電力供給におけるスマート変電所自動化の実践ガイド
変電所自動化システム（SAS）はその名の通り、手動のオペレータ作業を自動化された機能で置き換える能力が特徴です。自動化された操作は、電力送配電の安全かつ信頼性のある動作を保証する上で重要な役割を果たします。その機能には監視、データ収集、保護、制御、リモート通信などが含まれますが、これらに限定されるものではありません。
以前は、遠隔端末装置（RTU）が単独で使用され、変電所のプロセスレベルにある電力スイッチギアと事業者のネットワーク管理システムとの間の長距離監視のための中間装置として機能していました（以下の図1参照）。
これらの装置は複数の入出力を備えており、リモートのネットワーク制御センターへの通信インターフェースとして機能します。遠隔端末装置（RTU）とネットワーク制御センター（NCC）は一緒に監視制御データ取得システム（SCADA）を構成しています（図1参照）。
変電所自動化システムにはいくつかの顕著な特定の機能があります：
例えば、変電所自動化システム（SAS）では多くの機能が調整され、設備の故障やショートサーキットの失敗から自動的に復旧します。これらの機能には複数のデバイスが関与し、それらの責任は一次設備（回路ブレーカー、変圧器、計器用変圧器など）と二次設備（保護継電器、マージングユニット、IEE-Businessなど）に分配されます。
図1 - 変電所自動化システム：古典的なSCADAシステムのアーキテクチャ
したがって、これらのデバイスや設備間のケーブル接続と配線は複雑になり、メンテナンス、修理、拡張、または変更作業に多大な労力と時間を要します。これらのケーブルと配線の量を減らすために、変電所の階層の異なるレベルでシリアル通信ネットワークを導入する努力が行われています。これらの取り組みにより、変電所設備サプライヤーによって独自のソリューションが開発されています。
主要な企業、非営利団体を含むユーティリティ通信アーキテクチャ（UCA）のような組織が、変電所通信の改善に取り組んでいます。これらは変電所設備サプライヤーとユーティリティユーザーで構成されており、国際標準の開発に参加して機能互換性を向上させ、より高いネットワーク帯域幅を提供するアーキテクチャを提案することで、変電所内および異なる変電所間での通信の信頼性を高める目標を持っています。
SASにおける変電所自動化階層構造は技術的な実装に基づいて分類されます。変電所自動化システムはステーションレベル、ベイレベル、プロセスレベルの3つのレベルで構成されています（図2参照）。これらのレベルは多様な機能を達成するために活用できます。技術仕様面では、超高圧送電変電所における変電所自動化システム（SAS）の規模は高圧配電変電所よりも大きいです。
現代の変電所ではベイレベルは一般的な特徴ですが、SASの初期にはベイレベルという概念は認識されていませんでした。
通常、センサーは非常に大きな電流と電圧の値を測定します。電流・電圧変換器（CTs/VTs）は大量の電流と電圧を標準値に変換し、それをリレー入力に供給します。スケーリングされた値は通常、電流で5A（ヨーロッパでは1A）、電圧で120ボルトに対応します。本質的には、保護ロジックは保護継電器または現代のIEE-Businessによって実装されます。
図2 - ステーション、ベイ、プロセスレベルを示す変電所自動化システムの構造
これらのデバイスは電流と電圧のレベルを検出・測定し、保護ロジックによって監視される特定の値を計算します。例えば、超高圧（EHV）/高圧（HV）変圧器の両側の電流などです。パラメータが指定値（ピックアップ設定）を超えた場合、保護ロジックは予め定義された手順またはプログラムされた制御アルゴリズムに従って動作します。通常、問題が生じると、対応する回路ブレーカーにトリップ信号が送られ、ラインまたはバスを隔離します。
