(57)【要約】  本開示の実施形態は、様々な電圧関係および電流関係を記述する対称成分に基づく数式を使用することによって、三相直列補償送電線システムにおける障害位置を判定するためのシステムおよび方法に関する。電圧関係および電流関係は、第１の直列補償送電線システムの送信端および受信端で同時に実行される同期測定手順を使用して導き出すことができる。さらに、本開示の特定の実施形態により障害位置を判定することは、三相直列補償送電線システムの一部である直列コンデンサまたは直列コンデンサ保護要素のいずれかのインピーダンス値を計算する必要、直列コンデンサ保護要素のいずれかを監視する必要、および直列コンデンサのいずれかの間の電圧降下を測定する必要の１つまたは複数を排除することができる。【選択図】図１
2019505805.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
三相直列補償電力線システム（１００）であって、
第１の相を有する電力を伝搬するよう構成される第１の直列補償送電線であって、前記第１の直列補償送電線が、第１の直列コンデンサ（１０５）と第１の直列コンデンサ保護要素（１１５）とを備える第１の補償コンデンサシステム（１３０）を含む、第１の直列補償送電線と、
第２の相を有する電力を伝搬するよう構成される第２の直列補償送電線であって、前記第２の直列補償送電線が、第２の直列コンデンサ（１０５）と第２の直列コンデンサ保護要素（１１５）とを備える第２の補償コンデンサシステム（１３０）を含む、第２の直列補償送電線と、
第３の相を有する電力を伝搬するよう構成される第３の直列補償送電線であって、前記第３の直列補償送電線が、第３の直列コンデンサ（１０５）と第３の直列コンデンサ保護要素（１１５）とを備える第３の補償コンデンサシステム（１３０）を含む、第３の直列補償送電線と、
少なくとも１つのプロセッサ（５５５）を備える配線障害位置検出器（１２０）であって、前記少なくとも１つのプロセッサ（５５５）が前記三相直列補償電力線システム（１００）における単相−接地障害の位置を識別するための第１の障害位置特定手順を実行するよう構成され、前記第１の障害位置特定手順が、
前記単相−接地障害の間に前記第１の補償コンデンサシステム（１３０）によって提示される第１のインピーダンス、前記単相−接地障害の間に前記第２の補償コンデンサシステム（１３０）によって提示される第２のインピーダンス、および前記単相−接地障害の間に前記第３の補償コンデンサシステム（１３０）によって提示される第３のインピーダンスの間の関係に部分的に基づいてゼロシーケンス電圧降下を判定することであって、前記第１のインピーダンス、前記第２のインピーダンス、または前記第３のインピーダンスのうちの１つが、前記第１の直列コンデンサ保護要素（１１５）、前記第２の直列コンデンサ保護要素（１１５）、または前記第３の直列コンデンサ保護要素（１１５）の対応するものが前記単相−接地障害の間にアクティブになることに起因する未判定インピーダンスである、ことと、
前記第１のインピーダンス、前記第２のインピーダンス、および前記第３のインピーダンスの間の前記関係に部分的に基づいて正のシーケンス電圧降下または負のシーケンス電圧降下の少なくとも一方を判定することと、
前記未判定インピーダンスの判定を削除するために前記ゼロシーケンス電圧降下ならびに前記正のシーケンス電圧降下または前記負のシーケンス電圧降下の少なくとも一方を使用することによって、少なくとも部分的に前記単相−接地障害の前記位置を判定することと、
を備える、配線障害位置検出器（１２０）と、
を備える、三相直列補償電力線システム（１００）。
【請求項２】
前記第１の障害位置特定手順を実行することは、前記第１の直列補償送電線の送信端および受信端で同時に実行される同期測定手順を使用することによって得られる複数の電流測定値および複数の電圧測定値を、前記配線障害位置検出器（１２０）で受信することをさらに備える、請求項１に記載のシステム（１００）。
【請求項３】
前記第１の障害位置特定手順を実行することが、前記第１の直列コンデンサ保護要素（１１５）、前記第２の直列コンデンサ保護要素（１１５）、または前記第３の直列コンデンサ保護要素（１１５）のいずれかのインピーダンス値を計算することを排除し、前記第１、第２、または第３の直列コンデンサ保護要素（１１５）のいずれかの状態を監視することを排除し、ならびに前記第１、第２、または第３の直列コンデンサ（１０５）のいずれかの間の電圧降下を測定することを排除する、請求項２に記載のシステム（１００）。
【請求項４】
前記配線障害位置検出器（１２０）が、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記送信端よりも前記受信端により近い位置に配置される、請求項２に記載のシステム（１００）。
【請求項５】
前記単相−接地障害の前記位置を判定するために前記ゼロシーケンス電圧降下ならびに前記正のシーケンス電圧降下または前記負のシーケンス電圧降下の少なくとも一方を使用することが、前記ゼロシーケンス電圧降下を前記正のシーケンス電圧降下から減算することを備え、さらに、以下の数式を解くことを備え、
【数１】
2019505805.tif 000019
ここで、ｄ１は、前記単相−接地障害位置までの距離を示し、Ｖ０Ｓは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の送信端におけるゼロシーケンス電圧成分であり、Ｖ１Ｓは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記送信端における正のシーケンス電圧成分であり、Ｉ０Ｓは、前記第１の直列補償送電線の前記送信端におけるゼロシーケンス電流成分であり、Ｉ１Ｓは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記送信端における正のシーケンス電流成分であり、Ｖ０Ｒは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の受信端におけるゼロシーケンス電圧成分であり、Ｖ１Ｒは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記受信端における正のシーケンス電圧成分であり、Ｉ０Ｒは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記受信端におけるゼロシーケンス電流成分であり、Ｉ１Ｒは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記受信端における正のシーケンス電流成分であり、Ｚ０Ｌは、前記三相直列補償電力線システム（１００）のゼロシーケンス総合インピーダンス成分であり、Ｚ１Ｌは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の正のシーケンス総合インピーダンス成分であり、Ｉ０Ｍは、前記第１、第２、および第３の補償コンデンサシステム（１３０）を通って伝搬する推定ゼロシーケンス電流成分であり、Ｉ１Ｍは、前記第１、第２、および第３の補償コンデンサシステム（１３０）を通って伝搬する推定正シーケンス電流成分である、
請求項１に記載のシステム（１００）。
【請求項６】
前記単相−接地障害の前記位置を判定するために前記ゼロシーケンス電圧降下ならびに前記正のシーケンス電圧降下または前記負のシーケンス電圧降下の少なくとも一方を使用することが、前記ゼロシーケンス電圧降下を前記負のシーケンス電圧降下から減算することを備え、さらに、以下の数式を解くことを備え、
【数２】
2019505805.tif 000020
ここで、ｄ１は、前記単相−接地障害位置までの距離を示し、Ｖ０Ｓは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の送信端におけるゼロシーケンス電圧成分であり、Ｖ２Ｓは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記送信端における負のシーケンス電圧成分であり、Ｉ０Ｓは、前記第１の直列補償送電線の前記送信端におけるゼロシーケンス電流成分であり、Ｉ２Ｓは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記送信端における負のシーケンス電流成分であり、Ｖ０Ｒは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の受信端におけるゼロシーケンス電圧成分であり、Ｖ２Ｒは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記受信端における負のシーケンス電圧成分であり、Ｉ０Ｒは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記受信端におけるゼロシーケンス電流成分であり、Ｉ２Ｒは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記受信端における負のシーケンス電流成分であり、Ｚ０Ｌは、前記三相直列補償電力線システム（１００）のゼロシーケンス総合インピーダンス成分であり、Ｚ２Ｌは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の負のシーケンス総合インピーダンス成分であり、Ｉ０Ｍは、前記第１、第２、および第３の補償コンデンサシステム（１３０）を通って伝搬する推定ゼロシーケンス電流成分であり、Ｉ２Ｍは、前記第１、第２、および第３の補償コンデンサシステム（１３０）を通って伝搬する推定負シーケンス電流成分である、
請求項１に記載のシステム（１００）。
【請求項７】
前記配線障害位置検出器（１２０）の前記少なくとも１つのプロセッサ（５５５）が、前記三相直列補償電力線システム（１００）における二相−接地障害の位置を識別する第２の障害位置特定手順を実行するようさらに構成され、前記二相−接地障害が、前記第１の直列コンデンサ保護要素（１１５）、前記第２の直列コンデンサ保護要素（１１５）、および前記第３の直列コンデンサ保護要素（１１５）の任意の２つがアクティブになることによって部分的に特徴づけられる、請求項１に記載のシステム（１００）。
【請求項８】
前記第２の障害位置特定手順を実行することは、以下の数式を解くことを備え、
【数３】
2019505805.tif 000021
ここで、ｄ２は、前記二相−接地障害への距離を示し、ＶｉＳは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記送信端におけるゼロシーケンス電圧成分（ｉ＝０）、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記送信端における正のシーケンス電圧成分（ｉ＝１）、および前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記送信端における負のシーケンス電圧成分（ｉ＝２）のそれぞれを表し、ＶｉＲは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記送信端におけるゼロシーケンス電圧成分（ｉ＝０）、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記送信端における正のシーケンス電圧成分（ｉ＝１）、および前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記送信端における負のシーケンス電圧成分（ｉ＝２）のそれぞれを表し、ＩｉＳは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記送信端におけるゼロシーケンス電流成分（ｉ＝０）、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記送信端における正のシーケンス電流成分（ｉ＝１）、および前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記送信端における負のシーケンス電流成分（ｉ＝２）のそれぞれを表し、ＩｉＲは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記受信端におけるゼロシーケンス電流成分（ｉ＝０）、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記受信端における正のシーケンス電流成分（ｉ＝１）、および前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記受信端における負のシーケンス電流成分（ｉ＝２）のそれぞれを表し、ＺｉＬは、ゼロシーケンス総合インピーダンス成分（ｉ＝０）、前記三相直列補償電力線システム（１００）の正のシーケンス総合インピーダンス成分（ｉ＝１）、および前記三相直列補償電力線システム（１００）の負のシーケンス総合インピーダンス成分（ｉ＝２）のそれぞれを表し、Ｉ０Ｍは、前記第１、第２、および第３の補償コンデンサシステム（１３０）を通って伝搬する推定ゼロシーケンス電流成分であり、Ｉ１Ｍは、前記第１、第２、および第３の補償コンデンサシステム（１３０）を通って伝搬する推定正シーケンス電流成分であり、Ｉ２Ｍは、前記第１、第２、および第３の補償コンデンサシステム（１３０）を通って伝搬する推定負シーケンス電流成分である、
請求項７に記載のシステム（１００）。
【請求項９】
前記第２の障害位置特定手順を実行することは、前記第１の直列コンデンサ保護要素（１１５）、前記第２の直列コンデンサ保護要素（１１５）、または前記第３の直列コンデンサ保護要素（１１５）のいずれかのインピーダンス値を計算することを排除し、前記第１、第２、または第３の直列コンデンサ保護要素（１１５）のいずれかの状態を監視することを排除し、前記第１、第２、または第３の直列コンデンサ（１０５）のいずれかの間の電圧降下を測定することを排除する、請求項８に記載のシステム（１００）。
【請求項１０】
三相直列補償電力線システム（１００）に結合された配線障害位置検出器（１２０）であって、前記配線障害位置検出器（１２０）が、
前記三相直列補償送電線システム（１００）の送信端および受信端で同時に実行される同期測定手順を介して得られる電流測定値のセットおよび電圧測定値のセットを受信するよう構成される複数の入力インターフェース（５０５、５２０、５４０）と、
電流測定値の前記セットおよび電圧測定値の前記セットを使用して前記三相直列補償電力線システム（１００）における単相−接地障害の位置を識別するために第１の障害位置特定手順を実行するよう構成される少なくとも１つのプロセッサ（５５５）であって、前記第１の障害位置特定手順が、
前記単相−接地障害の間に前記第１の補償コンデンサシステム（１３０）によって提示される第１のインピーダンス、前記単相−接地障害の間に前記第２の補償コンデンサシステム（１３０）によって提示される第２のインピーダンス、および前記単相−接地障害の間に前記第３の補償コンデンサシステム（１３０）によって提示される第３のインピーダンスの間の関係に部分的に基づいてゼロシーケンス電圧降下を判定することであって、前記第１のインピーダンス、前記第２のインピーダンス、または前記第３のインピーダンスのうちの１つが、前記第１の直列コンデンサ保護要素（１１５）、前記第２の直列コンデンサ保護要素（１１５）、または前記第３の直列コンデンサ保護要素（１１５）の対応するものが前記単相−接地障害の間にアクティブになることに起因する未判定インピーダンスである、ことと、
前記第１のインピーダンス、前記第２のインピーダンス、および前記第３のインピーダンスの間の前記関係に部分的に基づいて正のシーケンス電圧降下または負のシーケンス電圧降下の少なくとも一方を判定することと、
前記ゼロシーケンス電圧降下ならびに前記正のシーケンス電圧降下または前記負のシーケンス電圧降下の少なくとも一方を使用して前記未判定インピーダンスの判定を削除することによって、少なくとも部分的に前記単相−接地障害の前記位置を判定することと、
を備える、少なくとも１つのプロセッサ（５５５）と、
を備える、三相直列補償電力線システム（１００）。
【請求項１１】
前記単相−接地障害の前記位置を判定するために前記ゼロシーケンス電圧降下ならびに前記正のシーケンス電圧降下または前記負のシーケンス電圧降下の前記少なくとも一方を使用することは、前記ゼロシーケンス電圧降下を前記正のシーケンス電圧降下から減算することを備え、さらに以下の数式を解くことを備え、
【数４】
2019505805.tif 000022
ここで、ｄ１は、前記単相−接地障害位置までの距離を示し、Ｖ０Ｓは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の送信端におけるゼロシーケンス電圧成分であり、Ｖ１Ｓは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記送信端における正のシーケンス電圧成分であり、Ｉ０Ｓは、前記第１の直列補償送電線の前記送信端におけるゼロシーケンス電流成分であり、Ｉ１Ｓは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記送信端における正のシーケンス電流成分であり、Ｖ０Ｒは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の受信端におけるゼロシーケンス電圧成分であり、Ｖ１Ｒは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記受信端における正のシーケンス電圧成分であり、Ｉ０Ｒは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記受信端におけるゼロシーケンス電流成分であり、Ｉ１Ｒは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記受信端における正のシーケンス電流成分であり、Ｚ０Ｌは、前記三相直列補償電力線システム（１００）のゼロシーケンス総合インピーダンス成分であり、Ｚ１Ｌは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の正のシーケンス総合インピーダンス成分であり、Ｉ０Ｍは、前記第１、第２、および第３の補償コンデンサシステム（１３０）を通って伝搬する推定ゼロシーケンス電流成分であり、Ｉ１Ｍは、前記第１、第２、および第３の補償コンデンサシステム（１３０）を通って伝搬する推定正シーケンス電流成分である、
請求項１０に記載の検出器（１２０）。
【請求項１２】
前記単相−接地障害の前記位置を判定するために前記ゼロシーケンス電圧降下ならびに前記正のシーケンス電圧降下または前記負のシーケンス電圧降下の少なくとも一方を使用することが、前記ゼロシーケンス電圧降下を前記負のシーケンス電圧降下から減算することを備え、さらに、以下の数式を解くことを備え、
【数５】
2019505805.tif 000023
ここで、ｄ１は、前記単相−接地障害位置までの距離を示し、Ｖ０Ｓは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の送信端におけるゼロシーケンス電圧成分であり、Ｖ２Ｓは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記送信端における負のシーケンス電圧成分であり、Ｉ０Ｓは、前記第１の直列補償送電線の前記送信端におけるゼロシーケンス電流成分であり、Ｉ２Ｓは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記送信端における負のシーケンス電流成分であり、Ｖ０Ｒは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の受信端におけるゼロシーケンス電圧成分であり、Ｖ２Ｒは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記受信端における負のシーケンス電圧成分であり、Ｉ０Ｒは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記受信端におけるゼロシーケンス電流成分であり、Ｉ２Ｒは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記受信端における負のシーケンス電流成分であり、Ｚ０Ｌは、前記三相直列補償電力線システム（１００）のゼロシーケンス総合インピーダンス成分であり、Ｚ２Ｌは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の負のシーケンス総合インピーダンス成分であり、Ｉ０Ｍは、前記第１、第２、および第３の補償コンデンサシステム（１３０）を通って伝搬する推定ゼロシーケンス電流成分であり、Ｉ２Ｍは、前記第１、第２、および第３の補償コンデンサシステム（１３０）を通って伝搬する推定負シーケンス電流成分である、
請求項１０に記載の検出器（１２０）。
【請求項１３】
前記少なくとも１つのプロセッサ（５５５）が、前記三相直列補償電力線システム（１００）における二相−接地障害の位置を識別する第２の障害位置特定手順を実行するようさらに構成され、前記二相−接地障害が、前記第１の直列コンデンサ保護要素（１１５）、前記第２の直列コンデンサ保護要素（１１５）、および前記第３の直列コンデンサ保護要素（１１５）の任意の２つがアクティブになることによって部分的に特徴づけられる、請求項１０に記載の検出器（１２０）。
【請求項１４】
前記第２の障害位置特定手順を実行することは、以下の数式を解くことを備え、
【数６】
2019505805.tif 000024
ここで、ｄ２は、前記二相−接地障害への距離を示し、ＶｉＳは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記送信端におけるゼロシーケンス電圧成分（ｉ＝０）、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記送信端における正のシーケンス電圧成分（ｉ＝１）、および前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記送信端における負のシーケンス電圧成分（ｉ＝２）のそれぞれを表し、ＶｉＲは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記送信端におけるゼロシーケンス電圧成分（ｉ＝０）、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記送信端における正のシーケンス電圧成分（ｉ＝１）、および前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記送信端における負のシーケンス電圧成分（ｉ＝２）のそれぞれを表し、ＩｉＳは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記送信端におけるゼロシーケンス電流成分（ｉ＝０）、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記送信端における正のシーケンス電流成分（ｉ＝１）、および前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記送信端における負のシーケンス電流成分（ｉ＝２）のそれぞれを表し、ＩｉＲは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記受信端におけるゼロシーケンス電流成分（ｉ＝０）、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記受信端における正のシーケンス電流成分（ｉ＝１）、および前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記受信端における負のシーケンス電流成分（ｉ＝２）のそれぞれを表し、ＺｉＬは、ゼロシーケンス総合インピーダンス成分（ｉ＝０）、前記三相直列補償電力線システム（１００）の正のシーケンス総合インピーダンス成分（ｉ＝１）、および前記三相直列補償電力線システム（１００）の負のシーケンス総合インピーダンス成分（ｉ＝２）のそれぞれを表し、Ｉ０Ｍは、前記第１、第２、および第３の補償コンデンサシステム（１３０）を通って伝搬する推定ゼロシーケンス電流成分であり、Ｉ１Ｍは、前記第１、第２、および第３の補償コンデンサシステム（１３０）を通って伝搬する推定正シーケンス電流成分であり、Ｉ２Ｍは、前記第１、第２、および第３の補償コンデンサシステム（１３０）を通って伝搬する推定負シーケンス電流成分である、
請求項１３に記載の検出器（１２０）。
【請求項１５】
前記第２の障害位置特定手順を実行することは、前記第１の直列コンデンサ保護要素（１１５）、前記第２の直列コンデンサ保護要素（１１５）、または前記第３の直列コンデンサ保護要素（１１５）のいずれかのインピーダンス値を計算することを排除し、前記第１、第２、または第３の直列コンデンサ保護要素（１１５）のいずれかの状態を監視することを排除し、前記第１、第２、または第３の直列コンデンサ（１０５）のいずれかの間の電圧降下を測定することを排除する、請求項１４に記載の検出器（１２０）。
【請求項１６】
方法であって、
電流測定値のセットおよび電圧測定値のセットを得るために三相直列補償送電線システム（１００）の送信端および受信端で同時に同期測定手順を実行するステップと、
前記同期測定手順に基づいて電流測定値の前記セットおよび電圧測定値の前記セットを配線障害位置検出器（１２０）で受信するステップと、
前記配線障害位置検出器（１２０）における少なくとも１つのプロセッサ（５５５）を使用して前記三相直列補償電力線システム（１００）における単相−接地障害の位置を識別するために第１の障害位置特定手順を実行するステップであって、前記第１の障害位置特定手順が、
前記単相−接地障害の間に前記第１の補償コンデンサシステム（１３０）によって提示される第１のインピーダンス、前記単相−接地障害の間に前記第２の補償コンデンサシステム（１３０）によって提示される第２のインピーダンス、および前記単相−接地障害の間に前記第３の補償コンデンサシステム（１３０）によって提示される第３のインピーダンスの間の関係に部分的に基づいてゼロシーケンス電圧降下を判定することであって、前記第１のインピーダンス、前記第２のインピーダンス、または前記第３のインピーダンスのうちの１つが、前記第１の直列コンデンサ保護要素（１１５）、前記第２の直列コンデンサ保護要素（１１５）、または前記第３の直列コンデンサ保護要素（１１５）の対応するものが前記単相−接地障害の間にアクティブになることに起因する未判定インピーダンスである、ことと、
前記第１のインピーダンス、前記第２のインピーダンス、および前記第３のインピーダンスの間の前記関係に部分的に基づいて正のシーケンス電圧降下または負のシーケンス電圧降下の少なくとも一方を判定することと、
前記ゼロシーケンス電圧降下ならびに前記正のシーケンス電圧降下または前記負のシーケンス電圧降下の少なくとも一方を使用して前記未判定インピーダンスの判定を削除することによって、少なくとも部分的に前記単相−接地障害の前記位置を判定することと、
を備える、ステップと、
を備える、方法。
【請求項１７】
前記単相−接地障害の前記位置を判定するために前記ゼロシーケンス電圧降下ならびに前記正のシーケンス電圧降下または前記負のシーケンス電圧降下の前記少なくとも一方を使用することは、前記ゼロシーケンス電圧降下を前記正のシーケンス電圧降下から減算することを備え、さらに以下の数式を解くことを備え、
【数７】
2019505805.tif 000025
ここで、ｄ１は、前記単相−接地障害位置までの距離を示し、Ｖ０Ｓは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の送信端におけるゼロシーケンス電圧成分であり、Ｖ１Ｓは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記送信端における正のシーケンス電圧成分であり、Ｉ０Ｓは、前記第１の直列補償送電線の前記送信端におけるゼロシーケンス電流成分であり、Ｉ１Ｓは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記送信端における正のシーケンス電流成分であり、Ｖ０Ｒは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の受信端におけるゼロシーケンス電圧成分であり、Ｖ１Ｒは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記受信端における正のシーケンス電圧成分であり、Ｉ０Ｒは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記受信端におけるゼロシーケンス電流成分であり、Ｉ１Ｒは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記受信端における正のシーケンス電流成分であり、Ｚ０Ｌは、前記三相直列補償電力線システム（１００）のゼロシーケンス総合インピーダンス成分であり、Ｚ１Ｌは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の正のシーケンス総合インピーダンス成分であり、Ｉ０Ｍは、前記第１、第２、および第３の補償コンデンサシステム（１３０）を通って伝搬する推定ゼロシーケンス電流成分であり、Ｉ１Ｍは、前記第１、第２、および第３の補償コンデンサシステム（１３０）を通って伝搬する推定正シーケンス電流成分である、
請求項１６に記載の方法。
【請求項１８】
前記単相−接地障害の前記位置を判定するために前記ゼロシーケンス電圧降下ならびに前記正のシーケンス電圧降下または前記負のシーケンス電圧降下の少なくとも一方を使用することが、前記ゼロシーケンス電圧降下を前記負のシーケンス電圧降下から減算することを備え、さらに、以下の数式を解くことを備え、
【数８】
2019505805.tif 000026
ここで、ｄ１は、前記単相−接地障害位置までの距離を示し、Ｖ０Ｓは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の送信端におけるゼロシーケンス電圧成分であり、Ｖ２Ｓは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記送信端における負のシーケンス電圧成分であり、Ｉ０Ｓは、前記第１の直列補償送電線の前記送信端におけるゼロシーケンス電流成分であり、Ｉ２Ｓは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記送信端における負のシーケンス電流成分であり、Ｖ０Ｒは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の受信端におけるゼロシーケンス電圧成分であり、Ｖ２Ｒは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記受信端における負のシーケンス電圧成分であり、Ｉ０Ｒは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記受信端におけるゼロシーケンス電流成分であり、Ｉ２Ｒは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記受信端における負のシーケンス電流成分であり、Ｚ０Ｌは、前記三相直列補償電力線システム（１００）のゼロシーケンス総合インピーダンス成分であり、Ｚ２Ｌは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の負のシーケンス総合インピーダンス成分であり、Ｉ０Ｍは、前記第１、第２、および第３の補償コンデンサシステム（１３０）を通って伝搬する推定ゼロシーケンス電流成分であり、Ｉ２Ｍは、前記第１、第２、および第３の補償コンデンサシステム（１３０）を通って伝搬する推定負シーケンス電流成分である、
請求項１６に記載の方法。
【請求項１９】
前記少なくとも１つのプロセッサ（５５５）が、前記三相直列補償電力線システム（１００）における二相−接地障害の位置を識別する第２の障害位置特定手順を実行するようさらに構成され、前記二相−接地障害が、前記第１の直列コンデンサ保護要素（１１５）、前記第２の直列コンデンサ保護要素（１１５）、および前記第３の直列コンデンサ保護要素（１１５）の任意の２つがアクティブになることによって部分的に特徴づけられる、請求項１６に記載の方法。
【請求項２０】
前記第２の障害位置特定手順を実行することは、以下の数式を解くことを備え、
【数９】
2019505805.tif 000027
ここで、ｄ２は、前記二相−接地障害への距離を示し、ＶｉＳは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記送信端におけるゼロシーケンス電圧成分（ｉ＝０）、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記送信端における正のシーケンス電圧成分（ｉ＝１）、および前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記送信端における負のシーケンス電圧成分（ｉ＝２）のそれぞれを表し、ＶｉＲは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記送信端におけるゼロシーケンス電圧成分（ｉ＝０）、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記送信端における正のシーケンス電圧成分（ｉ＝１）、および前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記送信端における負のシーケンス電圧成分（ｉ＝２）のそれぞれを表し、ＩｉＳは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記送信端におけるゼロシーケンス電流成分（ｉ＝０）、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記送信端における正のシーケンス電流成分（ｉ＝１）、および前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記送信端における負のシーケンス電流成分（ｉ＝２）のそれぞれを表し、ＩｉＲは、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記受信端におけるゼロシーケンス電流成分（ｉ＝０）、前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記受信端における正のシーケンス電流成分（ｉ＝１）、および前記三相直列補償電力線システム（１００）の前記受信端における負のシーケンス電流成分（ｉ＝２）のそれぞれを表し、ＺｉＬは、ゼロシーケンス総合インピーダンス成分（ｉ＝０）、前記三相直列補償電力線システム（１００）の正のシーケンス総合インピーダンス成分（ｉ＝１）、および前記三相直列補償電力線システム（１００）の負のシーケンス総合インピーダンス成分（ｉ＝２）のそれぞれを表し、Ｉ０Ｍは、前記第１、第２、および第３の補償コンデンサシステム（１３０）を通って伝搬する推定ゼロシーケンス電流成分であり、Ｉ１Ｍは、前記第１、第２、および第３の補償コンデンサシステム（１３０）を通って伝搬する推定正シーケンス電流成分であり、Ｉ２Ｍは、前記第１、第２、および第３の補償コンデンサシステム（１３０）を通って伝搬する推定負シーケンス電流成分である、
請求項１９に記載の方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本開示は、直列補償送電線に関し、より詳細には、三相直列補償送電線における障害位置を判定するためのシステムおよび方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
直列補償送電線は、典型的には、送電線と直列に結合されたコンデンサを組み込んで、送電線によって与えられる分散直列インダクタンスを補償する。容量性補償は、送電線上の送電容量を最適化することを目的としている。また、典型的には、送電線に例えば短絡などの障害が発生した場合に、コンデンサに損傷を与えないように、コンデンサに並列に金属酸化物バリスタ（ＭＯＶ）などの保護要素を接続する。
【０００３】
残念ながら、ＭＯＶが障害の発生時に非導通状態から導通状態に移行する場合、直列補償送電線の全体的な線路インピーダンスは非線形に変化する。さらに、全体的な線路インピーダンスは、障害の性質（短絡、開回路、線間の短絡など）、障害の重大度、およびＭＯＶの電動特性などの様々な要因により、幾分予測できない方式で変動する可能性がある。したがって、実質的に一貫したインピーダンス特性を有する補償されていない送電線について非常に有効であり得る従来の障害位置特定システムを使用することは、直列補償送電線において障害位置を識別するのに不充分であることが分かるであろう。
【０００４】
この問題に対処するための従来のアプローチの１つは、決定論的手順を組み込んでおり、保護要素の特性（例えば、ＭＯＶ）および障害のある送電線に関連する様々なパラメータを考慮する、異なる種類の障害位置特定システムを使用することを含む。そのような手順は、例えば、直列補償送電線のモデル化、補償コンデンサのモデル化、ＭＯＶのモデル化、およびＭＯＶの動作状態の監視などの様々なステップを含むことができる。別の従来アプローチは、マルチセグメント送電システムにおける障害セグメントを仮定し、その仮定に基づいて障害位置特定手順を実行することを含む。障害セグメントが正確に識別されると、この障害セグメント上の障害の正確な位置を識別する必要がある。理解できるように、そのような従来アプローチは複雑であいまいとなるだけでなく、その仮定の結果として不正確な結果につながる可能性がある。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００５】
【特許文献１】米国特許出願公開第２０１１１７８７４１号明細書
【発明の概要】
【０００６】
本開示の実施形態は、一般的に、直列補償送電線における障害位置を判定するためのシステムおよび方法に関する。特定の実施形態では、三相直列補償送電線システムにおける障害位置は、対称構成要素に基づく数式を使用して、障害状態にある間に、三相直列補償送電線に存在する様々な電圧および電流関係を記述することによって判定することができる。
【０００７】
本開示の１つの例示的な実施形態によれば、三相直列補償電力線システムは、第１の直列補償送電線、第２の直列補償送電線、第３の直列補償送電線、および配線障害位置検出器を含む。第１の直列補償送電線は、第１の相を有する電力を伝搬するよう構成され、第１の直列コンデンサと第１の直列コンデンサ保護要素とを含む第１の補償コンデンサシステムを含む。第２の直列補償送電線は、第２の相を有する電力を伝搬するよう構成され、第２の直列コンデンサと第２の直列コンデンサ保護要素とを含む第２の補償コンデンサシステムを含む。第３の直列補償送電線は、第３の相を有する電力を伝搬するよう構成され、第３の直列コンデンサと第３の直列コンデンサ保護要素とを含む第３の補償コンデンサシステムを含む。配線障害位置検出器は、三相直列補償電力線システム内の単相−接地障害の位置を識別するための第１の障害位置特定手順を実行するよう構成された少なくとも１つのプロセッサを含む。第１の障害位置特定手順は、単相−接地障害中に第１の補償コンデンサシステムによって提示される第１のインピーダンスと、単相−接地障害中に第２の補償コンデンサシステムによって提示される第２のインピーダンスと、単相−接地障害中に第３の補償コンデンサシステムによって提示される第３のインピーダンスとの間の関係に部分的に基づいてゼロシーケンス電圧降下を判定することを含み、第１のインピーダンス、第２のインピーダンス、または第３のインピーダンスのうちの１つが、第１の直列コンデンサ保護要素、第２の直列コンデンサ保護要素、または第３の直列コンデンサ保護要素の内の対応する１つが単相−接地障害中にアクティブになることに起因する未判定インピーダンスである。第１の障害位置特定手順はまた、第１のインピーダンス、第２のインピーダンス、および第３のインピーダンスの間の関係に部分的に基づいて、正のシーケンス電圧降下または負のシーケンス電圧降下の少なくとも一方を判定することと、ゼロシーケンス電圧降下ならびに正のシーケンス電圧降下または負のシーケンス電圧降下の少なくとも一方を使用して、未判定インピーダンスの判定を排除することによって、単相−接地障害の位置を少なくとも部分的に判定することとを含む。
【０００８】
本開示の別の例示的な実施形態によれば、配線障害位置検出器は、三相直列補償送電線システムの送信端および受信端で同時に実行される同期測定手順を介して取得される電流測定値のセットおよび電圧測定値のセットを受信するよう構成される複数の入力インターフェースを含む。配線障害位置検出器は、三相直列補償電力線システム内の単相−接地障害の位置を識別するための第１の障害位置特定手順を実行するよう構成された少なくとも１つのプロセッサを含む。第１の障害位置特定手順は、単相−接地障害中に第１の補償コンデンサシステムによって提示される第１のインピーダンスと、単相−接地障害中に第２の補償コンデンサシステムによって提示される第２のインピーダンスと、単相−接地障害中に第３の補償コンデンサシステムによって提示される第３のインピーダンスとの間の関係に部分的に基づいてゼロシーケンス電圧降下を判定することを含み、第１のインピーダンス、第２のインピーダンス、または第３のインピーダンスのうちの１つが、第１の直列コンデンサ保護要素、第２の直列コンデンサ保護要素、または第３の直列コンデンサ保護要素の内の対応する１つが単相−接地障害中にアクティブになることに起因する未判定インピーダンスである。第１の障害位置特定手順はまた、第１のインピーダンス、第２のインピーダンス、および第３のインピーダンスの間の関係に部分的に基づいて、正のシーケンス電圧降下または負のシーケンス電圧降下の少なくとも一方を判定することと、ゼロシーケンス電圧降下ならびに正のシーケンス電圧降下または負のシーケンス電圧降下の少なくとも一方を使用して、未判定インピーダンスの判定を排除することによって、単相−接地障害の位置を少なくとも部分的に判定することとを含む。
【０００９】
本開示のさらに別の例示的な実施形態によれば、方法は、電流測定値のセットおよび電圧測定値のセットを取得するために三相直列補償送電線システムの送信端および受信端で同時に同期測定手順を実行するステップと、配線障害位置検出器で、同期測定手順に基づいて電流測定値のセットおよび電圧測定値のセットを受信するステップと、配線障害位置検出器内の少なくとも１つのプロセッサを使用して、三相直列補償電力線システムにおける単相−接地障害の位置を識別するための第１の障害位置特定手順を実行するステップと、を含む。第１の障害位置特定手順は、単相−接地障害中に第１の補償コンデンサシステムによって提示される第１のインピーダンスと、単相−接地障害中に第２の補償コンデンサシステムによって提示される第２のインピーダンスと、単相−接地障害中に第３の補償コンデンサシステムによって提示される第３のインピーダンスとの間の関係に部分的に基づいてゼロシーケンス電圧降下を判定することであって、第１のインピーダンス、第２のインピーダンス、または第３のインピーダンスのうちの１つが、第１の直列コンデンサ保護要素、第２の直列コンデンサ保護要素、または第３の直列コンデンサ保護要素の内の対応する１つが単相−接地障害中にアクティブになることに起因する未判定インピーダンスであることと、第１のインピーダンス、第２のインピーダンス、および第３のインピーダンスの間の関係に少なくとも部分的に基づいて正のシーケンス電圧降下または負のシーケンス電圧降下の少なくとも一方を判定することと、ゼロシーケンス電圧降下ならびに正のシーケンス電圧降下または負のシーケンス電圧降下の少なくとも一方を使用して未判定インピーダンスの判定を排除することによって少なくとも部分的に単相−接地障害の位置を判定することと、を含む。
【００１０】
本開示の他の実施形態および態様は、添付図面と関連付けた以下の説明から明らかになるであろう。
【００１１】
上では一般的な用語で本開示を説明したが、次に、添付図面を参照する。なお、添付図面は、必ずしも一定の縮尺で描かれていない。
【図面の簡単な説明】
【００１２】
【図１】本開示の例示的実施形態による配線障害位置検出器を含む三相直列補償送電線の簡略化した図である。
【図２】本開示の例示的な実施形態による直列コンデンサと三相直列補償送電線の送信端との間に障害が発生した場合の三相直列補償送電線の例示的な回路図である。
【図３】本開示の例示的な実施形態による直列コンデンサと三相直列補償送電線の受信端との間に障害が発生した場合の三相直列補償送電線の別の例示的な回路図である。
【図４】図３に示された例示的な回路図に関連する例示的な正、負、およびゼロシーケンス成分ネットワークを示す図である。
【図５】本開示の例示的な実施形態による配線障害位置検出器に含まれるいくつかの例示的な構成要素を示す図である。
【発明を実施するための形態】
【００１３】
以下では、本開示の例示的な実施形態を示す添付図面を参照しながら、本開示についてより完全に説明する。しかし、本開示は多くの異なる形式で具現化することができ、本明細書に記載された例示的な実施形態に限定されるものと解釈してはならない。むしろ、本開示が適用可能な法的要件を満たすように、これらの実施形態が提供される。全体を通して、類似する符号は類似する要素を指す。本明細書では、便宜上のためだけで特定の単語および用語を用いており、そのような単語および用語は、当業者によって様々な形態および等価物で一般的に理解される様々な目的および行為を指すものとして解釈すべきであることを理解されたい。例えば、本明細書で使用する「伝送線」という語句は、一般に、送電線システムの「送信端」および「受信端」と本明細書で称する２点間で電力を伝導する電気導体を指すことを理解されたい。本明細書で使用される「リンク」という用語は、一般に、様々な種類の情報および／またはデータを搬送するために使用される電気導体、通信リンク、またはデータリンクのうちの任意の１つまたは複数を指す。本明細書で使用される「電流」という用語は、一般に、電流を指す。本明細書で使用される「同時に」という言葉は、いくつかの例示的な実施形態では、「実質的に同時に」および「同期的に」などの代替の単語および語句によって置き換えることができる。さらに、本明細書で使用される「例」という単語は、本質的に非排他的であり、非限定的であることが意図されているより具体的には、本明細書で使用する「例示的」という語は、いくつかの例のうちの１つを示し、記載している特定の例を不当に強調し、優先的に扱うものではないことを理解されたい。
【００１４】
一般的な概要に関して、本明細書に記載のシステムおよび方法の特定の実施形態は、障害状態の間に三相直列補償送電線システム内の様々な電圧および電流の関係を記述する対称構成要素に基づく数式を使用することによって、三相直列補償送電線における障害位置を判定することに関する。さらに、本開示の特定の実施形態による障害位置を判定するシステムおよび方法は、三相直列補償送電線システムの一部である直列コンデンサまたは直列コンデンサ保護要素のいずれかのインピーダンス値を計算する必要、直列コンデンサ保護要素のいずれかを監視する必要、および／または直列コンデンサのいずれかの間の電圧降下を測定する必要を排除することができる。
【００１５】
まず図１を参照すると、本開示の例示的実施形態による配線障害位置検出器１２０を含む三相直列補償送電線システム１００の簡略化した図が示される。単一の送電線のみが示されているが、配線障害位置検出器１２０は、三相直列補償送電線システム１００の３本の送電線（２本の線は図示せず）のすべてに結合されることを理解されたい。したがって、この例示的な実施形態に示すように、リンク１２６は、三相直列補償送電線システム１００の３つの送電線の送信端からの電流測定値を搬送するために使用される３つのリンクを表すことができ、リンク１２７は、三相直列補償送電線システム１００の３つの送電線の送信端からの電圧測定値を搬送するために使用される３つのリンクを表すことができ、リンク１２８は、三相直列補償送電線システム１００の３つの送電線の受信端からの電流測定値を搬送するために使用される３つのリンクを表すことができ、リンク１２９は、三相直列補償送電線システム１００の３つの送電線の受信端からの電圧測定値を搬送するために使用される３つのリンクを表すことができる。
【００１６】
この例示的な実施形態では、配線障害位置検出器１２０は、送信端よりも三相直列補償送電線システム１００の受信端に近い３つの送電線のすべてに結合される。したがって、リンク１２６は、例えば、デジタル通信フォーマットで配線障害位置検出器１２０に電流測定値を伝送する第１の通信リンクとすることができる。リンク１２７は、デジタル通信フォーマットで配線障害位置検出器１２０に電圧測定値を伝送する第２の通信リンクとすることもできる。リンク１２８および１２９のそれぞれまたは両方は、通信リンクの形態で実現することもでき、または、搬送距離がより短い場合には、アナログリンクなどの他の方法で実現することもできる。
【００１７】
直列補償送電線システム１００の簡略図は、送電線の全体的な線インピーダンスＺＬ（ここで、ＺＬ＝ＺＬ１＋ＺＬ２）の一部である分散直列インダクタンスＸＬに補償キャパシタンス（ＸＣ）を供給する直列コンデンサ１０５を含む。直列コンデンサ１０５は、典型的には、共に結合されてコンデンサバンクを形成するいくつかのコンデンサを使用して実現される。分散直列インダクタンスＸＬは、ＺＬ１およびＺＬ２にそれぞれ対応する２つの直列インダクタンスＸＬ１およびＸＬ２の形式で図１に概略的に示されている。具体的には、分散直列インダクタンスＸＬ１は、直列送電線の送信端から直列コンデンサ１０５まで延びる第１の送電線セグメントに関連する直列インダクタンス１１０として示される。分散直列インダクタンス（ＸＬ２）は、直列コンデンサ１０５から送電線の受信端まで延びる第２の送電線セグメントに関連する直列インダクタンス１２５として示される。この例示的な実施形態における直列コンデンサ１０５の配置は、直列補償送電線システム１００のセグメントの２つの送電線セグメントを規定することを理解されたい。しかしながら、別の例示的な実施形態では、直列コンデンサ１０５を直列補償送電線システム１００の受信端の近くに配置することができ、それによって、２つの伝送線セグメントではなく単一の伝送線セグメントを規定することができる。
【００１８】
直列コンデンサ保護要素１１５は、直列補償送電線システム１００で障害が発生した場合、直列コンデンサ１０５を保護するために、直列コンデンサ１０５に結合される。１つの例示的な実装態様では、直列コンデンサ保護要素１１５は、金属酸化物バリスタ（ＭＯＶ）を含むことができる。直列コンデンサ１０５と直列コンデンサ保護要素１１５との組合せは、補償コンデンサシステム１３０と称することができる。他の２つの送電線（図示せず）の各々は、同様の補償コンデンサシステムを組み込んでいることを理解されたい。
【００１９】
直列補償送電線システム１００は、補償された送電容量を提供し、これは、以下の式によって表すことができる。
【００２０】
【数１】
2019505805.tif 000003
ここで、δは電力角を表し、ＶＳは直列補償送電線システム１００の送信端における第１の電圧を表し、ＶＲは直列補償送電線システム１００の受信端における第２の電圧を表す。
【００２１】
数式（１）で表される補償送電容量は、補償されていない送電線（図示せず）の送電容量よりも改善することができ、補償されていない送電線の送電容量は、以下の数式で表すことができる。
【００２２】
【数２】
2019505805.tif 000004
図２を参照すると、直列コンデンサ１０５と直列補償送電線システム１００の送信端との間の位置２１５に障害が発生した場合の直列補償送電線システム１００の例示的な回路図を示す。直列コンデンサ１０５に対する位置２１５の単位距離「ｄ」は、図３に関して以下に説明する障害位置特定技術を用いて判定することができる。
【００２３】
図３は、直列コンデンサ１０５と直列補償送電線システム１００の受信端との間の位置３１５で、直列コンデンサ１０５から単位距離「ｄ」で障害が発生した場合の直列補償送電線システム１００の第２の例示的な回路図を示す。例えば、接地との単相障害であり得る障害は、直列コンデンサ１０５を通る電流が通常よりも著しく高くなることにつながる可能性がある。直列コンデンサ保護要素１１５は、この時アクティブになり、直列コンデンサ１０５を保護する。障害位置３１５を判定するために使用することができる様々な数式および手順を、図３に示す例示的な回路図と関連する例示的な正、負、およびゼロシーケンスを示す、図４を用いて説明する。
【００２４】
位置３１５の単位距離「ｄ」は、以下の正、負、およびゼロシーケンスを使用することによって、本開示の例示的な実施形態に従って判定することができる。
【００２５】
ｄ（Ｐｏｓ）＝（Ｖ１Ｓ−ｍＩ１ＳＺ１Ｌ−ΔＶ１−Ｖ１Ｒ＋（１−ｍ）Ｉ１ＲＺ１Ｌ）／（１−ｍ）（Ｉ１Ｓ＋Ｉ１Ｒ）Ｚ１Ｌ  数式（３）
ｄ（Ｎｅｇ）＝（Ｖ２Ｓ−ｍＩ２ＳＺ２Ｌ−ΔＶ２−Ｖ２Ｒ＋（１−ｍ）Ｉ２ＲＺ２Ｌ）／（１−ｍ）（Ｉ２Ｓ＋Ｉ２Ｒ）Ｚ２Ｌ  数式（４）
ｄ（Ｚｅｒｏ）＝（Ｖ０Ｓ−ｍＩ０ＳＺ０Ｌ−ΔＶ０−Ｖ０Ｒ＋（１−ｍ）Ｉ０ＲＺ０Ｌ）／（１−ｍ）（Ｉ０Ｓ＋Ｉ０Ｒ）Ｚ０Ｌ  数式（５）
ここで（図４に示すように）、Ｖ０Ｓは直列補償送電線システム１００の送信端におけるゼロシーケンス電圧成分であり、Ｖ１Ｓは直列補償送電線システム１００の送信端における正のシーケンス電圧成分であり、Ｉ０Ｓは、直列補償送電線システム１００の送信端におけるゼロシーケンス電流成分であり、Ｉ１Ｓは、直列補償送電線システム１００の送信端における正のシーケンス電流成分であり、Ｖ０Ｒは、直列補償送電線システム１００の受信端におけるゼロシーケンス電圧成分であり、Ｖ１Ｒは直列補償送電線システム１００の受信端における正のシーケンス電圧成分であり、Ｉ０Ｒは直列補償送電線システム１００の受信端におけるゼロシーケンス電流成分であり、Ｉ１Ｒは、直列補償送電線システム１００の受信端における正のシーケンス電流成分であり、Ｚ０Ｌは、直列補償送電線システム１００のゼロシーケンス総合インピーダンス成分であり、Ｚ１Ｌは、直列補償送電線システム１００の正のシーケンス総合インピーダンス成分である。
【００２６】
シーケンス成分ΔＶ０、ΔＶ１、およびΔＶ２が分からないため、位置３１５での障害の単位当たりの距離「ｄ」は、上記の数式（３）、（４）、および（５）に基づいて直接的には判定できない。この時点で、数式（３）、（４）、および（５）を解くことで「ｄ」を判定するための本開示に従って以下に提供されるアプローチとは対照的に、いくつかの従来アプローチが誤った結果につながる可能性のある特定の仮定を使用することを指摘することが適切であろう。例えば、従来の手法の１つでは、直列コンデンサ保護要素（直列コンデンサ保護要素１１５など）の間の電圧降下の推定値が、ＭＯＶモデルに基づいて推定される。次いで、単位電流当たりの距離「ｄ」を判定する異なる電流レベルに対して電磁過渡プログラムを使用する１つまたは複数のシミュレーションが実行される。このアプローチでは、計算が送電線の片端のみを使用するだけでなく、誤った結果をもたらしやすい。これは、ＭＯＶモデルが、ＭＯＶモデルの特性を変える可能性がある周囲温度および経年変化などの様々な条件を考慮しない可能性があるためである。
【００２７】
別の従来のアプローチでは、ＭＯＶモデルを使用することが回避され、直列補償送電線の両端からの測定値が使用される。この特定の従来アプローチでは、障害位置での推定電圧および電流が、障害位置を判定するために使用される。しかし、この従来アプローチでは、障害位置における電圧は、障害位置と第１の端との間に位置する直列コンデンサシステムを有さない直列補償送電線の第１の端からの測定値を使用して測定され、ある種類の障害状態のもとでのフェーザ推定誤差により誤った結果を生じる可能性がある。
【００２８】
したがって、そのような従来アプローチとは対照的に、本開示の一実施形態によれば、位置３１５における障害の単位当たりの距離「ｄ」は、直列コンデンサ１０５と直列コンデンサ保護要素１１５との組合せを、直列補償送電線システム１００に障害が発生した場合の直列コンデンサ１０５と直列コンデンサ保護要素１１５との合成インピーダンスを表す集合インピーダンスとして解釈することによって判定することができる。
【００２９】
この集合インピーダンスのシーケンスインピーダンス行列は、以下のように定義することができる。
【００３０】
ＺＳ＝Ａ−１ＺＰＡ  数式（６）
ここで、
【００３１】
【数３】
2019505805.tif 000005
、α＝１∠１２０度、ＺＳが集合インピーダンスのシーケンスインピーダンス行列、ＺＰが集合インピーダンスの位相インピーダンス行列である。
【００３２】
数式（６）は、以下のように拡張することができる。
【００３３】
【数４】
2019505805.tif 000006
数式（７）は以下のように書き換えることができる。
【００３４】
【数５】
2019505805.tif 000007
ここで、ＺＡ、ＺＢ、およびＺＣは、三相直列補償送電線の相Ａ、Ｂ、およびＣに印加された場合の直列コンデンサ１０５および直列コンデンサ保護要素１１５の組合せのインピーダンス（すなわち、集合インピーダンス）である。直列コンデンサ１０５と直列コンデンサ保護要素１１５との組合せの間の電圧降下のシーケンス成分は、以下のように表すことができる。
【００３５】
【数６】
2019505805.tif 000008
ここで、Ｉ０Ｍ、Ｉ１Ｍ、Ｉ２Ｍは、直列コンデンサ１０５と直列コンデンサ保護要素１１５との組合せのインピーダンスを流れる電流のゼロ、正、および負のシーケンス成分である。障害位置３１５について、Ｉ０Ｍ、Ｉ１Ｍ、およびＩ２Ｍの値は、直列補償送電線システム１００の送信端から得られた電圧および電流測定値によって推定することができる。この時点で、図３に示されている電流ＩＭに着目することが適切であろう。ＩＭは、いくつかの計算のためにＩＳと等しいと仮定することができるが、本開示による一例示的実施形態では、ＩＭは、送信端と直列コンデンサ１０５との間の第１の伝送線セグメントにシャント線容量が存在することなどの様々な要因のために、ＩＳとは異なるが、ＩＭは、直列補償送電線システムの送信端から得られる電圧および電流測定値により推定することができる。さらに、三相直列補償送電線に障害がない場合、ＺＡ＝ＺＢ＝ＺＣ＝−ｊＸｃａｐであり、ここで、Ｘｃａｐは、三相直列補償送電線のＡ相、Ｂ相、Ｃ相のそれぞれにおける直列コンデンサのリアクタンスであることを指摘することが適切であろう。
【００３６】
単相−接地障害状態および二相−接地障害状態に関する数式および式について説明する。通常は、単相−接地障害状態においては、単一の直列コンデンサ保護要素（障害が起きた相線に位置するもの）のみが、障害電流振幅に従って導通する。したがって、障害が発生した相線Ａ内の補償コンデンサシステム１３０の集合インピーダンスＺＡは、未判定インピーダンスパラメータＺ’であり、一方、それぞれが直列コンデンサを有する残りの障害が発生していない相線ＢおよびＣのインピーダンスは、ＺＢ＝−ｊＸｃａｐおよびＺＣ＝−ｊＸｃａｐとして定義することができる。これらの値を数式（９）に代入すると、次のようになる。
【００３７】
【数７】
2019505805.tif 000009
数式（１０）から数式（１２）を減算すると、次のようになる。
【００３８】
ΔＶ１−ΔＶ０＝−ｊＸｃａｐ（Ｉ１Ｍ−Ｉ０Ｍ）  数式（１３）
さらに、数式（１１）から数式（１２）を減算すると次のようになる。
【００３９】
（ΔＶ２−ΔＶ０）＝−ｊＸｃａｐ（Ｉ２Ｍ−Ｉ０Ｍ）  数式（１４）
数式（３）と数式（５）を組み合わせ、未判定インピーダンスパラメータＺ’を除去すると、次の結果が得られる。
【００４０】
【数８】
2019505805.tif 000010
数式（１３）からの式（ΔＶ１−ΔＶ０）を式（１５）に代入すると、位置３１５における障害の単位当たりの距離「ｄ」を判定するために使用できる次の式が得られる。
【００４１】
【数９】
2019505805.tif 000011
位置３１５での障害の単位当たりの距離「ｄ」は、数式（１３）の代わりに数式（１４）を使用することによっても判定することができる。このために、数式（４）は数式（５）と組み合わせることができ、未判定インピーダンスパラメータＺ’は除去され、したがって、以下が得られる。
【００４２】
【数１０】
2019505805.tif 000012
数式（１４）の式（ΔＶ２−ΔＶ０）を数式（１７）に代入すると、位置３１５での障害の単位あたりの距離「ｄ」を求めるために数式（１６）の代わりに次の式を使用することができる。
【００４３】
【数１１】
2019505805.tif 000013
二相−接地障害状態に関する数式および式について説明する。この例示的な二相−接地障害状態では、相Ｂおよび相Ｃのそれぞれは、相Ａが正常状態にある（すなわち、障害がない）間に、障害状態となる。その結果、Ｂ相およびＣ相のそれぞれの直列コンデンサ保護要素はアクティブ状態となり、Ａ相の直列コンデンサ保護要素１１５はアイドル状態となり（それにより、電流は、Ａ相の直列コンデンサ１０５を流れ、およびゼロ（または有用ではない）量の電流が直列コンデンサ保護要素１１５を流れる）。したがって、ＺＡ＝−ｊＸｃａｐおよびＺＢ＝ＺＣ＝未判定インピーダンスパラメータＺ’である。これらの値を数式（９）に代入すると、次のようになる。
【００４４】
【数１２】
2019505805.tif 000014
数式（１９）、（２０）、および（２１）を加算すると以下のようになる。
【００４５】
【数１３】
2019505805.tif 000015
数式（３）、（４）、および（５）を組み合わせ、未判定インピーダンスパラメータＺ’を除去すると、次の結果が得られる。
【００４６】
【数１４】
2019505805.tif 000016
数式（２２）の
【００４７】
【数１５】
2019505805.tif 000017
を数式（２３）に代入すると、直列コンデンサ保護要素からの二相−接地障害の単位当たりの距離「ｄ」を判定するために使用することができる次の式が得られる。
【００４８】
【数１６】
2019505805.tif 000018
ここで、ＶｉＳは、三相直列補償電力線システムの送信端におけるゼロシーケンス電圧成分（ｉ＝０）、三相直列補償電力線システムの送信端における正のシーケンス電圧成分（ｉ＝１）、および三相直列補償電力線システムの送信端における負のシーケンス電圧成分（ｉ＝２）のそれぞれを表し、ＶｉＲは、三相直列補償電力線システムの送信端におけるゼロシーケンス電圧成分（ｉ＝０）、三相直列補償電力線システムの送信端における正のシーケンス電圧成分（ｉ＝１）、および三相直列補償電力線システムの送信端における負のシーケンス電圧成分（ｉ＝２）のそれぞれを表し、ＩｉＳは、三相直列補償電力線システムの送信端におけるゼロシーケンス電流成分（ｉ＝０）、三相直列補償電力線システムの送信端における正のシーケンス電流成分（ｉ＝１）、および三相直列補償電力線システムの送信端における負のシーケンス電流成分（ｉ＝２）のそれぞれを表し、ＩｉＲは、三相直列補償電力線システムの受信端におけるゼロシーケンス電流成分（ｉ＝０）、三相直列補償電力線システムの受信端における正のシーケンス電流成分（ｉ＝１）、および三相直列補償電力線システムの受信端における負のシーケンス電流成分（ｉ＝２）のそれぞれを表し、ＺｉＬは、ゼロシーケンス総合インピーダンス成分（ｉ＝０）、三相直列補償電力線システムの正のシーケンス総合インピーダンス成分（ｉ＝１）、および三相直列補償電力線システムの負のシーケンス総合インピーダンス成分（ｉ＝２）のそれぞれを表し、Ｉ０Ｍは、第１、第２、および第３の補償コンデンサシステムを通って伝搬する推定ゼロシーケンス電流成分であり、Ｉ１Ｍは、第１、第２、および第３の補償コンデンサシステムを通って伝搬する推定正シーケンス電流成分であり、Ｉ２Ｍは、第１、第２、および第３の補償コンデンサシステムを通って伝搬する推定負シーケンス電流成分である。
【００４９】
ここで図５を参照すると、本開示の１つの例示的な実施形態による配線障害位置検出器１２０に含めることができるいくつかの例示的な構成要素が示される。この例示的な実施形態では、配線障害位置検出器１２０は、様々な種類の入力データを受信するよう構成された、いくつかの入力インターフェースを含むことができ、制御信号および障害位置関連信号などの様々な種類の信号を、アラーム監視ユニット、表示ユニット、ユーザインターフェースデバイス、および／またはアラームなどの他のデバイス（図示せず）に送信するよう構成された、いくつかの出力インターフェースを含むこともできる。示されている例示的な入力インターフェースのうち、第１の入力インターフェース５０５は、直列補償送電線システム１００の三相直列補償送電線の１つから（リンク５０１を介して）電流測定値のセットと電圧測定値のセットとを受信するよう構成することができる。例えば、リンク５０１は、直列補償送電線システム１００の送信端に結合されたリンク１２６および１２７（図１に示す）のそれぞれからの１本の線と、直列補償送電線システム１００の受信端に結合されたリンク１２８および１２９（図１に示す）のそれぞれからの１本の線（合計４本の線）とが、第１の入力インターフェース５０５に結合することができることを表すことができる。
【００５０】
この結合構成は、多くの構成の中の単なる一例にすぎず、他の構成では、第１の入力インターフェース５０５は、直列補償送電線システム１００と関連する、より少ないか、またはより多い監視要素に結合する、より少ないか、またはより多い回路を有することができることが理解されよう。したがって、第１の入力インターフェース５０５は、様々な種類の信号を受信して処理するための適切な回路を含むことができる。例えば、図１に示す例示的なシステム構成に関して、第１の入力インターフェース５０５は、直列補償送電線システム１００の送信端から配線１２６および１２７を介して第１のデジタル通信フォーマットで電流測定値および電圧測定値を受信するよう構成される通信インターフェースを含むことができ、さらに、直列補償送電線システム１００の受信端から第２のデジタル通信フォーマット（または、アナログフォーマット）で配線１２８および１２９を介して他の電流測定値および電圧測定値を受信するための１つまたは複数の異なる種類のインターフェースを含むことができる。
【００５１】
第２のインターフェース５２０および第３のインターフェース５４０は、直列補償送電線システム１００の三相直列補償送電線の他の２本から（リンク５０２および５０３を介して）電流測定値および電圧測定値を受信するために第１の入力インターフェース５０５と同様に構成することができる。
【００５２】
配線障害位置検出器１２０は、配線５０４を介して様々な状態および／または制御信号を送信するために使用することができる出力インターフェース５３５などの１つまたは複数の出力インターフェースを含むことができる。配線障害位置検出器１２０はまた、１つまたは複数のアナログ−デジタル変換器および１つまたは複数のデジタル−アナログ変換器（図示せず）を含むことができる。例えば、アナログ−デジタル変換器５１５を使用して、アナログ形式で入力インターフェースの１つによって提供される電流測定値を、プロセッサ５５５によって処理することができるデジタル電流測定値に変換することができる。逆に、デジタル−アナログ変換器を使用して、プロセッサ５５５によって提供することができる様々な種類のデジタル情報を、出力インターフェース５３５を介して配線障害位置検出器１２０から送信することができるアナログ出力信号に変換することができる。信号処理モジュール５３０は、例えば、アナログ−デジタル変換器５１５によって提供されるデジタル信号を処理するために使用することができる。
【００５３】
リレー５６０などの１つまたは複数のリレーは、様々な種類のスイッチングのために使用することができる。例えば、リレー５６０を使用して、直列補償送電線システム１００で障害が検出された場合に、様々な電流および／または警報信号を切り替えることができる。障害種類検出器５５０を使用して、接地への短絡などの直列補償送電線システム１００内の障害の性質を識別することができる。同期モジュール５４５を使用して、様々な電流測定値および電圧測定値が、直列補償送電線システム１００の送信端および受信端で実行される同期測定に特に関係することを補償することができる。理解されるように、同期障害関連測定値は、直列補償送電線システム１００の送信端および受信端の両方で同期測定手順を同時に実行することによって得られる。１つの例示的な実装態様では、様々な電流測定値および電圧測定値を、同期フェーザの形態で配線障害位置検出器１２０に提供することができる。様々な電流測定値および電圧測定値の大きさ情報および位相情報の両方を示す時間同期測定データを表す同期フェーザは、例えば、フェーザ測定ユニット（ＰＭＵ）を介して取得することができる。
【００５４】
プロセッサ５５５などの１つまたは複数のプロセッサは、メモリ５２５を含む、配線障害位置検出器１２０に含まれる様々な要素と通信可能に協働するよう構成することができる。プロセッサ５５５は、適切なハードウェア、ソフトウェア、ファームウェア、またはこれらの組合せを使用して実現および動作させることができる。ソフトウェアまたはファームウェアの実装態様は、説明した様々な機能を実行するように任意の適切なプログラミング言語で書かれたコンピュータ実行可能命令または機械実行可能命令を含むことができる。一実施形態では、機能ブロック言語に関連する命令は、メモリ５２５に格納することができ、およびプロセッサ５５５によって実行することができる。
【００５５】
メモリ５２５は、プロセッサ５５５によってロードおよび実行可能なプログラム命令を格納するために、ならびにこれらのプログラムの実行中に生成されたデータを格納するために使用することができる。配線障害位置検出器１２０の構成および種類に応じて、メモリ５２５は、揮発性（ランダムアクセスメモリ（ＲＡＭ）など）および／または不揮発性（読み出し専用メモリ（ＲＯＭ）、フラッシュメモリなど）とすることができる。いくつかの実施形態では、メモリデバイスはまた、磁気記憶装置、光ディスク、および／またはテープ記憶装置を含むが、これらに限定されない付加的なリムーバブル記憶装置（図示せず）および／または非リムーバブル記憶装置（図示せず）を含むことができる。ディスクドライブおよびそれらの関連するコンピュータ可読媒体は、コンピュータ可読命令、データ構造、プログラムモジュール、および他のデータの不揮発性記憶を提供することができる。いくつかの実施態様では、メモリ５２５は、スタティックランダムアクセスメモリ（ＳＲＡＭ）、ダイナミックランダムアクセスメモリ（ＤＲＡＭ）、またはＲＯＭなどの複数の異なる種類のメモリを含むことができる。
【００５６】
メモリ５２５、リムーバブル記憶装置、および非リムーバブル記憶装置は、すべて非一時的コンピュータ可読記憶媒体の例である。そのような非一時的コンピュータ可読記憶媒体は、コンピュータ可読命令、データ構造、プログラムモジュール、または他のデータなどの情報を記憶するための任意の方法または技術で実現することができる。存在し得る非一時的コンピュータ記憶媒体のさらなる種類は、限定するものではないが、プログラム可能ランダムアクセスメモリ（ＰＲＡＭ）、ＳＲＡＭ、ＤＲＡＭ、ＲＯＭ、電気的消去可能プログラム可能読み出し専用メモリ（ＥＥＰＲＯＭ）、コンパクトディスク読み出し専用メモリ（ＣＤ−ＲＯＭ）、デジタル多用途ディスク（ＤＶＤ）、または他の光学的記憶装置、磁気カセット、磁気テープ、磁気ディスク記憶装置または他の磁気記憶装置、あるいは所望の情報を格納するために使用することができ、およびプロセッサ５５５によりアクセスすることができる他の任意の媒体を含む。上記のうちのいずれかの組合せもまた、非一時的コンピュータ可読媒体の範囲内に含まれるべきである。
【００５７】
メモリ５２５の内容に目を向けると、メモリ５２５は、限定するものではないが、オペレーティングシステム（ＯＳ）ならびに本明細書に開示した特徴および態様を実施するための１つもしくは複数のアプリケーションプログラムまたはサービスを含むことができる。そのようなアプリケーションまたはサービスは、配線障害位置検出器モジュール（図示せず）を含むことができる。一実施形態において、配線障害位置検出器モジュールは、構成可能制御ブロック言語で提供され、不揮発性メモリに格納される、ソフトウェアによって実現することができる。プロセッサ５５５によって実行されると、配線障害位置検出器モジュールは、本開示で説明される様々な機能および特徴を実現することができる。
【００５８】
これらの説明に関して本明細書に述べた例示的な説明についての多くの変形例および他の実施形態は、上記の説明および関連する図面に提示した教示の利点を有することが考えられよう。このように、本開示は多くの形態で実施することができ、上述した例示的な実施形態に限定されるものではないことが理解されよう。したがって、本開示は、開示された特定の実施形態に限定されるものではなく、変形例および他の実施形態が添付の特許請求の範囲の範囲内に含まれることが意図されていると理解すべきである。本明細書では特定の用語を使用したが、それらは、一般的で、説明的な意味のみで使用し、限定するためのものではない。
【符号の説明】
【００５９】
１００  三相直列補償送電線システム
１０５  直列コンデンサ
１１０  直列インダクタンス
１１５  直列コンデンサ保護要素
１２０  配線障害位置検出器
１２５  直列インダクタンス
１２６  リンク、配線
１２７  リンク、配線
１２８  リンク、配線
１２９  リンク、配線
１３０  補償コンデンサシステム
２１５  位置
３１５  障害位置
５０１  リンク
５０２  リンク
５０３  リンク
５０４  配線
５０５  第１の入力インターフェース
５１５  アナログ−デジタル変換器
５２０  第２のインターフェース
５２５  メモリ
５３０  信号処理モジュール
５３５  出力インターフェース
５４０  第３のインターフェース
５４５  同期モジュール
５５０  障害種類検出器
５５５  プロセッサ
５６０  リレー
【図１】
2019505805.tif 000028
【図２】
2019505805.tif 000029
【図３】
2019505805.tif 000030
【図４】
2019505805.tif 000031
【図５】
2019505805.tif 000032
【国際調査報告】
2019505805.tif 000033
2019505805.tif 000034
2019505805.tif 000035