JP2018011370A - 電力系統監視システム、方法および装置 - Google Patents

Abstract

【課題】電力系統の状態を検出できるようにした電力系統監視システム、方法および装置を提供すること。
【解決手段】電力系統監視システムの各監視装置１は、所定のパケットを通信ネットワークＣＬを介してマスタ／スレーブ方式で交換することにより時刻を同期させる所定のプロトコルを用いることで、他の各監視装置１との間で時刻を同期する時刻同期部１１と、時刻同期部により時刻が同期した状態で、電力系統から電力の時間軸波形を取得する系統波形取得部１２と、時間軸波形を解析する時間軸波形解析部１３と、時間軸波形をフーリエ変換し、周波数スペクトルを解析する周波数スペクトル解析部１４と、を備える。
【選択図】図１

Description

本発明は、電力系統監視システム、方法および装置に関する。

近年、固定価格買取制度（FIT：Feed-in Tariff）や自己託送が広まりつつある。固定価格買取制度とは、需要家側で発電した電力を電力会社が固定価格で長期間購入する制度である。自己託送とは、需要者の持つ自家発電設備で発電した電力を送配電ネットワーク（電力系統）を介して当該需要家の持つ工場などへ送電するサービスである。これら固定価格買取制度や自己託送の普及に伴って、需要家側に設置される太陽光発電装置や風力発電装置などの分散型発電装置の総発電能力も増加傾向にある。

しかし、太陽光発電装置や風力発電装置などの分散型発電装置の発電量は天候に大きく左右されるため、電力系統に繋がる分散型発電装置の総発電能力が増大するほど、電圧や周波数などの系統状態の安定を保つのは難しくなる。需要家側の発電量が変動して需給バランスが崩れると、電力系統の電圧や周波数（位相）が変動し、規定の範囲から外れる可能性があり、電力系統を不安定にさせる大きな要因となる。

また、需要家側に設置される分散型の発電装置を電力系統に接続するには、需要家は認証登録済のＰＣＳ（Power Conditioning System）や売電用メータを用いて電力系統と分散型発電装置とを接続する必要はあるが、特別な技術や知識がなくとも電子申請するだけで、自分の所有する分散型発電装置を電力系統に接続することが可能となってきている。

したがって、需要家が故意または過失により、不正な波形を電力系統へ流入させてしまう可能性がある。不正な波形とは、許容された変動範囲を超える周波数や電圧を持つ電力波形や正弦波とは異なる電力波形のことを意味する。電力系統に不正な波形が流入すると、電力品質の低下を招き、電力系統を不安定にさせる大きな要因にもなる。

しかし、従来は、需要家側に設置される分散型の発電装置は少なく、比較的高い信頼性で運用されていたため、不正な波形が電力系統へ流入するのを阻止するという問題意識が無く、その対処方法も提案されていない。

一方、ＧＰＳ（Global Positioning System）を用いて、各装置の時刻を同期させることにより地絡事故や短絡事故などの事故点（位置）を特定する技術等、送配電の監視を高度化する技術は知られている（特許文献１〜６）。また、時刻を同期させて太陽光発電パネルの監視制御を行う技術も知られている（特許文献７）。

特開２０１２−１３４８９５号公報 特開２００９−２４７０８６号公報 特開２００９−１７６１０７号公報 特開２００４−１０８９０６号公報 特開２００４−２８６５９号公報 特開２００２−２５０７４９号公報 特開２０１２−７４７８２号公報

将来、需要家側に設置される分散型の発電装置が大量導入された場合、太陽光発電装置や風力発電装置などの分散型発電装置の発電量は天候に大きく左右されるため、急激な出力変動が短期的な需給バランスを引き起こし、電圧や周波数が規定の範囲から外れる問題が発生する。
また、休日など需要の少ない時間帯に余剰電力が発生する問題も、需要家側に設置される分散型の発電装置が大量導入された場合には、電力系統を不安定にさせる大きな要因となる。また、需要家側の発電装置から電力系統へ不正な波形が流入してしまう問題も、需要家側に設置される分散型の発電装置が大量導入された場合には、電力系統の品質を低下させる大きな要因となり得る。

なお、ＧＰＳを用いた地絡などの事故の発生箇所を特定する従来技術では、異常発生場所を正確に把握できたとしても、安価に実現するのが難しく、使い勝手が低い。また、ＧＰＳ電波を受信するためには見通し状況が問題となり、建設工事などにより見通し状況が悪化することもある。さらに都市部では、電線共同溝に電線類を収容して地下へ埋設するといういわゆる電線類地中化が進展しつつある。電線と共に監視装置も地中に埋設されると、ＧＰＳ電波を受信することができないため、監視装置間で時刻を同期させるのが難しくなり、この結果、異常発生場所の特定精度が低下する。

そこで、本発明の目的は、安価な時刻同期機能を具備し、電力系統の状態を検出できるようにした電力系統監視システム、方法および装置を提供することにある。また本発明の他の目的は、電力系統の状態を安価に高精度かつ高機能に検出できるとともに、電力系統へ流入する不正な波形を正確に検出できるようにした電力系統監視システム、方法および装置を提供することにある。

上記課題を解決すべく、本発明に従う電力系統監視システムは、電力系統に複数設けられた監視装置を備え、各監視装置は、所定のパケットを通信ネットワークを介してマスタ／スレーブ方式で交換することにより時刻を同期させる所定のプロトコルを用いることで、他の各監視装置との間で時刻を同期する時刻同期部と、時刻同期部により時刻が同期した状態で、電力系統から電力の時間軸波形を取得する系統波形取得部と、時間軸波形を解析する時間軸波形解析部と、時間軸波形をフーリエ変換し、周波数スペクトルを解析する周波数スペクトル解析部とを備える。

本発明によれば、高価なＧＰＳを設置せずに既存の配電自動化システムの設備を出来る限り有効活用しながら、所定のパケットを通信ネットワークを介してマスタ／スレーブ方式で交換することにより時刻を同期する所定のプロトコルを用いるため、監視装置が地中に埋設等された場合でも時刻を同期させることができ、安価に電力系統の状態を検出することができる。

本実施形態の全体概要を示す説明図。 配電系統を中心に示す電力系統の概略図。 配電子局のハードウェア図。 配電親局のハードウェア図。 ＰＴＰ方式による時刻同期方法を示すフローチャート。 各配電子局で位相がずれる様子を示す説明図。 各配電子局で検出される時間軸波形とその時間軸波形をフーリエ変換して得られる周波数軸スペクトラムとを対比して示す説明図。 時間軸波形をスペクトル解析して不正な波形を検出する方法の説明図。 親局の処理を示すフローチャート。 子局の処理を示すフローチャート。 第２実施例に係り、親局と子局がＰＴＰ方式で時刻を同期する様子を示す説明図。 第３実施例に係り、親局が不正な波形の発生場所および発生原因を特定する処理を示すフローチャート。

以下、図面に基づいて、本発明の実施の形態を説明する。以下に述べるように、本実施形態に係る電力系統監視システムは、例えば、複数の配電子局１と、少なくとも一つの配電親局２とを備えており、各配電子局１と配電親局２とは通信ネットワークＣＮを介して双方向通信可能に接続されている。配電子局１は「監視装置」に対応し、配電親局２は「管理装置」に対応する。以下の説明では、子局１、親局２と略記する場合がある。

先に各子局１の機能構成を説明する。各子局１は、電力系統のうち配電系統の所定箇所に配置されており、配電線ＰＬに設置された開閉器７の動作を制御する。本実施形態の子局１は、電力系統の状態（配電系統の状態）を示す時間軸波形を解析すると共に、その時間軸波形をフーリエ変換処理することで周波数スペクトル解析を実行し、電力系統の状態（電圧値、電流値、周波数、位相、遅延時間、高調波歪みなど）を高度に監視し、その監視結果に応じて開閉器７の動作を制御する。さらに不正な波形も抽出する。各子局１で取得したデータ、および／または、各子局１で解析結果のデータは、通信ネットワークＣＮを介して親局２へ送られる。

子局１は、後述のようにマイクロコンピュータシステムを利用して構成されており、例えば、時刻同期部１１、系統波形取得部１２、時間軸波形解析部１３、周波数スペクトル解析部１４、不正波形検出部１５、記録部１６、送信部１７および開閉器制御部１８を備える。

時刻同期部１１は、例えばＩＥＥＥ１５８８ｖ２等のＰＴＰ（Precision Time Protocol）方式に従って時刻を同期させるための機能である。これにより、各子局１の間と、各子局１と親局２とは、誤差を例えば±１μｓ以下の比較的高い精度で時刻が同期する。

系統波形取得部１２は、配電線ＰＬ（配電系統ＰＬとも呼ぶ場合がある）を流れる電力系統の波形を時刻同期部１１から出力される同期信号に同期して取得する機能である。時間軸波形解析部１３は、系統波形取得部１２で取得した電力系統の時間軸波形を解析して、電圧値（最大値、最小値、平均値）、電流値（最大値、最小値、平均値）、遅延時間などを解析及び異常検出する機能である。

周波数スペクトル解析部１４は、時間軸波形をフーリエ変換処理することで、周波数スペクトルを求め、そのスペクトルから電力系統の状態を基本波成分（５０Ｈｚあるいは６０Ｈｚ）の振幅や位相を解析し、高調波成分歪みなどを検出する機能である。不正波形検出部１５は、周波数スペクトル解析から得た基本波の波形と系統波形取得部１２で取得した波形とを比較することで、不正な波形を抽出する機能である。

記録部１６は、時間軸波形解析部１３の解析結果、周波数スペクトル解析部１４の解析結果、不正波形検出部１５の検出結果などのデータをメモリに記録する機能である。送信部１７は、記録部１６に保存されたデータの全部または一部を、通信ネットワークＣＮを介して親局２へ送信する。送信部１７は、親局２の要求に応じて子局１のデータを親局２へ送信することもできるし、または、一定時間が経過するたびにあるいは所定のイベントが発生するたびに、子局１のデータを親局２へ送信することもできる。

開閉器制御部１８は、開閉器７を制御する機能である。開閉器制御部１８は、例えば電力系統の異常が検出された場合に、その波及を抑止すべく開閉器７を開いて配電線ＰＬを遮断する。これに対し保守作業の結果、異常状態から復旧すると、開閉器制御部１８は開閉器７を閉じて配電線ＰＬを連通させる。

親局２の機能構成を説明する。親局２も後述のようにマイクロコンピュータシステムを利用して構成されており、例えば、時刻同期部２１、データ収集部２２、解析部２３、制御部２４、記録部２５、統計情報管理部２６を備える。

時刻同期部２１は、子局１の時刻同期部１１と同様に、ＰＴＰ方式に従って親局２内の時刻を同期させる機能である。データ収集部２２は、各子局１から取得データや解析データなどを定期的にまたは不定期に収集する機能である。

解析部２３は、各子局１から収集したデータに基づいて異常の発生箇所や発生原因を解析する機能である。制御部２４は、解析部２３の解析結果に応じて、子局１に制御信号を出力する機能である。制御信号としては、例えば、開閉器７の開閉状態を変更させるための指示信号、配電ルートの変更を指示するための指示信号がある。

記録部２５は、例えば、解析部２３の解析結果や制御信号の出力履歴などを記録する機能である。記録部２５は、各子局１から収集したデータを記憶することもできる。統計情報管理部２６は、電力波形の統計情報（図１２の統計情報ＳＤ）を管理する。統計情報管理部２６は、不正な波形とその原因とを対応付ける管理も行う。したがって、子局１で検出された最新の不正波形と統計情報に記憶されている過去の不正波形とを照合することで、最新の不正波形の原因を特定（推定）することができる。なお、統計情報ＳＤは常に更新されて学習していく機能を持ち、不正波形の原因を特定する精度が高まっていく特徴を持つ。

このように構成される本実施形態では、各子局１の時刻同期部１１と親局２の時刻同期部２１とは、定期的にＰＴＰ方式に従って時刻を同期させている。

各子局１は、その設置箇所における系統状態を系統波形取得部１２で取得し、その時間軸波形を時間軸波形解析部１３で解析する。さらに、各子局１の周波数スペクトル解析部１４は、時間軸波形をフーリエ変換処理することで周波数スペクトルを生成し、周波数スペクトルを解析する。不正波形検出部１５は、周波数スペクトル解析部１４の解析結果などに基づいて、配電系統に混入した不正波形を検出する。解析部１３，１４および不正波形検出部１５で得たデータは、記録部１６にいったん保存され、その後所定のタイミングで送信部１７により親局２へ送信される。

時間軸波形解析部１３、周波数スペクトル解析部１４、不正波形検出部１５により電力系統の異常が検出された場合、あるいは、親局２から指示された場合に電力系統から切り離す。開閉器制御部１８は、開閉器７に制御信号を出力し、開閉器７を開いて電力系統から切り離す。復旧した場合、開閉器制御部１８は、開閉器７に制御信号を出力し、開閉器７を閉じて電力系統に再接続させる。

本実施形態では、ＰＴＰ方式に基づいて各子局１および親局２の時間を同期させるため、ＮＴＰ（Network Time Protocol）方式を採用する場合に比べて、時計同期精度を大幅に高めることができる。

本実施形態では、上述の通りＰＴＰ方式を採用するため、各子局１および親局２がＧＰＳ信号をそれぞれ受信して時刻を同期させる場合に比べて、コストを低減できる。さらに、ＧＰＳ方式を採用する場合は、ＧＰＳ信号を受信するための見通し状況を確保する必要があるが、子局１の設置環境や周囲環境は種々変化するため、常に安定した見通し状況を確保できるとは限らない。例えば、子局１の周囲でビルディングの建設などが始まると、ＧＰＳ信号の安定した受信が阻害されるおそれがある。さらに、近年では、都市部を中心に電線類の地中化が広まりつつあるが、電線類と一緒に子局１が地中に埋設されてしまうとＧＰＳ信号を受信できなくなる。

一方、電力系統は、Ｗｅｂアプリケーションなどとは異なり、国民の生活や企業の経済活動に直結する重要な社会基盤であるため、常に正確に監視して大規模な停電などが生じないようにする必要がある。したがって、監視システムを高精度で安定稼働させる必要がある。しかしＧＰＳ方式で時刻を同期させる場合は、上述の理由から、各子局１および親局２の時刻を同期させることができないおそれがあり、電力系統の安全性および信頼性を維持するのが難しい。これに対し、本実施形態では、通信ネットワークＣＮを介してパケットを交換することで時刻を同期するＰＴＰ方式を採用するため、各子局１が空を見通せる必要はなく、電力系統の安全性および信頼性を維持することができる。

本実施形態では、各子局１において電力系統の状態監視や不正波形を検出し、親局２では複数の各子局１からのデータに基づいて異常の発生箇所や発生原因を特定するため、各子局１と親局２とで監視処理を適切に分担することができる。各子局１は、速やかに系統状態の異常を検出すると共に、不正波形を検出することができ、親局２では複数の子局１のデータを総合的かつ高度に解析することで、異常の発生箇所や発生原因を特定することができる。

図２〜図１０を用いて第１実施例を説明する。図２は、電力系統の概略を示す。配電系統ＰＬには、複数の子局１が分散して配置されている。各子局１に対応する変圧器６には、それぞれ複数の電力需要家３が接続されている。以下では、電力需要家３を需要家３と呼ぶ。需要家３の少なくとも一部は、図示は省略するが、太陽光発電装置または風力発電装置などの分散型発電装置を備えることができる。

電力系統には複数の配電用変電所４が設けられている。各配電用変電所４は、図示せぬ送電系統から供給される電力の電圧値を調整して、各配電系統ＰＬへ供給する。各配電用変電所４には、それぞれ複数の配電系統ＰＬが接続されている。各配電用変電所４には、親局２が設置されている。制御所５は、複数の配電用変電所４を管理するもので、各配電用変電所４とスイッチＳＷを介して双方向通信可能に接続されている。なお、親局２は各配電用変電所４に設置する場合、制御所５に設置する場合、各配電用変電所４と制御所５の双方に設置し連携しながら動作する場合、のいずれでもよい。本実施例では各配電用変電所４に設置した例を用いて説明する。

配電用変電所４内の親局２は、その配電用変電所４の管理下にある各子局１と通信ネットワークＣＮを介して双方向通信可能に接続されている。通信ネットワークＣＮは、例えば、光ファイバケーブルまたはメタルケーブルを用いた有線通信網である。これに限らず、通信ネットワークＣＮの少なくとも一部を無線通信網として構成してもよい。親局２と各子局１との間でのデータ送受信が可能であれば、その通信方式を問わない。

各子局１は、開閉器７および変圧器６に接続されている。さらに、各子局１は通信分岐装置８を介して通信ネットワークＣＮに接続されている。

図３は、子局１のハードウェア構成例を示す。子局１は、例えば、マイクロプロセッサ（ＣＰＵ：Central Processing Unit）１０１、ＰＴＰ処理部１０２、メモリ１０３、Ｉ／Ｏ（Input/Output）部１０４、モデム１０５、電源部１０６、ＦＦＴ（Fast Fourier transform）エンジン１０７、を備える。

マイクロプロセッサ１０１は、子局１の全体動作を制御するもので、メモリ１０３に格納されている所定のコンピュータプログラムを読み込んで実行することで、所定の機能を実現する。ＰＴＰ処理部１０２は、ＰＴＰマスタとの間でＰＴＰパケットを送受信することで、時刻を精密に同期させる。

メモリ１０３は、例えば、ＲＡＭ（Random Access Memory）やフラッシュメモリデバイスなどから構成されており、所定のコンピュータプログラムを格納する。さらにメモリ１０３は、マイクロプロセッサ１０１に対して作業領域を提供する。さらにメモリ１０３は、開閉器７から取得した系統波形のデータ、子局１での解析結果および一次判断結果のデータ、子局１から開閉器７への制御信号などを保存する。

Ｉ／Ｏ部１０４は、開閉器７との間で信号やデータを送受信する回路である。モデム１０５は、通信分岐装置８を介して通信ネットワークＣＮに接続するための回路である。電源部１０６は、配電系統ＰＬからの電力を利用して子局１の各回路へ必要な電力を供給する回路である。開閉器７の上流側および下流側にはそれぞれ変圧器６が設けられており、電源部１０６は、各変圧器６に接続されている。したがって、開閉器７の上流または下流のいずれか一方で停電が生じた場合でも、電源部１０６は子局１に対して電力を供給することができる。なお、電源部１０６は必要に応じバッテリーを搭載してもよい。

ＦＦＴエンジン１０７は、マイクロプロセッサ１０１によるソフトウェア処理として実現することもできる。ＰＴＰ処理部１０２もマイクロプロセッサ１０１によるソフトウェア処理として実現してもよい。通信分岐装置８は、子局１の内部に設けてもよい。

ここで、図１との対応関係の例を説明する。時刻同期部１１はＰＴＰ処理部１０２に、系統波形取得部１２はＩ／Ｏ部１０４およびメモリ１０３に、時間軸波形解析部１３はマイクロプロセッサ１０１でのソフトウェア処理に、それぞれ対応する。さらに、周波数スペクトル解析部１４および不正波形検出部１５は、ＦＦＴ処理部１０７とマイクロプロセッサ１０１でのソフトウェア処理に、記録部１６はマイクロプロセッサ１０１でのソフトウェア処理とメモリ１０３に、送信部１７はモデム１０５と通信分岐装置８に、それぞれ対応する。

図４は、親局２のハードウェア構成例を示す。親局２は、例えば、マイクロプロセッサ（ＣＰＵ）２０１、ＰＴＰ処理部２０２、メモリ２０３、モデム２０４、電源部２０５を備える。

マイクロプロセッサ２０１は、親局２の全体動作を制御するもので、メモリ２０３に格納されている所定のコンピュータプログラムを読み込んで実行することで、所定の機能を実現する。ＰＴＰ処理部２０２は、ＰＴＰマスタとの間でＰＴＰパケットを送受信することで、時刻を高精度に同期させる。

メモリ２０３は、例えば、ＲＡＭやフラッシュメモリデバイスなどから構成され、所定のコンピュータプログラムを格納する。メモリ２０３は、マイクロプロセッサ２０１に作業領域を提供する。さらにメモリ２０３は、各子局１から受信するデータ（子局１での解析結果、一次判断結果のデータなど）、親局２での解析結果などを記憶する。

Ｉ／Ｏ部１０４は、開閉器７との間で信号やデータを送受信する回路である。モデム１０５は、通信分岐装置８を介して通信ネットワークＣＮに接続するための回路である。電源部１０６は、配電系統ＰＬからの電力を利用して子局１の各回路へ必要な電力を供給する回路である。開閉器７の上流側および下流側にはそれぞれ変圧器６が設けられており、電源部１０６は、各変圧器６に接続されている。したがって、開閉器７の上流または下流のいずれか一方で停電が生じた場合でも、電源部１０６は子局１に対して電力を供給することができる。

モデム２０４は、親局側の通信分岐装置８を介して通信ネットワークＣＮに接続する回路である。電源部２０５は、親局側の変圧器６から出力される電力を利用して、親局２の各回路へ電力を供給する。

図５は、ＰＴＰ方式による時刻の同期方法を示す。最初にＰＴＰマスタは、ＧＰＳなどの正確な時刻源から、時刻情報（ＴＯＤ：Time Of Dayと位相情報（ＰＰＳ：Pulse Per Second）を受信し、ＰＴＰマスタの時刻を同期させる。以下、ＰＴＰマスタとＰＴＰスレーブとは、通信ネットワークを介して、ＰＴＰ方式に従うパケット（ＰＴＰパケット）を送受信する。ＰＴＰマスタとＰＴＰスレーブとは、パケットの送信時刻および受信時刻をタイムスタンプにより伝達する。

ＰＴＰマスタは、時刻ｔ１に、ＰＴＰパケットとしてのｓｙｎｃパケットをＰＴＰスレーブへ送信する。ＰＴＰスレーブは、時刻ｔ２に、ｓｙｎｃパケットを受信する。ＰＴＰスレーブは、時刻ｔ３に、他のＰＴＰパケットとしてのＤｅｌａｙ＿ＲｅｑｕｅｓｔパケットをＰＴＰマスタへ送信する。ＰＴＰマスタは、時刻ｔ４に、さらに他のＰＴＰパケットとしてのＤｅｌａｙ＿ＲｅｓｐｏｎｓｅパケットをＰＴＰスレーブへ送信する。

ＰＴＰスレーブは、ＰＴＰマスタからのＤｅｌａｙ＿Ｒｅｓｐｏｎｓｅパケットを受信すると、以下の式１にしたがって、ＰＴＰマスタ時刻を基準とする時間ずれΔＴｐｔｐを算出し、ＰＴＰスレーブ時刻をＰＴＰマスタ時刻に一致させる。

ΔＴｐｔｐ＝（（ｔ４−ｔ３）＋（ｔ２−ｔ１））／２・・・式１

以上の処理を定期的に実施し平均化処理することで、ＰＴＰスレーブは、ＰＴＰマスタ時刻との誤差を例えば±１μｓ以下にすることができる。

ここで本実施例では、親局２のＰＴＰ処理部２０２がＰＴＰマスタに該当し、各子局１のＰＴＰ処理部１０２がＰＴＰスレーブに該当する。これに代えて、後述する他の実施例のように、各子局１のＰＴＰ処理部１０２および親局２のＰＴＰ処理部２０２がいずれもＰＴＰスレーブとなり、親局２とは別に設けられたＰＴＰマスタとの間で時刻を合わせる構成としてもよい。

なお、各子局１のＰＴＰ処理部１０２と親局２のＰＴＰ処理部２０２とが送受信するＰＴＰパケットは、各子局１から親局２へ送信するデータまたは親局２から各子局１への指示データに多重化して、通信ネットワークＣＮで送信することができる。

図６は、配電系統ＰＬを高精度な絶対時刻の下で監視している場合において、各子局１での位相ずれを模式的に示す。以下、４つの拠点Ｐ１，Ｐ２，Ｐ３，Ｐ４での位相ずれΔθｐ１，Δθｐ２，Δθｐ３，Δθｐ４を説明する。

図７は、各拠点Ｐ１〜Ｐ４の各子局１で取得された時間軸波形および周波数スペクトル（周波数軸スペクトル）を対比した一例を示す。

図７の縦方向は拠点間の距離、つまり最も上流に位置する子局１（Ｐ１）を基準とする他の子局１（Ｐ２），子局１（Ｐ３），子局１（Ｐ４）の距離を示す。本実施例における上流、下流とは、電力の供給される方向での上流、下流を意味し、配電系統ＰＬでは配電用変電所４が最も上流に位置する。図７の奥行き方向は、各拠点における時間軸を示す。

図７では、子局１（Ｐ１）から物理的に遠ざかるほど、遅延時間ΔＴが増加すると共に、位相Δθのずれが大きくなる場合を例示している。ここで拠点Ｐ４の波形に着目すると、矢印で示すように、時間軸波形に歪みが生じている。このため、拠点Ｐ４の時間軸波形をフーリエ変換処理して得られる周波数スペクトル図では、基本波の周波数よりも高い周波数の位置に歪み成分が出現している。

例えば、拠点Ｐ４の子局１の付近に存在する需要家３から不正な波形が配電系統ＰＬへ流入すると、図７に示すような歪みが生じる。その原因としては、例えば、需要家３の持つ分散型発電装置の故障、誤操作などが考えられる。原因となった需要家３の位置は、親局２が、拠点Ｐ４の子局１に隣接する他の拠点の子局からのデータを総合的に解析することで算出できる。また、親局２は、過去に調査された歪みと原因との関係を示す統計情報を用いることで、拠点Ｐ４で検出された不正波形の原因を推定することができる。

図８は、時間軸波形をスペクトル解析して不正な波形を検出する方法の例を示す。前提として、各子局１は、ＰＴＰ方式にしたがって時刻を一致させている。各子局１のＰＴＰ処理部１０２は、通信ネットワークＣＮを流れるＰＴＰパケットを用いて、ＰＴＰスレーブ時刻をＰＴＰマスタ時刻に一致させる。これにより、親局２の管理下にある全ての子局１において、フーリエ変換処理（ＦＦＴ）の開始位置を合わせておく。

子局１は、配電系統ＰＬから取り込んだ電力の時間軸波形に対して、フーリエ変換処理を実施し、周波数スペクトルを得る（Ｆ１０）。続いて子局１は、各周波数毎に分解された周波数スペクトルから基本波のスペクトルのみを抽出する（Ｆ１１）。

子局１は、抽出された基本波のスペクトルを逆フーリエ変換処理することで、時間軸波形に戻す（Ｆ１２）。逆フーリエ変換処理で得られる波形は、最初の入力波形から干渉成分を取り除いた波形であり、基準となる時間軸波形（基準波形）である。そこで、入力波形をＦＦＴ（Ｆ１０）、基本波抽出（Ｆ１１）、ＩＦＦＴ（Ｆ１２）の処理時間分だけ遅延（Ｆ１８）した遅延波形から基準波形を減算すれば、不正波形を抽出できる（Ｆ１３）。不正波形とは、その拠点において正常時には観測されなかった、新たなパターンを持つ波形であると定義することもできる。

一方、基本波を抽出した後（Ｆ１１）、その基本波の振幅や位相を解析することができる（Ｆ１４）。さらに、入力波形の周波数スペクトルから基本波の周波数成分を取り除くことで、高調波成分だけを抽出することができる（Ｆ１５）。そこで、抽出された高調波成分について振幅や位相を解析することもできる（Ｆ１６）。さらに、周波数スペクトルの基本波成分と高調波成分とを比較することで、全高調波歪み（ＴＨＤ：Total Harmonic Distortion）を解析することもできる（Ｆ１７）。

図９は、親局２の処理を示すフローチャートである。親局２は、ＰＴＰ処理部２０２を用いてＰＴＰ方式での時刻同期処理を実行する（Ｓ１０）。そして、親局２は、管理下にある各子局１からデータを収集する（Ｓ１１）。

親局２は、各子局１のうち少なくとも複数の子局１のデータに基づいた解析、及び二次判断を実行する（Ｓ１２）。本実施例では、各子局１での判断を一次判断と呼び、親局２での判断を二次判断と呼ぶ。親局２で実施する二次判断には、例えば、異常の発生した箇所の特定、その異常の発生原因の特定や子局１での一次判断では検出出来ない異常を予兆することなどがある。

親局２は、複数の子局１からのデータを解析することで、例えば、不正波形の存在を示す歪みを検出し、異常が生じているか判断することができる。親局２は、異常の発生を検出すると（Ｓ１３：ＹＥＳ）、その異常状態に対応するための指示をその異常状態に対応すべき子局１へ出力し（Ｓ１４）、本処理を終了する。異常状態に対応するための指示には、例えば開閉器７に対する遮断指示、電力供給経路の変更指示などがある。

一方、親局２は、異常が発生していないと判定すると（Ｓ１３：ＮＯ）、異常状態から復旧したか判定する（Ｓ１５）。親局２は、復旧したと判定すると（Ｓ１５：ＹＥＳ）、対応する子局１に対して回復処理の実行を指示し（Ｓ１６）、本処理を終了する。回復指示を受けた子局１は、開閉器７の状態を切り替える。親局２は、復旧していないと判定した場合（Ｓ１５：ＮＯ）、本処理を終了する。

図１０は、子局の処理を示すフローチャートである。子局１もＰＴＰ方式にしたがって時刻を同期させる（Ｓ２０）。そして子局１は、開閉器７の両端から系統波形（電力波形）をそれぞれ取得し、記憶する（Ｓ２１）。子局１は、取得した時間軸波形（系統波形）を解析し、遅延時間などを測定する（Ｓ２２）。なお、系統波形を取得する頻度、長さはパラメータで変更できるものとする。

子局１は、時間軸波形のフーリエ変換処理を実施し（Ｓ２３）、その結果として得られる周波数スペクトルを解析する（Ｓ２４）。子局１は、周波数スペクトルの解析結果に基づいて、一次判断する（Ｓ２５）。一次判断には、図８で述べたような、基本波の振幅や位相、全高調波歪みが適正値から外れていないか、などがある。一次判断の結果は、解析データと共にメモリ１０３へ格納される。

子局１は、メモリ１０３に保存されているデータを親局２へ送信する（Ｓ２６）。データを暗号化して圧縮したり、差分情報や特徴量だけを送信したりすることでデータサイズを低減してもよい。なお、データを親局２へ送信する頻度、データサイズはパラメータで変更できるものとする。

子局１は、親局２へのデータ送信と共に、制御対象として事前に設定されている事象が生じたか判定する（Ｓ２７）。制御対象の事象とは、例えば、基本波の振幅や位相、全高調波歪みが適正値から外れていないかなどのように、開閉器７の動作を制御することで対処すべき事象である。

子局１は、対処すべき事象を検出したと判定すると（Ｓ２７：ＹＥＳ）、開閉器７に制御信号を出力し、配電系統から切り離す（Ｓ２８）。復旧後においては、子局１は開閉器７に制御信号を出力し、配電系統に再接続させる（Ｓ２８）。子局１は、開閉器７を制御した後、本処理を終了する。一方、子局１は、対象すべき事象を検出しなかった場合（Ｓ２７：ＮＯ）、本処理を終了する。そして所定時間が経過すると、子局１は、図１０の処理を再度実行する。なお、対処すべき事象を検出したと判定（Ｓ２７：ＹＥＳ）されるケースは、子局１の一次判断（Ｓ２５）によるものと、親局２の二次判断（Ｓ１２）によるものの双方があり得る。

このように構成される本実施例によれば、各子局１と親局２とをＰＴＰ方式に従って時刻を同期させるため、各子局１でのフーリエ変換処理の開始タイミングを正確に一致させることができる。この結果、親局２は、時刻の同期している複数の子局１で処理したデータに基づいて、正確に異常状態を判断することができる。

本実施例では、ＰＴＰ方式に基づいて時刻合わせを実施するため、ＮＴＰ方式を採用する場合に比べて、時計同期精度を大幅に高めることができ、各子局１でＧＰＳ信号を受信する場合に比べて、コストを低減でき、かつ時刻同期の信頼性を向上できる。

本実施例では、各子局１と親局２とで監視処理を適切に分担して、監視処理の精度と信頼性を向上できる。

本実施例によれば、電力系統の状態を監視装置(配電子局)単位で高精度に検出し、複数の監視装置（配電子局）のデータを管理装置（配電親局）側で総合的かつ高度に解析することにより、電力系統における異常の発生箇所や発生原因を特定することができる。例えば、配電ロスが通常よりも大きく発生している場所を特定できるといった効果や、さらには再生エネルギーの出力抑制を監視装置(配電子局)単位で囲まれたエリア単位できめ細やかに制御できるといった効果も得られる。

図１１を用いて、第２実施例を説明する。本実施例を含む以下の各実施例は、第１実施例の変形例に該当するため、第１実施例との差異を中心に説明する。本実施例では、ＰＴＰマスタサーバ９を親局２とは別に設け、親局２のＰＴＰ処理部２０２および各子局１のＰＴＰ処理部１０２をＰＴＰスレーブとして構成している。

なお、図１１では、各子局１と親局２とはそれぞれＰＴＰマスタとＰＴＰパケットの送受信が可能であるが、これに代えて、親局２がＰＴＰマスタと通信して時刻を合わせた後、親局２が各子局１と通信することで各子局１の時刻を合わせる構成でもよい。ＰＴＰ方式には、バウンダリクロック方式、トランスペアレントクロック方式、スルー方式が知られているが、必要に応じて適した方式を採用すればよい。このように構成される本実施例も第１実施例と同様の作用効果を奏する。

図１２を用いて第３実施例を説明する。本実施例では、親局２において、複数の子局１からのデータに基づき、異常の発生箇所や発生原因を特定する処理を示す。図１２に示す処理は、図９のステップＳ１２の一例である。

親局２は、各子局１から取得したデータを比較し、例えば、電圧値、位相、周波数の変化などから異常発生箇所を特定する（Ｓ６０）。次に、親局２は、不正波形と統計情報ＳＤを比較し、不正波形の発生した原因を特定する（Ｓ６１）。親局２は、異常の発生箇所や発生原因を記録したレポートを作成し、管理者へ出力する（Ｓ６２）。

このように構成される本実施例も第１実施例と同様の作用効果を奏する。本実施例は第２実施例の構成と組み合わせることもできる。

なお、本発明は、上述した実施形態に限定されない。当業者であれば、本発明の範囲内で、種々の追加や変更等を行うことができる。また、上述した実施例は適宜組み合わせて実行することもできる。

１：配電子局、２：配電親局、３：需要家、４：配電用変電所、５：制御所、６：変圧器、７：開閉器、通信分岐装置、１１，２１：時刻同期部、１２：系統波形取得部、１３：時間軸波形解析部、１４：周波数スペクトル解析部、１５：不正波形検出部、２２：データ収集部、２６：統計情報管理部

Claims (14)

1. 電力系統を監視するシステムであって、
   電力系統に複数設けられた監視装置を備え、
   前記各監視装置は、
   所定のパケットを通信ネットワークを介してマスタ／スレーブ方式で交換することにより時刻を同期させる所定のプロトコルを用いることで、他の各監視装置との間で時刻を同期する時刻同期部と、
   前記時刻同期部により時刻が同期した状態で、電力系統から電力の時間軸波形を取得する系統波形取得部と、
   前記時間軸波形を解析する時間軸波形解析部と、
   前記時間軸波形をフーリエ変換し、周波数スペクトルを解析する周波数スペクトル解析部と、
   を備える電力系統監視システム。
2. 前記各監視装置は、さらに、前記周波数スペクトル解析部の解析結果に基づいて不正な波形を検出する不正波形検出部を備える、
   請求項１に記載の電力系統監視システム。
3. 前記各監視装置から前記時間軸波形、前記周波数スペクトルおよび前記不正波形のデータ群を取得し、複数のデータ群に基づいて電力系統に生じた異常を解析する異常解析部をさらに備える、
   請求項２に記載の電力系統監視システム。
4. 前記周波数スペクトル解析部は、
   前記系統波形取得部から入力された時間軸波形に対して、前記時刻同期部から入力される同期信号に従ってフーリエ変換処理を実行し、
   前記フーリエ変換処理の結果から周波数成分を分析することで、位相の進み遅れを検出すると共に歪み成分を検出し、
   前記不正波形検出部は、
   前記フーリエ変換処理の結果から抽出した基本周波数成分を逆フーリエ変換処理することで基準となる時間軸波形を生成し、
   前記入力された時間軸波形と前記基準となる時間軸波形とを比較することで、歪み成分に対応する不正波形を検出する、
   請求項３に記載の電力系統監視システム。
5. 前記異常解析部は、前記不正波形が検出された電力系統上の位置と前記不正波形とを対応付けて保存する、
   請求項４に記載の電力系統監視システム。
6. 前記異常解析部は、不正波形と原因とを対応付けて保存する統計情報と検出した不正波形とを照合することで、前記不正波形の原因を特定する、
   請求項５に記載の電力系統監視システム。
7. 前記各監視装置に通信ネットワークを介して接続される管理装置をさらに備え、
   前記管理装置は、前記所定のプロトコルに従って時刻を同期する管理装置側の時刻同期部と前記異常解析部とを有する、
   請求項１〜６のいずれか一項に記載の電力系統監視システム。
8. 前記時刻同期部が使用する前記通信ネットワークと、前記各監視装置と前記管理装置を接続する前記通信ネットワークとは共通である、
   請求項７に記載の電力系統監視システム。
9. 前記所定のプロトコルは、ＰＴＰ（Precision Time Protocol）である、
   請求項１に記載の電力系統監視システム。
10. 電力系統に複数設けた監視装置を用いて電力系統を監視する方法であって、
    前記各監視装置は、
    所定のパケットを通信ネットワークを介してマスタ／スレーブ方式で交換することにより時刻を同期させる所定のプロトコルを用いることで、他の各監視装置との間で時刻を同期し、
    時刻が同期した状態で、電力系統から電力の時間軸波形を取得し、
    前記時間軸波形を解析し、
    前記時間軸波形をフーリエ変換して周波数スペクトルを解析し、
    前記周波数スペクトルの解析結果に基づいて不正な波形を検出する、
    電力系統監視方法。
11. さらに、前記周波数スペクトルの解析結果に基づいて不正な波形を検出する、
    請求項１０に記載の電力系統監視方法。
12. 前記各監視装置は、前記各監視装置と通信ネットワークを介して接続された異常解析部に対して、前記時間軸波形、前記周波数スペクトルおよび前記不正波形のデータ群を送信することで、前記異常解析部により複数のデータ群に基づいて電力系統に生じた異常を解析させる、
    請求項１０に記載の電力系統監視方法。
13. 電力系統を監視する監視装置であって、
    所定のパケットを通信ネットワークを介してマスタ／スレーブ方式で交換することにより時刻を同期させる所定のプロトコルを用いることで、他の各監視装置との間で時刻を同期する時刻同期部と、
    前記時刻同期部により時刻が同期した状態で、電力系統から電力の時間軸波形を取得する系統波形部と、
    前記時間軸波形を解析する時間軸波形解析部と、
    前記時間軸波形をフーリエ変換し、周波数スペクトルを解析する周波数スペクトル解析部と、
    を備える電力系統監視装置。
14. さらに、前記周波数スペクトル解析部の解析結果に基づいて不正な波形を検出する不正波形検出部を備える、
    請求項１３に記載の電力系統監視装置。

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