WO2015008412A1 - 保護制御システムおよびインタフェース装置 - Google Patents

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石橋　哲
片山　茂樹
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株式会社 東芝
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    • Y04S10/40—Display of information, e.g. of data or controls

Definitions

  • Embodiments described herein relate generally to a protection control system and an interface device.
  • 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.
  • a merging unit for converting the electric quantity of a current transformer (hereinafter referred to as CT) and an instrument transformer (hereinafter referred to as VT) installed in a power system into a digital quantity.
  • CT current transformer
  • VT instrument transformer
  • a protection control system that connects a protection control device that determines the presence or absence of an accident based on the converted amount of electricity via a network called a process bus is considered.
  • 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 electric quantity information from the MU via the process bus, determines whether a system fault has occurred in the protection target section based on the received electric quantity information, and detects the occurrence of the accident. Send trip command to MU.
  • the MU receives a trip command from the protection control device, the MU opens the circuit breaker or switch to be connected.
  • Each of these protection control devices and MUs is connected to a higher level system such as a substation monitoring and control system via a network called a station bus, and various information is transmitted to the wide area monitoring and control system via this station bus. is doing.
  • a higher level system such as a substation monitoring and control system via a network called a station bus
  • various information is transmitted to the wide area monitoring and control system via this station bus. is doing.
  • the control information from the wide area monitoring and control system installed at a remote place is also supported.
  • the protection control device and the MU constituting the protection control system transmit / receive data to / from each other via a process bus, and each is connected to a higher-level wide-area monitoring control system via a station bus. Therefore, the protection control device and the MU need to be provided with a plurality of communication units for transmitting / receiving data to / from the process bus and the station bus.
  • the hardware configuration of the protection control device and the communication unit of the MU increases, and the total distance of the network cable becomes longer, resulting in an increase in cost.
  • the problem to be solved by the present invention is to provide a protection control system and an interface device capable of reducing the hardware configuration of the protection control device and the MU.
  • the protection control system of the embodiment has a first network, a merging unit, a protection control device, and an interface device.
  • the merging unit is configured to detect an electric quantity of a transformer provided in an electric power system or an open / closed state of a circuit breaker provided in the electric power system, and the electric quantity or the open / closed state as the system information. It is connected to the first network so that it can be output to the first network.
  • the protection control device determines whether or not an accident has occurred in the power system based on the system information so that the system information can be acquired from the first network, and the result of the determination is true. In such a case, trip information can be output to the first network so that it is further connected to the first network and associated with a relay element provided in the power system.
  • the interface device is further connected to the first network so that the system information or the trip information can be acquired as relay information from the first network, and is a network different from the first network. It is also connected to the second network so that it can communicate via the second network.
  • the functional block diagram which shows the function structure of the interface apparatus 106 of 2nd Embodiment. 10 is a flowchart showing an operation of an apparatus abnormality detection unit 114-2 according to the second embodiment.
  • FIG. 1 is a configuration diagram showing a protection control system and its peripheral systems.
  • the protection control system 100 includes a merging unit (MU) 101, a process bus 102, protection control devices 103 to 105, and an interface device 106.
  • MU merging unit
  • the MU 101 detects the amount of electricity of a plurality of transformers (CT, VT, etc.) (not shown) installed in the power system, and outputs it to the process bus 102 as system information. Also, trip information is received from the process bus 102, and when a trip condition is satisfied, a trip command for opening a circuit breaker (not shown) is output to the circuit breaker. Also, circuit breaker switching information indicating whether the circuit breaker is open or closed is acquired and output as system information. The circuit breaker switching information here may be output every predetermined time set in advance, or may be output only when the state has changed.
  • the MU 101 samples electrical quantity information with an analog signal from a plurality of transformers connected by metal cables, converts the electrical quantity information of the sampled analog signal into a digital signal, and processes it as electrical quantity information of the digital signal.
  • the data is output to the bus 102.
  • the process bus 102 is connected to the MU 101, the protection control devices 103 to 105, and the interface device 106, and realizes mutual information transmission between connected devices.
  • the protection control devices 103 to 105 are configured by a computer including a CPU, a memory, and the like, and are connected to the process bus 102. Based on the system information received from the MU 101 via the process bus 102, it is determined whether a system fault has occurred in the protection target. When it is determined that a system fault has occurred in the protection target, trip information is output to the process bus 102.
  • the protection control devices 103, 104, and 105 shown here are examples in which the protection target is a transmission line, a bus, and a transformer, respectively, but other devices or systems may be the protection target.
  • the interface device 106 is connected to the process bus 102 and a station bus 107, which will be described later, and performs information transmission with devices connected via the respective networks (process bus 102 and station bus 107). The detailed configuration and operation of the interface device 106 will be described later.
  • station bus 107 is connected to the interface device 106 and the substation monitoring and control system 108, and realizes mutual information transmission between connected devices.
  • the substation monitoring and control system 108 is connected to the interface device 106 via the station bus 107 and transmits information to and from the interface device 106 via the station bus 107.
  • FIG. 2 is a functional block diagram showing a functional configuration of the interface device 106.
  • the interface device 106 includes a process bus communication unit 109, a relay information acquisition unit 110, a recording unit 111, an accident waveform analysis unit 112, a display unit 113, a device abnormality detection unit 114, a control information acquisition unit 116, and a station bus communication unit 115. Prepare.
  • the process bus communication unit 109 is connected to the process bus 102 and realized by hardware of a network interface card (NIC) and software for operating the hardware.
  • the process bus communication unit 109 communicates with the MU 101 connected to the process bus 102 and the protection control devices 103 to 105.
  • NIC network interface card
  • IEC 61850 may be used as the communication standard here.
  • the relay information acquisition unit 110 is realized by software executed by a calculation unit such as a CPU (not shown), and acquires the relay information received by the process bus communication unit 109.
  • the relay information here is system information output by the MU 101 or trip information output by the protection control devices 103 to 105.
  • the acquired relay information is recorded in the recording unit 111 and transferred to the station bus communication unit 115.
  • the recording unit 111 is realized by a recording medium such as an HDD or an SSD, and stores relay information from the relay information acquisition unit 110.
  • the relay information here includes the electric quantity information and circuit breaker switching information output by the MU 101, and trip information output by the protection control devices 103 to 105. An example of this relay information will be described with reference to FIGS. 3A to 3C.
  • the electric quantity information includes a transformer number, sampling time, and electric quantity.
  • the transformer number is a number uniquely assigned in advance to a plurality of transformers connected to the MU 101
  • the sampling time is the time of sampling
  • the amount of electricity is an electric current such as a current value or a voltage value. Amount. That is, FIG. 3A shows an example in which the electric quantity “1 mA” is sampled at “2013/01/01 10:00:00” by the transformer having the transformer number “0001”.
  • Breaker information includes breaker number, switching time and status.
  • the circuit breaker number is a number uniquely assigned in advance to a plurality of circuit breakers acquired by the MU 101.
  • the switching state time is the time when the switching state is determined. Indicates whether the state is closed or closed. That is, FIG. 3B shows an example in which the circuit breaker with the circuit breaker number “0001” is in the “open” state at “2013/01/01 10:00:00”.
  • Trip information includes the circuit breaker number and trip time.
  • the circuit breaker number is a number uniquely assigned in advance to a plurality of circuit breakers acquired by the MU 101, and the trip time is the time when the protection control devices 103 to 105 output a trip signal. That is, FIG. 3C shows an example in which a trip signal is output at “2013/01/01 10:00:00” for the circuit breaker with the circuit breaker number “0001”.
  • the accident waveform analysis unit 112 is realized by software executed by a calculation unit such as a CPU (not shown), and when the protection control devices 103 to 105 detect an accident based on relay information stored in the recording unit 111 (that is, When the trip information is output, the accident waveform is analyzed.
  • the accident waveform analyzed here is, for example, the relationship between the change in the amount of electricity such as current and voltage at the time of the accident and the operation timing of each relay element in the protection control devices 103 to 105.
  • the analyzed accident waveform is displayed on the display unit 113.
  • the device abnormality detection unit 114 is realized by software executed by a calculation unit such as a CPU (not shown), and detects an abnormality of the devices (MU 101, protection control devices 103 to 105) connected to the process bus 102.
  • life and death monitoring may be performed for each device using a hello call, and it may be determined that an abnormality has occurred when there is no response.
  • life and death monitoring may be performed for each device using a hello call, and it may be determined that an abnormality has occurred when there is no response.
  • life and death monitoring may be performed for each device using a hello call, and it may be determined that an abnormality has occurred when there is no response.
  • the trip signal is continuously output from the protection control device 103 only within a preset time interval, it is determined that an abnormality has occurred in the protection control device 103, the MU 101, the protection The Goose signal sent after the state change of the control devices 103 to 105 is set to be output at regular intervals, and when there is a device that does not receive the signal, a method for determining that an abnormality has occurred, recorded in the recording unit 111
  • the relay information an abnormality has occurred in the MU 101 when the circuit breaker switching information indicating that the circuit breaker has been opened is not received even though the trip signal has been
  • the MU 101 and the protection control devices 103 to 105 are provided with a self-monitoring function for detecting an abnormality of the own device
  • the process bus 102 is abnormal.
  • the abnormality detection unit 114 may detect an abnormality of each device via the process bus communication unit 109.
  • the device abnormality detection unit 114 detects an abnormality, it outputs the abnormality information to the station bus communication unit 115 and displays a warning on the display unit 113.
  • the abnormality information here includes at least the device number uniquely assigned to the device in which the abnormality has occurred, the time at which the abnormality has occurred, and the type of abnormality.
  • the type of abnormality here is the location of the abnormality, the degree of abnormality such as a major failure or a minor failure, and the like.
  • the station bus communication unit 115 is connected to the station bus 107 and realized by hardware of a network interface card (NIC) and software for operating the hardware.
  • NIC network interface card
  • the station bus communication unit 115 communicates with the substation monitoring and control system 108 connected to the station bus 107.
  • the control information acquisition unit 116 is realized by software executed by a calculation unit such as a CPU (not shown), and acquires control information from the station bus communication unit 115.
  • the control information here is a remote trip signal or operation setting signal received by the station bus communication unit 115 from the substation monitoring control system 108 via the station bus 107.
  • This far trip signal is output to the MU 101 in the same manner as the trip signals output by the protection control devices 103 to 105, and the MU 101 that receives the far trip signal opens a circuit breaker (not shown) when the trip condition is satisfied.
  • Trip command is output to the circuit breaker.
  • the operation setting signal is information for operation setting of the MU 101 or the protection control devices 103 to 105, and is so-called 43 control information (43 switches).
  • each device (MU 101, protection control devices 103 to 105) connected to the process bus 102 communicates with a substation monitoring and control system 108 connected to the station bus 107 via the interface device 106. Therefore, each device does not need to include a plurality of communication units, and the hardware configuration can be simplified. Further, since a network cable for connecting each device to the station bus 107 is not necessary, the cost can be suppressed.
  • the user of the substation monitoring control system 108 can use the MU 101 and the protection control devices 103 to 105. It becomes possible to recognize the relay information detected by.
  • the device abnormality detection unit 114 monitors each device, and when an abnormality occurs, the abnormality information is output to the station bus 107 via the station bus communication unit 115, so that the user of the substation monitoring control system 108 can be obtained. Can recognize the abnormality of each device.
  • control information acquisition unit 116 acquires the control information output from the substation monitoring control system 108 and outputs the control information to the process bus 102 via the process bus communication unit 109, whereby the substation monitoring control system 108.
  • the user can control or set the operation of each device.
  • the accident waveform analysis unit 112 acquires relay information from all connected devices. Therefore, by displaying the accident waveforms of the plurality of protection control devices 103 to 105 side by side on the display unit 113, the user can compare the operation timing of each relay element in each protection control device 103 to 105.
  • Examples of accident waveforms to be displayed on the display unit 113 are shown in FIGS. 4A to 4C.
  • FIG. 4A to 4C show the operation timings of the 87 relays of the protection control devices 103 to 105, respectively, and the time on the horizontal axis in a plurality of graphs is displayed on one screen with the vertical alignment. That is, for example, “10:00:00” in FIG. 4A and “10:00:00” in FIG. 4B and FIG. 4C are displayed vertically.
  • the operation timings of the relay elements in the plurality of protection control devices 103 to 105 on a single screen with the same time, the user can easily compare the operation timings.
  • FIG. 5 by displaying the operation timing of each 87 relay elements of the plurality of protection control devices 103 to 105 on one screen as a graph common to the horizontal axis, the user can compare the operation timing. It becomes easy.
  • FIG. 6 is a functional block diagram showing a functional configuration of the interface device 106.
  • the difference from the first embodiment is that an apparatus abnormality detecting unit 114-2 is provided instead of the apparatus abnormality detecting unit 114.
  • the device abnormality detection unit 114 in the interface device 106 uniformly outputs abnormality information to the station bus communication unit 115 when the abnormality (MU 101, protection control devices 103 to 105) is detected.
  • the apparatus abnormality detection unit 114-2 of the present embodiment selects whether or not to output abnormality information depending on the type of abnormality detected, and displays a warning on the display unit.
  • FIG. 7 is a flowchart showing the operation of the apparatus abnormality detection unit 114 when the abnormality type is classified into two types, that is, a major failure and a minor failure, and includes the following steps.
  • Step for determining whether or not an abnormality has been detected in the device connected to the process bus 102 (S61).
  • the step of determining whether or not the type of abnormality is a serious failure (S62), if it is determined that the failure is a serious failure (YES in S62), the step of outputting abnormality information to the station bus communication unit 115 (S63).
  • step of determining whether or not the type of abnormality is a major failure (S62), if it is determined that it is not a major failure (NO in S62) or after the step of outputting abnormality information to the station bus communication unit 115 (S63)
  • step of displaying a warning that an abnormality has occurred on the display unit 113 (S64).
  • whether or not to output abnormality information to the station bus communication unit 115 is determined according to the type of apparatus abnormality, whereby the station bus 107 It is possible to reduce traffic. Further, since the user of the substation monitoring and control system 108 connected to the station bus 107 does not receive an unnecessary notification for a minor failure such as a minor failure, an easy operation is possible.
  • the protection control system and an interface device that can reduce the hardware configuration of the protection control device and the MU.

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Abstract

　一実施形態として、ネットワークと、マージングユニットと、保護制御装置と、インタフェース装置とをもつ保護制御システムが開示される。マージングユニットは、変成器の電気量または遮断器の開閉状態を検出し、かつ、電気量または開閉状態を、系統情報としてネットワークに出力すべくこれに接続される。保護制御装置は、ネットワークから系統情報を取得すべく、かつ、該系統情報に基づいて電力系統に事故が発生したか否かの判断を行い、該判断の結果が真である場合にトリップ情報をネットワークに出力すべく、ネットワークにさらに接続され、電力系統に設けられたリレー要素に対応づけられ設けられている。インタフェース装置は、ネットワークから系統情報またはトリップ情報をリレー情報として取得できるようにネットワークにさらに接続され、かつ、第２のネットワークを介して通信できるように該第２のネットワークにも接続されている。

Description

保護制御システムおよびインタフェース装置
　本発明の実施形態は、保護制御システムおよびインタフェース装置に関する。
　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。
　さらに近年、電力系統に設置された変流器（以下、ＣＴと呼ぶ）および計器用変圧器（以下、ＶＴと呼ぶ）の電気量をディジタル量に変換するマージングユニット（以下、ＭＵと呼ぶ）と、変換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を介して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し、事故発生を検出時にトリップ指令をＭＵに対して送信する。ＭＵは保護制御装置からトリップ指令を受信した場合、接続する遮断器または開閉器を開放する。
　また、これらの保護制御装置やＭＵはそれぞれ、変電所監視制御システム等の上位系のシステムとステーションバスと呼ばれるネットワークを介して接続し、各種情報をこのステーションバスを介して広域監視制御システムに送信している。また、広域監視制御システムからの制御情報もステーションバスを介して受信することによって、遠隔地に設置された広域監視制御システムからの制御指令にも対応している。
特開２００５－２７４６４号公報
　従来、保護制御システムを構成する保護制御装置およびＭＵは、互いにプロセスバスを介してデータを送受信するとともに、それぞれがステーションバスを介して上位系の広域監視制御システムに接続している。そのため、保護制御装置およびＭＵにはプロセスバス、ステーションバスのそれぞれとデータを送受信するための通信部等を複数備える必要があった。
　そのため、保護制御装置およびＭＵの通信部等のハード構成が増大するとともに、ネットワークケーブルの総距離が長くなることにより、コストが増大するという課題があった。
　本発明が解決しようとする課題は、保護制御装置およびＭＵにおけるハード構成を軽減することが可能な保護制御システムおよびインタフェース装置を提供することである。
　実施形態の保護制御システムは、第１のネットワークと、マージングユニットと、保護制御装置と、インタフェース装置とをもつ。マージングユニットは、電力系統に設けられた変成器の電気量または前記電力系統に設けられた遮断器の開閉状態を検出すべく構成され、かつ、該電気量または該開閉状態を、系統情報として前記第１のネットワークに出力できるように前記第１のネットワークに接続されている。保護制御装置は、前記第１のネットワークから前記系統情報を取得できるように、かつ、該系統情報に基づいて前記電力系統に事故が発生したか否かの判断を行い、該判断の結果が真である場合にトリップ情報を前記第１のネットワークに出力できるように、前記第１のネットワークにさらに接続され、前記電力系統に設けられたリレー要素に対応づけられ設けられている。インタフェース装置は、前記第１のネットワークから前記系統情報または前記トリップ情報をリレー情報として取得できるように前記第１のネットワークにさらに接続され、かつ、前記第１のネットワークとは別のネットワークである第２のネットワークを介して通信できるように該第２のネットワークにも接続されている。
第１の実施形態の保護制御システムおよびその周辺システムを示す構成図。 第１の実施形態のインタフェース装置１０６の機能構成を示す機能ブロック図。 第１の実施形態のインタフェース装置１０６の記憶部１１１に記憶されるリレー情報の一例を示す図。 第１の実施形態のインタフェース装置１０６の記憶部１１１に記憶されるリレー情報の一例を示す図。 第１の実施形態のインタフェース装置１０６の記憶部１１１に記憶されるリレー情報の一例を示す図。 第１の実施形態の保護制御装置１０３の８７リレーの動作タイミングの一例を示すグラフ。 第１の実施形態の保護制御装置１０４の８７リレーの動作タイミングの一例を示すグラフ。 第１の実施形態の保護制御装置１０５の８７リレーの動作タイミングの一例を示すグラフ。 第１の実施形態の保護制御装置１０３、１０４、１０５の８７リレーの動作タイミングの一例を横軸共通に示すグラフ。 第２の実施形態のインタフェース装置１０６の機能構成を示す機能ブロック図。 第２の実施形態の装置異常検出部１１４－２の動作を示すフローチャート。
　本発明の実施形態の保護制御システムおよびインタフェース装置について、図面を参照して説明する。
（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、保護制御システムおよびその周辺システムを示す構成図である。
　保護制御システム１００は、マージングユニット（ＭＵ）１０１、プロセスバス１０２、保護制御装置１０３～１０５、およびインタフェース装置１０６を備える。
　ＭＵ１０１は、電力系統に設置された図示しない複数の変成器（ＣＴ、ＶＴ等）の電気量を検出し、系統情報としてプロセスバス１０２に出力する。また、プロセスバス１０２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遮断器に対して出力する。また、遮断器が開状態か閉状態かを示す遮断器開閉情報を取得し、系統情報として出力する。ここでの遮断器開閉情報は、事前に設定された一定時間ごとに出力しても良いし、状態に変化が有った場合のみ出力しても良い。
　ここでのＭＵ１０１は、メタルケーブルで接続する複数の変成器からアナログ信号にて電気量情報をサンプリングし、サンプリングしたアナログ信号の電気量情報をディジタル信号に変換し、ディジタル信号の電気量情報としてプロセスバス１０２に出力している。
　プロセスバス１０２は、ＭＵ１０１、保護制御装置１０３～１０５、およびインタフェース装置１０６に接続しており、接続する機器間の相互の情報伝送を実現する。
　保護制御装置１０３～１０５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１０２に接続する。ＭＵ１０１からプロセスバス１０２を介して受信した系統情報に基づいて、保護対象に系統事故が発生したか否かを判断する。保護対象に系統事故が発生していると判断した場合、トリップ情報をプロセスバス１０２に出力する。ここでの保護制御装置１０３、１０４、１０５は、保護対象をそれぞれ送電線、母線、変圧器とした一例を示しているが、他の機器または系統を保護対象としてもよい。
　インタフェース装置１０６は、プロセスバス１０２および後述するステーションバス１０７に接続し、それぞれのネットワーク（プロセスバス１０２およびステーションバス１０７）を介して接続する機器と情報伝送を行う。このインタフェース装置１０６については、詳細な構成および動作について後述する。
　また、ステーションバス１０７は、インタフェース装置１０６および変電所監視制御システム１０８に接続しており、接続する機器間の相互の情報伝送を実現する。
　変電所監視制御システム１０８は、ステーションバス１０７を介してインタフェース装置１０６に接続し、ステーションバス１０７を介してインタフェース装置１０６と情報伝送を行う。
　インタフェース装置１０６の構成について図２を用いて説明する。図２は、インタフェース装置１０６の機能構成を示す機能ブロック図である。
　インタフェース装置１０６は、プロセスバス通信部１０９、リレー情報取得部１１０、記録部１１１、事故波形解析部１１２、表示部１１３、装置異常検出部１１４、制御情報取得部１１６、およびステーションバス通信部１１５を備える。
　プロセスバス通信部１０９は、プロセスバス１０２と接続し、ネットワークインタフェースカード（ＮＩＣ）のハードウェアや、それを動作させるソフトウェアによって実現される。このプロセスバス通信部１０９は、プロセスバス１０２に接続するＭＵ１０１、保護制御装置１０３～１０５と通信を行う。ここでの通信規格としては、ＩＥＣ６１８５０を用いてもよい。
　リレー情報取得部１１０は、図示しないＣＰＵ等の演算部によって実行されるソフトウェアによって実現され、プロセスバス通信部１０９が受信したリレー情報を取得する。ここでのリレー情報とは、ＭＵ１０１が出力した系統情報や、保護制御装置１０３～１０５が出力したトリップ情報である。取得したリレー情報は記録部１１１に記録させるとともに、ステーションバス通信部１１５に受け渡す。
　記録部１１１は、ＨＤＤやＳＳＤ等の記録媒体で実現され、リレー情報取得部１１０からのリレー情報が記憶される。ここでのリレー情報は、ＭＵ１０１が出力した電気量情報および遮断器開閉情報や、保護制御装置１０３～１０５が出力したトリップ情報を含む。このリレー情報の一例について図３Ａ～図３Ｃを用いて説明する。
　電気量情報は、変成器番号、サンプリング時刻、および電気量を含む。変成器番号とはＭＵ１０１に接続する複数の変成器に対して、固有に事前に割り振られた番号であり、サンプリング時刻とはサンプリングされた時刻であり、電気量は電流値や電圧値等の電気量である。つまり、図３Ａでは、変成器番号が「０００１」の変成器によって、「2013/01/01　10時00分00秒00」に電気量「1mA」をサンプリングされた一例を示している。
　遮断器情報は、遮断器番号、開閉状態時刻および状態を含む。遮断器番号とはＭＵ１０１にて取得した複数の遮断器に対して、固有に事前に割り振られた番号であり、開閉状態時刻とは開閉状態が判断された時刻であり、状態は遮断器が開状態か閉状態かを示す。つまり、図３Ｂでは、遮断器番号が「０００１」の遮断器は「2013/01/01　10時00分00秒00」に「開」状態である一例を示している。
　トリップ情報とは、遮断器番号、トリップ時刻を含む。遮断器番号とはＭＵ１０１にて取得した複数の遮断器に対して、固有に事前に割り振られた番号であり、トリップ時刻とは保護制御装置１０３～１０５がトリップ信号を出力した時刻である。つまり、図３Ｃでは、遮断器番号が「０００１」の遮断器に対して、「2013/01/01　10時00分00秒00」にトリップ信号が出力された一例を示している。
　事故波形解析部１１２は、図示しないＣＰＵ等の演算部によって実行されるソフトウェアによって実現され、記録部１１１に記憶されたリレー情報に基づいて、保護制御装置１０３～１０５が事故を検出した際（つまり、トリップ情報を出力した際）の事故波形を解析する。ここで解析する事故波形とは例えば、事故発生時における電流や電圧などの電気量の変化と、保護制御装置１０３～１０５における各リレー要素の動作タイミングとの関係である。解析した事故波形は、表示部１１３に表示させる。
　装置異常検出部１１４は、図示しないＣＰＵ等の演算部によって実行されるソフトウェアによって実現され、プロセスバス１０２に接続する装置（ＭＵ１０１、保護制御装置１０３～１０５）の異常を検出する。
　異常の検出方法としては、各装置に対してハローコールを用いて死活監視を行い、応答がない場合に異常が発生したと判断してもよい。またその他の方法として、例えば保護制御装置１０３のみからトリップ信号が事前に設定された時間間隔未満で継続して出力する場合に保護制御装置１０３に異常が発生したと判断する方法や、ＭＵ１０１、保護制御装置１０３～１０５の状態変化後に送出されるGoose信号を一定間隔で出力する様に設定し、その信号が来ない装置がある場合に異常が発生したと判断する方法、記録部１１１に記録されたリレー情報を参照することによって、保護制御装置１０３～１０５からトリップ信号を受信したにもかかわらず遮断器が開極したことを示す遮断器開閉情報を受信しない場合にＭＵ１０１に異常が発生したと判断する方法がある。
　また、ＭＵ１０１および保護制御装置１０３～１０５に自装置の異常を検出する自己監視機能を備える場合には、各装置が自身の装置に異常が発生したことを検出した場合に、プロセスバス１０２に異常情報を出力する。このように各装置が自己監視機能を備える場合には、異常検出部１１４はプロセスバス通信部１０９を介して各装置の異常を検出する方法もある。
　また、装置異常検出部１１４が異常を検出した場合には、ステーションバス通信部１１５に対して異常情報として出力するとともに、表示部１１３に警告を表示する。ここでの異常情報には少なくとも、異常が発生した装置に固有に割り振られた機器番号、異常が発生した時刻、および異常の種別を含む。ここでの異常の種別とは、異常発生箇所や、重故障や軽故障などの異常の程度等である。
　ステーションバス通信部１１５は、ステーションバス１０７と接続し、ネットワークインタフェースカード（ＮＩＣ）のハードウェアや、それを動作させるソフトウェアによって実現される。このステーションバス通信部１１５は、ステーションバス１０７に接続する変電所監視制御システム１０８と通信を行う。
　制御情報取得部１１６は、図示しないＣＰＵ等の演算部によって実行されるソフトウェアによって実現され、ステーションバス通信部１１５より制御情報を取得する。ここでの制御情報は、ステーションバス通信部１１５が変電所監視制御システム１０８よりステーションバス１０７を介して受信した遠方トリップ信号や運用設定信号である。この遠方トリップ信号は、保護制御装置１０３～１０５が出力するトリップ信号と同様に、ＭＵ１０１に対して出力され、遠方トリップ信号を受信したＭＵ１０１は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遮断器に対して出力する。また、運用設定信号とは、ＭＵ１０１または保護制御装置１０３～１０５の運用設定のための情報であり、いわゆる４３制御情報（４３スイッチ）である。
　本実施形態によれば、プロセスバス１０２に接続する各装置（ＭＵ１０１、保護制御装置１０３～１０５）はそれぞれ、インタフェース装置１０６を介してステーションバス１０７に接続する変電所監視制御システム１０８と通信を行うため、各装置では通信部を複数備える必要がなく、ハード構成を簡易にすることが可能となる。さらに、各装置とステーションバス１０７と接続するためのネットワークケーブルも必要ないため、コストを抑制することが可能である。
　さらに、リレー情報取得部１１０が取得したリレー情報を、ステーションバス通信部１１５を介してステーションバス１０７に出力することによって、変電所監視制御システム１０８の利用者は、ＭＵ１０１および保護制御装置１０３～１０５により検出されたリレー情報を認識することが可能となる。
　また、装置異常検出部１１４が各装置の監視を行い、異常が発生した場合にステーションバス通信部１１５を介してステーションバス１０７に異常情報を出力することで、変電所監視制御システム１０８の利用者は各装置の異常を認識することが可能となる。
　さらに、制御情報取得部１１６が変電所監視制御システム１０８から出力された制御情報を取得し、プロセスバス通信部１０９を介してプロセスバス１０２に制御情報を出力することで、変電所監視制御システム１０８の利用者は各機器の制御または運用設定が可能となる。
　なお、インタフェース装置１０６はプロセスバス１０２を介して、ＭＵ１０１および保護制御装置１０３～１０５に接続しているため、事故波形解析部１１２は接続する全ての機器からリレー情報を取得する。そのため、表示部１１３には複数の保護制御装置１０３～１０５の事故波形を並べて表示することで、利用者は各々の保護制御装置１０３～１０５における各リレー要素の動作タイミングの比較が可能となる。ここで、表示部１１３に表示させる事故波形の一例を図４Ａ～図４Ｃに示す。
　図４Ａ～図４Ｃはそれぞれ、保護制御装置１０３～１０５の８７リレーの動作タイミングを示し、複数のグラフにおける横軸の時刻が縦にそろえて１画面にて表示されている。つまり、例えば図４Ａの「10時00分00秒00」と図４Ｂおよび図４Ｃの「10時00分00秒00」は縦にそろえて表示されている。このように複数の保護制御装置１０３～１０５におけるリレー要素の動作タイミングを、時刻をそろえて１画面にて表示させることによって、利用者は動作タイミングの比較が容易となる。また同様に、図５に示すように複数の保護制御装置１０３～１０５の各８７リレー要素の動作タイミングを、横軸共通のグラフとして１画面に表示させることによって、利用者は動作タイミングの比較が容易となる。
（第２の実施形態）
　本発明の第２の実施形態における保護制御システムについて図６、図７を用いて説明する。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。図６は、インタフェース装置１０６の機能構成を示す機能ブロック図である。第１の実施形態と異なる点は、装置異常検出部１１４に代えて装置異常検出部１１４－２を備える点である。
　第１の実施形態のインタフェース装置１０６における装置異常検出部１１４は、（ＭＵ１０１、保護制御装置１０３～１０５）の異常を検出した場合は一律にステーションバス通信部１１５に対して異常情報を出力していたが、本実施形態の装置異常検出部１１４－２では検出した異常の種別によって、異常情報を出力するか否かの選択を行うとともに、表示部に警告を表示させている。
　このように装置異常の種別に応じて異常検出後の動作を変更する本実施形態の作用について図７を用いて説明する。図７は、異常の種別を重故障や軽故障の２種別に分類した場合の、装置異常検出部１１４の動作を示すフローチャートを示し、下記ステップを備える。
　・プロセスバス１０２に接続する装置の異常を検出したか否かを判断するステップ（Ｓ６１）。
　・異常を検出したか否かを判断するステップ（Ｓ６１）において、異常を検出したと判断した場合（Ｓ６１のＹＥＳ）、検出した異常の種別が重故障か否かを判断するステップ（Ｓ６２）。
　・異常の種別が重故障か否かを判断するステップ（Ｓ６２）において、重故障であると判断した場合（Ｓ６２のＹＥＳ）、ステーションバス通信部１１５に異常情報を出力するステップ（Ｓ６３）。
　・異常の種別が重故障か否かを判断するステップ（Ｓ６２）において、重故障ではないと判断した場合（Ｓ６２のＮＯ）またはステーションバス通信部１１５に異常情報を出力するステップ（Ｓ６３）の後、表示部１１３に異常が発生した旨の警告を表示させるステップ（Ｓ６４）。
　ここで、異常を検出したか否かを判断するステップ（Ｓ６１）において、異常を検出していないと判断した場合（Ｓ６１のＮＯ）や、表示部１１３に警告を表示させるステップ（Ｓ６４）の後は、フローを終了する。
　本実施形態によれば、第１の実施形態で得られる効果に加えて、ステーションバス通信部１１５に異常情報を出力するか否かを装置異常の種別に応じて決定することで、ステーションバス１０７のトラフィックを減少させることが可能となる。また、ステーションバス１０７に接続する変電所監視制御システム１０８の利用者にとっては、軽故障等の軽微な故障については不要な通知を受けることが無いため容易な運用が可能となる。
　本発明に係る第１および第２の実施形態によれば、保護制御装置およびＭＵにおけるハード構成を軽減することが可能な保護制御システムおよびインタフェース装置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。

Claims (8)

  1. 　第１のネットワークと、
    　電力系統に設けられた変成器の電気量または前記電力系統に設けられた遮断器の開閉状態を検出すべく構成され、かつ、該電気量または該開閉状態を、系統情報として前記第１のネットワークに出力できるように前記第１のネットワークに接続されたマージングユニットと、
    　前記第１のネットワークから前記系統情報を取得できるように、かつ、該系統情報に基づいて前記電力系統に事故が発生したか否かの判断を行い、該判断の結果が真である場合にトリップ情報を前記第１のネットワークに出力できるように、前記第１のネットワークにさらに接続された、前記電力系統に設けられたリレー要素に対応づけられ設けられた保護制御装置と、
    　前記第１のネットワークから前記系統情報または前記トリップ情報をリレー情報として取得できるように前記第１のネットワークにさらに接続され、かつ、前記第１のネットワークとは別のネットワークである第２のネットワークを介して通信できるように該第２のネットワークにも接続されたインタフェース装置と、
    を備える保護制御システム。
  2. 　前記インタフェース装置が、前記リレー情報を前記第２のネットワークに出力するように構成されている請求項１記載の保護制御システム。
  3. 　前記インタフェース装置が、前記電力系統に事故が発生したときの、前記電気量の変化と前記保護制御装置に対応した前記リレー要素の動作タイミングとの関係を示す事故波形を、前記リレー情報に基づいて解析、取得する解析部と、該事故波形を表示する表示部とを有する
    請求項２記載の保護制御システム。
  4. 　前記保護制御装置を複数備え、
    　前記インタフェース装置の前記表示部が、前記複数の保護制御装置の各前記リレー要素の動作タイミングを時刻をそろえて１画面にて表示する
    請求項３記載の保護制御システム。
  5. 　前記インタフェース装置が、前記第１のネットワークを介して前記マージングユニットおよび前記保護制御装置の異常を検出するように構成され、該異常を示す異常情報を前記第２のネットワークに出力するように構成されている請求項１ないし４の何れか１項記載の保護制御システム。
  6. 　前記インタフェース装置が、前記異常がその種別として予め設定された種別である場合に限り前記異常情報を前記第２のネットワークに出力するように構成されている請求項５記載の保護制御システム。
  7. 　前記インタフェース装置が、前記第２のネットワークから前記マージングユニットまたは前記保護制御装置を制御する制御情報を取得するように構成され、かつ、該制御情報を前記第１のネットワークに出力するように構成されている請求項１記載の保護制御システム。
  8. 　第１のネットワークにそれぞれ接続されたマージングユニットおよび保護制御装置と通信できるように該第１のネットワークに接続された第１のネットワーク通信部と、
    　電力系統に設けられた変成器の電気量または前記電力系統に設けられた遮断器の開閉状態を示す系統情報を前記マージングユニットから、保護対象に系統事故が発生したと判断されたことを示すトリップ情報を前記保護制御装置から、前記第１のネットワークを介し前記第１のネットワーク通信部を経てそれぞれ取得するように構成されたリレー情報取得部と、
    　前記第１のネットワークとは別のネットワークである第２のネットワークに接続された装置と通信できるように該第２のネットワークに接続された第２のネットワーク通信部と、
    を備えるインタフェース装置。
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