(57)【要約】【課題】配電系統に新たな計測装置や通信網を設けずに状態監視を行う。【解決手段】配電系統監視装置１は、変電所５０からの送出電力を柱上変圧器３１で変圧し、低圧配電系統３０を介して各低圧需要家３２へ供給する配電系統１０の状態を監視するものである。配電系統監視装置１は、変電所５０の送出電力と、各低圧需要家３２に設置されたスマートメータ３３によって測定され収集された負荷電力と、配電系統１０の状態遷移モデルを用いて、配電系統１０の状態量の推定計算を行う状態量計算部１５を備える。【選択図】図２
2017221040.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
変電所からの送出電力を高圧配電系統で送電し、柱上変圧器で変圧して各需要家へ供給する配電系統の状態を監視する配電系統監視装置であって、
前記変電所の送出電力と、前記各需要家に設置されたスマートメータによって測定され収集された負荷電力と、前記配電系統の状態遷移モデルとを用いて、前記配電系統内の状態量の推定計算を行う計算部を備えることを特徴とする配電系統監視装置。
【請求項２】
前記スマートメータは、所定の計測周期で各需要家における負荷電力を収集するものであり、
前記状態遷移モデルは、前記所定の計測周期より短い間隔での前記配電系統の状態量の遷移を模擬するものであることを特徴とする請求項１記載の配電系統監視装置。
【請求項３】
過去の前記スマートメータによる前記負荷電力の測定データを格納したデータベースと、
前記データベースから所定日の測定データを参照し、当該所定日における前記測定時刻と同時刻から前記計算時刻と同時刻までの負荷電力の変化率に基づいて推定変化率を決定し、当該推定変化率に基づいて、前記スマートメータによって測定された負荷電力を補正する負荷電力補正部と、を更に備えることを特徴とする請求項１又は２記載の配電系統監視装置。
【請求項４】
前記計算部は、前記状態遷移モデルに基づいて、オブザーバにより前記測定時刻における配電系統の状態量を推定し、前記測定時刻における配電系統の状態量と前記推定変化率に基づいて、前記計算時刻における配電系統の状態量を推定することを特徴とする請求項３記載の配電系統監視装置。
【請求項５】
前記計算部は、前記状態遷移モデルに基づいて、カルマンフィルタにより前記測定時刻における配電系統の状態量を推定し、前記測定時刻における配電系統の状態量と前記推定変化率に基づいて、前記計算時刻と同時刻における配電系統の状態量を推定することを特徴とする請求項３記載の配電系統監視装置。
【請求項６】
前記計算部で算出された前記配電系統の状態量に基づいて、前記配電系統に設けられた配電機器又は調相設備の調整値を決定する調整値決定部を更に備えることを特徴とする請求項１〜５のいずれか一項に記載の配電系統監視装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明の実施形態は、配電系統の電力潮流の監視を行う配電系統監視装置に関する。
【背景技術】
【０００２】
配電系統は、一般的に６〜２０ｋＶ級の高圧配電系統と１００〜４００Ｖの低圧配電系統で構成される。配電用変電所から高圧配電系統を通じて配電系統内の低圧変圧器（柱上変圧器）に送電し、さらに低圧配電系統を通じて各低圧需要家へ電力を供給している。
【０００３】
配電系統では、その電圧を管理するため、一日の負荷パターンに合わせて、配電系統に設けられた各配電機器の調整が行われる。一般的には、配電用変電所に設置される負荷時タップ切替器（load ratio control transformer：LRT）、高圧配電系統に設置される線路用電圧調節器（step voltage regulator：SVR）、柱上変圧器等の配電機器のタップ値の調整や、静止型無効電力補償装置（static var compensator：SVC）等の調相設備による無効電力の調整が行われる。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００４】
【特許文献１】特開2004-56931号公報
【特許文献２】特許第4705563号公報
【特許文献３】特開2009-65788号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
近年、太陽光や風力などの再生可能エネルギーを利用した分散電源の導入が進んでいる。小規模な分散電源は配電系統にも連系される。しかしながら、配電系統は基幹系統よりも再生可能エネルギー電源の発電出力変動の影響を受けやすく、配電電圧の変動も大きくなる。
【０００６】
このような問題の対策として、配電系統の監視を行う配電系統監視装置が設けられている。そして、配電系統内の各機器に計測機器を設置し、さらにこれらの計測機器で計測されたデータを配電系統監視装置に送信する通信システムを設ける。そして、収集されたデータを用いて、配電監視制御装置は配電機器を操作して配電系統内の電圧を制御する。しかしながら、各配電機器に計測機器を設け、かつ全ての計測機器を網羅する通信システムを設けることは、設置コストの面で大きな負担となる。
【０００７】
各配電機器に計測機器を設ける代わりに、配電系統内の複数地点の計測データに基づいて、計測データに含まれる計測誤差を補正しながら、配電系統の潮流状態を高精度に推定する技術が提案されている。あるいは、配電線の仮想負荷中心点より下流側に電圧・電流計測手段を設けて負荷中心点の電圧を推定し、配電線の負荷パターンを用いて、対象系統潮流のシミュレーションにより配電機器タップを制御する配電系統の電圧制御装置が提案されている。この方法でも、数を減らすことはできるが、依然として配電系統の複数地点に計測機器を設ける必要があり、設置コストの負担は存在していた。
【０００８】
上述した課題を解決するために、実施形態は、配電系統に新たな計測機器や通信網を設置する必要がなく、かつリアルタイムに近い信頼性の高い配電系統の監視を行う配電系統監視装置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】
【０００９】
実施形態の配電系統監視装置は、変電所からの送出電力を高圧配電系統で送電し、柱上変圧器で変圧して各需要家へ供給する配電系統の状態を監視するものであって、前記変電所の送出電力と、前記各需要家に設置されたスマートメータによって測定され収集された負荷電力と、前記配電系統の状態遷移モデルとを用いて、前記配電系統内の状態量の推定計算を行う計算部を備える。
【図面の簡単な説明】
【００１０】
【図１】第１の実施形態に係る配電系統及び配電系統監視装置の構成を示すブロック図である。
【図２】第１の実施形態に係る配電系統監視装置の構成を示すブロック図である。
【図３】スマートメータ測定時刻から推定計算時刻までの配電系統の状態量の変化を示すグラフである。
【図４】配電系統監視装置の動作を示すフローチャートである。
【図５】第２の実施形態に係る配電系統及び配電系統監視装置の構成を示すブロック図である。
【図６】第２の実施形態に係る配電系統監視装置の構成を示すブロック図である。
【図７】推定計算に基づいた高圧配電系統の電圧制御の一例を示す図である。
【発明を実施するための形態】
【００１１】
［第１の実施形態］
以下、図面を参照して、実施形態を詳細に説明する。
【００１２】
［構成］
図１に示すように、配電系統１０は、変電所５０の送り出しフィーダから出力された電力を送電する高圧配電系統２０と、この高圧配電系統２０に接続される複数の低圧配電系統３０で構成される。高圧配電系統２０と低圧配電系統３０の接続点であるノードＮ１〜Ｎｎには、それぞれ柱上変圧器３１が設置されている。高圧配電系統２０を送電された電力は、柱上変圧器３１において低圧に変圧され、低圧配電系統３０末端の各低圧需要家３２に供給される。
【００１３】
配電系統１０には、柱上変圧器３１の他にも、種々の配電機器や調相設備が設置されている。例えば、変電所５０には、変圧器の巻数比を選択して出力電圧を制御する負荷時タップ切替器５１が設置されている。高圧配電系統２０の途中には線路用電圧調節器２１が設置されている。線路用電圧調節器２１は設置位置以降の高圧線電圧を調整し、高圧配電系統２０末端付近の電圧低下を補償する。高圧配電系統２０の末端には、静止型無効電力補償装置２２が設置されている。静止型無効電力補償装置２２は、静止型調相設備の一種である。一般には降圧用変圧器、直列リアクトル、進相コンデンサ、高電圧大容量サイリスタ装置で構成され、サイリスタを用いた高速制御により、負荷状態において無効電力を連続的に変化させて、応答速度の速い無効電力補償を行う。
【００１４】
各低圧需要家３２には、スマートメータ３３が設置されている。スマートメータ３３は、通信機能を有する電力量計であり、各低圧需要家３２における電力（以下、「負荷電力」と称する。）を測定する。
【００１５】
スマートメータ３３は、例えば１５分、３０分、６０分といった所定のサンプリング間隔で、電力量を測定する。各スマートメータ３３における負荷電力の測定データは、データ管理装置４０に送信される。スマートメータ３３は、一般に有効電力量及び無効電力量の双方の測定自体は可能であるが、無効電力量の測定や送信はせずに有効電力量のみを送信することが多い。本実施形態でも、有効電力量のみを送信するスマートメータ３３を用いた場合を説明する。測定データには、各低圧需要家３２の識別情報、所属低圧配電エリア、測定時刻、有効電力量の測定値等の情報が含まれる。
【００１６】
各スマートメータ３３とデータ管理装置４０の通信は、配電系統１０に沿って敷設された通信網（不図示）を介して、有線通信または無線通信により行うことができる。無線通信を行う場合には、全てのスマートメータ３３とデータ管理装置４０が直接通信を行うと、設備投資の費用が大きくなる。そこで、電柱等に中継器６０を設置し、所定エリア内のスマートメータ３３からの測定データを中継器６０に集約する。さらに中継器６０同士が通信を行って、集約したデータをデータ管理装置４０まで送信する方式が用いられる。このような方式を順次伝送方式という。
【００１７】
順次伝送方式は、いわゆるバケツリレーの方式でデータを送信しているため、データ管理装置４０でデータの収集が完了するまでには、所定の時間がかかる。すなわち、後述する配電系統監視装置１において、データ管理装置４０で収集したデータを用いて推定計算を行う時刻kには、スマートメータ３３での測定時刻k-Lから、データの収集に要する時間L分の遅延が生ずることになる。
【００１８】
変電所５０の送り出しフィーダにも測定装置５２が設けられており、変電所５０から送りだされる電力（以下、「送出電力」と称する。）を測定する。測定装置５２は、スマートメータ３３と同様に、１５分、３０分又は６０分といった所定のサンプリング間隔で測定を行う。測定装置５２は、少なくとも、変電所５０の有効電力量及び電圧が測定できるものを用いる。また、無効電力量や力率も測定できるものを用いることが好ましい。後述するが、スマートメータ３３が無効電力を測定できない場合には、配電系統監視装置１において変電所５０の力率を想定値として用い、低圧需要家３２の無効電力の推定値を求めるためである。変電所５０の送り出しフィーダには、一般に送出電力の測定装置が設けられているので、これを利用することができる。
【００１９】
測定装置５２には通信機能が設けられており、測定結果を含むデータをデータ管理装置４０に送信する。送出電力の測定データには、測定時刻、電圧、有効電力量、及び力率の測定値等の情報が含まれる。変電所５０の測定装置５２はデータ管理装置４０に直接データを送信するため、スマートメータ３３の測定データと異なり、データ収集及び推定計算時刻には、測定時刻からの遅延は生じない。
【００２０】
配電会社は、データ管理装置４０によって収集された各スマートメータ３３の測定データに基づいて、各低圧需要家３２に対して料金徴収を行う。また、データ管理装置４０は、収集した負荷電力の測定データ及び送出電力の測定データを、配電系統監視装置１にも転送する。
【００２１】
配電系統監視装置１は、データ管理装置４０から転送された各スマートメータ３３の測定データと変電所５０における測定データを用いて、配電系統１０内の状態量の推定計算を行う。より具体的には、高圧配電系統２０の各ノードＮ１〜Ｎｎの状態量、すなわち、電圧の大きさVm1〜Vmn及び位相δm1〜δmnの推定値を算出する。
【００２２】
配電系統監視装置１は、ハードウェアとして、ＨＤＤ等の記憶装置、ＣＰＵ、メインメモリを備える。ＣＰＵが記憶装置に記憶されているプログラムをメインメモリ上にロードすることで、図２に示す、データ取得部１１、電力換算部１２、無効電力算出部１３、負荷電力補正部１４及び状態量計算部１５の各構成をソフトウェア等で実現する。配電系統監視装置１は、さらに状態量計算に必要なデータを格納したデータベース１６を備えている。また、配電系統監視装置１には、計算結果を出力表示する表示装置１９が接続されている。
【００２３】
データ取得部１１は、データ管理装置４０から転送された負荷電力及び送出電力の測定データを取得する。データ取得部１１は、主にネットワークアダプタで構成され、データ管理装置４０とTCP/IP等の所定プロトコロルの下に通信を行い、収集された測定データを一定時間毎に取得し、データベース１６に記憶させる。
【００２４】
データ取得部１１で取得された負荷電力及び送出電力の測定データに含まれる有効電力量のデータは、所定時間分の電力量（Ｗｈ）である。そこで、電力換算部１２は、有効電力量を、所定時間の電力（Ｗ）の平均値に換算する。すなわち、負荷電力の測定データからは、各低圧需要家３２の有効電力が求められる。送出電力の測定データからは、変電所５０の有効電力が求められる。
【００２５】
無効電力算出部１３は、電力換算部１２で算出された各低圧需要家３２の有効電力から、無効電力を算出する。有効電力から無効電力を算出するためには、力率が必要となるが、本実施形態のスマートメータ３３は、力率を測定しないものを用いている。そこで、データベース１６に格納されている力率の想定値を用いて無効電力を見積もる。力率の想定値は、過去の収集データ等から予め決定したものを用いても良い。例えば、９０〜９５％で想定される。あるいは、変電所５０の力率が、各低圧需要家３２の力率とある程度近似することが考えられる。そこで、変電所５０で測定した力率を、そのまま各低圧需要家３２の力率の想定値として用いても良い。
【００２６】
負荷電力補正部１４は、電力換算部１２及び無効電力算出部１３で算出された各低圧需要家３２の負荷電力、すなわち、有効電力及び無効電力の値を、推定変化率に基づいて補正する。
【００２７】
上述したように、順次伝送方式では、データ管理装置４０でデータの収集を完了して配電系統監視装置１で推定計算を行う時刻kは、スマートメータ３３での測定時刻k-Lから、データの収集に要する時間L分の遅延が生じている。例えば、スマートメータ３３での電力測定間隔が１５分であり、測定からデータ収集完了までにかかる時間も１５分である場合、データ収集完了時刻は測定時刻から１５分遅延することになる。なお、本実施形態では、データ収集完了時刻と推定計算を行う時刻には時間差が生じていないものとして取り扱う。
【００２８】
負荷電力は低圧需要家３２の生活パターンや、気温、天候といった外的環境条件に応じて刻々と変化するものである。そのため、図３で示すように、例えば時刻k-Lにおいてスマートメータ３３が測定を行っても、推定計算を行う時刻kまでには、実際の負荷電力は変化してしまっていることが考えられる。したがって、スマートメータ３３での測定データをそのまま用いても、正確に高圧配電系統２０の電圧分布を推定できない可能性がある。
【００２９】
そのため、負荷電力補正部１４では推定変化率を用いて有効電力及び無効電力の値を補正して、推定計算を行う時刻kにおける有効電力及び無効電力の推定値を算出する。推定変化率とは、スマートメータ３３での測定時刻k-Lから、配電系統監視装置１での推定計算を行う時刻kまでに、負荷電力がどれだけ変化したかを推定する値である。
【００３０】
すなわち、測定時刻k-Lで測定された負荷電力に推定変化率をかけたものが、推定計算を行う時刻kで測定される負荷電力にできるだけ近似することが望ましい。
【００３１】
配電系統監視装置１のデータベース１６には、過去のスマートメータ３３の測定データと、その測定データを用いて電力換算部１２及び無効電力算出部１３で算出された有効電力及び無効電力の値が蓄積されている。負荷電力補正部１４は、推定計算を行う日と低圧需要家３２の生活パターンが近似すると推定される日のデータを参照して、推定変化率を算出する。低圧需要家３２の生活パターンとは、例えば、「平日であれば昼間は外出し、夜は在宅している」といった低圧需要家３２の多くの割合を占める行動の傾向を意味する。
【００３２】
そのような、低圧需要家３２の生活パターンが近似すると推定される日として、本実施形態では、推定計算を行う日の前日ａと一週間前の日ｂの２つの日のデータを参照する。前日ａは推定計算を行う日と最も近い過去日であるため、生活パターンが近似していると推定される。一週間前の日ｂは、推定計算を行う日と同じ曜日であり、同様に生活パターンが近似していると推定される。
【００３３】
さらに、本実施形態では、前日ａと一週間前の日ｂの２つの日のデータを参照して、それらの日の負荷電力の変化率の平均値を求める。１つの日のデータだけでは、その日特有の事情による偏りが生じる可能性がある。平均値を求めることによって、そのような偏りをある程度平均化することができる。
【００３４】
負荷電力補正部１４は、以下の式（１）及び（２）により、前日ａおよび１週間前の日ｂの測定時刻k-Lから推定計算時刻kまでの有効電力Pi0及び無効電力Qi0の変化率の平均値RPi, RQiを求める。
【数１】
2017221040.tif 000003
【数２】
2017221040.tif 000004
【００３５】
さらに、以下の式（３）及び（４）により、推定計算を行う時刻kにおける有効電力及び無効電力の推定値Pi(k), Qi(k)を算出する。
【数３】
2017221040.tif 000005
【数４】
2017221040.tif 000006
【００３６】
このように、スマートメータ３３の測定データに遅延が生じていても、過去のスマートメータ３３の測定データを用いることによって、現在時刻kにおける負荷電力、すなわち有効電力及び無効電力の推定値Pi(k), Qi(k)を算出することができる。ただし、過去の測定データもスマートメータ３３の測定周期に応じたものであるため、測定時刻k-Lと現在時刻kの間の配電系統１０の状態量の詳細な遷移が分からない状態である。
【００３７】
そこで、状態量計算部１５は、データ取得部１１で取得された負荷電力及び送出電力の測定データと、負荷電力補正部１４で算出された現在時刻kにおける負荷電力の推定値と、配電系統１０の状態遷移モデルとを用いて、より詳細な配電系統１０の状態推定を行う。状態遷移モデルは、配電系統１０の状態量の遷移を推定するモデルであり、推定する現在時刻kの状態量と実際に測定した測定時刻k-Lの状態量との差分を、需要予測に基づいた補正項により補ったものである。状態遷移モデルは、データベース１６に記憶されている。配電系統１０の状態量とは、高圧配電系統２０と低圧配電系統３０の接続点であるノードＮ１〜Ｎｎの電圧の大きさVm1〜Vmnと電圧の位相δm1〜δmnを意味する。また、状態遷移モデルは、スマートメータ３３による計測周期より小さい時間、例えば５分間隔でサンプリングしたものとすると良い。これによって、図３に示すように、スマートメータ３３の計測周期より小さい周期での配電系統１０の状態量遷移の推定を行うことができる。
【００３８】
ここで、サンプリング周期が例えば５分であり、測定時刻k-Lから現在時刻kまでの遅延時間Lが１５分である場合に、サンプリングの１周期を１ステップと捉えると、遅延時間Lはその整数倍のステップ数となる。推定計算では、この遅延ステップ数Lを、出力むだ時間として考慮する。
【００３９】
配電系統１０の状態遷移モデルは、以下の２つの式により表される。
【数５】
2017221040.tif 000007
【数６】
2017221040.tif 000008
ここで、xは推定したい状態量で、次式（７）に示す通り、各ノードＮ１〜Ｎｎの電圧の大きさVm1〜Vmnと電圧の位相δm1〜δmnを含む変数であり、
【数７】
2017221040.tif 000009
dは次式（８）に示す通り、電力需要潮流（スマートメータ３３の計測値）であり、
【数８】
2017221040.tif 000010
yは次式（９）に示す通り、変電所５０の送出点の計測値と各スマートメータ３３の計測値から換算できる電力潮流であり、
【数９】
2017221040.tif 000011
hは以下の二つの電力潮流方程式（１０）及び（１１）を基にして導かれる非線形の式であり、
【数１０】
2017221040.tif 000012
【数１１】
2017221040.tif 000013
Eは、電力需要潮流変化の電圧分布への影響を示す線形化した近似行列である。
【００４０】
式（５）及び（６）の状態遷移モデルを元に、次式（１２）で記述するオブザーバ（state observer：状態観測器）で、現在時刻kから出力むだ時間L分過去の時刻k-Lにおける状態を推定する。または、オブザーバの代わりにカルマンフィルタを用いても良い。カルマンフィルタを用いた場合は、計算時刻kと測定時刻k-Lの非同期性に伴う推定計算の誤差要因を、白色ノイズ分散として反映して状態推定を行うと良い。初期値は、状態推定計算で求めると良い。
【数１２】
2017221040.tif 000014
ここで、
2017221040.tif 000015
は状態量の推定値、
2017221040.tif 000016
は負荷電力補正部１４で求めた式（１３）及び式（１４）に示す電力需要潮流の推定値である。
【数１３】
2017221040.tif 000017
【数１４】
2017221040.tif 000018
【００４１】
続いて、次式（１５）に示す状態予測計算で現在時刻kの状態推定を得る。
【数１５】
2017221040.tif 000019
ここで、行列Fは、次式（１６）の全ての固有値が複素数平面の単位円内側にあるように設計し、式（１２）のオブザーバの安定性を確保すると良い。
【数１６】
2017221040.tif 000020
具体的には、極配置法、最適制御、カルマンフィルタの設計法を適用することができる。  
状態量計算部１５による算出結果は表示装置１９に出力され、作業員によって配電系統１０の電力状態の監視に用いられる。
【００４２】
［動作］
本実施形態の配電系統監視装置１の動作例を、図４のフローチャートを参照して説明する。スマートメータ３３及び変電所５０での測定は１５分間隔で行われるものとする。また、各スマートメータ３３での測定から、データ管理装置４０でのデータ収集及び配電系統監視装置１での推定計算までに要する時間は１５分であるとする。
【００４３】
配電系統監視装置１のデータ取得部１１は、データ管理装置４０から、各スマートメータ３３で測定された負荷電力の測定データ及び変電所５０で測定された送出電力の測定データを取得する（ステップＳ０１）。上述したように、スマートメータ３３の測定データには遅延があり、変電所５０の測定データには遅延がない。したがって、負荷電力の測定データは時刻k-Lのものであり、送出電力の測定データは１５分後の時刻kのものである。負荷電力の測定データは少なくとも有効電力量を含み、送出電力の測定データは、少なくとも電圧、有効電力量及び力率である。
【００４４】
電力換算部１２において、１５分ごとの電力量（Ｗｈ）である負荷電力及び送出電力の有効電力量を、有効電力（Ｗ）の平均値に換算する（ステップＳ０２）。
【００４５】
無効電力算出部１３は、電力換算部１２で算出された各低圧需要家３２の有効電力から、力率の想定値を用いて無効電力を算出する（ステップＳ０３）。
【００４６】
負荷電力補正部１４は、負荷電力の測定データの遅延を補正するための、推定変化率を算出する（ステップＳ０４）。推定変化率は、推定計算を行う日の前日ａと一週間前の日ｂの、測定時刻k-Lから推定計算時刻kまでの有効電力Pi0及び無効電力Qi0の変化率の平均値RPi, RQiを求めることにより算出する。
【００４７】
負荷電力補正部１４は、ステップＳ０４で算出した推定変化率を用いて、電力換算部１２及び無効電力算出部１３で算出された各低圧需要家３２の有効電力及び無効電力の値を補正し、時刻kにおける有効電力及び無効電力の推定値Pi(k), Qi(k)を算出する（ステップＳ０５）。
【００４８】
状態量計算部１５は、状態遷移モデルに基づき、ステップＳ０５で算出した現在時刻kにおける有効電力及び無効電力の推定値Pi(k), Qi(k)を用いて、測定時刻k-Lにおける状態推定から、現在時刻kにおける各ノードＮ１〜Ｎｎの電圧の大きさVm1〜Vmnと電圧の位相δm1〜δmnを推定する（ステップＳ０６）。
【００４９】
［効果］
（１）本実施形態の配電系統監視装置１は、変電所５０からの送出電力を柱上変圧器３１で変圧し、低圧配電系統３０を介して各低圧需要家３２へ供給する配電系統１０の状態を監視するものである。配電系統監視装置１は、変電所５０の送出電力と、各低圧需要家３２に設置されたスマートメータ３３によって測定され収集された負荷電力と、配電系統１０の状態遷移モデルを用いて、配電系統１０の状態量の推定計算を行う状態量計算部１５を備える。
【００５０】
配電系統監視装置１は、電力の送出点と末端の低圧需要家３２の測定データと、配電系統１０の状態遷移モデルを用いて、配電系統１０の状態量を推定する。そして、末端の低圧需要家３２の測定データの収集には、各低圧需要家３２に設置され、中央のデータ管理装置４０との通信網を備えたスマートメータ３３を活用する。これによって、配電系統１０に新たに計測装置や通信網を設ける必要が無くなり、設置コストを低減することができる。また、スマートメータ３３は一定間隔で電力測定を行っているため、配電系統１０のリアルタイムに近い電圧監視が可能となる。また、状態推定において、配電系統１０の状態遷移モデルを用いることによって、スマートメータ３３の時間分解能に限定されない詳細な推定が可能となる。したがって、経済性に優れ、かつ信頼性の高い配電系統監視装置１を提供することができる。
【００５１】
（２）スマートメータ３３は、所定の計測周期で各低圧需要家３２における負荷電力を収集するものであり、状態遷移モデルは、所定の計測周期より短い間隔での配電系統１０の状態量の遷移を模擬するものである。これによって各低圧需要家３２に設置されているスマートメータ３３の時間分解能が低い場合でも、計測周期より短い間隔の状態量の変化を推定することができ、より信頼性の高い配電系統装置１を提供することができる。
【００５２】
（３）スマートメータ３３の通信網は、順次伝送方式を採用しているものが一般的である。順次送電方式では、推定計算を行う時刻は測定時刻に対して遅延を生じる。そこで、そこで、配電系統監視装置１は、データベース１６と負荷電力補正部１４とを備えるようにしても良い。データベース１６は、過去のスマートメータ３３による負荷電力の測定データを格納している。負荷電力補正部１４は、データベース１６を参照して、所定日における測定時刻k-Lと同時刻から計算時刻kと同時刻までの負荷電力の変化率に基づいて、推定変化率RPi, RQiを決定する。さらに負荷電力補正部１４は、推定変化率RPi, RQiに基づいて、スマートメータ３３で測定された負荷電力を補正する。過去の測定データを活用することによって、データの収集に遅延が生じるスマートメータ３３を活用した場合でも、配電系統１０の精度の高い監視が可能となる。配電系統監視装置１は、負荷電力補正部１４は、データベース１６から所定日のデータスマートメータ３３は継続して負荷電力の測定を行うものであり、過去の負荷電力のデータは容易に蓄積することができる。そして、同じ配電系統であれば、現在と過去の負荷電力の変化パターンは近似すると考えられる。よって、過去の負荷電力のデータから推定変化率RPi, RQiを決定することで、より正確に負荷電力の補正を行うことができる。
【００５３】
なお、データベース１６から参照する所定日は、推定計算を行う日と低圧需要家３２の生活パターンが近似する日としても良い。これによって、推定計算を行う日の実際の負荷電力の変化率により近い推定変化率を決定することができる。また、データベース１６から参照する所定日は過去の複数の日とし、それらの日の負荷電力の変化率の平均を算出して推定変化率を求めても良い。１つの日のデータだけでは、その日特有の事情による偏りが生じる可能性があるが、複数の日を参照すれば、そのような偏りを平均化することができる。
【００５４】
（４）状態量計算部１５は、状態遷移モデルに基づいて、オブザーバによりスマートメータ３３の測定時刻k-Lにおける配電系統１０の状態量を推定しても良い。オブザーバの代わりにカルマンフィルタを用いても良い。また、状態量計算部１５は、スマートメータ３３の測定時刻k-Lにおける配電系統１０の状態量と推定変化率RPi, RQiに基づいて、計算時刻kと同時刻における配電系統１０の状態量として、各ノードＮ１〜Ｎｎの電圧の大きさVm1〜Vmnと電圧の位相δm1〜δmnを推定すると良い。
【００５５】
［第２の実施形態］
次に、第２の実施形態について、図５〜図７を参照して説明する。なお、第１の実施形態の構成要素と同一の構成要素については、同一の符号を付与し詳細な説明を省略する。
【００５６】
第２の実施形態では、配電系統監視装置１は、上述の実施形態で述べた配電系統１０の状態監視に加え、配電系統１０に設置された各配電機器及び調相設備の制御も行う。具体的には、図５に示す、変電所５０に設置された負荷時タップ切替器５１、高圧配電系統２０の途中に設置された線路用電圧調節器２１、及び高圧配電系統２０の末端に設置された静止型無効電力補償装置２２の調整量を演算する。そのために、配電系統監視装置１は、図６に示すように、状態量計算部１５での算出結果に基づいて各配電機器及び調相設備の調整値を決定する調整値決定部１７と、調整値を各配電機器及び調相設備へ送信する調整値出力部１８を備えている。
【００５７】
データ取得部１１、電力換算部１２、無効電力算出部１３及び負荷電力補正部１４の構成及び動作は、第１の実施形態と同じであるため説明は省略する。
【００５８】
状態量計算部１５は、第１の実施形態と同様に、負荷電力補正部１４において求めた、現在時刻kにおける有効電力及び無効電力の推定値をPi(k), Qi(k)と、配電系統１０の状態遷移モデルとを用いて、配電系統１０の状態量の推定計算を行う。第２の実施形態では、状態遷移モデルとして、各配電機器及び調相設備の制御入力が含まれた以下の２つの式（１７）及び（１８）を用いる。
【数１７】
2017221040.tif 000021
【数１８】
2017221040.tif 000022
ここで、Bは影響関数であり、uは次式（１９）に示す通り、負荷時タップ切替器又は線路用電圧調節器、静止型無効電力補償装置タップ調整等の制御入力である。
【数１９】
2017221040.tif 000023
【００５９】
式（１７）及び（１８）の状態遷移モデルを基に、次式（２０）で記述するオブザーバ（state observer：状態観測器）で、現在時刻kから出力むだ時間L分過去の時刻k-Lにおける状態を推定する。第１の実施形態と同様に、オブザーバの代わりにカルマンフィルタを用いても良い。
【数２０】
2017221040.tif 000024
続いて、次式（２１）に示す状態予測計算で、現在時刻kの状態推定を得る。
【数２１】
2017221040.tif 000025
【００６０】
調整値決定部１７は、状態量計算部１５での算出結果に基づいて、負荷時タップ切替器５１、線路用電圧調節器２１、及び高静止型無効電力補償装置２２の調整量を演算する。具体的には、以下に示す通り評価関数Ｊを最小化する負荷時タップ切替器５１、線路用電圧調節器２１及び静止型無効電力補償装置２２の調整量を求める最小化問題を解く。この解法には、非線形計画問題を解く公知の手法を用いることができる。遺伝的アルゴリズムなどのメタヒューリスティクス手法を適用してもよい。
【数２２】
2017221040.tif 000026
制約式：
VL < Vi < VH
uiL < ui < uiH
ここで、
Vi：高圧配電系統２０の各ノードＮ１〜Ｎｎの電圧
VL：高圧配電系統２０の電圧の管理下限
VH：高圧配電系統２０の電圧の管理上限
u1：負荷時タップ切替器５１の設定値
u2：線路用電圧調節器２１の設定値
u3：静止型無効電力補償装置２２の設定値
ΔVi：高圧配電系統２０の各ノードＮ１〜Ｎｎの電圧の基準電圧からの偏差
Δu1：負荷時タップ切替器５１の設定値の調整量
Δu2：線路用電圧調節器２１の設定値の調整量
Δu3：静止型無効電力補償装置２２の設定値の調整量
li：高圧配電系統２０の各区間iの配電線ロス
αi、β：重み
とする。
【００６１】
調整値出力部１８は、調整値決定部１７で演算された負荷時タップ切替器５１及び線路用電圧調節器２１のタップ調整量と、静止型無効電力補償装置２２の無効電力の調整量を、各配電機器及び調相設備に送信する。これによって、高圧配電系統２０の電圧分布を制御する。例えば、図７に示すように、線路用電圧調節器２１より下流において電圧の一部が上限を超えそうである場合に、配電機器の調整により上限を逸脱しないように配電電圧を調整する。
【００６２】
以上述べるように、配電系統監視装置１は、状態量計算部１５で算出された配電系統１０の状態量に基づいて、配電系統１０に設けられた配電機器又は調相設備の調整値を決定する調整値決定部１７を更に備える。
【００６３】
スマートメータ３３の測定データを活用して得た配電系統１０の状態量計算結果を、直接的に配電機器及び調相設備の制御に用いることで、より的確で実効性の高い配電系統監視装置１を提供することができる。
【００６４】
［その他の実施形態］
（１）第１の実施形態では、スマートメータ３３の負荷電力の推定変化率を算出するために、前日ａと一週間前の日ｂの２つの過去日のデータを用いたが、生活パターンが近似する日であれば、３つ以上の過去日を用いても良い。生活パターンが近似する日として、例えば、１ヶ月前の日、１年前の日等を用いることができる。
【００６５】
（２）第１の実施形態では、負荷電力補正部１４は、推定計算を行う日と低圧需要家３２の生活パターンが近似すると推定される日として、前日ａと一週間前の日ｂのデータを参照して推定変化率を算出した。近似すると推定される日はこれらに限られない。例えば、推定計算を行う日と外的環境条件が近似する日を推定に用いても良い。外的環境条件とは、電力需要に変化を与える要因となり得る配電系統１０の周囲の環境条件であり、例えば、気温や天候等の気象情報が含まれる。この場合は、過去日の電力量に併せて気象情報を記憶しておき、また、ネットワークを介して外部の気象予報データベースから測定日の気象情報を取得すると良い。負荷電力補正部１４は、測定日の気象情報と近似した過去日を選択して、補正を行うと良い。
【００６６】
（３）第２の実施形態では、変電所５０の送出電力のデータは遅延がないことから、変電所５０の送出電力の変化率を推定変化率として用いたが、これに限定されない。例えば、配電系統１０に遅延なく測定データを取得できる既設の計測装置があれば、その計測装置で測定された電力の変化率を推定変化率として採用することができる。
【００６７】
（４）本発明は上記実施形態そのままに限定されるものではなく、実施段階ではその要旨を逸脱しない範囲で構成要素を変形して具体化できる。また、上記実施形態に開示されている複数の構成要素の適宜な組み合わせにより、種々の発明を形成できる。例えば、実施形態に示される全構成要素から幾つかの構成要素を削除してもよい。さらに、異なる実施形態にわたる構成要素を適宜組み合わせてもよい。
【符号の説明】
【００６８】
１  配電系統監視装置
１０  配電系統
１１  データ取得部
１２  電力換算部
１３  無効電力算出部
１４  負荷電力補正部
１５  状態量計算部
１６  データベース
１７  調整値決定部
１８  調整値出力部
１９  表示装置
２０  高圧配電系統
２１  線路用電圧調節器
２２  静止型無効電力補償装置
３０  低圧配電系統
３１  柱上変圧器
３２  低圧需要家
３３  スマートメータ
４０  データ管理装置
５０  変電所
５１  負荷時タップ切替器
５２  測定装置
６０  中継器
Ｎ１〜Ｎｎ  ノード
【図１】
2017221040.tif 000027
【図２】
2017221040.tif 000028
【図３】
2017221040.tif 000029
【図４】
2017221040.tif 000030
【図５】
2017221040.tif 000031
【図６】
2017221040.tif 000032
【図７】
2017221040.tif 000033