WO2013125189A1 - ネットワーク監視装置およびネットワーク監視方法 - Google Patents

ネットワーク監視装置およびネットワーク監視方法 Download PDF

Info

Publication number
WO2013125189A1
WO2013125189A1 PCT/JP2013/000828 JP2013000828W WO2013125189A1 WO 2013125189 A1 WO2013125189 A1 WO 2013125189A1 JP 2013000828 W JP2013000828 W JP 2013000828W WO 2013125189 A1 WO2013125189 A1 WO 2013125189A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
network
data
system fault
threshold
type
Prior art date
Application number
PCT/JP2013/000828
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
金田　啓一
実 奥田
西田　知敬
Original Assignee
株式会社 東芝
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 株式会社 東芝 filed Critical 株式会社 東芝
Priority to CN201380007233.8A priority Critical patent/CN104081627A/zh
Priority to EP13751858.5A priority patent/EP2819270A4/en
Publication of WO2013125189A1 publication Critical patent/WO2013125189A1/ja
Priority to US14/334,243 priority patent/US20140330531A1/en

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/08—Locating faults in cables, transmission lines, or networks
    • G01R31/088—Aspects of digital computing
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H02J13/00032—Systems characterised by the controlled or operated power network elements or equipment, the power network elements or equipment not otherwise provided for
    • H02J13/00034—Systems characterised by the controlled or operated power network elements or equipment, the power network elements or equipment not otherwise provided for the elements or equipment being or involving an electric power substation
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H—ELECTRICITY
    • H04—ELECTRIC COMMUNICATION TECHNIQUE
    • H04L—TRANSMISSION OF DIGITAL INFORMATION, e.g. TELEGRAPHIC COMMUNICATION
    • H04L43/00—Arrangements for monitoring or testing data switching networks
    • H04L43/08—Monitoring or testing based on specific metrics, e.g. QoS, energy consumption or environmental parameters
    • H04L43/0876—Network utilisation, e.g. volume of load or congestion level
    • H—ELECTRICITY
    • H04—ELECTRIC COMMUNICATION TECHNIQUE
    • H04L—TRANSMISSION OF DIGITAL INFORMATION, e.g. TELEGRAPHIC COMMUNICATION
    • H04L43/00—Arrangements for monitoring or testing data switching networks
    • H04L43/16—Threshold monitoring
    • H—ELECTRICITY
    • H04—ELECTRIC COMMUNICATION TECHNIQUE
    • H04L—TRANSMISSION OF DIGITAL INFORMATION, e.g. TELEGRAPHIC COMMUNICATION
    • H04L67/00—Network arrangements or protocols for supporting network services or applications
    • H04L67/01—Protocols
    • H04L67/12—Protocols specially adapted for proprietary or special-purpose networking environments, e.g. medical networks, sensor networks, networks in vehicles or remote metering networks
    • H04L67/125—Protocols specially adapted for proprietary or special-purpose networking environments, e.g. medical networks, sensor networks, networks in vehicles or remote metering networks involving control of end-device applications over a network
    • H—ELECTRICITY
    • H04—ELECTRIC COMMUNICATION TECHNIQUE
    • H04L—TRANSMISSION OF DIGITAL INFORMATION, e.g. TELEGRAPHIC COMMUNICATION
    • H04L69/00—Network arrangements, protocols or services independent of the application payload and not provided for in the other groups of this subclass
    • H04L69/40—Network arrangements, protocols or services independent of the application payload and not provided for in the other groups of this subclass for recovering from a failure of a protocol instance or entity, e.g. service redundancy protocols, protocol state redundancy or protocol service redirection
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S40/00—Systems for electrical power generation, transmission, distribution or end-user application management characterised by the use of communication or information technologies, or communication or information technology specific aspects supporting them
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S40/00—Systems for electrical power generation, transmission, distribution or end-user application management characterised by the use of communication or information technologies, or communication or information technology specific aspects supporting them
    • Y04S40/18—Network protocols supporting networked applications, e.g. including control of end-device applications over a network

Definitions

  • the present invention relates to a network monitoring device and a network monitoring method in a network that monitors and controls a power system of a substation.
  • substations play an important role in the safe, reliable, and efficient operation of power.
  • substation monitoring and control systems that monitor and control substations have been digitized, and along with this, it has become common for the devices that make up the system to be connected via a network. Yes.
  • the international standard IEC 61850 which has been applied to substation monitoring and control systems in recent years, is a standard for exchanging monitoring information, control information, and accident information in a substation via a network, and monitors the load (traffic) of the network.
  • IEC 61850 which has been applied to substation monitoring and control systems in recent years, is a standard for exchanging monitoring information, control information, and accident information in a substation via a network, and monitors the load (traffic) of the network.
  • Patent Documents 1 and 2 A technology for analyzing network components and monitoring the amount of data (traffic) flowing on the network is disclosed (see Patent Documents 1 and 2).
  • An object of the present invention is to provide a network monitoring apparatus and a network monitoring method that reduce false detection.
  • a network monitoring apparatus includes a monitor unit that monitors data transmitted through a network that monitors and controls a power system of a substation, an accident in the power system, and data transmitted through the network.
  • a system fault determination database that represents a correspondence relationship between types, a calculation unit that calculates a data amount monitored by the monitor unit, a first determination unit that determines whether the data amount is greater than a threshold value, A second discriminating unit for discriminating whether or not a system fault has occurred based on the system fault discriminating database and the type of monitored data when the monitored transmission amount is larger than a threshold;
  • a stop control unit that stops the determination by the first determination unit when the second determination unit determines that the occurrence has occurred.
  • FIG. 1 is a diagram illustrating a substation power system and a substation monitoring and control system according to the first embodiment.
  • FIG. 2 is a block diagram showing an outline of the network of the substation monitoring and control system of FIG.
  • the transmission line (ultra-high voltage transmission line) 11 is sequentially reduced in voltage by two transformers 15 and supplied to the transmission line and the distribution line.
  • This power system includes a power transmission line 11, a bus 12, a circuit breaker 13, a disconnector 14, a transformer 15, a CT (Current Transformer) 16, a VT (Voltage transformer) 17, and the like.
  • the transmission line 11 is an electric wire that supplies electric power from the power plant to the substation.
  • the bus 12 is an electric wire that supplies electricity from the power transmission line 11 to the transformer 15 and the like via the circuit breaker 13 and the disconnecting switch 14.
  • the circuit breaker 13 is a power device that opens and closes the load current of the bus 12 during normal operation.
  • the disconnector 14 is a power device that opens and closes the voltage of the bus 12 when there is no load.
  • the transformer 15 is a power device that converts a voltage.
  • the CT 16 is a power device that converts the current of the bus 12 into a low current and measures it.
  • the VT 17 is a power device that measures by converting the voltage of the bus 12 into a low voltage (for example, 110 V).
  • the substation monitoring and control system monitors the substation, and includes a network 20, MU (31 to 35), IED (41 to 45), SC 51, HMI 52, network monitor 61, and system fault determination database 62.
  • the network 20 is an information transmission path connecting the MU (31 to 35), the IED (41 to 45), the SC 51, the HMI 52, and the network monitor 61, and transmits various data.
  • MUs (merging units) (31 to 33) are devices connected to the power system components (breaker 13, disconnector 14, CT16, VT17) and collecting data from these components.
  • the components of the power system are connected to each of MU1 (31) to MUn (35), such as “MU1 (31): VT17, MU2 (32): CT16, MU3 (33): Circuit breaker 13”.
  • the Data collected by the MUs (31 to 35) is transmitted to any of the IEDs (41 to 45).
  • the IED (Intelligent Electronic Device) (41 to 45) is a protective relay and is generally called an intelligent electronic device (IED).
  • the IED (41 to 45) receives information from the MU (31 to 35) and transmits it to the SC 51.
  • An SC (Station Computer) 51 is a computer that monitors and controls the state of the entire substation.
  • An HMI (Human Machine Interface) 52 is an interface (input / output device) between the SC 51 and an operator, and includes a display device, an information input device, and the like.
  • the network monitor 61 is connected to the network 20 and monitors the load state of the network 20.
  • the network monitor 61 can monitor data transmitted between devices connected to the network 20 (IED (41 to 45), MU (31 to 35), SC51, HMI52). That is, the network monitor 61 functions as a monitor unit that monitors data transmitted through a network that monitors and controls the power system of the substation.
  • the data transmitted through the network 20 is transmitted from the transmission side device as a packet including a header (transmission side address, reception side address, etc.) and a data body. Therefore, by monitoring the signal on the network 20, the transmission side device, the reception side device, the data content, and the data amount in each packet can be known.
  • the network monitor 61 calculates the amount of monitored data. That is, the network monitor 61 functions as a calculation unit that calculates the amount of data monitored by the monitor unit. This calculation is performed at predetermined intervals, for example, in units of 1 second or 100 milliseconds.
  • the network monitor 61 can calculate the total amount of data transmitted through the network 20.
  • the network monitor 61 may calculate the data amount for each device on the transmission side (or for each device on the reception side). As described above, it is possible to determine the device to be transmitted / received from the packet header (address) information.
  • the network monitor 61 determines whether or not the calculated data amount is larger than the threshold value. That is, the network monitor 61 functions as a first determination unit that determines whether the data amount is larger than the threshold value.
  • the network monitor 61 determines whether or not a system fault has occurred based on the system fault determination database and the type of the monitored data when the monitored transmission amount is larger than the threshold. That is, the network monitor 61 serves as a second determination unit that determines whether or not a system fault has occurred based on the system fault determination database and the type of monitored data when the monitored transmission amount is larger than the threshold. Function. Details of this will be described later.
  • the network monitor 61 can stop the determination by the first determination unit when the second determination unit determines that a system fault has occurred. That is, the network monitor 61 functions as a stop control unit that stops the determination by the first determination unit when the second determination unit determines that a system fault has occurred.
  • the network monitor 61 is shown independently of other devices (IED (41 to 45), MU (31 to 35), SC51, HMI52, etc.).
  • the function of the network monitor 61 may be mounted on the IED (41 to 45), the MU (31 to 35), the SC 51, or the HMI 52.
  • the system fault discrimination database 62 is a database for discriminating system faults in the network load monitoring by the network monitor 61.
  • the system fault determination database 62 the correspondence between the fault in the power system and the type of data transmitted through the network 20 is represented. That is, the type of data corresponding to an accident in the power system (for example, data for notifying the occurrence of an accident in the power system, data indicating the type of the accident that has occurred, the device that detected the accident (IED (41 ⁇ 45), data for identifying the MU (31 to 35)), control data for handling the accident, etc.) are retained.
  • the system fault determination database 62 when detecting a load abnormality in the network 20, the system fault determination database 62 is used to determine whether a system fault has occurred.
  • the network monitor 61 can determine whether or not a system fault has occurred based on whether or not the monitored transmission data matches the data pattern represented in the system fault determination database 62. Furthermore, it is possible to determine the type of system fault and the device that detected the accident that occurred.
  • FIG. 3 is a diagram for explaining how the transmission state of the network 20 changes depending on the normal state and the system fault state.
  • (A) and (B) represent a normal state and a system fault occurrence state, respectively.
  • the communication state in the network 20 at the normal time is as follows. Most of the data communicated from the MU 35 to the IED 45 is small, and for example, the amount of data communicated between the following devices a) to e) is small. a) IED (41-45) to MU (31-35) b) IED (41-45) to SC51 c) SC51 to IED (41-45) d) SC51 to MU (31-35) e) SC51 to HMI52 In addition, the amount of data does not change greatly (almost constant) although there is some fluctuation.
  • a system fault removal command is transmitted from the IED (41 to 45) to the MU (31 to 35), and a cut command is output from the MU (31 to 35) to the circuit breaker 13.
  • data in which the circuit breaker 13 is turned off is transmitted from the MU (31 to 35) to the IED (41 to 45). That is, the amount of data transmitted between the IED (41 to 45) and the MU (31 to 35) increases.
  • System fault information from the IED (41 to 45) is transmitted to the SC 51, and the information is further transmitted from the SC 51 to the HMI 52 to display information to the operator. That is, the amount of data transmitted from the IED (41 to 45) to the SC 51 and from the SC 51 to the HMI 52 increases.
  • the graph of the amount of data flowing through the network and the time graph (FIG. 3 (B)) has a different trend from the graph in the normal state (FIG. 3 (A)), and the data amount temporarily increases from the time of the occurrence of the system fault.
  • the amount of data transmitted from each MU (31 to 35) and IED (41 to 45) differs depending on the system event that occurs, and the IED (41 to 45) and MU (31 to 45) correspond to each event.
  • the amount of data transmitted in (35) also differs.
  • FIG. 4A and 4B are diagrams showing an example of the relationship between the network load abnormality detection threshold in the network monitor 61, the occurrence of a system fault, and the occurrence of a communication abnormality, respectively.
  • 4A (A), FIG. 4B (C), FIG. 4A (B), and FIG. 4B (D) represent a normal state and a system fault occurrence state, respectively.
  • the threshold Th01 estimated from the normal state and in (C) and (D), a threshold Th02 larger than the threshold Th01 is set in consideration of a system failure. It is assumed that a communication abnormality is detected by comparing the threshold values Th01 and Th02 with the amount of data transmitted and received on the network 20.
  • the data transmission amount temporarily increases when a system fault occurs. There is a possibility of misdetecting the abnormality.
  • FIG. 5 is a flowchart showing an example of a network load determination process in the network monitor 61 according to the present embodiment.
  • the network monitor 61 acquires data flowing through the network 20 (step S11), and calculates the transmission data amount (step S12). For example, the total amount of data for each predetermined interval is calculated.
  • the preset threshold value Th is compared with the calculated transmission data amount (step S13).
  • This threshold value Th is a temporary measure of whether or not the amount of transmission data is excessive (whether there is a communication abnormality).
  • this threshold Th is used, there is a possibility of erroneous detection of a communication abnormality, and therefore determination of whether or not a system fault has occurred is also used as will be described later.
  • step S15 When the transmission data amount exceeds the threshold Th, the transmitted data is collated with the system fault determination database 62 (step S15), and it is determined whether or not a system fault has occurred (step S16). As described above, it is possible to determine whether or not a system fault has occurred based on whether or not the monitored transmission data matches the pattern of data represented in the system fault determination database 62.
  • step S17 If no system fault has occurred, the transmission data amount exceeds the threshold Th, and it is determined that the transmission load is abnormal (communication abnormality detection) (step S17). If it is determined that a system fault has occurred, it is determined that the transmission data amount exceeds the threshold value Th (normal communication abnormality is not detected) (step S18). In this case, detection of communication abnormality by the network monitor 61 may be stopped.
  • the network monitoring function by the network monitor 61 can be temporarily stopped, and erroneous detection of a communication abnormality can be prevented.
  • FIG. 6 corresponds to FIG. 2 and is a block diagram showing an outline of a network of a substation monitoring and control system according to a modification of the first embodiment.
  • a system fault determination database (71 to 76) is connected to each of the MU (31 to 35) and the IED (41 to 45).
  • Each of the MU (31 to 35) and IED (41 to 45) uses the system fault determination database (71 to 76) to determine whether or not a system fault has occurred.
  • the network monitor 61 is notified. As a result, the system fault can be determined without the network monitor 61 implementing the system fault determination database 62.
  • IED (41-45) and MU (31-35) are not limited to the implementation of database (71-76), but functions of IED (41-45) and MU (31-35) itself. It may be realized as.
  • FIG. 7 is a flowchart illustrating an example of a network load determination process in the network monitor 61 according to the present embodiment.
  • the network monitor 61 analyzes the data transmitted from the IED (41 to 45) and MU (31 to 35) (step S15a), and determines whether or not there is a system fault (step S16). Except for this point, the present modification is not substantially different from the first embodiment, and thus detailed description thereof is omitted.
  • FIG. 8 corresponds to FIG. 2 and is a block diagram showing an outline of a network of a substation monitoring and control system according to a modification of the second embodiment.
  • the network monitor 61 is connected to a storage unit 81 for storing two types of threshold values (a transmission load threshold value Th1 at normal time (during normal operation) and a transmission load threshold value Th2 at abnormal time (when a system fault occurs)).
  • the threshold value Th2 is larger than the threshold value Th1.
  • FIG. 9 is a flowchart showing an example of a network load determination process in the network monitor 61 according to the present embodiment.
  • the network monitor 61 acquires data flowing through the network 20 (step S11), and calculates the transmission data amount (step S12). For example, the total amount of data for each predetermined interval is calculated.
  • the normal transmission load threshold Th1 is compared with the calculated transmission data amount (step S13a).
  • This threshold value Th1 is a temporary measure whether or not the amount of transmission data is excessive (whether there is a communication abnormality).
  • step S15 When the transmission data amount exceeds the threshold Th1, the transmitted data is collated with the system fault determination database 62 (step S15), and the presence or absence of the system fault occurrence is determined (step S16). As described above, it is possible to determine whether or not a system fault has occurred based on whether or not the monitored transmission data matches the pattern of data represented in the system fault determination database 62.
  • step S17 If no system fault has occurred, the transmission data amount exceeds the threshold Th1, and it is determined that the transmission load is abnormal (communication abnormality detection) (step S17). If it is determined that a system fault has occurred, it is determined whether the amount of transmission data exceeds the threshold value Th2 at the time of abnormality (step S21). If it is determined that the threshold value Th2 at the time of abnormality is not exceeded, it is determined as normal (step S22). If it exceeds the threshold value Th2 at the time of abnormality, it is determined as abnormal (step S23).
  • erroneous detection can be prevented by switching the threshold value from the normal state threshold value Th1 to the abnormal state threshold value Th2 when a system fault occurs.
  • the system fault determination database (71 to 75) may be mounted on the IED (41 to 45) or MU (31 to 35). In this case, whether or not a system fault has occurred may be determined by each IED (41 to 45) or MU (31 to 35), and the result may be notified to the network monitor 61 to determine the system fault.
  • This can be applied to the third to seventh embodiments in addition to the second embodiment.
  • FIG. 10 corresponds to FIG. 2 and is a block diagram showing an outline of a network of a substation monitoring and control system according to the third embodiment.
  • a storage unit 82 is connected to the network monitor 61 for storing threshold values for each type of system event. As described above, the amount of data varies depending on the system event that occurs (see FIG. 3). A threshold value corresponding to the system event that occurs is implemented, and the threshold value is switched according to the determination result using the system fault determination database 62. As a result, it is possible to prevent erroneous detection due to a system fault and to detect a load abnormality when a communication abnormality occurs by switching the threshold value to the normal threshold value Th1 after the accident.
  • An example of a network load determination process in the network monitor 61 according to the present embodiment can be represented by the flowchart of FIG.
  • the events that have occurred from the system fault determination database 62 are collated.
  • the threshold value is switched from the normal threshold value Th1 to the threshold value Th2 corresponding to the event that has occurred, and it is determined whether the threshold value Th2 has been exceeded (step S21).
  • step S21 since there is no significant difference from the second embodiment, detailed description is omitted.
  • the threshold value when a system fault occurs, the threshold value can be switched from the normal state threshold value to a threshold value corresponding to the event that has occurred, and it is possible to prevent erroneous detection and to determine transmission abnormality due to device abnormality with higher accuracy.
  • FIG. 11 corresponds to FIG. 2 and is a block diagram showing an outline of a network of a substation monitoring and control system according to the fourth embodiment.
  • a storage unit 83 that stores a threshold value of each device that detects a system fault is connected to the network monitor 61.
  • the amount of data transmitted from each device differs depending on the system event that occurs (see FIG. 3).
  • a threshold value is implemented for each device that has detected a system fault, and each threshold value is switched according to a determination result using the system fault determination database 62. As a result, it is possible to prevent erroneous detection due to a system fault and to detect a load abnormality when a communication abnormality occurs by switching the threshold value to a normal threshold value after the accident.
  • An example of a network load determination process in the network monitor 61 according to the present embodiment can be represented by the flowchart of FIG.
  • the system that detects the occurrence of the system fault is confirmed from the system fault determination database 62.
  • the threshold value is switched from the normal threshold value Th1 to the device-specific threshold value Th2.
  • the amount of transmission data from the device that has detected the occurrence of the system fault is calculated, and it is determined whether this amount of transmission data exceeds the threshold value Th2 of each device (step S21).
  • step S21 since there is no significant difference from the second embodiment, detailed description is omitted.
  • FIG. 12 corresponds to FIG. 2 and is a block diagram showing an outline of a network of a substation monitoring control system according to the fifth embodiment.
  • a storage unit 84 that stores the type of system event that has occurred in the network monitor 61 and the threshold value for each device is connected.
  • the amount of data transmitted from each device differs depending on the system events that occur (see FIG. 3).
  • a threshold value is implemented for each system event and for each device that has detected a system fault in accordance with the event, and each threshold value is switched according to the determination result using the system fault determination database 62. As a result, it is possible to prevent erroneous detection due to a system fault and to detect a load abnormality when a communication abnormality occurs more accurately by switching the threshold value to a normal threshold value after the accident.
  • An example of a network load determination process in the network monitor 61 according to the present embodiment can be represented by the flowchart of FIG.
  • the event type of the system that has occurred is determined from the system fault determination database 62, and the device that has detected the occurrence of the system fault is confirmed.
  • the threshold value is switched from the normal threshold value Th1 to the event type and device-specific threshold value Th2.
  • the amount of transmission data from the device that has detected the occurrence of the system fault is calculated, and it is determined whether this amount of transmission data exceeds the event type and the threshold value Th2 for each device (step S21).
  • step S21 since there is no significant difference from the second embodiment, detailed description is omitted.
  • the threshold value when a system fault occurs, the threshold value can be switched from the normal state threshold value to the threshold value for each system event type and for each device that has detected the occurrence. It is possible to carry out transmission abnormalities with higher accuracy.
  • FIG. 13 corresponds to FIG. 2 and is a block diagram showing an outline of a network of a substation monitoring and control system according to the sixth embodiment.
  • VLAN1 (21), VLAN2 (22), and VLANn (25) and each device are divided into virtual networks.
  • the type of event of the system that occurred and the virtual networks VLAN1 (21) to VLANn (25), respectively, the devices constituting the virtual network (eg, VLAN1 (21), IED1 (41) and MU1 (31) )) Is connected to a storage unit 85 for storing a threshold value.
  • the amount of data transmitted from each device differs depending on the system event that occurs and for each event.
  • Related devices are categorized by virtual network (21 to 25), thresholds are implemented for each system event, and for each device that detects a system fault according to those events, and according to the determination result using the system fault determination database 62 Switch the threshold.
  • virtual network 21 to 25
  • thresholds are implemented for each system event, and for each device that detects a system fault according to those events, and according to the determination result using the system fault determination database 62 Switch the threshold.
  • An example of a network load determination process in the network monitor 61 according to the present embodiment can be represented by the flowchart of FIG.
  • the event type of the system that has occurred is determined from the system fault determination database 62, and the device that has detected the occurrence of the system fault is confirmed.
  • the threshold value is switched from the normal threshold value Th1 to the virtual network-specific, event type, and device-specific threshold value Th2.
  • the amount of transmission data from the device that has detected the occurrence of the system fault is calculated, and it is determined whether this amount of transmission data exceeds the event type and the threshold value Th2 for each device (step S21).
  • step S21 since there is no significant difference from the second embodiment, detailed description is omitted.
  • the threshold value can be set for each related device by classifying by virtual network group, it is possible to manage the system event and the device that responds to the related event.
  • FIG. 14 corresponds to FIG. 2 and is a block diagram showing an outline of a network of a substation monitoring and control system according to the seventh embodiment.
  • the network monitor 61 stores the trend data of the transmission data amount of each device (IED1 (41) to IEDn (45), MU1 (31) to MUn (35)) constituting the system. Are connected, and a threshold is set for each device using the trend data.
  • the amount of data transmitted from each device differs depending on the system event that occurs and for each event.
  • a device-specific threshold value calculated beforehand from trend data of past events is prepared, and each threshold value is set according to the determination result using the system fault determination database 62.
  • the threshold value is switched. As a result, it is possible to prevent erroneous detection due to a system fault and to detect a load abnormality when a communication abnormality occurs more accurately.
  • FIG. 15 shows an example of the relationship between the trend data of the transmission data amount and the threshold value.
  • the trend data of the data amount as shown in this example is individually stored for each device (IED1 (41) to IEDn (45), MU1 (31) to MUn (35)) that constitutes the system, and normal based on that data
  • the threshold value at the time and the threshold value at the time of abnormality can be determined.
  • This threshold value can also be calculated for each system event as shown in the fifth embodiment, and in this case, a finer determination can be realized.
  • Embodiments of the present invention are not limited to the above-described embodiments, and can be expanded and modified.
  • the expanded and modified embodiments are also included in the technical scope of the present invention.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Computer Networks & Wireless Communication (AREA)
  • Signal Processing (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Medical Informatics (AREA)
  • Computing Systems (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Computer Security & Cryptography (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Mathematical Physics (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Remote Monitoring And Control Of Power-Distribution Networks (AREA)
  • Data Exchanges In Wide-Area Networks (AREA)

Abstract

　ネットワーク監視装置は，変電所の電力系統を監視制御するネットワークで伝送されるデータをモニタするモニタ部と，前記電力系統での事故と，前記ネットワークで伝送されるデータの種別と，の対応関係を表す系統事故判別データベースと，前記モニタ部でモニタされたデータ量を算出する算出部と，前記データ量が閾値より大きいか否かを判別する第１の判別部と，前記モニタされた伝送量が閾値より大きい場合に，前記系統事故判別データベースおよび前記モニタされるデータの種別に基づいて，系統事故の発生の有無を判別する第２の判別部と，前記系統事故が発生していると前記第２の判別部が判別したときに，前記第１の判別部での判別を停止させる停止制御部と，を具備する。

Description

ネットワーク監視装置およびネットワーク監視方法
　本発明は，変電所の電力系統を監視制御するネットワークにおけるネットワーク監視装置およびネットワーク監視方法に関する。
　電力系統において，変電所は電力の安全，確実，効率的運用に重用な役割を担っている。近年ディジタル技術の発展に伴い，変電所の監視，制御を実施する変電所監視制御システムもディジタル化が進み，それに伴いシステムを構成する各装置もネットワークで結合される構成が一般的となってきている。
　特に，近年変電所監視制御システムに適用されてきている国際規格ＩＥＣ６１８５０は，変電所内の監視情報，制御情報，事故情報をネットワーク経由でデータ授受を行う規格であり，ネットワークの負荷（トラフィック）を監視し，伝送容量オーバーによる伝送遅延，データ喪失を防止する事は重要である。
　ネットワークの構成要素を解析し，ネットワーク上に流れるデータの量（トラフィック）を監視する技術が公開されている（特許文献１，２参照）。
特開２０１０－５０８９０号公報 特開２００９－１７３９３号公報
　しかし，これらの技術では，変電所特有の事象（系統事故発生時による一時的な伝送負荷上昇）も，伝送過負荷として判定してしまう為，誤検出の可能性がある。
　変電所において，誤検出による警報発令は，通常の変電所運用業務に大きな支障となるため，極力誤検出を防止する必要がある。従って，変電所におけるネットワークの負荷監視においては，変電所特有の事象を加味した検出方法とすることが必要である。
　本発明は，誤検出の低減を図ったネットワーク監視装置およびネットワーク監視方法を提供することを目的とする。
　本発明の一態様に係るネットワーク監視装置は，変電所の電力系統を監視制御するネットワークで伝送されるデータをモニタするモニタ部と，前記電力系統での事故と，前記ネットワークで伝送されるデータの種別と，の対応関係を表す系統事故判別データベースと，前記モニタ部でモニタされたデータ量を算出する算出部と，前記データ量が閾値より大きいか否かを判別する第１の判別部と，前記モニタされた伝送量が閾値より大きい場合に，前記系統事故判別データベースおよび前記モニタされるデータの種別に基づいて，系統事故の発生の有無を判別する第２の判別部と，前記系統事故が発生していると前記第２の判別部が判別したときに，前記第１の判別部での判別を停止させる停止制御部と，を具備する。
　本発明によれば，誤検出の低減を図ったネットワーク監視装置を提供できる。
第１の実施形態に係わる変電所の電力系統および変電所監視制御システムを表す図である。 図１の変電所監視制御システムのネットワークの概略を表すブロック図である。 ネットワーク２０の伝送状態が通常状態と系統事故状態によってどのように変化するかを説明する図である。 ネットワークモニタ６１におけるネットワーク負荷異常検出の閾値と系統事故発生，及び通信異常発生の関係の一例を表した図である。 ネットワークモニタ６１におけるネットワーク負荷異常検出の閾値と系統事故発生，及び通信異常発生の関係の一例を表した図である。 第１の実施形態に係るネットワークモニタ６１におけるネットワークの負荷判定処理の一例を示すフローチャートである。 第１の実施形態の変形例に係る変電所監視制御システムのネットワークの概略を表すブロック図である 第１の実施形態の変形例に係るネットワークモニタ６１におけるネットワークの負荷判定処理の一例を示すフローチャートである。 第２の実施形態に係る変電所監視制御システムのネットワークの概略を表すブロック図である。 第２の実施形態に係るネットワークモニタ６１におけるネットワークの負荷判定処理の一例を示すフローチャートである。 第３の実施形態に係る変電所監視制御システムのネットワークの概略を表すブロック図である。 第４の実施形態の変形例に係る変電所監視制御システムのネットワークの概略を表すブロック図である。 第５の実施形態に係る変電所監視制御システムのネットワークの概略を表すブロック図である。 第６の実施形態に係る変電所監視制御システムのネットワークの概略を表すブロック図である。 第７の実施形態に係る変電所監視制御システムのネットワークの概略を表すブロック図である。 伝送データ量のトレンドデータと閾値の関係を示す例である。
　以下，図面を参照して，本発明の実施の形態を詳細に説明する。
（第１の実施の形態）
　図１は，第１の実施形態に係わる変電所の電力系統および変電所監視制御システムを表す図である。図２は，図１の変電所監視制御システムのネットワークの概略を表すブロック図である。
　本実施の形態に係わる変電所の電力系統では，送電線（超高圧送電線）１１を２つの変圧器１５により，順次に低定電圧化し，送電線，配電線に供給する。この電力系統は，送電線１１，母線１２，遮断器１３，断路器１４，変圧器１５，ＣＴ（Ｃｕｒｒｅｎｔ　Ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ）１６，ＶＴ（Ｖｏｌｔａｇｅ　ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ）１７等で構成される。
　送電線１１は，発電所から変電所へと電力を供給する電線である。
　母線１２は，遮断器１３，断路器１４を介して，送電線１１からの電気を変圧器１５等に供給する電線である。
　遮断器１３は，正常動作時に母線１２の負荷電流を開閉する電力機器である。
　断路器１４は，無負荷時に母線１２の電圧を開閉する電力機器である。
　変圧器１５は，電圧を変換する電力機器である。
　ＣＴ１６は，母線１２の電流を低電流に変換して測定する電力機器である。
　ＶＴ１７は，母線１２の電圧を低電圧（例えば，１１０Ｖ）に変換して測定する電力機器である。
　変電所監視制御システムは，変電所を監視するものであり，ネットワーク２０，ＭＵ（３１～３５），ＩＥＤ（４１～４５），ＳＣ５１，ＨＭＩ５２，ネットワークモニタ６１，系統事故判別データベース６２を有する。
　ネットワーク２０は，ＭＵ（３１～３５），ＩＥＤ（４１～４５），ＳＣ５１，ＨＭＩ５２，ネットワークモニタ６１を接続する情報伝送路であり，各種データを伝送する。
　ＭＵ（マージングユニット：Ｍｅｒｇｉｎｇ　Ｕｎｉｔ）（３１～３３）は，電力系統の構成要素（遮断器１３，断路器１４，ＣＴ１６，ＶＴ１７）に接続され，これら構成要素からデータを収集する機器である。例えば，「ＭＵ１（３１）：ＶＴ１７，ＭＵ２（３２）：ＣＴ１６，ＭＵ３（３３）：遮断器１３」のように，ＭＵ１（３１）～ＭＵｎ（３５）それぞれに，電力系統の構成要素が接続される。ＭＵ（３１～３５）が収集したデータは，ＩＥＤ（４１～４５）のいずれかに伝達される。
　ＩＥＤ（Ｉｎｔｅｌｌｉｇｅｎｔ　Ｅｌｅｃｔｒｏｎｉｃ　Ｄｅｖｉｃｅ）（４１～４５）は，保護継電器であり，一般に，知能型電子装置（Intelligent Electronic Device；ＩＥＤ）とも呼ばれる。ＩＥＤ（４１～４５）は，ＭＵ（３１～３５）からの情報を受け取り，ＳＣ５１に伝達する。
　ＳＣ（Ｓｔａｔｉｏｎ　Ｃｏｍｐｕｔｅｒ）５１は，変電所全体の状態を監視制御するコンピュータである。
　ＨＭＩ（Ｈｕｍａｎ　Ｍａｃｈｉｎｅ　Ｉｎｔｅｒｆａｃｅ）５２は，ＳＣ５１と操作員間のインターフェース（入出力装置）であり，表示装置，情報入力装置等を有する。
　ネットワークモニタ６１は，ネットワーク２０に接続され，ネットワーク２０の負荷状態を監視する。
　ネットワークモニタ６１は，ネットワーク２０に接続される機器（ＩＥＤ（４１～４５），ＭＵ（３１～３５），ＳＣ５１，ＨＭＩ５２）間で伝送されるデータをモニタできる。即ち，ネットワークモニタ６１は，変電所の電力系統を監視制御するネットワークで伝送されるデータをモニタするモニタ部として機能する。
　ネットワーク２０で伝達されるデータは，ヘッダ（送信側アドレス，受信側アドレス等），データ本体を含むパケットとして，送信側の機器から送信される。このため，ネットワーク２０上の信号をモニタすることで，それぞれのパケットでの送信側の機器，受信側の機器，データの内容，データ量が判る。
　ネットワークモニタ６１は，モニタされたデータ量を算出する。即ち，ネットワークモニタ６１は，モニタ部でモニタされたデータ量を算出する算出部として機能する。この算出は，例えば，１秒単位，１００ｍ秒単位等の所定間隔で行われる。
　このとき，ネットワークモニタ６１は，ネットワーク２０で伝送されるデータの総量を算出できる。また，ネットワークモニタ６１は，送信側の機器毎（あるいは受信側の機器毎）でのデータ量を算出しても良い。既述のように，パケットのヘッダ（アドレス）の情報から送受信する機器を判別できる。
　ネットワークモニタ６１は，算出されたデータ量が閾値より大きいか否かを判別する。即ち，ネットワークモニタ６１は，データ量が閾値より大きいか否かを判別する第１の判別部として機能する。
　ネットワークモニタ６１は，モニタされた伝送量が閾値より大きい場合に，系統事故判別データベースおよび前記モニタされるデータの種別に基づいて，系統事故の発生の有無を判別する。即ち，ネットワークモニタ６１は，モニタされた伝送量が閾値より大きい場合に，系統事故判別データベースおよび前記モニタされるデータの種別に基づいて，系統事故の発生の有無を判別する第２の判別部として機能する。なお，この詳細は後述する。
　ネットワークモニタ６１は，系統事故が発生していると前記第２の判別部が判別したときに，前記第１の判別部での判別を停止させることができる。即ち，ネットワークモニタ６１は，系統事故が発生していると前記第２の判別部が判別したときに，前記第１の判別部での判別を停止させる停止制御部として機能する。
　ここでは，説明を容易にするために，ネットワークモニタ６１を他の機器（ＩＥＤ（４１～４５），ＭＵ（３１～３５），ＳＣ５１，ＨＭＩ５２等）と独立して示している。ネットワークモニタ６１の機能をＩＥＤ（４１～４５）やＭＵ（３１～３５），あるいはＳＣ５１やＨＭＩ５２に実装しても良い。
　系統事故判別データベース６２は，ネットワークモニタ６１におけるネットワーク負荷監視において，系統事故を判別する為のデータベースである。系統事故判別データベース６２には，電力系統での事故と，ネットワーク２０で伝送されるデータの種別と，の対応関係が表される。即ち，電力系統での事故と対応するデータの種別（例えば，電力系統での事故の発生を知らせるためのデータ，発生した事故の種別を表すデータ，発生した事故を検出した機器（ＩＥＤ（４１～４５），ＭＵ（３１～３５））を識別するためのデータ，事故への対処のための制御データ等）を表すデータのパターンが保持される。
　本実施形態では，ネットワーク２０での負荷異常を検出するにあたって，系統事故判別データベース６２を用いて，系統事故の発生の有無を判別する。ネットワークモニタ６１は，モニタされる伝送データが，系統事故判別データベース６２に表されるデータのパターンと一致するか否かに基づいて，系統事故の発生の有無を判別できる。さらには，系統事故の種別，発生した事故を検出した機器を判別できる。
　以下，ネットワーク２０での負荷異常の検出にあたって，系統事故の発生の有無の判別が必要となる理由を説明する。
　図３は，ネットワーク２０の伝送状態が通常状態と系統事故状態によってどのように変化するかを説明する図である。（Ａ），（Ｂ）はそれぞれ通常状態，系統事故発生状態を表す。
（１）通常時でのネットワーク２０内での通信状態（図３（Ａ））
　通常時でのネットワーク２０内の通信状態は以下の通りである。
　ＭＵ３５からＩＥＤ４５へ通信されるデータが大部分であり，それ以外の，例えば，次の機器間ａ）～ｅ）で通信されるデータ量は少ない。
　ａ）ＩＥＤ（４１～４５）からＭＵ（３１～３５）
　ｂ）ＩＥＤ（４１～４５）からＳＣ５１
　ｃ）ＳＣ５１からＩＥＤ（４１～４５）
　ｄ）ＳＣ５１からＭＵ（３１～３５）
　ｅ）ＳＣ５１からＨＭＩ５２
　また，データ量は多少の変動はあるものの大きくは変化しない（ほぼ一定）。
（２）系統事故発生時でのネットワーク２０内の通信状態（図３（Ｂ））
　系統事故が発生すると，ＭＵ３５からＩＥＤ４５への通信以外に，機器間ａ）～ｅ）で，次のような通信が行われる。
　１）系統事故除去の指令がＩＥＤ（４１～４５）からＭＵ（３１～３５）に送信され，ＭＵ（３１～３５）から遮断器１３へ切指令が出力される。これと共に，遮断器１３が切状態となったデータがＭＵ（３１～３５）からＩＥＤ（４１～４５）に送信される。即ち，ＩＥＤ（４１～４５）とＭＵ（３１～３５）間で送信されるデータ量が増加する。
　２）あるいはＩＥＤ（４１～４５）からの系統事故情報がＳＣ５１へ送信され，さらにその情報がＳＣ５１からＨＭＩ５２へ送信され操作員に向けて情報を表示される。即ち，ＩＥＤ（４１～４５）からＳＣ５１，ＳＣ５１からＨＭＩ５２に送信されるデータ量が増加する。
　したがってネットワークに流れるデータ量と時間のグラフ（図３（Ｂ））は通常状態のグラフ（図３（Ａ））とは異なるトレンドとなり，系統事故発生時点から一時的にデータ量が増大する。
　尚，発生する系統事象に応じてそれぞれのＭＵ（３１～３５）やＩＥＤ（４１～４５）からの伝送データ量は異なり，且つそれぞれの事象に応じてＩＥＤ（４１～４５）やＭＵ（３１～３５）の送信するデータ量も異なってくる。
　図４Ａ，図４Ｂはそれぞれ，ネットワークモニタ６１におけるネットワーク負荷異常検出の閾値と系統事故発生，及び通信異常発生の関係の一例を表した図である。図４Ａの（Ａ），図４Ｂの（Ｃ）および図４Ａの（Ｂ），図４Ｂの（Ｄ）はそれぞれ通常状態，系統事故発生状態を表す。（Ａ），（Ｂ）では，通常状態から推定される閾値Ｔｈ０１，（Ｃ），（Ｄ）では，系統事故時を考慮し，閾値Ｔｈ０１より大きな閾値Ｔｈ０２を設定している。これらの閾値Ｔｈ０１，Ｔｈ０２を，ネットワーク２０上で送受信されるデータ量と比較することで，通信異常を検出することを想定している。
　図４Ａの（Ａ），（Ｂ）に示されるように，通常状態のデータ量に基づき設定された閾値Ｔｈ０１の場合，系統事故が発生した場合，データ伝送量が一時的に増加する為，通信異常を誤検出する可能性がある。
　一方，図４Ｂの（Ｃ），（Ｄ）に示されるように，系統事故発生状態のデータ量を基に基づき設定された閾値Ｔｈ０２の場合，系統事故が発生した場合における通信異常の誤検出を低減できる。しかしながら，系統事故時と通信異常時とのデータ量に大きな相違が無い場合には，通信異常を検出できない可能性がある。
　以上のように，系統事故時と通信異常時とを明確に判別するには，系統事故の有無を判別することが望ましい。
　図５は，本実施形態に係るネットワークモニタ６１におけるネットワークの負荷判定処理の一例を示すフローチャートである。
（１）ネットワークモニタ６１は，ネットワーク２０に流れるデータを取得し（ステップＳ１１），伝送データ量を算出する（ステップＳ１２）。例えば，所定間隔毎のデータの総量が算出される。
（２）あらかじめ設定された閾値Ｔｈと算出された伝送データ量とを比較する（ステップＳ１３）。この閾値Ｔｈは，伝送データ量が過剰であるか否か（通信異常の有無）の一応の目安である。但し，既述のように，この閾値Ｔｈのみだと通信異常の誤検出の可能性があることから，後述のように，系統事故発生の有無の判定が併用される。
（３）伝送データ量が閾値Ｔｈを超えていない場合には，正常判定（通信異常未検出）とする（ステップＳ１４）。
（４）伝送データ量が閾値Ｔｈを超えている場合，伝送されるデータを系統事故判別データベース６２と照合し（ステップＳ１５），系統事故発生の有無を判定する（ステップＳ１６）。既述のように，モニタされる伝送データが，系統事故判別データベース６２に表されるデータのパターンと一致するか否かに基づいて，系統事故の発生の有無を判別できる。
（５）系統事故が発生していない場合には，伝送データ量が閾値Ｔｈを超えている為，伝送負荷異常（通信異常検出）と判断する（ステップＳ１７）。
　系統事故発生と判断された場合には，伝送データ量が閾値Ｔｈを超えていても，正常（通信異常未検出）と判断とする（ステップＳ１８）。この場合，ネットワークモニタ６１による通信異常の検出を停止しても良い。
　このようにして，系統事故発生時に，ネットワークモニタ６１よるネットワーク監視機能を一時的に停止することが可能となり，通信異常の誤検出を防止できる。
（第１の実施形態の変形例）
　図６は，図２に対応し，第１の実施形態の変形例に係る変電所監視制御システムのネットワークの概略を表すブロック図である。
　ここでは，ＭＵ（３１～３５），ＩＥＤ（４１～４５）それぞれに系統事故判別データベース（７１～７６）が接続されている。ＭＵ（３１～３５），ＩＥＤ（４１～４５）はそれぞれ，系統事故判別データベース（７１～７６）を用いて，系統事故が発生したか否かを判別し，ネットワーク２０を介して，その結果をネットワークモニタ６１に通知する。
　この結果，ネットワークモニタ６１が系統事故判別データベース６２を実装せずとも，系統事故を判別可能である。
　尚，ＩＥＤ（４１～４５）やＭＵ（３１～３５）での系統事故判断は，データベース（７１～７６）を実装する以外に，ＩＥＤ（４１～４５）やＭＵ（３１～３５）自体の機能として実現しても良い。
　図７は，本実施形態に係るネットワークモニタ６１におけるネットワークの負荷判定処理の一例を示すフローチャートである。
　ここでは，ネットワークモニタ６１が，ＩＥＤ（４１～４５），ＭＵ（３１～３５）から送信されてくるデータを解析して（ステップＳ１５ａ），系統事故か否かを判定する（ステップＳ１６）。この点以外では，本変形例は，第１の実施形態と実質的な相違が無いので，詳細な説明を省略する。
（第２の実施形態）
　図８は，図２に対応し，第２の実施形態の変形例に係る変電所監視制御システムのネットワークの概略を表すブロック図である。
　ここでは，ネットワークモニタ６１に２種類の閾値（正常時（通常運転時）の伝送負荷閾値Ｔｈ１，異常時（系統事故発生時）の伝送負荷閾値Ｔｈ２）を記憶する記憶部８１が接続される。一般に，閾値Ｔｈ２は，閾値Ｔｈ１より大きい。
　このように閾値を２種類実装し，それぞれの閾値を状態に応じて切り替えることで，系統事故による誤検出（図４Ａ，図４Ｂ参照）を防止するとともに，事故後は閾値を正常時の閾値Ｔｈ１に切り替えることで，系統事故発生時の負荷異常を検出することが可能となる。
　図９は，本実施形態に係るネットワークモニタ６１におけるネットワークの負荷判定処理の一例を示すフローチャートである。
（１）ネットワークモニタ６１は，ネットワーク２０に流れるデータを取得し（ステップＳ１１），伝送データ量を算出する（ステップＳ１２）。例えば，所定間隔毎のデータの総量が算出される。
（２）正常時の伝送負荷閾値Ｔｈ１と算出された伝送データ量とを比較する（ステップＳ１３ａ）。この閾値Ｔｈ１は，伝送データ量が過剰であるか否か（通信異常の有無）の一応の目安である。
（３）伝送データ量が閾値Ｔｈ１を超えていない場合には，正常判定（通信異常未検出）とする（ステップＳ１４）。
（４）伝送データ量が閾値Ｔｈ１を超えている場合，伝送されるデータを系統事故判別データベース６２と照合し（ステップＳ１５），系統事故発生の有無を判定する（ステップＳ１６）。既述のように，モニタされる伝送データが，系統事故判別データベース６２に表されるデータのパターンと一致するか否かに基づいて，系統事故の発生の有無を判別できる。
（５）系統事故が発生していない場合には，伝送データ量が閾値Ｔｈ１を超えている為，伝送負荷異常（通信異常検出）と判断する（ステップＳ１７）。
　系統事故発生と判断された場合には，伝送データ量が異常時の閾値Ｔｈ２を超えているかを判定する（ステップＳ２１）。異常時の閾値Ｔｈ２を超えていないと判断されたら，正常と判定する（ステップＳ２２）。異常時の閾値Ｔｈ２を超えている場合，異常と判定する（ステップＳ２３）。
　本実施形態では，系統事故発生時に閾値を正常状態の閾値Ｔｈ１から異常状態の閾値Ｔｈ２に切り替えて判定することで，誤検出を防止できる。
　尚，第１の実施形態の変形例のように，ＩＥＤ（４１～４５）やＭＵ（３１～３５）に系統事故判別データベース（７１～７５）を実装しても良い。この場合，系統事故が発生したか否かを各ＩＥＤ（４１～４５）やＭＵ（３１～３５）にて判別し，その結果をネットワークモニタ６１に通知し，系統事故を判別しても良い。これは，第２の実施形態以外に，第３～第７の実施形態にも適用できる。
（第３の実施形態）
　図１０は，図２に対応し，第３の実施形態に係る変電所監視制御システムのネットワークの概略を表すブロック図である。
　ここでは，ネットワークモニタ６１に系統の事象の種類毎の閾値を記憶する記憶部８２が接続される。既述のように，発生する系統事象に応じてデータ量は異なる（図３参照）。発生する系統事象に応じた閾値を実装し，系統事故判別データベース６２を用いた判定結果に応じて，閾値を切り替える。この結果，系統事故による誤検出を防止するとともに，事故後は閾値を正常時の閾値Ｔｈ１に切り替えることで，通信異常発生時の負荷異常を検出可能となる。
　本実施形態に係るネットワークモニタ６１におけるネットワークの負荷判定処理の一例は図９のフローチャートで表すことができる。
　本実施形態では，系統事故発生と判断された場合，系統事故判別データベース６２から発生した事象を照合する。そして，閾値を正常時の閾値Ｔｈ１から発生した事象に応じた閾値Ｔｈ２に切り替え，その閾値Ｔｈ２を超えているかを判断する（ステップＳ２１）。その他の点では，第２の実施形態と大きく異なるところが無いので詳細な説明を省略する。
　本実施形態では，系統事故発生時に閾値を正常状態の閾値から発生した事象に応じた閾値に切り替えて判定することが可能となり，誤検出の防止，及び装置異常による伝送異常をより精度高く判別できる。
（第４の実施形態）
　図１１は，図２に対応し，第４の実施形態に係る変電所監視制御システムのネットワークの概略を表すブロック図である。
　本実施形態では，ネットワークモニタ６１に系統事故を検出した装置個別の閾値を記憶する記憶部８３が接続される。既述のように，発生する系統事象に応じて各装置から送信されるデータ量は異なる（図３参照）。系統事故を検出した装置個別に閾値を実装し，系統事故判別データベース６２を用いた判定結果に応じて，それぞれの閾値を切り替える。この結果，系統事故による誤検出を防止するとともに，事故後は閾値を正常時の閾値に切り替えることで，通信異常発生時の負荷異常を検出可能となる。
　本実施形態に係るネットワークモニタ６１におけるネットワークの負荷判定処理の一例は図９のフローチャートで表すことができる。
　本実施形態では，系統事故発生と判断された場合，系統事故判別データベース６２から系統事故発生を検出している装置を確認する。そして，閾値を正常時の閾値Ｔｈ１から装置個別の閾値Ｔｈ２に切り替える。また，系統事故発生を検出している装置からの伝送データ量を算出し，この伝送データ量が装置個別のその閾値Ｔｈ２を超えているかを判断する（ステップＳ２１）。その他の点では，第２の実施形態と大きく異なるところが無いので詳細な説明を省略する。
　本実施形態では，系統事故発生時に閾値を正常状態の閾値から発生を検出している装置個別の閾値に切り替えて判定することが可能となり，誤検出の防止，及び装置異常による伝送異常をより精度高く実施することができる。
（第５の実施形態）
　図１２は，図２に対応し，第５の実施形態に係る変電所監視制御システムのネットワークの概略を表すブロック図である。
　本実施形態では，ネットワークモニタ６１に発生した系統の事象の種類および装置個別の閾値を記憶する記憶部８４が接続される。既述のように，発生する系統事象に応じて，且つそれら事象毎に各装置から送信されるデータ量は異なる（図３参照）。系統事象毎，さらにそれら事象に応じて系統事故を検出した装置個別に閾値を実装し，系統事故判別データベース６２を用いた判定結果に応じて，それぞれの閾値を切り替える。この結果，系統事故による誤検出を防止するとともに，事故後は閾値を正常時の閾値に切り替えることで，通信異常発生時の負荷異常をより精度良く検出可能となる。
　本実施形態に係るネットワークモニタ６１におけるネットワークの負荷判定処理の一例は図９のフローチャートで表すことができる。
　本実施形態では，系統事故発生と判断された場合，系統事故判別データベース６２から発生している系統の事象種別を判別し，且つ系統事故発生を検出している装置を確認する。そして，閾値を正常時の閾値Ｔｈ１から事象種別および装置個別の閾値Ｔｈ２に切り替える。また，系統事故発生を検出している装置からの伝送データ量を算出し，この伝送データ量が事象種別および装置個別のその閾値Ｔｈ２を超えているかを判断する（ステップＳ２１）。その他の点では，第２の実施形態と大きく異なるところが無いので詳細な説明を省略する。
　本実施形態では，系統事故発生時に閾値を正常状態の閾値から系統事象種別毎，且つ発生を検出している装置個別の閾値に切り替えて判定することが可能となり，誤検出の防止，及び装置異常による伝送異常をより精度高く実施することができる。
（第６の実施形態）
　図１３は，図２に対応し，第６の実施形態に係る変電所監視制御システムのネットワークの概略を表すブロック図である。
　ネットワーク２０が，ＶＬＡＮ１（２１），ＶＬＡＮ２（２２），ＶＬＡＮｎ（２５）と各装置を仮想のネットワークに区分される。ネットワークモニタ６１に，発生した系統の事象の種類，および仮想ネットワークＶＬＡＮ１（２１）～ＶＬＡＮｎ（２５），それぞれ仮想ネットワークを構成する装置（例：ＶＬＡＮ１（２１）ならばＩＥＤ１（４１）とＭＵ１（３１））に応じた閾値を記憶する記憶部８５が接続される。
　既述のように，発生する系統事象に応じて，且つそれら事象毎に各装置から送信されるデータ量は異なる。関連する装置を仮想ネットワーク（２１～２５）で分類し，系統事象毎，さらにそれら事象に応じて系統事故を検出した装置個別に閾値を実装し，系統事故判別データベース６２を用いた判定結果に応じて，閾値を切り替える。この結果，系統事故による誤検出を防止するとともに，事故後は閾値を正常時の閾値に切り替えることで，通信異常発生時の負荷異常をより精度良く検出可能となる。
　本実施形態に係るネットワークモニタ６１におけるネットワークの負荷判定処理の一例は図９のフローチャートで表すことができる。
　本実施形態では，系統事故発生と判断された場合，系統事故判別データベース６２から発生している系統の事象種別を判別し，且つ系統事故発生を検出している装置を確認する。そして，閾値を正常時の閾値Ｔｈ１から仮想ネットワーク別，事象種別，および装置個別の閾値Ｔｈ２に切り替える。また，系統事故発生を検出している装置からの伝送データ量を算出し，この伝送データ量が事象種別および装置個別のその閾値Ｔｈ２を超えているかを判断する（ステップＳ２１）。その他の点では，第２の実施形態と大きく異なるところが無いので詳細な説明を省略する。
　本実施形態では，仮想ネットワークグループで分類することで，閾値の設定を関連する装置毎に設定できるため，系統事象とそれに応動する装置を関連して管理することができるようになる。
（第７の実施形態）
　図１４は，図２に対応し，第７の実施形態に係る変電所監視制御システムのネットワークの概略を表すブロック図である。
　本実施形態では，ネットワークモニタ６１に，システムを構成する各装置（ＩＥＤ１（４１）～ＩＥＤｎ（４５），ＭＵ１（３１）～ＭＵｎ（３５））の伝送データ量のトレンドデータを記憶する記憶部８５が接続され，トレンドデータを用いて装置個別に閾値が設定される。
　既述のように，発生する系統事象に応じて，且つそれら事象毎に各装置から送信されるデータ量は異なる。閾値の設定を事前に算出した理論値を用いるのではなく，事前に過去の事象のトレンドデータから算出した装置個別の閾値を用意し，系統事故判別データベース６２を用いた判定結果に応じて，それぞれの閾値を切り替える。この結果，系統事故による誤検出を防止するとともに，通信異常発生時の負荷異常をより精度良く検出可能となる。
　図１５は伝送データ量のトレンドデータと閾値の関係を示す例である。システムを構成する各装置（ＩＥＤ１（４１）～ＩＥＤｎ（４５），ＭＵ１（３１）～ＭＵｎ（３５））個別に本例のようなデータ量のトレンドデータを保管し，そのデータを基に，正常時の閾値と異常時の閾値を決定可能である。事前に算出した理論値を用いるのではなく，実際のデータを用いて閾値を算出することで，より精度の高い閾値設定が実現でき，伝送負荷誤検出の防止，高精度の検出が実現できる。
　尚この閾値は第５の実施形態に示すように系統事象毎に算出することも可能であり，その場合にはさらに細かな判定が実現できる。
（その他の実施形態）
　本発明の実施形態は上記の実施形態に限られず拡張，変更可能であり，拡張，変更した実施形態も本発明の技術的範囲に含まれる。
１１　送電線
１２　母線
１３　遮断器
１４　断路器
１５　変圧器
１６　ＣＴ
１７　ＶＴ
２０　ネットワーク
３１～３５　ＭＵ
４１～４５　ＩＥＤ
５１　ＳＣ
６１　ネットワークモニタ
６２　系統事故判別データベース

Claims (12)

  1. 　変電所の電力系統を監視制御するネットワークで伝送されるデータをモニタするモニタ部と，
    　前記電力系統での事故と，前記ネットワークで伝送されるデータの種別と，の対応関係を表す系統事故判別データベースと，
    　前記モニタ部でモニタされたデータ量を算出する算出部と，
    　前記データ量が閾値より大きいか否かを判別する第１の判別部と，
    　前記モニタされた伝送量が閾値より大きい場合に，前記系統事故判別データベースおよび前記モニタされるデータの種別に基づいて，系統事故の発生の有無を判別する第２の判別部と，
    　前記系統事故が発生していると前記第２の判別部が判別したときに，前記第１の判別部での判別を停止させる停止制御部と，
    　を具備するネットワーク監視装置。
  2. 　前記系統事故が発生していると前記第２の判別部が判別したときに，前記モニタされた伝送量が前記閾値より大きい第２の閾値より大きいか否かに基づいて，系統事故の発生の有無を判別する第３の判別部，
    　をさらに具備する請求項１記載のネットワーク監視装置。
  3. 　前記系統事故判別データベースが，前記電力系統での事故の種別と，前記ネットワークで伝送されるデータの種別と，の対応関係を表し，
    　前記モニタされた伝送量が前記閾値より大きい場合に，前記第２の判別部が，前記モニタされるデータの種別および前記系統事故判別データベースに基づいて，系統事故の発生の有無および事故の種別を判別し，
    　前記第２の閾値が，前記判別された事故の種別に対応する
    　請求項２記載のネットワーク監視装置。
  4. 　前記ネットワークが，複数の種類の機器の間の通信を伝送し，
    　前記第２の閾値が，前記機器の種類に対応する
    　請求項２に記載のネットワーク監視装置。
  5. 　前記ネットワークが複数のネットワークに区分され，
    　前記第２の閾値が，前記複数のネットワークに対応する
    　請求項２記載のネットワーク監視装置。
  6. 　前記ネットワークで伝送されるデータをトレンドデータとして蓄積するトレンドデータ蓄積部と，
    　前記蓄積されたトレンドデータに基づいて，前記閾値および前記第２の閾値を決定する決定部と，
    　をさらに具備する請求項２記載のネットワーク監視装置。
  7. 　変電所の電力系統を監視制御するネットワークで伝送されるデータをモニタするステップと，
    　前記モニタされたデータ量を算出するステップと，
    　前記データ量が閾値より大きいか否かを判別するステップと，
    　前記モニタされた伝送量が閾値より大きい場合に，前記電力系統での事故と，前記ネットワークで伝送されるデータの種別と，の対応関係を表す系統事故判別データベース，および前記モニタされるデータの種別に基づいて，系統事故の発生の有無を判別するステップと，
    　前記系統事故が発生していると判別されたときに，前記データ量が閾値より大きいか否かを判別するステップを停止させるステップと，
    　を具備するネットワーク監視方法。
  8. 　前記系統事故が発生していると判別されたときに，前記モニタされた伝送量が前記閾値より大きい第２の閾値より大きいか否かに基づいて，系統事故の発生の有無を判別するステップ，
    　をさらに具備する請求項７記載のネットワーク監視方法。
  9. 　前記系統事故判別データベースが，前記電力系統での事故の種別と，前記ネットワークで伝送されるデータの種別と，の対応関係を表し，
    　前記モニタされた伝送量が前記閾値より大きい場合に，前記モニタされるデータの種別および前記系統事故判別データベースに基づいて，系統事故の発生の有無および事故の種別が判別され，
    　前記第２の閾値が，前記判別された事故の種別に対応する
    　請求項８記載のネットワーク監視方法。
  10. 　前記ネットワークが，複数の種類の機器の間の通信を伝送し，
    　前記第２の閾値が，前記機器の種類に対応する
    　請求項８に記載のネットワーク監視方法。
  11. 　前記ネットワークが複数のネットワークに区分され，
    　前記第２の閾値が，前記複数のネットワークに対応する
    　請求項８記載のネットワーク監視方法。
  12. 　前記ネットワークで伝送されるデータをトレンドデータとして蓄積するステップと，
    　前記蓄積されたトレンドデータに基づいて，前記閾値および前記第２の閾値を決定するステップと，
    　をさらに具備する請求項８記載のネットワーク監視方法。
PCT/JP2013/000828 2012-02-20 2013-02-15 ネットワーク監視装置およびネットワーク監視方法 WO2013125189A1 (ja)

Priority Applications (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201380007233.8A CN104081627A (zh) 2012-02-20 2013-02-15 网络监视装置及网络监视方法
EP13751858.5A EP2819270A4 (en) 2012-02-20 2013-02-15 NETWORK VIEWING APPARATUS AND NETWORK ADVERTISING METHOD
US14/334,243 US20140330531A1 (en) 2012-02-20 2014-07-17 Network monitoring apparatus and network monitoring method

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2012-034248 2012-02-20
JP2012034248A JP2013172524A (ja) 2012-02-20 2012-02-20 ネットワーク監視装置およびネットワーク監視方法

Related Child Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
US14/334,243 Continuation US20140330531A1 (en) 2012-02-20 2014-07-17 Network monitoring apparatus and network monitoring method

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2013125189A1 true WO2013125189A1 (ja) 2013-08-29

Family

ID=49005387

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2013/000828 WO2013125189A1 (ja) 2012-02-20 2013-02-15 ネットワーク監視装置およびネットワーク監視方法

Country Status (5)

Country Link
US (1) US20140330531A1 (ja)
EP (1) EP2819270A4 (ja)
JP (1) JP2013172524A (ja)
CN (1) CN104081627A (ja)
WO (1) WO2013125189A1 (ja)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN103595137A (zh) * 2013-11-25 2014-02-19 国家电网公司 一种变电站拓扑网络遥信数据辨识实现方法
CN112713649A (zh) * 2020-10-22 2021-04-27 国网浙江省电力有限公司嘉兴供电公司 一种基于极限学习机的电力设备剩余寿命预测方法

Families Citing this family (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN105305620B (zh) * 2015-10-22 2017-07-28 山东钢铁股份有限公司 一种断路器合闸控制回路断线监视***
CN105634867B (zh) * 2016-01-04 2019-08-16 上海斐讯数据通信技术有限公司 一种自动控制onu启停方法及***
EP3389227B1 (en) * 2017-04-10 2020-07-15 General Electric Technology GmbH Systems and methods for network failover in digital substations
FR3070495B1 (fr) * 2017-08-28 2019-09-06 Enedis Detection de defaillance d'un reseau de distribution electrique
CN111193608B (zh) * 2019-11-19 2023-03-24 腾讯云计算（北京）有限责任公司 网络质量探测监控方法、装置、***和计算机设备

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH0954738A (ja) * 1995-08-17 1997-02-25 Toshiba Corp 電力系統の情報伝送装置
JP2005027464A (ja) * 2003-07-04 2005-01-27 Tm T & D Kk 変電機器保護制御システム
JP2009017393A (ja) 2007-07-06 2009-01-22 Ntt Docomo Inc トラフィック監視システム
JP2010050890A (ja) 2008-08-25 2010-03-04 Nec Corp ネットワーク監視制御装置，ネットワーク監視制御方法及びプログラム
JP2010110040A (ja) * 2008-10-28 2010-05-13 Toshiba Corp 電力系統監視制御装置

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP4547342B2 (ja) * 2005-04-06 2010-09-22 アラクサラネットワークス株式会社 ネットワーク制御装置と制御システム並びに制御方法
CN100484029C (zh) * 2005-04-06 2009-04-29 阿拉克斯拉网络株式会社 网络控制装置和控制***及控制方法
CN101102055B (zh) * 2006-07-07 2010-12-08 上海雷迅防雷技术有限公司 基于配电线路实现对电涌保护器进行监控的***及方法
US8154297B2 (en) * 2007-07-05 2012-04-10 Abb Technology Ag System and method for predictive maintenance of a battery assembly using temporal signal processing
US8000913B2 (en) * 2008-01-21 2011-08-16 Current Communications Services, Llc System and method for providing power distribution system information
CN102625916A (zh) * 2009-07-18 2012-08-01 纳克斯伦特有限责任公司 电力***传感器装置、电力***监测方法以及电力***监测***
US8275487B2 (en) * 2009-08-10 2012-09-25 Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Electric power system automation using time coordinated instructions
CN101826755B (zh) * 2010-05-11 2012-08-29 羿宝存 智能配电网用电实时监控故障信息处理方法
CN102323469B (zh) * 2011-07-27 2013-05-22 四川大学 谐波负荷状态监测***

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH0954738A (ja) * 1995-08-17 1997-02-25 Toshiba Corp 電力系統の情報伝送装置
JP2005027464A (ja) * 2003-07-04 2005-01-27 Tm T & D Kk 変電機器保護制御システム
JP2009017393A (ja) 2007-07-06 2009-01-22 Ntt Docomo Inc トラフィック監視システム
JP2010050890A (ja) 2008-08-25 2010-03-04 Nec Corp ネットワーク監視制御装置，ネットワーク監視制御方法及びプログラム
JP2010110040A (ja) * 2008-10-28 2010-05-13 Toshiba Corp 電力系統監視制御装置

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN103595137A (zh) * 2013-11-25 2014-02-19 国家电网公司 一种变电站拓扑网络遥信数据辨识实现方法
CN112713649A (zh) * 2020-10-22 2021-04-27 国网浙江省电力有限公司嘉兴供电公司 一种基于极限学习机的电力设备剩余寿命预测方法
CN112713649B (zh) * 2020-10-22 2022-08-09 国网浙江省电力有限公司嘉兴供电公司 一种基于极限学习机的电力设备剩余寿命预测方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN104081627A (zh) 2014-10-01
EP2819270A1 (en) 2014-12-31
EP2819270A4 (en) 2015-11-04
US20140330531A1 (en) 2014-11-06
JP2013172524A (ja) 2013-09-02

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2013125189A1 (ja) ネットワーク監視装置およびネットワーク監視方法
AU2021203476B2 (en) Nested microgrid control system
KR102218268B1 (ko) 고장판단 및 고장복구 시나리오 자동생성 기능을 탑재한 변전소 자동화시스템 운영장치
US9276396B2 (en) Power transmission fault analysis system and related method
EP0679295B1 (en) Load analysis system for fault detection
KR101266953B1 (ko) 분산전원을 이용한 건전구간 전원공급 시스템 및 방법
US10935609B2 (en) Methods and systems for ground fault detection in a power distribution system
CN104716633A (zh) 区域选择性联锁(zsi)配电***和操作zsi配电***的方法
US20140173339A1 (en) Transformer substation automation system
CN103296733B (zh) 直流供电***中电池组供电回路状态的监测方法
KR20170031388A (ko) 실시간 정전정보 전송용 전자식 전력량계 및 실시간 정전정보 전송 방법
KR101609896B1 (ko) 배전용 변압기 부하 자동 절체 계전기
US20090257156A1 (en) Method of setting a ground fault trip function for a trip unit and a trip unit having a defined trip function for ground fault protection
CN105023198A (zh) 一种基于网络规则约束的发电厂数据异常辨识方法
JP5755027B2 (ja) 配電系統監視制御システム、監視制御サーバ、および電力機器
CN104242445A (zh) 用于监测断路器操作的***和方法
Allen Effects of wide-area control on the protection and operation of distribution networks
CN115136434A (zh) 具有通知和报告能力的断路器
KR101497490B1 (ko) 전력계통 안정화 장치 및 방법
KR20210094786A (ko) 실시간 고장 분석 시스템 및 고장 판정 방법
CN105071249A (zh) 一种智能化低压配电箱
CN114899944B (zh) 通讯管理机
CN217112562U (zh) 供配电故障应对装置及供配电***
KR101383809B1 (ko) 배전계통의 보호기기 감시 시스템 및 방법
JP5726995B2 (ja) 保護継電装置

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 13751858

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2013751858

Country of ref document: EP