WO2022131086A1 - 検査装置、検査方法および検査プログラム - Google Patents

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WO2022131086A1
WO2022131086A1 PCT/JP2021/045000 JP2021045000W WO2022131086A1 WO 2022131086 A1 WO2022131086 A1 WO 2022131086A1 JP 2021045000 W JP2021045000 W JP 2021045000W WO 2022131086 A1 WO2022131086 A1 WO 2022131086A1
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phase
leakage current
angle range
ior
angle
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PCT/JP2021/045000
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English (en)
French (fr)
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頼数 頭本
Original Assignee
株式会社SoBrain
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    • 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
    • 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
    • G01R31/58—Testing of lines, cables or conductors

Definitions

  • This disclosure relates to an inspection device, inspection method and inspection program for inspecting or monitoring the insulation resistance value and leakage current value of a three-phase star electric line.
  • the insulation performance of the electrical system including the load equipment of the electrical equipment is very important for preventing electric shock, fire, etc., but the insulation performance is impaired due to aging deterioration of the electrical equipment and construction work, etc.
  • Io may occur. It is important to predict the occurrence of Io or detect the actual occurrence of Io to prevent accidents in advance or at an early stage.
  • the power receiving transformer is provided with an inspection device that inspects Io on the ground wire of the circuit on the secondary side.
  • Io refers to a leakage current due to the capacitance to ground (hereinafter referred to as “Ioc”) and a leakage current due to the insulation resistance to ground that is directly related to the insulation resistance (hereinafter referred to as “Ior”). .) And is included.
  • Patent Document 1 is a leakage current measuring device for measuring the leakage current Ior of the insulation resistance of any two distribution lines in a three-phase three-wire distribution line composed of star connections, and is a leakage current measuring device for two distribution lines.
  • a voltage detector that detects the interphase voltage
  • a current detector that detects the combined current of the currents flowing through the two distribution lines, a phase angle ⁇ between the interphase voltage and the combined current, and the current value Io of the combined current.
  • Ior (r) the Ior flowing in the R phase
  • Ior (t) the Ior flowing in the T phase
  • Ior (t) the Ior flowing in the other phase
  • Ior the Ior flowing in the S phase
  • Ior the Ior flowing in the S phase
  • (S) ”) is flowing, by Ior (s), the total Ior of Ior (r) and Ior (t) (hereinafter, the total of Ior (r) and Ior (t)).
  • Ior (rt) the total Ior of Ior (r) and Ior (t)
  • Ior (rt) when Ior (rt) is calculated, whether or not the influence of Ior (s) is included in this Ior (rt), or if it is included, how much is included. If it cannot be analyzed (predicted), the inspection or monitoring of the electric line cannot be performed correctly. In the following, a phenomenon in which the influence of Ior (s) is included in Ior (rt) is expressed as "an offsetting phenomenon has occurred".
  • the difference between the previous measurement and the current measurement is calculated for the Ior of each phase occurring in each phase in consideration of the case where the offset phenomenon occurs, and the star connection is performed based on this calculation result. It is an object of the present invention to provide an inspection device, an inspection method and an inspection program capable of inspecting or monitoring a measured electric line.
  • the structure of the present disclosure is as follows.
  • Leakage current flowing in the measured electric line in which the first phase, the second phase and the third phase are star-connected, or the first phase, the second phase, the third phase and the neutral wire are star-connected.
  • Leakage current detection unit that detects a voltage detection unit that detects the voltage applied to the electric line under test, a leakage current detected by the leakage current detection unit, and a voltage detected by the voltage detection unit.
  • the phase angle detection unit that detects the phase angle and the phase angle related to the previous measurement detected by the phase angle detection unit are the angle range between the first phase and the second phase.
  • the first determination unit that determines which angle range it belongs to and the phase angle related to this measurement detected by the phase angle detection unit are the first angle range, the second angle range, or the second angle range.
  • An inspection device provided with a calculation unit that calculates the difference from the resistance component leakage current related to this measurement based on the judgment result.
  • the calculation unit performs the calculation unit in the third phase. Assuming that a resistance component leakage current due to the insulation resistance to ground flows, at least the difference between the resistance component leakage current related to the previous measurement and the resistance component leakage current related to this measurement is calculated, and the above-mentioned first Assuming that the resistance component leakage current due to the insulation resistance to the ground does not flow in the three phases, at least the difference between the resistance component leakage current related to the previous measurement and the resistance component leakage current related to this measurement is calculated ( The inspection device according to 1).
  • the inspection device comprising a third determination unit for determining.
  • the angle range of 120 ° between the first phase and the second phase is the first angle range with respect to the voltage of the first phase, and 120 between the second phase and the third phase. Any one of (1) to (3), wherein the angle range of ° is the second angle range, and the angle range of 120 ° between the third phase and the first phase is the third angle range.
  • the voltage detection unit detects the line voltage of any two of the three non-grounded wires, detects the voltage between the two-phase grounded wire or the neutral wire, and detects the voltage between the three wires. Detects the voltage between any one of the ungrounded wires and the grounded or neutral wire, or 3 wires All the ungrounded wires and the grounded wire or the neutral wire or the grounded wire and the neutral wire.
  • the inspection device according to any one of (1) to (4), which detects a voltage between all lines including the above. (6) Leakage current flowing in the measured electric line in which the first phase, the second phase and the third phase are star-connected, or the first phase, the second phase, the third phase and the neutral wire are star-connected.
  • Leakage current detection step to detect a voltage detection step to detect the voltage applied to the voltage to be measured, a leakage current detected by the leakage current detection step, and a voltage detected by the voltage detection step.
  • the phase angle detection step of detecting the phase angle and the phase angle of the previous measurement detected by the phase angle detection step are the angle range between the first phase and the second phase.
  • the phase angle according to the current measurement detected by the first determination step for determining which angle range belongs to and the phase angle detection step is the first angle range, the second angle range, or the second angle range.
  • the second determination step of determining which angle range of the angle range 3 belongs to at least the resistance component leakage current related to the previous measurement based on the determination result by the first determination step, and the second determination step.
  • An inspection method including a calculation step of calculating the difference from the resistance component leakage current related to this measurement based on the judgment result.
  • the first phase, the second phase and the third phase are star-connected to the computer, or the first phase, the second phase, the third phase and the neutral wire are star-connected to the measured electric line.
  • the leakage current detection step for detecting the leakage current the voltage detection step for detecting the voltage applied to the electric line under test, the leakage current detected by the leakage current detection step, and the detection by the voltage detection step.
  • the phase angle of the phase angle detection step of detecting the phase angle based on the applied voltage and the phase angle of the previous measurement detected by the phase angle detection step are the angles between the first phase and the second phase.
  • the phase angle related to the current measurement detected by the first determination step of determining which angle range of the angle range belongs to and the phase angle detection step is the first angle range and the second angle range.
  • the second determination step of determining which angle range of the third angle range belongs to at least the resistance component leakage current related to the previous measurement based on the determination result by the first determination step, and the second determination step.
  • the difference between the previous measurement and the current measurement is calculated for the Ior of each phase occurring in each phase in consideration of the case where the offset phenomenon occurs, and the star connection is calculated based on this calculation result. It is possible to inspect or monitor the measured electric line.
  • FIG. 1 is a diagram showing a configuration of an inspection device.
  • FIG. 2 is a diagram schematically showing an angle range.
  • FIG. 3 is a diagram for explaining a vector representation when it is assumed that an offsetting phenomenon occurs.
  • FIG. 4 is a diagram schematically showing a state when Ior and Ioc of each phase are represented by a vector.
  • FIG. 5 is a diagram schematically showing a scalar sum of Ior (r) and Ior (t).
  • FIG. 6 is a diagram schematically showing a case where the phase angle belongs to the first angle range R1.
  • FIG. 7 is a diagram schematically showing a case where the phase angle belongs to the second angle range R2.
  • FIG. 8 is a diagram schematically showing a case where the phase angle belongs to the third angle range R3.
  • FIG. 1 is a diagram showing a configuration of an inspection device.
  • FIG. 2 is a diagram schematically showing an angle range.
  • FIG. 3 is a diagram for explaining a vector representation when it is
  • FIG. 9 is a flowchart for explaining the procedure of the inspection method.
  • FIG. 10 is a block diagram showing a first configuration example of a computer.
  • FIG. 11 is a block diagram showing a second configuration example of the computer.
  • FIG. 12 is a diagram showing another configuration of the inspection device.
  • FIG. 13 is a diagram for explaining the vector representation when the pattern 1 is assumed.
  • FIG. 14 is a diagram for explaining the vector representation when the pattern 3 is assumed.
  • FIG. 1 is a diagram showing the configuration of the inspection device 1.
  • the inspection device 1 includes a leakage current detection unit 11, a voltage detection unit 12, a phase angle (phase) detection unit 13, a first determination unit 14, a second determination unit 15, a calculation unit 16, and a third determination.
  • a unit 17 is provided.
  • the first phase, the second phase and the third phase are star-connected (Y, star-shaped), or the first phase, the second phase, the third phase and the neutral wire are star-connected. Detects the leakage current flowing in the measured electric line.
  • the first phase is referred to as an R phase
  • the second phase is referred to as a T phase
  • the third phase is referred to as an S phase, but the term is not limited to this.
  • the leakage current measured by the leakage current detection unit 11 is referred to as "Io", but the name is not limited to this.
  • the inspection device 1 will be described as inspecting or monitoring a three-phase four-wire system to be measured by connecting three phases (R phase, S phase, T phase) in a star connection and drawing out a neutral point.
  • the configuration is not limited to this, and a three-phase three-wire system to be measured may be inspected or monitored by star-connecting three phases (R phase, S phase, T phase) having no neutral wire.
  • a zero-phase current transformer (ZCT) 10 is connected to the leakage current detection unit 11.
  • the zero-phase current transformer 10 has a configuration in which electric lines are collectively clamped.
  • the zero-phase current transformer 10 may also be configured to clamp the class B ground wire as shown by the dotted line in FIG.
  • the leakage current detection unit 11 detects (calculates) the leakage current (Io) flowing in the measured electric line from the signal measured by the zero-phase current transformer 10.
  • the voltage detection unit 12 detects the voltage applied to the electric line under test.
  • the electric line to be measured has various configurations, and a plurality of configurations in which the voltage detection unit 12 detects the voltage can be considered.
  • the configuration in which the voltage is detected by the voltage detection unit 12 can be considered as follows.
  • an appropriate configuration shall be adopted as appropriate according to the configuration of the electric line to be measured that is actually inspected or monitored.
  • the configuration in which the voltage is detected by the voltage detection unit 12 is not limited to the following.
  • Configuration 1 Detecting the line voltage of any two of the three ungrounded wires
  • Configuration 2 Detecting the voltage between any two phases of the grounding wire or the neutral wire
  • Configuration 3 Configuration to detect voltage between any one of the three non-grounded wires and the grounded or neutral wire
  • Configuration 4 All three non-grounded wires and grounded wire (class D grounding wire), Alternatively, a configuration that detects the voltage between the neutral wire or the ground wire (class D ground wire) and all the wires including the neutral wire.
  • the phase angle detection unit 13 detects the phase angle ( ⁇ ) based on the leakage current (Io) detected by the leakage current detection unit 11 and the voltage detected by the voltage detection unit 12. Specifically, the phase angle detection unit 13 has a waveform of the leakage current (Io) detected by the leakage current detection unit 11 and a voltage detected by the voltage detection unit 12 (for example, the line voltage between the R phase and the T phase). The phase angle ( ⁇ ) is detected based on the waveform (with ( VT-R ) as the reference voltage).
  • the phase angle detection unit 13 has a reference voltage ( VT-R) and a leakage current (VTR) based on a zero crossing point of the reference voltage (VT-R ) and a zero crossing point of the leakage current (Io).
  • the phase angle ( ⁇ ) of Io) is detected.
  • the arithmetic processing for calculating the phase angle may be performed by using synchronous detection or DFT (discrete Fourier transform processing).
  • the phase angle related to the previous measurement detected by the phase angle detection unit 13 is the angle range between the first phase (R phase) and the second phase (T phase).
  • Angle range R1 between the second angle range R2 or the third phase (S phase) and the first phase (R phase), which is the angle range between the second phase (T phase) and the third phase (S phase). It is determined which angle range of the third angle range R3, which is the angle range of.
  • FIG. 2 is a diagram schematically showing an angle range.
  • the resistance component leakage current flowing in the R phase is expressed as a vector of 30 °.
  • the first angle range R1 is "30 ° ⁇ ⁇ ⁇ 150 °”
  • the second angle range R2 is "150 ° ⁇ ⁇ ⁇ 270 °”
  • the third The angle range R3 is “270 ° ⁇ ⁇ ⁇ 30 °”.
  • the angle range when the resistance component leakage current flowing in the R phase is expressed as a vector, if it occurs at the position of X °, the first angle range R1 is “X ° ⁇ ⁇ ⁇ (X). ° + 120 °) ”, the second angle range R2 is“ (X ° + 120 °) ⁇ ⁇ ⁇ (X ° + 240 °) ”, and the third angle range R3 is“ (X ° + 240 °). ) ⁇ ⁇ ⁇ X ° ".
  • the phase angle related to the current measurement detected by the phase angle detection unit 13 is any angle range of the first angle range R1, the second angle range R2, or the third angle range R3. Determine if it belongs to.
  • the calculation unit 16 has at least the difference between the resistance component leakage current related to the previous measurement based on the judgment result by the first judgment unit 14 and the resistance component leakage current related to the current measurement based on the judgment result by the second judgment unit 15. Is calculated. Specifically, the calculation unit 16 leaks the resistance component related to the previous measurement due to the insulation resistance to ground included in the leakage current flowing in the measured electric line based on the determination result by the first determination unit 14. Calculate the current. Further, the calculation unit 16 determines the resistance component leakage current related to this measurement due to the ground insulation resistance included in the leakage current flowing in the measured electric line based on the determination result by the second determination unit 15. calculate. Then, the calculation unit 16 calculates the difference between the resistance component leakage current related to the previous measurement and the resistance component leakage current related to the current measurement.
  • the calculation unit 16 has a resistance component leakage current due to the ground insulation resistance in one or both of the R phase and the T phase (hereinafter, the resistance component due to the ground insulation resistance of the R phase).
  • the leakage current may be referred to as "Ior (r)”
  • the resistance component leakage current due to the T-phase insulation resistance to ground may be referred to as “Ior (t)”). Therefore, in this measurement, when a resistance component leakage current (hereinafter, may be referred to as “Ior (s)”) due to the insulation resistance to the ground flows in the S phase in addition to the R phase and the T phase. At least, the difference between the resistance component leakage current related to the previous measurement and the resistance component leakage current related to this measurement is calculated.
  • the calculation unit 16 assumes that the resistance component leakage current due to the insulation resistance to the ground does not flow in the S phase in this measurement, and at least the resistance component leakage current related to the previous measurement and the current measurement. Calculate the difference from the resistance component leakage current related to.
  • the leakage current (Io) is generated in the first angle range R1.
  • the case where Ior is flowing in the S phase is the case where Ior (r), Ior (t), and Ior (s) are flowing, and the leakage current (Io) is determined. It can occur in any of the angle ranges R1, R2, and R3.
  • the case where Ior does not flow in the S phase is the case where only Ior (r), only Ior (t), or Ior (r) and Ior (t) flow, and leakage occurs.
  • the current (Io) is generated in the first angle range R1.
  • Ior (s) Is expressed as "when an offset phenomenon occurs".
  • the calculation unit 16 calculates the amount of change by subtracting the value calculated in this measurement with the value calculated in the previous measurement.
  • FIG. 3 is a diagram used to explain the vector representation when it is assumed that the offset phenomenon occurs.
  • FIG. 3 shows Io related to the previous measurement (hereinafter referred to as Io11) and Io related to the current measurement (hereinafter referred to as Io12).
  • FIG. 3 shows an R-phase Ior (Ior (r) 11) and a T-phase Ior (Ior (t) 11), which are vector components constituting Io11. Further, in FIG. 3, the Ior (t) 11 is moved to the axis of the R phase (the moved Ior (t) 11 is shown as Ior (t) ′ 11), and the Ior (r) 11 is referred to. The composition (scalar sum: Ior (r) 11 + Ior (t) ′ 11) is shown.
  • the amount of change from Io11 to Io12 is shown as the first change vector V.
  • the vector in the S phase direction in the first change vector V is shown as the second change vector Vs. Since it is assumed that an offset phenomenon occurs, it can be said that this second change vector Vs is an Ior (Ior (s)) generated in the S phase.
  • the calculation unit 16 calculates the Io vector (Io13) in consideration of the canceling phenomenon from the second change vector Vs and Io12.
  • the calculation unit 16 calculates the R-phase Ior (Ior (r) 13) and the T-phase Ior (Ior (t) 13), which are vector components constituting Io13.
  • the calculation unit 16 calculates the difference between Ior (r) 11 and Ior (r) 13 and the difference between Ior (t) 11 and Ior (t) 13.
  • the calculation unit 16 calculates the amount of change by subtracting the value calculated in the current measurement with the value calculated in the previous measurement, assuming that the offset phenomenon does not occur. Specifically, the calculation unit 16 is generated between the R phase and the T phase in the current measurement in the same manner as when the Ior (r) 11 and the Ior (t) 11 were calculated for the Io 11 of the previous measurement described above. Ior (r) 12 and Ior (t) 12 are calculated for the Io12, and further, the difference between Ior (r) 11 and Ior (r) 12 and the difference between Ior (t) 11 and Ior (t) 12. Is calculated.
  • the result of the calculation unit 16 assuming that the canceling phenomenon occurs for example, Io11, phase angle ( ⁇ ), Ior (r) related to the previous measurement. 11, Ior (t) 11, Io12 related to this measurement, phase angle ( ⁇ ), Ior (r) 12, Ior (t) 12, Ior (s), Io (Io13) considering the offset phenomenon, difference (Ior) (R) 11-Ior (r) 13, Ior (t) 11-Ior (t) 13), etc.) and the result of the calculation unit 16 assuming that the canceling phenomenon does not occur (for example, in the previous measurement).
  • Io11, phase angle ( ⁇ ), Ior (r) 11, Ior (t) 11, Io12, phase angle ( ⁇ ), Ior (r) 12, Ior (t) 12, Ior (s), Differences (Ior (r) 11-Ior (r) 12, Ior (t) 11-Ior (t) 12), etc.) are shown.
  • the inspection device 1 can calculate the difference between the previous measurement and the current measurement for the Ior of each phase occurring in each phase in consideration of the case where the offset phenomenon occurs. Based on these results, the user can inspect or monitor the monitored power line in consideration of all possible events.
  • FIG. 4 is a diagram schematically showing a state when Ior and Ioc of each phase are represented by a vector.
  • Ior (r) When the resistance component leakage current flowing in the R phase (hereinafter, may be referred to as “Ior (r)”) is vector-expressed with the reference voltage as 0 degree, the T phase is assumed to occur at the position of 30 degrees.
  • the resistance component leakage current flowing through the S phase (hereinafter, may be referred to as “Ior (t)”) occurs at a position of 150 degrees, and the resistance component leakage current flowing through the S phase (hereinafter, referred to as “Ior (s)”). May occur at a position of 270 degrees.
  • the vector Ior (r) is simply referred to as Ior (r)
  • the vector Ior (t) is simply referred to as Ior (t)
  • the vector Ior (s) is simply referred to as Ior (s).
  • the potentials of the R phase and the T phase are set as the reference voltage, and this voltage is set to 0 degree.
  • the capacitance component leakage current flowing in the R phase (hereinafter, may be referred to as “Ioc (r)”) is at a position of 120 degrees, which is a position 90 degrees ( ⁇ / 2) ahead of Ior (r). Occurs.
  • the capacitance component leakage current flowing in the T phase (hereinafter, may be referred to as “Ioc (t)”) occurs at a position of 240 degrees, which is a position 90 degrees ( ⁇ / 2) ahead of Ior (t).
  • the capacitance component leakage current flowing in the S phase (hereinafter, may be referred to as “Ioc (s)”) is 0 degrees (360 degrees), which is a position 90 degrees ( ⁇ / 2) ahead of Ior (s). Occurs in position.
  • the vector Ioc (r) is simply referred to as Ioc (r)
  • the vector Ioc (t) is simply referred to as Ioc (t)
  • the vector Ioc (s) is simply referred to as Ioc (s).
  • the Ior is calculated by substituting the phase angle ⁇ detected by the phase angle detection unit 13 and the leakage current Io detected by the leakage current detection unit 11 into the equation (1).
  • Ior Io ⁇ sin ⁇ / cos60 ° ⁇ ⁇ ⁇ (1)
  • the Ior calculated by the equation (1) is a scalar sum (Ior (r) + Ior (t)).
  • FIG. 5 is a diagram schematically showing a scalar sum of Ior (r) and Ior (t).
  • Ioc (r), Ioc (t), and Ioc (s) are not shown because they do not cancel each other out.
  • the Ior (t) is moved to the axis of the R phase (the moved Ior (t) is shown as Ior (t)'), and the synthetic sum (scalar sum) with the Ior (r) is shown. : Ior (r) + Ior (t)').
  • the inspection device 1 since the Ior calculated by the equation (1) is a combination of two phases (scalar sum), the leakage current due to the insulation resistance to the ground is generated only in the R phase or only in the T phase. It is not possible to know whether it is occurring or whether it is occurring in both the R phase and the T phase. Therefore, the inspection device 1 has a composite value of the Ior flowing in each phase and each Ior flowing in each phase based on the angle range to which the phase angle (phase) detected by the phase angle detecting unit 13 belongs. Is calculated.
  • FIG. 6 is a diagram schematically showing a case where the phase angle belongs to the first angle range R1.
  • the calculation unit 16 determines the phase angle ⁇ detected by the phase angle detection unit 13 and the leakage current Io detected by the leakage current detection unit 11 (2).
  • the synthesis of Ior scalingar sum: Ior (rt)) generated in the two phases (R phase and T phase) is calculated.
  • Ior (rt) Io ⁇ sin ⁇ / cos60 ° ⁇ ⁇ ⁇ (2)
  • the calculation unit 16 substitutes the phase angle ⁇ detected by the phase angle detection unit 13 and the leakage current Io detected by the leakage current detection unit 11 into the equation (3) to generate the R phase.
  • Ior (r) Io ⁇ sin (150 ° ⁇ ) / cos30 ° ⁇ ⁇ ⁇ (3)
  • FIG. 7 is a diagram schematically showing a case where the phase angle belongs to the second angle range R2. Further, in FIG. 7, the Ior (s) is moved to the axis of the T phase (the moved Ior (s) is shown as Ior (s)'), and the synthetic sum (scalar sum) with the Ior (t) is shown. : Ior (t) + Ior (s)').
  • the calculation unit 16 substitutes the phase angle ⁇ detected by the phase angle detection unit 13 and the leakage current Io detected by the leakage current detection unit 11 into the equation (6) to generate the T phase.
  • Ior (t) Io ⁇ sin (270 ° ⁇ ) / cos30 ° ⁇ ⁇ ⁇ (6)
  • FIG. 8 is a diagram schematically showing a case where the phase angle belongs to the third angle range R3. Further, in FIG. 8, the Ior (r) is moved to the axis of the S phase (the moved Ior (r) is shown as Ior (r)'), and the synthetic sum (scalar sum) with the Ior (s) is shown. : Ior (s) + Ior (r)').
  • the calculation unit 16 substitutes the phase angle ⁇ detected by the phase angle detection unit 13 and the leakage current Io detected by the leakage current detection unit 11 into the equation (9) to generate the S phase.
  • Ior (s) Io ⁇ sin (30 ° ⁇ ) / cos30 ° ⁇ ⁇ ⁇ (9)
  • the phase angle related to the current measurement belongs to the same angle range as the phase angle related to the previous measurement based on the determination result of the first determination unit 14 and the determination result of the second determination unit 15.
  • the configuration may include a third determination unit 17 for determining whether or not the case is present.
  • the result of the calculation unit 16 when it is assumed that the offset phenomenon has occurred and the result of the calculation unit 16 when it is assumed that the offset phenomenon has not occurred, and the result of the third determination unit 17 The result is also displayed.
  • the user plans maintenance work such as from which phase the inspection is to be performed based on the information on whether or not the phase angle related to this measurement belongs to the same angle range as the phase angle related to the previous measurement. It is possible to effectively inspect or monitor the measured electric line.
  • FIG. 9 is a flowchart for explaining the procedure of the inspection method.
  • step ST1 the leakage current detection unit 11 is measured in which the first phase, the second phase and the third phase are star-connected, or the first phase, the second phase, the third phase and the neutral wire are star-connected. Detects leakage current flowing in the electric line (leakage current detection process).
  • step ST2 the voltage detection unit 12 detects the voltage applied to the electric line under test (voltage detection step).
  • step ST3 the phase angle detection unit 13 detects the phase angle based on the leakage current detected by the leakage current detection step and the voltage detected by the voltage detection step (phase angle detection step).
  • the first determination unit 14 has a first angle range R1 and a first angle range in which the phase angle according to the previous measurement detected by the phase angle detection step is an angle range between the first phase and the second phase. Determine which angle range belongs to the second angle range R2, which is the angle range between the second phase and the third phase, or the third angle range R3, which is the angle range between the third phase and the first phase. (First determination step).
  • step ST5 the second determination unit 15 determines whether the phase angle related to the current measurement detected by the phase angle detection step is the first angle range R1, the second angle range R2, or the third angle range R3. It is determined whether or not it belongs to the angle range of (second determination step).
  • step ST6 the calculation unit 16 has at least the resistance component leakage current related to the previous measurement based on the judgment result by the first judgment step and the resistance component leakage current related to the current measurement based on the judgment result by the second judgment step. Calculate the difference between (calculation process).
  • the inspection method can calculate the difference between the previous measurement and the current measurement for the Ior of each phase occurring in each phase in consideration of the case where the offset phenomenon occurs. Based on these results, the user can inspect or monitor the monitored power line in consideration of all possible events.
  • the inspection program that assumes in which phase the Ior occurs in multiple patterns and calculates the Ior of each phase for each assumed pattern mainly consists of the following processes, and is composed of the computer 500 (hardware). ) Is executed.
  • Step 1 Leakage current flowing in the measured electric line in which the first phase, the second phase and the third phase are star-connected, or the first phase, the second phase, the third phase and the neutral wire are star-connected.
  • Step 2 Step of detecting the voltage applied to the electric line under test (voltage detection step)
  • Step 3 A step of detecting the phase angle based on the leakage current detected by the leakage current detection step and the voltage detected by the voltage detection step (phase angle detection step).
  • Step 4 The phase angle according to the previous measurement detected by the phase angle detection step is between the first angle range R1 and the second phase and the third phase, which is the angle range between the first phase and the second phase.
  • a step of determining which of the second angle range R2, which is the angle range of, or the third angle range R3, which is the angle range between the third phase and the first phase, belongs (first determination step).
  • Step 5 Determine whether the phase angle related to the current measurement detected by the phase angle detection step belongs to the first angle range R1, the second angle range R2, or the third angle range R3.
  • Step (second judgment step) Step 6: At least, the difference between the resistance component leakage current related to the previous measurement based on the judgment result by the first judgment step and the resistance component leakage current related to the current measurement based on the judgment result by the second judgment step is calculated (). Calculation process)
  • the computer 500 is configured by connecting the processor 501, the memory 502, the storage 503, the input / output I / F 504, and the communication I / F 505 on the bus A.
  • the collaboration of the components realizes the functions and / or methods described in this disclosure.
  • the input / output I / F 504 is connected to, for example, a display that displays various information, a touch panel that accepts user operations, and the like.
  • the touch panel is arranged in front of the display. Therefore, the user can perform an intuitive operation by touching the icon displayed on the display with a finger or the like.
  • the touch panel does not have to be arranged on the front surface of the display.
  • a pointing device such as a keyboard and a mouse may be connected to the input / output I / F 504.
  • the input / output I / F 504 may be connected to a speaker that outputs voice to the outside or a microphone into which external voice is input.
  • the display is composed of a liquid crystal display, an organic EL (Electroluminescence) display, or the like, and displays various information under the control of the processor 501.
  • organic EL Electrode
  • the memory 502 is composed of a RAM (Random Access Memory).
  • RAM is composed of volatile memory or non-volatile memory.
  • the storage 503 is composed of a ROM (Read Only Memory).
  • the ROM is composed of a non-volatile memory, and is realized by, for example, an HDD (Hard Disk Drive) or an SSD (Solid State Drive).
  • the storage 503 stores various programs such as the inspection program realized in the above-mentioned steps 1 to 6.
  • the processor 501 controls the operation of the entire computer 500.
  • the processor 501 is an arithmetic unit that loads an operating system and various programs that realize various functions from the storage 503 into the memory 502 and executes instructions included in the loaded programs.
  • the processor 501 when the processor 501 accepts a user's operation, the processor 501 reads a program (for example, an inspection program) stored in the storage 503, expands the read program into the memory 502, and executes the program. Further, by executing the inspection program by the processor 501, the functions of the leakage current detection unit 11, the voltage detection unit 12, the phase angle detection unit 13, the first determination unit 14, the second determination unit 15, and the calculation unit 16 are realized. Will be done.
  • a program for example, an inspection program
  • the processor 501 is realized by, for example, a CPU (Central Processing Unit), an MPU (Micro Processing Unit), a GPU (Graphics Processing Unit), various arithmetic units other than these, or a combination thereof.
  • a CPU Central Processing Unit
  • MPU Micro Processing Unit
  • GPU Graphics Processing Unit
  • the processing circuit 601 is, for example, a single circuit, a composite circuit, a programmed processor, a parallel programmed processor, an ASIC (Application Specific Integrated Circuit), an FPGA (Field-Programmable Gate Array), or a combination thereof. Is.
  • the processor 501 has been described as a single component, but the present invention is not limited to this, and the processor 501 may be configured by a set of a plurality of physically separate processors.
  • the program described as being executed by the processor 501 or the instructions contained in the program may be executed by a single processor 501 or may be executed by a plurality of processors in a distributed manner. .. Further, the program executed by the processor 501 or the instructions included in the program may be executed by a plurality of virtual processors.
  • the communication I / F 505 is an interface that conforms to a predetermined communication standard, and communicates with an external device by wire or wireless.
  • the inspection program can calculate the difference between the previous measurement and the current measurement for the Ior of each phase occurring in each phase in consideration of the case where the offset phenomenon occurs. Based on these results, the user can inspect or monitor the monitored power line in consideration of all possible events.
  • FIG. 12 is a diagram showing the configuration of the inspection device 1.
  • the inspection device 1 includes a leakage current detection unit 11, a voltage detection unit 12, a phase angle (phase) detection unit 13, a first determination unit 14, a second determination unit 15, a calculation unit 16, and a third determination.
  • a unit 17 is provided.
  • the third determination unit 17 Based on the determination result of the first determination unit 14 and the determination result of the second determination unit 15, the third determination unit 17 has the same angle range of the phase angle related to this measurement as the phase angle related to the previous measurement. Determine if it belongs to.
  • the calculation unit 16 flows to the measured electric line based on the determination result by the third determination unit 17, the phase angle detected by the phase angle detection unit 13, and the leakage current detected by the leakage current detection unit 11. Calculate the resistance component leakage current due to the ground insulation resistance included in the leakage current.
  • the calculation unit 16 assumes in which phase the Ior is generated based on the determination result by the third determination unit 17 in a plurality of patterns, and calculates the Ior of each phase for each assumed pattern. .. The details of the pattern will be described later.
  • the calculation unit 16 is in the case where Ior is flowing in one or both of the R phase and the T phase in the previous measurement, and is in the same angle range as the phase angle related to the previous measurement and the phase angle related to the current measurement. If it is determined by the third determination unit 17 that it belongs, the following operations of pattern 1 and pattern 2 are performed.
  • Pattern 1 The calculation unit 16 assumes a case where Ior (Ior (s)) flows in the S phase (when an offset phenomenon occurs), and Ior (Ior (r), Ior (t) flowing in each phase. ) And Ior (s)).
  • Pattern 2 The calculation unit 16 assumes that Ior (Ior (s)) does not flow in the S phase (when the canceling phenomenon does not occur), and Ior (Ior (r) and Ior (Ior)) flowing in each phase. t)) is calculated.
  • the Io detected by the leakage current detection unit 11 includes Ior (Ior (rt)), which is a combination of Ior (r) and Ior (t).
  • FIG. 13 is a diagram for explaining the vector representation when the pattern 1 is assumed.
  • the phase angle of Io hereinafter referred to as Io21
  • Io22 phase angle of Io
  • FIG. 13 schematically shows the scalar sum of Ior (r) 21 and Ior (t) 21, which are components of Io21. That is, the Ior (t) 21 is moved to the axis of the R phase (the moved Ior (t) 21 is shown as Ior (t) '21), and the combined sum (scalar sum) with the Ior (r) 21 is used. : Ior (r) 21 + Ior (t) '21).
  • the second change vector Vs schematically shows the amount of change from Io21 related to the previous measurement to Io22 related to the current measurement. Further, in this embodiment, since it is assumed that the canceling phenomenon occurs, it can be said that the second change vector Vs is the Ior (Ior (s)) generated in the S phase.
  • the inspection device 1 has a case where Ior is flowing in one or both of the R phase and the T phase at the time of the previous measurement, and the phase angle related to the previous measurement and the phase related to the current measurement.
  • the pattern 1 in which the offsetting phenomenon is assumed to occur and the pattern 2 in which the offsetting phenomenon is not assumed to occur are calculated.
  • the calculation result of 1 and the calculation result of pattern 2 can be shown. Based on the calculation result of the pattern 1 and the calculation result of the pattern 2, the user can inspect or monitor the measured electric line in consideration of all possible events.
  • the calculation unit 16 has a case where Ior is flowing in one or both of the R phase and the T phase, and the phase angle related to the previous measurement and the phase angle related to the current measurement are in the same angle range. If it is determined by the third determination unit 17 that it does not belong to, the following operations of pattern 3 and pattern 4 are performed.
  • Pattern 4 The calculation unit 16 assumes a case where Ior flows in one or both of the R phase and the S phase, or in one or both of the T phase and the S phase based on the current phase angle, and each of them. Calculate the Ior flowing in the phase. Specifically, when the phase angle of this time is the second angle range R2, Ior (r) and Ior (s) are calculated assuming that Ior has flowed in one or both of the R phase and the S phase. On the other hand, when the phase angle this time is in the third angle range R3, Ior (t) and Ior (s) are calculated assuming that Ior has flowed in one or both of the T phase and the S phase.
  • FIG. 14 schematically shows the scalar sum of Ior (r) 31 and Ior (t) 31, which are components of Io31. That is, the Ior (t) 31 is moved to the axis of the R phase (the moved Ior (t) 31 is shown as Ior (t) '31), and the combined sum (scalar sum) with the Ior (r) 31 is used. : Ior (r) 31 + Ior (t) '31).
  • the second change vector Vs schematically shows the amount of change from Io31 related to the previous measurement to Io32 related to the current measurement. Further, in this embodiment, since it is assumed that the canceling phenomenon occurs, it can be said that the second change vector Vs is the Ior (Ior (s)) generated in the S phase.
  • the inspection device 1 has a case where Ior is flowing in one or both of the R phase and the T phase at the time of the previous measurement, and the phase angle related to the previous measurement and the phase related to the current measurement.
  • the pattern 3 in which the canceling phenomenon is assumed to occur and one of the R phase and the T phase are 0 mA (Ior is not generated). It is possible to perform the calculation of the pattern 4 which is assumed to be, and show the calculation result of the pattern 3 and the calculation result of the pattern 4. Based on the calculation result of the pattern 3 and the calculation result of the pattern 4, the user can inspect or monitor the measured electric line in consideration of all the assumed events.

Landscapes

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Abstract

スター結線された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部１１と、電圧を検出する電圧検出部１２と、漏洩電流と、電圧とに基づいて、位相角を検出する位相角検出部１３と、前回の測定に係る位相角がどの角度範囲に属するかを判定する第１判定部１４と、今回の測定に係る位相角がどの角度範囲に属するかを判定する第２判定部１５と、少なくとも、第１判定部１４による判定結果に基づく前回の測定に係る抵抗成分漏洩電流と、第２判定部１５による判定結果に基づく今回の測定に係る抵抗成分漏洩電流との差分を算出する算出部１６とを備える。

Description

検査装置、検査方法および検査プログラム
　本開示は、三相スター電線路の絶縁抵抗値と漏洩電流値の検査または監視する検査装置、検査方法および検査プログラムに関する。
　電気設備の負荷機器を含む電気系統の絶縁性能は、感電、火災等の防止上、非常に重要であるが、電気設備の経年劣化や工事等により絶縁性能が損なわれ、電線路に漏洩電流（以下、「Ｉｏ」という。）が発生することがある。Ｉｏの発生を予兆したり、または、実際に発生しているＩｏを検知して、事故を未然に、または、早い段階で防止することが重要である。
　このため、受電変圧器には、二次側の回路の接地線にＩｏを検査する検査装置を設けるようにしている。ここで、Ｉｏには、対地静電容量に起因する漏洩電流（以下、「Ｉｏｃ」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（以下、「Ｉｏｒ」という。）とが含まれている。
　例えば、特許文献１では、スター結線で構成された三相３線式配電線におけるいずれか２つの配電線についての絶縁抵抗の漏れ電流Ｉｏｒを測定する漏れ電流測定装置であって、２つの配電線間の相間電圧を検出する電圧検出部と、２つの配電線に流れる電流の合成電流を検出する電流検出部と、相間電圧および合成電流の間の位相角θ、並びに当該合成電流の電流値Ｉｏを算出すると共に、下記式に基づいて漏れ電流Ｉｏｒを測定する処理部とを備える装置が開示されている。
　Ｉｏｒ＝｜２×Ｉｏ×ｓｉｎθ｜
特開２０１１－２７４４９号公報
　路線の漏電のみでは、２相同時の漏電発生が生じる可能性は、そこまで高くないと予想されるが、負荷機器の動作を考察すると３相においてある程度変動しながら各相で劣化が進み間欠漏電を発生させている。３相同時にまったく同じ漏電が発生した場合は、相殺され０ｍＡとなるが、まったく同じ劣化が発生することの方がまれであり、常に２相分のバランスを崩した漏電が発生することが問題である。このように、三相３線式配電線におけるいずれか２つの配電線についての絶縁抵抗の劣化が発生している場合、Ｉｏｒは、二つの相のスカラー和で示されるが、二つの相でＩｏｒがどの程度の割合で発生しているのかが分からないと、Ｉｏｒの問題箇所（Ｉｏｒが発生している場所）の特定、発生原因、定期検査時の変化などを捉えることが困難である。
　そして、三相スター電線路の場合、二つの相（例えば、Ｒ相とＴ相）において、一方または双方のＩｏｒ（以下では、Ｒ相に流れているＩｏｒを「Ｉｏｒ（ｒ）」と称し、Ｔ相に流れているＩｏｒを「Ｉｏｒ（ｔ）」と称する）が流れており、さらに、他の相（例えば、Ｓ相）にもＩｏｒ（以下では、Ｓ相に流れているＩｏｒを「Ｉｏｒ（ｓ）」と称する）が流れている場合、Ｉｏｒ（ｓ）により、Ｉｏｒ（ｒ）とＩｏｒ（ｔ）との合計のＩｏｒ（以下では、Ｉｏｒ（ｒ）とＩｏｒ（ｔ）との合計のＩｏｒを「Ｉｏｒ（ｒｔ）」と称する）が影響を受けてしまう。
　よって、Ｉｏｒ（ｒｔ）を算出した場合、このＩｏｒ（ｒｔ）にＩｏｒ（ｓ）の影響が含まれているか、含まれていないか、または、含まれている場合にどの程度含まれているかを解析（予測）できないと、電線路の検査または監視を正しく行うことができない。以下では、Ｉｏｒ（ｒｔ）にＩｏｒ（ｓ）の影響が含まれている現象を「相殺現象が生じている」と表現する。
　本開示では、相殺現象が生じている場合も考慮して各相に発生している各相のＩｏｒについて前回測定と今回測定との差分を算出し、この算出結果に基づいて、スター結線された被測定電線路の検査または監視を行うことができる検査装置、検査方法および検査プログラムを提供することを目的とする。
　上記目的を達成するため、本開示の構成は、以下の通りである。
　（１）第１相、第２相および第３相がスター結線、または、第１相、第２相、第３相および中性線がスター結線された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部と、前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部と、前記漏洩電流検出部により検出された漏洩電流と、前記電圧検出部により検出された電圧とに基づいて、位相角を検出する位相角検出部と、前記位相角検出部により検出された前回の測定に係る位相角が、前記第１相と前記第２相の間の角度範囲である第１の角度範囲、前記第２相と前記第３相の間の角度範囲である第２の角度範囲または前記第３相と前記第１相の間の角度範囲である第３の角度範囲のいずれの角度範囲に属するかを判定する第１判定部と、前記位相角検出部により検出された今回の測定に係る位相角が、前記第１の角度範囲、前記第２の角度範囲または前記第３の角度範囲のいずれの角度範囲に属するかを判定する第２判定部と、少なくとも、前記第１判定部による判定結果に基づく前回の測定に係る抵抗成分漏洩電流と、前記第２判定部による判定結果に基づく今回の測定に係る抵抗成分漏洩電流との差分を算出する算出部とを備える検査装置。
　（２）前記算出部は、前回の測定において、前記第１相と前記第２相の一方または双方に対地絶縁抵抗に起因する抵抗成分漏洩電流が流れていた場合には、前記第３相に対地絶縁抵抗に起因する抵抗成分漏洩電流が流れた場合を想定して、少なくとも、前回の測定に係る抵抗成分漏洩電流と、今回の測定に係る抵抗成分漏洩電流との差分を算出し、前記第３相に対地絶縁抵抗に起因する抵抗成分漏洩電流が流れない場合を想定し、少なくとも、前回の測定に係る抵抗成分漏洩電流と、今回の測定に係る抵抗成分漏洩電流との差分を算出する（１）に記載の検査装置。
　（３）前記第１判定部の判定結果と、前記第２判定部の判定結果とに基づいて、今回の測定に係る位相角が、前回の測定に係る位相角と同じ角度範囲に属しているかを判定する第３判定部を備える（１）または（２）に記載の検査装置。
　（４）前記第１相の電圧を基準にして、前記第１相から前記第２相間の１２０°の角度範囲が前記第１の角度範囲であり、前記第２相から前記第３相間の１２０°の角度範囲が前記第２の角度範囲であり、前記第３相から前記第１相間の１２０°の角度範囲が前記第３の角度範囲である（１）から（３）のいずれか一項に記載の検査装置。
　（５）前記電圧検出部は、３線ある非接地線の中のいずれか２線の線間電圧を検出、いずれか２相の接地線または中性線との間の電圧を検出、３線ある非接地線の中のいずれか１線と接地線または中性線との間の電圧を検出、または、３線ある非接地線の全線と接地線または中性線もしくは接地線と中性線を含めた全線との間の電圧を検出する（１）から（４）のいずれか一つに記載の検査装置。
　（６）第１相、第２相および第３相がスター結線、または、第１相、第２相、第３相および中性線がスター結線された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、前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、前記漏洩電流検出工程により検出された漏洩電流と、前記電圧検出工程により検出された電圧とに基づいて、位相角を検出する位相角検出工程と、前記位相角検出工程により検出された前回の測定に係る位相角が、前記第１相と前記第２相の間の角度範囲である第１の角度範囲、前記第２相と前記第３相の間の角度範囲である第２の角度範囲または前記第３相と前記第１相の間の角度範囲である第３の角度範囲のいずれの角度範囲に属するかを判定する第１判定工程と、前記位相角検出工程により検出された今回の測定に係る位相角が、前記第１の角度範囲、前記第２の角度範囲または前記第３の角度範囲のいずれの角度範囲に属するかを判定する第２判定工程と、少なくとも、前記第１判定工程による判定結果に基づく前回の測定に係る抵抗成分漏洩電流と、前記第２判定工程による判定結果に基づく今回の測定に係る抵抗成分漏洩電流との差分を算出する算出工程とを備える検査方法。
　（７）コンピュータに、第１相、第２相および第３相がスター結線、または、第１相、第２相、第３相および中性線がスター結線された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、前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、前記漏洩電流検出工程により検出された漏洩電流と、前記電圧検出工程により検出された電圧とに基づいて、位相角を検出する位相角検出工程と、前記位相角検出工程により検出された前回の測定に係る位相角が、前記第１相と前記第２相の間の角度範囲である第１の角度範囲、前記第２相と前記第３相の間の角度範囲である第２の角度範囲または前記第３相と前記第１相の間の角度範囲である第３の角度範囲のいずれの角度範囲に属するかを判定する第１判定工程と、前記位相角検出工程により検出された今回の測定に係る位相角が、前記第１の角度範囲、前記第２の角度範囲または前記第３の角度範囲のいずれの角度範囲に属するかを判定する第２判定工程と、少なくとも、前記第１判定工程による判定結果に基づく前回の測定に係る抵抗成分漏洩電流と、前記第２判定工程による判定結果に基づく今回の測定に係る抵抗成分漏洩電流との差分を算出する算出工程と、を実行させるための検査プログラム。
　本開示によれば、相殺現象が生じている場合も考慮して各相に発生している各相のＩｏｒについて前回測定と今回測定との差分を算出し、この算出結果に基づいて、スター結線された被測定電線路の検査または監視を行うことができる。
図１は、検査装置の構成を示す図である。 図２は、角度範囲を模式的に示す図である。 図３は、相殺現象が生じていることを想定した場合のベクトル表現についての説明に供する図である。 図４は、各相のＩｏｒとＩｏｃをベクトル表現したときの様子を模式的に示す図である。 図５は、Ｉｏｒ（ｒ）とＩｏｒ（ｔ）とのスカラー和を模式的に示す図である。 図６は、位相角が第１の角度範囲Ｒ１に属する場合を模式的に示す図である。 図７は、位相角が第２の角度範囲Ｒ２に属する場合を模式的に示す図である。 図８は、位相角が第３の角度範囲Ｒ３に属する場合を模式的に示す図である。 図９は、検査方法の手順についての説明に供するフローチャートである。 図１０は、コンピュータの第１構成例を示すブロック図である。 図１１は、コンピュータの第２構成例を示すブロック図である。 図１２は、検査装置の他の構成を示す図である。 図１３は、パターン１を想定した場合のベクトル表現についての説明に供する図である。 図１４は、パターン３を想定した場合のベクトル表現についての説明に供する図である。
　以下、本実施形態について説明する。なお、以下に説明する本実施形態は、特許請求の範囲に記載された本開示の内容を不当に限定するものではない。また、本実施形態で説明される構成の全てが、本開示の必須構成要件であるとは限らない。
　（実施の形態１）
　ここで、実施の形態１の構成と動作について説明する。図１は、検査装置１の構成を示す図である。検査装置１は、漏洩電流検出部１１と、電圧検出部１２と、位相角（位相）検出部１３と、第１判定部１４と、第２判定部１５と、算出部１６と、第３判定部１７と、を備える。
　漏洩電流検出部１１は、第１相、第２相および第３相がスター（Ｙ、星形）結線、または、第１相、第２相、第３相および中性線がスター結線された被測定電線路に流れている漏洩電流を検出する。以下では、第１相をＲ相と称し、第２相をＴ相と称し、第３相をＳ相と称するが、この称呼に限定されない。また、以下では、漏洩電流検出部１１により計測される漏洩電流を「Ｉｏ」と称するが、この称呼に限定されない。
　また、検査装置１は、３相（Ｒ相、Ｓ相、Ｔ相）をスター結線し中性点を引き出した３相４線式の被測定電線路を検査または監視するものとして説明するが、この構成に限定されず、中性線のない３相（Ｒ相、Ｓ相、Ｔ相）をスター結線した３相３線式の被測定電線路を検査または監視してもよい。
　漏洩電流検出部１１には、零相変流器（ＺＣＴ）１０が接続されている。零相変流器１０は、電線路を一括してクランプする構成である。例えば、零相変流器１０は、ハンディータイプの貫通分割形零相変流器で構成されることにより、現場において作業者が簡易に電線路に設置することができる。なお、零相変流器１０は、図１の点線で示すように、Ｂ種接地線もクランプする構成でもよい。
　漏洩電流検出部１１は、零相変流器１０により計測された信号から被測定電線路に流れている漏洩電流（Ｉｏ）を検出（算出）する。
　電圧検出部１２は、被測定電線路に印加されている電圧を検出する。ここで、被測定電線路には様々な構成があり、電圧検出部１２が電圧を検出する構成は複数考えられる。例えば、電圧検出部１２により電圧を検出する構成は、以下のものが考えられる。本開示では、実際に検査または監視する被測定電線路の構成に応じて、適宜、適した構成を採用するものとする。なお、電圧検出部１２により電圧を検出する構成は、下記に限定されない。
構成１：３線ある非接地線の中のいずれか２線の線間電圧を検出する構成
構成２：いずれか２相の接地線または中性線との間の電圧を検出する構成
構成３：３線ある非接地線の中のいずれか１線と接地線または中性線との間の電圧を検出する構成
構成４：３線ある非接地線の全線と接地線（Ｄ種接地線）、または、中性線もしくは接地線（Ｄ種接地線）と中性線を含めた全線との間の電圧を検出する構成
　位相角検出部１３は、漏洩電流検出部１１により検出された漏洩電流（Ｉｏ）と、電圧検出部１２により検出された電圧とに基づいて、位相角（θ）を検出する。具体的には、位相角検出部１３は、漏洩電流検出部１１により検出された漏洩電流（Ｉｏ）の波形と電圧検出部１２により検出された電圧（例えば、Ｒ相とＴ相の線間電圧（ＶＴ－Ｒ）を基準電圧とする）の波形とに基づいて、位相角（θ）を検出する。例えば、位相角検出部１３は、基準電圧（ＶＴ－Ｒ）の零クロスする点と漏洩電流（Ｉｏ）の零クロスする点とに基づいて、基準電圧（ＶＴ－Ｒ）と漏洩電流（Ｉｏ）の位相角（θ）を検出する。また、位相角を算出する演算処理は、同期検波やＤＦＴ（離散フーリエ変換処理）を用いて行ってもよい。
　第１判定部１４は、位相角検出部１３により検出された前回の測定に係る位相角が、第１相（Ｒ相）と第２相（Ｔ相）の間の角度範囲である第１の角度範囲Ｒ１、第２相（Ｔ相）と第３相（Ｓ相）の間の角度範囲である第２の角度範囲Ｒ２または第３相（Ｓ相）と第１相（Ｒ相）の間の角度範囲である第３の角度範囲Ｒ３のいずれの角度範囲に属するかを判定する。
　図２は、角度範囲を模式的に示す図である。ここで、Ｒ相とＴ相の線間電圧（ＶＴ－Ｒ）を基準電圧とし、この電圧を０度としたとき、Ｒ相に流れる抵抗成分漏洩電流をベクトル表現したときに、３０°の位置に生じるとした場合、第１の角度範囲Ｒ１は、「３０°≦θ＜１５０°」であり、第２の角度範囲Ｒ２は、「１５０°≦θ＜２７０°」であり、第３の角度範囲Ｒ３は、「２７０°≦θ＜３０°」である。また、角度範囲を一般化すると、Ｒ相に流れる抵抗成分漏洩電流をベクトル表現したときに、Ｘ°の位置に生じるとした場合、第１の角度範囲Ｒ１は、「Ｘ°≦θ＜（Ｘ°＋１２０°）」であり、第２の角度範囲Ｒ２は、「（Ｘ°＋１２０°）≦θ＜（Ｘ°＋２４０°）」であり、第３の角度範囲Ｒ３は、「（Ｘ°＋２４０°）≦θ＜Ｘ°」である。
　第２判定部１５は、位相角検出部１３により検出された今回の測定に係る位相角が、第１の角度範囲Ｒ１、第２の角度範囲Ｒ２または第３の角度範囲Ｒ３のいずれの角度範囲に属するかを判定する。
　算出部１６は、少なくとも、第１判定部１４による判定結果に基づく前回の測定に係る抵抗成分漏洩電流と、第２判定部１５による判定結果に基づく今回の測定に係る抵抗成分漏洩電流との差分を算出する。詳細には、算出部１６は、第１判定部１４による判定結果に基づいて、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前回の測定に係る抵抗成分漏洩電流を算出する。また、算出部１６は、第２判定部１５による判定結果に基づいて、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今回の測定に係る抵抗成分漏洩電流を算出する。そして、算出部１６は、前回の測定に係る抵抗成分漏洩電流と、今回の測定に係る抵抗成分漏洩電流との差分を算出する。
　具体的には、算出部１６は、前回の測定において、Ｒ相とＴ相の一方または双方に対地絶縁抵抗に起因する抵抗成分漏洩電流（以下では、Ｒ相の対地絶縁抵抗に起因する抵抗成分漏洩電流は、「Ｉｏｒ（ｒ）」と称することがあり、Ｔ相の対地絶縁抵抗に起因する抵抗成分漏洩電流は、「Ｉｏｒ（ｔ）」と称することがある）が流れていた場合であって、今回の測定においては、Ｒ相とＴ相に加え、Ｓ相にも対地絶縁抵抗に起因する抵抗成分漏洩電流（以下では、「Ｉｏｒ（ｓ）」と称することがある）が流れた場合を想定して、少なくとも、前回の測定に係る抵抗成分漏洩電流と、今回の測定に係る抵抗成分漏洩電流との差分を算出する。また、算出部１６は、今回の測定においては、Ｓ相に対地絶縁抵抗に起因する抵抗成分漏洩電流が流れない場合を想定し、少なくとも、前回の測定に係る抵抗成分漏洩電流と、今回の測定に係る抵抗成分漏洩電流との差分を算出する。
　ここで、前回の測定において、Ｒ相とＴ相の一方または双方にＩｏｒが流れていた場合とは、Ｉｏｒ（ｒ）のみ、Ｉｏｒ（ｔ）のみ、または、Ｉｏｒ（ｒ）およびＩｏｒ（ｔ）が流れていた場合であり、漏洩電流（Ｉｏ）は第１の角度範囲Ｒ１に発生している。また、今回の測定において、Ｓ相にもＩｏｒが流れていた場合とは、Ｉｏｒ（ｒ）、Ｉｏｒ（ｔ）、およびＩｏｒ（ｓ）が流れていた場合であり、漏洩電流（Ｉｏ）は、いずれの角度範囲Ｒ１、Ｒ２、Ｒ３にも発生しうる。一方、今回の測定において、Ｓ相にＩｏｒが流れない場合とは、Ｉｏｒ（ｒ）のみ、Ｉｏｒ（ｔ）のみ、または、Ｉｏｒ（ｒ）およびＩｏｒ（ｔ）が流れていた場合であり、漏洩電流（Ｉｏ）は、第１の角度範囲Ｒ１に発生している。
　本実施の形態では、前回の測定において、Ｉｏｒ（ｒ）のみ、Ｉｏｒ（ｔ）のみ、または、Ｉｏｒ（ｒ）およびＩｏｒ（ｔ）が流れていた場合に、今回の測定において、Ｉｏｒ（ｓ）が流れた場合を「相殺現象が生じた場合」と表現する。
　算出部１６は、まず、相殺現象が生じたと想定した場合として、今回の測定において算出した値を、前回の測定において算出した値で引き算して変化量を算出する。
　図３は、相殺現象が生じていることを想定した場合のベクトル表現についての説明に供する図である。図３は、前回測定に係るＩｏ（以下では、Ｉｏ１１と称する）と、今回測定に係るＩｏ（以下では、Ｉｏ１２と称する）とを示している。
　図３には、Ｉｏ１１を構成するベクトル成分であるＲ相のＩｏｒ（Ｉｏｒ（ｒ）１１）と、Ｔ相のＩｏｒ（Ｉｏｒ（ｔ）１１）とを示している。さらに、図３には、Ｉｏｒ（ｔ）１１をＲ相の軸に移動させて（移動後のＩｏｒ（ｔ）１１をＩｏｒ（ｔ）´１１として示してある）、Ｉｏｒ（ｒ）１１との合成（スカラー和：Ｉｏｒ（ｒ）１１＋Ｉｏｒ（ｔ）´１１）を示している。
　また、Ｉｏ１１からＩｏ１２への変化量を第１変化ベクトルＶとして示している。また、第１変化ベクトルＶにおけるＳ相方向のベクトルを第２変化ベクトルＶｓとして示している。相殺現象が生じている場合を想定しているため、この第２変化ベクトルＶｓがＳ相に生じたＩｏｒ（Ｉｏｒ（ｓ））であると言える。
　また、算出部１６は、第２変化ベクトルＶｓとＩｏ１２とから、相殺現象を考慮したＩｏベクトル（Ｉｏ１３）を算出する。
　算出部１６は、Ｉｏ１３を構成するベクトル成分であるＲ相のＩｏｒ（Ｉｏｒ（ｒ）１３）とＴ相のＩｏｒ（Ｉｏｒ（ｔ）１３）を算出する。算出部１６は、Ｉｏｒ（ｒ）１１とＩｏｒ（ｒ）１３の差分と、Ｉｏｒ（ｔ）１１とＩｏｒ（ｔ）１３との差分を算出する。
　また、算出部１６は、相殺現象が生じていないと想定した場合として、今回の測定において算出した値を、前回の測定において算出した値で引き算して変化量を算出する。具体的には、上記した前回の測定のＩｏ１１についてＩｏｒ（ｒ）１１とＩｏｒ（ｔ）１１とを算出したのと同様、算出部１６は、今回の測定でＲ相とＴ相の間に発生したＩｏ１２についてＩｏｒ（ｒ）１２とＩｏｒ（ｔ）１２とを算出し、さらに、Ｉｏｒ（ｒ）１１とＩｏｒ（ｒ）１２の差分と、Ｉｏｒ（ｔ）１１とＩｏｒ（ｔ）１２との差分を算出する。
　例えば、検査装置１のディスプレイ（不図示）には、相殺現象が生じていることを想定した場合の算出部１６の結果（例えば、前回測定に係るＩｏ１１、位相角（θ）、Ｉｏｒ（ｒ）１１、Ｉｏｒ（ｔ）１１、今回測定に係るＩｏ１２、位相角（θ）、Ｉｏｒ（ｒ）１２、Ｉｏｒ（ｔ）１２、Ｉｏｒ（ｓ）、相殺現象を考慮したＩｏ（Ｉｏ１３）、差分（Ｉｏｒ（ｒ）１１－Ｉｏｒ（ｒ）１３、Ｉｏｒ（ｔ）１１－Ｉｏｒ（ｔ）１３）など）と、相殺現象が生じていないことを想定した場合の算出部１６の結果（例えば、前回測定に係るＩｏ１１、位相角（θ）、Ｉｏｒ（ｒ）１１、Ｉｏｒ（ｔ）１１、今回測定に係るＩｏ１２、位相角（θ）、Ｉｏｒ（ｒ）１２、Ｉｏｒ（ｔ）１２、Ｉｏｒ（ｓ）、差分（Ｉｏｒ（ｒ）１１－Ｉｏｒ（ｒ）１２、Ｉｏｒ（ｔ）１１－Ｉｏｒ（ｔ）１２）など）が示される。
　このようにして、検査装置１は、相殺現象が生じている場合も考慮して各相に発生している各相のＩｏｒについて前回測定と今回測定との差分を算出することができる。ユーザは、これらの結果に基づいて、想定されるすべての事象を考慮して、被測定電線路の検査または監視を行うことができる。
　（Ｉｏ、ＩｏｒおよびＩｏｒのベクトル表現について）
　ここで、漏洩電流（Ｉｏ）に含まれている対地静電容量に起因する漏洩電流（以下、「Ｉｏｃ」と称することがある。）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（以下、「Ｉｏｒ」と称することがある。）のベクトル表現について、図４を用いて説明する。図４は、各相のＩｏｒとＩｏｃをベクトル表現したときの様子を模式的に示す図である。
　基準電圧を０度として、Ｒ相に流れる抵抗成分漏洩電流（以下、「Ｉｏｒ（ｒ）」と称することがある。）をベクトル表現したときに、３０度の位置に生じるとした場合、Ｔ相に流れる抵抗成分漏洩電流（以下、「Ｉｏｒ（ｔ）」と称することがある。）は、１５０度の位置に生じ、Ｓ相に流れる抵抗成分漏洩電流（以下、「Ｉｏｒ（ｓ）」と称することがある。）は、２７０度の位置に生じる。なお、以下では、ベクトルＩｏｒ（ｒ）を単にＩｏｒ（ｒ）と称し、ベクトルＩｏｒ（ｔ）を単にＩｏｒ（ｔ）と称し、ベクトルＩｏｒ（ｓ）を単にＩｏｒ（ｓ）と称する。本実施の形態では、Ｒ相とＴ相の電位を基準電圧とし、この電圧を０度としている。
　また、Ｒ相に流れる容量成分漏洩電流（以下、「Ｉｏｃ（ｒ）」と称することがある。）は、Ｉｏｒ（ｒ）から９０度（π／２）進んだ位置である１２０度の位置に生じる。Ｔ相に流れる容量成分漏洩電流（以下、「Ｉｏｃ（ｔ）」と称することがある。）は、Ｉｏｒ（ｔ）から９０度（π／２）進んだ位置である２４０度の位置に生じる。Ｓ相に流れる容量成分漏洩電流（以下、「Ｉｏｃ（ｓ）」と称することがある。）は、Ｉｏｒ（ｓ）から９０度（π／２）進んだ位置である０度（３６０度）の位置に生じる。
　なお、以下では、ベクトルＩｏｃ（ｒ）を単にＩｏｃ（ｒ）と称し、ベクトルＩｏｃ（ｔ）を単にＩｏｃ（ｔ）と称し、ベクトルＩｏｃ（ｓ）を単にＩｏｃ（ｓ）と称する。
　Ｉｏｃ（ｒ）とＩｏｃ（ｓ）とＩｏｃ（ｔ）とが平衡している場合、Ｉｏｃ（ｒ）とＩｏｃ（ｓ）とＩｏｃ（ｔ）とを合成したベクトルＩｏｃは、各成分により相殺されて生じない。
　つぎに、２相（例えば、Ｒ相とＴ相）に発生したＩｏｒの合成（スカラー和）について説明する。
　Ｉｏｒは、位相角検出部１３により検出された位相角θと、漏洩電流検出部１１により検出された漏洩電流Ｉｏとを（１）式に代入して算出される。
　Ｉｏｒ＝Ｉｏ×ｓｉｎθ／ｃｏｓ６０°　・・・（１）
　（１）式により算出されるＩｏｒは、スカラー和（Ｉｏｒ（ｒ）＋Ｉｏｒ（ｔ））である。
　図５は、Ｉｏｒ（ｒ）とＩｏｒ（ｔ）とのスカラー和を模式的に示す図である。なお、図５では、平衡状態を想定しており、Ｉｏｃ（ｒ）とＩｏｃ（ｔ）とＩｏｃ（ｓ）は、相殺されて生じないので、図示していない。また、図５では、Ｉｏｒ（ｔ）をＲ相の軸に移動させて（移動後のＩｏｒ（ｔ）をＩｏｒ（ｔ）´として示してある）、Ｉｏｒ（ｒ）との合成和（スカラー和：Ｉｏｒ（ｒ）＋Ｉｏｒ（ｔ）´）で示している。
　また、（１）式により算出されるＩｏｒは、２相の合成（スカラー和）なので、このままでは、対地絶縁抵抗に起因する漏洩電流がＲ相のみに発生しているものか、Ｔ相のみに発生しているのか、Ｒ相とＴ相の双方に発生しているのかを知ることができない。そこで、検査装置１は、位相角検出部１３により検出された位相角（位相）が属する角度範囲に基づいて、各相に流れているＩｏｒの合成値と、各相に流れているそれぞれのＩｏｒを算出する。
　（位相角が第１の角度範囲Ｒ１に属する場合について）
　つぎに、位相角が第１の角度範囲Ｒ１に属する場合について、各相のＩｏｒを算出する演算式について説明する。図６は、位相角が第１の角度範囲Ｒ１に属する場合を模式的に示す図である。算出部１６は、位相角が第１の角度範囲Ｒ１に属する場合、位相角検出部１３により検出された位相角θと、漏洩電流検出部１１により検出された漏洩電流Ｉｏとを、（２）式に代入して、２相（Ｒ相とＴ相）に発生したＩｏｒの合成（スカラー和：Ｉｏｒ（ｒｔ））を算出する。
　Ｉｏｒ（ｒｔ）＝Ｉｏ×ｓｉｎθ／ｃｏｓ６０°　・・・（２）
　また、算出部１６は、位相角検出部１３により検出された位相角θと、漏洩電流検出部１１により検出された漏洩電流Ｉｏとを、（３）式に代入して、Ｒ相に発生したＩｏｒ（ｒ）を算出する。
　Ｉｏｒ（ｒ）＝Ｉｏ×ｓｉｎ（１５０°－θ）／ｃｏｓ３０°　・・・（３）
　また、算出部１６は、（２）式で算出されたＩｏｒ（ｒｔ）と、（３）式で算出されたＩｏｒ（ｒ）とを、（４）式に代入して、Ｔ相に発生したＩｏｒ（ｔ）を算出する。
　Ｉｏｒ（ｔ）＝Ｉｏｒ（ｒｔ）－Ｉｏｒ（ｒ）　・・・（４）
　例えば、Ｉｏｒ（ｔ）が「０」の場合には、「Ｉｏｒ（ｒｔ）＝Ｉｏｒ（ｒ）」となり、対地絶縁抵抗に起因する漏洩電流は、Ｒ相のみに流れていることが分かる。また、Ｉｏｒ（ｒ）が「０」の場合には、「Ｉｏｒ（ｒｔ）＝Ｉｏｒ（ｔ）」となり、対地絶縁抵抗に起因する漏洩電流は、Ｔ相のみに流れていることが分かる。Ｉｏｒ（ｔ）およびＩｏｒ（ｒ）が「０」以外の場合には、Ｒ相とＴ相の双方に対地絶縁抵抗に起因する漏洩電流が流れていることが分かり、（３）式および（４）式を利用することにより、Ｒ相およびＴ相にどれくらいの対地絶縁抵抗に起因する漏洩電流が流れているのかを定量的に算出することができる。
　（位相角が第２の角度範囲Ｒ２に属する場合について）
　つぎに、位相角が第２の角度範囲Ｒ２に属する場合について、各相のＩｏｒを算出する演算式について説明する。図７は、位相角が第２の角度範囲Ｒ２に属する場合を模式的に示す図である。また、図７では、Ｉｏｒ（ｓ）をＴ相の軸に移動させて（移動後のＩｏｒ（ｓ）をＩｏｒ（ｓ）´として示してある）、Ｉｏｒ（ｔ）との合成和（スカラー和：Ｉｏｒ（ｔ）＋Ｉｏｒ（ｓ）´）で示している。
　算出部１６は、位相角が第２の角度範囲Ｒ２に属する場合、位相角検出部１３により検出された位相角θと、漏洩電流検出部１１により検出された漏洩電流Ｉｏとを、（５）式に代入して、２相（Ｔ相とＳ相）に発生したＩｏｒの合成（スカラー和：Ｉｏｒ（ｔｓ））を算出する。
　Ｉｏｒ（ｔｓ）＝Ｉｏ×ｓｉｎ（θ－１２０°）／ｃｏｓ６０°　・・・（５）
　また、算出部１６は、位相角検出部１３により検出された位相角θと、漏洩電流検出部１１により検出された漏洩電流Ｉｏとを、（６）式に代入して、Ｔ相に発生したＩｏｒ（ｔ）を算出する。
　Ｉｏｒ（ｔ）＝Ｉｏ×ｓｉｎ（２７０°－θ）／ｃｏｓ３０°　・・・（６）
　また、算出部１６は、（５）式で算出されたＩｏｒ（ｔｓ）と、（６）式で算出されたＩｏｒ（ｔ）とを、（７）式に代入して、S相に発生したＩｏｒ（ｓ）を算出する。
　Ｉｏｒ（ｓ）＝Ｉｏｒ（ｔｓ）－Ｉｏｒ（ｔ）　・・・（７）
　例えば、Ｉｏｒ（ｓ）が「０」の場合には、「Ｉｏｒ（ｔｓ）＝Ｉｏｒ（ｔ）」となり、対地絶縁抵抗に起因する漏洩電流は、Ｔ相のみに流れていることが分かる。また、Ｉｏｒ（ｔ）が「０」の場合には、「Ｉｏｒ（ｔｓ）＝Ｉｏｒ（ｓ）」となり、対地絶縁抵抗に起因する漏洩電流は、Ｓ相のみに流れていることが分かる。Ｉｏｒ（ｓ）およびＩｏｒ（ｔ）が「０」以外の場合には、Ｓ相とＴ相の双方に対地絶縁抵抗に起因する漏洩電流が流れていることが分かり、（６）式および（７）式を利用することにより、S相およびＴ相にどれくらいの対地絶縁抵抗に起因する漏洩電流が流れているのかを定量的に算出することができる。
　（位相角が第３の角度範囲Ｒ３に属する場合について）
　つぎに、位相角が第３の角度範囲Ｒ３に属する場合について、各相のＩｏｒを算出する演算式について説明する。図８は、位相角が第３の角度範囲Ｒ３に属する場合を模式的に示す図である。また、図８では、Ｉｏｒ（ｒ）をＳ相の軸に移動させて（移動後のＩｏｒ（ｒ）をＩｏｒ（ｒ）´として示してある）、Ｉｏｒ（ｓ）との合成和（スカラー和：Ｉｏｒ（ｓ）＋Ｉｏｒ（ｒ）´）で示している。
　算出部１６は、位相角が第３の角度範囲Ｒ３に属する場合、位相角検出部１３により検出された位相角θと、漏洩電流検出部１１により検出された漏洩電流Ｉｏとを、（８）式に代入して、２相（Ｓ相とＲ相）に発生したＩｏｒの合成（スカラー和：Ｉｏｒ（ｓｒ））を算出する。
　Ｉｏｒ（ｓｒ）＝Ｉｏ×ｓｉｎ（θ－２４０°）／ｃｏｓ６０°　・・・（８）
　また、算出部１６は、位相角検出部１３により検出された位相角θと、漏洩電流検出部１１により検出された漏洩電流Ｉｏとを、（９）式に代入して、Ｓ相に発生したＩｏｒ（ｓ）を算出する。
　Ｉｏｒ（ｓ）＝Ｉｏ×ｓｉｎ（３０°－θ）／ｃｏｓ３０°　・・・（９）
　また、算出部１６は、（８）式で算出されたＩｏｒ（ｓｒ）と、（９）式で算出されたＩｏｒ（ｓ）とを、（１０）式に代入して、Ｒ相に発生したＩｏｒ（ｒ）を算出する。
　Ｉｏｒ（ｒ）＝Ｉｏｒ（ｓｒ）－Ｉｏｒ（ｓ）　・・・（１０）
　例えば、Ｉｏｒ（ｒ）が「０」の場合には、「Ｉｏｒ（ｓｒ）＝Ｉｏｒ（ｓ）」となり、対地絶縁抵抗に起因する漏洩電流は、Ｓ相のみに流れていることが分かる。また、Ｉｏｒ（ｓ）が「０」の場合には、「Ｉｏｒ（ｓｒ）＝Ｉｏｒ（ｒ）」となり、対地絶縁抵抗に起因する漏洩電流は、R相のみに流れていることが分かる。Ｉｏｒ（ｒ）及びＩｏｒ（ｓ）が「０」以外の場合には、Ｓ相とＲ相の双方に対地絶縁抵抗に起因する漏洩電流が流れていることが分かり、（９）式および（１０）式を利用することにより、Ｒ相およびS相にどれくらいの対地絶縁抵抗に起因する漏洩電流が流れているのかを定量的に算出することができる。
　（第３判定部の動作について）
　検査装置１は、第１判定部１４の判定結果と、第２判定部１５の判定結果とに基づいて、今回の測定に係る位相角が、前回の測定に係る位相角と同じ角度範囲に属しているかを判定する第３判定部１７を備える構成でもよい。
　例えば、ディスプレイには、相殺現象が生じていることを想定した場合の算出部１６の結果と、相殺現象が生じていないことを想定した場合の算出部１６の結果と共に、第３判定部１７の結果も含めて表示される。ユーザは、今回の測定に係る位相角が、前回の測定に係る位相角と同じ角度範囲に属しているか否かの情報に基づいて、どの相から検査を行うかなどのメンテナンス作業の計画を立てることができ、効果的に被測定電線路の検査または監視を行うことができる。
　（検査方法について）
　ここで、検査装置１による検査方法について説明する。図９は、検査方法の手順についての説明に供するフローチャートである。
　ステップＳＴ１において、漏洩電流検出部１１は、第１相、第２相および第３相がスター結線、または、第１相、第２相、第３相および中性線がスター結線された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）。
　ステップＳＴ２において、電圧検出部１２は、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）。
　ステップＳＴ３において、位相角検出部１３は、漏洩電流検出工程により検出された漏洩電流と、電圧検出工程により検出された電圧とに基づいて、位相角を検出する（位相角検出工程）。
　ステップＳＴ４において、第１判定部１４は、位相角検出工程により検出された前回の測定に係る位相角が、第１相と第２相の間の角度範囲である第１の角度範囲Ｒ１、第２相と第３相の間の角度範囲である第２の角度範囲Ｒ２または第３相と第１相の間の角度範囲である第３の角度範囲Ｒ３のいずれの角度範囲に属するかを判定する（第１判定工程）。
　ステップＳＴ５において、第２判定部１５は、位相角検出工程により検出された今回の測定に係る位相角が、第１の角度範囲Ｒ１、第２の角度範囲Ｒ２または第３の角度範囲Ｒ３のいずれの角度範囲に属するかを判定する（第２判定工程）。
　ステップＳＴ６において、算出部１６は、少なくとも、第１判定工程による判定結果に基づく前回の測定に係る抵抗成分漏洩電流と、第２判定工程による判定結果に基づく今回の測定に係る抵抗成分漏洩電流との差分を算出する（算出工程）。
　このようにして、検査方法は、相殺現象が生じている場合も考慮して各相に発生している各相のＩｏｒについて前回測定と今回測定との差分を算出することができる。ユーザは、これらの結果に基づいて、想定されるすべての事象を考慮して、被測定電線路の検査または監視を行うことができる。
　（検査プログラムについて）
　Ｉｏｒがどの相に発生しているのかを複数のパターンで想定し、想定したパターンごとに各相のＩｏｒを算出する検査プログラムは、主に以下の工程で構成されており、コンピュータ５００（ハードウェア）によって実行される。
　工程１：第１相、第２相および第３相がスター結線、または、第１相、第２相、第３相および中性線がスター結線された被測定電線路に流れている漏洩電流を検出する工程（漏洩電流検出工程）
　工程２：被測定電線路に印加されている電圧を検出する工程（電圧検出工程）
　工程３：漏洩電流検出工程により検出された漏洩電流と、電圧検出工程により検出された電圧とに基づいて、位相角を検出する工程（位相角検出工程）
　工程４：位相角検出工程により検出された前回の測定に係る位相角が、第１相と第２相の間の角度範囲である第１の角度範囲Ｒ１、第２相と第３相の間の角度範囲である第２の角度範囲Ｒ２または第３相と第１相の間の角度範囲である第３の角度範囲Ｒ３のいずれの角度範囲に属するかを判定する工程（第１判定工程）
　工程５：位相角検出工程により検出された今回の測定に係る位相角が、第１の角度範囲Ｒ１、第２の角度範囲Ｒ２または第３の角度範囲Ｒ３のいずれの角度範囲に属するかを判定する工程（第２判定工程）
　工程６：少なくとも、第１判定工程による判定結果に基づく前回の測定に係る抵抗成分漏洩電流と、第２判定工程による判定結果に基づく今回の測定に係る抵抗成分漏洩電流との差分を算出する（算出工程）
　ここで、コンピュータ５００の構成と動作について図を用いて説明する。コンピュータ５００は、図１０に示すように、プロセッサ５０１と、メモリ５０２と、ストレージ５０３と、入出力Ｉ／Ｆ５０４と、通信Ｉ／Ｆ５０５とがバスＡ上に接続されて構成されており、これらの各構成要素の協働により、本開示に記載される機能、および／または、方法を実現する。
　入出力Ｉ／Ｆ５０４には、例えば、各種の情報を表示するディスプレイ、および、ユーザの操作を受け付けるタッチパネルなどが接続される。タッチパネルは、ディスプレイの前面に配置される。よって、ユーザは、ディスプレイに表示されるアイコンを指でタッチ操作などをすることにより、直感的な操作を行うことができる。なお、タッチパネルは、ディスプレイの前面に配置されていなくてもよい。また、タッチパネルに代えて、または、タッチパネルと共に、キーボードおよびマウスなどのポインティングデバイスが入出力Ｉ／Ｆ５０４に接続される構成でもよい。また、入出力Ｉ／Ｆ５０４には、外部に音声を出力するスピーカや、外部の音声が入力されるマイクが接続されてもよい。
　ディスプレイは、液晶ディスプレイまたは有機ＥＬ（Ｅｌｅｃｔｒｏ　Ｌｕｍｉｎｅｓｃｅｎｃｅ）ディスプレイなどにより構成され、プロセッサ５０１による制御の下、種々の情報を表示する。
　メモリ５０２は、ＲＡＭ（Ｒａｎｄｏｍ　Ａｃｃｅｓｓ　Ｍｅｍｏｒｙ）で構成される。ＲＡＭは、揮発メモリまたは不揮発性メモリで構成されている。
　ストレージ５０３は、ＲＯＭ（Ｒｅａｄ　Ｏｎｌｙ　Ｍｅｍｏｒｙ）で構成される。ＲＯＭは、不揮発性メモリで構成されており、例えば、ＨＤＤ（Ｈａｒｄ　Ｄｉｓｃ　Ｄｒｉｖｅ）またはＳＳＤ（Ｓｏｌｉｄ　Ｓｔａｔｅ　Ｄｒｉｖｅ）により実現される。ストレージ５０３には、上述した工程１から工程６で実現される検査プログラムなどの各種のプログラムが格納されている。
　例えば、プロセッサ５０１は、コンピュータ５００全体の動作を制御する。プロセッサ５０１は、ストレージ５０３からオペレーティングシステムや多様な機能を実現する様々なプログラムをメモリ５０２にロードし、ロードしたプログラムに含まれる命令を実行する演算装置である。
　具体的には、プロセッサ５０１は、ユーザの操作を受け付けた場合、ストレージ５０３に格納されているプログラム（例えば、検査プログラム）を読み出し、読み出したプログラムをメモリ５０２に展開し、プログラムを実行する。また、プロセッサ５０１が検査プログラムを実行することにより、漏洩電流検出部１１、電圧検出部１２、位相角検出部１３、第１判定部１４、第２判定部１５、算出部１６の各機能が実現される。
　ここで、プロセッサ５０１の構成について説明する。プロセッサ５０１は、例えば、ＣＰＵ（Ｃｅｎｔｒａｌ　Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ　Ｕｎｉｔ）、ＭＰＵ（Ｍｉｃｒｏ　Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ　Ｕｎｉｔ）、ＧＰＵ（Ｇｒａｐｈｉｃｓ　Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ　Ｕｎｉｔ）、これら以外の各種演算装置、またはこれらの組み合わせにより実現される。
　また、本開示に記載される機能、および／または、方法を実現するために、プロセッサ５０１、メモリ５０２およびストレージ５０３などの機能の一部または全部は、図１１に示すように、専用のハードウェアである処理回路６０１で構成されてもよい。処理回路６０１は、例えば、単一回路、複合回路、プログラム化されたプロセッサ、並列プログラム化されたプロセッサ、ＡＳＩＣ（Ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ　Ｓｐｅｃｉｆｉｃ　Ｉｎｔｅｇｒａｔｅｄ　Ｃｉｒｃｕｉｔ）、ＦＰＧＡ（Ｆｉｅｌｄ－Ｐｒｏｇｒａｍｍａｂｌｅ　Ｇａｔｅ　Ａｒｒａｙ）、又はこれらを組み合わせたものである。
　また、プロセッサ５０１は、単一の構成要素として説明したが、これに限られず、複数の物理的に別体のプロセッサの集合により構成されてもよい。本明細書において、プロセッサ５０１によって実行されるとして説明されるプログラムまたは当該プログラムに含まれる命令は、単一のプロセッサ５０１で実行されてもよいし、複数のプロセッサにより分散して実行されてもよい。また、プロセッサ５０１によって実行されるプログラムまたは当該プログラムに含まれる命令は、複数の仮想プロセッサにより実行されてもよい。
　通信Ｉ／Ｆ５０５は、所定の通信規格に準拠したインターフェイスであり、有線または無線により外部装置と通信を行う。
　このようにして、検査プログラムは、相殺現象が生じている場合も考慮して各相に発生している各相のＩｏｒについて前回測定と今回測定との差分を算出することができる。ユーザは、これらの結果に基づいて、想定されるすべての事象を考慮して、被測定電線路の検査または監視を行うことができる。
　（他の実施の形態）
　つぎに、他の実施の形態の構成と動作について説明する。なお、上述した実施の形態１の構成要素と同じ構成要素には同じ符号を付し、詳細な説明は省略する。図１２は、検査装置１の構成を示す図である。検査装置１は、漏洩電流検出部１１と、電圧検出部１２と、位相角（位相）検出部１３と、第１判定部１４と、第２判定部１５と、算出部１６と、第３判定部１７とを備える。
　第３判定部１７は、第１判定部１４の判定結果と、第２判定部１５の判定結果とに基づいて、今回の測定に係る位相角が、前回の測定に係る位相角と同じ角度範囲に属しているかを判定する。
　算出部１６は、第３判定部１７による判定結果と、位相角検出部１３により検出された位相角と、漏洩電流検出部１１により検出された漏洩電流とに基づいて、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抵抗成分漏洩電流を算出する。
　具体的には、算出部１６は、第３判定部１７による判定結果により、Ｉｏｒがどの相に発生しているのかを複数のパターンで想定し、想定したパターンごとに各相のＩｏｒを算出する。なお、パターンの詳細については後述する。
　（算出部の第１の動作について）
　ここで、算出部１６の第１の動作について具体的に説明する。算出部１６は、前回の測定において、Ｒ相とＴ相の一方または双方にＩｏｒが流れていた場合であって、前回の測定に係る位相角と今回の測定に係る位相角と同じ角度範囲に属していると第３判定部１７で判定された場合には、以下のパターン１およびパターン２の演算を行う。
　パターン１：算出部１６は、Ｓ相にＩｏｒ（Ｉｏｒ（ｓ））が流れた場合（相殺現象が生じた場合）を想定し、各相に流れているＩｏｒ（Ｉｏｒ（ｒ）、Ｉｏｒ（ｔ）およびＩｏｒ（ｓ））を算出する。
　パターン２：算出部１６は、Ｓ相にＩｏｒ（Ｉｏｒ（ｓ））が流れない場合（相殺現象が生じていない場合）を想定し、各相に流れているＩｏｒ（Ｉｏｒ（ｒ）およびＩｏｒ（ｔ））を算出する。
　ここで、二つの相（例えば、Ｒ相とＴ相）において、一方または双方にＩｏｒ（Ｉｏｒ（ｒ）とＩｏｒ（ｔ））が流れている場合、漏洩電流検出部１１で検出されたＩｏには、Ｉｏｒ（ｒ）とＩｏｒ（ｔ）とを合成したＩｏｒ（Ｉｏｒ（ｒｔ））が含まれている。
　「Ｉｏｒ（＝Ｉｏｒ（ｒｔ））」の状態において、他の相（例えば、Ｓ相）にＩｏｒ（Ｉｏｒ（ｓ））が流れると、このＩｏｒ（ｓ）がＩｏｒ（＝Ｉｏｒ（ｒｔ））に合成され、Ｉｏｒが変化（減少）することになる。本実施例では、「Ｓ相にＩｏｒ（ｓ）が流れた場合（Ｉｏｒが減少する場合）」を「相殺現象が生じている」と表現する。
　つぎに、パターン１（前回の測定に係る位相角と今回の測定に係る位相角とが同じ角度範囲に属しており、相殺現象が生じている場合）のベクトル表現について説明する。図１３は、パターン１を想定した場合のベクトル表現についての説明に供する図である。前回測定時のＩｏ（以下では、Ｉｏ２１と称する）の位相角（＝前回の測定に係る位相角）と、今回測定のＩｏ（以下では、Ｉｏ２２と称する）の位相角とは同じ角度範囲に属している。
　また、図１３では、Ｉｏ２１の成分であるＩｏｒ（ｒ）２１とＩｏｒ（ｔ）２１とのスカラー和を模式的に示している。すなわち、Ｉｏｒ（ｔ）２１をＲ相の軸に移動させて（移動後のＩｏｒ（ｔ）２１をＩｏｒ（ｔ）´２１として示してある）、Ｉｏｒ（ｒ）２１との合成和（スカラー和：Ｉｏｒ（ｒ）２１＋Ｉｏｒ（ｔ）´２１）で示している。
　また、第２変化ベクトルＶｓは、前回の測定に係るＩｏ２１から今回の測定に係るＩｏ２２に変化した量を模式的に示している。また、本実施例では、相殺現象が生じていることを想定しているため、この第２変化ベクトルＶｓがＳ相に生じたＩｏｒ（Ｉｏｒ（ｓ））であると言える。
　このようにして、検査装置１は、前回の測定時において、Ｒ相とＴ相の一方または双方にＩｏｒが流れていた場合であって、前回の測定に係る位相角と今回の測定に係る位相角が同じ角度範囲に属していると判定された場合には、相殺現象が生じていると想定されるパターン１と、相殺現象が生じていないと想定されるパターン２の演算を行うので、パターン１の演算結果と、パターン２の演算結果を示すことができる。ユーザは、このパターン１の演算結果と、パターン２の演算結果に基づいて、想定されるすべての事象を考慮して、被測定電線路の検査または監視を行うことができる。
　（算出部の第２の動作について）
　つぎに、算出部１６の第２の動作について具体的に説明する。算出部１６は、前回の測定において、Ｒ相とＴ相の一方または双方にＩｏｒが流れていた場合であって、前回の測定に係る位相角と今回の測定に係る位相角とが同じ角度範囲に属していないと第３判定部１７で判定された場合には、以下のパターン３およびパターン４の演算を行う。
　パターン３：算出部１６は、Ｓ相にＩｏｒ（＝Ｉｏｒ（ｓ））が流れた場合（相殺現象が生じた場合）を想定し、各相に流れているＩｏｒ（Ｉｏｒ（ｒ）、Ｉｏｒ（ｔ）およびＩｏｒ（ｓ））を算出する。
　パターン４：算出部１６は、今回の位相角に基づいて、Ｒ相およびＳ相の一方または双方に、或いは、Ｔ相およびＳ相の一方または双方に、Ｉｏｒが流れた場合を想定し、各相に流れているＩｏｒを算出する。具体的には、今回の位相角が第２の角度範囲Ｒ２である場合、Ｒ相およびＳ相の一方又は双方にＩｏｒが流れたとして、Ｉｏｒ（ｒ）およびＩｏｒ（ｓ）を算出する。一方、今回の位相角が第３の角度範囲Ｒ３である場合、Ｔ相およびＳ相の一方または双方にＩｏｒが流れたとして、Ｉｏｒ（ｔ）およびＩｏｒ（ｓ）を算出する。
　つぎに、パターン３（前回の測定に係る位相角と今回の測定に係る位相角とが同じ角度範囲に属しておらず、相殺現象が生じている場合）のベクトル表現について説明する。図１４は、パターン３を想定した場合のベクトル表現についての説明に供する図である。前回測定時のＩｏ（以下では、Ｉｏ３１と称する）の位相角（＝前回の測定に係る位相角）と、今回測定のＩｏ（以下では、Ｉｏ３２と称する）の位相角とは異なる角度範囲に属している。
　また、図１４では、Ｉｏ３１の成分であるＩｏｒ（ｒ）３１とＩｏｒ（ｔ）３１とのスカラー和を模式的に示している。すなわち、Ｉｏｒ（ｔ）３１をＲ相の軸に移動させて（移動後のＩｏｒ（ｔ）３１をＩｏｒ（ｔ）´３１として示してある）、Ｉｏｒ（ｒ）３１との合成和（スカラー和：Ｉｏｒ（ｒ）３１＋Ｉｏｒ（ｔ）´３１）で示している。
　また、第２変化ベクトルＶｓは、前回の測定に係るＩｏ３１から今回の測定に係るＩｏ３２に変化した量を模式的に示している。また、本実施例では、相殺現象が生じていることを想定しているため、この第２変化ベクトルＶｓがＳ相に生じたＩｏｒ（Ｉｏｒ（ｓ））であると言える。
　このようにして、検査装置１は、前回の測定時において、Ｒ相とＴ相の一方または双方にＩｏｒが流れていた場合であって、前回の測定に係る位相角と今回の測定に係る位相角が同じ角度範囲に属していないと判定された場合には、相殺現象が生じていると想定されるパターン３と、Ｒ相またはＴ相の一方が０ｍＡ（Ｉｏｒが発生していない）であると想定されるパターン４の演算を行い、パターン３の演算結果と、パターン４の演算結果を示すことができる。ユーザは、このパターン３の演算結果と、パターン４の演算結果に基づいて、想定されるすべての事象を考慮して、被測定電線路の検査または監視を行うことができる。
１　検査装置
１０　零相変流器
１１　漏洩電流検出部
１２　電圧検出部
１３　位相角検出部
１４　第１判定部
１５　第２判定部
１６　算出部
１７　第３判定部

 

Claims (7)

  1. 　第１相、第２相および第３相がスター結線、または、第１相、第２相、第３相および中性線がスター結線された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部と、
    　前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部と、
    　前記漏洩電流検出部により検出された漏洩電流と、前記電圧検出部により検出された電圧とに基づいて、位相角を検出する位相角検出部と、
    　前記位相角検出部により検出された前回の測定に係る位相角が、前記第１相と前記第２相の間の角度範囲である第１の角度範囲、前記第２相と前記第３相の間の角度範囲である第２の角度範囲または前記第３相と前記第１相の間の角度範囲である第３の角度範囲のいずれの角度範囲に属するかを判定する第１判定部と、
    　前記位相角検出部により検出された今回の測定に係る位相角が、前記第１の角度範囲、前記第２の角度範囲または前記第３の角度範囲のいずれの角度範囲に属するかを判定する第２判定部と、
    　少なくとも、前記第１判定部による判定結果に基づく前回の測定に係る抵抗成分漏洩電流と、前記第２判定部による判定結果に基づく今回の測定に係る抵抗成分漏洩電流との差分を算出する算出部とを備える検査装置。
  2. 　前記算出部は、前回の測定において、前記第１相と前記第２相の一方または双方に対地絶縁抵抗に起因する抵抗成分漏洩電流が流れていた場合には、
    　　前記第３相に対地絶縁抵抗に起因する抵抗成分漏洩電流が流れた場合を想定して、少なくとも、前回の測定に係る抵抗成分漏洩電流と、今回の測定に係る抵抗成分漏洩電流との差分を算出し、
    　　前記第３相に対地絶縁抵抗に起因する抵抗成分漏洩電流が流れない場合を想定し、少なくとも、前回の測定に係る抵抗成分漏洩電流と、今回の測定に係る抵抗成分漏洩電流との差分を算出する請求項１に記載の検査装置。
  3. 　前記第１判定部の判定結果と、前記第２判定部の判定結果とに基づいて、今回の測定に係る位相角が、前回の測定に係る位相角と同じ角度範囲に属しているかを判定する第３判定部を備える請求項１または２に記載の検査装置。
  4. 　前記第１相の電圧を基準にして、前記第１相から前記第２相間の１２０°の角度範囲が前記第１の角度範囲であり、前記第２相から前記第３相間の１２０°の角度範囲が前記第２の角度範囲であり、前記第３相から前記第１相間の１２０°の角度範囲が前記第３の角度範囲である請求項１から３のいずれか一項に記載の検査装置。
  5. 　前記電圧検出部は、３線ある非接地線の中のいずれか２線の線間電圧を検出、いずれか２相の接地線または中性線との間の電圧を検出、３線ある非接地線の中のいずれか１線と接地線または中性線との間の電圧を検出、または、３線ある非接地線の全線と接地線または中性線もしくは接地線と中性線を含めた全線との間の電圧を検出する請求項１から４のいずれか一項に記載の検査装置。
  6. 　第１相、第２相および第３相がスター結線、または、第１相、第２相、第３相および中性線がスター結線された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、
    　前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、
    　前記漏洩電流検出工程により検出された漏洩電流と、前記電圧検出工程により検出された電圧とに基づいて、位相角を検出する位相角検出工程と、
    　前記位相角検出工程により検出された前回の測定に係る位相角が、前記第１相と前記第２相の間の角度範囲である第１の角度範囲、前記第２相と前記第３相の間の角度範囲である第２の角度範囲または前記第３相と前記第１相の間の角度範囲である第３の角度範囲のいずれの角度範囲に属するかを判定する第１判定工程と、
    　前記位相角検出工程により検出された今回の測定に係る位相角が、前記第１の角度範囲、前記第２の角度範囲または前記第３の角度範囲のいずれの角度範囲に属するかを判定する第２判定工程と、
    　少なくとも、前記第１判定工程による判定結果に基づく前回の測定に係る抵抗成分漏洩電流と、前記第２判定工程による判定結果に基づく今回の測定に係る抵抗成分漏洩電流との差分を算出する算出工程とを備える検査方法。
  7. 　コンピュータに、
    　第１相、第２相および第３相がスター結線、または、第１相、第２相、第３相および中性線がスター結線された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、
    　前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、
    　前記漏洩電流検出工程により検出された漏洩電流と、前記電圧検出工程により検出された電圧とに基づいて、位相角を検出する位相角検出工程と、
    　前記位相角検出工程により検出された前回の測定に係る位相角が、前記第１相と前記第２相の間の角度範囲である第１の角度範囲、前記第２相と前記第３相の間の角度範囲である第２の角度範囲または前記第３相と前記第１相の間の角度範囲である第３の角度範囲のいずれの角度範囲に属するかを判定する第１判定工程と、
    　前記位相角検出工程により検出された今回の測定に係る位相角が、前記第１の角度範囲、前記第２の角度範囲または前記第３の角度範囲のいずれの角度範囲に属するかを判定する第２判定工程と、
    少なくとも、前記第１判定工程による判定結果に基づく前回の測定に係る抵抗成分漏洩電流と、前記第２判定工程による判定結果に基づく今回の測定に係る抵抗成分漏洩電流との差分を算出する算出工程、を実行させるための検査プログラム。

     
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