WO2014188507A1 - プロセスバス対応保護制御システム、マージングユニットおよび演算装置 - Google Patents

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process bus
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尾田　重遠
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三菱電機株式会社
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Definitions

  • the present invention relates to a protection control system for a process bus, a merging unit, and an arithmetic unit, and more particularly to a merging unit for measuring the state of a power system and controlling a circuit breaker.
  • the protection relay device when collecting information such as current and voltage from the power system, and when a failure occurs in the power system or power equipment, the protection relay device is used to detect the failure and disconnect the failure from the power system. It is used.
  • a conventional digital protection relay device performs A / D conversion (analog / digital conversion: Analog to Digital) on an input current signal or voltage signal (analog signal), and then generates a digital waveform. Perform necessary calculations such as protection relay calculations using data to detect the occurrence of system faults.
  • a distributed protection control system is a functionally distributed conventional protection relay device, and typically includes one or more merging units that collect information such as current and voltage from the power system. It is done.
  • the merging unit generates a digital signal by A / D conversion from an input current signal or voltage signal (analog signal), further converts the generated digital signal into serial data, and outputs it through a communication line.
  • the determination of the occurrence of a system fault or the like is performed based on the serial data by an intelligent electronic device (IED (Intelligent Electric Device)) (hereinafter also referred to as IED) connected through the communication line. .
  • IED Intelligent Electronic Device
  • the protocol of the serial data communication standard that the merging unit sends to the IED is defined in IEC 61850-9-2.
  • a signal used to control other devices using an IED operation signal is transmitted in the form of a general object-oriented system event GOOSE (Generic Object Oriented System Event) signal.
  • GOOSE Generic Object Oriented System Event
  • the above-mentioned GOOSE signal is also used for control signals such as switching control of a circuit breaker installed in a substation by an output signal from the IED.
  • control signals such as switching control of a circuit breaker installed in a substation by an output signal from the IED.
  • the current and voltage signals from the merging unit are received and the results of protection and control calculations performed by the IED are used to control the devices directly from the IED using contact signals,
  • a system is adopted in which the GOOSE signal is transmitted to the merging unit and the device is controlled from the merging unit.
  • the former is a method that follows the method of the conventional system.
  • the latter is a method adopted to reduce the cable wiring cost for connecting the control signal from the IED to the equipment by controlling from the merging unit installed in the vicinity of the equipment.
  • Patent Document 1 discloses a prior art that uses the latter method and aims to improve the reliability of a transmission circuit.
  • This prior art relates to a system in which a merging unit referred to as an integrated unit or a sensor unit is duplicated including a transmission line, and even when a failure occurs in a process bus or the like, protection can be interrupted in the event of an accident.
  • JP 2002-315233 A paragraphs 0079 to 0081, 0343 to 0345 and FIG. 40
  • the present invention has been made to solve the above-described problems, and an object of the present invention is to provide a process bus compatible protection control system, a merging unit, and an arithmetic unit that are improved in reliability while suppressing an increase in cost. It is.
  • One aspect of the present invention is a process bus-compatible protection control system that receives an analog signal obtained by measuring the state of a power system, converts it into a digital signal, and controls a trip signal for controlling a circuit breaker provided in the power system.
  • a merging unit that outputs a signal, a computing device that determines the state of a trip signal based on a digital signal converted by the merging unit, a substation automation system device that performs at least one of monitoring and commanding, a merging unit, and a computing device And a station bus connecting the merging unit, the arithmetic device, and the substation automation system device.
  • the process bus and the station bus are independent communication transmission paths.
  • the arithmetic unit is configured to transmit a trip command for outputting a trip signal to the merging unit by both the process bus and the station bus.
  • the process bus communication between the merging unit and the IED has a function capable of executing a system for improving the reliability of the control signal based on the calculation result in the IED using the station bus. Therefore, it is possible to realize a configuration that can cope with an abnormality in the process bus without duplicating the process bus itself.
  • FIG. 10 It is a schematic diagram which shows the whole structure of a protection control system. It is a figure which shows arrangement
  • FIG. It is a circuit diagram which shows the structural example at the time of connecting a contact in series. It is a circuit diagram which shows the structural example at the time of connecting a contact in parallel.
  • FIG. It is the figure which showed the structure of DO control circuit 33 of FIG. It is the figure which showed the structure of the modification of FIG.
  • FIG. 1 is a schematic diagram showing the overall configuration of the protection control system.
  • a protection control system 1 is provided in a substation, a distribution station, etc., and collects information on the power system, and based on the collected information, processes such as protection, control, and monitoring of the power system Execute. More specifically, the protection control system 1 may be collectively referred to as a plurality of merging units 10-1 to 10-5 (hereinafter referred to as “merging units 10”) that collect information such as current and voltage from the power system. ) And a plurality of computing devices (Intelligent Electric Device: hereinafter also referred to as “IED”) 20-1 to 20-N (hereinafter, sometimes collectively referred to as “IED20”). .).
  • IED Intelligent Electric Device
  • a plurality of IEDs 20 are arranged according to applications (for example, for each protection target and each control target).
  • IEDs by application include protection IEDs that realize protection functions for each protection target (for example, bus protection IED, transformer protection IED, line protection IED for each line, etc.) and control functions.
  • a control IED to be realized is mentioned.
  • the merging units 10-1 to 10-5 and the IEDs 20-1 to 20-N can physically communicate data with each other via a process bus PB according to a predetermined protocol.
  • the process bus PB may be configured to transmit data using an electrical signal, but in the present embodiment, the process bus PB is configured to transmit serial data using an optical signal using an optical fiber.
  • the station bus SB is also configured to transmit serial data using an optical signal using an optical fiber, but the process bus PB and the transmission protocol are different.
  • Each merging unit 10 sends the collected information from the power system to the corresponding IED 20.
  • the IED 20 executes processing such as protection, control, and monitoring of the power system based on information from each merging unit 10.
  • the IED 20 determines whether a preset relay operation logic is established at a predetermined period, and when the relay operation logic is established, the merging unit that has jurisdiction over the corresponding circuit breaker A trip signal is output.
  • this trip signal can be transmitted via either the process bus PB or the station bus SB.
  • the IED 20 can output a command for turning on / off a switch in the power system as an example of a control function.
  • a switch is a concept including a circuit breaker, a disconnector, and the like.
  • the IED 20 can output the state of the power system such as current and voltage in real time as an example of the monitoring function.
  • the IED 20 is connected to a substation automation system (SAS) device 46 and a remote monitoring control device 50 via a station bus SB.
  • SAS substation automation system
  • the IED 20 can also output power system information to the substation automation system device 46, and also output power system information to the remote control station 51 far from the target power facility via the remote monitoring control device 50. You can also For example, the IED 20 acquires time data indicating when the relay operation logic is established, that is, time data indicating when an abnormality such as an accident is detected from a timer (not shown), and an accident detection signal to which the time data is assigned is acquired. It is possible to transmit to the substation automation system device 46 and the remote monitoring control device 50 via the station bus SB.
  • processing other than the above-described processing can be mounted on the IED 20.
  • a function corresponding to the substation automation system apparatus 46 may be realized using the IED 20.
  • the merging unit 10 is also connected to the station bus SB, and is configured to be able to perform data communication with the substation automation system device 46 and the remote monitoring control device 50 via the station bus SB.
  • FIG. 1 as an example of power equipment, power is supplied to the primary side of the transformer 3 via the power transmission line 2 constituting the power system, and is obtained by voltage conversion (step-down) by the transformer 3.
  • a plurality of distribution lines are connected to the bus 5, and power is supplied to the load via each distribution line.
  • the protection control system 1 protects, controls, and monitors such power equipment.
  • the power transmission line 2 is provided with a circuit breaker 6-1 which is a kind of switch, and a current transformer (CT) 7-1 (hereinafter collectively referred to as a current transformer 7). And a transformer for instrument (PT / Voltage Transformer: VT) 8-1 (hereinafter also collectively referred to as transformer 8).
  • CT current transformer
  • VT transformer for instrument
  • the current transformer 7-1 measures information (current waveform) of the current flowing through the power transmission line 2.
  • the voltage transformer 8-1 measures voltage information (voltage waveform) generated in the power transmission line 2.
  • Information measured by each of the current transformer 7-1 and the instrument transformer 8-1 is input to the merging unit 10-1. Further, contact information that is binary data (binary signal) of the circuit breaker 6-1 is input to the merging unit 10-1 through a communication line (not shown).
  • Binary data is binary data of 0: contact open, 1: contact close. That is, the merging unit 10-1 collects information on the current flowing through the power transmission line 2, information on the voltage generated in the power transmission line 2, and contact information of a switch such as the circuit breaker 6 provided in the power transmission line 2. . Although only the configuration of the circuit breaker is shown here, various switches such as a disconnecting switch are provided in the power transmission line.
  • the supply line 4 is provided with a circuit breaker 6-2, a current transformer 7-2, and an instrument transformer 8-2.
  • Information measured by each of the current transformer 7-2 and the instrument transformer 8-2 is input to the merging unit 10-2.
  • contact information of the circuit breaker 6-2 is also input to the merging unit 10-2.
  • a plurality of distribution lines are connected to the bus 5, and each distribution line is provided with a circuit breaker 6-3, 6-4, 6-5, and a corresponding load or an intermediate distribution path.
  • Current transformers 7-3, 7-4, and 7-5 and instrument transformers 8-3, 8-4, and 8-5 are provided to detect the failure.
  • Information measured by each of the current transformers 7-3, 7-4, 7-5 and the instrument transformers 8-3, 8-4, 8-5 is obtained from the merging units 10-3 to 10- for each distribution line. 5 respectively.
  • contact information of the circuit breakers 6-3 to 6-5 is also input to the merging units 10-3 to 10-5, respectively.
  • the merging units 10-3 to 10-5 open and close the information on the current flowing through each distribution line connected to the bus 5, the information on the voltage generated in each distribution line, and the circuit breaker 6 provided in each wiring line. Collect contact information of the vessel.
  • FIG. 2 is a diagram showing an arrangement of the merging unit in the power system according to the embodiment of the present application. For the sake of easy understanding, FIG. 2 shows the basic configuration of one merging unit extracted from FIG.
  • a current transformer 7 and an instrument transformer 8 are disposed on a power transmission line (or bus) 2.
  • the measured values measured by the current transformer 7 and the instrument transformer 8 are input to the merging unit 10.
  • the merging unit 10 outputs data obtained by converting the measured value to a digital value on a communication path called a process bus PB according to a predetermined protocol.
  • the output data is input to the IED 20 that executes a protection or control operation.
  • the IED 20 When the result calculated by the IED 20 satisfies a predetermined condition for control execution, the IED 20 outputs a control signal.
  • the control signal is transmitted to the merging unit 10 via the process bus PB, and the control of the circuit breaker 6 and the like is executed by the contact output inside the merging unit 10 accordingly.
  • the internal information of the IED 20 including the control signal of the IED 20 is connected to a communication line (referred to as a station bus SB different from the process bus PB) connected to the host substation automation system device 46. Further, since the station bus SB is also connected to the merging unit 10, the internal information of the merging unit 10 can be transmitted to the substation automation system device 46 and the like.
  • device information such as the circuit breaker 6 is collected as binary data in the merging unit 10 and sent to the IED 20 and the substation automation system device 46 via the process bus PB or the station bus SB.
  • the process bus is mainly used for the purpose of transmitting information on the substation main machine such as system current, voltage, and circuit breaker status to the IED.
  • the station bus connects each device such as an IED and a merging unit to control each other, or communicates information on these devices to the substation automation system device 46, thereby converting the substation. It is used for the purpose of enabling monitoring of the substation by the automation system device 46. For this reason, the process bus has priority over the station bus from the viewpoint of protecting power transmission lines and the like which are most important in substation control.
  • FIG. 3 is a block diagram showing a configuration of the merging unit 10 shown in FIG.
  • the current / voltage waveform from the current transformer or voltage transformer is electrically insulated by the input conversion circuit 11 (11-1 to 11-g, g is the number of analog input channels), It is converted into an appropriate voltage signal inside the merging unit. Thereafter, the high-frequency component is removed by the analog filter circuit 12 (12-1 to 12-g), and then the voltage signal is input to the multiplexer circuit 13.
  • the multiplexer circuit 13 sequentially outputs a plurality of analog input signals to the AD conversion circuit 14.
  • the AD conversion circuit 14 sequentially converts analog input signals corresponding to the number of input channels into digital signals.
  • the analog data processing unit 21 of the data processing unit 15 corrects errors caused by the input conversion circuit 11, the analog filter circuit 12, the AD conversion circuit 14, and the like. Further, the analog data processing unit 21 performs conversion processing from current and voltage values per sample quantity unit to data necessary as data to be placed on the process bus.
  • the data processed by the analog data processing unit 21 is temporarily stored in the first memory circuit 22, and then the data is input to the format conversion circuit 23.
  • the format conversion circuit 23 performs data conversion according to a protocol defined by the process bus.
  • the data converted thereafter is converted into an optical signal by the transmission / reception circuit 16 that performs electrical / optical conversion via the A terminal of the first switching circuit 24 and then output to the process bus PB.
  • the control signal of the merging unit output contact transmitted from the IED 20 via the process bus PB is a signal suitable for signal control by the transmission format restoration circuit 26 via the A terminal of the transmission / reception circuit 16 and the first switching circuit 24. And is input to the second (buffer) memory circuit 27.
  • the signal temporarily stored in the second memory circuit 27 is converted into a signal for driving the contact by the contact drive circuit 28, and then the output contact (DO) circuit 18 (18-1 to 18-n, n is output) Drive).
  • DO output contact
  • devices such as substation breakers are controlled.
  • the transmission / reception circuit 17 that performs electrical / optical conversion connected to the station bus SB is connected to the B terminal of the first switching circuit 24 via the B terminal of the second switching circuit 29. Further, the A terminal of the second switching circuit 29 is connected to the format conversion / restoration circuit 30.
  • FIG. 4 is a block diagram showing connection-related portions of the merging unit 10 and the IED 20.
  • the portion of the IED 20 associated with the merging unit 10 of FIG. 3 will be described.
  • the transmission / reception circuit 41 connected to the process bus PB inside the IED 20 converts the optical signal from the process bus PB into an electric signal, and then the processing unit 43 processes the data. Similarly, the optical signal of the station bus SB is converted into an electric signal by the transmission / reception circuit 42 connected to the station bus SB.
  • the output signal of the transmission / reception circuit 41 is monitored by the transmission abnormality detection circuit 44. At the same time, if no abnormality is detected by the transmission abnormality detection circuit 44, the output of the output signal of the transmission / reception circuit 41 is transmitted from the A terminal of the third switching circuit 45 to the trip determination or station bus control processing unit 47, and IED The arithmetic processing in is executed.
  • the signal of the station bus SB is transmitted from the A terminal to the trip determination or the station bus control processing unit 47 via the A terminal of the fourth switching circuit 48, and IED The arithmetic processing in is executed.
  • the third switching circuit 45 and the fourth switching circuit 48 are both The A terminal is valid and the B terminal is invalid.
  • the transmission abnormality detection circuit 44 detects an abnormality in the received signal obtained from the process bus PB (process bus abnormality state)
  • the third switching circuit 45 and the fourth switching circuit 48 are In both cases, the A terminal becomes invalid and the B terminal becomes valid.
  • the transmission abnormality can be detected almost simultaneously at the merging unit 10 and the IED 20, that is, both ends of the process bus PB.
  • the merging unit 10 when there is an abnormality only in reception by the transmission / reception circuit 41 in the IED 20, the merging unit 10 cannot detect a transmission abnormality, but the transmission abnormality detection circuit 44 in the IED 20 detects the abnormality, and an abnormality detection signal is sent to the merging unit 10. By transmitting, the merging unit 10 can also detect an abnormality.
  • the abnormality can be detected by the transmission abnormality detection circuit 25 in the merging unit 10, so that the abnormality detection signal is also transmitted to the IED 20 via the process bus PB. Can be detected.
  • the current voltage data of the system is transmitted to the IED 20 via the process bus PB, and the control signal from the IED 20 is passed through the restoration circuit 26 and the second memory circuit 27 in the merging unit 10 via the process bus PB.
  • the contact driving circuit 28 drives the output contacts 18-1 to 18-n.
  • the station bus control circuit 31 is connected to the station bus SB via the A terminal of the second switching circuit 29 and the transmission / reception circuit 17.
  • the station bus control circuit 31 transmits the information of the merging unit to the IED 20 and the substation automation system device 46 in FIG. 1, and executes certain processing in response to a request signal from these.
  • both the first switching circuit 24 and the second switching circuit 29 are switched from the connection via the A terminal to the connection via the B terminal.
  • the current voltage data of the system is transmitted to the IED 20 via the station bus SB, and the control signal from the IED 20 is passed through the restoration circuit 26 and the second memory circuit 27 in the merging unit via the station bus SB. Is transmitted to the contact drive circuit 28, and the contact drive circuit 28 drives the output contacts 18-1 to 18-n.
  • the control using the original station bus SB is disconnected, and the control signal based on the result of the transmission of the current / voltage data of the system that has been performed through the process bus and the protection operation in the IED 20 using the system current / data.
  • the modification related to the protection calculation in the IED 20 is also performed via the station bus SB. May be.
  • the operation of the IED 20 is as follows. Referring again to FIG. 4, when the reception signal from the process bus PB is monitored by the transmission abnormality detection circuit 44 and no abnormality is detected, both the third switching circuit 45 and the fourth switching circuit 48 are connected to the A terminal. The connection via is valid.
  • the current / voltage data of the system transmitted from the merging unit 10 via the process bus PB passes through the third switching circuit 45 and is processed by the trip determination in the calculation unit 43 of the IED 20 or by the station bus control processing unit 47. Is done. Further, a station bus signal from the merging unit 10 or the substation automation system device 46 via the station bus SB is processed by the trip determination in the calculation unit 43 or the station bus control processing unit 47 via the third switching circuit 45.
  • the transmission abnormality detection circuit 44 When the transmission abnormality detection circuit 44 detects a transmission abnormality of the process bus PB, the transmission abnormality detection circuit 44 switches both the third switching circuit 45 and the fourth switching circuit 48 to the connection via the B terminal. That is, the current / voltage data of the system transmitted from the merging unit 10 via the station bus SB is processed by the trip judgment in the calculation unit 43 or the station bus control processing unit 47 via the third switching circuit 45.
  • the station bus control circuit 31 of FIG. 3 of the merging unit 10 is already disconnected from the station bus SB. Therefore, the information from the station bus control circuit 31 does not reach the IED 20 or the substation automation system device 46. Further, the voltage / current information data from the merging unit 10 does not reach the substation automation system device 46 because the transmission destination is designated by the IED 20.
  • the substation automation system device 46 Before the switching of the switching circuits 29 and 48, the substation automation system device 46 can transmit and receive signals to and from the merging unit 10 and the IED 20. Therefore, if the merging unit 10 or the IED 20 notifies the substation automation system device 46 of the abnormal state of the process bus PB and then switches the switching circuits 29 and 48, the substation automation system device 46 is connected to the process bus PB. Can recognize abnormal states. Therefore, the substation automation system apparatus 46 restricts the control from the substation automation system apparatus 46 using the station bus SB while the transmission is abnormal.
  • the control signal is switched to the station bus SB, and priority is given to the control signal resulting from the transmission of the current-voltage data of the above system and the protection calculation in the IED 20 using it.
  • a system that stops (separates) the monitoring control on the original station bus is adopted.
  • the transmission speed of the station bus SB has a margin enough to cope with data transmission of the station bus signal in addition to the data transmission by the communication of the original process bus PB, it is not particularly necessary to disconnect.
  • only a certain monitoring control may be allowed depending on the priority in the original monitoring control of the station bus.
  • a station bus abnormality detection function may be added to the system that switches the original process bus communication to the station bus when the process bus is abnormal as described above.
  • the reliability of switching can be improved by adding a condition that the station bus is normal to the switching condition.
  • a station bus function stop period can be shortened by adding a circuit (not shown) such as a function for automatically returning to the original state.
  • the first embodiment is a process bus protection control system for receiving an analog signal obtained by measuring the state of a power system, converting the analog signal into a digital signal, and controlling a circuit breaker provided in the power system.
  • a merging unit 10 that outputs a trip signal of the above
  • an IED 20 that is a computing device that determines the state of the trip signal based on a digital signal converted by the merging unit 10, and a substation automation system that performs at least one of monitoring and commanding 46, a process bus PB connecting the merging unit 10 and the IED 20, and a station bus SB connecting the merging unit 10, the IED 20 and the substation automation system apparatus 46.
  • the process bus PB and the station bus SB are independent communication transmission paths.
  • the IED 20 is configured to transmit a trip command for outputting a trip signal to the merging unit 10 by both the process bus PB and the station bus SB.
  • the merging unit 10 includes a first transmission / reception circuit 16 configured to receive a trip command from the IED 20 using the process bus PB, and a trip command using the station bus SB.
  • the second transmission / reception circuit 17 receives the trip command from the reception by the first transmission / reception circuit 16 in response to the occurrence of an abnormality in the process bus PB.
  • a data processing unit 15 that performs processing based on a trip command.
  • the second transmission / reception circuit 17 is configured to be able to receive control data from the substation automation system apparatus 46 using the station bus SB.
  • the data processing unit 15 receives control data from the substation automation system device 46 using the station bus SB. Stop receiving.
  • At least one of the merging unit 10 and the IED 20 includes transmission abnormality detection circuits 25 and 44 for detecting an abnormality in the process bus PB.
  • the transmission abnormality detection circuits 25 and 44 use the station bus SB to inform the substation automation system device 46 that an abnormality has occurred in the process bus PB, and then send the station bus SB to the data processing unit 15 (or the calculation unit 43). The reception of control data from the substation automation system apparatus 46 using is stopped.
  • the first transmission / reception circuit 16 is configured to be able to transmit a digital signal to the IED 20 using the process bus PB.
  • the second transmission / reception circuit 17 is configured to be able to transmit a digital signal to the IED 20 using the station bus SB.
  • the data processing unit 15 switches the transmission of the digital signal from the transmission by the first transmission / reception circuit 16 to the transmission by the second transmission / reception circuit 17 in response to an abnormality occurring in the process bus PB.
  • the merging unit according to the first embodiment has a function of switching to a station bus when an abnormality occurs in process bus transmission. Therefore, there is an advantage that protection that is an important function for system protection and a control function for a circuit breaker based on the calculation result can be continued even if the process bus is abnormal, without duplicating the process bus itself.
  • the second embodiment includes means for transmitting the calculation result of the IED 20 to the merging unit via the process bus and to the merging unit via the station bus even during normal times. Then, without duplicating the process bus itself for the control signal, the process bus and the station bus are used, each control signal is received by the merging unit, each different output contact is driven, and a logical sum or logic is generated by the contact circuit. Improve reliability by taking the product.
  • FIG. 5 is a block diagram showing a configuration of the merging unit 10A used in the second embodiment.
  • a merging unit 10 ⁇ / b> A is used instead of the merging unit 10.
  • the merging unit 10A of FIG. 5 does not include the transmission or more detection circuit 25, includes a data processing unit 15A instead of the data processing unit 15, and further includes output contact (DO) circuits 19-1 to 19-n.
  • DOE output contact
  • the same symbols as those in FIG. 3 indicate the same elements, and therefore, the description of the overlapping portions will not be repeated.
  • the data processing unit 15A does not include a configuration for switching data paths such as the switching circuits 24 and 29.
  • the IED 20 in FIG. 2 transmits a control signal to the merging unit 10A via the process bus PB when the result calculated based on the voltage / current information received via the process bus PB satisfies a predetermined condition.
  • the signal is received by the transmission / reception circuit 16
  • the control signal is recognized by the restoration circuit 26, and transmitted to the contact driving circuit 28 via the second memory circuit 27.
  • the contact driving circuit 28 drives a predetermined output contact (DO) circuit 18 (predetermined output contact among 18-1 to 18-n).
  • DO predetermined output contact
  • the IED 20 in FIG. 2 transmits the control signal to the station bus SB.
  • the control signal from the IED 20 recognizes the control for driving the output contact by the station bus control circuit 31 through the transmission / reception circuit 17 and the format conversion / restoration circuit 30.
  • the station bus control circuit 31 causes the contact driving circuit 32 to drive a predetermined output contact (DO) circuit 19 (predetermined output contact among 19-1 to 19-n).
  • DO predetermined output contact
  • control signal of the IED 20 drives a separate output contact via the process bus and at the same time via the station bus. That is, the control signal from the IED 20 drives independent output contacts via different routes.
  • this contact operation can be configured in accordance with the concept of system reliability.
  • FIG. 6 is a circuit diagram showing a configuration example when the contacts are connected in series.
  • contacts 18-1 and 19-1 are further connected in series to trip coil TC and separating contact 20-1 connected in series.
  • FIG. 6 shows an example in which the logical product of the contact signal outputs DO1-1 and DO2-1 is taken outside the merging unit, but other corresponding contact signal outputs DO1-m and DO2-m (where m is 1 to n).
  • the logical product can be realized by a circuit connected in series.
  • FIG. 7 is a circuit diagram showing a configuration example when the contacts are connected in parallel.
  • contacts 18-1, 19-1 connected in parallel are further connected in series with trip coil TC and pull-off contact 20-1 connected in series.
  • FIG. 7 shows an example in which the logical sum of the contact signal outputs DO1-1 and DO2-1 is taken outside the merging unit, but other corresponding contact signal outputs DO1-m and DO2-m (m is 1 to n). Similarly, a logical sum can be realized by a circuit connected in parallel.
  • the second embodiment is a process bus-compatible protection control system that receives an analog signal obtained by measuring the state of the power system, converts the analog signal into a digital signal, and controls a circuit breaker provided in the power system.
  • a merging unit 10A that outputs a trip signal
  • an IED 20 that determines the state of the trip signal based on a digital signal converted by the merging unit 10A
  • a substation automation system that performs at least one of monitoring and commanding 46
  • a process bus PB connecting the merging unit 10A and the IED 20 and a station bus SB connecting the merging unit 10A, the IED 20 and the substation automation system device 46.
  • the process bus PB and the station bus SB are independent communication transmission paths.
  • the IED 20 is configured to be able to transmit a trip command for outputting a trip signal to the merging unit 10A by both the process bus PB and the station bus SB.
  • the merging unit 10A includes a first transmission / reception circuit 16 configured to be able to receive a trip command from the IED 20 using the process bus PB, and a trip command using the station bus SB.
  • Is generated from the second transmission / reception circuit 17 configured to be able to receive the signal from the IED 20 and the trip command received via the first transmission / reception circuit 16 to generate a first contact driving signal.
  • a data processing unit 15 ⁇ / b> A that generates a second contact driving signal based on a trip command received via the second transmission / reception circuit 17 along with the generation of the signal.
  • a combination of the first contact driving signals DO1-1 to DO1-n and the second contact driving signals DO2-1 to DO2-n by configuring an AND / OR circuit as shown in FIG. 6 or 7 outside. The circuit breaker 6 is controlled based on the above.
  • the contact output by the contact control signal from the process bus and the contact output by the contact control signal from the station bus are configured outside the merging unit according to the request system.
  • both signals via the process bus and the station bus are configured by internal logic by setting AND and OR.
  • FIG. 8 is a block diagram showing a configuration of the merging unit 10B used in the third embodiment.
  • a merging unit 10 ⁇ / b> B is used instead of the merging unit 10.
  • the merging unit 10B of FIG. 8 differs from the merging unit 10 of FIG. 3 in that the merging unit 10B of FIG. 8 does not include the transmission or detection circuit 25 and includes a data processing unit 15B instead of the data processing unit 15.
  • the same symbols as those in FIG. 3 indicate the same elements, and therefore, the description of the overlapping portions will not be repeated.
  • Embodiment 3 will be described with reference to FIG. Similar to the second embodiment, the contact control signal from the IED 20 is transmitted to the merging unit 10B through two routes via the process bus PB and the station bus SB, individually processed, and input to the DO control circuit 33.
  • the DO control circuit 33 performs AND or OR control on the signal via the process bus and the signal via the station bus.
  • the contact drive circuit 28 drives predetermined contact circuits of the DO circuits 18-1 to 18-n.
  • FIG. 9 is a diagram showing the configuration of the DO control circuit 33 of FIG.
  • DO control circuit 33 has a control signal transmitted from memory 27 via process bus PB and a control signal transmitted from station bus control circuit 31 via station bus SB.
  • Each of the AND (or OR) circuits 34-1 to 34-n is configured to be able to change whether to perform AND processing or OR processing in accordance with the DO setting signal in the merging unit.
  • Each calculation result is transmitted to the contact drive circuit 28 of FIG.
  • the contact driving circuit drives a predetermined output contact based on the calculation result.
  • the third embodiment is a process bus-corresponding protection control system for receiving an analog signal obtained by measuring the state of the power system, converting the analog signal into a digital signal, and controlling a circuit breaker provided in the power system.
  • a merging unit 10B that outputs a trip signal an IED 20 that is a computing device that determines the state of the trip signal based on a digital signal converted by the merging unit 10B, and a substation automation system that performs at least one of monitoring and commanding 46, a process bus PB connecting the merging unit 10B and the IED 20, and a station bus SB connecting the merging unit 10B, the IED 20 and the substation automation system apparatus 46.
  • the process bus PB and the station bus SB are independent communication transmission paths.
  • the IED 20 is configured to transmit a trip command for outputting a trip signal to the merging unit 10B by both the process bus PB and the station bus SB.
  • the merging unit 10B includes a first transmission / reception circuit 16 configured to receive a trip command from the IED 20 using the process bus PB, and a trip command using the station bus SB. Is received from the IED 20, the first reception result of the trip command received via the first transmission / reception circuit 16, and the reception via the second transmission / reception circuit 17. And a data processing unit 15B that generates a contact driving signal used for controlling the circuit breaker 6 based on the second reception result of the trip command. If the merging unit is configured in this way, there is no need for serial or parallel connection outside the merging unit, which is necessary in the second embodiment, and the number of output contact circuits can be reduced.
  • FIG. 10 is a diagram showing a configuration of a modification of FIG.
  • the same contact control signal from the IED 20 is transmitted to the station bus as well as the process bus.
  • a plurality of IEDs 20-A and 20-B are connected to the process bus PB and the station bus SB as shown in FIG.
  • the contact control signal from one IED 20-A is transmitted via the process bus PB
  • the contact control signal from the other IED 20-B is transmitted via the station bus SB.
  • the merging unit and the IED are provided with a circuit that detects an abnormality in the process bus signal between the merging unit and the IED.
  • the process bus communication path is switched to the station bus communication path. That is, when the process bus communication is abnormal, the station bus has a process bus function.
  • the control signal of the substation equipment is output from the merging unit, and the switching control of the circuit breaker installed in the power system is performed.
  • the control signal output from the merging unit is generated based on current and voltage information transmitted from the merging unit to the IED via the process bus.
  • a control signal is transmitted from the IED to the merging unit via the process bus.
  • the merging unit drives an internal output contact.
  • the IED sends a similar control signal via the station bus to the merging unit to drive other different output contacts.
  • These output contacts are configured to be connected in series or in parallel to control equipment installed in the power system such as a circuit breaker.
  • the logical sum or logical product is calculated by the internal logic using two control signals, that is, the control signal transmitted from the IED to the merging unit via the process bus and the control signal transmitted via the station bus. take.
  • the reliability of the control is similarly increased without duplicating the contact circuit.
  • the control signal of the main IED is controlled from the failsafe IED via the process bus.
  • Each signal may be transmitted to the merging unit via a station bus (or vice versa). Then, even if the configuration of the second embodiment in which different output contacts are driven by the merging unit or the configuration of the third embodiment in which the control signal is synthesized by the internal logic is applied, the reliability of the control is similarly increased. be able to.
  • 1 protection control system 2 power transmission line, 3 transformer, 4 supply line, 5 bus, 6 breaker, 7 current transformer, 8 instrument transformer, 10, 10A, 10B merging unit, 11 input conversion circuit, 12 Analog filter circuit, 13 multiplexer circuit, 14 conversion circuit, 15, 15A, 15B data processing unit, 16, 17, 41, 42 transmission / reception circuit, 18-1 to 18-n, 19-1 to 19-n output contact circuit, 20 IED, 21 analog data processing unit, 22, 27 memory circuit, 23 format conversion circuit, 24, 29, 45, 48 switching circuit, 25, 44 transmission abnormality detection circuit, 26, 30 restoration circuit, 27 memory, 28, 32 Contact drive circuit, 30 format conversion / restoration circuit, 31 station bus control circuit, 33 DO control circuit, 43 computing unit, an automated system 46 substations, 47 station bus control processing unit, 50 remote monitor control device 51 distant control stations, PB process bus, SB station bus, TC trip coil.

Abstract

　保護制御システムは、ＩＥＤ（Ｉｎｔｅｌｌｉｇｅｎｔ　Ｅｌｅｃｔｒｉｃ　Ｄｅｖｉｃｅ）と、マージングユニットとを備える。マージングユニットは、電力系統の電流、電圧波形信号を入力し、デジタル変換後のアナログデータを通信回線にシリアル信号としてプロセスバスに出力する。ＩＥＤは、プロセスバスおよびステーションバスの両方によって、マージングユニットに対して、トリップ信号を出力させるためのトリップ指令を送信可能に構成される。好ましくは、マージングユニットと、ＩＥＤとは、プロセスバス通信に異常を検出するとステーションバスへ切り替える切替回路を各々が含む。そして、プロセスバス異常時には、プロセスバスで行なう通信がステーションバスで行なうように切替えられる。これにより、プロセスバスの信頼性を向上させることができる。

Description

プロセスバス対応保護制御システム、マージングユニットおよび演算装置
　この発明は、プロセスバス対応保護制御システム、マージングユニットおよび演算装置に関し、特に、電力系統の状態を計測し遮断器を制御するためのマージングユニットに関する。
　従来、電力系統から電流や電圧などの情報を収集するとともに、電力系統や電力設備に故障が発生した場合に、当該故障を検知するとともに、当該故障を電力系統から切り離すために、保護リレー装置が用いられている。
　例えば、従来のデジタル型の保護リレー装置は、入力される電流信号や電圧信号（アナログ信号）をＡ／Ｄ変換（アナログ／デジタル変換：Ａｎａｌｏｇ　ｔｏ　Ｄｉｇｉｔａｌ）した上で、それによって生成されたデジタル波形データを用いて保護リレー演算などの必要な演算を実行し、系統事故の発生を検出する。
　一方で、近年の情報通信技術の進歩に伴って、電力系統に係る設備についてもネットワーク化が進んでいる。このようなネットワーク化の一つとして、分散型の保護制御システムが実用化されている。分散型の保護制御システムは、従来の保護リレー装置を機能的に分散させたものであり、典型的には、電力系統から電流や電圧などの情報を収集する１つまたは複数のマージングユニットが設けられる。
　マージングユニットは、入力される電流信号や電圧信号（アナログ信号）からＡ／Ｄ変換によりデジタル信号を生成し、さらに生成されたデジタル信号をシリアルデータに変換して、通信回線を介して出力する。系統事故の発生などの判定は、その通信回線を介して接続された演算装置であるインテリジェント電子装置（ＩＥＤ（Ｉｎｔｅｌｌｉｇｅｎｔ　Ｅｌｅｃｔｒｉｃ　Ｄｅｖｉｃｅ））（以降、ＩＥＤとも称する）が、そのシリアルデータに基づいて実行する。
　マージングユニットがＩＥＤへ送信するシリアルデータの通信規格のプロトコルはＩＥＣ６１８５０－９－２で規定されている。また、ＩＥＤの動作信号を他の機器の制御に用いる信号は、一般のオブジェクト指向システムイベントであるメッセージ形式のＧＯＯＳＥ（Ｇｅｎｅｒｉｃ　Ｏｂｊｅｃｔ　Ｏｒｉｅｎｔｅｄ　Ｓｙｓｔｅｍ　Ｅｖｅｎｔ）信号の形式で送信することが規定されている。
　つまり、ＩＥＤでの出力信号により変電所に設置される遮断器の開閉制御などの制御信号についても上記のＧＯＯＳＥ信号を使うことが前提とされている。このような遮断器などの機器の制御のために、マージングユニットからの電流、電圧信号を受けてＩＥＤで保護や制御演算した結果をＩＥＤから直接接点信号で機器を制御する方式や、その信号をＧＯＯＳＥ信号でマージングユニットへ伝送し、マージングユニットから機器を制御する方式が採用される。
　前者は、従来システムの方式を踏襲する方式である。後者は、機器近傍に設置されるマージングユニットから制御することで、ＩＥＤからの制御信号を機器にまで接続するケーブル配線費用を削減するために採用される方式である。
　後者の方式を採用し伝送回路の信頼性向上を目的とする先行技術が、特開２００２－３１５２３３号公報（特許文献１）に開示されている。この先行技術は、統合ユニットまたは、センサーユニットと称されるマージングユニットを伝送路を含めて２重化し、プロセスバス等に不具合が発生した場合でも、事故時の保護遮断が可能なシステムに関する。
特開２００２－３１５２３３号公報（段落００７９～００８１、０３４３～０３４５および図４０）
　上述の先行技術は、プロセスバス自体に問題があるとマージングユニットとＩＥＤ間の通信ができなくなるので、プロセスバス通信路を２重化することで信頼性を確保する。この方式では、信頼性は高いが、プロセスバス通信路を２重化する分コストが高くなるという問題がある。
　この発明は、上述の課題を解決するためになされたもので、その目的は、コストの増加を抑制しつつ信頼性が高められたプロセスバス対応保護制御システム、マージングユニットおよび演算装置を提供することである。
　本発明のある局面は、プロセスバス対応保護制御システムであって、電力系統の状態を計測したアナログ信号を受けてデジタル信号に変換するとともに電力系統に設けられた遮断器を制御するためのトリップ信号を出力するマージングユニットと、マージングユニットによって変換されたデジタル信号に基づいてトリップ信号の状態を決定する演算装置と、監視および指令の少なくとも一方を行なう変電所自動化システム装置と、マージングユニットと演算装置とを結ぶプロセスバスと、マージングユニットと演算装置と変電所自動化システム装置とを結ぶステーションバスとを備える。プロセスバスとステーションバスは、互いに独立した通信伝送路である。演算装置は、プロセスバスおよびステーションバスの両方によって、マージングユニットに対して、トリップ信号を出力させるためのトリップ指令を送信可能に構成される。
　本発明によれば、マージングユニットとＩＥＤ間のプロセスバスが異常の場合でもＩＥＤでの演算を継続でき、ＩＥＤからの演算結果に基づく制御信号がマージングユニットに伝送できるシステムを構成できる。また、マージングユニットとＩＥＤ間のプロセスバス通信で、ＩＥＤでの演算結果に基づく制御信号について信頼性を上げるシステムを、ステーションバスを使って実行できる機能を有する。このため、プロセスバス自体を２重化しなくてもプロセスバスの異常時の対応ができる構成が実現できる。
保護制御システムの全体構成を示す模式図である。 本願の実施の形態に係るマージングユニットの電力系統における配置を示す図である。 図２に示したマージングユニット１０の構成を示すブロック図である。 マージングユニット１０とＩＥＤ２０の各々の接続関連部分を示すブロック図である。 実施の形態２で用いられるマージングユニット１０Ａの構成を示すブロック図である。 接点を直列接続した場合の構成例を示す回路図である。 接点を並列接続した場合の構成例を示す回路図である。 実施の形態３で用いられるマージングユニット１０Ｂの構成を示すブロック図である。 図８のＤＯ制御回路３３の構成を示した図である。 図２の変形例の構成を示した図である。
　本実施の形態について、以下、図面を参照しながら説明する。実施の形態の説明において、個数および量などに言及する場合、特に記載がある場合を除き、本発明の範囲は必ずしもその個数およびその量などに限定されない。実施の形態の説明において、同一の部品および相当部品に対しては、同一の参照番号を付し、重複する説明は繰り返さない場合がある。特に制限が無い限り、実施の形態に示す構成に示す構成を適宜組み合わせて用いることは、当初から予定されていることである。
　［実施の形態１］
　［共通の全体システム構成］
　図１は、保護制御システムの全体構成を示す模式図である。
　図１を参照して、保護制御システム１は、変電所や配電所等に設けられ、電力系統の情報を収集するとともに、収集した情報に基づいて、電力系統の保護、制御、監視等の処理を実行する。より具体的には、保護制御システム１は、電力系統から電流や電圧などの情報を収集する複数のマージングユニット１０－１～１０－５（以下、「マージングユニット１０」と総称する場合もある。）と、電力系統の保護、制御、監視するための複数の演算装置（Ｉｎｔｅｌｌｉｇｅｎｔ　Ｅｌｅｃｔｒｉｃ　Ｄｅｖｉｃｅ：以下「ＩＥＤ」とも称す。）２０－１～２０－Ｎ（以下、「ＩＥＤ２０」と総称する場合もある。）とを含む。
　一般的に、保護制御システム１においては、用途（例えば、保護の対象や制御の対象毎）に応じて複数のＩＥＤ２０が配置される。このような用途別のＩＥＤとしては、例えば、各保護対象別の保護機能を実現する保護ＩＥＤ（例えば、母線保護ＩＥＤ、変圧器保護ＩＥＤや各線路別の線路保護ＩＥＤなど）や、制御機能を実現する制御ＩＥＤが挙げられる。
　マージングユニット１０－１～１０－５とＩＥＤ２０－１～２０－Ｎとの間は、所定のプロトコルに従ったプロセスバスＰＢを介して、物理的に互いにデータ通信可能になっている。プロセスバスＰＢは、電気信号によりデータを伝送する構成であっても良いが、本実施の形態においては、光ファイバを用いて光信号によるシリアルデータを伝送する構成とする。ステーションバスＳＢも光ファイバを用いて光信号によるシリアルデータを伝送する構成であるが、プロセスバスＰＢと伝送プロトコルは異なる。
　各マージングユニット１０は、収集した電力系統からの情報を対応のＩＥＤ２０へ送出する。
　ＩＥＤ２０は、それぞれのマージングユニット１０からの情報に基づいて、電力系統の保護、制御、監視等の処理を実行する。
　より具体的には、ＩＥＤ２０は、保護機能の一例として、予め設定されたリレー演算ロジックが成立するかを所定周期で判断するとともに、リレー演算ロジックが成立すると、対応する遮断器を管轄するマージングユニットに対してトリップ信号を出力する。
　本実施の形態では、このトリップ信号は、プロセスバスＰＢおよびステーションバスＳＢのいずれを介しても伝送することができる。
　また、ＩＥＤ２０は、制御機能の一例として、電力系統における開閉器の投入／開放などの指令を出力することもできる。なお、本明細書において開閉器は、遮断器および断路器等を含む概念である。
　さらに、ＩＥＤ２０は、監視機能の一例として、電力系統の電流、電圧などの状態をリアルタイムで出力することもできる。また、ＩＥＤ２０は、ステーションバスＳＢを介して、変電所自動化システム（Ｓｕｂｓｔａｔｉｏｎ　Ａｕｔｏｍａｔｉｏｎ　Ｓｙｓｔｅｍ：ＳＡＳ）装置４６および遠方監視制御装置５０と接続される。
　ＩＥＤ２０は、変電所自動化システム装置４６へ電力系統の情報を出力することもでき、また、遠方監視制御装置５０を介して、対象の電力設備から離れた遠方制御所５１へ電力系統の情報を出力することもできる。例えば、ＩＥＤ２０は、上記リレー演算ロジックが成立した時を示す時刻データ、すなわち事故等の異常を検出した時を示す時刻データを図示しないタイマから取得し、当該時刻データが付与された事故検出信号を、ステーションバスＳＢを介して変電所自動化システム装置４６や遠方監視制御装置５０に送信することが可能である。
　さらに、ＩＥＤ２０には、上述した処理以外の任意の処理を実装することもできる。例えば、ＩＥＤ２０を用いて、変電所自動化システム装置４６に相当する機能を実現してもよい。
　また、マージングユニット１０は、ステーションバスＳＢとも接続され、ステーションバスＳＢを介して、変電所自動化システム装置４６や遠方監視制御装置５０とデータ通信可能に構成されている。
　図１には、電力設備の一例として、電力系統を構成する電力送電線２を介して変圧器３の一次側へ電力が供給され、変圧器３によって電圧変換（降圧）されて得られた電力が供給線４を介して、母線５へ供給される構成を示す。母線５には、複数の配電線が接続されており、それぞれの配電線を介して負荷へ電力が供給される。保護制御システム１は、このような電力設備を保護、制御、監視する。
　具体的には、電力送電線２には、開閉器の一種である遮断器６－１が設けられるとともに、変流器（Ｃｕｒｒｅｎｔ　Ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ：ＣＴ）７－１（以下、総称して変流器７とも称する）および計器用変圧器（Ｐｏｔｅｎｔｉａｌ　Ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ：ＰＴ／Ｖｏｌｔａｇｅ　Ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ：ＶＴ）８－１（以下、総称して変圧器８とも称する）が設けられている。変流器７－１は、電力送電線２を流れる電流の情報（電流波形）を測定する。計器用変圧器８－１は、電力送電線２に生じる電圧の情報（電圧波形）を測定する。変流器７－１および計器用変圧器８－１のそれぞれが測定した情報は、マージングユニット１０－１へ入力される。さらに、遮断器６－１のバイナリーデータ（２値信号）である接点情報は、図示しない通信線によってマージングユニット１０－１へ入力される。バイナリーデータとしては、０：接点　開、１：接点　閉　の２値データである。すなわち、マージングユニット１０－１は、電力送電線２を流れる電流の情報および電力送電線２に生じる電圧の情報ならびに電力送電線２に設けられた遮断器６等の開閉器の接点情報を収集する。なお、ここでは、遮断器の構成しか図示していないが断路器等、種々の開閉器が電力送電線に設けられる。
　同様に、供給線４には、遮断器６－２が設けられるとともに、変流器７－２および計器用変圧器８－２が設けられている。変流器７－２および計器用変圧器８－２のそれぞれが測定した情報は、マージングユニット１０－２へ入力される。そして、遮断器６－２の接点情報もマージングユニット１０－２へ入力される。
　母線５には、複数の配電線が接続されており、それぞれの配電線には、遮断器６－３，６－４，６－５が設けられるとともに、対応する負荷または途中の配電経路での故障を検知できるように、変流器７－３，７－４，７－５および計器用変圧器８－３，８－４，８－５がそれぞれ設けられている。変流器７－３，７－４，７－５および計器用変圧器８－３，８－４，８－５の各々が測定した情報は、配電線毎にマージングユニット１０－３～１０－５へそれぞれ入力される。また、遮断器６－３～６－５の接点情報についてもマージングユニット１０－３～１０－５へそれぞれ入力される。すなわち、マージングユニット１０－３～１０－５は、母線５に接続される各配電線を流れる電流の情報および各配電線に生じる電圧の情報ならびに各配線電に設けられた遮断器６等の開閉器の接点情報を収集する。
　図２は、本願の実施の形態に係るマージングユニットの電力系統における配置を示す図である。理解の簡単のため、図２は、図１から１つのマージングユニットに関する基本的構成を抜き出して示している。
　図２を参照して、電力用送電線（または母線）２上に変流器７、計器用変圧器８が配置される。変流器７、計器用変圧器８で計測された計測値は、マージングユニット１０に入力される。マージングユニット１０は、計測値をデジタル値に変換したデータをプロセスバスＰＢという通信路に所定のプロトコルに従って出力する。出力されたデータは、保護または制御の演算を実行するＩＥＤ２０に入力される。
　ＩＥＤ２０で演算された結果が制御実行の所定の条件を満足すると、ＩＥＤ２０は制御信号を出力する。その制御信号は、プロセスバスＰＢを経由してマージングユニット１０に伝送され、応じてマージングユニット１０内部の接点出力によって、遮断器６などの制御が実行される。
　また、ＩＥＤ２０の制御信号を含むＩＥＤ２０の内部情報は、上位の変電所自動化システム装置４６と接続される通信回線（プロセスバスＰＢとは異なるステーションバスＳＢと称される）に接続される。さらに、このステーションバスＳＢは、マージングユニット１０にも接続されているので、マージングユニット１０の内部情報を変電所自動化システム装置４６などに送信することもできる構成となっている。
　さらに図示していないが、遮断器６などの機器情報は、マージングユニット１０にバイナリーデータとして集められ、プロセスバスＰＢまたはステーションバスＳＢを経由してＩＥＤ２０や変電所自動化システム装置４６にも送られる。
　このようにプロセスバスは主として系統の電流、電圧や遮断器状態など変電所主機の情報をＩＥＤなどに伝送する目的で使用される。一方、ステーションバスは、ＩＥＤやマージングユニットなどの各機器を接続し、相互間での制御を行なう目的で、または、これら機器の情報などを変電所自動化システム装置４６に通信することで、変電所自動化システム装置４６で変電所の監視が行なえるようにする目的で使用される。このため、変電所制御で最も重要である送電線等の保護の観点からすれば、プロセスバスがステーションバスに優先する。
　図３は、図２に示したマージングユニット１０の構成を示すブロック図である。図３を参照して、電流変成器または電圧変成器からの電流・電圧波形は、入力変換回路１１（１１－１～１１－ｇ、ｇはアナログ入力チャネル数）にて電気的に絶縁され、マージングユニット内部の適当な電圧信号に変換される。その後、電圧信号は、アナログフィルター回路１２（１２－１～１２－ｇ）にて高周波成分が除去された後、マルチプレクサ回路１３に入力される。
　マルチプレクサ回路１３は、複数のアナログ入力信号を順次ＡＤ変換回路１４へ出力する。ＡＤ変換回路１４は、入力チャネル数のアナログ入力信号を順次デジタル信号に変換する。デジタル変換後にデータ処理部１５のアナログデータ処理部２１において、入力変換回路１１、アナログフィルター回路１２、およびＡＤ変換回路１４などによって生じる誤差の補正処理が行なわれる。またアナログデータ処理部２１では、標本量単位当たりの電流、電圧値からプロセスバス上に載せるデータとして必要なデータへの変換処理などが実行される。
　アナログデータ処理部２１で処理されたデータは、第１のメモリ回路２２に一時保管され、その後そのデータはフォーマット変換回路２３に入力される。
　フォーマット変換回路２３は、プロセスバスで規定されるプロトコルに従ってデータ変換を行なう。その後データ変換されたデータは、第１の切替回路２４のＡ端子を経て電気・光変換を行なう送受信回路１６で光信号に変換された後、プロセスバスＰＢに出力される。
　このとき、プロセスバスＰＢ上の信号は、伝送異常検出回路２５で監視される。ＩＥＤ２０からプロセスバスＰＢを経由して伝送されるマージングユニット出力接点の制御信号は、送受信回路１６、第１の切替回路２４のＡ端子を経て、伝送フォーマットの復元回路２６で信号制御に適した信号に変換され、第２の(バッファ)メモリ回路２７に入力される。
　第２のメモリ回路２７に一時保存された信号は、接点駆動回路２８で接点を駆動する信号に変換された後、出力接点（ＤＯ）回路１８（１８－１～１８－ｎ、ｎは、出力接点数）を駆動する。これにより、変電所の遮断器などの機器が制御される。また、ステーションバスＳＢに接続される電気・光変換を行なう送受信回路１７は、第２の切替回路２９のＢ端子を経て第１の切替回路２４のＢ端子に接続される。さらに第２の切替回路２９のＡ端子は、フォーマット変換・復元回路３０に接続される。
　ここで、伝送異常検出回路２５でプロセスバスＰＢからの信号の異常が検出されない場合（通常状態）には、第１の切替回路２４および第２の切替回路２９のＡ端子が有効となり、Ｂ端子は無効となる。逆に、伝送異常検出回路２５でプロセスバスＰＢからの信号の異常が検出された場合（プロセスバス異常状態）には、第１の切替回路２４および第２の切替回路２９のＡ端子が無効となり、Ｂ端子が有効となる。
　図４は、マージングユニット１０とＩＥＤ２０の各々の接続関連部分を示すブロック図である。図４では、図３のマージングユニット１０に関連したＩＥＤ２０の部分について説明する。
　図４を参照して、ＩＥＤ２０の内部でプロセスバスＰＢに接続された送受信回路４１で、プロセスバスＰＢからの光信号を電気信号に変換した後、演算部４３でデータが処理される。同様にステーションバスＳＢに接続された送受信回路４２でステーションバスＳＢの光信号が電気信号に変換される。
　送受信回路４１の出力信号は伝送異常検出回路４４で監視される。同時に、伝送異常検出回路４４で異常が検出されない場合には、送受信回路４１の出力信号の出力は、第３の切替回路４５のＡ端子からトリップ判断またはステーションバス制御処理部４７に送信され、ＩＥＤでの演算処理が実行される。
　また、ステーションバスＳＢの信号は、伝送異常検出回路４４で異常が検出されない場合に、第４の切替回路４８のＡ端子を経てＡ端子からトリップ判断またはステーションバス制御処理部４７に送信され、ＩＥＤでの演算処理が実行される。
　ここで、伝送異常検出回路４４でプロセスバスＰＢから経由して得られた受信信号の異常が検出されない場合（通常状態）には、第３の切替回路４５および第４の切替回路４８は、ともにＡ端子が有効となり、Ｂ端子は無効となる。
　逆に、伝送異常検出回路４４でプロセスバスＰＢから経由して得られた受信信号の異常が検出された場合（プロセスバス異常状態）では、第３の切替回路４５および第４の切替回路４８は、ともにＡ端子が無効となり、Ｂ端子は有効となる。
　なお、プロセスバスＰＢの伝送は双方向伝送であるため、伝送異常はほぼ同時にマージングユニット１０およびＩＥＤ２０すなわち、プロセスバスＰＢの両端で検出することができるよう構成できる。
　例えば、ＩＥＤ２０での送受信回路４１で受信のみに異常がある場合では、マージングユニット１０では伝送異常を検出できないが、ＩＥＤ２０内の伝送異常検出回路４４で検出して、異常検出信号をマージングユニット１０へ送信することで、マージングユニット１０でも異常を検出できる。
　逆に送受信回路４１の送信のみに異常がある場合には、マージングユニット１０内の伝送異常検出回路２５で異常検出できるので、その異常検出信号をプロセスバスＰＢ経由でＩＥＤ２０に送ることでＩＥＤ２０でも異常を検出できる。
　次に再び図３を参照して、マージングユニット１０の動作について説明する。プロセスバスＰＢからの受信信号を伝送異常検出回路２５で監視し、異常を検出しない場合には、第１の切替回路２４、第２の切替回路２９はともにＡ端子の経路が有効にされる。
　すなわち、系統の電流電圧データはプロセスバスＰＢを経由してＩＥＤ２０に伝送され、ＩＥＤ２０からの制御信号はプロセスバスＰＢを経由してマージングユニット１０内の復元回路２６、第２のメモリ回路２７を経由して接点駆動回路２８に送信され、接点駆動回路２８は出力接点１８－１～１８－ｎを駆動する。
　また、ステーションバス制御回路３１は、第２の切替回路２９のＡ端子および送受信回路１７を経由して、ステーションバスＳＢと接続される。ステーションバス制御回路３１は、マージングユニットの情報を図１のＩＥＤ２０や変電所自動化システム装置４６へ送信し、また、これらからの要求信号を受けて一定の処理を実行する。
　伝送異常検出回路２５がプロセスバスＰＢの伝送異常を検出すると第１の切替回路２４、第２の切替回路２９はともにＡ端子を経由した接続からＢ端子を経由した接続に切り替わる。
　即ち、系統の電流電圧データはステーションバスＳＢを経由してＩＥＤ２０に伝送され、ＩＥＤ２０からの制御信号はステーションバスＳＢを経由してマージングユニット内の復元回路２６、第２のメモリ回路２７を経由して接点駆動回路２８に送信され、接点駆動回路２８は出力接点１８－１～１８－ｎを駆動する。
　なお、この場合、本来のステーションバスＳＢを使った制御は切り離され、プロセスバス経由でそれまで行なわれていた系統の電流電圧データの伝送とそれを使ったＩＥＤ２０での保護演算の結果による制御信号を優先する。ただし、後述するように、ステーションバスＳＢの伝送能力が十分である場合には、本来のステーションバスＳＢを使った制御に加えてＩＥＤ２０での保護演算に関する制御もステーションバスＳＢ経由で行なうように変形してもよい。
　一方、ＩＥＤ２０の動作は、以下のようになる。再び図４を参照して、プロセスバスＰＢからの受信信号が伝送異常検出回路４４で監視され、異常が検出されない場合には、第３の切替回路４５、第４の切替回路４８はともにＡ端子を経由した接続が有効とされる。
　即ち、マージングユニット１０からプロセスバスＰＢを経由して伝送された系統の電流電圧データは第３の切替回路４５を経て、ＩＥＤ２０の演算部４３中のトリップ判断またはステーションバス制御処理部４７で演算処理される。また、マージングユニット１０または変電所自動化システム装置４６からステーションバスＳＢを経由したステーションバス信号は、第３の切替回路４５を経て演算部４３中のトリップ判断またはステーションバス制御処理部４７で演算処理される。
　伝送異常検出回路４４は、プロセスバスＰＢの伝送異常を検出すると、第３の切替回路４５、第４の切替回路４８をともにＢ端子を経由した接続に切り替える。即ち、マージングユニット１０からステーションバスＳＢを経由して伝送された系統の電流電圧データは、第３の切替回路４５を経て、演算部４３中のトリップ判断またはステーションバス制御処理部４７で演算処理される。
　また、マージングユニット１０の図３のステーションバス制御回路３１は既にステーションバスＳＢから切り離されている。したがって、ステーションバス制御回路３１からの情報はＩＥＤ２０や変電所自動化システム装置４６には到達しない。また、マージングユニット１０からの電圧電流情報のデータは、伝送の送信先がＩＥＤ２０に指定されているため、変電所自動化システム装置４６には到達しない。
　切替回路２９，４８の切替前は、変電所自動化システム装置４６は、マージングユニット１０やＩＥＤ２０との間で信号を送受信することは可能である。したがって、マージングユニット１０またはＩＥＤ２０が、プロセスバスＰＢの異常状態を変電所自動化システム装置４６報知してから、切替回路２９，４８を切り替えるようにすれば、変電所自動化システム装置４６は、プロセスバスＰＢの異常状態を認識できる。したがって、変電所自動化システム装置４６は、伝送が異常である間は、ステーションバスＳＢを使った変電所自動化システム装置４６からの制御を制限する。
　つまり、プロセスバスＰＢが異常の場合には、ステーションバスＳＢに切り替えて、上記の系統の電流電圧データの伝送とそれを使ったＩＥＤ２０での保護演算の結果による制御信号を優先することができる。
　なお、本実施の形態では、プロセスバスＰＢが異常の場合には、ステーションバスＳＢに切替え、上記の系統の電流電圧データの伝送とそれを使ったＩＥＤ２０での保護演算の結果による制御信号を優先するために、本来のステーションバスでの監視制御を停止（切り離し）するシステムとした。しかし、ステーションバスＳＢの伝送速度が、本来のプロセスバスＰＢの通信でのデータ伝送に加えて、ステーションバス信号のデータ伝送にも対応できるだけの余裕がある場合には、特に切り離す必要はない。また、ステーションバスの伝送速度に応じて、本来のステーションバスの監視制御の中で優先度に応じて一定の監視制御のみ許容するようにしてもよい。
　また、上記のようなプロセスバス異常時には、本来のプロセスバス通信をステーションバスに切り替えるシステムに、さらに、ステーションバスの異常検出機能(図示せず)も付加してもよい。この場合、切替条件にステーションバスが正常である条件を入れることで切替の信頼性を高めることができる。また、異常が解消された場合には、自動的に元に戻る機能などの回路（図示せず）を追加することにより、ステーションバス機能の停止期間を短縮できる。
　実施の形態１について、再び図２～図４を用いて総括する。実施の形態１は、ある局面では、プロセスバス対応保護制御システムであって、電力系統の状態を計測したアナログ信号を受けてデジタル信号に変換するとともに電力系統に設けられた遮断器を制御するためのトリップ信号を出力するマージングユニット１０と、マージングユニット１０によって変換されたデジタル信号に基づいてトリップ信号の状態を決定する演算装置であるＩＥＤ２０と、監視および指令の少なくとも一方を行なう変電所自動化システム装置４６と、マージングユニット１０とＩＥＤ２０とを結ぶプロセスバスＰＢと、マージングユニット１０とＩＥＤ２０と変電所自動化システム装置４６とを結ぶステーションバスＳＢとを備える。プロセスバスＰＢとステーションバスＳＢは、互いに独立した通信伝送路である。ＩＥＤ２０は、プロセスバスＰＢおよびステーションバスＳＢの両方によって、マージングユニット１０に対して、トリップ信号を出力させるためのトリップ指令を送信可能に構成される。
　好ましくは、図３に示すように、マージングユニット１０は、プロセスバスＰＢを用いてトリップ指令をＩＥＤ２０から受信することが可能に構成された第１送受信回路１６と、ステーションバスＳＢを用いてトリップ指令をＩＥＤ２０から受信することが可能に構成された第２送受信回路１７と、プロセスバスＰＢに異常が生じたことに応じて、トリップ指令の受信を第１送受信回路１６による受信から第２送受信回路１７による受信に切り替えて、トリップ指令に基づく処理を行なうデータ処理部１５とを含む。
　好ましくは、図３に示すように、第２送受信回路１７は、ステーションバスＳＢを用いて変電所自動化システム装置４６から制御データを受信することが可能に構成される。データ処理部１５は、トリップ指令の受信を第１送受信回路１６による受信から第２送受信回路１７による受信に切り替えた場合には、ステーションバスＳＢを用いた変電所自動化システム装置４６からの制御データの受信を中止する。
　より好ましくは、図３、図４に示すように、マージングユニット１０およびＩＥＤ２０の少なくとも一方は、プロセスバスＰＢの異常を検出する伝送異常検出回路２５，４４を含む。伝送異常検出回路２５，４４は、プロセスバスＰＢに異常が生じたことをステーションバスＳＢを用いて変電所自動化システム装置４６に連絡した後に、データ処理部１５（または演算部４３）にステーションバスＳＢを用いた変電所自動化システム装置４６からの制御データの受信を中止させる。
　好ましくは、第１送受信回路１６は、プロセスバスＰＢを用いてデジタル信号をＩＥＤ２０に送信可能に構成される。第２送受信回路１７は、ステーションバスＳＢを用いてデジタル信号をＩＥＤ２０に送信可能に構成される。データ処理部１５は、プロセスバスＰＢに異常が生じたことに応じて、デジタル信号の送信を第１送受信回路１６による送信から第２送受信回路１７による送信に切り替える。
　このように構成することによって、実施の形態１のマージングユニットは、プロセスバス伝送に異常が発生した場合に、ステーションバスに切替できる機能を有する。したがって、プロセスバス自体を２重化することなく、プロセスバスの異常でも系統保護に重要な機能である保護とその演算結果による遮断器などへの制御機能を継続できる利点がある。
　［実施の形態２］
　実施の形態１では、プロセスバス伝送に異常が発生した場合に、ステーションバスを経由した伝送に切り替えるように構成した。これに対し、実施の形態２では、ＩＥＤ２０の演算結果を通常時もプロセスバス経由でマージングユニットに伝送する手段とステーションバス経由でマージングユニットに伝送する手段を備える。そして、制御信号についてプロセスバス自体を２重化することなく、プロセスバスとステーションバスを使い、マージングユニットで夫々の制御信号を受信し、夫々異なる出力接点を駆動させ、接点回路で論理和または論理積を採る事で信頼性を向上させる。
　図５は、実施の形態２で用いられるマージングユニット１０Ａの構成を示すブロック図である。図２において、実施の形態２ではマージングユニット１０に代えてマージングユニット１０Ａが使用される。
　図５のマージングユニット１０Ａは、伝送以上検出回路２５を含まず、データ処理部１５に代えてデータ処理部１５Ａを含み、さらに出力接点（ＤＯ）回路１９－１～１９－ｎを含む点が、図３のマージングユニット１０と異なる。図５において、図３と同じ記号は同じ要素を示しているので、重複する部分について説明は繰返さない。データ処理部１５Ａは、図３のデータ処理部１５とは異なり、切替回路２４，２９のようなデータ経路を切り替える構成は含んでいない。
　図２のＩＥＤ２０は、プロセスバスＰＢ経由で受信した電圧電流情報を元に演算した結果が所定の条件を満足すると、マージングユニット１０ＡにプロセスバスＰＢ経由で制御信号を送信する。マージングユニット１０Ａでは、この信号を送受信回路１６で受け、復元回路２６でその制御信号を認識し、第２のメモリ回路２７を経て、接点駆動回路２８に送信する。接点駆動回路２８は、所定の出力接点（ＤＯ）回路１８（１８－１～１８－ｎの中で所定の出力接点）を駆動させる。
　上記と同時に、図２のＩＥＤ２０は、上記の制御信号をステーションバスＳＢにも伝送する。マージングユニット１０Ａでは、送受信回路１７、フォーマット変換・復元回路３０を経て、ＩＥＤ２０からの制御信号はステーションバス制御回路３１で出力接点を駆動する制御を認識する。ステーションバス制御回路３１は、接点駆動回路３２に所定の出力接点（ＤＯ）回路１９（１９－１～１９－ｎの中で所定の出力接点）を駆動させる。
　このようにして、ＩＥＤ２０の制御信号は、プロセスバス経由と同時にステーションバス経由で夫々別個の出力接点を駆動させる。即ち、ＩＥＤ２０からの制御信号は、それぞれ別ルートを経由して独立した出力接点を駆動する。この接点動作をマージングユニット１０Ａの外部で論理和（接点を並列接続）、または論理積（直列接続）を採ることでシステムの信頼性の考え方に応じた構成にすることができる。
　図６は、接点を直列接続した場合の構成例を示す回路図である。図６を参照して、直列接続されたトリップコイルＴＣおよび引き離し接点２０－１に対して、さらに直列して接点１８－１，１９－１が接続されている。図６は、接点信号出力ＤＯ１－１，ＤＯ２－１の論理積をマージングユニット外部で採った例であるが、他の対応する接点信号出力ＤＯ１－ｍ，ＤＯ２－ｍ（ｍは１～ｎのいずれかを示す）についても同様に直列接続された回路により論理積を実現できる。
　図７は、接点を並列接続した場合の構成例を示す回路図である。図７を参照して、直列接続されたトリップコイルＴＣおよび引き離し接点２０－１に対して、並列接続された接点１８－１，１９－１が、さらに直列して接続されている。図７は、接点信号出力ＤＯ１－１，ＤＯ２－１の論理和をマージングユニット外部で採った例であるが、他の対応する接点信号出力ＤＯ１－ｍ，ＤＯ２－ｍ（ｍは１～ｎのいずれかを示す）についても同様に並列接続された回路により論理和を実現できる。
　図６に示したような直列接続では、プロセスバス上に発生した瞬時不良などで接点を誤動作させても、ステーションバスからの駆動信号がないと最終的には誤動作しないシステムを構成できる。また、図７に示したような並列接続では、プロセスバス上に発生した瞬時不良などで接点を動作させることができなくても、ステーションバスからの駆動信号により動作させることができるようなシステムを構成できる。外部で論理積とするか論理和とするかについては、必要に応じて選択して構成すればよい。
　実施の形態２について、再び図２，図５を用いて総括する。実施の形態２は、ある局面では、プロセスバス対応保護制御システムであって、電力系統の状態を計測したアナログ信号を受けてデジタル信号に変換するとともに電力系統に設けられた遮断器を制御するためのトリップ信号を出力するマージングユニット１０Ａと、マージングユニット１０Ａによって変換されたデジタル信号に基づいてトリップ信号の状態を決定する演算装置であるＩＥＤ２０と、監視および指令の少なくとも一方を行なう変電所自動化システム装置４６と、マージングユニット１０ＡとＩＥＤ２０とを結ぶプロセスバスＰＢと、マージングユニット１０ＡとＩＥＤ２０と変電所自動化システム装置４６とを結ぶステーションバスＳＢとを備える。プロセスバスＰＢとステーションバスＳＢは、互いに独立した通信伝送路である。ＩＥＤ２０は、プロセスバスＰＢおよびステーションバスＳＢの両方によって、マージングユニット１０Ａに対して、トリップ信号を出力させるためのトリップ指令を送信可能に構成される。
　好ましくは、図５に示すように、マージングユニット１０Ａは、プロセスバスＰＢを用いてトリップ指令をＩＥＤ２０から受信することが可能に構成された第１送受信回路１６と、ステーションバスＳＢを用いてトリップ指令をＩＥＤ２０から受信することが可能に構成された第２送受信回路１７と、第１送受信回路１６を経由して受信したトリップ指令に基づいて第１の接点駆動信号を生成し、第１の接点駆動信号の生成とともに、第２送受信回路１７を経由して受信したトリップ指令に基づいて第２の接点駆動信号を生成するデータ処理部１５Ａとを含む。図６または図７に示すようなＡＮＤ／ＯＲ回路を外部で構成することによって、第１の接点駆動信号ＤＯ１－１～ＤＯ１－ｎと第２の接点駆動信号ＤＯ２－１～ＤＯ２－ｎの組み合わせに基づいて遮断器６が制御される。
　［実施の形態３］
　実施の形態２では、プロセスバスからの接点制御信号による接点出力とステーションバスからの接点制御信号による接点出力をマージングユニット外部で要求システムに応じて構成するようにした。これに対し、実施の形態３では、プロセスバス経由とステーションバス経由での両信号をＡＮＤ、ＯＲの設定により内部ロジックで構成する。
　図８は、実施の形態３で用いられるマージングユニット１０Ｂの構成を示すブロック図である。図２において、実施の形態２ではマージングユニット１０に代えてマージングユニット１０Ｂが使用される。
　図８のマージングユニット１０Ｂは、伝送以上検出回路２５を含まず、データ処理部１５に代えてデータ処理部１５Ｂを含む点が、図３のマージングユニット１０と異なる。図５において、図３と同じ記号は同じ要素を示しているので、重複する部分について説明は繰返さない。
　図８を参照して、実施の形態３について説明する。実施の形態２と同様に、ＩＥＤ２０からの接点制御信号はプロセスバスＰＢ経由とステーションバスＳＢ経由の２ルートでマージングユニット１０Ｂに伝送され、それぞれ個別に処理され、ＤＯ制御回路３３に入力される。ＤＯ制御回路３３では、プロセスバス経由信号とステーションバス経由信号についてＡＮＤまたはＯＲ制御が行なわれる。その結果に応じて、接点駆動回路２８は、ＤＯ回路１８－１～１８－ｎの所定の接点回路を駆動する。
　図９は、図８のＤＯ制御回路３３の構成を示した図である。図９を参照して、ＤＯ制御回路３３は、プロセスバスＰＢを経由してメモリ２７から送信されてきた制御信号と、ステーションバスＳＢを経由してステーションバス制御回路３１から送信されてきた制御信号との対応するもの同士を演算するＡＮＤ（またはＯＲ）回路３４－１～３４－ｎを含む。
　ＡＮＤ（またはＯＲ）回路３４－１～３４－ｎの各々は、マージングユニット内のＤＯ設定信号に従って、ＡＮＤ処理を実行するかＯＲ処理を実行するかを変更することが可能に構成されている。各々の演算結果は、図８の接点駆動回路２８に送信される。接点駆動回路は、その演算結果に基づいて所定の出力接点を駆動する。
　実施の形態３について、再び図２，図８を用いて総括する。実施の形態３は、ある局面では、プロセスバス対応保護制御システムであって、電力系統の状態を計測したアナログ信号を受けてデジタル信号に変換するとともに電力系統に設けられた遮断器を制御するためのトリップ信号を出力するマージングユニット１０Ｂと、マージングユニット１０Ｂによって変換されたデジタル信号に基づいてトリップ信号の状態を決定する演算装置であるＩＥＤ２０と、監視および指令の少なくとも一方を行なう変電所自動化システム装置４６と、マージングユニット１０ＢとＩＥＤ２０とを結ぶプロセスバスＰＢと、マージングユニット１０ＢとＩＥＤ２０と変電所自動化システム装置４６とを結ぶステーションバスＳＢとを備える。プロセスバスＰＢとステーションバスＳＢは、互いに独立した通信伝送路である。ＩＥＤ２０は、プロセスバスＰＢおよびステーションバスＳＢの両方によって、マージングユニット１０Ｂに対して、トリップ信号を出力させるためのトリップ指令を送信可能に構成される。
　好ましくは、図８に示すように、マージングユニット１０Ｂは、プロセスバスＰＢを用いてトリップ指令をＩＥＤ２０から受信することが可能に構成された第１送受信回路１６と、ステーションバスＳＢを用いてトリップ指令をＩＥＤ２０から受信することが可能に構成された第２送受信回路１７と、第１送受信回路１６を経由して受信したトリップ指令の第１の受信結果と、第２送受信回路１７を経由して受信したトリップ指令の第２の受信結果とに基づいて、遮断器６の制御に用いる接点駆動信号を生成するデータ処理部１５Ｂとを含む。
　このようにマージングユニットを構成すれば、実施の形態２では必要であったマージングユニット外部での直列または並列接続の必要がなく、また、出力接点回路数も減らすことができる。
　［変形例］
　図１０は、図２の変形例の構成を示した図である。
　上記の実施の形態２，３では、ＩＥＤ２０からの同じ接点制御信号をプロセスバス上と共に、ステーションバス上にも伝送した。しかし、図１０に示すように複数のＩＥＤ２０－Ａ，２０－ＢがプロセスバスＰＢとステーションバスＳＢに接続されるケースも考えられる。このようなケースでは、一方のＩＥＤ２０－Ａからの接点制御信号をプロセスバスＰＢ経由で、もう一方のＩＥＤ２０－Ｂからの接点制御信号をステーションバスＳＢ経由で伝送する。これにより、ＩＥＤ２０－Ａを主保護用ＩＥＤとしてプロセスバスＰＢ経由で制御、通信させ、ＩＥＤ２０－Ｂをフェールセーフ用または後備保護用としてステーションバスＳＢ経由で伝送するシステムを構成することもできる。
　以上説明してきたように、実施の形態１では、マージングユニットとＩＥＤ間のプロセスバス信号に異常を検出する回路をマージングユニットおよびＩＥＤに備える。異常が検出されるとプロセスバス通信路からステーションバス通信路へ切り替えられる。すなわち、プロセスバス通信が異常時には、ステーションバスがプロセスバス機能を有する。
　また、実施の形態２では、変電所機器の制御信号はマージングユニットより出力され、電力系統に設置される遮断器などの開閉制御を行なう。マージングユニットより出力される制御信号は、マージングユニットからＩＥＤへプロセスバス経由で伝送される電流、電圧情報に基づいて発生される。ＩＥＤで演算された結果が所定の条件を満足すると、ＩＥＤから制御信号が、プロセスバス経由でマージングユニットへ送信される。制御信号を受けたマージングユニットは、内部の出力接点を駆動する。同時に、ＩＥＤは、同様の制御信号をステーションバス経由でマージングユニットに送信し、他の異なる出力接点を駆動する。これらの出力接点を直列接続または並列接続にする構成とし、遮断器など電力系統の設置される機器を制御する。プロセスバスからの信号だけによる制御に比較して、プロセスバス経由の信号に問題があった場合でもステーションバス経由での信号により対応が可能となり、より信頼性を上げることができる。
　さらに、実施の形態３では、ＩＥＤからプロセスバス経由でマージングユニットへ送信された制御信号とステーションバス経由で送信された制御信号との２個の制御信号によって内部ロジックで、論理和または論理積を採る。これにより実施の形態２と比較して接点回路を２重化することなく同様に制御の信頼性を上げるようにした。
　なお、変形例に示したように、ＩＥＤがメインＩＥＤとフェールセーフ用ＩＥＤの独立したユニットで構成された場合には、メインＩＥＤの制御信号は、プロセスバス経由で、フェールセーフ用ＩＥＤからの制御信号はステーションバス経由（またはその逆の構成）で、それぞれマージングユニットに伝送されてもよい。そして、マージングユニットでそれぞれ別の出力接点を駆動する実施の形態２の構成や、または内部ロジックで制御信号の合成を行なう実施の形態３の構成を適用しても同様に制御の信頼性を上げることができる。
　今回開示された実施の形態はすべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は、上記した説明ではなく、請求の範囲によって示され、請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれることが意図される。
　１　保護制御システム、２　電力送電線、３　変圧器、４　供給線、５　母線、６　遮断器、７　変流器、８　計器用変圧器、１０，１０Ａ，１０Ｂ　マージングユニット、１１　入力変換回路、１２　アナログフィルター回路、１３　マルチプレクサ回路、１４　変換回路、１５，１５Ａ，１５Ｂ　データ処理部、１６，１７，４１，４２　送受信回路、１８－１～１８－ｎ，１９－１～１９－ｎ　出力接点回路、２０　ＩＥＤ、２１　アナログデータ処理部、２２，２７　メモリ回路、２３　フォーマット変換回路、２４，２９，４５，４８　切替回路、２５，４４　伝送異常検出回路、２６，３０　復元回路、２７　メモリ、２８，３２　接点駆動回路、３０　フォーマット変換・復元回路、３１　ステーションバス制御回路、３３　ＤＯ制御回路、４３　演算部、４６　変電所自動化システム装置、４７　ステーションバス制御処理部、５０　遠方監視制御装置、５１　遠方制御所、ＰＢ　プロセスバス、ＳＢ　ステーションバス、ＴＣ　トリップコイル。

Claims (9)

  1. 　電力系統の状態を計測したアナログ信号を受けてデジタル信号に変換するとともに前記電力系統に設けられた遮断器を制御するためのトリップ信号を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によって変換されたデジタル信号に基づいて前記トリップ信号の状態を決定する演算装置と、
    　監視および指令の少なくとも一方を行なう変電所自動化システム装置と、
    　前記マージングユニットと前記演算装置とを結ぶプロセスバスと、
    　前記マージングユニットと前記演算装置と前記変電所自動化システム装置とを結ぶステーションバスとを備え、
    　前記プロセスバスと前記ステーションバスは、互いに独立した通信伝送路であり、
    　前記演算装置は、前記プロセスバスおよび前記ステーションバスの両方によって、前記マージングユニットに対して、前記トリップ信号を出力させるためのトリップ指令を送信可能に構成される、プロセスバス対応保護制御システム。
  2. 　前記マージングユニットは、
    　前記プロセスバスを用いて前記トリップ指令を前記演算装置から受信することが可能に構成された第１送受信部と、
    　前記ステーションバスを用いて前記トリップ指令を前記演算装置から受信することが可能に構成された第２送受信部と、
    　前記プロセスバスに異常が生じたことに応じて、前記トリップ指令の受信を前記第１送受信部による受信から前記第２送受信部による受信に切り替えて、前記トリップ指令に基づく処理を行なうデータ処理部とを含む、請求項１に記載のプロセスバス対応保護制御システム。
  3. 　前記第２送受信部は、前記ステーションバスを用いて前記変電所自動化システム装置から制御データを受信することが可能に構成され、
    　前記データ処理部は、前記トリップ指令の受信を前記第１送受信部による受信から前記第２送受信部による受信に切り替えた場合には、前記ステーションバスを用いた前記変電所自動化システム装置からの前記制御データの受信を中止する、請求項２に記載のプロセスバス対応保護制御システム。
  4. 　前記マージングユニットおよび前記演算装置の少なくとも一方は、
    　前記プロセスバスの異常を検出する異常検出部を含み、
    　前記異常検出部は、前記プロセスバスに異常が生じたことを前記ステーションバスを用いて前記変電所自動化システム装置に連絡した後に、前記データ処理部に前記ステーションバスを用いた前記変電所自動化システム装置からの前記制御データの受信を中止させる、請求項３に記載のプロセスバス対応保護制御システム。
  5. 　前記第１送受信部は、前記プロセスバスを用いて前記デジタル信号を前記演算装置に送信可能に構成され、
    　前記第２送受信部は、前記ステーションバスを用いて前記デジタル信号を前記演算装置に送信可能に構成され、
    　前記データ処理部は、前記プロセスバスに異常が生じたことに応じて、前記デジタル信号の送信を前記第１送受信部による送信から前記第２送受信部による送信に切り替える、請求項２に記載のプロセスバス対応保護制御システム。
  6. 　前記マージングユニットは、
    　前記プロセスバスを用いて前記トリップ指令を前記演算装置から受信することが可能に構成された第１送受信部と、
    　前記ステーションバスを用いて前記トリップ指令を前記演算装置から受信することが可能に構成された第２送受信部と、
    　前記第１送受信部を経由して受信した前記トリップ指令に基づいて第１の接点駆動信号を生成し、前記第１の接点駆動信号の生成とともに、前記第２送受信部を経由して受信した前記トリップ指令に基づいて第２の接点駆動信号を生成するデータ処理部とを含み、
    　前記第１および第２の接点駆動信号の組み合わせに基づいて前記遮断器が制御される、、請求項１に記載のプロセスバス対応保護制御システム。
  7. 　前記マージングユニットは、
    　前記プロセスバスを用いて前記トリップ指令を前記演算装置から受信することが可能に構成された第１送受信部と、
    　前記ステーションバスを用いて前記トリップ指令を前記演算装置から受信することが可能に構成された第２送受信部と、
    　前記第１送受信部を経由して受信した前記トリップ指令の第１の受信結果と、前記第２送受信部を経由して受信した前記トリップ指令の第２の受信結果とに基づいて、前記遮断器の制御に用いる接点駆動信号を生成するデータ処理部とを含む、請求項１に記載のプロセスバス対応保護制御システム。
  8. 　プロセスバス対応保護制御システムを構成し、電力系統の状態を計測したアナログ信号を受けてデジタル信号に変換するとともに前記電力系統に設けられた遮断器を制御するためのトリップ信号を出力するマージングユニットであって、
    　前記プロセスバス対応保護制御システムは、前記マージングユニットによって変換されたデジタル信号に基づいて前記トリップ信号の状態を決定する演算装置と、監視および指令の少なくとも一方を行なう変電所自動化システム装置と、前記マージングユニットと前記演算装置とを結ぶプロセスバスと、前記マージングユニットと前記演算装置と前記変電所自動化システム装置とを結ぶステーションバスとを含み、
    　前記プロセスバスと前記ステーションバスは、互いに独立した通信伝送路であり、
    　前記マージングユニットは、
    　前記プロセスバスを用いて、前記トリップ信号を出力させるためのトリップ指令を前記演算装置から受信することが可能に構成された第１送受信部と、
    　前記ステーションバスを用いて、前記トリップ指令を前記演算装置から受信することが可能に構成された第２送受信部と、
    　前記第１送受信部および前記第２送受信部の少なくとも一方から前記トリップ指令を受信し、前記遮断器の遮断に関する制御を行なうデータ処理部とを含む、マージングユニット。
  9. 　プロセスバス対応保護制御システムを構成する演算装置であって、
    　前記プロセスバス対応保護制御システムは、電力系統の状態を計測したアナログ信号を受けてデジタル信号に変換するとともに前記電力系統に設けられた遮断器を制御するためのトリップ信号を出力するマージングユニットと、監視および指令の少なくとも一方を行なう変電所自動化システム装置と、前記マージングユニットと前記演算装置とを結ぶプロセスバスと、前記マージングユニットと前記演算装置と前記変電所自動化システム装置とを結ぶステーションバスとを含み、
    　前記プロセスバスと前記ステーションバスは、互いに独立した通信伝送路であり、
    　前記演算装置は、
    　前記プロセスバスを用いて、前記トリップ信号を出力させるためのトリップ指令を前記マージングユニットに送信することが可能に構成された第１送受信部と、
    　前記ステーションバスを用いて、前記トリップ指令を前記マージングユニットに送信することが可能に構成された第２送受信部と、
    　前記マージングユニットによって変換されたデジタル信号に基づいて前記トリップ指令を発生し、前記第１送受信部および前記第２送受信部の少なくともいずれか一方によって前記トリップ指令を前記マージングユニットに送信させる演算部とを備える、演算装置。
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