WO2013069180A1 - 保護制御システムおよびマージングユニット - Google Patents

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WO2013069180A1
WO2013069180A1 PCT/JP2012/005729 JP2012005729W WO2013069180A1 WO 2013069180 A1 WO2013069180 A1 WO 2013069180A1 JP 2012005729 W JP2012005729 W JP 2012005729W WO 2013069180 A1 WO2013069180 A1 WO 2013069180A1
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protection control
trip
electricity
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PCT/JP2012/005729
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優 大友
石橋　哲
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株式会社 東芝
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    • H—ELECTRICITY
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    • Y04S10/30—State monitoring, e.g. fault, temperature monitoring, insulator monitoring, corona discharge

Definitions

  • Embodiments of the present invention relate to a protection control system and a merging unit.
  • a protection control device is used for protection control of the power system.
  • This protection control device performs control such as opening the circuit breaker when it is determined that an accident has occurred in the power system based on the amount of electricity in the power system.
  • the protection control device uses two or more hardware so that the protection control device does not erroneously control the circuit breaker. Redundant to perform the operation. Redundant protection control devices are called main detection relays (hereinafter referred to as “Main”) and accident detection relays (hereinafter referred to as “FD (Fault Detector)”), and are configured by different hardware. Thus, even when one of the hardware is defective, an appropriate power system protection control is realized without erroneous control (malfunction). Redundancy means that a spare device is placed and operated as a backup from normal so that the functions of the entire system can be maintained even after a failure occurs, in case a failure occurs in a part of the system. It is to leave.
  • Main main detection relays
  • FD Failure detection relays
  • Redundancy means that a spare device is placed and operated as a backup from normal so that the functions of the entire system can be maintained even after a failure occurs, in case a failure occurs in a part of the system. It is to leave.
  • a merging unit hereinafter referred to as “CT (Current Transformer)” and a metering unit (hereinafter referred to as “VT (Voltage Transformer)”) for detecting the amount of electricity of a current transformer (hereinafter referred to as “CT (Current Transformer)”) and an instrument transformer (hereinafter referred to as “VT Transformer”).
  • CT Current Transformer
  • VT Transformer Voltage Transformer
  • a protection control system is considered in which a MU (Merging) Unit)) and a protection control device that determines the presence or absence of an accident based on a detected amount of electricity are connected by a network called a process bus.
  • the MU detects the amount of electricity and transmits the amount of electricity information to the protection control device via the process bus.
  • the protection control device receives the electrical quantity information from the MU via the process bus, and determines whether a system fault has occurred in the protection target section based on the received electrical quantity information.
  • the MU opens the circuit breaker or switch to be connected.
  • This conventional MU does not include a trip circuit or the like, and the determination of whether to open the circuit breaker or the switch depends on the determination of the protection control device.
  • the protection control device of the protection control system to which the process bus described above is applied is required to be provided with a main and an FD configured by different hardware and to be redundant.
  • redundancy is made by each protection control device, which increases hardware and cost.
  • Embodiment of this invention aims at providing the protection control system and the merging unit which suppressed the amount of hardware in the protection control system to which a process bus is applied.
  • a protection control system includes a merging unit that acquires an amount of electricity from a transformer installed in a power system, digitally converts the acquired amount of electricity, and outputs the amount of electricity to a network, and the merging unit From the network, the information on the amount of electricity is acquired, and based on a predetermined relay characteristic, it is determined whether a system fault has occurred in the protection target section of the power system.
  • a plurality of protection control devices that output main trip information to the network when it is determined that the
  • the merging unit has a system fault occurring in a protection target section of the power system based on the electrical quantity information and a plurality of relay characteristics predetermined as fault detection relays of the protection control devices.
  • FD trip information is retained when it is determined that a grid fault has occurred, and a circuit breaker or switch installed in the power system is based on the FD trip information and the main trip information. Judge whether the container is open or closed.
  • FIG. 1 is a diagram showing a configuration of the protection control system 100.
  • the protection control system 100 includes a MU (Merging Unit) 101, a process bus 103, and protection control devices 105 to 107.
  • MU Management Unit
  • the MU 101 detects electric quantities of CT (Current Transformer) and VT (Voltage Transformer) (not shown) installed in the electric power system, and outputs them to the process bus 103 as electric quantity information.
  • the MU 101 receives trip information from the process bus 103 and outputs a trip command for opening a circuit breaker (not shown) when a trip condition is satisfied.
  • the trip information indicates 87 trip information, 44 ⁇ 51G trip information, and B87G ⁇ B87S trip information. Tripping means that in a power system, a circuit breaker or a switch is opened for some reason and power transmission is stopped.
  • the process bus 103 is connected to the MU 101 and the protection control devices 105 to 107, and realizes mutual information transmission between the MU 101 and the protection control devices 105 to 107.
  • the protection control device 105 is configured by a computer including a CPU, a memory, and the like, and is connected to the process bus 103.
  • the protection control device 105 determines a system fault in the protection target section based on the electrical quantity information received from the MU 101 via the process bus 103. If the protection control device 105 determines that a system fault has occurred in the protection target section, it outputs 87 trip information to the process bus 103.
  • the protection control device 105 here determines a system fault in the protection target section for the purpose of protecting the transmission line, and the relay characteristic uses the current differential relay system (87).
  • the protection control device 106 Since the protection control device 106 is the same as the protection control device 105, detailed description is omitted, but the distance relay method (44) and the ground fault overcurrent relay method (51G) are used as relay characteristics.
  • the protection control device 106 determines that a system fault has occurred in the protection target section, it outputs 44 ⁇ 51G trip information to the process bus 103.
  • the protection control device 107 Since the protection control device 107 is the same as the protection control device 105, detailed description is omitted, but the protection target is a bus, and the ratio differential relay system (B87G, B87S) is used as a relay characteristic. Use the method. A protection control device having this characteristic is called a BP protection control device.
  • the protection control device 107 determines that a system fault has occurred in the protection target section, the B87G / B87S trip information is output to the process bus 103.
  • control device number is written in parentheses, and the following is also described in the same way.
  • main trip information 87 trip information, 44 ⁇ 51G trip information, and B87G ⁇ B87S trip information output from the protection control devices 105 to 107 will be referred to as main trip information.
  • FIG. 2 is a functional block diagram showing the configuration of the protection control device 105.
  • the protection control device 105 includes a transmission processing unit 201, a reception processing unit 202, a relay calculation unit 203, and a transmission processing unit 207. Further, the relay calculation unit 203 includes an 87 calculation unit 204.
  • the transmission processing unit 201 is connected to the process bus 103, the reception processing unit 202, and the transmission processing unit 207.
  • the transmission processing unit 201 acquires electrical quantity information from the MU 101 via the process bus 103 and outputs it to the reception processing unit 202.
  • the transmission processing unit 201 acquires 87 trip information output from the transmission processing unit 207 and outputs it to the process bus 103.
  • the reception processing unit 202 is connected to the transmission processing unit 201 and the relay calculation unit 203.
  • the reception processing unit 202 converts the electrical quantity information acquired from the transmission processing unit 201 and outputs the electrical quantity information to the relay calculation unit 203.
  • the conversion here converts the electrical quantity information transmitted through the process bus 103 into a format that can be processed by the relay operation unit 203.
  • the relay calculation unit 203 is realized mainly by a program operated by a CPU, and is stored in a storage medium (not shown) such as an HDD, an SSD (Solid State Drive), a RAM, or the like.
  • the relay calculation unit 203 includes an 87 calculation unit 204.
  • the 87 calculation unit 204 determines whether or not to output 87 trip information to the transmission processing unit 201 based on the electrical quantity information acquired from the reception processing unit 202.
  • the transmission processing unit 207 is connected to the relay calculation unit 203 and the transmission processing unit 201.
  • the transmission processing unit 207 converts the 87 trip information acquired from the relay calculation unit 203 and outputs the converted information to the transmission processing unit 201. In this conversion, the 87 trip information acquired from the relay operation unit 203 is converted into a format that can be transmitted by the process bus 103.
  • the configuration of the protection control devices 106 and 107 is different from the configuration of the protection control device 105 described above in that an arithmetic unit corresponding to each relay characteristic is provided. That is, the protection control device 106 includes a calculation unit that performs a distance relay calculation (44) and a ground fault overcurrent relay calculation (51G), and determines whether to output 44 ⁇ 51G trip information.
  • the protection control device 107 includes a calculation unit that performs ratio differential relay calculation (B87G, B87S), and determines whether to output B87G / B87S trip information.
  • FIG. 3 is a functional block diagram showing the configuration of the MU 101.
  • the configuration of the MU 101 includes an input converter 301, an analog filter 302, an AD converter 303, a transmission processing unit 304, a relay calculation unit 308, a transmission processing unit 305, a reception processing unit 306, and a trip command output unit 307.
  • the relay calculation unit 308 includes a 27F calculation unit 309, a 51DF / 64F calculation unit 310, and a 27F / 64F calculation unit 311.
  • the input converter 301 is connected to the CT and VT and the analog filter 302 (not shown), acquires the electric quantity of the power system measured by the CT and VT, and outputs it to the analog filter 302.
  • the analog filter 302 is connected to the input converter 301 and the AD converter 303, removes noise and harmonic components of the electric quantity acquired from the input converter 301, and outputs them to the AD converter 303.
  • the AD converter 303 is connected to the analog filter 302, the transmission processing unit 304, and the relay calculation unit 308.
  • the AD converter 303 digitizes the electrical quantity of the analog data acquired from the analog filter 302, and transmits the electrical processing information 304 as electrical quantity information.
  • the data is output to the relay calculation unit 308.
  • the transmission processing unit 304 is connected to the AD converter 303 and the transmission processing unit 305, converts the electric quantity information of the digital data acquired from the AD converter 303, and outputs it to the transmission processing unit 305. In this conversion, the electric quantity information is converted into a format that can be transmitted using the process bus 103.
  • the relay operation unit 308 is realized mainly by a program operated by the CPU, is stored in a storage medium (not shown) such as an HDD, SSD, RAM, and the like, and is connected to the AD converter 303 and the trip command output unit 307.
  • the relay calculation unit 308 includes a 27F calculation unit 309, a 51DF / 64F calculation unit 310, and a 27F / 64F calculation unit 311.
  • the 27F arithmetic unit 309 functions as the FD of the protection control device 105, and determines whether to open the circuit breaker using the AC undervoltage relay system (27F).
  • the 27F calculation unit 309 determines to open the circuit breaker, the 27F trip information is output to the trip command output unit 307.
  • the 51DF / 64F calculation unit 310 functions as the FD of the protection control device 106.
  • the 51DF / 64F calculation unit 310 outputs 51DF / 64F trip information to the trip command output unit 307.
  • the 27F / 64F calculation unit 311 functions as the FD of the protection control device 107, and outputs the 27F / 64F trip information to the trip command output unit 307 when the 27F / 64F calculation unit 311 determines to open the circuit breaker.
  • the 27F trip information, 51DF / 64F trip information, and 27F / 64F trip information described above are referred to as FD trip information. Further, the main trip information and the FD trip information described above are referred to as trip information.
  • the transmission processing unit 305 is connected to the transmission processing unit 304, the reception processing unit 306, and the process bus 103, and outputs the electrical quantity information acquired from the transmission processing unit 304 to the process bus 103. Also, the transmission processing unit 305 acquires main trip information from the process bus 103 and outputs the main trip information to the reception processing unit 306.
  • the reception processing unit 306 is connected to the transmission processing unit 305 and the trip command output unit 307, converts the main trip information acquired from the transmission processing unit 305, and outputs the main trip information to the trip command output unit 307.
  • the trip command output unit 307 is configured by a trip circuit.
  • the trip command output unit 307 is connected to the relay calculation unit 308 and the reception processing unit 306 and a circuit breaker (not shown), and the FD trip information acquired from the relay calculation unit 308 and the main information acquired from the reception processing unit 306 are connected. Based on the trip information, it is determined whether or not to open a circuit breaker (not shown). Here, when the trip command output unit 307 determines to open the circuit breaker, it outputs a trip command to the circuit breaker.
  • FIG. 4 shows a control logic configuration of the trip command output unit 307.
  • the control logic configuration of the trip command output unit 307 includes AND gates 401 to 403.
  • the trip command output unit 307 determines to open the circuit breaker or the switch when the FD trip information corresponding to the accident detection relay of the acquired main trip information is acquired. That is, when trip command output unit 307 receives 87 trip information and 27F trip information, trip command output unit 307 outputs a PCM trip command.
  • the PCM trip command is a trip signal from the current differential relay.
  • the trip command output unit 307 receives 44 ⁇ 51G trip information and 51DF ⁇ 64F trip information, it outputs a DZ trip command.
  • the DZ trip command is a trip signal from the distance relay.
  • trip command output unit 307 receives B87G / B87S trip information and 27F / 64F trip information, it outputs a BP trip command.
  • the BP trip command is a trip signal from the bus protection relay.
  • FIG. 5 is a flowchart showing the operation of the MU 101, and includes the following steps.
  • the input converter 301 obtains an electric quantity from CT / VT (not shown) (S501).
  • the analog filter 302 removes noise and harmonic components from the amount of electricity acquired from the input converter 301 (S502).
  • a step in which the AD converter 303 digitally converts the amount of electricity acquired from the analog filter 302 into amount of electricity information (S503).
  • the transmission processing unit 304 converts the electrical quantity information acquired from the AD converter 303 into a transmittable format (S504).
  • the transmission processing unit 305 outputs the electrical quantity information acquired from the transmission processing unit 304 to the process bus 103 (S505).
  • the 27F calculation unit 309, 51DF / 64F calculation unit 310, and 27F / 64F calculation unit 311 constituting the relay calculation unit 308 are protected based on the electrical quantity information acquired from the AD converter 303 and each relay characteristic.
  • a step of determining whether or not a system fault has occurred in the section (S506). If it is determined that no system fault has occurred (NO in S506), the flow ends.
  • the relay calculation unit 308 displays the FD trip information. Holding step (S507).
  • FIG. 6 is a flowchart showing the operation of the protection control device 105, and includes the following steps.
  • the transmission processing unit 201 acquires electrical quantity information from the process bus 103 (S601).
  • the reception processing unit 202 converts the electrical quantity information acquired from the transmission processing unit 201 into a format that can be relayed (S602).
  • the relay calculation unit 203 transmits the transmission processing unit 207.
  • the main trip information is output to the transmission processing unit 207, and the transmission processing unit 207 converts the main trip information acquired from the relay calculation unit 203 into a transmittable format (S604).
  • the transmission processing unit 201 outputs the main trip information acquired from the transmission processing unit 207 to the process bus 103 (S605).
  • the operation of the protection control device 105 has been described here, the operation of the protection control devices 106 and 107 is performed in accordance with each relay characteristic in the step of determining whether or not to output main trip information (S603). The difference is that trip information is output.
  • FIG. 7 is a flowchart showing the operation of the MU 101, and includes the following steps.
  • the transmission processing unit 305 acquires main trip information from the process bus 103 (S701).
  • the reception processing unit 306 acquires the main trip information from the transmission processing unit 305, and converts the trip command output unit 307 into a format in which it can be determined whether or not the trip command output unit 307 outputs a trip command (S702).
  • Step in which trip command output unit 307 determines whether or not to open the circuit breaker based on main trip information acquired from reception processing unit 306, FD trip information acquired from relay calculation unit 308, and control logic configuration (S704). If it is determined not to open the circuit breaker (NO in S704), the flow is terminated.
  • the trip command output unit 307 When the step of determining whether or not to open the circuit breaker (S704) determines that the circuit breaker is to be opened (YES in S704), the trip command output unit 307 outputs a trip command to the circuit breaker (not shown) Step (S705).
  • each of the protection control devices is provided with a main and an FD. Therefore, it is necessary to have relay hardware twice the number of protection control devices connected to the same process bus. In the protection control system adapted to the above, the amount of hardware increases, which increases the cost. However, according to the protection control system 100 of the present embodiment, the hardware amount can be reduced by providing the FD function of the protection control devices 105 to 107 connected to the process bus 103 as the relay operation unit 308 of the MU 101.
  • the protection control devices 105 to 107 are responsible for transmission line protection (PCM, DZ) and bus protection as an example, but a protection control device for transformer protection may be used.
  • PCM transmission line protection
  • DZ protection control device for transformer protection
  • the relay characteristics described in the present embodiment are merely examples, and a current balance protection control device that monitors the current balance of each line based on Kirchhoff's law may be used.
  • the protection control device for busbar protection does not assume the provision of main and FD relays.
  • the protection control device that determines whether the bus is divided is divided into the protection control device that determines whether the bus is collectively cut off, and the function of the protection control device that determines whether the bus is collectively cut off is implemented in the relay operation unit 308 of the MU 101. You may do it.
  • control logic configuration of the trip command output unit 307 of the MU 101 of the present embodiment is shown in FIG. 4, the control logic configuration shown in FIG. This control logic configuration includes an OR gate 801 and AND gates 802 to 804.
  • the trip command output unit 307 receives any of 27F trip information, 51DF / 64F trip information, and 27F / 64F trip information and 87 trip information, it outputs a PCM trip command.
  • the trip command output unit 307 receives any of 27F trip information, 51DF / 64F trip information, and 27F / 64F trip information and 44 / 51G trip information, it outputs a DZ trip command.
  • the trip command output unit 307 receives any of the 27F trip information, 51DF / 64F trip information, and 27F / 64F trip information and B87G / B87S trip information, it outputs a BP trip command.
  • the contact hardware of the trip circuit provided in the trip command output unit 307 can be reduced as compared with the control logic configuration of FIG.
  • the protection control devices 105 to 107 may be connected to the spare MU via the spare process bus.
  • the protection control devices 105 to 107 are switched to the spare MU.
  • the power system can be operated more stably.
  • the state of the spare MU described above can be a hot standby state, a warm standby state, or a cold standby state.
  • the hot standby state indicates a state where the spare MU performs the same operation as when the MU 101 is normal. That is, similarly to the MU 101, the backup MU also detects the amount of electricity from the CT / VT installed in the power system and outputs the amount of electricity information to the protection control devices 105 to 107. When there is no failure, the protection control devices 105 to 107 discard the electrical quantity information acquired from the spare MU. When a failure occurs, the protection control devices 105 to 107 determine whether to output main trip information based on the electrical quantity information acquired from the backup MU.
  • the warm standby state indicates a state in which the standby MU is activated, but an application for outputting electric quantity information is not activated.
  • the spare MU does not output the electric quantity information, and the protection control devices 105 to 107 determine whether to output the main trip information based on the electric quantity information acquired from the MU 101.
  • the spare MU activates an application that outputs electrical quantity information and outputs the application to the protection control devices 105 to 107 via the spare process bus.
  • the protection control devices 105 to 107 receive the electrical quantity acquired from the spare MU. It is determined whether or not to output main trip information based on the information.
  • the cold standby state indicates a state where the spare MU is not activated. At the normal time without a failure, the spare MU is not activated. When a failure occurs, the spare MU outputs the electrical quantity information to the protection control devices 105 to 107 via the spare process bus after activation, and the protection control devices 105 to 107 perform main processing based on the electrical quantity information acquired from the spare MU. Determine whether to output trip information.
  • this embodiment attaches
  • the configuration of this embodiment is different from that of the first embodiment in that the MU 102 and the process bus 104 are further provided, and the protection control devices 105 to 107 are replaced with the protection control devices 105-2 to 107-2.
  • the MU 102 has the same function and configuration as the MU 101, and the process bus 104 has the same function and configuration as the process bus 103.
  • the protection control devices 105-2 to 107-2 are connected to the process buses 103 and 104.
  • the protection control devices 105-2 to 107-2 are configured by a computer including a CPU, a memory, and the like.
  • the difference from the protection control devices 105 to 107 of the first embodiment is that the connection is made to the process bus 104 in addition to the process bus 103, and the electric quantity information is acquired from the MU 102 via the process bus 104. Furthermore, based on this electric quantity information, it is determined whether or not a circuit breaker (not shown) is opened. When it is determined to open the circuit breaker, main trip information is output to the process bus 103.
  • FIG. 10 is a functional block diagram showing the configuration of the protection control device 105-2.
  • the protection control device 105-2 is different from the protection control device 105 of the first embodiment in that transmission processing units 208 and 209 are provided instead of the transmission processing unit 201.
  • the transmission processing unit 208 is connected to the process bus 103 and the reception processing unit 202, acquires the electrical quantity information output from the MU 101 via the process bus 103, and outputs it to the reception processing unit 202.
  • the transmission processing unit 209 is connected to the transmission processing unit 207 and the process bus 104, and outputs the main trip information output from the transmission processing unit 207 to the MU 102 via the process bus 104.
  • the protection control system 100 of this embodiment in addition to the effects of the first embodiment, by providing redundant MUs 101 and 102 and process buses 103 and 104, if any device has a defect, It is possible to substitute normal equipment. Therefore, a highly reliable power system can be operated.
  • the protection control system 100 of the third embodiment will be described with reference to FIG. 11, but the same reference numerals are given to the same configurations as those of the first embodiment, and the description thereof will be omitted.
  • the configuration of this embodiment is different from that of the first embodiment in that the protection control system 100 further includes an MU 102 and a process bus 104, and the protection control devices 105 to 107 are replaced with protection control devices 105-3 to 107-3. The point is different. Further, the MU 101 and the MU 102 are connected by a cable 109.
  • the MU 102 has the same function and configuration as the MU 101, and the process bus 104 has the same function and configuration as the process bus 103.
  • the protection control devices 105-3 to 107-3 are connected to the process buses 103 and 104.
  • the protection control devices 105-3 to 107-3 have substantially the same configuration as the protection control devices 105 to 107 of the first embodiment, but the protection control devices 105-3 to 107-3 are connected via the process bus 104. The difference is that the electric quantity information is acquired and the main trip information is output to the MU 102 via the process bus 104.
  • the cable 109 is realized by a metal cable or the like and is connected to the MU 101 and the MU 102. Therefore, by connecting the trip circuit constituting the trip command output unit 307 of the MU 101 and the trip circuit constituting the trip command output unit of the MU 102, the main trip information acquired by the MU 102 is transferred to the MU 101.
  • the trip command output unit 307 of the MU 101 acquires the FD trip information (27F trip information, 51DF / 64F trip information, and 27F / 64F trip information) acquired from the relay calculation unit 308 and the cable 109 from the MU 102. Based on the main trip information (87 trip information, 44 ⁇ 51G trip information, and B87G ⁇ B87S trip information), it is determined whether or not to output a trip command from the control logic configuration shown in FIG. 4 or FIG.
  • the protection control system 100 of this embodiment in addition to the effects of the first embodiment, by providing redundant MUs 101 and 102 and process buses 103 and 104, if any device has a defect, It is possible to substitute normal equipment. Therefore, a highly reliable power system can be operated.
  • the relay operation unit 308 causes a system fault in the protection target section. Judging whether or not.
  • a second input converter, a second analog filter, and a second AD converter may be newly provided.
  • the newly provided second input converter, second analog filter, and second AD converter have the same functions as the input converter 301, analog filter 302, and AD converter 303 described above. .
  • the relay calculation unit 308 acquires the electrical quantity information digitally converted by the second AD converter, determines whether or not a system fault has occurred in the protection target section, and sends the FD trip information to the trip command output unit. To 307.
  • the embodiment of the present invention it is possible to provide a protection control system, a protection control device, and a merging unit that reduce the amount of hardware in the protection control system to which the process bus is applied.
  • Protection control system 101 Protection control system 101, 102: Merging unit (MU) 103, 104 ... Process buses 105 to 107, 105-2 to 107-2, 105-3 to 107-3 ... Protection control device 109 ... Cables 201, 208, 209 ... Transmission processing part 202 ... Reception processing part 203 ... Relay operation Unit 204 ... 87 arithmetic unit 207 ... transmission processing unit 301 ... input converter 302 ... analog filter 303 ... AD converter 304 ... transmission processing unit 305 ... transmission processing unit 306 ... reception processing unit 307 ... trip command output unit 308 ... relay calculation 309 ... 27F arithmetic unit 310 ... 51DF / 64F arithmetic unit 311 ... 27F / 64F arithmetic unit

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Abstract

　本発明の実施形態は、プロセスバスを適用した保護制御システムにおけるハードウェア量を抑えた、保護制御システム、保護制御装置、およびマージングユニットを提供することを目的とする。　本発明の実施形態における保護制御システムは、電気量をディジタル変換した電気量情報に出力するマージングユニットと、前記電気量情報とリレー特性とに基づいて、保護対象区間に系統事故が発生していると判断した場合にメイントリップ情報を出力する複数の保護制御装置と、を備える。　さらに、前記マージングユニットは、前記電気量情報と、前記保護制御装置夫々の事故検出リレーとして予め決められた複数のリレー特性とに基づいて、保護対象区間に系統事故が発生していると判断した場合にＦＤトリップ情報を保持し、前記ＦＤトリップ情報と前記メイントリップ情報とに基づいて、遮断器または開閉器を開放するか否かを判断する。

Description

保護制御システムおよびマージングユニット
　本発明の実施形態は、保護制御システムおよびマージングユニットに関する。
　従来、電力系統の保護制御には保護制御装置が用いられている。この保護制御装置は、電力系統の電気量に基づいて、電力系統内に事故が発生したと判断した場合、遮断器を開放するなどの制御を行っている。
　また、保護制御装置のハードウェアおよびソフトウェアの一部に不良が発生した場合にも、保護制御装置が遮断器に対して誤った制御を行わないように、２以上のハードウェアを用いて保護制御動作を行うように冗長化されている。冗長化された保護制御装置は、主検出リレー（以下、メイン(Main)と呼ぶ）と事故検出リレー（以下、ＦＤ(Fault Detector)と呼ぶ）と呼ばれ、夫々別のハードウェアで構成することによって、一方のハードウェアに不良が発生した場合にも、誤った制御（誤動作）することなく、適正な電力系統の保護制御を実現している。なお、冗長化とは、システムの一部に何らかの障害が発生した場合に備えて、障害発生後でもシステム全体の機能を維持し続けられるように予備装置を平常時からバックアップとして配置し運用しておくことである。
　さらに近年、電力系統に設置された変流器（以下、ＣＴ(Current Transformer)と呼ぶ）および計器用変圧器（以下、ＶＴ(Voltage Transformer)と呼ぶ）の電気量を検出するマージングユニット（以下、ＭＵ(Merging Unit)と呼ぶ）と、検出された電気量に基づいて事故の有無を判断する保護制御装置とを、プロセスバスと呼ばれるネットワークで接続する保護制御システムが考えられている。ここで、ＭＵは電気量を検出し、プロセスバスを介して電気量情報を保護制御装置に伝送する。また、保護制御装置は、プロセスバスを介してＭＵから電気量情報を受信し、受信した電気量情報に基づいて保護対象区間に系統事故が発生したか否かを判断する。
　ここで、ＭＵは保護制御装置により系統事故が発生したと判断された場合、接続する遮断器または開閉器を開放する。この従来のＭＵはトリップ回路等を備えず、遮断器または開閉器を開放するか否かの判断は、保護制御装置の判断に依存している。
　上述したプロセスバスを適用した保護制御システムの保護制御装置においても、保護制御装置は別々のハードウェアにて構成されるメインとＦＤとを備え、冗長化することが求められている。しかし、プロセスバスに対して複数の保護制御装置が接続された場合、夫々の保護制御装置で冗長化するため、ハードウェアおよびコストが増大する。
特許第３９０７９９８号
　本発明の実施形態は、プロセスバスを適用した保護制御システムにおけるハードウェア量を抑えた、保護制御システムおよびマージングユニットを提供することを目的とする。
　本発明の実施形態における保護制御システムは、電力系統に設置された変成器から電気量を取得し、取得した電気量をディジタル変換し、電気量情報としてネットワークに出力するマージングユニットと、前記マージングユニットから、前記ネットワークを介して前記電気量情報を取得し、予め決められたリレー特性に基づいて、前記電力系統の保護対象区間に系統事故が発生しているか否かを判断し、系統事故が発生していると判断した場合にメイントリップ情報を前記ネットワークに出力する複数の保護制御装置と、を備える。
　さらに、前記マージングユニットは、前記電気量情報と、前記保護制御装置夫々の事故検出リレーとして予め決められた複数のリレー特性とに基づいて、前記電力系統の保護対象区間に系統事故が発生しているか否かを判断し、系統事故が発生していると判断した場合にＦＤトリップ情報を保持し、前記ＦＤトリップ情報と前記メイントリップ情報とに基づいて、電力系統に設置された遮断器または開閉器の開閉を判断する。
第１の実施形態の保護制御システム１００の構成を示す図。 第１の実施形態の保護制御装置１０５の構成を示す機能ブロック図。 第１の実施形態のＭＵ１０１の構成を示す機能ブロック図。 第１の実施形態のトリップ指令出力部３０７の制御ロジック構成を示す図。 第１の実施形態のＭＵ１０１の電気量情報を出力する動作を示すフローチャート。 第１の実施形態の保護制御装置１０５のトリップ情報を出力する動作を示すフローチャート。 第１の実施形態のＭＵ１０１のトリップ指令を出力する動作を示すフローチャート。 第１の実施形態のトリップ指令出力部３０７の制御ロジック構成の一例を示す図。 第２の実施形態の保護制御システム１００の構成を示す図。 第２の実施形態の保護制御装置１０５－２の構成を示す機能ブロック図。 第３の実施形態の保護制御システム１００の構成を示す図。
　本発明の実施形態の保護制御装置および保護制御システムについて図面を用いて説明する。
（第１の実施形態）
　第１の実施形態の保護制御システムの構成について図１を用いて説明する。図１は、保護制御システム１００の構成を示す図である。
　保護制御システム１００は、ＭＵ(Merging Unit)１０１、プロセスバス１０３、保護制御装置１０５～１０７を備える。
　ＭＵ１０１は、電力系統に設置された図示しないＣＴ(Current Transformer)およびＶＴ(Voltage Transformer)の電気量を検出し、電気量情報としてプロセスバス１０３に出力する。また、ＭＵ１０１はプロセスバス１０３からトリップ情報を受信し、トリップ条件が成立した場合に図示しない遮断器を開放するためのトリップ指令を出力する。ここでのトリップ情報の詳細な説明は下述するが、トリップ情報は、８７トリップ情報、４４・５１Ｇトリップ情報、およびＢ８７Ｇ・Ｂ８７Ｓトリップ情報を示す。トリップとは、電力系統において、何らかの原因によって遮断器或いは開閉器が開いて送電が停止することである。
　プロセスバス１０３は、ＭＵ１０１と保護制御装置１０５～１０７に接続しており、ＭＵ１０１および保護制御装置１０５～１０７の相互の情報伝送を実現する。
　保護制御装置１０５は、ＣＰＵ、メモリ、等を備えるコンピュータにより構成され、プロセスバス１０３に接続する。保護制御装置１０５は、ＭＵ１０１からプロセスバス１０３を介して受信した電気量情報に基づいて、保護対象区間の系統事故を判断する。保護制御装置１０５が保護対象区間の系統事故が発生していると判断した場合、８７トリップ情報をプロセスバス１０３に出力する。ここでの保護制御装置１０５は送電線保護を目的として保護対象区間の系統事故を判断しており、リレー特性は、電流差動継電方式（８７）を用いる。
　保護制御装置１０６は、保護制御装置１０５と同様であるため、詳細な説明は省略するが、リレー特性として距離継電方式（４４）および地絡過電流継電方式（５１Ｇ）を用いる点が異なる。保護制御装置１０６が保護対象区間の系統事故が発生していると判断した場合、４４・５１Ｇトリップ情報をプロセスバス１０３に出力する。
　保護制御装置１０７は、保護制御装置１０５と同様であるため、詳細な説明は省略するが、保護対象が母線である点が異なり、さらにリレー特性として、比率差動継電方式（Ｂ８７Ｇ、Ｂ８７Ｓ）方式を用いる。本特性を持つ保護制御装置は、ＢＰ保護制御装置と呼ばれる。保護制御装置１０７が保護対象区間の系統事故が発生していると判断した場合、Ｂ８７Ｇ・Ｂ８７Ｓトリップ情報をプロセスバス１０３に出力する。
　なお、ここで記した継電方式の末尾にはそれぞれに対応する制御器具番号を括弧書きにて記しており、以下も同様に記載する。
　以降、保護制御装置１０５～１０７から出力される８７トリップ情報、４４・５１Ｇトリップ情報、Ｂ８７Ｇ・Ｂ８７Ｓトリップ情報をメイントリップ情報と呼ぶ。
　次に、保護制御装置１０５の構成について図２を用いて説明する。図２は、保護制御装置１０５の構成を示す機能ブロック図である。
　保護制御装置１０５は、伝送処理部２０１、受信処理部２０２、リレー演算部２０３、および送信処理部２０７を備える。さらに、リレー演算部２０３は、８７演算部２０４を備える。
　伝送処理部２０１は、プロセスバス１０３、受信処理部２０２、および送信処理部２０７に接続している。この伝送処理部２０１は、ＭＵ１０１からプロセスバス１０３を介して電気量情報を取得し、受信処理部２０２に出力する。また伝送処理部２０１は、送信処理部２０７から出力された８７トリップ情報を取得し、プロセスバス１０３に出力する。
　受信処理部２０２は、伝送処理部２０１およびリレー演算部２０３と接続している。この受信処理部２０２は、伝送処理部２０１から取得した電気量情報を変換し、この電気量情報をリレー演算部２０３に出力する。ここでの変換は、プロセスバス１０３にて伝送された電気量情報を、リレー演算部２０３が処理可能な形式に変換する。
　リレー演算部２０３は、主にＣＰＵによって動作されるプログラムによって実現され、ＨＤＤ、ＳＳＤ(Solid State Drive)、ＲＡＭ、等の図示しない記憶媒体に保存される。リレー演算部２０３は、８７演算部２０４を備える。８７演算部２０４は、受信処理部２０２から取得した電気量情報に基づいて、８７トリップ情報を伝送処理部２０１に対して出力するか否かを判断する。
　送信処理部２０７は、リレー演算部２０３および伝送処理部２０１と接続している。この送信処理部２０７は、リレー演算部２０３から取得した８７トリップ情報を変換し、伝送処理部２０１に出力する。ここでの変換は、リレー演算部２０３から取得した８７トリップ情報をプロセスバス１０３にて伝送可能な形式に変換する。
　なお、保護制御装置１０６、１０７の構成が上述した保護制御装置１０５の構成と異なる点は、各々のリレー特性に応じた演算部を備える点である。つまり、保護制御装置１０６は、距離継電演算（４４）および地絡過電流継電演算（５１Ｇ）を行う演算部を備え、４４・５１Ｇトリップ情報を出力するか否かを判断する。保護制御装置１０７は比率差動継電演算（Ｂ８７Ｇ、Ｂ８７Ｓ）を行う演算部を備え、Ｂ８７Ｇ・Ｂ８７Ｓトリップ情報を出力するか否かを判断する。
　次に、ＭＵ１０１の構成について図３を用いて説明する。図３は、ＭＵ１０１の構成を示す機能ブロック図である。
　ＭＵ１０１の構成は、入力変換器３０１、アナログフィルタ３０２、ＡＤ変換器３０３、送信処理部３０４、リレー演算部３０８、伝送処理部３０５、受信処理部３０６、およびトリップ指令出力部３０７を備える。リレー演算部３０８は、２７Ｆ演算部３０９、５１ＤＦ・６４Ｆ演算部３１０、および２７Ｆ・６４Ｆ演算部３１１を備える。
　入力変換器３０１は、図示しないＣＴとＶＴおよびアナログフィルタ３０２に接続しており、ＣＴとＶＴにより測定された電力系統の電気量を取得し、アナログフィルタ３０２に出力する。
　アナログフィルタ３０２は、入力変換器３０１およびＡＤ変換器３０３に接続しており、入力変換器３０１から取得した電気量のノイズや高調波成分を除去し、ＡＤ変換器３０３に出力する。
　ＡＤ変換器３０３は、アナログフィルタ３０２、送信処理部３０４、およびリレー演算部３０８に接続しており、アナログフィルタ３０２から取得したアナログデータの電気量をディジタル化し、電気量情報として送信処理部３０４およびリレー演算部３０８に出力する。
　送信処理部３０４は、ＡＤ変換器３０３および伝送処理部３０５に接続しており、ＡＤ変換器３０３から取得したディジタルデータの電気量情報を変換し、伝送処理部３０５に出力する。ここでの変換は、電気量情報をプロセスバス１０３を用いて伝送可能な形式に変換している。
　リレー演算部３０８は、主にＣＰＵによって動作されるプログラムによって実現され、ＨＤＤ、ＳＳＤ、ＲＡＭ、等の図示しない記憶媒体に保存され、ＡＤ変換器３０３およびトリップ指令出力部３０７に接続する。また、リレー演算部３０８は、２７Ｆ演算部３０９、５１ＤＦ・６４Ｆ演算部３１０および２７Ｆ・６４Ｆ演算部３１１から構成される。
　ここで、２７Ｆ演算部３０９は保護制御装置１０５のＦＤとして機能し、交流不足電圧継電方式（２７Ｆ）を用いて遮断器を開放するか否かを判断する。２７Ｆ演算部３０９が遮断器を開放すると判断した場合は、２７Ｆトリップ情報をトリップ指令出力部３０７に出力する。５１ＤＦ・６４Ｆ演算部３１０は保護制御装置１０６のＦＤとして機能し、５１ＤＦ・６４Ｆ演算部３１０が遮断器を開放すると判断した場合は、５１ＤＦ・６４Ｆトリップ情報をトリップ指令出力部３０７に出力する。２７Ｆ・６４Ｆ演算部３１１は保護制御装置１０７のＦＤとして機能し、２７Ｆ・６４Ｆ演算部３１１が遮断器を開放すると判断した場合は、２７Ｆ・６４Ｆトリップ情報をトリップ指令出力部３０７に出力する。
　上述した２７Ｆトリップ情報、５１ＤＦ・６４Ｆトリップ情報、および２７Ｆ・６４Ｆトリップ情報をＦＤトリップ情報と呼ぶ。さらに、上述したメイントリップ情報と、ＦＤトリップ情報をトリップ情報と呼ぶ。
　伝送処理部３０５は、送信処理部３０４、受信処理部３０６、プロセスバス１０３と接続しており、送信処理部３０４から取得した電気量情報をプロセスバス１０３に出力する。また、伝送処理部３０５は、プロセスバス１０３からメイントリップ情報を取得し、そのメイントリップ情報を受信処理部３０６に出力する。
　受信処理部３０６は、伝送処理部３０５とトリップ指令出力部３０７に接続しており、伝送処理部３０５から取得したメイントリップ情報を変換し、トリップ指令出力部３０７に出力する。
　トリップ指令出力部３０７は、トリップ回路にて構成される。また、このトリップ指令出力部３０７は、リレー演算部３０８および受信処理部３０６と図示しない遮断器に接続しており、リレー演算部３０８から取得したＦＤトリップ情報と、受信処理部３０６から取得したメイントリップ情報とに基づいて、図示しない遮断器を開放するか否かを判断する。ここで、トリップ指令出力部３０７が遮断器を開放すると判断した場合は、トリップ指令を遮断器に対して出力する。
　このトリップ指令出力部３０７がメイントリップ情報およびＦＤトリップ情報とに基づいて、遮断器を開放するか否かを判断する際のトリップについて図４を用いて説明する。図４は、トリップ指令出力部３０７の制御ロジック構成を示す。
　このトリップ指令出力部３０７の制御ロジック構成は、ＡＮＤゲート４０１～４０３を備える。このトリップ指令出力部３０７は、取得したメイントリップ情報の事故検出リレーに対応するＦＤトリップ情報を取得した場合に、前記遮断器または前記開閉器を開放すると判断する。つまり、トリップ指令出力部３０７が８７トリップ情報および２７Ｆトリップ情報を受信した場合、トリップ指令出力部３０７はＰＣＭトリップ指令を出力する。ＰＣＭトリップ指令は電流差動継電器からのトリップ信号である。トリップ指令出力部３０７が４４・５１Ｇトリップ情報および５１ＤＦ・６４Ｆトリップ情報を受信した場合、ＤＺトリップ指令を出力する。ＤＺトリップ指令は、距離継電器からのトリップ信号である。トリップ指令出力部３０７がＢ８７Ｇ・Ｂ８７Ｓトリップ情報および２７Ｆ・６４Ｆトリップ情報を受信した場合、ＢＰトリップ指令を出力する。ＢＰトリップ指令は母線保護継電器からのトリップ信号である。
（作用）
　次に、保護制御システム１００を構成している、ＭＵ１０１および保護制御装置１０５～１０７の動作について図５乃至図７を用いて説明する。
　まず、ＭＵ１０１がＣＴ・ＶＴから電気量を取得して、プロセスバス１０３を介して保護制御装置１０５～１０７に対して電気量情報を出力するまでの動作について図５を用いて説明する。図５は、ＭＵ１０１の動作を示すフローチャートであり、以下のステップを備える。
・入力変換器３０１が、図示しないＣＴ・ＶＴから電気量を取得するステップ（Ｓ５０１）。
・アナログフィルタ３０２が、入力変換器３０１から取得した電気量からノイズおよび高調波成分を除去するステップ（Ｓ５０２）。
・ＡＤ変換器３０３が、アナログフィルタ３０２から取得した電気量を、電気量情報にディジタル変換するステップ（Ｓ５０３）。
・送信処理部３０４が、ＡＤ変換器３０３から取得した電気量情報を、伝送可能な形式に変換するステップ（Ｓ５０４）。
・伝送処理部３０５が、送信処理部３０４から取得した電気量情報をプロセスバス１０３に出力するステップ（Ｓ５０５）。
・リレー演算部３０８を構成する２７Ｆ演算部３０９、５１ＤＦ・６４Ｆ演算部３１０、および２７Ｆ・６４Ｆ演算部３１１が、ＡＤ変換器３０３から取得した電気量情報および各々のリレー特性に基づいて、保護対象区間の系統事故が発生しているか否か判断するステップ（Ｓ５０６）。ここで、系統事故が発生していないと判断した場合（Ｓ５０６のＮＯ）、フローを終了する。
・保護対象区間に系統事故が発生しているか否かを判断するステップ（Ｓ５０６）により、系統事故が発生していると判断された場合（Ｓ５０６のＹＥＳ）、リレー演算部３０８がＦＤトリップ情報を保持するステップ（Ｓ５０７）。
　次に、保護制御装置１０５～１０７がプロセスバス１０３を介してＭＵ１０１から電気量情報を取得して、保護対象区間に系統事故が発生しているか否かを判断し、系統事故が発生していると判断した場合にプロセスバス１０４を介してＭＵ１０１に対してメイントリップ情報を出力するまでの動作について図６を用いて説明する。図６は、保護制御装置１０５の動作を示すフローチャートであり、以下のステップを備える。
・伝送処理部２０１が、プロセスバス１０３から電気量情報を取得するステップ（Ｓ６０１）。
・受信処理部２０２が、伝送処理部２０１から取得した電気量情報をリレー演算可能な形式に変換するステップ（Ｓ６０２）。
・リレー演算部２０３を構成する８７演算部２０４が、受信処理部２０２から取得した電気量情報および各々のリレー特性に基づいて、保護対象区間に系統事故が発生しているか否かを判断するステップ（Ｓ６０３）。ここで、系統事故が発生していると判断した場合（Ｓ６０３のＮＯ）、フローを終了する。
・保護対象区間に系統事故が発生しているか否かを判断するステップ（Ｓ６０３）により、系統事故が発生していると判断された場合（Ｓ６０３のＹＥＳ）、リレー演算部２０３が送信処理部２０７にメイントリップ情報を出力し、送信処理部２０７が、リレー演算部２０３から取得したメイントリップ情報を伝送可能な形式に変換するステップ（Ｓ６０４）。
・伝送処理部２０１が、送信処理部２０７から取得したメイントリップ情報をプロセスバス１０３に出力するステップ（Ｓ６０５）。
　ここでは、保護制御装置１０５の動作について説明したが、保護制御装置１０６、１０７の動作は、メイントリップ情報を出力するか否かを判断するステップ（Ｓ６０３）において、夫々のリレー特性に応じたメイントリップ情報を出力する点が異なる。
　次に、ＭＵ１０１がプロセスバス１０３を介して保護制御装置１０５～１０７からメイントリップ情報を取得して、トリップ指令を遮断器に出力するか否かを判断し、出力すると判断した場合に遮断器に対してトリップ指令を出力するまでの動作について図７を用いて説明する。図７は、ＭＵ１０１の動作を示すフローチャートであり、以下のステップを備える。
・伝送処理部３０５が、プロセスバス１０３からメイントリップ情報を取得するステップ（Ｓ７０１）
・受信処理部３０６が、伝送処理部３０５からメイントリップ情報を取得し、トリップ指令出力部３０７がトリップ指令を出力するか否かを判断可能な形式に変換するステップ（Ｓ７０２）
・トリップ指令出力部３０７が、リレー演算部３０８により保持されたＦＤトリップ情報を取得するステップ（Ｓ７０３）
・トリップ指令出力部３０７が、受信処理部３０６から取得したメイントリップ情報、リレー演算部３０８から取得したＦＤトリップ情報、および制御ロジック構成に基づいて、遮断器を開放するか否かを判断するステップ（Ｓ７０４）。遮断器を開放しないと判断した場合（Ｓ７０４のＮＯ）、フローを終了する。
・遮断器を開放するか否かを判断するステップ（Ｓ７０４）により、遮断器を開放すると判断された場合（Ｓ７０４のＹＥＳ）、トリップ指令出力部３０７がトリップ指令を図示しない遮断器に対して出力するステップ（Ｓ７０５）。
（効果）
　従来の保護制御システムでは、保護制御装置夫々について、メインとＦＤを備えていたため、同一のプロセスバスに接続する保護制御装置の台数の２倍のリレーハードウェアが必要であるため、複雑な電力系統に適応される保護制御システムにおいては、ハードウェア量が増大し、コストを増加させる原因になっていた。しかし、本実施形態の保護制御システム１００によれば、プロセスバス１０３に接続する保護制御装置１０５～１０７のＦＤの機能をＭＵ１０１のリレー演算部３０８として備えることによって、ハードウェア量を削減できる。
　なお、本実施形態において、保護制御装置１０５～１０７は、一例として送電線保護（ＰＣＭ、ＤＺ）および母線保護を責務としていたが、変圧器保護の保護制御装置を用いても良い。また、本実施形態で記したリレー特性はあくまで一例であり、キルヒホッフの法則に基づいて各回線の電流バランスを監視する電流平衡保護制御装置等でも良い。
　また、母線保護の保護制御装置においては、メインおよびＦＤのリレーを備えることを前提としていない。つまり、母線の分割遮断を判断する保護制御装置と、母線の一括遮断を判断する保護制御装置とに分け、母線の一括遮断を判断する保護制御装置の機能を、ＭＵ１０１のリレー演算部３０８に実装しても良い。
　さらに、本実施形態のＭＵ１０１のトリップ指令出力部３０７の制御ロジック構成を図４に示したが、図８に示す制御ロジック構成としても良い。この制御ロジック構成は、ＯＲゲート８０１、ＡＮＤゲート８０２～８０４を備える。トリップ指令出力部３０７が２７Ｆトリップ情報、５１ＤＦ・６４Ｆトリップ情報、および２７Ｆ・６４Ｆトリップ情報の何れかと、８７トリップ情報を受信した場合に、ＰＣＭトリップ指令を出力する。トリップ指令出力部３０７が２７Ｆトリップ情報、５１ＤＦ・６４Ｆトリップ情報、および２７Ｆ・６４Ｆトリップ情報の何れかと、４４・５１Ｇトリップ情報を受信した場合、ＤＺトリップ指令を出力する。トリップ指令出力部３０７が２７Ｆトリップ情報、５１ＤＦ・６４Ｆトリップ情報、および２７Ｆ・６４Ｆトリップ情報の何れかと、Ｂ８７Ｇ・Ｂ８７Ｓトリップ情報を受信した場合、ＢＰトリップ指令を出力する。
　上述したような図８に示す制御ロジック構成とすることによって、図４の制御ロジック構成よりも、トリップ指令出力部３０７が備えるトリップ回路の接点ハードウェアを削減することができる。
　また、本実施形態ではＭＵ１０１、プロセスバス１０３を備えた一例を示しているが、保護制御装置１０５～１０７は、予備ＭＵに予備プロセスバスを介して接続しても良い。ここで、ＭＵ１０１またはプロセスバス１０３の障害を検出すると、保護制御装置１０５～１０７は予備ＭＵに切り替える。このように予備ＭＵおよび予備プロセスバスを備えて冗長化を図ることにより、さらに安定した電力系統の運用が可能となる。
　上述した予備ＭＵの状態は、ホットスタンバイ状態、ウォームスタンバイ状態、またはコールドスタンバイ状態が考えられる。
　ホットスタンバイ状態とは、予備ＭＵがＭＵ１０１の正常時と同様の動作を行う状態を示す。つまり、予備ＭＵもＭＵ１０１と同様に、電力系統に設置されたＣＴ・ＶＴからの電気量を検出し、電気量情報を保護制御装置１０５～１０７に出力する。障害の無い正常時、保護制御装置１０５～１０７は、予備ＭＵから取得した電気量情報を破棄する。障害発生時、保護制御装置１０５～１０７は、予備ＭＵから取得した電気量情報に基づいてメイントリップ情報を出力するか否かを判断する。
　ウォームスタンバイ状態とは、予備ＭＵが起動はしているが、電気量情報を出力するためのアプリケーションは起動していない状態を示す。障害の無い正常時、予備ＭＵは、電気量情報を出力しておらず、保護制御装置１０５～１０７はＭＵ１０１から取得した電気量情報に基づいてメイントリップ情報を出力するか否かを判断する。障害発生時、予備ＭＵは、電気量情報を出力するアプリケーションを起動し、予備プロセスバスを介して保護制御装置１０５～１０７に出力し、保護制御装置１０５～１０７は、予備ＭＵから取得した電気量情報に基づいてメイントリップ情報を出力するか否かを判断する。
　コールドスタンバイ状態とは、予備ＭＵは起動していない状態を示す。障害の無い正常時は、予備ＭＵは、起動していない。障害発生時、予備ＭＵは、起動後に予備プロセスバスを介して保護制御装置１０５～１０７に電気量情報を出力し、保護制御装置１０５～１０７は、予備ＭＵから取得した電気量情報に基づいてメイントリップ情報を出力するか否かを判断する。
（第２の実施形態）
　第２の実施形態の保護制御システム１００について図９を用いて説明するが、本実施形態が第１の実施形態と同一の構成には同一の符号を付し、説明は省略する。本実施形態の構成が第１の実施形態と異なる点は、ＭＵ１０２およびプロセスバス１０４をさらに備え、保護制御装置１０５～１０７が保護制御装置１０５－２～１０７－２に代替した点が異なる。
　ＭＵ１０２は、ＭＵ１０１と同様の機能および構成を備え、プロセスバス１０４は、プロセスバス１０３と同様の機能および構成を備える。また、保護制御装置１０５－２～１０７－２は、プロセスバス１０３および１０４に接続している。
　保護制御装置１０５－２～１０７－２は、ＣＰＵ、メモリ、等を備えるコンピュータにより構成さる。第１の実施形態の保護制御装置１０５～１０７と異なる点は、プロセスバス１０３に加えてプロセスバス１０４にも接続し、ＭＵ１０２からプロセスバス１０４を介して電気量情報を取得する点である。さらに、この電気量情報に基づいて、図示しない遮断器を開放するか否かを判断する。遮断器を開放すると判断した場合、メイントリップ情報をプロセスバス１０３に出力する。
　この保護制御装置１０５－２～１０７－２の一例として保護制御装置１０５－２について、図１０を用いて説明する。図１０は、保護制御装置１０５－２の構成を示す機能ブロック図である。
　保護制御装置１０５－２が、第１の実施形態の保護制御装置１０５と異なる点は、伝送処理部２０１に代えて、伝送処理部２０８、２０９を備える点である。
　伝送処理部２０８は、プロセスバス１０３および受信処理部２０２に接続し、プロセスバス１０３を介してＭＵ１０１から出力された電気量情報を取得し、受信処理部２０２に出力する。
　伝送処理部２０９は、送信処理部２０７およびプロセスバス１０４に接続し、送信処理部２０７から出力されたメイントリップ情報を、プロセスバス１０４を介してＭＵ１０２に出力する。
　本実施形態の保護制御システム１００によれば、第１の実施形態の効果に加え、ＭＵ１０１、１０２、プロセスバス１０３、１０４を冗長化して設けることにより、いずれかの機器に不良が発生した場合、正常な機器に代替することが可能となる。したがって、信頼性の高い電力系統の運用が可能となる。
（第３の実施形態）
　第３の実施形態の保護制御システム１００について図１１を用いて説明するが、本実施形態が第１の実施形態と同一の構成には同一の符号を付し、説明は省略する。本実施形態の構成が第１の実施形態と異なる点は、保護制御システム１００はＭＵ１０２およびプロセスバス１０４をさらに備え、保護制御装置１０５～１０７が保護制御装置１０５－３～１０７－３に代替した点が異なる。さらに、ＭＵ１０１とＭＵ１０２がケーブル１０９により接続している。
　ＭＵ１０２は、ＭＵ１０１と同様の機能および構成を備え、プロセスバス１０４は、プロセスバス１０３と同様の機能および構成を備える。また、保護制御装置１０５－３～１０７－３は、プロセスバス１０３および１０４に接続している。
　保護制御装置１０５－３～１０７－３は、第１の実施形態の保護制御装置１０５～１０７とほぼ同様の構成であるが、保護制御装置１０５－３～１０７－３は、プロセスバス１０４を介して電気量情報を取得し、プロセスバス１０４を介してメイントリップ情報をＭＵ１０２に出力する点が異なる。
　ケーブル１０９は、メタルケーブル等により実現され、ＭＵ１０１およびＭＵ１０２と接続する。したがって、ＭＵ１０１のトリップ指令出力部３０７を構成するトリップ回路と、ＭＵ１０２のトリップ指令出力部を構成するトリップ回路とを接続することにより、ＭＵ１０２で取得したメイントリップ情報をＭＵ１０１に受け渡す。
　つまり、ＭＵ１０１のトリップ指令出力部３０７は、リレー演算部３０８から取得したＦＤトリップ情報（２７Ｆトリップ情報、５１ＤＦ・６４Ｆトリップ情報、および２７Ｆ・６４Ｆトリップ情報）と、ＭＵ１０２からケーブル１０９を介して取得したメイントリップ情報（８７トリップ情報、４４・５１Ｇトリップ情報、およびＢ８７Ｇ・Ｂ８７Ｓトリップ情報）とに基づいて、図４または図８に示す制御ロジック構成からトリップ指令を出力するか否かを判断する。
　本実施形態の保護制御システム１００によれば、第１の実施形態の効果に加え、ＭＵ１０１、１０２、プロセスバス１０３、１０４を冗長化して設けることにより、いずれかの機器に不良が発生した場合、正常な機器に代替することが可能となる。したがって、信頼性の高い電力系統の運用が可能となる。
　なお、第１乃至第３の実施形態におけるＭＵ１０１の構成は、図３に示すようＡＤ変換器３０３から出力された電気量情報に基づいて、リレー演算部３０８が保護対象区間に系統事故が発生しているか否かを判断している。
　しかし、第二の入力変換器、第二のアナログフィルタ、および第二のＡＤ変換器を新たに備えてもよい。ここで新たに備えた第二の入力変換器、第二のアナログフィルタ、および第二のＡＤ変換器は、上述した入力変換器３０１、アナログフィルタ３０２、およびＡＤ変換器３０３と同様の機能を有する。
　そして、リレー演算部３０８は第二のＡＤ変換器によりディジタル変換された電気量情報を取得し、保護対象区間に系統事故が発生しているか否かを判断し、ＦＤトリップ情報をトリップ指令出力部３０７に出力する。
　このように、第二の入力変換器、第二のアナログフィルタ、および第二のＡＤ変換器を冗長化することによって、さらに遮断器への誤動作を防止することが可能となり、さらに信頼度の高い電力系統の運用が可能となる。
　本発明に係る実施形態によれば、プロセスバスを適用した保護制御システムにおけるハードウェア量を抑えた、保護制御システム、保護制御装置、およびマージングユニットを提供することが可能となる。
　以上、本発明のいくつかの実施形態について説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことが出来る。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれると共に、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。
１００…保護制御システム
１０１、１０２…マージングユニット（ＭＵ）
１０３、１０４…プロセスバス
１０５～１０７、１０５－２～１０７－２、１０５－３～１０７－３…保護制御装置
１０９…ケーブル
２０１、２０８、２０９…伝送処理部
２０２…受信処理部
２０３…リレー演算部
２０４…８７演算部
２０７…送信処理部
３０１…入力変換器
３０２…アナログフィルタ
３０３…ＡＤ変換器
３０４…送信処理部
３０５…伝送処理部
３０６…受信処理部
３０７…トリップ指令出力部
３０８…リレー演算部
３０９…２７Ｆ演算部
３１０…５１ＤＦ・６４Ｆ演算部
３１１…２７Ｆ・６４Ｆ演算部

Claims (8)

  1. 　電力系統に設置された変成器から電気量を取得し、取得した前記電気量をディジタル変換し、第一の電気量情報としてネットワークに出力する第一のマージングユニットと、
    　前記第一のマージングユニットから、前記第一のネットワークを介して前記第一の電気量情報を取得し、予め決められたリレー特性に基づいて、前記電力系統の保護対象区間に系統事故が発生しているか否かを判断し、系統事故が発生していると判断した場合にメイントリップ情報を前記ネットワークに出力する複数の保護制御装置と、を備え、
    　前記第一のマージングユニットは、前記第一の電気量情報と、前記保護制御装置夫々の事故検出リレーとして予め決められた複数のリレー特性とに基づいて、前記電力系統の保護対象区間に系統事故が発生しているか否かを判断し、系統事故が発生していると判断した場合にＦＤトリップ情報を保持し、前記ＦＤトリップ情報と前記メイントリップ情報とに基づいて、電力系統に設置された遮断器または開閉器の開閉を判断する保護制御システム。
  2. 　電力系統に設置された変成器から電気量を取得し、取得した電気量をディジタル変換し、第一の電気量情報として第一のネットワークに出力する第一のマージングユニットと、
    　電力系統に設置された変成器により検出された電気量を取得し、取得した電気量をディジタル変換し、前記第一の電気量情報とは異なる第二の電気量情報として第二のネットワークに出力する第二のマージングユニットと、
    　前記第二のマージングユニットから、前記第二のネットワークを介して前記第二の電気量情報を取得し、予め決められたリレー特性に基づいて、前記電力系統の保護対象区間に系統事故が発生しているか否かを判断し、系統事故が発生していると判断した場合にメイントリップ情報を前記第一のネットワークに出力する複数の保護制御装置と、を備え、
    　前記第一のマージングユニットは、前記第一の電気量情報と、前記保護制御装置夫々の事故検出リレーとして予め決められた複数のリレー特性とに基づいて、保護対象区間に系統事故が発生しているか否かを判断し、系統事故が発生していると判断した場合にＦＤトリップ情報を保持し、前記ＦＤトリップ情報と前記メイントリップ情報とに基づいて、電力系統に設置された遮断器または開閉器の開閉を判断する保護制御システム。
  3. 　電力系統に設置された変成器から電気量を取得し、取得した電気量をディジタル変換し、第一の電気量情報として第一のネットワークに出力する第一のマージングユニットと、
    　電力系統に設置された変成器により検出された電気量を取得し、取得した電気量をディジタル変換し、前記第一の電気量情報とは異なる第二の電気量情報として第二のネットワークに出力する第二のマージングユニットと、
    　前記第二のマージングユニットから、前記第二のネットワークを介して前記第二の電気量情報を取得し、予め決められたリレー特性に基づいて、前記電力系統の保護対象区間に系統事故が発生しているか否かを判断し、系統事故が発生していると判断した場合にメイントリップ情報を前記第二のネットワークに出力する複数の保護制御装置と、
    　前記第一のマージングユニットと前記第二のマージングユニットとを接続するケーブルと、を備え、
    　前記第一のマージングユニットは、前記第一の電気量情報と、前記保護制御装置夫々の事故検出リレーとして予め決められた複数のリレー特性とに基づいて、前記電力系統の保護対象区間に系統事故が発生しているか否かを判断し、系統事故が発生していると判断した場合にＦＤトリップ情報を保持し、前記ＦＤトリップ情報と、前記第二のマージングユニットからケーブルを介して取得した前記メイントリップ情報とに基づいて、電力系統に設置された遮断器または開閉器の開閉を判断する保護制御システム。
  4. 　前記第一のマージングユニットは、前記ＦＤトリップ情報が前記メイントリップ情報の事故検出リレーに対応するリレー特性に基づいて出力された場合に、前記遮断器または前記開閉器を開放すると判断する
    　請求項１乃至３の何れか１項に記載の保護制御システム。
  5. 　前記第一のマージングユニットは、電力系統に設置された変成器から電気量を取得する複数の入力変換器と、前記入力変換器夫々により取得した電気量を前記第一の電気量情報としてディジタル変換する複数のＡＤ変換器と、を備え、
    　前記第一のネットワークに出力する前記第一の電気量情報と、前記電力系統の保護対象区間に系統事故が発生しているか否かの判断に用いる前記第一の電気量情報とは、異なる前記ＡＤ変換器から取得する
    　請求項１乃至４に記載の保護制御システム。
  6. 　電力系統に設置された変成器から電気量を取得する入力変換器と、
    　前記入力変換器が取得した前記電気量を、電気量情報としてディジタル変換するＡＤ変換器と、
    　前記ＡＤ変換器から取得した前記電気量情報をネットワークに出力する伝送処理部と、
    　前記伝送処理部から取得した前記電力量情報と、前記ネットワークに接続する複数の保護制御装置夫々の事故検出リレーとして予め決められた複数のリレー特性とに基づいて、前記電力系統の保護対象区間に系統事故が発生しているか否かを判断し、系統事故が発生していると判断した場合にＦＤトリップ情報を出力するリレー演算部と、
    　前記電力系統に設置される遮断器または開閉器の開閉を判断するトリップ指令出力部と、を備え、
    　前記伝送処理部は、前記ネットワークに接続し、予め決められたリレー特性を持つ第一の保護制御装置から出力されたメイントリップ情報を取得し、
    　前記トリップ指令出力部は、前記リレー演算部から取得した前記ＦＤトリップ情報および前記伝送処理部が取得した前記メイントリップ情報に基づいて、前記遮断器または前記開閉器の開閉を判断するマージングユニット。
  7. 　前記トリップ指令出力部は、前記ＦＤトリップ情報が前記メイントリップ情報の事故検出リレーに対応するリレー特性に基づいて出力された場合に、前記遮断器または前記開閉器を開放すると判断する
    　請求項６に記載のマージングユニット。
  8. 　前記入力変換器および前記ＡＤ変換器を複数備え、
    　前記伝送処理部が前記第一のネットワークに出力する前記第一の電気量情報と、前記リレー演算部が保護対象区間に系統事故が発生しているか否かの判断に用いる前記第一の電気量情報とは、異なる前記ＡＤ変換器から取得する
    　請求項６または７に記載のマージングユニット。
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