JP4044489B2

JP4044489B2 - Fault location method for power transmission lines and fault location system using the same

Info

Publication number: JP4044489B2
Application number: JP2003156471A
Authority: JP
Inventors: 剛史山田; 昌一浦野; 好文大浦; 有恒徐
Original assignee: Tokyo Electric Power Co Inc; Kinkei System Corp
Current assignee: Kinkei System Corp; Tokyo Electric Power Company Holdings Inc
Priority date: 2002-06-06
Filing date: 2003-06-02
Publication date: 2008-02-06
Anticipated expiration: 2023-06-02
Also published as: JP2004061497A

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
この発明は、架空地線に電気事故等によって発生する事故電圧サージや事故電流サージに基づいて、電気事故の発生した故障点を標定する送電線の故障点標定方法およびそれを用いた故障点標定システムに関する。
【０００２】
【従来の技術】
従来、事故電圧サージまたは事故電流サージの到達時間を検出し、この検出した電圧サージまたは電流サージの到達時間に電流サージの伝搬速度を乗じ、電圧サージまたは電流サージの発生した故障点までの距離を算出することにより、故障点を標定する等の種々の故障点標定システムが開発されている。
【０００３】
図１１は、従来の２端サージ受信時間差を用いて故障点を標定する故障点標定システムの動作原理を示すものである。この故障点標定システムは、送電線の２端(Ａ端,Ｂ端)に設置されたサージ受信装置(図示せず)と、故障点標定処理(図示せず) を行う故障点標定装置とを備えている。上記故障点標定システムでは、サージ受信装置(図示せず)間の内部時計を同期させて、サージ受信装置において、サージ波形が起動レベルを超えた時点で、このサージの到着時刻を保持し、伝送路を通じて故障点標定装置に送信する。そして、上記故障点標定装置が両端のサージ受信装置のサージ受信時間差Δｔ＝ｔa−ｔｂを計算し、Ａ端から故障点までの距離ｘを、
ｘ＝(Ｌ＋Ｖp×Δｔ)／２
により算出する。ここで、Ｌは線路長、Ｖpはサージ伝播速度である。
【０００４】
【発明が解決しようとする課題】
ところで、上記故障点標定システムでは、各サージ受信装置とも、サージの大きさが不定なので、一定のレベルで起動を検出すると、ラッチされる起動時点(サージの到着時刻)に誤差が発生するため、正確なサージ到着時刻が得られないという問題がある。
【０００５】
また、故障点で発生した事故サージ信号の周波数成分は、主に１ＭＨz以下の周波数帯域に集中する。サンプリング原理により、有効伝播できる最大周波数成分(サージ信号の周波数成分のうちの送電線を伝播可能な最高周波数)の２倍以上のレートでサンプリングすれば十分であるので、サージ信号の到着時刻を精密に測るためには、サンプリングレートが高いほど良い。従来の故障点標定システムでは、単純にサンプリングレートを最大にし、サージ信号の到着時刻の測定分解能を高めることに注目してきた。このため、高速サンプリング回路を設計する必要があり、コストが高くつくという問題がある。
【０００６】
また、分岐線路がある場合、電気故障により分岐線路に発生したサージが分岐点に伝播され、あたかも分岐点に発生したサージと同じく、さらにＡ端とＢ端へ伝播されていく。この場合、サージ受信故障点標定装置が分岐点をサージ発生地点、すなわち故障点と誤って標定してしまう。したがって、上記２端サージ受信時間差を用いて故障点を標定する故障点標定システムでは、分岐線路に発生した電気故障によるサージ発生地点の標定ができないという問題がある。
【０００７】
そこで、この発明の目的は、簡単な構成でかつ低コストで、事故サージが発生した故障点の位置を精度良く標定できると共に、送電線が幹線線路と分岐線路とからなる場合も幹線線路や分岐線路の故障点を標定できる送電線の故障点標定方法およびそれを用いた故障点標定システムを提供することにある。
【０００８】
【課題を解決するための手段】
【０００９】
【００１０】
【００１１】
【００１２】
【００１３】
【００１４】
【００１５】
【００１６】
【００１７】
【００１８】
【００１９】
【００２０】
【００２１】
【００２２】
上記目的を達成するため、請求項１の送電線の故障点標定方法は、
送電線に地絡事故または短絡事故によって発生した事故電圧サージまたは事故電流サージの少なくとも一方の波形データである事故サージ波形データを上記送電線の幹線線路の両端でサンプリングするステップと、
上記送電線の幹線線路の両端でサンプリングされた上記事故サージ波形データをモード変換するステップと、
上記モード変換された事故サージ波形データから得られたメタリックモードサージ波形データとグランドモードサージ波形データに基づいて、上記送電線の故障点を標定するステップとを有し、
上記送電線が幹線線路と分岐線路からなり、上記送電線の故障点を標定するステップにおいて、上記送電線の分岐点により区分された各区間のサージ伝播速度が異なり、かつ、上記幹線線路で事故サージが発生したとき、上記幹線線路における故障点までの距離ｘは、
【数３】

(ただし、幹線線路の両端をＡ端,Ｂ端とするとき、
Ｍは幹線線路の区間の数、
Ｌ_xは故障区間長、
ｋ'は故障区間のＡ端側幹線線路の区間の集合、
ｋ"は故障区間のＢ端側幹線線路の区間の集合(ｋ'+ｋ"＝Ｍ−1)、
Ｖ_mk(ｋ＝1,…,Ｍ)は各区間のメタリックモードサージ伝播速度、
Ｖ_gk(ｋ＝1,…,Ｍ)は各区間のグランドモードサージ伝播速度、
ｔ_1mはＡ端側のメタリックモードサージ到着時刻、
ｔ_1gはＡ端側のグランドモードサージ到着時刻、
ｔ_2mはＢ端側のメタリックモードサージ到着時刻、
ｔ_2gはＢ端側のグランドモードサージ到着時刻、
Ｖ_mxは故障区間のメタリックモードサージ伝播速度である)
により求められることを特徴としている。
【００２３】
上記請求項１の送電線の故障点標定方法によれば、上記送電線の幹線線路の両端でサンプリングされた上記事故サージ波形データをモード変換して得られたメタリックモードサージ(線間波)波形データとグランドモードサージ(大地波)波形データに基づいて、上記送電線の故障点を標定するので、例えば、グランドモードサージ波形データと、事故サージ成分が一番大きいメタリックモードサージ波形データとを選択して、選択されたグランドモード相のサージ波形およびメタリックモード相のサージ波形に基づいて、事故サージが発生した故障点の位置を精度良く標定できる。また、上記送電線の分岐点により区分された各区間のサージ伝播速度が異なるときに、上記幹線線路における故障点までの距離ｘを上記式により求めることができ、送電線が幹線線路と分岐線路とからなる場合も幹線線路の故障点を標定できる。
【００２４】
また、請求項２の送電線の故障点標定方法は、
送電線に地絡事故または短絡事故によって発生した事故電圧サージまたは事故電流サージの少なくとも一方の波形データである事故サージ波形データを上記送電線の幹線線路の両端でサンプリングするステップと、
上記送電線の幹線線路の両端でサンプリングされた上記事故サージ波形データをモード変換するステップと、
上記モード変換された事故サージ波形データから得られたメタリックモードサージ波形データとグランドモードサージ波形データに基づいて、上記送電線の故障点を標定するステップとを有し、
上記送電線が幹線線路と分岐線路からなり、
上記送電線の故障点を標定するステップにおいて、上記送電線の分岐点により区分された各区間のサージ伝播速度が異なり、かつ、上記分岐線路で事故サージが発生したとき、上記分岐点から故障点までの距離Δｘは、
【数４】

(ただし、幹線線路の両端をＡ端,Ｂ端とするとき、
Ｍは幹線線路の区間の数、
Ｌ_xは故障区間長、
Ｖ_mk(ｋ＝1,…,Ｍ)は各区間のメタリックモードサージ伝播速度、
Ｖ_gk(ｋ＝1,…,Ｍ)は各区間のグランドモードサージ伝播速度、
ｔ_1mはＡ端側のメタリックモードサージ到着時刻、
ｔ_1gはＡ端側のグランドモードサージ到着時刻、
ｔ_2mはＢ端側のメタリックモードサージ到着時刻、
ｔ_2gはＢ端側のグランドモードサージ到着時刻、
Ｖ_mxは故障区間のメタリックモードサージ伝播速度、
Ｖ_gxは故障区間のグランドモードサージ伝播速度である)
により求められることを特徴としている。
【００２５】
上記請求項２の送電線の故障点標定方法によれば、上記送電線の幹線線路の両端でサンプリングされた上記事故サージ波形データをモード変換して得られたメタリックモードサージ(線間波)波形データとグランドモードサージ(大地波)波形データに基づいて、上記送電線の故障点を標定するので、例えば、グランドモードサージ波形データと、事故サージ成分が一番大きいメタリックモードサージ波形データとを選択して、選択されたグランドモード相のサージ波形およびメタリックモード相のサージ波形に基づいて、事故サージが発生した故障点の位置を精度良く標定できる。また、上記送電線の分岐点により区分された各区間のサージ伝播速度が異なるときに、上記分岐点から故障点までの距離Δｘを上記式により求めることができ、送電線が幹線線路と分岐線路とからなる場合も分岐線路の故障点を標定できる。
【００２６】
また、請求項３の送電線の故障点標定方法は、
送電線に地絡事故または短絡事故によって発生した事故電圧サージまたは事故電流サージの少なくとも一方の波形データである事故サージ波形データを上記送電線の幹線線路の両端でサンプリングするステップと、
上記送電線の幹線線路の両端でサンプリングされた上記事故サージ波形データをモード変換するステップと、
上記モード変換された事故サージ波形データから得られたメタリックモードサージ波形データとグランドモードサージ波形データに基づいて、上記送電線の故障点を標定するステップとを有し、
上記事故サージ波形データを上記送電線の幹線線路の両端でサンプリングするステップでは、
上記送電線の幹線線路の両端で波形データを第１のサンプリング回路でサンプリングしながら現サンプリング前の波形データを少なくとも第１所定サンプル数だけバッファに保管すると共に、上記第１のサンプリング回路のサンプリング周波数よりも低いサンプリング周波数の第２のサンプリング回路で上記送電線の幹線線路の両端で波形データをサンプリングし、
上記第２のサンプリング回路によりサンプリングされた波形データの商用周波数成分の電圧実効値または電流の実効値を実効値演算手段により求め、
上記実効値演算手段により求められた電圧の実効値が所定電圧値以下かまたは上記実効値演算手段により求められた電流の実効値が所定電流値以上であるとき、事故発生判別手段により上記送電線の幹線線路において事故が発生したと判別し、
上記事故発生判別手段が上記送電線の幹線線路において事故が発生したと判別すると、上記第１のサンプリング回路によりサンプリングされた波形データのうちの事故点前の上記バッファに保管されている波形データおよび事故点後の第２所定サンプル数の波形データのみを波形データ抽出手段により上記事故サージ波形データとして抽出することを特徴としている。
【００２７】
上記請求項３の送電線の故障点標定方法によれば、上記送電線の幹線線路の両端でサンプリングされた上記事故サージ波形データをモード変換して得られたメタリックモードサージ(線間波)波形データとグランドモードサージ(大地波)波形データに基づいて、上記送電線の故障点を標定するので、例えば、グランドモードサージ波形データと、事故サージ成分が一番大きいメタリックモードサージ波形データとを選択して、選択されたグランドモード相のサージ波形およびメタリックモード相のサージ波形に基づいて、事故サージが発生した故障点の位置を精度良く標定できる。また、上記第１のサンプリング回路よりもサンプリング周波数が低い上記第２のサンプリング回路でサンプリングされた波形データの商用周波数成分の電圧の実効値または電流の実効値に基づいて、上記送電線の幹線線路において事故が発生したか否かを事故発生判別手段により判別する。そして、上記事故発生判別手段が上記送電線の幹線線路において事故が発生したと判別するとき、上記第１のサンプリング回路でサンプリングされた波形データのうちの事故点前の上記バッファに保管されている波形データおよび事故点後の第２所定サンプル数の波形データのみを抽出して、上記送電線の故障点を標定するための上記事故サージ波形データを得る。これによって、アーク閃絡等が発生して、事故に至った波形変化が発生した事故点前後の波形データのみを解析することができ、事故でもないのにサージ混入だけで事故点を標定したり、サージ波形の混入点とそれに起因するアーク閃絡等の発生点が異なる場合もあるのにサージ波形の混入点を事故点と誤認して標定するということを防止できる。なお、上記第２のサンプリング回路は、第１のサンプリング回路の波形データからダウンサンプリングによって得てもよい。
【００２８】
また、請求項４の故障点標定システムは、請求項１乃至３のいずれか１つの送電線の故障点標定方法を用いたことを特徴としている。
【００２９】
上記請求項４の故障点標定システムによれば、上記いずれか１つの送電線の故障点標定方法を用いて故障点を標定することによって、簡単な構成でかつ低コストで、事故サージが発生した故障点の位置を精度良く標定できる。
【００３０】
【発明の実施の形態】
以下、この発明の送電線の故障点標定方法について基本原理を説明した後、その送電線の故障点標定方法を用いた故障点標定システムを図示の実施の形態により詳細に説明する。
【００３１】
〔１〕モード変換されたサージ波形データによる故障点標定
送電線の地絡(または短絡)事故時の事故サージ波形データ(事故電圧サージまたは事故電流サージ)を送電線の幹線線路の両端でサンプリングし、そのサンプリングされた事故サージ波形データをモード変換して、メタリックモードサージ波形データとグランドモードサージ波形データを求める。すなわち、事故サージ波形データである３相サージ波形または６相サージ波形をモード変換し、相互独立な複数の単相回路における３相サージ波形または６相サージ波形を分離することにより、１相のグランドモードサージ波形と２相または５相のメタリックモードサージ波形が含まれたモード相サージ波形データが得られる。そうして得られたモード相サージ波形の中から、グランドモード相を選択すると共に、事故サージ成分が一番大きいメタリックモード相を選択して、選択されたグランドモード相のサージ波形およびメタリックモード相のサージ波形に基づいて、事故サージが発生した故障点を精度良く標定できる。
【００３２】
〔２〕サージ到着時刻の精度向上
(１) 相関演算
図１は波形相関演算によるサージ到着時刻の時間差の検出について説明する図であり、図１において、左上は、送電線のＡ端でサンプリングされた事故電圧サージ(または事故電流サージ)の元サージ波形Ａ、左下は、送電線のＢ端でサンプリングされた事故電圧サージ(または事故電流サージ)の元サージ波形Ｂである。上記元サージ波形Ａ,Ｂは、送電線に地絡事故または短絡事故によって発生した事故電圧サージ(または事故電流サージ)を電力系統電圧電流信号から、ハイパスフィルタにより抽出された事故サージ波形データである。
【００３３】
図１に示すように、上記元サージ波形Ａ,Ｂの到着時刻を正確に識別するため、サージ波形の立ち上がりまたは立ち下りからサージ波形の最大値または最小値までの波形を、元サージ波形またはその他のサージ波形と相関演算し、相関係数の極大値から、サージ波形の到着時刻を検出する。これにより、従来のレベル起動検出方法の到着時刻不安定の問題を避けて、事故サージ波形データの相関演算による極大値に基づいて、事故サージ波形データ間の到着時間差を安定して検出できる。また、相関演算する事故サージ波形データの最初のサージの立ち上がりまたは立ち下り波形しか利用しないことによって、局部反射による干渉影響が最大限避けられる。なお、相関係数の極大値からサージ波形の到着時刻を検出したが、相関係数の極小値からサージ波形の到着時刻を検出してもよく、極大値,極小値の両方を用いてもよい。
【００３４】
(２) 事故サージ波データのアップサンプリング
また、従来の送電線の故障点標定方法では、一定のサンプリングレートｆでサンプリングしたサージ波形データを時間ステップＴ＝１／ｆで相関演算処理してサージの到着時間差を検出する方法の時間軸の分解能がＴであるので、サージ到着時刻の時間差の最大検出精度が時間ステップＴである。これに対して、この発明の送電線の故障点標定方法では、サンプリングした事故サージ波形データをサンプリングデータ補間手法によってアップサンプリングして、サンプリングレートを向上することにより、サージ波形相関処理の時間ステップが短縮され、サージ到着時刻の分解能と精度を向上することができる。
【００３５】
これによってサンプリングレートを最低限度のサンプリングレートまで落とされても、サンプリング補間により指定するサンプリングレートに変換できるので、サンプリング回路を経済的に設計することができる。
【００３６】
(３) 事故サージ波形データの整形
図２は無損失線路と等価集中抵抗とを組み合わせた送電線の等価回路を示しており、図２において、Ｚoは線路固有インピーダン、Ｌは単位長線路のインダクタンス、Ｃは単位長線路の静電容量、Ｒは全体線路の抵抗である。
【００３７】
図２に示すように、送電線が単純な時間遅延ラインＤＬA,ＤＬBと線路固有インピーダンスＺoと線路抵抗ｋＲ／２,ｋＲ／２,(1-ｋ)Ｒ／２,(1-ｋ)Ｒ／２の直列からなる集中定数で表現できる。故障点電圧サージをa'点電圧で近似することで、サージ受信点の背後インピーダンスによるサージ波形のひずみ分がある程度除去でき、事故サージ信号の到着時刻の検出精度を向上させることができる。上記電圧サージ波形の元波形の形状に近いa'点の電圧Ｖ_a'を(式１a)で近似算出できる。同様に、ｂ'点の電圧Ｖ_b'も(式１ｂ)で近似算出できる。
【数５】

………………… (式１a)
【数６】

………………… (式１ｂ)
【００３８】
ここで、Ｌは線路全体のインダクタンス、Ｃは線路全体の静電容量キャパシタンス、ｋはそれぞれ故障点とＡ端とＢ端との間の伝播時間比または距離比、Ｒは線路全体の抵抗、Ｖ_a(t),Ｖ_b(t)は時刻tのＡ端電圧とＢ端電圧、ｉ_a(t),ｉ_b(t)は時刻tのＡ端電流とＢ端電流である。
【００３９】
これにより、サージ受信端の電圧電流から、故障点における事故電圧サージをできるだけ忠実に復元できる。
【００４０】
〔３〕分岐線路を有する送電線の故障点標定
次に、幹線線路と分岐線路とを有する送電線において、分岐点により区分された各区間のサージ伝播速度が同様の場合、送電線両端におけるメタリックモードサージ到着時刻とグランドモードサージ到着時刻による幹線線路故障点または分岐線路故障点を標定する方法について説明する。
【００４１】
まず、メタリックモードサージ伝播速度とグランドモードサージ伝播速度をそれぞれＶ_m,Ｖ_gとし、故障点からＡ端までのメタリックモードサージ到着時刻とグランドモードサージ到着時刻をそれぞれｔ_1m,ｔ_1gとし、Ｂ端への各モードサージ到着時刻をそれぞれｔ_2m,ｔ_2gとし、故障の発生時刻点をｔとする。
【００４２】
幹線線路故障のＡ端からの故障点標定距離は(式２)で算出できる。
【数７】

(ただし、Ｌは幹線線路の全亘長である)
………………… (式２)
【００４３】
図３のように、故障点が分岐線路の区間(Ｃ端側)にある場合、故障点からＡ端への伝播距離は、次の(式３a)で与えられ、故障点からＢ端への伝播距離は、次の(式３b)で与えられる。
【数８】

………………… (式３a)
【数９】

………………… (式３b)
(ただし、Δxは分岐点距離(故障点が分岐区間にある場合はΔx＞０、故障点が幹線線路の区間にある場合はΔx＝０)、ｔ_1m,ｔ_2mはメタリックモードサージ到着時刻、ｔ_1g,ｔ_2gはグランドモードサージ到着時刻、Ｖ_mはメタリックモードサージ伝播速度、Ｖ_gはグランドモードサージ伝播速度、Ｌは幹線線路の全亘長)
【００４４】
この(式３a)と(式３b)の連立方程式を解くと、分岐線路故障の分岐点からの故障点距離Δxは、次の(式４)で算出できる。
【数１０】

………………… (式４)
(ただし、ｔ_1m,ｔ_2mはメタリックモードサージ到着時刻、ｔ_1g,ｔ_2gはグランドモードサージ到着時刻、Ｖ_mはメタリックモードサージ伝播速度、Ｖ_gグランドモードサージ伝播速度、Ｌは幹線線路の全亘長)
【００４５】
上記(式４)で算出した故障点標定距離Δxが０でない場合、故障点がある分岐区間にあることを示している。さらに、分岐線路の区間を(式２)の計算結果で割り出し、最終故障距離を算出する。標定結果のまとめを表1に示している。
【００４６】
【表１】

【００４７】
次に、分岐線路のサージ伝播速度が幹線線路のサージ伝播速度と異なる場合、送電線両端におけるメタリックモードサージ到着時刻とグランドモードサージ到着時刻による幹線線路の故障点または分岐線路の故障点を標定する方法について説明する。
【００４８】
送電線ＡＢ端の幹線線路が線路定数の異なるＭ区間からなる。各区間のメタリックモードサージ伝播速度とグランドモードサージ伝播速度をそれぞれＶ_mk,Ｖ_gk(ｋ＝1,…,Ｍ)とし、故障点からＡ端までのメタリックモードサージ到着時刻とグランドモードサージ到着時刻をそれぞれｔ_1m,ｔ_1g、Ｂ端への各モードサージ到着時刻をそれぞれｔ_2m,ｔ_2g、故障区間の線路サージ伝播速度をＶ_mx,Ｖ_gx、故障の発生時刻点をｔとする。
【００４９】
線路故障が幹線線路に発生した場合、Ａ端からの故障点距離ｘを、
【数１１】

(ただし、Ｌ_xは故障区間長、ｋ'は故障区間のＡ端側幹線線路の区間の集合、ｋ"は故障区間のＢ端側幹線線路の区間の集合であり、ｋ'+ｋ"＝Ｍ−1)
………………… (式５)
により計算できる。
【００５０】
一方、線路事故サージが分岐線路に発生した場合、事故電圧サージまたは事故電流サージのメタリックモードサージ到着時刻t'_mが(式６a)により計算でき、グランドモードサージ到着時刻t'_gが(式６b)により計算できる。
【数１２】

………………… (式６a)
【数１３】

………………… (式６b)
【００５１】
分岐点からの故障点標定距離Δxが、次の(式７a)の連立方程式から算出された(式７ｂ)で与えられる。

………………… (式７a)
【数１４】

………………… (式７ｂ)
【００５２】
線路故障が幹線線路の区間にあるか、または、分岐線路の区間にあるかの判定、および故障点の総合標定は、表1の「故障点の総合標定」の規則に従って行う。
【００５３】
〔４〕故障点標定システム
次に、この発明の実施の一形態のサージ受信型の故障点標定システムについて説明する。
【００５４】
図４はこのサージ受信型の故障点標定システムの構成を示しており、図４において、１ａはＡ端側母線、１ｂはＢ端側母線、２ａ,２ｂは平行２回線の３相不平衡送電線の幹線線路の区間、３は分岐線路の区間、４ａ,４ｂは幹線線路の両端の電圧を検出する電圧変成器、５ａ,５ｂは幹線線路の両端の電流を検出する電流変成器、６ａ,６ｂはＧＰＳアンテナ、７ａ,７ｂは幹線線路の両端に配置され、電圧変成器４ａ,４ｂからの電圧信号および電流変成器５ａ,５ｂからの電流信号を受けるサージ受信装置、８は上記サージ受信装置７ａ,７ｂからのサージ情報を受けて、故障点を標定する故障点標定手段および事故サージの到着時刻を求める到着時刻演算手段を含む故障点標定サーバーである。なお、送電線の各区間の線路定数は略同一とする(サージ伝播速度が略同一)。
【００５５】
上記送電線の幹線線路の区間２ａ,２ｂの両端のサージ受信装置７ａ,７ｂは、送電線の両端の電圧信号と電流信号を、電圧変成器４ａ,４ｂと電流変成器５ａ,５ｂを介して１０ＭＨzのサンプリングレートで高速サンプリングして、サージ受信装置７ａ,７ｂ内部の多重リンク構造(複数のリングバッファで構成)の波形データバッファの一つに常時保存する。このサージ受信装置７ａ,７ｂは、衛星から送出される標準時計信号をＧＰＳアンテナ６ａ,６ｂにより受信し、その標準時計信号に同期しながら、高速サンプリングを行う。
【００５６】
そして、高速サンプリングと同時に、電気故障によって送電線の幹線線路の区間２ａ,２ｂおよび分岐線路の区間３に発生する電圧変化を検出する。その検出された電圧変化を用いて安定的な起動検出を図るため、電圧の実効値変化で起動検出を行う。上記サージ受信装置７ａ,７ｂにおいて、電気故障によって電圧の実効値低下(電圧実効値が所定電圧値以下のとき)により起動検出した場合、起動点から設定された所定時間のサンプリングを続けて同一の波形データバッファにサンプリングデータを継続保存する。そして、設定された所定時間を超えると、この波形データバッファのサンプリングデータの記録を終了し、サンプリングデータの記録を次の波形データバッファに切り替えて、次の電気故障の発生に備える。なお、この実施の形態では、電気故障によって送電線の幹線線路に発生する電圧の実効値が所定電圧値以下のときに起動検出としたが、電気故障によって送電線の幹線線路に発生する電流の実効値が所定電流値以上のときに起動検出としてもよい。
【００５７】
ここで、１０ＭＨzサンプリングのデータで実効値を演算するには、常用ＤＳＰ(またはＣＰＵ)の演算能力では不足である。そこで、この実施の形態のサージ受信装置７ａ,７ｂの起動検出は、図５のブロック図に示す事故サージ波形データサンプリング手段の一例としての実効値起動検出回路により行う。
【００５８】
まず、図５に示すように、第１のサンプリング回路の一例としてのＡ／Ｄ変換器１１によりＡ／Ｄ変換された１０ＭＨzのサンプリングデータを第２のサンプリング回路の一例としての同期アンダーサンプリング部１２によりアンダーサンプリングして、２.５ｋＨzサンプリングデータに変換する。そして、アンダーサンプリングデータに対して実効値演算手段の一例としての実効値演算部１３により実効値を高速演算する。上記実効値演算部１３により演算された実効値について事故発生判別手段の一例としての起動検出部１４により起動検出を行って起動検出されると、起動検出部１４からの起動検出信号がオフディレー遅延部１５により第２所定サンプル数に相当する所定時間遅延され、その遅延された起動検出信号によりバッファ切替スイッチ１６の切り替えを行う。例えば、始めにバッファ切替スイッチ１６が波形バッファ＃１(１７)を選択しているとき、Ａ／Ｄ変換器１１からの波形データがリングバッファとして動作する波形バッファ＃１(１７)に所定時間分取り込まれる。そして、起動検出信号によりバッファ切替スイッチ１６が波形バッファ＃２(１８)に切り替わると、波形バッファ＃１(１７)には、起動前後の事故サージ波形データが記録される。すなわち、事故点前の波形バッファに保管されている第１所定サンプル数の波形データおよび事故点後の第２所定サンプル数の波形データを事故サージ波形データとして抽出するのである。同様にして、起動検出毎に、バッファ切替スイッチ１６が切り替わって、波形バッファ＃２(１８)〜波形バッファ＃４(２０)に事故サージ波形データが夫々記録される。上記オフディレー遅延部１５とバッファ切替スイッチ１６で波形データ抽出手段を構成している。
【００５９】
この実効値演算部１３による実効値の演算は、前後電気角９０度間隔の２点データで実効値を演算して、さらに、４つの実効値データを次の(式８)で計算して平均移動処理をする。この平均移動処理後の実効値Ｖ_RMSを起動検出用データとする。
【数１５】

………………… (式８)
【００６０】
ただし、１００ＳＰＣ(１周期当りのサンプル数)の場合、９０度は２５サンプルである。
【００６１】
図６(A)は実効値計算と起動点検出の例を示しており、図６(B)は図６(A)の要部の時間軸拡大図である。故障発生位相によって、起動検出の最大遅延時間が９０度に達することがある。また、図６(B)に示すように、実効値での起動検出遅延が最大９０度と大きいので、サージ信号の含まれる波形データは、図７のように確保しなければならない。図７はサージ波形切り出し処理前の最小限必要とするサージデータ記録長を示しており、実効値起動検出方法の遅延時間が５ｍｓで、サージの反射波も集録する場合、この反射波の線路上のサージ伝播往復時間(線路長が最大３００ｋｍの場合)が２ｍｓである。また、確実に事故サージ発生時点を集録するために、サージ波形データ記録の前後１ｍｓ長の波形データを余分に記録している。
【００６２】
起動検出遅延による無駄の記録時間を削減するため、サージ受信装置７ａ,７ｂに内蔵ＣＰＵによるサージデータ起動検出点を再び精密に検出し、有効なサージ波形データを切り出して、故障点標定サーバー８(図４に示す)に送信する。
【００６３】
サージデータ起動点の精密検出は、次の(式９)により方形波関数相関演算によって行う。事故サージを確実に収録するには、起動前後の記録時間を十分に確保しなければならない。これらの波形データをそのまま送信すると、送信時間がかかるので、(式９)により相関関数ｓ(ｋ)を求め、サージ受信装置７ａ,７ｂ内部で事故サージ検出精度を向上する処理を行う。
【数１６】

………………… (式９)
【００６４】
図８は、Ｍ＝２０、ＳＰＣ＝１０００の場合の相関演算例である。図８に示すように、信号波形にノイズが多少混入した場合、Σ演算処理により抑制されるので、相関演算係数出力に大きな影響を与えない。相関演算の時間幅を調整することによって、事故サージ検出感度とノイズ耐性の調合を図ることができる。
【００６５】
次に、サージ起動点を精密に検出できたら、図９に示すように、事故サージの発生時点の前後一部を取り出す。図９はサージ受信形故障点標定処理の最小限必要とするサージデータ記録長を示しており、事故サージ発生時点が検出されたら、事故サージの反射波の遅延時間(線路長が最大３００ｋｍの場合)に０.１ｍｓの前後記録余裕時間を設け、切り出しサージ波形データの記録長とする。そうして、最小限のサージ波形を切り出して故障点標定サーバー８(図４に示す)に送信できる。これによって、実効値起動データより、起動検出遅延分の無駄な転送を省くことができる。
【００６６】
図１０は故障点標定サーバー８(図４に示す)の要部のブロック図を示しており、図１０において、２１,３１は上記サージ受信装置７ａ,７ｂ(図４に示す)からの３相波形データに含まれるサージ成分を抽出するハイパスフィルタ(ＨＰＦ)、２２,３２は上記ハイパスフィルタ２１,３１により抽出された事故サージ波形データをモード変換するモード変換手段および事故サージ波形データ整形手段の一例としてのモード分離処理部、２３,３３は上記モード分離処理部２２,３２により分離された相互独立な３相サージ波形データ(または６相サージ波形データ)をアップサンプリングする事故サージ波形データアップサンプリング手段の一例としての補間処理部、２４は上記補間処理部２３によりアップサンプリングされた３相サージ波形データ(または６相サージ波形データ)から先頭サージ波形を切り出すサージ波形切出部、２５は上記サージ波形切出部２４により切り出された先頭サージ波形でＡ端のサージ波形との自己相関演算する相関演算部、３５は上記サージ波形切出部２４により切り出された先頭サージ波形でＢ端のサージ波形とのクロス相関演算する相関演算部である。
【００６７】
図１０に示すように、故障点標定サーバー８(図４に示す)に送られたサージを含む３相波形データ(または６相サージ波形)を、まずハイパスフィルタ２１,３１を通してサージ部分のみを抽出する。
【００６８】
次に、抽出されたサージ部分をモード分離処理部２２,３２において、送電線を等価集中抵抗と無損失送電線路とを組み合わせた等価回路とし、３相サージ波形(または６相サージ波形)が電圧波形であるとき、過渡現象による影響を取り除いて正確な事故サージ到着時刻を判定できるように、その等価集中抵抗による電圧降下分を加算することにより事故サージ波データを整形する。
【００６９】
また、上記モード分離処理部２２,３２において、３相サージ波形(または６相サージ波形)をモード変換し、相互独立な３相サージ波形または６相サージ波形を分離する。この分離されたモード相サージ波形は、１相のグランドモードサージ波形と２相または５相のメタリックモードサージ波形が含まれる。そのモード相サージ波形の中から、グランドモード相を選択すると共に、事故サージ成分が一番大きいメタリックモード相を選択して、選択されたグランドモード相のサージ波形およびメタリックモード相のサージ波形に基づいて故障点の標定計算を行う。
【００７０】
また、上記補間処理部２３,３３では、サンプリングデータ補間処理することにより、サージ波形のサンプリングレートを１０Ｍサンプル／秒から４０Ｍサンプル／秒に変換し、サンプリング時間分解能を上げる。
【００７１】
そして、Ａ端を基準とする場合、Ａ端のサンプリング時間分解能を上げたサージ波形からサージ波形からサージ波形切出部２４により切り出された先頭サージ波形で、相関関数演算手段の一例としての相関演算部２５によりＡ端のサージ波形との自相関演算(自己相関関数の演算)する一方、相関関数演算手段の一例としての相関演算部３５によりＢ端のサージ波形とのクロス相関演算(相互相関関数の演算)を行う。
【００７２】
図１に示すように、自相関係数出力とクロス相関係数出力の最大値を探し出し、その最大値のサンプリング地点をサージ到着時刻とする。その検出されたサージ到着時刻を上記(式２)と(式３b)に代入し、幹線線路における故障点距離計算値と分岐線路における故障点距離計算値が得られる。さらに、この二つの距離計算値を上記表1の「故障点の総合標定」の規則に従って処理して、真の故障点位置を決定する。
【００７３】
上記実施の形態では、送電線の各区間のサージ伝播速度が略同一としたが、送電線の各区間のサージ伝播速度が異なってもよく、その場合、上記〔３〕の(式５),(式６ａ),(式６ｂ),(式７ａ)および(式７ｂ)により故障点を標定する。
【００７４】
また、上記実施の形態では、「〔１〕モード変換されたサージ波形データによる故障点標定」において、「〔２〕(１)相関演算」を行ったが、いずれか一方のみを故障点の標定に用いてもよい。また、サンプリングレートが十分な高速サンプリング回路を低コストで実現できる場合は、「〔２〕(２)事故サージ波データのアップサンプリング」を行わなくてもよい。また、送電線両端背後のサージインピーダンスによる到達事故サージ信号の過渡現象による到着時刻判定への悪影響がない場合は、「〔２〕(３)事故サージ波形データの整形」を行わなくてもよい。
【００７５】
【発明の効果】
以上より明らかなように、この発明の送電線の故障点標定方法およびそれを用いた故障点標定システムによれば、送電線の幹線線路の両端のみでサンプリングされた事故電圧サージまたは事故電流サージの少なくとも一方の波形データに基づいて、簡単な構成でかつ低コストで、事故サージが発生した故障点の位置を精度良く標定することができると共に、送電線が幹線線路と分岐線路とからなる場合も幹線線路や分岐線路の故障点を標定することができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】図１はこの発明の送電線の故障点標定方法の波形相関演算によるサージ到着時刻の時間差の検出について説明する図である。
【図２】図２は無損失伝送回路による送電線の等価回路を示す図である。
【図３】図３は分岐線路の区間における故障時のサージ伝播を示す図である。
【図４】図４はこの発明の実施の一形態の送電線の故障点標定方法を用いたサージ受信型の故障点標定システムの構成を示す図である。
【図５】図５は実効値起動検出回路のブロック図である。
【図６】図６(A)は実効値計算と起動点検出を示す図であり、図６(B)は図６(A)の要部の時間軸拡大図である。
【図７】図７はサージ波形切り出し前の波形記録内容を示す図である。
【図８】図８は方形波関数による事故サージ相関検出を説明する図である。
【図９】図９は切り出し処理後のサージ波形記録内容を示す図である。
【図１０】図１０はサージ波形の補間処理と相関演算を行う故障点標定サーバーの要部のブロック図である。
【図１１】図１１は従来の両端サージ受信故障点標定図である。
【符号の説明】
１ａ,１ｂ…母線、
２ａ,２ｂ…幹線線路の区間、
３…分岐線路の区間、
４ａ,４ｂ…電圧変成器、
５ａ,５ｂ…電流変成器、
６ａ,６ｂ…ＧＰＳアンテナ、
７ａ,７ｂ…サージ受信装置、
８…サージ受信型故障点標定装置、
１１…Ａ／Ｄ変換器、
１２…同期アンダーサンプリング部、
１３…実効値演算部、
１４…起動検出部、
１５…ＡＮＤ回路、
２１,３１…ハイパスフィルタ、
２２,３２…モード分離処理部、
２３,３３…補間処理部、
２４…サージ波形切出部、
２５,３５…相関演算部。[0001]
BACKGROUND OF THE INVENTION
The present invention relates to a fault location method for a power transmission line for locating a fault point where an electrical accident has occurred based on an accident voltage surge or an accident current surge caused by an electrical accident or the like in an overhead ground wire, and fault location using the same. About the system.
[0002]
[Prior art]
Conventionally, the arrival time of an accident voltage surge or accident current surge is detected, the propagation time of the current surge is multiplied by the detected arrival time of the voltage surge or current surge, and the distance to the fault point where the voltage surge or current surge occurred is calculated. Various failure point locating systems have been developed, such as locating a failure point by calculation.
[0003]
FIG. 11 shows the operating principle of a conventional fault location system that uses the two-end surge reception time difference to localize a fault point. This fault location system includes a surge receiver (not shown) installed at two ends (A and B ends) of a transmission line and a fault location device that performs fault location processing (not shown). I have. In the above fault location system, the internal clock between the surge receivers (not shown) is synchronized, and when the surge waveform exceeds the start level at the surge receiver, the arrival time of this surge is maintained and transmitted. It is transmitted to the fault location device through the road. Then, the failure point locating device calculates a surge reception time difference Δt = ta−tb between the surge receiving devices at both ends, and calculates the distance x from the A end to the failure point,
x = (L + Vp × Δt) / 2
Calculated by Here, L is the line length, and Vp is the surge propagation speed.
[0004]
[Problems to be solved by the invention]
By the way, in the above fault location system, since each surge receiver has an indefinite magnitude of surge, if the activation is detected at a certain level, an error occurs at the latched activation point (surge arrival time). There is a problem that an accurate surge arrival time cannot be obtained.
[0005]
Further, the frequency component of the accident surge signal generated at the failure point is mainly concentrated in the frequency band of 1 MHz or less. Sampling principle is accurate because it is sufficient to sample at a rate more than twice the maximum frequency component that can be propagated effectively (the highest frequency that can propagate through the transmission line among the frequency components of the surge signal). Therefore, the higher the sampling rate, the better. Conventional fault location systems have focused on simply maximizing the sampling rate and increasing the measurement resolution of the arrival time of the surge signal. For this reason, it is necessary to design a high-speed sampling circuit, and there is a problem that the cost is high.
[0006]
Further, when there is a branch line, a surge generated in the branch line due to an electrical failure is propagated to the branch point, and is further propagated to the A end and the B end as if the surge occurred at the branch point. In this case, the surge reception failure point locator erroneously positions the branch point as the surge occurrence point, that is, the failure point. Therefore, the failure point locating system for locating the failure point using the difference between the two-end surge reception times has a problem that the surge occurrence point due to the electric failure occurring in the branch line cannot be determined.
[0007]
Accordingly, an object of the present invention is to have a simple configuration and low cost, and can accurately locate the position of a failure point where an accident surge has occurred, and also when a transmission line is composed of a main line and a branch line, It is an object of the present invention to provide a fault location method for a power transmission line and a fault location system using the fault method.
[0008]
[Means for Solving the Problems]
[0009]
[0010]
[0011]
[0012]
[0013]
[0014]
[0015]
[0016]
[0017]
[0018]
[0019]
[0020]
[0021]
[0022]
In order to achieve the above object, the failure point locating method of the transmission line according to claim 1 is:
Ground fault or short circuit accident on the transmission line In Therefore, sampling the accident surge waveform data which is the waveform data of at least one of the accident voltage surge or the accident current surge generated at both ends of the main line of the transmission line,
Mode-converting the accident surge waveform data sampled at both ends of the trunk line of the transmission line;
The step of locating the failure point of the transmission line based on the metallic mode surge waveform data and the ground mode surge waveform data obtained from the accident converted waveform data of the mode,
The power transmission line is composed of a main line and a branch line, and in the step of locating the failure point of the power transmission line, the surge propagation speed of each section divided by the branch point of the power transmission line is different, and an accident occurs in the main line. When a surge occurs, the distance x to the failure point on the main line is
[Equation 3]

(However, when both ends of the main line are A end and B end,
M is the number of sections of the main line,
L _x Is the fault section length,
k ′ is a set of sections of the A-end trunk line of the fault section,
k ″ is a set of sections (B ′ + k ″ = M−1) of the B-end main line in the failure section,
V _mk (k = 1, ..., M) is the metallic mode surge propagation speed of each section,
V _gk (k = 1, ..., M) is the ground mode surge propagation speed of each section,
t _1m Is the metal mode surge arrival time on the A side,
t _1g Is the arrival time of ground mode surge on the A side,
t _2m Is the arrival time of the metallic mode surge on the B end side,
t _2g Is the arrival time of the ground mode surge on the B end side,
V _mx Is the metallic mode surge propagation speed in the fault zone)
It is characterized by being required by.
[0023]
According to the fault location method of a transmission line of claim 1, a metallic mode surge (line wave) waveform obtained by mode conversion of the accident surge waveform data sampled at both ends of the main line of the transmission line. Based on the data and ground mode surge (ground wave) waveform data, the failure point of the transmission line is located, so for example, select ground mode surge waveform data and metallic mode surge waveform data with the largest accident surge component Then, the position of the failure point where the accident surge has occurred can be accurately determined based on the selected ground mode phase surge waveform and metallic mode phase surge waveform. Further, when the surge propagation speed of each section divided by the branch point of the transmission line is different, the distance x to the failure point in the main line can be obtained by the above formula, and the transmission line is divided into the main line and the branch line. The failure point of the main line can also be located.
[0024]
Moreover, the failure point locating method of the transmission line of claim 2 is:
Ground fault or short circuit accident on the transmission line In Therefore, sampling the accident surge waveform data which is the waveform data of at least one of the accident voltage surge or the accident current surge generated at both ends of the main line of the transmission line,
Mode-converting the accident surge waveform data sampled at both ends of the trunk line of the transmission line;
The step of locating the failure point of the transmission line based on the metallic mode surge waveform data and the ground mode surge waveform data obtained from the accident converted waveform data of the mode,
The transmission line consists of a main line and a branch line,
In the step of locating the failure point of the transmission line, when the surge propagation speed of each section divided by the branch point of the transmission line is different and an accident surge occurs in the branch line, the failure point from the branch point The distance Δx to
[Expression 4]

(However, when both ends of the main line are A end and B end,
M is the number of sections of the main line,
L _x Is the fault section length,
V _mk (k = 1, ..., M) is the metallic mode surge propagation speed of each section,
V _gk (k = 1, ..., M) is the ground mode surge propagation speed of each section,
t _1m Is the metal mode surge arrival time on the A side,
t _1g Is the arrival time of ground mode surge on the A side,
t _2m Is the arrival time of the metallic mode surge on the B end side,
t _2g Is the arrival time of the ground mode surge on the B end side,
V _mx Is the metallic mode surge propagation speed in the failure section,
V _gx Is the ground mode surge propagation speed in the fault zone)
It is characterized by being required by.
[0025]
According to the fault location method for a transmission line of claim 2, a metallic mode surge (line wave) waveform obtained by mode-converting the accident surge waveform data sampled at both ends of the trunk line of the transmission line. Based on the data and ground mode surge (ground wave) waveform data, the failure point of the transmission line is located, so for example, select ground mode surge waveform data and metallic mode surge waveform data with the largest accident surge component Then, the position of the failure point where the accident surge has occurred can be accurately determined based on the selected ground mode phase surge waveform and metallic mode phase surge waveform. In addition, when the surge propagation speed of each section divided by the branch point of the transmission line is different, the distance Δx from the branch point to the failure point can be obtained by the above formula, and the transmission line is divided into the main line and the branch line. The failure point of the branch line can also be determined in the case of
[0026]
Further, the failure point locating method of the transmission line of claim 3 is:
Ground fault or short circuit accident on the transmission line In Therefore, sampling the accident surge waveform data which is the waveform data of at least one of the accident voltage surge or the accident current surge generated at both ends of the main line of the transmission line,
Mode-converting the accident surge waveform data sampled at both ends of the trunk line of the transmission line;
The step of locating the failure point of the transmission line based on the metallic mode surge waveform data and the ground mode surge waveform data obtained from the accident converted waveform data of the mode,
In the step of sampling the accident surge waveform data at both ends of the trunk line of the transmission line,
While sampling the waveform data at both ends of the main line of the transmission line by the first sampling circuit, the waveform data before the current sampling is stored in the buffer by at least the first predetermined number of samples, and the sampling frequency of the first sampling circuit Sampling waveform data at both ends of the trunk line of the transmission line with a second sampling circuit having a lower sampling frequency,
The effective value computing means obtains the effective value of the voltage or current of the commercial frequency component of the waveform data sampled by the second sampling circuit,
When the effective value of the voltage obtained by the effective value calculating means is less than a predetermined voltage value or when the effective value of the current obtained by the effective value calculating means is greater than or equal to the predetermined current value, the accident occurrence determining means performs the transmission line It was determined that an accident occurred on the main line of
When the accident occurrence determination means determines that an accident has occurred in the trunk line of the transmission line, the waveform data stored in the buffer before the accident point of the waveform data sampled by the first sampling circuit, and Only the waveform data of the second predetermined number of samples after the accident point is extracted as the accident surge waveform data by the waveform data extraction means.
[0027]
According to the fault location method for a transmission line of claim 3, a metallic mode surge (line wave) waveform obtained by mode-converting the accident surge waveform data sampled at both ends of the trunk line of the transmission line. Based on the data and ground mode surge (ground wave) waveform data, the failure point of the transmission line is located, so for example, select ground mode surge waveform data and metallic mode surge waveform data with the largest accident surge component Then, the position of the failure point where the accident surge has occurred can be accurately determined based on the selected ground mode phase surge waveform and metallic mode phase surge waveform. Further, based on the effective value of the voltage or current of the commercial frequency component of the waveform data sampled by the second sampling circuit whose sampling frequency is lower than that of the first sampling circuit, the trunk line of the transmission line Whether or not an accident has occurred is determined by the accident occurrence determination means. And when the said accident occurrence discrimination means discriminate | determines that the accident occurred in the trunk line of the said power transmission line, it is preserve | saved at the said buffer before an accident point among the waveform data sampled by the said 1st sampling circuit. Only the waveform data and the waveform data of the second predetermined number of samples after the accident point are extracted to obtain the accident surge waveform data for locating the failure point of the transmission line. As a result, it is possible to analyze only the waveform data before and after the accident point where the arc flash occurred and the waveform change that led to the accident occurred. Even if the point where the surge waveform is mixed and the occurrence point of the arc flash due to this may be different, it can be prevented that the surge waveform mixed point is misidentified as an accident point. Note that the second sampling circuit may be obtained by down-sampling from the waveform data of the first sampling circuit.
[0028]
A failure point locating system according to claim 4 is characterized in that the failure point locating method of any one of claims 1 to 3 is used.
[0029]
According to the fault location system of claim 4, an accident surge is generated with a simple configuration and low cost by locating the fault using the fault location method for any one of the transmission lines. The location of the failure point can be accurately determined.
[0030]
DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Hereinafter, after explaining the basic principle of the failure point locating method for a transmission line according to the present invention, a failure point locating system using the failure point locating method for the transmission line will be described in detail with reference to the illustrated embodiments.
[0031]
[1] Fault location based on mode-converted surge waveform data
Accident surge waveform data (accident voltage surge or accident current surge) at the time of transmission line ground fault (or short circuit) accident is sampled at both ends of the trunk line of the transmission line, and the sampled accident surge waveform data is converted to mode. Metallic mode surge waveform data and ground mode surge waveform data are obtained. That is, the three-phase surge waveform or the six-phase surge waveform, which is the accident surge waveform data, is mode-converted, and the three-phase surge waveform or the six-phase surge waveform in a plurality of independent single-phase circuits is separated, thereby obtaining a one-phase ground. Mode phase surge waveform data including a mode surge waveform and a two-phase or five-phase metallic mode surge waveform is obtained. The ground mode phase is selected from the obtained mode phase surge waveforms, the metallic mode phase having the largest accident surge component is selected, and the surge waveform and metallic mode phase of the selected ground mode phase are selected. Based on the surge waveform, the fault point where the accident surge occurred can be accurately determined.
[0032]
[2] Improving the accuracy of surge arrival time
(1) Correlation calculation
FIG. 1 is a diagram for explaining detection of a time difference between surge arrival times by waveform correlation calculation. In FIG. 1, the upper left is the original surge waveform of an accident voltage surge (or accident current surge) sampled at the A end of the transmission line. A, lower left is the original surge waveform B of the accident voltage surge (or accident current surge) sampled at the B end of the transmission line. The original surge waveforms A and B are accident surge waveform data in which an accident voltage surge (or an accident current surge) caused by a ground fault or a short-circuit accident is extracted from a power system voltage current signal by a high-pass filter. .
[0033]
As shown in FIG. 1, in order to accurately identify the arrival times of the original surge waveforms A and B, the waveform from the rising or falling edge of the surge waveform to the maximum or minimum value of the surge waveform is changed to the original surge waveform or other And the surge waveform arrival time is detected from the maximum value of the correlation coefficient. Thus, the arrival time difference between the accident surge waveform data can be stably detected based on the maximum value obtained by the correlation calculation of the accident surge waveform data, avoiding the problem of the arrival time instability in the conventional level activation detection method. Further, by using only the rising or falling waveform of the first surge of the accident surge waveform data to be subjected to correlation calculation, the influence of interference due to local reflection can be avoided as much as possible. The arrival time of the surge waveform is detected from the maximum value of the correlation coefficient, but the arrival time of the surge waveform may be detected from the minimum value of the correlation coefficient, and both the maximum value and the minimum value may be used. .
[0034]
(2) Upsampling of accident surge data
Further, in the conventional fault line location method of a transmission line, the time axis of the method of detecting the surge arrival time difference by correlating the surge waveform data sampled at a constant sampling rate f at a time step T = 1 / f. Since the resolution is T, the maximum detection accuracy of the time difference between surge arrival times is time step T. On the other hand, in the fault location method of the transmission line according to the present invention, the time step of surge waveform correlation processing is improved by up-sampling the sampled accident surge waveform data by the sampling data interpolation method and improving the sampling rate. The resolution and accuracy of the surge arrival time can be improved.
[0035]
As a result, even if the sampling rate is lowered to the minimum sampling rate, it can be converted to the sampling rate designated by sampling interpolation, so that the sampling circuit can be designed economically.
[0036]
(3) Shaping of accident surge waveform data
FIG. 2 shows an equivalent circuit of a transmission line combining a lossless line and an equivalent concentrated resistance. In FIG. 2, Zo is a line-specific impedance, L is an inductance of a unit length line, and C is an electrostatic capacity of the unit length line. Capacitance, R is the resistance of the entire line.
[0037]
As shown in FIG. 2, the transmission lines are simple time delay lines DLA, DLB, line intrinsic impedance Zo, line resistance kR / 2, kR / 2, (1-k) R / 2, (1-k) R / It can be expressed as a lumped constant consisting of two series. By approximating the failure point voltage surge with the a ′ point voltage, the surge waveform distortion due to the impedance behind the surge receiving point can be removed to some extent, and the detection accuracy of the arrival time of the accident surge signal can be improved. Voltage V at point a 'close to the original waveform shape of the above voltage surge waveform _a 'Can be approximated by (Equation 1a). Similarly, the voltage V at the point b ′ _b 'Can also be approximated by (Equation 1b).
[Equation 5]

………………… (Formula 1a)
[Formula 6]

………………… (Formula 1b)
[0038]
Here, L is the inductance of the entire line, C is the capacitance capacitance of the entire line, k is the propagation time ratio or distance ratio between the failure point and the A end and the B end, R is the resistance of the entire line, V _a (t), V _b (t) is A terminal voltage and B terminal voltage at time t, i _a (t), i _b (t) is the A-end current and B-end current at time t.
[0039]
Thereby, the accident voltage surge at the failure point can be restored as faithfully as possible from the voltage current at the surge receiving end.
[0040]
[3] Fault location of transmission lines with branch lines
Next, in a transmission line having a main line and a branch line, when the surge propagation speed of each section divided by the branch point is the same, the main line by the metallic mode surge arrival time and the ground mode surge arrival time at both ends of the transmission line A method for locating a failure point or a branch line failure point will be described.
[0041]
First, the metallic mode surge propagation speed and the ground mode surge propagation speed are expressed as V _m , V _g The metallic mode surge arrival time and the ground mode surge arrival time from the failure point to the A end are t _1m , t _1g And each mode surge arrival time at the B end is t _2m , t _2g And t is the time point of occurrence of the failure.
[0042]
The fault location distance from the A end of the main line fault can be calculated by (Equation 2).
[Expression 7]

(However, L is the total length of the main line)
………………… (Formula 2)
[0043]
As shown in FIG. 3, when the failure point is in the branch line section (C end side), the propagation distance from the failure point to the A end is given by the following (Equation 3a), and from the failure point to the B end. The propagation distance is given by the following (Equation 3b).
[Equation 8]

………………… (Formula 3a)
[Equation 9]

………………… (Formula 3b)
Where Δx is the branch point distance (Δx> 0 if the fault is in the branch section, Δx = 0 if the fault is in the main line section), t _1m , t _2m Is the arrival time of metallic mode surge, t _1g , t _2g Is the ground mode surge arrival time, V _m Is the metallic mode surge propagation speed, V _g Is the ground mode surge propagation speed, L is the total length of the main line)
[0044]
When the simultaneous equations of (Equation 3a) and (Equation 3b) are solved, the failure point distance Δx from the branch point of the branch line failure can be calculated by the following (Equation 4).
[Expression 10]

………………… (Formula 4)
(However, t _1m , t _2m Is the arrival time of metallic mode surge, t _1g , t _2g Is the ground mode surge arrival time, V _m Is the metallic mode surge propagation speed, V _g (Ground mode surge propagation speed, L is the total length of the main line)
[0045]
When the failure point location distance Δx calculated by the above (Equation 4) is not 0, it indicates that the failure point is in a certain branch section. Further, the section of the branch line is determined by the calculation result of (Equation 2), and the final failure distance is calculated. A summary of the orientation results is shown in Table 1.
[0046]
[Table 1]

[0047]
Next, when the surge propagation speed of the branch line is different from the surge propagation speed of the trunk line, the failure point of the trunk line or the branch line is determined by the arrival time of the metallic mode surge and the arrival time of the ground mode surge at both ends of the transmission line. A method will be described.
[0048]
The trunk line at the end of the transmission line AB is composed of M sections having different line constants. The metallic mode surge propagation speed and ground mode surge propagation speed of each section are V _mk , V _gk (k = 1,..., M), and the metallic mode surge arrival time and the ground mode surge arrival time from the failure point to the A end are respectively t _1m , t _1g , Each mode surge arrival time at the B end _2m , t _2g , V _mx , V _gx Let t be the failure time point.
[0049]
When a line failure occurs on the main line, the failure point distance x from the A end is
## EQU11 ##

(However, L _x Is the failure section length, k ′ is a set of sections of the A-end side trunk line of the failure section, k ″ is a set of sections of the B-end side trunk line of the failure section, k ′ + k ″ = M−1)
………………… (Formula 5)
Can be calculated by
[0050]
On the other hand, if a line fault surge occurs in the branch line, the metallic mode surge arrival time t 'of the fault voltage surge or fault current surge _m Can be calculated by (Equation 6a), and the ground mode surge arrival time t ' _g Can be calculated by (Equation 6b).
[Expression 12]

………………… (Formula 6a)
[Formula 13]

………………… (Formula 6b)
[0051]
The failure point locating distance Δx from the branch point is given by (Expression 7b) calculated from the following simultaneous equations (Expression 7a).

………………… (Formula 7a)
[Expression 14]

………………… (Formula 7b)
[0052]
The determination of whether the line fault is in the section of the main line or in the section of the branch line, and the overall orientation of the failure point are performed according to the rules of “General location of failure point” in Table 1.
[0053]
[4] Fault location system
Next, a surge reception type fault location system according to an embodiment of the present invention will be described.
[0054]
FIG. 4 shows the configuration of this surge receiving type fault location system. In FIG. 4, 1a is an A-end side bus, 1b is a B-end side bus, 2a and 2b are three-phase unbalanced transmission of two parallel lines. Section of main line of electric wire, 3 is section of branch line, 4a and 4b are voltage transformers for detecting voltages at both ends of the main line, 5a and 5b are current transformers for detecting current at both ends of the main line, 6a, 6b is a GPS antenna, 7a and 7b are arranged at both ends of the main line, and receives a voltage signal from the voltage transformers 4a and 4b and a current signal from the current transformers 5a and 5b, and 8 is the surge receiver. 7 is a fault location server including a fault location means for locating a fault point upon receipt of surge information from 7a and 7b and an arrival time calculation means for obtaining the arrival time of an accident surge. The line constant of each section of the transmission line is substantially the same (the surge propagation speed is substantially the same).
[0055]
The

surge receiving devices

7a and 7b at both ends of the

sections

2a and 2b of the trunk line of the transmission line send voltage signals and current signals at both ends of the transmission line via the voltage transformers 4a and 4b and the current transformers 5a and 5b. High-speed sampling is performed at a sampling rate of 10 MHz, and is always stored in one of the waveform data buffers having a multilink structure (configured by a plurality of ring buffers) inside the

surge receivers

7a and 7b. The

surge receivers

7a and 7b receive standard clock signals transmitted from satellites by the GPS antennas 6a and 6b, and perform high-speed sampling while synchronizing with the standard clock signals.
[0056]
Simultaneously with the high-speed sampling, a voltage change generated in the

sections

2a and 2b of the trunk line and the section 3 of the branch line due to an electrical failure is detected. In order to achieve stable start-up detection using the detected voltage change, start-up detection is performed with a change in the effective value of the voltage. In the

surge receivers

7a and 7b, when activation is detected due to a decrease in the effective value of the voltage due to an electrical failure (when the effective voltage value is less than or equal to the predetermined voltage value), the sampling is continued for a predetermined time set from the starting point. Sampling data is continuously saved in the waveform data buffer. When the preset predetermined time is exceeded, the recording of the sampling data in the waveform data buffer is terminated, and the recording of the sampling data is switched to the next waveform data buffer to prepare for the occurrence of the next electrical failure. In this embodiment, the activation detection is performed when the effective value of the voltage generated in the trunk line of the transmission line due to an electrical failure is equal to or lower than the predetermined voltage value. However, the current generated in the trunk line of the transmission line due to the electrical failure is detected. The activation may be detected when the effective value is equal to or greater than a predetermined current value.
[0057]
Here, in order to calculate the effective value with the data of 10 MHz sampling, the calculation capability of the common DSP (or CPU) is insufficient. Therefore, the activation detection of the

surge receivers

7a and 7b of this embodiment is performed by an effective value activation detection circuit as an example of the accident surge waveform data sampling means shown in the block diagram of FIG.
[0058]
First, as shown in FIG. 5, 10 MHz sampling data A / D-converted by an A / D converter 11 as an example of a first sampling circuit is used as a synchronous undersampling unit 12 as an example of a second sampling circuit. Undersampling is performed and converted to 2.5 kHz sampling data. Then, the effective value is calculated at high speed with respect to the undersampling data by the effective value calculating unit 13 as an example of the effective value calculating means. When the effective value calculated by the effective value calculating unit 13 is detected and activated by the activation detecting unit 14 as an example of the accident occurrence determination means, the activation detection signal from the activation detecting unit 14 is turned off delay. The unit 15 is delayed for a predetermined time corresponding to the second predetermined number of samples, and the buffer selector switch 16 is switched by the delayed activation detection signal. For example, when the buffer switch 16 first selects the waveform buffer # 1 (17), the waveform data from the A / D converter 11 is supplied to the waveform buffer # 1 (17) operating as a ring buffer for a predetermined time. It is captured. When the buffer switch 16 is switched to the waveform buffer # 2 (18) by the activation detection signal, the accident surge waveform data before and after the activation is recorded in the waveform buffer # 1 (17). That is, the waveform data of the first predetermined number of samples stored in the waveform buffer before the accident point and the waveform data of the second predetermined number of samples after the accident point are extracted as the accident surge waveform data. Similarly, whenever the activation is detected, the buffer switch 16 is switched, and the accident surge waveform data is recorded in the waveform buffer # 2 (18) to the waveform buffer # 4 (20), respectively. The off-delay delay unit 15 and the buffer switch 16 constitute a waveform data extraction unit.
[0059]
The calculation of the effective value by the effective value calculation unit 13 is performed by calculating the effective value with the two-point data at the front and rear electrical angle intervals of 90 degrees, and further calculating the average of the four effective value data by the following (Equation 8). Move process. Effective value V after this average movement processing _RMS Is data for detecting activation.
[Expression 15]

………………… (Formula 8)
[0060]
However, in the case of 100 SPC (number of samples per cycle), 90 degrees is 25 samples.
[0061]
FIG. 6 (A) shows an example of effective value calculation and starting point detection, and FIG. 6 (B) is an enlarged view of the time axis of the main part of FIG. 6 (A). Depending on the failure occurrence phase, the maximum delay time for detection of activation may reach 90 degrees. Further, as shown in FIG. 6B, since the activation detection delay at the effective value is as large as 90 degrees at the maximum, the waveform data including the surge signal must be secured as shown in FIG. FIG. 7 shows the minimum required surge data recording length before surge waveform cut-out processing. When the delay time of the effective value activation detection method is 5 ms and the surge reflected wave is also collected, The surge propagation round trip time (when the line length is 300 km at the maximum) is 2 ms. In addition, in order to reliably collect the point of occurrence of the accident surge, extra 1 ms long waveform data is recorded before and after the surge waveform data recording.
[0062]
In order to reduce the wasteful recording time due to the activation detection delay, the surge data activation detection points by the built-in CPUs in the

surge receivers

7a and 7b are accurately detected again, and effective surge waveform data is cut out to obtain the fault location server 8 ( (Shown in FIG. 4).
[0063]
Precise detection of the surge data starting point is performed by square wave function correlation calculation according to the following (Equation 9). In order to reliably record accident surges, it is necessary to ensure sufficient recording time before and after startup. If these waveform data are transmitted as they are, transmission time is required. Therefore, the correlation function s (k) is obtained by (Equation 9), and processing for improving the accident surge detection accuracy is performed inside the

surge receivers

7a and 7b.
[Expression 16]

………………… (Formula 9)
[0064]
FIG. 8 shows an example of correlation calculation when M = 20 and SPC = 1000. As shown in FIG. 8, when some noise is mixed in the signal waveform, it is suppressed by the Σ operation processing, so that the correlation operation coefficient output is not greatly affected. By adjusting the time width of the correlation calculation, it is possible to combine accident surge detection sensitivity and noise resistance.
[0065]
Next, when the surge starting point can be accurately detected, a part before and after the accident surge is taken out as shown in FIG. Fig. 9 shows the minimum surge data recording length required for surge reception type failure point location processing. When an accident surge occurrence point is detected, the delay time of the reflected wave of the accident surge (when the line length is 300 km at maximum) ) Is provided with a recording margin time of 0.1 ms before and after, and is set as the recording length of the cut surge waveform data. Thus, a minimum surge waveform can be cut out and transmitted to the fault location server 8 (shown in FIG. 4). Thus, useless transfer corresponding to the activation detection delay can be omitted from the effective value activation data.
[0066]
FIG. 10 is a block diagram of the main part of the fault location server 8 (shown in FIG. 4). In FIG. 10,

reference numerals

21 and 31 denote three phases from the

surge receiving devices

7a and 7b (shown in FIG. 4). High-pass filters (HPF) for extracting surge components included in the waveform data, 22 and 32 are examples of mode conversion means and accident surge waveform data shaping means for mode-converting accident surge waveform data extracted by the high-

pass filters

21 and 31. Mode separation processing units 23, 33 are accident surge waveform data upsampling means for upsampling mutually independent three-phase surge waveform data (or six-phase surge waveform data) separated by the mode

separation processing units

22, 32. An interpolation processing unit 24 as an example of the three-phase surge waveform data (or up-sampled by the interpolation processing unit 23) (or A surge waveform cutout section for cutting out the leading surge waveform from the six-phase surge waveform data), 25 is a correlation calculation section for calculating the autocorrelation with the surge waveform at the A end in the leading surge waveform cut out by the surge waveform cutting section 24, Reference numeral 35 denotes a correlation calculation unit that calculates a cross correlation with the surge waveform at the B end in the leading surge waveform cut out by the surge waveform cutting unit 24.
[0067]
As shown in FIG. 10, the three-phase waveform data (or six-phase surge waveform) including the surge sent to the fault location server 8 (shown in FIG. 4) is first extracted through the high-

pass filters

21 and 31 only. To do.
[0068]
Next, in the mode

separation processing units

22 and 32, the extracted surge part is an equivalent circuit in which an equivalent concentrated resistance and a lossless transmission line are combined, and a three-phase surge waveform (or six-phase surge waveform) is a voltage. When it is a waveform, the accident surge wave data is shaped by adding the voltage drop due to the equivalent concentrated resistance so that the influence of the transient phenomenon can be removed and an accurate accident surge arrival time can be determined.
[0069]
In the mode

separation processing units

22 and 32, the three-phase surge waveform (or six-phase surge waveform) is mode-converted to separate the mutually independent three-phase surge waveform or six-phase surge waveform. This separated mode phase surge waveform includes a one-phase ground mode surge waveform and a two-phase or five-phase metallic mode surge waveform. The ground mode phase is selected from the mode phase surge waveforms, and the metallic mode phase with the largest accident surge component is selected. Based on the selected ground mode phase surge waveform and the metallic mode phase surge waveform. To calculate the fault location.
[0070]
Further, the interpolation processing units 23 and 33 perform sampling data interpolation processing to convert the sampling rate of the surge waveform from 10 Msample / second to 40 Msample / second, thereby increasing the sampling time resolution.
[0071]
Then, when the A end is used as a reference, a correlation calculation as an example of a correlation function calculation means is performed with the leading surge waveform cut out from the surge waveform by the surge waveform cutting unit 24 from the surge waveform with the sampling time resolution at the A end being increased. An autocorrelation operation (calculation of an autocorrelation function) with the A-end surge waveform is performed by the unit 25, while a cross-correlation operation (cross-correlation function) with the B-end surge waveform is performed by a correlation calculation unit 35 as an example of a correlation function calculation unit ).
[0072]
As shown in FIG. 1, the maximum value of the autocorrelation coefficient output and the cross correlation coefficient output is found, and the sampling point of the maximum value is set as the surge arrival time. The detected surge arrival time is substituted into the above (formula 2) and (formula 3b), and the fault point calculated value on the main line and the fault point calculated value on the branch line are obtained. Further, the two calculated distances are processed in accordance with the rule of “total fault location” in Table 1 above to determine the true fault point position.
[0073]
In the above embodiment, the surge propagation speed in each section of the transmission line is substantially the same. However, the surge propagation speed in each section of the transmission line may be different, and in that case, in (3) (Equation 5), The failure point is determined by (Expression 6a), (Expression 6b), (Expression 7a), and (Expression 7b).
[0074]
In the above embodiment, “[2] (1) Correlation calculation” is performed in “[1] Failure point determination by surge waveform data converted in mode”, but only one of them is determined as a failure point. You may use for. If a high-speed sampling circuit having a sufficient sampling rate can be realized at low cost, “[2] (2) Upsampling of accident surge wave data” may not be performed. Further, if there is no adverse effect on arrival time determination due to a transient phenomenon of an arrival accident surge signal due to surge impedance behind both ends of the transmission line, “[2] (3) shaping of accident surge waveform data” may not be performed.
[0075]
【The invention's effect】
As is clear from the above, according to the fault location method and the fault location system using the fault according to the present invention, the fault voltage surge or fault current surge sampled only at both ends of the trunk line of the transmission line. Based on at least one of the waveform data, the location of the failure point where the accident surge occurred can be accurately determined with a simple configuration and at low cost, and the transmission line may be composed of a main line and a branch line. The failure point of the main line or branch line can be determined.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a diagram for explaining detection of a time difference between surge arrival times by waveform correlation calculation of a fault location method for a transmission line according to the present invention.
FIG. 2 is a diagram illustrating an equivalent circuit of a power transmission line using a lossless transmission circuit.
FIG. 3 is a diagram showing surge propagation at the time of a failure in a section of a branch line.
FIG. 4 is a diagram showing a configuration of a surge reception type failure point locating system using a transmission line failure point locating method according to an embodiment of the present invention.
FIG. 5 is a block diagram of an effective value activation detection circuit.
6A is a diagram showing effective value calculation and starting point detection, and FIG. 6B is an enlarged view of the time axis of the main part of FIG. 6A.
FIG. 7 is a diagram showing the contents of waveform recording before a surge waveform is cut out.
FIG. 8 is a diagram for explaining accident surge correlation detection by a square wave function.
FIG. 9 is a diagram showing the contents of surge waveform recording after cut-out processing.
FIG. 10 is a block diagram of a main part of a fault location server that performs surge waveform interpolation processing and correlation calculation.
FIG. 11 is a diagram showing a conventional both-end surge reception failure point localization.
[Explanation of symbols]
1a, 1b ... busbars,
2a, 2b ... section of the main line,
3 ... Branch line section,
4a, 4b ... Voltage transformer,
5a, 5b ... current transformer,
6a, 6b ... GPS antenna,
7a, 7b ... surge receiver,
8 ... Surge reception type fault location device,
11 ... A / D converter,
12 ... Synchronous undersampling unit,
13 ... RMS value calculation unit,
14 ... start detection part,
15 ... AND circuit,
21, 31 ... high-pass filter,
22, 32 ... mode separation processing unit,
23, 33 ... interpolation processing unit,
24 ... Surge waveform cutout part,
25, 35 ... correlation calculation unit.

Claims

送電線に地絡事故または短絡事故によって発生した事故電圧サージまたは事故電流サージの少なくとも一方の波形データである事故サージ波形データを上記送電線の幹線線路の両端でサンプリングするステップと、
上記送電線の幹線線路の両端でサンプリングされた上記事故サージ波形データをモード変換するステップと、
上記モード変換された事故サージ波形データから得られたメタリックモードサージ波形データとグランドモードサージ波形データに基づいて、上記送電線の故障点を標定するステップとを有し、
上記送電線が幹線線路と分岐線路からなり、
上記送電線の故障点を標定するステップにおいて、上記送電線の分岐点により区分された各区間のサージ伝播速度が異なり、かつ、上記幹線線路で事故サージが発生したとき、上記幹線線路における故障点までの距離ｘは、

(ただし、幹線線路の両端をＡ端,Ｂ端とするとき、
Ｍは幹線線路の区間の数、
Ｌ_xは故障区間長、
ｋ'は故障区間のＡ端側幹線線路の区間の集合、
ｋ"は故障区間のＢ端側幹線線路の区間の集合(ｋ'+ｋ"＝Ｍ−1)、
Ｖ_mk(ｋ＝1,…,Ｍ)は各区間のメタリックモードサージ伝播速度、
Ｖ_gk(ｋ＝1,…,Ｍ)は各区間のグランドモードサージ伝播速度、
ｔ_1mはＡ端側のメタリックモードサージ到着時刻、
ｔ_1gはＡ端側のグランドモードサージ到着時刻、
ｔ_2mはＢ端側のメタリックモードサージ到着時刻、
ｔ_2gはＢ端側のグランドモードサージ到着時刻、
Ｖ_mxは故障区間のメタリックモードサージ伝播速度である)
により求められることを特徴とする送電線の故障点標定方法。A step of sampling the accident surge waveform data of at least one of the waveform data of accidents voltage surge or fault current surges that result occurs a ground fault or short-circuit fault in the transmission line at both ends of the trunk line of the transmission lines,
Mode-converting the accident surge waveform data sampled at both ends of the trunk line of the transmission line;
The step of locating the failure point of the transmission line based on the metallic mode surge waveform data and the ground mode surge waveform data obtained from the accident converted waveform data of the mode,
The transmission line consists of a main line and a branch line,
In the step of locating the failure point of the transmission line, when the surge propagation speed of each section divided by the branch point of the transmission line is different and an accident surge occurs in the trunk line, the failure point in the trunk line The distance x to

(However, when both ends of the main line are A end and B end,
M is the number of sections of the main line,
L _x is the failure section length,
k ′ is a set of sections of the A-end trunk line of the fault section,
k ″ is a set of sections (B ′ + k ″ = M−1) of the B-end main line in the failure section,
V _mk (k = 1, ..., M) is the metallic mode surge propagation speed of each section,
V _gk (k = 1, ..., M) is the ground mode surge propagation speed of each section,
t _1m is the arrival time of metallic mode surge on the A side,
t _1g is the arrival time of ground mode surge on the A side,
t _2m is the arrival time of the metallic mode surge at the B end,
t _2g is the arrival time of the ground mode surge at the B end,
(V _mx is the metallic mode surge propagation speed in the failure section)
A fault location method for a transmission line, characterized by:

送電線に地絡事故または短絡事故によって発生した事故電圧サージまたは事故電流サージの少なくとも一方の波形データである事故サージ波形データを上記送電線の幹線線路の両端でサンプリングするステップと、
上記送電線の幹線線路の両端でサンプリングされた上記事故サージ波形データをモード変換するステップと、
上記モード変換された事故サージ波形データから得られたメタリックモードサージ波形データとグランドモードサージ波形データに基づいて、上記送電線の故障点を標定するステップとを有し、
上記送電線が幹線線路と分岐線路からなり、
上記送電線の故障点を標定するステップにおいて、上記送電線の分岐点により区分された各区間のサージ伝播速度が異なり、かつ、上記分岐線路で事故サージが発生したとき、上記分岐点から故障点までの距離Δｘは、

(ただし、幹線線路の両端をＡ端,Ｂ端とするとき、
Ｍは幹線線路の区間の数、
Ｌ_xは故障区間長、
Ｖ_mk(ｋ＝1,…,Ｍ)は各区間のメタリックモードサージ伝播速度、
Ｖ_gk(ｋ＝1,…,Ｍ)は各区間のグランドモードサージ伝播速度、
ｔ_1mはＡ端側のメタリックモードサージ到着時刻、
ｔ_1gはＡ端側のグランドモードサージ到着時刻、
ｔ_2mはＢ端側のメタリックモードサージ到着時刻、
ｔ_2gはＢ端側のグランドモードサージ到着時刻、
Ｖ_mxは故障区間のメタリックモードサージ伝播速度、
Ｖ_gxは故障区間のグランドモードサージ伝播速度である)
により求められることを特徴とする送電線の故障点標定方法。A step of sampling the accident surge waveform data of at least one of the waveform data of accidents voltage surge or fault current surges that result occurs a ground fault or short-circuit fault in the transmission line at both ends of the trunk line of the transmission lines,
Mode-converting the accident surge waveform data sampled at both ends of the trunk line of the transmission line;
The step of locating the failure point of the transmission line based on the metallic mode surge waveform data and the ground mode surge waveform data obtained from the accident converted waveform data of the mode,
The transmission line consists of a main line and a branch line,
In the step of locating the failure point of the transmission line, when the surge propagation speed of each section divided by the branch point of the transmission line is different and an accident surge occurs in the branch line, the failure point from the branch point The distance Δx to

(However, when both ends of the main line are A end and B end,
M is the number of sections of the main line,
L _x is the failure section length,
V _mk (k = 1, ..., M) is the metallic mode surge propagation speed of each section,
V _gk (k = 1, ..., M) is the ground mode surge propagation speed of each section,
t _1m is the arrival time of metallic mode surge on the A side,
t _1g is the arrival time of ground mode surge on the A side,
t _2m is the arrival time of the metallic mode surge at the B end,
t _2g is the arrival time of the ground mode surge at the B end,
V _mx is the metallic mode surge propagation speed in the failure section,
(V _gx is the ground mode surge propagation speed in the fault zone)
A fault location method for a transmission line, characterized by:

送電線に地絡事故または短絡事故によって発生した事故電圧サージまたは事故電流サージの少なくとも一方の波形データである事故サージ波形データを上記送電線の幹線線路の両端でサンプリングするステップと、
上記送電線の幹線線路の両端でサンプリングされた上記事故サージ波形データをモード変換するステップと、
上記モード変換された事故サージ波形データから得られたメタリックモードサージ波形データとグランドモードサージ波形データに基づいて、上記送電線の故障点を標定するステップとを有し、
上記事故サージ波形データを上記送電線の幹線線路の両端でサンプリングするステップでは、
上記送電線の幹線線路の両端で波形データを第１のサンプリング回路でサンプリングしながら現サンプリング前の波形データを少なくとも第１所定サンプル数だけバッファに保管すると共に、上記第１のサンプリング回路のサンプリング周波数よりも低いサンプリング周波数の第２のサンプリング回路で上記送電線の幹線線路の両端で波形データをサンプリングし、
上記第２のサンプリング回路によりサンプリングされた波形データの商用周波数成分の電圧実効値または電流の実効値を実効値演算手段により求め、
上記実効値演算手段により求められた電圧の実効値が所定電圧値以下かまたは上記実効値演算手段により求められた電流の実効値が所定電流値以上であるとき、事故発生判別手段により上記送電線の幹線線路において事故が発生したと判別し、
上記事故発生判別手段が上記送電線の幹線線路において事故が発生したと判別すると、上記第１のサンプリング回路によりサンプリングされた波形データのうちの事故点前の上記バッファに保管されている波形データおよび事故点後の第２所定サンプル数の波形データのみを波形データ抽出手段により上記事故サージ波形データとして抽出することを特徴とする送電線の故障点標定方法。A step of sampling the accident surge waveform data of at least one of the waveform data of accidents voltage surge or fault current surges that result occurs a ground fault or short-circuit fault in the transmission line at both ends of the trunk line of the transmission lines,
Mode-converting the accident surge waveform data sampled at both ends of the trunk line of the transmission line;
The step of locating the failure point of the transmission line based on the metallic mode surge waveform data and the ground mode surge waveform data obtained from the accident converted waveform data of the mode,
In the step of sampling the accident surge waveform data at both ends of the trunk line of the transmission line,
While sampling the waveform data at both ends of the main line of the transmission line by the first sampling circuit, the waveform data before the current sampling is stored in the buffer by at least the first predetermined number of samples, and the sampling frequency of the first sampling circuit Sampling waveform data at both ends of the trunk line of the transmission line with a second sampling circuit having a lower sampling frequency,
The effective value computing means obtains the effective value of the voltage or current of the commercial frequency component of the waveform data sampled by the second sampling circuit,
When the effective value of the voltage obtained by the effective value calculating means is less than a predetermined voltage value or when the effective value of the current obtained by the effective value calculating means is greater than or equal to the predetermined current value, the accident occurrence determining means performs the transmission line It was determined that an accident occurred on the main line of
When the accident occurrence determination means determines that an accident has occurred in the trunk line of the transmission line, the waveform data stored in the buffer before the accident point of the waveform data sampled by the first sampling circuit, and A fault location method for a transmission line, wherein only waveform data of a second predetermined number of samples after the accident point is extracted as the above-mentioned accident surge waveform data by the waveform data extracting means.

請求項１乃至３のいずれか１つに記載の送電線の故障点標定方法を用いたことを特徴とする故障点標定システム。 A fault location system using the fault location method for a power transmission line according to any one of claims 1 to 3.