JP2015152345A - Measuring devices, power system monitoring system, and measuring method - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、複数の箇所での計測において、計測のタイミングを一致させることができる計測装置、当該計測装置を用いた電力系統監視システム、および、計測方法に関する。 The present invention relates to a measurement device that can match the timing of measurement in measurement at a plurality of locations, a power system monitoring system using the measurement device, and a measurement method.
太陽光発電や風力発電などの不安定な分散形電源が大量に導入されると、電力系統が不安定化する懸念がある。この対策として、電力系統の各箇所に様々な計測装置を設置して、常時監視を行うことが考えられている。監視対象としては、有効電力、無効電力、送／配電線の電圧、周波数、位相の情報などがある。 When a large amount of unstable distributed power sources such as solar power generation and wind power generation are introduced, there is a concern that the power system becomes unstable. As a countermeasure, it is considered that various measuring devices are installed in each part of the electric power system to constantly monitor. Examples of monitoring targets include active power, reactive power, transmission / distribution line voltage, frequency, and phase information.
これらの情報は、同じタイミングで計測されたものが必要になる。離れた各箇所で計測のための時刻合わせを行うために、ＧＰＳ（Global Positioning System）の時刻情報を利用した計測装置が用いられている（例えば、非特許文献１参照）。 These pieces of information need to be measured at the same timing. In order to perform time adjustment for measurement at each distant place, a measuring device using time information of GPS (Global Positioning System) is used (for example, see Non-Patent Document 1).
しかしながら、ＧＰＳを用いずに、離れた各箇所で計測のタイミングを一致させる計測装置は、いまだ開発されていない。 However, a measuring apparatus that matches the timing of measurement at each distant place without using GPS has not yet been developed.
本発明は上述した事情のもとで考え出されたものであって、複数の箇所での計測において、ＧＰＳを用いずに計測のタイミングを一致させることができる計測装置を提供することをその目的としている。 The present invention has been conceived under the circumstances described above, and it is an object of the present invention to provide a measuring apparatus capable of matching the timing of measurement without using GPS in measurement at a plurality of locations. It is said.
上記課題を解決するため、本発明では、次の技術的手段を講じている。 In order to solve the above problems, the present invention takes the following technical means.
本発明の第１の側面によって提供される計測装置は、複数の箇所でそれぞれ計測を行う計測装置であって、サンプリングのタイミングを指示するためのサンプリング位相を生成するサンプリング位相生成手段と、少なくとも１つの他の計測装置と通信を行う通信手段とを備え、前記通信手段は、前記サンプリング位相生成手段が生成したサンプリング位相を、前記他の計測装置の少なくとも１つに送信し、前記サンプリング位相生成手段は、前記生成したサンプリング位相と、前記通信手段が前記他の計測装置の少なくとも１つより受信したサンプリング位相とに基づく演算結果を用いて、サンプリング位相を生成することを特徴とする。 The measurement apparatus provided by the first aspect of the present invention is a measurement apparatus that performs measurement at each of a plurality of locations, and includes at least one sampling phase generation unit that generates a sampling phase for instructing sampling timing. Communication means for communicating with two other measurement devices, wherein the communication means transmits the sampling phase generated by the sampling phase generation means to at least one of the other measurement devices, and the sampling phase generation means Is characterized in that a sampling phase is generated using a calculation result based on the generated sampling phase and the sampling phase received by the communication means from at least one of the other measuring devices.
本発明の好ましい実施の形態においては、前記サンプリング位相生成手段は、前記生成したサンプリング位相と、前記受信したサンプリング位相とに基づく演算を行う演算手段と、前記演算手段が出力する演算結果を所定の角周波数に加算して、修正角周波数として出力する加算手段と、前記修正角周波数を積分して、サンプリング位相を算出する積分手段とを備えている。 In a preferred embodiment of the present invention, the sampling phase generation means includes a calculation means for performing a calculation based on the generated sampling phase and the received sampling phase, and a calculation result output by the calculation means as a predetermined value. Adding means for adding to the angular frequency and outputting as a corrected angular frequency, and integrating means for calculating the sampling phase by integrating the corrected angular frequency.
本発明の好ましい実施の形態においては、前記演算手段は、前記受信したサンプリング位相から前記生成したサンプリング位相をそれぞれ減算し、減算結果をすべて加算することで、演算結果を演算する。 In a preferred embodiment of the present invention, the calculation means calculates the calculation result by subtracting the generated sampling phase from the received sampling phase and adding all the subtraction results.
本発明の好ましい実施の形態においては、前記演算手段は、前記受信したサンプリング位相から前記生成したサンプリング位相をそれぞれ減算し、減算結果をすべて加算して、前記通信手段が通信を行っている他の計測装置の数で除算することで、演算結果を演算する。 In a preferred embodiment of the present invention, the arithmetic means subtracts the generated sampling phase from the received sampling phase, adds all the subtraction results, and the communication means performs other communication. The calculation result is calculated by dividing by the number of measuring devices.
本発明の好ましい実施の形態においては、前記演算手段は、前記受信したサンプリング位相から前記生成したサンプリング位相をそれぞれ減算し、減算結果をすべて加算して、前記生成したサンプリング位相を乗算することで、演算結果を演算する。 In a preferred embodiment of the present invention, the computing means subtracts the generated sampling phase from the received sampling phase, adds all the subtraction results, and multiplies the generated sampling phase, Calculate the calculation result.
本発明の好ましい実施の形態においては、前記演算手段は、前記受信したサンプリング位相を前記生成したサンプリング位相からそれぞれ減算し、減算結果をすべて加算して、前記生成したサンプリング位相の２乗を乗算することで、演算結果を演算する。 In a preferred embodiment of the present invention, the arithmetic means subtracts the received sampling phase from the generated sampling phase, adds all the subtraction results, and multiplies the square of the generated sampling phase. Thus, the calculation result is calculated.
本発明の好ましい実施の形態においては、前記計測装置は、電圧を検出する電圧センサと、前記電圧センサが検出した電圧信号に対して、前記サンプリング位相に基づいたサンプリングを行ってデジタル信号を出力するサンプリング手段と、前記デジタル信号に基づいて電圧の位相を算出する位相算出手段とをさらに備えている。 In a preferred embodiment of the present invention, the measurement device outputs a digital signal by performing sampling based on the sampling phase with respect to a voltage sensor for detecting a voltage and a voltage signal detected by the voltage sensor. Sampling means and phase calculation means for calculating the phase of the voltage based on the digital signal are further provided.
本発明の好ましい実施の形態においては、前記計測装置は、電圧を検出する電圧センサと、電流を検出する電流センサと、前記電圧センサが検出した電圧信号および前記電流センサが検出した電流信号に対して、前記サンプリング位相に基づいたサンプリングを行って、それぞれのデジタル信号を出力するサンプリング手段と、前記電圧信号のデジタル信号と前記電流信号のデジタル信号とに基づいて有効電力を算出する有効電力算出手段とをさらに備えている。 In a preferred embodiment of the present invention, the measuring device includes a voltage sensor that detects a voltage, a current sensor that detects a current, a voltage signal detected by the voltage sensor, and a current signal detected by the current sensor. Sampling means for performing sampling based on the sampling phase and outputting each digital signal; and active power calculating means for calculating active power based on the digital signal of the voltage signal and the digital signal of the current signal And further.
本発明の好ましい実施の形態においては、前記計測装置は、温度を検出する温度センサと、前記温度センサが検出した温度信号に対して、前記サンプリング位相に基づいたサンプリングを行ってデジタル信号を出力するサンプリング手段とをさらに備えている。 In a preferred embodiment of the present invention, the measurement device outputs a digital signal by performing sampling based on the sampling phase with respect to a temperature sensor for detecting temperature and a temperature signal detected by the temperature sensor. Sampling means.
本発明の第２の側面によって提供される電力系統監視システムは、電力系統の複数の箇所にそれぞれ配置される、本発明の第１の側面によって提供される計測装置と、前記各計測装置から入力される計測結果に基づいて、前記電力系統の状態を監視する監視装置とを備えていることを特徴とする。 The power system monitoring system provided by the second aspect of the present invention includes a measuring device provided by the first aspect of the present invention, which is disposed at each of a plurality of locations of the power system, and inputs from the respective measuring devices. And a monitoring device that monitors the state of the power system based on the measurement result.
本発明の第３の側面によって提供される計測方法は、複数の箇所に配置された各計測装置において、計測のタイミングを一致させる計測方法であって、サンプリング位相を生成する第１の工程と、前記第１の工程で生成したサンプリング位相を少なくとも１つの他の計測装置に送信する第２の工程と、少なくとも１つの他の計測装置が送信したサンプリング位相を受信する第３の工程とを各計測装置で行わせるものであり、前記第１の工程は、生成したサンプリング位相と、前記第３の工程で受信したサンプリング位相とに基づく演算結果を用いて、サンプリング位相を生成することを特徴とする。 The measurement method provided by the third aspect of the present invention is a measurement method that matches the timing of measurement in each measurement device arranged at a plurality of locations, and includes a first step of generating a sampling phase; Each of the second step of transmitting the sampling phase generated in the first step to at least one other measuring device and the third step of receiving the sampling phase transmitted by at least one other measuring device The first step generates the sampling phase using the calculation result based on the generated sampling phase and the sampling phase received in the third step. .
本発明によると、サンプリング位相生成手段は、生成したサンプリング位相と、通信手段が受信した他の計測装置のサンプリング位相とに基づく演算結果を用いて、サンプリング位相を生成する。各計測装置のサンプリング位相生成手段がこれを行うことで、すべての計測装置のサンプリング位相が同じ値に収束する。したがって、各計測装置は、共通のサンプリング位相に基づいてサンプリングを行うことで、他の計測装置と同じタイミングでサンプリングを行うことができる。これにより、各計測装置は、離れた箇所に配置されていたとしても、ＧＰＳを用いることなく、計測のタイミングを一致させることができる。 According to the present invention, the sampling phase generation unit generates a sampling phase using a calculation result based on the generated sampling phase and the sampling phase of another measuring device received by the communication unit. When the sampling phase generation means of each measuring device performs this, the sampling phases of all the measuring devices converge to the same value. Therefore, each measurement device can perform sampling at the same timing as other measurement devices by performing sampling based on a common sampling phase. Thereby, even if each measuring device is arrange | positioned in the distant place, it can match the timing of a measurement, without using GPS.
本発明のその他の特徴および利点は、添付図面を参照して以下に行う詳細な説明によって、より明らかとなろう。 Other features and advantages of the present invention will become more apparent from the detailed description given below with reference to the accompanying drawings.
以下、本発明の実施の形態を、図面を参照して具体的に説明する。 Embodiments of the present invention will be specifically described below with reference to the drawings.
図１は、第１実施形態に係る計測装置Ａを説明するための図であり、電力系統Ｂのある配電線（または送電線）に配置されている状態を示している。図２は、第１実施形態に係る計測装置Ａが電力系統Ｂの複数の配電線（または送電線）に配置された電力系統監視システムを示す図である。なお、計測装置Ａは、各家庭や建物のコンセントに配置するようにしてもよい。 FIG. 1 is a diagram for explaining the measuring apparatus A according to the first embodiment, and shows a state where the measuring apparatus A is arranged on a distribution line (or a transmission line) with a power system B. FIG. 2 is a diagram illustrating a power system monitoring system in which the measuring device A according to the first embodiment is arranged on a plurality of distribution lines (or transmission lines) of the power system B. Note that the measuring device A may be arranged at an outlet of each home or building.
図１に示すように、計測装置Ａは、電圧センサ１、サンプリング部２、位相算出部３、サンプリング位相生成部４、および、通信部５を備えている。計測装置Ａは、電圧センサ１が検出した電圧信号に基づいて電圧の位相θｖを算出するものである。 As shown in FIG. 1, the measuring apparatus A includes a voltage sensor 1, a sampling unit 2, a phase calculation unit 3, a sampling phase generation unit 4, and a communication unit 5. The measuring device A calculates the voltage phase θv based on the voltage signal detected by the voltage sensor 1.
電圧センサ１は、配電線（または送電線）に配置されて、配置位置の電圧信号を検出するものである。検出された電圧信号は、サンプリング部２に出力される。 The voltage sensor 1 is arranged on a distribution line (or power transmission line) and detects a voltage signal at the arrangement position. The detected voltage signal is output to the sampling unit 2.
サンプリング部２は、電圧センサ１より入力される電圧信号を離散化してデジタル信号に変換するものである。サンプリング部２は、サンプリング位相生成部４より入力されるサンプリング位相θiに基づいて、サンプリングを行う。具体的には、サンプリング位相θiが「０」になるタイミングでサンプリングを行う。なお、サンプリングを行うタイミングは「０」に限定されない。また、サンプリング位相θiが「０」になった回数が予定の回数になったタイミングでサンプリングを行うようにしてもよい。 The sampling unit 2 discretizes the voltage signal input from the voltage sensor 1 and converts it into a digital signal. The sampling unit 2 performs sampling based on the sampling phase θ i input from the sampling phase generation unit 4. Specifically, sampling is performed at the timing when the sampling phase θ i becomes “0”. Note that the sampling timing is not limited to “0”. Alternatively, sampling may be performed at a timing when the number of times that the sampling phase θ i becomes “0” becomes the scheduled number.
位相算出部３は、サンプリング部２より入力されるデジタル電圧信号に基づいて、電圧の位相θｖを算出するものである。 The phase calculation unit 3 calculates the voltage phase θv based on the digital voltage signal input from the sampling unit 2.
図３は、位相算出部３の内部構成の一例を示す図である。 FIG. 3 is a diagram illustrating an example of an internal configuration of the phase calculation unit 3.
位相算出部３は、３相の電圧信号に基づいて、いわゆるＰＬＬ（Phase Locked Loop）法によって位相を算出するものであり、αβ変換部３１、ｄｑ変換部３２、ＰＩ制御部３３、ＶＣＯ(Voltage Controlled Oscillator)３４を備えている。αβ変換部３１は、サンプリング部２より入力される３相のデジタル電圧信号Ｖu、Ｖv、Ｖwを２相の電圧信号Ｖα、Ｖβに変換するものである。ｄｑ変換部３２は、αβ変換部３１から電圧信号Ｖα、Ｖβが入力され、ＶＣＯ３４から位相θｖが入力される。ｄｑ変換部３２は、電圧信号Ｖα、Ｖβの位相θｖとの同相成分Ｖdと位相差成分Ｖqとを算出する。ＰＩ制御部３３は、位相差成分ＶqがゼロとなるようにＰＩ制御（比例積分制御）を行ない、補正値を出力する。この補正値を電圧信号の目標角周波数ωs *に加算した補正角周波数ωが、ＶＣＯ３４に出力される。ＶＣＯ３４は、入力に応じた位相θｖをｄｑ変換部３２に出力する。このフィードバック制御により、位相差成分Ｖqがゼロになったところでロックされる。このとき、位相θｖが電圧の位相と一致する。この位相θｖが、入力される電圧信号の位相θｖとして出力される。 The phase calculation unit 3 calculates a phase by a so-called PLL (Phase Locked Loop) method based on a three-phase voltage signal, and includes an αβ conversion unit 31, a dq conversion unit 32, a PI control unit 33, a VCO (Voltage). Controlled Oscillator) 34 is provided. The αβ converter 31 converts the three-phase digital voltage signals Vu, Vv, Vw input from the sampling unit 2 into two-phase voltage signals Vα, Vβ. The dq converter 32 receives the voltage signals Vα and Vβ from the αβ converter 31 and receives the phase θv from the VCO 34. The dq converter 32 calculates an in-phase component Vd and a phase difference component Vq with respect to the phase θv of the voltage signals Vα and Vβ. The PI control unit 33 performs PI control (proportional integration control) so that the phase difference component Vq becomes zero, and outputs a correction value. A correction angular frequency ω obtained by adding this correction value to the target angular frequency ω s * of the voltage signal is output to the VCO 34. The VCO 34 outputs the phase θv corresponding to the input to the dq conversion unit 32. By this feedback control, the phase difference component Vq is locked when it becomes zero. At this time, the phase θv matches the phase of the voltage. This phase θv is output as the phase θv of the input voltage signal.
なお、図３に示す位相算出部３は、あくまでも一例であって、これに限られない。例えば、ゼロクロス法を用いて位相を算出するものであってもよい。 Note that the phase calculation unit 3 illustrated in FIG. 3 is merely an example, and is not limited thereto. For example, the phase may be calculated using a zero cross method.
位相算出部３によって算出された位相θｖは、例えばインターネット回線などを経由して、監視装置Ｃ（図２参照）に集められ、電力系統Ｂの状態を監視するためなどに用いられる。 The phase θv calculated by the phase calculation unit 3 is collected by the monitoring device C (see FIG. 2) via, for example, the Internet line, and is used for monitoring the state of the power system B.
サンプリング位相生成部４は、サンプリング部２でのサンプリングのタイミングを指示するためのサンプリング位相θiを生成するものである。サンプリング位相生成部４は、生成したサンプリング位相θiを通信部５およびサンプリング部２に出力する。サンプリング位相生成部４の詳細については、後述する。 The sampling phase generation unit 4 generates a sampling phase θ i for instructing the sampling timing in the sampling unit 2. The sampling phase generation unit 4 outputs the generated sampling phase θ i to the communication unit 5 and the sampling unit 2. Details of the sampling phase generator 4 will be described later.
通信部５は、他の計測装置Ａとの間で通信を行うものである。通信部５は、サンプリング位相生成部４が生成したサンプリング位相θiを入力され、他の計測装置Ａの通信部５に送信する。また、通信部５は、他の計測装置Ａの通信部５から受信したサンプリング位相θjを、サンプリング位相生成部４に出力する。なお、通信方法は限定されず、有線通信であってもよいし、無線通信であってもよい。 The communication unit 5 communicates with another measuring device A. The communication unit 5 receives the sampling phase θ i generated by the sampling phase generation unit 4 and transmits it to the communication unit 5 of another measuring device A. Further, the communication unit 5 outputs the sampling phase θ j received from the communication unit 5 of the other measurement apparatus A to the sampling phase generation unit 4. Note that the communication method is not limited, and may be wired communication or wireless communication.
図２に示すように、計測装置Ａは、電力系統Ｂの配電線（または送電線）に配置されている。図２においては、電力系統Ｂに５つの計測装置Ａ（Ａ１〜Ａ５）が配置されている状態を示している。なお、実際には、より多くの計測装置Ａが配置されているが、説明の簡略化のために極端に少ないケースを示している。 As shown in FIG. 2, the measuring device A is arranged on a distribution line (or transmission line) of the power system B. FIG. 2 shows a state in which five measuring devices A (A1 to A5) are arranged in the power system B. In practice, more measuring devices A are arranged, but extremely few cases are shown for simplification of explanation.
図２に示す実線矢印は、計測装置Ａ同士で通信を行っていることを示している。計測装置Ａ１は計測装置Ａ２とのみ相互通信を行っており、計測装置Ａ２は計測装置Ａ１および計測装置Ａ３とのみ相互通信を行っている。また、計測装置Ａ３は計測装置Ａ２および計測装置Ａ４とのみ相互通信を行っており、計測装置Ａ４は計測装置Ａ３および計測装置Ａ５とのみ相互通信を行っており、計測装置Ａ５は計測装置Ａ４とのみ相互通信を行っている。このように、計測装置Ａの通信部５は、電力系統Ｂに配置されている計測装置Ａのうち、少なくとも１つの計測装置Ａの通信部５と通信を行っており、電力系統Ｂに配置されている任意の２つの計測装置Ａに対して通信経路が存在している状態（以下ではこの状態を「連結状態」と言う。）であればよく、電力系統Ｂに配置されているすべての計測装置Ａの通信部５と通信を行う必要はない。 The solid arrows shown in FIG. 2 indicate that the measurement apparatuses A are communicating with each other. The measuring device A1 performs mutual communication only with the measuring device A2, and the measuring device A2 performs mutual communication only with the measuring device A1 and the measuring device A3. The measuring device A3 performs mutual communication only with the measuring device A2 and the measuring device A4, the measuring device A4 performs mutual communication only with the measuring device A3 and the measuring device A5, and the measuring device A5 communicates with the measuring device A4. Only doing mutual communication. Thus, the communication unit 5 of the measurement device A communicates with at least one communication unit 5 of the measurement device A among the measurement devices A arranged in the power system B, and is arranged in the power system B. It is sufficient that the communication path exists for any two measuring devices A (hereinafter, this state is referred to as a “connected state”), and all the measurements arranged in the power system B There is no need to communicate with the communication unit 5 of the device A.
例えば、計測装置Ａが計測装置Ａ２の場合、通信部５は、サンプリング位相生成部４が生成したサンプリング位相θ2を計測装置Ａ１およびＡ３の通信部５に送信し、計測装置Ａ１の通信部５からサンプリング位相θ1を受信し、計測装置Ａ３の通信部５からサンプリング位相θ3を受信する。 For example, when the measurement device A is the measurement device A2, the communication unit 5 transmits the sampling phase θ 2 generated by the sampling phase generation unit 4 to the communication units 5 of the measurement devices A1 and A3, and the communication unit 5 of the measurement device A1. Receives the sampling phase θ 1 and receives the sampling phase θ 3 from the communication unit 5 of the measuring apparatus A3.
監視装置Ｃは、電力系統Ｂの状態を監視するものである。監視装置Ｃは、電力系統Ｂの各箇所に配置された計測装置Ａ１〜Ａ５から電圧の位相θｖを入力され（図２に示す破線矢印参照）、これに基づいて電力系統Ｂの状態を監視する。なお、実際には、各計測装置Ａ１〜Ａ５は、電圧の位相以外に、電圧、周波数、有効電力、無効電力なども計測しており、監視装置Ｃはこれらの情報も入力される。 The monitoring device C monitors the state of the power system B. The monitoring device C receives the voltage phase θv from the measuring devices A1 to A5 arranged at each location of the power system B (see the broken line arrow shown in FIG. 2), and monitors the state of the power system B based on this. . Actually, each of the measuring devices A1 to A5 measures voltage, frequency, active power, reactive power, and the like in addition to the phase of the voltage, and the monitoring device C receives these pieces of information.
次に、サンプリング位相生成部４の詳細について説明する。 Next, details of the sampling phase generation unit 4 will be described.
サンプリング位相生成部４は、生成したサンプリング位相θiと、通信部５より入力される、他の計測装置Ａのサンプリング位相θjとを用いて、サンプリング位相θiを生成する。サンプリング位相θiとサンプリング位相θjとが異なっていても、サンプリング位相生成部４での演算処理が繰り返されることで、サンプリング位相θiとサンプリング位相θjとが共通のサンプリング位相に収束する。図１に示すように、サンプリング位相生成部４は、演算部４１、乗算器４２、加算器４３および積分器４４を備えている。 Sampling phase generator 4, a sampling phase theta i which generated, is input from the communication unit 5, by using the sampling phase theta j of another measuring device A, and generates a sampling phase theta i. Even if the sampling phase θ i is different from the sampling phase θ j , the sampling phase θ i and the sampling phase θ j converge to a common sampling phase by repeating the calculation process in the sampling phase generation unit 4. As shown in FIG. 1, the sampling phase generation unit 4 includes a calculation unit 41, a multiplier 42, an adder 43 and an integrator 44.
演算部４１は、下記（１）式に基づく演算を行う。すなわち、演算部４１は、通信部５から入力される各サンプリング位相θjから、サンプリング位相生成部４が生成したサンプリング位相θiをそれぞれ減算し、減算結果をすべて加算した演算結果ｕiを乗算器４２に出力する。
例えば、計測装置Ａが計測装置Ａ２の場合（図２参照）、演算部４１は、下記（２）式の演算を行い、演算結果ｕ2を出力する。
乗算器４２は、演算部４１から入力される演算結果ｕiに所定の係数εを乗算して加算器４３に出力する。係数εは、０＜ε＜１／ｄmaxを満たす値であり、あらかじめ設定されている。ｄmaxは、通信部５が通信を行う他の計測装置Ａの数であるｄiのうち、電力系統Ｂに配置されているすべての計測装置Ａの中で最大のものである。つまり、電力系統Ｂに配置されている計測装置Ａのなかで、一番多くの他の計測装置Ａと通信を行っているものの通信部５に入力されるサンプリング位相θjの数である。なお、係数εは、修正角周波数ωiが大きく（小さく）なりすぎて、サンプリング位相θiの変動が大きくなりすぎることを抑制するために、演算結果ｕiに乗算されるものである。したがって、サンプリング位相生成部４での処理が連続時間処理の場合は、乗算器４２を設ける必要はない。 The multiplier 42 multiplies the calculation result u i input from the calculation unit 41 by a predetermined coefficient ε and outputs the result to the adder 43. The coefficient ε is a value that satisfies 0 <ε <1 / d max and is set in advance. d max is the maximum of all the measuring devices A arranged in the electric power system B among d i that is the number of other measuring devices A with which the communication unit 5 communicates. That is, among the measuring devices A arranged in the electric power system B, the number of sampling phases θ j that are input to the communication unit 5 although communicating with the largest number of other measuring devices A. Note that the coefficient ε is multiplied by the calculation result u i in order to prevent the correction angular frequency ω i from becoming too large (small) and causing the fluctuation of the sampling phase θ i to become too large. Therefore, when the processing in the sampling phase generation unit 4 is continuous time processing, the multiplier 42 need not be provided.
加算器４３は、乗算器４２からの入力を所定の角周波数ω0に加算して、修正角周波数ωiとして積分器４４に出力する。角周波数ω0は、サンプリング周波数に対応するものである。積分器４４は、加算器４３から入力される修正角周波数ωiを積分することでサンプリング位相θiを生成して出力する。積分器４４は、前回生成したサンプリング位相θiに修正角周波数ωiを加算することでサンプリング位相θiを生成する。また、積分器４４は、サンプリング位相θiを（−π＜θi≦π）の範囲の値として出力する。なお、サンプリング位相θiの範囲の設定の仕方はこれに限定されず、例えば、（０≦θi＜２π）としてもよい。サンプリング位相θiは、サンプリング部２、通信部５および演算部４１に出力される。 The adder 43 adds the input from the multiplier 42 to a predetermined angular frequency ω 0 and outputs the result to the integrator 44 as a corrected angular frequency ω i . The angular frequency ω 0 corresponds to the sampling frequency. The integrator 44 integrates the corrected angular frequency ω i input from the adder 43 to generate and output the sampling phase θ i . The integrator 44 generates a sampling phase theta i by adding the corrected angular frequency omega i in the sampling phase theta i previously generated. The integrator 44 outputs the sampling phase θ i as a value in the range of (−π <θ i ≦ π). Note that the method of setting the range of the sampling phase θ i is not limited to this, and may be, for example, (0 ≦ θ i <2π). The sampling phase θ i is output to the sampling unit 2, the communication unit 5, and the calculation unit 41.
本実施形態において、サンプリング位相生成部４は、生成したサンプリング位相θiと、通信部５より入力される、他の計測装置Ａのサンプリング位相θjとを用いて、サンプリング位相θiを生成する。サンプリング位相θiが各サンプリング位相θjの相加平均値より大きい場合、演算部４１が出力する演算結果ｕiは負の値になる。そうすると、修正角周波数ωiは所定の角周波数ω0より小さくなり、サンプリング位相θiの変化量は小さくなる。一方、サンプリング位相θiが各サンプリング位相θjの相加平均値より小さい場合、演算部４１が出力する演算結果ｕiは正の値になる。そうすると、修正角周波数ωiは所定の角周波数ω0より大きくなり、サンプリング位相θiの変化量は大きくなる。つまり、サンプリング位相θiは各サンプリング位相θjの相加平均値に近づいていく。この処理が各計測装置Ａそれぞれで行われることにより、各計測装置Ａのサンプリング位相θiは同じ値に収束する。サンプリング位相θiは時間とともに変化するものであり、角周波数ω0に応じて変化する成分と、初期位相のずれを補償するように変化する成分とを合成したものと考えることができる。後者が同じ値θαに収束することで、各計測装置Ａのサンプリング位相θiも同じ値に収束する。後者が同じ値に収束することは、数学的にも証明されている（非特許文献２，３参照）。また、収束値θαが、下記（３）式に示すように、各計測装置Ａのサンプリング位相θiの初期値の相加平均値になることも証明されている。ｎは電力系統Ｂに配置されている計測装置Ａの数であり、下記（３）式は、計測装置Ａ１〜Ａｎのサンプリング位相θ1〜θnの初期値をすべて加算してｎで除算した相加平均値を算出することを示している。
なお、本実施形態においては、サンプリング位相生成部４での処理の周期Ｔが１秒である場合について説明している。周期Ｔが例えば０．１秒の場合、加算器４３で乗算器４２からの入力を加算されるのは、角周波数ω0を１／１０にした（０．１を掛けた）値になる。つまり、ω0に代えてＴω0が入力される。 In the present embodiment, a case is described in which the processing period T in the sampling phase generation unit 4 is 1 second. When the period T is 0.1 seconds, for example, the adder 43 adds the input from the multiplier 42 to a value obtained by reducing the angular frequency ω 0 to 1/10 (multiplied by 0.1). That is, Tω 0 is input instead of ω 0 .
以下に、図２に示す各計測装置Ａ１〜Ａ５において、サンプリング位相θiが収束することを確認したシミュレーションについて説明する。 Below, the simulation which confirmed that sampling phase (theta) i converged in each measuring device A1-A5 shown in FIG. 2 is demonstrated.
計測装置Ａ１〜Ａ５のサンプリング位相θ1〜θ5の初期値を、それぞれ、θ1＝π/２，θ2＝０，θ3＝π，θ4＝３π/２，θ5＝−π/４としてシミュレーションを行った。図４は、当該シミュレーションの結果を示すものであり、それぞれ計測装置Ａ１〜Ａ５のサンプリング位相θ1〜θ5のうちの角周波数ω0に応じて変化する成分を除いたものの時間応答を示している。同図（ａ）は、サンプリング位相θiの同期を行わなかった場合（すなわち、図１に示す演算部４１および通信部５がない構成の場合）のものであり、同図（ｂ）は、サンプリング位相θiの同期を行った場合（すなわち、図１に示す構成の場合）のものである。同図（ａ）においては、初期値から変化していない。一方、同図（ｂ）においては、初期値の相加平均値である「１１π/２０」に収束している。 The initial values of the sampling phases θ 1 to θ 5 of the measuring devices A1 to A5 are set to θ 1 = π / 2, θ 2 = 0, θ 3 = π, θ 4 = 3π / 2, θ 5 = −π /, respectively. The simulation was performed as 4. FIG. 4 shows the result of the simulation, and shows the time response of the sampling devices θ1 to A5 excluding the components that change in accordance with the angular frequency ω 0 of the sampling phases θ 1 to θ 5. Yes. FIG. 11A shows the case where the sampling phase θ i is not synchronized (that is, the case where the calculation unit 41 and the communication unit 5 shown in FIG. 1 are not provided), and FIG. This is when the sampling phase θ i is synchronized (that is, in the case of the configuration shown in FIG. 1). In FIG. 5A, there is no change from the initial value. On the other hand, in FIG. 5B, the value converges to “11π / 20” which is the arithmetic average value of the initial value.
本実施形態によると、電力系統Ｂに配置されている各計測装置Ａがそれぞれ少なくとも１つの計測装置Ａ（例えば、近隣に位置するものや、通信が確立されたもの）と相互通信を行っており、各計測装置Ａの通信状態が連結状態であることで、すべての計測装置Ａのサンプリング位相θiが同じ値に収束する。したがって、各計測装置Ａは、サンプリング位相θiに基づいてサンプリングを行うことで、他の計測装置Ａと同じタイミングでサンプリングを行うことができる。これにより、各計測装置Ａは、離れた箇所に配置されていたとしても、同じタイミングで電圧位相を計測することができる。 According to this embodiment, each measuring device A arranged in the electric power system B performs mutual communication with at least one measuring device A (for example, a device that is located in the vicinity or that has established communication). Since the communication state of each measuring device A is in the connected state, the sampling phases θ i of all the measuring devices A converge to the same value. Therefore, each measuring device A can perform sampling at the same timing as the other measuring devices A by performing sampling based on the sampling phase θ i . Thereby, even if each measuring device A is arrange | positioned in the location away, it can measure a voltage phase with the same timing.
また、各計測装置Ａがそれぞれ少なくとも１つの計測装置Ａと相互通信を行っており、計測装置Ａの通信状態が連結状態であればよいだけであり、各計測装置ＡがＧＰＳと通信を行う必要はない。 Moreover, each measuring device A is communicating with at least one measuring device A, and it is only necessary that the communication state of the measuring device A is a connected state, and each measuring device A needs to communicate with GPS. There is no.
なお、本実施形態においては、計測装置Ａのサンプリング位相θiの初期位相のずれを補償するように変化する成分を、各計測装置Ａのサンプリング位相θiの初期値の相加平均値に収束させる場合について説明したが、これに限られない。演算部４１に設定する演算式によって、収束値θαは変わってくる。 In the present embodiment, the convergence of the varying component to compensate for the deviation of the initial phase of the sampling phase theta i of the measuring device A, the arithmetic mean value of the initial value of the sampling phase theta i of the measuring device A However, the present invention is not limited to this. The convergence value θα varies depending on the arithmetic expression set in the arithmetic unit 41.
例えば、演算部４１に設定する演算式を下記（４）式とした場合、収束値θαは下記（５）式に示すような値になる。ｄiは、通信部５が通信を行う他の計測装置Ａの数、すなわち、通信部５に入力されるサンプリング位相θjの数である。つまり、収束値θαは、通信相手の数による重み付けを行った、各計測装置Ａのサンプリング位相θiの初期値の加重平均値である。
また、演算部４１に設定する演算式を下記（６）式とした場合、収束値θαは下記（７）式に示すように、各計測装置Ａのサンプリング位相θiの初期値の相乗平均値（幾何平均値）になる。
また、演算部４１に設定する演算式を下記（８）式とした場合、収束値θαは下記（９）式に示すように、各計測装置Ａのサンプリング位相θiの初期値の調和平均値になる。
また、演算部４１に設定する演算式を下記（１０）式とした場合、収束値θαは下記（１１）式に示すように、各計測装置Ａのサンプリング位相θiの初期値のＰ次平均値になる。
なお、上記第１実施形態においては、各計測装置Ａが相互通信を行う場合について説明したが、これに限られず、片側通信を行うようにしてもよい。例えば、図５に示すように、計測装置Ａ１が計測装置Ａ２に送信のみを行い、計測装置Ａ２が計測装置Ａ１から受信のみを行って、計測装置Ａ３に送信のみを行い、計測装置Ａ３が計測装置Ａ２から受信のみを行って、計測装置Ａ４に送信のみを行い、計測装置Ａ４が計測装置Ａ３から受信のみを行って、計測装置Ａ５に送信のみを行い、計測装置Ａ５が計測装置Ａ４から受信のみを行う場合でも、サンプリング位相θiの同期を行うことができる。より一般的に言うと、電力系統Ｂに配置されている計測装置Ａから送信先をたどっていくと、電力系統Ｂに配置されている任意の計測装置Ａに到達することができる状態（グラフ理論における「全域木を含む」状態）であることが、サンプリング位相θiの同期を行うことができる条件である。 In the first embodiment, the case where the measurement apparatuses A perform mutual communication has been described. However, the present invention is not limited to this, and one-side communication may be performed. For example, as shown in FIG. 5, the measuring device A1 only transmits to the measuring device A2, the measuring device A2 only receives from the measuring device A1, only transmits to the measuring device A3, and the measuring device A3 performs measurement. Only receiving from the device A2, only transmitting to the measuring device A4, the measuring device A4 only receiving from the measuring device A3, only transmitting to the measuring device A5, and the measuring device A5 receiving from the measuring device A4 Even in the case where only sampling is performed, the sampling phase θ i can be synchronized. More generally speaking, when the transmission destination is traced from the measuring device A arranged in the electric power system B, it is possible to reach any measuring device A arranged in the electric power system B (graph theory) In other words, it is a condition that the sampling phase θ i can be synchronized.
上記第１実施形態においては、位相算出部３が電圧位相を算出する場合について説明したが、これに限られない。位相算出部３が電圧の周波数を算出するようにして、計測装置Ａを周波数計測装置として機能させてもよい。また、サンプリング部２から出力されるデジタル電圧信号をそのまま出力して、電圧計測装置として機能させてもよい。同様に電流センサを設けてサンプリング部２から出力されるデジタル電流信号をそのまま出力して、電流計測装置として機能させてもよい。さらに、電圧センサ１が検出する電圧信号と電流センサが検出する電流信号とを利用し、有効電力を算出して出力する有効電力計測装置や、無効電力を算出して出力する無効電力計測装置として機能させてもよい。計測装置Ａを有効電力計測装置として機能させる場合を、第２実施形態として、以下に説明する。 In the first embodiment, the case where the phase calculation unit 3 calculates the voltage phase has been described. However, the present invention is not limited to this. The measuring device A may function as a frequency measuring device so that the phase calculating unit 3 calculates the frequency of the voltage. Alternatively, the digital voltage signal output from the sampling unit 2 may be output as it is to function as a voltage measuring device. Similarly, a current sensor may be provided and a digital current signal output from the sampling unit 2 may be output as it is to function as a current measuring device. Furthermore, the active power measuring device that calculates and outputs the active power using the voltage signal detected by the voltage sensor 1 and the current signal detected by the current sensor, and the reactive power measuring device that calculates and outputs the reactive power May function. The case where the measuring device A functions as an active power measuring device will be described below as a second embodiment.
図６は、第２実施形態に係る計測装置（有効電力計測装置）Ａ’を説明するための図である。同図において、第１実施形態に係る計測装置Ａ（図１参照）と同一または類似の要素には、同一の符号を付している。第２実施形態に係る有効電力計測装置Ａ’は、電流センサ１’をさらに備えている点と、位相算出部３に代えて有効電力算出部３’を備えている点で、第１実施形態に係る計測装置Ａと異なる。 FIG. 6 is a diagram for explaining a measuring device (active power measuring device) A ′ according to the second embodiment. In the figure, the same or similar elements as those of the measuring apparatus A (see FIG. 1) according to the first embodiment are denoted by the same reference numerals. The active power measuring device A ′ according to the second embodiment is further provided with a current sensor 1 ′, and is provided with an active power calculation unit 3 ′ in place of the phase calculation unit 3, in the first embodiment. This is different from the measuring device A according to FIG.
電流センサ１’は、配電線（または送電線）に配置されて、配置位置の電流信号を検出するものである。検出された電流信号は、サンプリング部２に出力される。サンプリング部２は、さらに、電流センサ１’より入力される電流信号に対してもサンプリング位相θiに基づくサンプリングを行い、デジタル信号に変換する。 The current sensor 1 ′ is arranged on the distribution line (or power transmission line) and detects a current signal at the arrangement position. The detected current signal is output to the sampling unit 2. Further, the sampling unit 2 performs sampling based on the sampling phase θ i for the current signal input from the current sensor 1 ′ and converts it into a digital signal.
有効電力算出部３’は、サンプリング部２より入力されるデジタル電圧信号およびデジタル電流信号に基づいて、有効電力Ｐを算出するものである。 The active power calculation unit 3 ′ calculates the active power P based on the digital voltage signal and the digital current signal input from the sampling unit 2.
図７は、有効電力算出部３’の内部構成の一例を示す図である。 FIG. 7 is a diagram illustrating an example of an internal configuration of the active power calculation unit 3 ′.
有効電力算出部３’は、３相の電圧信号および電流信号に基づいて、有効電力Ｐを算出するものであり、αβ変換部３１，３１’、ｄｑ変換部３２，３２’、および、電力算出部３５を備えている。 The active power calculator 3 ′ calculates the active power P based on the three-phase voltage signal and current signal. The αβ converters 31, 31 ′, the dq converters 32, 32 ′, and the power calculator A portion 35 is provided.
αβ変換部３１は、図３に示すαβ変換部３１と同様のものであり、サンプリング部２より入力される３相のデジタル電圧信号Ｖu、Ｖv、Ｖwを２相の電圧信号Ｖα、Ｖβに変換する。また、ｄｑ変換部３２は、図３に示すｄｑ変換部３２と同様のものであり、αβ変換部３１から電圧信号Ｖα、Ｖβが入力され、同相成分Ｖdと位相差成分Ｖqとを算出する。αβ変換部３１’は、サンプリング部２より入力される３相のデジタル電流信号Ｉu、Ｉv、Ｉwを２相の電流信号Ｉα、Ｉβに変換する。また、ｄｑ変換部３２’は、αβ変換部３１’から電流信号Ｉα、Ｉβが入力され、同相成分Ｉdと位相差成分Ｉqとを算出する。 The αβ converter 31 is the same as the αβ converter 31 shown in FIG. 3, and converts the three-phase digital voltage signals Vu, Vv, Vw input from the sampling unit 2 into two-phase voltage signals Vα, Vβ. To do. Further, the dq conversion unit 32 is the same as the dq conversion unit 32 shown in FIG. 3 and receives voltage signals Vα and Vβ from the αβ conversion unit 31 and calculates an in-phase component Vd and a phase difference component Vq. The αβ conversion unit 31 ′ converts the three-phase digital current signals Iu, Iv, Iw input from the sampling unit 2 into two-phase current signals Iα, Iβ. The dq conversion unit 32 'receives the current signals Iα and Iβ from the αβ conversion unit 31' and calculates the in-phase component Id and the phase difference component Iq.
電力算出部３５は、ｄｑ変換部３２より入力される同相成分Ｖdおよび位相差成分Ｖqと、ｄｑ変換部３２’より入力される同相成分Ｉdおよび位相差成分Ｉqとから、下記（１２）式に基づいて、有効電力Ｐを算出して出力する。
なお、図７に示す有効電力算出部３’は、あくまでも一例であって、これに限られない。例えば、電圧信号Ｖα、Ｖβおよび電流信号Ｉα、Ｉβから有効電力Ｐを算出するようにしてもよいし、デジタル電圧信号Ｖu、Ｖv、Ｖwおよびデジタル電流信号Ｉu、Ｉv、Ｉwから有効電力Ｐを算出するようにしてもよい。 Note that the active power calculation unit 3 ′ illustrated in FIG. 7 is merely an example, and is not limited thereto. For example, the active power P may be calculated from the voltage signals Vα, Vβ and the current signals Iα, Iβ, or the active power P may be calculated from the digital voltage signals Vu, Vv, Vw and the digital current signals Iu, Iv, Iw. You may make it do.
第２実施形態においても、各有効電力計測装置Ａ’がそれぞれ少なくとも１つの有効電力計測装置Ａ’と相互通信を行っており、各有効電力計測装置Ａ’の通信状態が連結状態であれば、すべての有効電力計測装置Ａ’のサンプリング位相θiを同期させることができる。したがって、第２実施形態においても、第１実施形態と同様の効果を奏することができる。また、有効電力算出部３’で有効電力を算出する代わりに、無効電力を算出するようにすれば、有効電力計測装置Ａ’を無効電力計測装置として機能させることができる。 Also in the second embodiment, each active power measurement device A ′ is in mutual communication with at least one active power measurement device A ′, and if the communication state of each active power measurement device A ′ is a connected state, The sampling phases θ i of all the active power measuring devices A ′ can be synchronized. Therefore, also in 2nd Embodiment, there can exist an effect similar to 1st Embodiment. Further, if the reactive power is calculated instead of calculating the active power by the active power calculating unit 3 ′, the active power measuring device A ′ can function as a reactive power measuring device.
上記第１および第２実施形態においては、電力系統Ｂの各箇所の電気的情報を計測する場合について説明したが、これに限られない。本発明は、電気的情報以外の各種情報（例えば、温度、日射強度、湿度、気圧など）を計測する場合にも適用することができる。計測装置Ａを温度計測装置として機能させる場合を、第３実施形態として、以下に説明する。 In the said 1st and 2nd embodiment, although the case where the electrical information of each location of the electric power grid | system B was measured was demonstrated, it is not restricted to this. The present invention can also be applied to measuring various information other than electrical information (for example, temperature, solar radiation intensity, humidity, atmospheric pressure, etc.). The case where the measuring device A functions as a temperature measuring device will be described below as a third embodiment.
図８は、第３実施形態に係る計測装置（温度計測装置）Ａ”を説明するための図である。同図において、第１実施形態に係る計測装置Ａ（図１参照）と同一または類似の要素には、同一の符号を付している。第３実施形態に係る温度計測装置Ａ”は、電圧センサ１に代えて温度センサ１”を備えている点と、位相算出部３を備えていない点で、第１実施形態に係る計測装置Ａと異なる。 FIG. 8 is a view for explaining a measuring device (temperature measuring device) A ″ according to the third embodiment. In FIG. 8, the same or similar to the measuring device A (see FIG. 1) according to the first embodiment. The temperature measurement device A ″ according to the third embodiment includes a temperature sensor 1 ″ instead of the voltage sensor 1 and a phase calculation unit 3. This is different from the measuring apparatus A according to the first embodiment.
温度センサ１”は、配置位置の温度を検出するものであり、例えばサーミスタや熱電対を利用したものである。検出された温度に応じた電圧信号（以下では「温度信号」とする）は、サンプリング部２に出力される。サンプリング部２は、温度センサ１”より入力される温度信号に対してサンプリング位相θiに基づくサンプリングを行い、デジタル信号に変換する。 The temperature sensor 1 ″ detects the temperature of the arrangement position, and uses, for example, a thermistor or a thermocouple. A voltage signal corresponding to the detected temperature (hereinafter referred to as “temperature signal”) is Output to the sampling unit 2. The sampling unit 2 performs sampling based on the sampling phase θ i on the temperature signal input from the temperature sensor 1 ″, and converts it into a digital signal.
第３実施形態においても、各温度計測装置Ａ”がそれぞれ少なくとも１つの温度計測装置Ａ”と相互通信を行っており、各温度計測装置Ａ”の通信状態が連結状態であれば、すべての温度計測装置Ａ”のサンプリング位相θiを同期させることができる。したがって、第２実施形態においても、第１実施形態と同様の効果を奏することができる。 Also in the third embodiment, each temperature measurement device A ″ communicates with at least one temperature measurement device A ″, and all the temperatures are measured if the communication state of each temperature measurement device A ″ is a connected state. The sampling phase θ i of the measuring device A ″ can be synchronized. Therefore, also in 2nd Embodiment, there can exist an effect similar to 1st Embodiment.
本発明に係る計測装置、電力系統監視システムおよび計測方法は、上述した実施形態に限定されるものではない。本発明に係る計測装置、電力系統監視システムおよび計測方法の各部の具体的な構成は、種々に設計変更自在である。 The measurement device, power system monitoring system, and measurement method according to the present invention are not limited to the above-described embodiments. The specific configuration of each part of the measurement device, the power system monitoring system, and the measurement method according to the present invention can be varied in design in various ways.
Ａ，Ａ１〜Ａ５ 計測装置
Ａ’ 有効電力計測装置
Ａ” 温度計測装置
１ 電圧センサ
１’ 電流センサ
１” 温度センサ
２ サンプリング部
３ 位相算出部
３’ 有効電力算出部
３１，３１’ αβ変換部
３２，３２’ ｄｑ変換部
３３ ＰＩ制御部
３４ ＶＣＯ
３５ 電力算出部
４ サンプリング位相生成部
４１ 演算部
４２ 乗算器
４３ 加算器
４４ 積分器
５ 通信部
Ｂ 電力系統
Ｃ 監視装置
A, A1 to A5 Measuring device A 'Active power measuring device A "Temperature measuring device 1 Voltage sensor 1' Current sensor 1" Temperature sensor 2 Sampling unit 3 Phase calculating unit 3 'Active power calculating unit 31, 31' αβ converting unit 32 , 32 'dq conversion unit 33 PI control unit 34 VCO
DESCRIPTION OF SYMBOLS 35 Power calculation part 4 Sampling phase generation part 41 Operation part 42 Multiplier 43 Adder 44 Integrator 5 Communication part B Electric power system C Monitoring apparatus
Claims (11)
サンプリングのタイミングを指示するためのサンプリング位相を生成するサンプリング位相生成手段と、
少なくとも１つの他の計測装置と通信を行う通信手段と、
を備え、
前記通信手段は、前記サンプリング位相生成手段が生成したサンプリング位相を、前記他の計測装置の少なくとも１つに送信し、
前記サンプリング位相生成手段は、前記生成したサンプリング位相と、前記通信手段が前記他の計測装置の少なくとも１つより受信したサンプリング位相とに基づく演算結果を用いて、サンプリング位相を生成する、
ことを特徴とする計測装置。 A measuring device that performs measurement at a plurality of locations,
Sampling phase generation means for generating a sampling phase for instructing sampling timing;
Communication means for communicating with at least one other measuring device;
With
The communication unit transmits the sampling phase generated by the sampling phase generation unit to at least one of the other measurement devices;
The sampling phase generation means generates a sampling phase using a calculation result based on the generated sampling phase and a sampling phase received by the communication means from at least one of the other measurement devices.
A measuring device characterized by that.
前記生成したサンプリング位相と、前記受信したサンプリング位相とに基づく演算を行う演算手段と、
前記演算手段が出力する演算結果を所定の角周波数に加算して、修正角周波数として出力する加算手段と、
前記修正角周波数を積分して、サンプリング位相を算出する積分手段と、
を備えている、請求項１に記載の計測装置。 The sampling phase generation means includes
A calculation means for performing a calculation based on the generated sampling phase and the received sampling phase;
An addition means for adding a calculation result output by the calculation means to a predetermined angular frequency and outputting the result as a corrected angular frequency;
Integrating means for calculating the sampling phase by integrating the corrected angular frequency;
The measuring device according to claim 1, comprising:
請求項２に記載の計測装置。 The calculation means subtracts the generated sampling phase from the received sampling phase, and calculates the calculation result by adding all the subtraction results.
The measuring device according to claim 2.
請求項２に記載の計測装置。 The arithmetic means subtracts the generated sampling phase from the received sampling phase, adds all the subtraction results, and divides by the number of other measuring devices with which the communication means is communicating, Calculate the calculation result,
The measuring device according to claim 2.
請求項２に記載の計測装置。 The calculation means subtracts the generated sampling phase from the received sampling phase, adds all the subtraction results, and multiplies the generated sampling phase to calculate the calculation result.
The measuring device according to claim 2.
請求項２に記載の計測装置。 The calculation means subtracts the received sampling phase from the generated sampling phase, adds all the subtraction results, and multiplies the square of the generated sampling phase, thereby calculating a calculation result.
The measuring device according to claim 2.
前記電圧センサが検出した電圧信号に対して、前記サンプリング位相に基づいたサンプリングを行ってデジタル信号を出力するサンプリング手段と、
前記デジタル信号に基づいて電圧の位相を算出する位相算出手段と、
をさらに備えている、請求項１ないし６のいずれかに記載の計測装置。 A voltage sensor for detecting the voltage;
Sampling means for performing sampling based on the sampling phase and outputting a digital signal to the voltage signal detected by the voltage sensor;
Phase calculating means for calculating the phase of the voltage based on the digital signal;
The measuring device according to claim 1, further comprising:
電流を検出する電流センサと、
前記電圧センサが検出した電圧信号および前記電流センサが検出した電流信号に対して、前記サンプリング位相に基づいたサンプリングを行って、それぞれのデジタル信号を出力するサンプリング手段と、
前記電圧信号のデジタル信号と前記電流信号のデジタル信号とに基づいて有効電力を算出する有効電力算出手段と、
をさらに備えている、請求項１ないし６のいずれかに記載の計測装置。 A voltage sensor for detecting the voltage;
A current sensor for detecting current;
Sampling means for performing sampling based on the sampling phase for the voltage signal detected by the voltage sensor and the current signal detected by the current sensor, and outputting respective digital signals;
Active power calculation means for calculating active power based on the digital signal of the voltage signal and the digital signal of the current signal;
The measuring device according to claim 1, further comprising:
前記温度センサが検出した温度信号に対して、前記サンプリング位相に基づいたサンプリングを行ってデジタル信号を出力するサンプリング手段と、
をさらに備えている、請求項１ないし６のいずれかに記載の計測装置。 A temperature sensor for detecting the temperature;
Sampling means for performing sampling based on the sampling phase and outputting a digital signal to the temperature signal detected by the temperature sensor;
The measuring device according to claim 1, further comprising:
前記各計測装置から入力される計測結果に基づいて、前記電力系統の状態を監視する監視装置と、
を備えていることを特徴とする電力系統監視システム。 The measuring device according to any one of claims 1 to 8, wherein the measuring device is disposed at each of a plurality of locations in the power system,
Based on the measurement results input from each of the measuring devices, a monitoring device that monitors the state of the power system,
A power system monitoring system characterized by comprising:
サンプリング位相を生成する第１の工程と、
前記第１の工程で生成したサンプリング位相を少なくとも１つの他の計測装置に送信する第２の工程と、
少なくとも１つの他の計測装置が送信したサンプリング位相を受信する第３の工程と、
を各計測装置で行わせるものであり、
前記第１の工程は、生成したサンプリング位相と、前記第３の工程で受信したサンプリング位相とに基づく演算結果を用いて、サンプリング位相を生成する、
ことを特徴とする計測方法。 In each measurement device arranged in a plurality of locations, a measurement method for matching the timing of measurement,
A first step of generating a sampling phase;
A second step of transmitting the sampling phase generated in the first step to at least one other measurement device;
A third step of receiving a sampling phase transmitted by at least one other measurement device;
Is performed by each measuring device,
The first step generates a sampling phase using a calculation result based on the generated sampling phase and the sampling phase received in the third step.
A measuring method characterized by this.
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