I X cos θ
ο により算出し、
上記電気方式検出工程により検出された電気方式が三相式の場合には、上記実 効値算出工程により算出された実効値 Iと、上記位相角度算出工程により算出され
0
た位相角度 Θとに基づいて、上記被測定電線路に流れている漏洩電流に含まれて いる対地絶縁抵抗に起因する漏洩電流成分 Igrを、
Igr= (I X sin θ ) / cos θ
o
により算出することを特徴とする漏洩電流検出方法。
PCT/JP2006/324553 2006-12-08 2006-12-08 漏洩電流検出装置及び漏洩電流検出方法 WO2008072287A1 (ja)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/JP2006/324553 WO2008072287A1 (ja) 2006-12-08 2006-12-08 漏洩電流検出装置及び漏洩電流検出方法
PCT/JP2007/073520 WO2008069249A1 (ja) 2006-12-08 2007-12-05 漏洩電流検出装置及び漏洩電流検出方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/JP2006/324553 WO2008072287A1 (ja) 2006-12-08 2006-12-08 漏洩電流検出装置及び漏洩電流検出方法

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2008072287A1 true WO2008072287A1 (ja) 2008-06-19

Family

ID=39492131

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2006/324553 WO2008072287A1 (ja) 2006-12-08 2006-12-08 漏洩電流検出装置及び漏洩電流検出方法
PCT/JP2007/073520 WO2008069249A1 (ja) 2006-12-08 2007-12-05 漏洩電流検出装置及び漏洩電流検出方法

Family Applications After (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2007/073520 WO2008069249A1 (ja) 2006-12-08 2007-12-05 漏洩電流検出装置及び漏洩電流検出方法

Country Status (1)

Country Link
WO (2) WO2008072287A1 (ja)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2010190645A (ja) * 2009-02-17 2010-09-02 Fuji Electric Fa Components & Systems Co Ltd 漏れ電流検出方法、漏れ電流検出装置及び系統監視装置
JP2015064265A (ja) * 2013-09-25 2015-04-09 株式会社関電工 漏電監視装置及び方法
JP2018004394A (ja) * 2016-06-30 2018-01-11 共立電気計器株式會社 漏れ電流測定方法および漏れ電流測定装置
TWI708950B (zh) * 2018-08-09 2020-11-01 日商日立製作所股份有限公司 電氣機械的診斷裝置及診斷方法、以及旋轉電機

Families Citing this family (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP5119063B2 (ja) * 2008-07-02 2013-01-16 パナソニック株式会社 漏電検出機能付配線器具
US7944213B2 (en) * 2009-09-24 2011-05-17 General Electric Company Ground fault detection device
JP5677225B2 (ja) * 2011-07-27 2015-02-25 三菱電機株式会社 保護継電器
CN102680851B (zh) * 2012-05-30 2014-12-17 深圳市英威腾电气股份有限公司 一种漏电流检测方法及其装置
JP6408785B2 (ja) * 2014-04-23 2018-10-17 一般財団法人関東電気保安協会 絶縁監視装置

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH0729477U (ja) * 1993-10-28 1995-06-02 株式会社ムサシ電機計器製作所 絶縁性漏洩電流測定装置
JPH0919046A (ja) * 1995-04-28 1997-01-17 Mitsubishi Electric Corp 絶縁劣化診断装置
JP2002125313A (ja) * 2000-10-16 2002-04-26 Kansai Denki Hoan Kyokai 漏電検出器とこれを用いた漏電警報器及び漏電遮断器
JP2004012147A (ja) * 2002-06-03 2004-01-15 Kawamura Electric Inc 絶縁監視装置及び絶縁監視方法
JP2005062124A (ja) * 2003-08-20 2005-03-10 Chugoku Electric Power Co Inc:The 電線又はケーブルの絶縁劣化領域診断システム及び方法
JP2005140532A (ja) * 2003-11-04 2005-06-02 Toyoji Ahei 位相角度算出装置及び方法、漏洩電流検出装置及び方法
JP2006038604A (ja) * 2004-07-27 2006-02-09 Multi Keisokuki Kk 漏れ電流計測器
WO2006035519A1 (ja) * 2005-01-31 2006-04-06 Ohno, Takemi 漏洩電流遮断装置及び方法

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH0729477U (ja) * 1993-10-28 1995-06-02 株式会社ムサシ電機計器製作所 絶縁性漏洩電流測定装置
JPH0919046A (ja) * 1995-04-28 1997-01-17 Mitsubishi Electric Corp 絶縁劣化診断装置
JP2002125313A (ja) * 2000-10-16 2002-04-26 Kansai Denki Hoan Kyokai 漏電検出器とこれを用いた漏電警報器及び漏電遮断器
JP2004012147A (ja) * 2002-06-03 2004-01-15 Kawamura Electric Inc 絶縁監視装置及び絶縁監視方法
JP2005062124A (ja) * 2003-08-20 2005-03-10 Chugoku Electric Power Co Inc:The 電線又はケーブルの絶縁劣化領域診断システム及び方法
JP2005140532A (ja) * 2003-11-04 2005-06-02 Toyoji Ahei 位相角度算出装置及び方法、漏洩電流検出装置及び方法
JP2006038604A (ja) * 2004-07-27 2006-02-09 Multi Keisokuki Kk 漏れ電流計測器
WO2006035519A1 (ja) * 2005-01-31 2006-04-06 Ohno, Takemi 漏洩電流遮断装置及び方法

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2010190645A (ja) * 2009-02-17 2010-09-02 Fuji Electric Fa Components & Systems Co Ltd 漏れ電流検出方法、漏れ電流検出装置及び系統監視装置
JP2015064265A (ja) * 2013-09-25 2015-04-09 株式会社関電工 漏電監視装置及び方法
JP2018004394A (ja) * 2016-06-30 2018-01-11 共立電気計器株式會社 漏れ電流測定方法および漏れ電流測定装置
TWI708950B (zh) * 2018-08-09 2020-11-01 日商日立製作所股份有限公司 電氣機械的診斷裝置及診斷方法、以及旋轉電機

Also Published As

Publication number Publication date
WO2008069249A1 (ja) 2008-06-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP4920357B2 (ja) 漏洩電流検出装置及び方法
US8009394B2 (en) Leak current breaker and method
WO2008072287A1 (ja) 漏洩電流検出装置及び漏洩電流検出方法
JP4945727B2 (ja) 漏洩電流遮断装置及び方法
WO2006134678A1 (ja) 漏洩電流検出システム及び方法
WO2007004698A1 (ja) 漏洩電流検出装置及び漏洩電流検出方法
KR20090000530A (ko) 대지저항성 누전전류 측정기
SİLSÜPÜR et al. Flicker source detection methods based on IEC 61000-4-15 and signal processing techniques–a review
KR100920153B1 (ko) 전선로의 누설전류 유효성분 측정 연산 장치 및 그 방법
JP2006071341A (ja) 電気設備の絶縁監視装置と方法
JP2004012147A (ja) 絶縁監視装置及び絶縁監視方法
EP1875252B1 (en) Method and apparatus for monitoring the earth loop impedance of an electrical installation
JP5748797B2 (ja) 漏洩電流検出装置及び方法
JP5329470B2 (ja) 漏洩電流検出装置及び方法
KR101075484B1 (ko) 전선로의 누설전류 유효성분 측정 연산 장치 및 그 방법
KR100771939B1 (ko) 대지저항성 누전전류 측정기
CN106353590A (zh) 电功率测量系统
KR101117870B1 (ko) 누설전류검출장치와 방법
KR100771583B1 (ko) 대지저항성 누전전류 측정기
CN210347906U (zh) 一种用于电流互感器检测的正弦半波和正弦交流发生装置
JP2005043231A (ja) 電力計
RU2358272C1 (ru) Устройство и способ размыкания тока утечки

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 06834308

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

32PN Ep: public notification in the ep bulletin as address of the adressee cannot be established

Free format text: "NOTING OF LOSS OF RIGHTS PURSUANT TO RULE 112(1) EPC" DATED 09.09.2009 (EPO FORM 1205A)

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: JP

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 06834308

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1