(57)【要約】【課題】配電線の断線位置を推定することができる断線位置推定装置を提供する。【解決手段】断線位置推定装置Ａ１において、三相の配電線ａ，ｂ，ｃにそれぞれ配置された計器用変流器ＣＴ１、ＣＴ２，ＣＴ３によってそれぞれ検出された電流信号ｉa，ｉb,ｉcと、計器用変圧器ＰＴ１、ＰＴ２，ＰＴ３によってそれぞれ検出された電圧信号ｖab，ｖbc,ｖcaとに基づいて、各配電線ａ，ｂ，ｃの検出位置より下流側のインピーダンス値をそれぞれ検出する演算部１と、配電線が断線したことを判断する断線判断部２と、断線判断部２によって断線したと判断される前に演算部１によって検出された断線前インピーダンス値と、断線判断部２によって断線したと判断された後に演算部１によって検出された断線後インピーダンス値とに基づいて、配電線の断線位置を推定する断線位置推定部５とを備えた。【選択図】図１
2014176182.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
配電線の断線位置を推定する断線位置推定装置であって、
前記配電線が断線したことを判断する断線判断手段と、
前記配電線に配置された電気信号検出器が検出した電気信号に基づいて、前記配電線の前記電気信号検出器が配置された位置より下流側のインピーダンス値を検出するインピーダンス検出手段と、
前記断線判断手段によって断線したと判断される前に前記インピーダンス検出手段によって検出された断線前インピーダンス値と、前記断線判断手段によって断線したと判断された後に前記インピーダンス検出手段によって検出された断線後インピーダンス値とに基づいて、前記配電線の断線位置を推定する推定手段と、
を備えていることを特徴とする断線位置推定装置。
【請求項２】
前記推定手段は、前記断線前インピーダンス値と前記断線後インピーダンス値との差であるインピーダンス値の変化量ΔＺと、前記電気信号検出器が配置された位置より下流側の配電線の長さＬとから、下記式により、前記電気信号検出器が配置された位置から断線位置までの長さΔＬを算出する、
請求項１に記載の断線位置推定装置。
【数１】
2014176182.tif 000005
【請求項３】
前記推定手段は、インピーダンス値のリアクタンス成分に基づいて、前記配電線の断線位置を推定する、請求項１または２に記載の断線位置推定装置。
【請求項４】
前記断線判断手段は、前記インピーダンス検出手段によって検出されたリアクタンス成分に基づいて、前記配電線が断線したか否かを判断する、
請求項１ないし３のいずれかに記載の断線位置推定装置。
【請求項５】
前記インピーダンス検出手段は、三相の配電線のリアクタンス成分および抵抗成分をそれぞれ検出し、
前記断線判断手段は、
前記インピーダンス検出手段によって検出された３つのリアクタンス成分がそれぞれ変化したか否かを判別する判別手段と、
前記判別手段によってすべてが変化したと判別された場合に、前記インピーダンス検出手段によって検出された３つの抵抗成分のうち最も変化した抵抗成分が検出された相を、配電線が断線した相として検出する断線相検出手段と、
を備え、
前記推定手段は、前記断線相検出手段によって検出された断線した相の、配電線のリアクタンス成分に基づいて、当該配電線の断線位置を推定する、
請求項４に記載の断線位置推定装置。
【請求項６】
前記断線判断手段は、
前記インピーダンス検出手段によって検出されたリアクタンス成分の微分値を算出する微分値算出手段と、
前記算出された微分値が正の値である状態が所定時間以上継続した後に負の値になった場合に、前記配電線が断線したと判断する判断手段と、
を備えている、
請求項４に記載の断線位置推定装置。
【請求項７】
三相の配電線の無効電力および有効電力をそれぞれ検出する電力検出手段をさらに備え、
前記断線判断手段は、
前記電力検出手段によって検出された３つの無効電力がそれぞれ変化したか否かを判別する判別手段と、
前記判別手段によってすべてが変化したと判別された場合に、前記電力検出手段によって検出された３つの有効電力のうち最も変化した有効電力が検出された相を、配電線が断線した相として検出する断線相検出手段と、
を備え、
前記推定手段は、前記断線相検出手段によって検出された断線した相の、配電線のリアクタンス成分に基づいて、当該配電線の断線位置を推定する、
請求項１ないし３のいずれかに記載の断線位置推定装置。
【請求項８】
配電線の断線位置を推定する断線位置推定方法であって、
前記配電線に配置された電気信号検出器が電気信号を検出する工程と、
検出された電気信号に基づいて、前記配電線の前記電気信号検出器が配置された位置より下流側のインピーダンス値を検出する工程と、
検出されたインピーダンス値を記録する工程と、
検出されたインピーダンス値に基づいて、前記配電線が断線したか否かを判断する工程と、
前記配電線が断線したと判断された場合に、当該判断の前に記録された断線前インピーダンス値と、当該判断の後に検出された断線後インピーダンス値とに基づいて、前記配電線の断線位置を推定する工程と、
を備えていることを特徴とする断線位置推定方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、配電線の断線位置を推定する断線位置推定装置、および、断線位置推定方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
配電網における配電線の断線を検出する断線検出装置が開発されている。例えば、配電線の各相の電圧を検出して断線を検出する方法がある（特許文献１参照）。しかし、この場合、電圧の検出点より上流側（電源側）の断線しか検出することができない。下流側（負荷側）の断線を検出するのは困難である。また、配電線上のどの区間で断線したかを判定することはできるが、配電線の断線位置を推定することはできない。
【０００３】
下流側（負荷側）の故障を検出する方法として、送電線の故障を検出する距離継電器が知られている（例えば、特許文献２参照）。距離継電器は、送電線の電圧と電流とを検出して、送電線の故障点までの距離に対応するインピーダンス値を演算し、インピーダンス値があらかじめ設定されたインピーダンス範囲内にある場合に、送電線上の監視区間内で事故が発生したと判断する。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００４】
【特許文献１】特開２００７‐２８２４５２号公報
【特許文献２】特開２０１２‐２３９２３号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
距離継電器は、公称されている送電線の距離当たりのインピーダンス値を利用して、演算されたインピーダンス値から故障点までの距離を推測し、故障点が監視区間内にある場合に作動する。負荷変動による送電線でのインピーダンス値の変化の影響は小さいので、負荷変動によって誤作動してしまうことはない。しかし、配電線での負荷変動によるインピーダンス値の変化の影響は大きいので、配電線に距離継電器を用いた場合には誤作動してしまう場合がある。つまり、負荷変動によるインピーダンス値の変化を、配電線の断線によるインピーダンス値の変化と判断して、作動してしまう場合がある。
【０００６】
本発明は上記した事情のもとで考え出されたものであって、配電線の断線位置を推定することができる断線位置推定装置を提供することをその目的としている。
【課題を解決するための手段】
【０００７】
上記課題を解決するため、本発明では、次の技術的手段を講じている。
【０００８】
本発明の第１の側面によって提供される断線位置推定装置は、配電線の断線位置を推定する断線位置推定装置であって、前記配電線が断線したことを判断する断線判断手段と、前記配電線に配置された電気信号検出器が検出した電気信号に基づいて、前記配電線の前記電気信号検出器が配置された位置より下流側のインピーダンス値を検出するインピーダンス検出手段と、前記断線判断手段によって断線したと判断される前に前記インピーダンス検出手段によって検出された断線前インピーダンス値と、前記断線判断手段によって断線したと判断された後に前記インピーダンス検出手段によって検出された断線後インピーダンス値とに基づいて、前記配電線の断線位置を推定する推定手段とを備えていることを特徴とする。
【０００９】
本発明の好ましい実施の形態においては、前記推定手段は、前記断線前インピーダンス値と前記断線後インピーダンス値との差であるインピーダンス値の変化量ΔＺと、前記電気信号検出器が配置された位置より下流側の配電線の長さＬとから、下記式により、前記電気信号検出器が配置された位置から断線位置までの長さΔＬを算出する。
【数１】
2014176182.tif 000003
【００１０】
本発明の好ましい実施の形態においては、前記推定手段は、インピーダンス値のリアクタンス成分に基づいて、前記配電線の断線位置を推定する。
【００１１】
本発明の好ましい実施の形態においては、前記断線判断手段は、前記インピーダンス検出手段によって検出されたリアクタンス成分に基づいて、前記配電線が断線したか否かを判断する。
【００１２】
本発明の好ましい実施の形態においては、前記インピーダンス検出手段は、三相の配電線のリアクタンス成分および抵抗成分をそれぞれ検出し、前記断線判断手段は、前記インピーダンス検出手段によって検出された３つのリアクタンス成分がそれぞれ変化したか否かを判別する判別手段と、前記判別手段によってすべてが変化したと判別された場合に、前記インピーダンス検出手段によって検出された３つの抵抗成分のうち最も変化した抵抗成分が検出された相を、配電線が断線した相として検出する断線相検出手段とを備え、前記推定手段は、前記断線相検出手段によって検出された断線した相の、配電線のリアクタンス成分に基づいて、当該配電線の断線位置を推定する。
【００１３】
本発明の好ましい実施の形態においては、前記断線判断手段は、前記インピーダンス検出手段によって検出されたリアクタンス成分の微分値を算出する微分値算出手段と、前記算出された微分値が正の値である状態が所定時間以上継続した後に負の値になった場合に、前記配電線が断線したと判断する判断手段とを備えている。
【００１４】
本発明の好ましい実施の形態においては、三相の配電線の無効電力および有効電力をそれぞれ検出する電力検出手段をさらに備え、前記断線判断手段は、前記電力検出手段によって検出された３つの無効電力がそれぞれ変化したか否かを判別する判別手段と、前記判別手段によってすべてが変化したと判別された場合に、前記電力検出手段によって検出された３つの有効電力のうち最も変化した有効電力が検出された相を、配電線が断線した相として検出する断線相検出手段とを備え、前記推定手段は、前記断線相検出手段によって検出された断線した相の、配電線のリアクタンス成分に基づいて、当該配電線の断線位置を推定する。
【００１５】
本発明の第２の側面によって提供される断線位置推定方法は、配電線の断線位置を推定する断線位置推定方法であって、前記配電線に配置された電気信号検出器が電気信号を検出する工程と、検出された電気信号に基づいて、前記配電線の前記電気信号検出器が配置された位置より下流側のインピーダンス値を検出する工程と、検出されたインピーダンス値を記録する工程と、検出されたインピーダンス値に基づいて、前記配電線が断線したか否かを判断する工程と、前記配電線が断線したと判断された場合に、当該判断の前に記録された断線前インピーダンス値と、当該判断の後に検出された断線後インピーダンス値とに基づいて、前記配電線の断線位置を推定する工程とを備えていることを特徴とする。
【発明の効果】
【００１６】
本発明によると、断線判断手段によって断線が判断された場合に、当該判断前に検出された断線前インピーダンス値と、当該判断後に検出された断線後インピーダンス値とに基づいて、配電線の断線位置が推定される。したがって、負荷変動による影響を受けることなく、配電線において、断線位置を推定することができる。
【００１７】
本発明のその他の特徴および利点は、添付図面を参照して以下に行う詳細な説明によって、より明らかとなろう。
【図面の簡単な説明】
【００１８】
【図１】第１実施形態に係る断線位置推定装置を説明するための図である。
【図２】ａ相演算部の構成を説明するための機能ブロック図である。
【図３】シミュレーションにおいて演算部で演算されたリアクタンス成分および抵抗成分の時系列変化を示す波形図である。
【図４】断線判断部が行う断線判断処理を説明するためのフローチャートである。
【図５】シミュレーションにおいて演算部で演算された無効電力値および有効電力値の時系列変化を示す波形図である。
【図６】シミュレーションにおいて演算部で演算されたリアクタンス成分の時系列変化を示す波形図である。
【図７】シミュレーションで計測された断線前後のリアクタンス成分の変化量ΔＸと、検出位置から断線位置までの長さΔＬとの関係を示す図である。
【図８】断線位置推定部が行う断線位置推定処理を説明するためのフローチャートである。
【図９】第２実施形態に係る断線位置推定装置を説明するための図である。
【発明を実施するための形態】
【００１９】
以下、本発明の実施の形態を、図面を参照して具体的に説明する。
【００２０】
図１は、第１実施形態に係る断線位置推定装置を説明するための図であり、三相の配電線モデルに配置した状態を示している。
【００２１】
断線位置推定装置Ａ１は、配電線の下流側の断線位置を推定するものである。本実施形態では、断線位置推定装置Ａ１が、ａ相の配電線ａ、ｂ相の配電線ｂおよびc相の配電線cからなる三相の配電線の断線位置を推定する場合について説明する。
【００２２】
配電線ａと配電線ｂとの間には需要家Ｒ１１および需要家Ｒ２１が接続され、配電線ｂと配電線ｃとの間には需要家Ｒ１２および需要家Ｒ２２が接続され、配電線ｃと配電線aとの間には需要家Ｒ１３および需要家Ｒ２３が接続されている。配電線ａには計器用変流器ＣＴ１が配置されており、配電線ｂには計器用変流器ＣＴ２が配置されており、配電線ｃには計器用変流器ＣＴ３が配置されている。計器用変流器ＣＴ１、ＣＴ２，ＣＴ３は、それぞれ配置された配電線を流れる電流を検出するものである。計器用変流器ＣＴ１、ＣＴ２，ＣＴ３によってそれぞれ検出された電流信号ｉa，ｉb,ｉcは、断線位置推定装置Ａ１に入力される。なお、計器用変流器ＣＴ１、ＣＴ２，ＣＴ３に代えて、他の電流検出装置（例えば、光電流測定など）を用いてもよい。また、配電線ａと配電線ｂとの間には計器用変圧器ＰＴ１が配置されており、配電線ｂと配電線ｃとの間には計器用変圧器ＰＴ２が配置されており、配電線ｃと配電線ａとの間には計器用変圧器ＰＴ３が配置されている。計器用変圧器ＰＴ１、ＰＴ２，ＰＴ３は、それぞれ配電線間の線間電圧を検出するものである。計器用変圧器ＰＴ１、ＰＴ２，ＰＴ３によってそれぞれ検出された電圧信号ｖab，ｖbc,ｖcaは、断線位置推定装置Ａ１に入力される。なお、計器用変圧器ＰＴ１、ＰＴ２，ＰＴ３に代えて、他の電圧検出装置（例えば、コンデンサ分圧など）を用いてもよい。計器用変流器ＣＴ１、ＣＴ２，ＣＴ３および計器用変圧器ＰＴ１、ＰＴ２，ＰＴ３の下流側には、遮断器ＣＢ１，ＣＢ２，ＣＢ３が設けられている。遮断器ＣＢ１，ＣＢ２，ＣＢ３は、断線位置推定装置Ａ１から入力される遮断指令に応じて、それぞれ配電線ａ，ｂ，ｃを流れる電流を遮断する。
【００２３】
図１においては、配電線ａが需要家Ｒ１１と需要家Ｒ２１との間で断線することを、スイッチＳＷ１が開放することとして模式的に表している。また、配電線ａと配電線ｂとの間に接続された需要家Ｒ２１の負荷変動を、需要家Ｒ２１が電力を使用している状態（スイッチＳＷ２が閉路）から、電力を使用しない状態（スイッチＳＷ２が開放）に変化するとして、模式的に表している。
【００２４】
断線位置推定装置Ａ１は、計器用変流器ＣＴ１、ＣＴ２，ＣＴ３からそれぞれ入力される電流信号ｉa，ｉb,ｉc、および、計器用変圧器ＰＴ１、ＰＴ２，ＰＴ３からそれぞれ入力される電圧信号ｖab，ｖbc,ｖcaに基づいて断線を検出し、通常時は閉路されている遮断器ＣＢ１，ＣＢ２，ＣＢ３を開放させるための遮断指令を出力する。そして、断線した位置を推定して報知する。断線位置推定装置Ａ１は、演算部１、断線判断部２、遮断指令部３、報知部４、および、断線位置推定部５を備えている。
【００２５】
演算部１は、入力される電圧信号および電流信号に基づいて、インピーダンス値と有効電力値、無効電力値を演算するものである。演算部１は、相ごとにこれらの値を演算するために、ａ相の配電線ａの各値を演算するａ相演算部１１、ｂ相の配電線ｂの各値を演算するｂ相演算部１２、および、ｃ相の配電線ｃの各値を演算するｃ相演算部１３を備えている。
【００２６】
図２は、ａ相演算部１１の構成を説明するための機能ブロック図である。なお、ｂ相演算部１２およびｃ相演算部１３の構成もａ相演算部１１の構成と同様なので、説明を省略する。
【００２７】
ａ相演算部１１は、計器用変流器ＣＴ１が検出した電流信号ｉaおよび計器用変圧器ＰＴ１が検出した電圧信号ｖabを入力され、配電線ａの計器用変流器ＣＴ１および計器用変圧器ＰＴ１の配置位置（以下では、「検出位置」とする。）より下流側のインピーダンス値（抵抗成分Ｒａおよびリアクタンス成分Ｘａ）、配電線ａによって供給される有効電力値Ｐａおよび無効電力値Ｑａを演算して、断線判断部２に出力する。また、リアクタンス成分Ｘａは、断線位置推定部５にも出力される。ａ相演算部１１は、Ａ／Ｄ変換部１１１，１１２、フィルタ部１１３，１１４、インピーダンス演算部１１５、および電力演算部１１６を備えている。
【００２８】
Ａ／Ｄ変換部１１１は、計器用変圧器ＰＴ１より入力されるアナログ信号である電圧信号ｖabをデジタル信号に変換する。すなわち、電圧信号ｖabを所定のタイミングでサンプリングして、デジタル電圧信号に変換する。Ａ／Ｄ変換部１１２は、計器用変流器ＣＴ１より入力されるアナログ信号である電流信号ｉaをデジタル信号に変換する。すなわち、電流信号ｉaを所定のタイミングでサンプリングして、デジタル電流信号に変換する。
【００２９】
フィルタ部１１３は、ローパスフィルタであり、Ａ／Ｄ変換部１１１より入力されるデジタル電圧信号から高調波成分を除去して、インピーダンス演算部１１５および電力演算部１１６に出力する。フィルタ部１１４は、ローパスフィルタであり、Ａ／Ｄ変換部１１２より入力されるデジタル電流信号から高調波成分を除去して、インピーダンス演算部１１５および電力演算部１１６に出力する。本実施形態では、フィルタ部１１３，１１４をデジタルフィルタとして、Ａ／Ｄ変換後のデジタル信号にフィルタリングを行っているが、これに限られない。フィルタ部１１３，１１４に代えて、または、これに加えて、Ａ／Ｄ変換部１１１，１１２の前段にアナログフィルタを設けるようにしてもよい。
【００３０】
インピーダンス演算部１１５は、フィルタ部１１３より入力されるデジタル電圧信号と、フィルタ部１１４より入力されるデジタル電流信号とから、インピーダンス値（抵抗成分Ｒａおよびリアクタンス成分Ｘａ）を算出して、断線判断部２および断線位置推定部５に出力する。本実施形態では、デジタル電圧信号とデジタル電流信号とから、ａ相とｂ相の線間電圧の電圧実効値Ｖab、ａ相の相電流の電流実効値Ｉa、および、線間電圧と相電流の位相差φを演算し、これらの演算結果から抵抗成分Ｒａおよびリアクタンス成分Ｘａを演算している。なお、インピーダンス値の演算方法はこれに限られず、微分方程式や積分方程式を用いて演算するようにしてもよい。
【００３１】
電力演算部１１６は、フィルタ部１１３より入力されるデジタル電圧信号と、フィルタ部１１４より入力されるデジタル電流信号とから、有効電力値Ｐａおよび無効電力値Ｑａを演算して、断線判断部２に出力する。本実施形態では、インピーダンス演算部１１５と同様に、電圧実効値Ｖab、電流実効値Ｉa、および位相差φを演算して、これらの演算結果から有効電力値Ｐａおよび無効電力値Ｑａを演算している。なお、インピーダンス演算部１１５が算出した電圧実効値Ｖab、電流実効値Ｉa、および位相差φを用いて演算するようにしてもよいし、瞬時値であるデジタル電圧信号とデジタル電流信号とから演算するようにしてもよい。
【００３２】
図１に戻って、断線判断部２は、断線の発生を判断し、断線した配電線の特定を行うものであり、例えばマイクロコンピュータなどによって実現されている。断線判断部２は、ａ相演算部１１より入力される抵抗成分Ｒａ、リアクタンス成分Ｘａ、有効電力値Ｐａ、および無効電力値Ｑａと、ｂ相演算部１２より入力される抵抗成分Ｒｂ、リアクタンス成分Ｘｂ、有効電力値Ｐｂ、および無効電力値Ｑｂと、ｃ相演算部１３より入力される抵抗成分Ｒｃ、リアクタンス成分Ｘｃ、有効電力値Ｐｃ、および無効電力値Ｑｃとに基づいて判断を行う。断線判断部２は、断線発生時のインピーダンスの特徴的な変化を捉えて、断線の発生を判断する。断線判断部２は、断線が発生したと判断した場合、断線が発生したこと、および、断線が発生した配電線の情報（以下では、まとめて「断線情報」とする場合がある。）を、遮断指令部３、報知部４、および、断線位置推定部５に出力する。
【００３３】
三相の配電線ａ，ｂ，ｃにおいて断線が発生した場合、三相のインピーダンスのリアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃがいずれも大きく変化することが、発明者らの実験により判っている。一方、配電線ａ，ｂ，ｃの線間に接続された需要家Ｒ１１〜Ｒ２３のいずれかの負荷が大きく変動した場合、負荷が変動した需要家が接続している二相の配電線に対応するリアクタンス成分は大きく変化するが、もう一相の配電線に対応するリアクタンス成分はあまり変化しないことが判っている。
【００３４】
図１に示す三相の配電線モデルにおいて、スイッチＳＷ１を開放することで配電線ａの断線を模擬し、スイッチＳＷ２を開放することで配電線ａと配電線ｂとの間に接続された需要家Ｒ２１の負荷変動を模擬して、シミュレーションを行った。図３（ａ）、（ｂ）に示す波形は、当該シミュレーションにおいて演算部１で演算されたリアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃの時系列変化を示している。同図（ａ）は断線発生時の波形であり、同図（ｂ）は負荷変動時の波形である。各リアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃがいずれも３０Ωで安定している状態で、０．０５ｓのときに、スイッチＳＷ１またはＳＷ２を開放している。
【００３５】
同図（ａ）に示すように、スイッチＳＷ１が開放される（すなわち、配電線ａで断線が発生する）と、リアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃがすべて大きく変化している。一方、同図（ｂ）に示すように、スイッチＳＷ２が開放される（すなわち、配電線ａと配電線ｂとの間に接続された需要家Ｒ２１の負荷変動が発生する）と、リアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂは大きく変化しているが、リアクタンス成分Ｘｃはあまり変化していない。
【００３６】
したがって、リアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃの変化をみることで、負荷変動による変化を除外して、断線発生時のインピーダンスの特徴的な変化を捉えることができる。なお、本実施形態での断線判断は１０ミリ秒（０．０１秒）ごとに行っており、この短い時間で２つ以上の需要家で同時に負荷の変動が生じることはほぼありえないので、いずれか１つの需要家での負荷変動を想定している。
【００３７】
断線判断部２は、リアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃがいずれも変化した場合にのみ、断線が発生したと判断する。本実施形態では、前回の断線判断のタイミングで取得したリアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃとの差をそれぞれ算出し、当該差の絶対値が所定の閾値以上の場合に変化したと判別する。例えば、１０ミリ秒ごとに断線判断を行い、リアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃが前回より２Ω以上増減した場合に当該リアクタンス成分は変化したと判別する。
【００３８】
図３（ａ）においては、０．０６ｓのタイミング時に、リアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃがいずれも２Ω以上増減しているので、断線が発生したと判断される。一方、図３（ｂ）においては、０．０６ｓのタイミング時にリアクタンス成分Ｘａが２Ω以上増加しているが、リアクタンス成分Ｘｂ，Ｘｃの増減は２Ω未満であり、０．０７ｓのタイミング時にリアクタンス成分Ｘａ, Ｘｂが２Ω以上増減しているが、リアクタンス成分Ｘｃの増減は２Ω未満なので、断線が発生したと判断されない。
【００３９】
なお、本実施形態では、１０ミリ秒ごとに断線判断を行うようにしているが、断線判断のタイミングはこれに限られない。また、変化したか否かを判別するための増減の閾値も２Ωに限定されない。より繊細な変化を検出するのであれば、断線判断のタイミングの間隔を短くして、閾値をより小さい値にすればよいし、より大きな変化を検出するのであれば、断線判断のタイミングの間隔を長くして、閾値をより大きい値にすればよい。また、リアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃがいずれも変化したとの判別が複数回継続した場合にのみ断線が発生したと判断するようにしてもよいし、リアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃがいずれも変化したとの判別が所定時間の間継続した場合にのみ断線が発生したと判断するようにしてもよい。変化したか否かの判別方法は、上述したものに限られない。各リアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃが、それぞれ設定された範囲を超えた場合に、変化したと判別するようにしてもよい。また、各リアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃの微分値が、それぞれ設定された範囲を超えた場合に、変化したと判別するようにしてもよい。
【００４０】
また、断線が発生した配電線に対応する抵抗成分が他の配電線に対応する抵抗成分より変化することも、発明者らの実験により判っている。
【００４１】
図３（ｃ）、（ｄ）に示す波形は、同図（ａ）、（ｂ）で説明したシミュレーションにおいて演算部１で演算された抵抗成分Ｒａ，Ｒｂ，Ｒｃの時系列変化を示している。同図（ｃ）は断線発生時の波形であり、同図（ｄ）は負荷変動時の波形である。各抵抗成分Ｒａ，Ｒｂ，Ｒｃがいずれも５０Ωで安定している状態で、０．０５ｓのときに、スイッチＳＷ１またはＳＷ２を開放している。
【００４２】
同図（ｃ）に示すように、スイッチＳＷ１が開放される（すなわち、配電線ａで断線が発生する）と、配電線ａに対応する抵抗成分Ｒａが、配電線ｂに対応する抵抗成分Ｒｂおよび配電線ｃに対応する抵抗成分Ｒｃより、大きく変化している。
【００４３】
したがって、抵抗成分Ｒａ，Ｒｂ，Ｒｃの変化をみることで、断線が発生した配電線を特定することができる。断線判断部２は、断線が発生したと判断した場合に、抵抗成分Ｒａ，Ｒｂ，Ｒｃのうち一番変化が大きかった相の配電線が断線したと判断する。本実施形態では、前回の断線判断のタイミングで取得した抵抗成分Ｒａ，Ｒｂ，Ｒｃとの差をそれぞれ算出し、当該差の絶対値が一番大きい場合に一番変化が大きかったと判断する。
【００４４】
図３（ｃ）においては、抵抗成分Ｒａの０．０６ｓのタイミング時（断線が発生したと判断されたタイミング時）と０．０５Ｓのタイミング時との差の絶対値が、抵抗成分Ｒｂ，Ｒｃのものより大きいので、抵抗成分Ｒａの変化が一番大きかったと判断され、抵抗成分Ｒａに対応するａ相の配電線ａが断線したと判断される。
【００４５】
図４は、断線判断部２が行う断線判断処理を説明するためのフローチャートである。断線判断処理は、断線位置推定装置Ａ１が起動された時に実行を開始する。
【００４６】
まず、演算部１で演算された演算値が取得される（Ｓ１）。本実施形態では、１０ミリ秒ごとに断線判断を行うようにしているので、演算値の取得を１０ミリ秒ごととしている。
【００４７】
次に、リアクタンス成分Ｘａが変化したか否かが判別される（Ｓ２）。リアクタンス成分Ｘａが変化したと判別された場合（Ｓ２：ＹＥＳ）、リアクタンス成分Ｘｂが変化したか否かが判別される（Ｓ３）。リアクタンス成分Ｘｂが変化したと判別された場合（Ｓ３：ＹＥＳ）、リアクタンス成分Ｘｃが変化したか否かが判別される（Ｓ４）。リアクタンス成分Ｘｃが変化したと判別された場合（Ｓ４：ＹＥＳ）、ステップＳ５に進む。ステップＳ２、Ｓ３、Ｓ４において、変化しなかったと判別された場合（Ｓ２：ＮＯ、Ｓ３：ＮＯ、または、Ｓ４：ＮＯ）、断線が発生していないと判断されて、ステップＳ１に戻る。つまり、リアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃのいずれもが変化したと判別された場合にのみ、断線が発生したと判断されて、ステップＳ５〜Ｓ９の断線が発生した配電線を特定するステップに進む。
【００４８】
次に、抵抗成分Ｒａの変化が抵抗成分Ｒｂ，Ｒｃの変化より大きかったか否かが判別される（Ｓ５）。抵抗成分Ｒａの変化が最大の場合（Ｓ５：ＹＥＳ）、ａ相の配電線ａで断線が発生したと判断され、その旨の情報が出力されて（Ｓ６）、断線判断処理は終了する。抵抗成分Ｒａの変化が最大でない場合（Ｓ５：ＮＯ）、抵抗成分Ｒｂの変化が抵抗成分Ｒａ，Ｒｃの変化より大きかったか否かが判別される（Ｓ７）。抵抗成分Ｒｂの変化が最大の場合（Ｓ７：ＹＥＳ）、ｂ相の配電線ｂで断線が発生したと判断され、その旨の情報が出力されて（Ｓ８）、断線判断処理は終了する。抵抗成分Ｒｂの変化が最大でない場合（Ｓ７：ＮＯ）、抵抗成分Ｒｃの変化が最大になるので、ｃ相の配電線ｃで断線が発生したと判断され、その旨の情報が出力されて（Ｓ９）、断線判断処理は終了する。つまり、変化が最大である抵抗成分に対応する配電線で断線が発生したことを示す情報を出力して、断線判断処理は終了する。なお、断線判断処理のフローチャートは、図４に示したものに限定されない。
【００４９】
また、三相の配電線ａ，ｂ，ｃにおいて断線が発生した場合、三相の無効電力値Ｑａ，Ｑｂ，Ｑｃがいずれも大きく変化することも、発明者らの実験により判っている。一方、配電線ａ，ｂ，ｃの線間に接続された需要家Ｒ１１〜Ｒ２３のいずれかの負荷が大きく変動した場合、負荷が変動した需要家が接続している二相の配電線に対応する無効電力値は大きく変化するが、もう一相の配電線に対応する無効電力値はあまり変化しないことも判っている。
【００５０】
図５（ａ）、（ｂ）に示す波形は、図３で説明したシミュレーションにおいて演算部１で演算された無効電力値Ｑａ，Ｑｂ，Ｑｃの時系列変化を示している。図５（ａ）は断線発生時の波形であり、同図（ｂ）は負荷変動時の波形である。各無効電力値Ｑａ，Ｑｂ，Ｑｃがいずれも６５０ｖａｒで安定している状態で、０．０５ｓのときに、スイッチＳＷ１またはＳＷ２を開放している。
【００５１】
同図（ａ）に示すように、スイッチＳＷ１が開放される（すなわち、配電線ａで断線が発生する）と、無効電力値Ｑａ，Ｑｂ，Ｑｃがすべて大きく変化している。一方、同図（ｂ）に示すように、スイッチＳＷ２が開放される（すなわち、配電線ａと配電線ｂとの間に接続された需要家Ｒ２１の負荷変動が発生する）と、無効電力値Ｑａ，Ｑｂは大きく変化しているが、無効電力値Ｑｃはあまり変化していない。
【００５２】
したがって、リアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃの変化による断線の判断に代えて、無効電力値Ｑａ，Ｑｂ，Ｑｃの変化による断線の判断を行うようにしてもよい。具体的には、図４に示すフローチャートのステップＳ２〜Ｓ４で、それぞれ無効電力値Ｑａ，Ｑｂ，Ｑｃが変化したか否かを判別する。また、リアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃの変化による断線の判断に加えて、さらに、無効電力値Ｑａ，Ｑｂ，Ｑｃの変化による断線の判断を行うようにしてもよい。具体的には、図４に示すフローチャートのステップＳ４で「ＹＥＳ」の場合にステップＳ５に進む前に、無効電力値Ｑａ，Ｑｂ，Ｑｃのすべてが変化したか否かを判別するステップを追加することになる。無効電力値Ｑａ，Ｑｂ，Ｑｃのすべてが変化した場合はステップＳ５に進んで、いずれか一つでも変化しなかった場合は、ステップＳ１に戻るようにすればよい。
【００５３】
各無効電力値Ｑａ，Ｑｂ，Ｑｃが変化したか否かの判別は、リアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃの場合の判別と同様の方法で行ってもよいし、他の方法で判別するようにしてもよい。例えば、１０ミリ秒ごとに断線判断を行い、無効電力値Ｑａ，Ｑｂ，Ｑｃが前回より１００ｖａｒ以上増減した場合に当該無効電力値は変化したと判別してもよい。
【００５４】
図５（ａ）においては、０．０５ｓのタイミング時（リアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃの変化によって断線が発生したと判断されたタイミング時）に、無効電力値Ｑａ，Ｑｂ，Ｑｃがいずれも１００ｖａｒ以上増減しているので、断線が発生したと判断される。
【００５５】
なお、図５（ｂ）においては、０．０６ｓのタイミング時および０．０７Ｓのタイミング時において、無効電力値Ｑｂが１００ｖａｒ以上減少しているが、無効電力値Ｑａ，Ｑｃの増減はそれぞれ１００ｖａｒ未満なので、断線が発生したと判断されない。したがって、リアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃの変化による断線の判断を行うことなく、無効電力値Ｑａ，Ｑｂ，Ｑｃの変化による断線の判断のみを行うようにしてもよい。
【００５６】
また、断線が発生した配電線に対応する有効電力値が他の配電線に対応する有効電力値より変化することも、発明者らの実験により判っている。
【００５７】
図５（ｃ）、（ｄ）に示す波形は、図３で説明したシミュレーションにおいて演算部１で演算された有効電力値Ｐａ，Ｐｂ，Ｐｃの時系列変化を示している。図５（ｃ）は断線発生時の波形であり、同図（ｄ）は負荷変動時の波形である。各有効電力値Ｐａ，Ｐｂ，Ｐｃがいずれも１０００Ｗで安定している状態で、０．０５ｓのときに、スイッチＳＷ１またはＳＷ２を開放している。
【００５８】
同図（ｃ）に示すように、スイッチＳＷ１が開放される（すなわち、配電線ａで断線が発生する）と、配電線ａに対応する有効電力値Ｐａが、配電線ｂに対応する有効電力値Ｐｂおよび配電線ｃに対応する有効電力値Ｐｃより、大きく変化している。
【００５９】
したがって、抵抗成分Ｒａ，Ｒｂ，Ｒｃの変化による断線配電線の特定に代えて、有効電力値Ｐａ，Ｐｂ，Ｐｃの変化による断線配電線の特定を行うようにしてもよい。具体的には、図４に示すフローチャートのステップＳ５で有効電力値Ｐａの変化が最大であるか否かを判別するようにし、ステップＳ７で有効電力値Ｐｂの変化が最大であるか否かを判別するように変更すればよい。
【００６０】
各有効電力値Ｐａ，Ｐｂ，Ｐｃのいずれの変化が最大であるかの判別は、抵抗成分Ｒａ，Ｒｂ，Ｒｃの場合の判別と同様の方法で行ってもよいし、他の方法で判別するようにしてもよい。例えば、前回の断線判断のタイミングで取得した有効電力値Ｐａ，Ｐｂ，Ｐｃとの差をそれぞれ算出し、当該差の絶対値が一番大きい場合に一番変化が大きかったと判別してもよい。
【００６１】
図５（ｃ）においては、有効電力値Ｐａの０．０６ｓのタイミング時（断線が発生したと判断されたタイミング時）と０．０５Ｓのタイミング時との差の絶対値が、有効電力値Ｐｂ，Ｐｃのものより大きいので、有効電力値Ｐａの変化が一番大きかったと判断され、有効電力値Ｐａに対応するａ相の配電線ａが断線したと判断される。
【００６２】
なお、断線判断部２における断線発生の判断方法、および、断線が発生した配電線の特定方法は、上述したものに限定されない。断線判断部２は、断線発生時のインピーダンスの特徴的な変化を捉えて、断線の発生を判断できればよい。
【００６３】
図１に戻って、遮断指令部３は、断線判断部２より入力される断線情報に基づいて、遮断器ＣＢ１、ＣＢ２、ＣＢ３に遮断指令を出力するものである。遮断指令部３は、配電線ａで断線が発生したことを示す情報が入力された場合、遮断器ＣＢ１に遮断指令を出力し、遮断器ＣＢ１を開放させる。同様に、配電線ｂで断線が発生したことを示す情報が入力された場合、遮断器ＣＢ２に遮断指令を出力して遮断器ＣＢ２を開放させ、配電線ｃで断線が発生したことを示す情報が入力された場合、遮断器ＣＢ３に遮断指令を出力して遮断器ＣＢ３を開放させる。遮断指令部３は、断線情報が入力されると、断線位置推定部５が断線位置を推定するための情報を入手した後のタイミングで、遮断指令を出力する。
【００６４】
報知部４は、断線に関する情報を報知するものである。報知部４は、断線判断部２より入力される断線情報に基づいて、断線が発生したこと、および、断線が発生した配電線の情報を報知する。また、報知部４は、断線位置推定部５より入力される情報に基づいて、断線の位置情報を報知する。本実施形態では、報知部４はモニタおよびブザーであり、断線が発生したことをブザーで警告し、断線が発生した配電線および断線の位置をモニタ画面に表示する。断線の位置は、検出位置からの距離をそのまま表示してもよいし、モニタ画面に配電線の配置図を表示して、その配置図上で断線位置を示すようにしてもよい。なお、音声で断線が発生した配電線および断線の位置を知らせるようにしてもよい。
【００６５】
断線位置推定部５は、断線位置を推定するものであり、例えばマイクロコンピュータなどによって実現されている。断線位置推定部５は、ａ相演算部１１より入力されるリアクタンス成分Ｘａ、ｂ相演算部１２より入力されるリアクタンス成分Ｘｂ、ｃ相演算部１３より入力されるリアクタンス成分Ｘｃ、および、断線判断部２より入力される断線情報に基づいて判断を行う。断線位置推定部５は、リアクタンス成分の変化に基づいて断線位置を推定して、推定した断線位置の情報を報知部４に出力する。
【００６６】
配電線自体のインピーダンス値は、配電線全体に均一に分布していると考えることができ、配電線の長さに比例した値になると考えることができる。電力会社は、特定区間の配電線長およびその配電線全体のインピーダンス値を、管理データとして保有している。しかし、配電線には負荷が接続されるので、これらの負荷の影響も考慮して、全体としてのインピーダンス値を考える必要がある。
【００６７】
図１に示す三相の配電線モデルにおいて、スイッチＳＷ１を開放することで配電線ａの断線を模擬するシミュレーションを行った。配電線ａ上のスイッチＳＷ１の位置を変化させて、断線位置を変化させている。図６に示す波形は、当該シミュレーションにおいて演算部１で演算されたリアクタンス成分Ｘａの時系列変化を示している。検出位置からの配電線長Ｌを１ｋｍとし、検出位置から断線位置までの長さΔＬを、それぞれ、０．９ｋｍ,０．７ｋｍ,０．５ｋｍ,０．４ｋｍ,０．２ｋｍとした場合の波形を示している。それぞれ、リアクタンス成分Ｘａが約−１３Ωで安定している状態で、０．０５ｓのときに、スイッチＳＷ１を開放している。なお、断線を検出して遮断器ＣＢ１が開放しないように、遮断指令部３の機能を停止している。
【００６８】
図６に示すように、スイッチＳＷ１の開放から約０．０３秒でリアクタンス成分Ｘａは定常状態になっている。ΔＬが小さいほど、すなわち、断線箇所が検出位置から近いほど、断線後の定常状態でのリアクタンス成分Ｘａは小さい値になっており、断線の前後での変化量が大きくなっている。
【００６９】
図７は、上記シミュレーションで計測された断線前後のリアクタンス成分Ｘａの変化量ΔＸとΔＬの関係を示している。横軸をΔＬ、縦軸を変化量ΔＸとし、ΔＬ＝０．９ｋｍ,０．７ｋｍ,０．５ｋｍ,０．４ｋｍ,０．２ｋｍのときの変化量ΔＸをそれぞれプロットしている。縦軸は常用対数目盛りで表示している。同図に示すように、変化量ΔＸの常用対数値とΔＬとの関係は一次関数で表すことができ、下記（１）式のようになる。なお、ａ、ｂは定数である。したがって、下記（２）式を用いて、変化量ΔＸからΔＬを算出することができる。なお、配電線長Ｌが１ｋｍでない場合に一般化した式は、下記（３）式で表すことができる。
【数２】
2014176182.tif 000004
【００７０】
上記（３）式において、あらかじめ実験により算出した定数ａ，ｂと、既知のデータである配電線長Ｌとを設定しておくことで、断線時のリアクタンス成分の変化量ΔＸに基づいて、検出位置から断線位置までの長さΔＬを算出し、断線位置を推定することができる。
【００７１】
断線位置推定部５は、断線判断部２より断線情報を入力された場合に、断線した配電線のリアクタンス成分の変化量ΔＸを算出する。断線位置推定部５は、演算部１が演算したリアクタンス成分Ｘａ、Ｘｂ，Ｘｃを常に入力され、定常状態の値を記録しており、入力される値が変化して定常状態になると記録値を更新する。そして、断線判断部２より断線情報が入力されると、断線位置推定部５は、断線が発生した相の、断線が発生する前の定常状態の値と、断線が発生した後の定常状態の値とから変化量ΔＸを算出する。例えば、配電線ａで断線が発生したことを示す情報が入力された場合、断線位置推定部５は、断線が発生する前の定常状態の値Ｘａ１と断線が発生した後の定常状態の値Ｘａ２とから、変化量ΔＸ（＝Ｘａ１−Ｘａ２）を算出する。断線位置推定部５は、上記（３）式に基づいてΔＬを算出する。なお、断線を検出してすぐに配電線を遮断してしまうと断線が発生した後の定常状態の値を検出できないので、遮断指令部３は、断線位置推定部５が断線発生後の定常状態の値を検出する時間を待ってから、遮断指令を出力する。
【００７２】
なお、定常状態の値から変化量ΔＸを算出するのではなく、断線前後の値から算出するようにしてもよい。本実施形態では、１０ミリ秒（０．０１秒）ごとに断線判断を行って、断線から１０〜２０ミリ秒で断線を検出している。また、断線から３０ミリ秒後には定常状態になっている。したがって、例えば、断線検出の３０ミリ秒前の値と、断線検出から３０ミリ秒後の値を用いて、変化量ΔＸを算出するようにしてもよい。
【００７３】
図８は、断線位置推定部５が行う断線位置推定処理を説明するためのフローチャートである。断線位置推定処理は、断線位置推定装置Ａ１が起動された時に実行を開始する。
【００７４】
まず、断線判断部２から断線情報が入力されたか否かが判別される（Ｓ１１）。断線情報が入力されていない場合（Ｓ１１：ＮＯ）、ステップＳ１１に戻り、断線情報の入力判別が繰り返される。断線情報が入力された場合（Ｓ１１：ＹＥＳ）、断線した相の断線前後のリアクタンス値がそれぞれ取得される（Ｓ１２）。次に、断線前後のリアクタンス値の変化量ΔＸが算出され、上記（３）式に基づいてΔＬが算出される（Ｓ１３）。そして、算出されたΔＬが報知部４に出力され（Ｓ１４）、断線位置推定処理が終了する。なお、断線位置推定処理のフローチャートは、図８に示したものに限定されない。例えば、ΔＬを報知部４に出力するのではなくて、ΔＬから断線位置を示す情報を生成し、当該情報を報知部４に出力するようにしてもよい。
【００７５】
なお、断線位置推定装置Ａ１の各部が行う処理をプログラムで設計し、当該プログラムを実行させることでコンピュータを断線位置推定装置Ａ１として機能させてもよい。また、当該プログラムを記録媒体に記録しておき、コンピュータに読み取らせるようにしてもよい。
【００７６】
本実施形態において、断線位置推定部５は、断線判断部２が断線を検出した時に、その前後のリアクタンス成分の変化量を算出して、これに基づいてΔＬを算出する。負荷変動により配電線のリアクタンス成分は変化するので、リアクタンス成分が変化したときに変化量に基づいて断線位置を推定しても誤検出になる。本実施形態では、まず断線を検出して、断線が検出された時のリアクタンス成分の変化量に基づいて断線位置を推定している。変化量を算出するためのリアクタンス成分は、断線前後のごく短い時間（例えば、数十ミリ秒）の間に検出されるので、この間に負荷変動による変化が含まれることはほぼありえない。したがって、負荷変動によってリアクタンス成分が変化する配電線において、断線位置を推定することができる。
【００７７】
なお、本実施形態では、断線位置推定部５がリアクタンス成分の変化量ΔＸに基づいてΔＬを算出する場合について説明したが、これに限られず、インピーダンス値の変化量ΔＺに基づいてΔＬを算出するようにしてもよいし、抵抗成分の変化量ΔＲに基づいてΔＬを算出するようにしてもよい。
【００７８】
本実施形態では、断線判断部２が演算部１から抵抗成分Ｒａ，Ｒｂ，Ｒｃ、リアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃ、有効電力値Ｐａ，Ｐｂ，Ｐｃ、および無効電力値Ｑａ，Ｑｂ，Ｑｃのすべてを入力される場合について説明したが、これに限られない。断線判断部２での判断に必要でないものは入力されなくてもよいし、演算部１で算出しなくてもよい。例えば、抵抗成分Ｒａ，Ｒｂ，Ｒｃの変化で断線配電線の特定を行う場合は、有効電力値Ｐａ，Ｐｂ，Ｐｃの算出をしなくてもよい。
【００７９】
本実施形態では、計器用変圧器ＰＴ１、ＰＴ２，ＰＴ３がそれぞれ配電線間の線間電圧を検出する場合について説明したが、計器用変圧器ＰＴ１、ＰＴ２，ＰＴ３がそれぞれ配電線の相電圧を検出するようにしてもよい。
【００８０】
また、実際の配電線においては系統周波数（電力系統の周波数）が変化するので、演算部１で算出される各値の精度が悪くなる場合がある。演算部１で算出される各値の精度を改善するために、計器用変圧器ＰＴ１より入力される電圧信号ｖab（なお、電圧信号ｖbcまたは電圧信号ｖcaでもよい）に基づいて系統周波数を検出し、フィルタ部１１３，１１４を系統周波数成分以外の周波数成分を除去するバンドパスフィルタとしてもよい。この場合、インピーダンス演算部１１５および電力演算部１１６が系統周波数成分以外の周波数成分を除去した各デジタル信号に基づいて各値を演算するので、演算部１で算出される各値の精度が良くなる。なお、フィルタ部１１３，１１４を適応型デジタルフィルタとして、通過帯域の中心周波数を、入力される各デジタル信号の基本波周波数に追従させるようにしてもよい。
【００８１】
上記第１実施形態では、断線発生時の三相のインピーダンス値の特徴的な変化を捉えて断線を検出する場合について説明したが、これに限られない。相ごとのインピーダンス値の特徴的な変化を捉えて、相ごとに断線の発生の判断を行うことで、断線および断線した相を検出するようにしてもよい。
【００８２】
図３（ａ）のリアクタンス成分Ｘａの波形が示すように、断線が発生した配電線に対応するリアクタンス成分の波形にはオーバーシュートが発生するが、その他の波形にはオーバーシュートが発生しない。また、図３（ｂ）の各波形が示すように、負荷変動の場合はオーバーシュートが発生しない。したがって、各リアクタンス成分Ｘａ，Ｘｂ，Ｘｃの波形にオーバーシュートが発生した場合、当該リアクタンス成分に対応する配電線で断線が発生したと判断することができる。
【００８３】
したがって、断線判断部２が、リアクタンス成分Ｘａの波形にオーバーシュートが発生した場合に、配電線ａで断線が発生したと判断するようにしてもよい。オーバーシュートは、リアクタンス成分Ｘａの微分値が正の値である状態が所定時間以上継続した後に負の値になった場合、または、微分値が負の値である状態が所定時間以上継続した後に正の値になった場合に、発生したと判断すればよい。図３（ａ）においては、リアクタンス成分Ｘａが０．０５ｓのタイミング時から上昇し（すなわち、微分値が正の値となっており）、０．０５７ｓ頃に下降に転じている（すなわち、微分値が負の値になった）ので、オーバーシュートが発生したと判断され、配電線ａで断線が発生したと判断される。なお、オーバーシュートが２回発生した場合に断線が発生したと判断するようにしてもよい。
【００８４】
なお、断線判断部２における断線発生の判断方法は、上述したものに限定されない。断線判断部２は、断線発生時のインピーダンスの特徴的な変化、または、有効電力および無効電力の特徴的な変化を捉えて、断線の発生を判断できればよい。例えば、断線発生時のリアクタンス成分の時系列変化の波形（図３（ａ）参照）をあらかじめ記録しておいて、リアクタンス成分の時系列変化の波形を記録された断線発生時の波形とパターンマッチングなどの手法で比較して、同様の波形であれば断線が発生したと判断するようにしてもよい。
【００８５】
上記第１実施形態においては、三相の配電線ａ，ｂ，ｃで断線を検出し、断線位置を推定する場合について説明したが、これに限られない。本発明は、単相の配電線で断線を検出し、断線位置を推定する場合にも用いることができる。単相の配電線に適用した場合を、第２実施形態として以下に説明する。
【００８６】
図９は、第２実施形態に係る断線位置推定装置を説明するための図である。同図において、第１実施形態に係る断線位置推定装置Ａ１(図１参照）と同一または類似の要素には、同一の符号を付している。
【００８７】
図９に示す断線位置推定装置Ａ２は、単相の配電線ｄに配置されている点と、演算部１’、断線判断部２’、および、断線位置推定部５’が単相に対応している点で、第１実施形態に係る断線位置推定装置Ａ１と異なる。
【００８８】
演算部１’は、ａ相演算部１１（図２参照）と同様の構成であり、計器用変流器ＣＴが検出した電流信号ｉおよび計器用変圧器ＰＴが検出した電圧信号ｖを入力され、配電線ｄの検出位置より下流側のインピーダンス値（抵抗成分Ｒおよびリアクタンス成分Ｘ）、配電線ｄによって供給される有効電力値Ｐおよび無効電力値Ｑを演算して、断線判断部２’に出力する。断線判断部２’は、演算部１’より抵抗成分Ｒ、リアクタンス成分Ｘ、有効電力値Ｐ、および無効電力値Ｑを入力されて、断線発生時のインピーダンスの特徴的な変化に基づいて断線の発生を判断し、断線が発生したことを示す情報を遮断指令部３、報知部４、および、断線位置推定部５’に出力する。断線位置推定部５’は、断線判断部２’より断線が発生したことを示す情報を入力された場合に、演算部１’より入力されるリアクタンス成分Ｘに基づいて変化量ΔＸを算出し、上記（３）式に基づいてΔＬを算出する。
【００８９】
第２実施形態においても、第１実施形態と同様の効果を奏することができる。
【００９０】
本発明に係る断線位置推定装置および断線位置推定方法は、上述した実施形態に限定されるものではない。本発明に係る断線位置推定装置および断線位置推定方法の各部の具体的な構成は、種々に設計変更自在である。
【符号の説明】
【００９１】
Ａ１，Ａ２  断線位置推定装置
１，１’  演算部
１１  ａ相演算部
１１１，１１２  Ａ／Ｄ変換部
１１３，１１４  フィルタ部
１１５  インピーダンス演算部（インピーダンス検出手段）
１１６  電力演算部（電力検出手段）
１２  ｂ相演算部
１３  ｃ相演算部
２，２’  断線判断部（断線判断手段、判別手段、判断手段、断線相検出手段、微分値算出手段）
３  遮断指令部
４  報知部
５，５’  断線位置推定部（推定手段）
ａ，ｂ，ｃ，ｄ  配電線
ＣＴ１、ＣＴ２，ＣＴ３，ＣＴ  計器用変流器（電気信号検出器）
ＰＴ１、ＰＴ２，ＰＴ３，ＰＴ  計器用変圧器（電気信号検出器）
【図１】
2014176182.tif 000006
【図２】
2014176182.tif 000007
【図３】
2014176182.tif 000008
【図４】
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【図５】
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【図８】
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【図９】
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【図６】
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【図７】
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