JP3898855B2 - Ground fault fault locator for signal high voltage distribution lines - Google Patents
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Description
【0001】
【発明の属する技術分野】
本発明は、鉄道等における配電線において地絡事故を起こした場合に、送電側から地絡点までの距離を標定する信号高圧配電線路の地絡故障点標定装置に関する。
【0002】
【従来の技術】
従来より、配電線の地絡点標定装置として、配電線によっていわゆるマレーループを形成し、このマレーループを形成した配電線と大地との間に標定用電圧を印加したときに各線に流れる電流の大きさを測定し、その大きさから地絡点を標定するようにした故障点標定装置がある。
【0003】
図4は従来の地絡点標定装置による標定方法を説明する図である。図4において、Pwは交流電源、11,12は配電線であり、CBp1は配電線11,12に対する通電を遮断する遮断器、Rp1はマレーループLmを形成するために受電側端において各線11,12を短絡するためのリレー、Rp2は前記マレーループLmを構成する配電線11,12に対地間電圧Eを印加するためのリレー、Rgは地絡抵抗、Ip0はマレーループLmに流れる総電流、IP1,IP2はそれぞれ配電線11,12に流れる標定電流である。
【0004】
上記構成において、地絡事故が発生すると遮断器CBp1がトリップ(開路の状態)して配電線11,12への通電を遮断した後に、リレーRp1の接点を閉路することによりマレーループLmを形成し、リレーRp2をオン(閉路の状態)にすることにより、標定電流Ip1,Ip2を流すことができる。このとき、各配電線11,12は単位長さ当たりのインピーダンス(r+jx)が定まっているゆえに、前記標定電流Ip1,Ip2の大きさが、マレーループLmの全長Lと、地絡故障点Pまでの距離lによって定められる。
【0005】
したがって、前記標定電流IP0,IP1,IP2の大きさを比較することにより、配電線11,12の全長Lに対する地絡点Pまでの距離lの比を以下の式(1)に示すように求めることができる。
l/L=2Ip2/Ip0−1 … 式(1)
【0006】
【発明が解決しようとする課題】
しかしながら、前記従来の地絡点標定装置では地絡点Pの標定を行なうための標定用電源E(交流の場合もある)を印加するマレーループLmを形成するために、配電線11,12に対する交流電源Pwの通電を遮断して、両配電線11,12を無加圧とする必要があった。そして、無加圧になった時に地絡事故が一時的に復旧することがあった。つまり、一過性の事故では地絡状態が継続することがなかった。
【0007】
このために、標定用の電圧Eを印加しても、地絡事故が再現されることがなく、地絡点Pの標定を行うための電流IP0が流れることもないので、標定を行えなくなっていた。そして、このような場合は、不安定な地絡事故発生の原因究明のために配電線11,12の状態を順次目視で確認する必要があり、事故の再発を防止するためには多大の時間と労力を浪費することになる。
【0008】
本発明は、上述の事柄を考慮に入れてなされたものであって、その目的とするところは、通電を遮断した段階で復旧する程度の地絡事故や一過性の地絡事故であっても、地絡事故が発生したときに確実に地絡点を標定することができる信号高圧配電線路の地絡故障点標定装置を提供することにある。
【0009】
【課題を解決するための手段】
上記目的を達成するために、本発明の信号高圧配電線路の地絡故障点標定装置は、配電線に地絡故障が起こった際に地絡故障点を標定する装置であって、中間タップを接地する送電側変圧器と、各配電線の送電端における対地間電圧V sR ,V sT 、接地点から中間点に流入する故障電流ig、および各配電線の受電端における対地間電圧V rR ,V rT のそれぞれを測定する測定部と、地絡事故発生時に故障電流が流れることによって生じた各配電線の送電端における対地間電圧の差(V sR −V sT )、受電端における各配電線の対地間電圧の差(V rR −V rT )、および故障電流igの測定値を用いて送電端から地絡故障点までの配電線が持つインピーダンスの大きさを式((V sR −V sT )−(V rR −V rT ))/igを用いて求め、このインピーダンスの大きさによって送電端から地絡故障点までの距離を算出する演算部とを有することを特徴としている。
【0010】
したがって、本発明によれば地絡故障が発生したときに、配電線に流れる故障電流を測定するので、たとえ配電線に対する送電を遮断した時点で地絡が復旧したとしても、故障点の標定を行うことができる。つまり、通電を遮断した段階で復旧する程度の地絡事故や一過性の地絡事故であっても、地絡事故が発生したときに確実に地絡点を標定することができ、事故の再発を迅速に予防することができる。
【0011】
配電線に地絡故障が起こった際に地絡故障点を標定する装置であって、中間タップを接地する送電側変圧器と、各配電線の送電端における対地間電圧V sR ,V sT 、接地点から中間点に流入する故障電流ig、および各配電線の受電端における対地間電圧V rR ,V rT の、それぞれの波形の瞬時値を測定する測定部と、測定した各波形の瞬時値を同期したタイミングで波形データとして記録する一時記憶部と、地絡事故発生時に故障電流が流れることによって生じた各配電線の送電端における対地間電圧の差(V sR −V sT )、受電端における各配電線の対地間電圧の差(V rR −V rT )、および故障電流igの測定値の波形データを前記一時記憶部から読み出して解析することにより、故障電流igと電圧(V sR −V sT )−(V rR −V rT )との位相差θを求め、送電端から地絡故障点までの配電線が持つリアクタンスの大きさを式((V sR −V sT )−(V rR −V rT ))/ig× sin θを用いて求め、このリアクタンスの大きさによって送電端から地絡故障点までの距離を算出する演算部とを有する場合には、通電を遮断した段階で復旧する程度の地絡事故や一過性の地絡事故であっても、地絡事故が発生したときに確実に地絡点を標定することができ、事故の再発を迅速に予防することができると共に、地絡抵抗の大きさなど不特定要素の影響をほとんど受けない地絡故障点の標定を行うことができる。
【0012】
前記配電線の送電端側の測定部および受電端側の測定部がそれぞれ標準時刻収集装置を有しており、この標準時刻収集装置から得られる時刻情報を用いて前記波形データの記録タイミングの同期をとる場合には、距離的に離れた地点に接地された測定部の間で極めて容易に高精度の同期をとることができる。すなわち、より正確にリアクタンスを求めることができ、それだけ、故障点の標定精度を上げることができる。
【0013】
【発明の実施の形態】
図1は本発明の信号高圧配電線路の地絡故障点標定装置による標定方法を説明する図であり、R,Tは例えば鉄道用信号機のための電源となる配電線であり、一端側を送電端Rs,Ts、他端側を受電端Rr,Trとしている。図1には説明を簡略化するために、一端側を常に送電端Rs,Tsとして固定的に説明しているが、実際の配電線R,Tにおいては必要に応じて一端側が受電端、他端側が送電端となる反位配電に切り替えられる。
【0014】
Pwは鉄道用変電所に設けられた交流電源であり、絶縁トランスT1(送電側変圧器)によって前記配電線R,Tの送電端Rs,Tsに電力を供給する。なお、このトランスT1 には、中間タップT0が設けられており、この中間タップT0 が接地抵抗Rngを介して接地されている。Z1 〜Z3は前記配電線R,Tによって生じるインピーダンスであり、ZT1,ZT2は配電線R,T間に設けられた信号機などの負荷である。VsR,VSTは送電端Rs,Tsにおける対地間電圧、VrR,VrTは受電端Rr,Trにおける対地間電圧を示している。
【0015】
今、配電線R側の地点Pにおいて、地絡故障が発生したとする(以下、地絡故障点Pという)。そして、例えば、この地絡故障によって抵抗Rgを介した状態で大地と通電し、故障電流igが配電線Rから大地に流れ、接地抵抗Rngを介して中間タップT0に流入する。また、配電線Rの送電端Rsから地絡故障点Pまでの間に故障電流igが流れる。
【0016】
このとき、送電線R側の送電端Rsと受電端Rrの大地間電圧VsR,VrRの差は、以下の式(2)に示すようになる。
VsR−VrR=Z1(i1 +ig+i2 )+Z2 (ig+i2 )+Z3×i2
… 式(2)
【0017】
また、送電線T側の送電端Tsと受電端Trの大地間電圧VsT,VrTの差は、送電線Tのインピーダンスが送電線Rと同じであるとして、以下の式(3)に示すように表すことができる。
VsT−VrT=Z1(i1 +i2 )+Z2 (i2 )+Z3 ×i2
… 式(3)
【0018】
ここで、前記式(2)から式(3)を引くことにより、以下の式(4)を求めることができ、これを整理することにより、式(5)の関係を求めることができる。
(VsR−VsT)−(VrR−VrT)=ig(Z1+Z2 ) … 式(4)
Z1 +Z2 =((VsR−VsT)−(VrR−VrT))/ig … 式(5)
【0019】
すなわち、送電端Rsから地絡故障点Pまでの間の送電線Rのインピーダンスの和(Z1+Z2 )は送電線R,T間に接続される負荷ZT1,ZT2の大きさやこれらに流れる電流i1,i2 の大きさ、地絡抵抗Rgや中性点抵抗Rngの大きさに関係なく求めることができる。そして、地絡事故発生時に故障電流igが流れることによって生じた各配電線R,Tの送電端Rs,Tsにおける対地間電圧VsR,VsTの差、受電端Rr,Trにおける各配電線R,Tの対地間電圧VrR,VrTの差、および故障電流igの測定値を用いて送電端Rsから地絡故障点Pまでの配電線Rが持つインピーダンスZ1+Z2 を求めることができる。
【0020】
次いで、配電線Rが単位長さあたりのインピーダンスzの大きさ(例えばz=r+jxで表わすことができ、以下、単位インピーダンスという。)を有するものであるとき、送電端Rsから地絡故障点Pまでの配電線Rが持つインピーダンスの大きさは、単位インピーダンスzの大きさに地絡故障点Pまでの距離Lfを掛けた値となる。すなわち、式(6)に示す関係が成り立ち、前記インピーダンスZ1+Z2 の大きさを求めた後に、これを単位インピーダンスzの大きさで除算することにより、送電端Rsから地絡故障点Pまでの距離Lfを求めることができる。
Z1 +Z2 =Lf×(r+jx) … 式(6)
【0021】
また、前記式(6)において、インピーダンスZ1+Z2 ,zの複素成分であるリアクタンスxの大きさに注目することにより、以下の式(7)に示すように、リアクタンスxの大きさから前記距離Lfを求めることができる。
jx×Lf=((VsR−VsT)−(VrR−VrT))/ig×sin θ
… 式(7)
但し、θは故障電流igと電圧(VsR−VsT)−(VrR−VrT)との位相差である。
【0022】
なお、以下の説明では、より簡潔で精度の高い標定を行うために、リアクタンスxの大きさを用いて、地絡故障点Pの標定を行なう例を開示するが、本発明は、インピーダンス(r+jx)の複素成分であるリアクタンスxを用いて標定することに限定するものではない。
【0023】
何れにしても、本発明によれば故障電流igが流れた時点で、その故障電流igと、この時の各部の電圧VsR,VsT,VrR,VrTを測定することにより、地絡故障点Pの標定を行うことができる。つまり、従来のように(図4参照)配電線を標定するためのマレーループLmを形成するリレーRP1、別途の標定用電力を供給するためのリレーRP2、標定用の電源Eなどの特別な装置を設ける必要がなく、地絡故障点標定装置の構成を簡素化することができる。そして、地絡故障点標定装置の保守点検を簡便にすることができる。加えて、地絡故障が一過性のものであって、すぐに復帰する程度のものであっても、最初の故障電流igが流れた時点でその原因となる地絡故障点Pを標定できる。
【0024】
図2は、上述した原理を用いて地絡故障点Pの標定を行なう信号高圧配電線路の地絡故障点標定装置1の一例を示す図である。図2において、図1と同じ符号を付した部材は、同一または対応する部材であるので、その詳細な説明を省略する。
【0025】
図2において、配電線R,Tの送電端Rs,Ts側には、それぞれ、遮断器CB1を設けており、受電端Rr,Tr側には、遮断器CB2 を設けている。そして通常は遮断器CB1 がオン(閉路)の状態で、遮断器CB2が切断(開路)されており、図示左側から右側に送電される定位配電が行われる。また、地絡故障が生じると、後述する手順で遮断器CB1 がトリップ(開路の状態)されて、後に遮断器CB2が投入(閉路の状態)されることにより、図示右側から左側に送電される反位配電が行われる。
【0026】
tR ,tT はそれぞれ配電線R,Tに流れる電流iR,iT を測定するためのカレントプローブ、Am はこれらのカレントプローブtR ,tTに接続された電流計、R1 は電流計Am に直列に接続された地絡保護リレーである。ここで、カレントプローブtR,tT は配電線R,Tに流れる電流iR ,iT が同じ大きさであるとき(すなわち、故障が生じていないとき)に接続点Cにおいて互いに打ち消すように接続されている。そして、前記電流iR,iT に差が生じるようになると、その差分の電流(すなわち故障電流ig)に比例する電流が電流計Am および地絡保護リレーR1に流れる。
【0027】
したがって、配電線Rの途中で地絡抵抗Rgによる地絡事故が発生したとすると、この故障電流igが電流計Amおよび地絡保護リレーR1 によって検出できる。地絡保護リレーR1 は故障電流igを検出すると、それぞれ前記遮断器CB1,CB2 をトリップすることにより、故障電流igが長時間流れることがないようにする。
【0028】
TsR,TsTはそれぞれ送電端Rs,Tsにおける各配電線R,Tの対地間電圧VsR,VsTを測定可能な電圧に降下させるトランス、MsR,MsTはこのトランスTsR,TsTを介して各配電線R,Tの対地間電圧VsR,VsTを測定する電圧計、R2sは前記トランスTsR,TsTを介して配電線R,Tの線間電圧を監視する不足電圧継電器である。
【0029】
また、受電端Rr,Tr側においても同様に、各配電線R,Tの対地間電圧VrR,VrTを測定可能な電圧に降下させるトランスTrR,TrT、このトランスTrR,TrTを介して各配電線R,Tの対地間電圧VrR,VrTを測定する電圧計MrR,MrT、配電線R,Tの線間電圧を監視する不足電圧継電器R2rを有している。
【0030】
Mは測定部を示しており、この測定部Mには前記カレントプローブtR,tT 、電流計Am 、トランスTsR,TsT,TrR,TrT、電圧計MsR,MsT,MrR,MrTなどが含まれる。すなわち、この測定部Mにより、各配電線R,Tの送電端Rs,Tsにおける対地間電圧VsR,VsT、接地点から中間点T0に流入する故障電流ig、および各配電線の受電端Rr,Trにおける対地間電圧VrR,VrTのそれぞれの瞬時値を波形データとして測定することができる。
【0031】
2,3はそれぞれ配電線R,Tの両端に設けられた、標定器本体であり、それぞれアナログ入力ポート2a,3aと、デジタル入力ポート2d,3dを有している。また、標定器本体2,3は前記測定部Mの一部として標準時刻収集装置Gを有しており、この標準時刻収集装置Gから得られる時刻情報(時刻情報パルスTg)を用いてアナログ入力ポート2a,3aから入力される各波形データの記録タイミングの同期をとる。
【0032】
送電端側の標定器本体2において、アナログ入力ポート2aには、上述した送電端Rs,Tsにおける対地間電圧VsR,VsT、および故障電流igの瞬時値を波形データとして入力し、デジタル入力ポート2dには送電側の前記地絡保護リレーR1,不足電圧継電器R2s、標準時刻収集装置Gからの時刻情報パルスTg、および、遮断器CB1 の動作状況を入力する。
【0033】
一方、受電端側の標定器本体3において、アナログ入力ポート3aには、受電端Rr,Trにおける対地間電圧VrR,VrT、および故障電流igの瞬時値を波形データとして入力し、デジタル入力ポート3dには受電側の地絡保護リレーR1,不足電圧継電器R2r、および、遮断器CB2 の動作状況を入力する。
【0034】
また、標定器本体2,3はそれぞれ一時記憶部としてのリングバッファ2b,3bを有しており、例えば、前記標準時刻収集装置Gから受けた時刻情報と共に記録する。このリングバッファ2b,3bは例えば10秒程度の各波形データを記憶可能としており、これらを10秒程度毎に順次上書き記憶し続ける。さらに、前記標定器本体2,3は通信部2c,3cを有しており、この通信部2c,3cを介することにより、例えばコンピュータなどの演算部4と通信して測定した各波形データを演算部4に送信可能している。
【0035】
前記演算部4は例えば電話回線などの通信線によって各標定器本体2,3と通信可能とする通信部4aを有しており、前記リングバッファ2b、3bに書き込まれた各測定値VsR,VsT,VrR,VrT,igの瞬時値を表わす測定値データを収集し、これを解析することにより地絡故障点Pの標定を行うことができる。
【0036】
図3は、上記構成の信号高圧配電線路の地絡故障点標定装置1を用いて、地絡故障が生じた時の各部の動作を説明する図である。以下、図2,3を用いて本発明の信号高圧配電線路の地絡故障点標定装置1の動作を説明する。
【0037】
すなわち、時点t0 において地絡故障が発生すると、送電端側の変圧器T1に故障電流igが流れると共に、配電線R,Tの大地間電圧VsRに変化が生じる。また、故障電流igを検知して前記地絡保護リレーR1が動作し、遮断器CB1 をトリップすると同時に、遮断器CB1 が入り状態でかつ地絡保護リレーR1が動作した条件により標定器本体2内において標定器起動信号Ssを発生させる。同時に地絡保護リレーR1 の動作時点の時刻を記録する。
【0038】
そして、前記標定器起動信号Ssが入った時点t1から例えば前に0.5秒、後に9.5秒の合計10秒間の測定値VsR,VsT,igの瞬時値を表わす測定値データを時刻データと共にリングバッファ2bから保存し、これを測定値の保存データとする。次いで、時点t2において遮断器CB1 がトリップすると配電線R,T間に電位差がなくなるゆえに不足電圧継電器R2Sが動作する。なお、送電端側においては、これに先行する地絡保護リレーR1の動作から例えば10秒間の不足電圧継電器R2Sの動作を無視するので、不足電圧継電器R2Sの動作に伴って動作することはない。
【0039】
一方、前記時点t2 において遮断器CB1がトリップすると、受電端側においては配電線R,T間に電位差がなくなるので、受電端側の不足電圧継電器R2Rがこれを検知して動作し、時点t3において不足電圧継電器R2Rによって遮断器CB2 が投入される。このとき、受電端側の標定器本体3内においては標定器起動信号Srを発生させる。そして、この標定器起動信号Srが入った時点t3から例えば前に4秒、後に6秒の合計10秒間の測定値VrR,VrT,igの瞬時値を表わす測定値データを時刻データと共にリングバッファ3bから保存し、これを測定値の保存データとする。
【0040】
次いで、時点t4 において遮断器CB2が投入されることにより、今度は受電端側から送電端側へ電力が供給されて、反位配電が行われる。なお、本願明細書の説明では、表現を統一するために反位配電が行われているときも図示向かって左側を(通常は)送電端側、右側を受電端側と表現するが、反位配電になった状態では送電端側と受電端側を切り換えて標定処理をしてもよいことはいうまでもない。
【0041】
遮断器CB2 が投入された時点t4で地絡故障が継続しており、故障電流igが流れた場合には、時点t5 において受電端側の地絡保護リレーR1 が故障電流igを検知して遮断器CB2をトリップする。このようにして、時点t6 には配電線R,Tが開放状態となり、故障電流igが流れつづけることを防止する。また、標定器本体3は地絡保護リレーR1の動作時刻を記録する。
【0042】
一方、前記標定器本体2は演算部4を呼び出して、前記保存データから送電側の地絡保護リレーR1の動作時刻マーカを含む3サイクル分の測定値VsR,VsT,igの瞬時値を表わす測定値データを演算部4に送信する。次いで、これに対応する3サイクル分の測定値VrR,VrTの瞬時値を表わす波形データを、標定器本体3の保存データの中から演算部4に転送する。なお、各標定器本体2,3と演算部4との接続は一般の電話回線を用いて行っても、無線を含む専用回線を用いて行ってもよい。
【0043】
このようにすることにより、同期するタイミングで測定した測定値VsR,VsT,ig,VrR,VrTの瞬時値を得ることができる。演算部4はこれらの測定値VsR,VsT,VrR,VrT,igを解析する。解析方法として、例えば、前記各測定値VsR,VsT,VrR,VrT,igをフーリエ展開することにより、高調波成分を取り除くことができる。また、前述の式(7)の演算を行うことにより、送電端Rsから地絡故障点Pまでの配電線Rが有するリアクタンス分の大きさを求めることができ、このリアクタンス分の大きさを単位長当たりのリアクタンスxで除算することにより、送電端Rsから地絡故障点Pまでの距離Lfを標定することができる。
【0044】
また、前記演算部4による標定演算は時点t0 〜t2までの間の3サイクル分の各波形データVsR,VsT,VrR,VrT,igを用いており、地絡故障が発生した時点における最初の故障電流igを用いて地絡故障点Pまでの距離Lfを標定しているので、地絡故障が発生したら、たとえ反位配電に切り換えられた後に地絡故障が回復したとしても、地絡故障点Pの標定を行うことができる。
【0045】
しかしながら、本発明はこれに限られるものではなく、例えば、反位配電になった後の時点t4〜t6 の間の各測定値VsR,VsT,VrR,VrT,ig(この場合の故障電流igは受電端側のトランスT2の中間タップT0 に流れ込む電流であり、求まる距離Lfは受電端側から計った距離である)を用いて標定を行ってもよい。さらに、定位配電の状態で測定した地絡故障点Pの標定結果と、反位配電の状態で測定した地絡故障点Pの標定結果を比較して、より信頼性の高い地絡故障点Pの標定を行ってもよい。
【0046】
なお、上述の例では、測定値VsR,VsT,VrR,VrT,igの波形データを同期するタイミングで測定するために、標準時刻収集装置Gの時刻情報パルスTgを用いることにより、離れた地点に配置された標定器本体2,3においても、例えば数μs以下の誤差に抑えた同期をとることができる。標準時刻収集装置GにGPSレシーバなどを用いて実施することができる。
【0047】
また、長波JJY(平成11年6月から送信されている長波帯標準電波)の標準時刻信号を受信して同期信号とすることも可能である。その他にも、例えば両標定器本体2,3のそれぞれに原子時計のような極めて精度の高い時計を組み込んでもよい。また、同期をとるための通信線を接続し、これを用いて同期をとることも、配電線R,Tなどに周波数変調した同期信号を重畳させて同期をとることも可能である。
【0048】
また、上述の例では一時記憶部としてのリングバッファ2b,3bの大きさの一例として10秒程度としているが、本発明はリングバッファ2b,3bの大きさを限定するものではない。同様にリングバッファ2b,3bから一例として10秒分の測定値VsR,VsT,VrR,VrT,igの瞬時値を保存し、その内、3サイクル分の波形データを用いて標定演算を行なう例を開示しているが、その長さおよび基準となる時点t1を上記実施例に限定するものではない。一時期奥部2b,3bの大きさは大きいほうがよく、保存し、標定演算する波形データの長さは長いほうがよい。
【0049】
さらに、リングバッファ2b,3bに記憶させる測定値データとして、各配電線R,Tの対地間電圧の差分VsR−VsT,VrR−VrTを計算した後に、この差分を記憶してもよい。この場合、リングバッファ2b,3bに記憶させるデータの数を削減でき、同容量でより長い時間の測定値データを記憶できる。
【0050】
加えて、上述の例では配電線R,Tの内、配電線Rにおいて地絡故障が生じた例を考慮しているが、配電線Tにおいて地絡故障が生じた場合にも同様の手順で地絡故障点Pを標定可能であることは言うまでもない。この場合、地絡故障によって電圧が大きく減少した方において故障が発生したと判断できる。
【0051】
また、上述の例では常に配電線R,Tが2本線である場合を開示しているが、本発明は配電線の数を2線に限定するものではない。すなわち、3本線であっても同様の手法で地絡故障点Pの標定を行うことが可能である。
【0052】
【発明の効果】
以上説明したように、本発明によれば地絡故障が発生したときに、配電線に流れる故障電流を測定するので、たとえ配電線に対する送電を遮断した時点で地絡が復旧するような一過性の地絡事故であったとしても、故障点の標定を行うことができる。つまり、地絡事故が発生したときに確実に地絡点を標定することができ、事故の再発を迅速に予防することができる。前記配電線の送電端側の測定部および受電端側の測定部がそれぞれ標準時刻収集装置を有しており、この標準時刻収集装置から得られる時刻情報を用いて前記波形データの記録タイミングの同期をとる場合には、距離的に離れた地点に接地された測定部の間で極めて容易に高精度の同期をとることができる。すなわち、それだけ故障点の標定精度を上げることができる。
【図面の簡単な説明】
【図1】 本発明の信号高圧配電線路の地絡故障点標定装置による標定方法を説明する図である。
【図2】 本発明の信号高圧配電線路の地絡故障点標定装置の一例を示す図である。
【図3】 前記信号高圧配電線路の地絡故障点標定装置の動作を説明する図である。
【図4】 従来の地絡故障点標定装置による標定方法を説明する図である。
【符号の説明】
1…信号高圧配電線路の地絡故障点標定装置、2b,3b…一時記憶部、4…演算部、G…標準時刻収集装置、ig…故障電流、M…測定部、R,T…配電線、T0…中間タップ、T1 …送電側変圧器、Tg…時刻情報、Rs…送電端、Rr…受電端、VsR,VsT,VrR,VrT…対地間電圧。[0001]
BACKGROUND OF THE INVENTION
The present invention relates to a ground fault fault point locating device for a signal high-voltage distribution line that determines a distance from a power transmission side to a ground fault point when a ground fault occurs in a distribution line in a railway or the like.
[0002]
[Prior art]
Conventionally, as a ground fault point locating device for distribution lines, a so-called Murray loop is formed by the distribution line, and the current flowing through each line when a voltage for orientation is applied between the distribution line forming this Murray loop and the ground There is a fault location device that measures the size and determines the ground fault point from the size.
[0003]
FIG. 4 is a diagram for explaining an orientation method using a conventional ground fault location device. In FIG. 4, Pw is an AC power source, 11 and 12 are distribution lines, and CBp1Is the circuit breaker that cuts off the power supply to the
[0004]
In the above configuration, when a ground fault occurs, the circuit breaker CBp1Trips (open circuit) and cuts off the power to the
[0005]
Therefore, the orientation current IP0, IP1, IP2The ratio of the distance l to the ground fault point P with respect to the total length L of the
l / L = 2Ip2/ Ip0-1 ... Formula (1)
[0006]
[Problems to be solved by the invention]
However, in the conventional ground fault point locating device, in order to form a Murray loop Lm for applying a power source E for grounding (which may be alternating current) for grounding the ground fault point P, the
[0007]
For this reason, even if the voltage E for orientation is applied, the ground fault is not reproduced, and the current I for orientation of the ground fault point P is not reproduced.P0It was impossible to standardize because there was no flow. In such a case, it is necessary to visually check the state of the
[0008]
The present invention has been made in consideration of the above-mentioned matters, and the object of the present invention is a ground fault accident or a transient ground fault that can be recovered when the power is cut off. Another object of the present invention is to provide a ground fault fault location device for a signal high-voltage distribution line that can reliably locate a ground fault when a ground fault occurs.
[0009]
[Means for Solving the Problems]
In order to achieve the above object, a ground fault fault locating device for a signal high voltage distribution line according to the present invention is a device for locating a ground fault point when a ground fault occurs in a distribution line, and an intermediate tap is provided. Grounding power transmission transformer and voltage to ground at the power transmission end of each distribution lineV sR , V sT Fault current flowing from the ground point to the middle pointig, And the voltage to ground at the receiving end of each distribution lineV rR , V rT The difference between the voltage to ground at the power transmission end of each distribution line caused by the fault current flowing when a ground fault occurs(V sR -V sT ), Difference in ground voltage of each distribution line at the receiving end(V rR -V rT ), And fault currentigOf the impedance of the distribution line from the transmission end to the ground fault point using the measured value ofTo the formula ((V sR -V sT )-(V rR -V rT )) / IgAnd a calculation unit that calculates the distance from the power transmission end to the ground fault point according to the magnitude of the impedance.
[0010]
Therefore, according to the present invention, when a ground fault occurs, the fault current flowing through the distribution line is measured, so even if the ground fault is restored when the power transmission to the distribution line is interrupted, the fault point is determined. It can be carried out. In other words, even in the case of a ground fault or transient ground fault that only recovers when the power is cut off, the ground fault point can be reliably determined when a ground fault occurs. Relapse can be prevented quickly.
[0011]
A device for locating a ground fault point when a ground fault occurs in a distribution line, and a power-side transformer that grounds an intermediate tap, and a voltage across the ground at the transmission end of each distribution lineV sR , V sT Fault current flowing from the ground point to the middle pointig, And the voltage to ground at the receiving end of each distribution lineV rR , V rT This is caused by the measurement unit that measures the instantaneous value of each waveform, the temporary storage unit that records the measured instantaneous value of each waveform as waveform data at the synchronized timing, and the occurrence of a fault current when a ground fault occurs Difference in ground voltage at the transmission end of each distribution line(V sR -V sT ), Difference in ground voltage of each distribution line at the receiving end(V rR -V rT ), And fault currentigBy reading and analyzing the waveform data of the measured value from the temporary storage unit,Fault current ig and voltage (V sR -V sT )-(V rR -V rT ) And the phase difference θ withThe reactance level of the distribution line from the power transmission end to the ground fault pointFormula ((V sR -V sT )-(V rR -V rT )) / Ig × sin with θIf there is a calculation unit that calculates the distance from the power transmission end to the ground fault point according to the magnitude of this reactance, a ground fault or transient ground fault that can be recovered when the power is cut off Even in the event of an accident, it is possible to reliably locate the ground fault point when a ground fault occurs, to prevent the recurrence of the accident quickly, and to determine unspecified factors such as the magnitude of ground fault resistance. It is possible to locate ground fault points that are hardly affected.
[0012]
Each of the measuring unit on the power transmission end side and the measuring unit on the power receiving end side of the distribution line has a standard time collecting device, and the time information obtained from the standard time collecting device is used to synchronize the recording timing of the waveform data. In this case, high-precision synchronization can be achieved very easily between measurement units that are grounded at a distance away from each other. That is, the reactance can be obtained more accurately, and the fault location accuracy can be increased accordingly.
[0013]
DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
FIG. 1 is a diagram for explaining an orientation method using a ground fault fault location device for a signal high-voltage distribution line according to the present invention, where R and T are distribution lines serving as power sources for, for example, railway traffic signals, and one end side is transmitted. The ends Rs and Ts and the other end side are the power receiving ends Rr and Tr. In FIG. 1, for simplicity of explanation, one end side is always fixedly described as the power transmission ends Rs and Ts, but in the actual distribution lines R and T, one end side is the power receiving end and others as necessary. It is switched to the reverse power distribution where the end side becomes the power transmission end.
[0014]
Pw is an AC power source installed in the railway substation, and the insulation transformer T1Electric power is supplied to the power transmission ends Rs and Ts of the distribution lines R and T by (transmission-side transformer). This transformer T1 In the middle tap T0This intermediate tap T0 Is ground resistance RngIs grounded. Z1 ~ Z3Is an impedance generated by the distribution lines R and T, and ZT1, ZT2Is a load such as a traffic light provided between the distribution lines R and T. VsR, VSTIs the voltage to ground at the transmission terminals Rs and Ts, VrR, VrTIndicates the ground voltage at the receiving ends Rr, Tr.
[0015]
Now, it is assumed that a ground fault has occurred at a point P on the distribution line R side (hereinafter referred to as a ground fault point P). Then, for example, the ground is energized through the resistance Rg due to the ground fault, and the fault current ig flows from the distribution line R to the ground, and the ground resistance RngIntermediate tap T via0Flow into. Further, a fault current ig flows from the power transmission end Rs of the distribution line R to the ground fault point P.
[0016]
At this time, the ground voltage V between the power transmission end Rs on the power transmission line R side and the power reception end RrsR, VrRThe difference is as shown in the following formula (2).
VsR-VrR= Z1(I1 + Ig + i2 ) + Z2 (Ig + i2 ) + Z3Xi2
... Formula (2)
[0017]
Further, the voltage V between the power transmission end Ts on the power transmission line T side and the power receiving end Tr VsT, VrTThis difference can be expressed as shown in the following formula (3), assuming that the impedance of the transmission line T is the same as that of the transmission line R.
VsT-VrT= Z1(I1 + I2 ) + Z2 (I2 ) + Z3 Xi2
... Formula (3)
[0018]
Here, the following formula (4) can be obtained by subtracting the formula (3) from the formula (2), and the relationship of the formula (5) can be obtained by organizing this.
(VsR-VsT)-(VrR-VrT) = Ig (Z1+ Z2 ) ... Formula (4)
Z1 + Z2 = ((VsR-VsT)-(VrR-VrT)) / Ig Formula (5)
[0019]
That is, the sum of the impedance of the transmission line R from the power transmission end Rs to the ground fault point P (Z1+ Z2 ) Is the load Z connected between the transmission lines R and TT1, ZT2And the current i flowing through them1, I2 , The ground fault resistance Rg and the neutral point resistance Rng. The voltage V to ground V at the power transmission ends Rs and Ts of the distribution lines R and T caused by the failure current ig flowing when a ground fault occurs.sR, VsTDifference between the distribution lines R and T at the receiving ends Rr and Tr.rR, VrTAnd the impedance Z of the distribution line R from the power transmission end Rs to the ground fault point P using the measured value of the fault current ig and the fault current ig1+ Z2 Can be requested.
[0020]
Next, when the distribution line R has the magnitude of the impedance z per unit length (for example, it can be expressed by z = r + jx, hereinafter referred to as unit impedance), the ground fault point P from the power transmission end Rs. The magnitude of the impedance of the distribution line R up to is a value obtained by multiplying the magnitude of the unit impedance z by the distance Lf to the ground fault point P. That is, the relationship shown in Expression (6) holds, and the impedance Z1+ Z2 Then, the distance Lf from the power transmission end Rs to the ground fault point P can be obtained by dividing this by the magnitude of the unit impedance z.
Z1 + Z2 = Lf × (r + jx) (6)
[0021]
Further, in the equation (6), the impedance Z1+ Z2 , Z, the distance Lf can be obtained from the magnitude of the reactance x as shown in the following equation (7).
jx × Lf = ((VsR-VsT)-(VrR-VrT)) / Ig × sin θ
... Formula (7)
Where θ is the fault current ig and voltage (VsR-VsT)-(VrR-VrT) And the phase difference.
[0022]
In the following description, an example in which the ground fault point P is standardized by using the magnitude of the reactance x in order to perform a simpler and more accurate standardization is disclosed. However, the present invention discloses an impedance (r + jx). It is not limited to the standardization using the reactance x which is a complex component.
[0023]
In any case, according to the present invention, when the fault current ig flows, the fault current ig and the voltage V of each part at this timesR, VsT, VrR, VrTBy measuring the ground fault point P. That is, the relay R that forms the Murray loop Lm for locating the distribution line as in the past (see FIG. 4).P1Relay R for supplying separate power for standardizationP2It is not necessary to provide a special device such as the power supply E for orientation, and the configuration of the ground fault fault location device can be simplified. And the maintenance check of a ground fault fault location device can be simplified. In addition, even if the ground fault is transient and can be recovered immediately, the ground fault point P that causes the fault can be determined when the first fault current ig flows. .
[0024]
FIG. 2 is a diagram illustrating an example of a ground fault
[0025]
In FIG. 2, on the power transmission ends Rs and Ts side of the distribution lines R and T, the circuit breakers CB are respectively provided.1The circuit breaker CB is provided on the power receiving ends Rr, Tr side.2 Is provided. And usually circuit breaker CB1 Is on (closed), the circuit breaker CB2Is disconnected (opened), and localization distribution is performed in which power is transmitted from the left side to the right side in the figure. When a ground fault occurs, the circuit breaker CB is1 Is tripped (open circuit state), then breaker CB2Is turned on (closed state), so that an inversion of power is transmitted from the right side to the left side in the figure.
[0026]
tR , TT Are the currents i flowing in the distribution lines R and T, respectively.R, IT Current probe for measuring Am Are these current probes tR , TTAmmeter connected to R1 Is ammeter Am Is a ground fault protection relay connected in series. Where the current probe tR, TT Is the current i flowing through the distribution lines R and TR , IT Are connected to cancel each other at connection point C when they are the same size (ie, when no failure has occurred). And the current iR, IT , A current proportional to the difference current (ie, fault current ig) becomes an ammeter A.m And ground fault protection relay R1Flowing into.
[0027]
Therefore, if a ground fault due to the ground fault resistance Rg occurs in the middle of the distribution line R, the fault current ig is represented by the ammeter AmAnd ground fault protection relay R1 Can be detected. Ground fault protection relay R1 Detects the fault current ig, respectively, the circuit breaker CB1, CB2 Is tripped so that the fault current ig does not flow for a long time.
[0028]
TsR, TsTIs the voltage V to ground of each distribution line R and T at the transmission ends Rs and Ts, respectively.sR, VsT, M, a transformer that drops the voltage to a measurable voltagesR, MsTIs this transformer TsR, TsTTo ground voltage V of each distribution line R, TsR, VsTVoltmeter to measure R,2sIs the transformer TsR, TsTIs an undervoltage relay for monitoring the line voltage of the distribution lines R and T.
[0029]
Similarly, on the power receiving ends Rr and Tr side, the voltage V to ground of each distribution line R and T is the same.rR, VrTTransformer T that drops to a measurable voltagerR, TrT, This transformer TrR, TrTTo ground voltage V of each distribution line R, TrR, VrTVoltmeter M to measurerR, MrTUndervoltage relay R that monitors the line voltage of distribution lines R and T2rhave.
[0030]
M denotes a measurement unit, and the measurement unit M includes the current probe t.R, TT , Ammeter Am , Transformer TsR, TsT, TrR, TrT, Voltmeter MsR, MsT, MrR, MrTEtc. are included. That is, the voltage V to ground Vs at the transmission ends Rs and Ts of the distribution lines R and T is measured by the measuring unit M.sR, VsTFrom the ground point to the intermediate point T0Fault current ig flowing in and the voltage V to ground V at the receiving ends Rr, Tr of each distribution linerR, VrTCan be measured as waveform data.
[0031]
[0032]
In the
[0033]
On the other hand, in the
[0034]
The standardizer
[0035]
The arithmetic unit 4 includes a
[0036]
FIG. 3 is a diagram for explaining the operation of each part when a ground fault occurs using the ground fault
[0037]
That is, time t0 When a ground fault occurs in the transformer T1And the fault current ig flows to the ground voltage V of the distribution lines R and TsRChanges. Further, the fault current ig is detected to detect the ground fault protection relay R.1Operates and breaker CB1 At the same time as the circuit breaker CB1 Is in the ground and ground fault protection relay R1A standardizer activation signal Ss is generated in the standardizer
[0038]
And the time t when the standardizer activation signal Ss is received1For example, the measured value V for 0.5 seconds before and 9.5 seconds later for a total of 10 secondssR, VsT, Ig and the measured value data representing the instantaneous value are saved from the
[0039]
Meanwhile, the time t2 Circuit breaker CB in1If a trip occurs, there is no potential difference between the distribution lines R and T on the receiving end side, so an undervoltage relay R on the receiving end side2RDetects this and operates at time t3Undervoltage relay R2RBreaker CB by2 Is inserted. At this time, a standardizer activation signal Sr is generated in the
[0040]
Then time t4 Circuit breaker CB in2In this case, electric power is supplied from the power receiving end side to the power transmitting end side, and reverse power distribution is performed. In the description of the present specification, the left side (usually) is expressed as the power transmission end side and the right side is the power reception end side as shown in FIG. Needless to say, in the state of power distribution, the power distribution end side and the power receiving end side may be switched to perform the orientation processing.
[0041]
Circuit breaker CB2 When t4In the case where the ground fault has continued and the fault current ig flows, the time t5 The ground fault protection relay R on the receiving end side1 Detects the fault current ig and breaks CB2Trip. In this way, time t6 In this case, the distribution lines R and T are in an open state, and the fault current ig is prevented from continuing to flow. The
[0042]
On the other hand, the standardizer
[0043]
In this way, the measured value V measured at the synchronized timingsR, VsT, Ig, VrR, VrTCan be obtained. The calculation unit 4 calculates these measured values VsR, VsT, VrR, VrT, Ig. As an analysis method, for example, each measurement value VsR, VsT, VrR, VrT, Ig can be Fourier expanded to remove harmonic components. In addition, by performing the calculation of the above-described equation (7), the magnitude of the reactance of the distribution line R from the power transmission end Rs to the ground fault point P can be obtained. By dividing by the reactance x per length, the distance Lf from the power transmission end Rs to the ground fault point P can be determined.
[0044]
The orientation calculation by the calculation unit 4 is performed at the time t.0 ~ T2Each waveform data V for 3 cycles untilsR, VsT, VrR, VrT, Ig, and the distance Lf to the ground fault point P is determined using the first fault current ig at the time when the ground fault occurs. Even if the ground fault recovers after switching to, the ground fault point P can be determined.
[0045]
However, the present invention is not limited to this. For example, the time t after the inversion distribution is reached.4~ T6 Each measured value V duringsR, VsT, VrR, VrT, Ig (the fault current ig in this case is the transformer T on the receiving end side)2Middle tap T0 The distance may be determined by using the current flowing into the power source (the distance Lf obtained is a distance measured from the power receiving end side). Furthermore, a more reliable ground fault point P can be obtained by comparing the orientation result of the ground fault point P measured in the state of localization power distribution with the orientation result of the ground fault point P measured in the state of inversion distribution. You may perform orientation.
[0046]
In the above example, the measured value VsR, VsT, VrR, VrT, Ig, by using the time information pulse Tg of the standard time collecting device G to measure at the timing of synchronizing the waveform data, the
[0047]
It is also possible to receive a standard time signal of a long wave JJY (long wave band standard radio wave transmitted from June 1999) and use it as a synchronization signal. In addition, for example, a clock with extremely high accuracy such as an atomic clock may be incorporated in each of the two
[0048]
In the above example, the size of the
[0049]
Further, as measured value data to be stored in the
[0050]
In addition, in the above-described example, an example in which a ground fault occurs in the distribution line R among the distribution lines R and T is considered. However, when a ground fault occurs in the distribution line T, the same procedure is used. Needless to say, the ground fault point P can be located. In this case, it can be determined that a failure has occurred in the case where the voltage has greatly decreased due to a ground fault.
[0051]
Moreover, although the case where the distribution lines R and T are always two lines is disclosed in the above example, the present invention does not limit the number of distribution lines to two lines. That is, it is possible to determine the ground fault point P by the same method even with three lines.
[0052]
【The invention's effect】
As described above, according to the present invention, when a ground fault occurs, the fault current flowing in the distribution line is measured. Therefore, even if the power transmission to the distribution line is cut off, the ground fault is restored. Even if it is a natural ground fault, the fault point can be located. That is, when a ground fault occurs, the ground fault point can be reliably determined, and the recurrence of the accident can be prevented quickly. Each of the measuring unit on the power transmission end side and the measuring unit on the power receiving end side of the distribution line has a standard time collecting device, and the time information obtained from the standard time collecting device is used to synchronize the recording timing of the waveform data. In this case, high-precision synchronization can be achieved very easily between measurement units that are grounded at a distance away from each other. That is, the fault location accuracy can be increased accordingly.
[Brief description of the drawings]
BRIEF DESCRIPTION OF DRAWINGS FIG. 1 is a diagram for explaining an orientation method using a ground fault fault location device for a signal high-voltage distribution line according to the present invention.
FIG. 2 is a diagram showing an example of a ground fault fault location device for a signal high voltage distribution line according to the present invention.
FIG. 3 is a diagram for explaining the operation of the ground fault fault location device for the signal high-voltage distribution line.
FIG. 4 is a diagram for explaining an orientation method by a conventional ground fault fault location apparatus.
[Explanation of symbols]
DESCRIPTION OF
Claims (3)
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