JP2017034749A - 監視制御システム - Google Patents

Abstract

【課題】回線切断などの障害が発生してもシステムの停止を回避する。
【解決手段】変電所に設けられた複数の変電所機器を監視制御する複数の監視制御装置３０１，３１１，３２１と、複数の変電所機器と複数の監視制御装置３０１，３１１，３２１の間で送受信される情報を中継する複数の中継装置３４３，３５３と、を備え、複数の監視制御装置３０１，３１１，３２１と複数の中継装置３４３，３５３とが２重化されたリング状の回線で構成された通信網４００，４１０で接続される。
【選択図】図１３

Description

本発明は、電力系統を監視制御する監視制御システムに関する。

電力系統は、発電所で発電された電力が一次送電線に供給され、一次送電線で送電された電力が送電用変電所で降圧されて二次送電線に供給され、さらに配電用変電所で降圧されて配電線に供給される。このような電力系統を監視制御するシステムとして監視制御システムが知られている。例えば、下記特許文献１には、電力系統の中の送電系統（送電用変電所の開閉設備など）を監視制御する系統制御システムと、電力系統の中の配電系統（配電用変電所や配電線の開閉設備などを監視制御する配電制御システムと、電力系統（送電系統、配電系統）における変電所の設備機器の状態を監視し保守業務を支援する設備状態監視システムとを備えた監視制御システムが記載されている。

この監視制御システムにおいて、系統制御システム、配電制御システム、及び設備状態監視システムは、それぞれ、直接制御通信回線で接続されている。また、複数の変電所（送電用変電所、配電用変電所）において既に設置されている設備（変電所機器等）は、遠方監視制御装置（ＴＣ：テレコントロールユニット）及び信号変換装置を介して直接制御通信回線に接続されている。また、複数の変電所において新しく設置される設備は、伝送装置を介して直接制御通信回線に接続されている。

特開２００９−６５７７８号公報

上記特許文献１における直接制御通信回線が切断などの障害が発生すると、情報の伝送を行うことができず、監視制御システムを継続して運用することができなくなってしまう。

本発明は、前述した事情に鑑みてなされたものであり、回線切断などの障害が発生してもシステムの停止を回避することができる監視制御システムを提供することを目的とする。

上記目的を達成するために、本発明は、変電所に設けられた複数の変電所機器を監視制御する複数の監視制御装置と、複数の変電所機器と複数の監視制御装置の間で送受信される情報を中継する複数の中継装置と、を備え、複数の監視制御装置と複数の中継装置とが２重化されたリング状の回線で構成された通信網で接続される監視制御システムを提供する。

また、リング状の回線は光回線であってもよい。また、複数の監視制御装置と複数の中継装置とを無線通信網でさらに接続する構成でもよい。

本発明では、複数の監視制御装置と複数の中継装置とが２重化されたリング状の回線で構成された通信網で接続されるので、１つの回線において障害が発生しても、もう１つの回線において情報の伝送を行うことができ、監視制御システムの停止を回避することができる。

本発明の第１実施形態に係る監視制御システムの構成を示すシステム構成図である。 図１に示すデータセンターの配置を示す図である。 図１に示すＧＷ及びＦＧＷの第１接続例を示すブロック図である。 図１に示すＧＷ及びＦＧＷの第２接続例を示すブロック図である。 本発明の第１実施形態に係る監視制御システムのアプリケーション構成を示す図である。 系統監視制御のアプリケーションを示す図である。 配電監視制御のアプリケーションを示す図である。 統合ネットワーク設備管理のアプリケーションを示す図である。 データフォーマット構成の一例を示す図である。 システム側と変電所側との間の情報の伝送制御手順を示すシーケンス図である。 ＧＷ及びＴＣが実行する処理を示すフローチャートである。 ＦＧＷが実行する処理を示すフローチャートである。 本発明の第１実施形態に係る監視制御システムのネットワーク構成を示す図である。 本発明の第２実施形態に係る監視制御システムの構成を示すシステム構成図である。 本発明の第３実施形態に係る監視制御システムの構成を示すブロック図である。 本発明の第３実施形態に係る監視制御システムの構成を示すブロック図である。

以下、本発明の実施形態について図面を参照して説明する。ただし、本発明はこれに限定されるものではない。また、図面においては実施形態を説明するため、一部分を大きく又は強調して記載するなど適宜縮尺を変更して表現する場合がある。

＜第１実施形態＞
図１は、本発明の第１実施形態に係る監視制御システムＳＹＳ−Ａの構成を示すシステム構成図である。図１に示す監視制御システムＳＹＳ−Ａは、電力系統を監視し制御するシステムである。図１に示すように、監視制御システムＳＹＳ−Ａは、監視制御装置１０、フロントエンドプロセッサ１５ａ，１５ｂ（以下、ＦＥＰという。）、ゲートウェイ３１，４１，５１（以下、ＧＷという。）、ＴＣ６１，７１（ＴＣ：テレコントロールユニット、遠方監視制御装置）、フィールドゲートウェイ６２，７２（以下、ＦＧＷという。）、中継機器５５、電力ネットワークモデルデータベース９１（以下、電力ＮＷモデルＤＢという。）、手順・件名データベース９２（以下、手順・件名ＤＢという。）、データウェアハウス９３、ＤＸ連携９４、及び外部システム１００を備えている。なお、監視制御システムＳＹＳ−Ａは、変電所等における制御対象設備である複数の変電所機器６３，６４，７３，７４や、配電機器８１、配電塔設備８２、ＩＴ開閉器８３、回線選択８４（２２ｋｖ回線選択）を含む構成であると定義してもよい。

電力系統は、データセンター１で監視制御される。図２は、図１に示すデータセンター１の配置を示す図である。図２に示す例では、データセンター１として３つのデータセンター１Ａ，１Ｂ，１Ｃが３箇所に設けられている。なお、図１にはデータセンター１Ａだけを示している。データセンター１Ａは、通常時に電力系統を監視制御するメインのデータセンターである。第１サブデータセンター１Ｂ及び第２サブデータセンター１Ｃは、データセンター１Ａの監視制御装置１０において故障などの異常が発生したときに電力系統の監視制御を継続して実行するためのバックアップ用の緊急時データセンターである。３つのデータセンター１Ａ，１Ｂ，１Ｃは、それぞれ、異なる場所（地理的に離れた場所）に設けられる（後述する図１３のサーバ拠点３００，３１０，３２０を参照）。本実施形態では、３つのデータセンター１Ａ，１Ｂ，１Ｃをデータセンター１と総称することがある。

監視制御装置１０、リアルタイムサービスバス１４、ＦＥＰ１５ａ，１５ｂ、オペレーションサービスバス１１０、及びシステム運用サービスバス１１１は、データセンター１Ａ，１Ｂ，１Ｃにそれぞれ設置される。すなわち、いずれのデータセンター１Ａ，１Ｂ，１Ｃにも同じ構成の監視制御装置、リアルタイムサービスバス、ＦＥＰ、オペレーションサービスバス、及びシステム運用サービスバスが設けられる。本実施形態では、電力ＮＷモデルＤＢ９１、手順・件名ＤＢ９２、データウェアハウス９３、ＤＸ連携９４、及び外部システム１００は、データセンター１Ａにだけ設けられている。

データセンター１Ａの監視制御装置１０に異常が発生した場合、第１サブデータセンター１Ｂがメインのデータセンターとなり、第１サブデータセンター１Ｂの監視制御装置が電力系統を監視制御する。また、データセンター１Ａ及び第１サブデータセンター１Ｂの監視制御装置に異常が発生した場合、第２サブデータセンター１Ｃがメインのデータセンターとなり、第２サブデータセンター１Ｃの監視制御装置が電力系統を監視制御する。本実施形態では、２つのサブデータセンター１Ｂ，１Ｃを設けているので、第１サブデータセンター１Ｂの監視制御装置等のテストを行っているときに第２サブデータセンター１Ｃの監視制御装置等でデータセンター１Ａの監視制御装置１０のバックアップを行うことができる。同様に、第２サブデータセンター１Ｃの監視制御装置等のテストを行っているときに第１サブデータセンター１Ｂの監視制御装置等でデータセンター１Ａの監視制御装置１０のバックアップを行うことができる。また、本実施形態では、監視制御装置から変電所や配電設備の機器への情報は、メインのデータセンターの監視制御装置から送られ、変電所や配電設備の機器から監視制御装置への情報は、すべてのデータセンター（メイン及びサブのデータセンター）の監視制御装置に送られる。

監視制御装置１０は、電力系統を監視制御するための装置である。図１に示すように、監視制御装置１０は、リアルタイムサービスバス１４、オペレーションサービスバス１１０、及びシステム運用サービスバス１１１と接続されている。また、図１に示すように、監視制御装置１０は、系統監視制御サブシステム１１、及び配電監視制御サブシステム１２、統合ネットワーク設備管理サブシステム１３（以下、統合ＮＷ設備管理サブシステムという。）で構成されている。現行の監視制御システムは、各々異なる場所に設置された、系統制御、配電制御及び設備状態監視等の複数のシステムの集合体であるが、本実施形態の監視制御システムＳＹＳ−Ａでは、各サブシステム１１，１２，１３が統合されたシステムとして動作する。

系統監視制御サブシステム１１、配電監視制御サブシステム１２及び統合ＮＷ設備管理サブシステム１３は、電力系統の監視制御を実行するために目的別に構成されたサブシステムである。系統監視制御サブシステム１１、配電監視制御サブシステム１２及び統合ＮＷ設備管理サブシステム１３は、１台又は複数台のサーバで構成されている。また、図１には示していないが、系統監視制御サブシステム１１、配電監視制御サブシステム１２及び統合ＮＷ設備管理サブシステム１３は、それぞれ、情報を管理するデータベースを備えている。なお、各サブシステム１１，１２，１３共通のデータベースを設けてもよい。

系統監視制御サブシステム１１は、電力系統の中の送電系統（例えば６万６千Ｖ以上の系統）における送電用変電所６０の変電所機器６３，６４（例えば、変圧器、遮断器、保護リレー）などを監視し制御するサブシステムである。この系統監視制御サブシステム１１は、監視制御機能（Supervisory Control And Data Acquisition：ＳＣＡＤＡ）、エネルギー管理システム機能（Energy Management System :ＥＭＳ）、その他の機能、及び電力ネットワークモデル（電力ＮＷモデル）管理機能を備えた統合的な監視制御システムとして構成される。これらの機能は、それぞれ、例えば以下に示す機能を備える。

（ア）ＳＣＡＤＡとして備える機能；
系統監視制御サブシステム１１は、ＳＣＡＤＡとして、「データ送受信」、「コミュニケーション装置（ＧＷ３１に相当する装置）からのデータ取得」、「設定に応じた情報の自動取得と取得情報に基づいた自動制御」、「遠隔エラー検知」、「時刻同期」、「コントロールセンター（シンクライアント）からのアクセス」、「各種データ処理（アナログ／デジタルデータ、計算済みデータ、トポロジー、マニュアルデータ、外部からの登録データ等）」、「複数イベントのシーケンス管理」、「各種装置類の監視制御（アイソレーター、アーススイッチ、ブレーカー、ボルトアンペア無効電力（ＶＡＲ）コントロール、タップチェンジコントロール、セットポイントコントロール等）」、「各種監視情報の蓄積及び復旧（回路ブレーカー状態、リアルタイムスナップショット、定期的なスナップショット、イベントデータ、障害情報、履歴、メッセージログ等）」などの機能を備える。

（イ）ＥＭＳとして備える機能；
系統監視制御サブシステム１１は、ＥＭＳとして、「状態評価（電圧等のリアルタイム測定とそれに基づいた状態予測・評価。オペレーターの指示に基づいた各種状態の評価。）」、「経路計算」、「コンティンジェンシー分析（様々な仮定条件を基に最も安定した運用プランを導出するための機能。計画停電等に用いる。）」、「電圧を安定させるための分析」、「短絡計算」、「電力最適化とセキュリティ分析、コンティンジェンシーディスパッチ（潮流・電圧等の様々な測定値を基に、最適化目標を実現するための案を提示する 。また最適化するにあたっての制約条件（コンティンジェンシー）を分析する。制約条件を回避するための最も効果的な改善策を決定する。）」、「電圧スケジューラー（系統制御のロス（無効電力）を最小化するための最適なデバイス設定を支援する。）」などの機能を備える。

（ウ）その他の機能；
系統監視制御サブシステム１１は、その他の機能として、「スイッチ分析」、「スイッチシーケンス指示管理」、「障害箇所検知及びサービス復旧」、「計画停電管理」、「計画外停電管理」、「予測機能（機能短期、中期、長期）」、「各種分析、レポーティング（法定帳票、パフォーマンスや品質分析のためのレポート等）」などの機能を備える。

（エ）電力ネットワークモデル（ＣＩＭモデル）管理機能；
系統監視制御サブシステム１１は、電力ネットワークモデル（ＣＩＭモデル）管理機能として、「系統監視制御モデル管理」の機能を備える。

配電監視制御サブシステム１２は、電力系統の中の配電系統（例えば２万２千Ｖや６千Ｖの系統）における配電用変電所７０の変電所機器７３，７４（例えば、変圧器、遮断器、保護リレー）や配電線の開閉設備などを監視し制御するシステムである。この配電監視制御サブシステム１２は、監視制御機能（ＳＣＡＤＡ）、配電管理システム機能（Distribution Management System：ＤＭＳ）、その他の機能、及び電力ネットワークモデル（ＣＩＭモデル）管理機能を備えた統合的な監視制御システムとして構成される。これらの機能は、それぞれ、例えば以下に示す機能を備える。

（ア）ＳＣＡＤＡとして備える機能；
配電監視制御サブシステム１２は、ＳＣＡＤＡとして、「データ送受信」、「コミュニケーション装置（ゲートウェイ４１に相当する装置）からのデータ取得」、「設定に応じた情報の自動取得と取得情報に基づいた自動制御」、「遠隔エラー検知」、「時刻同期」、「コントロールセンター（シンクライアント）からのアクセス」、「各種データ処理（アナログ／デジタルデータ、計算済みデータ、トポロジー、マニュアルデータ、外部からの登録データ等）」、「複数イベントのシーケンス管理」、「各種装置類の監視制御（アイソレーター、アーススイッチ、ブレーカー、ボルトアンペア無効電力（ＶＡＲ）コントロール、タップチェンジコントロール、セットポイントコントロール等）」、「各種監視情報の蓄積及び復旧（回路ブレーカー状態、リアルタイムスナップショット、定期的なスナップショット、イベントデータ、障害情報、履歴、メッセージログ等）」などの機能を備える。

（イ）ＤＭＳとして備える機能；
配電監視制御サブシステム１２は、ＤＭＳとして、「障害箇所検知及びサービス復旧」、「スイッチ分析」、「スイッチシークエンス指示管理」、「ボルトアンペア無効電力（VAR）最適化」、「アンバランスロードフロー」、「短絡分析機能」、「電力最適化（潮流・電圧等の様々な測定値を基に、最適化目標を実現するための案を提示する 。）」、「電圧スケジューラー（配電制御のロス（無効電力）を最小化するための最適なデバイス設定を支援する。）」などの機能を備える。

（ウ）その他の機能；
配電監視制御サブシステム１２は、その他の機能として、「計画停電管理機能」、「計画外停電管理機能」などの機能を備える。

（エ）電力ネットワークモデル（ＣＩＭモデル）管理機能；
配電監視制御サブシステム１２は、電力ネットワークモデル（ＣＩＭモデル）管理機能として、「配電監視制御モデル管理」の機能を備える。

統合ＮＷ設備管理サブシステム１３は、送配電系統（送電系統、配電系統）の変電所設備（変電所機器６３，６４，７３，７４）の状態を監視し、保守業務を支援するシステムである。この統合ＮＷ設備管理サブシステム１３は、系統監視制御・配電監視制御の両方にまたがる設備機器、ＩＴ機器の構成を定義し、電力ネットワークモデル管理機能を備えたサブシステムとして構成される。

監視制御システムＳＹＳ−Ａの電力ネットワークモデルを統合ＮＷ設備管理サブシステム１３で一元管理することで、「電力ネットワークモデルの一貫性の保持」、「電力ネットワークモデル管理のワークフロー化による手作業の軽減」、「電力ネットワークモデル変更の際の分析スピードの向上」、「ＣＩＭベースで電力ネットワークモデルを一元化することにより、将来的な外部システム１００の連携コストを低減」、「電力ネットワークモデル分析能力の向上」という効果を得ることができる。統合ＮＷ設備管理サブシステム１３における「電力ネットワークモデル管理機能」は、それぞれ、例えば以下に示す機能を備える。

（ア）電力ネットワークモデル（ＣＩＭモデル）管理機能；
統合ＮＷ設備管理サブシステム１３は、電力ネットワークモデル（ＣＩＭモデル）管理機能として、「ＣＩＭモデル構築に必要な既存データの収集機能」、「ＣＩＭモデル管理機能（編集・検証・更新機能、モデルの状態管理機能、リポジトリ機能、サブシステムで派生するＣＩＭモデルの管理、履歴管理機能（セキュリティ機能））」、「系統監視制御サブシステム１１及び配電監視制御サブシステム１２及び外部システム１００とのＣＩＭモデル連携機能（モデルインポート・エクスポート時のバリデーションチェック、フォーマット（様式）管理、ワークフロー、モデルの整合性管理）」、「各種分析に必要なデータの提供機能」などの機能を備える。

系統監視制御サブシステム１１、配電監視制御サブシステム１２及び統合ＮＷ設備管理サブシステム１３は、それぞれ、情報を伝送するリアルタイムサービスバス１４に接続されている。ＦＥＰ１５ａ，１５ｂは、データセンター１内に配置され、リアルタイムサービスバス１４及びＷＡＮ２０（Wide Area Network；広域通信網）に接続されている。ＦＥＰ１５ａ，１５ｂは、各サブシステム１１，１２，１３とコミュニケーション装置（ＧＷ３１，４１）との間における情報の集約及び送受信を行う。なお、ＦＥＰ１５ａ、１５ｂは、上述した各種プロトコルに対応できること、ハードウェアはメンテナンス性を向上させるためにコンポーネント化されていること、信頼性を担保するために構成部品が冗長化されていること、監視制御システムＳＹＳ−Ａの各種セキュリティ基準に基づいたセキュリティ対策機能を備えていること、時刻同期機能があること、などが要求される。

データセンター１内（各サブシステム１１，１２，１３のサーバ間）は、国際標準に準拠した通信プロトコル（規約、データフォーマット）であるＩＣＣＰ（The Inter-Control Center Communications Protocol（ＩＣＣＰ又はＩＥＣ６０８７０−６／ＴＡＳＥ．２という。））及びＩＥＣ６０８７０−５−１０４、ＩＥＣ６１８５０、ＩＥＣ６１９７０、ＩＥＣ６１９６８、ＩＥＣ６２３５１に従って情報の通信が行われる。具体的には、ＦＥＰ１５ａとＦＥＰ１５ｂ間はＩＣＣＰに従って情報の通信が行われ、リアルタイムサービスバス１４ではＩＥＣ６０８７０−５−１０４、ＩＥＣ６１８５０、ＩＥＣ６１９７０、ＩＥＣ６１９６８、ＩＥＣ６２３５１に従って情報の通信が行われる。

ＧＷ３１，４１は制御所３０，４０単位に設置される。図１に示す例では、制御所３０にＧＷ３１が設置され、制御所４０にＧＷ４１が設置されている。ＧＷ３１，４１は、それぞれ、ＷＡＮ２０に接続される。また、ＧＷ３１，４１は、変電所６０，７０に設置されているＴＣ６１，７１だけ接続され（図３に示す第１接続例を参照）、又は、ＴＣ６１，７１及びＦＧＷ６２，７２の両方が接続される（図４に示す第２接続例を参照）。すなわち、ＦＧＷ６２，７２が直接ＦＥＰ１５ａ，１５ｂに接続されてもよく、ＦＧＷ６２，７２がＧＷ３１，４１を経由してＦＥＰ１５ａ，１５ｂに接続されてもよい。

図３は、図１に示すＧＷ３１，４１及びＦＧＷ６２，７２の第１接続例を示すブロック図である。図３に示す第１接続例では、制御所３０，４０に設置されたＧＷ３１，４１は、それぞれ、国際標準に準拠した通信プロトコルであるＩＥＣ６０８７０−５−１０４やＩＥＣ６１８５０の通信回線１５０でＷＡＮ２０に接続されている。また、ＧＷ３１，４１は、それぞれ、国際標準に準拠していない通信プロトコルであるＨＤＬＣ（High Level Data Link Control）やＣＤＴ（Cyclic Data Transfer）の通信回線１６０でＴＣ６１，７１に接続されている。また、ＦＧＷ６２，７２は、それぞれ、国際標準に準拠した通信プロトコルであるＩＥＣ６０８７０−５−１０４やＩＥＣ６１８５０の通信回線１７０でＷＡＮ２０に接続されている。

図４は、図１に示すＧＷ３１，４１及びＦＧＷ６２，７２の第２接続例を示すブロック図である。図４に示す第２接続例では、制御所３０，４０に設置されたＧＷ３１，４１は、それぞれ、国際標準に準拠した通信プロトコルであるＩＥＣ６０８７０−５−１０４やＩＥＣ６１８５０の通信回線１５０でＷＡＮ２０に接続されている。また、ＧＷ３１，４１は、それぞれ、国際標準に準拠していない通信プロトコルであるＨＤＬＣやＣＤＴの通信回線１６０でＴＣ６１，７１に接続されている。また、ＦＧＷ６２，７２は、それぞれ、国際標準に準拠した通信プロトコルであるＩＥＣ６１８５０の通信回線１８０でＧＷ３１，４１に接続されている。

図１の説明に戻り、ＧＷ３１，４１は、ＴＣ６１，７１（又は／及びＦＧＷ６２，７２）から送信される各種情報を受信し、受信した情報のプロトコル変換を行った上で監視制御装置１０側に送信する。また、ＧＷ３１，４１は、監視制御装置１０側から送信された情報を受信し、受信した情報のプロトコル変換を行った上でＴＣ６１，７１（又は／及びＦＧＷ６２，７２）に送信する。なお、図１では、２つの制御所３０，４０だけを示しているが、実際には複数個所の制御所（例えば５０箇所程度の制御所）が設けられ、各制御所にＧＷが設置される。

送電用変電所６０には、ＴＣ６１、ＦＧＷ６２及び変電所機器６３，６４が設けられている。送電用変電所６０は例えば１２００箇所ほど設けられている。ＴＣ６１は、図３に示す通信回線１６０で制御所３０のＧＷ３１と接続され、配線で変電所機器６３と接続されている。図３及び図４に示すように、変電所機器６３は複数の機器（図３及び図４に示す変電所機器６３−１〜６３−ｎ）がＴＣ６１に接続されている。ＴＣ６１は、変電所機器６３からの情報を収集し、収集した情報を通信回線１６０で伝送可能な情報（ＨＤＬＣやＣＤＴの情報）に変換してＧＷ３１に送信する。また、ＴＣ６１は、ＧＷ３１からの通信回線１６０で伝送可能な情報（ＨＤＬＣやＣＤＴの情報）を変電所機器６３に対応した情報に変換して変電所機器６３に送信する。

ＦＧＷ６２は、図３に示す第１接続例では通信回線１７０でＷＡＮ２０（つまりＦＥＰ１５ａ，１５ｂのいずれか）と接続され、又は図４に示す第２接続例では通信回線１８０で制御所３０のＧＷ３１に接続されている。また、ＦＧＷ６２は、配線で変電所機器６４と接続されている。図３及び図４に示すように、変電所機器６４は複数の機器（図３及び図４に示す変電所機器６４−１〜６４−ｎ）がＦＧＷ６２に接続されている。ＦＧＷ６２は、変電所機器６４からの情報を収集し、収集した情報を通信回線１７０又は１８０で伝送可能な情報（ＩＥＣ６１８５０の情報）に変換してＷＡＮ２０又はＧＷ３１に送信する。また、ＦＧＷ６２は、ＧＷ３１からの通信回線１７０又は１８０で伝送可能な情報（ＩＥＣ６１８５０の情報）を変電所機器６４に対応した情報に変換して変電所機器６４に送信する。なお、ＦＧＷ６２は、変電所機器６４との間で通信プロトコル（ＩＥＣ６１８５０）の情報を送受信する場合は、ＷＡＮ２０又はＧＷ３１との間の情報の送受信に際して情報の変換を行う必要はない。ＦＧＷ６２は、ＳＡＳ（Substation Automation System）やＲＴＵ（Remote Terminal Units）で構成される。

変電所機器６３，６４は、変電所６０の構内に設けられた機器（設備）であって、変圧器や遮断器、保護リレーなどの機器を含む。変電所機器６３，６４の情報としては、変圧器や遮断器のオン・オフ情報などがある。

配電用変電所７０においても、送電用変電所６０と同様に、ＴＣ７１、ＦＧＷ７２及び変電所機器７３，７４が設けられている。配電用変電所７０は例えば１５００箇所ほど設けられている。ＴＣ７１は、図３に示す通信回線１６０で制御所３０のＧＷ３１と接続され、配線で変電所機器７３と接続されている。図３及び図４に示すように、変電所機器７３は複数の機器（図３及び図４に示す変電所機器７３−１〜７３−ｎ）がＴＣ７１に接続されている。ＴＣ７１は、変電所機器７３からの情報を収集し、収集した情報を通信回線１６０で伝送可能な情報（ＨＤＬＣやＣＤＴの情報）に変換してＧＷ３１に送信する。また、ＴＣ７１は、ＧＷ３１からの通信回線１６０で伝送可能な情報（ＨＤＬＣやＣＤＴの情報）を変電所機器７３に対応した情報に変換して変電所機器７３に送信する。

ＦＧＷ７２は、図３に示す第１接続例では通信回線１７０でＷＡＮ２０（つまりＦＥＰ１５ａ，１５ｂのいずれか）と接続され、又は図４に示す第２接続例では通信回線１８０で制御所３０のＧＷ３１に接続されている。また、ＦＧＷ７２は、配線で変電所機器７４と接続されている。図３及び図４に示すように、変電所機器７４は複数の機器（図３及び図４に示す変電所機器７４−１〜７４−ｎ）がＦＧＷ７２に接続されている。ＦＧＷ７２は、変電所機器７４からの情報を収集し、収集した情報を通信回線１７０又は１８０で伝送可能な情報（ＩＥＣ６１８５０の情報）に変換してＷＡＮ２０又はＧＷ３１に送信する。また、ＦＧＷ７２は、ＧＷ３１からの通信回線１７０又は１８０で伝送可能な情報（ＩＥＣ６１８５０の情報）を変電所機器７４に対応した情報に変換して変電所機器７４に送信する。なお、ＦＧＷ７２は、変電所機器７４との間で通信プロトコル（ＩＥＣ６１８５０）の情報を送受信する場合は、ＷＡＮ２０又はＧＷ３１との間の情報の送受信に際して情報の変換を行う必要はない。ＦＧＷ７２は、ＳＡＳ（Substation Automation System）やＲＴＵ（Remote Terminal Units）で構成される。

変電所機器７３，７４も、変電所７０の構内に設けられた機器（設備）であって、変圧器や遮断器、保護リレーなどの機器を含む。変電所機器７３，７４の情報としては、変圧器や遮断器のオン・オフ情報などがある。

本実施形態では、ＧＷ３１，４１、ＴＣ６１，７１、及びＦＧＷ６２，７２は「中継装置」を構成する。図３に示す第１接続例の場合は、ＧＷ３１，４１及びＴＣ６１，７１が「第１中継部」を構成し、ＦＧＷ６２，７２が「第２中継部」を構成する。また、ＦＧＷ６２，７２が「ゲートウェイ」を構成する。図４に示す第２接続例の場合は、ＧＷ３１，４１及びＴＣ６１，７１が「第１中継部」を構成し、ＧＷ３１，４１及びＦＧＷ６２，７２が「第２中継部」を構成する。すなわち、ＧＷ３１，４１は、「第１中継部」と「第２中継部」で兼用される。また、ＧＷ３１，４１が第２中継部における「第１ゲートウェイ」を構成し、ＦＧＷ６２，７２が第２中継部における「第２ゲートウェイ」を構成する。

なお、図１には示していないが、変電所機器（例えば、配電用変電所７０のＴＣ７１以外に接続される機器、屋外分散変電所の機器）は、ＴＣやＦＧＷではなく、インターフェイスを介してＧＷ３１，４１に接続されるものもある。この場合、インターフェイスは、変電所機器からの屋外分散方式の通信プロトコルの情報を通信回線（ＬＡＮ：Local Area Network）でＧＷ３１，４１に送信する。そして、ＧＷ３１，４１は、インターフェイスからの情報についてプロトコル変換を行い、プロトコル変換後の情報をＷＡＮ２０を介してＦＥＰ１５ａ，１５ｂのいずれかに送信する。なお、インターフェイスは、通信回線でＷＡＮ２０と直接接続されてもよい。この場合、インターフェイスは、変電所機器からの屋外分散方式の通信プロトコルの情報をＷＡＮ２０（ＦＥＰ１５ａ，１５ｂのずれか）に送信する。ＦＥＰ１５ａ，１５ｂのいずれかは、配電機器８１からの屋外分散方式の通信プロトコルの情報を国際標準のプロトコルの情報に変換し、変換後の情報を監視制御装置１０に送信する。

現行の監視制御システムにおいては、変電所６０，７０における既存の設備であるＴＣ６１，７１で情報を送受信が行われているが、順次、ＴＣ６１，７１を国際標準の設備であるＦＧＷ６２，７２に置き換えられる。なお、現在、例えば数千のＴＣ６１，７１が設けられている。

なお、ＴＣ６１，７１及びＦＧＷ６２，７２は、上述した各種プロトコルに対応できること、ハードウェアは信頼性を担保するために構成部品が冗長化されていること、複数のＴＣや変電所機器の接続に十分なポートが確保されていること、停電後、自動的に復旧（起動・構成制御に基づいた初期状態への復帰）できること、復旧時にサーバ側へエラー情報を伝達できること、構成管理は、データセンター１からの遠隔操作及びポート経由の直接操作の両方で可能であること、遠隔操作、直接操作のためのツールが提供されること、停電時にデータと時刻を保持するためのバッテリーを保持すること、監視制御システムの各種セキュリティ基準に基づいたセキュリティ対策機能を備えていること、自身、接続されているＴＣ、及び変電所機器遮の動作を監視し、故障を検知し、エラー情報を保管できること、サーバ（監視制御装置１０）側へエラー情報を伝達できること、時刻同期機能があること、などが要求される。

監視制御システムＳＹＳ−Ａにおける監視対象の機器（設備）としては、上述した送電用変電所６０の変電所機器６３，６４及び配電用変電所７０の変電所機器７３，７４のほかに、配電機器８１、配電塔機器８２、ＩＴ開閉器８３、及び２２ｋＶ回線選択８４がある。これら配電機器８１、配電塔機器８２、ＩＴ開閉器８３及び２２ｋＶ回線選択８４を配電設備８０という。配電設備８０に関しては、専用の制御回線等で既に接続されており、国際標準の通信網への統一が困難である。

図１に示すように、配電機器８１及び配電塔設備８２は中継所に設けられた中継機器５５に接続されている。中継機器５５は、ＨＤＬＣの通信回線で制御所５０に設けられたＧＷ５１に接続されている。中継機器５５は、配電機器８１及び配電塔設備８２からの情報をＨＤＬＣの通信プロトコルの情報に変換し、変換後の情報を制御所５０に設けられたＧＷ５１に送信する。ＧＷ５１は、中継機器５５から送信された情報をＷＡＮ２０を介してＦＥＰ１５ａ，１５ｂのいずれかに送信する。ＦＥＰ１５ａ，１５ｂのいずれかは、ＧＷ５１からのＨＤＬＣの通信プロトコルの情報を国際標準のプロトコルの情報に変換し、変換後の情報を監視制御装置１０に送信する。

また、図１に示すように、ＩＴ開閉器８３はセンサを内蔵した自動開閉器である。このＩＴ開閉器８３は、例えばＳＣ−Ｄの通信プロトコルの通信回線でＧＷ５１に接続されている。ＩＴ開閉器８３は開閉状態を示す情報をＧＷ５１に送信し、ＧＷ５１はＩＴ開閉器８３からの情報をＷＡＮ２０を介してＦＥＰ１５ａ，１５ｂのいずれかに送信する。また、２２ｋＶ回線選択８４は、２２ｋＶ回線を選択する変圧器（２２ｋＶ回線選択式変圧器）である。この２２ｋＶ回線選択８４は、例えば回線選択式の通信プロトコルの通信回線でＧＷ５１に接続されている。２２ｋＶ回線選択８４は選択状態を示す情報をＧＷ５１に送信し、ＧＷ５１は２２ｋＶ回線選択８４からの情報をＷＡＮ２０を介してＦＥＰ１５ａ，１５ｂのいずれかに送信する。

図１に示すように、ＷＡＮ２０は、各データセンター１Ａ，１Ｂ，１Ｃに設けられたオペレーションサービスバス１１０及びシステム運用サービスバス１１１に接続されている。オペレーションサービスバス１１０及びシステム運用サービスバス１１１においては、例えばＩＥＣ６１９７０、ＩＥＣ６１９６８、ＩＥＣ６２２３５などの通信プロトコルで情報の通信が行われる。

オペレーションサービスバス１１０は、系統監視制御サブシステム１１、配電監視制御サブシステム１２及び統合ＮＷ設備管理サブシステム１３と接続され、各サブシステム１１，１２，１３間における情報の送受信を行う。また、各サブシステム１１，１２，１３は、リアルタイムサービスバス１４及びＦＥＰ１５ａ，１５ｂを介さずに、オペレーションサービスバス１１０及びＷＡＮ２０を介してＧＷ３１，４１，５１（変電所６０，７０や配電設備８０の機器）と情報の送受信を行うことができる。

システム運用サービスバス１１１は、電力ＮＷモデルＤＢ９１、手順・件名ＤＢ９２及びデータウェアハウス９３と接続されている。電力ＮＷモデルＤＢ９１は、電力ＮＷモデルを記憶するデータベースである。手順・件名ＤＢ９２は、変電所や配電線の開閉設備等の操作手順と件名とを対応つけて記憶するデータベースである。データウェアハウス９３は、各種データを記憶する装置である。監視制御装置１０の各サブシステム１１，１２，１３は、システム運用サービスバス１１１を介して電力ＮＷモデルＤＢ９１、手順・件名ＤＢ９２及びデータウェアハウス９３の情報を受け取ることができる。また、データ格納部（電力ＮＷモデルＤＢ９１、手順・件名ＤＢ９２及びデータウェアハウス９３）は、送電用変電所６０、配電用変電所７０及び配電設備８０の機器の情報をＷＡＮ２０及びシステム運用サービスバス１１１を介して取得し格納することができる。

また、リアルタイムサービスバス１４及びシステム運用サービスバス１１１は、それぞれ外部システム１００に接続されている。外部システム１００は、アプリケーション間連携１０１，１０２、エンタープライズサービスバス１０３、及びツール１０４を備えている。アプリケーション間連携１０１は、リアルタイムサービスバス１４とエンタープライズサービスバス１０３に接続され、各サブシステム１１，１２，１３のアプリケーションとツール１０４のアプリケーションとの間を連携する。これにより、各サブシステム１１，１２，１３とツール１０４との間で情報のやり取りが可能となる。また、アプリケーション間連携１０２は、システム運用サービスバス１１１とエンタープライズサービスバス１０３に接続され、ツール１０４のアプリケーションとデータ格納部（電力ＮＷモデルＤＢ９１、手順・件名ＤＢ９２及びデータウェアハウス９３）のアプリケーションとの間を連携する。これにより、ツール１０４とデータ格納部との間で情報のやり取りが可能となる。

ツール１０４は、監視制御装置１０で取り扱われる情報やデータ格納部９１，９２，９３に格納されている情報を用いて、情報の保存・管理、電力ネットワークモデルの設計、情報の分析、プランニング（計画）、マーケットオペレーション、アセットマネジメントなどを行う。ツール１０４は、リアルタイムサービスバス１４、アプリケーション間連携１０１及びエンタープライズサービスバス１０３を介して監視制御装置１０にて保存されている情報を取得することができる。また、ツール１０４は、システム運用サービスバス１１１、アプリケーション間連携１０２及びエンタープライズサービスバス１０３を介してデータ格納部９１，９２，９３に格納されている情報を取得することができる。エンタープライズサービスバス１０３においては、ＩＥＣ６１９７０、ＩＥＣ６１９６８、ＩＥＣ６２２３５の通信プロトコルで情報の通信が行われる。

また、図１に示すように、監視制御装置１０は、システム運用サービスバス１１１、ＤＸ連携９４及びＤＸ−ＧＷ装置１０５を介して、国際標準に準拠していない通信回線である不図示のＤＸ網（ＤＸ：Data Exchanger）上に存在する外部システム（外部システム１００とは異なる外部システム）と連携している。ＤＸ網は、給電所及び制御所に設置された各外部システム間で情報を送受信するための非インターネットプロトコル伝送網である。ＤＸ連携９４は、システム運用サービスバス１１１及びＤＸ−ＧＷ装置１０５と接続されている。ＤＸ−ＧＷ装置１０５は、ＤＸ網における非国際標準の通信プロトコルの情報とＩＰ通信プロトコルの情報とを変換する。

なお、図１に示していないが、監視制御システムＳＹＳ−Ａのユーザ（利用者）が監視及び制御業務として実行させる系統制御用シンクライアント及び配電制御用シンクライアント及び統合ＮＷ設備管理用シンクライアントが設けられている。シンクライアントは、監視制御システムＳＹＳ−Ａにおける監視制御業務処理を実行させ、略全ての処理をサーバ（監視制御装置１０）に集中させて実行させる。系統制御用シンクライアント及び配電制御用シンクライアント及び統合ＮＷ設備管理用シンクライアントは、ＩＣＡ（Independent Client Architecture）、ＰＣ Ｏｖｅｒ ＩＰ、ＲＤＰ（Remote Desktop Protocol）のいずれかの通信プロトコルに従って監視制御システムＳＹＳ−Ａ（すなわち監視制御装置１０のサーバ）と情報の通信を実行可能に構成されている。

次に、監視制御システムＳＹＳ−Ａのアプリケーション構成について説明する。図５は、本発明の第１実施形態に係る監視制御システムＳＹＳ−Ａのアプリケーション構成を示す図である。図５に示す監視制御システムＳＹＳ−Ａは、アプリケーションとして、系統監視制御２０１、配電監視制御２０２、総合ＮＷ設備管理２０３、ユーザインターフェイス（ユーザＩＦ）２１０、外部システム連携２２０、フロントエンドプロセッサ（ＦＥＰ）２３０、及びゲートウェイ２４０を備えている。

系統監視制御２０１は、系統監視制御サブシステム１１を構成するためのアプリケーションであり、送電系統の制御業務及び送電系統の制御対象設備（変電所機器６３，６４）の保全業務に必要な機能を提供する。系統監視制御２０１の機能としては、監視制御機能（ＳＣＡＤＡ）、エネルギー管理システム機能（ＥＭＳ）、その他機能、電力ＮＷモデル管理機能に分けられる。

図６は、系統監視制御２０１のアプリケーションを示す図である。図６に示すように、系統監視制御２０１の監視制御機能のアプリケーションは、監視、操作手順表作成・確認、制御（手動・自動）、検知・通報、停止計画管理、電力最適化、系統図表管理、系統監視制御アプリ構成管理、訓練シミュレータ、ＣＣ用記録統計、ＣＩＭモデル、系統盤表示機能、多目的表示機能、及び電話機能という機能構成を含む。

監視；
・アプリケーションは、送電系統制御対象のフィールドデバイスから送信される各種データ（設備情報／計測情報）を取込、状変・事故の検出、停電監視、事故設備判定を行うために必要な情報をリアルタイムで編集し、ユーザに表示する。
・このアプリケーションは、潮流・電圧・電流・設備異常・水位・流量等の各監視を行うための情報を、リアルタイムで編集し、ユーザに表示する。
・ユーザの指示に基づき、表示内容やビューを切り替える。
・このアプリケーションは、状変・事故等の情報を、ユーザの指示に基づきもしくは自動で保管する。

操作手順表作成・確認；
・このアプリケーションは、ユーザが送電系統操作機能に関する操作手順表（系統運用操作手順）を作成・更新、申請・承認、保管、出力するための機能を提供する。
・このアプリケーションは、承認された操作手順表に基づかない直接制御について、制御実績に基づき、操作手順表（制御記録）を自動生成し、保管する。
・ユーザは、当該アプリケーションにて、操作手順表テンプレートを作成・更新・保管する。また、保管された操作手順表テンプレートを基に、個別手順表を作成することができる。

制御（手動・自動）；
・ユーザは、当該アプリケーションにて送電系統の制御を行う。操作手順表に基づいた制御、及び直接制御（個別操作）の両方がある。
・アプリケーションは、監視情報を基に一部の自動制御を行う。

検知・通報；
・監視アプリケーションでの送電系統事故の検知を受け、このアプリケーションは、事故関係情報を編集し、ユーザへ表示する。統合ＮＷ設備管理サブシステム１３：事故記録管理へ事故情報を連携する。
・ユーザは、このアプリケーションにて警報装置を用い、関係各所への通報（音声通報）を行う。
・ユーザは、このアプリケーションにて、保全依頼を作成し、保全担当者へ通知する。
・ユーザは、このアプリケーションにて、停電事故情報を作成し、関係各所（イントラネット等）へ通知する。

停止計画管理；
・ユーザは、当該アプリケーションにて、外部システムである作業停止調整システムで作成した停止計画を登録・編集・保管・出力する。
・アプリケーションは、ユーザの指示に基づき、停止計画を関係各所に通知する。
・アプリケーションは、停止計画の実績を保管する。

電力最適化；
・このアプリケーションは、監視情報を基に、ユーザの指示に基づきもしくは自動で、電力最適化のための各種運用計算（潮流計算・電圧計算・短絡計算、最適系統構成計算、発電所使用水量計算等）を行う。

系統図表管理；
・このアプリケーションは、送電系統監視制御業務に必要な各種図表データ（系統総括図・主要系統図・単線結線図・部分系統図・電力潮流図・水系統括図等）を管理する。
・統合ＮＷ設備管理サブシステム１３が内部にて若しくは外部システムより取得・蓄積しているネットワーク設備情報及び地図情報を基に、手動若しくは自動で図表データを作成・編集する。
・ユーザは、当該アプリケーションにて、系統図表を照会・出力する。

系統監視制御アプリ構成管理；
・このアプリケーションは、系統監視制御サブシステムが正しく動作していることを監視する。
・このアプリケーションは、系統監視制御サブシステムの各種オプション設定（運転モード切替、ネットワーク切替、指令台に対するエリア別制御可否設定等）を管理する。

訓練シミュレータ；
・ユーザは、系統制御用シンクライアントより当該アプリケーションが提供する訓練環境を用いて、各種監視制御のシミュレーション訓練を行う。
・ユーザは、当該アプリケーションにて、訓練センターシステム（外部システム）用のデータを収集・出力する。

ＣＣ用記録統計；
・ＣＣ用ユーザは、当該アプリケーションにて、監視情報を基に、送電系統監視制御に必要な各種記録・グラフ（定型帳票）の作成・出力を行う。記録統計；

ＣＩＭモデル；
・このアプリケーションでは、統合ＮＷ設備管理サブシステム１３：ＣＩＭモデル管理アプリケーションで管理されているＣＩＭモデルを基に、系統監視制御サブシステム１１に必要なＣＩＭモデルを派生・管理する。

系統盤表示機能；
・系統盤に設備情報・計測情報および監視結果を表示し、主要な電力系統の状態を監視する。

多目的表示機能；
・プロジェクタ画面を使用し、防災端末情報（雷観測・台風情報・降雪情報など）や、指令台画面など様々な映像を表示する。

電話機能；
・系統運用業務を行う上で、制御所・特別高圧電力の需要家など大勢の相手と複数回電話をする必要があるため、電話の発着信を簡易化した電話装置を用いる。主な機能は、監視モニターからのアナログ・デジタル・ＣＢ回線発信、および応答・復旧・保留・録音・転送・割り込み・一斉・起呼者表示・自動メッセージ応答等の機能を有する。

また、図６に示すように、エネルギー管理システム機能のアプリケーションは、状態予測、給電分析、発電余力分析、コンティンジェンシー分析、電圧安定分析、短絡解析、電力最適化等という機能構成を含む。

状態予測；
・リアルタイムでの測定、発電予測、負荷予測、設定電圧等、電力網の安定運用に必要な各種情報を提供する。

給電分析；
・系統ネットワークにおける電力潮流に関する分析機能である。様々な条件仮説を検証し、ネットワークを安定運用するための条件を見出す。

発電余力分析；
・系統ネットワークにおける電力潮流に関する分析機能である。様々な条件仮説を検証し、ネットワークを安定運用するための条件を見出す。

コンティンジェンシー分析；
・特定のコンティンジェンシー下のネットワーク信頼度の測定を支援する機能である。定常状態の電力潮流ソリューションをシミュレートし、圏外の状態の場合はオペレータにネットワークをチェックさせる。当該機能は、分析中の予定停止時にもできなくてはならない。

電圧安定分析；
・オペレータが電圧安定に関する問題を識別し、電圧を安定させるための諸条件の効果を精査する支援を行う。

短絡解析；
・現行運用条件やネットワークトポロジーで回路遮断器定格を超えてしまう可能性のある潜在的に問題のある潮流を分析することで、電力ネットワーク上で障害が発生している潮流を識別する機能である。遮断器の能力や保護設定の確認も行う必要がある。遮断器オペレーションと連携することで、オペレータが確実に短絡容量上限を超える可能性のある遮断器をクローズできるようにする。

電力最適化とセキュリティ分析、コンティンジェンシーディスパッチ；
・システムオペレーションを強化するための機能であり、最適化目標を達成するために制御に関するオプションを提示する機能である。
・コンティンジェンシーを制約条件として考慮し、妥当かつ予防的な制御ストラテジーの立案を支援する機能である。
・有効電力オペレーション制約違反を抑制するために、発電から再給電に至る最も効果的かつ低コストな是正措置を決定するための機能である。

また、図６に示すように、その他機能のアプリケーションは、スイッチ分析、故障個所の復旧、停電管理、予測（短期／中期／長期）、グリッドパフォーマンスレポートという機能構成を含む。

スイッチ分析；
・負荷断、システム不安定等の潜在的なリスクがある場合のオペレータへの適切な警告
・オペレータによるスイッチングシーケンス指令の作成、および内部承認プロセス。

故障個所の復旧；
・故障個所の切り離しおよび復旧機能について以下の３つのモードをサポートする。
・閉ループモード：正常な箇所へサービスを切り替えるために、スイッチングオーダーを生成する。このスイッチングオーダーはＳＣＡＤＡを介して自動的に実行される。
・アドバイザリーモード：正常な箇所へサービスを切り替えるために、スイッチングオーダーを生成する。このスイッチングオーダーはオペレータ画面に表示され承認されることによって実行される。
・スタディモード：手動で調整・保存された対応方法をオペレータによって起動され、オペレータ指定の運用条件下でスイッチングオーダーを生成する。

停電管理；
・停電お問い合わせ管理：停電お問い合わせシステムは、需要家に停電の詳細や復旧見込みについて情報提供する。
・停電分析：停電箇所、停電種別、影響を受けている（受けるおそれのある）顧客数、および通知が必要な顧客に関する分析が可能である。
・スイッチング分析自動スイッチングに関するオプションを複数表示することができる。また、オペレータによる分析結果の確認およびそれに基づいたスイッチングオペレーションの実行を可能とする。オペレータが分析結果を承認し、アクションプランを選択した場合、スイッチングシーケンスを生成、修正できる。

予測（短期／中期／長期）；
・気象データ、気象予測、消費データ、電力損計算、その他補足情報を用い、需要予測を行う。

グリッドパフォーマンスレポート；
・ＡＰＩ等を用いた商業的および技術的データの取得機能である。
・系統監視制御システム／配電監視制御システムで実行された処理とＳＣＡＤＡのデータを統合したレポート作成機能である。
・規則に沿った標準レポートテンプレート。

また、図６に示すように、電力ＮＷモデル管理機能のアプリケーションは、電力ＮＷモデル送受信という機能構成を含む。

電力ＮＷモデル送受信；
・このアプリケーションでは、統合ＮＷ設備管理サブシステム１３の電力ＮＷモデル管理アプリケーションで管理されている電力ＮＷモデルを基に、系統監視制御サブシステム１１に必要な電力ＮＷモデルを派生・管理する。

図５の説明に戻り、配電監視制御２０２は、配電監視制御サブシステム１２を構成するためのアプリケーションであり、配電系統の制御業務及び配電系統の制御対象設備（変電所機器７３，７４）の保全業務に必要な機能を提供する。配電監視制御２０２の機能としては、監視制御機能（ＳＣＡＤＡ）、配電管理システム（ＤＭＳ）、その他機能、電力ＮＷモデル管理機能に分けられる。

図７は、配電監視制御２０２のアプリケーションを示す図である。図７に示すように、配電監視制御２０２の監視制御機能のアプリケーションは、監視、操作手順表作成・確認、制御（手動・自動）、検知・通報、停止計画管理、電力最適化（運用計画）、配電図表管理、配電監視制御アプリ構成管理、訓練シミュレータ、ＣＣ用記録統計、ＣＩＭモデル、系統盤表示機能、多目的表示機能、及び電話機能という機能構成を含む。

監視；
・このアプリケーションは、配電系統制御対象のフィールドデバイスから送信される各種データ（設備情報/計測情報）を取込、状変・事故の検出、停電監視、事故設備判定を行うために必要な情報をリアルタイムで編集し、ユーザに表示する。
・このアプリケーションは、潮流・電圧・電流・設備異常等の各監視を行うための情報を、リアルタイムで編集し、ユーザに表示する。
・ユーザの指示に基づき、各種スケルトン、街路図、系統図、一覧表等の表示内容やビューを切り替える。
・このアプリケーションは、状変・事故等の情報を、ユーザの指示に基づきもしくは自動で保管する。
・状変・事故時、各種操作に基づく、記録、印字、音声、警報を実施する。
・機器・線路等の状態管理・更新を実施する。
・各種フィールドデバイス毎のフォーマットに対応した処理を実施する。
・オンライン状態とは別に試験系状態で監視を実施する。
・他のシステムと連携し送受信を実施する。

操作手順表作成・確認；
・このアプリケーションは、ユーザが配電系統操作機能に関する操作手順表（変電所操作手順、配電線機器操作、各種確認手順）を作成・更新、申請・承認、保管、出力するための機能を提供する。
・このアプリケーションは、登録された停止計画（配電線作業停止計画、計画停電、変電所作業停止計画）に基づき、操作手順表を自動生成し、保管する。
・ユーザは、操作手順表個別作成、修正も可能である。
・手順表は、他のシステムへ事前に送付、または他のシステムから事前に受信し、実行可否を判断する。
・このアプリケーションは、検知された事故情報に基づき、復旧手順表を自動生成し、表示・保管する。
・ユーザは、当該アプリケーションにて、操作手順表テンプレートを作成・更新・保管する。また、保管された操作手順表テンプレートを基に、個別手順表を作成できる。

制御（手動・自動）；
・ユーザは、当該アプリケーションにて配電系統の制御を行う。操作手順表に基づいた制御、及び直接制御（個別操作）の両方がある。
・アプリケーションは、監視情報を基に一部の自動制御を行う。自動化の範囲はシステム機能一覧に基づき判断する。
・配電機器について請定値・設定値の遠方設定を実施する。
・制御に伴う各種状態管理・更新を実施する。
・各種フィールドデバイス毎のフォーマットに対応した処理を実施する。
・オンライン状態とは別に試験系状態で制御を実施する。

検知・通報；
・監視アプリケーションでの配電系統事故の検知を受け、当該アプリケーションは、事故関係情報を編集し、ユーザへ表示する。統合ＮＷ設備管理サブシステム１３：事故記録管理へ事故情報を連携する。
・ユーザは、当該アプリケーションにて警報装置を用い、関係各所への通報（音声・警報通報）を行う。
・ユーザは、当該アプリケーションにて、保全依頼を作成し、保全担当者へ通知する。
・ユーザは、当該アプリケーションにて、もしくは当該アプリケーションが定期的に、停電事故情報を作成し、関係各所（停電情報提供システム等）へ通知する。

停止計画管理
・ユーザは、当該アプリケーションにて、停止計画（配電線作業停止計画、計画停電、変電所作業停止計画）を登録・編集・保管・出力する。
・このアプリケーションは、ユーザの指示に基づき、停止計画を関係各所に通知する。
・このアプリケーションは、停止計画の実績を保管する。

電力最適化；
・このアプリケーションは、監視情報を基に、ユーザの指示に基づきもしくは自動で、電力最適化のための各種運用計算（電圧計算・電流計算、事故時復旧時計算、負荷モデル等）を行う。
・配電用変電所電圧タップ、配電線電圧調整機器（ＳＶＲ）、センサ内蔵開閉器、線路インピーダンス等を使用し、系統が適正電圧となるように計算し、自動制御を実施する。

配電図表管理；
・このアプリケーションは、配電系統監視制御業務に必要な各種図表データ（総監盤、変電所スケルトン、配電線スケルトン、街路図、２２ｋＶ系統図、２２ｋＶ回線選択式変圧器結線図等、および各種表示図面）を管理する。
・統合ＮＷ設備管理サブシステムが内部にてもしくは外部システムより取得・蓄積しているＮＷ設備情報及び地図情報を基に、手動もしくは自動でメンテナンスにて作成された図表データを管理する。
・当該アプリケーションは、設備、計測値、線路の状態をリアルタイムに反映し、表示する。
・ユーザは、関係図表を使用し、監視・制御・手順作成等に使用する。

配電監視制御アプリ構成管理；
・このアプリケーションは、配電監視制御サブシステム１２が正しく動作していることを監視する。
・このアプリケーションは、配電監視制御サブシステム１２の各種オプション設定（運転モード切替、操作卓に対するエリア別制御可否設定等、変電所運用項目設定、自動復旧設定等）を管理する。

訓練シミュレータ；
・ユーザは、配電制御用シンクライアントより当該アプリケーションが提供する訓練環境を用いて、各種監視制御、事故復旧、手順書作成、メンテナンスのシミュレーションを行う。
・事故シナリオ等のシナリオ（訓練環境・データ設定、模擬訓練、訓練結果データ照会）を自動・手動にて作成できる。

ＣＣ用記録統計；
・ユーザは、当該アプリケーションにて、監視情報、制御取得情報を基に、配電系統監視制御に必要な各種状態・記録・グラフ（定型帳票）の作成・参照・出力を行う。
・制御オペレータ以外にも各種状態・記録・グラフ等の情報提供を行う。
・他のシステムと連携し送受信を実施する。

事故捜査図面自動作成；
・このアプリケーションは、配電線のメンテナンス内容から自動的に事故捜査図を生成する。
・ユーザは、自動生成された事故捜査図を照会・更新・出力する。

電力ＮＷモデル；
・このアプリケーションでは、統合ＮＷ設備管理サブシステム１３のＣＩＭモデル管理アプリケーションで管理されている電力ＮＷモデルを基に、配電監視制御サブシステム１２に必要なメンテナンスを実施する。
・他のシステムと連携し送受信を実施する。

また、図７に示すように、配電管理システム機能のアプリケーションは、状態予測、電圧安定度解析、電力潮流の最適化、不均衡電流の検出、電圧スケジューラ、短絡解析という機能構成を含む。

状態予測；
・リアルタイムでの測定、負荷予測等の電力網の安定運用に必要な各種情報を提供する。

電圧安定度解析；
・ユーザが監視制御において電圧適正に関して問題を意識し、電圧適正を保つための諸条件が認識できるように支援を行う。

電力潮流の最適化；
・ユーザが監視制御において潮流方向が認識できるように支援を行う。

不均衡電流の検出；
・ユーザが監視制御において不均衡電流が認識できるように支援を行う。

電圧スケジューラ；
・ユーザが監視制御において適正電圧超過、分岐等での過負荷発生が認識できるように支援を行う。

短絡解析；
・ユーザが監視制御において現行運用条件により遮断器、開閉器の短絡容量を超える可能性が認識できるように支援を行う。

また、図７に示すように、その他機能のアプリケーションは、故障個所の検知と復旧、停電管理、予測、各種指標・レポーティングという機能構成を含む。

故障個所の検知と復旧；
・故障個所の検知と特定、健全停電区間の自動復旧を行う。

停電管理；
・予定作業停止計画を管理する。
・事故停電の管理をする。

予測；
・気象データ、気象予測、その他の補足情報を用い、１時間毎、１日毎、１週間毎、１カ月毎の短期、中期、長期の需要予測を行い、監視制御を支援する。

各種指標・レポーティング；
・ＡＰＩ等を用いた技術的データを作成する。
・規則に沿った標準レポートを作成する。

また、図７に示すように、電力ＮＷモデル管理機能のアプリケーションは、電力ＮＷモデル送受信という機能構成を含む。

電力ＮＷモデル送受信；
・このアプリケーションでは、統合ＮＷ設備管理サブシステム１３の電力ＮＷモデル管理アプリケーションで管理されている電力ＮＷモデルについて、配電監視制御サブシステム１２において必要な情報の送受信を実施する。

図５に示す監視制御システムは系統監視制御２０１と配電監視制御２０２という２つのサブシステムを備えているが、アプリケーション構成は可能な限り共通となっている。すなわち、図６及び図７に示すように、監視、操作手順表作成・確認、制御（手動・自動）、検知・通報、停止計画管理、電力最適化、系統図表・配電図表管理、系統・配電監視制御アプリ構成管理、訓練シミュレータ、ＣＣ用記録統計、電力ＮＷモデルの機能は、共通化されている。これにより、機能の重複開発が防止され、開発コストを抑制することができる。

図５の説明に戻り、統合ＮＷ設備管理２０３は、統合ＮＷ設備管理サブシステム１３を構成するためのアプリケーションであり、送電系統・配電系統及びこれらの制御対象設備（変電所機器６３，６４，７３，７４）の管理業務に必要なシステム機能を提供する。統合ＮＷモデル設備管理２０３の機能としては、電力ＮＷ機器管理機能、電力ＮＷモデル管理機能、その他機能に分けられる。

図８は、統合ネットワーク設備管理２０３のアプリケーションを示す図である。図８に示すように、電力ＮＷ機器管理機能のアプリケーションは、電力ＮＷ設備状況データ収集、電力ＮＷ設備状況データ照会、構成・設定管理、セキュリティ管理（機器・ユーザ）という機能構成を含む。

電力ＮＷ設備状況データ収集；
・このアプリケーションは、監視制御システムが管理対象としている電力ネットワーク上のフィールドデバイスから送信される各種データ（詳細データ）を収集・管理する。
・このアプリケーションは、収集・管理した各種データを複合的に分析し、電力ネットワーク上のフィールドデバイスの異常を検知し、ユーザに通知する。（ヘルスチェック機能）

電力ＮＷ設備状況データ照会；
・ユーザは、電力ＮＷ設備状況データ収集アプリケーションが収集した電力ＮＷ設備状況データを照会する。

構成・設定管理；
・ユーザは、当該アプリケーションにて、監視制御システムが管理対象としている電力ネットワーク上の設備（フィールドデバイスを含む）の構成（インベントリーリスト）と個々の設定を管理する。（モード、オプション、閾値等の設定。有効期間の設定。及び設定変更に伴う影響分析）

セキュリティ管理（機器・ユーザ）；
・このアプリケーションは、電力ネットワーク上の設備のセキュリティ（遠隔制御／直接制御の可否等）を設定・管理する。
・このアプリケーションは、ユーザの認証および権限を設定・管理する。また、認証情報（パスワード等）を管理する。
・このアプリケーションは、監視制御システム内に蓄積される文書（ファイル）を管理する。
・このアプリケーションは、監視制御システムおよび監視制御システムが使用しているネットワーク上のセキュリティを管理する。（不正検知、マルウェア対策等）

図８に示すように、電力ＮＷモデル管理機能のアプリケーションは、構成検証、事故記録管理、管理用記録統計、図表管理、電力ＮＷモデル管理という機能構成を含む。

構成検証；
・ユーザは、当該アプリケーションにて、構成・設定管理アプリケーションでデータメンテナンスを行った結果について、対向試験を行う。
・対向試験には、１）システム内でクローズする「内部試験」、２）データ連系を行う送信先システム・装置などの各システム相互間で、監視制御情報、運用情報などの模擬情報を送受信しながら実施する「外部試験」、の２種類がある。

事故記録管理；
・このアプリケーションは、系統監視制御および配電監視制御の検知・通報アプリケーションからの情報を基に、送電系統、配電系統事故の記録を管理する。
・速報性の高い事故通報は、系統監視制御および配電監視制御の検知・通報アプリケーションから行う。ユーザは、当該アプリケーションにて、詳細な事故記録を編集・蓄積し、照会可能とする。また、関連外部システムへ通知する。

管理用記録統計；
・ユーザは、当該アプリケーションにて、管理業務に必要な各種記録・グラフ（定型帳票）の作成・出力を行う。

図表管理；
・このアプリケーションは、管理業務に必要な各種図表データ（各種スケルトン、系統図、充電部確認図等）を管理する。
・このアプリケーションは、ＮＷ設備情報および地図情報を外部システム（配電情報管理システム等）より取得し、管理する。
・ユーザは、当該アプリケーションにて、各種図表を照会・出力する。

電力ＮＷモデル管理；
・このアプリケーションは、監視制御システム全体の電力ＮＷモデル（ＣＩＭモデル）データを管理する。系統監視制御サブシステム１１および配電監視制御サブシステム１２で個別管理される電力ＮＷモデルの親として統括する。

また、図８に示すように、その他機能のアプリケーションは、保全データ管理、保全手順書作成・確認、業務系システム連携という機能構成を含む。

保全データ管理；
・このアプリケーションは、機器毎の保全作業の履歴情報を管理する。ユーザは、当該アプリケーションにて、定期保全作業結果を作成・更新、保管、出力する。

保全手順書作成・確認；
・このアプリケーションは、ユーザが、定期保全作業の手順書（現地手順表）を作成・更新、申請・承認、保管、出力するための機能を提供する。

業務系システム連携；
・電力会社の業務系システムで管理している、変電所の設備情報や停止件名の情報について、監視制御系のアプリケーションと連携し、登録情報の照会、入力データへの反映、出力等を行う。

なお、監視制御システムでは、ＩＥＣ６１９７０、ＩＥＣ６１９６８で規定されているＣＩＭ（Common Information Model：共通情報モデル）に基づき電力ＮＷモデルを管理する。統合ＮＷ設備管理サブシステム１３が監視制御システム全体の電力ＮＷモデル管理を担う。系統監視制御サブシステム１１と配電監視制御サブシステム１２は、統合ＮＷ設備管理サブシステム１３と連携しつつ、それぞれが監視制御対象とする電力ＮＷモデルを管理する。

統合ＮＷ設備管理サブシステム１３が統合的な電力ＮＷモデルの管理を行うことで、電力ＮＷモデルの管理負荷を軽減することができる。例えば、システム（ＳＣＡＤＡ／ＤＭＳ／ＯＭＳ／ＥＭＳ、プランニングツール、防護分析ツール等）で個別にモデルの複製と検証を行う手間を軽減することができる。また、一貫した電力ＮＷモデルを保持することで、トポロジーデータの正確性と信頼性を担保することができる。また、電力ＮＷモデル管理のワークフロー化による手作業の軽減を図ることができる。また、電力ＮＷモデルの変更の際の分析スピードを向上させることができる。また、ＣＩＭベースで電力ＮＷモデルを一元化することにより、将来的な外部システム連携コストを低減することができる。さらに、電力網のスイッチ状態の履歴照会による電力ＮＷモデル分析能力の向上を図ることができる。

図５の説明に戻り、ユーザインターフェイス２１０は、監視制御システムＳＹＳ−Ａとユーザとの間で情報のやりとりをするためのインターフェイスである。監視制御システムＳＹＳ−Ａは、認証時にユーザの権限セットに基づき、ユーザロールに合致したメニューを提供する。また、監視制御システムＳＹＳ−Ａは、ユーザ個別の権限により、照会・利用できるメニューやシステム機能に制限する。ユーザの権限セットは、統合ＮＷ設備管理サブシステム１３のセキュリティ管理（機器・ユーザ）アプリケーションにて管理する。

ユーザインターフェイス２１０には、系統制御向けメニュー、配電制御向けメニュー、及びその他役割別（ロール別）メニューが設けられている。例えば、ユーザロール別メニューとして、「系統監視制御コントロールセンター用メニュー（指令台用メニュー）」、「配電監視制御コントロールセンター用メニュー（操作卓用メニュー）」、「保全センター用メニュー」、「系統監視制御設備データメンテナンス用メニュー」、「配電完成制御設備データメンテナンス用メニュー」、「システム管理者用メニュー」、「訓練用メニュー」を設けてよい。ユーザインターフェイス２１０は、監視制御システムＳＹＳ−Ａで可能な限り共通とする。

外部システム連携２２０は、監視制御システムＳＹＳ−Ａが外部システム１００と連携するためのアプリケーションである。上述したように、監視制御システムＳＹＳ−Ａと外部システム１００との連携は、ＩＥＣ６１９７０／６１９６８／６２２３５を採用したリアルタイムサービスバス１４又はシステム運用サービスバス１１１を介して行われる。外部システム１００側がこれらのプロトコルに対応できない場合は、個別のゲートウェイ（ＧＷ）機能を構築する。また、ＤＸ網上にある既存の外部システムと監視制御システムＳＹＳ−Ａとの連携は、ＤＸ連携のＨＴＩＦ方式ＩＦ（ＵＤＰ／ＩＰ）を介して行う。

ＤＸ連携機能；
既設の監視制御システムとＤＸ網を介して、ＨＴＩＦ方式ＩＦにて情報連携する。
ＩＣＣＰ情報連携機能；
ＩＣＣＰを通じて連携が可能な外部システムと情報連携する。

フロントエンドプロセッサ２３０（コミュニケーション装置連携）は、監視制御システムＳＹＳ−Ａとコミュニケーション装置側との連携、監視制御システムＳＹＳ−Ａとコントロールセンター（ＣＣ）との間の連携、及びサブシステム間の連携を担う。フロントエンドプロセッサ２３０は、図１に示すフロントエンドプロセッサ１５ａ，１５ｂ（ＦＥＰ）に相当する。フロントエンドプロセッサ２３０は、以下の機能を有する。

データ送受信機能；
コミュニケーション装置（ゲートウェイ：なお、フィールドゲートウェイを含んでもよい。）との間で送受信されるデータを集約・配信する。

サーバ拠点間連携（データセンター間連携）機能；
サーバ拠点間（データセンター間）、サブシステム間の情報連携を行う。通信プロトコルはＩＥＣ６１９７０もしくはＩＥＣ６１９６８もしくはＩＣＣＰ（Inter Control Center Protocol）を用いる。例えば、給電所の系統制御機能のバックアップを配下の制御所オペレータが持つ場合、制御所オペレーターは配電監視制御側２０２より系統監視制御２０１側に当データセンター間連携機能を用いて対象コミュニケーション装置の制御権を要求し獲得する。

フォーマット変換；
コミュニケーション装置（ＧＷ３１，４１）からの情報を、国際標準の伝送プロトコル（ＩＥＣ６１９７０／ＩＥＣ６１９６８）へ変換する。また、各サブシステム１１，１２，１３からの制御情報を対象となるコミュニケーション装置向けに、所定の伝送プロトコルに変換して送信する。

ゲートウェイ（コミュニケーション装置）２４０は図１に示すＧＷ３１，４１に相当する。コミュニケーション装置２４０は、接続されているＴＣからの情報を収集し、フロントエンドプロセッサ（コミュニケーション装置連携）２３０を通じてサーバ側（系統監視制御２０１、配電監視制御２０２、統合ＮＷ設備管理２０３）に送信する。また、ゲートウェイ２４０は、サーバ側からの制御情報に基づき、配下のＴＣに情報を伝達する（制御する）。ゲートウェイ２４０の主要機能を以下に示す。

伝送集約機能；
複数のＴＣからの情報伝送を集約および変換し、監視制御システムＳＹＳ−Ａ（監視制御装置１０）へ伝送を行う。

データ送受信；
・接続されているＴＣからの情報を監視制御システムＳＹＳ−Ａ（監視制御装置１０）へ送信する。
・監視制御システムＳＹＳ−Ａ（監視制御装置１０）側からの制御情報に基づき、接続されているＴＣへ制御情報を送信する。

伝送フォーマット変換；
接続されているＴＣからの情報を、国際標準の伝送プロトコルへ変換する。また、サーバ拠点（データセンター）側からの制御情報を対象となるＴＣ向けに、ＴＣの伝送プロトコルに変換して送信する。

コミュニケーション装置構成制御；
・コミュニケーション装置の構成制御を行う。
・コミュニケーション装置が異常もしくは故障時に自動的に健全側への切替を実施する。

コミュニケーション装置故障管理；
コミュニケーション装置が故障した場合に、上位の監視制御システム（監視制御装置１０）へ異常通報を行う。

再送要求管理；
監視制御システム（監視制御装置１０）に正常に情報が伝送されなかった場合に再送する。

フィールドデバイスルート管理；
・ＴＣから２ルートで伝送されてくる場合においては、コミュニケーション装置側にてルート管理を行う。
・コミュニケーション装置側からＴＣへ制御情報を送信する場合において、ＴＣが２ルート受信の場合は両ルートへ送信する。

フィールドデバイス構成制御；
・コミュニケーション装置および接続されているＴＣの構成制御を管理する。
・サーバ側からの構成制御情報に基づき、構成を更新する。

フィールドデバイス故障管理；
コミュニケーション装置および接続されているＴＣの故障情報を監視制御システム（監視制御装置１０）に通知する。

保守支援；
保守要員が、保守ツールを用いコミュニケーション装置を直接操作する際に必要な機能を提供する。例えば、保守に必要な情報（伝送データ、設備情報／計測情報）の表示、選択による遠隔制御の無効化などである。

その他；
セキュリティ機能、時刻同期機能なども設けられる。

なお、図５においては、フィールドゲートウェイ（図１のＦＧＷ６２，７２）のアプリケーションを示していない。しかし、フィールドゲートウェイは、接続されている遮断器・保護リレーなどの変電所機器からの情報を収集し、フロントエンドプロセッサやゲートウェイを通じてサーバ側（系統監視制御・配電監視制御・統合ＮＷ設備管理）に送信する機能、サーバ側からの制御情報に基づき、配下の変電所機器に情報を伝達する（制御する）機能を備えている。フィールドゲートウェイのことを変電所コミュニケーション装置ともいう。フィールドゲートウェイ（変電所コミュニケーション装置）は以下のアプリケーションを備える。

データ送受信機能；
・接続されている遮断器・保護リレーなどの変電所機器からの情報を収集し、定期的に指定されたフォーマット（プロトコルはＩＥＣ６０８７０−５−１０４／ＩＥＣ６１８５０）でサーバ側へ送信する。
・サーバ側からの制御情報に基づき、接続されている遮断器・保護リレーなどの変電所機器へ制御情報を伝達する。

フォーマット変換；
・接続されている遮断器・保護リレーなどの変電所機器からの情報を、指定されたフォーマットへ変換する。また、サーバ側からの情報を対象となる遮断器・保護リレーなどの変電所機器向けにフォーマット変換する。

フィールドデバイス故障管理；
・接続されている遮断器・保護リレーなどの変電所機器の動作を監視し、故障を検知し、エラー情報を保管する。また、サーバ側へエラー情報を伝達する。

保守支援；
・保守要員が保守ツールを用いて変電所コミュニケーション装置を直接操作する際に必要な機能を提供する。

次に、監視制御システムＳＹＳ−Ａの通信網上で送受信される情報について説明する。監視制御システムＳＹＳ−Ａの通信網上で送受信される情報として、監視制御情報、運用情報及びその他の情報がある。監視制御情報は、変電所６０，７０の構内の機器６３，６４，７３，７４や配電線の設備の状況を取得し、それらの設備を制御するための情報であり、系統監視情報と制御情報がある。

系統監視情報は、変電所６０，７０内で計測されるＴＭ情報、変電所６０，７０内の変電所機器６３，６４，７３，７４の状態（例えば故障、状態変化など）を監視するためのＳＶ情報などがある。制御情報には、変電機器制御情報（監視制御装置１０と変電所６０，７０との間で遠方制御可能な開閉器の入切情報や保護リレーの使用／ロックの情報など）、配電機器監視制御情報（統合ＮＷ設備管理サブシステム１３から対象の遠方監視制御可能な開閉器の入切情報など）、変電機器状態設定情報（監視制御装置１０から対象の変電所６０，７０に対して状態設定を行うための情報）、変電機器状態要求情報（監視制御装置１０から対象の変電所５０に対して監視情報や状態設定の状況を要求するための情報）などを含む。

運用情報は、サブシステム１１，１２，１３間で連系するための情報などである。その他の情報は、監視制御情報及び運用情報以外の情報であって、システム起動時のイニシャル処理の情報や、情報送信元への受信確認情報などである。

次に、監視制御システムＳＹＳ−Ａ内の通信網上で送受信される国際標準の通信プロトコルに準拠した情報のフォーマット構成について説明する。図９は、データフォーマット構成の一例を示す図である。図９に示すように、情報は、伝送ヘッダ部、データ部、認証部及びＦＣＳ（Frame Check Sequence）で構成される。伝送ヘッダ部の構成は、国際標準の通信プロトコルに準拠する。データ部のデータは最大１２６６バイトである。認証部には認証用データが格納される。ＦＣＳはフレームのエラーを検出するためのデータである。

次に、システム側と変電所６０，７０側との間の情報の伝送制御手順について説明する。図１０は、システム側（監視制御装置１０）と変電所６０，７０側との間の情報の伝送制御手順を示すシーケンス図である。図１０に示す処理において、監視制御装置１０のサブシステムは、制御対象の選択を指令する制御情報（選択指令）を変電所６０，７０側に送信すると（ステップＳ１）、ＧＷ３１，４１又はＦＧＷ６２，７２は、制御情報を正常に受信した場合は、制御情報の受信を確認したことを示す受信確認情報（Ｏｋ−Ａｃｋ）をサブシステムに返信する（ステップＳ２）。なお、ＧＷ３１，４１は、受信した制御情報をＴＣ６１，７１に送信し、ＴＣ６１，７１は、ＧＷ３１，４１からの制御情報を変電所機器６３，７３に送信する。また、ＦＧＷ６２，７２は、受信した制御情報を変電所機器６４，７４に送信する。

ＧＷ３１，４１は、ＴＣ６１，７１から制御対象の選択完了を指令する制御情報（選択完了）を受信すると、制御情報（選択指令）を送信したサブシステムに制御情報（選択完了）を送信する。また、ＦＧＷ６２，７２は、自身が制御対象の選択を完了した後に、その旨を指令する制御情報（選択完了）をサブシステムに送信する（ステップＳ３）。サブシステムは、制御情報を正常に受信した場合は、制御情報の受信を確認したことを示す受信確認情報（Ｏｋ−Ａｃｋ）をＧＷ３１，４１又はＦＧＷ６２，７２に返信する（ステップＳ４）。

ＧＷ３１，４１又はＦＧＷ６２，７２は、変電所機器６３，６４，７３，７４から送信される系統監視情報（ＳＶ情報）を受信すると、その系統監視情報（ＳＶ情報）を対象のサブシステムに送信する（ステップＳ５）。また、ＧＷ３１，４１又はＦＧＷ６２，７２は、変電所機器６３，６４，７３，７４から送信される系統監視情報（ＴＭ情報）を受信すると、その系統監視情報（ＴＭ情報）を対象のサブシステムに送信する（ステップＳ６）。なお、サブシステムは、系統監視情報を受信した場合は、受信確認情報を返信しない。

なお、ＧＷ３１，４１又はＦＧＷ６２，７２及び各サブシステムは、制御情報を正常に受信できなかった場合は、受信確認情報を送信しない。この場合、ＧＷ３１，４１又はＦＧＷ６２，７２及び各サブシステムは、制御情報を送信してから所定時間経過しても受信確認情報を受信しない場合は、再度、制御情報を送信する。

次に、ＧＷ３１，４１及びＴＣ６１，７１の動作について説明する。図１１は、ＧＷ３１，４１及びＴＣ６１，７１が実行する処理を示すフローチャートである。なお、図１１に示す処理は、変電所６０，７０側からシステム側に系統監視情報が送信される場合の処理である。まず、ＴＣ６１，７１は、例えば定期的に変電所機器６３，７３から系統監視情報を収集する（ステップＳ１１）。次に、ＴＣ６１，７１は、収集した系統監視情報を通信回線１６０（ＴＣ回線）に伝送可能な情報（ＣＤＴ又はＨＤＬＣの伝送フォーマット形式の情報）に変換する（ステップＳ１２）。このとき、ＴＣ６１，７１がＣＤＴに対応する装置であればＣＤＴの伝送フォーマット形式に変換し、ＴＣ６１，７１がＨＤＬＣに対応する装置であればＨＤＬＣの伝送フォーマット形式に変換する。そして、ＴＣ６１，７１は、変換した系統監視情報を通信回線１６０を介してＧＷ３１，４１に送信する（ステップＳ１３）。

ＧＷ３１，４１は、ＴＣ６１，７２から送信されたＣＤＴ又はＨＤＬＣの伝送フォーマット形式の系統監視情報を受信すると、受信した系統監視情報を国際標準の通信プロトコルの伝送フォーマット形式の情報に変換する（ステップＳ１４）。そして、ＧＷ３１，４１は、変換した系統監視情報をＷＡＮ２０を介して対象のＦＥＰ１５ａ，１５ｂ（つまりサブシステム）に送信する（ステップＳ１５）。

なお、システム側から変電所６０，７０側に制御情報が送信される場合は、図１１に示す情報変換処理と逆の処理が行われる。つまり、ＧＷ３１，４１が国際標準の通信プロトコルのデータ形式の制御情報をＣＤＴまたはＨＤＬＣの伝送フォーマット形式の情報に変換し、ＴＣ６１，７１が通信回線１６０（ＴＣ回線）のデータ形式（ＣＤＴ又はＨＤＬＣの伝送フォーマット形式）の制御情報を変電所機器６３、７３の制御用の情報に変換する。

次に、ＦＧＷ６２，７２の動作について説明する。図１２は、ＦＧＷ６２，７２が実行する処理を示すフローチャートである。なお、図１２に示す処理は、変電所６０，７０側からシステム側に系統監視情報が送信される場合の処理である。まず、ＦＧＷ６２，７２は、例えば定期的に変電所機器６４，７４から系統監視情報を収集する（ステップＳ２１）。次に、ＦＧＷ６２，７２は、収集した系統監視情報を国際標準の通信プロトコルの伝送フォーマット形式の情報に変換する（ステップＳ２２）。そして、ＦＧＷ６２，７２は、データ変換した系統監視情報を通信回線１７０又は１８０（図３及び図４参照）を介してＦＥＰ１５ａ，１５ｂ（つまりＧＷ３１，４１又はＷＡＮ２０）に送信する（ステップＳ２３）。

なお、システム側から変電所６０，７０側に制御情報が送信される場合は、図１２に示す情報変換処理と逆の処理が行われる。すなわち、ＦＧＷ６２，７２が国際標準の通信プロトコルの伝送フォーマット形式の制御情報を変電所機器６４，７４の制御用の情報に変換する。

次に、監視制御システムＳＹＳ−Ａのネットワーク構成について説明する。図１３は、本発明の第１実施形態に係る監視制御システムＳＹＳ−Ａのネットワーク構成を示す図である。図１３に示すように、監視制御システムＳＹＳ−Ａのネットワーク構成は、二重化された電力制御用ＩＰ網（広域ＩＰ網）４００，４１０で構成されている。電力制御用ＩＰ網４００，４１０は、３箇所のサーバ拠点３００，３１０，３２０と、店所給電所３３０と、複数の制御所３４０，３５０とを結ぶＩＰ網であって、例えばリング状の光ファイバ回線で構築されている。

サーバ拠点３００は図１及び図２のデータセンター１Ａに相当し、サーバ拠点３１０は図２の第１サブデータセンターに相当し、サーバ拠点３２０は図２の第２サブデータセンターに相当する。また、サーバ３０１は図１のデータセンター１Ａに設けられた監視制御装置１０を構成するサーバに相当し、サーバ３１１は図２の第１サブデータセンター１Ｂに設けられた監視制御装置を構成するサーバに相当し、サーバ３２１は図２の第２サブデータセンター１Ｃに設けられた監視制御装置を構成するサーバに相当する。また、制御所３４０は図１の制御所３０に相当し、制御所３５０は図１の制御所４０に相当する。また、ゲートウェイ（ＧＷ）３４３は図１の制御所３０に設けられたＧＷ３１に相当し、ゲートウェイ（ＧＷ）３５３は図１の制御所４０に設けられたＧＷ４１に相当する。なお、図１では、ＧＷ３１は送電用変電所６０のＴＣ６１等に接続され、ＧＷ４１は配電用変電所７０のＴＣ７１等に接続されているが、図１３のＧＷ３４３は送電用変電所の伝送装置３６１及び配電用変電所の伝送装置３６２に接続され、図１３のＧＷ３５３は送電用変電所の伝送装置３７１及び配電用変電所の伝送装置３７２に接続されている。

電力制御用ＩＰ網４００，４１０における第１光回線４００（リング状の外側の光ファイバ回線）上において、サーバ拠点３００にルータ３０２ａが設けられ、サーバ拠点３１０に３１２ａが設けられ、サーバ拠点３２０にルータ３２２ａが設けられ、それらのルータ３０２ａ，３１２ａ，３２２ａとサーバ３０１、３１１，３２１がそれぞれ接続されている。また、電力制御用ＩＰ網４００，４１０における第２光回線４１０（リング状の内側の光ファイバ回線）上において、サーバ拠点３００にルータ３０２ｂが設けられ、サーバ拠点３１０にルータ３１２ｂが設けられ、サーバ拠点３２０にルータ３２２ｂが設けられ、それらのルータ３０２ｂ，３１２ｂ，３２２ｂとサーバ３０１，３１１，３２１がそれぞれ接続されている。

このように、各サーバ拠点３００，３１０間は、回線障害及び作業による回線停止を考慮し、冗長化を図ったネットワークとされている。なお、監視制御システムＳＹＳ−Ａに必要なサーバ３０１，３１１，３２１は、それぞれ、１系のサーバと２系のサーバを設けて冗長化（二重化）した構成でもよい。

第１光回線４００上において、店所給電所３３０にルータ３３１ａが設けられ、制御所３４０に３４１ａが設けられ、制御所３５０にルータ３５１ａが設けられている。それらのルータ３３１ａ，３４１ａ，３５１ａは、それぞれ、シンクライアント３３２ａ、３４２ａ，３５２ａと接続されている。また、制御所３４０，３５０のルータ３４１ａ，３５１ａは、それぞれ、ＧＷ３４３，３５３とそれぞれ接続されている。また、第２光回線４１０上において、店所給電所３３０にルータ３３１ｂが設けられ、制御所３４０に３４１ｂが設けられ、制御所３５０にルータ３５１ｂが設けられている。それらのルータ３３１ｂ，３４１ｂ，３５１ｂは、それぞれ、シンクライアント３３２ｂ、３４２ｂ，３５２ｂと接続されている。また、制御所３４０，３５０のルータ３４１ｂ，３５１ｂは、それぞれ、ＧＷ３４３，３５３とそれぞれ接続されている。

ＧＷ３４３は送電用変電所の伝送装置３６１及び配電用変電所の伝送装置３６２に接続されている。ＧＷ３５３は送電用変電所の伝送装置３７１及び配電用変電所の伝送装置３７２に接続されている。伝送装置３６１，３６２，３７１，３７２は、ＴＣやＦＧＷに相当する措置である。制御所３４０，３５０と送電用変電所及び配電用変電所との間は、既存の通信網を活用し構成する。

図１３には示していないが、非常災害時に必要最低限となる情報は、マイクロ波無線回線を用いたバックアップルートで伝送される。すなわち、複数の監視制御装置（各サーバ拠点３００，３１０，３２０のサーバ３０１，３１１，３２１）と複数の中継装置（ＧＷ３４３，３５３）は無線通信装置（無線用ルータ）による無線回線で接続される。

以上に説明したように、本実施形態では、変電所６０，７０に設けられた複数の変電所機器６３，６４，７３，７４を監視制御する監視制御装置１０と、複数の変電所機器６３，６４，７３，７４と監視制御装置１０との間で送受信される情報を中継する中継装置３１，４１，６１，７１，６２，７２と、を備え、中継装置３１，４１，６１，７１，６２，７２は、複数の変電所機器６３，７３と監視制御装置１０との間において、国際標準の通信プロトコルに準拠していない情報と国際標準の通信プロトコルに準拠した情報とを相互に変換して中継する第１中継部３１，４１，６１，７１と、複数の変電所機器６４，７４と監視制御装置１０との間において、国際標準の通信プロトコルに準拠した情報を中継する第２中継部３１，４１，６２，７２と、を有する。このような構成によれば、国際標準に準拠した設備（変電所機器６３，７３）と国際標準に準拠していない設備（変電所機器６４，７４）とを併存した状態で運用することができる。従って、システム構成の変化に柔軟かつ迅速に対応可能な拡張性を持たせること、及び他のアプリケーションとの相互運用性と互換性を確保することが可能となる。また、監視制御装置１０は、変電所６０，７０の設備における国際標準に準拠した設備と国際標準に準拠していない設備とを区別することなく、同じ国際標準に準拠した通信方式で通信することができる。従って、監視制御装置１０は通信プロトコルごとの伝送フォーマット形式や伝送手順などを認識する必要がなくなり、監視制御が簡略化されるとともに、システムの開発コストを抑制することができる。

また、本実施形態では、第２中継部３１，４１，６２，７２は、複数の変電所機器６４，７４からの情報を収集して監視制御装置１０に送信し、監視制御装置１０からの情報を複数の変電所機器６４，７４に送信するゲートウェイ６２，７２を含む構成（図３参照）とされている。このような構成によれば、ゲートウェイ６２，７２（つまりＦＧＷ）が直接、監視制御装置１０（つまりＦＥＰ１５ａ、１５ｂ）と接続されているので、既存のシステム構成（ＧＷ３１，４１及びＴＣ６１，７１）を変更することなく、国際標準に準拠したシステム構成（ＦＧＷ６２，７２）を追加することができる。

また、本実施形態では、第２中継部３１，４１，６２，７２は、監視制御装置１０からの情報を送信し、複数の変電所機器６４，７４側からの情報を監視制御装置１０に送信する第１ゲートウェイ３１，４１と、第１ゲートウェイ３１，４１からの情報を複数の変電所機器６４，７４に送信し、複数の変電所機器６４，７４からの情報を収集して第１ゲートウェイ３１，４１に送信する第２ゲートウェイ６２，７２と、を含み、第１ゲートウェイ３１，４１は、第１中継部における情報の中継を兼用する（図４参照）。このような構成によれば、第２ゲートウェイ６２，７２（つまりＦＧＷ）が近くの第１ゲートウェイ３１，４１を介して監視制御装置１０（つまりＦＥＰ１５ａ、１５ｂ）と接続されているので、通信回線の敷設が容易となり、システム構成を確実に実現することができる。

＜第２実施形態＞
上記した第１実施形態では、監視制御装置１０はデータセンター１Ａ，１Ｂ，１Ｃに設けられていた。これに対し、第２実施形態では、監視制御装置はデータセンター１Ａ，１Ｂ，１Ｃだけでなく、制御所にも設けている。

図１４は、本発明の第２実施形態に係る監視制御システムＳＹＳ−Ｂの構成を示すシステム構成図である。図１４に示す監視制御システムＳＹＳ−Ｂは、制御所３０にＧＷ３５が設けられ、制御所４０にＧＷ４５が設けられている。ＧＷ３５，４５は、上記第１実施形態におけるＧＷ３１，４１と同じ構成である。ＧＷ３５，４５には、それぞれ、監視制御装置３６，４６が内蔵されている。監視制御装置３６，４６は、上記第１実施形態における監視制御装置１０と同じ構成である。すなわち、監視制御装置３６，４６は、系統監視制御サブシステム、配電監視制御サブシステム及び統合ＮＷ設備管理サブシステムを備えている。なお、図１４において、図１に示した構成と同一構成については同一符号を付して重複する説明を省略する。また、図１４では、制御所５０のＧＷ５１や配電設備８０、オペレーションサービスバス１１０、システム運用サービスバス１１１、外部システム１００を省略している。

監視制御装置３６，４６は、ＧＷ３５，４５を通過する情報、すなわち、監視制御装置１０と変電所６０，７０の設備（６１〜６４、７１〜７４）との間でやり取りされる情報を受信してデータベース（図示せず）に格納する。これにより、制御所３０，４０のオペレータは、監視制御装置１０において故障などの異常が発生した時に、制御所３０，４０が管轄する監視制御装置３６，４６を用いて監視制御システムＳＹＳ−Ｂの運用を継続することができる。なお、上記の第２実施形態では、制御所３０，４０に設けられたＧＷ３５，４５の端末内に監視制御装置３６，４６の機能を持たせていたが、制御所３０，４０に設けられた監視制御装置内にＧＷの機能を持たせてもよい。

＜第３実施形態＞
第３実施形態では、上記した第１及び第２実施形態に示す監視制御システムＳＹＳ−Ａ，ＳＹＳ−Ｂと異なる構成の監視制御システムを示す。

図１５及び図１６は、本発明の第３実施形態に係る監視制御システムの構成を示すシステム構成図である。第３実施形態の監視制御システムは、発電及び配電設備５０１、変電所／配電自動化装置５０２、フィールドデバイス５０３、メータリングサブネット５０４、及びその他のコントロールセンター５０５を備えている。これらの装置は、国際標準に準拠した通信網であるユーティリティ・コミュニケーション・ネットワーク５００（ＭＰＬＳ／ＩＰ）に接続されている。ユーティリティ・コミュニケーション・ネットワーク５００は、図１及び図１４のＷＡＮに相当する。

発電及び配電設備５０１は、図１及び図１４におけるＴＣ６１，７１の配下の変電所機器６３，７３に相当する。変電所／配電自動化装置５０２も、図１及び図１４におけるＴＣ６１，７１の配下の変電所機器６３，７３に相当する。フィールドデバイス５０３は、図１及び図１４におけるＦＧＷ６２，７２の配下の変電所機器６４，７４に相当する。メータリングサブネット５０４は、各需要家における電力量に関する情報を送信する部分である。各需要家において、電力をデジタルで計測する電力量計内に通信機能を持たせたもの（スマートメータ（登録商標））が設けられている。メータリングサブネット５０４は、電力量計からの電力量に関する情報をユーティリティ・コミュニケーション・ネットワーク５００を介してＤＥＲ最適化５４３やＡＭＩ ＮＭＳ５５４に送信する。その他のコントロールセンター５０５は、需要家、他の電力会社などのコントロールセンターである。

また、監視制御システムは、コントロールセンターオペレーション５４１を備えている。コントロールセンターオペレーション５４１は、ＩＣＣＰゲートウェイ５２１、ＳＣＡＤＡゲートウェイ５２２、ＩＥＣ６１８５０ゲートウェイ５２３、ＳＣＡＤＡ５４２、ＤＥＲ最適化５４３、エネルギー管理システム（ＥＭＳ）５４４、及びＤＭＳ／ＯＭＳ５４５を備えている。ＩＣＣＰゲートウェイ５２１、ＳＣＡＤＡゲートウェイ５２２、ＩＥＣ６１８５０ゲートウェイ５２３、ＳＣＡＤＡ５４２、エネルギー管理システム（ＥＭＳ）５４４、及びＤＭＳ／ＯＭＳ５４５は、リアルタイムリアルタイムサービスバスバス５５０に接続され、これらの装置はリアルタイムサービスバス５５０を介して情報の送受信を行う。

ＩＣＣＰゲートウェイ５２１は、ＩＥＣ６０８７０−６−ＴＡＳＥ−２の通信プロトコルの通信回線でユーティリティ・コミュニケーション・ネットワーク５００に接続されている。ＳＣＡＤＡゲートウェイ５２２は、ＤＮＰ３／ＩＥＣ６０８７０−５−１０４／ＯＰＣの通信プロトコルの通信回線でユーティリティ・コミュニケーション・ネットワーク５００に接続されている。ＩＥＣ６１８５０ゲートウェイ５２４は、ＩＥＣ６１８５０の通信プロトコルの通信回線でユーティリティ・コミュニケーション・ネットワーク５００に接続されている。ＩＣＣＰゲートウェイ５２１、ＳＣＡＤＡゲートウェイ５２２、及びＩＥＣ６１８５０ゲートウェイ５２３は、図１及び図１４におけるＧＷ３１，４１に相当する。ＳＣＡＤＡ５４２は図１及び図１４における監視制御装置１０の系統監視制御サブシステム１１及び配電監視制御サブシステム１２が有するＳＣＡＤＡ機能に相当する。リアルタイムサービスバス５５０は図１及び図１４におけるリアルタイムサービスバス１４に相当する。なお、図１５ではＦＥＰ１５ａ，１５ｂに相当する構成は示していない。

ＤＥＲ最適化５４３（DER; Distributed Energy Resource）は、分散型エネルギー資源の電力需給の最適化を行う部分である。ＤＥＲ最適化５４３は、メータリングサブネット５０４からの電力量に関する情報を受信し、受信した電力量に関する情報を用いて、需要予測を行う。そして、ＤＥＲ最適化５４３は、需要予測に基づいて、分散型エネルギー資源の電力需給が最適となるように発電及び配電施設５０１や変電所／配電自動化装置５０２の制御を行う。ＥＭＳ５４４は、系統監視制御サブシステム１１が有するＥＭＳ機能に相当する。ＤＭＳ／ＯＭＳ５４５は、配電監視制御サブシステム１２が有するＤＭＳ機能及びＯＭＳ機能（OMS; Outage Management System；停電管理システム）に相当する。ＤＥＲ最適化５４３、ＥＭＳ５４４及びＤＭＳ／ＯＭＳ５４５は、オペレーションサービスバス６００及びシステム運用サービスバス６１０に接続されている。オペレーションサービスバス６００は図１のオペレーションサービスバス１１０に相当し、システム運用サービスバス６１０は図１のシステム運用サービスバス１１１に相当する。

また、監視制御システムは、ネットワーク設備管理５５１を備えている。ネットワーク設備管理５５１は、図１及び図１４における統合ＮＷ設備管理サブシステム１３に相当する。ただし、図１５に示すネットワーク設備管理５５１は、監視制御装置１０とは異なる装置として配置されている。ネットワーク設備管理５５１は、６１８５０ＳＣＬゲートウェイ５２５、ＳＮＭＰゲートウェイ５２６、専用ゲートウェイ５２７、ＣＮＭＳ５５２、機器／構成管理５５３、及びＡＭＩ ＮＭＳ５５４を有している。６１８５０ＳＣＬゲートウェイ５２５、ＳＮＭＰゲートウェイ５２６、専用ゲートウェイ５２７は、ユーティリティ・コミュニケーション・ネットワーク５００に接続されている。ＣＮＭＳ５５２及び機器／構成管理５５３は、６１８５０ＳＣＬゲートウェイ５２５、ＳＮＭＰゲートウェイ５２６、専用ゲートウェイ５２７と接続されている。

ＣＮＭＳ５５２は、ネットワークを管理するネットワーク管理システムである。機器／構成管理５５３は、統合ＮＷ設備管理サブシステム１３が有する構成・設定管理機能に相当する。ＡＭＩ ＮＭＳ５５４（AMI; Advanced Metering Infrastructure、NMS; Network Management System）は、ユーティリティ・コミュニケーション・ネットワーク５００、及びシステム運用サービスバス６１０に接続され、メータリングサブネット５０４からの電力量に関する情報をユーティリティ・コミュニケーション・ネットワーク５００を通じて受信し、受信した電力量に関する情報をシステム運用サービスバス６１０を通じてＡＭＩ５８１に送信する。

ユーティリティ・コミュニケーション・ネットワーク５００とオペレーションサービスバス６００及びシステム運用サービスバス６１０とは、デバイス専用ゲートウェイ５２４を介して接続されている。例えば、フィールドデバイス５０３の配下のセンサなどのデバイスの情報は、コントロールセンターオペレーション５４１やネットワーク設備管理５５１を介さずに、直接、デバイス専用ゲートウェイ５２４を介してデータウェアハウス５６７に格納することができる。

ユーティリティ・コミュニケーション・ネットワーク５００とオペレーションサービスバス６００及びシステム運用サービスバス６１０とは、ビデオゲートウェイ５２８を介して接続されている。変電所の中に設けられた監視カメラ（例えば、フィールドデバイス５０３の配下の監視カメラ）の画像情報は、ビデオゲートウェイ５２８を介してデータウェアハウス５６７に格納し又は所定の端末で監視することができる。ユーティリティ・コミュニケーション・ネットワーク５００とオペレーションサービスバス６００及びシステム運用サービスバス６１０とは、ＦＴＰゲートウェイ５２９を介して接続されている。変電所には設定情報を書き込み可能な設定装置（例えば何アンペアで動作させるなどの設定を行う装置）が設けられ、その設定装置に対する設定情報は、ＦＴＰゲートウェイ５２９（FTP; ファイル・トランスファー・プロトコル）を介して所定の端末から設定装置に送信することができる。

監視制御システムは、エンジニアリングとプランニング５６１を備えている。エンジニアリングとプランニング５６１は、図１における外部システム１００のツール１０４に相当する。エンジニアリングとプランニング５６１は、ネットワークプランニング５６２、ビジュアライゼーション５６３（可視化）、パフォーマンス分析５６４、実績データ５６５、保護及び故障調査５６６、データウェアハウス５６７を有している。

監視制御システムは、参照情報５７１を有している。参照情報５７１は、図１及び図１４における監視制御装置１０が備えるデータベースに相当する。参照情報５７１は、電力供給網、トポロジー、インピーダンス、定格、ＣＩＭモデルなどの情報を記憶する。

監視制御システムは、システム運用サービスバス６１０に接続されたＡＭＩ５８１、ＯＭＳ５８２及びマーケットオペレーション５８３を備えている。ＡＭＩ５８１は、メータリングサブネット５０４からの電力量に関する情報を収集し、収集した情報を管理する。

リアルタイムサービスバス５５０とエンタープライズサービスバス６０１とは、アプリケーション間のメッセージの連携を行うためのアプリケーション間連携７０１を介して接続されている。システム運用サービスバス６１０とエンタープライズサービスバス６０１とは、アプリケーション間のメッセージの連携を行うためのアプリケーション間連携７０２を介して接続されている。アプリケーション間連携７０１，７０２は、例えばミドルウェアで構成される。アプリケーション間連携７０１，７０２は、それぞれ、図１のアプリケーション間連携１０１，１０２に相当する。また、人的リソースマネジメント６０２、アセットマネジメント６０３、地理情報システム６０４、顧客情報システム６１１、カスタマーポータル６１２及び自動音声応答６１３がエンタープライズサービスバス６０１に接続されている。人的リソースマネジメント６０２、アセットマネジメント６０３、地理情報システム６０４、顧客情報システム６１１、カスタマーポータル６１２及び自動音声応答６１３は、図１における外部システム１００のツール１０４に相当する。

以上、本発明を実施の形態を用いて説明したが、本発明の技術的範囲は、上記実施形態に記載の範囲には限定されない。本発明の趣旨を逸脱しない範囲で、上記実施形態に多様な変更又は改良を加えることが可能である。また、上記の実施形態で説明した要件の１つ以上は、省略されることがある。そのような変更又は改良、省略した形態も本発明の技術的範囲に含まれる。また、上記した実施形態を適宜組み合わせて適用することも可能である。

例えば、データセンターは３箇所に限定されず、１箇所であっても、２個所や４箇所以上（例えば１０箇所）であってもよい。この場合も、データセンターのそれぞれに監視制御装置が設けられ、それらの監視制御装置に所定の機能が割り当てられる。また、監視制御装置１０は、データセンターではなく給電所などに設けられてもよい。

また、図１等に示すシステム構成では、ＧＷ３１，４１は制御所３０，４０に配置していた。しかし、そのような構成に限定されず、ＧＷの設置スケジュールやコスト、及び災害対策等を考慮し、最適な設置場所（制御所、変電所、その他）に設置してもよい。

また、図９に示した情報のフォーマット構成や図１０に示した伝送手順も一例であって、他のフォーマット構成や伝送手順であってもよい。また、図１等においてＧＷは制御所に１つだけ設けられている構成を示していたが、ＧＷが制御所に複数設けられている構成でもよい。

ＳＹＳ−Ａ，ＳＹＳ−Ｂ 監視制御システム
１０ 監視制御装置
１１ 系統監視制御サブシステム
１２ 配電監視制御サブシステム
１３ 統合ＮＷ設備管理サブシステム
１５ａ，１５ｂ ＦＥＰ
２０ ＷＡＮ
３０，４０ 制御所
３１，４１ ＧＷ（中継装置、第１中継部、第２中継部、第１ゲートウェイ）
６１，７１ ＴＣ（中継装置、第１中継部）
６２，７２ ＦＧＷ（中継装置、第２中継部、第２ゲートウェイ）
６３，６４ 変電所機器
７３，７４ 変電所機器
３０１，３１１，３２１ サーバ（監視制御装置）
３４３，３５３ ゲートウェイ（中継装置）
４００ 第１光回線（電力制御用ＩＰ網、通信網）
４１０ 第２光回線（電力制御用ＩＰ網、通信網）

Claims (3)

1. 変電所に設けられた複数の変電所機器を監視制御する複数の監視制御装置と、
   前記複数の変電所機器と前記複数の監視制御装置の間で送受信される情報を中継する複数の中継装置と、を備え、
   前記複数の監視制御装置と前記複数の中継装置とが２重化されたリング状の回線で構成された通信網で接続される監視制御システム。
2. 前記リング状の回線は光回線である請求項１に記載の監視制御システム。
3. 前記複数の監視制御装置と前記複数の中継装置とを無線通信網でさらに接続する請求項１または請求項２に記載の監視制御システム。

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