JP3898855B2 - Ground fault fault locator for signal high voltage distribution lines - Google Patents

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、ＣＢ_ｐ１は配電線１１，１２に対する通電を遮断する遮断器、Ｒ_ｐ１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、Ｒ_ｐ２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、Ｉ_ｐ０はマレーループＬｍに流れる総電流、Ｉ_Ｐ１，Ｉ_Ｐ２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ＣＢ_ｐ１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Ｒ_ｐ１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Ｒ_ｐ２をオン（閉路の状態）にすることにより、標定電流Ｉ_ｐ１，Ｉ_ｐ２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Ｉ_ｐ１，Ｉ_ｐ２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Ｉ_Ｐ０，Ｉ_Ｐ１，Ｉ_Ｐ２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＝２Ｉ_ｐ２／Ｉ_ｐ０−１ … 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Ｉ_Ｐ０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Ｔ_１（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Ｔ_１ には、中間タップＴ_０が設けられており、この中間タップＴ_０ が接地抵抗Ｒ_ｎｇを介して接地されている。Ｚ_１ 〜Ｚ_３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、Ｚ_Ｔ１，Ｚ_Ｔ２は配電線Ｒ，Ｔ間に設けられた信号機などの負荷である。Ｖ_ｓＲ，Ｖ_ＳＴは送電端Ｒｓ，Ｔｓにおける対地間電圧、Ｖ_ｒＲ，Ｖ_ｒＴ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Ｒ_ｎｇを介して中間タップＴ_０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Ｖ_ｓＲ，Ｖ_ｒＲの差は、以下の式（２）に示すようになる。
Ｖ_ｓＲ−Ｖ_ｒＲ＝Ｚ_１（ｉ_１ ＋ｉｇ＋ｉ_２ ）＋Ｚ_２ （ｉｇ＋ｉ_２ ）＋Ｚ_３×ｉ_２
… 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Ｖ_ｓＴ，Ｖ_ｒＴ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。
Ｖ_ｓＴ−Ｖ_ｒＴ＝Ｚ_１（ｉ_１ ＋ｉ_２ ）＋Ｚ_２ （ｉ_２ ）＋Ｚ_３ ×ｉ_２
… 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。
（Ｖ_ｓＲ−Ｖ_ｓＴ）−（Ｖ_ｒＲ−Ｖ_ｒＴ）＝ｉｇ（Ｚ_１＋Ｚ_２ ） … 式（４）
Ｚ_１ ＋Ｚ_２ ＝（（Ｖ_ｓＲ−Ｖ_ｓＴ）−（Ｖ_ｒＲ−Ｖ_ｒＴ））／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（Ｚ_１＋Ｚ_２ ）は送電線Ｒ，Ｔ間に接続される負荷Ｚ_Ｔ１，Ｚ_Ｔ２の大きさやこれらに流れる電流ｉ_１，ｉ_２ 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Ｖ_ｓＲ，Ｖ_ｓＴの差、受電端Ｒｒ，Ｔｒにおける各配電線Ｒ，Ｔの対地間電圧Ｖ_ｒＲ，Ｖ_ｒＴ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Ｚ_１＋Ｚ_２ 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Ｚ_１＋Ｚ_２ 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。
Ｚ_１ ＋Ｚ_２ ＝Ｌｆ×（ｒ＋ｊｘ） … 式（６）
【００２１】
また、前記式（６）において、インピーダンスＺ_１＋Ｚ_２ ，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＝（（Ｖ_ｓＲ−Ｖ_ｓＴ）−（Ｖ_ｒＲ−Ｖ_ｒＴ））／ｉｇ×sin θ
… 式（７）
但し、θは故障電流ｉｇと電圧（Ｖ_ｓＲ−Ｖ_ｓＴ）−（Ｖ_ｒＲ−Ｖ_ｒＴ）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Ｖ_ｓＲ，Ｖ_ｓＴ，Ｖ_ｒＲ，Ｖ_ｒＴ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Ｒ_Ｐ１、別途の標定用電力を供給するためのリレーＲ_Ｐ２、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ＣＢ_１を設けており、受電端Ｒｒ，Ｔｒ側には、遮断器ＣＢ_２ を設けている。そして通常は遮断器ＣＢ_１ がオン（閉路）の状態で、遮断器ＣＢ_２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ＣＢ_１ がトリップ（開路の状態）されて、後に遮断器ＣＢ_２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】
ｔ_Ｒ ，ｔ_Ｔ はそれぞれ配電線Ｒ，Ｔに流れる電流ｉ_Ｒ，ｉ_Ｔ を測定するためのカレントプローブ、Ａ_ｍ はこれらのカレントプローブｔ_Ｒ ，ｔ_Ｔに接続された電流計、Ｒ_１ は電流計Ａ_ｍ 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ｔ_Ｒ，ｔ_Ｔ は配電線Ｒ，Ｔに流れる電流ｉ_Ｒ ，ｉ_Ｔ 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ｉ_Ｒ，ｉ_Ｔ 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Ａ_ｍ および地絡保護リレーＲ_１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Ａ_ｍおよび地絡保護リレーＲ_１ によって検出できる。地絡保護リレーＲ_１ は故障電流ｉｇを検出すると、それぞれ前記遮断器ＣＢ_１，ＣＢ_２ 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】
Ｔ_ｓＲ，Ｔ_ｓＴ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Ｖ_ｓＲ，Ｖ_ｓＴを測定可能な電圧に降下させるトランス、Ｍ_ｓＲ，Ｍ_ｓＴはこのトランスＴ_ｓＲ，Ｔ_ｓＴを介して各配電線Ｒ，Ｔの対地間電圧Ｖ_ｓＲ，Ｖ_ｓＴを測定する電圧計、Ｒ_２ｓは前記トランスＴ_ｓＲ，Ｔ_ｓＴ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Ｖ_ｒＲ，Ｖ_ｒＴを測定可能な電圧に降下させるトランスＴ_ｒＲ，Ｔ_ｒＴ、このトランスＴ_ｒＲ，Ｔ_ｒＴを介して各配電線Ｒ，Ｔの対地間電圧Ｖ_ｒＲ，Ｖ_ｒＴを測定する電圧計Ｍ_ｒＲ，Ｍ_ｒＴ、配電線Ｒ，Ｔの線間電圧を監視する不足電圧継電器Ｒ_２ｒ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ｔ_Ｒ，ｔ_Ｔ 、電流計Ａ_ｍ 、トランスＴ_ｓＲ，Ｔ_ｓＴ，Ｔ_ｒＲ，Ｔ_ｒＴ、電圧計Ｍ_ｓＲ，Ｍ_ｓＴ，Ｍ_ｒＲ，Ｍ_ｒＴ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Ｖ_ｓＲ，Ｖ_ｓＴ、接地点から中間点Ｔ_０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Ｖ_ｒＲ，Ｖ_ｒＴ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Ｖ_ｓＲ，Ｖ_ｓＴ、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Ｒ_１，不足電圧継電器Ｒ_２ｓ、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ＣＢ_１ 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Ｖ_ｒＲ，Ｖ_ｒＴ、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Ｒ_１，不足電圧継電器Ｒ_２ｒ、および、遮断器ＣＢ_２ 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Ｖ_ｓＲ，Ｖ_ｓＴ，Ｖ_ｒＲ，Ｖ_ｒＴ，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ｔ_０ において地絡故障が発生すると、送電端側の変圧器Ｔ_１に故障電流ｉｇが流れると共に、配電線Ｒ，Ｔの大地間電圧Ｖ_ｓＲ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Ｒ_１が動作し、遮断器ＣＢ_１ をトリップすると同時に、遮断器ＣＢ_１ が入り状態でかつ地絡保護リレーＲ_１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Ｒ_１ 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ｔ_１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Ｖ_ｓＲ，Ｖ_ｓＴ，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ｔ_２において遮断器ＣＢ_１ 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Ｒ_２Ｓ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Ｒ_１の動作から例えば１０秒間の不足電圧継電器Ｒ_２Ｓの動作を無視するので、不足電圧継電器Ｒ_２Ｓの動作に伴って動作することはない。
【００３９】
一方、前記時点ｔ_２ において遮断器ＣＢ_１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Ｒ_２Ｒがこれを検知して動作し、時点ｔ_３において不足電圧継電器Ｒ_２Ｒによって遮断器ＣＢ_２ 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ｔ_３から例えば前に４秒、後に６秒の合計１０秒間の測定値Ｖ_ｒＲ，Ｖ_ｒＴ，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ｔ_４ において遮断器ＣＢ_２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ＣＢ_２ が投入された時点ｔ_４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ｔ_５ において受電端側の地絡保護リレーＲ_１ が故障電流ｉｇを検知して遮断器ＣＢ_２をトリップする。このようにして、時点ｔ_６ 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Ｒ_１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Ｒ_１の動作時刻マーカを含む３サイクル分の測定値Ｖ_ｓＲ，Ｖ_ｓＴ，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Ｖ_ｒＲ，Ｖ_ｒＴ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Ｖ_ｓＲ，Ｖ_ｓＴ，ｉｇ，Ｖ_ｒＲ，Ｖ_ｒＴ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Ｖ_ｓＲ，Ｖ_ｓＴ，Ｖ_ｒＲ，Ｖ_ｒＴ，ｉｇを解析する。解析方法として、例えば、前記各測定値Ｖ_ｓＲ，Ｖ_ｓＴ，Ｖ_ｒＲ，Ｖ_ｒＴ，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ｔ_０ 〜ｔ_２までの間の３サイクル分の各波形データＶ_ｓＲ，Ｖ_ｓＴ，Ｖ_ｒＲ，Ｖ_ｒＴ，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ｔ_４〜ｔ_６ の間の各測定値Ｖ_ｓＲ，Ｖ_ｓＴ，Ｖ_ｒＲ，Ｖ_ｒＴ，ｉｇ（この場合の故障電流ｉｇは受電端側のトランスＴ_２の中間タップＴ_０ 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Ｖ_ｓＲ，Ｖ_ｓＴ，Ｖ_ｒＲ，Ｖ_ｒＴ，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Ｖ_ｓＲ，Ｖ_ｓＴ，Ｖ_ｒＲ，Ｖ_ｒＴ，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ｔ_１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Ｖ_ｓＲ−Ｖ_ｓＴ，Ｖ_ｒＲ−Ｖ_ｒＴ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、Ｔ_０…中間タップ、Ｔ_１ …送電側変圧器、Ｔｇ…時刻情報、Ｒｓ…送電端、Ｒｒ…受電端、Ｖ_ｓＲ，Ｖ_ｓＴ，Ｖ_ｒＲ，Ｖ_ｒＴ…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 CB_p1Is the circuit breaker that cuts off the power supply to the distribution lines 11 and 12, R_p1Is a relay for short-circuiting the wires 11 and 12 at the power receiving end to form the Murray loop Lm, R_p2Is a relay for applying a ground voltage E to the distribution lines 11 and 12 constituting the Murray loop Lm, Rg is a ground fault resistance, I_p0Is the total current flowing through the Malay loop Lm, I_P1, I_P2Are the orientation currents flowing through the distribution lines 11 and 12, respectively.
[0004]
  In the above configuration, when a ground fault occurs, the circuit breaker CB_p1Trips (open circuit) and cuts off the power to the distribution lines 11 and 12, then the relay R_p1Is closed to form the Murray loop Lm and the relay R_p2Is turned on (closed state), and the orientation current I_p1, I_p2Can flow. At this time, since each distribution line 11 and 12 has an impedance (r + jx) per unit length, the orientation current I_p1, I_p2Is determined by the total length L of the Malay loop Lm and the distance l to the ground fault point P.
[0005]
  Therefore, the orientation current I_P0, I_P1, I_P2The ratio of the distance l to the ground fault point P with respect to the total length L of the distribution lines 11 and 12 can be obtained as shown in the following formula (1).
    l / L = 2I_p2/ I_p0-1 ... 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 distribution lines 11 and 12 are connected. It was necessary to cut off the energization of the AC power supply Pw and make the distribution lines 11 and 12 unpressurized. And when no pressure was applied, the ground fault sometimes recovered temporarily. In other words, a ground fault did not continue in a transient accident.
[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 distribution lines 11 and 12 in order to investigate the cause of the occurrence of an unstable ground fault, and a great amount of time is required to prevent the recurrence of the accident. It will be a waste of labor.
[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 R_ngIs grounded. Z₁ ~ Z₃Is an impedance generated by the distribution lines R and T, and Z_T1, Z_T2Is a load such as a traffic light provided between the distribution lines R and T. V_sR, V_STIs the voltage to ground at the transmission terminals Rs and Ts, V_rR, V_rTIndicates 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 R_ngIntermediate 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 Rr_sR, V_rRThe difference is as shown in the following formula (2).
  V_sR-V_rR= 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 V_sT, V_rTThis 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.
  V_sT-V_rT= 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.
  (V_sR-V_sT)-(V_rR-V_rT) = Ig (Z₁+ Z₂ ) ... Formula (4)
  Z₁ + Z₂ = ((V_sR-V_sT)-(V_rR-V_rT)) / 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 T_T1, Z_T2And 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, V_sTDifference between the distribution lines R and T at the receiving ends Rr and Tr._rR, V_rTAnd 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 = ((V_sR-V_sT)-(V_rR-V_rT)) / Ig × sin θ
                                                        ... Formula (7)
  Where θ is the fault current ig and voltage (V_sR-V_sT)-(V_rR-V_rT) 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 time_sR, V_sT, V_rR, V_rTBy 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 standardization_P2It 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 fault location device 1 for a signal high-voltage distribution line that performs the ground fault fault point P localization using the above-described principle. In FIG. 2, members denoted by the same reference numerals as those in FIG. 1 are the same or corresponding members, and thus detailed description thereof is omitted.
[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]
  t_R , T_T Are the currents i flowing in the distribution lines R and T, respectively._R, I_T Current probe for measuring A_m Are these current probes t_R , T_TAmmeter connected to R₁ Is ammeter A_m Is a ground fault protection relay connected in series. Where the current probe t_R, T_T Is the current i flowing through the distribution lines R and T_R , I_T 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 i_R, I_T , 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 A_mAnd 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]
  T_sR, T_sTIs the voltage V to ground of each distribution line R and T at the transmission ends Rs and Ts, respectively._sR, V_sT, M, a transformer that drops the voltage to a measurable voltage_sR, M_sTIs this transformer T_sR, T_sTTo ground voltage V of each distribution line R, T_sR, V_sTVoltmeter to measure R,_2sIs the transformer T_sR, T_sTIs 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, V_rTTransformer T that drops to a measurable voltage_rR, T_rT, This transformer T_rR, T_rTTo ground voltage V of each distribution line R, T_rR, V_rTVoltmeter M to measure_rR, M_rTUndervoltage relay R that monitors the line voltage of distribution lines R and T_2rhave.
[0030]
  M denotes a measurement unit, and the measurement unit M includes the current probe t._R, T_T , Ammeter A_m , Transformer T_sR, T_sT, T_rR, T_rT, Voltmeter M_sR, M_sT, M_rR, M_rTEtc. 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, V_sTFrom 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 line_rR, V_rTCan be measured as waveform data.
[0031]
  Reference numerals 2 and 3 denote standardizer bodies provided at both ends of the distribution lines R and T, respectively, and have analog input ports 2a and 3a and digital input ports 2d and 3d, respectively. Further, the standardizer main bodies 2 and 3 have a standard time collecting device G as a part of the measuring unit M, and analog input is performed using time information (time information pulse Tg) obtained from the standard time collecting device G. The recording timing of each waveform data input from the ports 2a and 3a is synchronized.
[0032]
  In the standardizer body 2 on the power transmission end side, the analog input port 2a has a voltage V to ground V at the power transmission ends Rs and Ts described above._sR, V_sT, And the instantaneous value of the fault current ig are input as waveform data, and the ground fault protection relay R on the power transmission side is input to the digital input port 2d.₁, Undervoltage relay R_2s, Time information pulse Tg from the standard time collecting device G, and circuit breaker CB₁ Enter the operating status of.
[0033]
  On the other hand, in the standardizer body 3 on the power receiving end side, the analog input port 3a has a ground voltage V at the power receiving ends Rr and Tr._rR, V_rT, And the instantaneous value of the fault current ig is input as waveform data, and the ground fault protection relay R on the power receiving side is connected to the digital input port 3d.₁, Undervoltage relay R_2rAnd circuit breaker CB₂ Enter the operating status of.
[0034]
  The standardizer main bodies 2 and 3 have ring buffers 2b and 3b as temporary storage units, respectively. The ring buffers 2b and 3b can store, for example, each waveform data of about 10 seconds, and continue to sequentially overwrite and store them every about 10 seconds. Further, the standardizer main bodies 2 and 3 have communication units 2c and 3c, and each waveform data measured by communicating with the calculation unit 4 such as a computer is calculated via the communication units 2c and 3c. It can be transmitted to the unit 4.
[0035]
  The arithmetic unit 4 includes a communication unit 4a that can communicate with each of the standardizer main bodies 2 and 3 through a communication line such as a telephone line, and each measurement value V written in the ring buffers 2b and 3b._sR, V_sT, V_rR, V_rTThe ground fault point P can be determined by collecting measured value data representing instantaneous values of ig and ig and analyzing the data.
[0036]
  FIG. 3 is a diagram for explaining the operation of each part when a ground fault occurs using the ground fault fault locating device 1 of the signal high-voltage distribution line having the above configuration. Hereinafter, operation | movement of the ground fault fault location apparatus 1 of the signal high voltage distribution line of this invention is demonstrated using FIG.
[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 T_sRChanges. 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 main body 2 according to the conditions under which it operates. At the same time, ground fault protection relay R₁ Record the time of operation.
[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 seconds_sR, V_sT, Ig and the measured value data representing the instantaneous value are saved from the ring buffer 2b together with the time data, and this is used as saved data of the measured value. Then time t₂Circuit breaker CB in₁ When the trip occurs, the voltage difference between the distribution lines R and T disappears, so the undervoltage relay R_2SWorks. On the power transmission end side, the ground fault protection relay R preceding this₁For example, the undervoltage relay R for 10 seconds from the operation of_2SIgnoring the operation of the undervoltage relay R_2SIt does not work with the operation.
[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 side_2RDetects this and operates at time t₃Undervoltage relay R_2RBreaker CB by₂ Is inserted. At this time, a standardizer activation signal Sr is generated in the standardizer body 3 on the power receiving end side. At the time t when the standardizer activation signal Sr is received₃For example, measured value V for 4 seconds before and 6 seconds later for a total of 10 seconds_rR, V_rT, Ig and the measured value data representing the instantaneous value are saved from the ring buffer 3b together with the time data, and this is used as saved data of the measured value.
[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 standardizer body 3 is a ground fault protection relay R.₁Record the operation time of.
[0042]
  On the other hand, the standardizer main body 2 calls the calculation unit 4 to transmit the ground fault protection relay R on the power transmission side from the stored data.₁Measured value V for 3 cycles including the operation time marker_sR, V_sT, Ig and the measured value data representing the instantaneous value are transmitted to the calculation unit 4. Next, the corresponding measured value V for three cycles_rR, V_rTThe waveform data representing the instantaneous value is transferred from the stored data of the standardizer body 3 to the calculation unit 4. The connection between each of the standardizer main bodies 2 and 3 and the calculation unit 4 may be performed using a general telephone line or a dedicated line including radio.
[0043]
  In this way, the measured value V measured at the synchronized timing_sR, V_sT, Ig, V_rR, V_rTCan be obtained. The calculation unit 4 calculates these measured values V_sR, V_sT, V_rR, V_rT, Ig. As an analysis method, for example, each measurement value V_sR, V_sT, V_rR, V_rT, 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 until_sR, V_sT, V_rR, V_rT, 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 during_sR, V_sT, V_rR, V_rT, 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 V_sR, V_sT, V_rR, V_rT, 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 standardizers 2 and 3 arranged at distant points also have, for example, several μs or less. It is possible to achieve synchronization while suppressing this error. The standard time collecting device G can be implemented using a GPS receiver or the like.
[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 standardizer bodies 2 and 3. It is also possible to connect a communication line for synchronization and synchronize using the communication line, or to superimpose a frequency-modulated synchronization signal on the distribution lines R, T, etc.
[0048]
  In the above example, the size of the ring buffers 2b and 3b serving as temporary storage units is about 10 seconds. However, the present invention does not limit the size of the ring buffers 2b and 3b. Similarly, the measured value V for 10 seconds as an example from the ring buffers 2b and 3b._sR, V_sT, V_rR, V_rT, Ig instantaneous values are stored, and an example in which the orientation calculation is performed using the waveform data for three cycles is disclosed.₁Is not limited to the above embodiment. It is better that the size of the back portions 2b and 3b is larger at one time, and the length of the waveform data to be stored and subjected to the orientation calculation is longer.
[0049]
  Further, as measured value data to be stored in the ring buffers 2b and 3b, a difference V between ground voltages of the distribution lines R and T is obtained._sR-V_sT, V_rR-V_rTThis difference may be stored after calculating. In this case, the number of data to be stored in the ring buffers 2b and 3b can be reduced, and measurement data for a longer time can be stored with the same capacity.
[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 SYMBOLS 1 ... Ground fault fault location device of a signal high voltage distribution line 2b, 3b ... Temporary memory | storage part, 4 ... Operation part, G ... Standard time collection device, ig ... Fault current, M ... Measurement part, R, T ... Distribution line , T₀... Middle tap, T₁ ... Transmission side transformer, Tg ... Time information, Rs ... Power transmission end, Rr ... Power reception end, V_sR, V_sT, V_rR, V_rT... Voltage to ground.

Claims (3)

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する信号高圧配電線路の地絡故障点標定装置。A device for locating a ground fault when a ground fault occurs in a distribution line, a power transmission side transformer that grounds an intermediate tap, and ground voltages V _sR , V _sT at the transmission end of each distribution line, This is caused by the fault current ig flowing from the grounding point to the intermediate point and the measurement unit for measuring each of the ground voltages V _rR and V _rT at the receiving end of each distribution line, and the fault current flowing when a ground fault occurs Using measured values of ground voltage difference (V _sR −V _sT ) at the power transmission end of each distribution line, ground voltage difference (V _rR −V _rT ) of each distribution line at the power reception end, and fault current ig The magnitude of the impedance of the distribution line from the power transmission end to the ground fault point is obtained using the formula ((V _sR −V _sT ) − (V _rR −V _rT )) / ig, and power is transmitted according to the magnitude of this impedance. Ground fault from the edge Ground fault point locating system of the signal high-voltage distribution line and having a computing unit for calculating the distance to the disabled point. 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ことを特徴とする信号高圧配電線路の地絡故障点標定装置。A device for locating a ground fault when a ground fault occurs in a distribution line, a power transmission side transformer that grounds an intermediate tap, and ground voltages V _sR , V _sT at the transmission end of each distribution line, A measuring unit for measuring instantaneous values of the respective waveforms of the fault current ig flowing from the ground point to the intermediate point and the ground voltages V _rR and V _rT at the receiving end of each distribution line, and the instantaneous values of the measured waveforms A temporary storage unit that records the waveform data at a synchronized timing, a difference in ground-to-ground voltage (V _sR −V _sT ) at a power transmission end of each distribution line caused by a failure current flowing when a ground fault occurs, a power receiving end each difference ground voltage of the distribution line _(V rR _{-V rT),} and the waveform data of measured value of the fault current ig analyzing read from the temporary storage unit, fault current ig and the voltage at the _{(V sR} V _{sT) -} (determines a phase difference θ between the V rR _{-V rT),} the magnitude of the reactance with the distribution line from the sending end to the ground fault point formula _{((V sR -V sT) -} (V rR −V _rT )) / ig × sin θ, and a calculation unit for calculating the distance from the power transmission end to the ground fault point according to the magnitude of the reactance. Fault location system. 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請求項２に記載の信号高圧配電線路の地絡故障点標定装置。  The measuring unit on the power transmission end side and the measuring unit on the power receiving end side of the distribution line each have a standard time collecting device, and using the time information obtained from the standard time collecting device, the recording timing of the waveform data is synchronized. The ground fault fault locating device for a signal high voltage distribution line according to claim 2.

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