(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
配電系統区間内に分散して分布している配電系統負荷を前記配電系統区間内の複数のノードにおける仮想集中負荷で表して潮流計算回路を作成する工程（Ｓ１）と、前記配電系統区間の受電端電圧が異なる複数の前記仮想集中負荷の分布パターンを作成する工程（Ｓ２）と、数式１及び数式２で表される前記潮流計算回路における送電端有効電力Ｐｓ及び送電端無効電力Ｑｓについて初期条件としてＰloss及びＱlossをゼロとして前記配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを算出し（Ｓ３−１）
（数１）  Ｐｓ＝ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss
ここに、Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数２）  Ｑｓ＝ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss
ここに、Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
前記配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを前記仮想集中負荷の分布パターンに従って前記複数のノードにおける仮想集中負荷に配分して前記複数のノード毎の負荷を算出し（Ｓ３−２）
前記複数のノード毎の負荷を用いて潮流計算を行って前記配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)Ｐloss及び線路ロス(無効電力)Ｑlossを算出し（Ｓ３−３）
数式３及び数式４を用いて実測値と計算値との差(有効電力)ΔＰ及び実測値と計算値との差(無効電力)ΔＱを算出すると共にこれらΔＰ及びΔＱに基づいて収束判定を行い（Ｓ３−４）
（数３）  ΔＰ＝Ｐｓ−（ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss）
ここに、ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数４）  ΔＱ＝Ｑｓ−（ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss）
ここに、ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
前記収束判定の結果前記潮流計算が収束していると判断されるまで数式５及び数式６を用いて新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を算出する（Ｓ３−５）と共に
（数５）  ＰＬ’＝ＰＬ＋ΔＰ
ここに、ＰＬ’：新たな配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
（数６）  ＱＬ’＝ＱＬ＋ΔＱ
ここに、ＱＬ’：新たな配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
当該新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を用いてあらためて前記Ｓ３−２から前記Ｓ３−４までの処理を行うことによって前記仮想集中負荷の分布パターン毎に前記配電系統区間の計算受電端電圧を算出する工程（Ｓ３）と、実測受電端電圧と前記計算受電端電圧との差分が最も小さい仮想集中負荷の分布パターンを選定する工程とを有することを特徴とする配電系統の負荷分布推定方法。
【請求項２】
配電系統区間内に分散して分布している配電系統負荷を前記配電系統区間内の複数のノードにおける仮想集中負荷で表して潮流計算回路を作成する工程（Ｓ１）と、前記配電系統区間の受電端電圧が異なる複数の前記仮想集中負荷の分布パターンを作成する工程（Ｓ２）と、数式１及び数式２で表される前記潮流計算回路における送電端有効電力Ｐｓ及び送電端無効電力Ｑｓについて初期条件としてＰloss及びＱlossをゼロとして前記配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを算出し（Ｓ３−１）
（数１）  Ｐｓ＝ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss
ここに、Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数２）  Ｑｓ＝ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss
ここに、Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
前記配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを前記仮想集中負荷の分布パターンに従って前記複数のノードにおける仮想集中負荷に配分して前記複数のノード毎の負荷を算出し（Ｓ３−２）
前記複数のノード毎の負荷を用いて潮流計算を行って前記配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)Ｐloss及び線路ロス(無効電力)Ｑlossを算出し（Ｓ３−３）
数式３及び数式４を用いて実測値と計算値との差(有効電力)ΔＰ及び実測値と計算値との差(無効電力)ΔＱを算出すると共にこれらΔＰ及びΔＱに基づいて収束判定を行い（Ｓ３−４）
（数３）  ΔＰ＝Ｐｓ−（ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss）
ここに、ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数４）  ΔＱ＝Ｑｓ−（ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss）
ここに、ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
前記収束判定の結果前記潮流計算が収束していると判断されるまで数式５及び数式６を用いて新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を算出する（Ｓ３−５）と共に
（数５）  ＰＬ’＝ＰＬ＋ΔＰ
ここに、ＰＬ’：新たな配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
（数６）  ＱＬ’＝ＱＬ＋ΔＱ
ここに、ＱＬ’：新たな配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
当該新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を用いてあらためて前記Ｓ３−２から前記Ｓ３−４までの処理を行うことによって前記仮想集中負荷の分布パターン毎に前記配電系統区間の計算受電端電圧を算出する工程（Ｓ３）と、実測受電端電圧並びに前記仮想集中負荷の分布パターン毎の前記計算受電端電圧を値の大きい順又は小さい順に並べて前記実測受電端電圧の前後の前記計算受電端電圧の仮想集中負荷の分布パターンを選定する工程と、当該選定した二つの仮想集中負荷の分布パターンの負荷分布を線形補間して前記配電系統区間内の負荷分布を推定する工程とを有することを特徴とする配電系統の負荷分布推定方法。
【請求項３】
配電系統区間内に分散して分布している配電系統負荷を前記配電系統区間内の複数のノードにおける仮想集中負荷で表して潮流計算回路を作成する工程（Ｓ１）と、前記配電系統区間の受電端電圧が異なる複数の前記仮想集中負荷の分布パターンを作成する工程（Ｓ２）と、数式１及び数式２で表される前記潮流計算回路における送電端有効電力Ｐｓ及び送電端無効電力Ｑｓについて初期条件としてＰloss及びＱlossをゼロとして前記配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを算出し（Ｓ３−１）
（数１）  Ｐｓ＝ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss
ここに、Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数２）  Ｑｓ＝ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss
ここに、Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
前記配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを前記仮想集中負荷の分布パターンに従って前記複数のノードにおける仮想集中負荷に配分して前記複数のノード毎の負荷を算出し（Ｓ３−２）
前記複数のノード毎の負荷を用いて潮流計算を行って前記配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)Ｐloss及び線路ロス(無効電力)Ｑlossを算出し（Ｓ３−３）
数式３及び数式４を用いて実測値と計算値との差(有効電力)ΔＰ及び実測値と計算値との差(無効電力)ΔＱを算出すると共にこれらΔＰ及びΔＱに基づいて収束判定を行い（Ｓ３−４）
（数３）  ΔＰ＝Ｐｓ−（ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss）
ここに、ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数４）  ΔＱ＝Ｑｓ−（ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss）
ここに、ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
前記収束判定の結果前記潮流計算が収束していると判断されるまで数式５及び数式６を用いて新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を算出する（Ｓ３−５）と共に
（数５）  ＰＬ’＝ＰＬ＋ΔＰ
ここに、ＰＬ’：新たな配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
（数６）  ＱＬ’＝ＱＬ＋ΔＱ
ここに、ＱＬ’：新たな配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
当該新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を用いてあらためて前記Ｓ３−２から前記Ｓ３−４までの処理を行うことによって前記仮想集中負荷の分布パターン毎に前記配電系統区間の計算受電端電圧を算出する工程（Ｓ３）と、実測受電端電圧と前記計算受電端電圧との差分が最も小さい仮想集中負荷の分布パターンを選定する工程と、当該選定した仮想集中負荷の分布パターンを用いて潮流計算を行うことにより前記配電系統区間内の各地点における電圧を推定する工程とを有することを特徴とする配電系統の電圧推定方法。
【請求項４】
配電系統区間内に分散して分布している配電系統負荷を前記配電系統区間内の複数のノードにおける仮想集中負荷で表して潮流計算回路を作成する工程（Ｓ１）と、前記配電系統区間の受電端電圧が異なる複数の前記仮想集中負荷の分布パターンを作成する工程（Ｓ２）と、数式１及び数式２で表される前記潮流計算回路における送電端有効電力Ｐｓ及び送電端無効電力Ｑｓについて初期条件としてＰloss及びＱlossをゼロとして前記配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを算出し（Ｓ３−１）
（数１）  Ｐｓ＝ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss
ここに、Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数２）  Ｑｓ＝ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss
ここに、Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
前記配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを前記仮想集中負荷の分布パターンに従って前記複数のノードにおける仮想集中負荷に配分して前記複数のノード毎の負荷を算出し（Ｓ３−２）
前記複数のノード毎の負荷を用いて潮流計算を行って前記配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)Ｐloss及び線路ロス(無効電力)Ｑlossを算出し（Ｓ３−３）
数式３及び数式４を用いて実測値と計算値との差(有効電力)ΔＰ及び実測値と計算値との差(無効電力)ΔＱを算出すると共にこれらΔＰ及びΔＱに基づいて収束判定を行い（Ｓ３−４）
（数３）  ΔＰ＝Ｐｓ−（ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss）
ここに、ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数４）  ΔＱ＝Ｑｓ−（ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss）
ここに、ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
前記収束判定の結果前記潮流計算が収束していると判断されるまで数式５及び数式６を用いて新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を算出する（Ｓ３−５）と共に
（数５）  ＰＬ’＝ＰＬ＋ΔＰ
ここに、ＰＬ’：新たな配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
（数６）  ＱＬ’＝ＱＬ＋ΔＱ
ここに、ＱＬ’：新たな配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
当該新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を用いてあらためて前記Ｓ３−２から前記Ｓ３−４までの処理を行うことによって前記仮想集中負荷の分布パターン毎に前記配電系統区間の計算受電端電圧を算出する工程（Ｓ３）と、実測受電端電圧並びに前記仮想集中負荷の分布パターン毎の前記計算受電端電圧を値の大きい順又は小さい順に並べて前記実測受電端電圧の前後の前記計算受電端電圧の仮想集中負荷の分布パターンを選定する工程と、当該選定した二つの仮想集中負荷の分布パターンの負荷分布を線形補間して前記配電系統区間内の負荷分布を推定する工程と、該線形補間して求めた負荷分布を用いて潮流計算を行うことにより前記配電系統区間内の各地点における電圧を推定する工程とを有することを特徴とする配電系統の電圧推定方法。
【請求項５】
配電系統区間内に分散して分布している配電系統負荷を前記配電系統区間内の複数のノードにおける仮想集中負荷で表して潮流計算回路を作成する手段と、前記配電系統区間の受電端電圧が異なる複数の前記仮想集中負荷の分布パターンを作成する手段と、数式１及び数式２で表される前記潮流計算回路における送電端有効電力Ｐｓ及び送電端無効電力Ｑｓについて初期条件としてＰloss及びＱlossをゼロとして前記配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを算出し（Ｓ３−１）
（数１）  Ｐｓ＝ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss
ここに、Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数２）  Ｑｓ＝ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss
ここに、Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
前記配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを前記仮想集中負荷の分布パターンに従って前記複数のノードにおける仮想集中負荷に配分して前記複数のノード毎の負荷を算出し（Ｓ３−２）
前記複数のノード毎の負荷を用いて潮流計算を行って前記配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)Ｐloss及び線路ロス(無効電力)Ｑlossを算出し（Ｓ３−３）
数式３及び数式４を用いて実測値と計算値との差(有効電力)ΔＰ及び実測値と計算値との差(無効電力)ΔＱを算出すると共にこれらΔＰ及びΔＱに基づいて収束判定を行い（Ｓ３−４）
（数３）  ΔＰ＝Ｐｓ−（ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss）
ここに、ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数４）  ΔＱ＝Ｑｓ−（ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss）
ここに、ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
前記収束判定の結果前記潮流計算が収束していると判断されるまで数式５及び数式６を用いて新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を算出する（Ｓ３−５）と共に
（数５）  ＰＬ’＝ＰＬ＋ΔＰ
ここに、ＰＬ’：新たな配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
（数６）  ＱＬ’＝ＱＬ＋ΔＱ
ここに、ＱＬ’：新たな配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
当該新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を用いてあらためて前記Ｓ３−２から前記Ｓ３−４までの処理を行うことによって前記仮想集中負荷の分布パターン毎に前記配電系統区間の計算受電端電圧を算出する手段と、実測受電端電圧と前記計算受電端電圧との差分が最も小さい仮想集中負荷の分布パターンを選定する手段とを有することを特徴とする配電系統の負荷分布推定装置。
【請求項６】
配電系統区間内に分散して分布している配電系統負荷を前記配電系統区間内の複数のノードにおける仮想集中負荷で表して潮流計算回路を作成する手段と、前記配電系統区間の受電端電圧が異なる複数の前記仮想集中負荷の分布パターンを作成する手段と、数式１及び数式２で表される前記潮流計算回路における送電端有効電力Ｐｓ及び送電端無効電力Ｑｓについて初期条件としてＰloss及びＱlossをゼロとして前記配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを算出し（Ｓ３−１）
（数１）  Ｐｓ＝ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss
ここに、Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数２）  Ｑｓ＝ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss
ここに、Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
前記配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを前記仮想集中負荷の分布パターンに従って前記複数のノードにおける仮想集中負荷に配分して前記複数のノード毎の負荷を算出し（Ｓ３−２）
前記複数のノード毎の負荷を用いて潮流計算を行って前記配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)Ｐloss及び線路ロス(無効電力)Ｑlossを算出し（Ｓ３−３）
数式３及び数式４を用いて実測値と計算値との差(有効電力)ΔＰ及び実測値と計算値との差(無効電力)ΔＱを算出すると共にこれらΔＰ及びΔＱに基づいて収束判定を行い（Ｓ３−４）
（数３）  ΔＰ＝Ｐｓ−（ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss）
ここに、ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数４）  ΔＱ＝Ｑｓ−（ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss）
ここに、ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
前記収束判定の結果前記潮流計算が収束していると判断されるまで数式５及び数式６を用いて新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を算出する（Ｓ３−５）と共に
（数５）  ＰＬ’＝ＰＬ＋ΔＰ
ここに、ＰＬ’：新たな配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
（数６）  ＱＬ’＝ＱＬ＋ΔＱ
ここに、ＱＬ’：新たな配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
当該新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を用いてあらためて前記Ｓ３−２から前記Ｓ３−４までの処理を行うことによって前記仮想集中負荷の分布パターン毎に前記配電系統区間の計算受電端電圧を算出する手段と、実測受電端電圧並びに前記仮想集中負荷の分布パターン毎の前記計算受電端電圧を値の大きい順又は小さい順に並べて前記実測受電端電圧の前後の前記計算受電端電圧の仮想集中負荷の分布パターンを選定する手段と、当該選定した二つの仮想集中負荷の分布パターンの負荷分布を線形補間して前記配電系統区間内の負荷分布を推定する手段とを有することを特徴とする配電系統の負荷分布推定装置。
【請求項７】
配電系統区間内に分散して分布している配電系統負荷を前記配電系統区間内の複数のノードにおける仮想集中負荷で表して潮流計算回路を作成する手段と、前記配電系統区間の受電端電圧が異なる複数の前記仮想集中負荷の分布パターンを作成する手段と、数式１及び数式２で表される前記潮流計算回路における送電端有効電力Ｐｓ及び送電端無効電力Ｑｓについて初期条件としてＰloss及びＱlossをゼロとして前記配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを算出し（Ｓ３−１）
（数１）  Ｐｓ＝ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss
ここに、Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数２）  Ｑｓ＝ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss
ここに、Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
前記配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを前記仮想集中負荷の分布パターンに従って前記複数のノードにおける仮想集中負荷に配分して前記複数のノード毎の負荷を算出し（Ｓ３−２）
前記複数のノード毎の負荷を用いて潮流計算を行って前記配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)Ｐloss及び線路ロス(無効電力)Ｑlossを算出し（Ｓ３−３）
数式３及び数式４を用いて実測値と計算値との差(有効電力)ΔＰ及び実測値と計算値との差(無効電力)ΔＱを算出すると共にこれらΔＰ及びΔＱに基づいて収束判定を行い（Ｓ３−４）
（数３）  ΔＰ＝Ｐｓ−（ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss）
ここに、ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数４）  ΔＱ＝Ｑｓ−（ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss）
ここに、ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
前記収束判定の結果前記潮流計算が収束していると判断されるまで数式５及び数式６を用いて新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を算出する（Ｓ３−５）と共に
（数５）  ＰＬ’＝ＰＬ＋ΔＰ
ここに、ＰＬ’：新たな配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
（数６）  ＱＬ’＝ＱＬ＋ΔＱ
ここに、ＱＬ’：新たな配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
当該新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を用いてあらためて前記Ｓ３−２から前記Ｓ３−４までの処理を行うことによって前記仮想集中負荷の分布パターン毎に前記配電系統区間の計算受電端電圧を算出する手段と、実測受電端電圧と前記計算受電端電圧との差分が最も小さい仮想集中負荷の分布パターンを選定する手段と、当該選定した仮想集中負荷の分布パターンを用いて潮流計算を行うことにより前記配電系統区間内の各地点における電圧を推定する手段とを有することを特徴とする配電系統の電圧推定装置。
【請求項８】
配電系統区間内に分散して分布している配電系統負荷を前記配電系統区間内の複数のノードにおける仮想集中負荷で表して潮流計算回路を作成する手段と、前記配電系統区間の受電端電圧が異なる複数の前記仮想集中負荷の分布パターンを作成する手段と、数式１及び数式２で表される前記潮流計算回路における送電端有効電力Ｐｓ及び送電端無効電力Ｑｓについて初期条件としてＰloss及びＱlossをゼロとして前記配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを算出し（Ｓ３−１）
（数１）  Ｐｓ＝ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss
ここに、Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数２）  Ｑｓ＝ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss
ここに、Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
前記配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを前記仮想集中負荷の分布パターンに従って前記複数のノードにおける仮想集中負荷に配分して前記複数のノード毎の負荷を算出し（Ｓ３−２）
前記複数のノード毎の負荷を用いて潮流計算を行って前記配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)Ｐloss及び線路ロス(無効電力)Ｑlossを算出し（Ｓ３−３）
数式３及び数式４を用いて実測値と計算値との差(有効電力)ΔＰ及び実測値と計算値との差(無効電力)ΔＱを算出すると共にこれらΔＰ及びΔＱに基づいて収束判定を行い（Ｓ３−４）
（数３）  ΔＰ＝Ｐｓ−（ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss）
ここに、ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数４）  ΔＱ＝Ｑｓ−（ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss）
ここに、ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
前記収束判定の結果前記潮流計算が収束していると判断されるまで数式５及び数式６を用いて新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を算出する（Ｓ３−５）と共に
（数５）  ＰＬ’＝ＰＬ＋ΔＰ
ここに、ＰＬ’：新たな配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
（数６）  ＱＬ’＝ＱＬ＋ΔＱ
ここに、ＱＬ’：新たな配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
当該新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を用いてあらためて前記Ｓ３−２から前記Ｓ３−４までの処理を行うことによって前記仮想集中負荷の分布パターン毎に前記配電系統区間の計算受電端電圧を算出する手段と、実測受電端電圧並びに前記仮想集中負荷の分布パターン毎の前記計算受電端電圧を値の大きい順又は小さい順に並べて前記実測受電端電圧の前後の前記計算受電端電圧の仮想集中負荷の分布パターンを選定する手段と、当該選定した二つの仮想集中負荷の分布パターンの負荷分布を線形補間して前記配電系統区間内の負荷分布を推定する手段と、該線形補間して求めた負荷分布を用いて潮流計算を行うことにより前記配電系統区間内の各地点における電圧を推定する手段とを有することを特徴とする配電系統の電圧推定装置。
【請求項９】
コンピュータを、少なくとも、配電系統区間内に分散して分布している配電系統負荷を前記配電系統区間内の複数のノードにおける仮想集中負荷で表して潮流計算回路を作成する手段、前記配電系統区間の受電端電圧が異なる複数の前記仮想集中負荷の分布パターンを作成する手段、数式１及び数式２で表される前記潮流計算回路における送電端有効電力Ｐｓ及び送電端無効電力Ｑｓについて初期条件としてＰloss及びＱlossをゼロとして前記配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを算出し（Ｓ３−１）
（数１）  Ｐｓ＝ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss
ここに、Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数２）  Ｑｓ＝ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss
ここに、Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
前記配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを前記仮想集中負荷の分布パターンに従って前記複数のノードにおける仮想集中負荷に配分して前記複数のノード毎の負荷を算出し（Ｓ３−２）
前記複数のノード毎の負荷を用いて潮流計算を行って前記配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)Ｐloss及び線路ロス(無効電力)Ｑlossを算出し（Ｓ３−３）
数式３及び数式４を用いて実測値と計算値との差(有効電力)ΔＰ及び実測値と計算値との差(無効電力)ΔＱを算出すると共にこれらΔＰ及びΔＱに基づいて収束判定を行い（Ｓ３−４）
（数３）  ΔＰ＝Ｐｓ−（ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss）
ここに、ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数４）  ΔＱ＝Ｑｓ−（ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss）
ここに、ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
前記収束判定の結果前記潮流計算が収束していると判断されるまで数式５及び数式６を用いて新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を算出する（Ｓ３−５）と共に
（数５）  ＰＬ’＝ＰＬ＋ΔＰ
ここに、ＰＬ’：新たな配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
（数６）  ＱＬ’＝ＱＬ＋ΔＱ
ここに、ＱＬ’：新たな配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
当該新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を用いてあらためて前記Ｓ３−２から前記Ｓ３−４までの処理を行うことによって前記仮想集中負荷の分布パターン毎に前記配電系統区間の計算受電端電圧を算出する手段、実測受電端電圧と前記計算受電端電圧との差分が最も小さい仮想集中負荷の分布パターンを選定する手段として機能させるための配電系統の負荷分布推定プログラム。
【請求項１０】
コンピュータを、少なくとも、配電系統区間内に分散して分布している配電系統負荷を前記配電系統区間内の複数のノードにおける仮想集中負荷で表して潮流計算回路を作成する手段、前記配電系統区間の受電端電圧が異なる複数の前記仮想集中負荷の分布パターンを作成する手段、数式１及び数式２で表される前記潮流計算回路における送電端有効電力Ｐｓ及び送電端無効電力Ｑｓについて初期条件としてＰloss及びＱlossをゼロとして前記配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを算出し（Ｓ３−１）
（数１）  Ｐｓ＝ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss
ここに、Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数２）  Ｑｓ＝ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss
ここに、Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
前記配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを前記仮想集中負荷の分布パターンに従って前記複数のノードにおける仮想集中負荷に配分して前記複数のノード毎の負荷を算出し（Ｓ３−２）
前記複数のノード毎の負荷を用いて潮流計算を行って前記配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)Ｐloss及び線路ロス(無効電力)Ｑlossを算出し（Ｓ３−３）
数式３及び数式４を用いて実測値と計算値との差(有効電力)ΔＰ及び実測値と計算値との差(無効電力)ΔＱを算出すると共にこれらΔＰ及びΔＱに基づいて収束判定を行い（Ｓ３−４）
（数３）  ΔＰ＝Ｐｓ−（ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss）
ここに、ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数４）  ΔＱ＝Ｑｓ−（ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss）
ここに、ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
前記収束判定の結果前記潮流計算が収束していると判断されるまで数式５及び数式６を用いて新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を算出する（Ｓ３−５）と共に
（数５）  ＰＬ’＝ＰＬ＋ΔＰ
ここに、ＰＬ’：新たな配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
（数６）  ＱＬ’＝ＱＬ＋ΔＱ
ここに、ＱＬ’：新たな配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
当該新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を用いてあらためて前記Ｓ３−２から前記Ｓ３−４までの処理を行うことによって前記仮想集中負荷の分布パターン毎に前記配電系統区間の計算受電端電圧を算出する手段、実測受電端電圧並びに前記仮想集中負荷の分布パターン毎の前記計算受電端電圧を値の大きい順又は小さい順に並べて前記実測受電端電圧の前後の前記計算受電端電圧の仮想集中負荷の分布パターンを選定する手段、該選定した二つの仮想集中負荷の分布パターンの負荷分布を線形補間して前記配電系統区間内の負荷分布を推定する手段として機能させるための配電系統の負荷分布推定プログラム。
【請求項１１】
コンピュータを、少なくとも、配電系統区間内に分散して分布している配電系統負荷を前記配電系統区間内の複数のノードにおける仮想集中負荷で表して潮流計算回路を作成する手段、前記配電系統区間の受電端電圧が異なる複数の前記仮想集中負荷の分布パターンを作成する手段、数式１及び数式２で表される前記潮流計算回路における送電端有効電力Ｐｓ及び送電端無効電力Ｑｓについて初期条件としてＰloss及びＱlossをゼロとして前記配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを算出し（Ｓ３−１）
（数１）  Ｐｓ＝ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss
ここに、Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数２）  Ｑｓ＝ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss
ここに、Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
前記配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを前記仮想集中負荷の分布パターンに従って前記複数のノードにおける仮想集中負荷に配分して前記複数のノード毎の負荷を算出し（Ｓ３−２）
前記複数のノード毎の負荷を用いて潮流計算を行って前記配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)Ｐloss及び線路ロス(無効電力)Ｑlossを算出し（Ｓ３−３）
数式３及び数式４を用いて実測値と計算値との差(有効電力)ΔＰ及び実測値と計算値との差(無効電力)ΔＱを算出すると共にこれらΔＰ及びΔＱに基づいて収束判定を行い（Ｓ３−４）
（数３）  ΔＰ＝Ｐｓ−（ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss）
ここに、ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数４）  ΔＱ＝Ｑｓ−（ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss）
ここに、ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
前記収束判定の結果前記潮流計算が収束していると判断されるまで数式５及び数式６を用いて新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を算出する（Ｓ３−５）と共に
（数５）  ＰＬ’＝ＰＬ＋ΔＰ
ここに、ＰＬ’：新たな配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
（数６）  ＱＬ’＝ＱＬ＋ΔＱ
ここに、ＱＬ’：新たな配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
当該新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を用いてあらためて前記Ｓ３−２から前記Ｓ３−４までの処理を行うことによって前記仮想集中負荷の分布パターン毎に前記配電系統区間の計算受電端電圧を算出する手段、実測受電端電圧と前記計算受電端電圧との差分が最も小さい仮想集中負荷の分布パターンを選定する手段、該選定した仮想集中負荷の分布パターンを用いて潮流計算を行うことにより前記配電系統区間内の各地点における電圧を推定する手段として機能させるための配電系統の電圧推定プログラム。
【請求項１２】
コンピュータを、少なくとも、配電系統区間内に分散して分布している配電系統負荷を前記配電系統区間内の複数のノードにおける仮想集中負荷で表して潮流計算回路を作成する手段、前記配電系統区間の受電端電圧が異なる複数の前記仮想集中負荷の分布パターンを作成する手段、数式１及び数式２で表される前記潮流計算回路における送電端有効電力Ｐｓ及び送電端無効電力Ｑｓについて初期条件としてＰloss及びＱlossをゼロとして前記配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを算出し（Ｓ３−１）
（数１）  Ｐｓ＝ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss
ここに、Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数２）  Ｑｓ＝ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss
ここに、Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
前記配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを前記仮想集中負荷の分布パターンに従って前記複数のノードにおける仮想集中負荷に配分して前記複数のノード毎の負荷を算出し（Ｓ３−２）
前記複数のノード毎の負荷を用いて潮流計算を行って前記配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)Ｐloss及び線路ロス(無効電力)Ｑlossを算出し（Ｓ３−３）
数式３及び数式４を用いて実測値と計算値との差(有効電力)ΔＰ及び実測値と計算値との差(無効電力)ΔＱを算出すると共にこれらΔＰ及びΔＱに基づいて収束判定を行い（Ｓ３−４）
（数３）  ΔＰ＝Ｐｓ−（ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss）
ここに、ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数４）  ΔＱ＝Ｑｓ−（ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss）
ここに、ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
前記収束判定の結果前記潮流計算が収束していると判断されるまで数式５及び数式６を用いて新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を算出する（Ｓ３−５）と共に
（数５）  ＰＬ’＝ＰＬ＋ΔＰ
ここに、ＰＬ’：新たな配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
（数６）  ＱＬ’＝ＱＬ＋ΔＱ
ここに、ＱＬ’：新たな配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
当該新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を用いてあらためて前記Ｓ３−２から前記Ｓ３−４までの処理を行うことによって前記仮想集中負荷の分布パターン毎に前記配電系統区間の計算受電端電圧を算出する手段、実測受電端電圧並びに前記仮想集中負荷の分布パターン毎の前記計算受電端電圧を値の大きい順又は小さい順に並べて前記実測受電端電圧の前後の前記計算受電端電圧の仮想集中負荷の分布パターンを選定する手段、該選定した二つの仮想集中負荷の分布パターンの負荷分布を線形補間して前記配電系統区間内の負荷分布を推定する手段、該線形補間して求めた負荷分布を用いて潮流計算を行うことにより前記配電系統区間内の各地点における電圧を推定する手段として機能させるための配電系統の電圧推定プログラム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、配電系統の負荷分布推定方法、装置及びプログラム、並びに電圧推定方法、装置及びプログラムに関する。さらに詳述すると、本発明は、需要家や分散型電源が連系している配電系統の負荷分布推定方法等並びに電圧推定方法等に関する。
【背景技術】
【０００２】
従来の配電系統における電圧計算法は、配電線の電圧計算のために系統から得られる変電所の送出電圧、送出電流、高低圧需要家の契約電力及び電力使用量等の情報を活用しながら電圧降下に特化した計算によって配電線路全般に亘る電圧を算定している（非特許文献１）。
【０００３】
この方法は、変電所から配電線末端の負荷側に向かって電流が順潮流方向にのみ流れることを前提としたもので、柱上開閉器で区切られた各区間単位で電圧降下量を算出して、その積み上げによって各地点の電圧を算定している。
【０００４】
また、各区間の電圧降下量の算定には区間毎の負荷分布情報が必要となるが、高低圧需要家の瞬時負荷を計測しているわけではないため、契約電力や電力使用量から大まかな負荷分布計算を行い、事前に負荷分布表を作成して電圧計算に用いている。
【０００５】
【非特許文献１】関根泰次：配電技術総合マニュアル，オーム社，１９９１年．
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
しかしながら、非特許文献１の電圧計算法では、変電所送出しに設置された配電系統の片端一箇所の計測情報に基づいて配電系統全体の電圧を推定しているため、配電線の末端に向かうほど推定の精度が低い。更に、契約電力や電力使用量に基づく負荷按分をベースとした従来の手法は、負荷分布は常時一定であるとの仮定に基づくもので負荷分布の時間変化や季節変化を考慮していないため、負荷分布の変動が大きい系統においては電圧推定の精度が低い。
【０００７】
また、近年、配電系統への分散型電源の連系が急激に進みつつある中、配電系統の運用制御への影響が懸念されている。特に電圧管理に関しては、需要家の調相設備の影響や配電線の太線化などによって現状でも運用制御が困難となっており、新しい電圧管理手法の開発が必要とされている。
【０００８】
一方、半導体やセンシングなどの技術進歩に伴って配電系統設備の高度化が図られ、配電系統の事故区間判定や状態管理といった目的からセンサー付開閉器の導入が進んでおり、今後さらなる活用が期待されている。
【０００９】
また、分散型電源が多数連系した配電系統を制御するための新しい電力供給システム（以下、需要地系統と呼ぶ）への移行も予想される。そして、需要地系統の電圧管理については、精度の高い電圧管理が可能であることに加え、設備投資の問題などからその移行については全ての需要地系統制御機器を一度に導入するのでなく分散型電源の導入状況を踏まえて段階的に導入を進めて電圧管理の精度を徐々に高めていくという需要地系統特有の事情に対応することも必要とされる。
【００１０】
ここで、分散型電源の連系が配電線へ拡大した場合における問題点として電圧の上限逸脱問題が最重要視されており、特に郊外地域など線路亘長が長い配電線においては、配電線設備容量に対してわずかな連系量で電圧管理幅を逸脱する可能性がある。そして、電圧管理幅の逸脱が発生した場合においても、変電所の測定データから原因の特定や逸脱区間の特定をすることは困難であり、非特許文献１の電圧計算法では分散型電源の連系による電圧の逸脱を知ることができない。更に、従来の電圧計算法は変電所から配電線の末端側に向かって電流が順潮流方向にのみ流れることを前提としたものであり、分散型電源からの逆潮流を考慮したものではない。したがって、分散型電源の連系可否を判断する場合の配電系統電圧計算については、従来の電圧計算と切り離した個別の計算で対応する必要があり、連系数の増加に伴って対応が困難になることが想定される。
【００１１】
これらの問題点から、配電線電圧管理の精度向上、導入が進められている設備や機器の有効活用、並びに分散型電源からの逆潮流も考慮した電圧管理手法の検討が必要とされている。
【００１２】
そこで、本発明は、導入が進められている設備や機器を有効活用して配電系統の負荷分布並びに電圧を精度高く推定すると共に分散型電源の連系時においても負荷分布並びに電圧を精度高く推定可能な配電系統の負荷分布推定方法並びに電圧推定方法を提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【００１３】
かかる目的を達成するため、請求項１記載の配電系統の負荷分布推定方法は、配電系統区間内に分散して分布している配電系統負荷を配電系統区間内の複数のノードにおける仮想集中負荷で表して潮流計算回路を作成する工程（Ｓ１）と、配電系統区間の受電端電圧が異なる複数の仮想集中負荷の分布パターンを作成する工程（Ｓ２）と、数式１及び数式２で表される潮流計算回路における送電端有効電力Ｐｓ及び送電端無効電力Ｑｓについて初期条件としてＰloss及びＱlossをゼロとして配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを算出し（Ｓ３−１）
（数１）  Ｐｓ＝ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss
ここに、Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数２）  Ｑｓ＝ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss
ここに、Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを仮想集中負荷の分布パターンに従って複数のノードにおける仮想集中負荷に配分して複数のノード毎の負荷を算出し（Ｓ３−２）
複数のノード毎の負荷を用いて潮流計算を行って配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)Ｐloss及び線路ロス(無効電力)Ｑlossを算出し（Ｓ３−３）
数式３及び数式４を用いて実測値と計算値との差(有効電力)ΔＰ及び実測値と計算値との差(無効電力)ΔＱを算出すると共にこれらΔＰ及びΔＱに基づいて収束判定を行い（Ｓ３−４）
（数３）  ΔＰ＝Ｐｓ−（ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss）
ここに、ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数４）  ΔＱ＝Ｑｓ−（ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss）
ここに、ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
収束判定の結果潮流計算が収束していると判断されるまで数式５及び数式６を用いて新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を算出する（Ｓ３−５）と共に
（数５）  ＰＬ’＝ＰＬ＋ΔＰ
ここに、ＰＬ’：新たな配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
（数６）  ＱＬ’＝ＱＬ＋ΔＱ
ここに、ＱＬ’：新たな配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
当該新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を用いてあらためてＳ３−２からＳ３−４までの処理を行うことによって仮想集中負荷の分布パターン毎に配電系統区間の計算受電端電圧を算出する工程（Ｓ３）と、実測受電端電圧と計算受電端電圧との差分が最も小さい仮想集中負荷の分布パターンを選定する工程とを有するようにしている。
【００１４】
また、請求項５記載の配電系統の負荷分布推定装置は、配電系統区間内に分散して分布している配電系統負荷を配電系統区間内の複数のノードにおける仮想集中負荷で表して潮流計算回路を作成する手段と、配電系統区間の受電端電圧が異なる複数の仮想集中負荷の分布パターンを作成する手段と、数式１及び数式２で表される潮流計算回路における送電端有効電力Ｐｓ及び送電端無効電力Ｑｓについて初期条件としてＰloss及びＱlossをゼロとして配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを算出し（Ｓ３−１）
（数１）  Ｐｓ＝ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss
ここに、Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数２）  Ｑｓ＝ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss
ここに、Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを仮想集中負荷の分布パターンに従って複数のノードにおける仮想集中負荷に配分して複数のノード毎の負荷を算出し（Ｓ３−２）
複数のノード毎の負荷を用いて潮流計算を行って配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)Ｐloss及び線路ロス(無効電力)Ｑlossを算出し（Ｓ３−３）
数式３及び数式４を用いて実測値と計算値との差(有効電力)ΔＰ及び実測値と計算値との差(無効電力)ΔＱを算出すると共にこれらΔＰ及びΔＱに基づいて収束判定を行い（Ｓ３−４）
（数３）  ΔＰ＝Ｐｓ−（ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss）
ここに、ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数４）  ΔＱ＝Ｑｓ−（ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss）
ここに、ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
収束判定の結果潮流計算が収束していると判断されるまで数式５及び数式６を用いて新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を算出する（Ｓ３−５）と共に
（数５）  ＰＬ’＝ＰＬ＋ΔＰ
ここに、ＰＬ’：新たな配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
（数６）  ＱＬ’＝ＱＬ＋ΔＱ
ここに、ＱＬ’：新たな配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
当該新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を用いてあらためてＳ３−２からＳ３−４までの処理を行うことによって仮想集中負荷の分布パターン毎に配電系統区間の計算受電端電圧を算出する手段と、実測受電端電圧と計算受電端電圧との差分が最も小さい仮想集中負荷の分布パターンを選定する手段とを有するようにしている。
【００１５】
更に、請求項９記載の配電系統の負荷分布推定プログラムは、コンピュータを、少なくとも、配電系統区間内に分散して分布している配電系統負荷を配電系統区間内の複数のノードにおける仮想集中負荷で表して潮流計算回路を作成する手段、配電系統区間の受電端電圧が異なる複数の仮想集中負荷の分布パターンを作成する手段、数式１及び数式２で表される潮流計算回路における送電端有効電力Ｐｓ及び送電端無効電力Ｑｓについて初期条件としてＰloss及びＱlossをゼロとして配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを算出し（Ｓ３−１）
（数１）  Ｐｓ＝ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss
ここに、Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数２）  Ｑｓ＝ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss
ここに、Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを仮想集中負荷の分布パターンに従って複数のノードにおける仮想集中負荷に配分して複数のノード毎の負荷を算出し（Ｓ３−２）
複数のノード毎の負荷を用いて潮流計算を行って配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)Ｐloss及び線路ロス(無効電力)Ｑlossを算出し（Ｓ３−３）
数式３及び数式４を用いて実測値と計算値との差(有効電力)ΔＰ及び実測値と計算値との差(無効電力)ΔＱを算出すると共にこれらΔＰ及びΔＱに基づいて収束判定を行い（Ｓ３−４）
（数３）  ΔＰ＝Ｐｓ−（ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss）
ここに、ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数４）  ΔＱ＝Ｑｓ−（ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss）
ここに、ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
収束判定の結果潮流計算が収束していると判断されるまで数式５及び数式６を用いて新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を算出する（Ｓ３−５）と共に
（数５）  ＰＬ’＝ＰＬ＋ΔＰ
ここに、ＰＬ’：新たな配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
（数６）  ＱＬ’＝ＱＬ＋ΔＱ
ここに、ＱＬ’：新たな配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
当該新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を用いてあらためてＳ３−２からＳ３−４までの処理を行うことによって仮想集中負荷の分布パターン毎に配電系統区間の計算受電端電圧を算出する手段、実測受電端電圧と計算受電端電圧との差分が最も小さい仮想集中負荷の分布パターンを選定する手段として機能させるようにしている。
【００１６】
したがって、この配電系統の負荷分布推定方法、装置及びプログラムによると、送電端の実測値だけでなく受電端の実測値に基づいて配電系統の負荷分布を推定するようにしているので、配電系統の送電端及び受電端の電圧を反映した配電系統の負荷分布が推定される。また、配電系統区間内に実際には分散して多数分布している配電系統負荷をある範囲でまとめて仮想的に複数の集中負荷で表して潮流計算を行うことにより配電系統の負荷分布が推定される。更に、配電系統区間の受電端電圧が異なるように複数の仮想集中負荷の分布パターンを作成し、その複数の仮想集中負荷の分布パターンの中から実測受電端電圧に最も近い計算受電端電圧を有する分布パターンを選定するようにしているので、配電系統の実際の負荷の分布状況に近い配電系統の負荷分布が推定されると共に、配電系統の負荷の分布状況が変化した場合でもその変化に合わせた負荷分布が推定される。
【００１７】
また、請求項２記載の配電系統の負荷分布推定方法は、配電系統区間内に分散して分布している配電系統負荷を配電系統区間内の複数のノードにおける仮想集中負荷で表して潮流計算回路を作成する工程（Ｓ１）と、配電系統区間の受電端電圧が異なる複数の仮想集中負荷の分布パターンを作成する工程（Ｓ２）と、数式１及び数式２で表される潮流計算回路における送電端有効電力Ｐｓ及び送電端無効電力Ｑｓについて初期条件としてＰloss及びＱlossをゼロとして配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを算出し（Ｓ３−１）
（数１）  Ｐｓ＝ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss
ここに、Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数２）  Ｑｓ＝ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss
ここに、Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを仮想集中負荷の分布パターンに従って複数のノードにおける仮想集中負荷に配分して複数のノード毎の負荷を算出し（Ｓ３−２）
複数のノード毎の負荷を用いて潮流計算を行って配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)Ｐloss及び線路ロス(無効電力)Ｑlossを算出し（Ｓ３−３）
数式３及び数式４を用いて実測値と計算値との差(有効電力)ΔＰ及び実測値と計算値との差(無効電力)ΔＱを算出すると共にこれらΔＰ及びΔＱに基づいて収束判定を行い（Ｓ３−４）
（数３）  ΔＰ＝Ｐｓ−（ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss）
ここに、ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数４）  ΔＱ＝Ｑｓ−（ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss）
ここに、ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
収束判定の結果潮流計算が収束していると判断されるまで数式５及び数式６を用いて新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を算出する（Ｓ３−５）と共に
（数５）  ＰＬ’＝ＰＬ＋ΔＰ
ここに、ＰＬ’：新たな配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
（数６）  ＱＬ’＝ＱＬ＋ΔＱ
ここに、ＱＬ’：新たな配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
当該新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を用いてあらためてＳ３−２からＳ３−４までの処理を行うことによって仮想集中負荷の分布パターン毎に配電系統区間の計算受電端電圧を算出する工程（Ｓ３）と、実測受電端電圧並びに仮想集中負荷の分布パターン毎の計算受電端電圧を値の大きい順又は小さい順に並べて実測受電端電圧の前後の計算受電端電圧の仮想集中負荷の分布パターンを選定する工程と、選定した二つの仮想集中負荷の分布パターンの負荷分布を線形補間して配電系統区間内の負荷分布を推定する工程とを有するようにしている。
【００１８】
請求項６記載の配電系統の負荷分布推定装置は、配電系統区間内に分散して分布している配電系統負荷を配電系統区間内の複数のノードにおける仮想集中負荷で表して潮流計算回路を作成する手段と、配電系統区間の受電端電圧が異なる複数の仮想集中負荷の分布パターンを作成する手段と、数式１及び数式２で表される潮流計算回路における送電端有効電力Ｐｓ及び送電端無効電力Ｑｓについて初期条件としてＰloss及びＱlossをゼロとして配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを算出し（Ｓ３−１）
（数１）  Ｐｓ＝ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss
ここに、Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数２）  Ｑｓ＝ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss
ここに、Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを仮想集中負荷の分布パターンに従って複数のノードにおける仮想集中負荷に配分して複数のノード毎の負荷を算出し（Ｓ３−２）
複数のノード毎の負荷を用いて潮流計算を行って配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)Ｐloss及び線路ロス(無効電力)Ｑlossを算出し（Ｓ３−３）
数式３及び数式４を用いて実測値と計算値との差(有効電力)ΔＰ及び実測値と計算値との差(無効電力)ΔＱを算出すると共にこれらΔＰ及びΔＱに基づいて収束判定を行い（Ｓ３−４）
（数３）  ΔＰ＝Ｐｓ−（ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss）
ここに、ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数４）  ΔＱ＝Ｑｓ−（ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss）
ここに、ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
収束判定の結果潮流計算が収束していると判断されるまで数式５及び数式６を用いて新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を算出する（Ｓ３−５）と共に
（数５）  ＰＬ’＝ＰＬ＋ΔＰ
ここに、ＰＬ’：新たな配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
（数６）  ＱＬ’＝ＱＬ＋ΔＱ
ここに、ＱＬ’：新たな配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
当該新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を用いてあらためてＳ３−２からＳ３−４までの処理を行うことによって仮想集中負荷の分布パターン毎に配電系統区間の計算受電端電圧を算出する手段と、実測受電端電圧並びに仮想集中負荷の分布パターン毎の計算受電端電圧を値の大きい順又は小さい順に並べて実測受電端電圧の前後の計算受電端電圧の仮想集中負荷の分布パターンを選定する手段と、選定した二つの仮想集中負荷の分布パターンの負荷分布を線形補間して配電系統区間内の負荷分布を推定する手段とを有するようにしている。
【００１９】
請求項１０記載の配電系統の負荷分布推定プログラムは、コンピュータを、少なくとも、配電系統区間内に分散して分布している配電系統負荷を配電系統区間内の複数のノードにおける仮想集中負荷で表して潮流計算回路を作成する手段、配電系統区間の受電端電圧が異なる複数の仮想集中負荷の分布パターンを作成する手段、数式１及び数式２で表される潮流計算回路における送電端有効電力Ｐｓ及び送電端無効電力Ｑｓについて初期条件としてＰloss及びＱlossをゼロとして配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを算出し（Ｓ３−１）
（数１）  Ｐｓ＝ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss
ここに、Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数２）  Ｑｓ＝ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss
ここに、Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを仮想集中負荷の分布パターンに従って複数のノードにおける仮想集中負荷に配分して複数のノード毎の負荷を算出し（Ｓ３−２）
複数のノード毎の負荷を用いて潮流計算を行って配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)Ｐloss及び線路ロス(無効電力)Ｑlossを算出し（Ｓ３−３）
数式３及び数式４を用いて実測値と計算値との差(有効電力)ΔＰ及び実測値と計算値との差(無効電力)ΔＱを算出すると共にこれらΔＰ及びΔＱに基づいて収束判定を行い（Ｓ３−４）
（数３）  ΔＰ＝Ｐｓ−（ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss）
ここに、ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数４）  ΔＱ＝Ｑｓ−（ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss）
ここに、ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
収束判定の結果潮流計算が収束していると判断されるまで数式５及び数式６を用いて新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を算出する（Ｓ３−５）と共に
（数５）  ＰＬ’＝ＰＬ＋ΔＰ
ここに、ＰＬ’：新たな配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
（数６）  ＱＬ’＝ＱＬ＋ΔＱ
ここに、ＱＬ’：新たな配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
当該新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を用いてあらためてＳ３−２からＳ３−４までの処理を行うことによって仮想集中負荷の分布パターン毎に配電系統区間の計算受電端電圧を算出する手段、実測受電端電圧並びに仮想集中負荷の分布パターン毎の計算受電端電圧を値の大きい順又は小さい順に並べて実測受電端電圧の前後の計算受電端電圧の仮想集中負荷の分布パターンを選定する手段、選定した二つの仮想集中負荷の分布パターンの負荷分布を線形補間して配電系統区間内の負荷分布を推定する手段として機能させるようにしている。
【００２０】
したがって、この配電系統の負荷分布推定方法、装置及びプログラムによると、送電端の実測値だけでなく受電端の実測値に基づいて配電系統の負荷分布を推定するようにしているので、配電系統の送電端及び受電端の電圧を反映した配電系統の負荷分布が推定される。また、配電系統区間内に実際には分散して多数分布している配電系統負荷をある範囲でまとめて仮想的に複数の集中負荷で表して潮流計算を行うことにより配電系統の負荷分布が推定される。更に、配電系統区間の受電端電圧が異なるように複数の仮想集中負荷の分布パターンを作成し、その複数の仮想集中負荷の分布パターンの中から実測受電端電圧に近い計算受電端電圧を有する二つの仮想集中負荷の分布パターンを選定して線形補間することにより配電系統の負荷分布を推定するようにしているので、配電系統の実際の負荷の分布状況により近い配電系統の負荷分布が推定されると共に、配電系統の負荷の分布状況が変化した場合もその変化に合わせた負荷分布が推定される。
【００２１】
また、請求項３記載の配電系統の電圧推定方法は、配電系統区間内に分散して分布している配電系統負荷を配電系統区間内の複数のノードにおける仮想集中負荷で表して潮流計算回路を作成する工程（Ｓ１）と、配電系統区間の受電端電圧が異なる複数の仮想集中負荷の分布パターンを作成する工程（Ｓ２）と、数式１及び数式２で表される潮流計算回路における送電端有効電力Ｐｓ及び送電端無効電力Ｑｓについて初期条件としてＰloss及びＱlossをゼロとして配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを算出し（Ｓ３−１）
（数１）  Ｐｓ＝ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss
ここに、Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数２）  Ｑｓ＝ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss
ここに、Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを仮想集中負荷の分布パターンに従って複数のノードにおける仮想集中負荷に配分して複数のノード毎の負荷を算出し（Ｓ３−２）
複数のノード毎の負荷を用いて潮流計算を行って配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)Ｐloss及び線路ロス(無効電力)Ｑlossを算出し（Ｓ３−３）
数式３及び数式４を用いて実測値と計算値との差(有効電力)ΔＰ及び実測値と計算値との差(無効電力)ΔＱを算出すると共にこれらΔＰ及びΔＱに基づいて収束判定を行い（Ｓ３−４）
（数３）  ΔＰ＝Ｐｓ−（ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss）
ここに、ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数４）  ΔＱ＝Ｑｓ−（ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss）
ここに、ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
収束判定の結果潮流計算が収束していると判断されるまで数式５及び数式６を用いて新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を算出する（Ｓ３−５）と共に
（数５）  ＰＬ’＝ＰＬ＋ΔＰ
ここに、ＰＬ’：新たな配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
（数６）  ＱＬ’＝ＱＬ＋ΔＱ
ここに、ＱＬ’：新たな配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
当該新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を用いてあらためてＳ３−２からＳ３−４までの処理を行うことによって仮想集中負荷の分布パターン毎に配電系統区間の計算受電端電圧を算出する工程（Ｓ３）と、実測受電端電圧と計算受電端電圧との差分が最も小さい仮想集中負荷の分布パターンを選定する工程と、選定した仮想集中負荷の分布パターンを用いて潮流計算を行うことにより配電系統区間内の各地点における電圧を推定する工程とを有するようにしている。
【００２２】
請求項７記載の配電系統の電圧推定装置は、配電系統区間内に分散して分布している配電系統負荷を配電系統区間内の複数のノードにおける仮想集中負荷で表して潮流計算回路を作成する手段と、配電系統区間の受電端電圧が異なる複数の仮想集中負荷の分布パターンを作成する手段と、数式１及び数式２で表される潮流計算回路における送電端有効電力Ｐｓ及び送電端無効電力Ｑｓについて初期条件としてＰloss及びＱlossをゼロとして配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを算出し（Ｓ３−１）
（数１）  Ｐｓ＝ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss
ここに、Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数２）  Ｑｓ＝ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss
ここに、Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを仮想集中負荷の分布パターンに従って複数のノードにおける仮想集中負荷に配分して複数のノード毎の負荷を算出し（Ｓ３−２）
複数のノード毎の負荷を用いて潮流計算を行って配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)Ｐloss及び線路ロス(無効電力)Ｑlossを算出し（Ｓ３−３）
数式３及び数式４を用いて実測値と計算値との差(有効電力)ΔＰ及び実測値と計算値との差(無効電力)ΔＱを算出すると共にこれらΔＰ及びΔＱに基づいて収束判定を行い（Ｓ３−４）
（数３）  ΔＰ＝Ｐｓ−（ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss）
ここに、ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数４）  ΔＱ＝Ｑｓ−（ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss）
ここに、ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
収束判定の結果潮流計算が収束していると判断されるまで数式５及び数式６を用いて新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を算出する（Ｓ３−５）と共に
（数５）  ＰＬ’＝ＰＬ＋ΔＰ
ここに、ＰＬ’：新たな配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
（数６）  ＱＬ’＝ＱＬ＋ΔＱ
ここに、ＱＬ’：新たな配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
当該新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を用いてあらためてＳ３−２からＳ３−４までの処理を行うことによって仮想集中負荷の分布パターン毎に配電系統区間の計算受電端電圧を算出する手段と、実測受電端電圧と計算受電端電圧との差分が最も小さい仮想集中負荷の分布パターンを選定する手段と、選定した仮想集中負荷の分布パターンを用いて潮流計算を行うことにより配電系統区間内の各地点における電圧を推定する手段とを有するようにしている。
【００２３】
請求項１１記載の配電系統の電圧推定プログラムは、コンピュータを、少なくとも、配電系統区間内に分散して分布している配電系統負荷を配電系統区間内の複数のノードにおける仮想集中負荷で表して潮流計算回路を作成する手段、配電系統区間の受電端電圧が異なる複数の仮想集中負荷の分布パターンを作成する手段、数式１及び数式２で表される潮流計算回路における送電端有効電力Ｐｓ及び送電端無効電力Ｑｓについて初期条件としてＰloss及びＱlossをゼロとして配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを算出し（Ｓ３−１）
（数１）  Ｐｓ＝ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss
ここに、Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数２）  Ｑｓ＝ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss
ここに、Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを仮想集中負荷の分布パターンに従って複数のノードにおける仮想集中負荷に配分して複数のノード毎の負荷を算出し（Ｓ３−２）
複数のノード毎の負荷を用いて潮流計算を行って配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)Ｐloss及び線路ロス(無効電力)Ｑlossを算出し（Ｓ３−３）
数式３及び数式４を用いて実測値と計算値との差(有効電力)ΔＰ及び実測値と計算値との差(無効電力)ΔＱを算出すると共にこれらΔＰ及びΔＱに基づいて収束判定を行い（Ｓ３−４）
（数３）  ΔＰ＝Ｐｓ−（ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss）
ここに、ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数４）  ΔＱ＝Ｑｓ−（ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss）
ここに、ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
収束判定の結果潮流計算が収束していると判断されるまで数式５及び数式６を用いて新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を算出する（Ｓ３−５）と共に
（数５）  ＰＬ’＝ＰＬ＋ΔＰ
ここに、ＰＬ’：新たな配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
（数６）  ＱＬ’＝ＱＬ＋ΔＱ
ここに、ＱＬ’：新たな配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
当該新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を用いてあらためてＳ３−２からＳ３−４までの処理を行うことによって仮想集中負荷の分布パターン毎に配電系統区間の計算受電端電圧を算出する手段、実測受電端電圧と計算受電端電圧との差分が最も小さい仮想集中負荷の分布パターンを選定する手段、選定した仮想集中負荷の分布パターンを用いて潮流計算を行うことにより配電系統区間内の各地点における電圧を推定する手段として機能させるようにしている。
【００２４】
したがって、この配電系統の電圧推定方法、装置及びプログラムによると、送電端の実測値だけでなく受電端の実測値に基づいて配電系統の負荷分布を推定した上で配電系統区間内の各地点における電圧を推定するようにしているので、配電系統の送電端及び受電端の電圧を反映した配電系統区間内の各地点における電圧が推定される。また、配電系統区間内に実際には分散して多数分布している配電系統負荷をある範囲でまとめて仮想的に複数の集中負荷で表して潮流計算を行うことにより配電系統の負荷分布を推定した上で配電系統区間内の各地点における電圧が推定される。更に、配電系統区間の受電端電圧が異なるように複数の仮想集中負荷の分布パターンを作成し、その複数の仮想集中負荷の分布パターンの中から実測受電端電圧に最も近い計算受電端電圧を有する分布パターンを選定して配電系統の負荷分布を推定した上で配電系統区間内の各地点における電圧を推定するようにしているので、配電系統の実際の負荷の分布状況を反映した配電系統区間内の各地点における電圧が推定されると共に、配電系統の負荷の分布状況が変化した場合でもその変化に合わせた負荷分布を推定した上で配電系統区間内の各地点における電圧が推定される。
【００２５】
更に、請求項４記載の配電系統の電圧推定方法は、配電系統区間内に分散して分布している配電系統負荷を配電系統区間内の複数のノードにおける仮想集中負荷で表して潮流計算回路を作成する工程（Ｓ１）と、配電系統区間の受電端電圧が異なる複数の仮想集中負荷の分布パターンを作成する工程（Ｓ２）と、数式１及び数式２で表される潮流計算回路における送電端有効電力Ｐｓ及び送電端無効電力Ｑｓについて初期条件としてＰloss及びＱlossをゼロとして配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを算出し（Ｓ３−１）
（数１）  Ｐｓ＝ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss
ここに、Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数２）  Ｑｓ＝ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss
ここに、Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを仮想集中負荷の分布パターンに従って複数のノードにおける仮想集中負荷に配分して複数のノード毎の負荷を算出し（Ｓ３−２）
複数のノード毎の負荷を用いて潮流計算を行って配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)Ｐloss及び線路ロス(無効電力)Ｑlossを算出し（Ｓ３−３）
数式３及び数式４を用いて実測値と計算値との差(有効電力)ΔＰ及び実測値と計算値との差(無効電力)ΔＱを算出すると共にこれらΔＰ及びΔＱに基づいて収束判定を行い（Ｓ３−４）
（数３）  ΔＰ＝Ｐｓ−（ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss）
ここに、ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数４）  ΔＱ＝Ｑｓ−（ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss）
ここに、ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
収束判定の結果潮流計算が収束していると判断されるまで数式５及び数式６を用いて新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を算出する（Ｓ３−５）と共に
（数５）  ＰＬ’＝ＰＬ＋ΔＰ
ここに、ＰＬ’：新たな配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
（数６）  ＱＬ’＝ＱＬ＋ΔＱ
ここに、ＱＬ’：新たな配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
当該新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を用いてあらためてＳ３−２からＳ３−４までの処理を行うことによって仮想集中負荷の分布パターン毎に配電系統区間の計算受電端電圧を算出する工程（Ｓ３）と、実測受電端電圧並びに仮想集中負荷の分布パターン毎の計算受電端電圧を値の大きい順又は小さい順に並べて実測受電端電圧の前後の計算受電端電圧の仮想集中負荷の分布パターンを選定する工程と、選定した二つの仮想集中負荷の分布パターンの負荷分布を線形補間して配電系統区間内の負荷分布を推定する工程と、線形補間して求めた負荷分布を用いて潮流計算を行うことにより配電系統区間内の各地点における電圧を推定する工程とを有するようにしている。
【００２６】
請求項８記載の配電系統の電圧推定装置は、配電系統区間内に分散して分布している配電系統負荷を配電系統区間内の複数のノードにおける仮想集中負荷で表して潮流計算回路を作成する手段と、配電系統区間の受電端電圧が異なる複数の仮想集中負荷の分布パターンを作成する手段と、数式１及び数式２で表される潮流計算回路における送電端有効電力Ｐｓ及び送電端無効電力Ｑｓについて初期条件としてＰloss及びＱlossをゼロとして配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを算出し（Ｓ３−１）
（数１）  Ｐｓ＝ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss
ここに、Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数２）  Ｑｓ＝ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss
ここに、Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを仮想集中負荷の分布パターンに従って複数のノードにおける仮想集中負荷に配分して複数のノード毎の負荷を算出し（Ｓ３−２）
複数のノード毎の負荷を用いて潮流計算を行って配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)Ｐloss及び線路ロス(無効電力)Ｑlossを算出し（Ｓ３−３）
数式３及び数式４を用いて実測値と計算値との差(有効電力)ΔＰ及び実測値と計算値との差(無効電力)ΔＱを算出すると共にこれらΔＰ及びΔＱに基づいて収束判定を行い（Ｓ３−４）
（数３）  ΔＰ＝Ｐｓ−（ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss）
ここに、ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数４）  ΔＱ＝Ｑｓ−（ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss）
ここに、ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
収束判定の結果潮流計算が収束していると判断されるまで数式５及び数式６を用いて新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を算出する（Ｓ３−５）と共に
（数５）  ＰＬ’＝ＰＬ＋ΔＰ
ここに、ＰＬ’：新たな配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
（数６）  ＱＬ’＝ＱＬ＋ΔＱ
ここに、ＱＬ’：新たな配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
当該新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を用いてあらためてＳ３−２からＳ３−４までの処理を行うことによって仮想集中負荷の分布パターン毎に配電系統区間の計算受電端電圧を算出する手段と、実測受電端電圧並びに仮想集中負荷の分布パターン毎の計算受電端電圧を値の大きい順又は小さい順に並べて実測受電端電圧の前後の計算受電端電圧の仮想集中負荷の分布パターンを選定する手段と、選定した二つの仮想集中負荷の分布パターンの負荷分布を線形補間して配電系統区間内の負荷分布を推定する手段と、線形補間して求めた負荷分布を用いて潮流計算を行うことにより配電系統区間内の各地点における電圧を推定する手段とを有するようにしている。
【００２７】
請求項１２記載の配電系統の電圧推定プログラムは、コンピュータを、少なくとも、配電系統区間内に分散して分布している配電系統負荷を配電系統区間内の複数のノードにおける仮想集中負荷で表して潮流計算回路を作成する手段、配電系統区間の受電端電圧が異なる複数の仮想集中負荷の分布パターンを作成する手段、数式１及び数式２で表される潮流計算回路における送電端有効電力Ｐｓ及び送電端無効電力Ｑｓについて初期条件としてＰloss及びＱlossをゼロとして配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを算出し（Ｓ３−１）
（数１）  Ｐｓ＝ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss
ここに、Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数２）  Ｑｓ＝ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss
ここに、Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
配電系統区間の負荷(有効電力)の合計ＰＬ及び負荷(無効電力)の合計ＱＬを仮想集中負荷の分布パターンに従って複数のノードにおける仮想集中負荷に配分して複数のノード毎の負荷を算出し（Ｓ３−２）
複数のノード毎の負荷を用いて潮流計算を行って配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)Ｐloss及び線路ロス(無効電力)Ｑlossを算出し（Ｓ３−３）
数式３及び数式４を用いて実測値と計算値との差(有効電力)ΔＰ及び実測値と計算値との差(無効電力)ΔＱを算出すると共にこれらΔＰ及びΔＱに基づいて収束判定を行い（Ｓ３−４）
（数３）  ΔＰ＝Ｐｓ−（ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss）
ここに、ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
Ｐｓ：送電端有効電力［Ｗ］
ＰＬ：配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
Ｐｒ：受電端有効電力［Ｗ］
Ｐloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(有効電力)［Ｗ］
（数４）  ΔＱ＝Ｑｓ−（ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss）
ここに、ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
Ｑｓ：送電端無効電力［Ｖａｒ］
ＱＬ：配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
Ｑｒ：受電端無効電力［Ｖａｒ］
Ｑloss：配電系統区間の配電線の線路ロス(無効電力)［Ｖａｒ］
収束判定の結果潮流計算が収束していると判断されるまで数式５及び数式６を用いて新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を算出する（Ｓ３−５）と共に
（数５）  ＰＬ’＝ＰＬ＋ΔＰ
ここに、ＰＬ’：新たな配電系統区間の負荷(有効電力)の合計［Ｗ］
ΔＰ：実測値と計算値との差(有効電力)［Ｗ］
（数６）  ＱＬ’＝ＱＬ＋ΔＱ
ここに、ＱＬ’：新たな配電系統区間の負荷(無効電力)の合計［Ｖａｒ］
ΔＱ：実測値と計算値との差(無効電力)［Ｖａｒ］
当該新たな負荷(有効電力)の合計ＰＬ’及び負荷(無効電力)の合計ＱＬ’を用いてあらためてＳ３−２からＳ３−４までの処理を行うことによって仮想集中負荷の分布パターン毎に配電系統区間の計算受電端電圧を算出する手段、実測受電端電圧並びに仮想集中負荷の分布パターン毎の計算受電端電圧を値の大きい順又は小さい順に並べて実測受電端電圧の前後の計算受電端電圧の仮想集中負荷の分布パターンを選定する手段、選定した二つの仮想集中負荷の分布パターンの負荷分布を線形補間して配電系統区間内の負荷分布を推定する手段、線形補間して求めた負荷分布を用いて潮流計算を行うことにより配電系統区間内の各地点における電圧を推定する手段として機能させるようにしている。
【００２８】
したがって、この配電系統の電圧推定方法、装置及びプログラムによると、送電端の実測値だけでなく受電端の実測値に基づいて配電系統の負荷分布を推定した上で配電系統区間内の各地点における電圧を推定するようにしているので、配電系統の送電端及び受電端の電圧を反映した配電系統区間内の各地点における電圧が推定される。また、配電系統区間内に実際には分散して多数分布している配電系統負荷をある範囲でまとめて仮想的に複数の集中負荷で表して潮流計算を行うことにより配電系統の負荷分布を推定した上で配電系統区間内の各地点における電圧が推定される。更に、配電系統区間の受電端電圧が異なるように複数の仮想集中負荷の分布パターンを作成し、その複数の仮想集中負荷の分布パターンの中から実測受電端電圧に近い計算受電端電圧を有する二つの仮想集中負荷の分布パターンを選定して線形補間することにより配電系統の負荷分布を推定した上で配電系統区間内の各地点における電圧を推定するようにしているので、配電系統の実際の負荷の分布状況をより反映した配電系統区間内の各地点における電圧が推定されると共に、配電系統の負荷の分布状況が変化した場合でもその変化に合わせた負荷分布を推定した上で配電系統区間内の各地点における電圧が推定される。
【発明の効果】
【００２９】
以上説明したように、本発明の配電系統の負荷分布推定方法、装置及びプログラムによれば、配電系統の送電端及び受電端の電圧を反映した配電系統の負荷分布が推定されるので、配電系統の負荷分布の推定精度を向上させることが可能となる。また、分散して多数分布している配電系統負荷を仮想的に複数の集中負荷で表して配電系統の負荷分布を推定するので、配電系統の負荷分布の推定を簡便に行うことが可能となる。更に、複数の仮想集中負荷の分布パターンの中から分布パターンを選定したり二つの分布パターンを線形補間することにより配電系統の実際の負荷の分布状況に近い配電系統の負荷分布が推定されると共に、配電系統の実際の負荷の分布状況の変化に合わせた負荷分布が推定されるので、配電系統の負荷分布の推定精度を向上させることが可能となる。
【００３０】
また、本発明の配電系統の電圧推定方法、装置及びプログラムによれば、配電系統の送電端及び受電端の電圧を反映した配電系統区間内の各地点における電圧が推定されるので、配電系統区間内の各地点における電圧の推定精度を向上させることが可能となる。また、分散して多数分布している配電系統負荷を仮想的に複数の集中負荷で表して配電系統の負荷分布を推定した上で配電系統区間内の各地点における電圧が推定されるので、配電系統区間内の各地点における電圧の推定を簡便に行うことが可能となる。更に、複数の仮想集中負荷の分布パターンの中から分布パターンを選定したり二つの分布パターンを線形補間することにより配電系統の実際の負荷の分布状況を反映した配電系統区間内の各地点における電圧が推定されるので、配電系統区間内の各地点における電圧の推定精度を向上させることが可能となる。更に、配電系統の実際の負荷の分布状況の変化に合わせた配電系統区間内の各地点における電圧が推定されるので、例えば一日の中で負荷の分布状況が変化したり又は需要家や分散型電源の連系状況が変化した場合についても配電系統区間内の各地点における電圧を精度高く推定することが可能となる。
【発明を実施するための最良の形態】
【００３１】
以下、本発明の構成を図面に示す最良の形態に基づいて詳細に説明する。
【００３２】
図１から図５に、本発明の配電系統の負荷分布並びに電圧推定方法及び装置の実施形態の一例を示す。なお、本実施形態では、配電系統として、図２に示すように、変圧器３に接続している配電線４上に計測器５Ａ、５Ｂ、５Ｃ及び５Ｄ（以下、計測器５Ａ〜５Ｄと表記する）が設置された配電系統１を例に挙げている。
【００３３】
計測器５Ａ〜５Ｄは、例えばセンサー付区分開閉器である。センサー付区分開閉器は、通常の区分開閉器としての役割に加え、例えば配電線４の電圧、有効電力及び無効電力等のデータを計測することができる区分開閉器である。なお、計測器５Ａ〜５Ｄはこれに限られるものではなく、少なくとも配電線４の電圧、有効電力及び無効電力を計測してそれら計測データを表示したり外部機器に提供したりすることができるものであればいずれの機器であっても構わない。
【００３４】
また、本実施形態では、図２において計測器５Ｂと５Ｃに囲まれた配電系統区間２を対象として負荷分布並びに電圧を推定する場合を例に挙げて説明する。なお、計測器５Ｂと５Ｃの設置間隔である配電系統区間２の区間長は例えば５km程度が考えられるがこれに限られるものではなく、これより長くても又はこれより短くても構わない。
【００３５】
本発明の配電系統の負荷分布並びに電圧推定装置は、配電系統区間内に分散して分布している配電系統負荷を複数の仮想集中負荷で表して潮流計算回路を作成する回路設定手段と、配電系統区間の受電端電圧が異なる複数の仮想集中負荷の分布パターンを作成する仮想集中負荷分布パターン設定手段と、潮流計算回路を用いて仮想集中負荷の分布パターン毎に潮流計算を行って配電系統区間の計算受電端電圧を算出する仮想集中負荷算出手段と、実測受電端電圧と計算受電端電圧との差分が最も小さい仮想集中負荷の分布パターンを選定する選定手段と、推定した負荷分布を用いて潮流計算を行うことにより配電系統区間内の各地点における電圧を推定する電圧推定手段とから構成されている。ここで、選定部は、実測受電端電圧並びに仮想集中負荷の分布パターン毎の計算受電端電圧を値の大きい順又は小さい順に並べて実測受電端電圧の前後の計算受電端電圧の仮想集中負荷の分布パターンを選定するようにしても良く、この場合には、配電系統の負荷分布並びに電圧推定装置は、更に、選定した二つの仮想集中負荷の分布パターンの負荷分布を線形補間して配電系統区間内の負荷分布を推定する負荷分布算出手段を有する。
【００３６】
そして、本発明の配電系統の負荷分布並びに電圧推定方法は、図１のフロー図に示すように、送電端の計測器５Ｂ及び受電端の計測器５Ｃに囲まれた配電系統区間２内に分散して分布している配電系統負荷を複数の仮想集中負荷で表して潮流計算回路６を作成し（Ｓ１）、配電系統区間２の受電端電圧が異なる複数の仮想集中負荷の分布パターンを作成し（Ｓ２）、潮流計算回路６を用いて仮想集中負荷の分布パターン毎に潮流計算を行って配電系統区間２の計算受電端電圧を算出し（Ｓ３）、実測受電端電圧Ｖｒ並びに仮想集中負荷の分布パターン毎の計算受電端電圧を値の大きい順又は小さい順に並べて実測受電端電圧Ｖｒの前後の計算受電端電圧の仮想集中負荷の分布パターンを選定し（Ｓ４）、選定した二つの仮想集中負荷の分布パターンの負荷分布を線形補間して配電系統区間２内の負荷分布を推定する（Ｓ５）と共に、線形補間して求めた負荷分布を用いて潮流計算を行うことにより配電系統区間２内の各地点における電圧を推定する（Ｓ６）ようにしている。
【００３７】
以下に、図１に示すフロー図に従って、本発明の負荷分布推定方法並びに電圧推定方法について説明する。
【００３８】
（１）仮想集中負荷分布推定のための潮流計算回路の作成（Ｓ１）
【００３９】
本発明の推定方法の適用にあたっては、まず、図３に示すように、配電系統区間２内の仮想集中負荷分布を推定するための潮流計算回路６を作成する（Ｓ１）。
【００４０】
本発明の推定方法は、配電系統区間２内に実際には分散して多数分布している配電系統負荷を仮想的に複数の集中負荷（以下、仮想集中負荷と呼ぶ）として扱うことにより電圧を推定する。
【００４１】
本実施形態では、配電系統区間２内に五つのノードＬ１、Ｌ２、Ｌ３、Ｌ４及びＬ５（以下、ノードＬ１〜Ｌ５と表記する）のそれぞれに仮想集中負荷があるものとする。また、送電端の計測器５Ｂ側の端点を基準ノードＬ０とし、受電端の計測器５Ｃ側の端点をノードＬ６とする。
【００４２】
ここで、ノードＬ１は計測器５Ｂの計測器５Ｃ側の直近にあるものとし、ノードＬ５は計測器５Ｃの計測器５Ｂ側の直近にあるものとする。そして、ノードＬ１からＬ５までの区間と配電系統区間２は同一のものとして扱う。
【００４３】
また、実測値として、計測器５Ｂにより送電端電圧Ｖｓ、送電端有効電力Ｐｓ及び送電端無効電力Ｑｓ、並びに計測器５Ｃにより受電端電圧Ｖｒ、受電端有効電力Ｐｒ及び受電端無効電力Ｑｒをそれぞれ得ている。
【００４４】
ここで、ノードＬ０は計測器５Ｂの計測器５Ｃと反対側の直近にあるものとし、ノードＬ０の電圧は計測器５Ｂにおける送電端電圧Ｖｓに等しいものとする。また、ノードＬ６は計測器５Ｃの計測器５Ｂと反対側の直近にあるものとし、ノードＬ６の電圧と計測器５Ｃの電圧は等しいものとする。したがって、実測値については、ノードＬ６の電圧は計測器５Ｃにおける受電端電圧Ｖｒに等しいものとする。
【００４５】
更に、（数１）で表される配電系統区間２全体の線路インピーダンスＺも配電線４の種類や直径等に基づいて既知であるものとする。
【００４６】
Ｚ＝Ｒ＋ｊＸ  …（数１）
【００４７】
ここに、Ｚ：配電系統区間２全体の線路インピーダンス［Ω］、Ｒ：配電系統区間２の等価抵抗［Ω］、ｊ：虚数単位、Ｘ：配電系統区間２の等価リアクタンス［Ω］。
【００４８】
なお、配電系統区間２上のノード数は二つ以上であれば良く、ノード数に特に上限はない。しかしながら、一般的にノード数が多いほど、即ち仮想集中負荷の数が多いほど推定精度が高くなる一方で計算がそれだけ煩雑になるので、必要とされる推定精度と推定作業量等を勘案して作業者が適当なノード数を設定する。
【００４９】
また、ノードＬ１とＬ２に囲まれた区間をブランチＢ１、ノードＬ２とＬ３に囲まれた区間をブランチＢ２、ノードＬ３とＬ４に囲まれた区間をブランチＢ３、並びにノードＬ４とＬ５に囲まれた区間をブランチＢ４とする（以下、ブランチＢ１〜Ｂ４と表記する）。
【００５０】
また、ノードＬ１からＬ５までの区間長をＤ、並びにブランチＢ１〜Ｂ４の区間長をそれぞれｄ１、ｄ２、ｄ３及びｄ４とする（以下、ブランチ区間長ｄ１〜ｄ４と表記する）。なお、ノード相互の間隔であるブランチ区間長ｄ１〜ｄ４に特に制限はなく、各ノードがどのような間隔であっても構わない。好ましくは、配電系統区間の全体を等分し、等分した区間のそれぞれの中間点にノードを設定することである。具体的には、図３において、配電系統区間２を三等分し、三等分した区間のそれぞれの中間点にノードＬ２〜Ｌ４を設定する（なおこの場合も、ノードＬ１及びＬ５は計測器の直近に設定することが前提である）。
【００５１】
ここで、（数２）を用い、配電系統区間２全体の線路インピーダンスＺを配電系統区間２の区間長Ｄに対する各ブランチＢ１〜Ｂ４のブランチ区間長ｄ１〜ｄ４の構成比率に基づいて配分することによりブランチＢ１〜Ｂ４毎の線路インピーダンスを設定する。
【００５２】
Ｒi＋ｊＸi＝ｄi／Ｄ×（Ｒ＋ｊＸ）  …（数２）
【００５３】
ここに、添字ｉ：ブランチ番号（１〜４）、Ｒi＋ｊＸi：ブランチＢｉの線路インピーダンス［Ω］（Ｒi：ブランチＢｉの等価抵抗、ｊ：虚数単位、Ｘi：ブランチＢｉの等価リアクタンス）、ｄi：ブランチＢｉの区間長［ｍ］、Ｄ：配電系統区間２の区間長［ｍ］、Ｒ＋ｊＸ：配電系統区間２全体の線路インピーダンス［Ω］（Ｒ：配電系統区間２の等価抵抗、ｊ：虚数単位、Ｘ：配電系統区間２の等価リアクタンス）。
【００５４】
また、配電系統区間２の途中で線路インピーダンスが変化する場合も同様に線路長に比例して配分する。例えば、配電系統区間２を三等分した区間のそれぞれの中間点にノードＬ２〜Ｌ４を設定し、ノードＬ１から区間長Ｄの３分の１の地点までのインピーダンスがＲa＋ｊＸaで、その地点からノードＬ５までのインピーダンスがＲb＋ｊＸbの場合は（数２−１）から（数２−４)を用いて配分する。
【００５５】
ＲB1＋ｊＸB1＝１／２×（Ｒa＋ｊＸa）  …（数２−１）
【００５６】
ここに、ＲB1＋ｊＸB1：ブランチＢ１の線路インピーダンス［Ω］。
【００５７】
ＲB2＋ｊＸB2＝１／２×（Ｒa＋ｊＸa）＋１／４×（Ｒb＋ｊＸb）  …（数２−２）
【００５８】
ここに、ＲB2＋ｊＸB2：ブランチＢ２の線路インピーダンス［Ω］。
【００５９】
ＲB3＋ｊＸB3＝１／２×（Ｒb＋ｊＸb）  …（数２−３）
【００６０】
ここに、ＲB3＋ｊＸB3：ブランチＢ３の線路インピーダンス［Ω］。
【００６１】
ＲB4＋ｊＸB4＝１／４×（Ｒb＋ｊＸb）  …（数２−４）
ここに、ＲB4＋ｊＸB4：ブランチＢ４の線路インピーダンス［Ω］。
【００６２】
なお、前記は線路インピーダンスの変位点が一箇所の場合の例であるが、変位点の箇所数は一箇所には限られない。変位点の数が複数の場合も前記と同様にそれぞれの線路インピーダンスを線路長に比例して配分するようにすれば良い。
【００６３】
また、ノードＬ１における仮想集中負荷は、有効電力ＰL1と無効電力ＱL1を用いてＰL1＋ｊＱL1とする。ノードＬ２〜Ｌ５における仮想集中負荷についても同様に、有効電力ＰL2〜ＰL5と無効電力ＱL2〜ＱL5を用いて表す。
【００６４】
（２）配電系統区間内の仮想集中負荷の分布パターンの作成（Ｓ２）
【００６５】
次に、配電系統区間２の負荷の合計をノードＬ１〜Ｌ５の仮想集中負荷に配分するための仮想集中負荷の分布パターンを複数作成する。仮想集中負荷の分布パターンは、Ｓ１で作成した潮流計算回路６のノードＬ１〜Ｌ５の仮想集中負荷に配電系統区間２の負荷の合計を配分するためのノードＬ１〜Ｌ５の仮想集中負荷のそれぞれの大きさのパターンである。つまり、本実施形態では五つの仮想集中負荷があるものとしているので、配電系統区間２の負荷の合計をこれら五つの仮想集中負荷に配分するための配分比率を様々に変えた複数の分布パターンを作成することになる。
【００６６】
本実施形態では、仮想集中負荷の分布パターンとして、図４に示すように、パターンＡからＧまでの七つの分布パターンを作成する。
【００６７】
本実施形態におけるノードＬ１〜Ｌ５毎の仮想集中負荷への配分比率α１〜α５は、仮想集中負荷の分布パターンＡからＧ別に表１に示す値とする。
【００６８】
【表１】
0004718943.tif 000002
【００６９】
パターンＡは、ノードＬ１の仮想集中負荷が配電系統区間２の負荷の合計に等しい場合である。即ち、ノードＬ１にのみ仮想集中負荷があり、他のノードの仮想集中負荷はゼロの場合である。
【００７０】
パターンＢは、ノードＬ２の仮想集中負荷が配電系統区間２の負荷の合計に等しい場合である。即ち、ノードＬ２にのみ仮想集中負荷があり、他のノードの仮想集中負荷はゼロの場合である。
【００７１】
パターンＣは、ノードＬ２の仮想集中負荷が配電系統区間２の負荷の合計の３分の２を占めると共にノードＬ３の仮想集中負荷が配電系統区間２の負荷の合計の３分の１を占め、他のノードの仮想集中負荷がゼロの場合である。
【００７２】
パターンＤは、ノードＬ２、Ｌ３及びＬ４の仮想集中負荷のそれぞれが配電系統区間２の負荷の合計の３分の１になっており、他のノードの仮想集中負荷がゼロの場合である。
【００７３】
パターンＥは、ノードＬ３の仮想集中負荷が配電系統区間２の負荷の合計の３分の１を占めると共にノードＬ４の仮想集中負荷が配電系統区間２の負荷の合計の３分の２を占め、他のノードの仮想集中負荷がゼロの場合である。
【００７４】
パターンＦは、ノードＬ４の仮想集中負荷が配電系統区間２の負荷の合計に等しい場合である。即ち、ノードＬ２にのみ仮想集中負荷があり、他のノードの仮想集中負荷はゼロの場合である。
【００７５】
パターンＧは、ノードＬ５の仮想集中負荷が配電系統区間２の負荷の合計に等しい場合である。即ち、ノードＬ５にのみ仮想集中負荷があり、他のノードの仮想集中負荷はゼロの場合である。
【００７６】
ここで、パターンＡ及びＧは、パターンＢからＦで仮想集中負荷の分布の推定が収束しない場合を想定したものである。具体的には、ノードＬ０の送電端電圧Ｖｓは一定であるため、パターンＡはノードＬ６の受電端電圧が最も高くなる状況、即ち送電端の計測器５Ｂの直近に全て若しくは殆ど全ての負荷が集中している場合であり、パターンＧはノードＬ６の受電端電圧が最も低くなる状況、即ち受電端の計測器５Ｃの直近に全て若しくは殆ど全ての負荷が集中している場合である。
【００７７】
なお、仮想集中負荷の分布パターンはこれらのパターンに限られるものではなく、ノードＬ１〜Ｌ５のそれぞれの仮想集中負荷の配分比率α１〜α５をより多様なものとしても良い。例えば、本実施形態ではパターンＣにおいてノードＬ２とＬ３の仮想集中負荷の配分比率α２とα３を２：１としたが、これに限られるものではなく、３：１や４：１とするパターンを作成しても良い。
【００７８】
仮想集中負荷の分布パターンを作成する際には、図４に示すように、負荷分布が送電端側（計測器５Ｂ側）から受電端側（計測器５Ｃ側）に次第に移り行くように負荷を配分し、ノードＬ６の受電端電圧が次第に小さくなるようにする。具体的には、本実施形態であれば、仮想集中負荷の分布パターンＡのノードＬ６の受電端電圧をＶａとし、仮想集中負荷の分布パターンＢからＧについても同様に受電端電圧をＶｂ、Ｖｃ、…、Ｖｇとすると、Ｖａ＞Ｖｂ＞Ｖｃ＞Ｖｄ＞Ｖｅ＞Ｖｆ＞Ｖｇとなり、パターンＡからパターンＧの順に受電端電圧が小さくなる。
【００７９】
なお、仮想集中負荷の分布パターンの数に特に制限はなく、本実施形態の七つより少なくても良いし又は多くても良い。なお、一般的に分布パターンの数が多いほど推定精度が高くなる一方で計算がそれだけ煩雑になるので、必要とされる推定精度と推定作業量等を勘案して作業者が適当な分布パターン数を判断する。
【００８０】
（３）仮想集中負荷の分布パターン毎の計算受電端電圧の算出（Ｓ３）
【００８１】
次に、Ｓ１で作成した潮流計算回路６を用い、Ｓ２で作成した仮想集中負荷の分布パターンＡ〜Ｇ毎に潮流計算を行って計算受電端電圧Ｖａ〜Ｖｇを算出する（Ｓ３）。
【００８２】
計算受電端電圧Ｖａ〜Ｖｇの算出は、仮想集中負荷の分布パターンＡ〜Ｇ別に、図５に示すフローに従って行う。
【００８３】
まず、潮流計算回路６において、（数３）及び（数４）の関係が成り立つ。
【００８４】
Ｐｓ＝ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss  …（数３）
【００８５】
ここに、Ｐｓ：送電端有効電力、ＰＬ：配電系統区間２の負荷（有効電力）の合計、Ｐｒ：受電端有効電力、Ｐloss：配電系統区間２の配電線４の線路ロス（有効電力）。単位は全て［Ｗ］。
【００８６】
Ｑｓ＝ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss  …（数４）
【００８７】
ここに、Ｑｓ：送電端無効電力、ＱＬ：配電系統区間２の負荷（無効電力）の合計、Ｑｒ：受電端無効電力、Ｑloss：配電系統区間２の配電線４の線路ロス（無効電力）。単位は全て［Ｖａｒ］。
【００８８】
（数３）及び（数４）において、Ｐloss及びＱlossは未知であるため、初期条件としてこれらをゼロとする（Ｓ３−１）。
【００８９】
これにより、（数３）及び（数４）から（数５）及び（数６）がそれぞれ得られる。
【００９０】
ＰＬ＝Ｐｓ−Ｐｒ  …（数５）
【００９１】
ＱＬ＝Ｑｓ−Ｑｒ  …（数６）
【００９２】
次に、前述した表１の仮想集中負荷の分布パターンに従って配電系統区間２の負荷の合計をノードＬ１〜Ｌ５の仮想集中負荷に配分する（Ｓ３−２）。
【００９３】
配電系統区間２の負荷の合計（有効電力成分の合計、無効電力成分の合計）の配分は（数７）を用いて行い、これによりノードＬ１〜Ｌ５毎の有効電力及び無効電力を算出する。
【００９４】
ＰLi＋ｊＱLi＝αi／Σαi×（ＰＬ＋ｊＱＬ）  …（数７）
【００９５】
ここに、添字ｉ：ノード番号（１〜５）、ＰLi＋ｊＱLi：ノードＬｉの仮想集中負荷［ＶＡ］（ＰLi：ノードＬｉの仮想集中負荷の有効電力、ｊ：虚数単位、ＱLi：ノードＬｉの仮想集中負荷の無効電力）、αi：ノードＬｉの仮想集中負荷の配分比率、ＰＬ＋ｊＱＬ：配電系統区間２の負荷の合計［ＶＡ］（ＰＬ：配電系統区間２の負荷の有効電力、ｊ：虚数単位、ＱＬ：配電系統区間２の負荷の無効電力）。なお、Σαi＝α1＋α2＋α3＋α4＋α5。
【００９６】
仮想集中負荷の分布パターンＡ〜Ｇ別のノードＬ１〜Ｌ５毎の仮想集中負荷の配分比率α１〜α５は表１に示す値とする。
【００９７】
次に、Ｓ３−２の結果としてノードＬ１〜Ｌ５毎の負荷が得られるので、ノードＬ０を基準ノードとして潮流計算を行う（Ｓ３−３）。
【００９８】
ここでいう潮流計算とは、電力系統の電力方程式を解いて、電圧、位相角、電力、無効電力潮流を求めるもので、ニュートン・ラプソン法をはじめとする交流法の潮流計算であれば特にその方式を問わない。
【００９９】
潮流計算の結果、線路ロス（有効電力）Ｐloss及び線路ロス（無効電力）Ｑlossが算出される。
【０１００】
次に、配電系統区間２について、実測値である送電端電力及び受電端電力、並びに計算値である負荷及び線路ロスを用いて収束判定を行う（Ｓ３−４）。
【０１０１】
まず、収束判定の判断指標となる実測値と計算値との差を（数８）及び（数９）を用いて算出する。
【０１０２】
ΔＰ＝Ｐｓ−（ＰＬ＋Ｐｒ＋Ｐloss）  …（数８）
【０１０３】
ここに、ΔＰ：実測値と計算値との差（有効電力）、Ｐｓ：送電端有効電力、ＰＬ：配電系統区間２の負荷（有効電力）の合計、Ｐｒ：受電端有効電力、Ｐloss：配電系統区間２の配電線４の線路ロス（有効電力）。単位は全て［Ｗ］。
【０１０４】
ΔＱ＝Ｑｓ−（ＱＬ＋Ｑｒ＋Ｑloss）  …（数９）
【０１０５】
ここに、ΔＱ：実測値と計算値との差（無効電力）、Ｑｓ：送電端無効電力、ＱＬ：配電系統区間２の負荷（無効電力）の合計、Ｑｒ：受電端無効電力、Ｑloss：配電系統区間２の配電線４の線路ロス（無効電力）。単位は全て［Ｖａｒ］。
【０１０６】
そして、│ΔＰ│≦Ｐlimitかつ│ΔＱ│≦Ｑlimitの場合は潮流計算が収束していると判断し（Ｓ３−４；Ｙｅｓ）、それ以外の場合は収束していないと判断する（Ｓ３−４；Ｎｏ）。
【０１０７】
ここで、Ｐlimit及びＱlimitは、（数８）及び（数９）により表される実測値に対する計算値の収束性を判定する指標であって、実測値と計算値の差の閾値である。Ｐlimit及びＱlimitの値に特に制限はなく、必要とされる推定精度等を勘案して作業者が適当な閾値数を設定する。具体的には例えば、送電端電力Ｐｓ、Ｑｓの１％程度をＰlimit、Ｑlimitとして設定することが考えられる。
【０１０８】
│ΔＰ│と│ΔＱ│のどちらか一方又は両方が収束判定の閾値Ｐlimit、Ｑlimitを超えている場合（Ｓ３−４；Ｎｏ）は、（数１０）及び（数１１）を用いて新たな負荷の合計ＰＬ’及びＱＬ’を算出する（Ｓ３−５）。
【０１０９】
ＰＬ’＝ＰＬ＋ΔＰ  …（数１０）
【０１１０】
ここに、ＰＬ’：新たな配電系統区間２の負荷（有効電力）の合計、ΔＰ：有効電力についての実測値と計算値との差（Ｓ３−４の（数８）の計算結果）。単位は全て［Ｗ］。
【０１１１】
ＱＬ’＝ＱＬ＋ΔＱ  …（数１１）
【０１１２】
ここに、ＱＬ’：新たな配電系統区間２の負荷（無効電力）の合計、ΔＱ：無効電力についての実測値と計算値との差（Ｓ３−４の（数９）の計算結果）。単位は全て［Ｖａｒ］。
【０１１３】
そして、新たな負荷の合計ＰＬ’、ＱＬ’を用いて、あらためて、Ｓ３−２からＳ３−４までの処理を行う。
【０１１４】
一方で、Ｓ３−４において、潮流計算が収束していると判断された場合（Ｓ３−４；Ｙｅｓ）は、計算対象とした仮想集中負荷の分布パターンについての計算を終了する（Ｓ３−６）。
【０１１５】
そして、このときのノードＬ１〜Ｌ５毎の負荷及びノードＬ６の電圧が、計算対象の仮想集中負荷分布パターン（Ａ〜Ｇのいずれか）のノードＬ１〜Ｌ５毎の仮想集中負荷（ＰLi＋ｊＱLi）及び計算受電端電圧（Ｖa〜Ｖgのいずれか）である。
【０１１６】
これらＳ３−１からＳ３−６の処理過程を仮想集中負荷の分布パターンＡ〜Ｇ毎に繰り返し行い、仮想集中負荷の分布パターンＡ〜Ｇの全てについての計算が終了した場合にはＳ４の処理に移る。
【０１１７】
（４）実測した受電端電圧に近い計算受電端電圧を有する二つの仮想集中負荷の分布パターンの選定（Ｓ４）
【０１１８】
続いて、計測器５Ｃで実測した受電端電圧ＶｒとＳ３で算出した仮想集中負荷の分布パターンＡ〜Ｇ別の計算受電端電圧Ｖａ〜Ｖｇを比較し、計算受電端電圧が受電端電圧Ｖｒに近くなっている仮想集中負荷の分布パターンを二つ選定する（Ｓ４）。
【０１１９】
前述した通り、仮想集中負荷の分布パターンＡ〜Ｇ別の計算受電端電圧Ｖａ〜Ｖｇは、Ｖａ＞Ｖｂ＞Ｖｃ＞Ｖｄ＞Ｖｅ＞Ｖｆ＞Ｖｇの関係になっている。
【０１２０】
本実施形態では、計測器５Ｃで実測した受電端電圧Ｖｒ及び仮想集中負荷の分布パターンＡ〜Ｇ別の計算受電端電圧Ｖａ〜Ｖｇの全てを大きい順に並べた場合に例えば、Ｖａ＞Ｖｂ＞Ｖｃ＞Ｖｒ＞Ｖｄ＞Ｖｅ＞Ｖｆ＞Ｖｇの関係にあったとする。
【０１２１】
このとき、仮想集中負荷の分布パターンＡ〜Ｇ別の計算受電端電圧Ｖａ〜Ｖｇのうち計測器５Ｃで実測した受電端電圧Ｖｒに近いのは、Ｖｃ及びＶｄであり、受電端電圧Ｖｒを再現し得る仮想集中負荷の分布パターンとして分布パターンＣとＤを選定する。
【０１２２】
（５）選定した二つの仮想集中負荷の分布パターンの組み合わせによる配電系統の負荷の分布の算出（Ｓ５）
【０１２３】
次に、Ｓ３で算定した仮想集中負荷（ＰLi＋ｊＱLi）及び計算受電端電圧（Ｖa〜Ｖgのいずれか）のうち、Ｓ４で選定した二つの仮想集中負荷の分布パターンに関する仮想集中負荷及び計算受電端電圧を用いて最終的な配電系統区間２内の負荷の分布を算出する（Ｓ５）。
【０１２４】
具体的には、Ｓ３で算出した仮想集中負荷の分布パターンＣのノードＬ２の仮想集中負荷（有効電力）をＰL2cとし、仮想集中負荷の分布パターンＤのノードＬ２の仮想集中負荷（有効電力）をＰL2ｄとすると、Ｓ４から仮想集中負荷パターンの線形補間により（数１２）の関係が成り立つ。
【０１２５】
（ＰL2−ＰL2c）：（ＰL2d−ＰL2c）＝（Ｖｒ−Ｖｃ）：（Ｖｄ−Ｖｃ）  …（数１２）
【０１２６】
ここに、ＰL2：ノードＬ２の最終的な負荷（有効電力）［Ｗ］、ＰL2c：仮想集中負荷の分布パターンＣのノードＬ２の仮想集中負荷（有効電力）［Ｗ］、ＰL2d：仮想集中負荷の分布パターンＤのノードＬ２の仮想集中負荷（有効電力）［Ｗ］、Ｖｒ：計測器５Ｃで実測した受電端電圧［Ｖ］、Ｖｃ：仮想集中負荷の分布パターンＣの計算受電端電圧［Ｖ］、Ｖｄ：仮想集中負荷の分布パターンＤの計算受電端電圧［Ｖ］。
【０１２７】
（数１２）において、パターンＣが収束（Ｓ３−６）した際の条件から計算受電端電圧Ｖｃ及び仮想集中負荷ＰL2cが求められ、同様にパターンＤが収束した際の条件からＶｄ及びＰL2dも求められる。またＶｒは計測器５Ｃにより実測されていることから、ノードＬ２の最終的な負荷（有効電力）ＰL2を求めることができる。
【０１２８】
（数１２）と同様にしてノードＬ３についてＰL3並びにノードＬ４についてＰL4を求めることができる。
【０１２９】
更に、パターンＣが収束した際の条件から仮想集中負荷ＱL2cが求められ、同様にパターンＤが収束した際の条件からＱL2dも求められるので（数１３）を用いてＱL2を求めることができ、また更に同様にしてＱL3並びにＱL4を求めることができる。
【０１３０】
（ＱL2−ＱL2c）：（ＱL2d−ＱL2c）＝（Ｖｒ−Ｖｃ）：（Ｖｄ−Ｖｃ）  …（数１３）
【０１３１】
ここに、ＱL2：ノードＬ２の最終的な負荷（無効電力）［Ｖａｒ］、ＱL2c：仮想集中負荷の分布パターンＣのノードＬ２の仮想集中負荷（無効電力）［Ｖａｒ］、ＱL2d：仮想集中負荷の分布パターンＤのノードＬ２の仮想集中負荷（無効電力）［Ｖａｒ］、Ｖｒ：計測器５Ｃで実測した受電端電圧［Ｖ］、Ｖｃ：仮想集中負荷の分布パターンＣの計算受電端電圧［Ｖ］、Ｖｄ：仮想集中負荷の分布パターンＤの計算受電端電圧［Ｖ］。
【０１３２】
なお、分布パターンＣとＤのどちらもノードＬ１及びＬ５の仮想集中負荷がゼロであるため、ノードＬ１及びＬ５については上記の処理は必要ない。
【０１３３】
以上により、ノードＬ１〜Ｌ５毎の最終的な負荷の大きさを求めることができ、最終的な配電系統区間２内の負荷の分布を算出することができる。
【０１３４】
ここで、実測した受電端電圧Ｖｒを再現し得る仮想集中負荷の分布パターンの選定（Ｓ４）については、好ましくは本実施形態として説明した前述の方法であるが、前述の方法の他に、受電端電圧Ｖｒとの差の絶対値が最も小さくなる計算受電端電圧となる仮想集中負荷の分布パターンを選定するようにしても良い。そしてこの場合にはＳ５の処理を行う必要はなく、Ｓ４で選定した仮想集中負荷の分布パターンが最終的な配電系統区間２内の負荷の分布となる。
【０１３５】
更には、図２で作成した潮流計算回路６の任意の地点に無負荷のノードを設けて、Ｓ５で求めた配電系統区間２の負荷分布を用いて潮流計算を行うことにより任意の地点における電圧を推定することができる（Ｓ６）。
【０１３６】
無負荷ノードの数に特に制限はないが、ノード数が多いほど計算もそれだけ煩雑になるので、作業者が必要とされる地点を判断して設定する。
【０１３７】
さらには、計測器５Ｂと計測器５Ｃとの間に既知の負荷があれば、潮流計算回路６の作成（Ｓ１）時に、潮流計算回路６上の該当する箇所に負荷ノードを設けて、既知の負荷を固定値として入力することもできる。この場合に本手法では、既知の負荷を除いた未知の負荷を推定することとなる。
【０１３８】
上述の配電系統の負荷分布並びに電圧推定方法及び装置は配電系統の負荷分布並びに電圧推定プログラム１３をコンピュータ上で実行することによっても実現される。この実施の一例を以下に示す。
【０１３９】
配電系統の負荷分布並びに電圧推定プログラム１３を実行するための配電系統の負荷分布並びに電圧推定装置７の全体構成を図６に示す。配電系統の負荷分布並びに電圧推定装置７は、制御部８、記憶部９、入力部１０、表示部１１及びメモリ１２を備え相互にバス等の信号回線により接続されている。また、配電系統の負荷分布並びに電圧推定装置７には計測器５Ｂ及び５Ｃが通信回線等により接続されており、その通信回線等を介して相互にデータや制御指令等の信号の送受信（出入力）が行われる。
【０１４０】
制御部８は記憶部９に記憶されている配電系統の負荷分布並びに電圧推定プログラム１３により配電系統の負荷分布並びに電圧推定装置７全体の制御並びに配電系統の負荷分布並びに電圧推定に係る演算を行うものであり、例えばＣＰＵである。記憶部９は少なくともデータやプログラムを記憶可能な装置であり、例えばハードディスクである。入力部１０は少なくとも作業者の命令をＣＰＵに与えるためのインターフェイスであり、例えばキーボードである。表示部１１は制御部８の制御により文字や図形等の表示を行うものであり、例えばディスプレイである。メモリ１２は制御部８が各種制御を実行する際に作業領域となるメモリ空間となる。
【０１４１】
電圧制御装置７の制御部８は、配電系統の負荷分布並びに電圧推定プログラム１３を実行することにより、潮流計算回路６の設定を行う回路設定部８ａ、配電系統区間２内の仮想集中負荷の分布パターンの設定を行う仮想集中負荷分布パターン設定部８ｂ、配電系統区間２の負荷（有効電力、無効電力）の合計を算出する第一の負荷合計算出部８ｃ、ノードＬ１〜Ｌ５毎の負荷を算出する仮想集中負荷算出部８ｄ、線路ロス（有効電力、無効電力）を算出する線路ロス算出部８ｅ、電力の実測値と計算値との差とその差の閾値との比較を行う比較部８ｆ、配電系統区間２の新たな負荷（有効電力、無効電力）の合計を算出する第二の負荷合計算出部８ｇ、実測受電端電圧の値に近い計算受電端電圧の仮想集中負荷の分布パターンを選定する選定部８ｈ、ノードＬ１〜Ｌ５毎の最終的な負荷（有効電力、無効電力）を算出する負荷分布算出部８ｉ、無負荷のノード位置における電圧を算出する電圧推定部８ｊが構成される。
【０１４２】
まず、制御部８の回路設定部８ａは、潮流計算回路６の設定の内容を例えば入力部１０により入力して予め記憶部９に記憶しておく（Ｓ１）。なお、潮流計算回路６の設定の内容とは配電系統区間２内の仮想集中負荷分布の推定に必要な変数であって、具体的には例えば配電系統区間２内の仮想集中負荷の数（即ちノード数）や位置、配電系統区間２全体の線路インピーダンスＺ等である。更に、送電端の電圧Ｖｓ、有効電力Ｐｓ及び無効電力Ｑｓ並びに受電端の電圧Ｖｒ、有効電力Ｐｒ並びに無効電力Ｑｒを送電端の計測器５Ｂ並びに受電端の計測器５Ｃから通信回線等を介して入力して記憶部９に記憶しておく。
【０１４３】
次に、制御部８の仮想集中負荷分布パターン設定部８ｂは、配電系統区間２内の仮想集中負荷の分布パターンの設定の内容を例えば入力部１０により入力して予め記憶部９に記憶しておく（Ｓ２）。なお、仮想集中負荷の分布パターンの設定の内容とは具体的には例えば仮想集中負荷の分布パターンＡ〜Ｇ別のノードＬ１〜Ｌ５毎の仮想集中負荷への配分比率α１〜α５の値である。
【０１４４】
次に、仮想集中負荷の分布パターンＡ〜Ｇ別に計算受電端電圧Ｖａ〜Ｖｇを算出する（Ｓ３）。
【０１４５】
まず、制御部８の第一の負荷合計算出部８ｃは、記憶部９に記憶した送電端の有効電力Ｐｓ及び無効電力Ｑｓ並びに受電端の有効電力Ｐｒ並びに無効電力Ｑｒを読み込み、（数５）及び（数６）により配電系統区間２の負荷（有効電力）の合計ＰＬ及び負荷（無効電力）の合計ＱＬを算出する（Ｓ３−１）。そして、算出した配電系統区間２の負荷（有効電力）の合計ＰＬ及び負荷（無効電力）の合計ＱＬをメモリ１２又は記憶部９に記憶する。
【０１４６】
次に、制御部８の仮想集中負荷算出部８ｄは、予め記憶部９に記憶した潮流計算回路６の設定の内容及び仮想集中負荷の分布パターンの設定内容、並びにＳ３−１でメモリ１２又は記憶部９に記憶した配電系統区間２の負荷（有効電力）の合計ＰＬ及び負荷（無効電力）の合計ＱＬを読み込み、（数７）により配電系統区間２の負荷の合計をノードＬ１〜Ｌ５の仮想集中負荷に配分してノードＬ１〜Ｌ５毎の負荷を算出する（Ｓ３−２）。そして、算出したノードＬ１〜Ｌ５毎の負荷をメモリ１２又は記憶部９に記憶する。
【０１４７】
次に、制御部８の線路ロス算出部８ｅは、予め記憶部９に記憶した潮流計算回路６の設定の内容及びＳ３−２でメモリ１２又は記憶部９に記憶したノードＬ１〜Ｌ５毎の負荷読み込み、ノードＬ０を基準ノードとして潮流計算を行って線路ロス（有効電力）Ｐloss及び線路ロス（無効電力）Ｑlossを算出する（Ｓ３−３）。そして、算出した線路ロス（有効電力）Ｐloss及び線路ロス（無効電力）Ｑlossをメモリ１２又は記憶部９に記憶する。
【０１４８】
次に、制御部８の比較部８ｆは、記憶部９に記憶した送電端の有効電力Ｐｓ及び無効電力Ｑｓ並びに受電端の有効電力Ｐｒ並びに無効電力Ｑｒ、Ｓ３−１でメモリ１２又は記憶部９に記憶した配電系統区間２の負荷（有効電力）の合計ＰＬ及び負荷（無効電力）の合計ＱＬ、更にＳ３−３でメモリ１２又は記憶部９に記憶した線路ロス（有効電力）Ｐloss及び線路ロス（無効電力）Ｑlossを読み込み、（数８）及び（数９）により実測値と計算値との差（有効電力）ΔＰ及び実測値と計算値との差（無効電力）ΔＱを算出する。そして、│ΔＰ│とＰlimitの比較及び│ΔＱ│とＱlimitの比較を行う（Ｓ３−４）。ここで、Ｐlimit及びＱlimitの値は例えば入力部１０により入力して予め記憶部９に記憶しておき、Ｓ３−４を処理する段階で比較部８ｆが読み出すようにする。更に、算出した実測値と計算値との差（有効電力）ΔＰ及び実測値と計算値との差（無効電力）ΔＱをメモリ１２又は記憶部９に記憶する。
【０１４９】
そして、│ΔＰ│と│ΔＱ│の一方又は両方が収束判定の閾値Ｐlimit、Ｑlimitを超えた場合（Ｓ３−４；Ｎｏ）は、制御部８の比較部８ｆの判定結果に基づき、第二の負荷合計算出部８ｇは、Ｓ３−１でメモリ１２又は記憶部９に記憶した配電系統区間２の負荷（有効電力）の合計ＰＬ及び負荷（無効電力）の合計ＱＬ並びにＳ３−４でメモリ１２又は記憶部９に記憶した実測値と計算値との差（有効電力）ΔＰ及び実測値と計算値との差（無効電力）ΔＱを読み込み、（数１０）及び（数１１）により新たな負荷の合計ＰＬ’及びＱＬ’を算出する（Ｓ３−５）。更に、算出した新たな負荷の合計ＰＬ’及びＱＬ’をメモリ１２又は記憶部９に記憶する。そして、仮想集中負荷算出部８ｄがノードＬ１〜Ｌ５毎の負荷を算出する処理（Ｓ３−２）に戻り、線路ロス算出部８ｅが線路ロス（有効電力）Ｐloss及び線路ロス（無効電力）Ｑlossを算出する処理（Ｓ３−３）並びに比較部８ｆが実測値と計算値との差（有効電力）ΔＰ及び実測値と計算値との差（無効電力）ΔＱを算出すると共に│ΔＰ│とＰlimitの比較及び│ΔＱ│とＱlimitの比較を行う処理（Ｓ３−４）を繰り返す。
【０１５０】
一方で、│ΔＰ│≦Ｐlimitかつ│ΔＱ│≦Ｑlimitの場合（Ｓ３−４；Ｙｅｓ）は、計算対象とした仮想集中負荷の分布パターンについての計算を終了し（Ｓ３−６）、Ｓ３−２でメモリ１２又は記憶部９に記憶したノードＬ１〜Ｌ５毎の負荷及びＳ３−３でメモリ１２又は記憶部９に記憶したノードＬ６における電圧を計算対象の仮想集中負荷分布パターン（Ａ〜Ｇのいずれか）のノードＬ１〜Ｌ５毎の仮想集中負荷及び計算受電端電圧（Ｖａ〜Ｖｇ）としてメモリ１２又は記憶部９に記憶する。
【０１５１】
配電系統の負荷分布並びに電圧推定プログラム１３は、Ｓ３−１からＳ３−６の処理過程を仮想集中負荷の分布パターンＡ〜Ｇ毎に繰り返し行い、仮想集中負荷の分布パターンＡ〜Ｇ毎にＳ３−６の処理の段階でノードＬ１〜Ｌ５毎の仮想集中負荷及び計算受電端電圧をメモリ１２又は記憶部９に記憶する。そして、仮想集中負荷の分布パターンＡ〜Ｇの全てについての計算が終了した場合にはＳ４の処理に移る。
【０１５２】
続いて、制御部８の選定部８ｈは、記憶部９に記憶した実測受電端電圧Ｖｒ並びにＳ３−６でメモリ１２又は記憶部９に記憶した計算受電端電圧Ｖａ〜Ｖｇを読み込み、それらの全てを大きい順に並べて実測受電端電圧Ｖｒの前後の値となる二つの計算受電端電圧を特定する。そして、特定された計算受電端電圧の仮想集中負荷の分布パターンを選定し（Ｓ４）、選定した二つの仮想集中負荷の分布パターンの種類をメモリ１２又は記憶部９に記憶する。
【０１５３】
次に、制御部８の負荷分布算出部８ｉは、Ｓ４で選定した二つの仮想集中負荷の分布パターンの種類を読み込み、その二つの分布パターンについて、Ｓ３−６でメモリ１２又は記憶部９に記憶したノードＬ１〜Ｌ５毎の仮想集中負荷及び計算受電端電圧を読み出す。更に、記憶部９に記憶した実測受電端電圧Ｖｒを読み出す。そして、ノードＬ２の場合の例として挙げた（数１２）の関係によりノードＬ１〜Ｌ５毎の最終的な負荷（有効電力）を算出し、同様にノードＬ２の場合の例として挙げた（数１３）の関係によりノードＬ１〜Ｌ５毎の最終的な負荷（無効電力）を算出する（Ｓ５）。更に、算出したノードＬ１〜Ｌ５毎の最終的な負荷（有効電力、無効電力）をメモリ１２又は記憶部９に記憶する。
【０１５４】
続いて、入力部１０を介して任意の地点における電圧を推定する内容の作業者の命令が入力された場合には、制御部８の電圧推定部８ｊは、まず、記憶部９に記憶した潮流計算回路６の設定内容を読み込むと共にその潮流計算回路６に無負荷のノードを設ける。ここで、無負荷のノードの位置は、作業者の電圧推定の命令が入力された場合に電圧推定を行う位置の指定を要求する内容のメッセージを表示部１１に表示し、作業者の指定位置を入力部１０を介して入力する。そして、記憶部９に記憶した送電端の電圧Ｖｓ、有効電力Ｐｓ及び無効電力ＱｓやＳ５でメモリ１２又は記憶部９に記憶したノードＬ１〜Ｌ５毎の最終的な負荷（有効電力、無効電力）を読み込んで潮流計算を行い、無負荷のノード位置における電圧を算出する（Ｓ６）。更に、算出結果を表示部１１に表示すると共に必要な場合には記憶部９に記憶する。
【０１５５】
なお、上述の形態は本発明の好適な形態の一例ではあるがこれに限定されるものではなく、本発明の要旨を逸脱しない範囲において種々変形実施可能である。例えば、本実施形態では、一つの配電系統区間を対象に推定を行った場合を例に挙げて説明したが、これに限られず、隣接する複数の配電系統区間を一体として推定しても良い。
【実施例１】
【０１５６】
本発明の実施例として、図７に示すように、変電所３’並びにセンサー付開閉器５ａ、５ｂ及び５ｃが設置されている実際の配電系統１４を対象にセンサー付開閉器５ｂの位置の電圧の推定を行った。
【０１５７】
本実施例では、電源側のセンサー付開閉器５ａ及び末端側のセンサー付開閉器５ｃの情報に基づいて本発明の方法を適用して電圧推定を行った。
【０１５８】
また、本発明の電圧推定方法を用いた推定結果と比較するため、他の手法として、配電技術マニュアルによる従来の電圧計算法及び電源側のセンサー付開閉器５ａの電圧と末端側のセンサー付開閉器５ｃの電圧の単純平均による簡易電圧計算法を用いた推定も行った。
【０１５９】
更に、センサー付開閉器５ｂによる電圧の実測値との比較も行った。なお、実際に設置されている開閉器センサーのうち電圧計の誤差は１％であった。
【０１６０】
上記に整理した四種類の電圧のそれぞれを３０分毎に２４時間解析（データ数は４８）して、図８の結果を得た。図８において、記号の＋はセンサー実測値、△は従来の電圧計算法による算出値、□は簡易電圧計算法による算出値、■は本発明の電圧推定方法による算出値の結果を表す。この結果から、全体として本発明の電圧推定方法による算出値（■）がセンサー実測値（＋）の傾向と最も良く合致していることが確認できた。
【０１６１】
また、三種類の推定電圧のそれぞれについて、（数１４）で表される電圧推定誤差の評価関数Ｅを用いて評価を行い、表２の結果を得た。
【０１６２】
【数１４】
0004718943.tif 000003
【０１６３】
ここに、Ｅ：電圧推定誤差の評価関数（＝電圧推定誤差の二乗平均の平方根）、Ｖ（ｋ）：データｋにおけるセンサー付開閉器５ｂの位置の電圧の推定値［Ｖ］、ｖ（ｋ）：センサー付開閉器５ｂの電圧実測値［Ｖ］、ｎ：データ数（＝４８）。
【０１６４】
【表２】
0004718943.tif 000004
【０１６５】
表２の結果から、従来の電圧計算法のＥ＝１２１．６［Ｖ］及び簡易電圧計算法のＥ＝３６．５［Ｖ］に対して本発明の電圧推定方法はＥ＝１９．２［Ｖ］となり、本発明の電圧推定方法が従来法や簡易法に比べて精度の高い良好な推定を行い得ることが確認できた。
【図面の簡単な説明】
【０１６６】
【図１】本発明の配電系統の負荷分布推定方法並びに電圧推定方法の実施形態の一例を説明するフローチャートである。
【図２】本実施形態の配電系統を示す図である。
【図３】本実施形態の潮流計算回路を示す図である。
【図４】本実施形態の仮想集中負荷の分布パターンを説明する図である。
【図５】本実施形態の仮想集中負荷の分布パターン毎の受電端電圧の算出方法を説明するフローチャートである。
【図６】本実施形態の配電系統の負荷分布推定方法並びに電圧推定方法をプログラムを用いて実施する場合の配電系統の負荷分布並びに電圧推定装置の機能ブロック図である。
【図７】実施例の配電系統を示す図である。
【図８】実施例のセンサー実測値と計算方法別算出値の比較の結果を示す図である。
【符号の説明】
【０１６７】
１  配電系統
２  配電系統区間
３  変圧器
４  配電線
５Ａ、５Ｂ、５Ｃ、５Ｄ  計測器
６  潮流計算回路
７  配電系統の負荷分布並びに電圧推定装置
８  制御部
９  記憶部
１０  入力部
１１  表示部
１２  メモリ
【図１】
0004718943.tif 000005
【図２】
0004718943.tif 000006
【図３】
0004718943.tif 000007
【図４】
0004718943.tif 000008
【図５】
0004718943.tif 000009
【図６】
0004718943.tif 000010
【図７】
0004718943.tif 000011
【図８】
0004718943.tif 000012