(57)【要約】  電力ネットワーク（１）の複数の測定ノード（Ｍ１、．．．、Ｍ７）間の相互電圧感度係数を求める方法が、ネットワークパラメータの知識（例えば、分枝の直列コンダクタンス及びサセプタンス、ノードの分路コンダクタンス及びサセプタンスなど）に依拠しない。この方法は、測定ノードの各々に計測ユニットを含むモニタリングインフラを使用し、前記測定ノード（Ｍ１、．．．、Ｍ７）の各々において、電流の値2019518418.tif 000040を含む一連のデータを時間ウィンドウτにわたって繰り返し同時に測定するステップと、各一連の測定されたデータから有効電力値2019518418.tif 000041を計算するステップと、測定ノードの各々において電圧変動のパラメトリック重回帰分析を実行するステップとを含む。【選択図】図１
2019518418.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
電力ネットワーク（１）の複数の測定ノード（Ｍ１，．．．，Ｍ７）間の相互電圧感度係数を求める方法であって、該電力ネットワークは、電圧、電流、及び該電圧と該電流との間の位相差を局所的に測定する計測ユニットを該測定ノードの各々に含むモニタリングインフラを備え、該モニタリングインフラは、通信ネットワークに接続された処理ユニット（７）を含み、該計測ユニットは、該処理ユニットとの間でデータ伝送を行えるように該通信ネットワークに接続され、
前記方法は、
Ｉ．前記測定ノード（Ｍ１，．．．，Ｍ７）の各々において、前記電流の値
2019518418.tif 000029
を含むデータのセットを時間ウィンドウ（τ）にわたって繰り返し同時に測定し、前記測定されたデータのセットにタイムスタンプ（ｔ∈｛ｔ1，．．．，ｔm｝）を付け、各々の測定されたデータのセットからタイムスタンプ付き有効電力値
2019518418.tif 000030
ＩＩ．前記測定ノードの各々について、各々の前記電圧、前記有効電力及び前記無効電力の付随する値のセットから同じ変数の先行する値をそれぞれ減算することによって、ステップ１（ボックス「０１」）において測定された前記電圧並びにステップ１（ボックス「０１」）において計算された前記有効電力及び前記無効電力の値の付随する変動
2019518418.tif 000031
全ての測定ノード（Ｍ１，．．．，Ｍ７）における前記有効電力の付随する変動
2019518418.tif 000032
に関する前記測定ノード（Ｍ１，．．．，Ｍ７）の各々における前記電圧の変動
2019518418.tif 000033
ＩＩＩ．ステップＩＩ（ボックス「０２」）中に編集された前記測定ノードの各々における前記電圧の変動のパラメトリック重回帰分析を、
2019518418.tif 000034
と前記回帰分析によって予測される変動との間の不一致に対応する誤差項間の負の一次系列相関を考慮しながら実行し、前記回帰分析における前記計算されたパラメータの値から、前記電力ネットワークの前記測定ノード間の前記相互電圧感度係数の行列を取得するステップと、
を含む方法。
【請求項２】
ステップＩＩＩ（ボックス「０３」）の前記パラメトリック重回帰分析は、連続する時間ステップに対応する２つの誤差項間の前記相関が−０．７〜−０．３の区間に含まれ、好ましくは−０．６〜−０．４の区間に含まれ、最も好ましくは−０．５にほぼ等しいこと、及び連続しない時間ステップに対応する２つの誤差項間の前記相関が−０．３〜０．３の区間に含まれ、好ましくは−０．２〜０．２の区間に含まれ、最も好ましくは約０．０であることを想定しながら実行される、
請求項１に記載の相互電圧感度係数を求める方法。
【請求項３】
移動体通信事業者によって提供される既存の商用ネットワークが、前記通信ネットワークとしての役割を果たす、
請求項１又は２に記載の相互電圧感度係数を求める方法。
【請求項４】
前記計測ユニットは、前記通信ネットワークを介してネットワークタイムプロトコル（ＮＴＰ）によって同期化される、
請求項１から３のいずれか１項に記載の相互電圧感度係数を求める方法。
【請求項５】
前記電力ネットワークは、前記測定ノードのうちの第１の測定ノード（Ｍ１）を通じて、既知の値のインピーダンス（Ｚｃｃ）を有する電圧コンバータ（５）によって別のネットワークから電流を供給されるように構成され、前記方法は、ステップＩ（ボックス「０１」）とステップＩＩ（ボックス「０２」）の間に、前記インピーダンスの値に基づいて、前記第１の測定ノード（Ｍ１）における前記電圧
2019518418.tif 000035
の前記連続する局所的測定の値から連続するスラック電圧値を計算し、該計算されたスラック電圧の各値を、前記複数の測定ノード（Ｍ１，．．．，Ｍ７）の各々において同時に測定された前記対応する電圧値から減算する追加のステップ（ボックス「０１ａ」）を含む、
請求項１から４のいずれか１項に記載の相互電圧感度係数を求める方法。
【請求項６】
前記計測ユニットの各々は、コントローラとバッファとを含み、ステップＩ（ボックス「０１」）は、前記計測ユニットによって一体的に分散方式で実行される、
請求項１から５のいずれか１項に記載の相互電圧感度係数を求める方法。
【請求項７】
前記方法は、ステップＩ（ボックス「０１」）の後に、各測定ノードｉ（ｉ∈｛１，．．．，Ｎ｝）における時間ウィンドウにわたる前記有効電力
2019518418.tif 000036
の変動量が十分に大きいかどうかを評価する追加のステップＩｃ（ボックス「０１ｃ」及び「変動ＯＫ？」）を含み、前記方法は、前記変動が十分に大きくない場合、新たな時間ウィンドウ中に差し替えデータのセットを取得するためにステップＩに戻る、
請求項１から６のいずれか１項に記載の相互電圧感度係数を求める方法。
【請求項８】
ステップＩｃにおける、各測定ノードｉ（ｉ∈｛１，．．．，Ｎ｝）における時間ウィンドウにわたる前記有効電力
2019518418.tif 000037
の前記変動量の評価（ボックス「０１ｃ」）は、前記計測ユニットによって分散方式で実行される、
請求項６及び７に記載の相互電圧感度係数を求める方法。
【請求項９】
ステップＩｃ（ボックス「０１ｃ」及び「変動ＯＫ？」）は、前記処理ユニット（７）によって実行される、
請求項７に記載の相互電圧感度係数を求める方法。
【請求項１０】
前記方法は、ステップＩ（ボックス「０１」）の前に、前記電圧コンバータ（５）の出力にどのノードが位置するかについての情報と、前記電圧コンバータの前記インピーダンス（Ｚｃｃ）の値についての情報とを含む方法パラメータを前記処理ユニットにロードする追加のステップ（ボックス「０１prior」）を含む、
請求項５に記載の相互電圧感度係数を求める方法。
【請求項１１】
前記処理ユニット（７）は、ステップＩ（ボックス「０１」）の完了後に前記通信ネットワークにアクセスして、前記計測ユニットから前記電圧
2019518418.tif 000038
の前記タイムスタンプ付きの値をダウンロードする、
請求項８に記載の相互電圧感度係数を求める方法。
【請求項１２】
前記計算されたスラック電圧を減算する前記動作（ボックス「０１ａ」）は、前記処理ユニット（７）によって実行される、
請求項５に記載の相互電圧感度係数を求める方法。
【請求項１３】
前記計測ユニットの各々は、コントローラと作業メモリとを含み、前記計測ユニットのうちの１つの計測ユニットは、前記処理ユニットとしての役割を果たす、
請求項１から１２のいずれか１項に記載の相互電圧感度係数を求める方法。
【請求項１４】
前記ネットワーク（１）は３相電力ネットワークであり、前記電圧及び前記電流は、前記３相のそれぞれについて独立して測定され、各測定された電圧と前記対応する電流との間の前記それぞれの位相差も測定される、
請求項１から１３のいずれか１項に記載の相互電圧感度係数を求める方法。
【請求項１５】
前記測定された前記電圧の値
2019518418.tif 000039
は、前記ＡＣ電力の少なくとも半周期にわたって測定された平均値である、
請求項１から１４のいずれか１項に記載の相互電圧感度係数を求める方法。
【請求項１６】
前記平均値は、前記ＡＣ電力の２周期以上１０周期未満にわたって、好ましくは前記ＡＣ電力の約３周期にわたって測定された二乗平均平方根値（ｒｍｓ）である、
請求項１５に記載の相互電圧感度係数を求める方法。
【請求項１７】
ステップＩ（ボックス「０１」）において、繰り返し測定される前記データのセットは一定間隔で測定される、
請求項１から１６のいずれか１項に記載の相互電圧感度係数を求める方法。
【請求項１８】
前記処理ユニット（７）にロードされる前記方法パラメータは、前記電力ネットワーク（１）がグリッド接続されているか否かについての指示を含む、
請求項１０に記載の相互電圧感度係数を求める方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、一般に配電ネットワークのモニタリングに関する。具体的には、本発明は、ネットワークパラメータの知識を持たずに電力ネットワークの複数の測定ノード間の相互電圧感度係数(mutual voltage sensitivity coefficients)を求める方法に関する。電圧感度係数の値が求められると、このデータの可用性を技術的に安全かつ経済的な電力ネットワークの稼働に役立てることができる。電圧感度係数の可用性は、とりわけ電圧制御に役立てることができる。
【背景技術】
【０００２】
基本的に再生可能エネルギー資源で構成される断続性の高い分散型発電の接続が電力グリッド内で連続的に増加すると、稼働制約違反が生じて専用モニタリング機構及び制御機構の開発が必要になる。とりわけ電圧制御は、配電システムで展開されることが見込まれる典型的な制御のうちの１つである。
【０００３】
グリッド（又はマイクログリッド）における電圧制御スキームは既に提案されている。とりわけ米国特許第７，６８７，９３７号には、電圧制御のドループ制御法として知られているものの例示的な実装が開示されている。ドループ制御法は、グリッドと制御可能な資源との間の接続点において局所的に電圧を検知し、特定の電圧垂下特性に従って様々な資源の無効電力及び／又は有効電力の注入を調整するものである。このような方法は、局所的に利用可能なデータに依拠し、グリッドトポロジー及びパラメータを考慮していない。これでは、ドループ制御法による解決策が最適以下になってしまい、場合によっては実現不可能な稼働条件又はシステムの崩壊を招く傾向にあるため問題がある。
【０００４】
例えば、国際公開第２０１５／１９３１９９号には、別の既知のグリッド（又はマイクログリッド）電圧制御法が記載されている。この文献は、一方における配電ネットワーク内の各発電機の電圧、有効電力及び無効電力の値と、他方におけるネットワークの遠隔システム状態との間の関係をモデル化するために、オフライン電力潮流分析の適用を教示している。このモデル化は、ネットワークのトポロジー（例えば、総ノード数）、並びにネットワークパラメータ（すなわち、分岐の直列コンダクタンス及びサセプタンス、ノードの分路コンダクタンス及びサセプタンス）の予備知識に基づいて最初に感度係数を計算することによって行われる。第２のステップでは、上述した関係を導出するために、計算された感度係数に非線形回帰法を適用する。その後、このモデル化された関係を用いて配電ネットワークの電圧を制御することができる。
【０００５】
この第２の方法によれば、配電ネットワークの電圧制御では、グリッドを直接制御するように有効及び無効ノード電力注入のための明確な設定点を定める必要がある。通常、これらの電力設定点は、グリッドの最適な動作を保証するためにオンライン最適化問題の解として計算される。このような方法には、ドループ制御法に比べて一定レベルの最適性が保証されるという利点がある。しかしながら、この方法の精度は、正確な最新のネットワークモデルにアクセスできることに依存する。このような最新モデルは、常に利用可能であるとは限らない。とりわけ、低電圧ネットワークの場合には、ネットワークのトポロジーの適合化が非常に頻繁に行われる傾向にある。さらに、場合によっては、例えば給電線のパラメータ及びブレーカの状態も、この情報が適当な時点で配電ネットワーク事業者（ＤＮＯ）又は配電システム事業者（ＤＳＯ）に届くことなく変化することがある。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００６】
【特許文献１】米国特許第７，６８７，９３７号明細書
【特許文献２】国際公開第２０１５／１９３１９９号
【発明の概要】
【課題を解決するための手段】
【０００７】
したがって、本発明の目的は、配電ネットワークの電圧感度係数の計算方法を提供し、これに従ってネットワークの電気パラメータの知識を不要にすることによって上述した先行技術の問題点を軽減することである。本発明は、付属の請求項１による、電力ネットワーク内の複数の測定ノード間の相互電圧感度係数を求める方法を提供することによって上記の及びその他の目的を達成する。
【０００８】
「下流(downstream)」という表現は、メイングリッドとの接続からより遠くに離れていることを意味すると理解されたい。
【０００９】
電力ネットワーク内の特定の箇所で注入又は消費される電力量が変化した場合、これによってネットワーク内の全ての位置の電圧も変化するようになる。しかしながら、電力の変化は、ネットワーク内のいくつかのノードに他のノードよりも大きな影響を与える。本発明の方法は、ネットワークパラメータ（例えば、分枝の直列コンダクタンス及びサセプタンス、ノードの分路コンダクタンス及びサセプタンスなど）の知識を必要とすることなく電力ネットワーク内の複数の測定ノード間の相互電圧感度係数の行列計算を可能にするものである。さらに、これらの電圧感度係数の知識は、同じノード又は他のいずれかの特定のノードにおいて注入又は消費される電力量が変化した際のいずれかの特定のノードにおける電圧変化の予測を可能にする。この知識を用いて、例えばネットワークに接続された制御可能な資源の明確な電力設定点又は電圧垂下特性を決定することができる。
【００１０】
本発明の実装は、測定ノードの各々に配置された計測ユニット(metering units)を含む基本モニタリングインフラ(basic monitoring infrastructure)の可用性を必要とする。各計測ユニットは、電圧、電流、及び電圧と電流との間の位相差を局所的に測定するように構成される。モニタリングインフラは、計測ユニットが取得したデータを処理ユニットに送信できるように、計測ユニットが接続された通信ネットワークをさらに含む。しかしながら、本発明の実装は、モニタリングインフラの必要性に関わらず、高度に同期化された測定を必要としない。とりわけ、このことは、計測ユニットが、共通の時間基準への常設リンク(permanent link)を有する高価な電圧位相測定ユニット（ＰＭＵ）である必要がなく、従来の計測装置でもよいことを意味する。
【００１１】
添付図面に関連して単に非限定的な例として示す以下の説明を読めば、本発明の他の特徴及び利点が明らかになるであろう。
【図面の簡単な説明】
【００１２】
【図１】本発明の方法の特定の実装を説明するために使用する例示的な配電ネットワークの概略図である。
【図２】電力ネットワークの複数の測定ノード間の相互電圧感度係数を求める本発明の方法の第１の特定の実装を示すフローチャートである。
【図３】本発明の方法の第２の特定の実装を示すフローチャートである。
【図４Ａ】方法の第３の特定の実装を示すフローチャートである。
【図４Ｂ】本発明の方法の第４の特定の実装を示すフローチャートである。
【図４Ｃ】本発明の方法の第５の特定の実装を示すフローチャートである。
【図５】本発明の方法の第６の特定の実装を示すフローチャートである。
【発明を実施するための形態】
【００１３】
本発明の主題は、電力ネットワークの複数の測定ノード間の相互電圧感度係数を求める方法である。本発明の適用分野は電力ネットワークの分野であるため、最初に例示的なネットワークについて説明する。その後、この方法が動作できる実際の方法について説明する。
【００１４】
図１は、５７個の住居ブロックと、９つの農業施設と、で構成された、合計８８人の顧客に供給を行う（１で参照する）例示的な低電圧放射状配電ネットワークの概略図である。低電圧ネットワーク１（２３０／４００ボルト、５０Ｈｚ）は、変電所変換器によって中電圧ネットワーク３にリンクされる。図１では、変電所変換器をインピーダンスＺｃｃと組み合わさった（５で参照する）理想変換器として表しており、インピーダンスＺｃｃは、理想変換器５の出力とネットワーク１の残り部分との間に挿入される。以下の表１は、この特定の例における変電所変換器の考えられる特性の概念を示すものである。
表Ｉ
2019518418.tif 000003
【００１５】
変電所変換器は、回路遮断器９及び第１のバスＮ１を介してネットワーク１に接続される。図示の例のネットワークでは、バスＮ１から複数の給電線が分岐する。これらの給電線のうちの（Ｌ１で参照する）１つの給電線は、５つの住居ブロック及び１つの農業施設の一部を低電圧ネットワークにリンクするように構成される。なお、残りの５２個の住居ブロック及び８つの農業施設は、図１には明示していない（ただし１１で参照する単一の矢印として表す）他の給電線によってバスＮ１にリンクすることができると理解されたい。
【００１６】
給電線Ｌ１は、バスＮ１を（Ｎ２で参照する）第２のバスに接続する。図１で分かるように、バスＮ２には３つの住居ブロックと１つの農業施設とが接続される。さらに、バスＮ２は、給電線Ｌ２によって（Ｎ３で参照する）第３のバスに接続される。バスＮ３には、２つの住居ブロックが接続される。（以下の）表ＩＩは、この特定の例において使用される給電線Ｌ１及びＬ２の考えられる特性の概念を示すものである。
表ＩＩ
2019518418.tif 000004
【００１７】
引き続き図１を参照すると、ネットワーク１は、３つの分散型発電所をさらに含むことが分かる。（Ｇ１で参照する）第１の発電所は、バスＮ２に接続された太陽光発電所であり、第２の発電所（Ｇ２で参照する）は、バスＮ３に接続された太陽光発電所であり、第３の発電所は、バスＮ１にリンクされたディーゼル発電機である。さらに詳細に説明すると、第３の発電所は、電力ネットワーク１がアイランドモードで稼動している時に電圧基準発電機としての役割を果たすように構成される。図１では、ディーゼル発電機を、インピーダンスＸｄと組み合わさった（Ｇ３で参照する）理想発電機として表しており、インピーダンスＸｄは、理想発電機Ｇ３の出力とネットワーク１の残り部分との間に挿入される。（以下の）表ＩＩＩＡ及び表ＩＩＩＢは、この特定の例において使用される３つの分散型発電所の考えられる特性の概念を示すものである。
表ＩＩＩＡ
2019518418.tif 000005
表ＩＩＩＢ
2019518418.tif 000006
【００１８】
この例によれば、太陽光発電所Ｇ１及びＧ２が最大２２６ｋＶＡの電力を供給することが分かる。図１には、ネットワーク１のバスＮ１に接続された（１５で参照する）バッテリパックも示す。３つの分散型発電所を組み合わせた存在、バッテリパック１５及び回路遮断器９は、低電圧ネットワーク１を一時的にアイランド化する(islanding)可能性を提示する。以下の表ＩＶは、この特定の例において使用されるバッテリパック１５の考えられる特性の概念を示すものである。
表ＩＶ
2019518418.tif 000007
【００１９】
本発明の方法を実装する物理的環境は、電力ネットワークに加えてモニタリングインフラも含まなければならない。本発明によれば、モニタリングインフラは、ネットワークノードの選択において提供される計測ユニット（以下の文書では、少なくとも１つの計測ユニットを備えたネットワークノードを「測定ノード」と呼ぶ）を含む。上述したように、図１に示す例示的な低電圧電力ネットワーク１は３相電力ネットワークである。このような場合、本発明の好ましい実装では、３相のそれぞれについて電圧及び電流が独立して測定され、各電圧と対応する電流との間のそれぞれの位相差も測定される。この測定は、ネットワーク内の各測定ノードが３つの計測ユニットを備えることによって、或いは３つの異なる位相を独立して測定するように設計された計測ユニットを使用することによって行うことができる。
【００２０】
図１には、（Ｍ１〜Ｍ７で参照する）７つの異なる測定ノードの位置を示す。しかしながら、本発明によれば、あらゆる数の測定ノードが存在することができ、場合によっては２つの測定ノードしか存在しないこともできると理解されたい。さらに、図１に示す特定のネットワークに関しては、詳細に示していないネットワーク１の残り部分が追加の測定ノードを含むこともできると理解されたい。ノードＭ１〜Ｍ７の計測ユニットの各々は、少なくとも１つの電圧と、１つの電流と、電圧と電流との間の位相差とを局所的に測定するように構成される。再び図１を参照すると、第１の測定ノードＭ１が変電所変換器をバスＮ１に接続していることが分かる。第２の測定ノードＭ２は、バッテリパック１５をバスＮ１に接続し、第３の測定ノードＭ３は、ＰＶシステムＧ２をバスＮ３に接続し、第４の測定ノードＭ４は、ＰＶシステムＧ１をバスＮ２に接続し、第５の測定ノードＭ５は、ディーゼル発電機をバスＮ１に接続し、第６の測定ノードＭ６は、給電線Ｌ２をバスＮ３に接続する。最後に、第７の測定ノードＭ７は、給電線Ｌ１をバスＮ２に接続する。
【００２１】
本発明によれば、このモニタリングインフラは、処理ユニット７とのデータ伝送を可能にするように計測ユニットが接続された通信ネットワークをさらに含む。図１の非常に概略的な図には、処理ユニット７を、ネットワーク１から一定の距離に配置されたコンピュータの形態で示す。しかしながら、処理ユニットは、測定ノードのうちの１つに配置することもできると理解されるであろう。実際に、モニタリングインフラの好ましい実施形態によれば、処理ユニットが、これらの計測ユニットのうちの１つの計測ユニットの一部を形成する。図示の例によれば、通信ネットワークは専用の伝送ネットワークではなく、移動体通信事業者によって提供される商用のＧＳＭ(登録商標)ネットワークである。しかしながら、別の実装によれば、モニタリングインフラのための通信ネットワークは、当業者が適切と考えるいずれのタイプのものであってもよいと理解されるであろう。
【００２２】
図２は、電力ネットワークの複数の測定ノード間の相互電圧感度係数を求める本発明の方法の第１の例示的な実装を示すフローチャートである。図２の大まかなフローチャートは、３つのボックスを含む。（０１で参照する）第１のボックスは、一般に電力ネットワーク内の複数の測定ノードにおける電圧Ｖ、有効電力Ｐ及び無効電力Ｑの一連の値を求めるタスクを表す。この目的のために、本発明の方法は、ネットワーク内の複数の位置における電圧、電流、及び電圧と電流との間の位相差を時間ウィンドウτにわたって繰り返し測定するように構成されたモニタリングインフラを使用する。本発明によれば、電力ネットワークはＡＣ電力ネットワークであり、電圧と電流の測定値は瞬間値ではなく、少なくともＡＣ電力の半周期にわたって、好ましくはＡＣ電力の２〜１０周期にわたって、最も好ましくはＡＣ電力の３周期にわたって（すなわち、５０ＨｚのＡＣ電力ネットワークの場合には６０ｍｓ中に）測定された（好ましくは基本信号周波数に基づくｒｍｓ値である）平均値である。本発明の方法では、異なる測定ノードにおける測定を高度に同期させる必要はない。しかしながら、本発明の方法では、異なる測定ノードにおける計測ユニットがほぼ同時に取得した測定値を提供する必要があり、或いは換言すれば、異なる測定ノードにおける測定を、取得した値を後で付随値(concomitant)として処理できるほど十分に近い時点で行う必要がある。
【００２３】
現在説明している本発明の実装によれば、ネットワーク内の異なる計測ユニットが、モニタリングインフラの通信ネットワークとしての役割を果たすＧＳＭ(登録商標)ネットワークを介してネットワークタイムプロトコル（ＮＴＰ）によって同期化される。ＮＴＰの利点は、実装が容易であってほとんどどこでも容易に利用できる点である。ＮＴＰの既知の不利点は、精度が極端に高くない点である。しかしながら、経験からすれば、予想に反して、ＮＴＰによって行われる同期は、本発明の方法によって満足のいく結果がもたらされるほど十分に良好である。しかしながら、ＮＴＰは、本発明の方法と共に使用できる唯一の同期方法ではないと理解されたい。とりわけ、相当にコストの高い実装によれば、計測ユニットは、共通の時間基準又はＧＰＳ同期への常設リンクを有するＰＭＵとすることもできる。
【００２４】
上述したように、各測定ノードにおける有効電力及び無効電力は、測定された電圧及び電流の局所値、並びに電圧と電流との間の位相差から計算される。この計算は、以下の関係に基づくことができる。
Ｐ＝Ｖ・Ｉ・ｃｏｓφ及びＱ＝Ｖ・Ｉ・ｓｉｎφ
【００２５】
現在説明している第１の例示的な実装によれば、有効電力及び無効電力の値の計算は、各計測ユニットによって局所的に行われる。第１の実装の第１の変形例によれば、各計測ユニットにバッファが備わり、少なくとも電圧、電流、及び電圧と電流との間の位相差を測定する時間ウィンドウτの終わりまで、連続するタイムスタンプ付きの測定値がバッファに保存される。その後、保存された一群の測定値全体について、例えば１日に１回、有効電力及び無効電力の計算を行う。計測ユニットによって取得された電圧、電流、及び電圧と電流との間の位相差の値にはタイムスタンプが付けられるので、後で計算される有効電力及び無効電力の値は、これらの値の計算元であるデータに関連するタイムスタンプを「引き継ぐ」ことができる。第１の実施形態の別の変形例によれば、有効電力及び無効電力の計算がオンラインでリアルタイムに行われ、取得された電圧及び有効電力及び無効電力の値にタイムスタンプを付けた後に、上述した各計測ユニットに備わるバッファに一時的に保存される。
【００２６】
さらに、本発明の他の実装によれば、有効電力及び無効電力の全ての値の計算が処理ユニットにおいて行われると理解されたい。これらの他の実装のうちの特定の実装によれば、モニタリングインフラが高速通信ネットワークを含み、全ての測定ノードからの測定値が、取得されるとすぐに処理ユニットに送信される。このようにして、処理ユニットは、有効電力及び無効電力の値をリアルタイムで計算することができる。
【００２７】
本発明によれば、異なる測定ノードにおいて行われる電圧、電流、及び電圧と電流との間の位相差の測定が、上述した程度に同期化される。この例によれば、計測ユニットは、電圧、電流及び位相差を、好ましくは所与の時間ウィンドウ内で一定間隔で繰り返し測定する。この連続する測定回数は、２００〜５０００回の測定に含まれ、好ましくは１０００〜３０００回の測定に含まれ、例えば２０００回の測定であることが好ましい。しかしながら、最適な測定回数は、測定ノードの数の関数として増加する傾向にあると理解されたい。一方で、最適な測定回数は、計測ユニットによって行われる測定の精度が高まるとともに、また計測ユニット間の同期精度が高まるとともに減少する傾向にある。
【００２８】
計測ユニットによって測定される値は瞬間値ではなく、ＡＣ電力の少なくとも半周期にわたって測定される平均値であるため、連続する測定間の最小時間間隔は、ＡＣ電力の複数の周期に等しいはずである。実際に、第１の例示的な実装によれば、連続する測定を隔てる時間間隔の長さは６０ｍｓ〜３秒であることが好ましく、６０ｍｓ〜１秒であることが最も好ましい。
【００２９】
図２のフローチャートの（０２で参照する）第２のボックスは、測定された電圧、並びに有効電力及び無効電力の付随する変動(concomitant variations)を測定ノード毎に計算し、全ての測定ノードにおける有効電力及び無効電力の付随する変動に関する各測定ノードの電圧の変動のテーブルを編集するタスクを表す。測定された電圧、並びに有効電力及び無効電力の付随する変動は、電圧、有効電力及び無効電力の各々の付随する値(concomitant values)のセットから同じ変数の前の値をそれぞれ減算することによって計算することができる。換言すれば、時点ｔ及びｔ＋Δｔにおける２つの連続する測定値のセットが利用可能である場合には、
−  測定ノード毎に変動
2019518418.tif 000008
2019518418.tif 000009
−  測定ノード毎に変動
2019518418.tif 000010
2019518418.tif 000011
−  測定ノード毎に変動
2019518418.tif 000012
2019518418.tif 000013
式中、ｉ∈｛１，．．．，Ｎ｝であり、ｉ番目の測定ノードを指定する。さらに、この説明では、測定値に対応する量を波形符号
2019518418.tif 000014
【００３０】
本発明の第１の例示的な実装によれば、処理ユニットは、上記の計算を行うために、最初に通信ネットワークにアクセスし、異なる計測ユニットのバッファからタイムスタンプ付きの電圧
2019518418.tif 000015
の値をダウンロードする。次に、処理ユニットは、各ダウンロードした電圧、有効電力及び無効電力の値から直前のタイムスタンプを有する同じ変数の値をそれぞれ減算することによって、測定された電圧、並びに有効電力及び無効電力の変動を計算する。とりわけ、時点ｔ∈｛ｔ1，．．．，ｔm｝は、異なる計測ユニットによって提供されるタイムスタンプを意味すると覚えておかれたい。例えば、Ｐ1（ｔ1）及びＰN（ｔ1）は、異なる計測ユニットから得られた測定値から計算されたものであり、しかも第１の例示的な実装によれば、これらの異なる計測ユニットのそれぞれのクロックはＮＴＰを用いて同期化されているので、時点ｔにおける測定値は、時点ｔ±標準的なＮＴＰ同期誤差での測定値を意味するものであると理解されたい。
【００３１】
次に、処理ユニットは、１つの特定の測定ノードにおける電圧の各変動
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同じ測定時点（ｔ∈｛ｔ1，．．．，ｔm｝であり、特定の測定時点又はタイムスタンプを示す）における全ての測定ノード（ｊ∈｛１，．．．，Ｎ｝であり、ｊ番目の測定ノードを指定する）での有効電力の変動
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を関連付ける。（以下の）表Ｖに例示するように、結果は、全ての測定ノード１〜Ｎにおける有効電力及び無効電力の付随する変動に関する１つの特定の測定ノードｉにおける電圧の変動をそれぞれが含むＮ個のテーブルの組として表すことができる。タイムスタンプ｛ｔ1，．．．，ｔm｝は、連続する測定時間に対応する。これらの測定時間は、所与の時間ウィンドウτ＝［ｔ1，ｔm］をカバーする。本発明によれば、ｍ＞２Ｎであり、好ましくはｍ＞＞Ｎである。
表Ｖ
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【００３２】
図２のフローチャートの（０３で参照する）第３のボックスは、前に計算したＮ個の変動テーブルに対してパラメトリック重回帰分析(multiple parametric regression analysis)を実行するタスクを表す。この分析は、負の一次自己相関(negative first-order autocorrelation)を考慮する。パラメトリック重回帰分析を用いて、電圧感度係数行列を形成するためにグループ化することができる一連の電圧感度係数の値を求める。この例の実装によれば、この回帰分析は線形タイプのものであり、計算される電圧感度係数は、制御変数（電力注入）と制御量（電圧）との間の線形依存の推定である。この特定の事例では、電圧感度係数ＫPij及びＫQijを、以下に示す偏導関数の値の推定として解釈することができる。
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【００３３】
要約すれば、パラメトリック重回帰分析では、ｔ∈｛ｔ1，．．．，ｔm｝及びｉ∈｛１，．．．，Ｎ｝とする電圧変動(voltage variation)の値ΔＶi（ｔ）を、全ての測定ノードにおける有効電力の付随する変動
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の関数として予測することができる。
【００３４】
方法の統計的性質に起因して、個々の測定値は、その予測値からある程度逸脱する傾向にある。したがって、各測定される電圧変動は、対応する予測電圧変動プラス／マイナス誤差項に等しい。すなわち、以下のようになり、
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ここでのωi（ｔ）は誤差項である。
【００３５】
本発明によれば、パラメトリック重回帰分析は、負の一次自己相関を考慮する。すなわち、パラメトリック重回帰分析は、２つの連続する時間ステップをｔ及びｔ＋Δｔとする誤差ωi（ｔ）とωi（ｔ＋Δｔ）との間に実質的な負の相関が存在すると仮定する。この説明では、「実質的な相関」という表現は、少なくとも０．３の、好ましくは少なくとも０．４の、最も好ましい例では０．５にほぼ等しい大きさの相関を意味するものとする。
【００３６】
本発明の好ましい実装によれば、パラメトリック重回帰分析は、２つの連続しない時間ステップからの誤差間に実質的な相関は存在しないとさらに仮定する。「実質的な相関が存在しない」という表現は、０．３未満の、好ましくは０．２未満の、最も好ましい例では０．０にほぼ等しい大きさの相関を意味するものとする。したがって、２つの連続しない時間ステップにおける誤差間の相関は、−０．３〜０．３の区間に含まれ、好ましくは−０．２〜０．２の区間に含まれ、最も好ましい例では０．０にほぼ等しい。連続する測定の回数はｍであるため、測定ノード毎にｍ−１個の誤差項ωi（ｔ）が存在し、したがって（ｍ−１）×（ｍ−１）個の誤差相関項が存在する。
【００３７】
図３は、図２のフローチャートによって示す実装の特定の変形例を示すフローチャートである。図示の変形例によれば、ボックス０３において行われる特定のタイプの重線形回帰は「一般化最小二乗(generalized least squares)」である。一般化最小二乗法では、以下の各測定ノードｉ∈｛１，．．．，Ｎ｝についての方程式の解決を通じて分析的に電圧感度係数を取得することができる。
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ここでのΣiは、誤差相関行列である。
【００３８】
誤差相関行列Σiは、処理ユニットに予めロードされず、電圧対電力変動のテーブルが作成された時（ボックス０２）に１度だけ形成されることが好ましい。実際に、（ｍ−１）×（ｍ−１）の誤差相関行列のサイズは、電圧対電力変動テーブルの長さｍ−１によって決まる。したがって、図３の変形例は、図２には存在しない追加のボックス０２ａを含む。ボックス０２ａは、各測定ノードの誤差相関行列を形成するタスクを含む。ボックス０２の後にこの追加のボックスが存在すると、１つの（又は２つ以上の）特定のタイムスタンプに関連する１つの（又は複数の）データの組が失われた事例に方法を適合させることができるという利点がある。
【００３９】
この例では、あらゆる相関行列の場合と同様に、Ｎ（ｍ−１）×（ｍ−１）の相関行列の各行列の主対角線のエントリが全て１に等しく選択される。本発明によれば、下位の最初の対角線及びその上位の最初の対角線のエントリが全て−０．７〜−０．３に含まれ、最終的には他の全てのエントリが−０．３〜０．３に含まれる。この特定の例では、２つの連続しない時間ステップ間の誤差の相関係数がゼロに等しく、２つの連続する時間ステップ間の誤差の相関係数が−０．５になると想定される。この場合、誤差相関行列は、以下の三重対角行列に対応する。
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【００４０】
図４Ａは、図２のフローチャートによって示す実装の別の特定の変形例を示すフローチャートである。図４Ａの変形例の顕著な特徴は、とりわけ上位グリッドに生じる電圧変動をフィルタ除去できるようにする追加のステップを含む点である。上述したように、低電圧ネットワーク１は、変電所変換器５によって中電圧ネットワーク３にリンクされる。この変換器は、回路遮断器９及び第１のバスＮ１を通じてネットワーク１に接続される。したがって、低電圧ネットワーク１は、回路遮断器９によってグリッドの主要部分から切り離すことができる。
【００４１】
電力ネットワークの分野では、電力系統（図示の例ではネットワーク１）の一部がメイングリッドから一時的に切り離されたにも関わらず独自の分散型発電資源（図示の例ではＧ１、Ｇ２、Ｇ３及び１５）によって電圧を得続けている状態が「アイランド稼働(islanding operation)」として知られている。アイランド化は、偶然に又は意図的に行われることがある。中心グリッドが信頼性問題を生じやすい場合には、意図的なアイランド稼働を望むことができる。この場合、相互接続部は、グリッドの特定の部分が自動的に動作を継続できるとともに、メイングリッドの停電中にその地域の顧客に中断なくサービスを提供するように設計される。通常、アイランドモードとグリッド接続モードとの間の遷移時には、保護装置を自動再構成しなければならない。
【００４２】
再び図１を参照すると、低電圧電力ネットワーク１がグリッド接続モードで稼働している時には、中電圧ネットワーク３によって変電所変換器５に供給される電圧のあらゆる変化がネットワーク１内の全ての測定ノードにおける電圧に常に影響を与えると理解することができる。中電圧ネットワーク３によって供給される電圧が安定している限りは、この電圧を基準と見なすことができる。しかしながら、中電圧ネットワークの電圧レベルが変化することもあると理解されたい。さらに、これらの変化の原因の大部分は、接続先の低電圧ネットワーク内の事象とは全く無関係である。
【００４３】
以下の説明では、変電所変換器が理想的変換器である場合に出力する、ゼロインピーダンスを有する電圧のレベルを、変換器の「スラック電圧」と呼ぶ。変換器のスラック電圧は、中電圧ネットワーク３によって変電所変換器に供給される電圧に「固定」され、或いは換言すれば、理想的変換器の場合には、入力電圧に対する出力電圧の比率が一定であると理解されたい。再び図１を参照すると、スラック電圧は直接計算することができると理解されるであろう。実際に、第１の測定ノードＭ１は、変電所変換器５をネットワーク１のバスＮ１に接続する。要するに、ノードＭ１の計測ユニットによって測定される電圧は、変電所変換器からの出力電圧である。さらに、測定される電流及び位相差も、変換器の出力における電流及び位相差である。変換器のインピーダンス（Ｚｃｃ）が分かれば、出力電圧、出力電流、及びこれらの間の位相差に基づいて容易にスラック電圧(slack voltage)を計算することができる。
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この場合、複素数に対応する変数及び因数は、バーを用いて示している
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【００４４】
図４Ａのフローチャートと図２のフローチャートとを比較すると、図４Ａのフローチャートは、ボックス「０１PRIOR」及びボックス「０１ａ」として示す２つの追加のボックスを含むことが分かる。上述したように、これらのボックスが表す方法ステップは、上位グリッドに由来する電圧変動をフィルタ除去するものである。ボックス「０１PRIOR」は、モニタリングインフラ又はシステムによって行われる、方法パラメータをロードするタスクを表す。現在説明している実装によれば、方法パラメータは、測定スケジュール、変換器の出力にどの計測ユニットが位置するかについての情報、及び変換器のインピーダンスＺｃｃの値についての情報を含む。ボックス「０１ａ」は、スラック電圧を計算するタスクを表す。このタスクは、処理ユニットによって、又は変換器の出力に位置する計測ユニット（図１のノードＭ１）によって直接行われる。スラック電圧は繰り返し計算され、好ましくは第１のノードＭ１の計測ユニットが電圧、電流及び位相差を測定する度に計算される。第１の計測ユニットによって各連続する測定から取得された一連のデータにはタイムスタンプが付けられるので、スラック電圧の異なる計算値は、これらの値の計算元であるそれぞれの一連のデータに関連するタイムスタンプを「引き継ぐ」ことができる。その後、このスラック電圧のタイムスタンプ値を、全ての測定ノードにおいて同時に測定された電圧から減算する。この後続の計算は、処理ユニット、又は各測定ノードにおける計測ユニットのいずれかが行うことができる。
【００４５】
図４Ｂは、図４Ａに示す実装の好ましい形態を示すフローチャートである。図４Ｂに示す本発明の方法を実装する特定の方法は、アイランドモードでの稼働とグリッド接続モードでの稼働との間で遷移できる電力ネットワークと併用されるように設計される。再び図１の電力ネットワークを参照すると、図示の例によれば、現在ネットワーク１がいずれのモードで稼働しているかを決定するのは回路遮断器９の状態であることが分かる。図４Ａに関連して行った説明と同様に、モニタリングインフラは、ボックス「０１PRIOR」によって示すステップ中にいくつかの方法パラメータをロードする。上述したように、これらの方法パラメータは、測定スケジュール、変換器の出力にどの計測ユニットが位置するかについての情報、及び変換器のインピーダンスの値についての情報を含む。さらに、図４Ｂの実装によれば、方法パラメータは、回路遮断器９の「開」状態又は「閉」状態、及びディーゼル発電機のインピーダンスＸｄの値を含む。図示の例によれば、電力ネットワークがグリッド接続モードで稼働している時には、ボックス「０１ａ」によって表す、変換器のスラック電圧を計算する行為及び減算する行為を含むタスクが常に実行される。この例の方法は、グリッドがアイランド型モードで稼働している逆の状況では、ボックス「０１ａ」のタスクを実行せずに別のタスク（ボックス「０１ｂ」）を実行する。ボックス「０１ｂ」が表すタスクは、発電機のスラック電圧を計算し、全ての測定ノードにおいて同時に測定された電圧から減算することを含む。上述したように、モニタリングインフラは、回路遮断器９の状態にアクセスすることができる。この例では、他の方法パラメータと共に「開」状態又は「閉」状態がシステムにロードされる。しかしながら、回路遮断器の現在の状態はいつでもオンラインで読み取ることもできると理解されたい。
【００４６】
図４Ｃは、図２のフローチャートによって示す実装の別の特定の変形例を示すフローチャートである。この特定の変形例は、図４Ａに示す変形例と共通するロットを有する。とりわけ、この特定の変形例は、スラック電圧の変動に起因する電圧変動の成分のフィルタ除去を可能にするステップも含む。図４Ｃのフローチャートと図４Ａのフローチャートとを比較すると、一方では図４Ｃが追加のボックス「０２ｂ」を含み、他方では図４Ａのボックス「０１ａ」が図４Ｃに存在しないことが分かる。
【００４７】
図４Ａに関して上述した内容と同様に、ボックス「０２ｂ」はスラック電圧を計算するタスクを表す。このタスクは、処理ユニットが行うことも、或いは変換器の出力（図１のノードＭ１）に位置する計測ユニットが直接行うこともできる。スラック電圧の連続する計算値は、スラック電圧の変動を計算するために使用される。スラック電圧の変動は、スラック電圧の各値から同じ変数の前の値を単純に減算することによって計算される。その後、計算されたスラック電圧の変動を、全ての測定ノードにおいて同時に測定された電圧の変動から減算する。この後続の計算は、処理ユニット、又は各測定ノードの計測ユニットのいずれかが行うことができる。
【００４８】
図５は、図２のフローチャートによって示す実装の別の特定の変形例を示すフローチャートである。図５の変形例の顕著な特徴は、感度係数行列を統計的に推定するステップの前に、取得されたデータの品質を試験する２つの追加のステップを含む点である。
【００４９】
図示の例によれば、各測定ノードｉ（ｉ∈｛１，．．．，Ｎ｝）における有効電力
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の変動量が十分に大きい場合には、一連の測定値が電圧感度係数の統計的推定に適すると考えられる。この条件は、測定値を用いて電圧感度係数を正しく推定できることを保証する。説明する実装によれば、有効電力及び無効電力の変動量は、予め定めた時間ウィンドウに由来するタイムスタンプｔ｛ｔ1，．．．，ｔm｝のタイムスタンプ付き有効電力値
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の標準偏差を計算することによって評価される。例えば、
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の標準偏差が所定の閾値よりも大きい場合には、測定値を適切と見なすことができる。所定の閾値は、例えば対応する平均の絶対値の１０％に等しくなるように、好ましくは対応する平均の絶対値の２０％に等しくなるように選択することができる。
【００５０】
図５のフローチャートと図２のフローチャートとを比較すると、図５のフローチャートは、ボックス「０１ｃ」として参照する第１の追加のボックスを含むことが分かる。ボックス「０１ｃ」は、各測定ノードの有効電力及び無効電力の標準偏差を計算するタスクを表す。全ての測定ノードの測定値が適切として識別された場合、感度係数行列を統計的に推定するステップ（ボックス「０３」）が実行される。測定値が推定に適していない場合には、新たな時間ウィンドウ中に差し替えデータセットが取得される。
【００５１】
例示的な実装を用いて本発明の方法を図示し詳細に説明したが、本発明は、開示した実施例及び様々な変更によって限定されるものではなく、及び／又は当業者であれば、添付の特許請求の範囲に定められる本発明の範囲から逸脱することなく、開示した実施例及び様々な変更から改善を導き出すことができる。
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４Ａ】
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【図４Ｂ】
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【図４Ｃ】
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【図５】
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【国際調査報告】
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