JP2009065766A - 広域保護制御計測システムと方法 - Google Patents

Abstract

【課題】電気所に設置される電力監視端末を追加・変更することなしに、保護・制御・計測用の応用演算機能を自在に追加・変更可能な、経済性、信頼性、拡張性に優れた広域保護制御計測システムと方法を提供する。
【解決手段】広域保護制御計測システムは、対象範囲内の電気所に設置されたＮ台の電力監視端末１と、これらの電力監視端末１と通信ネットワーク２を介して接続される１台の電気量集約装置３と、この電気量集約装置３と装置間接続されるＭ台の応用演算装置４から構成される。各電力監視端末１は、電気量データを通信ネットワーク２経由で電気量集約装置３に送信する。電気量集約装置３は、Ｎ台の電力監視端末１から受信した電気量データを集約して集約電気量データを生成し、各応用演算装置４に出力する。各応用演算装置４は、電気量集約装置３から取得した集約電気量データを用いて、保護用、制御用、または計測用の応用演算を行う。
【選択図】図１

Description

本発明は、電力システムの保護、制御、および計測を行う広域保護制御計測システムと方法に関するものである。

送配電分野において電力の安定供給を行うためには、広域の電力系統を対象としてそこに含まれる複数の電気所、各種の機器や設備などといった電力システム全体の保護、制御、および計測を行うことが不可欠となっており、従来、そのための各種の技術が提案されている。

例えば、特許文献１においては、変電所に設置した各端末装置により、電力系統の電圧、電流を取り込み、取り込んだ情報を広域データ網経由で中央処理装置に伝送すると共に、中央処理装置により、演算対象区間の各電流情報を用いて電流差動演算を行い、系統事故の有無を判定する広域保護技術が記載されている。

また、特許文献２においては、各電気所および送電線を保護する際に必要な情報を共通の演算処理装置に集めて各電気所および送電線で発生する事故を一括監視し、一括保護を行う広域保護技術が記載されている。
特開２００１−４５６４５ 特開２００４−６４９７４

ところで、上述した特許文献１、２に記載された従来の広域保護技術においては、いずれも、各電気所に設置された電力監視端末と制御側に設置された保護演算機能を備えた応用演算装置が通信ネットワークを介して直接的に接続されている。制御側の応用演算装置で実施される具体的な保護演算は、特許文献１の技術では広域の電流差動演算であり、特許文献２の技術では、一括保護演算と称する演算である。これらの従来技術においては、いずれも、広域保護システムの構築時に制御側の応用演算装置に単一の保護演算機能が予め組み込まれることで、広域保護システムの運用開始後に単一の保護演算がそれぞれ実施される。

一方、電力系統の広範囲で計測される電気量を用いて多様な保護演算、制御演算、および計測演算を含めた多様な応用演算を実施することにより、電力システムの保護・制御・計測を多面的に実現することが期待されている。そのような多面的な保護・制御・計測を実現するために上記の従来技術に追加する他の具体的な応用演算としては、例えば、送電線の両端の電圧、電流情報を用いた送電線の事故時の事故点標定、あるいは、送電線の線路定数の算出、脱調リレー演算などが考えられる。

しかしながら、特許文献１、２においては、前述したように、制御側の応用演算装置に組み込む保護・制御・計測用の応用演算機能として、いずれも単一の応用演算機能である単一の保護演算機能のみが想定されているので、新たな応用演算機能を追加して電力システムの保護・制御・計測を多面的に実現する広域保護制御計測システムを構築するためには、広域保護システム全体の見直しが必要となる。ここで、「広域保護システム全体の見直し」とは、個々の応用演算機能毎に、（１）どのような情報を収集するか、（２）電気量収集の伝送周期をどのように決定するか、などの検討を行い、その検討結果に応じて広域保護システム全体の構成を変更して広域保護制御計測システムを構築することである。

このような広域保護システム全体の構成変更は、一般的には、各電気所に設置されている全ての電力監視端末のデータ伝送用ソフトウェアを変更すると共に、追加する応用演算機能を実現するソフトウェアを組み込んだ新規の応用演算装置ハードウェアを製造することにより行われる。しかしながら、このように全ての電力監視端末のデータ伝送用ソフトウェアを変更する手法は、電力監視端末の数に比例してコストが増大するため、経済性の点で問題がある。

すなわち、一般に、広域保護制御計測システムでは、電力システム全体に極力多くの電力監視端末を設置して電気量を収集することが、応用演算の精度を高めるために必要なことであるため、電力監視端末の数は必然的に増加していく。この状況で応用演算機能の追加が必要となると、特許文献１，２に記載の従来技術では、全ての電力監視端末の伝送制御部のソフトウェアの変更を含む膨大な改造が生ずることになり、また、既存の応用演算機能の変更についても同様に膨大な改造が生ずる場合がある。さらに、電力監視端末の新設時には、既存の応用演算装置側においても、新設の電力監視端末からのデータを受信するための改造が必要となる。

これに対し、広域保護システム全体の見直しを回避しながらしかも電力システムの保護・制御・計測を多面的に実現する手法として、広域保護システム構築段階における初期時に、実現可能な全ての応用演算機能を予め想定し、想定した全ての機能を実現するための構成を予め組み込んで広域保護制御計測システムを構築することも考えられる。

しかし、この手法を採用した場合には、広域保護制御計測システムに組み込んでも運用されない無駄な応用演算機能が相当量発生する可能性がある。その結果、電気所の数と組み込んだ応用演算機能の数にそれぞれ比例して広域保護制御計測システム構築時の初期コストが著しく増大する反面、組み込んだ応用演算機能全体に対して実際に運用される有効な応用演算機能の割合が低い、といった経済的問題の発生が容易に予測される。

さらに、広域保護システム全体の見直しを回避しながらしかも電力システムの保護・制御・計測を多面的に実現する別の手法としては、例えば、追加する個々の応用演算機能毎に、特許文献１、２と同様の単一の応用演算機能用の構成を設置すること、すなわち、各電気所に設置する各電力監視端末および応用演算を行う制御側の応用演算装置を個々に製造し、設置することが考えられる。しかしながら、この場合には、追加する応用演算機能毎に個別のハードウェアが必要となり、電気所の数に比例してコストが増大するため、経済性の点で問題がある。

なお、以上のような新規の応用演算機能の追加に伴う問題点は、応用演算機能のアルゴリズム変更や応用演算に使用する電気量種別変更などの既存の応用演算機能の機能変更時にも同様に発生する問題である。

本発明は、以上のような従来技術の課題を解決するために提案されたものであり、その目的は、電気所に設置される電力監視端末を追加・変更することなしに、保護・制御・計測用の応用演算機能を自在に追加・変更可能な、経済性、信頼性、拡張性に優れた広域保護制御計測システムと方法を提供することである。

本発明の広域保護制御計測システムは、対象範囲内の電力システムの保護、制御、および計測を行う広域保護制御計測システムにおいて、前記対象範囲内の電気所に設置された複数の電力監視端末と、これらの電力監視端末と通信ネットワークを介して接続される１つ以上の電気量集約装置と、この電気量集約装置と装置間接続される１つ以上の応用演算装置を備え、電力監視端末、電気量集約装置、および応用演算装置が、次のように構成されたことを特徴としている。

まず、前記複数の電力監視端末を構成する各電力監視端末は、電力システムの電気量を取り込むことで電気量に関する情報を示す電気量データを生成するデータ生成手段と、生成した電気量データを通信ネットワーク経由で送信するデータ伝送手段を備える。また、前記１つ以上の電気量集約装置を構成する各電気量集約装置は、１つ以上の前記電力監視端末から送信される電気量データを前記通信ネットワーク経由で受信するデータ伝送手段と、受信した電気量データを集約して集約電気量データを生成するデータ集約手段と、生成した集約電気量データを出力する１つ以上の装置間接続用のインタフェースを備える。また、前記１つ以上の応用演算装置を構成する各応用演算装置は、前記電気量集約装置から出力された集約電気量データを取得する装置間接続用のインタフェースと、取得した集約電気量データを用いて、保護用、制御用、または計測用の応用演算を行う応用演算手段を備える。

また、本発明の広域保護制御計測方法は、上記システムの特徴を方法の観点から把握したものである。

以上のように、本発明は、電気所に設けた全ての電力監視端末からの電気量データを電気量集約装置により受信して集約し、処理しやすい形式の集約電気量データに変換してから各応用演算装置に送信するものである。

このような本発明においては、電気所に個々の応用演算機能毎の端末を設ける必要なしに、応用演算に必要な情報を全て含むデータが電気量集約装置で生成され、処理しやすい形式で応用演算装置側に送信される。そのため、応用演算機能の追加・変更は、電気所に設置される端末を何ら追加・変更せずに、当該機能を組み込んだ応用演算装置を製造して電気量集約装置に接続するか、あるいは、既存の応用演算装置に組み込まれたソフトウェアを変更するだけで、容易に実施可能である。

また、個々の応用演算装置が電気量データを取得するデータ取得先は装置間接続される電気量集約装置のみであり、応用演算装置が電力監視端末からデータを直接受信する必要はないため、ソフトウェア開発を含む新規の応用演算装置の製造や変更にあたって、既存のシステム構成を何ら考慮する必要がない。さらに、各電力監視端末からの電力量データは、通信ネットワーク上の異なる伝送経路を通じて送信されるので、伝送遅延もまた互いに異なる場合が多いが、個々の電力監視端末から通信ネットワーク経由でデータを受信することのない本発明の応用演算装置の製造や変更にあたっては、伝送経路の相違による伝送遅延についても何ら考慮する必要がない。

したがって、本発明とは異なり、システム全体の見直しにより全ての端末のソフトウェアを変更する場合や、個々の応用演算機能毎の端末を電気所毎に設ける場合に比べて、本発明では、応用演算機能の追加・変更を極めて容易かつ柔軟に実施可能であり、コストも大幅に削減可能であるため、経済性、信頼性、拡張性に優れたシステムを実現できる。

また、前述したように、本発明の個々の応用演算装置が電気量データを取得するデータ取得先は装置間接続される電気量集約装置のみであることから、電気所毎に設けた個々の電力監視端末から通信ネットワーク経由で電気量データを直接取得する場合に比べて、システム全体のデータ伝送構成を簡素化できるという利点もある。以下には、この点について説明する。

すなわち、本発明とは異なり、電気所の電力監視端末から電気量データを直接取得する応用演算装置とした場合、この応用演算装置には、通信ネットワーク経由でデータを受信するために、データ取得先の全ての電力監視端末の数に応じた多数のデータ伝送手段が必要となる。この場合、応用演算装置の数の増加に比例して、システム全体のデータ伝送手段の数が増加し、それに伴いシステム全体のデータ伝送経路の数も増加するため、システム全体のデータ伝送構成が複雑化してしまう。

これに対して、電気量集約装置から集約された電気量データを取得する本発明の応用演算装置の場合、応用演算装置におけるデータ取得用の構成として、通信ネットワーク経由でのデータ伝送を行う多数のデータ伝送手段を設ける必要はなく、データ取得先の１つか２つ程度の電気量集約装置と装置間接続するインタフェースのみを設ければよい。このような本発明においては、応用演算装置の数が増加しても、システム内のデータ伝送手段やデータ伝送経路の数が増加することはなく、電力監視端末から電気量データを直接取得する場合に比べて、システム全体のデータ伝送構成を簡素化可能であり、このことは、経済性および信頼性の向上にもつながる。このようなシステム全体のデータ伝送構成の簡素化の効果は、電力監視端末と応用演算装置の両方の増加に比例して増大する。

本発明によれば、電気所に設置される端末を追加・変更することなしに、保護・制御・計測用の応用演算機能を自在に追加・変更可能な、経済性、信頼性、拡張性に優れた広域保護制御計測システムと方法を提供することができる。

以下には、本発明の広域保護制御計測システムの複数の実施形態について、図面を参照して具体的に説明する。なお、本明細書中において、「電力システム」は、電力系統を構成する送配電線や発変電所、それらを構成する各種の機器および設備を包含する広い概念である。「電気所」は、発変電所あるいはその他の電力監視端末が設置される各種の電気施設を包含する広い概念である。

［第１の実施形態］
［構成の概略］
図１は、本発明を適用した第１の実施形態に係る広域保護制御計測システムの主要構成を示すブロック図である。

図１に示すように、本実施形態の広域保護制御計測システムは、対象範囲内の電気所に設置されたＮ台の電力監視端末１−１〜１−Ｎ（Ｎは、２≦Ｎの任意の整数）と、これらの電力監視端末１−１〜１−Ｎと通信ネットワーク２を介して接続される１台の電気量集約装置３と、この電気量集約装置３と装置間接続されるＭ台の応用演算装置４−１〜４−Ｍ（Ｍは、１≦Ｍの任意の整数）から構成されている。

ここで、各電力監視端末１−１〜１−Ｎは、電力システムから取り込んだ電圧、電流などの電気量を示す電気量データを生成するデータ生成手段１１１を実現する演算処理部１１と、生成した電気量データを通信ネットワーク２経由で電気量集約装置３に送信するデータ伝送手段１２１を実現する伝送制御部１２を備えている。

電気量集約装置３は、Ｎ台の電力監視端末１−１〜１−Ｎからの電気量データを個別に受信するデータ伝送手段３１１を実現するＮ個の伝送制御部３１−１〜３１−Ｎと、受信した電気量データを集約して集約電気量データを生成するデータ集約手段３２１を実現する演算処理部３２と、生成した集約電気量データをＭ台の応用演算装置４−１〜４−Ｍに個別に出力するＭ個の装置間接続用のインタフェース（ＩＦ）３３−１〜３３−Ｍを備えている。

各応用演算装置４−１〜４−Ｍは、電気量集約装置３からの集約電気量データを取得する装置間接続用のインタフェース（ＩＦ）４１と、取得した集約電気量データを用いて、保護用、制御用、または計測用の応用演算を行う応用演算手段４２１を実現する演算処理部４２を備えている。

以下には、本実施形態の広域保護制御計測システムを構成する電力監視端末１−１〜１−Ｎ、通信ネットワーク２、電気量集約装置３、応用演算装置４−１〜４−Ｍの詳細について順次説明する。なお、「電力監視端末１−１〜１−Ｎ」と「応用演算装置４−１〜４−Ｍ」のハイフン以下の符号は、個々の要素を明示するための付随的な符号にすぎないため、以降の説明中において、個々の要素を特定する必要がない場合には、「電力監視端末１」、「応用演算装置４」と簡略に示すものとする。

［電力監視端末の構成］
図２は、各電力監視端末１のハードウェア構成の一例を示す図であり、各電力監視端末１は、図１に示す演算処理部１１と伝送制御部１２に加えて、入力変換器１３、アナログフィルタ１４、アナログ／デジタル（Ａ／Ｄ）変換器１５、時刻同期部１６、ＧＰＳ受信機１７を備えている。

ここで、入力変換器１３には、電力システムの電圧、電流などの電気量が入力され、入力値は、所定の大きさの電気量に変換される。アナログフィルタ１４は、入力変換器１３の出力電気量から所定の周波数成分を除去する。Ａ／Ｄ変換器１５では、アナログ量をデジタル量に変換するためのサンプリングおよびアナログ／デジタル変換が行われる。

このＡ／Ｄ変換器１５でサンプリングするタイミングは、例えば、ＧＰＳ（Global Positioning System、世界位置測位システム）衛星より受信したＵＴＣ（Coordinated Universal Time、協定世界時）に同期したタイミングで行われる。これは、ＧＰＳ受信機１７で受信される時刻データを用いて、時刻同期部１６により所定時刻にタイミング信号を発生し、これをＡ／Ｄ変換器１５に渡すことで実現される。

各電力監視端末１の演算処理部１１は、マイクロプロセッサで構成され、このマイクロプロセッサとデータ生成用のソフトウェアとの組み合わせにより、電気量情報として同期フェーザ量を求めるデータ生成手段１１１を実現する。

各電力監視端末１の伝送制御部１２は、通信制御装置で構成され、この通信制御装置とデータ伝送用のソフトウェアとの組み合わせにより、通信ネットワーク２を介して電気量集約装置３の対応する伝送制御部３１との間でデータの送信および受信を行うデータ伝送手段１２１を実現する。すなわち、図１において、各電力監視端末１−１〜１−Ｎおよびその伝送制御部１２は、電気量集約装置２の各伝送制御部３１−１〜３１−Ｎにそれぞれ対応しており、各電力監視端末１−１〜１−Ｎの伝送制御部１２は、電気量集約装置２の対応する（すなわち、自端末とハイフン以下の符号が同一の）各伝送制御部３１−１〜３１−Ｎとの間で通信ネットワーク２を介してデータの送信および受信を行う。

なお、以上のような電力監視端末１において、デジタルデータを扱う演算処理部１１、伝送制御部１２、およびＡ／Ｄ変換器１５の間はバスで接続され、これらの要素１１，１２，１５間におけるデジタルデータのやりとりが可能となっている。

［通信ネットワークの構成］
図１に示す通信ネットワーク２の具体的な構成としては、例えば、有線ケーブル、光ファイバ、無線ＬＡＮ、マイクロ波、電力線搬送、などが考えられる。また、電気事業者内で閉じたイントラネットあるいは複数の事業者間を結ぶＶＰＮあるいは一般的なインターネット利用も想定している。さらに、それらの通信ネットワークの中から選択された複数種類のネットワークを組み合わせることも可能である。

［電気量集約装置の構成］
図１に示す電気量集約装置３において、Ｎ個の伝送制御部３１−１〜３１−Ｎは、通信制御装置で構成され、この通信制御装置とデータ伝送用のソフトウェアとの組み合わせにより、通信ネットワーク２を介してＮ台の電力監視端末１−１〜１−Ｎとの間でデータの送信および受信を行うデータ伝送手段３１１をそれぞれ実現する。各伝送制御部３１−１〜３１−Ｎは、各電力監視端末１−１〜１−Ｎおよびその伝送制御部１２にそれぞれ対応しており、対応する（すなわち、ハイフン以下の符号が同一の）各電力監視端末１−１〜１−Ｎの伝送制御部１２との間で通信ネットワーク２を介してデータの送信および受信を行う。

電気量集約装置３の演算処理部３２は、マイクロプロセッサで構成され、このマイクロプロセッサとデータ集約用のソフトウェアとの組み合わせにより、受信した電気量データを集約して集約電気量データを生成するデータ集約手段３２１を実現する。前述したように、各電力監視端末１では電気量情報として同期フェーザ量が求められるため、データ集約手段３２１は、具体的には、複数の電力監視端末１からそれぞれ送信される電気量データの各フレーム内における同一時刻の同期フェーザ量を抽出し、同じフレーム内に整列する処理を行う。

電気量集約装置３のインタフェース（ＩＦ）３３−１〜３３−Ｍは、装置間接続用の接続ポートや接続端子を含む接続装置で構成されている。各インタフェース（ＩＦ）３３−１〜３３−Ｍは、各応用演算装置４−１〜４−Ｍおよびそのインタフェース（ＩＦ）４１にそれぞれ対応しており、対応する（すなわち、ハイフン以下の符号が同一の）各応用演算装置４−１〜４−Ｍのインタフェース（ＩＦ）４１と共に装置間インタフェースを構成して装置間におけるデータの直接的な出入力を行う。

なお、以上のような電気量集約装置３において、デジタルデータを扱う伝送制御部３１、演算処理部３２、およびインタフェース（ＩＦ）３３の間はバスで接続され、これらの要素３１〜３３間におけるデジタルデータのやりとりが可能となっている。また、電気量集約装置３のハードウェアは、高速・大容量のマイクロプロセッサと、複数の一般的な通信制御装置、および複数の一般的な接続装置を組み合わせることにより実現可能である。

［応用演算装置の構成］
図１に示す各応用演算装置４−１〜４−Ｍのインタフェース（ＩＦ）４１は、装置間接続用の接続ポートや接続端子を含む接続装置で構成されている。各応用演算装置４−１〜４−Ｍおよびそのインタフェース（ＩＦ）４１は、電気量集約装置３の各インタフェース（ＩＦ）３３−１〜３３−Ｍにそれぞれ対応しており、電気量集約装置３の対応する（すなわち、自装置とハイフン以下の符号が同一の）各インタフェース（ＩＦ）３３−１〜３３−Ｍと共に装置間インタフェースを構成して装置間におけるデータの直接的な出入力を行う。

各応用演算装置４−１〜４−Ｍの演算処理部４２は、マイクロプロセッサで構成され、このマイクロプロセッサと応用演算用のソフトウェアとの組み合わせにより、入力した集約電気量データを用いて、保護用、制御用、または計測用の応用演算を行う応用演算手段４２１を実現する。前述したように、本実施形態では、電気量情報の表現形態として同期フェーザ量が扱われるため、応用演算手段４２は、同期フェーザ量を用いた応用演算を行う。

なお、以上のような応用演算装置４において、デジタルデータを扱うインタフェース（ＩＦ）４１と演算処理部４２の間はバスで接続され、これらの要素４１〜４２間におけるデジタルデータのやりとりが可能となっている。また、各応用演算装置４−１〜４−Ｍのハードウェアは、マイクロプロセッサや接続装置を含む一般的なサーバで実現可能である。
［作用］
次に、以上のような構成を有する第１の実施形態の広域保護制御計測システムの作用について説明する。

［電力監視端末の作用］
まず、前述したように、各電力監視端末１−１〜１−Ｎにおいては、ＧＰＳ衛星からＧＰＳ受信機１７により受信したＵＴＣ時刻データに同期したタイミングで、時刻同期部１６によりタイミング信号を発生することで、Ａ／Ｄ変換器１５により同時刻にアナログ量をサンプリングしてＡ／Ｄ変換し、同期したデジタル量の電気量データを得る。そして、このように同期したデジタル量の電気量データは、前述したように、データ生成手段１１１により同期フェーザ量に変換され、サンプリング時刻と共に当該時刻の電気量データとして１つのフレームにまとめられる。

データ生成手段１１１により、同期フェーザ量としては大きさＸと位相φが出力されるが、ここで、位相φはＧＰＳ受信機１７から出力される１ＰＰＳ（pulse per second）信号により得られるＵＴＣ（協定世界時）タイミングに対しての余弦関数上での瞬時位相角である。

で表される信号ｘ（ｔ）のフェーザ表現は、次の式（１）で示す複素量で与えられる。

図３は、データ生成手段１１１により行う同期フェーザ量演算を説明する図である。図３の（ａ）は、同期フェーザ量（大きさＸと位相φ）と実際の交流波形ｘ（ｔ）との関係を示す。余弦波形の頂点よりφずれた位相の時点が、１ＰＰＳ信号が入っているタイミングである。また、この交流波形の実効値が大きさＸであることを示している。図３の（ｂ）は、交流波形の実効値の大きさＸを極座標表現している。

このように、電気量を示す電気量情報の表現形態として同期フェーザ量を用いた場合には、次のような利点がある。
・情報を把握しやすく、取り扱いが容易な表現形態である。
・低速伝送路でも使用可能である。
・装置間での特別な同期機構が不要であるため、広域のシステム構築が容易である。

以上のように、各電力監視端末１−１〜１−Ｎにおいて、データ生成手段１１１により得られた各サンプリング時刻の同期フェーザ量を含む電気量データのフレームは、当該サンプリング時刻と、送信元である自端末を示す送信元ＩＤ、およびデータチェック用の検定データが付加された後、データ伝送手段１２１により、通信ネットワーク２経由で電気量集約装置３に送信される。

［電力量集約装置の作用］
電気量集約装置３において、各電力監視端末１−１〜１−Ｎからの電気量データの各フレームを対応する各データ伝送手段３１１によりそれぞれ受信すると、それらのフレームは、データ集約手段３２１により集約されて、Ｎ台の電力監視端末の当該サンプリング時刻における電気量情報を含む集約電気量データの１個のフレームが生成される。

ここで、各電力監視端末１からの電気量データの各フレームは、電気量情報として同期フェーザ量を含むため、データ集約手段３２１は、受信した電気量データの各フレーム内における同一サンプリング時刻の同期フェーザ量を抽出し、同じフレーム内に整列する処理を行う。

図４は、このような電力量集約装置３による電気量データの具体的な処理例を示す図であり、電力量集約装置３が各電力監視端末１から受信する電気量データの具体的なフレーム構成と、このフレーム構成の電気量データを電力量集約装置３により集約することで生成され、各応用演算装置に送信される集約電気量データの具体的なフレーム構成がそれぞれ示されている。

この図４の例では、各電力監視端末１が、変電所の３相各相の母線電圧を示す３つの電気量ｅ１〜ｅ３（電気量ｅ１：ａ相電圧、電気量ｅ２：ｂ相電圧、電気量ｅ３：ｃ相電圧）と、２回線の３相各相の送電線電流を示す６つの電気量ｅ４〜ｅ９（電気量ｅ４：第１の回線のａ相電流、電気量ｅ５：第１の回線のｂ相電流、電気量ｅ６：第１の回線のｃ相電流、電気量ｅ７：第２の回線のａ相電流、電気量ｅ８：第２の回線のｂ相電流、電気量ｅ９：第２の回線のｃ相電流）の合計９つの電気量を取り込み、これらの電気量ｅ１〜ｅ９の電圧フェーザ量の大きさと位相をサンプリング時刻（ｔ１，ｔ２，…）毎に周期的に送っている様子を示している。

図４の例において、ｎ番目の電力監視端末１−ｎ（ｎは、１≦ｎ≦Ｎの任意の整数）においてｓ回目のサンプリング時刻ｔｓ（ｓは、１≦ｓの任意の整数）でサンプリング、デジタル変換された電気量の情報を示すフェーザ量は、電気量ｅ１の電圧フェーザ量の大きさと位相を初めとして、最後の電気量ｅ９の電圧フェーザ量の大きさと位相まで順に並べられ、当該電力監視端末１−ｎの当該時刻ｔｓの同期フェーザ量として１つのフレームＤｎｔｓにまとめられている。

このフレームＤｎｔｓの最初には、送信元の各電力監視端末を示す送信元ＩＤとして、当該ｎ番目（ｎは、１≦ｎ≦Ｎの任意の整数）の電力監視端末を示す端末番号「１−ｎ」とサンプリング時刻「ｔｓ」が付加されており、フレームＤｎｔｓの最後には、ＣＲＣ（Cyclic Redundancy Check、巡回冗長検査）などでデータチェックを行うための検定データが付加されている。図４では、一例として、１番目の電力監視端末１−１の時刻ｔ１の同期フェーザ量をまとめた電気量データのフレームＤ１ｔ１の構成が例示されているが、他の電気量データのフレームＤｎｔｓも同様の構成を有する。

また、電気量データのフレームに付加される上記の付加情報のうち、サンプリング時刻は、同期フェーザ量を１つのフレームにまとめる際にデータ生成手段１１１により付加される。送信元ＩＤと検定データは、電力監視端末１のデータ生成手段１１１により同期フェーザ量が１つのフレームにまとめられた後、このフレームに対して、電力監視端末１のデータ生成手段１１１またはデータ伝送手段１２１により付加される。

図４に示すようなフレーム構成で送信される各電力監視端末１からの電力量データは、通信ネットワーク上の異なる伝送経路を通じて電気量集約装置３に送信されるので、伝送遅延もまた互いに異なる場合が多い。そのため、複数の電力監視端末１において同一時刻でデジタルデータに変換された複数のフレームが電気量集約装置３に到達する時刻は、必ずしも同一タイミングになるとは限らない。

これに対して、図４に示すように、フレーム中にサンプリング時刻ｔｓ（ｓは、１≦ｓの任意の整数）を付加することにより、電気量集約装置３のデータ集約手段３２１は、そのフレーム中の時刻を利用して、Ｎ台の電力監視端末１からの受信フレームから、同一時刻ｔｓのＮ台分の同期フェーザ量を容易かつ確実に抽出可能である。電気量集約装置３のデータ集約手段３２１は、抽出した同一時刻ｔｓのＮ台分の同期フェーザ量を、所定の条件で整列させて、応用演算装置４での応用演算に適した形式の集約電気量データのフレームＤＡｔｓとして再構成し、各インタフェース３３により各応用演算装置４に出力する。

図４の例において、同一時刻ｔｓのＮ台分の同期フェーザ量は、１番目の電力監視端末１−１の電気量ｅ１〜ｅ９の電圧フェーザ量の大きさと位相から、Ｎ番目の電力監視端末１−Ｎの電気量ｅ１〜ｅ９の電圧フェーザ量の大きさと位相まで、端末毎に順に並べられ、当該時刻ｔｓのＮ台分の同期フェーザ量として１つのフレームＤＡｍｔｓにまとめられている。

このフレームＤＡｍｔｓの最初には、出力先の各応用演算装置を示す出力先ＩＤとして、当該ｍ番目（ｍは、１≦ｍ≦Ｍの任意の整数）の応用演算装置を示す装置番号「４−ｍ」とサンプリング時刻「ｔｓ」が付加されており、フレームＤＡｍｔｓの最後には、ＣＲＣ（Cyclic Redundancy Check、巡回冗長検査）などでデータチェックを行うための検定データが付加されている。図４では、一例として、Ｍ番目（ｍ＝Ｍ）の応用演算装置４−Ｍを出力先とするサンプリング時刻ｔ１の集約電力量データのフレームＤＡＭｔ１の構成が例示されているが、他の集約電気量データのフレームＤＡｍｔｓも同様の構成を有する。

また、集約電気量データのフレームに付加される上記の付加情報のうち、サンプリング時刻は、複数の電力監視端末からの同期フェーザ量を１つのフレームにまとめる際にデータ集約手段３２１により付加される。出力先ＩＤと検定データは、電気量集約装置３のデータ集約手段３２１により複数の電力監視端末からの同期フェーザ量が１つのフレームにまとめられた後、このフレームに対して、電気量集約装置３のデータ集約手段３２１または出力先の応用演算装置４に対応する各インタフェース３３により付加される。

［応用演算装置の作用］
各応用演算装置４−１〜４−Ｍにおいて、電気量集約装置３からの集約電気量データのフレームをインタフェース４１により入力すると、入力したフレームを用いて、応用演算手段４２１により、予め設定された演算アルゴリズムに基づき、保護用、制御用、または計測用の応用演算が行われる。

以下には、各応用演算装置４が、Ｎ台の電力監視端末の同期フェーザ量として、電気量集約装置３の処理例として図４に示したような９つの電気量ｅ１〜ｅ９、すなわち変電所の３相各相の母線電圧と２回線の３相各相の送電線電流を示す各電気量について、その電圧フェーザ量の大きさと位相を含む集約電気量データのフレームを電気量集約装置３から受け取る場合の具体的な応用演算例について説明する。

［電圧低下と位相差による応用演算例］
応用演算装置４が、前述したような９つの電気量ｅ１〜ｅ９の電圧フェーザ量の大きさと位相を含む集約電気量データのフレームを電気量集約装置３から受け取る場合には、次の式（２）、（３）に示すような電圧低下と位相差による事故監視用の応用演算を行うことが可能である。
｜φｉ−φｊ｜＜φｋ (2)
｜Ｖｉ｜＜Ｖｋ， ｜Ｖｊ｜＜Ｖｋ (3)

ここで、φは各電気所の代表相であり、例えば、電力監視端末１の同期電圧フェーザに該当する。任意の電力監視端末ＩおよびＪ（ここで、Ｉ≧１、Ｊ≧１、ＩはＪではない）からの同期電圧フェーザをそれぞれ、φｉ、φｊと表現している。

この応用演算が、例えば、図１に示す１番目の応用演算装置４−１で行われるとすると、この応用演算装置４−１は、前記の式（２）に従って、異なる電力監視端末からの電圧位相差が所定値φｋ以上であるか否かを周期的に常時監視する。これは、異なる変電所の母線電圧の位相差を常時監視していることに相当する。

電力系統内になんらかの事故が発生した場合、事故を発生した機器あるいは送電線につながる変電所の母線電圧の位相は変動することが知られている。したがって、前記の式（２）を用いて位相差を常時監視することにより、系統事故の発生の有無および系統事故の発生箇所を特定することが可能となる。一般的な手順としては、電圧の大きさがある程度低めとなったことを式（３）にて検出した場合に、この電圧条件の成立を受けて、式（２）を計算することが考えられる。

図５は、この応用演算を行う場合の応用演算装置４−１の応用演算手段４２１による具体的な演算処理フローの一例を示す図である。応用演算手段４２１は、Ｓ１で新しい集約電気量データのフレームを受信したか否かを確認し、受信した場合（Ｓ１のＹＥＳ）は、Ｓ２にて受信したフレームから電圧フェーザ量を読込む。異なる電力監視端末からの位相差を監視するために、電力監視端末のインデックス（ｉ，ｊ）をＳ４で順次更新していく。Ｓ５で前記の式（３）、Ｓ６で前記の式（２）を実施し、式（２）が成立した場合（Ｓ６のＹＥＳ）に、Ｓ７にて電力系統に事故が発生したと判定する。すべての母線電圧の確認を終えたかをＳ３で確認し、確認を終えていれば（Ｓ３のＹＥＳ）、Ｓ１に戻って新しい受信データの到着を確認する。

［周波数による応用演算例］
応用演算装置４が、前述したような９つの電気量ｅ１〜ｅ９の電圧フェーザ量の大きさと位相を含む集約電気量データのフレームを電気量集約装置３から受け取る場合には、次の式（４）、（５）に示すように、電圧フェーザの位相φを時間で微分することにより、電力系統における各電力監視端末設置箇所の周波数を求めることができる。

この応用演算が、例えば、図１に示す２番目の応用演算装置４−２で行われるとすると、この応用演算装置４−２の応用演算手段４２１は、電気量集約装置３から新しい集約電気量データのフレームを受信したか否かを確認し、受信した場合は、受信したフレームから電圧フェーザ量の位相φを読込み、前記の式（４）、（５）により、周波数ｆを取り出す演算を行う。

図６は、発電機が事故などで脱落した場合の、複数の変電所の周波数の時間変化の例を示す図であり、ここでは、７箇所の変電所における周波数の時間変化がそれぞれ示されている。この図６中において、５９．９８Ｈｚで示す部分に着目すると、脱落した発電機に近い変電所から順に、周波数が５９．９８Ｈｚに変化していることが分かる。これは、定性的に知られている現象である。

そして、このように周波数の変化が系統擾乱の地点から周辺へ伝播していく現象を利用して、周波数の観測点である各電力監視端末設置箇所から、擾乱発生地点を推測できる。また、周波数の時間変化率から、発電量の変化の推定が可能となる。

［効果］
以上のように、第１の実施形態の広域保護制御計測システムは、電気所に設けた全ての電力監視端末１−１〜１−Ｎからの電気量データを電気量集約装置３により受信して集約し、処理しやすい形式の集約電気量データに変換してから各応用演算装置４−１〜４−Ｍに送信するものである。このような第１の実施形態の広域保護制御計測システムによれば、次のような効果が得られる。

まず、前述したように、一般に、広域保護制御計測システムでは、応用演算の精度を高めるために電力監視端末の数は必然的に増加していくが、この状況で応用演算機能の追加が必要となると、特許文献１，２に記載の従来技術では、全ての電力監視端末の伝送制御部のソフトウェアの変更を含む膨大な改造が生ずることになり、また、応用演算機能の変更についても同様に膨大な改造が生ずる場合がある。これに対して、本実施形態の広域保護制御計測システムにおいて、応用演算機能の追加が生じた場合に必要な改造は、電気量集約装置と新たな応用演算装置間のインタフェースのみである。

すなわち、本実施形態においては、電気所に個々の応用演算機能毎の端末を設ける必要なしに、応用演算に必要な情報を全て含むデータが電気量集約装置で生成され、処理しやすい形式で応用演算装置側に送信される。そのため、本実施形態の広域保護制御計測システムにおいて、応用演算機能の追加は、電気所に設置される電力監視端末を何ら追加・変更せずに、当該機能を組み込んだ応用演算装置を製造して電気量集約装置との間のインタフェースを改造して装置間接続するだけで容易に実施可能であり、また、応用演算機能の変更は、既存の応用演算装置に組み込まれたソフトウェアを変更するだけで容易に実施可能である。

また、前述したように、特許文献１，２に記載の従来技術では、電力監視端末の新設時には、既存の応用演算装置側においても、新設の電力監視端末からデータを受信するための改造が必要である。これに対し、本実施形態において、個々の応用演算装置の電気量データ取得先は装置間接続される電気量集約装置のみであり、応用演算装置が個々の電力監視端末から通信ネットワーク経由でデータを受信する必要はないため、ソフトウェア開発を含む新規の応用演算装置の製造や既存の応用演算装置の変更にあたって、既存のシステム構成を何ら考慮する必要がない。特に、新たな応用演算機能を開発・実用化する際に、本実施形態によれば、既存のシステム構成を何ら考慮することなく応用演算機能を開発し、既存システムと接続可能であるため、応用演算機能の開発効率、経済性の点で、より優れたシステムを構築できる。

さらに、各電力監視端末からの電力量データは、通信ネットワーク上の異なる伝送経路を通じて送信されるので、伝送遅延もまた互いに異なる場合が多いため、個々の電力監視端末から通信ネットワーク経由でデータを受信する従来技術の応用演算装置の製造や変更にあたっては、そのような伝送経路の相違による伝送遅延を考慮する必要がある。これに対して、個々の電力監視端末から通信ネットワーク経由でデータを受信することのない本実施形態の応用演算装置の製造や変更にあたっては、伝送経路の相違による伝送遅延についても何ら考慮する必要がない。

したがって、特許文献１，２に記載の従来技術のように、システム全体の見直しにより全ての端末のソフトウェアを変更する場合や、個々の応用演算機能毎の端末を電気所毎に設ける場合に比べて、本実施形態では、応用演算機能の追加・変更を極めて容易かつ柔軟に実施可能であり、コストも大幅に削減可能であるため、経済性、信頼性、拡張性に優れたシステムを実現できる。

また、前述したように、本発明の個々の応用演算装置が電気量データを取得するデータ取得先は装置間接続される電気量集約装置のみであることから、電気所毎に設けた個々の電力監視端末から通信ネットワーク経由で電気量データを直接取得する場合に比べて、システム全体のデータ伝送構成を簡素化できるという利点もある。以下には、この点について説明する。

すなわち、特許文献１，２に記載の従来技術のように、電気所の電力監視端末から電気量データを直接取得する応用演算装置とした場合、この応用演算装置には、通信ネットワーク経由でデータを受信するために、データ取得先の全ての電力監視端末の数に応じた多数のデータ伝送手段を実現するための多数の伝送制御部が必要となる。この場合、応用演算装置の数の増加に比例して、システム全体の伝送制御部の数が増加し、それに伴いシステム全体のデータ伝送経路の数も増加するため、システム全体のデータ伝送構成が複雑化してしまう。

これに対して、電気量集約装置から集約された電気量データを取得する本実施形態の応用演算装置の場合、応用演算装置におけるデータ取得用の構成として、通信ネットワーク経由でのデータ伝送を行う多数の伝送制御部を設ける必要はなく、データ取得先の１つの電気量集約装置と装置間接続する１つのインタフェースのみを設ければよい。このような本実施形態においては、応用演算装置の数が増加しても、システム内のデータ伝送手段やデータ伝送経路の数が増加することはなく、電力監視端末から電気量データを直接取得する場合に比べて、システム全体のデータ伝送構成を簡素化可能であり、このことは、経済性および信頼性の向上にもつながる。このようなシステム全体のデータ伝送構成の簡素化の効果は、電力監視端末と応用演算装置の両方の増加に比例して増大する。

図７は、このような本実施形態によるシステム全体のデータ伝送構成の簡素化の効果を示す図であり、（ａ）は従来の構成例、（ｂ）は本発明の構成例である。この図７に示すように、例えば、電力監視端末が４０台設けられ、各応用演算を行う応用演算装置が５台設けられている場合、（ａ）の従来例では、５台の応用演算装置４ａ−１〜４ａ−５に、各４０個の伝送制御部４１ａ−１〜４１ａ−４０がそれぞれ設けられるため、５台の応用演算装置４ａ−１〜４ａ−５全体の伝送制御部４１ａの数は、２００個（＝４０個×５）となる。

これに対して、電気量集約装置３で全ての電力監視端末１の電気量データを一括して受信する（ｂ）の本発明の構成例では、電力監視端末３からの電気量データの受信に必要な伝送制御部は、電気量集約装置３において４０台の電力監視端末１−１〜１−４０からのデータを受信するための４０個の伝送制御部３１−１〜３１−４０だけであり、５台の応用演算装置４−１〜４−５には電気量集約装置３とのインタフェース４１を各１個設けるだけでよい。

［変形例］
以上のような第１の実施形態の変形例としては、例えば、以下のような各種の変形例が考えられる。

まず、第１の実施形態においては、システム内の広域な同期を行うためにＧＰＳを利用しているが、ＧＰＳを利用せずに、各電力監視端末１の持つクロックのタイミングで電気量のサンプリングを行うことも可能である。

また、第１の実施形態においては、全ての電力監視端末からの電気量データを１台の電気量集約装置により受信する場合について説明したが、変形例として、図８に示すように、２台の電気量集約装置３−１，３−２を設けて各電力監視端末１をいずれか一方の電気量集約装置３に割り当て、各電力監視端末１から各割り当て先の電気量集約装置３（３−１または３−２）に対して電気量データを送信するように構成してもよい。図８では、一例として、２Ｎ台の電力監視端末１−１〜１−２Ｎのうち、１番目からＮ番目までの電力監視端末１−１〜１−Ｎを一方の電気量集約装置３−１に割り当て、（Ｎ＋１）番目から２Ｎ番目までの電力監視端末１−（Ｎ＋１）〜１−２Ｎを他方の電気量集約装置３−２に割り当てた場合を示している。

図８に示すこの変形例によれば、２台の電気量集約装置の間で処理負担を分散させることができるため、特に、電力監視端末が非常に増えた場合など、電気量集約装置の処理負担が重くなる場合に、１台あたりの電気量集約装置の処理負担を大幅に軽減できる。また、３台以上の電気量集約装置を設けて処理負担を分散させる構成も可能であり、電気量集約装置の数に応じて、１台あたりの電気量集約装置の処理負担をさらに軽減できる。

また、別の変形例として、図９に示すように、２系列の電気量集約装置３Ａ，３Ｂを設けて各電力監視端末１から２系列の電気量集約装置３Ａ，３Ｂの両方に対して電気量データを送信するように構成してもよい。図９に示すこの変形例によれば、２系列の電気量集約装置３Ａ，３Ｂのいずれか一方に障害が発生した場合でも、システム全体を停止することなく、障害の発生していない他方の電気量集約装置によりシステムの運用を継続できるため、システム全体の信頼度を高めることができる。

また、第１の実施形態においては、電力監視端末から電気量集約装置に送信する電気量データに用いる電気量情報の表現形態として、同期フェーザ量の大きさと位相を用いているが、本発明の電気量データに用いる電気量情報の表現形態はこれに限定されず、電圧、電流の瞬時値を用いてもよい。

図１０は、このような電圧瞬時値、電流瞬時値を含む電気量データを用いた場合における、電力量集約装置３による具体的な処理例を示す図であり、電力量集約装置３が各電力監視端末１から受信する電気量データの具体的なフレーム構成と、このフレーム構成の電気量データを電力量集約装置３により集約することで生成され、各応用演算装置に送信される集約電気量データの具体的なフレーム構成がそれぞれ示されている。

この図１０に示すように、電気量データとして電圧瞬時値、電流瞬時値を伝送する場合と、図４に示したような同期フェーザ量を伝送する場合との相違点としては、同期フェーザ量の場合は大きさと位相を対で伝送するが、瞬時値の場合は、各サンプリング時点での瞬時値量を伝送する点である。

フェーザ量は、電力監視端末において、サンプリングされた電気量瞬時値を変換して得られるが、電気量データとしてこのフェーザ量を伝送した場合には、電気量集約装置で集約されたフェーザ量を用いて応用演算装置で各種の応用演算を行う際に、取り扱いが容易という利点がある。一方、図１０に示すように、電気量データとして瞬時値を伝送した場合は、加工されていない、より生のデータを応用演算装置で取り扱えることから、応用演算の工夫によって、演算精度を向上できるという利点がある。

また、このような電気量データの変形例に関連する別の変形例として、同一の電力監視端末からフェーザ量を伝送するか、瞬時値を送るかの選択機能を設け、その選択指示を電気量集約装置から行うなどの構成も可能である。この変形例において、電気量集約装置は、フェーザ量と瞬時値を混在して扱うことになるが、この場合には、前述したようなフェーザ量の使用と瞬時値の使用による両方の効果が得られる。

さらに、各電力監視端末から瞬時値伝送を行う場合に、各電力監視端末のアナログフィルタ特性（利得、周波数）を関数として電気量集約装置に伝送し、電気量集約装置では、この関数を用いて、個々の電力監視端末の過渡応答特性が応用演算装置での演算上で等しくなるように変換を行う変形例も可能である。この場合の電気量集約装置での変換は、例えば次のように行われる。

ｆ１＊ｇ１＝Ｆ１
ｆ２＊ｇ２＝Ｆ２
…
ｆｎ＊ｇｎ＝Ｆｎ

ここで、ｆ１，ｆ２，…，ｆｎは、電力監視端末１〜ｎのアナログフィルタ特性を表す関数、ｇ１，ｇ２，…，ｇｎは、電気量集約装置での変換関数、Ｆ１，Ｆ２，…，Ｆｎは、変換により得られる各電力監視端末に対応する応用演算側のフィルタ特性である。変換関数が適切であれば、Ｆ１，Ｆ２，…，Ｆｎの特性は同じとなる。

このような各電力監視端末に対応する応用演算側のフィルタ特性Ｆ１，Ｆ２，…，Ｆｎを、電気量集約装置から各応用演算装置に予め転送しておくことにより、各応用演算装置では、各電力監視端末のフィルタ特性の差異の影響を独自に解消する必要なしに、フィルタ特性Ｆ１，Ｆ２，…，Ｆｎを用いて精度の高い応用演算を行うことができる。すなわち、例えば、各電力監視端末のフィルタ特性により生ずる電力系統の過渡的な変化の検出の差異の発生を防止することができるため、精度の高い応用演算を実現できる。

［第２の実施形態］
［構成］
図１１は、本発明を適用した第２の実施形態に係る広域保護制御システムの主要構成を示すブロック図である。

図１１に示すように、本実施形態の広域保護制御計測システムは、図１に示した第１の実施形態のシステムにおいて、応用演算装置４に必要情報要求手段４２２を追加し、電気量集約装置３にデータ伝送要求手段３２２を追加すると共に、電力監視端末１に情報種別選択手段１１２と伝送周期調整手段１２２を追加したものである。

ここで、応用演算装置４の必要情報要求手段４２２は、応用演算に必要な情報種別と伝送周期を電気量集約装置３に要求する手段であり、演算処理部４２とソフトウェアの組み合わせにより実現される。

電気量集約装置３のデータ伝送要求手段３２２は、複数の応用演算装置４からの複数の要求に含まれる情報種別と伝送周期を比較整理して各要求を満足させる情報種別と伝送周期を決定し、決定した情報種別と伝送周期によるデータ伝送を電力監視端末１に要求する手段である。データ伝送要求手段３２２は、演算処理部３２とソフトウェアの組み合わせにより実現される。

電力監視端末１の情報種別選択手段１１２は、電気量集約装置３からの要求に従って情報種別を選択する手段であり、伝送周期調整手段１２２は、データ伝送手段１２１による電気量データの伝送周期を電気量集約装置３からの要求に従って調整する手段である。情報種別選択手段１１２は、演算処理部１１とソフトウェアの組み合わせにより実現され、伝送周期調整手段１２２は、伝送制御部１２とソフトウェアの組み合わせにより実現される。電力監視端末１は、情報種別選択手段１１２により選択した情報種別を含む電気量データをデータ生成手段１１１により生成し、生成した電気量データを伝送周期調整手段１２２により調整された伝送周期でデータ伝送手段１２１により送信する。

［作用］
以上のような構成を有する第２の実施形態の広域保護制御計測システムは、第１の実施形態と同様の作用を有するが、それに加えて、本実施形態で追加された複数の手段により、次のような作用を有する。

まず、各応用演算装置４で行われる応用演算において、応用演算の内容により必要とする電力監視端末１からの情報は一般的には異なる。例えば、前記式（２）、（３）で示される変電所間の位相差および大きさの演算において必要な情報種別は、任意の変電所の母線電圧フェーザ量の大きさと位相であり、この演算に必要な電力監視端末の伝送周期は１００ｍｓ程度である。また、前記式（４）で示される各変電所の母線電圧の周波数演算において必要な情報種別は、任意の変電所の母線電圧フェーザ量の位相のみであり、この演算に必要な伝送周期は４０ｍｓ（５０Hz系では２サイクル相当）である。このように、各応用演算装置４が必要とする電力監視端末１の情報種別と伝送周期は応用演算の内容により異なる。

本実施形態においては、各応用演算装置４の応用演算手段４２１による応用演算の内容に応じて、必要情報要求手段４２２により、どのような情報種別が、どのような伝送周期で必要であるかを示す必要情報要求が生成され、生成された必要情報要求はインタフェース（ＩＦ）４１により電気量集約装置３に出力される。図１２は、この際に応用演算装置４の必要情報要求手段４２２によりインタフェース４１から電気量集約装置３に出力される必要情報要求の具体的なフレーム構成を示す図である。

この図１２の例において、フレームの最初には、要求元の応用演算装置を示す要求元ＩＤとして、ｍ番目（ｍは、１≦ｍ≦Ｍの任意の整数）の応用演算装置を示す装置番号「４−ｍ」（図中では１番目の応用演算装置を示す装置番号「４−１」）が付加されており、この要求元ＩＤに続いて、当該応用演算装置４が応用演算に必要とする情報が必要情報として記述される。

図１２の必要情報要求においては、対象となる電力監視端末１−１〜１−Ｎ毎に、当該ｎ番目（ｎは、１≦ｎ≦Ｎの任意の整数）の電力監視端末を示す端末番号「１−ｎ」に続いて、この対象端末により計測される電気量情報種別（例えば、母線ａ相電圧、送電線の第１回線ａ相電流など）、および当該電気量情報種別の電気量に対して必要とする伝送周期（例えば、２サイクルに１回１フェーザ量、１０サイクルに１回１フェーザ量など）の組み合わせからなる１つの必要情報「ｄｎ−１」が指定される。同様にして、同じ電力監視対象端末「１−ｎ」により計測される別の電気量情報種別および伝送周期の組み合わせからなる必要情報「ｄｎ−ｐ」（ｐは、１≦ｐの任意の整数）の指定が繰り返される。

このようにして、対象となる全ての電力監視端末から取得すべき必要情報がすべて指定された後に、フレームの最後に、ＣＲＣなどでデータチェックを行うための検定データが付加されることにより、必要情報要求が完成する。

電気量集約装置３では、各応用演算装置４から出力される各必要情報要求が、対応する各インタフェース３３を通じて取得され、複数の必要情報要求が集められる。データ伝送要求手段３２２により、集められたそれら複数の必要情報要求に含まれる情報種別と伝送周期が比較整理され、各必要情報要求を満足させる情報種別と伝送周期が決定され、決定した情報種別と伝送周期によるデータ伝送を電力監視端末に要求するデータ伝送要求が生成され、生成されたデータ伝送要求は、データ伝送手段３１１により通信ネットワーク２経由で対象となる電力監視端末１に送信される。

このように、各応用演算装置４から出力される必要情報要求を集めた場合、重複する必要情報が含まれる場合が多い。データ伝送要求手段３２２は、このような重複する必要情報を所定のルールに従って整理する。データ伝送要求手段３２２により用いる所定のルールとしては、例えば、次に示すようなルールが考えられる。

ルール(I)：異なる応用演算装置から要求される同じ電力監視端末に対する同じ情報種別と同じ伝送周期からなる同じ必要情報に関しては、重複していることから、それらの必要情報を統一して当該電力監視端末に対するデータ伝送要求を生成する。異なる情報種別の必要情報に関しては、それら全ての情報種別を包含する形でデータ伝送要求を生成する。
ルール(II)：異なる応用演算装置から要求される同じ電力監視端末に対する同じ情報種別と異なる伝送周期からなる同じ必要情報に関しては、情報種別は統一し、伝送周期はより短い周期に統一して当該電力監視端末に対するデータ伝送要求を生成する。

前述したように、前記式（２）、（３）で示される変電所間の位相差および大きさの演算において必要な情報種別は、任意の変電所の母線電圧フェーザ量の大きさと位相であり、この演算に必要な電力監視端末の伝送周期は１００ｍｓ程度である。また、前記式（４）で示される各変電所の母線電圧の周波数演算において必要な情報種別は、任意の変電所の母線電圧フェーザ量の位相のみであり、この演算に必要な伝送周期は４０ｍｓ（５０Hz系では２サイクル相当）である。

例えば、これら２種類の応用演算を行うための２つの要求がある場合には、データ伝送要求手段３２２により、前記ルール(I)に従い、それらの要求を包含する情報種別として、母線電圧フェーザ量の大きさと位相が決定されると共に、前記ルール(II)に従い、伝送周期として、より短い周期である４０ｍｓが決定される。データ伝送要求手段３２３により、決定した情報種別と伝送周期によるデータ伝送の要求のフレームが生成され、生成したデータ伝送要求のフレームは、データ伝送手段３１１により、通信ネットワーク２経由で対象となる電力監視端末１に送信される。

図１３は、前記ルール(I)、(II)に従い、電気量集約装置３のデータ伝送要求手段３２２によりデータ伝送手段３１１から通信ネットワーク２経由で電力監視端末１に送信されるデータ伝送要求の具体的なフレーム構成を示す図である。この図１３の例において、フレームの最初には、対象となるｎ番目の電力監視端末を示す端末番号「１−ｎ」に続いて、この電力監視端末により計測される電気量情報種別とその伝送周期の組み合わせからなる必要情報「ｄ’ｎ−１」〜「ｄ’ｎ−ｐ」（ｐは、１≦ｐの任意の整数）がすべて指定された後に、フレームの最後に、ＣＲＣなどでデータチェックを行うための検定データが付加されることにより、データ伝送要求が完成する。

電力監視端末１では、電気量集約装置３から送信されたデータ伝送要求をデータ伝送手段１２１により受信すると、情報種別選択手段１１２により、電気量集約装置３からの当該データ伝送要求に従って情報種別を選択すると共に、伝送周期調整手段１２２により、データ伝送手段１２１による電気量データの伝送周期を電気量集約装置３からの要求に従って調整する。情報種別選択手段１１２により情報種別が選択されると、データ生成手段１１１により、選択した情報種別を含む電気量データが生成され、生成された電気量データは、伝送周期調整手段１２２により調整された伝送周期でデータ伝送手段１２１により通信ネットワーク２経由で送信される。なお、このように電力監視端末１から送信される電気量データの具体的なフレーム構成は、例えば、図４、図１０に示した前述のフレーム構成と同等であるため、ここでの説明は省略する。

［効果］
以上のように、第２の実施形態の広域保護制御計測システムは、複数の応用演算装置４−１〜４−Ｍからの情報種別と伝送周期に関する複数の要求を電気量集約装置３により比較整理して重複する要求をまとめることで、各要求を満足する情報種別と伝送周期を決定し、決定した情報種別と伝送周期によるデータ伝送を各電力監視端末１−１〜１−Ｎに要求するものである。このような第２の実施形態の広域保護制御計測システムによれば、第１の実施形態の効果に加えて、次のような効果が得られる。

まず、各応用演算装置では様々な応用演算が行われる可能性があるため、各応用演算装置で必要とする情報種別と伝送周期は互いに異なる場合が多い。本実施形態においては、電気量集約装置にて、複数の応用演算装置からの情報種別と伝送周期に関する複数の要求を一旦比較整理して、重複する要求をまとめることで、各要求を満足するデータ伝送を各電力監視端末に要求する。そのため、電気量集約装置からのデータ伝送要求に対して各電力監視端末からデータ伝送される電気量データには無駄な重複がなくなり、必要最小限のデータ量で必要な情報のみを効率良く送ることができる。これにより、各電力監視端末からの電気量データのデータ伝送による通信ネットワークの負荷を最小にすることができるため、システムの経済性、信頼性をより向上できる。

また、新規の応用演算装置の追加、あるいは、既存の応用演算装置の削除を含む各種の変更が生じた場合にも、新規の応用演算装置からの要求、あるいは変更が生じた応用演算装置からの要求を含む複数の要求を、電気量集約装置内でまとめることにより、そのような応用演算装置の追加・変更に応じた最適かつ必要最小限の情報種別を選択できるため、各電力監視端末および他の応用演算装置の変更作業は不要である。したがって、応用演算機能の追加・変更時においても、電力監視端末からデータ伝送される電気量データのデータ量を必要最小限として、通信ネットワークの負荷を必要最小限に抑制できるため、システムの経済性、信頼性をより向上できる。

［変形例］
以上のような第２の実施形態の変形例としては、例えば、以下のような各種の変形例が考えられる。

例えば、前記第２の実施形態では、応用演算装置から要求される情報種別として、電圧、電流などの電気量情報種別を挙げているが、応用演算を実施するにあたっては、変電所などの電気所で得られる他の付帯情報種別が必要となる場合がある。このような付帯情報種別は、具体的には、遮断器や断路器などの各種の開閉機器の開閉情報、保護リレーの動作・復帰情報、またはその他の電力設備のＯＮ／ＯＦＦ情報などである。

応用演算装置が、これらの付帯情報種別を必要とする場合にも、図１２に示すような必要情報要求の要求フレームに、必要な付帯情報種別と伝送周期からなる必要情報を同様に指定することにより、電気量集約装置では、上述した必要情報の整理ルールに従って、必要情報の整理を行って最適な付帯情報種別を決定し、各電力監視端末へデータ伝送要求を行う。この場合に、各電力監視端末では、要求された付帯情報種別を、図４、図１０に示すようなフレーム構成で（電気量情報種別を付帯情報種別に置き換えて）周期的に伝送する。

さらに、応用演算装置が、電気量情報種別と付帯情報種別の両方を必要とする場合には、電気量集約装置では、最適な電気量情報種別と最適な付帯情報種別を決定し、各電力監視端末へデータ伝送要求を行うことになる。この場合に、各電力監視端末では、要求された電気量情報種別と付帯情報種別を、図４、図１０に示すようなフレーム構成で（電気量情報種別に付帯情報種別を追加して）周期的に伝送する。

［第３の実施形態］
［構成］
図１４は、本発明を適用した第３の実施形態に係る広域保護制御システムの主要構成を示すブロック図である。

図１４に示すように、本実施形態の広域保護制御計測システムは、図１１に示した第２の実施形態のシステムにおいて、電気量集約装置３に決定結果通知手段３２３を追加すると共に、応用演算装置４に演算アルゴリズム変更手段４２３を追加したものである。

ここで、電気量集約装置３の決定結果通知手段３２３は、データ伝送要求手段３２２により決定した情報種別と伝送周期を、決定結果として要求元の各応用演算装置４に通知する手段であり、演算処理部３２とソフトウェアの組み合わせにより実現される。また、応用演算装置４の演算アルゴリズム変更手段４２３は、電気量集約装置３から通知された情報種別と伝送周期に基づいて応用演算のアルゴリズムを変更する手段であり、演算処理部４２とソフトウェアの組み合わせにより実現される。

［作用］
以上のような構成を有する第３の実施形態の広域保護制御計測システムは、第２の実施形態と同様の作用を有するが、それに加えて、本実施形態で追加された複数の手段により、次のような作用を有する。

本実施形態において、複数の応用演算装置４からの複数の必要情報要求を、電気量集約装置３のデータ伝送要求手段３２２で整理して、電力監視端末から送信させる最適な情報種別および伝送周期を決定する作用は、第２の実施形態と同様である。本実施形態においては、さらに、決定した情報種別および伝送周期を電気量集約装置３の決定結果通知手段３２３によって要求元の各応用演算装置４に通知することにより、応用演算装置４の演算アルゴリズム変更手段４２３によって、決定した情報種別および伝送周期に応じて、応用演算アルゴリズムを変更する作用を有する。

例えば、第２の実施形態について説明したように、前記式（２）、（３）で示される変電所間の位相差および大きさの演算において必要な情報種別は、任意の変電所の母線電圧フェーザ量の大きさと位相であり、この演算に必要な電力監視端末の伝送周期は１００ｍｓ程度である。また、前記式（４）で示される各変電所の母線電圧の周波数演算において必要な情報種別は、任意の変電所の母線電圧フェーザ量の位相のみであり、この演算に必要な伝送周期は４０ｍｓ（５０Hz系では２サイクル相当）である。

したがって、これら２種類の応用演算を行うための２つの必要情報要求がある場合には、電気量集約装置３のデータ伝送要求手段３２２により、第２の実施形態で述べた前記ルール(I)に従い、それらの要求を包含する情報種別として、母線電圧フェーザ量の大きさと位相が決定されると共に、前記ルール(II)に従い、伝送周期として、より短い周期である４０ｍｓが決定される。

このようにしてデータ伝送要求手段３２２により決定された最適な情報種別（この例では、母線電圧フェーザ量の大きさと位相）および伝送周期（この例では、４０ｍｓ）は、決定結果通知手段３２３によって、要求元の応用演算装置４に送られる。応用演算装置４は、このような決定結果を受け取ると、演算アルゴリズム変更手段４２３によって、応用演算アルゴリズムを変更する。上記の例では、以下のようなアルゴリズム変更が行われる。

前記式（２）、（３）では、１００ｍｓ程度に１回フェーザ量が取得できれば十分な伝送周期であるのに対して、４０ｍｓに１回フェーザ量が取得できることから、演算アルゴリズム変更手段４２３は、これに合わせて応用演算アルゴリズムを変更する。具体的には、１００ｍｓに１回の電圧フェーザの変わりに、４０ｍｓに１回の電圧フェーザの大きさと位相の連続３回の値の平均をとり、式（２）、（３）の演算量として使用する。これにより、１２０ｍｓに１回の演算となるが、演算精度は、平均化処理をしたことで向上する。なお、このような応用演算アルゴリズムの変更は、例えば、演算アルゴリズム変更用のプログラムを作成する際に、伝送周期に応じてフェーザ量の平均化処理を行うことを予めプログラミングしておくことで容易に実現できる。

また、前記式（４）、（５）では、周波数を得るために微分演算を行っているが、位相の微分のみでよいことから、必要な情報種別として母線電圧フェーザの位相のみを使用している。上述のように、母線電圧フェーザ量の大きさも取得できることから、演算アルゴリズム変更手段４２３は、以下の式（６）の演算を追加実行し、この式（６）が成立した際にのみ、前記式（４）、（５）の演算を実行する。
｜Ｖｉ｜＜Ｖｋ (6)

このように、式（６）の演算を追加実行することで、系統事故発生以外の要因（例えば、人間系での運用操作、一過性のノイズなど）による周波数変動での応用演算を行わずに、系統事故発生で電圧低下が所定値以下になった際にのみ、式（４）、（５）の周波数演算を行えばよくなり、演算効率を向上できる。このような式（６）の演算の追加実行は、例えば、演算アルゴリズム変更用のプログラムを作成する際に、予め式（６）相当の内蔵プログラムを組み込んでおき、電圧の大きさを受信した際にこの内蔵プログラムを駆動するようにしておけば、容易に実現できる。

［効果］
以上のように、第３の実施形態の広域保護制御計測システムは、複数の応用演算装置４−１〜４−Ｍからの複数の要求を満足する情報種別と伝送周期を決定し、決定した情報種別と伝送周期によるデータ伝送を各電力監視端末１−１〜１−Ｎに要求する際に、この決定内容を要求元の応用演算装置にも通知して、決定した情報種別と伝送周期に応じて応用演算アルゴリズムを変更するものである。このような第３の実施形態の広域保護制御計測システムによれば、第２の実施形態の効果に加えて、次のような効果が得られる。

すなわち、各応用演算装置からの要求に応じて決定された情報種別と伝送周期を、要求元の各応用演算装置での応用演算に反映することにより、各応用演算装置では、取得する情報を効率よく最大限に活用可能となるため、より高効率、高精度で、信頼性の高い応用演算を実現できる。

［第４の実施形態］
［構成］
図１５は、本発明を適用した第４の実施形態に係る広域保護制御システムの主要構成を示すブロック図である。

図１５に示すように、本実施形態の広域保護制御計測システムは、図１に示した第１の実施形態のシステムにおいて、電気量集約装置３に伝送品質計測手段３１２と伝送周期決定手段３２４を追加すると共に、電力監視端末１に伝送周期調整手段１２２を追加したものである。

ここで、電気量集約装置３の伝送品質計測手段３１２は、データ伝送手段３１１により受信した電気量データに基づいて送信元の各電力監視端末１と電気量集約装置３との間の伝送品質を計測する手段であり、伝送制御部３１とソフトウェアの組み合わせにより実現される。伝送周期決定手段３２４は、計測された伝送品質と予め設定された伝送周期変更条件に基づいて送信元の電力監視端末１からの電気量データの伝送周期を決定し、決定した伝送周期への調整を送信元の電力監視端末１に対して要求する手段であり、演算処理部３２とソフトウェアの組み合わせにより実現される。なお、伝送周期決定手段３２４は、伝送制御部３１とソフトウェアの組み合わせにより実現してもよい。

電力監視端末１の伝送周期調整手段１２２は、データ伝送手段１２１による電気量データの伝送周期を電気量集約装置からの要求に従って調整する手段であり、伝送制御部１２とソフトウェアの組み合わせにより実現される。電力監視端末１は、データ生成手段１１１で生成した電気量データを伝送周期調整手段１２２により調整された伝送周期でデータ伝送手段１２１により送信する。

［作用］
以上のような構成を有する第４の実施形態の広域保護制御計測システムは、第１の実施形態と同様の作用を有するが、それに加えて、本実施形態で追加された複数の手段により、次のような作用を有する。

本実施形態において、電力監視端末１からの電気量データを、通信ネットワーク２経由で電気量集約装置３のデータ伝送手段３１１により受信する点は、第１の実施形態と同様である。本実施形態では、電気量集約装置３の伝送品質計測手段３１２により、受信した電気量データに基づいて送信元の各電力監視端末１と電気量集約装置３との間の伝送品質を計測する。ここで、計測する伝送品質の具体的な内容としては、例えば、次の３項目が考えられる。
・レスポンスの低下：所定周期内に電力監視端末からの電気量データが到着しない場合
・データ誤り：ＣＲＣ検定により伝送データの化けを検出した場合
・通信断：データフレーム自体が受信できない場合

これらの項目のうち、「通信断」は、通信ケーブル断などの物理的な通信障害でデータ自体が届かないという状況であり、本実施例の対象外である。したがって、本実施形態において伝送品質の計測対象とするのは「レスポンスの低下」と「データ誤り」である。「レスポンスの低下」を生じている場合、用いている通信ネットワークの帯域よりも多くの通信トラフィックが発生している可能性が高い。また、「データ誤り」は、通信ケーブルあるいは通信機器などの一過性不良あるいは伝送路へのノイズによりデータの一部が化けている可能性が高い。

伝送品質計測手段３１２は、「レスポンスの低下」を検出するために、「想定される伝送周期＋マージン時間＜データ受信間隔」が成立するか否かを常時計測するとともに、「データ誤り」を検出するために、ＣＲＣ検定によりデータエラーを検出する。そして、これらの手法により伝送品質の計測が行われた時点で、その結果が伝送周期決定手段３２４に渡される。

伝送周期決定手段３２４では、伝送品質計測手段３１２より受け取った伝送品質に応じて、例えば、以下のルール(i)、(ii)に基づいて、送信元の電力監視端末１からの電気量データの伝送周期を決定する。
ルール(i)：伝送品質が所定値以上に良い場合は、現状の伝送周期で受信する。
ルール(ii)：伝送品質が所定値以下で悪い場合は、伝送周期を低下させ、ルール(i)相当の状態になるまで調整する。

これらのルール(i)、(ii)に基づいて伝送周期が決定されると、伝送周期決定手段３２４により、この決定した伝送周期に調整する要求が、電力監視端末１に対して送信される。

電力監視端末１では、データ伝送手段１２１により電気量集約装置３からの伝送周期調整要求が受信されると、伝送周期調整手段１２２により、データ伝送手段１２１による電気量データの伝送周期が、その要求に従って調整される。その結果、データ生成手段１１１で生成された電気量データは、伝送周期調整手段１２２により調整された伝送周期でデータ伝送手段１２１によって電気量集約装置３に送信される。

［効果］
以上のように、第４の実施形態の広域保護制御計測システムは、電力監視端末１と電気量集約装置３との間の伝送品質を計測し、計測した伝送品質に応じて電力監視端末からのデータ伝送の伝送周期を決定し、決定した伝送周期によるデータ伝送を各電力監視端末１に要求するものである。このような第４の実施形態の広域保護制御計測システムによれば、第１の実施形態の効果に加えて、次のような効果が得られる。

まず、通信ネットワークの伝送品質は、各種の原因で低下する可能性があるが、そのような伝送品質低下時には、伝送品質に応じて電力監視端末からの電気量データの伝送周期を変更できるため、通信トラフィックの増加あるいは一過性的に発生するノイズを避けて、正確な電気量データを電力監視端末から電気量集約装置へ送信することができる。

さらに言及すれば、システム構築時点で通信ネットワークの将来の状態を予測して伝送周期を決めることは困難であるため、本実施形態とは異なり、固定的な伝送周期とした場合には、通信ネットワークの伝送品質の低下に伴い、電気量データの到着遅れが顕著となる、あるいは完全に途絶する、などの状況が発生する可能性がある。この場合には、応用演算で必要としているタイミングで所定の電気量データが得られなくなるため、システム全体に要求される性能が得られなくなってしまう。これに対して、本実施形態によれば、通信ネットワークの状況に応じて伝送周期が適切に調整されることから、電気量データの到着が途絶えることはなく、また、到着遅れも最小時間に抑えることが可能となり、信頼性の高いシステムが構築できる。

［変形例］
以上のような第４の実施形態の変形例としては、例えば、以下のような各種の変形例が考えられる。

例えば、第４の実施形態では、電気量集約装置が受信した電気量データから計測される電力監視端末と電気量集約装置との間の伝送品質に基づき、送信元の電力監視端末の伝送周期を調整する場合について説明したが、通信トラフィックが伝送品質を低下させている場合（レスポンスの低下）は、伝送品質の低下が計測された送信元の電力監視端末に加えて、他の電力監視端末の伝送周期も同時に調整することが有効である。

このように、レスポンスの低下が、特定の伝送制御部のデータ伝送手段で検出された場合は、演算処理部の伝送周期決定手段により、特定の伝送制御部につながる電力監視端末の伝送周期を決定すると共に、他の伝送制御部につながる電力監視端末の伝送周期についても同時に決定し、決定した伝送周期への調整を各電力監視端末に要求することで、通信トラフィックの問題が解消される。

また、第４の実施形態と第３の実施形態を組み合わせた変形例として、電気量集約装置で決定した電力監視端末の伝送周期を、応用演算装置に通知して、応用演算アルゴリズムを変更する構成も考えられる。この場合には、電力監視端末と電気量集約装置との間の伝送品質に応じて応用演算アルゴリズムを適切に変更できるため、各応用演算装置では、取得する情報を効率よく活用できる。

［第５の実施形態］
［構成］
図１６は、本発明を適用した第５の実施形態に係る各電力監視端末１のハードウェア構成の一例を示す図である。この図１６に示すように、本実施形態は、図２に示した第１の実施形態の電力監視端末１において、時刻同期部１６とＧＰＳ受信機１７の代わりに、セシウムあるいはルビジウムなどの原子時計１８を用いるものである。各電力監視端末１は、自端末が持つ原子時計１８の時刻を用いて、演算処理部１１のデータ生成手段１１１（図１）により、時刻付きの電気量データを生成する。他の構成は、第１の実施形態と同様である。

［作用］
以上のような構成を有する第５の実施形態の広域保護制御計測システムは、第１の実施形態と同様の作用を有するが、それに加えて、本実施形態では電力監視端末１が備える原子時計１８により、次のような作用を有する。

すなわち、前述した第１の実施形態では、広域な時刻同期をとるために、ＧＰＳからの受信データを用いていたが、本実施形態では、その代わりに原子時計１８を用い、原子時計１８より一定時刻で発生する信号パルスを用いて、電気量のサンプリングおよびアナログ／デジタル変換を行い、このデジタル化した電気量に原子時計１８による絶対時刻を付与する。このように原子時計１８の絶対時刻を用いることで、複数の電力監視端末からの電気量データが同一時刻でサンプリングされ、正確な同期データとなる。電気量集約装置３では、それらの正確な同期データが集約され、各応用演算装置４に送られるため、各応用演算装置４では、それらの正確な同期データを用いて高精度の応用演算が実施される。

［効果］
以上のような第５の実施形態の広域保護制御計測システムによれば、第１の実施形態の効果に加えて、次のような効果が得られる。

すなわち、第１の実施形態のように、ＧＰＳの受信信号を用いた場合、時刻同期誤差は１μ秒程度まで抑えることができる。しかしながら、ＧＰＳ衛星自体に万一障害が生じた場合には、このＧＰＳ衛星を利用している全ての電力監視端末が影響を受けるという問題がある。また、ＧＰＳ衛星からの電波の受信が不可能な場所（たとえば地下の変電所など）では、時刻同期が不可能という問題もある。さらに、ＧＰＳ受信機（ＧＰＳ受信アンテナ）１７から電力監視端末１までの信号ケーブルの敷設が必要という経済性の問題もある。これに対して、本実施形態によれば、ＧＰＳ受信と同じ程度の時刻精度を有するセシウムあるいはルビジウムなどの原子時計１８を時刻同期用として用いることにより、上記のＧＰＳ利用による問題が解決され、経済性、信頼性の高いシステムを提供できる。

［第６の実施形態］
［構成］
図１７は、本発明を適用した第６の実施形態に係る時刻同期用の構成例を示す図である。この図１７に示すように、本実施形態において、対象範囲内の複数の電気所（発変電所）５−１〜５−Ｎ（Ｎは、２≦Ｎの任意の整数）には、各電力監視端末１が持つ個々の原子時計１８の時刻を補正するために、共通原子時計５１−１〜５１−Ｎがそれぞれ設置されている。これらの共通電子時計５１−１〜５１−Ｎは、通信ネットワーク２を介して時刻データ源６に接続されている。この時刻データ源６としては、例えば、電力会社内の本店、支店、制御所などに設置された原子時計を用いることができる。

［作用］
複数の電気所５−１〜５−Ｎには、時刻データ源６から、通信ネットワーク２経由で共通に時刻が配信されることにより、各電気所の共通原子時計５１−１〜５１−Ｎの時刻合わせが行われる。これらの共通原子時計５１−１〜５１−Ｎの各々により、同じ電気所５内の各電力監視端末１の原子時計１８の時刻合わせが行われる。この場合、原子時計１８と共通原子時計５１の間、および、共通原子時計５１と時刻データ源６の間は、いずれも通信ネットワーク２で結ばれることから、この間の同期合わせが必要となる。この同期合わせは、ＰＣＭ（pulse code modulation）電流差動リレーで一般的に用いられているピンポン伝送により、伝送遅延時間計測と補正演算を行うことで実現可能である。なお、ピンポン伝送とは、逆方向の信号を交互に伝送して双方向伝送を実現する方式であり、時分割方向制御伝送方式などの別名で呼ばれることもある。

［効果］
以上のような第６の実施形態の広域保護制御計測システムによれば、第５の実施形態の効果に加えて、次のような効果が得られる。

すなわち、電力監視端末１に原子時計を用いた場合にも、長時間運用の間に時刻ずれが発生する可能性がある。この場合には、複数の電力監視端末１の間の時刻がずれることとなるため、前述の式（２）、（３）で示すような応用演算の誤差が増すこととなり、その結果、保護制御の精度が悪化することとなる。これに対して、本実施形態によれば、各電気所５に共通原子時計５１を設け、この共通原子時計５１の時刻に同じ電気所５内の各電力監視端末の原子時計１８の時刻を合わせることで、電気所５内の全ての原子時計１８の時刻を合わせることができる。また、複数の電気所５間についても、共通の時刻データ源６に時刻を合わせることができるため、全ての各電気所５の全ての電力監視端末１の間で、精度良く同期をとることができる。

［変形例］
以上のような第６の実施形態の変形例としては、例えば、次のような変形例が考えられる。

まず、第６の実施形態では、時刻データ源６として原子時計を用いる場合について説明したが、時刻データ源６としてＧＰＳを利用することも可能である。また、各電気所５に個別の共通原子時計５１を設けずに、各電力監視端末１と単一の時刻データ源６とを通信ネットワーク２経由で直接接続して、時刻データ源６により各電力監視端末１の原子時計１８の時刻合わせを直接行うようにしてもよい。

［他の実施形態］
なお、本発明は、前述した実施形態に限定されるものではなく、本発明の範囲内で他にも多種多様な変形例が実施可能である。すなわち、図面に示したシステム構成やハードウェア構成は一例にすぎず、具体的なシステム構成やハードウェア構成およびソフトウェア構成は適宜選択可能である。また、図面に示した電気量データや各種要求のフレーム構成もまた一例にすぎず、具体的なフレーム構成は適宜変更可能である。

本発明を適用した第１の実施形態に係る広域保護制御計測システムの主要構成を示すブロック図。 第１の実施形態の各電力監視端末のハードウェア構成の一例を示す図。 第１の実施形態の各電力監視端末により行う同期フェーザ量演算を説明する図。 第１の実施形態の電力量集約装置による電気量データの具体的な処理例を示す図。 第１の実施形態において、電圧低下と位相差による事故監視用の応用演算を行う場合の応用演算装置の具体的な演算処理フローの一例を示す図。 発電機が事故などで脱落した場合の、複数の変電所の周波数の時間変化の例を示す図。 第１の実施形態によるシステム全体のデータ伝送構成の簡素化の効果を示す図であり、（ａ）は従来の構成例、（ｂ）は本発明の構成例。 第１の実施形態の変形例を示すブロック図。 第１の実施形態の別の変形例を示すブロック図。 第１の実施形態の別の変形例として、電圧瞬時値、電流瞬時値を含む電気量データを用いた場合における、電力量集約装置による具体的な処理例を示す図。 本発明を適用した第２の実施形態に係る広域保護制御システムの主要構成を示すブロック図。 第２の実施形態の応用演算装置から電気量集約装置に出力される必要情報要求の具体的なフレーム構成を示す図。 第２の実施形態の電気量集約装置から通信ネットワーク経由で電力監視端末に送信されるデータ伝送要求の具体的なフレーム構成を示す図。 本発明を適用した第３の実施形態に係る広域保護制御システムの主要構成を示すブロック図。 本発明を適用した第４の実施形態に係る広域保護制御システムの主要構成を示すブロック図。 本発明を適用した第５の実施形態に係る各電力監視端末のハードウェア構成の一例を示す図。 本発明を適用した第６の実施形態に係る時刻同期用の構成例を示す図。

符号の説明

１…電力監視端末
１１…演算処理部
１１１…データ生成手段
１１２…情報種別選択手段
１２…伝送制御部
１２１…データ伝送手段
１２２…伝送周期調整手段
１６…時刻同期部
１７…ＧＰＳ受信機
１８…原子時計
２…通信ネットワーク
３…電気量集約装置
３１…伝送制御部
３１１…データ伝送手段
３１２…伝送品質計測手段
３２…演算処理部
３２１…データ集約手段
３２２…データ伝送要求手段
３２３…決定結果通知手段
３２４…伝送周期決定手段
３３…インタフェース（ＩＦ）
４…応用演算装置
４１…インタフェース（ＩＦ）
４２…演算処理部
４２１…応用演算手段
４２２…必要情報要求手段
４２３…演算アルゴリズム変更手段
５…電気所
５１…共通原子時計
６…時刻データ源

Claims (13)

1. 対象範囲内の電力システムの保護、制御、および計測を行う広域保護制御計測システムにおいて、
   前記対象範囲内の電気所に設置された複数の電力監視端末と、これらの電力監視端末と通信ネットワークを介して接続される１つ以上の電気量集約装置と、この電気量集約装置と装置間接続される１つ以上の応用演算装置を備え、
   前記複数の電力監視端末を構成する各電力監視端末は、電力システムの電気量を取り込むことで電気量に関する情報を示す電気量データを生成するデータ生成手段と、生成した電気量データを通信ネットワーク経由で送信するデータ伝送手段を備え、
   前記１つ以上の電気量集約装置を構成する各電気量集約装置は、１つ以上の前記電力監視端末から送信される電気量データを前記通信ネットワーク経由で受信するデータ伝送手段と、受信した電気量データを集約して集約電気量データを生成するデータ集約手段と、生成した集約電気量データを出力する１つ以上の装置間接続用のインタフェースを備え、
   前記１つ以上の応用演算装置を構成する各応用演算装置は、前記電気量集約装置から出力された集約電気量データを取得する装置間接続用のインタフェースと、取得した集約電気量データを用いて、保護用、制御用、または計測用の応用演算を行う応用演算手段を備えている
   ことを特徴とする広域保護制御計測システム。
2. 前記各電力監視端末から送信される電気量データは、電力量情報種別として、同期フェーザ量または瞬時値の表現形態で示される母線電圧と送電線電流を含む
   ことを特徴とする請求項１に記載の広域保護制御計測システム。
3. 前記各電力監視端末から送信される電気量データは、付帯情報種別として、開閉機器の開閉情報、保護リレーの動作・復帰情報、またはその他の電力設備のＯＮ／ＯＦＦ情報、の中から選択された１つ以上の種別を含む
   ことを特徴とする請求項１または請求項２に記載の広域保護制御計測システム。
4. 前記各電力監視端末は、送信する電気量データに用いる電気量情報の表現形態として、同期フェーザ量および瞬時値のいずれか一方を選択する手段を備えている
   ことを特徴とする請求項１乃至請求項３のいずれか１項に記載の広域保護制御計測システム。
5. 前記各電力監視端末は、送信する電気量データに瞬時値を用いる場合に、自電力監視端末のアナログフィルタ特性を関数として前記データ伝送手段により前記電気量集約装置に送信するように構成され、
   前記各電気量集約装置は、前記各電力監視端末から送信される関数をデータ伝送手段により受信した場合に、受信した関数を用いて、個々の電力監視端末の過渡応答特性が前記各応用演算装置での演算上は等しくなるように変換を行う手段を備えている
   ことを特徴とする請求項１乃至請求項３のいずれか１項に記載の広域保護制御計測システム。
6. 前記各応用演算装置は、応用演算に必要な情報種別と伝送周期を前記電気量集約装置に要求する必要情報要求手段を備え、
   前記各電気量集約装置は、複数の前記応用演算装置からの複数の要求に含まれる情報種別と伝送周期を比較整理して重複する要求をまとめることで、各要求を満足する情報種別と伝送周期を決定し、決定した情報種別と伝送周期によるデータ伝送を前記電力監視端末に要求するデータ伝送要求手段を備え、
   前記各電力監視端末は、前記電気量集約装置からの要求に従って情報種別を選択する情報種別選択手段と、前記データ伝送手段による電気量データの伝送周期を当該要求に従って調整する伝送周期調整手段を備え、前記情報種別選択手段により選択した情報種別を含む電気量データを前記データ生成手段により生成し、生成した電気量データを前記伝送周期調整手段により調整された伝送周期で前記データ伝送手段により送信するように構成されている
   ことを特徴とする請求項１乃至請求項３のいずれか１項に記載の広域保護制御計測システム。
7. 前記各電気量集約装置は、前記データ伝送要求手段により決定した情報種別と伝送周期を、決定結果として要求元の各応用演算装置に通知する決定結果通知手段を備え、
   前記各応用演算装置は、前記電気量集約装置から通知された情報種別と伝送周期に基づいて応用演算のアルゴリズムを変更する演算アルゴリズム変更手段を備えている
   ことを特徴とする請求項６に記載の広域保護制御計測システム。
8. 前記各電気量集約装置は、前記データ伝送手段により受信した電気量データに基づいて送信元の各電力監視端末と自装置との間の伝送品質を計測する伝送品質計測手段と、計測された伝送品質と予め設定された伝送周期変更条件に基づいて当該電力監視端末からの電気量データの伝送周期を決定し、決定した伝送周期への調整を当該電力監視端末に対して要求する伝送周期決定手段を備え、
   前記各電力監視端末は、前記データ伝送手段による電気量データの伝送周期を前記電気量集約装置からの要求に従って調整する伝送周期調整手段を備え、前記データ生成手段で生成した電気量データを前記伝送周期調整手段により調整された伝送周期で前記データ伝送手段により送信するように構成されている
   ことを特徴とする請求項１に記載の広域保護制御計測システム。
9. 前記各電力監視端末は原子時計を備え、この原子時計の時刻を用いて時刻付きの電気量データを前記データ生成手段により生成するように構成されている
   ことを特徴とする請求項１に記載の広域保護制御計測システム。
10. 前記対象範囲内の各電気所には、当該電気所に設置された前記電力監視端末の原子時計の時刻を補正する共通原子時計が設けられ、各共通原子時計は、同一の時刻データ源から前記通信ネットワーク経由で共通配信される時刻データを利用して時刻合わせを行うように構成されている
    ことを特徴とする請求項１に記載の広域保護制御計測システム。
11. 前記対象範囲内に複数の前記電気量集約装置が設けられ、
    前記複数の電力監視端末の各々は、前記複数の電気量集約装置のいずれか一つに割り当てられ、割り当て先の電気量集約装置に対して電気量データを送信するように構成されている
    ことを特徴とする請求項１に記載の広域保護制御計測システム。
12. 前記対象範囲内に２系列の前記電気量集約装置が設けられ、
    前記複数の電力監視端末の各々は、前記２系列の電気量集約装置の両方に対して電気量データを送信するように構成されている
    ことを特徴とする請求項１に記載の広域保護制御計測システム。
13. 対象範囲内の電力システムの保護、制御、および計測を行う広域保護制御計測方法において、
    前記対象範囲内の電気所に設置された複数の電力監視端末と、これらの電力監視端末と通信ネットワークを介して接続される１つ以上の電気量集約装置と、この電気量集約装置と装置間接続される１つ以上の応用演算装置を用いて、
    前記電力監視端末により、電力システムの電気量を取り込むことで電気量に関する情報を示す電気量データを生成し、生成した電気量データを通信ネットワーク経由で送信するステップと、
    前記電気量集約装置により、１つ以上の前記電力監視端末から送信される電気量データを前記通信ネットワーク経由で受信し、受信した電気量データを集約して集約電気量データを生成し、生成した集約電気量データを出力するステップと、
    前記応用演算装置により、前記電気量集約装置から出力された集約電気量データを取得し、取得した集約電気量データを用いて、保護用、制御用、または計測用の応用演算を行うステップ
    を有することを特徴とする広域保護制御計測方法。

Images