(57)【要約】【課題】サンプリング同期技術を用いることなく精度よく差電流を算出することが可能な送電線保護リレー装置を提供すること。【解決手段】実施形態の送電線保護リレー装置は、取得部と、基準電気量算出部と、電流実効値算出部と、位相差算出部と、通信部と、指標値算出部とを持つ。取得部は、前記電力系統の電流を取得し、前記電圧を取得する。基準電気量算出部は、基準電気量を算出する。電流実効値算出部は、前記電流の実効値である第１実効値を算出する。位相差算出部は、前記電流と前記基準電気量との位相差である第１位相差を算出する。通信部は、前記第１実効値と前記第１位相差とを、他の送電線保護リレー装置に送信すると共に、第２実効値と第２位相差とを受信する。指標値算出部は、前記第１実効値、前記第１位相差、前記第２実効値、および前記第２位相差に基づいて、前記送電線に発生する事故の判定に用いられる指標値を算出する。【選択図】図１
2020089023.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
電力系統の送電線を保護する送電線保護リレー装置であって、
前記電力系統の電流を取得する電流取得部と、
前記電力系統の電圧を取得する電圧取得部と、
前記電圧に基づいて、基準電気量を算出する基準電気量算出部と、
前記電流の実効値である第１実効値を算出する電流実効値算出部と、
前記電流と前記基準電気量との位相差である第１位相差を算出する位相差算出部と、
前記第１実効値と前記第１位相差とを、前記送電線の自装置とは異なる箇所に設置された他の送電線保護リレー装置に送信すると共に、前記他の送電線保護リレー装置において算出された電流の実効値である第２実効値と前記他の送電線保護リレー装置において算出された前記基準電気量との位相差である第２位相差とを前記他の送電線保護リレー装置から受信する通信部と、
前記第１実効値、前記第１位相差、前記第２実効値、および前記第２位相差に基づいて、前記送電線に発生する事故の判定に用いられる指標値を算出する指標値算出部と、
を備える送電線保護リレー装置。
【請求項２】
前記指標値は、自装置が取得する電流と前記他の送電線保護リレー装置が取得する電流との差電流であり、
前記指標値算出部は、前記第１実効値および前記第１位相差によって表される第１ベクトルと、前記第２実効値および前記第２位相差によって表される第２ベクトルとのベクトル合成によって前記差電流を算出する、
請求項１に記載の送電線保護リレー装置。
【請求項３】
前記基準電気量は、前記送電線の零相電圧である、
請求項２に記載の送電線保護リレー装置。
【請求項４】
前記指標値は、自装置が取得する電流と前記他の送電線保護リレー装置が取得する電流との差電流であり、
前記第１位相差に基づいて、電流が前記送電線に流入するのか、又は流出するのかを判定し、前記第２位相差に基づいて、電流が前記送電線に流入するのか、又は流出するのかを判定する判定部を更に備え、
前記指標値算出部は、前記判定部の判定結果と、前記第１実効値と、前記第２実効値とに基づいて、前記送電線に流入する電流の実効値の総和から、前記送電線から流出する電流の実効値の総和を減算し、前記差電流を算出する、
請求項１に記載の送電線保護リレー装置。
【請求項５】
前記基準電気量は、前記送電線の正相電圧である、
請求項４に記載の送電線保護リレー装置。
【請求項６】
電力系統の２回線の送電線に接続され、前記送電線を保護する送電線保護リレー装置であって、
前記電力系統の電流を前記回線毎に取得する電流取得部と、
前記電力系統の電圧を取得する電圧取得部と、
前記電圧に基づいて、基準電気量を算出する基準電気量算出部と、
前記電流取得部によって取得された前記回線毎の電流の差分を交差電流として算出する交差電流算出部と、
前記交差電流の実効値である第１実効値を算出する電流実効値算出部と、
前記交差電流と前記基準電気量との位相差である第１位相差を算出する位相差算出部と、
前記第１実効値と前記第１位相差とを、前記送電線の自装置とは異なる箇所に設置された他の送電線保護リレー装置に送信すると共に、前記他の送電線保護リレー装置において算出された交差電流の実効値である第２実効値と前記他の送電線保護リレー装置において算出された前記交差電流と前記基準電気量との位相差である第２位相差とを前記他の送電線保護リレー装置から受信する通信部と、
前記第１実効値、前記第１位相差、前記第２実効値、および前記第２位相差に基づいて、前記送電線に発生する事故の判定に用いられる指標値を算出する指標値算出部と、
を備える送電線保護リレー装置。
【請求項７】
前記指標値は、自装置が取得する電流と前記他の送電線保護リレー装置が取得する電流との交差電流であり、
前記指標値算出部は、前記第１実効値および前記第１位相差によって表される第１ベクトルと、前記第２実効値および前記第２位相差によって表される第２ベクトルとのベクトル合成によって前記交差電流の合成値を算出する、
請求項６に記載の送電線保護リレー装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明の実施形態は、送電線保護リレー装置に関する。
【背景技術】
【０００２】
近年、電力系統における送電線を保護する電流差動保護リレー装置が幅広く使用されている。電流差動保護リレー装置は、保護対象となる送電線の各箇所に設置され、各箇所において測定された電流データを、伝送路を介して互いに送受信し、自箇所の電流と他箇所の電流との差電流を算出することによって、送電線の事故の有無を判定する。また、同じ用途にデータ集約型回線選択保護リレー装置が使用される場合もある。データ集約型回線選択保護リレー装置は、複数の回線選択保護リレー装置によって測定された電流データを伝送路を介して集約し、仮想的にある箇所の回線選択保護リレー装置によって測定された電流データとして取り扱い、自箇所の電流と他箇所の電流との交差電流を算出することによって、送電線の事故の有無を判定する。
【０００３】
ところで、これらの送電線保護リレー装置は、異なる地点の送電線保護リレー装置で導入した電流データに基づいて差電流や交差電流を算出する際に、同一のタイミングにおいて測定された電流データを特定し、特定したデータに基づいて差電流や交差電流を算出する必要がある。これに関連し、送電線保護リレー装置が電流データを測定する測定タイミングを一致させるサンプリング同期技術が知られている。また、電流データを、ＩＰ（Internet Protocol）ネットワークを介して送受信する場合に、伝送遅延時間変動の発生を抑制する技術や簡易な構成により送電線の事故の有無を判定する技術が知られている。
【０００４】
しかしながら、従来のサンプリング同期技術では、送電線保護リレー装置間を専用の通信回線によって接続する必要があった。また、従来の伝送遅延変動時間の発生を抑制する
技術や簡易な構成により送電線の事故の有無を判定する技術では、伝送遅延時間変動が抑制されても正確な伝送遅延時間を取得することが困難であり、この場合、同一のタイミングにおいて測定された電流データを特定することが困難である場合があった。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００５】
【特許文献１】特開２０１７−２００２７１号公報
【非特許文献】
【０００６】
【非特許文献１】電気協同研究第７１巻第１号「新しい通信技術による保護リレーシステムの設計合理化」、一般社団法人電気協同研究会、平成２７年７月６日、第１３９頁
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００７】
本発明が解決しようとする課題は、サンプリング同期技術を用いることなく精度よく差電流を算出することが可能な送電線保護リレー装置を提供することである。
【課題を解決するための手段】
【０００８】
実施形態の送電線保護リレー装置は、電力系統の送電線を保護する送電線保護リレー装置であって、電流取得部と、電圧取得部と、基準電気量算出部と、電流実効値算出部と、位相差算出部と、通信部と、指標値算出部とを持つ。電流取得部は、前記電力系統の電流を取得する。電圧取得部は、前記電力系統の電圧を取得する。基準電気量算出部は、前記電圧に基づいて、基準電気量を算出する。電流実効値算出部は、前記電流の実効値である第１実効値を算出する。位相差算出部は、前記電流と前記基準電気量との位相差である第１位相差を算出する。通信部は、前記第１実効値と前記第１位相差とを、前記送電線の自装置とは異なる箇所に設置された他の送電線保護リレー装置に送信すると共に、前記他の送電線保護リレー装置において算出された電流の実効値である第２実効値と前記他の送電線保護リレー装置において算出された位相差である第２位相差とを前記他の送電線保護リレー装置から受信する。指標値算出部は、前記第１実効値、前記第１位相差、前記第２実効値、および前記第２位相差に基づいて、前記送電線に発生する事故の判定に用いられる指標値を算出する。
【図面の簡単な説明】
【０００９】
【図１】第１の実施形態の送電線保護リレー装置１０が備えられる第１電気所Ａの構成の一例を示す図である。
【図２】取得部１１１Ａと、取得部１１１Ｂとがそれぞれ測定した零相電流の経時変化の一例を示す図である。
【図３】第１電気所Ａと第２電気所Ｂとのそれぞれにおいて取得された、零相電圧算出結果と、零相電流測定結果との経時変化の一例を示す図である。
【図４】零相差電流実効値Ｉ１Ｚdveと、零相差電流位相差θ１Ｚdvとに基づくベクトルのベクトル合成の一例を示す図である。
【図５】送電線保護リレー装置１０の動作の一連の流れを示すフローチャートである。
【図６】第２の実施形態の送電線保護リレー装置１０ａが備えられる第１電気所Ａの構成の一例を示す図である。
【図７】第３の実施形態の送電線保護リレー装置１０ｂが備えられる第１電気所Ａの構成の一例を示す図である。
【発明を実施するための形態】
【００１０】
以下、実施形態の送電線保護リレー装置を、図面を参照して説明する。
【００１１】
（第１の実施形態）
［送電線保護リレー装置１０の構成］
図１は、第１の実施形態の送電線保護リレー装置１０が備えられる第１電気所Ａの構成の一例を示す図である。送電線保護リレー装置１０は、変電所や配電所等の電気所に設けられ、保護対象の送電線に事故が生じているかを判定する装置である。そして、送電線保護リレー装置１０は、保護対象の送電線に事故が生じている場合、遮断器を開状態に制御することによって、保護対象の送電線と、他の電力系統とを切断する。第１の実施形態では、送電線保護リレー装置１０が保護対象の送電線に地絡事故が生じていることを判定する場合について説明する。以下、保護対象の送電線が三相交流電力を送電する１回線の送電線ＰＬ１であり、送電線ＰＬ１のある箇所に存在する第１電気所Ａと、第１電気所Ａの位置とは異なる箇所に存在する第２電気所Ｂとに送電線保護リレー装置１０がそれぞれ設けられる場合について説明する。第１電気所Ａと第２電気所Ｂとにそれぞれ設けられる送電線保護リレー装置１０の構成は、同一であるため、以降は、第１電気所Ａに設けられる送電線保護リレー装置１０の構成を一例に説明するが、第２電気所Ｂに係る送電線保護リレー装置１０の構成については、第１電気所Ａと第２電気所Ｂを逆に読み替えればよい。また、以下、第１電気所Ａと、第２電気所Ｂとの構成を区別する場合、第１電気所Ａの構成には符号の末尾に「Ａ」を付し、第２電気所Ｂの構成には符号の末尾に「Ｂ」を付し、第１電気所Ａ、及び第２電気所Ｂの構成を区別する必要がない場合には、末尾の「Ａ」と「Ｂ」とを省略して記載する。
【００１２】
第１電気所Ａは、母線ＢＳ１と、遮断器ＳＷ１と、零相変流器ＣＴ１と、変圧器ＶＴ１と、送電線保護リレー装置１０とを備える。母線ＢＳ１は、送電線ＰＬ１に接続される、送電線ＰＬ１と同電位の線路である。遮断器ＳＷ１は、送電線ＰＬ１の途中に設けられ、一端が母線ＢＳ１からの送電線ＰＬ１の引き出し口に接続され、他の一端が第１電気所Ａと第２電気所Ｂとを接続する側の送電線ＰＬ１に接続される。そして、遮断器ＳＷ１は、送電線保護リレー装置１０の制御に基づいて、開閉状態が制御され、開状態において送電線ＰＬ１を切断し、閉状態において送電線ＰＬ１を接続する。
【００１３】
零相変流器ＣＴ１は、例えば、貫通型の変圧器により実現され、三相交流電流の各相の送電線ＰＬ１を一括して貫通させ、三相交流電流の零相電流を測定し、測定した零相電流を示す測定結果を送電線保護リレー装置１０に供給する。変圧器ＶＴ１は、例えば、各相の対地電圧を測定し、測定した各相の対地電圧をそれぞれ示す測定結果を送電線保護リレー装置１０に供給する。以下、零相変流器ＣＴ１が測定する零相電流は、送電線ＰＬ１に流入する場合、正の方向とし、送電線ＰＬ１から流出する場合、負の方向とするものとする。
【００１４】
送電線保護リレー装置１０は、制御部１１０と、通信部１２０とを備える。制御部１１０は、例えば、ＣＰＵ（Central Processing Unit）などのプロセッサがプログラム（ソフトウェア）を実行することにより、取得部１１１と、電流実効値算出部１１２と、零相電圧算出部１１３と、位相差算出部１１４と、指標値算出部１１５と、判定部１１６と、出力部１１７との各機能部を実現する。また、これらの構成要素のうち一部または全部は、ＬＳＩ（Large Scale Integration）やＡＳＩＣ（Application Specific Integrated Circuit）、ＦＰＧＡ（Field-Programmable Gate Array）等のハードウェア（回路部；circuitryを含む）によって実現されてもよいし、ソフトウェアとハードウェアの協働によって実現されてもよい。
【００１５】
通信部１２０は、ＮＩＣ（Network Interface Card）などのネットワークインタフェースである。通信部１２０は、ネットワークＮＷを介して第２電気所Ｂの送電線保護リレー装置１０と通信し、各種情報を送受信する。
【００１６】
取得部１１１は、零相変流器ＣＴ１によって検出された零相電流測定結果と、変圧器ＶＴ１によって測定された各相の対地電圧測定結果とを取得する。取得部１１１は、例えば、所定のサンプリング周期によって零相電流測定結果と、各相の対地電圧測定結果とを取得する。取得部１１１は、「電流取得部」と、「電圧取得部」の一例である。
【００１７】
図２は、取得部１１１Ａと、取得部１１１Ｂとがそれぞれ測定した零相電流の経時変化の一例を示す図である。図２に示される波形Ｗ１は、取得部１１１Ａが取得した零相電流の経時変化を示し、波形Ｗ２は、取得部１１１Ｂが取得した零相電流の経時変化を示す。波形Ｗ１〜Ｗ２は、零相変流器ＣＴ１のサンプリングタイミングにおいて取得された零相電流値を結び、分かりやすくした波形である。波形Ｗ１〜Ｗ２に示す通り、零相電流は、所定の周期によって変動を繰り返す。
【００１８】
ここで、取得部１１１Ａと、取得部１１１Ｂとは、それぞれのサンプリング周期によって零相電流測定結果を取得する。したがって、取得部１１１Ａによる零相電流の取得タイミング、及び取得部１１１Ｂによる零相電流測定の測定タイミングは、非同期である。このため、送電線保護リレー装置１０Ａや送電線保護リレー装置１０Ｂは、取得部１１１Ａ、及び取得部１１１Ｂが、おおよそ同時刻に取得した零相電流（図示する零相電流値ｓｔ１〜ｓｔ２）であっても、サンプリングタイミングが一致しているのか否か、サンプリングタイミングが一致していない場合、サンプリングタイミングの差がどの程度かを把握することはできない。また、波形Ｗ１〜Ｗ２に示す通り、送電線保護リレー装置１０Ａにおける零相電流と、送電線保護リレー装置１０Ｂにおける零相電流とは、僅かでもサンプリングタイミングが異なると、全く異なる値を示すため、この零相電流同士を直接差し引きしても、第１電気所Ａと第２電気所Ｂとの間の零相差電流を算出することはできない。
【００１９】
図１に戻り、電流実効値算出部１１２は、取得部１１１によって取得された零相電流測定結果に基づいて、第１電気所Ａにおける零相電流の実効値（以下、零相電流実効値Ｉ１）を算出する。電流実効値算出部１１２は、例えば、零相変流器ＣＴ１の零相電流を測定する測定周期（つまり、サンプリング周期）が、電気角１５°（５０Ｈｚ系統では１／１２００秒周期、６０Ｈｚ系統では１／１４４０秒周期）である場合、離散フーリエ演算を用いた式（１）によって、零相電流実効値Ｉ１を算出する。式（１）において、Ｉmは、あるサンプリングタイミングにおいて測定された零相電流値である。電流実効値算出部１１２は、算出した零相電流実効値Ｉ１を、通信部１２０に供給する。通信部１２０は、ネットワークＮＷを介して電流実効値算出部１１２によって算出された第１電気所Ａにおける零相電流実効値Ｉ１Ａを第２電気所Ｂの送電線保護リレー装置１０に送信する。
【００２０】
【数１】
2020089023.tif 000003
【００２１】
零相電圧算出部１１３は、取得部１１１によって取得された各相の対地電圧測定結果に基づいて、零相電圧を算出する。零相電圧算出部１１３は、例えば、各相の対地電圧測定結果の総和を、零相電圧として算出する。零相電圧算出部１１３は、「基準電気量算出部」の一例であり、第１の実施形態における「基準電気量」は、零相電圧である。
【００２２】
位相差算出部１１４は、零相電圧算出部１１３によって算出された零相電圧と、取得部１１１によって取得された零相電流測定結果とに基づいて、零相電圧に対する零相電流の位相差θ１dvＡを算出する。図３は、第１電気所Ａと第２電気所Ｂとのそれぞれにおいて取得された、零相電圧算出結果と、零相電流測定結果との経時変化の一例を示す図である。図３に示される波形Ｗ３は、取得部１１１Ａによって算出された、零相電圧値の経時変化を示し、波形Ｗ４は、取得部１１１Ａによって取得された零相電流値の経時変化を示し、波形Ｗ５は、取得部１１１Ｂによって算出された、零相電圧値の経時変化を示し、波形Ｗ６は、取得部１１１Ｂによって取得された零相電流値の経時変化を示す。波形Ｗ３〜Ｗ６は、例えば、零相変流器ＣＴ１のサンプリングタイミングにおいて取得された零相電流値、及び変圧器ＶＴ１のサンプリングタイミングにおいて取得された零相電圧値をそれぞれ時系列に伴って結び、分かりやすくした波形である。波形Ｗ３〜Ｗ６に示す通り、零相電圧値と、零相電流値は、所定の周期によって変動を繰り返す。更に、波形Ｗ４に示される第１電気所Ａにおける零相電圧と、波形Ｗ６に示される第２電気所Ｂにおける零相電圧とは、サンプリングタイミングが異なっていても同一の波形であるため、位相差θ１dvＡと、位相差θ１dvＢとは、同一の電圧に対する電流の位相差を示す。
【００２３】
位相差算出部１１４は、例えば、離散フーリエ演算を用いた式（２）によって、第１電気所Ａにおける零相変流器ＣＴ１のサンプリング周期を基準とした、零相電流の位相θ１を算出し、離散フーリエ演算を用いた式（３）によって、第１電気所Ａにおける変圧器ＶＴ１のサンプリング周期を基準とした、零相電圧の位相θ２を算出する。式（３）において、Ｖmは、あるサンプリングタイミングにおいて算出された零相電圧値である。そして、位相差算出部１１４は、式（４）に示す通り、位相θ１から、位相θ２を差し引くことにより、第１電気所Ａにおける零相電圧の位相に対する零相電流の位相差θ１dvである位相差θ１dvＡを算出する。位相差算出部１１４は、算出した位相差θ１dvＡを、通信部１２０に供給する。通信部１２０は、ネットワークＮＷを介して位相差算出部１１４によって算出された第１電気所Ａにおける位相差θ１dvＡを第２電気所Ｂの送電線保護リレー装置１０に送信する。
【００２４】
【数２】
2020089023.tif 000004
【００２５】
指標値算出部１１５は、電流実効値算出部１１２によって算出された零相電流実効値Ｉ１Ａと、位相差算出部１１４によって算出された位相差θ１dvＡと、通信部１２０が第２電気所Ｂから受信した第２電気所Ｂにおける零相電流実効値Ｉ１Ｂと、位相差θ１dvＢとに基づいて、式（５）によって各電気所における零相差電流の実効値（以下、零相差電流実効値Ｉ１Ｚdve）を算出する。そして、指標値算出部１１５は、零相電流実効値Ｉ１Ａと、位相差θ１dvＡと、零相電流実効値Ｉ１Ｂと、位相差θ１dvＢとに基づいて、式（６）によって各電気所における零相差電流位相差θ１Ｚdvを算出する。零相差電流位相差θ１Ｚdvは、零相電圧の位相に対する零相差電流の位相差である。
【００２６】
【数３】
2020089023.tif 000005
【００２７】
図４は、零相差電流実効値Ｉ１Ｚdveと、零相差電流位相差θ１Ｚdvとの算出方法を模式的に示す図である。図４に示すベクトルＶ１〜Ｖ２は、零相電流実効値Ｉ１の大きさと零相電流の位相差θ１dvとによって表されるベクトルである。具体的には、ベクトルＶ１は、零相電流実効値Ｉ１Ａと、零相電流位相差θ１Ａとによって表されるベクトルである。ベクトルＶ２は、零相電流実効値Ｉ１Ｂと、零相電流位相差θ１Ｂとによって表されるベクトルである。ベクトルＶ３は、ベクトルＶ1と、ベクトルＶ２とが合成された、合成ベクトルであり、零相差電流実効値Ｉ１Ｚdveの大きさと、零相差電流位相差θ１Ｚdvとによって表されるベクトルである。
【００２８】
判定部１１６は、指標値算出部１１５によって算出された差電流に基づいて、送電線ＰＬ１に地絡事故が生じているか否かを判定する。判定部１１６は、例えば、指標値算出部１１５によって算出された零相差電流実効値Ｉ１Ｚdve、及び零相差電流位相差θ１Ｚdvと、電流実効値算出部１１２によって算出された各電気所の零相電流実効値Ｉ１Ａ、及び零相電流実効値Ｉ１Ｂとに基づく一般的な判定によって、所定の条件が満たされた場合に、送電線ＰＬ１に地絡事故が生じていると判定する。判定部１１６は、例えば、比例特性に係る式（７）と、位相特性に係る式（８）、及び式（９）とを満たす場合に、送電線ＰＬ１に地絡事故が生じていると判定する。
【００２９】
【数４】
2020089023.tif 000006
【００３０】
出力部１１７は、判定部１１６の判定結果に基づいて、遮断器ＳＷ１を制御する制御信号を出力する。出力部１１７は、例えば、判定部１１６の判定結果が送電線ＰＬ１に地絡事故が生じていることを示す場合、遮断器ＳＷ１を開状態に制御する制御信号を出力し、遮断器ＳＷ１は、制御信号に応じて開状態に制御され、送電線ＰＬ１と、母線ＢＳ１とを切断する。
【００３１】
［動作フロー］
以下、送電線保護リレー装置１０の動作について説明する。図５は、送電線保護リレー装置１０の動作の一連の流れを示すフローチャートである。まず、取得部１１１は、零相変流器ＣＴ１から零相電流測定結果を所定のサンプリング周期によって取得する（ステップＳ１００）。次に、取得部１１１は、変圧器ＶＴ１から各相の対地電圧測定結果を所定のサンプリング周期によって取得する（ステップＳ１０２）。次に、電流実効値算出部１１２は、取得部１１１によって取得された零相電流測定結果に基づいて、零相電流実効値Ｉ１を算出する（ステップＳ１０４）。次に、零相電圧算出部１１３は、取得部１１１によって取得された各相の対地電圧測定結果に基づいて、零相電圧を算出する（ステップＳ１０６）。
【００３２】
次に、位相差算出部１１４は、零相電圧算出部１１３によって算出された零相電圧と、取得部１１１によって取得された零相電流測定結果とに基づいて、零相電圧に対する零相電流の位相差θ１dvを算出する（ステップＳ１０８）。次に、指標値算出部１１５は、電流実効値算出部１１２によって算出された零相電流実効値Ｉ１Ａと、位相差算出部１１４によって算出された位相差θ１dvＡと、通信部１２０が第２電気所Ｂから受信した第２電気所Ｂにおける零相電流実効値Ｉ１Ｂと、位相差θ１dvＢとに基づいて、各電気所における零相差電流実効値Ｉ１Ｚdveを算出し、零相電流実効値Ｉ１Ａと、位相差θ１dvＡと、零相電流実効値Ｉ１Ｂと、位相差θ１dvＢとに基づいて、各電気所における零相差電流位相差θ１Ｚdvを算出する。すなわち、零相電流実効値Ｉ１Ａと、零相電流位相差θ１dvＡとによって表されるベクトルＶ1と、零相電流実効値Ｉ１Ｂと、零相電流位相差θ１dvＢとによって表されるベクトルＶ２とをベクトル合成によって合成し、合成ベクトルから零相差電流実効値Ｉ１Ｚdveと、零相差電流位相差θ１Ｚdvとを算出する（ステップＳ１１０）。次に、判定部１１６は、電流実効値算出部１１２、位相差算出部１１４、及び指標値算出部１１５によって算出された各種値に基づいて、送電線ＰＬ１に地絡事故が生じているか否かを判定する（ステップＳ１１２）。判定部１１６は、指標値算出部１１５によって算出された零相差電流実効値Ｉ１Ｚdve、及び零相差電流位相差θ１Ｚdvと、電流実効値算出部１１２によって算出された各電気所の零相電流実効値Ｉ１Ａ、及び零相電流実効値Ｉ１Ｂとに基づく一般的な判定によって、所定の条件が満たされていない場合、送電線ＰＬ１に地絡事故が生じていないと判定し、処理を終了する。出力部１１７は、判定部１１６が、指標値算出部１１５によって算出された零相差電流実効値Ｉ１Ｚdve、及び零相差電流位相差θ１Ｚdvと、電流実効値算出部１１２によって算出された各電気所の零相電流実効値Ｉ１Ａ、及び零相電流実効値Ｉ１Ｂとに基づく一般的な判定によって、所定の条件が満たされていると判定した場合、遮断器ＳＷ１を開状態に制御する制御信号を出力する（ステップＳ１１４）。
【００３３】
［第１の実施形態のまとめ］
以上説明したように、本実施形態の送電線保護リレー装置１０は、電力系統の送電線を保護する送電線保護リレー装置であって、電流取得部（この一例では、取得部１１１）と、電圧取得部（この一例では、取得部１１１）と、電流実効値算出部と、基準電気量算出部（この一例では、零相電圧算出部１１３）と、位相差算出部１１４と、通信部１２０と、指標値算出部１１５とを持つ。取得部１１１は、電力系統の電流（この一例では零相電流）の測定結果を取得し、当該電力系統の電圧（この一例では、各相の対地電圧）の測定結果を取得し、電流実効値算出部１１２は、取得部１１１によって取得された電流の実効値である第１実効値（この一例では、零相電流実効値Ｉ１Ａ）を算出し、零相電圧算出部１１３は、取得部１１１によって取得された電圧に基づいて、基準電気量（この一例では、零相電圧）を算出し、位相差算出部１１４は、零相電流と零相電圧との位相差である第１位相差（この一例では、位相差θ１dvＡ）を算出し、通信部１２０は、零相電流実効値Ｉ１と位相差θ１dvとを、送電線ＰＬ１の自装置とは異なる箇所（この一例では、第２電気所Ｂ）に接続された他の送電線保護リレー装置１０に送信すると共に、第２電気所Ｂの送電線保護リレー装置１０において算出された電流の実効値である第２実効値（この一例では、零相電流実効値Ｉ１Ｂ）と第２電気所Ｂの送電線保護リレー装置１０において算出された位相差である第２位相差（この一例では、位相差θ１dvＢ）とを第２電気所Ｂの送電線保護リレー装置１０から受信し、指標値算出部１１５は、第１実効値、第１位相差、第２実効値、および第２位相差に基づいて、送電線ＰＬ１に発生する事故（この一例では、地絡事故）の判定に用いられる指標値を算出するものであり、指標値は、送電線保護リレー装置１０Ａが取得する電流と第２電気所Ｂの送電線保護リレー装置１０が取得する電流との差電流であり、指標値算出部１１５は、第１実効値および第１位相差によって表される第１ベクトル（この一例では、ベクトルＶ１）と、第２実効値および第２位相差によって表される第２ベクトル（この一例では、ベクトルＶ２）とのベクトル合成によって差電流を算出する。
【００３４】
これにより、本実施形態の送電線保護リレー装置１０は、サンプリング同期技術を用いることなく、且つ伝送遅延時間などの不確定的な要素に依らずに、精度よく差電流を算出することが可能となり、精度よく地絡事故の発生の有無を判定することができる。
【００３５】
上述では、第１電気所Ａと第２電気所Ｂにおいて、送電線ＰＬ１を流れる零相電流実効値Ｉ１Ａ、Ｉ１Ｂ、及び零相電圧に対する零相電流の位相差θ１dvＡ、θ１dvＢが一定であることと、第１電気所Ａと第２電気所Ｂとにおける零相電圧が同位相であることを前提条件に、ベクトル合成によって差電流を算出する場合について説明した。以下、これらの前提条件が成り立つことを説明する。なお、これらの前提条件が成り立つことが求められる期間は、第１電気所Ａの送電線保護リレー装置１０と第２電気所Ｂの送電線保護リレー装置１０が地絡事故の判定処理を行い、遮断器ＳＷ１Ａ、ＳＷ１Ｂに対して開状態の制御信号を出力するまでの、リレー動作時間（例えば、２０［ｍｓ］〜４０［ｍｓ］）程度の期間であればよい。
【００３６】
電力系統に短絡や地絡事故が発生した場合、一般的にその事故が除去されるまでは、一定の事故電流が流れ、各電圧と電流との位相関係も一定となる。事故の状況によっては、事故発生後に状況が変化して次なる事故様相に進展する場合や、多重的に事故が発生して次々と事故様相が変化する場合もあるが、これらの場合であっても、次なる事故様相に変化した後の事故除去に至るまでは電圧、及び電流の実効値や位相関係が一定となる期間が存在する。したがって、第１電気所Ａの送電線保護リレー装置１０と第２電気所Ｂの送電線保護リレー装置１０とにおいて、送電線ＰＬ１を流れる零相電流実効値Ｉ１、及び零相電圧に対する位相差θ１dvが一定であることの前提条件が成立する。また、抵抗接地系統の電力系統において一線地絡事故が発生した場合は、各電気所で算出することができる零相電圧はいずれも同位相となる。よって、第１電気所Ａと第２電気所Ｂの各端子において、送電線保護リレー装置１０Ａと送電線保護リレー装置１０Ｂが各々算出する零相電圧が同位相であることとの条件も成立する。
【００３７】
（第２の実施形態）
［送電線保護リレー装置１０ａの構成］
以下、第２の実施形態の送電線保護リレー装置１０ａを、図面を参照して説明する。第１の実施形態では、送電線保護リレー装置１０が送電線ＰＬ１に生じる地絡事故を判定する場合について説明した。第２の実施形態では、送電線保護リレー装置１０ａが送電線ＰＬ１の各相間に生じる短絡事故を判定する場合について説明する。なお、上述の実施形態と同様の構成については、同一の符号を付して説明を省略する。
【００３８】
図６は、第２の実施形態の送電線保護リレー装置１０ａが備えられる第１電気所Ａの構成の一例を示す図である。第２の実施形態において、第１電気所Ａは、母線ＢＳ１と、遮断器ＳＷ１と、変流器ＣＴ２と、変圧器ＶＴ１と、送電線保護リレー装置１０ａとを備える。変流器ＣＴ２は、例えば、各相の電流を測定し、測定した各相の電流をそれぞれ示す測定結果を送電線保護リレー装置１０ａに供給する。以下、変流器ＣＴ２が測定する各相の電流は、送電線ＰＬ１に流入する場合、正の方向とし、送電線ＰＬ１から流出する場合、負の方向とするものとする。また、以下、本実施形態の変流器ＣＴ２の測定結果と、変圧器ＶＴ１の測定結果とは、送電線保護リレー装置１０ａの制御に基づいて、同タイミングによって送電線保護リレー装置１０ａに取得されるものとする。
【００３９】
送電線保護リレー装置１０ａは、制御部１１０ａと、通信部１２０とを備える。制御部１１０ａは、制御部１１０が備える構成に代えて（或いは、加えて）、取得部１１１と、電流実効値算出部１１２と、位相差算出部１１４と、指標値算出部１１５と、判定部１１６と、出力部１１７と、各相正相電圧算出部１１８との各種機能部を実現する。
【００４０】
本実施形態の電流実効値算出部１１２は、取得部１１１によって取得された各相の電流測定結果に基づいて、第１電気所Ａにおける電流の実効値（以下、電流実効値Ｉ２）を相毎に算出する。電流実効値算出部１１２は、例えば、変流器ＣＴ２の各相の電流を測定するサンプリング周期が、電気角１５°である場合、上述した式（１）によって、電流実効値Ｉ２を算出する。本実施形態の式（１）において、Ｉmは、あるサンプリングタイミングにおいて測定された各相の電流値である。電流実効値算出部１１２は、算出した各相の電流実効値Ｉ２を、通信部１２０に供給する。通信部１２０は、ネットワークＮＷを介して電流実効値算出部１１２によって算出された第１電気所Ａにおける相毎の電流実効値Ｉ２Ａを第２電気所Ｂの送電線保護リレー装置１０ａに送信する。
【００４１】
各相正相電圧算出部１１８は、取得部１１１によって取得された各相の対地電圧測定結果に基づいて、三相の正相電圧をそれぞれ算出する。ここで、三相の正相電圧は、三相の各相を基準とした正相電圧であり、例えば、三相をＡ相、Ｂ相、及びＣ相とする場合、各相正相電圧算出部１１８は、Ａ相基準の正相電圧、Ｂ相基準の正相電圧、Ｃ相基準の正相電圧をそれぞれ算出する。各相正相電圧算出部１１８は、例えば、電圧データの移相演算によって、三相の正相電圧を算出する。各相正相電圧算出部１１８は、「基準電気量算出部」の一例であり、第２の実施形態における「基準電気量」は、三相の正相電圧である。
【００４２】
本実施形態の位相差算出部１１４は、各相正相電圧算出部１１８によって算出された三相の正相電圧と、取得部１１１によって取得された各相の電流測定結果とに基づいて、上述した式（２）によって、正相電圧の位相に対する電流の位相差θ２dvを、相毎に算出する。本実施形態の式（２）において、Ｉmは、あるサンプリングタイミングにおいて測定された電流値である。位相差算出部１１４は、算出した位相差θ２dvＡを、通信部１２０に供給する。通信部１２０は、ネットワークＮＷを介して位相差算出部１１４によって算出された第１電気所Ａにおける位相差θ２dvＡを第２電気所Ｂの送電線保護リレー装置１０ａに送信する。
【００４３】
ここで、上述したように、取得部１１１Ａと、取得部１１１Ｂとは、各送電線保護リレー装置１０ａのサンプリング周期によって各相の電流測定結果を取得する。したがって、取得部１１１Ａによる各相の電流の取得タイミング、及び取得部１１１Ｂによる各相の電流測定の測定タイミングは、非同期である。この場合、送電線保護リレー装置１０ａＡや送電線保護リレー装置１０ａＢは、取得部１１１Ａ、及び取得部１１１Ｂが、おおよそ同時刻に取得した各相の電流であっても、サンプリングタイミングが一致しているのか否か、サンプリングタイミングが一致していない場合、サンプリングタイミングの差がどの程度かを把握することはできない。また、送電線保護リレー装置１０Ａにおける各相の電流と、送電線保護リレー装置１０Ｂにおける各相の電流とは、僅かでもサンプリングタイミングが異なると、全く異なる値を示すため、この各相の電流同士を直接差し引きして第１電気所Ａと第２電気所Ｂとの間の差電流を算出することはできない。
【００４４】
一方、上述したように、本実施形態の変流器ＣＴ２の測定結果と、変圧器ＶＴ１の測定結果とは、送電線保護リレー装置１０ａの制御に基づいて、同タイミングによって送電線保護リレー装置１０ａに取得されるものであるため、第１電気所Ａにおいて測定されたある相（例えば、Ａ相）の電流、及び第１電気所Ａにおいて測定されたＡ相の正相電圧同士と、第２電気所Ｂにおいて測定されたある相（例えば、Ａ相）の電流、及び第２電気所Ｂにおいて測定されたＡ相の正相電圧同士とは、各々、自装置の変流器ＣＴ２、変圧器ＶＴ１によって測定された電気量に基づいて取得されるものである。このため、電流と電圧の位相差（図示する位相差θ２dvＡ、及び位相差θ２dvＢ）は、最終的な事故様相に移行した後は、一定である。
【００４５】
図６に戻り、本実施形態の指標値算出部１１５は、位相差算出部１１４によって算出された各相の位相差θ２dvＡに基づいて、各相の電流が送電線ＰＬ１に対して、流入する電流であるのか、又は流出する電流であるのかを判定する。また、通信部１２０は、第２電気所Ｂの送電線保護リレー装置１０ａＢから、電流実効値算出部１１２Ｂによって算出された電流実効値Ｉ２Ｂと、位相差算出部１１４Ｂによって算出された各相の位相差θ２dvＢとを受信する。指標値算出部１１５は、受信した各相の位相差θ２dvに基づいて、各相の電流が送電線ＰＬ１に対して、流入する電流であるのか、又は流出する電流であるのかを判定する。指標値算出部１１５は、例えば、正相電圧に対する電流の位相差が、遅れ位相であれば流入電流と判定し、進み位相であれば流出電流と判定する。そして、指標値算出部１１５は、第１電気所Ａに係る判定結果と、第２電気所Ｂに係る判定結果とを用い、式（１０）によって、差電流の実効値（以下、差電流実効値Ｉ２dve）を相毎に算出する。
【００４６】
【数５】
2020089023.tif 000007
【００４７】
判定部１１６は、指標値算出部１１５によって算出された各相の差電流実効値Ｉ２dveに基づいて、送電線ＰＬ１に短絡事故が生じているか否かを判定する。判定部１１６は、例えば、指標値算出部１１５によって算出された差電流実効値Ｉ２dveと、電流実効値算出部１１２によって算出された各電気所の電流実効値Ｉ２Ａ、及び電流実効値Ｉ２Ｂとに基づく一般的な判定によって、所定の条件が満たされていない場合、送電線ＰＬ１に短絡事故が生じていないと判定し、所定の条件が満たされている場合、送電線ＰＬ１に短絡事故が生じていると判定する。出力部１１７の処理については、第１の実施形態と同様であるため、説明を省略する。
【００４８】
［第２の実施形態のまとめ］
以上説明したように、本実施形態の送電線保護リレー装置１０ａにおいて、指標値は、送電線保護リレー装置１０ａＡが取得する電流と第２電気所Ｂの送電線保護リレー装置１０ａＢが取得する電流との差電流であり、指標値算出部１１５は、第１位相差に基づいて、電流が送電線ＰＬ１に流入するのか、又は流出するのかを判定し、第２位相差に基づいて、電流が前記送電線に流入するのか、又は流出するのかを判定し、判定結果と、第１実効値と、第２実効値とに基づいて、送電線ＰＬ１に流入する電流の実効値の総和から、送電線ＰＬ１から流出する電流の実効値の総和を減算し、差電流の実効値（この一例では、差電流実効値Ｉ２dve）を算出し、サンプリング同期技術を用いることなく、且つ伝送遅延時間などの不確定的な要素に依らずに、精度よく差電流を算出することが可能となり、精度よく短絡事故の発生の有無を判定することができる。
【００４９】
ここで、第２の実施形態の基準電気量である三相の正相電圧は、第１の実施形態の基準電気量とした零相電圧とは異なり、一線地絡事故以外でも得られる電気量であるが必ずしも第１電気所Ａと第２電気所Ｂとで同位相になるとは限らない。これは、送電線ＰＬ１を介して電力の送電を行うために送電端と受電端の電圧に位相差があるためである。よって、各相正相電圧算出部１１８Ａで算出した三相の正相電圧の位相に対する電流の位相差（つまり、位相差θ２dvＡ）と、各相正相電圧算出部１１８Ｂで算出した三相の正相電圧の位相に対する電流の位相差（つまり、位相差θ２dvＢ）とは、同一の基準位相に対する電流の位相差を表すものではない。したがって、位相差θ２dvＡと、位相差θ２dvＢとを直接的に比較はできないが、指標値算出部１１５において、各相の電流が送電線ＰＬ１に対して、流入する電流であるのか、又は流出する電流であるのかを判定し、分類しているため、分類後の電流同士は比較することが可能となる。
【００５０】
したがって、指標値算出部１１５によって算出された差電流実効値Ｉ２dveは、送電線保護リレー装置１０ａＡと、送電線保護リレー装置１０ａＢとのサンプリング同期技術を用いることなく、且つ伝送遅延時間などの不確定的な要素に依らずに、精度よく差電流を算出することが可能となり、精度よく地絡事故の発生の有無を判定することができる。
【００５１】
なお、上述では、指標値算出部１１５は、流入電流の実効値の総和から流出電流の実効値の総和の差分によって差電流実効値Ｉ２dveを算出したが、差分の絶対値を差電流実効値Ｉ２dveとしても良い。
【００５２】
なお、上述では、指標値算出部１１５が、各相の電流が送電線ＰＬ１に対して、流入する電流であるのか、又は流出する電流であるのかを判定する場合について説明したが、これに限られない。この判定処理は、例えば、位相差算出部１１４によって行われてもよい。この場合、位相差算出部１１４は、各相正相電圧算出部１１８によって算出された三相の正相電圧と、取得部１１１によって取得された三相の電流測定結果とに基づいて、正相電圧に対する電流の位相差を相毎に算出する。そして、位相差算出部１１４は、算出した位相差から、各相の電流が送電線ＰＬ１に対して、流入する電流であるのか、又は流出する電流であるのかを判定する。これにより、指標値算出部１１５は、位相差算出部１１４Ａ、及び位相差算出部１１４Ｂによって既に流入、又は流出に分類された電流実効値Ｉ２の総和を算出し、簡便に差電流実効値Ｉ２dveを算出することができる。
【００５３】
（第３の実施形態）
以下、第３の実施形態の送電線保護リレー装置１０ｂを、図面を参照して説明する。第１の実施形態、及び第２の実施形態において、保護対象の送電線ＰＬ１は、１回線の送電線であった。第３の実施形態では、保護対象の送電線が２回線の送電線ＰＬ２（図示する送電線ＰＬ２ａ、送電線ＰＬ２ｂ）である場合について説明する。なお、上述した実施形態と同様の構成については、同一の符号を付して説明を省略する。
【００５４】
図７は、第３の実施形態の送電線保護リレー装置１０ｂが備えられる第１電気所Ａの構成の一例を示す図である。第３の実施形態において、第１電気所Ａは、母線ＢＳ１と、母線ＢＳ２と、遮断器ＳＷ１と、遮断器ＳＷ２と、零相変流器ＣＴ１−１と、零相変流器ＣＴ１−２と、変圧器ＶＴ１−１と、変圧器ＶＴ１−２と、送電線保護リレー装置１０ｂとを備える。母線ＢＳ１は、送電線ＰＬ２ａに接続される、送電線ＰＬ２ａと同電位の線路である。遮断器ＳＷ１は、送電線ＰＬ２ａの途中に設けられ、一端が母線ＢＳ１からの送電線ＰＬ２ａの引き出し口に接続され、他の一端が第１電気所Ａと第２電気所Ｂとを接続する側の送電線ＰＬ２ａに接続される。そして、遮断器ＳＷ１は、送電線保護リレー装置１０ｂの制御に基づいて、開閉状態が制御され、開状態において母線ＢＳ１と送電線ＰＬ２ａとを切断し、閉状態において母線ＢＳ１と送電線ＰＬ２ａとを接続する。母線ＢＳ２、遮断器ＳＷ２、送電線ＰＬ２ｂ、及び送電線保護リレー装置１０ｂの関係は、母線ＢＳ１、遮断器ＳＷ１、送電線ＰＬ２ａの関係と同様であるため、説明を省略する。
【００５５】
第３の実施形態において、零相変流器ＣＴ１−１は、例えば、送電線ＰＬ２ａの三相交流電流の零相電流を測定し、測定した零相電流を示す測定結果を送電線保護リレー装置１０ｂに供給する。変圧器ＶＴ１−１は、例えば、各相の対地電圧を測定し、測定した各相の対地電圧をそれぞれ示す測定結果を送電線保護リレー装置１０に供給する。この場合、零相変流器ＣＴ１−１が測定する零相電流は、送電線ＰＬ２ａに流入する場合、正の方向とし、送電線ＰＬ２ａから流出する場合、負の方向とするものとする。零相変流器ＣＴ１−２、変圧器ＶＴ１−２、送電線ＰＬ１ｂ、及び送電線保護リレー装置１０ｂの関係は、零相変流器ＣＴ１−１、変圧器ＶＴ１−１、送電線ＰＬ１ａ、及び送電線保護リレー装置１０ｂの関係と同様であるため、説明を省略する。
【００５６】
第３の実施形態において、送電線保護リレー装置１０ｂは、制御部１１０と、通信部１２０とを備える。第３の実施形態において、取得部１１１は、零相変流器ＣＴ１−１によって測定された送電線ＰＬ２ａの零相電流から、零相変流器ＣＴ１−２によって測定された送電線ＰＬ２ｂの零相電流を差し引いた交差電流を取得する。取得部１１１は、例えば、「交差電流算出部」の一例である。
【００５７】
電流実効値算出部１１２は、取得部１１１によって算出された交差電流の実効値である交差電流実効値Ｉ３を算出する。位相差算出部１１４は、取得部１１１によって算出された交差電流と、零相電圧算出部１１３によって算出された零相電圧とに基づいて、零相電圧に対する交差電流の位相差θ３dvを算出する。指標値算出部１１５は、式（１１）と、式（１２）とを用い、交差電流実効値Ｉ３Ａと、位相差θ３dvＡと、通信部１２０によって受信された交差電流実効値Ｉ３Ｂと、位相差θ３dvＢとに基づいて、交差電流実効値Ｉ３と、位相差θ３dvとによって表されるベクトルのベクトル合成を行うことにより、交差電流の合成値の実効値（以下、交流電流合成値実効値Ｉ２Ｚdve）と、交差電流の合成値の位相差（以下、位相差θ２Ｚdv）とを算出する。以降の処理は、第１の実施形態と同様であるため、説明を省略する。
【００５８】
【数６】
2020089023.tif 000008
【００５９】
［第３の実施形態のまとめ］
以上説明したように、本実施形態の送電線保護リレー装置１０ｂ（この一例では、送電線保護リレー装置１０ｂＡ）は、電力系統の２回線（この一例では、送電線ＰＬ２ａ〜ＰＬ２ｂ）の送電線に接続され、送電線を保護するものであって、電流取得部（この一例では、取得部１１１）と、電圧取得部（この一例では、取得部１１１）と、基準電気量算出部（この一例では、零相電圧算出部１１３）と、交差電流算出部（この一例では、取得部１１１）と、電流実効値算出部１１２と、位相差算出部１１４と、通信部１２０と、指標値算出部１１５とを持つ。取得部１１１は、電力系統の電流を回線毎に取得する。取得部１１１は、電力系統の電圧を前記回線毎に取得する。零相電圧算出部１１３は、回線毎の前記電圧に基づいて、基準電気量（この一例では、零相電圧）を算出する。取得部１１１は、取得された回線毎の電流の差分を交差電流として算出する。電流実効値算出部１１２は、交差電流の実効値である第１実効値（この一例では、交差電流実効値Ｉ３Ａ）を算出する。位相差算出部１１４は、交差電流と零相電圧との位相差である第１位相差（この一例では、位相差θ３dvＡ）を算出する。通信部１２０は、交差電流実効値Ｉ３Ａと、位相差θ３dvＡとを、第１電気所Ａとは異なる箇所に設置された他の送電線保護リレー装置（つまり、第２電気所Ｂの送電線保護リレー装置１０ｂＢ）に送信すると共に、第２電気所Ｂの送電線保護リレー装置１０ｂＢにおいて算出された交差電流の実効値である第２実効値（この一例では、交差電流実効値Ｉ３Ｂ）と、送電線保護リレー装置１０ｂＢにおいて算出された交差電流と零相電圧との位相差である第２位相差（この一例では、位相差θ３dvＢ）とを送電線保護リレー装置１０ｂＢから受信する。指標値算出部１１５は、交差電流実効値Ｉ３Ａと、位相差θ３dvＡと、交差電流実効値Ｉ３Ｂと、位相差θ３dvＢとに基づいて、送電線ＰＬ２ａ〜ＰＬ２ｂに発生する事故の判定に用いられる指標値（この一例では、交流電流合成値実効値Ｉ２Ｚdve、位相差θ２Ｚdv）を算出する。
【００６０】
これにより、本実施形態の送電線保護リレー装置１０ｂは、サンプリング同期技術を用いることなく、且つ伝送遅延時間などの不確定的な要素に依らずに、精度よく差電流を算出することが可能となり、複数回線の送電線ＰＬ２のそれぞれについて、精度よく地絡事故の発生の有無を判定することができる。
【００６１】
本発明の実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれると同様に、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれるものである。
【符号の説明】
【００６２】
１０、１０Ａ、１０Ｂ、１０ａ、１０ａＡ、１０ａＢ、１０ｂ、１０ｂＡ、１０ｂＢ…送電線保護リレー装置、１１０、１１０ａ…制御部、１１１、１１１Ａ、１１１Ｂ…取得部、１１２…電流実効値算出部、１１３…零相電圧算出部、１１４、１１４Ａ、１１４Ｂ…位相差算出部、１１５…指標値算出部、１１６…判定部、１１７…出力部、１１８、１１８Ａ、１１８Ｂ…各相正相電圧算出部、１２０…通信部、ＣＴ１、ＣＴ１−１、ＣＴ１−２…零相変流器、ＣＴ２…変流器、ＶＴ１、ＶＴ１−１、ＶＴ１−２…変圧器
【図１】
2020089023.tif 000009
【図２】
2020089023.tif 000010
【図３】
2020089023.tif 000011
【図４】
2020089023.tif 000012
【図５】
2020089023.tif 000013
【図６】
2020089023.tif 000014
【図７】
2020089023.tif 000015