(57)【要約】  本発明にかかる配電系統管理装置（１）は、高圧系統の配電線の電圧および潮流を計測する複数の高圧センサーからそれぞれ計測値を受信し、電力量を計測する複数のスマートメータから電力量を受信する通信部（１６）と、複数の高圧センサーのうちの２つの高圧センサーの間の配電線を複数の区間に分割し、２つの高圧センサーから受信した２つの前記計測値と区間ごとの前記電力量とに基づいて、配電線における電圧分布を推定する電圧制御部（１５）と、を備える。
2017203611.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
高圧系統の配電線の電圧および潮流を計測する複数の高圧センサーからそれぞれ計測値を受信し、電力量を計測する複数のスマートメータから前記電力量を受信する通信部と、
前記複数の高圧センサーのうちの２つの高圧センサーの間の前記配電線を複数の区間に分割し、前記２つの高圧センサーから受信した２つの前記計測値と前記区間ごとの前記電力量とに基づいて、前記配電線における電圧分布を推定する状態推定部と、
を備えることを特徴とする配電系統状態推定装置。
【請求項２】
推定された前記電圧分布と前記２つの高圧センサーにより計測された前記電圧とが一致しない場合、
前記状態推定部は、前記２つの高圧センサーとの間における前記２つの高圧センサーより内側の両端部に、絶対値が等しく正負符号が異なる無効電力を生じる仮想負荷を配置した負荷モデルを用いて前記電圧分布を算出することを特徴とする請求項１に記載の配電系統状態推定装置。
【請求項３】
前記電圧分布に基づいて、前記配電線の電圧を制御する電圧制御機器を制御する集中電圧制御部、
を備えることを特徴とする請求項１または２に記載の配電系統状態推定装置。
【請求項４】
前記高圧センサーによる過去の計測値と、スマートメータによる過去の計測値とに基づいて負荷量を算出する負荷算出部と、
前記負荷量と前記高圧センサーの計測値とに基づいて発電量を算出する発電量算出部と、
を備え、
前記状態推定部は、前記発電量および前記負荷量に基づいて前記電圧分布を推定することを特徴とする請求項１から３のいずれか１つに記載の配電系統状態推定装置。
【請求項５】
前記発電量算出部は、さらに日射計により計測された計測値である日射量に基づいて前記発電量を算出することを特徴とする請求項４に記載の配電系統状態推定装置。
【請求項６】
配電系統状態推定装置が、高圧系統の配電線の電圧および潮流を計測する複数の高圧センサーからそれぞれ計測値を受信し、電力量を計測する複数のスマートメータから前記電力量を受信する第１のステップと、
前記複数の高圧センサーのうちの２つの高圧センサーの間の前記配電線を複数の区間に分割し、前記２つの高圧センサーから受信した２つの前記計測値と前記区間ごとの前記電力量とに基づいて、前記配電線における電圧分布を推定する第２のステップと、
を含むことを特徴とする配電系統状態推定方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、高圧の配電系統の状態を推定する配電系統状態推定装置および配電系統状態推定方法に関するものである。
【背景技術】
【０００２】
配電系統は、一般に高圧系統と低圧系統とから構成され、一般需要家の受電端はこの低圧系統に接続されている。電力事業者は、一般需要家の受電端の電圧を適正電圧範囲に維持することが義務付けられている。一例として、１００Ｖの受電の場合、電圧を９５Ｖ〜１０７Ｖに維持することが義務付けられている。このため、電力事業者は、高圧系統に接続された電圧制御機器の制御量を調整することにより、一般需要家の受電端での電圧維持を図っている。なお、以下では、特に断らない限り、配電系統は高圧系統を指すものとする。【０００３】
配電系統に接続される電圧制御機器の制御のため、および配電系統の設備計画のために、配電系統の状態すなわち配電系統の配電線の各点の電圧などを推定することが重要である。昨今、配電系統へは住宅用の太陽光発電設備およびメガソーラー等、大小様々な太陽光発電システムが連系されてきており、太陽光発電システムによる発電量の変動により、配電系統の状態も変動する。【０００４】
特許文献１には、センサ内蔵開閉器の配置の計画のために、配電系統の状態すなわち電圧分布を算出する技術が開示されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００５】
【特許文献１】特開２０１５−１０９７２８号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
しかしながら、上記特許文献１に記載の技術は、あらかじめ記憶されている電力系統データおよび電力状態データを用いて電圧分布を算出している。このため、実際の電圧分布と推定された電圧分布との差、すなわち配電系統の状態の推定誤差が大きくなるという問題がある。【０００７】
本発明は、上記に鑑みてなされたものであって、配電系統の状態を高精度に推定することができる配電系統状態推定装置を得ることを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【０００８】
上述した課題を解決し、目的を達成するために、本発明にかかる配電系統状態推定装置は、高圧系統の配電線の電圧および潮流を計測する複数の高圧センサーからそれぞれ計測値を受信し、電力量を計測する複数のスマートメータから電力量を受信する通信部、を備える。また、本発明にかかる配電系統状態推定装置は、複数の高圧センサーのうちの２つの高圧センサーの間の配電線を複数の区間に分割し、２つの高圧センサーから受信した２つの計測値と区間ごとの電力量とに基づいて、配電線における電圧分布を推定する状態推定部、を備える。
【発明の効果】
【０００９】
この発明によれば、計測設備や通信設備の増加を抑えて、精度良く太陽光発電量を推定することができる、という効果を奏する。
【図面の簡単な説明】
【００１０】
【図１】実施の形態の配電系統システムの一例を示す図
【図２】実施の形態の配電系統管理装置の構成例を示す図
【図３】実施の形態のメータデータ管理装置の構成例を示す図
【図４】実施の形態の計算機システムの構成例を示す図
【図５】実施の形態のスマートメータの構成例を示す図
【図６】配電系統管理装置における過去の発電量および負荷量の算出手順の一例を示すフローチャート
【図７】スマートメータが送信する計測データの構成例を示す図
【図８】負荷契約データの構成例を示す図
【図９】太陽光発電設備データの構成例を示す図
【図１０】配電線における各区間に配分される有効電力および無効電力を示す図
【図１１】仮想負荷の配置例を示す図
【図１２】実施の形態の状態推定および電圧制御手順の一例を示すフローチャート
【発明を実施するための形態】
【００１１】
以下に、本発明にかかる配電系統状態推定装置および配電系統状態推定方法の実施の形態を図面に基づいて詳細に説明する。なお、この実施の形態によりこの発明が限定されるものではない。
【００１２】
実施の形態１．
図１は、本発明にかかる実施の形態１の配電系統システムの一例を示す図である。図１において、電圧制御機器７は、例えば変電所に設置された配電用変圧器としてのＬＲＴ（Load  Ratio  control  Transformer：負荷時タップ切替器付変圧器）である。電圧制御機器７の二次側には母線８が接続されている。母線８には２本の配電線９−１，９−２が並列に接続されている。配電線９−１，９−２は、高圧系統の配電線である。なお、図１では、２本の配電線が接続される例を示しているが、母線８に接続される配電線の数は２本に限定されない。
【００１３】
配電線９−１は、一端が遮断器６−１を介して母線８に接続されている。配電線９−１には、上流側の端点に配電線９−１の送り出しの電圧および潮流を計測する計測装置である高圧センサー５−１が設置されている。配電線９−１の末端には、配電線９−１の末端の電圧および潮流を計測する計測装置である高圧センサー５−３が接続される。配電線９−２は、一端が遮断器６−２を介して母線８に接続されている。また、配電線９−２には、上流側の端点に配電線９−２の送り出しの電圧および潮流を計測する計測装置である高圧センサー５−２が設置されている。配電線９−２の末端には、配電線９−２の末端の電圧および潮流を計測する計測装置である高圧センサー５−４が接続される。遮断器６−１と高圧センサー５−１は一体化して構成されてもよく、遮断器６−２と高圧センサー５−２は一体化して構成されてもよい。
【００１４】
高圧センサー５−１〜５−４は、電圧、および潮流を例えば一定周期ごとに計測し、計測した結果の一定時間の平均値を計測情報として送信する。高圧センサー５−１〜５−４の計測周期および平均値を算出する際の一定時間はどのような値を用いてもよいが、例えば、計測周期を１秒とし、平均値を算出する際の一定時間を１分とする。高圧センサー５−１〜５−４は通信機能を有し、通信ネットワーク２に接続されている。高圧センサー５−１〜５−４は、通信ネットワーク２を介して、定期的に計測情報を配電系統管理装置１に送信する。なお、高圧センサー５−１〜５−４が、定期的に計測情報を送信するのではなく、配電系統管理装置１から計測情報の送信を要求する指示を受信した場合に、計測情報を送信するようにしてもよい。
【００１５】
配電線９−１には、負荷３−１〜３−３および太陽光発電設備４−１，４−２が接続されている。負荷３−１，３−２，３−３は、それぞれ需要家単位の負荷を示す。負荷３−１は、需要家３０−１の負荷であり、負荷３−２は、需要家３０−２の負荷であり、負荷３−３は、需要家３０−３の負荷である。なお、図１では、配電線９−１に接続される負荷および太陽光発電設備の一部を示しており、配電線９−１には、図１に図示した以外の負荷および太陽光発電設備も接続されている。また、図１では、図の簡略化のため配電線９−２に接続される負荷および太陽光発電設備を省略しているが、配電線９−２にも負荷および太陽光発電設備が接続される。
【００１６】
図１に示すように、需要家３０−１は、太陽光発電設備４−１を有し、需要家３０−２は、太陽光発電設備４−２を有する。需要家３０−３は、太陽光発電設備を有していない。需要家３０−１は、電気事業者との間で、太陽光発電設備４−１による全発電量を売電する全量買取契約を結んでいる。すなわち、太陽光発電設備４−１は全量買取契約の対象となる発電設備である。需要家３０−２は、電気事業者との間で太陽光発電設備４−２による発電量から負荷３−２で消費される電力量を差し引いた余剰分を売電する余剰買取契約を結んでいる。
【００１７】
スマートメータ３１−１，３１−２，３２，３３は、自動検針のための電力計であり通信機能を有する。なお、図では、スマートメータをＳＭ（Smart  Meter）と略す。全量買取契約を結んでいる需要家３０−１の太陽光発電設備４−１には、太陽光発電設備４−１の発電量を計測するスマートメータ３２が接続される。また、需要家３０−１の負荷３−１には、スマートメータ３１−１が接続される。余剰買取契約を結んでいる需要家３０−２の負荷３−２および太陽光発電設備４−２には、スマートメータ３３が接続される。需要家３０−３の負荷３−３には、スマートメータ３１−２が接続される。スマートメータ３１−１，３１−２は、下り方向、すなわち電気事業者から需要家へ向かう方向の電力量を計測する。スマートメータ３２は、上り方向、すなわち需要家から電気事業者へ向かう方向の電力量を計測する。スマートメータ３３は、上り方向の電力量から下り方向の電力量を引いた電力量を計測する。なお、スマートメータ３１−１，３１−２を区別せずに示す場合には、スマートメータ３１とも記載する。
【００１８】
スマートメータ３１−１，３１−２，３２，３３は、通信ネットワーク２１を介してメータデータ管理装置２０に接続される。スマートメータ３１−１，３１−２，３２，３３は、一定の計測周期で電力量を計測し、計測した電力量をメータデータ管理装置２０へ送信する。すなわち、通信ネットワーク２１は、スマートメータにより計測された計測データが送受信されるための通信ネットワークである。本実施の形態では、スマートメータ３１−１，３１−２，３２，３３の計測周期すなわちデータ収集周期は、３０分とする。なお、スマートメータ３１−１，３１−２，３２，３３の計測周期は３０分に限定されない。図１では、スマートメータの例としてスマートメータ３１−１，３１−２，３２，３３を図示しているが、図１に示した配電線９−１，９−２には、スマートメータ３１−１，３１−２，３２，３３以外のスマートメータも接続される。
【００１９】
以下、全量買取契約を結んでいる需要家の太陽光発電設備の発電量を計測するスマートメータを全量買取スマートメータと省略して記載する。図１のスマートメータ３２は全量買取スマートメータである。
【００２０】
配電系統状態推定装置である配電系統管理装置１は、高圧センサーの計測値をスマートメータの計測値で補正することにより、配電系統の配電線９−１，９−２の状態すなわち配電系統の配電線９−１，９−２の電圧分布などを推定する。また、配電系統管理装置１は、配電系統の配電線９−１，９−２の状態の推定結果に基づいて、配電線９−１，９−２に接続される電圧制御機器を制御する。配電系統管理装置１は、管理の対象とする配電系統を所管する営業所または制御所等に設置することができる。
【００２１】
電圧制御機器７は、電圧制御機器７を制御する電圧制御装置８０に接続される。配電系統管理装置１は、電圧制御装置８０に対して、通信ネットワーク２経由で電圧制御量として、例えば、電圧制御範囲の上下限を示す情報を送信する。電圧制御装置８０は、配電系統管理装置１から受信した情報に基づいて電圧制御機器７を制御する。配電線９−１，９−２には、図示しない複数の電圧制御機器が接続され、これらの電圧制御機器はそれぞれ電圧制御装置により制御される。これらの電圧制御装置のうち少なくとも一部が、電圧制御装置８０と同様に、配電系統管理装置１から通信ネットワーク２経由で受信した電圧制御量に基づいて制御を行ってもよい。このように、本実施の形態では、配電系統管理装置１が、配電系統の電圧制御を行う集中電圧制御方式を前提として説明する。なお、ここでは、配電系統管理装置１が電圧の集中制御を行う集中電圧制御装置としての機能も有する例を説明するが、配電系統管理装置１と別に、集中電圧制御装置を設けてもよい。
【００２２】
また、通信ネットワーク２１には、日射量を計測する計測装置５３−１および計測装置５３−２が接続される。以下、計測装置５３−１，５３−２を区別せずに示す場合、計測装置５３と記載する。図１では、２台の計測装置を図示しているが、実際には、計測装置５３は、地理的に分散して複数配置されればよく、例えば、概ね１ｋｍ四方あたりに１つ設置される。計測装置５３は、日蔭となる時間帯が少ない場所に設置されることが望ましく、例えば、道路の北側、建物の屋上、住宅の屋根、電柱、携帯電話網など移動体通信システムの中継塔に設定される。計測装置５３の設置場所はこれらに限定されない。なお、本実施の形態では、計測装置５３が設置される例を説明するが、計測装置５３は設置されていなくてもよい。
【００２３】
また、以下では、計測装置５３による計測値は、スマートメータ３１の計測値とともに、メータデータ管理装置２０から配電系統管理装置１へ送信される例を説明するが、計測装置５３による計測値は、スマートメータ３１の計測値とは別に配電系統管理装置１へ送信されてもよい。計測装置５３による計測値は、日射計専用のネットワークで配電系統管理装置１へ送信されてもよいし、通信ネットワーク２を介して配電系統管理装置１へ送信されてもよい。計測装置５３は、スマートメータ３１のデータ収集周期である３０分より短い周期、例えば１分周期などで準リアルタイムで計測値を、配電系統管理装置１へ送信してもよい。
【００２４】
計測装置５３は、通信ネットワーク２１と接続するための通信処理を行う通信ユニット５１と、日射量を計測する日射計５２とを備える。通信ユニット５１は、日射計５２により計測された計測値すなわち計測データを通信ネットワーク２１経由でメータデータ管理装置２０へ送信する。通信ユニット５１は、後述するスマートメータ３１−１，３１−２，３２，３３における通信ユニットと共通化することができる。
【００２５】
図２は、本実施の形態の配電系統管理装置１の構成例を示す図である。配電系統管理装置１は、発電量推定部１１、負荷推定部１２、負荷算出部１３、発電量算出部１４、電圧制御部１５、通信部１６および記憶部１７を備える。
【００２６】
発電量推定部１１は、過去の全量買取スマートメータによる計測値と日射計すなわち計測装置５３による計測値とを用いて、配電系統内の太陽光発電設備ごとの過去の発電量を推定する。なお、日射計すなわち計測装置５３を設けない場合には、過去の全量買取スマートメータによる計測値を用いて配電系統内の太陽光発電設備ごとの過去の発電量を推定する。また、発電量推定部１１は、太陽光発電設備ごとの過去の発電量に基づいて、後述するように、区間ごとの発電量を推定する。なお、ここでは、後述するように、配電系統管理装置１は、全量買取スマートメータによる計測値と計測装置５３による計測値とを通信ネットワーク２１およびメータデータ管理装置２０を介して一日ごとに取得することを前提としている。このため、全量買取スマートメータによる計測値と計測装置５３による計測値とは過去すなわち前日のものである前提である。しかしながら、配電系統管理装置１が、全量買取スマートメータによる計測値と計測装置５３による計測値とを、ほぼリアルタイムに取得できるように構成されていてもよい。
【００２７】
負荷推定部１２は、過去の高圧センサー５−１〜５−４の計測値と過去の発電量とＳＭ計測データとに基づいて、過去の総負荷量を算出し、記憶部１７に負荷データとして格納する。このとき、負荷データは、気温、時刻、曜日のうち少なくとも１つと関連付けて格納されてもよい。このように、負荷データを気温、時刻、曜日のうち少なくとも１つと関連付けて格納しておくと、過去の負荷データを用いて、現在または将来の負荷量を推定する際に、気温、時刻、曜日などに応じた負荷量を推定することができる。
【００２８】
負荷算出部１３は、負荷データに基づいて現在の区間ごとの負荷量を算出する。すなわち、負荷算出部１３は、高圧センサー５−１〜５−４による過去の計測値と、スマートメータによる過去の計測値とに基づいて負荷量を算出する。発電量算出部１４は、区間ごとの負荷量と、現在の高圧センサー５−１〜５−４の潮流の計測値とに基づいて現在の総発電量を求め、総発電量に基づいて区間ごとの発電量を算出する。すなわち、発電量算出部１４は、高圧センサー５−１〜５−４による過去の計測値と、スマートメータによる過去の計測値とに基づいて負荷量を算出する。電圧制御部１５は、負荷算出部１３により算出された負荷量と発電量算出部１４により算出された発電量とに基づいて電圧分布を算出し、電圧分布に基づいて電圧制御機器に対する制御量を決定する。
【００２９】
通信部１６は、通信ネットワーク２を介して高圧センサー５−１〜５−４の計測値を受信する。また、通信部１６は、電圧制御装置８０、または電圧制御装置８０および他の電圧制御装置に対して、電圧制御部１５により算出された電圧制御量を示す情報を送信する。通信部１６は、受信した高圧センサー５−１〜５−４の計測値を記憶部１７にセンサー計測データとして格納する。また、通信部１６は、メータデータ管理装置２０との通信を行う。通信部１６は、メータデータ管理装置２０から受信した日射量計測データおよびＳＭ計測データを記憶部１７へ格納する。
【００３０】
本実施の形態の配電系統管理装置１には、記憶部１７に設備データとして負荷契約データおよび太陽光発電設備データが格納されている。また、計測装置５３が設置される場合、記憶部１７には、日射計位置データが格納されている。
【００３１】
図３は、メータデータ管理装置２０の構成例を示す図である。メータデータ管理装置２０は、ＳＭ管理部２２、データ管理部２３、記憶部２４および通信部２５を備える。通信部２５は、通信ネットワーク２１を介してスマートメータおよび計測装置５３との通信を行う。また、通信部２５は、配電系統管理装置１および料金管理装置４０との通信を行う。料金管理装置４０は、電気事業者が各需要家へ請求する電気料金を示す請求書の作成、電気事業者が各需要家から買電する買電量の通知の作成、を含む電力の売買のための処理を行う装置である。
【００３２】
メータデータ管理装置２０は、ＭＤＭＳ(Meter  Data  Management  System)と呼ばれる管理装置であり、スマートメータ３１−１，３１−２，３２，３３から電力量の計測値である計測データ、すなわち自動検針データを受信し、受信した計測データであるＳＭ計測データを記憶部２４に格納する。さらに、メータデータ管理装置２０は、計測装置５３から受信した計測データすなわち日射計５２により計測された計測データである日射量計測データを記憶部２４に格納する。また、メータデータ管理装置２０は、スマートメータ３１−１，３１−２，３２，３３の起動、停止等を制御する。また、メータデータ管理装置２０は、計測装置５３の起動、停止等を制御してもよい。
【００３３】
ＳＭ管理部２２は、スマートメータの起動と停止の制御等を行う。また、ＳＭ管理部２２は、計測装置５３の起動、停止等を制御してもよい。データ管理部２３は、スマートメータから受信したＳＭ計測データの管理を行う。データ管理部２３は、記憶部２４に記憶されたスマートメータの計測データであるＳＭ計測データを、通信部２５を介して料金管理装置４０および配電系統管理装置１へ送信する。また、データ管理部２３は、記憶部２４に記憶された計測装置５３の計測データである日射量計測データとを、通信部２５を介して配電系統管理装置１へ送信する。
【００３４】
配電系統管理装置１は、具体的には、計算機システム、すなわちコンピュータである。この計算機システム上で配電系統管理プログラムが実行されることにより、計算機システムが配電系統管理装置１として機能する。図４は、本実施の形態の計算機システムの構成例を示す図である。図４に示すように、この計算機システムは、制御部１０１と入力部１０２と記憶部１０３と表示部１０４と通信部１０５と出力部１０６とを備え、これらはシステムバス１０７を介して接続されている。
【００３５】
図４において、制御部１０１は、例えば、ＣＰＵ（Central  Processing  Unit）等であり、本実施の形態の配電系統管理プログラムを実行する。入力部１０２は、たとえばキーボードやマウスなどで構成され、計算機システムのユーザーが、各種情報の入力を行うために使用する。記憶部１０３は、ＲＡＭ（Random  Access  Memory）、ＲＯＭ（Read  Only  Memory）などの各種メモリおよびハードディスクなどのストレージデバイスを含み、上記制御部１０１が実行すべきプログラム、処理の過程で得られた必要なデータ、などを記憶する。また、記憶部１０３は、プログラムの一時的な記憶領域としても使用される。表示部１０４は、ＬＣＤ（液晶表示パネル）などで構成され、計算機システムのユーザーに対して各種画面を表示する。通信部１０５は、通信処理を実施する。なお、図４は、一例であり、計算機システムの構成は図４の例に限定されない。
【００３６】
ここで、本実施の形態の配電系統管理プログラムが実行可能な状態になるまでの計算機システムの動作例について説明する。上述した構成をとる計算機システムには、たとえば、図示しないＣＤ（Compact  Disc）−ＲＯＭまたはＤＶＤ（Digital  Versatile  Disc）−ＲＯＭドライブにセットされたＣＤ−ＲＯＭまたはＤＶＤ−ＲＯＭから、配電系統管理プログラムが記憶部１０３にインストールされる。そして、配電系統管理プログラムの実行時に、記憶部１０３から読み出された配電系統管理プログラムが記憶部１０３の所定の場所に格納される。この状態で、制御部１０１は、記憶部１０３に格納されたプログラムに従って、本実施の形態の配電系統管理処理を実行する。
【００３７】
なお、本実施の形態においては、ＣＤ−ＲＯＭまたはＤＶＤ−ＲＯＭを記録媒体として、配電系統管理処理を記述したプログラムを提供しているが、これに限らず、計算機システムの構成、提供するプログラムの容量などに応じて、たとえば、通信部１０５を経由してインターネットなどの伝送媒体により提供されたプログラムを用いることとしてもよい。
【００３８】
図２に示した発電量推定部１１、負荷推定部１２、負荷算出部１３、発電量算出部１４および電圧制御部１５は、図４の制御部１０１に含まれる。図２の記憶部１７は、図４の記憶部１０３の一部である。図２の通信部１６は、図４の通信部１０５に相当する。
【００３９】
メータデータ管理装置２０も、配電系統管理装置１と同様に、具体的には、計算機システムである。メータデータ管理装置２０が、図４に示した計算機システムに実装される場合、図３のＳＭ管理部２２およびデータ管理部２３は、図４の制御部１０１に含まれる。図３の記憶部２４は、図４の記憶部１０３の一部であり、図３の通信部２５は、図４の通信部１０５に相当する。本実施の形態のメータデータ管理装置２０を実現するためのプログラムであるメータデータ管理プログラムが実行可能な状態になるまでの計算機システムの動作例は、配電系統管理プログラムが実行可能な状態になるまでの計算機システムの動作例と同様である。
【００４０】
図５は、本実施の形態のスマートメータ３１の構成例を示す図である。スマートメータ３１は、通信ネットワーク２１と接続するための通信処理を行う通信ユニット５１と、電力量を計測する電力量計３４とを備える。
【００４１】
スマートメータ３２，３３は、スマートメータ３１と同様の構成を有する。ただし、スマートメータ３２の電力量計３４は上り方向、すなわち需要家から電気事業者へ向かう方向の電力量を計測する。また、スマートメータ３３の電力量計３４は、配電線から供給される上り方向の電力量から下り方向の電力量を引いた電力量を計測する。
【００４２】
次に、本実施の形態の動作について説明する。本実施の形態の配電系統管理装置１は、高圧センサーの計測値をスマートメータの計測値で補正することにより、配電系統の配電線９−１，９−２の状態を推定する。
【００４３】
具体的には、配電系統管理装置１は、一定期間ごと例えば１日ごとに、高圧センサー５−１〜５−４およびスマートメータの過去の計測値および太陽光発電設備データを用いて、過去の発電量および負荷量を算出し、負荷量を負荷データとして保存する。なお、前述したとおり、計測装置５３は設置されていなくてもよいが、計測装置５３が設置されている場合には、上記の過去の計測値は、高圧センサー５−１〜５−４、スマートメータおよび計測装置５３の計測値である。次に、配電系統管理装置１は、集中制御周期ごとに、負荷データと現在すなわち最新の計測値を用いて配電線９−１，９−２の現在の状態を推定し、推定した状態に応じて配電線９−１，９−２に接続される電圧制御機器を制御する。集中制御周期は、例えば３０分であるが、集中制御周期はこれに限定されない。なお、配電系統管理装置１は、状態推定、すなわち、配電線９−１，９−２の現在の状態の推定だけを集中制御周期より短い５分または１分といった周期で、行ってもよい。
【００４４】
まず、過去の発電量および負荷量の算出について説明する。図６は、配電系統管理装置１における過去の発電量および負荷量の算出手順の一例を示すフローチャートである。配電系統管理装置１では、発電量推定部１１が、全量買取スマートメータの過去の計測値および太陽光発電設備データを用いて、過去の太陽光発電設備ごとの発電量を推定する（ステップＳ１１）。設備データは、上述した通り、計測装置５３が設置されている場合、発電量推定部１１は、全量買取スマートメータおよび計測装置５３の過去の計測値と太陽光発電設備データとを用いて、過去の太陽光発電設備ごとの発電量を推定する。
【００４５】
全量買取スマートメータは、自動検針のために設置されるものである。全量買取スマートメータの計測値を用いると、配電系統管理装置１は、対応する太陽光発電設備の発電量を、直接把握ことができる。一方で、全量買取スマートメータに対応していない太陽光発電設備については、スマートメータの計測値から発電量を把握することができない。太陽光発電設備の発電量は日射量に依存し、日射量は気象条件によって変わるため、全量買取スマートメータに対応していない太陽光発電設備の発電量を、地理的に近い位置に存在する全量買取スマートメータの計測値を用いて推定することが考えられる。
【００４６】
図７は、スマートメータ３１−１，３１−２，３２，３３が送信する計測データの構成例を示す図である。スマートメータ３１−１，３１−２，３２，３３が送信する計測データは、図７に示すように、スマートメータを識別するための番号であるＳＭ番号と、計測結果である使用電力量および発電量とを含む。使用電力量、発電量は、一般には積算値であり、３０分ごとに値が更新される。すなわち、使用電力量は直近３０分間に使用した電力量が順次加算されていく値であり、発電量は直近３０分間に発電した発電量が順次加算されていく値である。
【００４７】
なお、負荷のみまたは太陽光発電設備のみに接続されるスマートメータについては、計測データに発電量または使用電力量を含める必要はないが、ここではフォーマットの統一のために、全てのスマートメータが図７に示した計測データを送信するとする。また、計測データのフォーマットは図７に限定されず、スマートメータの計測対象に応じてフォーマットを分けるようにしてもよい。また、計測データには、図７に示した情報以外の情報が含まれていてもよい。
【００４８】
一方、近くに全量買取スマートメータが存在しない太陽光発電設備も存在する。このため、日射量を計測する計測装置５３を設置すると、より精度よく太陽光発電設備による発電量を推定することができる。計測装置５３は、なるべく地理的に均等に配置し、計測装置５３による計測値をスマートメータネットワークを構成する通信ネットワーク２１経由で収集する。なお、スマートメータネットワークは、電力量を計測するスマートメータの計測値を収集するために用いられるネットワークであり、通信ネットワーク２１およびメータデータ管理装置２０を含む。これにより、日射計用に新たなネットワークを設ける必要がなく、コストの増加を防いで配電線の総発電量を求めることができる。
【００４９】
スマートメータには、スマートメータを識別するための番号であるＳＭ番号が割り振られるが、本実施の形態では、計測装置５３についても、スマートメータと同様にＳＭ番号が割り振られるとする。ここでは、このように、スマートメータと計測装置５３にＳＭ番号を割り振ることにしたが、スマートメータと計測装置５３とに対してそれぞれ別の番号体系の番号を割り振ってもよい。計測装置５３が送信する計測データのフォーマットは、例えば図７に示したフォーマットにおいて、使用発電量および発電量を日射量に置き換えたものとすることができる。
【００５０】
メータデータ管理装置２０は、スマートメータおよび計測装置５３から、計測値を受信すると、２４時間分、受信した計測データを蓄積する。具体的には、通信部２５が通信ネットワーク２１を介してスマートメータおよび計測装置５３の計測値を受信し、通信部２５は、記憶部２４に格納されているＳＭ計測データに基づいて、受信したデータがスマートメータから送信されたものであるか、または計測装置５３から送信されたものであるかを判別する。通信部２５は、スマートメータから受信した計測データをＳＭ計測データとして記憶部２４へ格納し、計測装置５３から受信した計測データを日射量計測データとして記憶部２４へ格納する。データ管理部２３は、一日分のＳＭ計測データおよび日射量計測データを、通信部２５を介して配電系統管理装置１へ送信する。
【００５１】
なお、ここでは、メータデータ管理装置２０は、２４時間分のデータを蓄積してまとめて送信するようにしたが、蓄積する期間は２４時間に限定されない。また、配電系統管理装置１は、受信したデータをそのまま配電系統管理装置１へ送信してもよい。なお、ここでは、配電系統管理装置１は、メータデータ管理装置２０から通信回線によりＳＭ計測データおよび日射量計測データを受信するようにしたが、配電系統管理装置１は、通信回線以外の媒体を介してＳＭ計測データおよび日射量計測データを取得するようにしてもよい。すなわち、通信部１６は、ＳＭ計測データおよび日射量計測データを取得する取得部の一形態であり、取得部は、媒体を読み取る入力部などであってもよい。
【００５２】
図８は、負荷契約データの構成例を示す図である。図８に示す例では、負荷契約データは、負荷ごと例えば需要家ごとの識別番号である番号、契約電力、契約種別および業種で構成される。契約種別は、例えば、通常契約、深夜電力契約、時間帯により料金が異なる契約の種別である。なお、契約種別および業種については負荷契約データに含まれていなくてもよい。後述する負荷量の推定において、時間帯に応じた負荷データを算出する際に、契約種別および業種を考慮して推定する場合には、契約種別および業種を負荷契約データに含めておく。
【００５３】
図９は、太陽光発電設備データの構成例を示す図である。図９に示すように、本実施の形態の太陽光発電設備データは、太陽光発電設備が接続されるスマートメータのＳＭ番号であるＳＭ番号と、太陽光発電設備の設置位置である緯度，経度と、太陽光発電設備のソーラーパネル（ＰＶ（PhotoVoltaics）パネル）の容量であるＰＶパネル容量と、全量買取か余剰買取かを示す種別とを含む。
【００５４】
日射計位置データは、計測装置５３のＳＭ番号であるＳＭ番号と、計測装置５３の日射計５２の設置位置、すなわち計測装置５３の設置位置である緯度，経度とを含む。なお、以下では、計測装置５３の日射計５２のそれぞれの位置を、計測装置５３の位置と呼ぶ。また、全量買取スマートメータに接続している太陽光発電設備および計測装置５３を、計測値既知装置とも呼ぶ。
【００５５】
発電量推定部１１は、太陽光発電設備データを参照して、例えば、全量買取スマートメータに接続していない太陽光発電設備の発電量を、該太陽光発電設備との距離が近い方から３つの計測値既知装置の計測値に基づいて推定する。該太陽光発電設備との距離が近い方から３つの計測値既知装置は、計測装置５３を設置していない場合には、全量買取スマートメータに接続している太陽光発電設備であり、計測装置５３を設置している場合には、全量買取スマートメータに接続している太陽光発電設備および計測装置５３である。
【００５６】
計測装置５３を設置している例で説明すると、例えば、太陽光発電設備４−１との距離が近い方から３つの計測値既知装置が、太陽光発電設備４−２および計測装置５３−１，５３−２であったとする。このとき、発電量推定部１１は、ＳＭ計測データから太陽光発電設備４−１に対応するＳＭ番号の発電量の計測値Ｍ4-1を抽出するとともに、太陽光発電設備データから太陽光発電設備４−１，太陽光発電設備４−２に対応するＳＭ番号のＰＶパネル容量Ｐ4-1，Ｐ4-2を抽出する。また、発電量推定部１１は、日射量計測データから計測装置５３−２，計測装置５３−１のＳＭ番号に対応する計測値Ｌ53-2，Ｌ53-1をそれぞれ抽出する。発電量推定部１１は、以下の式（１）に従って、太陽光発電設備４−２の発電量の推定値Ｅ4-2を算出する。αは、日射量を太陽光発電設備のパネル容量に対する発電量の割合（以下、発電効率ともいう）に変換するための係数であり、あらかじめ定められる値である。αを季節ごとに変更してもよい。なお、ここでは、日射計によらずαを固定としたが、αを日射計ごとに設定してもよい。なお、日射計の計測値は、単位面積当たりの日射量であるとする。
Ｅ4-2＝（Ｍ4-1×Ｐ4-2／Ｐ4-1＋α×Ｐ4-2×（Ｌ53-2＋Ｌ53-1））／３
…（１）
【００５７】
一般化すると、次のような処理を行うことになる。選択した３つの計測値既知装置に全量買取スマートメータに接続していない太陽光発電設備が含まれる場合、発電量推定部１１は、該太陽光発電設備の発電量の計測値から発電効率を求める。そして、求めた発電効率に推定対象の太陽光発電設備のＰＶパネル容量を乗算することにより個別推定値を求める。また、発電量推定部１１は、選択した３つの計測値既知装置に計測装置５３が含まれる場合、日射量を発電効率に変換するための係数と推定対象の太陽光発電設備のＰＶパネル容量と計測装置５３による計測値とを乗算することにより個別推定値を求める。そして、発電量推定部１１は、３つの計測値既知装置の個別推定値の平均値を、発電量の推定値として求める。発電量推定部１１は、全量買取スマートメータに接続していない太陽光発電設備の全てに対して、上記のように、発電量の推定値を算出する。発電量推定部１１は、以上の発電量を、時間帯ごと例えば３０分単位で算出する。
【００５８】
図６の説明に戻り、次に、発電量推定部１１は、あらかじめ定められた区間ごとに、過去の該区間における太陽光発電設備による発電量すなわち区間ごとの発電量の合計を算出する（ステップＳ１２）。この区間は、複数の高圧センサーのうちの２つの高圧センサーの間の配電線が複数の区間に分割された区間であり、例えば、柱上変圧器単位、すなわち柱上変圧器と該柱上変圧器に隣接する柱上変圧器との間とすることができる。以下では、この区間が、柱上変圧器単位であるとして説明するが、この区間は柱上変圧器単位に限定されず、１つの配電線において、該配電線の電圧および潮流を計測する２つの高圧センサー間を複数に分けた区間であればよい。ここでは、発電量として、太陽光発電設備による発電量のみを考慮する例を説明するが、配電線に、太陽光発電設備以外の発電設備が接続される場合、これらの発電量を加えて区間ごとの合計の発電量としてもよい。この場合、太陽光発電設備以外の発電設備による発電量は既知であるとし、発電量推定部１１は、区間ごとにあらかじめ定められた発電量を加える。このあらかじめ定められた発電量は、時間帯ごとに異なる値として設定されてもよい。
【００５９】
次に、負荷推定部１２は、高圧センサー５−１〜５−４、ステップＳ１２で算出された区間ごとの発電量、および負荷契約データに基づいて、過去の区間ごとの負荷量を算出する（ステップＳ１３）。具体的には、負荷推定部１２は、まず、過去のＳＭ計測データに基づいて、過去の区間ごとの負荷量を算出する。詳細には、負荷推定部１２は、負荷契約データに格納されている負荷ごとに、ＳＭ計測データにスマートメータにより計測された使用電力量が格納されている負荷についてはスマートメータにより計測された使用電力量を用い、ＳＭ計測データにスマートメータにより計測された使用電力量が格納されていない負荷については、契約電力を用いて、各負荷の時間帯ごとの各区間の合計の負荷量を算出する。
【００６０】
次に、負荷推定部１２は、区間ごとに算出された発電量および負荷量を用いて、配電線ごとの送り出し点で高圧センサーにより計測された有効電力Ｐａと末端の高圧センサーで計測された有効電力Ｐｂとの差を各区間に配分する。同様に、負荷推定部１２は、区間ごとに算出された負荷量を用いて、配電線ごとの送り出し点で高圧センサーにより計測された無効電力Ｑａと末端の高圧センサーで計測された無効電力Ｑｂとの差を各区間に配分する。なお、配電線９−１，９−２にコンデンサが接続されている場合、コンデンサによる無効電力は、あらかじめ求めておく。例えば、コンデンサにより発生される有効電力は、昼と夜で変わらないため、太陽光による発電量の無い夜間の発電量を計測し、力率を１としてコンデンサの無効電力Ｑｃを求めておくとする。
【００６１】
配電線９−１を例に説明すると、次のとおりである。図１０は、配電線９−１における各区間に配分される有効電力および無効電力を示す図である。図１０では、配電線９−１を４つの区間に分けている。ｉ（ｉ＝１，２，３，４）番目の区間に配分する有効電力をＰiとし、ｉ番目の区間に配分する無効電力をＱiとする。区間ごとに算出された発電量に対応する電力ＰＧiとし区間ごとに算出された負荷量に対応する電力をＰＬiとすると、負荷推定部１２は、高圧センサーにより計測された有効電力Ｐａと末端の高圧センサーで計測された有効電力Ｐｂとの差を各区間に以下の式（２）により配分する。なお、以下の式（２）におけるΣはｉについてのｉ＝１からｉ＝４までの総和を示す。
【００６２】
Ｐi＝（（ＰＧi−ＰＬi）／Σ（ＰＧi−ＰＬi））×（Ｐｂ−Ｐａ）
…（２）
【００６３】
無効電力については、Ｑｂ−ＱａからＱｃを減算した値を、各区間に配分する。例えば、負荷推定部１２は、以下の式（３）により各区間に無効電力を配分する。なお、この際、β＝ＱＬi／ＰＬiであるとし、γ＝ＱＧi／ＰＧiとして、あらかじめβ、γの数値を定めておき、負荷推定部１２は、ＰＧi，ＰＬiからそれぞれＱＧi，ＱＬiを算出する。例えば、β＝γ＝０．１など定めておく。
【００６４】
Ｑi＝（（ＱＧi−ＱＬi）／Σ（ＱＧi−ＱＬi））×（Ｑｂ−Ｑａ―Ｑｃ）
…（３）
【００６５】
負荷推定部１２は、以上のように、配分したＰiおよびＱiと、配電線の送り出し点において高圧センサーにより計測された電圧Ｖａとを用いて、潮流計算により、各区間の電圧を計算する。この潮流計算により算出された末端の電圧をＶｄとする。Ｖｄと配電線の末端の高圧センサーで計測された電圧Ｖｂとの差があらかじめ定められた閾値以下であればすなわち計測された電圧Ｖｂと算出した電圧とが矛盾しなければ、負荷推定部１２は、図６に示したステップＳ１４へ進む。すなわち、推定された電圧分布と２つの高圧センサーにより計測された電圧とが一致しない場合、ステップＳ１４へ進む。
【００６６】
一方、Ｖｄと配電線の末端の高圧センサーで計測された電圧Ｖｂとの差があらかじめ定められた閾値より大きい場合、負荷推定部１２は、例えば、計測点間の両端において、絶対値が等しく正負符号が異なる無効電力を生じる仮想負荷を配置する。図１１は、仮想負荷の配置例を示す図である。図１１に示すように、計測点間すなわち高圧センサー５−１と高圧センサー５−３との間の上流端に、＋ΔＱを生じる仮想負荷を追加し、下流端に−ΔＱを生じる仮想負荷を追加する。負荷推定部１２は、このような仮想負荷を配置した後に、再度潮流計算を行う。これにより、Ｖｄと電圧Ｖｂとが一致すれば、負荷推定部１２は、図６に示したステップＳ１４へ進む。Ｖｄと配電線の末端の高圧センサーで計測された電圧Ｖｂとの差があらかじめ定められた閾値とならない場合には、ΔＱの値を変更して、潮流計算を繰り返す。
【００６７】
図６の説明に戻り、ステップＳ１３の後、負荷推定部１２は、算出した時間帯ごとの負荷量を負荷データとして記憶部１７に保存する（ステップＳ１４）。このとき、仮想負荷を追加した場合には、仮想負荷についても、負荷データに含める。
【００６８】
次に、本実施の形態の現在の状態推定方法および電圧制御について説明する。図１２は、本実施の形態の状態推定および電圧制御手順の一例を示すフローチャートである。負荷算出部１３および発電量算出部１４は、最新のセンサー計測値すなわち高圧センサーによる計測値と、負荷データに基づいて、区間ごとの負荷／発電量を算出する（ステップＳ２１）。具体的には、まず、負荷算出部１３は、負荷データに基づいて現在の区間ごとの負荷量を算出する。詳細には、負荷算出部１３は、負荷データから、現在と同一時間帯の負荷量のうち直近の一定期間の総負荷量を抽出し、抽出した総負荷量の平均値を求め、求めた平均値を現在の負荷量とする。
【００６９】
または、負荷算出部１３は、過去１年分の負荷データに基づいて、気温ごと時間帯ごとの平均値を求めておき、現在の気温および時間帯に対応する平均値を現在の総負荷量としてもよい。気温は、例えば、…、０℃−５℃、５℃−１０℃、…といったように５度刻みで範囲を定めておく。そして、各気温の範囲と時間帯ごとに過去１年分の総負荷量の平均値を求めておく。
【００７０】
または、負荷算出部１３は、曜日区分として平日と休日とを定義して、曜日区分ごとの平均値を用いてもよい。平日は、祝日を除く月曜日から金曜日とし、休日は土曜日、日曜日および祝日とする。負荷算出部１３は、曜日区分ごとに、時間帯ごとの負荷量の平均値を算出する。そして、負荷算出部１３は、現在の曜日区分に対応する平均値を現在の負荷量とする。
【００７１】
そして、発電量算出部１４は、ステップＳ２１で求めた現在の区間ごとの負荷量と、現在の高圧センサーの潮流の計測値とに基づいて現在の総発電量を求める。発電量算出部１４は、現在の総発電量に基づいて、区間ごとの発電量を算出する。区間ごとの発電量は、例えば、太陽光発電設備データに基づいて、区間ごとのＰＶパネルの面積の合計に基づいて総発電量を配分する比率を区間ごとに定めておく。また、計測装置５３の計測値を、例えば１分ごとなど準リアルタイムで取得できる場合には、発電量算出部１４は、さらに計測装置５３すなわち日射径２の計測値を用いて発電量を算出してもよい。すなわち、発電量算出部１４は、計測装置５３太陽光発電設備ごとの発電量を推定し、推定した発電量に基づいて区間ごとの発電量を算出してもよい。発電量算出部１４における計測装置５３の計測値を用いた太陽光発電設備ごとの発電量の推定方法は、例えば、発電量推定部１１における推定方法と同様の方法を用いることができる。
【００７２】
次に、電圧制御部１５は、現在の区間ごとの負荷量および発電量に基づいて、潮流計算を行い、電圧分布を推定する（ステップＳ２２）。次に、電圧制御部１５は、現在の区間ごとの負荷量および発電量と電圧分布とを用いて、最適電圧分布を決定する（ステップＳ２３）。最適電圧分布の求め方はどのような求め方を用いてもよいが、例えば、現在の区間ごとの負荷量および発電量に基づいて、潮流計算を行い、配電線９−１の各点が適正電圧範囲に収まるような各点の電圧の最適解を算出する。最適解とは、あらかじめ定めた評価関数を最小にする解である。評価関数には、配電線９−１内の各点における適正電圧範囲と電圧との差などを含めることができる。
【００７３】
電圧制御部１５は、最適電圧分布に基づいて、電圧制御量を決定する（ステップＳ２４）。電圧制御部１５は、電圧制御量として、最適電圧分布として算出された電圧を維持するための制御量である最適制御量を制御するようにしてもよいし、最適制御量に基づいて定めた電圧制御範囲を示す上下限値を示す情報を電圧制御量として決定してもよい。最適制御量とは、最適電圧分布が実現されるように各電圧制御機器に指令される制御量である。電圧制御部１５は、決定した電圧制御量を通信部１６を介して、電圧制御装置８０へ送信する。なお、電圧制御装置８０以外に配電系統管理装置１により制御される電圧制御装置がある場合には、電圧制御部１５は、該電圧制御装置の制御量も決定して、決定した電圧制御量を通信部１６を介して、該電圧制御装置へ送信する。電圧制御部１５は、上記の動作を集中制御周期ごとに実施する。なお、上述した通り、電圧分布の推定まですなわち状態推定までの処理であるステップＳ２１およびステップＳ２２を、集中制御周期より短い周期で実施するようにしてもよい。
【００７４】
上述したように、電圧制御部１５は、複数の高圧センサーのうちの２つの高圧センサーの間の前記配電線を複数の区間に分割し、２つの高圧センサーから受信した２つの計測値と区間ごとのスマートメータにより計測された電力量とに基づいて配電線における電圧分布を推定する状態推定部としての機能と、電圧分布に基づいて電圧制御機器を制御する集中電圧制御部としての機能とを有する。電圧制御部１５を、状態推定部と集中電圧制御部とに分けた構成としてもよい。
【００７５】
なお、図１に示した例では、高圧センサーを送り出し点と末端の２か所に設けたが、高圧センサーは、送り出し点と末端だけでなく、さらに送り出し点と末端の間にも設けられていてもよい。この場合も、同一配電線に対応する隣接する２つの高圧センサーの計測値を、上記の送り出し点および末端の計測値としてみなせば、これら２つの高圧センサーの計測点間を各区間に分割して、同様に配電系統の状態を推定することができる。
【００７６】
以上のように、本実施の形態では、高圧系統の配電線における２つの高圧センサーの計測値と、スマートメータの計測値とを用いて、配電線の区間ごとの電圧を算出するようにした。また、高圧センサーの計測値と、算出した電圧とが矛盾する場合には、高圧センサー間の両端部に絶対値が同一で正負符号が異なる仮想負荷を配置して補正するようにした。このため、配電系統の状態を高精度に推定することができる。
【００７７】
以上の実施の形態に示した構成は、本発明の内容の一例を示すものであり、別の公知の技術と組み合わせることも可能であるし、本発明の要旨を逸脱しない範囲で、構成の一部を省略、変更することも可能である。
【符号の説明】
【００７８】
１  配電系統管理装置、２，２１  通信ネットワーク、３−１〜３−３  負荷、４−１，４−２  太陽光発電設備、５−１〜５−４  高圧センサー、６−１，６−２  遮断器、７  電圧制御機器、８  母線、９−１，９−２  配電線、１１  発電量推定部、１２  負荷推定部、１３  負荷算出部、１４  発電量算出部、１５  電圧制御部、１６，２５，１０５  通信部、１７，２４，１０３  記憶部、２０  メータデータ管理装置、２２  ＳＭ管理部、２３  データ管理部、３０−１〜３０−３  需要家、３１−１，３１−２，３２，３３  スマートメータ、３４  電力量計、５１  通信ユニット、５２  日射計、５３−１〜５３−２  計測装置、８０  電圧制御装置、１０１  制御部、１０２  入力部、１０４  表示部、１０６  出力部、１０７  システムバス。
【図１】
2017203611.tif 000003
【図２】
2017203611.tif 000004
【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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【図１１】
2017203611.tif 000013
【図１２】
2017203611.tif 000014
【手続補正書】
【提出日】平成28年11月17日(2016.11.17)
【手続補正１】
【補正対象書類名】特許請求の範囲
【補正対象項目名】全文
【補正方法】変更
【補正の内容】
【特許請求の範囲】
【請求項１】
高圧系統の配電線の電圧および潮流を計測する複数の高圧センサーからそれぞれ計測値を受信し、電力量を計測する複数のスマートメータから前記電力量を受信する通信部と、
前記複数の高圧センサーのうちの２つの高圧センサーの間の前記配電線を複数の区間に分割し、前記２つの高圧センサーから受信した２つの前記計測値と前記区間ごとの前記電力量とに基づいて、前記配電線における電圧分布を推定する状態推定部と、
を備えることを特徴とする配電系統状態推定装置。
【請求項２】
推定された前記電圧分布と前記２つの高圧センサーにより計測された前記電圧とが一致しない場合、
前記状態推定部は、前記２つの高圧センサーとの間における前記２つの高圧センサーより内側の両端部に、絶対値が等しく正負符号が異なる無効電力を生じる仮想負荷を配置した負荷モデルを用いて前記電圧分布を算出することを特徴とする請求項１に記載の配電系統状態推定装置。
【請求項３】
前記電圧分布に基づいて、前記配電線の電圧を制御する電圧制御機器を制御する集中電圧制御部、
を備えることを特徴とする請求項１または２に記載の配電系統状態推定装置。
【請求項４】
前記高圧センサーによる過去の計測値と、スマートメータによる過去の計測値とに基づいて負荷量を算出する負荷算出部と、
前記負荷量と前記高圧センサーの計測値とに基づいて発電量を算出する発電量算出部と、
を備え、
前記状態推定部は、前記発電量および前記負荷量に基づいて前記電圧分布を推定することを特徴とする請求項１から３のいずれか１つに記載の配電系統状態推定装置。
【請求項５】
前記発電量算出部は、さらに日射計により計測された計測値である日射量に基づいて前記発電量を算出することを特徴とする請求項４に記載の配電系統状態推定装置。
【請求項６】
配電系統状態推定装置が、高圧系統の配電線の電圧および潮流を計測する複数の高圧センサーからそれぞれ計測値を受信し、電力量を計測する複数のスマートメータから前記電力量を受信する第１のステップと、
前記複数の高圧センサーのうちの２つの高圧センサーの間の前記配電線を複数の区間に分割し、前記２つの高圧センサーから受信した２つの前記計測値と前記区間ごとの前記電力量とに基づいて、前記配電線における電圧分布を推定する第２のステップと、
を含むことを特徴とする配電系統状態推定方法。
【請求項７】
前記電力量は使用電力量であることを特徴とする請求項１に記載の配電系統状態推定装置。
【手続補正書】
【提出日】平成29年3月6日(2017.3.6)
【手続補正１】
【補正対象書類名】特許請求の範囲
【補正対象項目名】全文
【補正方法】変更
【補正の内容】
【特許請求の範囲】
【請求項１】
高圧系統の配電線の電圧および潮流を計測する複数の高圧センサーからそれぞれ計測値を受信し、電力量を計測する複数のスマートメータから前記電力量を受信する通信部と、
前記複数の高圧センサーのうちの２つの高圧センサーの間の前記配電線を複数の区間に分割し、前記２つの高圧センサーから受信した２つの前記計測値と前記区間ごとの前記電力量とに基づいて前記区間ごとの負荷量を算出し、前記負荷量に基づいて前記配電線における電圧分布を推定する状態推定部と、
を備えることを特徴とする配電系統状態推定装置。
【請求項２】
推定された前記電圧分布と前記２つの高圧センサーにより計測された前記電圧とが一致しない場合、
前記状態推定部は、前記２つの高圧センサーとの間における前記２つの高圧センサーより内側の両端部に、絶対値が等しく正負符号が異なる無効電力を生じる仮想負荷を配置した負荷モデルを用いて前記電圧分布を算出することを特徴とする請求項１に記載の配電系統状態推定装置。
【請求項３】
前記電圧分布に基づいて、前記配電線の電圧を制御する電圧制御機器を制御する集中電圧制御部、
を備えることを特徴とする請求項１または２に記載の配電系統状態推定装置。
【請求項４】
前記高圧センサーによる過去の計測値と、スマートメータによる過去の計測値とに基づいて前記負荷量を算出する負荷算出部と、
前記負荷量と前記高圧センサーの計測値とに基づいて発電量を算出する発電量算出部と、
を備え、
前記状態推定部は、前記発電量および前記負荷量に基づいて前記電圧分布を推定することを特徴とする請求項１から３のいずれか１つに記載の配電系統状態推定装置。
【請求項５】
前記発電量算出部は、さらに日射計により計測された計測値である日射量に基づいて前記発電量を算出することを特徴とする請求項４に記載の配電系統状態推定装置。
【請求項６】
配電系統状態推定装置が、高圧系統の配電線の電圧および潮流を計測する複数の高圧センサーからそれぞれ計測値を受信し、電力量を計測する複数のスマートメータから前記電力量を受信する第１のステップと、
前記複数の高圧センサーのうちの２つの高圧センサーの間の前記配電線を複数の区間に分割し、前記２つの高圧センサーから受信した２つの前記計測値と前記区間ごとの前記電力量とに基づいて前記区間ごとの負荷量を算出し、前記負荷量に基づいて前記配電線における電圧分布を推定する第２のステップと、
を含むことを特徴とする配電系統状態推定方法。
【請求項７】
前記電力量は使用電力量であることを特徴とする請求項１に記載の配電系統状態推定装置。
【手続補正２】
【補正対象書類名】明細書
【補正対象項目名】０００８
【補正方法】変更
【補正の内容】
【０００８】
上述した課題を解決し、目的を達成するために、本発明にかかる配電系統状態推定装置は、高圧系統の配電線の電圧および潮流を計測する複数の高圧センサーからそれぞれ計測値を受信し、電力量を計測する複数のスマートメータから電力量を受信する通信部、を備える。また、本発明にかかる配電系統状態推定装置は、複数の高圧センサーのうちの２つの高圧センサーの間の配電線を複数の区間に分割し、２つの高圧センサーから受信した２つの計測値と区間ごとの電力量とに基づいて前記区間ごとの負荷量を算出し、前記負荷量に基づいて配電線における電圧分布を推定する状態推定部、を備える。
【国際調査報告】
2017203611.tif 000015
2017203611.tif 000016