(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
２端子平行２回線送電線上の各回線に同時に発生した故障点をそれぞれ特定するために、故障が発生した送電線上でその両端をそれぞれ起点として算出した故障点電位が等しいという条件の下で、各回線の故障発生相と判定されたそれぞれの相に対して送電線の両端にて測定した同時刻性のある電圧及び電流、送電線の自己インピーダンス、相互インピーダンス、線路長を用いて、各回線の送電線の端から各故障点までの距離を求める故障点標定方法において、
第１、第２の回線の一端から各故障点までの距離をそれぞれαＬ，βＬ（Ｌは送電線の全長、α，βは０〜１の範囲の係数）としたときに、
αＬ＝（Ｃ・Ｅ−Ｂ・Ｆ）／（Ａ・Ｅ−Ｂ・Ｄ）
βＬ＝（Ｃ・Ｄ−Ａ・Ｆ）／（Ｂ・Ｄ−Ａ・Ｅ）
によりαＬ，βＬを求めることを特徴とする故障点標定方法。
（但し、Ａ＝Ｚｓ１（ＩＡ１＋ＩＢ１），
Ｂ＝Ｚｍ１（ＩＡ２＋ＩＢ２），
Ｃ＝Ｖａ１−Ｖａ１’＋Ｌ（Ｚｓ１・ＩＢ１＋Ｚｍ１・ＩＢ２），
Ｄ＝Ｚｍ２（ＩＡ１＋ＩＢ１），
Ｅ＝Ｚｓ２（ＩＡ２＋ＩＢ２），
Ｆ＝Ｖａ２−Ｖａ２’＋Ｌ（Ｚｓ２・ＩＢ２＋Ｚｍ２・ＩＢ１）であり、
Ｚｓ１：第１回線内の故障相の自己インピーダンス及び第１回線内の故障相の他相に対する相互インピーダンスからなる回線内線路定数、
Ｚｍ１：第１回線内の故障相の第２回線内の各相に対する相互インピーダンスからなる回線間線路定数、
Ｚｓ２：第２回線内の故障相の自己インピーダンス及び第２回線内の故障相の他相に対する相互インピーダンスからなる回線内線路定数、
Ｚｍ２：第２回線内の故障相の第１回線内の各相に対する相互インピーダンスからなる回線間線路定数、
ＩＡ１：第１回線の一端にて測定した電流、
ＩＡ２：第２回線の一端にて測定した電流、
ＩＢ１：第１回線の他端にて測定した電流、
ＩＢ２：第２回線の他端にて測定した電流、
Ｖａ１：第１回線の一端にて測定した故障相の電圧、
Ｖａ１’：第１回線の他端にて測定した故障相の電圧、
Ｖａ２：第２回線の一端にて測定した故障相の電圧、
Ｖａ２’：第２回線の他端にて測定した故障相の電圧）
【発明の詳細な説明】
【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、電力系統の２端子平行２回線送電線上で発生した、回線間にまたがる異地点多重故障の故障点を特定するための標定方法に関し、特に、故障発生時における送電線の両端における電気量（電圧、電流）を使用して故障点を標定する方法に関するものである。
【０００２】
【従来の技術】
送電線の複数端子の電気量を用いて多重故障標定を実施する標定方式は、例えば、谷沢，辻による「異地点多重故障を考慮した送電線ＦＬのアルゴリズム（平成８年電気学会全国大会論文NO.1523  p416〜p417）」や、特公平７−５８３０５号公報（特許第２０２０７８０号）に示される故障点標定方式（以下、現行標定方式という）等が知られている。
前者の標定方式は、送電線の各端から電圧・電流量、及び、既知の送電線インピーダンスを用いて収束演算法により故障点を検出する方式であり、後者の標定方式は、送電線の各端から電圧・電流量、及び、既知の送電線インピーダンスを用いて回線毎に故障発生時の故障点電位が等しくなる演算地点を故障点とする方式である。
【０００３】
【発明が解決しようとする課題】
上述した従来技術において、前者は収束解が得られるまで繰り返し演算を行う必要があり、また、解が発散する可能性もある。また、後者は、１地点で発生した多重故障のみ検出可能な方式である。
そこで本発明は、異地点多重故障を含む多重故障時の故障点を比較的簡易に算出可能とした故障点標定方法を提供しようとするものである。
【０００４】
【課題を解決するための手段】
上記課題を解決するため、本発明は、送電線の両端に電気量収集端末を設置し、同時刻性のある両端電気量及び既知の送電線インピーダンス、線路長を用いて故障点を算出する故障点標定方法に関するものであり、請求項１記載の発明は、２端子平行２回線送電線上の各回線に同時に発生した故障点をそれぞれ特定するために、故障が発生した送電線上でその両端をそれぞれ起点として算出した故障点電位が等しいという条件の下で、各回線の故障発生相と判定されたそれぞれの相に対して送電線の両端にて測定した同時刻性のある電圧及び電流、送電線の自己インピーダンス、相互インピーダンス、線路長を用いて、各回線の送電線の端から各故障点までの距離を求めるものである。
より具体的には、第１、第２の回線の一端から各故障点までの距離をそれぞれαＬ，βＬ（Ｌは送電線の全長、α，βは０〜１の範囲の係数）としたときに、
αＬ＝（Ｃ・Ｅ−Ｂ・Ｆ）／（Ａ・Ｅ−Ｂ・Ｄ）
βＬ＝（Ｃ・Ｄ−Ａ・Ｆ）／（Ｂ・Ｄ−Ａ・Ｅ）
によりαＬ，βＬを求める。
なお、上記数式において、
Ａ＝Ｚｓ１（ＩＡ１＋ＩＢ１），
Ｂ＝Ｚｍ１（ＩＡ２＋ＩＢ２），
Ｃ＝Ｖａ１−Ｖａ１’＋Ｌ（Ｚｓ１・ＩＢ１＋Ｚｍ１・ＩＢ２），
Ｄ＝Ｚｍ２（ＩＡ１＋ＩＢ１），
Ｅ＝Ｚｓ２（ＩＡ２＋ＩＢ２），
Ｆ＝Ｖａ２−Ｖａ２’＋Ｌ（Ｚｓ２・ＩＢ２＋Ｚｍ２・ＩＢ１）であり、
Ｚｓ１：第１回線内の故障相の自己インピーダンス及び第１回線内の故障相の他相に対する相互インピーダンスからなる回線内線路定数、
Ｚｍ１：第１回線内の故障相の第２回線内の各相に対する相互インピーダンスからなる回線間線路定数、
Ｚｓ２：第２回線内の故障相の自己インピーダンス及び第２回線内の故障相の他相に対する相互インピーダンスからなる回線内線路定数、
Ｚｍ２：第２回線内の故障相の第１回線内の各相に対する相互インピーダンスからなる回線間線路定数、
ＩＡ１：第１回線の一端にて測定した電流、
ＩＡ２：第２回線の一端にて測定した電流、
ＩＢ１：第１回線の他端にて測定した電流、
ＩＢ２：第２回線の他端にて測定した電流、
Ｖａ１：第１回線の一端にて測定した故障相の電圧、
Ｖａ１’：第１回線の他端にて測定した故障相の電圧、
Ｖａ２：第２回線の一端にて測定した故障相の電圧、
Ｖａ２’：第２回線の他端にて測定した故障相の電圧
である。
【０００６】
【発明の実施の形態】
以下、図に沿って本発明の形態を説明する。
図１は、本発明の実施形態が適用されるハードウェアの構成例である。図において、１１は２端子平行２回線の三相送電線であり、その全長Ｌは既知であるとする。また、２１，２２は送電線１１のＡ端、Ｂ端にそれぞれ設けられたＣＴ（変流器）、ＰＴ（計器用変圧器）等の電気量収集端末であり、これらの端末２１，２２には更にデータ変換端末３１，３２が接続されている。
【０００７】
送電線１１で故障が発生した場合の各端電気量、すなわち各相電圧、各相電流は電気量収集端末２１，２２により収集され、更にデータ変換端末３１，３２がＡ／Ｄ変換等を行って数値に変換する。この時、例えばＧＰＳ（グローバルポジショニングシステム）を利用することで、両端電気量データの同時刻性が確保される。
収集された送電線両端の各相電気量は、伝送路４１，４２を介して中央装置５０に集められ、ここで故障点の標定演算が実行される。
【０００８】
さて、図２（ａ）または（ｂ）に示す如く、送電線１Ｌ，２Ｌからなる２端子平行２回線送電線の各回線の離れた２地点Ｆ１，Ｆ２で同時に故障が発生した異地点多重故障の場合、２つの故障点Ｆ１，Ｆ２に挟まれた区間Ｓ１またはＳ２では、発生する電流分布が故障点の位置によって異なり、正確に計測できないため、標定誤差となる。
【０００９】
そこで、図３のように、各回線の送電線１Ｌ，２Ｌの両端で収集された同時刻性のある電圧、電流及び既知の送電線インピーダンス等の線路定数を使用して、故障点Ｆ１は故障点Ｆ２よりＡ端側に近いと仮定した場合の、送電線１Ｌ側、２Ｌ側それぞれについて送電線両端を起点として故障点電位を算出する計算式を立てると、後述する数式１１，数式１３の通りとなる。
この時、Ａ端から故障点Ｆ１までの距離をαＬ、故障点Ｆ２までの距離をβＬとする。なお、α，βは何れも０〜１の範囲の係数である。
【００１０】
なお、図３は２端子平行２回線の三相の送電線であり、送電線の単位長（例えば１ｋｍ）当たりのインピーダンスＺが数式１で表されるとすると、以降で使用するＺｓ１（送電線１Ｌ内の故障相ａ１に対する回線内線路定数、一般的には、第１回線内の故障相の自己インピーダンス及び第１回線内の故障相の他相に対する相互インピーダンスからなる回線内線路定数），Ｚｓ２（送電線２Ｌ内の故障相ａ２に対する回線内線路定数、一般的には、第２回線内の故障相の自己インピーダンス及び第２回線内の故障相の他相に対する相互インピーダンスからなる回線内線路定数），Ｚｍ１（送電線１Ｌ内の故障相ａ１に対する回線間線路定数、一般的には、第１回線内の故障相の第２回線内の各相に対する相互インピーダンスからなる回線間線路定数），Ｚｍ２（送電線２Ｌ内の故障相ａ２に対する回線間線路定数、一般的には、第２回線内の故障相の第１回線内の各相に対する相互インピーダンスからなる回線間線路定数），ＩＡ１（送電線１ＬのＡ端における電流），ＩＡ２（送電線２ＬのＡ端における電流），ＩＢ１（送電線１ＬのＢ端における電流），ＩＢ２（送電線２ＬのＢ端における電流）は、数式２〜数式９のように定義される。
【００１１】
【数１】
0003873785.tif 000002
【００１２】
なお、数式１におけるＺａ１ａ１は、送電線１Ｌ内の故障相であるａ１相の自己インピーダンス、Ｚａ１ｂ１はａ１相と送電線１Ｌ内のｂ１相との相互インピーダンス（以下の各相についても、添字の解釈は同様）である。
【００１３】
［数２］
Ｚｓ１＝［Ｚａ１ａ１  Ｚａ１ｂ１  Ｚａ１ｃ１］
［数３］
Ｚｓ２＝［Ｚａ２ａ２  Ｚａ２ｂ２  Ｚａ２ｃ２］
［数４］
Ｚｍ１＝［Ｚａ１ａ２  Ｚａ１ｂ２  Ｚａ１ｃ２］
［数５］
Ｚｍ２＝［Ｚａ１ａ２  Ｚｂ１ａ２  Ｚｃ１ａ２］
【００１４】
【数６】
0003873785.tif 000003
【００１５】
【数７】
0003873785.tif 000004
【００１６】
【数８】
0003873785.tif 000005
【００１７】
【数９】
0003873785.tif 000006
【００１８】
ここで、Ａ端を起点として算出した送電線１Ｌ内の故障点Ｆ１の故障点電位と、反対側のＢ端を起点として算出した故障点Ｆ１の故障点電位とは等しいため、送電線１Ｌ側について、数式１０が成り立つ。
［数１０］
Ｖａ１−αＬ（Ｚｓ１・ＩＡ１＋Ｚｍ１・ＩＡ２）＝Ｖａ１’−｛（１−α）ＬＺｓ１・ＩＢ１＋（１−β）ＬＺｍ１・ＩＢ２−（β−α）ＬＺｍ１・ＩＡ２｝
【００１９】
よって、数式１１が得られる。
［数１１］
αＬＺｓ１（ＩＡ１＋ＩＢ１）＋βＬＺｍ１（ＩＡ２＋ＩＢ２）＝Ｖａ１−Ｖａ１’＋Ｌ（Ｚｓ１・ＩＢ１＋Ｚｍ１・ＩＢ２）
【００２０】
同様にして、Ａ端を起点として算出した送電線２Ｌ内の故障点Ｆ２の故障点電位と、反対側のＢ端を起点として算出した故障点Ｆ２の故障点電位とは等しいため、送電線２Ｌ側について、数式１２が成り立つ。
［数１２］
Ｖａ２−｛βＬＺｓ２・ＩＡ２＋αＬＺｍ２・ＩＡ１−（β−α）ＬＺｍ２・ＩＢ１｝＝Ｖａ２’−（１−β）Ｌ（Ｚｓ２・ＩＢ２＋Ｚｍ２・ＩＢ１）
【００２１】
よって、数式１３が得られる。
［数１３］
αＬＺｍ２（ＩＡ１＋ＩＢ１）＋βＬＺｓ２（ＩＡ２＋ＩＢ２）＝Ｖａ２−Ｖａ２’＋Ｌ（Ｚｓ２・ＩＢ２＋Ｚｍ２・ＩＢ１）
【００２２】
ここで、数式１４〜１９のようにＡ〜Ｆをおくことにより、数式２０，２１が得られ、Ａ端から故障点Ｆ１，Ｆ２までの距離αＬ，βＬを求めることができる。
［数１４］
Ａ＝Ｚｓ１（ＩＡ１＋ＩＢ１）
［数１５］
Ｂ＝Ｚｍ１（ＩＡ２＋ＩＢ２）
［数１６］
Ｃ＝Ｖａ１−Ｖａ１’＋Ｌ（Ｚｓ１・ＩＢ１＋Ｚｍ１・ＩＢ２）
［数１７］
Ｄ＝Ｚｍ２（ＩＡ１＋ＩＢ１）
［数１８］
Ｅ＝Ｚｓ２（ＩＡ２＋ＩＢ２）
［数１９］
Ｆ＝Ｖａ２−Ｖａ２’＋Ｌ（Ｚｓ２・ＩＢ２＋Ｚｍ２・ＩＢ１）
［数２０］
αＬ＝（Ｃ・Ｅ−Ｂ・Ｆ）／（Ａ・Ｅ−Ｂ・Ｄ）
［数２１］
βＬ＝（Ｃ・Ｄ−Ａ・Ｆ）／（Ｂ・Ｄ−Ａ・Ｅ）
【００２３】
また、図４のように、送電線２Ｌ側の故障点Ｆ２を送電線１Ｌ側の故障点Ｆ１よりＡ端に近いと仮定した場合、前記同様にＡ端，Ｂ端を起点として算出した故障点Ｆ１，Ｆ２の故障点電位はそれぞれ等しいため、送電線１Ｌ側については数式２２，２３、送電線２Ｌ側については数式２４，２５が成り立つ。
［数２２］
Ｖａ１−｛αＬＺｓ１・ＩＡ１＋βＬＺｍ１・ＩＡ２−（α−β）ＬＺｍ１・ＩＢ２｝＝Ｖａ１’−（１−α）Ｌ（Ｚｓ１・ＩＢ１＋Ｚｍ１・ＩＢ２）
［数２３］
αＬＺｓ１（ＩＡ１＋ＩＢ１）＋βＬＺｍ１（ＩＡ２＋ＩＢ２）＝Ｖａ１−Ｖａ１’＋Ｌ（Ｚｓ１・ＩＢ１＋Ｚｍ１・ＩＢ２）
［数２４］
Ｖａ２−βＬ（Ｚｓ２・ＩＡ２＋Ｚｍ２・ＩＡ１）＝Ｖａ２’−｛（１−β）ＬＺｓ２・ＩＢ２＋（１−α）ＬＺｍ２・ＩＢ１−（α−β）ＬＺｍ２・ＩＡ１｝
［数２５］
αＬＺｍ２（ＩＡ１＋ＩＢ１）＋βＬＺｓ２（ＩＡ２＋ＩＢ２）＝Ｖａ２−Ｖａ２’＋Ｌ（Ｚｓ２・ＩＢ２＋Ｚｍ２・ＩＢ１）
【００２４】
上記の如く、数式１１と数式２３、数式１３と数式２５は共に同一になり、各回線の故障点の位置が何れの場合においても、数式１４〜数式２１を用いれば、各回線における故障点の特定が可能となる。
【００２５】
次に、本発明を適用して異地点多重故障発生時の標定シミュレーションを実施した。シミュレーション用の系統構成を図５、図６に示し、また、使用線路定数を図７に示す。
図５、図６において、送電線の全長は２０ｋｍであり、この送電線の一端から５ｋｍの地点に故障点Ｆ１，Ｆ２を設定し、送電線の他端から５ｋｍの地点に故障点Ｆ３，Ｆ４をそれぞれ設定した。ここで、図５，図６におけるインピーダンスｊ４．５Ωはバックインピーダンス、、電流４００Ａは接地電流、抵抗Ｒｓは短絡抵抗、同Ｒｇは地絡抵抗を示している。
なお、図７に示した線路定数は前述した数式１の行列要素（Ｚａ１ａ１〜Ｚｃ２ｃ２）にそれぞれ対応している。
【００２６】
図８は、特公平７−５８３０５号（特許第２０２０７８０号）に示された現行標定方式と本発明の標定方法による標定結果を対比して示したものである。
図８において、「両端電源、両端接地」とは図５の系統構成を示し、「片端電源、片端接地」とは図６の系統構成を示している。また、各ケース１〜５はそれぞれ異地点多重故障として２地点（ケース１は故障点Ｆ１，Ｆ２、ケース２，３は同Ｆ１，Ｆ４、ケース４，５は同Ｆ３，Ｆ２）での地絡故障を模擬しており、例えばケース１における「Ｆ１ １φＧ−Ａ（５ｋｍ）」は、故障点Ｆ１における１線（Ａ相）地絡故障を、ケース２における「Ｆ４ １φＧ−Ｂ（１５ｋｍ）」は、故障点Ｆ４における１線（Ｂ相）地絡故障を、ケース３における「Ｆ１ ２φＧ−ＡＢ（５ｋｍ）」は、故障点Ｆ１における２線（Ａ，Ｂ相）地絡故障をそれぞれ示している。その他の略号も、同様に解釈する。
【００２７】
図８によれば、本発明では現行標定方式よりも高精度に故障点を標定できることが明らかである。
【００２８】
【発明の効果】
以上のように本発明によれば、２端子平行２回線送電線における１地点多重故障のみならず異地点多重故障の場合でも、送電線の両端の同時刻性のある電気量データが収集されれば、電源配置や接地状態によらず、比較的簡単な演算によって簡易に故障点を特定することができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明の実施形態に用いるハードウェアの構成図である。
【図２】異地点多重故障の説明図である。
【図３】本発明の実施形態を説明するための異地点多重故障の説明図である。
【図４】本発明の実施形態を説明するための異地点多重故障の説明図である。
【図５】本発明のシミュレーションに用いた系統構成図である。
【図６】本発明のシミュレーションに用いた系統構成図である。
【図７】本発明のシミュレーションにおける使用線路定数の説明図である。
【図８】本発明のシミュレーション結果を現行標定方式と対比して示す図である。
【符号の説明】
１１，１Ｌ，２Ｌ  送電線
２１，２２  電気量収集端末
３１，３２  データ変換端末
４１，４２  伝送路
５０  中央装置
Ｆ１〜Ｆ４  故障点
【図１】
0003873785.tif 000007
【図２】
0003873785.tif 000008
【図３】
0003873785.tif 000009
【図４】
0003873785.tif 000010
【図５】
0003873785.tif 000011
【図６】
0003873785.tif 000012
【図７】
0003873785.tif 000013
【図８】
0003873785.tif 000014