JP7429339B2 - 非同期測定を使用した、パラメータに依存しない進行波ベースの故障位置特定 - Google Patents

非同期測定を使用した、パラメータに依存しない進行波ベースの故障位置特定 Download PDF

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Description

技術分野
本発明は、一般に、送電線における故障位置特定に関する。特に、本発明は、ラインパラメータに依存せず、非同期測定を使用する進行波ベースの故障位置特定に関する。
背景
電力伝送システムは、送電線および配電線と、発電機、変圧器、リレー、インテリジェント電子デバイス（ＩＥＤ：Ｉｎｔｅｌｌｉｇｅｎｔ ｅｌｅｃｔｒｏｎｉｃ ｄｅｖｉｃｅ）などの多数の電気部品とから構成される大規模で複雑なネットワークである。送電線は、嵐、雷、雪、氷結雨、絶縁破壊、ならびに鳥、木の枝、および他の外部物体によって引き起こされる短絡故障にさらされることが多い。一般に、故障は、正常な電流の流れに乱れを引き起こす電気システムの異常状態として定義される。この逸脱した電流の流れは、電圧および／または電流の流れの変化を引き起こし、送電を遮断する。
故障後の電力供給の復旧は、保守チームが故障によって引き起こされた損傷の修理を完了した後にのみ行うことができる。したがって、送電線の正確な故障位置特定が重要であり、その結果、保守員は故障位置に到達し、送電を復旧するための修理を行うことができる。故障位置の迅速な特定は、電力供給の信頼性、回復を改善し、公益事業体の収益損失を低減する。
概要
本開示は、第１の端子を第２の端子と接続する送電線における故障位置の特定のための方法に関し、本方法は、前記第１および第２の端子の各々で行われた測定から検出された進行波の第１のピーク、第２のピーク、および第３のピークの到着時間を取得することと、前記第１および第２の端子で行われた前記測定から検出された前記進行波の前記第１のピークに関連する立上り時間を計算することと、前記第１および第２の端子における前記進行波の前記第１のピークについて推定された前記立上り時間の比較に基づいて、前記送電線の第１の半分および第２の半分のうちの１つが故障を有すると識別することと、前記第１および前記第２の半分のうちの１つが前記故障を有するとの前記識別と、前記第１および第２の端子における前記進行波の前記第１、第２および第３のピークの前記到着時間の比較とに基づいて、前記送電線の第１のセグメント、第２のセグメント、第３のセグメント、および第４のセグメントのうちの１つが前記故障を有すると識別することと、前記第１、第２、第３、および第４のセグメントのうちの１つが前記故障を有するとの識別と、前記進行波の前記第１、第２、および第３のピークの前記到着時間、前記第１の端子で行われた前記測定から検出された前記第２の端子から反射された進行波の第１のピークの到着時間、ならびに前記第２の端子で行われた前記測定から検出された前記第１の端子から反射された進行波の第１のピークの到着時間の比較とに基づいて、前記送電線の長さを推定することと、前記第１、第２、第３、および第４のセグメントのうちの１つが前記故障を有するとの前記識別と、前記第１および第２の端子で行われた測定から検出された前記進行波の前記第１、第２、および第３のピークの前記到着時間と、前記送電線の推定された長さとに基づいて、前記故障位置を推定することとを備える。
本開示はまた、第１の端子を第２の端子と接続する送電線における故障位置の特定のための装置に関し、前記装置は、前記第１および第２の端子で行われた測定から検出された進行波の第１のピーク、第２のピーク、および第３のピークを検出し、前記第１および第２の端子で行われた測定から検出された前記進行波の前記第１のピーク、前記第２のピーク、および前記第３のピークの到着時間を取得し、前記第１および第２の端子で行われた前記測定から検出された前記進行波の前記第１のピークに関連する立上り時間を計算するための進行波検出器と、前記進行波の前記第１のピークに関連する前記計算された立上り時間の比較に基づいて、前記送電線の第１の半分および第２の半分のうちの１つが故障を有すると識別し、前記第１および前記第２の半分のうちの１つが前記故障を有するとの前記識別と、前記進行波の前記第１、第２、および第３のピークの前記到着時間の比較とに基づいて、前記送電線の第１のセグメント、第２のセグメント、第３のセグメント、および第４のセグメントのうちの１つが前記故障を有すると識別するように構成された故障局所化モジュールと、前記第１、第２、第３、および第４のセグメントのうちの１つが前記故障を有するとの識別と、前記進行波の前記第１、第２、および第３のピークの前記到着時間、前記第１の端子で行われた前記測定から検出された前記第２の端子から反射された進行波の第１のピークの到着時間、ならびに前記第２の端子で行われた前記測定から検出された前記第１の端子から反射された進行波の第１のピークの到着時間の比較とに基づいて、前記送電線の長さを推定し、前記第１、第２、第３、および第４のセグメントのうちの１つが前記故障を有するとの前記識別と、前記第１および第２の端子で行われた測定から検出された前記進行波の前記第１、第２、および第３のピークの前記到着時間と、前記送電線の推定された長さとに基づいて、前記故障位置を推定するためのプロセッサに結合された故障位置特定モジュールとを備える。
以下の詳細な説明は、図面を参照する。
一例による、故障位置特定のための２電源等価電気回路網のブロック図である。 一例による、送電線の第１のセグメントにおける故障のＢｅｗｌｅｙ格子図である。 一例による、送電線の第２のセグメントにおける故障のＢｅｗｌｅｙ格子図である。 一例による、送電線の第３のセグメントにおける故障のＢｅｗｌｅｙ格子図である。 一例による、送電線の第４のセグメントにおける故障のＢｅｗｌｅｙ格子図である。 一例による、送電線における故障位置特定のための方法を表す図である。 一例による、送電線における故障位置特定のための方法を表す図である。 一例による、故障位置特定のための従来の２端子法と様々な同期エラーのための本発明との表形式の比較を示す図である。 一例による、故障位置特定のための従来の２端子法と様々な同期エラーのための本発明との表形式の比較を示す図である。 一例による、故障位置特定のための従来の２端子法と、様々な波速（パラメータ）誤差に対する本発明の方法との表形式の比較を示す図である。 一例による、故障位置特定のための従来の２端子法と、様々な波速（パラメータ）誤差に対する本発明の方法との表形式の比較を示す図である。
詳細な説明
使用される信号に基づいて、故障位置特定技術は、２つの異なるカテゴリ、すなわち、電圧および電流の基本フェーザに依存する技術と、故障によって生成される進行波に依存する技術とに分類することができる。電圧および電流の基本フェーザに依存する技術は、一般に、インピーダンスベースの故障位置特定方法として知られている。インピーダンスベースの故障位置特定方法では、電流および電圧信号の基本フェーザ成分は、故障線のインピーダンスを計算するために故障ロケータによって使用される。計算されたインピーダンスは、故障の位置のおおよその尺度である。インピーダンスベースの方法は、その使いやすさ、低いサンプリングデータ、および低いハードウェアコストのために、電力公共事業体によって主に使用されている。
しかしながら、インピーダンスベースの故障位置特定技術の精度は、故障のタイプ、アーク抵抗、ラインおよびソースインピーダンスの角度、フェーザ推定技術、測定変圧器の不正確さ、変流器（ＣＴ：ｃｕｒｒｅｎｔ ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ）の飽和、電力の流れ方向、ならびにソース対ラインインピーダンス比（ＳＩＲ：ｓｏｕｒｃｅ ｔｏ ｌｉｎｅ ｉｍｐｅｄａｎｃｅ ｒａｔｉｏ）によって悪影響を受ける。さらに、インピーダンスベースの故障位置特定技術は、電圧および電流の基本フェーザを正確に推定する必要があり、このことは、３～５サイクルの故障後のデータセットおよび信頼性の高いフェーザ推定技術を必要とする。
さらに、インピーダンスベースの故障位置特定方法は、相互結合、ラインおよびソースインピーダンスの不均一性、ソース対ラインインピーダンス比、故障抵抗および故障ループ情報などに依存する。データ取得および信号処理技術の最近の改善により、進行波故障ロケータは、より高い精度が重要であるところでより普及しつつある。進行波ベースの方法は、故障点を特定するために２～３ミリ秒（ｍｓ）のデータしか必要とせず、上述の要因に依存しない。入射波と反射波の到着時間と線路の波速との差を乗じることで、進行波を用いた故障位置を推定することができる。
今日、主電力グリッドへの再生可能資源の追加は、特にグリッドへの太陽光発電の統合が高いため、全体的な慣性を減少させると予想されている。これは、システムの慣性定数および過渡安定性マージンを減少させ、その結果、グリッドの安定動作を維持するためのリレーの臨界クリア時間を減少させる。したがって、時間領域または進行波（ＴＷ：ｔｒａｖｅｌｉｎｇ ｗａｖｅ）ベースの方法などのより高速な送電線保護方法が、現在、故障位置特定に使用されている。
しかしながら、ダブルエンド（２端子）ＴＷベースの方法の故障位置精度は、データ同期、インテリジェント電子装置（ＩＥＤ：Ｉｎｔｅｌｌｉｇｅｎｔ Ｅｌｅｃｔｒｏｎｉｃ Ｄｅｖｉｃｅ）ハードウェア、ソフトウェア処理遅延、および変電所ケーブル遅延などに依存する。ＴＷベースの故障位置特定方法の精度は、波速（ラインパラメータ）の精度にも依存する。波速およびライン長は正確ではなく、天候、導体の経年、温度および垂れ下がりなどの多くの実際的な条件によって影響を受ける。したがって、従来のＴＷベースの技術の上記の故障位置精度は正確ではない可能性がある。
ダブルエンドＴＷベースの方法の精度は、２つのタワー距離（約２８０～３３０メートル）として報告される。ダブルエンドＴＷベースの方法におけるデータ同期のために、全地球測位システム（ＧＰＳ）ベースの同期システムは、時間分配のために原子時計を使用し、高い同期精度を提供する。しかしながら、それは、ＧＰＳにおける原子時計によってもたらされる誤差、または誤ったタイミング信号および誤った同期につながるオフセットなどのいくつかの問題を抱えている。ＧＰＳシステムは、環境の動的性質、ならびに地磁気嵐、無線妨害、他の装置からの電磁干渉、太陽電波バーストなどの外乱の影響を受け、機能に一時的または永続的な障害をもたらし、それによってダブルエンドＴＷベースの故障位置特定技術におけるデータ同期不良をもたらす。したがって、ＩＥＤの両端間の同期には有限の不正確さがある可能性があり、これは数十マイクロ秒（μｓ）程度であり得るため、その結果、故障位置の精度が低下する。
さらに、測定装置からＩＥＤパネルに電圧および／または電流信号を搬送するために敷設される銅製変電所ケーブルは、ＩＥＤごとに異なり、これらのケーブルは異なる特性および長さを有する。したがって、１つの変電所ケーブルの特性が別の変電所ケーブルの特性と異なり、その結果、伝搬速度が異なる。これは、送電線の２つの端子で実行される測定において３～５μｓ程度の有限の時間シフトを導入する可能性があり、それによって、ダブルエンドＴＷベースの技術を使用した故障位置に誤差成分を導入する。
したがって、故障位置（ＩＥＤ）システム全体のデータ同期の全体的な不正確さは３０～５０μｓ程度であり、ダブルエンドＴＷベースの方法を使用する２００ｋｍ送電線の故障位置に３ｋｍ～５ｋｍの誤差をもたらす可能性がある。時には、この遅延は、実験を行うことによってアルゴリズムによって較正および補償され得る。しかしながら、この手法は、パラメータの合理的に正しい較正に到達するためにいくつかの現場実験を手動で実行する必要があり、物理的条件が経時的に変化するにつれて較正を定期的に実行する必要があるため、面倒で費用がかかる。したがって、ダブルエンドＴＷベースの故障位置特定技術におけるこれらの誤差の較正および補償は、高価であり、時間がかかり、非実用的である。
加えて、ＴＷベースの方法の故障位置精度は、波速（送電線の単位長さ当たりのインダクタンスおよびキャパシタンス）に大きく依存する。波速およびライン長は正確ではなく、天候、導体の経年、温度および垂れ下がりなどの多くの実際的な条件によって影響を受ける。既知の距離で故障を生成することによる波速調整を実行することができる。しかしながら、これには、波速を調整するための実験が必要であり、これは時間と費用のかかる手順である。いくつかの設定フリー故障位置特定方法では、空中モード信号と接地モード信号の両方が必要である。接地モード信号は、高度に減衰され、信頼性がなく、地絡故障に対してのみ利用可能である。したがって、そのような設定フリー故障位置特定方法は、地絡故障に対してのみ使用され得る。
本発明は、ラインパラメータおよびデータ同期とは無関係の故障位置特定に関する。したがって、本発明の手法に基づく故障位置特定は、同期誤差と、天候、導体の経年、温度、垂れ下がりなどの実際の条件の変動に起因する波速およびライン長の変動に起因して導入される誤差とを排除する。さらに、本発明のシステムおよび方法は、故障位置特定解決策を展開するために波速を較正するための実験を必要としない。
本発明の一例によれば、第１の端子を第２の端子と接続する送電線における故障位置を検出することができる。送電線の特定の場所に電気的故障（または外乱）がある可能性がある。故障は、第１の端子および第２の端子で行われた測定に基づく推定から識別することができる。これらの測定は、測定機器を用いて行われる電流／電圧測定を含む。例えば、測定機器は、変流器、変圧器、センサベースの測定機器（例えば、ロゴスキーコイル、非従来型機器変圧器など）などを含むことができ、送電線から感知された電流、電圧、または他の情報に対応する信号を提供する。
送電線に故障があると進行波が発生する。進行波は、外乱となる一時的な波であり、送電線に沿って一定速度で移動する。このようなタイプの波は、短時間（数マイクロ秒）発生するが、ラインの乱れを引き起こす可能性がある。
本発明の一例によれば、第１および第２の端子で行われた測定から検出された進行波に関連する複数のパラメータを取得することができる。進行波、およびそのパラメータ（例えば、到着時間、ピーク幅、立上り時間など）は、端子で行われた測定から（例えば、１つまたは複数の測定機器から受信された１つまたは複数の信号から）検出することができる。例えば、電流信号をデジタル化し、処理して進行波を検出することができる。
進行波は、故障に起因して生成され、第１および第２の端子における測定値から検出することができる。第１の端子での測定から検出された進行波に関連する複数のパラメータが取得され、第２の端子での測定から検出された進行波に関連する複数のパラメータが取得される。一例では、第１の端子および第２の端子における測定は非同期であり得る。例えば、２つのＩＥＤが測定値を取得した場合、２つのＩＥＤ（および／または対応する測定機器）は時間的に非同期である。
第１の端子で行われた測定から検出された進行波について、第１のピークの到着時間、第２のピークの到着時間、および第３のピークの到着時間が取得される。一例では、第１、第２、および第３のピークは、第１の端子で進行波を検出するためにデジタル化および処理された電流信号の第１、第２、および第３の山に対応する。同様に、第２の端子で行われた測定から検出された進行波について、第１のピークの到着時間、第２のピークの到着時間、および第３のピークの到着時間が取得される。一例では、第１、第２、および第３のピークは、第２の端子で進行波を検出するためにデジタル化および処理された電流信号の第１、第２、および第３の山に対応する。
さらに、第１の端子で行われた測定から検出された進行波の第１のピークに関連する立上り時間が推定される。同様に、第２の端子で行われた測定から検出された進行波の第１のピークに関連する立上り時間が推定される。進行波の第１のピークに対する推定立上り時間の比較に基づいて、送電線の第１の半分および第２の半分のうちの１つが故障を有すると識別される。これにより、送電線の故障した半区間が識別される。
故障した半区間を識別した後、第１および第２の半分のうちの１つが故障を有するとの識別と、進行波の第１、第２、および第３のピークの到着時間の比較とに基づいて、送電線の第１のセグメント、第２のセグメント、第３のセグメント、および第４のセグメントのうちの１つが故障を有すると識別される。さらに、第１、第２、第３、および第４のセグメントのうちの１つが故障を有するとの識別と、進行波の第１、第２、および第３のピークの到着時間、第１の端子で行われた測定から検出された第２の端子から反射された進行波の第１のピークの到着時間、ならびに第２の端子で行われた測定から検出された第１の端子から反射された進行波の第１のピークの到着時間の比較とに基づいて、送電線の長さが推定される。本発明は、第１、第２、第３、および第４のセグメントのうちの１つが故障を有するとの識別と、第１および第２の端子で行われた測定から検出された進行波の第１、第２、および第３のピークの到着時間と、送電線の推定された長さとに基づいて、故障位置を推定することを含む。
したがって、本発明は、送電線の非同期測定を使用して正確な故障位置特定を可能にする。さらに、波速などのラインパラメータは、本発明の技術に基づいて故障位置を決定するために必要とされない。また、故障位置精度は、処理（ハードウェアおよびソフトウェア）遅延とは無関係である。さらに、システムの複雑さ、遅延、およびコストを低減する同期のためのＧＰＳは必要とされない。さらに、本発明の技術は、伝送される進行波の３つのピークのみの到着時間のデータを必要とするので、本発明の技術は、従来の技術によって消費されるものよりも少ない通信帯域幅を消費し、それによって完全な外乱レコーダの要件を排除する。さらに、変電所ケーブル遅延、ソフトウェア／ハードウェア処理遅延、および波速の誤差を補正するために、実験データ／結果は使用されない。進行波の最初の３つのピークに関連する到着時間に基づいて送電線の長さを動的に推定することにより、２つの端子間のデータ同期への依存およびラインパラメータへの依存は、本発明の故障位置特定技術において排除され得る。
以下の詳細な説明は、添付の図面を参照する。可能な限り、同じまたは類似の部分を指すために、図面および以下の説明において同じ参照番号が使用される。いくつかの例が説明に記載されているが、変更、適合、および他の実装も可能である。したがって、以下の詳細な説明は、開示された例を限定するものではない。代わりに、開示された例の適切な範囲は、添付の特許請求の範囲によって定義され得る。
図１は、一例による、故障位置特定のための２電源等価電気回路網１００のブロック図を示す。電気回路網１００は、単一の送電線１０２と、２電源、すなわち電源１０４および１０６とを備える。電気回路網１００は、キロボルトの範囲内などの高電圧で、および数十または数百キロメートルなどの長距離にわたって電力を伝送することができる。
送電線１０２は、図１に示すように、２つのバスであるバスＡとバスＢとの間に接続されている。本発明の技術は、送電線に関連する１つまたは複数の装置で実施することができる。装置は、リレー、インテリジェント電子装置（ＩＥＤ）もしくは故障ロケータなどの電力システム装置、および／または電力システム装置に接続されたサーバを含むことができる。図１に示すように、ＩＥＤ１０８が、第１の端子とも呼ばれるバスＡに関連付けられ、ＩＥＤ１１０が、第２の端末とも呼ばれるバスＢに関連付けられる。ＩＥＤ１０８および１１０は、直接または他の接続手段を介して送電線１０２と電気的に通信することができる。図１に示すように、ＩＥＤ１０８は、バスＡ（第１の端子）に配置され、進行波を検出し、ＩＥＤ１１０などの他の電力システム装置から故障位置特定のための必要なパラメータを取得または推定し、あるいは故障位置特定のためのパラメータを受信する。ＩＥＤ１１０は、バスＢ（第２の端子）に配置され、進行波を検出し、ＩＥＤ１０８などの他の電力システム装置から故障位置特定のために必要なパラメータを取得または推定し、あるいは故障位置特定のためのパラメータを受信する。ＩＥＤ１０８および１１０は、動作中に、電気回路網１００内に設置され得る１つまたは複数のセンサおよび変流器（ＣＴ）からデータを受信することができる。
例えば、第１の端子におけるＩＥＤ１０８は、第１の端子での測定値から進行波関連パラメータを取得し、第２の端子での進行波関連測定値をＩＥＤ１１０から受信することができる。この例では、ＩＥＤ１０８は、第１の端子で変流器（ＣＴ）などの測定機器から信号を受信し、そこから測定値を取得することができるか、または測定機器がバス（例えばプロセスバス）を介して測定値をパブリッシュし、ＩＥＤ（例えば、そのようなバスからデータを受信するようにサブスクライブされる）がバスを介して測定値を受信する。進行波検出は、別の電力システム装置で交互に実行されてもよく、取得された測定値（またはパラメータ）は、ＩＥＤ１０８もしくは１１０に、または本方法を実施するサーバに通信されてもよい。
一例では、本発明の方法のステップは、１つまたは複数のモジュールによって実行されてもよい。モジュールは、１つまたは複数のプロセッサによって実行可能な命令として実装されてもよい。例えば、ＩＥＤ１０８および１１０などのＩＥＤが方法を実行する例では、モジュールは、ＩＥＤ１０８および１１０のプロセッサで実装される。サーバが方法を実行する他の例では、モジュールはサーバのプロセッサで実装されてもよい。本方法が部分的にＩＥＤによって実施され、部分的にサーバによって実施される場合、モジュールは（ステップに応じて）、それに応じてＩＥＤおよびサーバに分散される。
ＩＥＤ１０８および１１０は、進行波検出器１１２および１１４をそれぞれ含む。進行波検出器１１２および１１４は、ＩＥＤ１０８および１１０内にインストールされたソフトウェアとして、または電子回路の形態のハードウェアとして実装されてもよい。一例では、進行波検出器１１２および１１４は、ＩＥＤ１０８および１１０のプロセッサと結合することができる。別の例では、進行波検出器は、（バスＡのＣＴまたはバスＢのＣＴなどの測定機器に接続された）スタンドアロン装置であってもよい。
さらに、ＩＥＤ１０８および１１０は、それぞれ故障局所化モジュール１１６および１１８と、それぞれ故障位置特定モジュール１２０および１２２とを含む。故障局所化モジュール１１６および１１８ならびに故障位置特定モジュール１２０および１２２は、ＩＥＤ１０８および１１０のプロセッサ（複数可）によって実行可能な命令として、または電子回路の形態のハードウェアとして実装することができる。また、ＩＥＤ１０８および１１０は、通信インタフェース１２４および１２６を含む。通信インタフェース１２４および１２６は、進行波関連データが故障位置特定のためにＩＥＤ１０８と１１０との間で交換されることを可能にする。
動作時に、ＩＥＤ１０８の進行波検出器１１２は、第１の端子（バスＡ）で行われた測定から検出された進行波の第１のピーク、第２のピーク、および第３のピークを検出する。同様に、ＩＥＤ１１０の進行波検出器１１４は、第２の端子（バスＢ）で行われた測定から検出された進行波の第１のピーク、第２のピーク、および第３のピークを検出する。第１の端子および第２の端子で行われた測定から検出された進行波の第１のピーク、第２のピーク、および第３のピークの到着時間が、それぞれ進行波検出器１１２および１１４で取得される。さらに、進行波検出器１１２および１１４は、第１および第２の端子で行われた測定から検出された進行波の第１のピークに関連する立上り時間を計算する。
ＴＡＲＴは、第１の端子で行われた測定から検出された進行波の第１のピークの立上り時間であり、ＴＢＲＴは、第２の端子で行われた測定から検出された進行波の第１のピークの立上り時間であると考える。ＴＡＲＴがＴＢＲＴよりも小さい場合、図２ａおよび図２ｂに詳細に示すように、送電線の第１の半分に故障が発生したと識別される。ＴＡＲＴがＴＢＲＴよりも大きい場合、図２ｃおよび図２ｄに詳細に示すように、送電線の第２の半分に故障が発生したと識別される。
したがって、
ＴＡＲＴ＜ＴＢＲＴ →故障がラインの第１の半分にある（１）
ＴＡＲＴ＞ＴＢＲＴ →故障がラインの第２の半分にある（２）
したがって、第１および第２の端子で行われた測定から検出された進行波の第１のピークについて推定された立上り時間の比較に基づいて、送電線の第１の半分および第２の半分のうちの１つが故障を有すると識別される。
以下の説明では、故障位置特定の機能を実施するためにＩＥＤ１０８のモジュールおよびリソースを参照しているが、ＩＥＤ１１０のモジュールおよび他のリソースは、故障位置特定の機能を実施するために必要な変更を加えて使用することができる。送電線の第１の半分が故障を有すると識別したことに応答して、故障局所化モジュール１１６は、第１の端子（バスＡ）で行われた測定から検出された進行波のピークの到着時間の間の第１の差を決定する。第１の差（ｔ１ｄｉｆｆ）は、進行波の第１、第２および第３のピークのうちの２つの連続するピークの到着時間の間の絶対差である。
Figure 0007429339000001
故障局所化モジュール１１６は、第１の差がゼロにほぼ等しいときに、第１のセグメントが故障を有すると識別する。第１のセグメントは、第１の端子（バスＡ）から送電線の長さの３分の１までにわたる。故障局所化モジュール１１６は、第１の差が所定閾値よりも大きいときに、第２のセグメントが故障を有すると識別する。第２のセグメントは、送電線の長さの３分の１から送電線の長さの半分までにわたる。したがって、
Figure 0007429339000002
送電線の第２の半分が故障を有すると識別したことに応答して、故障局所化モジュール１１６は、第２の端子（バスＢ）で行われた測定から検出された進行波のピークの到着時間の間の第２の差を決定する。一例では、故障局所化モジュール１１６は、通信インタフェース１２６を介してＩＥＤ１１０から第２の端子で行われた測定から検出された進行波のピークの到着時間を取得することができる。第２の差（ｔ２ｄｉｆｆ）は、第２の端子で行われた測定から検出された進行波の第１、第２および第３のピークのうちの２つの連続するピークの到着時間の間の絶対差である。
Figure 0007429339000003
故障局所化モジュール１１６は、第２の差が所定閾値よりも大きいときに、第３のセグメントが故障を有すると識別する。第３のセグメントは、送電線の長さの半分から送電線の長さの３分の２までにわたる。故障局所化モジュール１１６は、第２の差がゼロにほぼ等しいときに、第４のセグメントが故障を有すると識別する。第４のセグメントは、送電線の長さの３分の２から第２の端子（バスＢ）までにわたる。したがって、
Figure 0007429339000004
図２ａは、送電線の第１のセグメント、すなわち、第１の端子（バスＡ側）と送電線の長さの３分の１との間で故障が発生した場合のシナリオのＢｅｗｌｅｙ格子図を示す。このシナリオでは、第１の端子（バスＡ側）において、故障点から発生した進行波は、第１のピーク、第２のピーク、および第３のピークは故障点から（すなわち、バスＢ側からの反射としてではなく）到着した。図示のように、バスＢ側では、故障点から発生した進行波に対して、第１のピークは故障点から到着し、第２のピークは反射波の結果として遠端バスから（すなわち、バスＡ側から）到着した。同様に、バスＡ側では、故障点から発生した進行波に対して、時間ｔＡ４ １の後に第１の反射波が受信される。
故障位置は、以下のように計算することができる。図２ａのＢｅｗｌｅｙ格子図から、以下のように書くことができる。
Figure 0007429339000005
故障位置は、式（９）の最初の２つの進行波到着時間を使用して、以下の式（１０）のように計算することができる。
Figure 0007429339000006
このシナリオでは、式（１）を使用してライン長を推定することはできない。なぜなら、遠隔反射がないか、またはいずれの波も送電線の全長を横切らないからである。これを克服するために、遠隔端子Ｂからの第１の端子（バスＡ側）における第１の遠隔反射到着時間が記録され得る。したがって、第１の端子（バスＡ側）で行われた測定から検出された第２の端子（バスＢ側）から反射された進行波の第１のピークは、ｔＡ３ １と表される。
Figure 0007429339000007
Figure 0007429339000008
第１のセグメントが故障を有すると識別したことに応答して、故障位置特定モジュール１２０は、式（１２）に基づいて送電線の第１の推定長を計算する。式（１２）から分かるように、第１の推定長は、第１の端子（バスＡ側）で行われた測定から検出された進行波の第１および第２のピークの到着時間の間の差と、第２の端子（バスＢ側）から反射された進行波の第１のピークおよび第１の端子（バスＡ側）で行われた測定から検出された進行波の第２のピークの到着時間の間の差との和に比例する。
Figure 0007429339000009
したがって、故障位置特定モジュール１２０は、式（１３）に示すように、第１の端子（バスＡ側）で行われた測定から検出された進行波の第２および第１のピークの到着時間の間の差の第１の推定長に対する比から、送電線の第１のセグメントにおける故障位置を推定する。
図２ｂは、送電線の第２のセグメント、すなわち、送電線の長さの３分の１と半分との間で故障が発生した場合のシナリオのＢｅｗｌｅｙ格子図を示す。故障位置は、以下のように計算することができる。図２ｂのＢｅｗｌｅｙ格子図から、以下のように書くことができる。
Figure 0007429339000010
故障位置は、式（１４）の最初の２つの進行波到着時間を用いて、以下の式（１５）のように計算できる。
Figure 0007429339000011
第２のセグメントが故障を有すると識別したことに応答して、故障位置特定モジュール１２０は、式（１６）に基づいて送電線の第２の推定長を推定する。式（１６）から分かるように、第２の推定長は、第１の端子（バスＡ側）で行われた測定から検出された進行波の第２および第３のピークの到着時間の和と、第１の端子（バスＡ側）で行われた測定から検出された第１のピークの到着時間の２倍との差に比例する。
Figure 0007429339000012
したがって、故障位置特定モジュール１２０は、式（１７）に示すように、第１の端子（バスＡ側）で行われた測定から検出された進行波の第２および第１のピークの到着時間の間の差の第２の推定長に対する比から、送電線の第２のセグメントにおける故障位置を推定する。
図２ｃは、送電線の第３のセグメント、すなわち、送電線の長さの半分と３分の２との間で故障が発生した場合のシナリオのＢｅｗｌｅｙ格子図を示す。故障位置は、以下のように計算することができる。図２ｃのＢｅｗｌｅｙ格子図から、以下のように書くことができる。
Figure 0007429339000013
第３のセグメントが故障を有すると識別したことに応答して、故障位置特定モジュール１２０は、式（１６）に基づいて送電線の第２の推定長を推定する。式（１６）から分かるように、第２の推定長は、第１の端子（バスＡ側）で行われた測定から検出された進行波の第２および第３のピークの到着時間の和と、第１の端子（バスＡ側）で行われた測定から検出された第１のピークの到着時間の２倍との差に比例する。
Figure 0007429339000014
したがって、故障位置特定モジュール１２０は、式（２０）に示すように、第１の端子（バスＡ側）で行われた測定から検出された進行波の第３および第１のピークの到着時間の間の差の第２の推定長に対する比から、送電線の第２のセグメントにおける故障位置を推定する。
図２ｄは、送電線の第４のセグメント、すなわち、送電線の長さの３分の２と第２の端子（バスＢ側）との間で故障が発生した場合のシナリオのＢｅｗｌｅｙ格子図を示す。
故障位置は、以下のように計算することができる。図２ｄのＢｅｗｌｅｙ格子図から、第１の端子から以下のように書くことができる。
Figure 0007429339000015
故障位置は、式（２１）の最初の２つの進行波到着時間を用いて、以下の式（２２）のように計算できる。
Figure 0007429339000016
このシナリオでは、式（２１）を使用してライン長を推定することはできない。なぜなら、送電線の第１の端子（バスＡ側）からの遠隔反射がないからである。これを克服するために、遠隔の第１の端子（バスＡ側）からの第２の端子（バスＢ側）における第１の遠隔反射到着時間が記録され得る。したがって、第２の端子（バスＢ側）で行われた測定から検出された第１の端子（バスＡ側）から反射された進行波の第１のピークは、ｔＢ４ １と表される。
Figure 0007429339000017
第４のセグメントが故障を有すると識別したことに応答して、故障位置特定モジュール１２０は、式（２５）に基づいて送電線の第３の推定長を推定する。式（２５）から分かるように、第３の推定長は、第２の端子（バスＢ側）で行われた測定から検出された進行波の第１および第２のピークの到着時間の間の差と、第１の端子（バスＡ側）から反射された進行波の第１のピークおよび第２の端子（バスＢ側）で行われた測定から検出された進行波の第２のピークの到着時間の間の差との和に比例する。
Figure 0007429339000018
したがって、故障位置特定モジュール１２０は、式（２６）に示すように、第２の端子（バスＢ側）で行われた測定から検出された進行波の第１および第２のピークの到着時間の間の差と、第１の端子から反射された進行波の第１のピークおよび第２の端子（バスＢ側）で行われた測定から検出された進行波の第２のピークの到着時間の間の差との和の第３の推定長に対する比から、送電線の第４のセグメントにおける故障位置を推定する。
図３ａおよび図３ｂは、一例による、送電線における故障位置特定のための方法３００を示す。方法３００は、ＩＥＤ１０８または１１０などの装置によって実行することができる。方法３００は、任意の適切なハードウェア、プログラム可能な命令、またはそれらの組合せを介して処理リソースまたは電気制御システムによって実施することができる。一例では、方法３００のステップは、進行波検出器１１２または１１４の故障局所化モジュール１１６または１１８、および故障位置特定モジュール１２０または１２２などのハードウェアまたはプログラミングモジュールによって実行されてもよい。さらに、方法３００は前述のＩＥＤ１０８および１１０の文脈で説明されているが、方法３００の実行にはサーバまたは他の適切なシステムが使用されてもよい。方法３００に含まれるプロセスは、非一時的コンピュータ可読媒体に記憶された命令に基づいて実行することができることが理解されよう。非一時的コンピュータ可読媒体は、例えば、デジタルメモリ、磁気ディスクおよび磁気テープなどの磁気記憶媒体、ハードドライブ、または光学的に読み取り可能なデジタルデータ記憶媒体を含むことができる。
図３Ａを参照して、送電線の各端子（バスＡ側およびバスＢ側）における進行波に関連する測定値が受信される。一例では、端子は、図１のバスＡまたはＢなどのバスであってもよく、送電線は、ＩＥＤ１０８または１１０などのＩＥＤが結合された図１に示す送電線１０２であってもよい。ブロック３０２において、第１および第２の端子で行われた測定から検出された進行波の第１のピーク、第２のピーク、および第３のピークが検出される。
ブロック３０４において、第１および第２の端子で行われた測定から検出された進行波の第１のピーク、第２のピーク、および第３のピークの到着時間が取得される。一例では、到着時間は、第１および第２の端子でＣＴまたはＰＴなどの測定機器によって測定されてもよく、それはＩＥＤ １０８および１１０に通信されてもよい。一例では、図１を参照すると、ＩＥＤ１０８は、ＩＥＤ１０８と１１０との間の通信リンクを介して、第２の端子（バスＢ側）で実行された測定から検出された進行波の第１、第２、および第３のピークの到着時間の測定値を受信することができ、逆も同様である。したがって、第１および第２の端子のうちの一方に関連付けられたＩＥＤ１０８または１１０などの各インテリジェント電子装置は、第１および第２の端子の各々に関連付けられた測定機器および通信インタフェースのうちの少なくとも１つから、第１および第２の端子の各々で行われた測定値を受信する。
ブロック３０６において、第１の端子で行われた測定から検出された進行波の第１のピークに関連する立上り時間（ＴＡＲＴ）を計算する。同様に、ブロック３０８において、第２の端子で行われた測定から検出された進行波の第１のピークに関連する立上り時間（ＴＢＲＴ）が計算される。ＴＡＲＴは、第１の端子（バスＡ側）で行われた測定から検出された進行波の第１のピークの立上り時間を表し、ＴＢＲＴは、第２の端子（バスＢ側）で行われた測定から検出された進行波の第１のピークの立上り時間である。
ブロック３１０において、ＴＡＲＴとＴＢＲＴの比較が行われる。ブロック３１２において、ＴＡＲＴがＴＢＲＴよりも小さい場合（ブロック３１０からの「Ｙｅｓ」の分岐）、送電線の第１の半分で故障が識別される。ブロック３１４において、ＴＡＲＴがＴＢＲＴよりも大きい場合（ブロック３１０からの「Ｎｏ」の分岐）、送電線の第２の半分で故障が識別される。
送電線の第１の半分が故障を有すると識別したことに応答して、ブロック３１６において、第１の端子（バスＡ側）で行われた測定から検出された進行波のピークの到着時間の間の第１の差が決定される。第１の差（ｔ１ｄｉｆｆ）は、式（３）に示すように、進行波の第１、第２および第３のピークのうちの２つの連続するピークの到着時間の間の絶対差である。
ブロック３１８において、第１の差（ｔ１ｄｉｆｆ）がゼロにほぼ等しいかどうかがチェックされる。ブロック３２０において、第１の差がゼロにほぼ等しいとき（ブロック３１８からの「ＹＥＳ」の分岐）、第１のセグメントが故障を有すると識別される。第１のセグメントは、第１の端子（バスＡ）から送電線の長さの３分の１までにわたる。ブロック３２４において、第１の差が所定閾値よりも大きいとき、第２のセグメントが故障を有すると識別される。第２のセグメントは、送電線の長さの３分の１から送電線の長さの半分までにわたる。第１および第２のセグメントの識別は、式（４）および（５）に基づく。
送電線の第２の半分が故障を有すると識別したことに応答して、ブロック３２６において、第２の端子（バスＢ）で行われた測定から検出された進行波のピークの到着時間の間の第２の差が検出される。第２の差（ｔ２ｄｉｆｆ）は、式（６）に示すように、第２の端子で行われた測定から検出された進行波の第１、第２および第３のピークのうちの２つの連続するピークの到着時間の間の絶対差である。
ブロック３２８において、第２の差がゼロにほぼ等しいかどうかがチェックされる。ブロック３３０において、第２の差がゼロにほぼ等しいとき、第３のセグメントが故障を有すると識別される。第３のセグメントは、送電線の長さの半分から送電線の長さの３分の２までにわたる。ブロック３３２において、第２の差が所定閾値よりも大きいとき、第４のセグメントが故障を有すると識別される。第４のセグメントは、送電線の長さの３分の２から第２の端子（バスＢ）までにわたる。第３および第４のセグメントの識別は、式（７）および（８）に基づく。
第１のセグメントが故障を有すると識別したことに応答して、ブロック３３４において、式（１２）に基づいて送電線の第１の推定長が計算される。式（１２）から分かるように、第１の推定長は、第１の端子（バスＡ側）で行われた測定から検出された進行波の第１および第２のピークの到着時間の間の差と、第２の端子（バスＢ側）から反射された進行波の第１のピークおよび第１の端子（バスＡ側）で行われた測定から検出された進行波の第２のピークの到着時間の間の差との和に比例する。
Figure 0007429339000019
ブロック３２４および３３０において第２のセグメントまたは第３のセグメントが故障を有すると識別したことに応答して、ブロック３３８において、式（１６）に基づいて送電線の第２の推定長が計算される。式（１６）から分かるように、第２の推定長は、第１の端子（バスＡ側）で行われた測定から検出された進行波の第２および第３のピークの到着時間の和と、第１の端子（バスＡ側）で行われた測定から検出された第１のピークの到着時間の２倍との差に比例する。
Figure 0007429339000020
Figure 0007429339000021
第４のセグメントが故障を有すると識別したことに応答して、ブロック３４４において、式（２４）に基づいて送電線の第３の推定長が計算される。式（２４）から分かるように、第３の推定長は、第２の端子（バスＢ側）で行われた測定から検出された進行波の第１および第２のピークの到着時間の間の差と、第１の端子（バスＡ側）から反射された進行波の第１のピークおよび第２の端子（バスＢ側）で行われた測定から検出された進行波の第２のピークの到着時間の間の差との和に比例する。
Figure 0007429339000022
本発明の方法および装置は、技術的実現可能性を確立するために試験される。一例では、本発明の技術を確立するために、長さ２００ｋｍの送電線からなるシステムのシミュレーション結果を以下に説明する。この例では、本発明の精度を試験するために、送電線のすべてのセグメント（第１、第２、第３、および第４）をカバーする４つのケースを考える。
Figure 0007429339000023
テストケースは、第１の端子（バスＡ側）から５０、９０、１１０および１５０ｋｍで、データ同期および波速誤差を伴う異なる故障位置を含む。これは、図４ａおよび図４ｂに示す表Ｉから観察することができるように、時間同期の小さな誤差（例えば１μｓ）であっても、従来の故障位置特定技術の精度は大きく影響を受ける。しかしながら、本発明の方法および装置は、より高い同期誤差であってもその精度を維持する。
本発明の方法はまた、０．５％から１０％まで変化する波速変動について試験される。従来の方法を使用すると、第１および第４のセグメントの故障について誤差が大幅に増加したが、本発明の方法を使用すると精度は影響を受けないことが観察される。結果を図５ａおよび図５ｂに示す表ＩＩにまとめる。
上記の結果に基づいて、非同期測定を使用した、パラメータに依存しない進行波ベースの故障位置特定に関する本発明は、従来の故障位置特定技術と比較してより正確であると結論付けることができる。本発明の方法はまた、異なる同期および波速誤差について検証される。従来の２端子法では、より高い同期誤差および波速誤差に対して故障位置誤差が増加するが、本発明の方法の精度は一貫しており、データ同期誤差および波速誤差とは無関係である。故障位置に関する試験結果は、本発明の方法が、故障、故障タイプ、アーク抵抗、故障開始角度、測定ノイズおよび非線形高インピーダンス故障の位置によって影響されないことを明らかにする。シミュレーション結果によれば、２００ｋｍラインを用いた試験システムでは、±１５０ｍの故障位置精度を達成することができる。ＡＣ送電線について導出およびシミュレーションが実行されるが、この概念はＤＣ送電線にも拡張することができる。一例では、本発明はＩＥＤで実施することができ、異なる構成要素および波速（ラインパラメータ）誤差を調整するためにＧＰＳベースの同期も現場実験も必要とせず、実際の展開中のコスト削減をもたらす。
本主題の実装形態は、構造的特徴および／または方法に固有の言語で説明されているが、本主題は必ずしも説明された特定の特徴または方法に限定されないことに留意されたい。むしろ、特定の特徴および方法は、本主題のいくつかの実施態様の文脈で開示および説明される。

Claims (9)

  1. 第１の端子を第２の端子と接続する送電線における故障位置の特定のための方法であって、
    前記第１および第２の端子の各々で行われた測定から検出された進行波の第１のピーク、第２のピーク、および第３のピークの到着時間を取得することと、
    前記第１および第２の端子で行われた前記測定から検出された前記進行波の前記第１のピークに関連する立上り時間を計算することと、
    前記第１および第２の端子における前記進行波の前記第１のピークについて推定された前記立上り時間の比較に基づいて、前記送電線の第１の半分および第２の半分のうちの１つが故障を有すると識別することと、
    前記第１および前記第２の半分のうちの１つが前記故障を有すると識別したことと、前記第１および第２の端子における前記進行波の前記第１、第２および第３のピークのうちの連続する２つのピークの前記到着時間の比較とに基づいて、前記送電線の第１のセグメント、第２のセグメント、第３のセグメント、および第４のセグメントのうちの１つが前記故障を有すると識別することであって、前記送電線の前記第１の半分は、前記第１のセグメントおよび前記第２のセグメントに分割され、前記送電線の前記第２の半分は、前記第３のセグメントおよび前記第４のセグメントに分割される、識別することと、
    前記第１、第２、第３、および第４のセグメントのうちの１つが前記故障を有すると識別したことと、前記進行波の前記第１、第２、および第３のピークの前記到着時間、前記第１の端子で行われた前記測定から検出された前記第２の端子から反射された進行波の第１のピークの到着時間、ならびに前記第２の端子で行われた前記測定から検出された前記第１の端子から反射された進行波の第１のピークの到着時間の比較から求められる、前記故障を有すると識別されたセグメントに応じた到着時間の差とに基づいて、前記送電線の長さを推定することと、
    前記第１、第２、第３、および第４のセグメントのうちの１つが前記故障を有すると識別したことと、前記第１および第２の端子で行われた測定から検出された前記進行波の前記第１、第２、および第３のピークの前記到着時間と、前記送電線の推定された長さとに基づいて、前記故障位置を推定することと
    を備え、
    前記送電線の長さを推定することは、
    前記第１のセグメントが前記故障を有すると識別したことに応答して、前記第１の端子で行われた前記測定から検出された前記進行波の前記第１および第２のピークの前記到着時間の間の差と、前記第２の端子から反射された前記進行波の前記第１のピークおよび前記第１の端子で行われた前記測定から検出された前記進行波の前記第２のピークの到着時間の間の差との和に比例する前記送電線の第１の推定長を計算することと、
    前記第２のセグメントおよび前記第３のセグメントのうちの１つが前記故障を有すると識別したことに応答して、前記第１の端子で行われた前記測定から検出された前記進行波の前記第２および第３のピークの前記到着時間の和と、前記第１の端子で行われた前記測定から検出された前記第１のピークの前記到着時間の２倍との間の差に比例する前記送電線の第２の推定長を計算することと、
    前記第４のセグメントが前記故障を有すると識別したことに応答して、前記第２の端子で行われた前記測定から検出された前記進行波の前記第１および第２のピークの前記到着時間の間の差と、前記第１の端子から反射された前記進行波の前記第１のピークおよび前記第２の端子で行われた前記測定から検出された前記進行波の前記第２のピークの前記到着時間の間の差との和に比例する前記送電線の第３の推定長を計算することと
    を備える、方法。
  2. 前記故障はＴＡＲＴがＴＢＲＴよりも小さい場合に前記送電線の前記第１の半分で識別され、前記故障はＴＡＲＴがＴＢＲＴよりも大きい場合に前記送電線の前記第２の半分で識別され、ＴＡＲＴは前記第１の端子で行われた前記測定から検出された前記進行波の前記第１のピークの前記立上り時間であり、ＴＢＲＴは前記第２の端子で行われた前記測定から検出された前記進行波の前記第１のピークの前記立上り時間である、請求項１に記載の方法。
  3. 前記送電線の前記第１、第２、第３、および第４のセグメントのうちの１つが前記故障を有すると識別することは、
    前記送電線の前記第１の半分が前記故障を有すると識別したことに応答して、
    前記到着時間の間の第１の差を決定することであって、前記第１の差は、前記第２の端子で行われた前記測定から検出された前記進行波の前記第１、第２、および第３のピークのうちの２つの連続するピークの到着時間の間の絶対差である、決定することと、
    前記第１の差がゼロにほぼ等しいときに前記第１のセグメントが前記故障を有すると識別することであって、前記第１のセグメントは前記第１の端子から前記送電線の前記長さの３分の１までにわたる、識別することと、
    前記第１の差が所定閾値よりも大きいときに前記第２のセグメントが前記故障を有すると識別することであって、前記第２のセグメントは前記送電線の前記長さの３分の１から前記送電線の前記長さの半分までにわたる、識別することと、
    前記送電線の前記第２の半分が前記故障を有すると識別したことに応答して、
    前記到着時間の間の第２の差を決定することであって、前記第２の差は、前記第２の端子で行われた前記測定から検出された前記進行波の前記第１、第２、および第３のピークのうちの２つの連続するピークの到着時間の間の絶対差である、決定することと、
    前記第２の差が前記所定閾値よりも大きいときに前記第３のセグメントが前記故障を有すると識別することであって、前記第３のセグメントは前記送電線の前記長さの半分から前記送電線の前記長さの３分の２までにわたる、識別することと、
    前記第２の差がゼロにほぼ等しいときに前記第４のセグメントが前記故障を有すると識別することであって、前記第４のセグメントは前記送電線の前記長さの３分の２から前記第２の端子までにわたる、識別することと
    を備える、請求項１または２に記載の方法。
  4. 前記送電線の前記第１のセグメントにおける前記故障位置は、前記第１の端子で行われた測定から検出された前記進行波の前記第２および第１のピークの前記到着時間の間の差の前記第１の推定長に対する比から推定され、単位長さ当たりの故障位置として表される、請求項１に記載の方法。
  5. 前記送電線の前記第２のセグメントにおける前記故障位置は、前記第１の端子で行われた測定から検出された前記進行波の前記第２および第１のピークの前記到着時間の間の差の前記第２の推定長に対する比から推定され、単位長さ当たりの故障位置として表される、請求項１に記載の方法。
  6. 前記送電線の前記第３のセグメントにおける前記故障位置は、前記第１の端子で行われた測定から検出された前記進行波の前記第３および第１のピークの前記到着時間の間の差の前記第２の推定長に対する比から推定され、単位長さ当たりの故障位置として表される、請求項１に記載の方法。
  7. 前記送電線の前記第４のセグメントにおける前記故障位置は、前記第２の端子で行われた前記測定から検出された前記進行波の前記第１および第２のピークの前記到着時間の間の前記差と前記第１の端子から反射された前記進行波の前記第１のピークおよび前記第２の端子で行われた前記測定から検出された前記進行波の前記第２のピークの前記到着時間の間の差との和の前記第３の推定長に対する比から推定され、単位長さ当たりの故障位置として表される、請求項１に記載の方法。
  8. 第１の端子を第２の端子と接続する送電線における故障位置の特定のための装置であって、前記装置は、
    前記第１および第２の端子で行われた測定から検出された進行波の第１のピーク、第２のピーク、および第３のピークを検出し、
    前記第１および第２の端子で行われた測定から検出された前記進行波の前記第１のピーク、前記第２のピーク、および前記第３のピークの到着時間を取得し、
    前記第１および第２の端子で行われた前記測定から検出された前記進行波の前記第１のピークに関連する立上り時間を計算する
    ための進行波検出器と、
    前記進行波の前記第１のピークに関連する前記計算された立上り時間の比較に基づいて、前記送電線の第１の半分および第２の半分のうちの１つが故障を有すると識別し、
    前記第１および前記第２の半分のうちの１つが前記故障を有すると識別したことと、前記進行波の前記第１、第２、および第３のピークの前記到着時間の比較とに基づいて、前記送電線の第１のセグメント、第２のセグメント、第３のセグメント、および第４のセグメントのうちの１つが前記故障を有すると識別する
    ように構成された故障局所化モジュールとを備え、前記送電線の前記第１の半分は、前記第１のセグメントおよび前記第２のセグメントに分割され、前記送電線の前記第２の半分は、前記第３のセグメントおよび前記第４のセグメントに分割され、さらに、
    前記第１、第２、第３、および第４のセグメントのうちの１つが故障を有すると識別したことと、前記進行波の前記第１、第２、および第３のピークの前記到着時間、前記第１の端子で行われた前記測定から検出された前記第２の端子から反射された進行波の第１のピークの到着時間、ならびに前記第２の端子で行われた前記測定から検出された前記第１の端子から反射された進行波の第１のピークの到着時間の比較から求められる、前記故障を有すると識別されたセグメントに応じた到着時間の差とに基づいて、前記送電線の長さを推定し、
    前記第１、第２、第３、および第４のセグメントのうちの１つが前記故障を有すると識別したことと、前記第１および第２の端子で行われた測定から検出された前記進行波の前記第１、第２、および第３のピークの前記到着時間と、前記送電線の推定された長さとに基づいて、前記故障位置を推定する
    ためのプロセッサに結合された故障位置特定モジュールと
    を備え、
    前記送電線の長さを推定することは、
    前記第１のセグメントが前記故障を有すると識別したことに応答して、前記第１の端子で行われた前記測定から検出された前記進行波の前記第１および第２のピークの前記到着時間の間の差と、前記第２の端子から反射された前記進行波の前記第１のピークおよび前記第１の端子で行われた前記測定から検出された前記進行波の前記第２のピークの到着時間の間の差との和に比例する前記送電線の第１の推定長を計算することと、
    前記第２のセグメントおよび前記第３のセグメントのうちの１つが前記故障を有すると識別したことに応答して、前記第１の端子で行われた前記測定から検出された前記進行波の前記第２および第３のピークの前記到着時間の和と、前記第１の端子で行われた前記測定から検出された前記第１のピークの前記到着時間の２倍との間の差に比例する前記送電線の第２の推定長を計算することと、
    前記第４のセグメントが前記故障を有すると識別したことに応答して、前記第２の端子で行われた前記測定から検出された前記進行波の前記第１および第２のピークの前記到着時間の間の差と、前記第１の端子から反射された前記進行波の前記第１のピークおよび前記第２の端子で行われた前記測定から検出された前記進行波の前記第２のピークの前記到着時間の間の差との和に比例する前記送電線の第３の推定長を計算することと
    を備える、装置。
  9. 前記装置は前記第１および前記第２の端子のうちの１つに関連するインテリジェント電子装置であり、前記装置は、前記第１および第２の端子の各々に関連する測定機器および通信インタフェースのうちの少なくとも１つから前記第１および第２の端子の各々で行われた前記測定を受信する、請求項８に記載の装置。
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