IEC61850 を用いた次期中給システムと発電機装置間の通信仕様（案）

送配電網協議会
北海道電力ネットワーク株式会社
東北電力ネットワーク株式会社
東京電力パワーグリッド株式会社
中部電力パワーグリッド株式会社
北陸電力送配電株式会社
関西電力送配電株式会社
中国電力ネットワーク株式会社
四国電力送配電株式会社
九州電力送配電株式会社
沖縄電力株式会社

1/51

目

次

1.

本仕様の対象範囲と位置付け ........................................................................................................... 52.

ベースとする国際標準 ..................................................................................................................... 5

3.

用語・略語 ....................................................................................................................................... 6

4.

要件とマッピング ............................................................................................................................ 74.1制御（エリアシステム拠点→発電機側装置） .............................................................................. 74.2状態（発電機側装置→エリアシステム拠点） ............................................................................ 104.3計測（発電機側装置→エリアシステム拠点） ............................................................................ 13

4.4
補足事項 ........................................................................................................................................ 16
4.4.1
制御メッセージ内の origin が有する値について................................................................. 165.

6.

論理ノードのタイプ ....................................................................................................................... 18
5.1

ACDG ........................................................................................................................................... 18

5.2

ACTM ........................................................................................................................................... 18

5.3

AJCL ............................................................................................................................................. 19

5.4

APSG ............................................................................................................................................ 19

5.5

AROP ............................................................................................................................................ 20

5.6

CALH ............................................................................................................................................ 20

5.7

DECP ............................................................................................................................................ 20

5.8

DVER ............................................................................................................................................ 21

5.9

FSCH ............................................................................................................................................ 21

5.10

GUNT ........................................................................................................................................... 21

5.11

HJCL ............................................................................................................................................ 22

5.12

HLVL ............................................................................................................................................ 22

5.13

MMTR .......................................................................................................................................... 22

5.14

MMXU .......................................................................................................................................... 23

5.15

XCBR ............................................................................................................................................ 23

共通データクラスのタイプ ............................................................................................................ 24
6.1
状態監視用共通データクラス ...................................................................................................... 24
6.1.1
BCR ....................................................................................................................................... 24
6.1.2
ENS ....................................................................................................................................... 24
6.1.3
INS ........................................................................................................................................ 25
6.1.4
SPS ........................................................................................................................................ 25
6.2
計測用共通データクラス .............................................................................................................. 25
6.2.1
CMV ...................................................................................................................................... 25

2/51

6.2.2
6.2.3

DEL ....................................................................................................................................... 26
MV ......................................................................................................................................... 26

6.3
制御用共通データクラス .............................................................................................................. 27
6.3.1
APC ....................................................................................................................................... 27
6.3.2
BSC........................................................................................................................................ 27
6.3.3
DPC ....................................................................................................................................... 28
6.3.4
ENC ....................................................................................................................................... 29
6.3.5
SPC ........................................................................................................................................ 29
6.4
設定用共通データクラス .............................................................................................................. 30
6.4.1
ASG ....................................................................................................................................... 30
6.4.2
ENG ....................................................................................................................................... 30
6.4.3
ING ........................................................................................................................................ 30
6.4.4
ORG ....................................................................................................................................... 30
6.4.5
SPG........................................................................................................................................ 31
6.4.6
TSG........................................................................................................................................ 31
6.4.7
VSG ....................................................................................................................................... 31
6.5
情報記載用共通データクラス ...................................................................................................... 31
6.5.1
DPL ....................................................................................................................................... 31
7.

8.

9.

構造型属性クラス .......................................................................................................................... 32
7.1

AnalogueValue ............................................................................................................................. 32

7.2

AnalogueValueCtl ....................................................................................................................... 32

7.3

Unit............................................................................................................................................... 32

7.4

ValWithTrans ............................................................................................................................... 32

7.5

Vector ............................................................................................................................................ 32

列挙子 ............................................................................................................................................ 33
8.1

調整力種別（BalancingReserveKind） ..................................................................................... 338.2

指令値種別（ReserveControlSetpointKind） ........................................................................... 33

8.3

揚水指令種別（PumpedStorageOperationTargetKind） ......................................................... 33

データ伝送方法 .............................................................................................................................. 34
9.1

概要 ............................................................................................................................................... 34

9.2
MMS 通信 ..................................................................................................................................... 34
9.2.1
制御メッセージ ..................................................................................................................... 34
9.2.2
設定メッセージ ..................................................................................................................... 35
9.2.3
バッファ機能付きレポート（BRCB） ................................................................................. 35
9.2.4
バッファ機能なしレポート ................................................................................................... 37
9.3
初期化処理 .................................................................................................................................... 38
9.3.1
発電機側装置単体の初期化処理 ........................................................................................... 38
9.3.2
アソシエーションの確立 ...................................................................................................... 39
9.3.3
レポート関連の初期化処理 ................................................................................................... 40
10. 高信頼化対策（参考情報） ............................................................................................................ 42

3/51

10.1

Multipath TCP (MPTCP) の利用 .............................................................................................. 42

10.2

エリア GW の高信頼化対策への対応 ....................................................................................... 4210.3

MPTCP における subflow の状態把握 ........................................................................................ 43

10.4

発電機側装置における通信不具合の検出方法 ......................................................................... 4310.5

指令値の受信状態把握 .............................................................................................................. 43

11. 試験系の対向試験 .......................................................................................................................... 44
12. 時刻同期 ......................................................................................................................................... 45
13. インスタンスの命名規則（参考情報） .......................................................................................... 46
14. サイバーセキュリティ対策 ............................................................................................................ 47
15. 論理ノードレベルの処理イメージ（参考情報） ............................................................................ 48
15.1

制御メッセージ受信 ................................................................................................................. 48

15.2

レポート送信............................................................................................................................. 50

4/51

1. 本仕様の対象範囲と位置付け

システム構成から見た本仕様の対象範囲を，図 1 に示す。この図に示したように，各エリアの拠点（本拠点とバックアップ拠点の両方）と，統一仕様に従って作成された発電機側装置の間の通信を対象とする。拠点内の装置間や，エリアシステム拠点と従来仕様の発電機側装置の間の通信は対象外である。
また，本仕様に記載した内容の一部は，現在国際標準化が進められているドラフトの内容に基づいている。このため，本仕様の内容が確定したものではない。国際標準の確定などがあれば，その都度反映させ，本仕様の改訂を行うことにご留意いただきたい。

2. ベースとする国際標準
本仕様は，以下の国際標準をベースとしている。
•
•
•
•
•
•
•

IEC 61850-7-2, Edition 2.1（2020 年）
IEC 61850-7-3, Edition 2.1（2020 年）
IEC 61850-7-4, Edition 2.1（2020 年）
IEC 61850-7-410, Edition 3.0 CD（2022 年）
IEC 61850-7-420, Edition 2.0（2021 年）
IEC TR 61850-7-510 Edition 2.0 (2021 年)
IEC 61850-8-1, Edition 2.1（2020 年）

メインシステム拠点
演算部等

エリア連係

エリアシステム拠点
エリアGW
従来仕様

統一仕様

本仕様の対象範囲

発電所A

発電所B

従来仕様
発電機側装置統一仕様対応発電機側装置

図1

本仕様の対象範囲
5/51

3. 用語・略語
•

•

•
•
•
•

•
•

•
•
•
•
•

•

•

•

•

論理ノード（Logical Node: LN）
IEC 61850 で制定されている監視制御機能の基本単位。名称はアルファベット大文字 4 文字。一つの論理ノードに複数のデータオブジェクトが含まれている。
データオブジェクト（Data Object: DO）
制御／状態／計測などの項目に対応した要素。一つのデータオブジェクトには複数のデータ属性が含まれている。
データ属性（Data Attribute; DA）
状態やその値が変化時刻や品質，関連するデータを表す。
共通データクラス（Common Data Class: CDC）
データオブジェクトの型。名称はアルファベット大文字 3 文字。
出力変化量指令
事業者から提出された基準値（0 kW とは限らない）からの出力変化量（差分）で指令する。
出力調整指令計画値，現在出力値，出力変化速度，上げ下げ余力（定格出力，最低出力）などの情報を基に出力推移の全容を指令側で把握しながら，指令を kW（発電機の全体出力，EDC に用いる場合には LFC
分は含まない）で指令する。
制御値（ctlVal）
制御メッセージで伝達される値。
BRCB（Buffered Report Control Block）
サーバ（本仕様の場合で言えば発電機側装置）からクライアントに対して送信するレポートを制御する機能ブロック。通信途絶中に発生した送信すべきデータを保存し，通信再開後にレポートとして送信する能力を有する。
BU 拠点（Back Up 拠点）
エリアシステム拠点のうち，バックアップの役割を担うもの。
CDC（Common Data Class）
データオブジェクトのデータタイプを定める。IEC 61850-7-3 にて制定されている。
MIB（Management Information Base）
SNMP にて管理される通信装置などに搭載される，管理対象情報（機器情報）の集合体。
MMS（Manufacturing Message Specification）
TCP 上で 1 対 1 のクライアント・サーバ型の通信を実現するプロトコル。
OCCTO（Organization for Cross-regional Coordination of Transmission Operators, Japan）
電力広域的運営推進機関。電力系統の円滑な運営を支援するための中立の機関。
「エリアコード」「発
電機の系統コード」を管理する役割も担っている。
SCL（System Configuration description Language）
IEC 61850 で制定されている設定情報を記述するための言語。発電機側装置の設定を行うツール等で用いられる。
SNMP（Simple Network Management Protocol）
主に IP 系の通信装置（IP ルータ，L2 スイッチなど）や通信網の監視制御を行うためのアプリケー
ション層プロトコル。
T（Transient）
論理ノードのタイプ（5 章）に示したデータオブジェクトの表において，「T」と表記されたデータ
オブジェクトは，値が false に戻った時の伝送を省略可能であることを示す。
URCB（Unbuffered Report Control Block）
サーバ（本仕様の場合で言えば発電機側装置）からクライアントに対して送信するレポートを制御する機能ブロック。通信途絶中に発生した送信すべきデータは廃棄するため，それらのデータは失
われる。

6/51

4. 要件とマッピング
制御・状態・計測のそれぞれについて，項目と LN・DO とのマッピングを示す。なお，論理ノードのタイプは 5 章にて示す。

4.1

制御（エリアシステム拠点→発電機側装置）

エリアシステム拠点から発電機側装置に送信される制御データを表 1 に示す。
表1
グループ
LFC
発電機指令

制御項目
LFC 指令値

達成目標時刻（応動時間）
指令時刻

拠点箇所名

エリアシステム拠点から発電機側装置向けの制御データ

概要
LN
LFC としての指令値。指令値は出力変化量指 AROP
令を用いる。
基準値に対する発電出力増加（上げ方向）あるいは抑制（下げ方向）の数値（kW 単位）を表す。正の値は上げ方向，負の値は下げ方向とする。
発電機の出力が，LFC 指令値に達する目標時 AROP刻。指令時刻の 5 分後。
メインシステム拠点が LFC の指令を行った時 n/a
刻。
指令時刻は，メインシステム拠点が送信した時刻であり，演算周期が 3 秒だとして，同じ指令値が送信される場合でも，指令時刻は更新する。
指令時刻は，精算時のアセスメントに用いることを想定したものである。
LFC 指令を行ったメインシステム拠点および n/a
サーバ系列を判別するための名称。

7/51

DO
WSpt

TmTgt
n/a

n/a

補足
伝送頻度
AROP は IEC 61850-7-410 Ed. 3.0 CD 3 秒周期 i)にて提案済の論理ノード。
出力変化量指令であることから，制御
対 象 と な る AROP に お い て ，
WSptTyp.setVal = 1 (Pure differential)。
AROP は IEC 61850-7-410 Ed. 3.0 CD
にて提案済の論理ノード。
AROP.WSpt 宛の制御メッセージ（Operate.req）内の T を利用。
エリア GW は，メインシステム拠点で設定された時刻をそのまま Operate.
req の T に設定する。
発電機側装置で本データを保存するか否かは，本仕様の対象外である。
AROP.WSpt 宛の制御メッセージ（Operate.req）内の origin.orIdent を利用。
発電機側装置で本データを保存するか否かは，本仕様の対象外である。

EDC 指令

EDC 指令値

達成目標時刻（応動時間）
指令時刻

拠点箇所名

商品種別設定指令値は出力調整指令または出力変化量指令 AROPのいずれかを用いる。
可変速揚水機における揚水運転の場合，指令値
は負の値とする。その上で，負荷抑制（揚水動力抑制）を上げ方向（0 に近くなる方向），負荷増加（揚水動力増加）を下げ方向（0 から遠くなる方向）とする。
出力変化量指令の場合，正の値は上げ方向（発電であれば出力増加，負荷であれば消費電力減の方向），負の値は下げ方向（上記の逆）とする。
発電機の出力が，EDC 指令値に達する目標時 AROP刻。指令時刻を基準に，約定している商品の中で最も短い応動時間に基づいて指定する。
メインシステム拠点が EDC の指令を行った時 n/a
刻。
指令時刻は，メインシステム拠点が送信した時刻であり，演算周期がより長く，同じ指令値が送信される場合でも，指令時刻は更新する。
TSO からの指令に応じられたかどうかを確認するために用いる。
EDC 指令を行ったメインシステム拠点および n/a
サーバ系列を判別するための名称。

WSpt

EDC 指令に関連づく商品（約定している商品） AROPを設定する。商品としては，二次調整力②，三次調整力①，三次調整力②とする。
複合約定の場合は，最も早い調整力に設定する（例えば二次調整力②と三次調整力①に約定している場合には二次調整力②とする。）

RsvTyp

8/51

AROP は IEC 61850-7-410 Ed. 3.0 CD
にて提案済の論理ノード。
制御対象となる AROP において，
出力調整指令の場合には WSptTyp.
setVal = 2 (Partial amount)，
出力変化量指令の場合には WSptTyp.
setVal = 1 (Pure differential)。

5 分周期
ii)

及び
必要時

TmTgt

AROP は IEC 61850-7-410 Ed. 3.0 CD
にて提案済の論理ノード。

n/aAROP.WSpt 宛の制御メッセージ（Operate.req）内の T を利用。
エリア GW は，メインシステム拠点で設定された時刻をそのまま Operate.
req の T に設定する。
発電機側装置で本データを保存するか否かは，本仕様の対象外である。
AROP.WSpt 宛の制御メッセージ（Operate.req）内の origin.orIdent を利用。
発電機側装置で本データを保存するか否かは，本仕様の対象外である。
二次調整力②は setVal = 5。
必要時
三次調整力①は setVal = 7。
三次調整力②は setVal = 8。

n/a

OP 指令OP 発動指令（余力活用）

OP 指令値

OP 指令
（発動指令
電源）

発電機一般

発電機への OP 発動／終了の指令
余力活用時。

AROP

Mod

余力活用時の OP 指令値

AROP

WSpt

OP 発動指令

発動指令電源に対する OP 発動指令。

FSCH

EnaReq

OP 終了指令

発動指令電源に対する OP 終了指令。

FSCH

DsaReqOP 開始時刻
OP 終了時刻

StrTm1
SchdIntv

OP 指令値

発動指令電源に対する OP 開始時刻。
FSCH
発動指令電源に対する OP 終了時刻。
FSCH
ただし， OP 開始時刻からの経過時間（分単位）として伝送。
発動指令電源に対する OP 指令値。
FSCH

発電指令

並列開始時刻，解列時刻。

ACDG

ConnGnValASG

DsconGn
DateTgt

火力

ゾーン上げ

火力発電所へのゾーン（バンド）上げ指令

AJCL

OutBnd

ゾーン下げ

火力発電所へのゾーン（バンド）下げ指令

AJCL

OutBnd9/51

OP 指令用のインスタンスを用意。
RsvTyp の値は 10（OP 指令）。
OP 発動は ctlVal = true，
OP 終了は ctlVal = false。
出力変化量指令であることから，制御
対 象 と な る AROP に お い て ，
WSptTyp.setVal = 1 (Pure differential)。
OP 発動は ctlVal = true。
（ctlVal = false は意味を持たない。）
OP 終了は ctlVal = true。
（ctlVal = false は意味を持たない。）
OP 発動／停止用の FSCH インスタン
スと OP 指令値用の FSCH インスタン
スの二つを用意し，それぞれに伝送。
OP 指令値用の FSCH インスタンスを利用。
発電機ごとにインスタンスを用意。
発電指令の際は ConnGn に ctlVal =true を送信。
解列指令の際は DsconGn に ctlVal =true を送信。
いずれの場合も DateTgt にて時刻指定。
発電所や系列などの運用単位ごとに用意した AJCL インスタンスを利用。
MMS の制御メッセージを用いる。上げ
指令時の制御パラメータは higher。
発電所や系列などの運用単位ごとに用意した AJCL インスタンスを利用。
MMS の制御メッセージを用いる。下げ
指令時の制御パラメータは lower。

必要時

5 分周期
iii)

及び
必要時
必要時

必要時

必要時

水力

揚水指令

APSG

揚水開始時刻または揚水遮断時刻。

PmpStrStop
DateTgt

発電機ごとにインスタンスを用意。
揚水開始指令の際は PmpStr に ctlVal= true を送信。
揚水遮断指令の際は Stop に ctlVal =true を送信。
いずれの場合も DateTgt にて時刻指定。

必要時i) LFC 対象外電源には，指令値は送信されない。
ii) EDC 対象外電源には，指令値は送信されない。
iii) OP 指令が不要な場合には，指令値は送信されない。
•

ゾーン（バンド）上げ／下げ切替指令: 火力発電所は運転出力帯に応じて補機（給水ポンプ，ミル等）の運転台数の変更操作が発電所で必要なため，
運転出力帯を変更する場合は，火力発電所へ切替指令が必要。

4.2

状態（発電機側装置→エリアシステム拠点）

発電機側装置からエリアシステム拠点に送信される状態データを表 2 に示す。
表2
グループ
発電機一般

状態項目
エリア識別子

発電機側装置からエリアシステム拠点向けの状態データ

概要
OCCTO のエリアコード（01〜10）

LN
DVER

10/51

DO/DA
ElcRefId.
setVal補足
伝送頻度
エリア識別子のための DVER インスタ 状変時 i)
ンスを用意。
OCCTO のエリアコード 2 桁を文字列として保存。

発電機識別子OCCTO に登録されている発電機の系統コ DECPード（文字列扱い）

連系用遮断器
開閉状態

各連系用遮断器の開閉状態（受電端遮断器）。

XCBR

発電機並列用遮断器
開閉状態

各発電機の並列用遮断器開閉状態。

XCBR

通信不具合

片面が停止していることを，もう一つの面 CALHで通知する。

GF
使用／除外

ガバナフリー運転 (Governor-Free opera- ACTMtion) の使用／除外を表す。

11/51

ElcRefId.
setVal発電機識別子を割り振る単位が発電所の場合もあるため，GUNT が不適合な場合もあることから除外。
LLN0.NamPlt は，発電機識別子以外にも値を有するのが一般（IEC 618507-510 Ed. 2.0 section 5.1.7 参照）であるため除外。
以上の事情から，系統の参照点にマッピング。
連系用遮断器のための XCBR インスタPos.stVal
ンスを用意。
stVal = 1 (off)stVal = 2 (on)
並列用遮断器のための XCBR インスタPos.stVal
ンスを用意。
stVal = 1 (off)stVal = 2 (on)
GrWrn.stVal 通信不具合を表す CALH のインスタンスを用意。
通信不具合は軽故障として扱う。
stVal = true（通信不具合発生）
stVal = false（通信不具合なし）
検出方法は 10.4 節を参照のこと。
発 電 機 毎 に GF 使 用 ／ 除 外 を 表 すModAct.
ACTM のインスタンスを用意。
stVal
ModAct.ctlModel = 0 (status-only)とすることにより，読み取り専用とする。
stVal = true（使用）stVal = false（除外）

火力

LFC
使用／除外

負荷周波数制御 (Load Frequency Control) ACTMの使用／除外を表す。

ModAct.
stVal

EDC
使用／除外

経 済 負 荷 配 分 制 御 (Economic load Dis- ACTM
patching Control) の使用／除外を表す。

ModAct.
stVal

発電指令
受信状態

発電（並解列）指令および時刻に関する発電 ACDG
機側装置の受信値を返送する。

ConnGnDsconGn
DateTgt

ゾーン状態

ゾーン状態を表す。
「上」「中」「下」の 3 状 AJCL
態。

OutBnd{n}.
ValWTr.
posValゾーン変更完ゾーン上げ（下げ）操作完了を示す（完了時 AJCL
ON，その後自動的に OFF）。

OutBnd{n}.
ValWTr.
transInd

12/51

発 電 機 毎 に LFC 使 用 ／ 除 外 を 表 す
ACTM のインスタンスを用意。
ModAct.ctlModel = 0 (status-only)とすることにより，読み取り専用とする。
stVal = true（使用）stVal = false（除外）
発 電機 毎 に EDC 使 用 ／ 除 外を 表 す
ACTM のインスタンスを用意。
ModAct.ctlModel = 0 (status-only)とすることにより，読み取り専用とする。
stVal = true（使用）stVal = false（除外）
発電指令のために用意したインスタンスを利用。
並列指令は ConnGn.stVal，解列指令はDsconGn.stVal，時刻は DateTgt.setVal にて伝送。
発電所や系列などの運用単位ごとに用 状変時 i)
意した AJCL インスタンスを利用。
{n}はユニット番号。
上 = 3，中 = 2，下 = 1。
IEC 61850-7-410 の改定内容次第で火力発電リソースを表す論理ノードに変更となる可能性あり。
発電所や系列などの運用単位ごとに用意した AJCL インスタンス（ゾーン状
態用と同一）を利用。
{n}はユニット番号。
transInd = true（ゾーン変更中）
transInd = false（ゾーン変更完了）
IEC 61850-7-410 の改定内容次第で火力発電リソースを表す論理ノードに変更となる可能性あり。

コンバインド
機
水力

タービン
並列状態
運転状態

発電機並列用遮断器の開閉状態。

XCBR

Pos.stVal

「発電」
「揚水」
「同期始動」「発電調相」「揚 GUNT
水調相」「揚水待機」の 6 状態。

UntOpMod.
stVal
UntOpSt.
stVal
ReqSt.
stVal

揚水指令
受信状態

揚水指令および時刻に関する発電機側装置 APSGの受信値を返送する。

PmpStrStop
DateTgt

発電機並列用遮断器ごとに XCBR イン 状変時 i)
スタンスを用意。
UntOpMod・UntOpSt・ReqSt の組み 状変時 i)
合わせにて運転状態を表示（以下，&の左が UntOpMod の値，中央が UntOpSt の値，右が ReqSt の値。）
1 & 7 & 4（発電）3 & 7 & (11|12|13)（揚水）
3 & 3 & 12（同期始動）
2 & 7 & 5（発電調相）
2 & 7 & (8|9|10)（揚水調相）
3 & 7 & 7（揚水待機）
揚水指令のために用意したインスタン
スを利用。
揚水運転指令は PmpStr.stVal，揚水遮断指令は Stop.stVal，時刻は DateTgt.
setVal にて伝送。

i) 状態の整合性確保のために，状態が変化しなくても 1 分周期での伝送も併用する。

4.3

計測（発電機側装置→エリアシステム拠点）

発電機側装置からエリアシステム拠点に送信される計測データを表 3 に示す。なお，本データには，計測ではないものの数値で表現されている項目も
含む。
表3
グループ
発電機一般

発電機側装置からエリアシステム拠点向けの計測データ

計測項目
概要
現在発電出力 kW 単位の数値（発電機 1 台分）。
小数点以下第 6 位まで計測。
（1 秒間の平均値は用いない。）

LN
MMXU

13/51

DO/DA
TotW.mag.f

補足
伝送頻度
現在発電出力のための MMXU インスタ 1 秒周期ンスを用意。

kvar 単位の数値。
小数点以下第 6 位まで計測。
計測時刻の電流と電圧より算出。
（1 秒間の平均値は用いない。）
線間電圧
kV 単位の数値。
小数点以下第 2 位まで計測。
代表相の線間電圧を計測する。
発電機周波数 Hz の数値。小数点以下第 2 位まで計測。
無効電力

LFC 指令値

EDC 指令値

可能最大
発電出力

MMXU

TotVAr.
mag.f

本表「現在発電出力」のために用意したインスタンスを利用。

MMXU

PPV.phsAB.
cVal.mag.f

MMXU

Hz.mag.f

kW 単位の数値。発電機側装置が受信してい AROP
る最新の LFC 指令値。
既設の発電機では指令値を返しておらず，計測値で返送している。
kW 単位の数値。発電機側装置が受信している AROP
最新の EDC 指令値。

WSpt.
mxVal.f

kW 単位の数値。小数点以下第 6 位まで計測。 MMXU
水力の場合はダム水位を考慮した値。
火力の場合は外気温度等を考慮した値。

TotW.mag.f

端子 ab 間の線間電圧。
本表「現在発電出力」のために用意したインスタンスを利用。
本表「現在発電出力」のために用意したインスタンスを利用。
表 1 の LFC 指令値と同一仕様。
LFC 指令値のために用意した AROP イ
ンスタンスを利用し，他の関連項目と一括して管理。
表 1 の EDC 指令値と同一仕様。
1 分周期
EDC 指令値のために用意した AROP イ
ンスタンスを利用し，他の関連項目と一括して管理。
可能最大発電出力のための MMXU イン
スタンスを用意。
下記 AJCL.MaxCapW が制定されればそちらを利用。
発電所や系列などの運用単位ごとに用意した AJCL インスタンスを利用。
{n}はユニット番号。
可能最小発電出力のための MMXU イン
スタンスを用意。
下記 AJCL.MinCapW が制定されればそちらを利用。
発電所や系列などの運用単位ごとに用意した AJCL インスタンスを利用。
{n}はユニット番号。

AJCL

可能最小
発電出力

kW 単位の数値。小数点以下第 6 位まで計測。 MMXU
水力の場合はダム水位を考慮した値。
火力の場合は外気温度等を考慮した値。
AJCL

14/51

WSpt.
mxVal.f

MaxCapW{n}.mag.f
TotW.mag.f

MinCapW{n}.mag.f

水力

発電電力量

kWh 単位の数値，小数点以下第 6 位まで計測。 MMTR
直近の 30 分コマ（X 時 00 分〜X 時 30 分ある
いは X 時 30 分〜(X+1)時 00 分）に発電した電力量。

SupWh.
actVal

発電機全体（LFC および EDC 分を含む）の発電電力量のための MMTR イン
スタンスを用意。

揚水動力

kW 単位の数値。小数点以下第 6 位まで計測。 MMXU
揚水に用いている電力。
（1 秒間の平均値は用いない。）
m 単位の数値。小数点以下第 2 位まで計測。 HLVL

TotW.mag.f

揚 水 動 力 に 用 い て い る 電 力 の た め の 1 秒周期
MMXU インスタンスを用意。

ダム水位

可変速揚水機 kW 単位の数値。小数点以下第 6 位まで計測。 HJCL
上限値
可変速揚水機が揚水運転する際の揚水動力上限値。
可変速揚水機 kW 単位の数値。小数点以下第 6 位まで計測。 HJCL
下限値
可変速揚水機が揚水運転する際の揚水動力下
限値。
揚水可能量
kWh 単位の数値。小数点以下第 1 位まで計測。 HJCL
ダム水位等から算出した値。
発電可能量
kWh 単位の数値。小数点以下第 1 位まで計測。 AJCL
（水力）
ダム水位等から算出した値。
揚水電力量

kWh 単位の数値。小数点以下第 6 位まで計測。 MMTR
直近の 30 分コマ（X 時 00 分〜X 時 30 分ある
いは X 時 30 分〜(X+1)時 00 分）に揚水で消費した電力量。

15/51

30 分
周期

LevMeas は，IEC 61850-7-410 Ed. 3.0
で DO 名称が変更されたもの。
複数のダムを利用している場合には，
HLVL インスタンスをそれぞれのダムに用意。
発電所や系列などの運用単位ごとに用MaxCsmpCap{n}.mag.f 意した HJCL インスタンスを利用。
LevMeas.
mag.f

発電所や系列などの運用単位ごとに用MinCsmpCap{n}.mag.f 意した HJCL インスタンスを利用。
AvlPmpWh.
mag.f
AvlGnWh{n}.mag.f
DmdWh.
actVal

発電所や系列などの運用単位ごとに用意した HJCL インスタンスを利用。
発電所や系列などの運用単位ごとに用意した AJCL インスタンスを利用。{n}はユニット番号。
揚水電力量を表す MMTR インスタンス
を用意。

30 分
周期

4.4
•

補足事項
ゾーン（バンド）上げ／下げ切替指令: 火力発電所は運転出力帯に応じて補機（給水ポンプ，ミル等）の運転台数の変更操作が発電所で必要なため，運転出力帯を変更する場合は，火力発電所へ切替指
令が必要。

4.4.1

制御メッセージ内の origin が有する値について

origin は，制御メッセージが有するパラメータの一つであり，制御を指令する箇所を特定するための情報を有する。最も簡潔なシステム構成であれば，制御メッセージの送信元を特定する情報が格納されるが，今回のシステム構成では，発電機側装置に対して制御メッセージを送信するエリア GW は，図 2に示すように，指令そのものの発信元ではなく，メインシステム拠点から送付される指令を配信する役割を担う。このためシステム構成としては，カスケード接続の状態（三つ以上の構成要素が数珠繋ぎとなった接続状態）となる。
メインシステム拠点
演算部等

エリア連係

指令値の発信元

指令値(通信方式未定)
エリアシステム拠点
エリアGW
従来仕様

統一仕様

制御メッセージ
発電所A
従来仕様
発電機側装置

図2

発電所B
統一仕様対応発電機側装置システムの全体構成と制御メッセージおよび指令値の発信元の関係（図 1 に加筆）

カスケード接続のシステムに関しては，エリア GW のような中間に位置する装置がクライアントとなって送信する制御メッセージ内の origin については，大元の制御指令箇所とすることが IEC 61850 でも想定されている。その一例として，IEC 61950-90-2 Ed. 1.0 section 7.1.3.6.9.1 にて，下記のような記述が掲載されている（下線斜字にて記載した箇所に注目いただきたい）。
「The data object CmdBlk is used to block incoming commands at LN level. When the blocking is
activated, the command will not be accepted and an appropriate negative response is sent to theclient who initiated the command. Setting CmdBlk to TRUE in a Proxy/Gateway logical node will
block only the command from the control centre. It is not forwarded to the source logical node in the
IED. The control within the substation from a substation HMI is not affected.
Blocking of commands can also be achieved setting LocSta at bay level to “TRUE”. This requiresthat the Proxy/Gateway forwards the originator to the IED as received from the control centre. Setting the ITCI.LocSta of the Proxy/Gateway server in the Proxy/Gateway to“TRUE” will block allcommands from the control centre.」
16/51

今回のシステム構成では，メインシステム拠点・エリアシステム拠点間の通信方式が，エリアシステ
ム拠点・発電機側装置間の通信方式と異なる可能性があるが，IEC 61850 で想定されている origin の利用方法を踏襲するのであれば，4.1 節のマッピングで示したように，拠点箇所名をメインシステム拠点・
サーバ系列名にすることに問題はないと判断される。

17/51

5. 論理ノードのタイプ
本章では，発電機指令用通信の伝送に用いる論理ノードのタイプを定義する。各節では，各論理ノードのタイプが有するデータオブジェクトを記載する。記載されているデータオブジェクトは，当該論理ノードのタイプが実装される場合には，必ず実装すること。なお，記載されていないデータオブジェク
トが実装されていても構わないが，セキュリティ上問題になる点があれば，適切な対策を実施しておくこと。
データオブジェクト名の後に{n}と記載されているものは，複数のデータオブジェクトインスタンスが存在する可能性を示している（IEC 61850 における Mmulti または Omulti に相当）。また，データオブ
ジェクト名の後に 1 と記載されているものは，IEC 61850 において複数存在することが認められている
ものだが，本仕様では一つだけ利用することを示している。

5.1

ACDG

ACDG は，発電機の並解列指令に関するデータを管理するために利用される。以下の DO を有する
LN タイプを定義して利用する。
DO 名

CDC

ConnGnSPC

DsconGn

SPC

DateTgt

TSG

5.2

T

概要
制御
ctlVal = true にて並列指令。
同指令を受信時に stVal = true へ遷移。
ctlVal = false にて指令のキャンセル。
以下に示すいずれかの条件により stVal は false に遷移
・DateTgt で指定された時刻に到達したとき
・DsconGn に true の指令を受信したとき
ctlVal = true にて解列指令。
同指令を受信時に stVal = true へ遷移。
ctlVal = false にて指令のキャンセル。
以下に示すいずれかの条件により stVal は false に遷移
・DateTgt で指定された時刻に到達したとき
・ConnGn に true の指令を受信したとき
設定
指令内容（ConnGn.stVal = true であれば発電機並列，DsconGn.
stVal = true であれば発電機解列）の状態に到達する時刻の指定。
実績ではなく将来の時刻。
本 DO がない場合は，ConnGn/DsconGn は受領時に動作。

ACTM

ACTM は IEC 61850-7-410 Ed. 2.1 および 3.0 CD にて制定されている論理ノードで，あらゆる制御
システムまたは調整システムの制御モードに関する情報を表すために利用される。以下の DO を有する
LN タイプを定義して利用する。利用可能な各制御モードに一つの ACTM インスタンスを用意する。
DO 名
ModActSt

CDC
SPS

T

概要
状態
この ACTM が表す制御モードの動作状態を表す。（stVal: true＝運用，false＝停止）

18/51

ModAct

SPC

EncModAct

ENC

5.3

制御
この ACTM が表す制御モードの使用状態と制御。（stVal: true＝
使用中，false＝不使用）
この ACTM が表す制御モードの設定状態と制御。それぞれの値が具体的にどの状態を表すかは，利用する列挙子定義に従う。
IEC 61850-7-410 に提案中の DO。

AJCL

AJCL は IEC 61850-7-410 Ed. 2.1 および 3.0 CD にて制定されている論理ノードで，複数の発電ユニットに対する制御を担う。以下の DO を有する LN タイプを定義して利用する。
DO 名

CDC

MaxCapW{n}MV

MinCapW{n}MV

AvlGnWh{n}MV

DifWSpt{n}APC

OutBnd{n}BSC

WSpt{n}

APC

5.4

T

概要
計測値・算出値
発電ユニット n の可能最大発電出力を表す。
本通信仕様で独自に追加した DO。
発電ユニット n の可能最小発電出力に表す。
本通信仕様で独自に追加した DO。
発電ユニット n の発電可能量を表す。
本通信仕様で独自に追加した DO。
制御
発電ユニット n の有効電力差分目標値とその制御。
IEC 61850-7-410 Ed. 3.0 CD で追加された DO。
発電ユニット n に対するゾーンの上げ下げ制御，およびゾーンの状態を表す。本通信仕様で追加した DO。
発電ユニット n の有効電力出力目標値とその制御。IEC 61850-7410 Ed. 3.0 CD で追加された DO。

APSG

APSG は，揚水発電所の運転指令に関するデータを管理するために利用される。以下の DO を有する
LN タイプを定義して利用する。
DO 名

CDC

PmpStr

SPC

Stop

SPC

T

概要
制御
ctlVal = true にて揚水開始指令。
ctlVal = false にて指令のキャンセル。
以下に示すいずれかの条件により stVal は false に遷移
・DateTgt で指定された時刻に到達したとき・GnCdsStr/PmpCdsStr/Stop のいずれかに true の指令を受信したとき
ctlVal = true にて停止 (揚水遮断) 指令。
ctlVal = false にて指令のキャンセル。
以下に示すいずれかの条件により stVal は false に遷移
・DateTgt で指定された時刻に到達したとき・PmpStr/GnCdsStr/PmpCdsStr のいずれかに true の指令を受
信したとき
設定
19/51

DateTgt

TSG

TgtTypENG

5.5

指令内容の状態に到達する時刻の指定。
実績ではなく将来の時刻。
本 DO がない場合は，ConnGn/DsconGn は受領時に動作。
指令に基づき到達すべき状態の種別。
setVal が有する値は揚水指令種別（8.3 節）にて定義されたもの。

AROP

AROP は，日本から提案し，IEC 61850-7-410 Ed. 3.0 CD (Committee Draft) で掲載されている論理ノードで，発電機に対する調整力指令に関するデータを管理するために利用される。以下の DO を有する LN タイプを定義して利用する。
DO 名

CDC

ReqW

MV

WSpt
Mod

APC
ENC

RsvTypENG

TmTgt
WSptTyp

TSG
ENG

RmpRteUse

SPG

5.6

T

概要
計測値・算出値要求された調整量。
制御
調整指令値。
論理ノードの振る舞い制御（1＝運用状態，2＝運用状態&出力なし，3＝試験状態，4＝試験状態&出力なし，5＝停止）
設定
調整力の種類。
setVal が有する値は調整力種別（8.1 節）にて定義されたもの。
達成目標時刻。UTC。
出力調整指令／出力変化量指令の別を示す。
setVal が有する値は指令値種別（8.2 節）にて定義されたもの。
本通信仕様で追加した DO。
ランプレート制限の設定値。本仕様では利用しないが，必須のデータ属性なので定義する。
（setVal: true＝制限あり，false＝制限なし）

CALH

CALH は IEC 61850-7-4 Ed. 2.1 にて制定されている論理ノードで，複数の警報信号をまとめ，何らかの論理演算（AND，OR，NOT およびその組み合わせ）により得られる結果を表示する。以下の DOを有する LN タイプを定義して利用する。
DO 名
GrWrn

5.7

CDC
SPS

T

概要
状態
軽故障を表す。（stVal: true＝軽故障発生，false＝軽故障発生な
し）

DECP

DECP は IEC 61850-7-420 Ed. 2.0 にて制定されている論理ノードで，電力系統における連系点以外の参照点を表す。以下の DO を有する LN タイプを定義して利用する。

20/51

DO 名
ElcRefId

5.8

CDC

T

概要
設定
参照点の識別子。
本仕様では，発電機識別子を管理する。基本的には上書き不可。

VSG

DVER

DVER は IEC 61850-7-420 Ed. 2.0 にて制定されている論理ノードで，電力系統におけるバーチャルな参照点を表す。以下の DO を有する LN タイプを定義して利用する。
DO 名
ElcRefId

5.9

CDC

T

概要
設定
参照点の識別子。
本仕様では，エリア識別子を管理するために，setVal にて 01〜
10 のエリアコードを文字列として管理。基本的には上書き不可。

VSG

FSCH

FSCH は IEC 61850-7-4 Ed. 2.1 にて制定されている論理ノードで，スケジューリングを行う際の各時間帯における整定値等を管理する。以下の DO を有する LN タイプを定義して利用する。
DO 名

CDC

T

EnaReqSPC

T

DsaReqSPC

T

SchdIntv
ValASG{n}ING
ASG

StrTm1

TSG

5.10

概要
制御
本 FSCH が管理するスケジュールの実行開始を要求する制御。
ただし，スケジュールの状態は SchdSt にて表示される。
本 FSCH が管理するスケジュールの実行停止を要求する制御。
ただし，スケジュールの状態は SchdSt にて表示される。
設定
本 FSCH 内のエントリー一つあたりの継続時間。
発動指令電源に対する OP 指令値を指定するために利用する。kW単位。
スケジュール開始時刻。DO は一つだけ用意する。

GUNT

GUNT は IEC 61850-7-410 Ed. 2.1 および 3.0 CD にて制定されている論理ノードで，発電機ユニットを表す。以下の DO を有する LN タイプを定義して利用する。
DO 名

CDC

UntOpModENS

UntOpSt

ENS

T

概要
状態
発電ユニットの運転モード。
（stVal: 1＝発電モード，2＝調相モード，3＝揚水モード，その他の値は IEC 61850-7-410 Ed. 2.1 を参照のこと。）
発電ユニットの運転状態（stVal: 3＝起動中，7＝並列済かつ平常運転，その他の値は IEC 61850-7-410 Ed. 2.1 を参照のこと。）

21/51

ReqSt5.11

制御
運転状態の制御。（stVal: 4＝発電，5＝発電調相，7＝揚水待機，
11/12/13＝揚水開始。なお，11 は静止型周波数変換器を用いた揚水，12 は BTB（back to back）を用いた揚水，13 は自励式励磁装置を用いた揚水と定義されている。その他の値は IEC 618507-410 Ed. 2.1 を参照のこと）

ENC

HJCL

HJCL は IEC 61850-7-410 Ed. 2.1 および 3.0 CD にて制定されている論理ノードで，複数の水力発電ユニットに対する制御を担う。以下の DO を有する LN タイプを定義して利用する。
DO 名

CDC

AvlPmpDur{n}MV

AvlPmpWh
MaxCsmpCap{n}MV
MV

MinCsmpCap{n}

MV

5.12

T

概要
計測値・算出値
揚水可能時間を表す。
日本から IEC TC 57 WG 18 に提案し，IEC 61850-7-410 Ed. 3.0
CD に掲載。
揚水可能量 [kWh] を表す。本通信仕様で独自に追加した DO。
ユニット n の可変速揚水機上限値 [kW] を表す。ユニットごとに DO インスタンスを用意。日本から IEC TC 57 WG 18 に提案
し，IEC 61850-7-410 Ed. 3.0 CD に掲載。
ユニット n の可変速揚水機下限値 [kW] を表す。ユニットごとに DO インスタンスを用意。日本から IEC TC 57 WG 18 に提案
し，IEC 61850-7-410 Ed. 3.0 CD に掲載。

HLVL

HLVL は IEC 61850-7-410 Ed. 2.1 および 3.0 CD にて制定されている論理ノードで，水位を管理する役割を担う。以下の DO を有する LN タイプを定義して利用する。
DO 名

CDC

LevMeas

MV

5.13

T

概要
計測値・算出値
m 単位で水位を表す。オフセットがあれば考慮する。（mag.f; m単位の浮動小数点数。units.SIUnit = 2; m。units.multiplier = 0）

MMTR

MMTR は IEC 61850-7-4 Ed. 2.1 にて制定されている論理ノードで，三相交流の電力量検針を担う。
以下の DO を有する LN タイプを定義して利用する。
DO 名
DmdWh
SupWh

CDC
BCR
BCR

T

概要
計測値・算出値
需要に関する有効電力量。
供給に関する有効電力量。

22/51

5.14

MMXU

MMXU は IEC 61850-7-4 Ed. 2.1 にて制定されている論理ノードで，三相交流の実効値計測を担う。
以下の DO を有する LN タイプを定義して利用する。
DO 名

CDC

Hz

MV

PPV

DEL

TotVAr

MV

TotW

MV

5.15

T

概要
計測値・算出値
周波数。（mag.f: Hz 単位の浮動小数点数値。units.SIUnit = 33;
Hz。units.multiplier = 0）
線間電圧。（phsBC.cVal.mag.f; kV 単位の浮動小数点数値。
units.SIUnit = 29; volt。units.multiplier = 3; kilo）
連系点の計測の場合にのみ利用
三相全体の無効電力（mag.f; kvar 単位の整数値。units.SIUnit =63; var。units.multiplier = 3; kilo）
連系点の計測の場合にのみ利用
三相全体の有効電力（mag.f; kW 単位の整数値。units.SIUnit =38; watt。units.multiplier = 3; kilo）

XCBR

XCBR は IEC 61850-7-4 Ed. 2.1 にて制定されている論理ノードで，遮断器を表す。以下の DO を有する LN タイプを定義して利用する。
DO 名
Pos

CDC
DPC

T

概要
制御
開閉状態と制御（stVal; 1＝開，2＝閉。ctlModel = status-only）

23/51

6. 共通データクラスのタイプ
本章では，共通データクラスのタイプを定義する。各節では，それぞれのタイプが有するデータ属性を記載する。記載されているデータ属性は必ず実装されること。なお，記載されていないデータ属性が実装されていても構わないが，セキュリティ上問題になる点があれば，適切な対策を実施しておくこと。
共通データクラスのタイプ名には，プレフィックス（先頭に付与する文字列）として調整力を表す rsv(reserve) を付与する。

6.1

状態監視用共通データクラス

6.1.1

BCR

SCL におけるデフォルト名称は rsvBCR とする。
rsvBCR が有するデータ属性を表 4 に示す。

DA 名

型

actValqt

INT64
QualityTimestampunits
pulsQty

Unit
FLOAT32

6.1.2

表4

rsvBCR が有するデータ属性

FC

TrgOp

概要
状態
バイナリカウンタとして表される状態。
STdchg
aclVal の値の品質（正常，無効など）ST
qchg
actVal または q が更新された時刻
ST
コンフィグレーション・表記
pulsQty が表す値の工学単位。
CF
dchg
1 カウントあたりの大きさ。
CFdchg
actVal と pulsQty の積が，units で表されている値
となる。

ENS

SCL におけるデフォルト名称は rsvENS とする。
rsvENS が有するデータ属性を表 5 に示す。
表5

rsvENS が有するデータ属性

型

FC

TrgOp

stVal

EnumDAST

qt

QualityTimestamp

ST
ST

dchg
dupd
qchg

subEna

BOOLEANSV

subValEnumDASV

subQ

QualitySV

subID

VisString64

SV

DA 名

概要
状態
列挙子で表される状態。具体的な値は，各データオ
ブジェクトにて定義される。
stVal の値の品質（正常，無効など）
stVal または q が更新された時刻
代替値
true＝代替値使用。false＝代替値不使用（プロセス
データを使用）列挙子で表される状態の代替値。具体的な値は，各データオブジェクトにて定義される。
代替値を用いた場合の品質。
source = substituted とすること。
代替値を設定した主体。
デフォルト値は null とする。

24/51

6.1.3INS

SCL におけるデフォルト名称は rsvINS とする。
rsvINS が有するデータ属性を表 6 に示す。

DA 名

型

表6

rsvINS が有するデータ属性

FC

TrgOp
dchg
dupd
qchg

stVal

INT32

ST

q
t

QualityTimestampSTST

subEna

BOOLEANSV

subValsubQ

INT32
Quality

SV
SV

subID

VisString64

SV

6.1.4

概要
状態
整数型で表される状態。
stVal の値の品質（正常，無効など）
stVal または q が更新された時刻
代替値
true＝代替値使用。false＝代替値不使用（プロセス
データを使用）状態の代替値。
代替値を用いた場合の品質。
source = substituted とすること。
代替値を設定した主体。
デフォルト値は null とする。

SPS

SCL におけるデフォルト名称は rsvSPS とする。
rsvSPS が有するデータ属性を表 7 に示す。

DA 名

型

表7

rsvSPS が有するデータ属性

FC

TrgOp
dchg
qchg

stVal
q
t

BOOLEAN
QualityTimestamp

ST
ST
ST

subEna

BOOLEANSV

subValsubQ

EnumDA
Quality

SV
SV

subID

VisString64

SV

6.2

計測用共通データクラス

6.2.1

CMV

概要
状態
真偽値型で表される状態。
stVal の値の品質（正常，無効など）
stVal または q が更新された時刻
代替値
true＝代替値使用。false＝代替値不使用（プロセス
データを使用）状態の代替値。
代替値を用いた場合の品質。
source = substituted とすること。
代替値を設定した主体。
デフォルト値は null とする。

SCL におけるデフォルト名称は rsvCMV とする。
rsvCMV が有するデータ属性を表 8 に示す。

25/51

DA 名

型

表8

rsvCMV が有するデータ属性

FC

TrgOp
dchg
dupd
qchg

cVal

VectorMXqt

QualityTimestampMXMX

subEna

BOOLEAN

subCValsubQ

VectorQuality

subID

VisString64

units

Unit

6.2.2

概要
状態
ベクトル（フェーザ）型の計測値

cVal の値の品質（正常，無効など）
cVal または q が更新された時刻
代替値
true＝代替値使用。false＝代替値不使用（プロセスSV
データを使用）ベクトル（フェーザ）型計測値の代替値。
SV
代替値を用いた場合の品質。
SV
source = substituted とすること。
代替値を設定した主体。
SV
デフォルト値は null とする。
コンフィグレーション・表記
cVal.mag の値の工学単位。
CF
dchg

DEL

SCL におけるデフォルト名称は rsvDEL とする。
rsvDEL が有するデータ属性を表 9 に示す。電圧を計測する代表相が統一されていない可能性がある
ため，現時点では三相すべてに対応したタイプとしている。

DA 名

型

phsAB
phsBC
phsCA
6.2.3

表9

rsvDEL が有するデータ属性

FC

TrgOp
サブデータオブジェクト
線間電圧 Vab。
線間電圧 Vbc。
線間電圧 Vca。

CMV
CMV
CMV

概要

MV

SCL におけるデフォルト名称は rsvMV とする。
rsvMV が有するデータ属性を表 10 に示す。
表 10

rsvMV が有するデータ属性

型

FC

TrgOp

mag

AnalogueValue

MX

q
t

QualityTimestamp

MX
MX

dchg
dupd
qchg

subEna

BOOLEANSV

subMagAnalogueValue

SV

DA 名

概要
状態
計測値
mag の値の品質（正常，無効など）
mag または q が更新された時刻
代替値
true＝代替値使用。false＝代替値不使用（プロセス
データを使用）
計測値の代替値。

26/51

subQ

QualitySV

subID

VisString64

units

Unit

代替値を用いた場合の品質。
source = substituted とすること。
代替値を設定した主体。
SV
デフォルト値は null とする。
コンフィグレーション・表記mag の値の工学単位。
CF
dchg

6.3

制御用共通データクラス

6.3.1

APC

SCL におけるデフォルト名称は rsvAPC とする。
rsvAPC が有するデータ属性を表 11 に示す。
表 11

rsvAPC が有するデータ属性
TrgOp

DA 名

型

FC

originctlNumOriginator
INT8U

MX
MX

mxVal

AnalogueValueqtQualityTimestamp

subEna

BOOLEANsubValsubQ

AnalogueValue
Quality

subID

VisString64

ctlModelCtlModelKind

minValmaxValAnalogueValue
AnalogueValue

6.3.2

概要（本仕様で指定する値があれば明記）

状態
直近の制御を実施した箇所。
受信した直近の制御シーケンス番号。
直近の Operate.req に含まれている ctlNum を保存したもの。
受信した指令値。発電機が実際に発電している電力
MX
dchg
ではない。
mxVal の値の品質（正常，無効など）MX
qchg
mxVal または q が更新された時刻
MX
代替値
true＝代替値使用。false＝代替値不使用（プロセスSV
データを使用）
受信した指令値の代替値。
SV
代替値を用いた場合の品質。
SV
source = substituted とすること。
代替値を設定した主体。
SV
デフォルト値は null とする。
コンフィグレーション・表記
制御モード
CF
dchg
本仕様では常に値 0（status-only）
指令値として指定できる下限値。
CFdchg
指令値として指定できる上限値。
CF
dchg

BSC

SCL におけるデフォルト名称は rsvBSC とする。
rsvBSC が有するデータ属性を表 12 に示す。

DA 名
origin型
Originator

表 12

rsvBSC が有するデータ属性

FC

TrgOp

ST

概要
状態
直近の制御を実施した箇所。

27/51

ctlNum

INT8U

valWTr

ValWithTransqt

QualityTimestamp

subEna

BOOLEANsubValsubQ

ValWithTrans
Quality

subID

VisString64

persistent

BOOLEANctlModelCtlModelKind

6.3.3

ST

受信した直近の制御シーケンス番号。
直近の Operate.req に含まれている ctlNum を保存したもの。
整数値で表される状態（発電機の運転ゾーン，タッSTdchg
プ位置など）と，静止／動作中の別を組み合わせた状態。
valWTr の値の品質（正常，無効など）
ST
qchg
valWTr または q が更新された時刻
ST
代替値
true＝代替値使用。false＝代替値不使用（プロセスSV
データを使用）状態の代替値。
SV
代替値を用いた場合の品質。
SV
source = substituted とすること。
代替値を設定した主体。
SV
デフォルト値は null とする。
コンフィグレーション・表記
上げ指令／下げ指令の継続性を示す。
CF
dchg
本仕様では常に false（一回の指令で上げないし下げを一つ実施）。
制御モード
CF
dchg
本仕様では常に値 0（status-only）

DPC

SCL におけるデフォルト名称は rsvDPC とする。
rsvDPC が有するデータ属性を表 13 に示す。
表 13

rsvDPC が有するデータ属性
TrgOp

DA 名

型

FC

originctlNumOriginator
INT8U

ST
ST

stVal

DpStatusKind

ST

q
t

QualityTimestampSTST

subEna

BOOLEANSV

subValsubQ

DpStatusKind
Quality

SV
SV

subID

VisString64

SV

概要

状態
直近の制御を実施した箇所。
受信した直近の制御シーケンス番号。
直近の Operate.req に含まれている ctlNum を保存したもの。
4 値（0 = intermediate，1 = off，2 = on，dchg
3 = bad-state）
stVal の値の品質（正常，無効など）
qchg
stVal または q が更新された時刻
代替値
true＝代替値使用。false＝代替値不使用（プロセス
データを使用）状態の代替値。
代替値を用いた場合の品質。
source = substituted とすること。
代替値を設定した主体。
デフォルト値は null とする。

28/51

ctlModel

6.3.4

CtlModelKind

コンフィグレーション・表記
制御モード
CF
dchg
本仕様では常に値 0（status-only）

ENC

SCL におけるデフォルト名称は rsvENC とする。
rsvENC が有するデータ属性を表 14 に示す。

DA 名

型

originctlNumOriginator
INT8U

stVal

EnumDAqt

QualityTimestamp

subEna

BOOLEANsubValsubQ

EnumDA
Quality

subID

VisString64

ctlModelCtlModelKind

6.3.5

表 14

rsvENC が有するデータ属性

FC

TrgOp

概要

状態
直近の制御を実施した箇所。
受信した直近の制御シーケンス番号。
直近の Operate.req に含まれている ctlNum を保存したもの。
列挙子で表される状態。具体的な値は利用するデーSTdchg
タオブジェクトごとに定める。
stVal の値の品質（正常，無効など）ST
qchg
stVal または q が更新された時刻
ST
代替値
true＝代替値使用。false＝代替値不使用（プロセスSV
データを使用）状態の代替値。
SV
代替値を用いた場合の品質。
SV
source = substituted とすること。
代替値を設定した主体。
SV
デフォルト値は null とする。
コンフィグレーション・表記
制御モード
CF
dchg
ST
ST

SPC

SCL におけるデフォルト名称は rsvSPC とする。
rsvSPC が有するデータ属性を表 15 に示す。

DA 名

型

表 15

rsvSPC が有するデータ属性

FC

TrgOp

originctlNumOriginator
INT8U

ST
ST

stVal
q
t

BOOLEAN
QualityTimestamp

ST
ST
ST

dchg
qchg

概要
状態
直近の制御を実施した箇所。
受信した直近の制御シーケンス番号。
直近の Operate.req に含まれている ctlNum を保存したもの。
真偽値型で表される状態。
stVal の値の品質（正常，無効など）
stVal または q が更新された時刻
代替値

29/51

subEna

BOOLEANsubValsubQ

BOOLEAN
Quality

subID

VisString64

ctlModelCtlModelKind

true＝代替値使用。false＝代替値不使用（プロセス
データを使用）状態の代替値。
SV
代替値を用いた場合の品質。
SV
source = substituted とすること。
代替値を設定した主体。
SV
デフォルト値は null とする。
コンフィグレーション・表記
制御モード
CF
dchg
SV

6.4

設定用共通データクラス

6.4.1

ASG

SCL におけるデフォルト名称は rsvASG とする。
rsvASG が有するデータ属性を表 16 に示す。
表 16
DA 名
setMag

6.4.2

rsvASG が有するデータ属性
FC

型
AnalogueValueCtl

SP

TrgOp
設定
dchg

概要
アナログ型の設定値。具体的な値は，各デー
タオブジェクトにて定義される。

ENG

SCL におけるデフォルト名称は rsvENG とする。
rsvENG が有するデータ属性を表 17 に示す。

DA 名
setVal

6.4.3

型
EnumDA

表 17

rsvENG が有するデータ属性

FC

TrgOp

概要

dchg

設定
列挙子で表される設定値。具体的な値は，各データ
オブジェクトにて定義される。

SP

ING

SCL におけるデフォルト名称は rsvING とする。
rsvING が有するデータ属性を表 18 に示す。

DA 名
setVal
6.4.4

型
INT32

表 18

rsvING が有するデータ属性

FC

TrgOp

概要

dchg

設定
整数型で表される設定値。

SP

ORG

SCL におけるデフォルト名称は rsvORG とする。
rsvORG が有するデータ属性を表 19 に示す。

30/51

表 19

rsvORG が有するデータ属性

DA 名

型

FC

TrgOp

概要

setSrcRef

ObjectReference

SP

dchg

設定
参照先オブジェクト（データオブジェクト，データ
属性など）。

6.4.5

SPG

SCL におけるデフォルト名称は rsvSPG とする。
rsvSPG が有するデータ属性を表 20 に示す。

DA 名

型

setVal
6.4.6

BOOLEAN表 20

rsvSPG が有するデータ属性

FC

TrgOp

SP

dchg

概要
設定
真偽値型で表される設定値。

TSG

SCL におけるデフォルト名称は rsvTSG とする。

DA 名
setCal
6.4.7

表 21

rsvTSG が有するデータ属性

型

FC

TrgOp

CalendarTime

SP

dchg

概要
設定
カレンダー形式で表される時刻に関する設定値。

VSG

SCL におけるデフォルト名称は rsvVSG とする。
rsvVSG が有するデータ属性を表 22 に示す。

DA 名

型

setValVisString255

表 22

rsvVSG が有するデータ属性

FC

TrgOp

SP

dchg

6.5

情報記載用共通データクラス

6.5.1

DPL

概要
設定
文字列型の設定値。

SCL におけるデフォルト名称は rsvDPL とする。
rsvDPL が有する
表 23
DA 名
vendor
name

型
VisString255
VisString64

rsvDPL が有するデータ属性

FC

概要
TrgOp
コンフィグレーション・表記
製作者名。
DC
遮断器・断路器・発電ユニットの名称。
DC

31/51

7. 構造型属性クラス
本章では，構造型属性クラスのうち，オプション要素や存在条件を有する要素がある場合に，タイプを仕様として定める。なお，IEC 61850 の定義によりタイプが一意に定まる（すべて必須要素になっている）CalendarTime，Originator，Quality，Timestamp については，ここで記載しない。

7.1

AnalogueValue

属性名
f

7.2

型
FLOAT32

AnalogueValueCtl

属性名
f

7.3

型
FLOAT32

属性名
mag

型
SIUnitKind
MultiplierKind

概要
SI 単位。
SI 接頭辞。

ValWithTrans

属性名
posValtransInd

7.5

概要
アナログ値の浮動小数点数表現

Unit

属性名
SIUnitmultiplier

7.4

概要
アナログ値の浮動小数点数表現型
INT8
BOOLEAN概要
本仕様ではゾーン番号に対応させる。
posVal の値が変更中であれば真。

Vector型
AnalogueValue

概要
ベクトル（フェーザ）の大きさ。

32/51

8. 列挙子
本章では，ドラフト段階で定められている（制定済みのドキュメントでは定められていない）列挙子
を示す。

8.1

調整力種別（BalancingReserveKind）

列挙子名
Primary reserve subcategory 1
Primary reserve subcategory 2
Primary reserve subcategory 3
Secondary reserve subcategory 1

値
1
2
3
4

Secondary reserve subcategory 2

5

Secondary reserve subcategory 3
Tertiary reserve subcategory 1

6
7

Tertiary reserve subcategory 2

8

Tertiary reserve subcategory 3
Overpower
Others

9
10
98

8.2

一次調整力種別 1。
一次調整力種別 2。
一次調整力種別 3。
二次調整力種別 1。本通信仕様では，二次調整力①に対応するものとする。
二次調整力種別 2。本通信仕様では，二次調整力②に対応するものとする。
二次調整力種別 3。
三次調整力種別 1。本通信仕様では，三次調整力①に対応するものとする。
三次調整力種別 2。本通信仕様では，三次調整力②に対応するものとする。
三次調整力種別 3。
OP 指令。
その他調整力種別。

指令値種別（ReserveControlSetpointKind）

列挙子名
Pure differential
Partial amount
Total amount
Others

8.3

概要

値
1
2
3
98

概要
出力変化量指令。
出力調整指令。他の出力変化量指令の値を加算可能。
純粋出力値指令。他の出力変化量指令の値は加算不可。
その他調整力種別。

揚水指令種別（PumpedStorageOperationTargetKind）

列挙子名
Breaker closed
Breaker opened
Power supplied
Other

値
1
2
3
99

概要
遮断器入状態
遮断器切状態
負荷取り状態その他

33/51

9. データ伝送方法
9.1

概要

エリアシステム拠点のエリア GW（以下，エリア GW）と発電機側装置間のデータ伝送には，MMS（IEC 61850-8-1 Ed. 2.1 参照）を用いる。

9.2

MMS 通信エリア GW と発電機側装置の間で MMS 通信を行う際には，常にエリア GW がクライアント，発電
機側装置がサーバとなる。
以下，メッセージ種別ごとに，用途と伝送仕様を示す。
9.2.1

制御メッセージ【用途】
エリア GW から発電機側装置に対し，制御用共通データクラスとして定義されているデータオブジェ
クトに対してデータを伝送するために利用する。例えば，・各種調整力の指令値を送信する。
・火力発電機に対するゾーン上げまたは下げの指令を送信する。
【伝送仕様】
制御モデルとしては，direct control with normal security（IEC 61850-7-2 Ed. 2.1 section 20.2.2 参照）を用い，制御対象となるデータオブジェクト（LFC 指令値を送信する場合には，AROP.WSpt）に対して，エリア GW から Operate.req を送信し，発電機側装置からは，制御の成否に関する応答としてOperate.resp+/−を返す。
Operate.req に含まれるパラメータは，表 24 に示した内容で設定する。
表 24

Operate.req が有するパラメータの設定

パラメータ
ControlObjectReference
ctlValorigin

概要
制御対象の DO
制御値
制御主体
（メッセージ送信元）

ctlNum

制御シーケンス番号

T

制御時刻（メッセージ送信時刻）

Test

試験フラグ

Check

制御時検証条件

本仕様における設定
表 1 に示した DO を利用
表 1 に示した DO に対応した制御値
メインシステム拠点からの指令に基づく制御の orIdent はメインシステム拠点。
エリアシステム拠点からの指令に基づく制御の orIdent はエリアシステム拠点。
いずれも orCat は automatic-remote。
IEC 61850-7-2 Ed 2.1 Table 110 に記載のとおり。
メインシステム拠点からの指令に基づく制御はメインシステム拠点の指令時刻。
エリアシステム拠点からの指令に基づく
制御はメッセージ送信時刻。
IEC 61850-7-2 Ed 2.1 Table 110 に記載のとおり。運用時は false，試験時は true。
synchrocheck = false
interlockCheck = false【エラー情報（AddCause）】
発電機側装置における確認処理（IEC 61850-7-2 Ed. 2.1 Figure 40 に記載されている PerformTestと WaitForExecution）については，以下のとおりとする。
34/51

•

制御対象の共通データクラスが APC （アナログ値で制御するデータ）である場合，PerformTest（発電機側装置で制御メッセージを受信したときに，それを実行して良いかを判断する処理）の段
階で，受信した ctlVal と設定されている minVal および maxVal を比較し，下限または上限を超えている場合には，AddCause を unknown として operate response−を返信する。

【補足説明：IEC 61850 における一挙動制御／二挙動制御】
IEC 61850 では，制御モデルとして，表 25 に示した 4 種類が用意されている。いずれの方法を選択するかは，制御対象となるデータオブジェクトごとに設定可能である。どの制御モデルが選択されているかは，当該データオブジェクトにおける属性 ctlModel にて示される。
表 25

IEC 61850 における制御モデル（一挙動制御／二挙動制御等）

制御モデル
応動確認なし一挙動制御(Direct control with normal security)
応動確認あり一挙動制御(Direct control with enhanced security)
応動確認なし二挙動制御(SBO with normal security)
応動確認あり二挙動制御(SBO with enhanced security)

選択指令
（なし）

制御指令
Operate

応動確認
（なし）

（なし）

OperateCommendTermination

SelectOperate（なし）

SelectWithValue

OperateCommandTermination* SBO: Select Before Operate
9.2.2

設定メッセージ【用途】
目標時刻，発電指令や揚水指令とその開始時刻等，設定型のデータオブジェクトに対してデータを設定する際に用いる。
【伝送仕様】
SetDataValues を用いる。
LFC 指令の達成目標時刻に関するデータ伝送の場合には，AROP.TmTgt に対して目標達成時刻に相当するデータを SetDataValues.req により送信する。
発電指令や揚水指令に関するデータ伝送の場合には， FSCH.ValENG{n}に指令値を，FSCH.StrTm1に対して開始時刻を，それぞれ SetDataValues.req によりエリア GW から送信する。
発電機側装置は設定処理の成否に関する応答として SetDataValues.resp+/−を返す。
SetDataValues.req に含まれるパラメータは，表 26 に示した内容で設定する。
表 26
パラメータ
Reference
DataAttributeValue[1..n]9.2.3

SetDataValue.req が有するパラメータの設定
概要
設定対象の DO
設定値

本仕様における設定
表 1 に示した DO を利用
表 1 に示した DO に対応した設定値（データ属性ごと）

バッファ機能付きレポート（BRCB）【用途】
状態データと状変時伝送の計測データを，発電機側装置から伝送するために利用する。
【事前条件】
伝送開始までに以下の条件が成立させておくことを必須とする。

35/51

•

•

•

発電機側装置（MMS サーバ）は，レポートに含めるデータ項目を定めた DataSet を予め用意すること。
（基本的には，発電機側装置の SCL にて定める。通信を通じた動的な DataSet の生成は行わない。）
エリア GW（MMS クライアント）は，レポートに含まれるデータ項目（DataSet に登録されている
データオブジェクト等）の意味および順序を予め把握していること。（発電機側装置の SCL に記載されている情報により把握する。）
発電機側装置の設定ファイルにて，レポートの送信先を指定する。

【伝送仕様】
BRCB を用いる。
DataSet は伝送条件が同一のデータオブジェクトごとに設定し，それに対応した BRCB インスタン
スを用意する。また，送信先ごと（本拠点と BU 拠点のそれぞれに設置されているエリア GW）に BRCB
インスタンスを用意する。このため，1 台の発電機側装置には，DataSet の数と送信先数の積と同じ数の BRCB 制御ブロックを用意する。
状変時伝送を行う BRCB の DataSet における登録単位は，データオブジェクトとする。これは，状変時に時刻を表すデータ属性 t を合わせて送信することを可能とするためである。
表 27

BRCB のパラメータ設定

パラメータ
BRCBName

概要
BRCB 制御ブロック名

BRCBRef
RptID

BRCB 制御プロック名（フルパス）
レポート識別子RptEna

送信状態

DatSet

送信対象データ

ConfRev

DataSet の改訂バージョン

OptFlds
BufTm
SqNum

レポートに付与する要素の指定
複数データをまとめる時間（ms 単位）
シーケンス番号

TrgOpsIntgPdGI

エントリー生成条件
周期伝送間隔（ms 単位）
問い合わせ受信状態

PurgeBuf

バッファ内データ削除

EntryID

イベントのエントリー識別子

TimeOfEntry

エントリー時刻

ResvTms

クライアントとの関係維持
継続時間

36/51

本仕様における設定
IEC 61850-7-2 Ed. 2.1 section 17.2.2.2 に記載に基づいた上で任意。
IEC 61850-7-2 Ed. 2.1 section 17.2.2.3 に記載に基づいた上で任意。
発電機の系統コード＋レポート種別＋番号。
レポート種別は以下の文字列にて表す。
・状変時伝送：brdchg1
IEC 61850-7-2 Ed. 2.1 section 17.2.2.5 に記載のとおり。
IEC 61850-7-2 Ed. 2.1 section 17.2.2.6 に記載のとおり。
IEC 61850-7-2 Ed. 2.1 section 17.2.2.7 に記載のとおり。
表 28 のとおり。
1000。
IEC 61850-7-2 Ed. 2.1 section 17.2.2.10 に記載のとおり。
表 29 のとおり。
値の整合性確保のために，60000 とする。
IEC 61850-7-2 Ed. 2.1 section 17.2.2.13 に記載のとおり。
IEC 61850-7-2 Ed. 2.1 section 17.2.2.14 に記載のとおり。
IEC 61850-7-2 Ed. 2.1 section 17.2.2.15 に記載のとおり。
IEC 61850-7-2 Ed. 2.1 section 17.2.2.16 に記載のとおり。
本仕様では−1。（SCL で指定された特定のクライアント固定）Owner

BRCB の所有者

表 28
パラメータ
sequence-number
report-time-stamp
reason-for-inclusion
data-set-namedata-reference
buffer-overflow
entryID
conf-revision
segmentation

実装不要。
実装されている場合には，送信先のエリア GW。

BRCB における OptFlds の設定

概要
シーケンス番号
レポート時刻収容理由
参照 DataSet
データ項目名バッファ溢れ有無
エントリー識別子
DataSet の改訂バージョン
データ分割有無

表 29

本仕様における設定
true（レポート内に収容）true（レポート内に収容）true（レポート内に収容）
false（レポート内に収容せず）
false（レポート内に収容せず）
true（レポート内に収容）true（レポート内に収容）
false（レポート内に収容せず）
実装依存

BRCB における TrgOps の設定

伝送頻度
dchg
qchg
dupd
intg
GI
1 秒周期
F
F
F
T
T
1 分周期
F
F
F
T
T
30 分周期
F
F
F
T
T
状変時
T
T
T*
T
T
T = true，F = false，* データの値が変化せずとも更新された時に送信。
9.2.4

バッファ機能なしレポート【用途】
周期伝送を行う計測データを発電機側装置から伝送するために利用する。
【事前条件】
伝送開始までに以下の条件が成立させておくことを必須とする。
••

発電機側装置（MMS サーバ）は，レポートに含めるデータ項目を定めた DataSet を予め用意すること。
（基本的には，発電機側装置の SCL にて定める。通信を通じた動的な DataSet の生成は行わない。）
エリア GW（MMS クライアント）は，レポートに含まれるデータ項目（DataSet に登録されている
データオブジェクト等）の意味および順序を予め把握していること。（発電機側装置の SCL に記載されている情報により把握する。）【伝送仕様】URCB を用いる。
DataSet は，伝送条件・周期が同一のデータオブジェクトごとに設定し，それに対応した URCB イン
スタンスを用意する。また，送信先ごと（本拠点と BU 拠点のそれぞれに設置されているエリア GW）に URCB インスタンスを用意する。このため，1 台の発電機側装置には，DataSet の数と送信先数の積と同じ数の URCB 制御ブロックを用意する。
1 秒周期あるいは 1 分周期でレポートを送信する URCB の DataSet には，データ属性ごとに登録する。ただし，stVal や mag ごとに，品質を表すデータ属性 q と時刻を表すデータ属性 t も登録する。

37/51

表 30

URCB のパラメータ設定

パラメータ
URCBName

概要
URCB 制御ブロック名

URCBRef
RptID

URCB 制御プロック名（フルパス）
レポート識別子RptEna

送信状態

Resv

送信先クライアント指定の有無

DatSet

送信対象データ

ConfRev

DataSet の改訂バージョン

OptFlds
BufTm
SqNum

レポートに付与する要素の指定
複数データをまとめる時間（ms 単位）
シーケンス番号

TrgOpsIntgPdエントリー生成条件
周期伝送間隔（ms 単位）

GI

問い合わせ受信状態

Owner

URCB の所有者

9.3

初期化処理

9.3.1

発電機側装置単体の初期化処理

本仕様における設定
IEC 61850-7-2 Ed. 2.1 section 17.2.4.2 に記載に基づいた上で任意。
IEC 61850-7-2 Ed. 2.1 section 17.2.4.3 に記載に基づいた上で任意。
発電機の系統コード＋レポート種別＋番号。
レポート種別は以下の文字列にて表す。
・1 秒周期：ur1secintg1
・1 分周期：ur1minintg1
IEC 61850-7-2 Ed. 2.1 section 17.2.4.4 に記載のとおり。
IEC 61850-7-2 Ed. 2.1 section 17.2.4.5 に記載に基づき，TRUE で固定。
IEC 61850-7-2 Ed. 2.1 section 17.2.2.6 に記載のとおり。
IEC 61850-7-2 Ed. 2.1 section 17.2.2.7 に記載のとおり。
表 28 のとおり。
0。（integrity による伝送）IEC 61850-7-2 Ed. 2.1 section 17.2.4.6 に記載のとおり。
表 29 のとおり。
DataSet が収容する項目の業務要件に従って設定する。すなわち，1 秒周期の項目を伝送する
場合には 1000，1 分周期の項目を伝送する場合には 60000，30 分周期の項目を伝送する場合には 180000。
IEC 61850-7-2 Ed. 2.1 section 17.2.2.13 に記載
のとおり。
実装不要。
実装されている場合には，送信先のエリア GW。

発電機側装置単体の初期化処理の具体的なシーケンスは，利用する製品ごとに異なる可能性があるた
め，本仕様では定めない。
初期化処理が終了した時点で，以上 4 点が完了している必要がある。
••••

発電機（あるいはその制御システム）との間で適切に連携していること
アソシエーションの確立（9.3.2 項参照）に対応できること。
エリア GW から実施する初期化処理（9.3.3 項参照）に対応できること
高信頼化対策の機能が正常に動作していること，

38/51

9.3.2

アソシエーションの確立

発電機側装置単体の初期化処理が終了後，接続すべきすべてのエリア GW に対してアソシエーションを確立するための処理を開始する。発電機側装置から要求を送信することによってアソシエーションを設定する場合のメッセージ交換を図 3 に示す。
アソシエーションの設定に関しては，IEC 61850-7-2 Ed. 2.1 section 8.3 および IEC 61850-8-1 Ed.
2.1 section 10.2 に記載されている方法を用いて実行する。アソシエーションの設定要求送信は，発電機側装置が起動したら，速やかに実行する。なお，接続先のエリア GW が起動していないなど，なんらかの要因によりアソシエーションを設定できない場合には，その後，一定間隔（例えば 60 秒）で繰り返し設定要求を当該エリア GW に送信し，アソシエーションの設定を試みる。

エリアGW

発電機側装置

時間の流れ
Associate.req：アソシエーション設定要求
Associate.resp+

図3

発電機側装置からの要求に基づくアソシエーション設定

上記の方法に加えて，エリア GW からのアソシエーション設定要求を受信した場合の処理にも対応する。この場合のメッセージ交換を図 4 に示す。
なお，エリア GW 側からのアソシエーション設定要求は，エリア GW の処理に問題がない範囲で，可及的速やかに送信する。

エリアGW

発電機側装置

時間の流れ
Associate.req：アソシエーション設定要求
Associate.resp+

図4

エリア GW からの要求に基づくアソシエーション設定

なお，エリア GW と発電機側装置が同時にアソシエーション設定要求を送信した場合には，図 5 に示
すように，エリア GW が受信したアソシエーション設定要求に対して否定的応答（Associate.resp–）を返した上で，発電機側装置から応答を待つ。発電機側装置から肯定的応答を受信すればアソシエーションが設定される。発電機側装置から否定的応答を受信した場合，エリア GW はすぐに改めてアソシエー
ション設定要求を送信する。

39/51

エリアGW

発電機側装置

時間の流れ
Associate.req：アソシエーション設定要求
Associate.req：アソシエーション設定要求
Associate.resp–：アソシエーション設定肯定的応答

alt[発電機側装置が肯定的応答を送信した場合]

Associate.resp+[発電機側装置が否定的応答を送信した場合]

Associate.resp–

Associate.req：アソシエーション設定要求
Associate.resp+

図5
9.3.3

同時にアソシエーション設定要求が送信された場合の処理

レポート関連の初期化処理

アソシエーションを設定した後に，エリア GW はレポート関連の初期化処理を実行する。この処理には，以下の 3 種類のメッセージ交換が含まれる。
•••

BRCB が有するバッファ内データ削除
レポート送信起動
状態データ・計測データの最新値取得

レポート関連の初期化処理におけるメッセージ交換を図 6 に示す。図中における「SetB(U)RCBValue」
は，設定対象が BRCB の場合は SetBRCBValues，URCB の場合は SetURCBValues であることを示す略語である。また，このメッセージ交換は，発電機側装置が接続したすべてのエリア GW が実行する。

40/51

エリアGW

発電機側装置
精算に用いるデータを送信しないBRCBに対して実施。

時間の流れ

SetBRCBValues.req(PurgeBuf = true)：バッファ内データ削除
SetBRCBValues.resp+

すべてのレポート制御ブロックに対して実施。
SetB(U)RCBValues.req(RptEna = true)：レポート送信起動
SetB(U)RCBValues.resp+

1秒周期で伝送するURCB以外のレポート制御ブロック
すべてに対して実施。
SetB(U)RCBValues.req(GI = true)：状態データ・計測データの最新値取得
SetB(U)RCBValues.resp+

図6

初期化処理におけるメッセージ交換

各メッセージ交換の概要を以下に示す。
【BRCB が有するバッファ内データ削除】
BRCB 内のバッファには，レポートが送信されない場合でも，エントリー生成条件に合致したエント
リーが保存されている。レポート送信を起動すると，レポートとして送信されていないエントリーを順次送信することになるため，エリア GW およびそこまでの通信経路に負担がかかる。このため，レポー
ト送信を起動する前に，エリア GW から各 BRCB に対し，PurgeBuf = true とする SetBRCBValues.reqを送信する。この要求を受信した発電機側装置は，バッファ内データの削除ないしはレポート未送信エントリーの開始位置を変更する。
なお，精算に用いるデータを送信する BRCB に対し，バッファ内データ削除処理は実施しない。
また，短時間で再接続した場合には，バッファ内データ削除は行われない場合がある。
【レポート送信起動】
発電機側装置起動時あるいはアソシエーション喪失時には，BRCB の RptEna は false となっており，
レポートを送信しない（IEC 61850-7-2 Ed. 2.1 Figure 26 参照）。このため，エリア GW から，自らが受信すべきレポートを制御する BRCB に対して，RptEna = true とする SetBRCBValues.req を送信する。このため，この要求を受信した発電機側装置は，BRCB の設定等に問題がなければ，RptEna の状
態を enabled に遷移させ，設定されたエントリー生成条件に基づいて，レポートを送信する。
URCB についても同様の処理を行う。
【状態データ・計測データの最新値取得】
エリア GW が有する状態値・計測値を最新のものに更新するため，RptEna を true に変更した BRCBに対して，GI = true とする SetBRCBValues.req を送信する。
URCB についても同様の処理を行うが，1 秒周期でレポートを伝送する URCB については，GI を行
わない。

41/51

10. 高信頼化対策（参考情報）
10.1

Multipath TCP (MPTCP) の利用

発電機側装置単体での高信頼化対策として，以下の 2 点を実現する。
••

通信インタフェース (NIC) を二つ備えること。
Multipath TCP（IETF RFC 8684，6897 参照）を用いて，複数の TCP 接続（Multiple TCP における subflow）に同じデータを送信することで二つの通信インタフェースを経由した通信を実現し，かつ，二重帰属・後着廃棄の機能を実現すること。

10.2

エリア GW の高信頼化対策への対応

例えば，発電機側装置と接続する可能性があるエリア GW を，本拠点に 2 台，BU 拠点に 2 台設置し，
MPTCP を組み込んだ場合の接続関係を図 7 に示す。一つの IEC 61850 サーバは，エリア GW 計 4 台
に対してそれぞれアソシエーションを有する。各アソシエーションは，MPTCP を利用する。各 MPTCP
は二つの subflow を有し，片方が通信インタフェース 1 系 (NIC 1)，もう片方が通信インタフェース 2
系 (NIC 2) を経由して，それぞれ別ルートでエリア GW に接続する。

エリアシステム本拠点

エリアシステムBU拠点

エリアGW 1

エリアGW 2

エリアGW 1

NIC 1

subflow1

subflow
2

エリアGW 2NIC 2subflow1

subflow2

subflow1

subflow2

subflow1

subflow
2

MPTCP

MPTCP

MPTCP

MPTCP

MMS
(アソシエーション1)

MMS(アソシエーション2)

MMS(アソシエーション3)

MMS(アソシエーション4)

IEC 61850サーバ
統一仕様対応発電機側装置

図7

発電機側装置とエリア GW の接続関係例

いずれのエリア GW が制御権を有しているかについて，発電機側装置は認識する必要はない。すなわ
ち，いずれかのエリア GW から制御メッセージが送信されてくれば，そのメッセージの内容に従った処理を実施すれば良い。
一方，状態データと計測データについては，常にすべてのエリア GW に伝送する。そのため，必要な数のレポート制御ブロックを IEC 61850 サーバに用意する。
なお，将来的に接続先が増えることを見越して，アソシエーションは最大 12 設定可能な装置を用い
ること。

42/51

10.3

MPTCP における subflow の状態把握

MPTCP を利用している場合，アソシエーションは継続して確立しているものの， MPTCP の subflow（MPTCP が利用する各 TCP）が停止している状態が発生しうる。
subflow の監視方法は，以下のいずれかとする。
a)b)

TCP を管理する MIB（IETF RFC 4022 参照）にて，subflow に相当する TCP の状態を，SNMPを用いて管理する。SNMP のセキュリティについては，IEC 62351-7 の要件に従う。
MPTCP を実装するソフトウェアが用意する情報提供方法（例えば，Linux カーネルで用意されている MPTCP_INFO の設定を用いる）を用いて管理する。

10.4

発電機側装置における通信不具合の検出方法

本節では，発電機側装置における通信不具合（4.2 節）を検出する方法の具体例を以下に示す。なお，
下記の例以外でも，利用する製品が備える機能により，片面が停止していることを通知できれば良い。
••

MPTCP を用いる場合，10.3 節に示した b)の手段を利用する。
発電機側装置が通信インタフェースカード（NIC）に対し，発電機側装置が利用している OS の NIC
状態把握機能を用いる。

10.5

指令値の受信状態把握

指令値が正常に受信できていないことを把握する方法として，Operate メッセージを用いる。なお，
正常に受信できていない理由は問わない。
••

パターン 1：Operate.resp−をエリア GW が受信した場合。
パターン 2：Operate.req 送信後，対応する Operate.resp+/−を 10 秒（暫定値）以内に受信しない場合。
いずれも，エリア GW 側で把握することとし，発電機側装置には対応する論理ノード等は用意しない。

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11. 試験系の対向試験
発電機側装置が有する論理デバイスの Beh.stVal の値を test または test/blocked に変更した上で通信を行う。
通信のうち，制御メッセージについては，Operate.req 内の Test フラグを true として実施する。
レポートに関しては，状態データや計測データを表すデータオブジェクトが有するデータ属性 q にて表す。データ属性 q は，Quality と呼ばれるデータ構造として定められている。Quality が有するデータ
属性を表 31 に示す。試験状態にあるデータオブジェクトの値の場合は，表 31 に示した属性 test の値
を true とする。
表 31
属性名
validity
detailQual

データタイプ
ValidityKind
DetailQual

sourcetest
operatorBlocked

SourceKind
BOOLEANBOOLEAN

Quality が有する属性
概要
値の妥当性（good，questionable，invalid など）
validity が good でない場合の詳細情報（故障，レンジはずれ，古いデータなど）
実運用データか代替値かの違いを示す。
試験フラグ（実運用時 false，試験時 true）
運用者により値の更新が中断している場合に true。

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12. 時刻同期
発電機側装置には SNTP（Simple Network Time Protocol）または NTP（Network Time Protocol）
を搭載し，エリアシステム拠点側で用意する NTP サーバ（エリア GW に内蔵，あるいは別装置として設置）との間で時刻を同期させる。エリアシステム拠点側では複数の NTP サーバを設置する予定であるため，発電機側装置からは少なくとも 4 台の NTP サーバに接続する設定が可能であること。

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13. インスタンスの命名規則（参考情報）
インスタンスの命名規則について，現時点で確立したものは設定しない。
ただし，IEC 61850-7-510 Ed. 2.0 において，命名に関する法則が示されている。本法則に従わなくても，IEC 61850 に準拠することに問題はないが，今後の命名規則を作成する参考情報として記載する。
IEC 61850-7-510 Ed. 2.0 に記載されている主回路機器とインスタンスの関係を図 8 に示す。この図では，システム構成記述言語（SCL: System Configuration description Language）にて記述する主回
路構成部分（図中で Process Section と示されている部分）の名前を，IED（監視制御装置）の中に設定される論理デバイス（論理ノードを収容する仮想デバイス）に反映させる方法が示されている。また，
図中に示されている「RDS」とは，reference designation system の略であり，IEC 61850-7-510 Ed. 2.0
で説明のために示されている発電機システムのことを指す。端的に言えば，発電機を特定するための情報をそのまま論理デバイスの名称に用い，関係を明確にすることが示されている。

図8

発電機の構成要素と論理ノード／データオブジェクトとの対応関係（IEC 61850-7-510 Ed. 2.0 Figure 29 より引用）

国内でも，基本的には OCCTO の系統コードが用意されているため，これをベースに，機能別の名称を整備することで，インスタンスの命名規則を定めることが考えられる。

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14. サイバーセキュリティ対策
IEC 61850 の通信（MMS を利用した制御メッセージやレポートなど）については，IEC 62351-4 お
よび IEC 62351-6 をベースとする。

47/51

15. 論理ノードレベルの処理イメージ（参考情報）
本節では，発電機側装置における処理イメージを記載する。なお，ここに記載するのはあくまでイメージであり，実装方法を制約するものではない。

15.1

制御メッセージ受信

本節では，LFC および EDC の制御メッセージを受信したときの発電機側装置内部における論理ノー
ド間の動作イメージを説明する。説明に際しては，EDC 指令値が出力調整指令（30 分計画値を含んだ値）の場合と，出力変化量指令（30 分計画値を含まない値）の場合のそれぞれに分ける。EDC 指令値が出力調整指令の場合のイメージを図 9 に，出力変化量指令の場合のイメージを図 10 に，それぞれ示す。いずれの場合も，エリア GW からは，LFC 指令値と EDC 指令値が，それぞれ別の制御メッセージ
によって伝送される。それぞれの制御メッセージの送信先は，対応する論理ノード AROP のインスタンス（本説明では AROP1 が LFC 用，AROP2 が EDC 用）である。受信したそれぞれの指令値は，1 台ないし複数台の発電ユニットの制御を担う AJCL にて発電機制御盤に出力指令の演算に用いられる。
EDC 指令値が出力調整指令の場合は，図 9 に示すように，それを受信する AROP2 の WSptTyp を 2とする。WSptTyp は指令値が出力調整指令か出力変化量指令かを区別するための列挙型データであり，出力調整指令の場合には 2，出力変化量指令の場合は 1 とする（8.2 節参照）。WSptTyp の値は基本的に固定であり，LFC 指令値または EDC 指令値を伝送する制御メッセージの中には含まない。AJCL1 は，
AROP1 および AROP2 からそれぞれ指令値を受け取り，それらを合算してトータルの指令値を算出する。この値は発電指令合計値管理用データオブジェクト（DO）にて保存・管理されるとともに，発電機制御盤に渡され，最終的に発電機の制御に用いられる。

エリアGW

IEC 61850
制御メッセージ(LFC指令値)

AROP1（LFC用）

発電機側装置

WSpt
-

AJCL1

mxVal = 30

LFC指令値
管理用DO

RsvTyp-setVal = 4-

WSptTyp
IEC 61850
制御メッセージ(EDC指令値)

setVal = 1

mxVal = 30
EDC指令値
管理用DO

発電指令合計値
管理用DO- mxVal = 2100

- mxVal = 2130

発電機制御盤へ

AROP2（EDC用）
WSpt- mxVal = 2100
RsvTyp-setVal = 7-

setVal = 2※DO：データオブジェクト

WSptTyp

RsvTyp.setValの値
・4＝Secondary reserve subcategory 1 (LFC：二次調整力①)・7＝Tertiary reserve subcategory 1 (EDC：三次調整力①)
WSptTyp.setValの値
・1＝Pure differential (出力変化量指令)
・2＝Partial amount (出力調整指令)

図9

LFC・EDC の制御メッセージ受信時における発電機側装置の内部動作イメージ（LFC が出力変化量指令，EDC が出力調整指令の場合）

EDC 指令値が出力変化量指令の場合は，図 10 に示すように，それを受信する AROP2 の WSptTypを 1 とする。AJCL1 が発電機制御盤に渡すトータルの指令値に 30 分計画値を含める場合には，AJCL1
48/51

に 30 分計画値を管理するためのデータオブジェクト（計画値管理用 DO）を別途用意し，AJCL1 は LFC
指令値・EDC 指令値・計画値を合算する。なお，計画値の更新方法は，本通信仕様の対象外であるため
特に定めない。一方，AJCL1 が発電機制御盤に渡すトータルの指令値に 30 分計画値を含める必要がな
い場合には，図 11 に示すように，LFC 指令値と EDC 指令値の合算とする。

エリアGW

IEC 61850
制御メッセージ(LFC指令値)

AROP1（LFC用）

発電機側装置

WSpt
-

AJCL1

mxVal = 30

LFC指令値
管理用DO

RsvTyp-setVal = 4-

WSptTyp
IEC 61850
制御メッセージ(EDC指令値)

setVal = 1

AROP2（EDC用）
WSpt

RsvTypsetVal = 7-

setVal = 1

EDC指令値
管理用DO

発電指令合計値
管理用DO- mxVal = 100- mxVal = 2130

発電機制御盤へ

計画値
管理用DO- mxVal = 2000

- mxVal = 100-

mxVal = 30

※DO：データオブジェクト

WSptTyp

RsvTyp.setValの値
・4＝Secondary reserve subcategory 1 (LFC：二次調整力①)・7＝Tertiary reserve subcategory 1 (EDC：三次調整力①)
WSptTyp.setValの値
・1＝Pure differential (出力変化量指令)

図 10

LFC・EDC の制御メッセージ受信時における発電機側装置の内部動作イメージ（EDC が出力変化量指令で計画値を AJCL が管理する場合）

49/51

エリアGW

IEC 61850
制御メッセージ(LFC指令値)

AROP1（LFC用）

発電機側装置

WSpt
-

AJCL1

mxVal = 30

LFC指令値
管理用DO

RsvTyp-setVal = 4-

WSptTyp
IEC 61850
制御メッセージ(EDC指令値)

setVal = 1

mxVal = 30
EDC指令値
管理用DO

発電指令合計値
管理用DO- mxVal = 100- mxVal = 130発電機制御盤へ

AROP2（EDC用）
WSpt- mxVal = 100
RsvTyp-setVal = 7-

setVal = 1※DO：データオブジェクト

WSptTyp

RsvTyp.setValの値
・4＝Secondary reserve subcategory 1 (LFC：二次調整力①)・7＝Tertiary reserve subcategory 1 (EDC：三次調整力①)
WSptTyp.setValの値
・1＝Pure differential (出力変化量指令)

図 11

LFC・EDC の制御メッセージ受信時における発電機側装置の内部動作イメージ（EDC が出力変化量指令で計画値を AJCL が管理しない場合）

なお，エリア GW は，LFC および EDC の指令値が出力変化量指令か出力調整指令であるかについて，AROP.WSptTyp. setVal により認識する。エリア GW がこの値を認識する方法としては，設定段階
で SCL ファイルなどを用いるものと，オンラインで AROP. WSptTyp.setVal を取得するものの二通り
存在する。

15.2

レポート送信レポート送信に関する発電機側装置の内部動作イメージを図 12 に示す。この図では，論理ノードについては MMXU1 と HLVL1 しか表示していないが，実際にはより多くの論理ノードが存在する。また，URCB（1 分周期）や BRCB（状変時）に接続する論理ノードは記載していないが，実際には DataSet
を介してレポートに収容するデータを有する論理ノードの関係はあらかじめ定義されている。

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発電機側装置
IEC 61850
レポート (1秒周期)

エリアGW

IEC 61850
レポート (1分周期)

URCB(1秒周期)MMXU1（発電機）
TotW（有効電力）- mag.f = 2014
TotVAr（無効電力)- mag.f = 504

URCB(1分周期)

HLVL1（ダム用）
IEC 61850
レポート (状変時)

図 12

発電所内
システムから

LevMeas（ダム水位）- mag.f = 58

BRCB
(状変時)

レポート送信に関する発電機側装置の内部動作イメージ

発電機の出力等に関する計測値そのものは，発電所内システムから受信する。それを該当するデータ
オブジェクトに保存する。図 12 の例でいうならば，発電機出力の有効電力は MMXU1.TotW.mag.f に，無効電力は MMXU1.TotVAr.mag.f に，ダム水位は HLVL1.LevMeas.mag.f に，それぞれ保存する。これらは 1 秒周期で伝送する URCB に参照されていることから，同 URCB が MMXU1 や HLVL1 の当該データオブジェクトを参照し，レポートに収容した上で，そのレポートをエリア GW に送信する。
なお，図 12 には，一つのエリア GW に送信することのみ記載しているが，実際には，接続している
すべてのエリア GW に対してレポートを送信する。このため，同じデータをレポートとして送信する場
合でも送信先が異なれば，図 13 に示すように，別のレポート制御ブロックを用意した上で，レポートの送信を行う。
発電機側装置エリアGW-A

IEC 61850
レポート (1秒周期)

URCB(1秒周期)MMXU1（発電機）
TotW（有効電力）- mag.f = 2014
TotVAr（無効電力)- mag.f = 504
エリアGW-B

図 13

IEC 61850
レポート (1秒周期)

HLVL1（ダム用）
URCB(1秒周期)

発電所内
システムから

LevMeas（ダム水位）- mag.f = 58

複数のエリア GW に対するレポート送信に関する発電機側装置の内部動作イメージ
End of File

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