(57)【要約】【課題】精度良く電気使用量に関する情報を検出することが可能な配電網モニタリングシステムを提供すること。【解決手段】配電網モニタリングシステム１０は、ＬＴＬＳ７と、受信部５３ａと、補正部５６とを、有する。ＬＴＬＳ７は、検出・給電部７１と、送信部７６と、カウンタ部７５ｅと、を有する。検出・給電部７１は、配電網１００に設けられた電力線の複数の所定位置に設置され、各々の所定位置において電力線を流れる電流を利用して電力線の電気的測定を行う。送信部７６は、検出・給電部７１による測定結果を送信する。カウンタ部７５ｅは、送信部７６による送信回数をカウントする。受信部５３ａは、送信された測定結果およびカウンタ値を受信する。補正部５６は、受信部５３ａによって測定結果が受信されなかったタイミングが存在する場合、カウンタ値に基づいて測定結果について補正を行う。【選択図】図４
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
配電網に設けられた電力線の複数の所定位置に設置され、各々の前記所定位置において前記電力線を流れる電流を利用して前記電力線の電気的測定を行う測定部と、前記測定部による測定結果を送信する送信部と、前記送信部による送信回数をカウントするカウンタ部と、を有し、前記送信部は、前記測定結果とともにカウンタ値を送信する、測定器と、
送信された前記測定結果および前記カウンタ値を受信する受信部と、
前記受信部によって前記測定結果が受信されなかった未受信のタイミングが存在する場合、前記カウンタ値に基づいて前記測定結果について補正を行う補正部と、
を備えた配電網モニタリングシステム。
【請求項２】
前記測定器は、前記測定部で測定された電流の積算値を演算する演算部を有し、
前記測定結果は、前記積算値と、前記積算値に対応する観測時間に関する情報とを含み、
前記補正部は、前記観測時間について補正を行う、
請求項１に記載の配電網モニタリングシステム。
【請求項３】
前記補正部は、
前記受信部によって前記測定結果が受信されなかった未受信のタイミングが存在する場合に、前記カウンタ値に基づいて、前記観測時間について補正を行うか否かを判定する判定部と、
前記補正を行う場合、前記観測時間から前記測定結果が受信されなかった未受信時間を差し引く補正を行う演算部と、を有する、
請求項２に記載の配電網モニタリングシステム。
【請求項４】
前記カウンタ部は、前記送信部が動作できない場合に、前記カウンタ値をリセットし、
前記判定部は、
前記カウンタ値が受信されなかった１回または複数回の未受信のタイミングの後に送信された前記カウンタ値が、前記未受信のタイミングの前に送信された前記カウンタ値から前記未受信のタイミングの回数分を含んで変化していない場合は、前記補正を行う判定をする、
請求項３に記載の配電網モニタリングシステム。
【請求項５】
前記カウンタ部は、前記送信部が動作できない場合に、前記カウンタ値をリセットし、
前記判定部は、
前記カウンタ値が受信されなかった１回または複数回の未受信のタイミングの後に送信された前記カウンタ値が、前記未受信のタイミングの前に送信された前記カウンタ値から前記未受信のタイミングの回数分を含んで変化している場合は、前記補正を行わない判定をする、
請求項３に記載の配電網モニタリングシステム。
【請求項６】
前記受信部で受信された前記カウンタ値と前記測定結果を記憶する記憶部を更に備え、
前記記憶部には、前記カウンタ値を受信する予定のタイミングにおいて前記受信部によって前記カウンタ値が受信されなかった場合、受信されなかったことを示す所定情報が記憶され、
前記演算部は、前記所定情報の数に基づいて、前記未受信の時間を算出する、
請求項３に記載の配電網モニタリングシステム。
【請求項７】
前記記憶部は、前記補正を行った場合には、前記積算値と、前記補正後の前記観測時間とを対応付けて記憶する、
請求項６に記載の配電網モニタリングシステム。
【請求項８】
前記測定器は、前記電力線を流れる電流を用いて前記測定部および前記送信部に給電を行う給電部を更に有し、
前記電力線を流れる電流が所定値以下の場合、前記給電部から前記測定部および前記送信部に給電が行われない、
請求項１〜７のいずれか１項に記載の配電網モニタリングシステム。
【請求項９】
複数の前記測定器から前記測定結果および前記カウンタ値を受信し、前記受信部に送信する中継器を更に備えた、
請求項１〜８のいずれか１項に記載の配電網モニタリングシステム。
【請求項１０】
前記送信部は、前記測定結果および前記カウンタ値とともに前記測定器に固有の識別情報を送信し、
前記記憶部は、複数の前記測定器について前記識別情報と設置場所を対応付けて記憶し、
各々の前記測定器の前記積算値および前記補正後の前記観測時間と、各々の前記測定器の前記識別情報と、前記設置場所とに基づいて、所定区間の全体における前記積算値と、前記積算値に対応する観測時間を算出する区間演算部を更に備えた、
請求項７に記載の配電網モニタリングシステム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、配電網の異常を検出する配電網モニタリングシステムに関する。
【背景技術】
【０００２】
近年、配電系統に連係する電力需要家に通信機能つきの検針装置が設置され、検針装置から検針情報を受信して配電設備を管理するシステムが提案されている（例えば、特許文献１参照。）。
このような配電設備管理システムでは、上記検針装置と、トランスハウスの横に設けられたＤＴメータ部によって電力線の計測が行われていた。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００３】
【特許文献１】特開２０１４−３６４８２号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
しかしながら、電力の発電計画を立てるためには、正確な電気の使用量が必要となるが、配電網上では計測ができないため、正確な電気の使用量を求めることが困難であった。
本発明の課題は、精度良く電気使用量に関する情報を検出することが可能な配電網モニタリングシステムを提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【０００５】
第１の発明にかかる配電網モニタリングシステムは、測定器と、受信部と、補正部とを、有する。測定器は、測定部と、送信部と、カウンタ部と、を有する。測定部は、配電網に設けられた電力線の複数の所定位置に設置され、各々の所定位置において電力線を流れる電流を利用して電力線の電気的測定を行う。送信部は、測定部による測定結果を送信する。カウンタ部は、送信部による送信回数をカウントする。受信部は、送信されたカウンタ値を受信する。補正部は、受信部によって測定結果が受信されなかった未受信のタイミングが存在する場合、カウンタ値に基づいて測定結果について補正を行う。
【０００６】
このようにカウンタ値を利用することによって、所定のタイミングにおいて測定結果を受信部が受信できない場合に、補正を行うか否かを判定することができる。
例えば、測定器から測定結果とともにカウンタ値を送信するため、測定結果を受信できなかった未受信のタイミングの前のカウンタ値と、測定結果を受信できなかったタイミングの後のカウンタ値の比較が行われる。そして、未受信のタイミングの前のカウンタ値から後のカウンタ値まで測定結果が受信できなかった回数分を含めて、測定回数カウンタ値が変化している場合には、測定器において測定はできており、受信が出来なかっただけであるため、測定結果は正確であると判定することができる。また、未受信のタイミングの前のカウンタ値から後のカウンタ値まで測定結果が受信できなかった回数分を含めて、測定回数カウンタ値が繰り上がっていない場合には、測定器が送信を行えていないため、測定器による測定結果が正確でないと判定し、測定結果に対して補正が行われる。
【０００７】
このように、カウンタ値に基づいて測定結果に対して補正を行うことができるため、電気使用量に関する情報の検出精度を向上することができる。
なお、カウンタ値は、送信回数がわかればよいだけであるため、１つずつ繰り上がるだけに限らなくてもよく、例えば、２または３ずつ繰り上がっても良いし、繰り下がってもよく、要するに測定回数がわかる変化があればよい。
【０００８】
第２の発明にかかる配電網モニタリングシステムは、第１の発明にかかる配電網モニタリングシステムであって、測定器は、演算部を有する。演算部は、測定部で測定された電流の積算値を演算する。測定結果は、積算値と、積算値に対応する観測時間に関する時間情報とを含む。補正部は、観測時間について補正を行う。
このように測定器から積算値を得ることができ、測定器によって計測された積算値の観測時間の精度を向上することができる。
【０００９】
第３の発明にかかる配電網モニタリングシステムは、第２の発明にかかる配電網モニタリングシステムであって、補正部は、判定部と、演算部とを有する。判定部は、受信部によって測定結果が受信されなかった未受信のタイミングが存在する場合に、カウンタ値に基づいて、観測時間について補正を行うか否かを判定する。演算部は、補正を行う場合、観測時間から測定結果が受信されなかった未受信時間を差し引く補正を行う。
【００１０】
これにより、受信した時間情報から得られる観測時間から、測定器によって測定が行われていない時間を差し引くことができるため、精度よく観測時間を算出することができる。
第４の発明にかかる配電網モニタリングシステムは、第３の発明にかかる配電網モニタリングシステムであって、カウンタ部は、送信部が動作できない場合に、カウンタ値をリセットする。判定部は、カウンタ値が受信されなかった１回または複数回の未受信のタイミングの後に送信されたカウンタ値が、未受信のタイミングの前に送信されたカウンタ値から未受信のタイミングの回数分を含んで変化していない場合は、補正を行う判定をする。
【００１１】
このように、未受信のタイミングの前のカウンタ値から後のカウンタ値まで未受信のタイミングの回数分を含んで、カウンタ値が例えば繰り上がっていない場合には、測定器による送信が行われていないため、測定器における測定ができていないと判定することができる。そのため、補正を行うことによって精度良く観測時間を算出することができる。
第５の発明にかかる配電網モニタリングシステムは、第３の発明にかかる配電網モニタリングシステムであって、カウンタ部は、送信部が動作できない場合に、カウンタ値をリセットする。判定部は、カウンタ値が受信されなかった１回または複数回の未受信のタイミングの後に送信されたカウンタ値が、未受信のタイミングの前に送信されたカウンタ値から未受信のタイミングの回数分を含んで変化している場合は、補正を行わない判定をする。
【００１２】
このように、未受信のタイミングの前のカウンタ値から後のカウンタ値まで未受信のタイミングの回数分を含んで、カウンタ値が例えば繰り上がっている場合には、測定器による測定は行われ、送信も行われているが、受信することができていないと判定することができる。そのため、補正を行う必要なく正確な観測時間を求めることができる。
第６の発明にかかる配電網モニタリングシステムは、第３の発明にかかる配電網モニタリングシステムであって、記憶部を更に備える。記憶部は、受信部で受信されたカウンタ値と測定結果を記憶する。記憶部には、カウンタ値を受信する予定のタイミングにおいて受信部によってカウンタ値が受信されなかった場合、受信されなかったことを示す所定情報が記憶される。演算部は、所定情報の数に基づいて、未受信の時間を算出する。
【００１３】
このように、カウンタ値を受信できなかったことを示す所定情報を記憶部に記憶することにより、所定情報の数に基づいて測定器が測定できなかった時間を算出することができ、精度良く観測時間を求めることができる。
なお、所定情報としては、数値や記号等であってもよく、特に限定されるものではないが、例えばゼロを挙げることができる。
【００１４】
第７の発明にかかる配電網モニタリングシステムは、第６の発明にかかる配電網モニタリングシステムであって、記憶部は、補正を行った場合には、積算値と、補正後の観測時間とを対応付けて記憶する。
これにより、例えば、複数の測定器から受信した測定結果から正確な観測時間を算出し、配電網における積算値および観測時間を精度良く求めることができる。
【００１５】
第８の発明にかかる配電網モニタリングシステムは、第１〜７のいずれかの発明にかかる配電網モニタリングシステムであって、測定器は、給電部を更に有する。給電部は、電力線を流れる電流を用いて測定部および送信部に給電を行う。電力線を流れる電流が所定値以下の場合、給電部から測定部および送信部に給電が行われない。
これにより、断線が発生した場合には、送信部からカウンタ値を送信することができなくなる。
【００１６】
なお、所定値とは、例えば２Ａに設定することができる。
第９の発明にかかる配電網モニタリングシステムは、第１〜８のいずれかの発明にかかる配電網モニタリングシステムであって、中継器を更に備える。中継器は、複数の測定器から測定結果およびカウンタ値を受信し、受信部に送信する。
【００１７】
これにより、受信部は、中継器を介して複数の測定器からの測定結果およびカウンタ値などを受信することができ、複数の箇所における電力線の積算値および観測時間を精度良く求めることができる。
第１０の発明にかかる配電網モニタリングシステムは、第７の発明にかかる配電網モニタリングシステムであって、送信部は、測定結果およびカウンタ値とともに測定器に固有の識別情報を送信する。記憶部は、複数の測定器について識別情報と設置場所を対応付けて記憶する。配電網モニタリングシステムは、区間演算部を更に備える。区間演算部は、各々の測定器の積算値および補正後の観測時間と、各々の測定器の識別情報と、設置場所とに基づいて、所定区間の全体における積算値と、積算値に対応する観測時間を算出する。
【００１８】
このように、測定器が設置されている設置場所を記憶しているため、配電網全体において精度良く積算値および観測時間を求めることができる。
【発明の効果】
【００１９】
本発明によれば、精度良く電気使用量に関する情報を検出することが可能な配電網モニタリングシステムを提供することができる。
【図面の簡単な説明】
【００２０】
【図１】本発明にかかる実施の形態における配電網モニタリングシステムの構成を示すブロック図。
【図２】図１のデータ収集中継器およびＬＴＬＳの配電網における設置場所を示す図。
【図３】図１のデータ収集中継器およびＬＴＬＳの構成を示すブロック図である。
【図４】図１の電力管理センタの構成を示すブロック図。
【図５】図１の配電網モニタリングシステムのＬＴＬＳの動作を示すフロー図。
【図６】図１の電力管理センタの管理ＤＢに保存されている設定情報を示す図。
【図７】図１の電力管理センタの管理ＤＢに保存されている格納テーブルを示す図。
【図８】図１の電力管理センタの管理ＤＢに保存されている位置情報テーブルを示す図。
【図９】図１のＬＴＬＳの動作を示すフロー図。
【図１０】図１のデータ収集中継器の動作を示すフロー図。
【図１１】図１の電力管理装置の動作を示すフロー図。
【図１２】図１１の補正判定処理のフローを示す図。
【図１３】図１２の処理において紹介された履歴データの一例を示す図。
【図１４】図１２の処理において作成されたテーブルの一例を示す図。
【図１５】図１２の処理において紹介された履歴データの一例を示す図。
【図１６】図１２の処理において作成されたテーブルの一例を示す図。
【図１７】電力線に異常が発生した場合の各装置の状態の一例を示す図。
【図１８】（ａ）、（ｂ）図１の電力管理装置における観測時間算出処理を説明するための図。
【図１９】（ａ）、（ｂ）図１の電力管理装置における観測時間算出処理を説明するための図。
【図２０】図１の電力管理装置における観測時間算出処理を説明するための図。
【図２１】図１の電力管理装置における観測時間算出処理を示すフロー図。
【図２２】図２１の処理におけるユーザ設定項目を示す図。
【図２３】図２１の処理において照会されたデータを示す図。
【図２４】図２１の処理において算出された結果データを示す図。
【図２５】図１の電力管理装置の動作における複合処理のフローを示す図。
【図２６】図２５の処理における対象区間の一例としての配電網を示す図である。
【図２７】本発明にかかる実施の形態の変形例における電力管理装置の動作を示すフロー図。
【図２８】図２７の補正判定処理のフローを示す図。
【図２９】図２８の処理におけるユーザ設定項目を示す図。
【図３０】図２８の処理における異常判定テーブルを示す図。
【発明を実施するための形態】
【００２１】
以下に、本発明の実施の形態に係る配電網モニタリングシステムについて図面に基づいて説明する。
＜構成＞
（配電網モニタリングシステム１０の概要）
図１は、本発明に係る実施の形態における配電網モニタリングシステム１０の構成を示すブロック図である。
【００２２】
本発明に係る実施の形態における配電網モニタリングシステム１０は、図２に示す配電網１００に設けられている。配電網モニタリングシステム１０は、配電網１００を構成する配電線の所定の位置に設置された複数のＬＴＬＳ（Low Tension Line Sensor）（測定器の一例）を用いて配電網システムの監視を行い、電流量と、その電流量に対応する観測時間を求める。
本実施の形態の配電網モニタリングシステム１０は、図１に示すように、電力管理センタ５と、複数のデータ収集中継器６（中継器の一例）と、複数のＬＴＬＳ７とを有する。
【００２３】
電力管理センタ５は、各エリアにおける電力の管理を行い、エリア内の配電網１００（図２参照）において使用した電流量と、使用した電流量に対応する観測時間を算出する。
データ収集中継器６は、図１に示すように、エリアごとに１つ以上設置されており、複数のＬＴＬＳ７からデータを収集する。
ＬＴＬＳ７は、電源（電池）レスタイプの測定器であり、ＣＴ給電方式を用いた電流センサの一種である。ＬＴＬＳ７は、電力線を流れる電流によって動作し、電力線の電気的測定を行う。ＬＴＬＳ７は、電力線を流れる電気的なエリアごとに複数設置されており、電力線を流れる電流の測定を行う。そして、ＬＴＬＳ７によって測定された電力線の電流値に関するデータは、データ収集中継器６を経由して電力管理センタ５に送られる。電力管理センタ５では、詳しくは後述するが、その電流値の測定結果を示すデータと、その電流量に対応する観測時間を算出する。
【００２４】
ここで、図１に示すエリアとは、例えば、所定の変電所から送信されている区域若しくは、市や町などの市町村の区域を示す。
エリアＡ−１・・・Ａ−ｎには、エリア毎に１つずつデータ収集中継器６が設けられており、１つのエリアに設置されている複数のＬＴＬＳ７のデータを１つのデータ収集中継器６が収集している。
【００２５】
エリアＢ−１には、複数のデータ収集中継器６が設けられており、１つのエリアに設置されている複数のＬＴＬＳ７のデータを複数のデータ収集中継器６が収集している。エリアＢ−１のような場合、複数のＬＴＬＳ７はグループに分けられており、各々のデータ収集中継器６は、グループに所属する複数のＬＴＬＳ７のデータを収集する。
データ収集中継器６は、エリアに１つだけ設けられていてもよいし、複数設けられていてもよい。
【００２６】
（データ収集中継器６およびＬＴＬＳ７の設置）
図２は、配電網１００におけるデータ収集中継器６およびＬＴＬＳ７の設置場所を示す図である。図２では、送電方向上流側の電柱１０１と下流側の電柱１０２が示されており、電柱１０１と電柱１０２の間にＲＴＳの３相を構成する３本の幹線として配電線１０３、１０４、１０５が掛け渡されている。電柱１０１から電柱１０２の方向に電気が流れる。配電線１０３がＲ相の配電線である、配電線１０４がＳ相の配電線であり、配電線１０５がＴ相の配電線である。
【００２７】
また、配電線１０５からはサービスライン（支線）として配電線１０６が分岐し、配電線１０６から、ハウスラインとして２つの配電線１０７が分岐して家屋１０８内の電気設備に繋がっている。
データ収集中継器６は、電柱１０１および電柱１０２の各々に設置されている。場所による区別を行うために、電柱１０１に設置されているデータ収集中継器６を６ａとし、電柱１０２に設置されているデータ収集中継器６を６ｂとする。
【００２８】
ＬＴＬＳ７は、クランプ型であり、配電線（電力線の一例）に着脱可能に設置される。ＬＴＬＳ７は、配電線１０３、１０４、１０５の各々の配電線において電柱１０１の近傍と電柱１０２の近傍に設置されている。更に、図２では、ＬＴＬＳ７は、配電線１０６に設置されている。
ここで、場所によって区別するためＬＴＬＳ７の符号にａ〜ｆを付与する。配電線１０３の電柱１０１近傍に設置されているＬＴＬＳ７を７ａとし、配電線１０４の電柱１０１近傍に設置されているＬＴＬＳを７ｂとし、配電線１０５の電柱１０１近傍に設置されているＬＴＬＳ７を７ｃとする。配電線１０３の電柱１０２近傍に設置されているＬＴＬＳ７を７ｄとし、配電線１０４の電柱１０２近傍に設置されているＬＴＬＳ７を７ｅとし、配電線１０５の電柱１０２近傍に設置されているＬＴＬＳ７を７ｆとする。また、配電線１０６に設置されておるＬＴＬＳ７を７ｇとする。
【００２９】
図２では、ＬＴＬＳ７ａ、７ｂ、７ｃ、７ｇのデータは、データ収集中継器６ａに送信され、ＬＴＬＳ７ｄ、７ｅ、７ｆのデータは、データ収集中継器６ｂに送信される。ＬＴＬＳ７とデータ収集中継器６との間の通信は、後述するように無線によって行われる。
（ＬＴＬＳ７）
図３は、エリアＡ―ｎにおけるデータ収集中継器６およびＬＴＬＳ７の構成を示すブロック図である。
【００３０】
ＬＴＬＳ７は、図２に示すように、クリップ式の取付構造を有しており、配電線１０３，１０４，１０５，１０６等に着脱自在に取り付けられる。
ＬＴＬＳ７は、図３に示すように、検出・給電部７１と、計測部７２と、充電部７３と、切替部７４と、制御部７５と、送信部７６とを有している。
検出・給電部７１は、電力線に電流が流れた際に発生する磁束を検出して、電力線に流れる電流値を所定時間（例えば１０秒）ごとに計測する。また、検出・給電部７１は、磁束を電気エネルギーに変換して、変換した電気エネルギーを計測部７２、制御部７５、および送信部７６に給電する。なお、検出・給電部７１は、電気エネルギーを、計測部７２、制御部７５、および送信部７６へ給電する場合と、充電部７３に蓄電させる場合とを、切替部７４によって切り替えられる。
【００３１】
計測部７２は、検出・給電部７１からの給電により動作し、検出・給電部７１から送られた電気エネルギーを計測する。また、計測部７２には、演算部（図示せず）が設けられており、検出した電流の波形から、電流の実効値を演算する。
充電部７３は、検出・給電部７１から送られて来る電気エネルギーを、一時的に蓄えるキャパシタ等であって、検出・給電部７１からの給電が停止した際に、計測部７２および送信部７６に対して給電する。
【００３２】
切替部７４は、検出・給電部７１から送られる電気エネルギーの送り先を、計測部７２と充電部７３とで切り替えるように、制御部７５によって制御される。これにより、検出・給電部７１において生じた電気エネルギーを、計測部７２および充電部７３のいずれか一方に供給するように切り替えることができる。
制御部７５は、ＬＴＬＳ７に含まれる各部の制御を行うとともに、切替部７４を制御して、検出・給電部７１において変換された電気エネルギーの供給先を切り替える。そして、制御部７５は、所定時間（例えば５分）経過ごとに、計測部７２において計測された電流実効値のデータを積算した積算値をデータ収集中継器６の受信部６１ａに送信するように、送信部７６を制御する。
【００３３】
制御部７５は、タイマ部７５ａと、演算処理部７５ｂと、記憶保持部７５ｃとを有している。タイマ部７５ａは、計測部７２による計測のタイミングと、送信部７６によるデータの通信間隔のタイミングをとる。計測部７２は、例えば１０秒間隔で電流値の計測を行い、送信部７６は例えば５分間隔でデータの送信を行う。演算処理部７５ｂは、積算値演算部７５ｄと、カウンタ部７５ｅと、を有している。積算値演算部７５ｄは、計測部７２による計測値から積算値を演算する。カウンタ部７５ｅは、送信部７６によるデータの送信回数をカウントする。記憶保持部７５ｃは、積算値演算部７５ｄによる積算値およびカウンタ部７５ｅによる通信回数カウンタの値を格納して記憶する。
【００３４】
送信部７６は、積算値（測定結果の一例）および通信回数カウンタの値に、ＬＴＬＳ７に固有のＩＤ（Identification）（識別情報の一例）および時刻情報を加えて測定データとして例えば５分間隔でデータ収集中継器６に送信する。この測定データは、データ収集中継器６を介して電力管理装置５１に送信される。なお、時刻情報、積算値、送信回数カウンタ値およびＩＤは、互いに関連付けられて送信される。
【００３５】
（データ収集中継器６）
図３に示すように、データ収集中継器６は、通信部６１と、管理ＤＢ（Data base）６２と、通信部６３と、を有する。
通信部６１は、複数のＬＴＬＳ７と通信を行う。通信部６１は、受信部６１ａを有し、複数のＬＴＬＳ７から無線によって送信されてくる測定データ（センサＩＤ、カウンタ値、および積算値）の受信を行う。
【００３６】
管理ＤＢ６２は、電力管理装置５１から送信される設定情報９１を記憶して管理する。図５は、設定情報９１を示す図である。
設定情報９１には、データ収集中継器６の中継器管理コード（A01_01）および時刻情報が記録されている。設定情報９１は、電力管理装置５１から受信した設定情報を記憶して更新される。
【００３７】
通信部６３は、電力管理装置５１と通信を行う。通信部６３は、受信部６３ａおよび送信部６３ｂを有する。受信部６３ａは、電力管理センタ５の電力管理装置５１からの設定要求を受信する。設定要求は、データ収集中継器６の管理コードの設定を要求する。送信部６３ｂは、ＬＴＬＳ７から受信した測定データ（ＬＴＬＳＩＤ、積算値、カウンタ値、時刻情報）に中継器管理コード（中継器識別情報の一例）を加えて、電力管理センタ５に送信する。
【００３８】
（電力管理センタ５）
電力管理センタ５は、図１に示すように、電力管理装置５１と、表示・入力部５２とを有する。電力管理装置５１は、データ収集中継器６から受信した測定情報を用いて配電網における電流の積算値と、積算値に対応する観測時間を算出する。表示・入力部５２は、ユーザが観測時間の算出の際のデータ確認区間等を入力する。
【００３９】
図４は、電力管理センタ５および保守管理センタ４の構成を示すブロック図である。図４に示すように、電力管理装置５１は、通信部５３と、管理ＤＢ５４（記憶部の一例）と、補正部５６と、区間演算部５７と、タイマ部５８と、カウンタ設定部５９と、を有する。
通信部５３は、データ収集中継器６と通信を行う。通信部５３は、受信部５３ａと、送信部５３ｂとを有する。受信部５３ａは、図１に示すように、複数のデータ収集中継器６の送信部６３ｂから送信されるセンサＩＤ、時刻情報、積算値、通信回数カウンタ値、および中継器管理コードを受信する。送信部５３ｂは、各々のデータ収集中継器６に設定要求を送信する。
【００４０】
管理ＤＢ５４は、設定情報９２と、格納テーブル９３と、位置管理情報テーブル９４と、を記憶する。図６は、設定情報９２を示す図である。図７は、格納テーブル９３を示す図である。図８は、位置管理情報テーブル９４を示す図である。
設定情報９２には、各々のエリアコードに設けられたデータ収集中継器６の中継管理コードと、各々のデータ収集中継器６にデータが収集されるＬＴＬＳ７のＬＴＬＳＩＤが含まれ、更に時刻情報が含まれている。例えば、設定情報９２には、エリアコード（Ａ０１）およびエリアコード（Ａ０２）に対応する中継器管理コード（Ａ０１＿０１，・・・，Ａ０１＿ｎ）および（Ａ０２＿０１，Ａ０２＿０２，・・・、Ａ０２＿ｎ）、ＬＴＬＳＩＤ（００１，００２，・・・，００ｎ）および（００１，００２，・・・，００ｎ）と、時刻情報（２０１８／２／７／１０：００：０８）と、が含まれる。
【００４１】
例えば、エリアコードＡ０１では、中継管理コードＡ０１＿０１のデータ収集中継器６は、ＬＴＬＳＩＤが００１と００２のＬＴＬＳ７からデータを収集する。また、エリアコードＡ０２では、中継管理コードＡ０２＿０１のデータ収集中継器６が、ＬＴＬＳＩＤが００１のＬＴＬＳ７からデータを収集し、中継管理コードＡ０２＿０２のデータ収集中継器６が、ＬＴＬＳＩＤが００２のＬＴＬＳ７からデータを収集する。
【００４２】
格納テーブル９３には、各々のエリアコードに設けられた中継管理コードと、各々の中継管理コードを有するデータ収集中継器６がデータを収集するＬＴＬＳ７のＬＴＬＳＩＤと、各々のＬＴＬＳ７における測定時刻、積算値および通信回数カウンタが含まれている。例えば、格納テーブル９３には、ＬＴＬＳＩＤが００１のＬＴＬＳ７の時刻１１：００から１２：００までの積算値と通信回数カウンタが含まれている。
【００４３】
通信回数カウンタは通信を行うたびに後述するインクリメントされるが、設定情報９２には、０（ゼロ）の値も示されている。通信回数カウンタの０（ゼロ）の値は、電力管理装置５１が、データ収集中継器６から測定データを受信する予定のタイミングにおいて、測定データを受信しなかった場合にカウンタ設定部５９（後述する）によって格納される値である。
【００４４】
また、格納テーブル９３には、フラグＣｄが含まれている。フラグＣｄは、通信回数カウンタの値が０（ゼロ）のうち、断線により測定データを受信できず、ＬＴＬＳ７による電流値の測定が行われていないと判断されたデータに付されている。通信回数カウンタの値が０（ゼロ）のうちフラグＣｄが付されていないデータは、通信異常により測定データを受信できず、ＬＴＬＳ７は動作していると判断されたデータである。このフラグＣｄに基づいて、測定結果についての補正が行われる。
【００４５】
データ収集中継器６からＬＴＬＳ７の測定情報および中継管理コードを受信するたびに、最新の測定情報が格納テーブル９３に順に格納されていく。
位置管理情報テーブル９４には、複数のＬＴＬＳ７の各々の設置場所が位置コードとして記憶され、各々のＬＴＬＳ７からデータを収集するデータ収集中継器６の中継器管理コードも記憶されている。これによって、各々のＬＴＬＳ７の位置を確認することができる。
【００４６】
なお、設定情報９２、格納テーブル９３および位置管理情報テーブル９４は、新たな情報を受信すると更新される。
補正部５６は、管理ＤＢ５４に保存された通信回数カウンタの値に基づいて測定結果に対して補正を行い、積算値の観測時間を算出する。補正部５６は、判定部５６ａと、演算部５６ｂとを有する。
【００４７】
判定部５６ａは、通信回数カウンタの値に基づいて補正を行うか否かを判定する。判定部５６ａは、通信回数カウンタの値が０（ゼロ）のデータに対して、フラグＣｄを付与して観測時間から除外するか、フラグＣｄを付与せず観測時間からの除外を行わないか否かを判定する。すなわち、通信回数カウンタの値が０（ゼロ）のデータについて、ＬＴＬＳ７が動作していたか否かを判定し、ＬＴＬＳ７が動作していなかったと判定した場合には、その測定データにフラグＣｄを付与し、ＬＴＬＳ７が動作していたと判定した場合には、その測定データにフラグＣｄを付与しない。
【００４８】
演算部５６ｂは、判定部５６ａによってフラグＣｄを付与されたデータ分の時間を、受信した測定データに基づく観測時間から差し引いて真の観測時間を算出する。
区間演算部５７は、複数のＬＴＬＳ７の積算値と、真の観測時間と、各々のＬＴＬＳ７の設置場所に関する情報に基づいて、対象区間における観測時間の割合を明示する。
タイマ部５８は、５分毎の受信タイミングでデータ収集中継器６から測定データが送信されているか否かを確認する。
【００４９】
カウンタ設定部５９は、タイマ部５８によって受信予定のタイミングで測定データを受信していないことを検出した場合、その受信タイミングにおける通信回数カウンタを０（ゼロ）に設定して、管理ＤＢ５４に格納する。例えば、図７における時刻１１：３０では、データ収集中継器６を介してＬＴＬＳ７から測定データを受信していないため、通信回数カウンタが０に設定されている。また、このときは積算値データも受信していないため、積算値は、１１：３０の１つ前の受信タイミングである１１：２５の積算値１１０が記憶されている。
【００５０】
＜動作＞
本発明に係る実施の形態における配電網モニタリングシステム１０の動作について以下に説明する。
（ＬＴＬＳ７の動作）
図９は、本実施の形態の配電網モニタリングシステム１０のＬＴＬＳ７の動作を示すフロー図である。
【００５１】
ＬＴＬＳ７が起動し、ステップＳ１１において、所定時間（例えば、１０秒）が経過するまで待機する。この所定時間の間に、充電が行われ、充電部７３に電気エネルギーが貯められる。
次に、所定時間が経過すると、ステップＳ１２において、制御部７５は、電力線を流れている電流が２Ａ以上か否かの判定を行う。ここで、２Ａ以上の場合、ＬＴＬＳ７は動作可能であるが、２Ａより小さい場合、充電を行うことが出来ずＬＴＬＳ７は動作することができない。
【００５２】
ステップＳ１２において２Ａ以上と判定された場合には、ステップＳ１３において検出・給電部７１および計測部７２によって電力線を流れる電流の測定が行われる。
次に、ステップＳ１４において制御部７５のタイマ部７５ａによって５分が経過したか判定される。
ステップＳ１４において５分が経過していないと判定された場合には、制御はステップＳ１１へと戻り、次の測定まで待機する。このように、５分が経過するまでは、所定時間（例えば１０秒）ごとに電力線の電流値の測定が行われる。
【００５３】
ステップＳ１４において５分が経過したと判定されると、ステップＳ１５において、積算値演算部７５ｄによって電流値の積算値が演算される。
次に、ステップＳ１６において、積算値、通信回数カウンタ、およびＬＴＬＳＩＤがデータ収集中継器６に送信される。
次に、ステップＳ１７において、カウンタ部７５ｅが、通信回数カウンタをインクリメントする。例えば、ステップＳ１３において１回目の送信を行う際には、通信回数カウンタの値は１として送信され、送信後、通信回数カウンタの値は２にインクリメントされる。
【００５４】
ステップＳ１７の後、制御はステップＳ１１へと戻り、ＬＴＬＳ７は測定待機状態となる。これにより、ＬＴＬＳ７は、１０秒ごとに電力線の電流を測定して５分毎に積算値、カウンタ値およびＬＴＬＳＩＤをデータ収集中継器６に送信する。
また、ステップＳ１２において、電力線を流れる電流が２Ａよりも小さい場合、制御はステップＳ１８へと進み、ＬＴＬＳ７はシャットダウンし、その際に、カウンタ部７５ｅは通信回数カウンタ値をリセットし、通信回数カウンタが１に戻される。この通信回数カウンタによって電力管理装置５１は、ＬＴＬＳ７がシャットダウンしていたか否かを判定することができる。
【００５５】
（データ収集中継器６の動作）
図１０は、本実施の形態の配電網モニタリングシステム１０のデータ収集中継器６の動作を示すフロー図である。
処理が開始すると、ステップＳ２１において、データ収集中継器６は、受信待機状態となる。
【００５６】
次に、ステップＳ２２において、測定データを受信したか否かが判定され、ＬＴＬＳ７から測定データを受信した場合には、ステップＳ２３において、測定データを受信する。すなわち、データ収集中継器６は、データを受信するまで待機状態となっている。
次に、ステップＳ２４において、データ収集中継器６は、管理ＤＢ６２から取り出した中継管理コード（A01_01）を測定データに付加して電力管理装置５１に送信する。
【００５７】
このように、データ収集中継器６は、５分毎に送られてくる測定データを５分毎に電力管理装置５１に送信している。
（電力管理装置５１の動作）
図１１は、本実施の形態の配電網モニタリングシステム１０の電力管理装置５１の動作を示すフロー図である。
【００５８】
処理が開始すると、ステップＳ３１において、電力管理装置５１は、受信待機状態となる。
次に、ステップＳ３２において、測定データを受信したか否かが判定され、受信部５３ａがデータ収集中継器６から測定データを受信した場合には、ステップＳ３３において、測定データを受信し、測定データを管理ＤＢ５４の格納テーブル９３に格納する。
【００５９】
次に、ステップＳ３４において、補正部５６の判定部５６ａが、補正判定処理を行う。補正判定処理は、測定データを受信できなかった際の時間を観測時間に含むか否かを判定する処理である。補正判定処理では、測定データを受信できなかった際にＬＴＬＳ７が動作していたか否かによって上記判定を行う。詳しくは、後段にて詳述する。
ステップＳ３４の処理後、制御はステップＳ３１に戻る。
【００６０】
一方、ステップＳ３２において受信部５３ａがデータを受信していない場合には、ステップＳ３５において、タイマ部５８が、５分経過したか否かを判定する。このステップＳ３２では、測定データを受信する受信タイミングで測定データを受信しているか否かが判定される。
ステップＳ３５において５分経過していない場合は、制御はステップＳ３１に戻り、電力管理装置５１は待機状態となる。
【００６１】
一方、ステップＳ３５において、５分経過している場合には、ステップＳ３６において、カウンタ設定部５９は、受信する予定のタイミングにおいて測定データを受信できなかったとして、通信回数カウンタを０に設定し、管理ＤＢ５４に格納する。ステップＳ３６の処理後、制御はステップＳ３１に戻り、電力管理装置５１は待機状態となる。
判定部５６ａ
（補正判定処理）
次に、ステップＳ３４における補正判定処理について説明する。補正判定処理は、ステップＳ３３において測定データを管理ＤＢ５４に格納したことをトリガーとして開始される。
【００６２】
図１２は、補正判定処理のフローを示す図である。
処理が開始すると、はじめにステップＳ６１において、判定部５６ａは、格納テーブル９３から、同一ＩＤのＬＴＬＳ７の履歴を紹介する。図１３は、紹介された履歴データ２００の一例を示す図である。図１３では、ＬＳＬＴＩＤが００１のＬＳＬＴ７の測定時刻、積算値（データＡｈ）および通信回数カウンタが示されている。図１３では、１１時から１２時までの履歴データ２００が示されている。
【００６３】
次に、ステップＳ６２において、判定部５６ａは、最新受付データを除き、通信回数カウンタが０以外となるまでのデータを抽出し、テーブル２０１を作成する。図１４は、テーブル２０１を示す図である。テーブル２０１では、履歴データ２００のうち、１２時の最新受付データを除いて、通信回数カウンタが０（ゼロ）以外となる１１：４５までのデータが抽出されている。そして、末端データ（１１：４５のデータ）がＩＤｇｏｏｄと設定される。
【００６４】
次に、ステップＳ６３において、判定部５６ａは、抽出したデータ範囲のテーブル２０１において、通信回数カウンタが０（ゼロ）の数をカウントし、Ｃｎとする。
次に、ステップＳ６４において、判定部５６ａは、Ｃｎが０以上であるか否かを判定し、Ｃｎが０以上の場合、すなわち、抽出したデータ範囲のテーブル２０１において、通信回数カウンタが０（ゼロ）の値が存在する場合、制御は、ステップＳ６６に進む。
【００６５】
そして、ステップＳ６５において、判定部５６ａは、最新受付データの通信回数カウンタの値をＩＤｎｅｗとする。図１４に示す例では、最新受付データは、１２：００のデータであるため、１２：００のデータのフラグにＩＤｎｅｗが設定される。
次に、ステップＳ６６において、判定部５６ａは、ＩＤｎｅｗ−（Ｃｎ＋１）＝ＩＤｇｏｏｄであるか否かを判定する。図１４に示す例では、ＩＤｎｅｗの通信回数カウンタは２３であり、Ｃｎ＝２であり、ＩＤｇｏｏｄの通信回数カウンタは２０である。そのため、ＩＤｎｅｗ−（Ｃｎ＋１）＝２３−（２＋１）＝２０となり、ＩＤｇｏｏｄと一致する。そのため、制御は、ステップＳ６７へと進み、判定部５６ａは、ＬＴＬＳ７は正常に動作しているが、通信異常などによって測定データが受信できなかったと判定する。
【００６６】
すなわち、電力管理装置５１が受信していない場合でも、ＬＴＬＳ７が正常に動作している場合には送信が行われ、通信回数カウンタがインクリメントされている。このため、受信できるようになったタイミングの通信回数カウンタが、受信できないタイミングの直前の通信回数カウンタから、受信できなかった回数分インクリメントされている場合には、ＬＴＬＳ７は送信を行っているが、通信障害等により電力管理装置５１が受信できなかったと判定することができる。
【００６７】
一方、ステップＳ６６においてＩＤｎｅｗ−（Ｃｎ＋１）＝ＩＤｇｏｏｄではない場合、制御はステップＳ６８へと進み、判定部５６ａは、電力線の断線等の発生によりＬＴＬＳ７が動作していなかったため、測定データが受信できなかったと判定する。
ＬＴＬＳ７が動作していなかったと判定される場合について他の例のデータを用いて説明する。図１５は、電力線の断線と判定される場合のステップＳ６１で紹介された履歴データ２０２の一例を示す図である。図１５では、１１時から１２時までの履歴データ２０２が示されている。次に、ステップＳ６２において、判定部５６ａは、最新受付データを除き、通信回数カウンタが０以外となるまでのデータを抽出し、図１６に示すテーブル２０３が作成される。テーブル２０３では、履歴データ２０２のうち、１２時の最新受付データを除いて、通信回数カウンタが０（ゼロ）以外となる１１：４５までのデータが抽出されている。そして、末端データ（１１：４５のデータ）の通信回数カウンタがＩＤｇｏｏｄと設定される。
【００６８】
次に、ステップＳ６３において、判定部５６ａは、抽出したデータ範囲のテーブル２０３において、通信回数カウンタが０（ゼロ）の数をカウントし、Ｃｎとする。
次に、ステップＳ６４において、判定部５６ａは、Ｃｎが０以上であるか否かを判定し、Ｃｎが０以上の場合、すなわち、抽出したデータ範囲のテーブル２０３において、通信回数カウンタが０（ゼロ）の値が存在する場合、制御は、ステップＳ６６に進む。
【００６９】
そして、ステップＳ６６において、判定部５６ａは、最新受付データの通信回数カウンタの値をＩＤｎｅｗとする。図１６に示す例では、最新受付データは、１２：００のデータであるため、１２：００のデータのフラグにＩＤｎｅｗが設定される。
次に、ステップＳ６６において、判定部５６ａは、ＩＤｎｅｗ−（Ｃｎ＋１）＝ＩＤｇｏｏｄであるか否かを判定する。図１６に示す例では、ＩＤｎｅｗの通信回数カウンタは１であり、Ｃｎ＝２であり、ＩＤｇｏｏｄの通信回数カウンタは２０である。そのため、ＩＤｎｅｗ−（Ｃｎ＋１）＝１−（２＋１）＝−２となり、ＩＤｇｏｏｄと一致しない。そのため、制御は、ステップＳ６８へと進み、判定部５６ａは、ＬＴＬＳ７が動作していなかったと判定する。
【００７０】
すなわち、ＬＴＬＳ７が動作していなかった場合には、測定回数カウンタ値がリセットされている。そのため受信できるようになったタイミングの通信回数カウンタが、受信できないタイミングの直前の通信回数カウンタから、受信できなかった回数分インクリメントされていない場合には、電力線の断線等によりＬＴＬＳ７が動作していなかったと判定することができる。
【００７１】
次に、ステップＳ７０において、判定部５６ａは、ＬＴＬＳ７が動作していなかったと判定した測定データについてフラグＣｄを付して格納テーブル９３に格納する。
ステップＳ６７、Ｓ７０、Ｓ６９の後、制御は図１１に示すステップＳ３１へ戻り、電力管理装置５１は受信待機状態となる。
次に、通信回数カウンタの値によってＬＴＬＳ７が動作していたか否かを判定する理由について更に詳しく説明する。
【００７２】
図１７は、異常が発生した場合の各装置の状態の一例を示す図である。図１７では、時刻９：００に、ＬＴＬＳ７がその前の５分間で計測した電流の積算値１００Ａｈと測定回数カウンタの値（１）をデータ収集中継器６に送信し、データ収集中継器６が電力管理装置５１に積算値１００Ａｈと測定回数カウンタの値（１）を送信する。電力管理装置５１は、時刻９：００には、積算値１００Ａｈと測定回数カウンタの値（１）を受信し、ＬＴＬＳＩＤおよび中継器管理コードとともに格納テーブル９３に格納する。なお、図１７では、説明を分り易くするために、送受信によるタイムラグがないものとしている。
【００７３】
次の５分間でＬＴＬＳ７は４０Ａｈを計測し、前回の５分間の１００Ａｈと合わせた積算値１４０Ａｈとインクリメントされた測定回数カウンタ値（２）とを、時刻９：０５にデータ収集中継器６を介して電力管理装置５１に送信する。電力管理装置５１は、積算値１４０Ａｈとインクリメントされた測定回数カウンタ値（２）を受信する。
そして、次の受信タイミングである時刻９：１０には、電力管理装置５１はデータ収集中継器６から積算値および測定回数カウンタ値を受信していない。そのため、電力管理装置５１は格納テーブル９３に積算値１４０Ａｈと測定回数カウンタとして０の値を格納する。
【００７４】
次の受信タイミングである時刻９：１５には、電力管理装置５１は、積算値３００Ａｈと測定回数カウンタの値（４）を受信している。
ここで、図１２で説明したステップＳ６６の式に当て嵌めると、ＩＤｎｅｗ＝４（９：１５におけるカウンタ値）、ＩＤｇｏｏｄ＝２（９：０５におけるカウンタ値）、Ｃｎ＝１となるため、ＩＤｎｅｗ−（Ｃｎ＋１）＝４−（１＋１）＝２となり、ＩＤｇｏｏｄと一致する。
【００７５】
すなわち、図１７に示すように、ＬＴＬＳ７は、時刻９：１０において測定回数カウンタ値を正常に（２）から（３）にインクリメントしていることがわかる。このため、時刻９：０５〜９：１５までの間において、ＬＴＬＳ７は正常に電流値を計測し、時刻９：１０においてデータを送信しているものの、電力管理装置５１にデータが届いていないことが確認でき、通信障害等の発生により測定データを受信できなかったことがわかる。
【００７６】
また、時刻９：２０には、電力管理装置５１は、積算値４００Ａｈと測定回数カウンタ値（５）とを受信しているが、時刻９：２５と時刻９：３０には、データを受信せず、時刻９：３５に積算値４５０Ａｈと測定回数カウンタ値（１）を受信している。ここで、図１２で説明したステップＳ６６の式に当て嵌めると、ＩＤｎｅｗ＝１（９：３５におけるカウンタ値）、ＩＤｇｏｏｄ＝５（９：２０におけるカウンタ値）、Ｃｎ＝２となるため、ＩＤｎｅｗ−（Ｃｎ＋１）＝１−（２＋１）＝−２となり、ＩＤｇｏｏｄと一致しない。すなわち、図１７のＬＴＬＳ７の動作に示すように、９：２０から９：３５の間で、通信回数カウンタ値がリセットされていることがわかる。通信カウンタ値のリセットは、電流値が２Ａよりも小さい場合にステップＳ１８におけるシャットダウンで行われるため、断線等の発生によりＬＴＬＳ７が動作していなかったと判定することができる。
【００７７】
以上のように、５分毎の受信タイミングにおいて、積算値および測定回数カウンタ値を受信できない場合、その直前と直後における測定回数カウンタの値からＬＴＬＳ７が動作していたか否かを判定することができる。
（観測時間算出処理）
はじめに、測定データの補正の必要性について説明したのちに、観測時間算出処理における動作について説明する。
【００７８】
図１８（ａ）は、データ確認時間Ｔ０において測定データを受信しなかった未受信のタイミングが存在しなかった場合における積算値と観測時間の関係の一例のグラフを示す図である。図１８（ｂ）は、測定データを受信しなかった未受信のタイミングが存在しなかった場合における積算値と観測時間の対応関係を示す図である。図１８（ａ）および図１８（ｂ）では、電力管理装置５１が受信する測定データにおける積算値と観測時間は対応している。例えば、図１７に示すデータでは、９：００に受信する積算値は、８：５５から９：００までの５分間における電流の積算値であり、９：０５に受信する積算値は、８：５５から９：０５までの１０分間における電流の積算値である。
【００７９】
このように、測定データを受信しなかった未受信タイミングが存在しなかった場合、電力管理装置５１が受信する積算値は、その積算値を受信した時刻情報から求められる観測時間における電流の積算値となっている。
一方、データ確認時間Ｔ０において測定データを受信しなかった未受信のタイミングが存在する場合、上述したように、ＬＴＬＳ７が動作していたか否かが判定される。
【００８０】
図１７の時刻９：１０に示す場合のように、測定データを受信できなかったタイミングを含めて測定回数カウンタがインクリメントされている場合、ＬＴＬＳ７は正常に動作し積算値が計算されているため、９：１５に受信した積算値３００Ａｈは、８：５５〜９：１５までの観測時間２０分間の電流の積算値である。
しかしながら、図１７の時刻９：２５および９：３０に示す場合のように、測定データを受信できなかったタイミングを含めて測定回数カウンタがインクリメントされていない場合、ＬＴＬＳ７は正常に動作せず積算値が計算されていないため、９：３５に受信した積算値４５０Ａｈは、８：５５〜９：３５までの観測時間４０分間の電流の積算値ではない。そのため、積算値４５０Ａｈの観測時間は、４０分間からＬＴＬＳ７が動作していない時間（１０分間）分差し引く必要がある。
【００８１】
すなわち、電流値は積算値で計算しているため、測定できていない区間があったとしても増加するため、図１９（ａ）及び図１９（ｂ）に示すデータ確認時間Ｔ０において、測定できていない区間Ｔ１と、真の値を測定できている区間Ｔ２−１、Ｔ２−２が存在することになる。このように、データ確認時間Ｔ０のなかに、断線などによって測定できていない時間も含まれる場合がある。
【００８２】
このため、図２０に示すように、データ確認時間Ｔ０から測定できていない区間Ｔ１を差し引くことによって、積算値Ａ０´（＝Ａ０）を測定できている区間Ｔ０´（＝Ｔ２−１＋Ｔ２−２）の時間を求めることができ、計測された積算値分の電流を使用した時間（真の観測時間Ｔ０´）を求めることができる。
次に、観測時間算出処理のフローについて説明する。図２１は、観測時間算出処理を示すフロー図である。
【００８３】
はじめに、ステップＳ８１において、ユーザが表示・入力部５２から任意に観測時間を算出するデータ確認区間を設定する。図２２は、ユーザによる設定項目３０１を示す図である。図２２に示すように、データ確認区間Ｔ０として、開始時間と終了時間が入力される。図２２では、開始時間に１１：００が入力され、終了時間に１２：００が入力されている。
【００８４】
次に、ステップＳ８２において、演算部５６ｂは、管理ＤＢ５４の格納テーブル９３のＴ０区間のデータを照会する。図２３は、管理ＤＢ５４の格納テーブル９３から照会されたＴ０区間のデータを示す図である。
次に、ステップＳ８３において、演算部５６ｂは、データ確認区間から削除する削除時間Ｔ１を、Ｃｄ×送信時間＝Ｔ１の式を用いて算出する。図２３に示す例では、Ｃｄ＝３であり、送信時間は５分毎であるため、３×５＝１５（分）が算出される。
【００８５】
次に、ステップＳ８４において、演算部５６ｂは、データ確認区間Ｔ０から削除時間Ｔ１を差し引いて（Ｔ０−Ｔ１を計算）、観測時間Ｔ０´を算出する。
次に、ステップＳ８５において、演算部５６ｂは、算出された観測時間を管理ＤＢ５４に格納する。図２４は、管理ＤＢ５４に格納した結果データ３０３を示す図である。結果データ３０３には、測定したＬＳＬＴ７のＬＳＬＴＩＤと、データ確認区間Ｔ０と、Ｃｄの数と、削除時間Ｔ１と、観測時間Ｔ０´が示されている。
【００８６】
これにより、１１：００か１２：００までのデータ確認区間Ｔ０＝６０分における電流の積算値１４０Ａｈ（１９０−５０）は、観測時間Ｔ０´＝４５分で得られた値であるということが算出できる。
なお、照会データ３０２にフラグＣｄが含まれていない場合には、Ｔ１＝０となり、データ確認区間Ｔ０が、積算値の観測時間Ｔ０´に一致する。
【００８７】
（複合処理）
次に、電力管理装置５１における複合処理について説明する。
図２５は、電力管理装置５１の複合処理のフローを示す図である。
複合処理が開始されると、ステップＳ７１において、区間演算部５７は、対象区間に属する複数のＬＴＬＳ７の各々の結果データ３０３を収集する。なお、対象区間は、表示・入力部５２を用いてユーザによって入力される。
【００８８】
図２６は、対象区間の一例としての配電網１００を示す図である。図２６では、図２で説明した幹線としての複数の配電線１０３と、サービスラインとしての複数の配電線１０６と、ハウスラインとしての複数の配電線１０７と、家屋１０８が示されている。例えば、図２６に示す配電網１００が、１つのエリアとする。配電線１０３に設置されているＬＴＬＳ７は、Ｌｔ１〜Ｌｔ６と示されている。また、配電線１０６に設置されているＬＴＬＳ７は、Ｌｓ１〜Ｌｓ５と示されている。配電線１０７に設置されているＬＴＬＳ７は、Ｌｈ１〜Ｌｈ５と示されている。
【００８９】
例えば、区間演算部５７は、図２６の配電網１００に示されているＬｔ１〜Ｌｔ６、Ｌｓ１〜Ｌｓ５、およびＬｈ１〜Ｌｈ５のデータ確認区間１１：００〜１２：００より得られた結果データ３０３を収集する。
次に、区間演算部５７は、対象区間における観測時間Ｔ０´のデータ確認区間Ｔ０に対する割合を算出する。図２６に示す配電網１００では、Ｒの電流値は、Ｌｔ１の電流値と、Ｌｔ２の電流値と、Ｌｔ３の電流値と、Ｌｔ４の電流値と、Ｌｔ５の電流値と、Ｌｔ６の電流値を足し合わせた値となる。また、Ｌｔ１の電流値は、Ｌｓ１の電流値と、Ｌｓ２の電流値と、Ｌｓ３の電流値と、Ｌｓ４の電流値と、Ｌｓ５の電流値を足し合わせた値となる。また、Ｌｓ５の電流値は、Ｌｈ１の電流値と、Ｌｈ２の電流値と、Ｌｈ３の電流値と、Ｌｈ４の電流値と、Ｌｈ５の電流値を足し合わせた値となる。
【００９０】
これらの関係を用いて、例えばＲ相のトータルのデータ確認区間Ｔ０に対する観測時間Ｔ０´の割合を算出することができる。
次に、区間演算部５７は、対象区間における観測時間Ｔ０´のデータ確認区間Ｔ０に対する割合をＲ相全体の積算値とともに表示・入力部５２に表示させる。なお、Ｒ相と同様に、Ｔ相およびＳ相におけるトータルの割合を算出することができる。
【００９１】
これによって、配電網１００における使用量（積算値）と、その使用量分の電流を使用した時間を精度良く算出することができ、発電計画を精度良く立てることができる。
このため、本実施の形態の配電網モニタリングシステム１０は、スマートメータが設けられたスマートホーム等が立てられたスマートシティ等に対しても有用である。
［他の実施形態］
以上、本発明の一実施形態について説明したが、本発明は上記実施形態に限定されるものではなく、発明の要旨を逸脱しない範囲で種々の変更が可能である。
【００９２】
（Ａ）
上記実施の形態では、通信回数カウンタ値に基づいて補正判定処理が行われているが、これに限らず、管理ＤＢ５４上の通信回数カウンタの値が０（ゼロ）の数にも基づいて補正を行うか否かの判定が行われてもよい。
図２７は、管理ＤＢ５４上の０（ゼロ）の数に基づく補正判定処理のステップＳ３７を追加した管理ＤＢ５４の処理を示すフロー図である。図２７に示すように、ステップＳ３６における通信回数カウンタの値を０（ゼロ）として格納することをトリガーとして、ステップＳ３７の補正判定処理が開始される。
【００９３】
図２８は、管理ＤＢ５４上の０（ゼロ）の数に基づく補正判定処理のフローを示す図である。
処理が開始すると、はじめにステップＳ４１において、判定部５６ａは、ユーザによる設定を反映する。設定は、ユーザによって表示・入力部５２から予め入力されている。図２９は、ユーザによる設定を示す図である。設定（ｉ）は、電力線の断線等によりＬＴＬＳ７が動いていなかったことを判定する対象期間と、閾値（連続０データ数（Ｘ））を含む。図２９では、設定（ｉ）の対象期間が３０分に設定され、閾値が３回に設定されている。
【００９４】
次に、ステップＳ４２において、判定部５６ａは、同一ＩＤのＬＴＬＳ７の履歴を紹介する。同一ＩＤのＬＴＬＳ７の履歴データの一例は、上述した図１３に示すようなデータである。
次に、ステップＳ４３において、判定部５６ａは、判断テーブル９７を管理ＤＢ５４上に作成する。図３０は、設定（ｉ）における判断テーブル９７を示す図である。
【００９５】
判断テーブル９７のうち抽出データテーブル９７ａには、ＬＴＬＳＩＤと設定（ｉ）の期間における積算値と通信回数カウンタが示されている。また、連続０データテーブル９７ｂには、設定（ｉ）の期間における連続した０（ゼロ）の最大数Ｍ０と、設定値（Ｘ）が示されている。
次に、ステップＳ４４において、ＬＴＬＳ７の未動作判定処理が開始され、ステップＳ４５において、判定部５６ａは、最新の格納テーブルから設定（ｉ）の期間分のデータを抽出し、判断テーブル９７の抽出データテーブル９７ａに反映する。図３０は、図２９に示す設定（ｉ）に基づいて作成され、１１時３０分から１２時までのデータが反映された判断テーブル９７を示す図である。図３０に示す抽出データテーブル９７ａでは、最新のデータ受付時刻である１２：００を起点として、ＬＴＬＳＩＤが００１のＬＴＬＳ７の１１時３０分から１２時までの積算値と通信回数カウンタが示されている。なお、設定（ｉ）において対象期間が３０分に設定されているため、判断テーブル９７は３０分ごとに更新される。具体的には、受信タイミングである１２時に達した時点で履歴を参照し、１１時３０分から１２時までの測定データから判断テーブル９７が作成される。
【００９６】
次に、ステップＳ４６において、判定部５６ａは、抽出データテーブル９７ａから、通信回数カウンタが連続して０（ゼロ）となっている場合の０（ゼロ）の最大数（Ｍ０）を抽出して、判断テーブル９７の連続０データテーブル９７ｂに反映する。図３０の抽出データテーブル９７ａでは、１１：５０、１１：５５、１２：００の通信回数カウンタが０（ゼロ）となっているため、連続する０の最大数Ｍ０は３回となる。
【００９７】
次に、ステップＳ４７において、判定部５６ａは、設定（ｉ）における設定値Ｘと、最大数Ｍ０を比較し、Ｍ０がＸ以上であるか否かを判定する。そして、Ｍ０がＸ以上の場合、判定部５６ａは電力線の断線等によりＬＴＬＳ７が動いていなかったと判定する。図３０に示す例では、Ｍ０は３回であり、Ｘの設定値である３以上となるため、判定部５６ａは、ＬＴＬＳ７が動いていなかったと判定する。
【００９８】
そのため、次のステップＳ４８において、通信回数カウンタの値が０のデータにフラグＣｄを記して格納テーブル９３に格納する。
一方、ステップＳ４７において、ＭがＸより小さい場合には、たとえ通信回数カウンタの値が０であっても断続的なものであるため通信異常であると考え、フラグＣｄを付与せずに、補正判定処理は終了する。
【００９９】
このように、電力管理装置５１が５分毎のタイミングにおいてデータを受信できない場合が連続して所定回数以上続いたときは、ＬＴＬＳ７が動作していなかったと判断することができ、フラグＣｄを付与することができる。これにより、フラグＣｄが付与されている時間を測定できなかった時間Ｔ１としてデータ確認区間Ｔ０から削除することにより真の観測時間Ｔ０´を得ることができる。
なお、図２７では、判定部５６ａによって２つの判定処理（ステップＳ３４とステップＳ３７）が行われているが、どちらか一方だけが行われてもよい。
【０１００】
（Ｂ）
上記実施の形態の配電網モニタリングシステム１０では、ＬＴＬＳ７の測定情報がデータ収集中継器６に一旦収集されてから、電力管理装置５１に送信されているが、これに限らなくても良い。
例えば、配電網モニタリングシステム１０にデータ収集中継器６が設けられていなくてもよく、この場合、ＬＴＬＳ７から電力管理装置５１に無線を介して直接的に測定情報が送信される。
【０１０１】
（Ｃ）
上記実施の形態では、データ受信予定のタイミングにおいてデータを受信しない場合には、電力管理装置５１は、所定情報の一例として通信回数カウンタに０という値を格納しているが、０という値に限らなくても良く、通信回数カウンタに用いられない値や、記号等であってもよい。要するに、データを受信していないことが検出できる情報が保存されていればよい。
【０１０２】
（Ｄ）
上記実施の形態では、電力管理装置５１に補正部５６が設けられており、電力管理装置５１で補正の判定が行われているが、これに限らなくても良い。
例えば、データ収集中継器６に、補正部５６が設けられ、データ収集中継器６で補正の判定が行われてもよい。また、データ収集中継器６から電力管理装置５１には、データ収集中継器６で演算された結果データだけが送信されてもよい。
【０１０３】
（Ｅ）
上記実施の形態では、電流を測定するＬＴＬＳ７を用いているが、電圧を測定可能なセンサを用いても良い。これにより、電力メータと値を一致させることができ、メータとの整合性を図ることができるため、精度をより向上することができる。
（Ｆ）
上記実施の形態のＬＴＬＳ７は、電流が２Ａよりも小さい場合、動作することができないが、０Ａから測定できるセンサを用いても良い。これにより、２Ａよりも小さい電力線の断線時の時間を補正しなくても測定データの精度を確保することができる。
【０１０４】
（Ｇ）
上記実施の形態のＬＴＬＳ７は送信のみを行っているが、データ収集中継器６と双方向通信であってもよい。これにより、受信エラーを検出することができ、測定データの再送等を行うことが可能となる。
（Ｈ）
上記実施の形態では、図１４および図１６に示すように、通信回数カウンタの値が０（ゼロ）の測定データの直前と直後の通信回数カウンタ値を用いて補正の判定を行っているが、直前と直後に限らなくても良く、通信回数カウンタの値が０（ゼロ）の測定データの前（例えば、２個前）と後（例えば、２個後）の通信回数カウンタの値を用いてもよい。この場合、後の通信回数カウンタの値が、前の通信回数カウンタの値から、通信回数カウンタの値が０（ゼロ）の数を含んで繰り上がっているときは通信異常と判定し、繰り上がっていないときは断線が発生したと判定することができる。
【０１０５】
（Ｉ）
上記実施の形態では、配電網モニタリングシステムの制御方法および観測時間検出方法として、図９、図１０、図１１、図１２、図２１、図２５、図２７および図２８に示すフローチャートに従って、制御方法および観測時間検出方法を実施する例を挙げて説明したが、これに限定されるものではない。
【０１０６】
例えば、図９、図１０、図１１、図１２、図２１、図２５、図２７および図２８に示すフローチャートに従って実施される観測時間検出方法をコンピュータに実行させる観測時間検出プログラムとして、本発明を実現しても良い。
また、観測時間検出プログラムの一つの利用形態は、コンピュータにより読取可能な、ＲＯＭ等の記録媒体に記録され、コンピュータと協働して動作する態様であってもよい。
【０１０７】
また観測時間検出プログラムの一つの利用形態は、インターネット等の伝送媒体、光・電波・音波などの伝送媒体中を伝送し、コンピュータにより読みとられ、コンピュータと協働して動作する態様であってもよい。
また、上述したコンピュータは、ＣＰＵ等のハードウェアに限らずファームウェアや、ＯＳ、更に周辺機器を含むものであってもよい。
【０１０８】
なお、以上説明したように、観測時間検出方法はソフトウェア的に実現してもよいし、ハードウェア的に実現しても良い。
【産業上の利用可能性】
【０１０９】
本発明の配電網モニタリングシステムは、精度良く電気使用量に関する情報を検出することが可能な効果を有し、発電計画等を立てる上で保守管理等を行う上で有用である。
【符号の説明】
【０１１０】
７      ＬＴＬＳ
１０    配電網モニタリングシステム
５３ａ  受信部
５６    補正部
７１    検出・給電部
７５ｅ  カウンタ部
７６    送信部
１００  配電網
【図１】
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【図２】
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【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】
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【図１２】
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【図１３】
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【図１４】
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【図１５】
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【図１６】
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【図１７】
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【図１８】
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【図１９】
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【図２０】
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【図２１】
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【図２２】
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【図２３】
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【図２４】
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【図２５】
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【図２６】
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【図２７】
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【図２８】
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【図２９】
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【図３０】
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