JP2004215478A - Transmission line fault locator, transmission line fault locating method, transmission line fault locating program, and recording medium recording the program - Google Patents

Abstract

<P>PROBLEM TO BE SOLVED: To make it possible to locate a ground fault point with high precision, though a fault locating method is of a current shunting ratio method or an impedance method. <P>SOLUTION: This transmission line fault locator is provided with a current shunting ratio/impedance computing part 81 that obtains a current shunting ratio 'k' or impedance 'k' for every instantaneous value based on actually measured data of a transmission line and averages the current shunting ratio 'k' and the like during a prescribed period of time after the occurrence of a fault, and a fault locating part 82 that locates a ground fault/short-circuit fault point based on the average current shunting ratio 'k' obtained. The fault locating part 82 obtains simulated current data in assumption that a fault occurred using a system simulator and obtains a simulated current shunting ratio 'k' and the like from the data. While making the simulated fault point change on the system simulator, the fault locating part 82 determines the simulated fault point that corresponds to the simulated current shunting ratio 'k' as an actual fault point, by comparing the simulated current shunting ratio 'k' corresponding to the simulated fault point with the average current shunting ratio 'k' and the like one by one, and by searching a simulated current shunting ratio 'K' and the like to which both ratios are nearest. <P>COPYRIGHT: (C)2004,JPO&NCIPI

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は電流分流比法又はインピーダンス法を用いて送電線の地絡事故／短絡事故の事故点等を標定する装置等に関する。
【０００２】
【従来の技術】
７７ｋＶ〜２７５ｋＶ及び５００ｋＶの送電線には事故点を検出するためのフォルトロケータが設置されていることが多い。フォルトロケータが設置された送電線において何らかの送電線事故が発生すると、事故点のデータがフォルトロケータから電力所及びその支店に転送されるようになっている。すると、作業員が事故点のデータを参考にして現場に直行し、現場付近の鉄塔に設置された閃絡表示器の表示を目印に巡回し、最終的に事故点を特定していた。
【０００３】
ところが、ローカル系の７７ｋＶ以下の送電線にはこのようなフォルトロケータが設置されていることが少ない。そのため、本来事故の有無を判定する目的で変電所等に設置され、送電線の電流や電圧の変化を記録している自動オシログラ装置を活用し、同装置から転送されたオシロデータを用いて事故点を標定していた。オシロデータから事故点を標定する方法としては種々の提案がなされている（例えば、特許文献１等参照）。
【０００４】
【特許文献１】
特開２０００−２２７４５３
【０００５】
特に、二回線送電線の事故点を標定する最も簡単な方法として、以下に説明する電流分流比法が周知である。
【０００６】
図２２に示すような亘長がＭである送電線において、送電端から距離ｍの地点で地絡事故が発生すると、回線１ＬにはＩ_０１で表される事故電流（ここでは零相電流）が流れる一方、回線２ＬにはＩ_０２で表される事故電流（ここでは零相電流）が流れる。回線の全区間の線路インピーダンスが一定であり、ｍ／Ｍ＝ｋ（電流分流比と称されている）であるとすると、ｋとＩ_０１及びＩ_０２との関係はｋ＝２Ｉ_０２／（Ｉ_０１＋Ｉ_０２）という式で表される。
【０００７】
具体的には、自動オシログラフ装置から転送されたオシロデータをオシロ波形解析装置に取り込み、事故発生時の事故電流Ｉ_０１、Ｉ_０２の１サイクル分の実効値を求め、上記式に代入して電流分流比ｋを求め、電流分流比ｋから事故点を標定するようにしていた。
【０００８】
【発明が解決しようとする課題】
しかしながら、上記従来例による場合、以下の欠点が指摘されている。
【０００９】
まず第１は、回線１Ｌ、２Ｌに事故前から存在する循環電流、事故発生時の電流波形の乱れ及び電流位相差等の影響を受け易く、電流分流比ｋが安定しないことから、結果として、事故点の標定精度がフォルトロケータに比べて非常に低いという点である（以下、これを第１の欠点と称する）。このため一線地絡事故発生後、作業員が現場に直行しても、閃絡表示器の数基分の間隔である広い範囲を巡視しないことには事故点を特定することができず、この点で早急な対応をとることができないという問題がある。
【００１０】
第２は、送電線の系統が複雑に分岐しているときには、電流分流比から事故点を標定するための標定式が回線毎に異なり、４端子以上の系統になると、全体の計算式が非常に複雑になることから、電流分流比法が適用されるのは送電線の系統が単純である場合に制約されるという点である（以下、これを第２の欠点と称する）。
【００１１】
ところで、架空送電線事故全体の約７５％は７７ｋＶ以下の送電線で発生しており、その送電線で発生している送電線事故の５０〜６０％は一線地絡事故である。電流分流比法については、上記した標定精度の点は別問題として、一線地絡事故の事故点を簡単に標定することができることから、７７ｋＶ以下の送電線への適用が要請されているが、その殆どが４端子以上の系統になっており、適用されるに至っていないというのが現状である。
【００１２】
また、送電線の事故点を標定する最も簡単な方法として電流分流比法と並んでインピーダンス法も周知である。同法の内容を図２２を借りて説明する。回線１Ｌに地絡事故が発生したとすると、送電端電圧Ｖ_０ （ ここでは事故相の相電圧である） と事故電流Ｉ_０１（ ここでは事故相の相電流である） との比であるインピーダンスｋ（＝Ｖ_０ ／Ｉ_０１）については、送電端と事故点までの距離ｍに対応した値を示し、距離ｍが大きいとインピーダンスｋも大きくなるという関係がある。そのため、オシロデータに基づいて事故時のインピーンダンスｋを求めると、これから事故点を標定することが可能になる。
【００１３】
このようなインピーダンス法を用いた場合、電流分流比法とは異なり一回線送電線の事故点も標定することができるものの、事故時のインピーダンスｋが安定せず、送電線の系統が複雑に分岐しているときに計算式が複雑になるのは電流分流比法の場合と同様であり、第１、第２の欠点を有している。
【００１４】
本発明は上記した背景の下で創作されたものであり、その主たる目的とするところは、電流分流比法又はインピーダンス法でありながら送電線事故の事故点を高精度で標定することが可能な送電線事故点標定装置、送電線事故点標定法、送電線事故点標定用プログラム及び同プログラムを記録した記録媒体を提供することにある。
【００１５】
【課題を解決するための手段】
本発明の送電線事故点標定装置は、電流分流比法又はインピーダンス法を用いて送電線の地絡事故／短絡事故の事故点を標定する装置であって、送電線の実測データに基づいて電流分流比又はインピーダンスを瞬時値毎に求めるとともに事故発生後所定期間の当該電流分流比又はインピーダンスを平均化する電流分流比／インピーダンス演算部と、電流分流比／インピーダンス演算部で求められた平均化電流分流比又は平均化インピーダンスに基づいて当該地絡事故／短絡事故の事故点を標定する事故標定部とを具備している。
【００１６】
好ましくは、事故標定部については、系統シミュレータを利用して前記送電線に地絡事故／短絡事故が発生したと想定して仮想電流データ及び／又は仮想電圧データを求め、当該データから仮想電流分流比又は仮想インピーダンスを求め、系統シミュレータ上の仮想事故点を変化させつつ、当該仮想事故点に対応する仮想電流分流比又は仮想インピーダンスと電流分流比／インピーダンス演算部で求められた平均化電流分流比又は平均化インピーダンスとを逐次対比し、これにより両者が最も近い仮想電流分流比又は仮想インピーダンスを探し、当該仮想電流分流比又は仮想インピーダンスに対応する仮想事故点を当該地絡事故／短絡事故の事故点として標定する構成とすることが望ましい。
【００１７】
好ましくは、電流分流比／インピーダンス演算部については、平均化電流分流比又は平均化インピーダンスを求めるに当たり、電流分流比又はインピーダンスの変化量を求め、その後、最も変化量の小さい安定区間をサーチし、当該安定区間の電流分流比又はインピーダンスを平均化して行う構成とすることが望ましい。
【００１８】
より好ましくは、地絡事故／短絡事故の実際の特定事故点を入力するための入力部と、前記地絡事故／短絡事故の事故点を標定する一連の過程で得た仮想事故点と仮想電流分流比又は仮想インピーダンスとの関係がグラフのデータとして記録されたメモリとを備え、事故標定部については、次のような構成のものを用いることが望ましい。即ち、前記入力部を通じて実際の特定事故点が入力されると、当該グラフが当該特定事故点と当該仮想電流分流比又は仮想インピーダンスとの交点を通るように、前記メモリに保持されたグラフのデータを補正し、以後、地絡事故／短絡事故の事故点を標定するに当たり、補正されたグラフのデータを参照して、電流分流比／インピーダンス演算部で求められた平均化電流分流比又は平均化インピーダンスに関連する仮想事故点を求め、これを当該地絡事故／短絡事故の事故点として標定する機能を有した構成となっている。
【００１９】
好ましくは、事故標定部については、地絡事故／短絡事故時の電流／電圧の波形基礎データが事故原因毎に予め用意されており、前記送電線の実測データに含まれる電流／電圧波形に最も近い波形基礎データを探し、当該波形基礎データに対応する事故原因を当該地絡事故／短絡事故の事故原因として標定する機能を有した構成のものを用いることが望ましい。
【００２０】
好ましくは、送電線の実測データ及び予め用意された当該送電線の回線情報に基づいて当該事故の事故様相を判定する事故様相判定部を備え、前記電流分流比／インピーダンス演算部にて電流分流比又はインピーダンス、及び前記事故標定部にて仮想電流分流比又は仮想インピーダンスを計算するに当たり、前記事故様相判定部の判定結果に対応した計算式を用いて行う構成にすることが望ましい。
【００２１】
本発明の送電線事故点標定法、送電線事故点標定用プログラム及び同プログラムを記録した記録媒体については、上記した送電線事故点標定装置に準じた内容になっている。
【００２２】
【発明を実施するための最良の形態】
以下、本発明の第１の実施の形態を図面を参照して説明する。図１は送電線の電圧・電流データ伝送経路図、図２は送電線を示す系統図、図３は送電線事故点標定装置のブロック図、図４は同装置により処理される送電線事故点標定用プログラムのフローチャート、図５は実測電流データの電流波形図、図６は電流分流比の波形図、図７は平均化電流分流比の波形図、図８は系統シミュレータを用いて仮想電流分流比を探す方法を説明するための図、図９は仮想事故点と電流分流比（仮想電流分流比）との関係を示すグラフのデータの内容を説明するための図、図１０は事故電流の事故原因毎の波形図、図１１は事故電流の高調波の含有率を事故原因毎に示す図、図１２は一線地絡事故の事故点及び事故原因の標定結果を表示出力する例を示す図、図１３は、仮想事故点と仮想電流分流比との関係を示すグラフのデータを補正する方法を説明するための図、図１４は同装置の事故点の標定誤差等を示した表、図１５は同装置の事故点の事故原因の正解率等を示した表である。
【００２３】
図１に示す送電線の電圧・電流データ伝送経路において、図中２は変電所に配置された自動オシログラフ装置、３は制御所に配置された通信制御装置、４は支店又は電力所に配置された通信制御装置、５は支店等に配置されたオシロ波形解析装置、１は送電線事故点標定装置である。ＬＡＮ回線を通じて入力された送電線αの電圧／電流の実測電圧／電流データ等を順次記録する
【００２４】
自動オシログラフ装置２から出力された７７ｋＶの送電線α（ ここでは平行二回線送電線である） の実測電圧／電流データ等（実測データ）は、専用回線及びＬＡＮ回線を介してオシロ波形解析装置５及び送電線事故点標定装置１に順次入力される。一線地絡事故が発生した場合、送電線事故点標定装置１を使用すると、その事故点等が即座に判るようになっている。
【００２５】
ここでは送電線αが図２に示すように４端子の系統になっている例について説明する。送電線αの送電端は自動オシログラフ装置２が設置されたＡ変電所に相当する。Ａ変電所の送電電圧はＶ１であり、その設置箇所をａ点として示している。Ａ変電所には送電線αを介してＢ、Ｃ、Ｄ変電所が接続されており、各々が受電端になっている。図中ｂ、ｃ、ｄはＢ、Ｃ、Ｄ変電所の設置箇所を示す一方、図中ｅ、ｆは送電線α上の第１、第２の分岐点を示している。
【００２６】
送電線αは回線１Ｌと回線２Ｌからなり、線路インピーダンスの相違から、区間Ｌ１（ａ−ｅ間）、区間Ｌ２（ｅ−ｆ間）、区間Ｌ３（ｆ−ｂ間）、区間Ｌ４（ｅ−ｃ間）、区間Ｌ５（ｆ−ｄ間）に分割される。図中においては、一線地絡事故が送電線αの区間Ｌ１上の回線１Ｌで発生したことを示している。第１の分岐点ａの回線１Ｌ、２Ｌ上の相電圧をＶ２、Ｖ３として示している一方、第２の分岐点ｂの回線１Ｌ、２Ｌ上の相電圧をＶ５、Ｖ６として示している。そして、一線地絡事故点の相電圧をＶ_Ｆ として示している。
【００２７】
区間Ｌ１がその亘長も示すとすると、ａ点から一線地絡事故点までの距離はｋ・Ｌ１で示される一方、一線地絡事故点からｅ点までの距離は（１−ｋ）・Ｌ１で示される。但し、ｋは後述する電流分流比である。
【００２８】
ここに掲げる送電線事故点標定装置１は、図１に示すようにＬＡＮ回線に接続されたパソコンであって、その基本構成は図３に示す通りである。同パソコンには系統シミュレータの既存のソフトウエア及び図４に示す送電線事故点標定用プログラムが予めインストールされている。これらのソフトウエアが実行されることにより、電流分流比法を用いて送電線αの一線地絡事故の事故点等を標定することができるようになっている。
【００２９】
送電線事故点標定装置１は、ＬＡＮ回線を通じて入力された送電線αの電圧／電流の実測電圧／電流データ等を順次記録するメモリ５０と、前記実測電流データ（回線１Ｌに流れる事故電流（ここでは零相電流）の瞬時値の大きさをＩ_０１、回線２Ｌに流れる事故電流（ここでは零相電流）の瞬時値の大きさをＩ_０２とする）から電流分流比ｋ（ｋ＝２Ｉ_０２／（Ｉ_０１＋Ｉ_０２）を瞬時値毎に求め、求められた所定サイクル分（ ここでは４サイクル分）の電流分流比ｋをフィルタ処理により平均化する電流分流比演算部１０と、電流分流比演算部１０で求められた平均化電流分流比ｋ’（ｋ’＝Σｋ×（ Ｉ_０１＋Ｉ_０２）^２ ／ Σ（ Ｉ_０１＋Ｉ_０２）^２ ） に基づいて当該一線地絡事故の事故点等を標定する事故標定部２０と、事故標定部２０の標定結果等を表示出力するディスプレイパネル３０と、一線地絡事故の実際の特定事故点等を入力するためのキーボード等の入力部４０等を備えた基本構成となっている。以下、各構成部について詳しく説明する。
【００３０】
メモリ５０には図４に示す送電線事故点標定用プログラムが系統シミュレータのソフトウエアとともに予め記録されている。送電線事故点標定用プログラムの流れについては後述するが、これが実行されることにより電流分流比演算部１０及び事故標定部２０としての機能を発揮するようになっている。
【００３１】
電流分流比演算部１０において行われる演算の内容は以下の通りである。図５は一線地絡事故発生前後の送電線αの事故電流Ｉ_０１、Ｉ_０２の電流波形を示している。このような事故電流Ｉ_０１、Ｉ_０２の実測電流データに基づいて電流分流比ｋを瞬時値毎に演算する。図６はこの演算結果を示したものである。そして、電流分流比ｋの波形の突出部分を無くすために、２乗の重み付移動平均を用いてフィルタ処理を行う。即ち、一線地絡事故発生後の４サイクル期間に相当する期間Ｔの電流分流比ｋに基づいて平均化電流分流比ｋ’を演算する。図７はこの演算結果を示したものである。
【００３２】
事故標定部２０においては、一線地絡事故時に送電端に流れる電流等を計算することができる機能を有した既存の系統シミュレータを使用している。即ち、系統シミュレータを用いて送電線αに一線地絡事故を起こし、このときの事故電流Ｉ_０１、Ｉ_０２をシミュレートする。この前提として、区間Ｌ１〜Ｌ５の区間の各亘長及び線路インピーダンス等が入力部４０を通じて予め入力されて初期設定されているものとする。このように初期設定された系統シミュレータを図３中において系統シミュレータ２１として示している。
【００３３】
事故標定部２０は、系統シミュレータ２１を用いて送電線αに一線地絡事故が発生したと想定して仮想電流データ（回線１Ｌの仮想事故電流をＩ_０１’回線２Ｌの仮想事故電流をＩ_０２’とする）を求め、この仮想事故電流データから仮想電流分流比Ｋ（＝２Ｉ_０２’／（Ｉ_０１’＋Ｉ_０２’）を求め、系統シミュレータ上の仮想事故点を変化させつつ、当該仮想事故点に対応する仮想電流分流比Ｋと電流分流比演算部１０で求められた平均化電流分流比ｋ’とを逐次対比し、これにより両者が最も近い仮想電流分流比Ｋを探し、この仮想電流分流比Ｋに対応する仮想事故点を当該一線地絡事故の事故点として標定する機能を有した構成となっている。以下、より詳しく説明する。
【００３４】
図２に示す送電系統の一線地絡事故の場合、仮想電流分流比Ｋと仮想電流Ｉ_０１’、Ｉ_０２’との関係は次式で表される。
Ｉ_０１’＝（Ｖ１−Ｖ_Ｆ ）／Ｋ・Ｌ１
Ｉ_０２’＝（Ｖ１−Ｖ３）／Ｌ１
【００３５】
Ｖ１、Ｖ_Ｆ 、Ｖ３については系統シミュレータ２１により求められ、Ｌ１については定数であるので、Ｋをパラメータにすると、仮想電流Ｉ_０１’、Ｉ_０２’を上式により演算することができる。
【００３６】
一方、平均化電流分流比ｋ’は電流分流比ｋをフィルタ処理したものであることから、両値が等価であると仮定すると、平均化電流分流比ｋ’と仮想電流Ｉ_０１’、Ｉ_０２’との関係はｋ’＝２Ｉ_０２’／（Ｉ_０１’＋Ｉ_０２’）で表わされる。
【００３７】
即ち、系統シミュレータ２１を用いて仮想的に一線地絡事故を起こし、仮想事故点を全回線上にわたって移動させながら、図２に示す送電系統の送電端での平均化電流分流比ｋ’と最も一致する仮想電流分流比Ｋをサーチする。
【００３８】
具体的には、図２に示す送電系統の区間Ｌ１〜Ｌ５上において仮想事故点をその回線の線路長の１０％毎の刻み幅で移動させ、個々の仮想事故点での仮想電流分流比Ｋを演算し、これと電流分流比演算部１０で求められた平均化電流分流比ｋ’とを順次比較する。図８に示すように仮想電流分流比Ｋが平均化電流分流比ｋ’を越えたときは１ステップ戻り、より小さな１％毎の刻み幅で仮想事故点を移動させる。また、必要に応じて更に細かな刻み幅で仮想事故点を移動させる。同回線においてサーチしても仮想電流分流比Ｋが平均化電流分流比ｋ’より離れていく場合には、その回線のサーチを中止し、次の回線のサーチを同様に行うようにする。このようなサーチにより平均化電流分流比ｋ’に最も近い仮想電流分流比Ｋを求め、このときの仮想電流分流比Ｋに対応する仮想事故点を実際の一線地絡事故の事故点として標定する。
【００３９】
このようにして求められた標定結果等を所定形式に変換してメモリ５０に記録するとともにディスプレイパネル３０に出力する。図９はこのときのディスプレイパネル３０の表示画面の一例を示したものである。同表示画面のグラフの縦軸はａ点からの距離ｍ（仮想事故点）を示している一方、その横軸は電流分流比ｋ（又は平均化電流分流比ｋ’、仮想電流分流比Ｋ）を示している。
【００４０】
グラフ１は区間Ｌ１上の距離と電流分流比ｋとの関係を示している一方、グラフ２、３、４、５は区間Ｌ２、３、４、５上の距離と電流分流比ｋとの関係を各々示している。
【００４１】
例えば、電流分流比演算部１０で求められた平均化電流分流比ｋ’に最も近い仮想電流分流比ＫがＫ（ｐ）であると仮定すると、このときの仮想事故点はｍ１ということになる。これは変電所Ａから距離ｍ１の回線Ｌ１上で一線地絡事故が発生したことを意味している。また、仮想電流分流比ＫがＫ（ｑ）であると仮定すると、このときの仮想事故点はｍ２又はｍ３ということになる。これは、仮想事故点の候補として２箇所あり、変電所Ａから距離ｍ３の回線Ｌ２又は距離ｍ２の回線ｌ４上で一線地絡事故が発生したことを意味している。
【００４２】
メモリ５０には、このような事故点の標定結果だけでなく、シミュレートの一連の過程で得られた図９に示すグラフのデータ、即ち、送電線αの仮想事故点と仮想電流分流比Ｋとの関係を示すデータも記録される。
【００４３】
事故標定部２０は事故点を標定する機能だけでなく、その事故原因を標定する機能も有している。即ち、一線地絡事故時の地絡電流の波形基礎データが事故原因毎にメモリ５０に予め用意されており、送電線αの実測電流データに含まれる電流波形に最も近い波形基礎データを探し、当該波形基礎データに対応する事故原因を当該一線地絡事故の事故原因として標定する機能を有した構成となっている。以下、より詳しく説明する。
【００４４】
一線地絡事故時に発生する地絡電流はその事故原因が樹木接触である場合、図１０（ａ） に示すように第１波の波形の歪みが大きく、その後安定した波形となり振幅がゆっくり変動するという特有な波形になることが多い。雷撃である場合、図１０（ｂ） に示すように高調波が発生しても自動オシログラフ装置２のサンプリング周波数では観測できない高周波であることから波形自体が安定している場合が多い。また、鳥獣接触である場合、図１０（ｃ） に示すように事故開始時点で波形の歪みが大きく、それが数サイクル続くという場合が多い。
【００４５】
このように一線地絡事故時に発生する地絡電流はその事故原因毎に特有の波形になることが多いことから、その地絡電流に含まれる高調波成分の大きさ等を事故原因毎に波形基礎データとしてメモリ５０に予め記録している。
【００４６】
図１１は波形基礎データの一例を示したものである。ここでいう解析位置とは地絡電流の何サイクル目について波形解析をするかの位置を示している。即ち、解析位置▲１▼の場合、地絡電流の最初の１サイクル目の波形については、事故原因が雷撃であるときには、３ 次〜７ 次、１１次〜１５次の高調波成分の含有率が０％、０％であり、鳥獣接触であるときには、３ 次〜７ 次、１１次〜１５次の高調波成分の含有率が１０％、１ ％であり、樹木接触であるときには、３ 次〜７ 次、１１次〜１５次の高調波成分の含有率が５ ％、２ ％であることを示している。解析位置▲２▼〜▲４▼の場合についても同様である。
【００４７】
事故標定部２０は、送電線αの実測電流データをメモリ５０から読み出し、一線地絡事故発生時点の数サイクル分の実測電流データに対してフーリエ変換等を行って高調波成分の大きさ等を求める一方、メモリ５０に記録された波形基礎データを読み出して、両データを解析位置及び高調波成分毎に比較し、最終的に実測データに含まれる電流波形に最も近い波形基礎データを探し、この波形データに対応する事故原因を今回の一線地絡事故の事故原因であるとする。例えば、事故発生時点の事故電流Ｉ_０１の電流波形が図１０（ａ） に示す地絡電流の波形に最も近いときには、事故原因として樹木接触を標定する。同様に図１０（ｂ） 又は（ｃ） に示す地絡電流の波形に最も近いときには、事故原因として電撃又は鳥獣接触を標定するようになっている。
【００４８】
このようにして標定された一線地絡事故の事故原因を所定形式に変換してメモリ５０に記録するとともにディスプレイパネル３０に出力する。図１２はこのときのディスプレイパネル３０の表示画面の一例を示したものである。この画面では、事故原因に加えて事故点の標定結果等も併せて表示されている。
【００４９】
また、事故標定部２０は、入力部４０を通じて一線地絡事故の実際の特定事故点が入力されると、これに従ってメモリ５０上に記録された送電線αの仮想事故点と仮想電流分流比Ｋとの関係を示すデータを補正して書き換えるようになっている。
【００５０】
即ち、入力部４０を通じて入力れた特定事故点と当該一線地絡事故に伴って求められた平均化電流分流比ｋ’（又は仮想電流分流比Ｋ）との交点を通るように、メモリ５０に保持されたグラフのデータを補正し、以後、一線地絡事故の事故点を標定するに当たり、補正後のグラフのデータを参照して、電流分流比演算部１０で求められた平均化電流分流比ｋ’に関連する仮想事故点を求め、これを当該一線地絡事故の事故点として標定する機能を有した構成となっている。以下、詳細に説明する。
【００５１】
図１３は図２に示す電力系統とは異なる別の電力系統について上記と同様にシミュレーション等を行って事故点の標定を行った結果を示す図９に対応するディスプレイパネル３０の表示画面である。即ち、同表示画面のグラフの縦軸は送電端から距離（仮想事故点）を示している一方、その横軸は電流分流比ｋ（又は平均化電流分流比ｋ’、仮想電流分流比Ｋ）を示している。
【００５２】
例えば、電流分流比演算部１０で求められた平均化電流分流比ｋ’に最も近い仮想電流分流比ＫがＫ（ｒ）であると仮定すると、このときの仮想事故点は８．４０［ｋｍ］及び１３．１９［ｋｍ］ ということになる。メモリ５０には上記と全く同様にシミュレーションの一連の過程で得られたグラフ６、７等のデータが記録される。グラフ６は、仮想電流分流比Ｋ（ｒ）と仮想事故点の１３．１９［ｋｍ］ との交点を通る直線となっている一方、グラフ７は仮想電流分流比Ｋ（ｒ）と仮想事故点の８．４０［ｋｍ］との交点を通る直線となっている。
【００５３】
このような事故点の標定結果を参考にして実際に一線地絡事故の現場を巡視し、その結果、仮想事故点の１３．１９［ｋｍ］ が現実には１２．５３９［ｋｍ］であったと仮定する。そして１２．５３９［ｋｍ］を実際の特定事故点として入力部４０を通じて入力されると、メモリ５０上のグラフ６のデータが補正され、図中破線で示すグラフ６’のデータに書き換えられる。グラフ６’は、仮想電流分流比Ｋ（ｒ）と特定事故点の１２．５３９［ｋｍ］との交点を通る直線である。一方、メモリ５０上のグラフ７のデータは、各変電所及び分岐点の送電端からの距離が変わらないことから、上記実際の特定事故点のデータに基づいて自動的に補正され、図中破線で示すグラフ７’のデータに書き換えられる。なお、図中×の印は一線地絡事故の特定事故点を示している。
【００５４】
事故標定部２０は、以後、標定すべき対象が同一の送電系統である限り、系統シミュレータ２１を用いることなく、メモリ５０に記録されたグラフのデータを用いて事故点の標定を行うようになっている。即ち、電流分流比演算部１０にて求められた平均化電流分流比ｋ’と一致する仮想電流分流比Ｋに対応する仮想事故点をメモリ５０上のグラフのデータを参照して求め、求められた仮想事故点を当該一線地絡事故の事故点として標定するようになっている。その後、上記した場合と全く同様に、標定結果をメモリ５０に記録するとともに図１２に示すようにディスプレイパネル３０に表示出力する。
【００５５】
以下、送電線事故点標定装置１において処理される送電線事故点標定用プログラムの流れを図４を参照して説明する。まず、ＬＡＮ回線を通じて送電線αの二回線分の電圧／電流実測データ等が入力されると（Ｓ１）、電流分流比ｋとともに平均化電流分流比ｋ’を演算する（Ｓ２）。
【００５６】
一線地絡事故が発生したことが入力部４０を通じて入力されると、又は電圧実測データに基づいて一線地絡事故が発生したことを電圧の急激な変化等により自動的に判定すると、系統シミュレータ２１を動作させ、仮想的に一線地絡事故を起し、事故点を移動させつつ平均化電流分流比ｋ’と一致する仮想電流分流比Ｋを求める（Ｓ３、Ｓ４）。求められた仮想電流分流比Ｋから一線地絡事故の事故点を標定する一方、電流実測データに含まれる電流波形に基づいてその事故原因を標定し、シミュレーションの過程で得られたグラフのデータ等をメモリ５０に記録するとともに、入力部４０を通じて選択された形式で標定結果等をディスプレイパネル３０に表示出力する（Ｓ５）。
【００５７】
そして、実際の特定事故点が入力部４０を通じて入力されると（Ｓ６）、メモリ５０に記録されたグラフのデータを補正する（Ｓ７）。以後、一線地絡事故の事故点を標定するに当たり、メモリ５０に記録されたグラフのデータを参照して行うことは上記した通りである。
【００５８】
上記のように構成された送電線事故点標定装置１による場合、送電線αの実測電流データから電流分流比ｋを瞬時値毎に求め、求められた４サイクル分の電流分流比ｋに対してフィルタ処理を行って平均化し（ここでは２乗の重み付移動平均）、平均化電流分流比ｋ’に基づいて事故点の標定を行う構成となっているので、従来例による場合とは異なり、回線１Ｌ又は２Ｌに事故前から存在する循環電流、事故発生時の電流波形の乱れ及び電流位相差等の影響を受け難くなる。具体的には、平均化電流分流比ｋ’が循環電流、事故発生時の電流波形の乱れ及び電流位相差の影響を受け難く、事故開始点から安定しているので、図１４に示されているように事故点標定誤差を従来方法の１／３程度にまで低減することが確かめられた。
【００５９】
なお、図１４中の標定誤差とは次式で表される数値である。
標定誤差＝（事故点標定結果−巡視結果）／巡視結果×１００（％）
【００６０】
このように一線地絡事故の事故点を高精度で標定することが可能になったので、これに伴って送電線αの事故点発見までに要する時間も大幅に短縮することが可能になった。
【００６１】
例えば、７７ｋＶ送電線の亘長１０ｋｍ、平均径間が２５０ｍ、事故点が変電所から７ｋｍの地点であるとし、一径間を移動するのに１０分、昇塔点検に２０分を要すると仮定する。図１４に示されているように従来方法の場合、標定誤差が２４％であったので、真の事故点から±１．６８ｋｍ、径間にして約１３径間に相当する範囲を巡回することが必要であったが、本案方法の場合、標定誤差が９％であることから、真の事故点から±０．６３ｋｍ、径間にして約５径間に相当する範囲を巡回すれば良いことになる。具体的な巡回所要時間については、雷事故である場合、従来方法に比べて５０分（１０分×５）短縮でき、雷事故以外である場合、昇塔点検が更に必要になるので、２時間３０分（１０分×５＋２０分×５）短縮することが可能になる。
【００６２】
また、一線地絡事故発生後、送電線事故点標定装置１により求められた事故点標定結果を参照して作業員が現場に直行し、最終的に事故点が特定され、実際の特定事故点が入力部４０を通じて入力されると、上記した通りメモリ５０上のグラフのデータが自動的に補正される。これは、送電線αの線路定数誤差、計器用変流器誤差等が纏めて補正されたことを意味している。そして以後補正されたグラフのデータを用いて事故点が標定されるようになっているので、同装置を使用し続けると、事故点の標定精度は一層高くなる。
【００６３】
フォルトロケータが設置されていないローカル系の７７ｋＶ以下の送電線ではその殆どが４端子以上の系統になっているが、送電線事故点標定装置１においては、既存の系統シミュレータを上手く活用していることから、たとえ８端子以上であっても、非常に簡単に事故点を精度良く標定することが可能になる。電流分流比法の本質的な欠点は、事故点の標定精度が低いという点と、４端子以上では対応できないという点であったが、この２つの欠点を抜本的に解消することが可能になった。
【００６４】
しかも図１５に示すように一線地絡事故の事故原因の正解率を非常に高いものとなっており、事故点の早期発見だけでなく早期対応を行うことが可能になり、ひいては電力事業の信頼性の向上を図る上で大きな意義がある。
【００６５】
更に、ここでは送電線事故点標定装置１としてパソコンを用いており、誰もが簡単に操作することが可能であるだけでなく、既存の系統シミュレータのソフトと図４に示すソフトウエアをインストールするだけで良いので、大幅なコスト増を招来せず、この点でもメリットがある。
【００６６】
なお、一線地絡事故時に発生する地絡電圧がその事故原因によって特有の波形を示すときには、送電線αの実測電流データではなく、実測電圧データを用いて地絡電流の場合と全く同様に事故原因を標定するようにしてもかまわない。
【００６７】
以下、上記した第１の実施の形態についての第１の変形例を図１６乃至図１８参照して説明する。図１６は電流分流比の拡大波形図、図１７は電流分流比の安定区間をサーチする方法を説明するためのフローチャート、図１８は同方法を説明するための電流分流比の模式的波形図である。
【００６８】
第１の実施の形態においては、電流分流比演算部１０により平均化電流分流比ｋ’を求めるに当たり、一線短絡事故発生後の４サイクル期間に相当する期間Ｔの電流分流比ｋを平均化するという方法を採用していた。ただ、電流分流比ｋについては事故の継続期間中安定した値を保持しないことがあり、一線短絡事故発生後の期間Ｔを一律に固定にしてしまうと、事故点の標定精度が低下する要因になる。
【００６９】
そこで、一線短絡事故発生後の電流分流比ｋの変化量を求め、最も変化量が小さく且つその期間の長い安定区間Ｔｓをサーチし、安定区間Ｔｓの電流分流比ｋを平均化するという方法を用いる。即ち、一線短絡事故発生後の期間Ｔではなく安定区間Ｔｓの電流分流比ｋを用いて上記の実施の形態と同様に平均化電流分流比ｋ’を求めるようにする。安定区間Ｔｓの具体的なサーチ方法については図１７に示す通りである。
【００７０】
まず、一線短絡事故発生後、事故の継続期間にわたる電流分流比ｋのグラフを微分する（Ｓ１）。微分したグラフの値は電流分流比ｋの変化量を示すことになる。同グラフをサンプリングし、１サンプル当たりの電流分流比ｋの差分がｄｋ（ここでは初期値として０．００１ が設定されている） 以下の区間をサーチする（Ｓ２）。例えば、電流分流比ｋのグラフが図１６に示すような波形であったとすると、その中で電流分流比ｋの変化量の小さい区間Ｔ１〜Ｔ４がサーチされる。
【００７１】
そして、サーチされた区間の各々について評価関数値（＝ｔ／ｄ：ｔはサーチされた区間の時間幅、ｄは同区間の電流分流比ｋの変動幅である）を計算し、最も大きな評価関数値を有する区間を探す（Ｓ３）。例えば、図１６に示す例の場合、サーチされた区間Ｔ１〜Ｔ４の中で最も変化量が小さく且つその期間の長い区間Ｔ４が選択される。
【００７２】
但し、｜分流比｜＜０．０５である区間、｜分流比｜＞１．９５であり且つ一端事故開始時点から３サイクル以降の区間については、ＣＢ遮断によって電流零で安定していることから評価関数値をゼロに設定して取り扱っている。また、時間幅が交流波形の０．５ サイクル相当値以下の区間については選択の対象外にしている。
【００７３】
その後、ｄｋの設定値を０．００１ だけインクリメントし、ｄｋの設定値が０．０１を示さない限り、ステップ２に戻り、上記と同様の処理を繰り返し行う。即ち、ｄｋを０．００１ から０．００９ まで順次インクリメントし、この過程で最も大きな評価関数値を有する区間を探す。ｄｋの設定値が０．０１になると、この繰り返し処理が終了する（Ｓ５）。
【００７４】
このようにして最終的に求められた区間は、電流分流比ｋの変化量が小さく且つその期間の長い安定区間Ｔｓということになる。例えば、電流分流比ｋのグラフが図１８（ａ）に示すような波形である場合、区間Ｔ５、Ｔ６、Ｔ７のうち区間Ｔ７が、図１８（ｂ）に示すような波形である場合、区間Ｔ５、Ｔ６、Ｔ７のうち区間Ｔ５がそれぞれ安定区間Ｔｓとして最終的に選定される。
【００７５】
上記した第１の変形例による場合、一線短絡事故発生後の安定区間Ｔｓが自動的に求められ、その後、安定区間Ｔｓの電流分流比ｋのデータを用いて平均化電流分流比ｋ’が求められることから、結果として、事故点の標定精度が事故原因等の影響に左右されず、高い標定精度が常に得られるという点で装置の高性能化を図ることが可能になる。
【００７６】
次に、上記した第１の実施の形態についての第２の変形例を説明する。上記した形態においては、送電線αが回線ＩＬ、２Ｌという二回線であり、これに発生した一線地絡事故の事故点を標定する例であった。そして、電流分流比演算部１０にて電流分流比ｋを用いるに当たり用いた計算式については下記の式１であるのは上述した通りである。また、事故標定部２０において仮想電流分流比Ｋを求める計算式についても同様の式を用いていた。

【００７７】
但し、式１は回線１Ｌを基準としている場合に用いる式である。同式においてＩ_０１Ｌ は回線ＩＬの零相電流、Ｉ_０２Ｌ は回線２Ｌの零相電流である。事故回線が回線２Ｌである場合についても同式を用いている。
【００７８】
このような式１の代わりに式２を用いると、二線地絡事故（二線短絡事故）の事故点を標定することが可能である。

【００７９】
但し、式２は回線１Ｌを基準としており、事故相がａ及びｂ相の場合に用いる式である。同式においてＩ_ａｂ１Ｌは回線ＩＬのａ−ｂ相の線間電流、Ｉ_ａｂ２Ｌは回線２Ｌのａ−ｂ相の線間電流である。事故回線が回線２Ｌである場合についても同式を用いており、事故相がｂ及びｃ相である場合については同様の式を用いている。
【００８０】
この場合、電流分流比演算部１０において、自動オシログラフ装置２から出力された実測データに含まれる事故時の零相電流ではなく事故相の線間実測電流データに基づいて一線地絡の場合と同様に電流分流比ｋを求める一方、事故標定部２０において、系統シミュレータ２１を利用して送電線αに二線地絡事故（二線短絡事故）が発生したと想定して仮想電流データ及び仮想電流分流比Ｋを一線地絡の場合と同様に求めるように設計変更するだけで良い。
【００８１】
一方、式１の代わりに式３を用いると、三線地絡事故（三線短絡事故）の事故点を標定することが可能である。

【００８２】
但し、式３は回線１Ｌを基準としている場合に用いる式であり、同式においてＩ_１１Ｌ は回線ＩＬの正相電流、Ｉ_１２Ｌ は回線２Ｌの正相電流である。
【００８３】
この場合、電流分流比演算部１０において、自動オシログラフ装置２から出力された実測データに含まれる事故時の零相電流ではなく、正相の実測電流データに基づいて一線地絡の場合と同様に電流分流比ｋを求める一方、事故標定部２０において、系統シミュレータ２１を利用して送電線αに三線地絡事故（三線短絡事故）が発生したと想定して仮想電流データ及び仮想電流分流比Ｋを一線地絡の場合と同様に求めるように設計変更するだけで良い。
【００８４】
このような式１乃至式３を用いて事故点を標定するには、事故回線の送電端の実測電流データが必要不可欠であり（片端オシロ）、この場合の主たる適用系統としては、回線１Ｌと回線２Ｌとがループになっている送電系統であり、７７ｋＶ以下だけでなく１５４ｋＶの高圧送電系統も対象に含まれる。
【００８５】
ところが、２７５ｋＶ以上の直接接地された送電系統については、受電端の接地線を介した事故電流が影響するため、式１乃至式３を用いて地絡事故／短絡事故の事故点を標定することはできない。このような送電系統に適用する場合、式１、２、３の代わりに下記の式４、５、６を各々用いる。このような式４乃至式６を用いて事故点を標定するには、事故回線の送電端だけでなく受電端の実測電流データが必要不可欠になる（両端オシロ）。

【００８６】
但し、式４は回線ＩＬを基準としている場合に用いる式である。同式においてＩ_０１ＬＲは回線１Ｌの受電側零相電流、Ｉ_０１ＬＳは回線１Ｌの送電側零相電流、Ｉ_０２ＬＳは回線２Ｌの受電側零相電流、Ｉ_０１ＬＳは回線１Ｌの送電側零相電流である。事故回線が回線２Ｌである場合についても同式を用いている。

【００８７】
但し、式５は回線ＩＬを基準としており、事故相がａ及びｂ相である場合に用いる式である。同式においてＩ_{ａｂ１ＬＲ} は回線ＩＬのａ−ｂ相の受電側線間電流、Ｉ_{ａｂ１ＬＳ} は回線２Ｌのａ−ｂ相の受電側線間電流、Ｉ_{ａｂ２ＬＲ} は回線２Ｌのａ−ｂ相の送電側線間電流、Ｉ_{ａｂ２ＬＳ} は回線２Ｌのａ−ｂ相の送電側線間電流である。事故回線が回線２Ｌである場合についても同式を用いており、事故相がｂ及びｃ相である場合については同様の式を用いている。

【００８８】
但し、式６は回線ＩＬを基準としている場合に用いる式である。同式においてＩ_１ＬＲ は回線ＩＬの受電側正相電流、Ｉ_１ＬＳ は回線１Ｌの受電側正相電流、Ｉ_１２ＬＲは回線２Ｌの送電側正相電流、Ｉ_１２ＬＳは回線２Ｌの送電側正相電流である。事故回線が回線２Ｌである場合についても同式を用いている。
【００８９】
即ち、直接接地された送電系統であっても、式１の代わりに式４を用いると、一線地絡事故を、式５を用いると二線地絡事故（二線短絡事故）を、式６を用いると三線地絡事故（三線短絡事故）の事故点を一線地絡の場合と全く同様に各々標定することが可能である。この場合、２７５ｋＶ以上の超高圧送電系統にも適用可能である。
【００９０】
なお、第２の変形例による場合、二回線送電線の各種の地絡事故又は短絡事故の事故点を標定することが可能になることは上記したが、第１の実施の形態と同様の手法を用いてその事故原因等を標定することができるのは当然である。特に短絡事故であっても、例えば、電線の接触を原因とするものか氷雪等の付着を原因とするものによって、電線αの実測データに含まれる短絡電流又は短絡電圧に特有の波形が現れるので、一線地絡事故の場合と同様の手法を用いてその事故原因を標定することが可能である。また、第１の変形例と同一の手法を用いて、事故発生後の安定区間Ｔｓの電流分流比ｋのデータを用いて平均化電流分流比ｋ’を求めることができることも当然である。
【００９１】
以下、第２の実施の形態についての図１９を参照して説明する。図１９は同形態に係る送電線事故点標定装置のブロック図である。第１の実施の形態においては、第１、第２の変形例も含めて、電流分流比法を用いて送電線の地絡事故／短絡事故の事故点を標定していた。電流分流比法で適用対象となる送電系統は二回線であり、その性質上、一回線は適用対象外である。一回線の送電系統を適用対象にするには、図１９に示す送電線事故点標定装置１００を用いると良い（図１参照）。
【００９２】
ここに掲げる送電線事故点標定装置１００は、インピーダンス法を用いて送電線の地絡事故又は短絡事故の事故点を標定する等の機能を有した装置であって、送電線の実測データに基づいてインピーダンスｋを瞬時値毎に求めるとともに事故発生後所定期間のインピーダンスｋを平均化するインピーダンス演算部６０と、電流分流比／インピーダンス演算部６０で求められた平均化インピーダンスｋ’に基づいて地絡事故又は短絡事故の事故点を標定する事故標定部７０とを具備している。インピーダンス演算部６０には、第１の実施の形態の電流分流比演算部１０とは異なり、事故回線の送電端の実測電流データに加えて実測電圧データを入力することが必要になる（片端オシロ）。なお、第１の実施の形態と同様である構成部については同一の部品番号を付してその説明は省略する。
【００９３】
インピーダンス演算部６０は、前記実測電流データ及び実測電圧データに下記の計算式を当てはめてインピーダンスｋを求めるようになっている。電流分流比演算部１０との相違はインピーダンスｋを求める計算式が異なるだけであり、平均化インピーダンスｋ’を求める方法等については第１の実施の形態又は第１の変形例の場合と全く同様であるので、その説明は省略する。
【００９４】
事故標定部７０は、系統シミュレータ７１を利用して送電線に地絡事故又は短絡事故が発生したと想定して仮想電流データ及び仮想電圧データを求め、当該データから仮想インピーダンスＫを求め、系統シミュレータ７１上の仮想事故点を変化させつつ、当該仮想事故点に対応する仮想インピーダンスＫと平均化インピーダンスｋ’とを逐次対比し、これにより両者が最も近い仮想インピーダンスＫを探し、当該仮想インピーダンスＫに対応する仮想事故点を当該地絡事故又は短絡事故の事故点として標定する基本構成となっている。事故標定部２０との相違は、仮想インピーダンスＫを求める計算式が異なるだけである。仮想インピーダンスＫから最終的に事項点を標定する方法等については、第１の実施の形態の場合と全く同様であるので、その説明は省略する。
【００９５】
インピーダンス演算部６０にてインピーダンスｋを求める計算式については以下の通りである。また、同様の計算式を用いて事故標定部７０にて仮想インピーダンスＫを求めている。
【００９６】
一線地絡事故の事故点を標定する場合、第１の実施の形態で用いた式１の代わりに式７を用いる。
［式７］
ｋ＝Ｉｍ｛Ｖ_ａ ／Ｉ_０ ｝
【００９７】
但し、式７は事故相がａ相である場合に用いる式であり、同式においてｋは零相リアクタンスであり、Ｖ_ａ はａ相の相電圧、Ｉ_０ は零相電流である。事故相がｂ又はｃ相である場合も同様の式を用いている。
【００９８】
二線地絡事故又は二線短絡事故の事故点を標定する場合、第１の実施の形態の第２の変形例で用いた式２の代わりに式８を用いる。
［式８］
ｋ＝２ ・Ｉｍ｛（Ｖ_ａ − Ｖ_ｂ ）／（Ｉ_ａ − Ｉ_ｂ ）｝
【００９９】
但し、式８は事故相がａ及びｂ相である場合に用いる式である。同式においてｋはａ−ｂ相の線間リアクタンス、Ｖ_ａ はａ相の相電圧、Ｖ_ｂ はｂ相の相電圧、Ｉ_ａ はａ相の相電流、Ｉ_ｂ はｂ相の相電圧である。事故相がｂ及びｃ相である場合についても同様の式を用いている。
【０１００】
三線地絡事故又は三線短絡事故の事故点を標定する場合、第１の実施の形態の第２の変形例で用いた式３の代わりに式９を用いる。
［式９］
ｋ＝Ｉｍ｛Ｖ_１ ／Ｉ_１ ｝
【０１０１】
但し、式９においてｋは正相リアクタンス、Ｖ_１ は正相電圧、Ｉ_１ は正相電流である。
【０１０２】
なお、インピーダンス演算部６０及び事故標定部７０としての機能は図１９に示すメモリ５０に記録された送電線事故点標定用プログラムが実行されることにより実現されるようになっているのは第１の実施の形態の場合と同様である。
【０１０３】
上記のように構成された送電線事故点標定装置２による場合、送電線事故点標定装置１と比較すると、事故点の標定方法が電流分流比法であるかインピーダンス法であるかの違いだけであり、第１の変形例を同様に適用する場合も含めて、その機能等については全く同一である。従来、インピーダンス法を用いて事故点を標定した場合も電流分流比法の場合と同一の欠点を有していた。よって、第１の実施の形態の場合と同一の効果を奏することになる。
【０１０４】
ただ、第１の実施の形態の場合、第２の変形例を含めて、送電系統がループになっていない二回線には適用対象外であるが、送電線事故点標定装置２による場合、二回線であり且つループになっていない送電系統にも適用可能である。即ち、ループになっていない二回線の送電線であっても、事故相の実測データ等を用いる限り、式７を用いて一線地絡事故、式８を用いて二線地絡事故（二線短絡事故）、式９を用いて三線地絡事故（三線地絡事故）の事故点をそれぞれ標定することが可能になるという別の効果を奏する。
【０１０５】
以下、第３の実施の形態についての図２０及び図２１を参照して説明する。図２０は同形態に係る送電線事故点標定装置のブロック図である。
【０１０６】
第１、第２の実施の形態においては、第２の変形例も含めて、適用される送電系統や事故様相が基本的に一つに制限されていた例であったが、上記した全ての送電系統や事故様相に適用可能にする場合、図２０に示す送電線事故点標定装置２００を用いると良い（図１参照）。
【０１０７】
なお、送電線事故点標定装置２００には、図１に示すように変電所に設置された自動オシログフラ装置２にて測定された送電線αの実測データを含めて、全ての変電所等に設置された図外の自動オシログラフ装置にて測定された送電線の実測データが、自動オシログラフ装置の設置箇所を示す送電線データも含めて転送されているものとする。
【０１０８】
ここに掲げる送電線事故点標定装置２００は、電流分流比法又はインピーダンス法を用いて送電線の地絡事故／短絡事故の事故点を標定する機能を有した装置であり、具体的には前記送電線の実測データに基づいて電流分流比ｋ又はインピーダンスｋを瞬時値毎に求めるとともに事故発生後所定期間の電流分流比ｋ又はインピーダンスｋを平均化する電流分流比／インピーダンス演算部８１と、電流分流比／インピーダンス演算部８０で求められた平均化電流分流比ｋ’又は平均化インピーダンスｋ’に基づいて当該地絡事故／短絡事故の事故点を標定する事故標定部８２と、前記送電線の実測データ及び予め用意された当該送電線の回線情報（ここでは回線数、直接接地系であるか否か、一回線の場合、ループになっている系統か否か等の情報）に基づいて当該事故の事故様相（ここでは一回線送電線、ループになっている二回線送電線、ループになっていない二回線送電線、直接接地系になっている二回線送電線の各々における一線地絡、二線地絡（二線短絡）又は三線地絡（三線短絡）等）を判定する事故様相判定部８３とを具備している。
【０１０９】
なお、第１、第２の実施の形態と同様である構成部については同一の部品番号を付してその説明は省略するが、図２０に示すメモリ５０には送電線の回線情報が送電線データ毎に予め記録されているものとする。
【０１１０】
事故様相判定部８３は、ここでは入力された送電線の実測データに基づいて事故の発生を検知し、事故の発生を検知したときには、メモリ５０を検索して当該実測データに含められた送電線データに対応する回線情報を読み出し、読み出された回線情報及び当該実測データに基づいて事故の事故様相を判定する構成となっている。
【０１１１】
電流分流比／インピーダンス演算部８１は、第１、第２の実施の形態（第１の変形例を含む）の電流分流比演算部１０及びインピーダンス演算部６０の機能を兼ね備えているもので、実測データに基づいて電流分流比ｋ又はインピーダンスｋを計算するに当たり、事故様相判定部８３の判定結果に対応した計算式を用いて行う構成となっている。
【０１１２】
即ち、事故様相判定部８３の判定結果がループになっている二回線送電線での一線地絡、二線地絡（二線短絡）、三線地絡（三線短絡）をそれぞれ示すときには、式１、式２、式３をそれぞれを用いて電流分流比ｋを計算する（電流分流比法、片端オシロ）一方、ループになっていない二回線送電線での一線地絡、二線地絡（二線短絡）、三線地絡（三線短絡）をそれぞれ示すときには、式７、式８、式９をそれぞれを用いてインピーダンスｋを計算する（インピーダンス法）。また、直接接地系の二回線送電線での一線地絡、二線地絡（二線短絡）、三線地絡（三線短絡）をそれぞれ示すときには、式４、式５、式６をそれぞれを用いて電流分流比ｋを計算し（電流分流比法、両端オシロ）、一回線送電線での一線地絡、二線地絡（二線短絡）、三線地絡（三線短絡）をそれぞれ示すときには、式７、式８、式９をそれぞれを用いてインピーダンスｋを計算する（インピーダンス法）。
【０１１３】
事故標定部８２は、第１、第２の実施の形態の事故標定部２０及び事故標定部７０の機能を兼ね備えているもので、仮想電流データ及び／又は仮想電圧データから仮想電流分流比Ｋ又は仮想インピーダンスＫを計算するに当たり、事故様相判定部８３の判定結果に対応した計算式を用いて行う構成となっている。
【０１１４】
即ち、事故様相判定部８３の判定結果がループになっている二回線送電線での一線地絡、二線地絡（二線短絡）、三線地絡（三線短絡）をそれぞれ示すときには、式１、式２、式３をそれぞれを用いて仮想電流分流比Ｋを同様に計算する一方、ループになっていない二回線送電線での一線地絡、二線地絡（二線短絡）、三線地絡（三線短絡）をそれぞれ示すときには、式７、式８、式９をそれぞれを用いて仮想インピーダンスＫを同様に計算する。また、直接接地系の二回線送電線での一線地絡、二線地絡（二線短絡）、三線地絡（三線短絡）をそれぞれ示すときには、式４、式５、式６をそれぞれを用いて仮想電流分流比Ｋを同様に計算し、一回線送電線での一線地絡、二線地絡（二線短絡）、三線地絡（三線短絡）をそれぞれ示すときには、式７、式８、式９をそれぞれを用いて仮想インピーダンスＫを同様に計算する。
【０１１５】
なお、電流分流比／インピーダンス演算部８１、事故標定部８２及び事故様相判定部８３としての機能は図２０に示すメモリ５０に記録された送電線事故点標定用プログラムが実行されることにより実現されるようになっているのは第１、第２の実施の形態の場合と同様である。
【０１１６】
このような送電線事故点標定装置２００による場合、送電系統や事故様相に関係なくあらゆるケースの事故点等を標定することができ、送電線事故が発生した場合の事故復旧を実施又は指令する支店や電力所において非常に使い勝手が良く、これらの点で装置の高性能化を図ることが可能になる。
【０１１７】
以下、送電線事故点標定装置２００にて処理される送電線事故点標定用プログラムの一例を図２１を参照して説明する。同プログラムは、送電線事故が発生すると事故点の標定等の処理を自動的に行うのではなく、事故発生検出や事故点標定法等の選択等の点で半自動であり、対話式で必要な標定情報等を得ることができるようになっている簡易型のものである。
【０１１８】
まず、送電線事故点標定装置２００を立ち上げると、事故点標定可能な送電線の送電線データ等の一覧がディスプレイ３０に表示される（Ｓ１）。
【０１１９】
そして、入力部４０を通じてホルダー情報の登録のコマンドが選択入力されたときは（Ｓ２）、新たに適用する送電系統の情報（系統構成、線路亘長、インピーダンス、送電線データ及び回線情報等）が入力部４０を通じて登録される（Ｓ３、Ｓ４、Ｓ５）。
【０１２０】
一方、特定の送電線に何らかの送電線事故が発生したとして、入力部４０を通じて送電線を特定して波形表示及び解析のコマンドが選択入力されたときは（Ｓ２）、メモリ５０に記録された当該送電線の実測データの波形をディスプレイ３０に表示し（Ｓ６）、その波形の全区間をスキャニングして波形の乱れがある箇所をサーチし（Ｓ７）、サーチされた箇所の実測データの波形等から事故様相を判定し、その判定結果をディスプレイ３０に表示する（Ｓ８）。
【０１２１】
その後、事故点標定法を電流分流比法に選択するコマンドが入力部４０を通じて入力されると（Ｓ８）、サーチされた箇所の実測データに基づいて電流分流比ｋを上記の通りに計算し、その波形を実測データの波形とともにディスプレイ３０に表示し（Ｓ９）、電流分流比ｋのグラフの安定区間Ｔｓを上記の通りにサーチする（Ｓ１０）。一方、事故点標定法をインピーダンス法に選択するコマンドが入力部４０を通じて入力されると（Ｓ８）、サーチされた箇所の実測データに基づいてインピーダンスｋを上記の通りに計算し、その波形を実測データの波形とともにディスプレイ３０に表示し（Ｓ１２）、インピーダンスｋのグラフの安定区間Ｔｓを上記の通りにサーチする（Ｓ１０）。
【０１２２】
ディスプレイ３０に実測データの波形が表示された状態で、事故原因標定のコマンドが入力部４０を通じて入力されると（Ｓ８）、サーチされた箇所の実測データに基づいて事故原因を上記の通りに標定し、その標定結果（図１２参照）をディスプレイ３０に表示する（Ｓ１１）。一方、ＯＫである旨のコマンドが入力部４０を通じて入力されると（Ｓ８）、系統シミュレータを立ち上げる（Ｓ１３）。
【０１２３】
そして事故点探索のコマンドが入力部４０を通じて入力されると（Ｓ１４）、電流分流比法が選択されているときは、安定区間Ｔｓの電流分流比ｋから平均化電流分流比ｋ’を求め、これに基づいて系統シミュレータを利用して上記した通りに事故点を標定し（Ｓ１５）、その標定結果（図１２参照）をディスプレイ３０に表示する（Ｓ１６）。一方、インピーダンス法が選択されているときは、安定区間Ｔｓのインピーダンスｋから平均化インピーダンスｋ’を求め、これに基づいて系統シミュレータを利用して上記した通りに事故点を標定し（Ｓ１５）、その標定結果（図１２参照）をディスプレイ３０に表示する（Ｓ１６）。
【０１２４】
ディスプレイ３０に標定結果が表示された状態で、グラフ表示のコマンドが入力部４０を通じて入力されると（Ｓ１４）、電流分流比法が選択されているときは、事故点と電流分流比ｋ等の関係を示すグラフ（図１３参照）をディスプレイ３０に表示する（Ｓ１７）。一方、インピーダンス法が選択されているときは、事故点とインピーダンスｋ等の関係を示すグラフ（図１３参照）をディスプレイ３０に表示する（Ｓ１７）。
【０１２５】
また、他のコマンドが入力部４０を通じて入力されると（Ｓ１４）、同コマンドに対応する処理を行い（Ｓ１８）、終了のコマンドが入力部４０を通じて入力されると（Ｓ１４）、ステップ８に飛び、事故点標定法を選択するコマンドの入力待ちに戻るようになっている。
【０１２６】
なお、本発明は上記した実施の形態に限定されず、適用される送電系統が問われないのは勿論のこと、次のように設計変更してもかまわない。例えば、送電線の実測データから平均化電流分流比又は平均化インピーダンスを直接に求めてもかまわない。また、電流分流比又はインピーダンスをフィルタして平均化する際のサイクル期間等については事故継続時間に応じて適宜設定すれば良く、電流分流比等を平均化する手法についても問われない。送電線の系統が単純であれば、系統シミュレータを用いることなく、平均化電流分流比又は平均化インピーダンスから事故点を直接に標定するようにしてもかまわない。さらに、電流分流比又はインピーダンス、仮想電流分流比又は仮想インピーダンスを各々計算するに当たり、当該事故の事故様相を判定することなく、当該事故の事故様相を設定入力し、当該設定入力に対応した計算式を用いて行うようにしてもかまわない。
【０１２７】
【発明の効果】
以上、本発明の請求項１に係る送電線事故点標定装置による場合、電流分流比又はインピーダンスの瞬時値ではなく、これを平均化して求めた平均化電流分流比又は平均化インピーダンスに基づいて事故点を標定する構成となっているので、電流分流比法又はインピーダンス法でありながら事故点を高精度で標定することができ、装置の高性能化を図ることが可能になる。
【０１２８】
本発明の請求項２に係る送電線事故点標定装置による場合、既存の系統シミュレータを上手く活用して送電線の仮想事故点と平均化電流分流比又は平均化インピーダンスとの関係を求め、同関係から事故点を標定する構成となっているので、従来例による場合とは異なり、たとえ送電線の系統が複雑に分岐した対象であっても、事故点を標定することが可能になる。即ち、従来例による場合に比較して電流分流比法又はインピーダンス法の適用可能な範囲が大きく広がり、この点で装置の高性能化を図ることが可能になる。
【０１２９】
本発明の請求項３に係る送電線事故点標定装置による場合、変化量が最も小さい安定区間の電流分流比又はインピーダンスを平均化して平均化電流分流比又は平均化インピーダンスを求め、これを用いて事故点を標定する構成となっているので、標定精度が向上し、この点で装置の高性能化を図ることが可能になる。
【０１３０】
本発明の請求項４に係る送電線事故点標定装置による場合、系統シミュレータを用いて求めた送電線の仮想事故点と平均化電流分流比又は平均化インピーダンスとの関係を入力された実際の特定事故点により自動的に補正する構成となっているので、同装置を使用する度に標定精度が向上し、この点で装置の高性能化を図ることが可能になる。
【０１３１】
本発明の請求項５に係る送電線事故点標定装置による場合、送電線事故の事故点だけでなく、実測データに含まれる電流／電圧波形の特徴からその事故原因も標定する構成となっているので、適切な措置を早急にとることができ、この点で装置の高性能化を図ることが可能になる。
【０１３２】
本発明の請求項６に係る送電線事故点標定装置による場合、送電線事故の事故様相を判定し、これに対応した計算式を用いて電流分流比又はインピーダンス及び仮想電流分流比又は仮想インピーダンスを計算する構成となっているので、送電系統の種類や回線数に関係なく全ての地絡事故又は短絡事故の事故点を標定することが可能になり、これに伴って適用可能な範囲が格段に広がり、この点で装置の高性能化を図ることが可能になる。
【０１３３】
本発明の請求項７に係る送電線事故点標定法による場合、電流分流比又はインピーダンスの瞬時値ではなく、これを平均化して求めた平均化電流分流比又は平均化インピーダンスに基づいて事故点を標定するようになっているので、請求項１と同様のメリットがある。
【０１３４】
本発明の請求項８に係る送電線事故点標定法による場合、既存の系統シミュレータを上手く活用して送電線の仮想事故点と平均化電流分流比又は平均化インピーダンスとの関係を求め、同関係から事故点を標定するようになっているので、請求項２と同様のメリットがある。
【０１３５】
本発明の請求項９に係る送電線事故点標定法による場合、変化量が最も小さい安定区間の電流分流比又はインピーダンスを平均化して平均化電流分流比又は平均化インピーダンスを求め、これを用いて事故点を標定するようになっているので、請求項３と同様のメリットがある。
【０１３６】
本発明の請求項１０に係る送電線事故点標定法による場合、系統シミュレータを用いて求めた送電線の仮想事故点と平均化電流分流比又は平均化インピーダンスとの関係を入力された実際の特定事故点により自動的に補正するようになっているので、請求項４と同様のメリットがある。
【０１３７】
本発明の請求項１１に係る送電線事故点標定法による場合、送電線事故の事故点だけでなく、実測データに含まれる電流／電圧波形の特徴からその事故原因も標定する構成となっているので、請求項５と同様のメリットがある。
【０１３８】
本発明の請求項１２に係る送電線事故点標定法による場合、送電線事故の事故様相を判定し、これに対応した計算式を用いて電流分流比又はインピーダンス及び仮想電流分流比又は仮想インピーダンスを計算するようになっているので、請求項６と同様のメリットがある。
【０１３９】
本発明の請求項１３に係る送電線事故点標定用プログラムによる場合、電流分流比又はインピーダンスの瞬時値ではなく、これを平均化して求めた平均化電流分流比又は平均化インピーダンスに基づいて事故点を標定する内容になっているので、請求項１と同様のメリットがある。
【０１４０】
本発明の請求項１４に係る送電線事故点標定用プログラムによる場合、既存の系統シミュレータを上手く活用して送電線の仮想事故点と平均化電流分流比又は平均化インピーダンスとの関係を求め、同関係から事故点を標定する内容になっているので、請求項２と同様のメリットがある。
【０１４１】
本発明の請求項１５に係る送電線事故点標定用プログラムによる場合、変化量が最も小さい安定区間の電流分流比又はインピーダンスを平均化して平均化電流分流比又は平均化インピーダンスを求め、これを用いて事故点を標定するようになっているので、請求項３と同様のメリットがある。
【０１４２】
本発明の請求項１６に係る送電線事故点標定用プログラムによる場合、系統シミュレータを用いて求めた送電線の仮想事故点と平均化電流分流比又は平均化インピーダンスとの関係を入力された実際の特定事故点により自動的に補正するようになっているので、請求項４と同様のメリットがある。
【０１４３】
本発明の請求項１７に係る送電線事故点標定用プログラムによる場合、送電線事故の事故点だけでなく、実測データに含まれる電流／電圧波形の特徴からその事故原因も標定する構成となっているので、請求項５と同様のメリットがある。
【０１４４】
本発明の請求項１８に係る送電線事故点標定用プログラムによる場合、送電線事故の事故様相に対応した計算式を用いて電流分流比又はインピーダンス及び仮想電流分流比又は仮想インピーダンスを計算するようになっているので、請求項６と同様のメリットがある。
【０１４５】
本発明の請求項１９に係る送電線事故点標定用プログラムを記録した記録媒体による場合、請求項１３乃至１８の送電線事故点標定用プログラムが記録されているので、これがコンピュータにより処理されることを通じて請求項１３乃至１８と同様のメリットを期待することができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明の第１の実施の形態を説明するための図であって、送電線の電圧・電流データ伝送経路図である。
【図２】本発明の第１の実施の形態を説明するための図であって、送電線の系統図である。
【図３】本発明の第１の実施の形態を説明するための図であって、送電線事故点標定装置のブロック図である。
【図４】本発明の第１の実施の形態を説明するための図であって、同装置により処理される送電線事故点標定用プログラムのフローチャートである。
【図５】本発明の第１の実施の形態を説明するための図であって、実測電流データの電流波形図である。
【図６】本発明の第１の実施の形態を説明するための図であって、電流分流比の波形図である。
【図７】本発明の第１の実施の形態を説明するための図であって、平均化電流分流比の波形図である。
【図８】本発明の第１の実施の形態を説明するための図であって、系統シミュレータを用いて仮想電流分流比を探す方法を説明するための図である。
【図９】本発明の第１の実施の形態を説明するための図であって、仮想事故点と電流分流比（仮想電流分流比）との関係を示すグラフのデータの内容を説明するための図である。
【図１０】本発明の第１の実施の形態を説明するための図であって、事故電流の事故原因毎の波形図である。
【図１１】本発明の第１の実施の形態を説明するための図であって、事故電流の高調波の含有率を事故原因毎に示す図である。
【図１２】本発明の第１の実施の形態を説明するための図であって、一線地絡事故の事故点及び事故原因の標定結果を表示出力する例を示す図である。
【図１３】本発明の第１の実施の形態を説明するための図であって、仮想事故点と仮想電流分流比との関係を示すグラフのデータを補正する方法を説明するための図である。
【図１４】本発明の第１の実施の形態を説明するための図であって、同装置の事故点の標定誤差等を示した表である。
【図１５】本発明の第１の実施の形態を説明するための図であって、同装置の事故点の事故原因の正解率等を示した表である。
【図１６】本発明の第１の実施の形態の第１の変形例を説明するための図であって、電流分流比の拡大波形図である。
【図１７】本発明の第１の実施の形態の第１の変形例を説明するための図であって、電流分流比の安定区間をサーチする方法を説明するためのフローチャートである。
【図１８】本発明の第１の実施の形態の第１の変形例を説明するための図であって、同方法を説明するための電流分流比の模式的波形図である。
【図１９】本発明の第２の実施の形態を説明するための図であって、送電線事故点標定装置のブロック図である。
【図２０】本発明の第３の実施の形態を説明するための図であって、送電線事故点標定装置のブロック図である。
【図２１】本発明の第３の実施の形態を説明するための図であって、同装置にて処理される送電線事故点標定用プログラムの一例を示すフローチャートである。
【図２２】従来の電流分流比法を説明するための図である。
【符号の説明】
【００２０】
α 送電線
１Ｌ，２Ｌ 回線
１ 送電線事故点標定装置
１０ 電流分流比演算部
２０ 事故標定部
３０ ディスプレイパネル
４０ 入力部
５０ メモリ
１００ 送電線事故点標定装置
６０ インピーダンス演算部
７０ 事故標定部
３０ ディスプレイパネル
４０ 入力部
５０ メモリ
２００ 送電線事故点標定装置
８１ 電流分流比／インピーダンス演算部
８２ 事故標定部
８３ 事故様相判定部
３０ ディスプレイパネル
４０ 入力部
５０ メモリ[0001]
TECHNICAL FIELD OF THE INVENTION
The present invention relates to an apparatus and the like for locating a ground fault / short circuit fault point of a transmission line by using a current shunt ratio method or an impedance method.
[0002]
[Prior art]
A fault locator for detecting an accident point is often installed on transmission lines of 77 kV to 275 kV and 500 kV. When a transmission line accident occurs on a transmission line in which a fault locator is installed, data on the fault point is transferred from the fault locator to a power station and its branch. Then, the worker went straight to the site with reference to the data of the accident point, patrols the display with a flashing indicator installed on a steel tower near the site, and finally identified the accident point.
[0003]
However, such a fault locator is rarely installed on a local transmission line of 77 kV or less. For this reason, an automatic oscilloscope device that is originally installed in a substation for the purpose of determining the presence or absence of an accident and records changes in the current and voltage of the transmission line is used, and the oscilloscope data transferred from the device is used for the accident. The point was located. Various methods have been proposed for locating an accident point from oscilloscope data (for example, see Patent Document 1).
[0004]
[Patent Document 1]
JP-A-2000-227453
[0005]
In particular, the current shunt ratio method described below is known as the simplest method for locating the fault point of a two-circuit transmission line.
[0006]
When a ground fault occurs at a point at a distance m from a transmission end in a transmission line having a length M as shown in FIG. ₀₁ While the fault current (zero-phase current in this case) flows through the line 2L. ₀₂ A fault current (here, a zero-phase current) expressed by If the line impedance of all sections of the line is constant and m / M = k (referred to as current shunt ratio), k and I ₀₁ And I ₀₂ Is k = 2I ₀₂ / (I ₀₁ + I ₀₂ ).
[0007]
Specifically, oscilloscope data transferred from the automatic oscillograph device is taken into an oscilloscope waveform analyzer, and the fault current I ₀₁ , I ₀₂ The effective value for one cycle is obtained and substituted into the above equation to obtain the current shunt ratio k, and the fault point is located from the current shunt ratio k.
[0008]
[Problems to be solved by the invention]
However, in the case of the above-mentioned conventional example, the following disadvantages are pointed out.
[0009]
Firstly, the circuits 1L and 2L are susceptible to the circulating current existing before the accident, the disturbance of the current waveform at the time of the accident and the current phase difference, and the current shunt ratio k is not stable. This is that the location accuracy of the accident point is much lower than that of the fault locator (hereinafter, this is referred to as a first defect). For this reason, even if the worker goes straight to the site after the one-line ground fault, the fault cannot be identified without patroling a wide area, which is the interval of several flashing indicators. There is a problem that it is not possible to take an immediate response in terms of the point.
[0010]
Second, when the transmission line system is complicatedly branched, the locating formula for locating the fault point from the current shunt ratio differs for each line. The reason why the current shunt ratio method is applied is that it is limited when the system of the transmission line is simple (hereinafter, this is referred to as a second disadvantage).
[0011]
By the way, about 75% of all overhead transmission line accidents occur in transmission lines of 77 kV or less, and 50 to 60% of transmission line accidents occurring in the transmission lines are single-line ground faults. Regarding the current shunt ratio method, the above-mentioned location accuracy is another problem.Since it is possible to easily locate the fault point of a single-line ground fault, application to a transmission line of 77 kV or less is required. At present, most of the systems have four or more terminals, and have not been applied yet.
[0012]
In addition to the current shunt ratio method, the impedance method is also known as the simplest method for locating the fault point of a transmission line. The contents of this method will be described with reference to FIG. If a ground fault occurs in the line 1L, the transmission end voltage V ₀ (Here the phase voltage of the fault phase) and fault current I ₀₁ (Here, it is the phase current of the accident phase.) The impedance k (= V ₀ / I ₀₁ ) Indicates a value corresponding to the distance m between the power transmission end and the accident point, and there is a relationship that the impedance k increases as the distance m increases. Therefore, if the impedance k at the time of the accident is obtained based on the oscilloscope data, it is possible to locate the point of the accident.
[0013]
When such an impedance method is used, unlike the current shunt ratio method, the fault point of one circuit transmission line can be located, but the impedance k at the time of the accident is not stable and the transmission line system is complicatedly branched. When the calculation is performed, the calculation formula becomes complicated as in the case of the current shunt ratio method, and has first and second disadvantages.
[0014]
The present invention has been created under the above-described background, and a main object of the present invention is to be able to accurately locate an accident point of a transmission line accident while using a current shunt ratio method or an impedance method. It is an object of the present invention to provide a transmission line accident point locating device, a transmission line accident point locating method, a transmission line accident point locating program, and a recording medium recording the program.
[0015]
[Means for Solving the Problems]
A transmission line fault point locating device of the present invention is a device for locating a ground fault / short circuit fault point of a transmission line by using a current shunt ratio method or an impedance method, and based on measured data of the transmission line. A current shunt ratio / impedance calculating unit for obtaining a shunt ratio or impedance for each instantaneous value and averaging the current shunt ratio or impedance for a predetermined period after the occurrence of an accident; and an averaging current obtained by the current shunt ratio / impedance calculator. A fault locating unit for locating the fault point of the ground fault / short fault based on the shunt ratio or the averaged impedance.
[0016]
Preferably, for the fault locating unit, virtual current data and / or virtual voltage data are obtained by assuming that a ground fault / short circuit fault has occurred in the transmission line using a system simulator, and virtual current shunting is performed from the data. While calculating the ratio or virtual impedance and changing the virtual fault point on the system simulator, the virtual current shunt ratio or virtual impedance corresponding to the virtual fault point and the averaged current shunt ratio obtained by the current shunt ratio / impedance calculation unit Or, by successively comparing the averaged impedance with the averaged impedance, thereby searching for the closest virtual current shunt ratio or virtual impedance, and locating the virtual fault point corresponding to the virtual current shunt ratio or virtual impedance to the ground fault / short circuit fault. It is desirable to adopt a configuration in which the points are located.
[0017]
Preferably, with respect to the current shunt ratio / impedance calculation unit, in obtaining the averaged current shunt ratio or the averaged impedance, the current shunt ratio or the change amount of the impedance is obtained, and thereafter, a stable section having the smallest change amount is searched. It is preferable that the current shunt ratio or the impedance in the stable section be averaged to perform the operation.
[0018]
More preferably, an input section for inputting an actual specific fault point of a ground fault / short fault, and a virtual fault point and a virtual current obtained in a series of processes for locating the fault point of the ground fault / short fault It is preferable to provide a memory in which the relationship with the shunt ratio or the virtual impedance is recorded as graph data, and to use the accident locating unit having the following configuration. That is, when an actual specific fault point is input through the input unit, the data of the graph held in the memory so that the graph passes through the intersection of the specific fault point and the virtual current shunt ratio or the virtual impedance. Then, in locating the fault point of the ground fault / short circuit fault, referring to the data of the corrected graph, the averaged current shunt ratio or the averaging obtained by the current shunt ratio / impedance calculation unit The configuration has a function of obtaining a virtual fault point related to impedance and locating the virtual fault point as the fault point of the ground fault / short circuit fault.
[0019]
Preferably, in the fault locating section, basic waveform data of current / voltage at the time of ground fault / short fault is prepared in advance for each cause of the fault. It is desirable to use a configuration having a function of searching for near waveform basic data and locating the cause of the accident corresponding to the waveform basic data as the cause of the ground fault / short circuit accident.
[0020]
Preferably, an accident mode determining unit that determines an accident mode of the accident based on the measured data of the transmission line and the line information of the transmission line prepared in advance is provided, and the current shunt ratio / impedance calculation unit calculates the current shunt ratio. Alternatively, it is preferable that the calculation of the impedance and the virtual current shunt ratio or the virtual impedance in the fault locating unit is performed using a calculation formula corresponding to the determination result of the fault condition determining unit.
[0021]
The transmission line fault point locating method, the transmission line fault point locating program, and the recording medium storing the program according to the present invention are in accordance with the above-described transmission line fault locating apparatus.
[0022]
BEST MODE FOR CARRYING OUT THE INVENTION
Hereinafter, a first embodiment of the present invention will be described with reference to the drawings. 1 is a transmission line diagram of transmission line voltage / current data, FIG. 2 is a system diagram showing the transmission line, FIG. 3 is a block diagram of a transmission line fault point locating device, and FIG. 4 is a transmission line fault point processed by the device. 5 is a current waveform diagram of measured current data, FIG. 6 is a waveform diagram of a current shunt ratio, FIG. 7 is a waveform diagram of an averaged current shunt ratio, and FIG. 8 is a virtual current shunt using a system simulator. FIG. 9 is a diagram for explaining a method of searching for a ratio, FIG. 9 is a diagram for explaining the contents of data of a graph showing a relationship between a virtual fault point and a current shunt ratio (virtual current shunt ratio), and FIG. Waveform diagrams for each cause of accident, FIG. 11 shows the content of harmonics of the accident current for each cause of accident, and FIG. 12 shows an example of displaying and displaying the accident point of a single-line ground fault and the result of locating the cause of the accident. FIG. 13 shows the relationship between the virtual fault point and the virtual current shunt ratio. FIG. 14 is a table for explaining a method of correcting rough data, FIG. 14 is a table showing an orientation error of an accident point of the apparatus, and FIG. 15 is a table showing an accuracy rate of an accident cause of the accident point of the apparatus. It is.
[0023]
In the voltage / current data transmission path of the transmission line shown in FIG. 1, reference numeral 2 denotes an automatic oscillograph device disposed at a substation, 3 denotes a communication control device disposed at a control station, and 4 denotes a branch or power plant. The communication control device 5 is an oscilloscope waveform analysis device arranged in a branch or the like, and 1 is a transmission line fault point locating device. The voltage / current data of the voltage / current of the transmission line α input through the LAN line is sequentially recorded.
[0024]
The measured voltage / current data (measured data) of the 77 kV transmission line α (here, a parallel two-line transmission line) output from the automatic oscillograph device 2 is output through an oscilloscope waveform analysis device via a dedicated line and a LAN line. 5 and the transmission line fault point locating device 1 are sequentially input. When a one-line ground fault occurs, the transmission line fault point locating device 1 can be used to immediately identify the fault point and the like.
[0025]
Here, an example in which the transmission line α has a four-terminal system as shown in FIG. 2 will be described. The transmission end of the transmission line α corresponds to the substation A where the automatic oscillograph device 2 is installed. The transmission voltage of the substation A is V1, and the installation location is shown as point a. The B, C, and D substations are connected to the A substation via the transmission line α, and each is a power receiving end. In the figure, b, c, and d indicate locations where the B, C, and D substations are installed, while e and f in the figure indicate first and second branch points on the transmission line α.
[0026]
The transmission line α is composed of a line 1L and a line 2L. Due to the difference in line impedance, the section L1 (between a and e), the section L2 (between ef), the section L3 (between f and b), and the section L4 (e- c) and a section L5 (f-d). In the drawing, it is shown that a single-line ground fault has occurred in the line 1L on the section L1 of the transmission line α. The phase voltages on the lines 1L and 2L at the first branch point a are shown as V2 and V3, while the phase voltages on the lines 1L and 2L at the second branch point b are shown as V5 and V6. Then, the phase voltage at the one-line ground fault point is expressed as V _F As shown.
[0027]
Assuming that the section L1 also indicates the span length, the distance from the point a to the one-line ground fault is indicated by k · L1, while the distance from the one-line ground fault to the point e is (1−k) · L1. Indicated by Here, k is a current shunt ratio described later.
[0028]
The transmission line fault point locating device 1 is a personal computer connected to a LAN line as shown in FIG. 1, and its basic configuration is as shown in FIG. The existing software of the system simulator and the transmission line fault point locating program shown in FIG. 4 are installed in the personal computer in advance. By executing the software, it is possible to use the current shunt ratio method to locate an accident point or the like of a single-line ground fault of the transmission line α.
[0029]
The transmission line fault point locating device 1 includes a memory 50 for sequentially recording the measured voltage / current data of the voltage / current of the transmission line α input through the LAN line, and the measured current data (the fault current flowing through the line 1L (here, In this case, the magnitude of the instantaneous value of ₀₁ , The magnitude of the instantaneous value of the fault current (here, the zero-phase current) flowing through the line 2L is represented by I ₀₂ ) To the current shunt ratio k (k = 2I ₀₂ / (I ₀₁ + I ₀₂ ) Is obtained for each instantaneous value, and the current shunt ratio calculation unit 10 that averages the obtained current shunt ratios k for the predetermined cycles (here, four cycles) by filtering, and the current shunt ratio calculation unit 10 Averaged current shunt ratio k ′ (k ′ = Σk × (I ₀₁ + I ₀₂ ) ² / Σ (I ₀₁ + I ₀₂ ) ² ), An accident locating unit 20 for locating the accident point or the like of the one-line ground fault, a display panel 30 for displaying and outputting the orientation result of the accident locating unit 20, and an actual specific accident point or the like of the one-line ground fault. The basic configuration is provided with an input unit 40 such as a keyboard for inputting a password. Hereinafter, each component will be described in detail.
[0030]
The transmission line fault point locating program shown in FIG. 4 is pre-recorded in the memory 50 together with the system simulator software. The flow of the transmission line fault point locating program will be described later. By executing the program, the function as the current shunt ratio calculating unit 10 and the fault locating unit 20 is realized.
[0031]
The content of the calculation performed in the current shunt ratio calculation unit 10 is as follows. Figure 5 shows the fault current I of the transmission line α before and after the occurrence of the single-line ground fault. ₀₁ , I ₀₂ 3 shows a current waveform of the current. Such a fault current I ₀₁ , I ₀₂ The current shunt ratio k is calculated for each instantaneous value based on the actually measured current data. FIG. 6 shows the result of this calculation. Then, in order to eliminate a protruding portion of the waveform of the current shunt ratio k, filter processing is performed using a square weighted moving average. That is, the averaged current shunt ratio k 'is calculated based on the current shunt ratio k in the period T corresponding to the four cycle period after the occurrence of the single-line ground fault. FIG. 7 shows the result of this calculation.
[0032]
The fault locating unit 20 uses an existing system simulator having a function of calculating a current or the like flowing to the power transmission end at the time of a one-line ground fault. That is, a single-line ground fault occurs in the transmission line α using the system simulator, and the fault current I ₀₁ , I ₀₂ To simulate. As a prerequisite, it is assumed that the span length, the line impedance, and the like of the sections L1 to L5 are input in advance through the input unit 40 and initialized. The system simulator thus initialized is shown as a system simulator 21 in FIG.
[0033]
The fault locating unit 20 uses the system simulator 21 to assume that a one-line ground fault has occurred in the transmission line α and to generate virtual current data (the virtual fault current of ₀₁ 'The virtual fault current of line 2L is I ₀₂ '), And the virtual current shunt ratio K (= 2I ₀₂ '/ (I ₀₁ '+ I ₀₂ ') And sequentially changing the virtual current shunt ratio K corresponding to the virtual fault point and the averaged current shunt ratio k' obtained by the current shunt ratio calculator 10 while changing the virtual fault point on the system simulator. In contrast, the two have a function of searching for the closest virtual current shunt ratio K and locating the virtual fault point corresponding to the virtual current shunt ratio K as the fault point of the one-line ground fault. . Hereinafter, this will be described in more detail.
[0034]
In the case of the single-line ground fault of the transmission system shown in FIG. 2, the virtual current shunt ratio K and the virtual current I ₀₁ ', I ₀₂ Is expressed by the following equation.
I ₀₁ '= (V1-V _F ) / K ・ L1
I ₀₂ '= (V1-V3) / L1
[0035]
V1, V _F , V3 are obtained by the system simulator 21 and L1 is a constant. ₀₁ ', I ₀₂ 'Can be calculated by the above equation.
[0036]
On the other hand, since the averaged current shunting ratio k 'is obtained by filtering the current shunting ratio k, assuming that both values are equivalent, the averaged current shunting ratio k' and the virtual current I ₀₁ ', I ₀₂ Is related to k '= 2I ₀₂ '/ (I ₀₁ '+ I ₀₂ ').
[0037]
That is, a virtual line fault is caused virtually using the system simulator 21, and while moving the virtual fault point over all the lines, the averaged current shunting ratio k ′ at the transmission end of the transmission system shown in FIG. The matching virtual current shunt ratio K is searched.
[0038]
Specifically, the virtual fault point is moved at intervals of 10% of the line length of the line on the sections L1 to L5 of the transmission system shown in FIG. 2 and the virtual current shunt ratio K at each virtual fault point is changed. Is calculated, and this is sequentially compared with the averaged current shunt ratio k ′ obtained by the current shunt ratio calculation unit 10. As shown in FIG. 8, when the virtual current shunt ratio K exceeds the averaged current shunt ratio k ', the process returns by one step, and the virtual fault point is moved in smaller steps of 1%. In addition, the virtual accident point is moved with a smaller step width as needed. If the virtual current shunt ratio K is further away from the averaged current shunt ratio k 'even after searching on the same line, the search for that line is stopped, and the search for the next line is performed in the same manner. By such a search, the virtual current shunt ratio K closest to the averaged current shunt ratio k 'is obtained, and the virtual fault point corresponding to the virtual current shunt ratio K at this time is located as the fault point of the actual single-line ground fault. .
[0039]
The orientation results and the like obtained in this manner are converted into a predetermined format, recorded in the memory 50, and output to the display panel 30. FIG. 9 shows an example of the display screen of the display panel 30 at this time. The vertical axis of the graph on the same display screen indicates the distance m (virtual accident point) from point a, while the horizontal axis indicates the current shunt ratio k (or the averaged current shunt ratio k ', the virtual current shunt ratio K). Is shown.
[0040]
Graph 1 shows the relationship between the distance on the section L1 and the current shunt ratio k, while Graphs 2, 3, 4, and 5 show the relationship between the distance on the sections L2, 3, 4, and 5 and the current shunt ratio k. Are respectively shown.
[0041]
For example, assuming that the virtual current shunt ratio K closest to the averaged current shunt ratio k ′ obtained by the current shunt ratio calculation unit 10 is K (p), the virtual fault point at this time is m1. . This means that a single-line ground fault has occurred on the line L1 at a distance m1 from the substation A. Assuming that the virtual current shunt ratio K is K (q), the virtual fault point at this time is m2 or m3. This means that there are two virtual accident point candidates, and a single-line ground fault has occurred on the line L2 or m4 from the substation A.
[0042]
The memory 50 stores not only the fault point location results but also the data of the graph shown in FIG. 9 obtained in a series of simulation processes, that is, the virtual fault point and the virtual current shunt ratio K of the transmission line α. Is also recorded.
[0043]
The accident locating section 20 has not only a function of locating an accident point but also a function of locating the cause of the accident. That is, the waveform basic data of the ground fault current at the time of the single-line ground fault is prepared in advance in the memory 50 for each cause of the fault, and the waveform basic data closest to the current waveform included in the actually measured current data of the transmission line α is searched. The configuration has a function of locating the cause of the accident corresponding to the waveform basic data as the accident cause of the one-line ground fault. Hereinafter, this will be described in more detail.
[0044]
When the fault is caused by a tree contact, the ground fault current generated at the time of a single-line ground fault has a large distortion of the first wave as shown in FIG. It often becomes a unique waveform. In the case of a lightning strike, as shown in FIG. 10B, the waveform itself is often stable because a high frequency cannot be observed at the sampling frequency of the automatic oscillograph apparatus 2 even if a harmonic is generated. Further, in the case of bird and animal contact, as shown in FIG. 10 (c), the waveform distortion is large at the start of the accident and often lasts several cycles.
[0045]
Since the ground fault current generated at the time of a single-line ground fault often has a unique waveform for each cause of the fault, the magnitude of the harmonic component contained in the ground fault current is calculated for each fault cause. It is recorded in the memory 50 in advance as basic data.
[0046]
FIG. 11 shows an example of the waveform basic data. The analysis position here indicates the position of the cycle of the ground fault current for which the waveform analysis is performed. That is, in the case of the analysis position {circle around (1)}, regarding the waveform of the first cycle of the ground fault current, when the cause of the accident is lightning, the content of the third to seventh and eleventh to fifteenth harmonic components Are 0%, 0%, and when the birds and animals are in contact, the contents of the third to seventh and 11th to 15th harmonic components are 10% and 1%. It shows that the contents of the 7th to 7th and 11th to 15th harmonic components are 5% and 2%. The same applies to the cases of the analysis positions (2) to (4).
[0047]
The fault locating unit 20 reads the measured current data of the transmission line α from the memory 50 and performs Fourier transform or the like on the measured current data for several cycles at the time of the occurrence of the single-line ground fault to determine the magnitude of the harmonic component and the like. On the other hand, the waveform basic data recorded in the memory 50 is read out, the two data are compared for each analysis position and each harmonic component, and finally, the waveform basic data closest to the current waveform included in the actually measured data is searched for. The accident cause corresponding to the waveform data is assumed to be the accident cause of the single-line ground fault this time. For example, the fault current I at the time of the fault occurrence ₀₁ When the current waveform is closest to the waveform of the ground fault current shown in FIG. 10 (a), tree contact is determined as the cause of the accident. Similarly, when the waveform is closest to the waveform of the ground fault current shown in FIG. 10 (b) or (c), an electric shock or bird and animal contact is determined as the cause of the accident.
[0048]
The accident cause of the one-line ground fault thus determined is converted into a predetermined format, recorded in the memory 50, and output to the display panel 30. FIG. 12 shows an example of the display screen of the display panel 30 at this time. On this screen, in addition to the cause of the accident, the result of locating the accident point and the like are also displayed.
[0049]
Further, when the actual specific fault point of the one-line ground fault is input through the input unit 40, the fault locating unit 20 calculates the virtual fault point of the transmission line α and the virtual current shunt ratio K recorded in the memory 50 according to the input. Is corrected and rewritten.
[0050]
That is, the memory 50 passes through the intersection of the specific fault point input through the input unit 40 and the averaged current shunt ratio k ′ (or the virtual current shunt ratio K) obtained in association with the one-line ground fault. The data of the retained graph is corrected, and thereafter, in locating the fault point of the one-line ground fault, with reference to the data of the corrected graph, the averaged current shunt ratio calculated by the current shunt ratio calculation unit 10 is referred to. It has a function of obtaining a virtual accident point related to k ′ and locating this as the accident point of the one-line ground fault. The details will be described below.
[0051]
FIG. 13 is a display screen of the display panel 30 corresponding to FIG. 9 and showing a result of locating an accident point by performing a simulation or the like in the same manner as described above for another power system different from the power system shown in FIG. That is, the vertical axis of the graph on the same display screen indicates the distance (virtual fault point) from the transmitting end, while the horizontal axis indicates the current shunt ratio k (or the averaged current shunt ratio k ', the virtual current shunt ratio K). Is shown.
[0052]
For example, assuming that the virtual current shunt ratio K closest to the averaged current shunt ratio k ′ obtained by the current shunt ratio calculation unit 10 is K (r), the virtual fault point at this time is 8.40 [km]. ] And 13.19 [km]. In the memory 50, data such as graphs 6 and 7 obtained in a series of simulation processes are recorded in the same manner as described above. The graph 6 is a straight line passing through the intersection of the virtual current shunt ratio K (r) and the virtual fault point 13.19 [km], while the graph 7 is a virtual current shunt ratio K (r) and the virtual fault point Is a straight line passing through the intersection with 8.40 [km].
[0053]
By actually patroling the site of the one-line ground fault accident with reference to the result of locating such an accident point, it was concluded that the virtual accident point 13.19 [km] was actually 12.39 [km]. Assume. When 12.539 [km] is input through the input unit 40 as an actual specific accident point, the data of the graph 6 on the memory 50 is corrected and rewritten to the data of the graph 6 'indicated by a broken line in the figure. The graph 6 'is a straight line passing through the intersection of the virtual current shunt ratio K (r) and the specific accident point 12.5339 [km]. On the other hand, the data of the graph 7 on the memory 50 is automatically corrected based on the data of the actual specific accident point because the distances from the transmitting end of each substation and the branch point do not change. Is rewritten to the data of the graph 7 'shown by. In the figure, a mark x indicates a specific accident point of a single-line ground fault.
[0054]
The accident locating unit 20 thereafter locates the accident point using the graph data recorded in the memory 50 without using the system simulator 21 as long as the target to be located is the same power transmission system. ing. That is, the virtual fault point corresponding to the virtual current shunt ratio K that matches the averaged current shunt ratio k ′ obtained by the current shunt ratio calculation unit 10 is obtained by referring to the graph data on the memory 50. The virtual accident point is located as the accident point of the one-line ground fault. Then, the orientation result is recorded in the memory 50 and displayed on the display panel 30 as shown in FIG.
[0055]
Hereinafter, the flow of the transmission line fault point locating program processed in the transmission line fault point locating apparatus 1 will be described with reference to FIG. First, when voltage / current measurement data and the like for two lines of the transmission line α are input via the LAN line (S1), an averaged current shunt ratio k ′ is calculated together with the current shunt ratio k (S2).
[0056]
When the occurrence of the single-line ground fault is input through the input unit 40, or when the occurrence of the single-line ground fault is automatically determined based on the measured voltage data by a sudden change in voltage or the like, the system simulator 21 Is operated to virtually cause a one-line ground fault, and the virtual current shunt ratio K that matches the averaged current shunt ratio k ′ is obtained while moving the fault point (S3, S4). The fault point of the one-line ground fault is determined from the obtained virtual current shunt ratio K, and the cause of the fault is determined based on the current waveform included in the measured current data. Is recorded in the memory 50, and the orientation result and the like are displayed on the display panel 30 in the format selected through the input unit 40 (S5).
[0057]
Then, when the actual specific accident point is input through the input unit 40 (S6), the data of the graph recorded in the memory 50 is corrected (S7). Thereafter, when locating the accident point of the one-line ground fault, reference is made to the data of the graph recorded in the memory 50 as described above.
[0058]
In the case of the transmission line fault point locating device 1 configured as described above, the current shunt ratio k is obtained for each instantaneous value from the actually measured current data of the transmission line α, and the obtained current shunt ratio k for four cycles is calculated. Filtering is performed for averaging (here, a weighted moving average of squares), and the fault point is located based on the averaged current shunt ratio k ′. Therefore, unlike the conventional example, The circuit is less susceptible to circulating current existing in the line 1L or 2L before the accident, disturbance of the current waveform at the time of the occurrence of the accident, and current phase difference. Specifically, since the averaged current shunt ratio k ′ is hardly affected by the circulating current, the disturbance of the current waveform at the time of the occurrence of the accident and the current phase difference, and is stable from the start point of the accident, it is shown in FIG. As a result, it was confirmed that the fault location error was reduced to about 1/3 of the conventional method.
[0059]
The orientation error in FIG. 14 is a numerical value represented by the following equation.
Location error = (accident point location result-patrol result) / patrol result x 100 (%)
[0060]
In this way, the fault point of a single-line ground fault can be located with high accuracy, and accordingly, the time required to find the fault point on the transmission line α can be significantly reduced. .
[0061]
For example, assuming that the 77kV transmission line is 10km long, the average span is 250m, and the accident point is 7km from the substation, it takes 10 minutes to move along one span and 20 minutes to check the tower. I do. As shown in FIG. 14, in the case of the conventional method, since the orientation error was 24%, it was necessary to go around ± 1.68 km from the true accident point and span a range corresponding to approximately 13 spans. However, in the case of the proposed method, since the orientation error is 9%, it is only necessary to go around ± 0.63 km from the true accident point and span a range equivalent to about 5 spans. become. The specific time required for patrol is 50 minutes (10 minutes x 5) shorter than the conventional method in the case of a lightning accident. 30 minutes (10 minutes × 5 + 20 minutes × 5) can be shortened.
[0062]
Also, after the occurrence of a single-line ground fault, the worker goes straight to the site with reference to the result of the fault point locating obtained by the transmission line fault locating device 1, and finally the fault point is identified, and the actual fault point is identified. Is input through the input unit 40, the graph data on the memory 50 is automatically corrected as described above. This means that the line constant error of the transmission line α, the current transformer error for the instrument, and the like have been collectively corrected. Then, since the accident point is located using the corrected data of the graph, if the apparatus is continuously used, the accuracy of locating the accident point is further improved.
[0063]
Most of the local transmission lines of 77 kV or less where no fault locator is installed have a system of four or more terminals, but the transmission line accident point locator 1 makes good use of the existing system simulator. Therefore, even if the number of terminals is eight or more, it is possible to very easily locate the accident point with high accuracy. The essential drawbacks of the current shunt ratio method are that the location accuracy of the fault point is low and that four or more terminals cannot be used, but these two drawbacks can be drastically eliminated. Was.
[0064]
Moreover, as shown in FIG. 15, the accuracy rate of the cause of the one-line ground fault is extremely high, so that not only early detection of the accident point but also quick response can be performed. There is great significance in improving the performance.
[0065]
Further, a personal computer is used as the transmission line fault point locating device 1 here, so that not only anyone can easily operate the system, but also the software of the existing system simulator and the software shown in FIG. 4 are installed. However, there is an advantage in this point as well.
[0066]
When the ground fault voltage generated at the time of the single-line ground fault shows a specific waveform due to the cause of the fault, the fault is measured in the same way as the ground fault current using the measured voltage data instead of the measured current data of the transmission line α. The cause may be located.
[0067]
Hereinafter, a first modified example of the above-described first embodiment will be described with reference to FIGS. 16 is an enlarged waveform diagram of the current shunt ratio, FIG. 17 is a flowchart for explaining a method of searching for a stable section of the current shunt ratio, and FIG. 18 is a schematic waveform diagram of the current shunt ratio for explaining the same method. is there.
[0068]
In the first embodiment, when the average current division ratio k 'is obtained by the current division ratio calculation unit 10, the current division ratio k in the period T corresponding to four cycle periods after the occurrence of the one-line short circuit accident is averaged. Was adopted. However, the current shunt ratio k may not maintain a stable value for the duration of the accident, and if the period T after the occurrence of the one-line short-circuit accident is fixed uniformly, the location accuracy of the accident point may decrease. Become.
[0069]
Therefore, a method of calculating the amount of change in the current shunt ratio k after the occurrence of the one-line short-circuit accident, searching for a stable section Ts having the smallest amount of change and having the longest period, and averaging the current shunt ratio k in the stable section Ts. Used. That is, the averaged current shunting ratio k 'is obtained using the current shunting ratio k in the stable section Ts instead of the period T after the occurrence of the one-line short-circuit accident in the same manner as in the above embodiment. A specific search method for the stable section Ts is as shown in FIG.
[0070]
First, after the occurrence of the one-line short-circuit fault, the graph of the current shunt ratio k over the duration of the fault is differentiated (S1). The value of the differentiated graph indicates the amount of change in the current shunt ratio k. The graph is sampled, and a search is made for a section in which the difference between the current shunt ratios k per sample is dk (here, 0.001 is set as an initial value) (S2). For example, if the graph of the current shunt ratio k has a waveform as shown in FIG. 16, sections T1 to T4 in which the amount of change in the current shunt ratio k is small are searched.
[0071]
Then, an evaluation function value (= t / d: t is a time width of the searched section, d is a fluctuation width of the current shunt ratio k of the searched section) is calculated for each of the searched sections, and the largest evaluation is performed. A section having a function value is searched (S3). For example, in the case of the example illustrated in FIG. 16, the section T4 having the smallest change amount and the longest period is selected from the searched sections T1 to T4.
[0072]
However, in the section where | shunt ratio | <0.05 and the | shunt ratio |> 1.95, and in the section after 3 cycles from the start of the accident, the current is stable at zero due to the CB cutoff. The evaluation function value is set to zero and handled. In addition, a section whose time width is equal to or less than a value corresponding to 0.5 cycle of the AC waveform is not selected.
[0073]
Thereafter, the set value of dk is incremented by 0.001, and as long as the set value of dk does not indicate 0.01, the process returns to step 2 and the same processing as described above is repeated. That is, dk is sequentially incremented from 0.001 to 0.009, and a section having the largest evaluation function value is searched for in this process. When the set value of dk becomes 0.01, the repetition processing ends (S5).
[0074]
The section finally obtained in this manner is a stable section Ts in which the amount of change in the current shunt ratio k is small and the period is long. For example, when the graph of the current shunt ratio k has a waveform as shown in FIG. 18A, when the section T7 among the sections T5, T6, and T7 has a waveform as shown in FIG. Section T of T5, T6, and T7 5 Are finally selected as stable sections Ts.
[0075]
In the case of the first modification described above, the stable section Ts after the occurrence of the one-line short-circuit accident is automatically obtained, and thereafter, the averaged current shunt ratio k 'is obtained using the data of the current shunt ratio k in the stable section Ts. As a result, it is possible to improve the performance of the apparatus in that the location accuracy of the accident point is not affected by the influence of the cause of the accident and the like, and high location accuracy is always obtained.
[0076]
Next, a second modification of the first embodiment will be described. In the above-described embodiment, the transmission line α is the two lines IL and 2L, and the fault point of the one-line ground fault that occurred in the transmission line α is located. The calculation formula used for using the current shunt ratio k in the current shunt ratio calculation unit 10 is the following Expression 1 as described above. Further, the same formula was used for the calculation formula for calculating the virtual current shunt ratio K in the accident locating unit 20.

[0077]
However, Equation 1 is an equation used when the line 1L is used as a reference. In the formula, I _01L Is the zero-phase current of the line IL, I _02L Is a zero-phase current of the line 2L. The same formula is used when the accident line is the line 2L.
[0078]
If Expression 2 is used instead of Expression 1, it is possible to locate an accident point of a two-wire ground fault (two-wire short-circuit accident).

[0079]
However, Equation 2 is based on the line 1L and is used when the accident phase is the a and b phases. In the formula, I _ab1L Is the line-to-line current of the line IL of the line IL, I _ab2L Is an a-b phase line current of the line 2L. The same equation is used when the accident line is the line 2L, and the same equation is used when the accident phases are the b and c phases.
[0080]
In this case, the current shunt ratio calculation unit 10 determines the case of a single-line ground fault based on the measured current data between the lines of the fault phase instead of the zero-phase current at the time of the fault included in the measured data output from the automatic oscillograph device 2. Similarly, while determining the current shunt ratio k, the fault locating unit 20 uses the system simulator 21 to assume that a two-wire ground fault (two-wire short-circuit fault) has occurred in the transmission line α, and the virtual current data and the virtual current data. It is only necessary to change the design so that the current shunt ratio K is obtained in the same manner as in the case of a single-line ground fault.
[0081]
On the other hand, if Equation 3 is used instead of Equation 1, it is possible to locate the fault point of the three-wire ground fault (three-wire short-circuit fault).

[0082]
However, Equation 3 is an equation used when the line 1L is used as a reference. _11L Is the positive phase current of the line IL, I _12L Is a positive-phase current of the line 2L.
[0083]
In this case, in the current shunt ratio calculation unit 10, based on the measured current data of the positive phase instead of the zero-phase current at the time of the accident included in the measured data output from the automatic oscillograph device 2, the same as in the case of a single-line ground fault. The current shunting ratio k is calculated in the fault locating unit 20, and the virtual current data and the virtual current shunting ratio are assumed on the assumption that a three-wire ground fault (three-wire short-circuit fault) has occurred in the transmission line α using the system simulator 21. It is only necessary to change the design so that K is obtained in the same manner as in the case of a single-line ground fault.
[0084]
In order to locate the fault point using Equations (1) to (3), measured current data at the transmitting end of the faulty line is indispensable (one-sided oscilloscope). In this case, the main application system is the line 1L. The line 2L is a transmission system in a loop, and includes not only 77 kV or less but also a 154 kV high-voltage transmission system.
[0085]
However, for a directly grounded transmission system of 275 kV or more, since the fault current through the ground wire at the receiving end affects, the fault point of the ground fault / short fault should be determined using Equations 1 to 3. Can not. When applied to such a transmission system, the following equations 4, 5, and 6 are used instead of equations 1, 2, and 3, respectively. In order to locate the fault point using the above formulas 4 to 6, not only the transmitting end but also the actually measured current data of the receiving end of the faulty line becomes indispensable (both ends oscilloscope).

[0086]
However, Equation 4 is an equation used when the line IL is used as a reference. In the formula, I _01LR Is the zero-phase current on the receiving side of the line 1L, I _01LS Is the zero-phase current on the transmission side of the line 1L, I _02LS Is the zero-phase current on the receiving side of the line 2L, I _01LS Is a zero-phase current on the transmission side of the line 1L. The same formula is used when the accident line is the line 2L.

[0087]
However, Equation 5 is based on the line IL, and is used when the accident phases are the a and b phases. In the formula, I _ab1LR Is the line-to-line current between the a and b phases of the line IL, I _ab1LS Is the line-to-line current between the a and b phases of the line 2L, I _ab2LR Is the line-to-line current of the a-b phase of the line 2L, I _ab2LS Is a current between the power transmission side lines of the a-b phase of the line 2L. The same applies when the accident line is line 2L. formula And the same equation is used when the accident phases are the b and c phases.

[0088]
However, Equation 6 is an equation used when the line IL is used as a reference. In the formula, I _1LR Is the receiving-side positive-phase current of the line IL, I _1LS Is the receiving-side positive-phase current of the line 1L, I _12LR Is the transmission-side positive-phase current of the line 2L, I _12LS Is a power transmission-side positive-phase current of the line 2L. The same formula is used when the accident line is the line 2L.
[0089]
That is, even in a transmission system directly grounded, if Equation 4 is used instead of Equation 1, a one-line ground fault will occur. If Equation 5 is used, a two-wire ground fault (two-wire short-circuit fault) will occur. By using, it is possible to locate each fault point of a three-line ground fault (three-wire short-circuit fault) in exactly the same way as in the case of a single-line ground fault. In this case, the present invention can be applied to an ultra-high voltage transmission system of 275 kV or more.
[0090]
In the case of the second modification, it is described above that it is possible to locate various ground faults or short-circuit faults of the two-line transmission line, but the same method as in the first embodiment is used. It is natural that the cause of the accident and the like can be located using the data. In particular, even in the event of a short circuit, for example, a waveform specific to the short-circuit current or short-circuit voltage included in the actual measurement data of the wire α appears due to, for example, one caused by contact of the wire or one caused by adhesion of ice or snow. It is possible to identify the cause of the accident using the same method as that for the single-line ground fault. In addition, it is natural that the averaged current shunt ratio k ′ can be obtained using the data of the current shunt ratio k in the stable section Ts after the occurrence of the accident by using the same method as the first modified example.
[0091]
Hereinafter, the second embodiment will be described with reference to FIG. FIG. 19 is a block diagram of a transmission line accident point locating device according to the same embodiment. In the first embodiment, the fault point of the ground fault / short circuit fault of the transmission line is located using the current shunt ratio method, including the first and second modifications. The power transmission system to which the current shunt ratio method is applied is two lines, and one line is not applicable due to its nature. In order to apply the power transmission system of one circuit to the transmission line, it is preferable to use the transmission line fault point locating device 100 shown in FIG. 19 (see FIG. 1).
[0092]
The transmission line fault point locating device 100 listed here is a device having a function of, for example, locating a fault point of a ground fault or short circuit accident of a transmission line by using an impedance method, and is based on measured data of the transmission line. Calculating the impedance k for each instantaneous value and averaging the impedance k for a predetermined period after the occurrence of the accident, and the ground fault based on the averaged impedance k 'calculated by the current shunt ratio / impedance calculating unit 60. An accident locating unit 70 for locating an accident point of an accident or a short circuit accident. Unlike the current shunt ratio calculating unit 10 of the first embodiment, it is necessary to input the measured voltage data to the impedance calculating unit 60 in addition to the measured current data at the transmitting end of the faulty line (one end oscilloscope). ). Note that the same components as those of the first embodiment are denoted by the same component numbers, and description thereof is omitted.
[0093]
The impedance calculator 60 determines the impedance k by applying the following formula to the measured current data and the measured voltage data. The difference from the current shunt ratio calculating unit 10 is only the calculation formula for obtaining the impedance k, and the method for obtaining the averaged impedance k ′ is exactly the same as that of the first embodiment or the first modification. Therefore, the description is omitted.
[0094]
The fault locating unit 70 obtains virtual current data and virtual voltage data on the assumption that a ground fault or short circuit fault has occurred in the transmission line using the system simulator 71, obtains a virtual impedance K from the data, The virtual impedance K corresponding to the virtual fault point and the averaged impedance k 'are sequentially compared while changing the virtual fault point on the virtual fault point 71, whereby the two search for the closest virtual impedance K, and This is a basic configuration in which a corresponding virtual accident point is located as the accident point of the ground fault accident or the short circuit accident. The difference from the accident locating unit 20 is only a calculation formula for obtaining the virtual impedance K. The method of finally locating the point of interest from the virtual impedance K is exactly the same as in the first embodiment, and a description thereof will be omitted.
[0095]
The calculation formula for obtaining the impedance k in the impedance calculation unit 60 is as follows. Further, the virtual impedance K is obtained by the accident locating unit 70 using the same calculation formula.
[0096]
When locating the accident point of the one-line ground fault, Equation 7 is used instead of Equation 1 used in the first embodiment.
[Equation 7]
k = Im ｛V _a / I ₀ ｝
[0097]
However, Equation 7 is an equation used when the accident phase is the a phase. k Is the zero-phase reactance, and V _a Is the phase voltage of the a phase, I ₀ Is a zero-phase current. The same equation is used when the accident phase is the b or c phase.
[0098]
When locating the fault point of the two-wire ground fault or the two-wire short-circuit fault, Equation 8 is used instead of Equation 2 used in the second modification of the first embodiment.
[Equation 8]
k = 2 · Im ｛(V _a −V _b ) / (I _a − I _b )｝
[0099]
However, Equation 8 is an equation used when the accident phases are the a and b phases. In the formula k Is the a-b phase line-to-line reactance, V _a Is the phase voltage of the a phase, V _b Is the phase voltage of the b phase, I _a Is the phase current of the a-phase, I _b Is the phase voltage of the b-phase. The same equation is used for the case where the accident phases are the b and c phases.
[0100]
When locating an accident point of a three-wire ground fault or a three-wire short-circuit accident, Equation 9 is used instead of Equation 3 used in the second modification of the first embodiment.
[Equation 9]
k = Im ｛V ₁ / I ₁ ｝
[0101]
Where k is the positive-phase reactance and V ₁ Is the positive phase voltage, I ₁ Is a positive-sequence current.
[0102]
The functions of the impedance calculating unit 60 and the fault locating unit 70 are realized by executing the transmission line fault locating program recorded in the memory 50 shown in FIG. This is the same as the embodiment.
[0103]
In the case of the transmission line fault point locating device 2 configured as described above, when compared with the transmission line fault point locating device 1, only the difference between whether the fault point locating method is the current shunt ratio method or the impedance method is used. The functions and the like are completely the same, including the case where the first modification is similarly applied. Conventionally, when the fault point is located by using the impedance method, it has the same disadvantage as that of the current shunt ratio method. Therefore, the same effect as in the first embodiment can be obtained.
[0104]
However, in the case of the first embodiment, including the second modified example, it is not applicable to two lines in which the transmission system is not in a loop, but in the case of the transmission line fault point locating device 2, The present invention is also applicable to a transmission system that is a circuit and is not in a loop. In other words, even for a two-line transmission line not in a loop, a single-line ground fault using Equation 7 and a two-line ground fault using Equation 8 (two-wire Another effect is that the fault points of the three-line ground fault (three-line ground fault) can be located using Equation 9 respectively.
[0105]
Hereinafter, the third embodiment will be described with reference to FIGS. 20 and 21. FIG. 20 is a block diagram of a transmission line accident point locating device according to the same embodiment.
[0106]
In the first and second embodiments, the applied power transmission system and the accident aspect are basically limited to one, including the second modified example. In order to be applicable to a transmission system or an accident situation, it is preferable to use a transmission line accident point locating device 200 shown in FIG. 20 (see FIG. 1).
[0107]
As shown in FIG. 1, the transmission line accident point locating device 200 is installed at all substations including the transmission line α measured by the automatic oscillating hula device 2 installed at the substation. It is assumed that the measured transmission line data measured by the automatic oscillograph device (not shown) is transferred including the transmission line data indicating the installation location of the automatic oscillograph device.
[0108]
The transmission line fault point locating device 200 listed here is a device having a function of locating a ground fault / short circuit fault point of a transmission line by using a current shunt ratio method or an impedance method. A current shunting ratio / impedance calculating unit 81 for obtaining a current shunting ratio k or impedance k for each instantaneous value based on actual measurement data of a transmission line and averaging the current shunting ratio k or impedance k for a predetermined period after the occurrence of an accident; An accident locating unit 82 for locating the fault point of the ground fault / short circuit accident based on the averaged current shunt ratio k ′ or the averaged impedance k ′ obtained by the shunt ratio / impedance calculation unit 80; The measured data and the line information of the transmission line prepared in advance (here, information such as the number of lines, whether or not it is a direct grounding system, and if it is a single line, whether or not it is a looped system, etc.) ) Based on the accident situation (here, one-line transmission line, two-line transmission line in loop, two-line transmission line not in loop, and two-line transmission line in direct grounding system) , An accident mode determining unit 83 for determining a single-line ground fault, a two-line ground fault (two-wire short-circuit) or a three-wire ground fault (three-wire short-circuit).
[0109]
The same components as those of the first and second embodiments are denoted by the same part numbers and the description thereof is omitted. However, the memory 50 shown in FIG. It is assumed that the data is recorded in advance for each data.
[0110]
Here, the accident situation determination unit 83 detects the occurrence of an accident based on the input actual measurement data of the transmission line, and when the occurrence of the accident is detected, the memory 50 is searched and the transmission line included in the actual measurement data is searched. The line information corresponding to the data is read, and the accident aspect of the accident is determined based on the read line information and the actual measurement data.
[0111]
The current shunt ratio / impedance calculation unit 81 has the functions of the current shunt ratio calculation unit 10 and the impedance calculation unit 60 of the first and second embodiments (including the first modified example), and performs actual measurement. In calculating the current shunt ratio k or the impedance k based on the data, the calculation is performed using a calculation formula corresponding to the determination result of the accident mode determination unit 83.
[0112]
That is, when the determination result of the accident situation determination unit 83 indicates a single-line ground fault, a two-wire ground fault (two-wire short circuit), and a three-wire ground fault (three-wire short circuit) in a looped two-circuit transmission line, Equation 1 is used. , Equations 2 and 3 are used to calculate the current shunt ratio k (current shunt ratio method, single-ended oscilloscope), while one-line ground fault and two-wire ground fault (two-wire ground In order to indicate a line short-circuit) and a three-wire ground fault (three-wire short), respectively, the impedance k is calculated using the equations 7, 8, and 9 (impedance method). Also, when indicating a single-line ground fault, a two-wire ground fault (two-wire short circuit), and a three-wire ground fault (three-wire short circuit) in a two-line power transmission line of a direct grounding system, Equations 4, 5, and 6 are used. When the current shunt ratio k is calculated (current shunt ratio method, oscilloscopes at both ends) to indicate a single-line ground fault, a two-wire ground fault (two-wire short circuit), and a three-wire ground fault (three-wire short circuit) on a single transmission line, The impedance k is calculated using each of Expressions 7, 8, and 9 (impedance method).
[0113]
The fault locating unit 82 has the functions of the fault locating unit 20 and the fault locating unit 70 of the first and second embodiments, and uses the virtual current shunt ratio K or the virtual current shunt ratio from the virtual current data and / or the virtual voltage data. In calculating the virtual impedance K, the calculation is performed using a calculation formula corresponding to the determination result of the accident situation determination unit 83.
[0114]
That is, when the determination result of the accident situation determination unit 83 indicates a single-line ground fault, a two-wire ground fault (two-wire short circuit), and a three-wire ground fault (three-wire short circuit) in a looped two-circuit transmission line, Equation 1 is used. , Eq. 2 and Eq. 3 are used to calculate the virtual current shunt ratio K in the same manner. On the other hand, the single-line ground fault, the two-wire ground fault (two-wire short-circuit), and the three-wire ground When a short-circuit (three-wire short) is indicated, the virtual impedance K is calculated in the same manner using Equations 7, 8, and 9 respectively. Also, when indicating a single-line ground fault, a two-wire ground fault (two-wire short circuit), and a three-wire ground fault (three-wire short circuit) in a two-line power transmission line of a direct grounding system, Equations 4, 5, and 6 are used. In the same manner, the virtual current shunt ratio K is calculated, and when a one-line ground fault, a two-wire ground fault (two-wire short-circuit), and a three-wire ground fault (three-wire short-circuit) in a one-line transmission line are expressed, respectively, Equations 7, 8 and The virtual impedance K is similarly calculated using each of the equations (9).
[0115]
The functions of the current shunt ratio / impedance calculating unit 81, the fault locating unit 82 and the fault condition determining unit 83 are realized by executing the transmission line fault point locating program recorded in the memory 50 shown in FIG. This is the same as in the first and second embodiments.
[0116]
With such a transmission line accident point locating device 200, it is possible to locate an accident point in any case irrespective of a transmission system or an accident aspect, and to carry out or instruct an accident recovery in the event of a transmission line accident. It is very easy to use in power stations and power stations, and it is possible to improve the performance of the apparatus in these respects.
[0117]
Hereinafter, an example of the transmission line accident point location program processed by the transmission line accident point location device 200 will be described with reference to FIG. This program is semi-automatic in terms of detecting the occurrence of an accident and selecting an accident point locating method, etc. This is a simplified type that can obtain orientation information and the like.
[0118]
First, when the power transmission line fault point locating apparatus 200 is started up, a list of power transmission line data and the like of the power transmission lines for which fault point locating is possible is displayed on the display 30 (S1).
[0119]
Then, when a command for registering holder information is selected and input through the input unit 40 (S2), information on the transmission system to be newly applied (system configuration, line length, impedance, transmission line data, line information, and the like) is transmitted. It is registered through the input unit 40 (S3, S4, S5).
[0120]
On the other hand, assuming that some kind of transmission line accident has occurred in a specific transmission line, when a transmission line is specified through the input unit 40 and a command for waveform display and analysis is selectively input (S2), the transmission line recorded in the memory 50 is displayed. The waveform of the measured data of the transmission line is displayed on the display 30 (S6), and the entire section of the waveform is scanned to search for a portion where the waveform is disordered (S7). The accident condition is determined, and the result of the determination is displayed on the display 30 (S8).
[0121]
Thereafter, when a command for selecting the fault locating method to the current shunt ratio method is input through the input unit 40 (S8), the current shunt ratio k is calculated as described above based on the actually measured data of the searched location, The waveform is displayed on the display 30 together with the waveform of the measured data (S9), and the stable section Ts of the graph of the current shunt ratio k is searched as described above (S10). On the other hand, when a command for selecting the accident point locating method to the impedance method is input through the input unit 40 (S8), the impedance k is calculated as described above based on the actual measurement data of the searched location, and the waveform is measured. It is displayed on the display 30 together with the data waveform (S12), and the stable section Ts of the graph of the impedance k is searched as described above (S10).
[0122]
When a command for locating the cause of an accident is input through the input unit 40 with the waveform of the actually measured data displayed on the display 30 (S8), the cause of the accident is located as described above based on the actually measured data at the searched location. Then, the orientation result (see FIG. 12) is displayed on the display 30 (S11). On the other hand, when a command indicating OK is input through the input unit 40 (S8), the system simulator is started (S13).
[0123]
Then, when a command for searching for an accident point is input through the input unit 40 (S14), when the current shunt ratio method is selected, an averaged current shunt ratio k 'is obtained from the current shunt ratio k in the stable section Ts, Based on this, the fault point is located using the system simulator as described above (S15), and the location result (see FIG. 12) is displayed on the display 30 (S16). On the other hand, when the impedance method is selected, the averaged impedance k 'is determined from the impedance k of the stable section Ts, and based on this, the fault point is located using the system simulator as described above (S15). The orientation result (see FIG. 12) is displayed on the display 30 (S16).
[0124]
When a command for displaying a graph is input through the input unit 40 in a state where the orientation result is displayed on the display 30 (S14), when the current shunt ratio method is selected, the fault point and the current shunt ratio k and the like are selected. A graph showing the relationship (see FIG. 13) is displayed on the display 30 (S17). On the other hand, when the impedance method is selected, a graph (see FIG. 13) showing the relationship between the accident point and the impedance k and the like is displayed on the display 30 (S17).
[0125]
When another command is input through the input unit 40 (S14), a process corresponding to the command is performed (S18). When an end command is input through the input unit 40 (S14), the process jumps to step 8. Then, the process returns to waiting for input of a command for selecting the accident point location method.
[0126]
The present invention is not limited to the above-described embodiment, and it goes without saying that the transmission system to which the present invention is applied is not limited, and the design may be changed as follows. For example, the averaged current shunt ratio or the averaged impedance may be directly obtained from the measured data of the transmission line. Further, the cycle period and the like when the current shunt ratio or the impedance is filtered and averaged may be appropriately set according to the accident continuation time, and a method for averaging the current shunt ratio and the like is not limited. If the transmission line system is simple, the fault point may be directly located from the averaged current shunt ratio or the averaged impedance without using a system simulator. Furthermore, in calculating the current shunt ratio or impedance, the virtual current shunt ratio or virtual impedance, respectively, without determining the accident aspect of the accident, the accident aspect of the accident is set and input, and the calculation formula corresponding to the setting input is used. May be used.
[0127]
【The invention's effect】
As described above, in the case of the transmission line fault point locating device according to claim 1 of the present invention, the fault is not based on the current shunt ratio or the instantaneous value of the impedance but on the averaged current shunt ratio or the averaged impedance obtained by averaging them. Since the point is located, the fault point can be located with high accuracy while using the current shunt ratio method or the impedance method, and the performance of the device can be improved.
[0128]
In the case of the transmission line fault point locating device according to claim 2 of the present invention, the relationship between the virtual fault point of the transmission line and the averaged current shunt ratio or the averaged impedance is determined by utilizing the existing system simulator. Therefore, unlike the case of the conventional example, the fault point can be located even if the transmission line system is complicatedly branched. That is, the applicable range of the current shunt ratio method or the impedance method is greatly expanded as compared with the case of the conventional example, and in this regard, the performance of the device can be improved.
[0129]
In the case of the transmission line fault point locating device according to claim 3 of the present invention, the average current shunt ratio or the average impedance is obtained by averaging the current shunt ratio or the impedance in the stable section where the variation is the smallest, and using this, Since the configuration is such that the fault point is located, the location accuracy is improved, and the performance of the apparatus can be improved in this respect.
[0130]
In the case of the transmission line fault point locating device according to claim 4 of the present invention, the actual identification of the input of the relationship between the virtual fault point of the transmission line and the averaged current shunt ratio or the averaged impedance obtained using the system simulator Since the configuration is such that the correction is made automatically according to the accident point, the location accuracy is improved each time the device is used, and in this respect, the performance of the device can be improved.
[0131]
According to the transmission line fault point locating device according to claim 5 of the present invention, not only the fault point of the transmission line fault but also the cause of the fault is determined from the characteristics of the current / voltage waveform included in the actually measured data. Therefore, appropriate measures can be taken promptly, and in this respect, the performance of the device can be improved.
[0132]
In the case of the transmission line fault point locating device according to claim 6 of the present invention, the accident aspect of the transmission line accident is determined, and the current shunting ratio or the impedance and the virtual current shunting ratio or the virtual impedance are determined by using a calculation formula corresponding thereto. Because of the calculation configuration, it is possible to locate all ground fault or short-circuit accidents regardless of the type of transmission system or the number of lines, and the applicable range is markedly greater. In this respect, the performance of the device can be improved.
[0133]
In the case of the transmission line fault point locating method according to claim 7 of the present invention, the fault point is determined based on not the instantaneous value of the current shunt ratio or the impedance but the averaged current shunt ratio or the averaged impedance obtained by averaging the instantaneous values. Since the orientation is set, there is the same advantage as the first aspect.
[0134]
In the case of the transmission line fault point locating method according to claim 8 of the present invention, the relationship between the virtual fault point of the transmission line and the averaged current shunt ratio or the averaged impedance is obtained by utilizing the existing system simulator effectively. Since the accident point is determined from the above, there is the same advantage as in claim 2.
[0135]
In the case of the transmission line fault point locating method according to claim 9 of the present invention, the average current shunt ratio or the average impedance is obtained by averaging the current shunt ratio or the impedance in the stable section where the variation is the smallest, and using this, Since the accident point is located, there is the same advantage as in claim 3.
[0136]
In the case of using the transmission line fault point locating method according to claim 10 of the present invention, the actual specification in which the relationship between the virtual fault point of the transmission line and the averaged current shunt ratio or the averaged impedance obtained using the system simulator is input. Since the correction is automatically made according to the accident point, there is the same advantage as in claim 4.
[0137]
In the case of the transmission line fault point locating method according to claim 11 of the present invention, not only the fault point of the transmission line fault but also the cause of the fault is determined from the characteristics of the current / voltage waveform included in the measured data. Therefore, there is an advantage similar to that of the fifth aspect.
[0138]
In the case of the transmission line fault point location method according to claim 12 of the present invention, the accident aspect of the transmission line accident is determined, and the current shunt ratio or the impedance and the virtual current shunt ratio or the virtual impedance are calculated using a calculation formula corresponding thereto. Since the calculation is performed, there is an advantage similar to that of the sixth aspect.
[0139]
According to the transmission line fault point locating program according to claim 13 of the present invention, the fault point is determined not based on the instantaneous value of the current shunt ratio or the impedance but on the averaged current shunt ratio or the averaged impedance obtained by averaging them. Therefore, there is an advantage similar to that of the first aspect.
[0140]
In the case of the transmission line fault point locating program according to claim 14 of the present invention, the relationship between the virtual fault point of the transmission line and the averaged current shunt ratio or the averaged impedance is obtained by making good use of the existing system simulator. Since the contents are such that the accident point is located based on the relationship, there is the same advantage as in claim 2.
[0141]
In the case of the transmission line fault point locating program according to claim 15 of the present invention, an average current shunt ratio or an averaged impedance is obtained by averaging the current shunt ratio or the impedance of the stable section where the variation is the smallest, and this is used. Since the accident point is located by using this method, there is the same advantage as in claim 3.
[0142]
In the case of the transmission line fault point locating program according to claim 16 of the present invention, the relationship between the virtual fault point of the transmission line and the averaged current shunt ratio or the averaged impedance obtained using the system simulator is input. Since the correction is automatically made according to the specific accident point, there is the same advantage as in claim 4.
[0143]
In the case of the transmission line fault point locating program according to claim 17 of the present invention, not only the fault point of the transmission line fault but also the cause of the fault is determined from the characteristics of the current / voltage waveform included in the actually measured data. Therefore, there is the same advantage as in claim 5.
[0144]
According to the transmission line fault point locating program according to claim 18 of the present invention, the current shunt ratio or the impedance and the virtual current shunt ratio or the virtual impedance are calculated using a calculation formula corresponding to the accident aspect of the transmission line fault. Therefore, there is the same advantage as in claim 6.
[0145]
In the case of the recording medium recording the transmission line fault point locating program according to claim 19 of the present invention, since the transmission line fault locating program according to claims 13 to 18 is recorded, it can be processed by a computer. Through this, the same advantages as those of claims 13 to 18 can be expected.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a diagram for explaining a first embodiment of the present invention, and is a diagram of a voltage / current data transmission path of a transmission line.
FIG. 2 is a diagram for explaining the first embodiment of the present invention, and is a system diagram of a transmission line.
FIG. 3 is a diagram for explaining the first embodiment of the present invention, and is a block diagram of a transmission line fault point locating device.
FIG. 4 is a view for explaining the first embodiment of the present invention, and is a flowchart of a transmission line fault point locating program processed by the apparatus.
FIG. 5 is a diagram for explaining the first embodiment of the present invention, and is a current waveform diagram of actually measured current data.
FIG. 6 is a diagram for explaining the first embodiment of the present invention, and is a waveform diagram of a current shunt ratio.
FIG. 7 is a diagram for explaining the first embodiment of the present invention, and is a waveform diagram of an averaged current shunt ratio.
FIG. 8 is a diagram for explaining the first embodiment of the present invention, and is a diagram for explaining a method of searching for a virtual current shunt ratio using a system simulator.
FIG. 9 is a diagram for explaining the first embodiment of the present invention, for explaining the contents of data of a graph showing a relationship between a virtual fault point and a current shunt ratio (virtual current shunt ratio). FIG.
FIG. 10 is a diagram for explaining the first embodiment of the present invention, and is a waveform diagram for each fault cause of fault current.
FIG. 11 is a diagram for explaining the first embodiment of the present invention, and is a diagram showing the harmonic content of the fault current for each fault cause.
FIG. 12 is a diagram for explaining the first embodiment of the present invention, and is a diagram showing an example of displaying and outputting an accident point of a single-line ground fault and an accident cause.
FIG. 13 is a diagram for explaining the first embodiment of the present invention, and is a diagram for explaining a method for correcting data of a graph showing a relationship between a virtual fault point and a virtual current shunt ratio. is there.
FIG. 14 is a diagram for explaining the first embodiment of the present invention, and is a table showing the localization error and the like of an accident point of the device.
FIG. 15 is a diagram for explaining the first embodiment of the present invention, and is a table showing a correct answer rate of an accident cause at an accident point of the apparatus.
FIG. 16 is a diagram for describing a first modification of the first embodiment of the present invention, and is an enlarged waveform diagram of a current shunt ratio.
FIG. 17 is a diagram for explaining a first modification of the first embodiment of the present invention, and is a flowchart for explaining a method of searching for a stable section of the current shunt ratio.
FIG. 18 is a diagram for explaining a first modification of the first embodiment of the present invention, and is a schematic waveform diagram of a current shunt ratio for explaining the same method.
FIG. 19 is a diagram for explaining the second embodiment of the present invention, and is a block diagram of a transmission line fault point locating device.
FIG. 20 is a diagram for explaining the third embodiment of the present invention, and is a block diagram of a transmission line fault point locating device.
FIG. 21 is a diagram for explaining the third embodiment of the present invention, and is a flowchart showing an example of a transmission line fault point locating program processed by the same device.
FIG. 22 is a view for explaining a conventional current shunt ratio method.
[Explanation of symbols]
[0020]
α transmission line
1L, 2L line
1 Transmission line accident point locating device
10 Current shunt ratio calculation unit
20 Accident Location Department
30 Display panel
40 Input unit
50 memory
100 Transmission line accident point locating device
60 Impedance calculator
70 Accident Location Department
30 Display panel
40 Input unit
50 memory
200 Transmission line accident point locator
81 Current shunt ratio / impedance calculator
82 Accident Location Department
83 Accident situation judgment section
30 Display panel
40 Input unit
50 memory

Claims (19)

電流分流比法又はインピーダンス法を用いて送電線の地絡事故／短絡事故の事故点を標定する機能を有した送電線事故点標定装置において、送電線の実測データに基づいて電流分流比又はインピーダンスを瞬時値毎に求めるとともに事故発生後所定期間の当該電流分流比又はインピーダンスを平均化する電流分流比／インピーダンス演算部と、電流分流比／インピーダンス演算部で求められた平均化電流分流比又は平均化インピーダンスに基づいて当該地絡事故／短絡事故の事故点を標定する事故標定部とを具備したことを特徴とする送電線事故点標定装置。In a transmission line fault point locating device having a function of locating a ground fault / short circuit fault point of a transmission line using a current shunt ratio method or an impedance method, a current shunt ratio or an impedance is determined based on measured data of a transmission line. Current shunt ratio / impedance calculator for averaging the current shunt ratio or impedance for a predetermined period after the occurrence of an accident, and the averaged current shunt ratio or average calculated by the current shunt ratio / impedance calculator for each instantaneous value And a fault locating unit for locating the fault point of the ground fault / short circuit fault based on the converted impedance. 請求項１記載の送電線事故点標定装置において、前記事故標定部は、系統シミュレータを利用して前記送電線に地絡事故／短絡事故が発生したと想定して仮想電流データ及び／又は仮想電圧データを求め、当該データから仮想電流分流比又は仮想インピーダンスを求め、系統シミュレータ上の仮想事故点を変化させつつ、当該仮想事故点に対応する仮想電流分流比又は仮想インピーダンスと電流分流比／インピーダンス演算部で求められた平均化電流分流比又は平均化インピーダンスとを逐次対比し、これにより両者が最も近い仮想電流分流比又は仮想インピーダンスを探し、当該仮想電流分流比又は仮想インピーダンスに対応する仮想事故点を当該地絡事故／短絡事故の事故点として標定する構成となっていることを特徴とする送電線事故点標定装置。2. The transmission line fault point locating device according to claim 1, wherein the fault locating unit uses a system simulator to assume that a ground fault / short circuit fault has occurred on the transmission line, and that the virtual current data and / or the virtual voltage be generated. 3. Data is obtained, a virtual current shunt ratio or virtual impedance is obtained from the data, and a virtual current shunt ratio or virtual impedance and a current shunt ratio / impedance calculation corresponding to the virtual fault point are changed while changing a virtual fault point on the system simulator. The averaged current shunt ratio or the averaged impedance obtained by the section is sequentially compared, thereby searching for the closest virtual current shunt ratio or virtual impedance, and the virtual accident point corresponding to the virtual current shunt ratio or virtual impedance. Transmission line accident characterized in that it is configured as a fault point of the ground fault / short circuit accident. Locating system. 請求項１又は２記載の送電線事故点標定装置において、前記電流分流比／インピーダンス演算部は、平均化電流分流比又は平均化インピーダンスを求めるに当たり、電流分流比又はインピーダンスの変化量を求め、最も変化量が小さく且つその期間の長い安定区間をサーチし、当該安定区間の電流分流比又はインピーダンスを平均化して行う構成となっていることを特徴とする送電線事故点標定装置。3. The transmission line fault point locating device according to claim 1, wherein the current shunt ratio / impedance calculating unit calculates a current shunt ratio or an amount of change in impedance when obtaining the averaged current shunt ratio or the averaged impedance. A transmission line fault point locating device, characterized in that a stable section having a small change amount and a long period is searched for, and the current shunt ratio or impedance of the stable section is averaged. 請求項２又は３記載の送電線事故点標定装置において、地絡事故／短絡事故の実際の特定事故点を入力するための入力部と、前記地絡事故／短絡事故の事故点を標定する一連の過程で得た仮想事故点と仮想電流分流比又は仮想インピーダンスとの関係がグラフのデータとして記録されたメモリとを具備しており、前記事故標定部は、前記入力部を通じて実際の特定事故点が入力されると、当該グラフが当該特定事故点と当該仮想電流分流比又は仮想インピーダンスとの交点を通るように、前記メモリに保持されたグラフのデータを補正し、以後、地絡事故／短絡事故の事故点を標定するに当たり、補正されたグラフのデータを参照して、電流分流比／インピーダンス演算部で求められた平均化電流分流比又は平均化インピーダンスに関連する仮想事故点を求め、これを当該地絡事故／短絡事故の事故点として標定する機能を有した構成となっていることを特徴とする送電線事故点標定装置。The transmission line fault point locating device according to claim 2 or 3, wherein an input section for inputting an actual specific fault point of a ground fault / short circuit accident, and a series of steps for locating the ground fault / short circuit fault point. And a memory in which the relationship between the virtual fault point obtained in the process and the virtual current shunt ratio or the virtual impedance is recorded as graph data. Is input, the data of the graph stored in the memory is corrected so that the graph passes through the intersection of the specific fault point and the virtual current shunt ratio or the virtual impedance. In locating the accident point of the accident, the data related to the averaged current shunt ratio or the averaged impedance obtained by the current shunt ratio / impedance calculation unit is referred to with reference to the corrected graph data. Virtual seek fault point, the transmission line fault point locating system, characterized in that has this and configured to have a function of orientation as the fault point of the ground fault / short circuit. 請求項１、２、３又は４記載の送電線事故点標定装置において、前記事故標定部は、地絡事故／短絡事故時の電流／電圧の波形基礎データが事故原因毎に予め用意されており、前記送電線の実測データに含まれる電流／電圧波形に最も近い波形基礎データを探し、当該波形基礎データに対応する事故原因を当該地絡事故／短絡事故の事故原因として標定する機能を有した構成となっていることを特徴とする送電線事故点標定装置。5. The transmission line fault point locating device according to claim 1, wherein the fault locating unit prepares, in advance, basic current / voltage waveform data for a ground fault fault / short circuit fault for each fault cause. A function of searching for the waveform basic data closest to the current / voltage waveform included in the measured data of the transmission line, and locating the cause of the accident corresponding to the waveform basic data as the cause of the ground fault / short circuit accident. A transmission line accident point locating device having a configuration. 請求項１、２、３、４又は５記載の送電線事故点標定装置において、前記送電線の実測データ及び予め用意された当該送電線の回線情報に基づいて当該事故の事故様相を判定する事故様相判定部を備えており、前記電流分流比／インピーダンス演算部にて電流分流比又はインピーダンス、及び前記事故標定部にて仮想電流分流比又は仮想インピーダンスを計算するに当たり、前記事故様相判定部の判定結果に対応した計算式を用いて行う構成となっていることを特徴とする送電線事故点標定装置。The transmission line accident point locating device according to claim 1, wherein an accident aspect of the accident is determined based on measured data of the transmission line and line information of the transmission line prepared in advance. A determination unit configured to calculate a current shunt ratio or impedance in the current shunt ratio / impedance calculation unit and a virtual current shunt ratio or virtual impedance in the fault locating unit; A transmission line fault point locating device characterized in that the configuration is performed using a calculation formula corresponding to the result. 電流分流比法又はインピーダンス法を用いて送電線の地絡事故／短絡事故の事故点を標定する送電線事故点標定法において、送電線の実測データに基づいて電流分流比又はインピーダンスを瞬時値毎に求めるとともに事故発生後所定期間の当該電流分流比又はインピーダンスを平均化し、当該平均化電流分流比又はインピーダンスに基づいて当該地絡事故／短絡事故の事故点を標定することを特徴とする送電線事故点標定法。In the transmission line fault point locating method, which uses the current shunt ratio method or the impedance method to locate the ground fault / short circuit fault point, the current shunt ratio or impedance is measured for each instantaneous value based on the measured data of the transmission line. A transmission line characterized by averaging the current shunt ratio or impedance for a predetermined period after the occurrence of an accident, and locating the ground fault / short circuit accident point based on the averaged current shunt ratio or impedance. Accident point location method. 請求項７記載の送電線事故点標定法において、平均化電流分流比又はインピーダンスに基づいて当該地絡事故／短絡事故の事故点を標定するに当たり、系統シミュレータを利用して前記送電線に地絡事故／短絡事故が発生したと想定して仮想電流データ及び／又は仮想電圧データを求め、当該データから仮想電流分流比又は仮想インピーダンスを求め、系統シミュレータ上の仮想事故点を変化させつつ、当該仮想事故点に対応する仮想電流分流比又は仮想インピーダンスと前記平均化電流分流比又は平均化インピーダンスとを逐次対比し、これにより両者が最も近い仮想電流分流比又は仮想インピーダンスを探し、当該仮想電流分流比又は仮想インピーダンスに対応する仮想事故点を当該地絡事故／短絡事故の事故点として標定することを特徴とする送電線事故点標定法。8. The transmission line fault point locating method according to claim 7, wherein in locating the ground fault / short fault based on the averaged current shunt ratio or impedance, a ground fault is applied to the transmission line using a system simulator. Assuming that an accident / short circuit accident has occurred, virtual current data and / or virtual voltage data is obtained, a virtual current shunt ratio or virtual impedance is obtained from the data, and the virtual fault point on the system simulator is changed while changing the virtual fault point. The virtual current shunting ratio or virtual impedance corresponding to the fault point is sequentially compared with the averaged current shunting ratio or averaged impedance, thereby searching for the closest virtual current shunting ratio or virtual impedance. Or, it is necessary to specify the virtual fault point corresponding to the virtual impedance as the fault point of the ground fault / short circuit fault. Transmission line fault point locating method with. 請求項７又は８記載の送電線事故点標定法において、平均化電流分流比又は平均化インピーダンスを求めるに当たり、電流分流比又はインピーダンスの変化量を求め、その後、最も変化量の小さい安定区間をサーチし、当該安定区間の電流分流比又はインピーダンスを平均化して行うことを特徴とする送電線事故点標定法。9. The transmission line fault point locating method according to claim 7, wherein in obtaining the averaged current shunt ratio or the averaged impedance, the amount of change in the current shunt ratio or impedance is obtained, and thereafter, a stable section having the smallest amount of change is searched. And averaging the current shunt ratio or impedance in the stable section. 請求項８又は９記載の送電線事故点標定法において、前記地絡事故／短絡事故の事故点を標定する一連の過程で得た仮想事故点と仮想電流分流比又は仮想インピーダンスとの関係をグラフのデータとしてメモリに記録し、地絡事故／短絡事故の実際の特定事故点が入力されると、当該グラフが当該特定事故点と当該仮想電流分流比又は仮想インピーダンスとの交点を通るように、前記メモリに保持されたグラフのデータを補正し、以後、地絡事故／短絡事故の事故点を標定するに当たり、補正されたグラフのデータを参照して、電流分流比／インピーダンス演算部で求められた平均化電流分流比又は平均化インピーダンスに関連する仮想事故点を求め、これを当該地絡事故／短絡事故の事故点として標定することを特徴とした送電線事故点標定法。10. A graph showing a relationship between a virtual fault point and a virtual current shunt ratio or a virtual impedance obtained in a series of processes for locating the fault point of the ground fault / short fault in the transmission line fault point locating method according to claim 8 or 9. When the actual specific fault point of the ground fault / short fault is input as the data of the above, the graph passes through the intersection of the specific fault point and the virtual current shunt ratio or the virtual impedance. The data of the graph held in the memory is corrected, and thereafter, in locating the fault point of the ground fault / short circuit fault, the current shunt ratio / impedance calculating unit refers to the corrected graph data. A virtual fault point related to the averaged current shunt ratio or the averaged impedance, and locating the virtual fault point as the fault point of the ground fault / short circuit fault. Law. 請求項７、８、９又は１０記載の送電線事故点標定法において、地絡事故／短絡事故時の電流／電圧の波形基礎データが事故原因毎に予め用意しておき、送電線の実測データに含まれる電流／電圧波形に最も近い波形基礎データを探し、当該波形基礎データに対応する事故原因を当該地絡事故／短絡事故の事故原因として標定することを特徴とした送電線事故点標定法。11. The transmission line fault point locating method according to claim 7, 8, 9, or 10, wherein basic data of current / voltage waveforms at the time of a ground fault / short circuit accident are prepared in advance for each cause of the accident, and actual measured data of the transmission line. Characterized by searching for waveform basic data closest to the current / voltage waveform included in the above, and locating the cause of the accident corresponding to the waveform basic data as the cause of the ground fault / short circuit accident . 請求項７、８、９、１０又は１１記載の送電線事故点標定法において、電流分流比又はインピーダンス、及び仮想電流分流比又は仮想インピーダンスを計算するに当たり、前記送電線の実測データ及び予め用意された当該送電線の回線情報に基づいて当該事故の事故様相を判定し、当該判定結果に対応した計算式を用いて行う、又は当該事故の事故様相を設定入力し、当該設定入力に対応した計算式を用いて行うことを特徴とする送電線事故点標定法。12. The transmission line fault point locating method according to claim 7, wherein when calculating the current shunt ratio or impedance and the virtual current shunt ratio or virtual impedance, measured data of the transmission line and prepared in advance are provided. Judgment of the accident condition of the accident based on the line information of the transmission line, and using a calculation formula corresponding to the judgment result, or setting and inputting the accident condition of the accident, and calculating according to the setting input A transmission line fault point location method characterized by using an equation. コンピュータにより送電線の地絡事故／短絡事故の事故点を電流分流比法又はインピーダンス法を用いて標定するための送電線事故点標定用プログラムであって、送電線の実測データに基づいて電流分流比又はインピーダンスを瞬時値毎に求め、事故発生後所定期間の当該電流分流比又はインピーダンスを平均化し、当該平均化電流分流比又は平均化インピーダンスに基づいて当該地絡事故／短絡事故の事故点を標定する内容になっていることを特徴とする送電線事故点標定用プログラム。A transmission line fault point locating program for locating a ground fault / short circuit fault point of a transmission line by a computer using a current shunt ratio method or an impedance method, wherein the current shunting is performed based on measured data of the transmission line. The ratio or impedance is obtained for each instantaneous value, the current shunt ratio or impedance is averaged for a predetermined period after the occurrence of the accident, and the fault point of the ground fault / short circuit accident is determined based on the averaged current shunt ratio or averaged impedance. A transmission line accident point locating program characterized by the contents to be located. 請求項１３記載の送電線事故点標定用プログラムにおいて、平均化電流分流比又は平均化インピーダンスに基づいて当該地絡事故／短絡事故の事故点を標定するに当たり、系統シミュレータを利用して前記送電線に地絡事故／短絡事故が発生したと想定して仮想電流データ及び／又は仮想電圧データを求め、当該データから仮想電流分流比又は仮想インピーダンスを求め、系統シミュレータ上の仮想事故点を変化させつつ、当該仮想事故点に対応する仮想電流分流比又は仮想インピーダンスと前記平均化電流分流比又は平均化インピーダンスとを逐次対比し、これにより両者が最も近い仮想電流分流比又は仮想インピーダンスを探し、当該仮想電流分流比又は仮想インピーダンスに対応する仮想事故点を当該地絡事故／短絡事故の事故点として標定する内容となっていることを特徴とする送電線事故点標定用プログラム。14. The transmission line fault point locating program according to claim 13, wherein when the fault point of the ground fault / short circuit fault is located based on the averaged current shunt ratio or the averaged impedance, the transmission line is utilized by using a system simulator. Assuming that a ground fault / short circuit accident has occurred, virtual current data and / or virtual voltage data is obtained, a virtual current shunt ratio or virtual impedance is obtained from the data, and the virtual fault point on the system simulator is changed. The virtual current shunt ratio or virtual impedance corresponding to the virtual fault point is sequentially compared with the averaged current shunt ratio or averaged impedance, thereby searching for the closest virtual current shunt ratio or virtual impedance. The virtual fault point corresponding to the current shunt ratio or virtual impedance is defined as the fault point of the ground fault / short circuit fault. Transmission line fault point locating program, characterized in that it has become a content that orientation. 請求項１３又は１４記載の送電線事故点標定用プログラムにおいて、平均化電流分流比又は平均化インピーダンスを求めるに当たり、電流分流比又はインピーダンスの変化量を求め、その後、最も変化量の小さい安定区間をサーチし、当該安定区間の電流分流比又はインピーダンスを平均化して行う内容になっていることを特徴とする送電線事故点標定用プログラム。In the transmission line fault point locating program according to claim 13 or 14, when obtaining the averaged current shunt ratio or the averaged impedance, the amount of change in the current shunt ratio or impedance is obtained, and then the stable section having the smallest amount of change is determined. A transmission line fault point locating program characterized by performing a search and averaging a current shunt ratio or an impedance in the stable section. 請求項１４又は１５記載の送電線事故点標定用プログラムにおいて、前記地絡事故／短絡事故の事故点を標定する一連の過程で得た仮想事故点と仮想電流分流比又は仮想インピーダンスとの関係をグラフのデータとしてメモリに記録し、地絡事故／短絡事故の実際の特定事故点が入力されると、当該グラフが当該特定事故点と当該仮想電流分流比又は仮想インピーダンスとの交点を通るように、前記メモリに保持されたグラフのデータを補正し、以後、地絡事故／短絡事故の事故点を標定するに当たり、補正されたグラフのデータを参照して、電流分流比／インピーダンス演算部で求められた平均化電流分流比又は平均化インピーダンスに関連する仮想事故点を求め、これを当該地絡事故／短絡事故の事故点として標定する内容になっていることを特徴とした送電線事故点標定用プログラム。16. The transmission line fault point locating program according to claim 14, wherein a relationship between a virtual fault point obtained in a series of processes for locating the fault point of the ground fault / short fault and a virtual current shunt ratio or virtual impedance is determined. The data is recorded in the memory as graph data, and when the actual specific fault point of the ground fault / short fault is input, the graph passes through the intersection of the specific fault point and the virtual current shunt ratio or virtual impedance. The data of the graph held in the memory is corrected, and thereafter, in locating the fault point of the ground fault / short-circuit fault, the current shunt ratio / impedance calculating unit refers to the corrected graph data. A virtual fault point related to the averaged current shunt ratio or the averaged impedance obtained is obtained, and the fault point is determined as the fault point of the ground fault fault / short circuit fault. Transmission line fault point orientation for the program, which was characterized by the door. 請求項１３、１４、１５又は１６記載の送電線事故点標定用プログラムにおいて、地絡事故／短絡事故時の電流／電圧の波形基礎データが事故原因毎に予め用意しておき、送電線の実測データに含まれる電流／電圧波形に最も近い波形基礎データを探し、当該波形基礎データに対応する事故原因を当該地絡事故／短絡事故の事故原因として標定する内容になっていることを特徴とした送電線事故点標定用プログラム。17. A transmission line fault point locating program according to claim 13, wherein current / voltage waveform basic data at the time of a ground fault / short circuit fault is prepared in advance for each cause of the fault, and the transmission line is measured. Searches for waveform basic data closest to the current / voltage waveform included in the data, and identifies the cause of the accident corresponding to the waveform basic data as the cause of the ground fault / short circuit accident. Transmission line accident point location program. 請求項１３、１４、１５、１６又は１７記載の送電線事故点標定用プログラムにおいて、電流分流比又はインピーダンス、及び仮想電流分流比又は仮想インピーダンスを計算するに当たり、前記送電線の実測データ及び予め用意された当該送電線の回線情報に基づいて当該事故の事故様相を判定し、当該判定結果に対応した計算式を用いて行う、又は当該事故の事故様相が設定入力されると、当該設定入力に対応した計算式を用いて行う内容になっていることを特徴とした送電線事故点標定用プログラム。18. The transmission line fault point locating program according to claim 13,14,15,16, or 17, wherein in calculating the current shunt ratio or the impedance and the virtual current shunt ratio or the virtual impedance, measured data of the transmission line and prepared in advance. Judgment of the accident condition of the accident based on the line information of the transmission line is performed, and is performed using a calculation formula corresponding to the judgment result, or when the accident condition of the accident is set and input, the setting input is A transmission line fault point locating program characterized by using the corresponding formula. コンピュータにより送電線の地絡事故／短絡事故の事故点を電流分流比法又はインピーダンス法を用いて標定するための送電線事故点標定用プログラムとして請求項１３、１４、１５、１６、１７又は１８の内容のものが記録されていることを特徴とする送電線事故点標定用プログラムを記録した記録媒体。19. A transmission line fault point locating program for locating a ground fault / short circuit fault point of a transmission line by a computer using a current shunt ratio method or an impedance method. A recording medium on which a transmission line fault point locating program is recorded.

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