JP2006109545A - 電力システム用広域計測サービス提供サーバとシステム、方法、およびプログラム - Google Patents

Abstract

【課題】 計測のための時間と費用を低減し、かつ、場所や時間に関係なく電力システムの状態を利用者に提供可能とする。
【解決手段】 サーバ１は、通信ネットワーク２経由で複数の利用者の表示操作装置３（３１〜３ｎ）および複数の情報端末７（７１〜７ｎ）と通信する。電気量情報受信手段１１と対象情報受信手段１２は、情報端末７から送信される電気量情報と利用者の表示操作装置３から送信される状態推定・予測の対象範囲を示す対象情報を、通信ネットワーク２経由でそれぞれ受信する。推定・予測実行手段１３は、受信された対象情報と電気量情報を用いて電力システム４または電力システム４に接続された設備（送配電線・機器・装置等）の状態を推定または予測する。実行結果送信手段１４は、推定・予測実行手段１３による推定・予測結果を通信ネットワーク２経由で利用者の表示操作装置３へ送信する。
【選択図】 図１

Description

本発明は、送電線および配電線を含めて構成される電力システムの電気量より、当該電力システムまたは当該電力システムに接続された設備の状態を推定または予測し、推定・予測結果を通信ネットワーク経由で利用者の表示操作装置に提供するための技術に関するものである。

従来の電力システムの状態の計測、推定は、着目した部分に関して局所的に行われており、着目した部分の電流、電圧などの電気量を専用の計測器を設置して計測していた。また、計測結果の解析は、専門家がその都度行うか、あるいは、専用の解析装置を個々に設置するものであった。さらに、計測器の設置個所は、電力システム全体への影響が大きい超高圧、高圧系統の変電所、発電所など、電力会社の所有地内のみに限定される場合が多かった。

従来の電力システム用の計測システムとして、例えば、特許文献１の電力系統計測システムにおいては、着目する電力系統の計測を行うために変電所に設置した計測ユニットにより母線、送電線の電流、電圧を取り込み、これらの電気量を変電所本館の系統記録装置、オシロスコープ装置に送っている。

また、特許文献２の電力系統の安定化装置及び監視装置においては、系統動揺の安定度を観測データからリアルタイムで判別するために、電力系統内の発変電所にて観測された有効電力、電圧などの時系列データを、通信手段経由で系統安定化装置に取り込んでいる。
特開平９−１３５５４３ 特開２００１−３５２６７９ 「保護リレーシステム工学」、電気学会、１０８〜１１０頁

ところで、上記のような従来技術の手法で電力システムの計測、推定、解析を行う場合、利用者が電力システムに問題あるいは課題があると認めた際にのみ計測器が設置される場合が多く、また、着目した個所、例えば、特定電力会社の特定の系統などにのみ局所的に計測器が設置される場合が多い。

しかしながら、電力システムは、多数の機器、送電線、配電線が複雑に接続されて構成されており、例えば、複数の電力会社の送電網が複雑に連携して構成されているため、その状態を推定、解析して課題を解決するためには、長時間の計測が必要な場合も多く、また、局所的でなく広範囲な計測が必要な場合も多い。

したがって、局所的、短期的な従来の計測手法では計測精度、解析精度上不十分である。また、従来技術では、専用の計測装置あるいは解析の専門家が必要となるために、多大な時間と費用がかかっていた。そして、このように費用がかかるために、広域の計測が不可能であるという問題があった。さらに、従来技術では、電力会社所有の発変電所などに限定的に計測器を設置していたために、電力会社以外の利用者が計測器で取得される電気量を利用して電力システムの状態を推定することは困難であった。そしてまた、計測から推定・解析を行うまでの時間が長くなり、利用者にとっては利便性が悪いという問題があった。

本発明は、上記のような従来技術の問題点を解決するために提案されたものであり、その目的は、計測のための時間と費用を低減し、かつ、場所や時間に関係なく電力システムの状態を利用者に提供可能な電力システム用広域計測サービス提供サーバとシステム、方法、およびプログラムを提供することである。

本発明は、上記目的を達成するために、利用者側の表示操作装置から送信される対象情報と、電力システムに接続した情報端末により得られる電気量情報を用いて、電力システムの状態を推定・予測し、その結果を通信ネットワーク経由で利用者側の表示操作装置に送信することにより、計測用の設備を簡略化し、かつ、電力システムの電気量の計測からその状態の推定・予測までの時間と利用者への情報提供までの時間を短縮できるようにしたものである。

本発明の電力システム用広域計測サービス提供サーバは、送電線および配電線を含めて構成される電力システムの電気量より、当該電力システムまたは当該電力システムに接続された設備の状態を推定または予測し、推定・予測結果を通信ネットワーク経由で利用者の表示操作装置に提供する電力システム用広域計測サービス提供サーバにおいて、対象情報受信手段、電気量情報受信手段、推定・予測実行手段、実行結果送信手段、を備えたことを特徴としている。

ここで、対象情報受信手段は、利用者側の表示操作装置から送信される状態推定・予測の対象範囲を示す対象情報を通信ネットワーク経由で受信する手段であり、電気量情報受信手段は、電力システムに接続されて当該電力システムの電気量を取得する少なくとも一つ以上の情報端末からの電気量情報を通信ネットワーク経由で受信する手段である。また、推定・予測実行手段は、受信された対象情報と電気量情報を用いて、電力システムまたは当該電力システムに接続された設備の状態を推定または予測する手段であり、実行結果送信手段は、推定・予測実行手段による推定・予測結果を通信ネットワーク経由で利用者側の表示操作装置へ送信する手段である。

また、本発明の電力システム用広域計測サービス提供システム、電力システム用広域計測サービス提供方法、および電力システム用広域計測サービス提供プログラムは、上記電力システム用広域計測サービス提供サーバの特徴を、情報端末をも含めたシステムの観点、方法の観点、およびプログラムの観点からそれぞれ把握したものである。

以上のような本発明によれば、利用者側の表示操作装置から送信される対象情報と、電力システムに接続された少なくとも一つ以上の情報端末からの電気量情報を通信ネットワーク経由で受信し、これらの情報を用いて、電力システムまたは電力システムに接続された設備のうち、利用者が対象とする範囲の状態を迅速に推定または予測することができる。そして、利用者が対象とする範囲の状態の推定・予測結果を通信ネットワーク経由で利用者側の表示操作装置へ迅速に送信することができる。

なお、本発明において重要な用語の定義は次の通りである。
「電力システムに接続された設備」は、電力システムに接続された送配電線、各種機器、各種装置などの各種の設備を含む広い概念である。

「利用者」は、電力会社、電力システムに接続する事業者、および電力システムより電力を供給される需要家、さらには電力システム内の装置を製造・供給する事業者、を包含する広い概念である。具体的には、利用者とは、例えば、特定規模電気事業者、発電事業者、工場を有する一般産業の事業者、ビル管理会社、公共設備および地方自治体などの電力を供給または利用する事業者、需要家および電力の託送を行う事業者、電力システムに関する各種装置の製造および電力品質、系統解析に関わるコンサルタントを実施する事業者、等を意味する。

本発明によれば、利用者側の表示操作装置から送信される対象情報と、電力システムに接続した情報端末により得られる電気量情報を用いて、電力システムの状態を推定・予測し、その結果を通信ネットワーク経由で利用者側の表示操作装置に送信することにより、計測のための時間と費用を低減し、かつ、場所や時間に関係なく電力システムの状態を利用者に提供可能な電力システム用広域計測サービス提供サーバとシステム、方法、およびプログラムを提供することができる。

以下には、本発明を適用した電力システム用広域計測サービス提供システムの実施形態について、図面を参照して具体的に説明する。

［基本的な実施形態］
［構成］
図１は、本発明を適用した基本的な実施形態に係る電力システム用広域計測サービス提供システム（以下には、「システム」と適宜略称する）を示す構成図である。

この図１に示すように、本実施形態のシステムは、電力システム用広域計測サービス提供サーバ（以下には、「サーバ」と適宜略称する）１、通信ネットワーク２、複数の利用者の表示操作装置３（３１〜３ｎ）、電力システム４を備えている。ここで、電力システム４は、送電網５とその下位系統である複数の配電網６（６１〜６ｎ）を含めて構成されており、この電力システム４には、その広域に亘って分散配置された複数の情報端末７（７１〜７ｎ）が接続されている。

そして、サーバ１、複数の利用者の表示操作装置３（３１〜３ｎ）、および複数の情報端末７（７１〜７ｎ）は、通信ネットワーク２にそれぞれ接続されており、サーバ１は、通信ネットワーク２経由で、複数の利用者の表示操作装置３（３１〜３ｎ）および複数の情報端末７（７１〜７ｎ）と通信するようになっている。

また、サーバ１は、電気量情報受信手段１１、対象情報受信手段１２、推定・予測実行手段１３、および実行結果送信手段１４を備えている。ここで、電気量情報受信手段１１と対象情報受信手段１２は、情報端末７から送信される電気量情報と利用者の表示操作装置３から送信される状態推定・予測の対象範囲を示す対象情報を、通信ネットワーク２経由でそれぞれ受信する手段である。

また、推定・予測実行手段１３は、受信された対象情報と電気量情報を用いて電力システム４または電力システム４に接続された設備（送配電線・機器・装置等）の状態を推定または予測する手段であり、実行結果送信手段１４は、推定・予測実行手段１３による推定・予測結果を通信ネットワーク２経由で利用者の表示操作装置３へ送信する手段である。

なお、サーバ１は、具体的には、コンピュータとそれを制御するための電力システム用広域計測サービス提供用として特化されたプログラムの組み合わせにより実現される。また、利用者の表示操作装置３についても、コンピュータとプログラムの組み合わせにより実現されるが、汎用プログラムで容易に実現可能である。一方、通信ネットワーク２としては、具体的にはインターネットなどの広域な通信インフラを想定している。

［動作の概略］
図２は、以上のような電力システム用広域計測サービス提供システムの動作の概略を示すフローチャートである。

この図２に示すように、電力システム４内に設置された複数の情報端末７（７１〜７ｎ）は、電力システム４におけるその設置箇所の電気量、例えば、電圧、電流を予め設定された一定の計測周期（Ｓ１０１のＹＥＳ）で常時取得する（Ｓ１０２）。情報端末７（７１〜７ｎ）はまた、予め設定された一定の送信周期毎にまたは取得電気量の変化時（Ｓ１０３のＹＥＳ）に、取得した電気量を示す電気量情報を、通信ネットワーク２経由でサーバ１に送信する（Ｓ１０４）。

この場合に、サーバ１において、情報端末７（７１〜７ｎ）からの電気量情報を電気量情報受信手段１１により受信すると（Ｓ２０１のＹＥＳ）、電気量情報受信手段１１は、受信した電気量情報を処理が容易な形態に加工し、推定・予測実行手段１３に渡す（Ｓ２０２）。

サーバ１はまた、利用者の表示操作装置３（３１〜３ｎ）からのアクセス（Ｓ２０３のＹＥＳ）に応答して、対象情報受信手段１２により、対象情報を設定するための入力用画面を送信する等の、利用者に対する対象情報の設定支援を行う（Ｓ２０４）。この設定支援に対して、利用者が表示操作装置３（３１〜３ｎ）上で、電力システム４内において計測・解析の対象とする対象範囲（サーバ１の状態推定・予測の対象範囲）を対象情報として設定すると、表示操作装置３（３１〜３ｎ）からこの対象情報を含む推定・予測要求が通信ネットワーク２経由でサーバ１に送信される。

この場合（Ｓ２０５のＹＥＳ）に、サーバ１は、表示操作装置３（３１〜３ｎ）からの対象情報を含む推定・予測要求を、対象情報受信手段１２により受信する（Ｓ２０６）。対象情報受信手段１２は、受信した対象情報を推定・予測実行手段１３に渡す。

推定・予測実行手段１３では、対象情報により示される対象範囲に基づき、必要とする電気量情報を決定し、決定した内容に基づき、電気量情報受信手段１１から取得した電気量から必要な電気量を絞り込んで使用し、推定・予測演算を行う（Ｓ２０７）。推定・予測実行手段１３による推定・予測結果は、実行結果送信手段１４により、通信ネットワーク２経由で要求元の利用者の表示操作装置３（３１〜３ｎ）に送信される（Ｓ２０８）。

［推定・予測演算処理の具体例］
以下には、図３に示すような具体的な電気設備Ａ〜Ｄが接続された電力システムについて対象範囲が設定された場合に、図４に示すような構成を持つ情報端末７からの電気量情報に基づいて、具体的な推定・予測演算処理を行う場合の一例について説明する。

図３に示す電力システム４においては、説明の簡略化の観点から、送電網５とこれに接続された下位系統である２つの配電網６１，６２、これら２つの配電網６１，６２に接続された４つの電気設備Ａ〜Ｄのみが記載されている。電気設備Ａ〜Ｄは、具体的には、例えば、工場、ビル、一般家庭などである。これらの電気設備Ａ〜Ｄには、情報端末７Ａ〜７Ｄがそれぞれ設置されている。これらの情報端末７Ａ〜７Ｄは、ＧＰＳ衛星１０からのＧＰＳ電波を利用して時刻同期および位置情報取得を行うように構成されている。

図４は、情報端末７の構成例を示す構成図である。この図４に示すように、情報端末７は、電気量センサ７０１、サンプリング手段７０２、電気量算出手段７０３、通信手段７０４、ＧＰＳアンテナ７０５を備えており、この構成により、次のような動作を行う。

まず、電気量センサ７０１（電圧であればＰＴ、電流であればＣＴなど）により、電力システム４からの電気量を常時取り出しており、取り出した電気量をサンプリング手段７０２により、所定のサンプリング周期でサンプリングしデジタル化する。このサンプリング手段７０２においては、ＧＰＳアンテナ７０５で受信したＧＰＳ衛星１０からのＧＰＳ電波を用いてサンプリングタイミングを他の情報端末と合わせる。

次に、電気量算出手段７０３により、サンプリングしデジタル化された電気量を用いて、瞬時値からフェーザ値（振幅と位相表現）に変換する。図５は、フェーザ値の例として、時刻ｔ１における電気設備Ａ，Ｂでの電圧の瞬時値のサンプリング状況とフェーザ値に変換した電圧の振幅Ｖ_A，Ｖ_Bと位相θ_A，θ_Bを示している。このように、情報端末７においてＧＰＳを用いることで、離れた地点で取得した電気量間に精密な時刻同期をとることができる。

なお、図４に示す情報端末７の例では、広域時刻同期の手段としてＧＰＳを用いているが、精密時刻同期が可能な他の手段（ＦＭ波受信、有線による絶対時刻配信サービスの利用など）でもその作用、効果は同じであり、そのような他の手段を用いる場合は、図４において、ＧＰＳアンテナ７０５の代わりに他の時刻同期用ハードウェアを接続することになる。

以上のようにして電気量算出手段７０３で得た振幅、位相表現による電気量情報は、通信手段７０４により、通信ネットワーク２経由でサーバ１に送信される。なお、ＧＰＳにより他の情報端末７と時刻同期できるだけでなく、同時に情報端末７の位置情報も取得できることから、情報端末７の通信手段７０４からは、位置情報が電気量情報とともにサーバ１に向けて送信される。

サーバ１において、情報端末７からの電気量情報を電気量情報受信手段１１により受信すると、電気量情報受信手段１１は、図６に示すように、電気設備Ａ〜Ｄ地点の電気量（電圧値Ｖ_A〜Ｖ_Dと位相θ_A〜θ_D）を電気量取得時刻に合わせて整列させたデータファイルを作成する。

前述したように、利用者は、その表示操作装置３からサーバ１にアクセスして、計測・解析の対象とする対象範囲を、対象情報として設定することができる。ここでは、例えば、利用者が設置個所Ａ、Ｂ、Ｃを計測・解析対象として選択したものとする。この場合に、この利用者の表示操作装置３からは、「利用者名」と「設置個所Ａ，Ｂ，Ｃ」、および「計測時間」を含む対象情報が、前述したような推定・予測要求としてサーバ１に送信され、サーバ１の対象情報受信手段１２により受信される。

なお、前述したような対象情報の設定支援時において、利用者に対し、各情報端末の位置情報を提供するようにしてもよい。この場合には、利用者が各情報端末の位置情報を利用して効率よく対象情報の設定を行える。あるいは、利用者に対して、推定・予測要求と同時に端末情報の位置情報の問い合わせ可能とすることにより、推定・予測結果の提供時において、各情報端末の位置情報を利用者に同時に提供するようにしてもよい。

図７は、表示操作装置３上で表示する画面例を示す図であり、（ａ）は、対象情報の設定支援画面例、（ｂ）は、推定・予測結果の表示画面例である。図７の（ａ）に示す設定支援画面例においては、対象情報として、「計測解析対象」と「計測時間範囲」を設定できるようになっている。

［複数の情報端末からの電気量情報による推定・予測演算処理］
サーバ１の対象情報受信手段１２は、図７の（ａ）に示すように設定された対象情報を受信すると、この対象情報を推定・予測実行手段１３に渡す。推定・予測実行手段１３は、この対象情報と、図６に示すような電気量情報のデータファイルを用いて、「計測解析対象」に該当する情報端末７の設置点Ａ〜Ｃの電気量データ、すなわち、Ａ〜Ｃ地点の電気量:電圧値Ｖ_A〜Ｖ_Cと位相θ_A〜θ_Cを、該当する「計測時間範囲」で抽出する。推定・予測実行手段１３は次に、抽出された情報を時刻毎に以下の式（１）、（２）により計算する。

Δθ_AB＝｜θ_A−θ_B｜ …（１）
Δθ_CB＝｜θ_C−θ_B｜ …（２）

ここで、推定・予測実行手段１３は、電力システム４内に事故があった場合に、事故回線の両端の電圧位相差が所定値を超えることを利用して、以下のような電圧の位相差による判定を行う。

［電圧の位相差による判定ルールＲ１］
Δθ_AB＞θ_K、かつ、Δθ_CB＞θ_Kならば、
送電網５内に事故・装置異常発生。
Δθ_AB＞θ_K、かつ、Δθ_CB＜θ_Kならば、
配電網６１内の設備Ａが接続する配電線に事故・装置異常発生。

また、事故様相によっては上記位相差が十分な大きさにならない場合も考慮し、推定・予測実行手段１３は、事故時に事故点に接続される送配電線の電圧が降下することを利用して、以下のような電圧値による判定も行う。

［電圧値による判定ルールＲ２］
Ｖ_A＜Ｖ_K、かつ、Ｖ_B＜Ｖ_K、かつ、Ｖ_C＜Ｖ_Kならば、
送電網５内に事故・装置異常発生。
Ｖ_A＜Ｖ_K、かつ、Ｖ_C＜Ｖ_K、かつ、Ｖ_B＞Ｖ_Kならば、
配電網６１内の設備Ａが接続する配電線に事故・装置異常発生。

上記の判定ルールＲ１，Ｒ２は、推定・予測実行手段１３が、上位系統である送電網に接続する複数の下位系統である配電網にて観測した電気量の相関をとり、相関のある事象を上位系統の事象として取り扱えることを示している。

また、図８の（ａ）、（ｂ）は、上記の判定ルールＲ１，Ｒ２によって表現される判定処理方法を説明するために、電圧位相差および電圧値の変化と異常検出・解消点をそれぞれ示すグラフである。

実行結果送信手段１４は、推定・予測実行手段１３により得られた推定・予測結果、すなわち、以上のような電気量の計測値Ｖ_A〜Ｖ_C、θ_A〜θ_Cおよび上記の判定結果を、推定・予測要求元の利用者の表示操作装置３へ送信する。

これにより、推定・予測要求元の利用者の表示操作装置３上には、図７の（ｂ）に示すような推定・予測結果の表示画面が表示され、当該利用者は、「計測解析対象」として設定したＡ〜Ｃ地点の電圧および時刻同期のとれた絶対位相、および「計測時間範囲」の各時点において送電網および配電網のいずれに事故あるいは装置異常が発生していたか、についての情報を、視覚的に容易に確認することができる。

［一つの情報端末からの電気量情報による推定・予測演算処理］
推定・予測演算処理の異なるアルゴリズムを以下に示す。この処理では、次の式（３）に示すように上述のθ_Aを時間で微分して周波数を求め、この周波数の値による判定を行う。

ｄ（θ_A）／ｄｔ＝ｆ_A …（３）

［周波数による判定ルールＲ３］
｜ｆ_A−商用周波数｜＞ｆ_Kならば、
電力システム内に事故あるいは装置異常が発生。

図９は、上記の判定ルールＲ３によって表現される判定処理方法を説明するために、周波数の変化と異常検出・解消点を示すグラフである。この図９に示すように、事故あるいは装置異常が復帰していくにつれて周波数ｆ_Aは商用周波数に近づいていく。

このように、一つの情報端末からの電気量情報だけで電力システムの状態を推定することも可能である。

［効果］
以上のように、本実施形態によれば、電力システムの計測を広域に分散設置した複数の情報端末を用いて行い、得られた広域の電気量情報と利用者からの対象情報を用いて、電力システムのうち利用者が対象とする範囲の状態を迅速かつ高精度に推定、予測することができ、その結果を通信ネットワーク経由で利用者に迅速に提供することができる。以下には、本実施形態の効果についてより詳細に説明する。

まず、系統事故の発生、制御装置の異常など、電力システム内の異常現象を特定する場合に、複数の情報端末からの時刻同期された電気量にて計測することが可能となることから、高精度に状態を推定できる。

また、従来技術では、電力会社の所有する変電所内の母線、送電線などの限定された範囲内の電流、電圧のみを計測して、送電網の異常現象を捉えていたが、本発明では、配電網に接続する電気設備からの電気量を取得すればよく、必ずしも電力会社の設備からの電気量でなくとも、送電網の異常を検知することができ、設置費用および利用者の利便性の観点からも従来技術より優れている。

また、下位系統である配電網に情報端末を設置するだけで、上位系統である送電網に情報端末を設置する必要なしに、上位系統の状態を精度良く推定することができる。一般に、上位系統への情報端末設置は費用がかかることから、計測費用削減の効果は大きい。

また、複数の電力会社が個々に運営している複数の送電網の様相を、一つの電力システムの様相として、同一の利用者が総合的に容易に把握することができる。そのため、複数の送電網に亘る広範な電力システム全体の状態に応じた適切なシステム運用を実現することが可能となる。

さらに、前記式（１）〜（３）に示すように、取得が容易な電圧を用いて、その振幅と位相を抽出し、それらの値により、事故・装置異常の発生範囲を特定しているため、従来技術のような電流計測を必ずしも必要とせずに、電気量の計測を簡便に行えるという利点がある。

また、情報端末とサーバと利用者の表示操作装置が通信ネットワークで接続されていることから、利用者は、通信ネットワーク経由でサーバにアクセスするだけで、必要な計測対象の電気量を速やかに取得することができ、場所や時間に関係なく電力システムの状態を容易に把握することができる。

さらに、情報端末の位置情報をサーバで収集するようにしたことで、利用者およびサービス提供者（情報端末の設置者）は、各情報端末の位置を容易に確認することが可能となり、それによって保守運営が容易となる利点がある。

［応用例］
上記実施形態のシステムは、各種の応用が可能である。以下には、そのような複数の応用例について順次説明する。

［需要家の電灯線電圧を電気量として用いた例］
上記実施形態の一つの応用例として、図１０に示すように、需要家の電灯線電圧を計測して電気量として用いる構成が考えられる。前述したように、従来技術では、電力系統の状態を推定・予測するために、電力会社の変電所内に計測装置を設置して母線電圧を測定することが一般的に行われてきたが、本発明では、工場、一般家庭などの需要家の電灯線電圧を計測することで、電力システムの状態を推定・予測することができる。

図１０は、一般家庭に情報端末７を設置した場合を示しており、配電線から家庭に入った電灯線の電圧を、コンセント７０１ａから情報端末７に取り込むように構成している。情報端末７は、モデム７０４ａを通じて、インターネット２ａに接続されている。ここで、コンセント７０１ａとモデル７０４ａは、それぞれ、図４に示す電気量センサ７０１と通信手段７０４に相当する。

この場合、情報端末７は、家庭に引き込まれた配電線の電圧を計測し、前述したように、フェーザ値を算出し、この際に、ＧＰＳアンテナ７０５にて時刻同期をとる。また、算出したフェーザ値は、家庭のパーソナルコンピュータに接続されているインターネット２ａを通じてサーバ１へ定周期で送られる。サーバ１側の動作は、前述した通りである。

この例によれば、家庭、工場などの需要家の電灯線からの電圧を情報端末の電気量入力とできることから、設置費用も低減され、また、電力会社の所有物を使用しないために、電力会社以外の事業者、需要家が設置でき、計測点の選択範囲も広がり、高精度の計測が行えるという利点がある。

［情報端末とサーバにフィルタを設けた例］
上記実施形態の一つの応用例として、情報端末７が取得した電気量に関して、電力システムの状態を推定する上で必要な電気量成分以外の信号成分を除去するために、図１１に示すように、各情報端末７内の電気量算出手段７０３とサーバ１内の推定予測手段１３の少なくとも一方にフィルタＦを設ける構成が考えられる。

この場合、利用者の設定する解析方法に応じて、フィルタＦの特性を変える。情報端末７内のフィルタＦの特性を変える場合において、図１１に示すように、利用者は、情報端末に直接アクセスする「経路Ｐ１」、通信ネットワーク２経由の「経路Ｐ２」、およびサーバ１経由の「経路Ｐ３」のいずれかで設定変更を行うことができる。また、サーバ１内のフィルタＦの特性を変える場合に、利用者は、対象情報受信手段１２経由の「経路Ｐ４」で設定変更を行うことができる。

このように情報端末７とサーバ１の少なくとも一方にフィルタＦを設けた場合には、次のような作用が得られる。

まず、フィルタＦを情報端末７内に設けた場合の作用について説明する。本発明が対象とする電力システムから取得した電気量瞬時値には、商用周波数（５０Ｈｚあるいは６０Ｈｚ）以外に様々な周波数が重畳している。したがって、例えば、電力システム内の事故現象に着目するのであれば、情報端末７の電気量算出手段７０３内のフィルタＦにより商用周波数近辺のみを主体に取り出すフィルタリングを行う。

具体的には、非特許文献１に示されるようなデジタルフィルタで実現できる。電気量算出手段７０３は、フィルタリング後に前述したようなフェーザ値の算出を行う。着目する周波数帯以外の外乱が除去された電気量を示す情報が、通信手段７０４からサーバ１に送られる。また、特定の次数、例えば、３、５、７次の高調波の観測を行う場合には、利用者が、フィルタ特性をそれに対応した値に変更することにより、電気量を演算することができる。

次に、フィルタＦをサーバ１内に設けた場合の作用について説明する。サーバ１は、各情報端末７からのフェーザ値を、電気量情報受信手段１１で受信すると、受信したフェーザ値の実効値は、推定予測手段１３内のフィルタＦでフィルタリングする。例えば、電力システム内に生じているフリッカ現象あるいは系統動揺現象の場合、数百ｍ秒から数秒の長周期の実効値の変動があり、これに着目した場合、その他の短い周期の信号を除去しておくと、その後の推定・予測演算の精度を向上することができる。フィルタ特性の変更は、利用者により、サーバ１の対象情報受信手段１２経由で行われる。

なお、広義の意味でのフィルタＦとして、フーリエ変換、ウエーブレット変換などの周波数領域に着目した変換処理も、対象に応じて選択し設定できるようにする。

このように、情報端末７とサーバ１の少なくとも一方にフィルタＦを設けることにより、着目する電力システムの状態を精度良く推定・予測することが可能となる。

［位相ずれを補正する例］
上記実施形態の一つの応用例として、電力システム内に設置された機器により発生する電気量の位相ずれに対して、サーバ１の推定・予測実行手段１３において、位相ずれを補正する構成が考えられる。推定・予測実行手段１３により、電力システム内に存在する機器、例えば、変圧器で位相が回転することを補正する。このような位相ずれの補正方法について以下に説明する。

前記式（１）、（２）に示すように、推定・予測実行手段１３においては、Ａ，Ｂ地点の位相を計測して送電線網内の事故か否かを推定する。この場合、Ａ，Ｂ地点とも配電線網につながる需要家に設置している場合には、送電線網と設置点の間に存在する変圧器によって、位相が回転していることになるため、式（１）、（２）において、判定しきい値のθ_Kの設定が行えなくなってしまう。このような不都合を回避するために、以下のように、式（１）に送電網から計測地点までの位相回転を補正する値θ_α、θ_βを加えた式（１ａ）を判定式として使用する。

Δθ_AB＝｜（θ_A＋θ_α）−（θ_B＋θ_β）｜ …（１ａ）

式（２）についても、同様な補正を加えた式を判定式として使用する。推定・予測実行手段１３は、これらの補正を加えた判定式により得た位相角度から、推定・予測演算を行う。

このように、電力システム内に設置された機器により発生する電気量の位相ずれを補正することにより、着目する電力システムの状態を精度良く推定・予測することが可能となる。

［電力状態品質地図を生成する例］
上記実施形態の一つの応用例として、情報端末７の電気量算出手段７０３において電力品質算出演算を行うと共に、図１２に示すように、サーバ１側に、電力品質低下時に関係する範囲の情報端末から電気量情報を収集する電気量収集手段１５を設け、収集された電気量情報を用いて、推定・予測実行手段１３により電力品質状態地図を生成する構成が考えられる。

図１２において、複数の情報端末７（７１〜７ｎ）の電気量算出手段７０３（図４）は、「電力品質算出演算」として、以下に示すような演算および検出の少なくとも一つ以上を行う。

「瞬低検出演算」：
情報端末で検出した電圧Ｖが所定値Ｖ_K以下である場合に、瞬時電圧低下（瞬低）と検出。

「電圧不平衡検出演算」：
情報端末で検出した２相あるいは３相の電圧が各々所定値の範囲内に入っていない場合に、電圧不平衡発生と検出。

「高調波検出演算」：
商用周波数に対する高調波の大きさを演算し、所定高調波が一定レベル以上発生している場合に、高調波発生と検出。

「フリッカ検出」：
情報端末で電圧フリッカ現象を検出。
「周波数変動検出」：
情報端末で商用周波数から所定範囲以上に偏移したことを検出。

以下には、一つの情報端末７１が「瞬低」を検出した場合について説明する。上記の「瞬低検出演算」により瞬低を検出した場合に、情報端末７１は、この瞬低検出を示す瞬低検出情報を、検出時刻、検出電圧とともに、通信ネットワーク２経由でサーバ１へ送信する。この瞬低検出情報は、サーバ１内の電気量情報受信手段１１から推定・予測実行手段１３に渡される。

この場合に、推定・予測実行手段１３は、情報端末７１に関係する範囲の情報端末を決定する。具体的には、図１２に示すように、情報端末７１が接続する配電網とこの配電網に接続する送電網、およびこの送電網に接続される他の配電網を範囲として、この範囲内に存在する情報端末７２〜７ｎを対象端末として決定する。

次に、推定・予測実行手段１３は、このようにして決定した情報端末７２〜７ｎに対する電気量送信指令を、電気量収集手段１５経由で送信する。情報端末７２〜７ｎは、当該電気量送信指令を通信ネットワーク２を介して受け取ると、この指令に応答して、情報端末７１が瞬低を検出した時刻の電気量情報および瞬低検出の有無を示す瞬低検出情報をサーバ１へ送信する。サーバ１は、送られてきた各情報端末７２〜７ｎの瞬低検出情報および電気量情報を電気量収集手段１５により収集する。

推定・予測実行手段１３は、収集した情報を用いて、図１２に示すような瞬時電圧低下の状況および範囲を示す瞬低発生地図Ｍを生成する。この図１２においては、瞬低発生地図Ｍの一例として、電圧低下１００％、７０％、５０％の等電圧を結んだ地図が示されている。

情報端末７は、「電圧不平衡検出演算」、「高調波検出演算」などの他の電力品質の検出も同様に行って、電力品質低下を検出した場合に、この電力品質低下を示す電力品質低下情報をサーバ１に送信する。そして、サーバ１においては、そのような電力品質低下情報を受信した場合に、同様に、当該情報端末に関係する範囲の情報端末を決定して必要な情報を収集し、同様の電力品質状態地図を生成する。

このように、瞬時電圧低下、電圧不平衡、高調波発生などの電力品質低下が発生した場合に、その状況および範囲を示す電力品質状態地図を生成することにより、利用者は、生成された電力品質状態地図から、電力品質低下の状況および範囲を視覚的に容易に把握することができる。したがって、利用者は、電力品質状態地図から把握した情報に基づき、電力システムに接続される各種設備の保守運用をより適切に実施することができる。

［ＧＰＳ受信局を利用する例］
上記実施形態の一つの応用例として、図１３に示すように、各情報端末７に、ＧＰＳ受信局８からの時刻情報および位置情報を受信する無線受信手段７０６を設ける構成が考えられる。

この構成において、例えば、ＧＰＳ衛星１０から時刻情報および位置情報を取得したＧＰＳ受信局８が、近傍に設置された情報端末７１〜７３に当該時刻情報および位置情報を送信する。この場合に、情報端末７１〜７３内の無線受信手段７０６は、ＧＰＳ受信局８との交信を行ってＧＰＳ受信局８までの距離を算出し、算出された距離から上記の受信した時刻情報および位置情報を補正し、情報端末設置点での正確な時刻情報および位置情報を得る。

そして、時刻情報は、前述したように、電気量情報に絶対時刻として付加されてサーバ１へ送られて処理される。また、位置情報も同様にサーバ１に送られて処理される。送付された位置情報により、サーバ１は各情報端末の位置を自動的に取得することができる。

このように、各情報端末においてＧＰＳ衛星からの時刻情報を直接取得しなくても、近傍のＧＰＳ受信局８で受信し、このＧＰＳ受信局８からの時刻情報を各情報端末で受信することにより、各情報端末にＧＰＳアンテナを設ける必要がなくなり、情報端末をより安価に構成できるという利点がある。

また、時刻情報と同時に位置情報を受信し、サーバ１が自動的に各情報端末の位置を知ることが可能となることから、図１２に示すような瞬低発生地図、電力品質状態地図などを生成することが容易になる。

さらに、利用者にとっては、情報端末が適正な位置に設置されているかを通信ネットワーク経由で容易に確認することが可能となり、利便性が増すという利点がある。

［課金・請求を行う例］
上記実施形態の一つの応用例として、図１４に示すように、サーバ１に、課金・請求手段１６を設ける構成が考えられる。

この構成において、利用者が通信ネットワーク２を介してサーバ１にアクセスし、推定・予測実行手段１３により得られた推定・予測結果を参照すると、サーバ１の課金・請求手段１６は、利用者が参照する情報およびその回数を参照内容として記録して、記録した参照内容に応じて課金を行い、サービス提供者（サーバ１および情報端末７の設置者または運営者）からの利用者宛の請求書を作成する。

この場合に、利用者が参照する具体的な情報は、例えば、以下に示すような情報である。
「情報端末からの電気量情報（電圧、電流フェーザ値など）」、
「情報端末からの検出結果（瞬低検出、高調波検出など）」、
「事故範囲推定結果」、
「電力品質状態地図（瞬低発生地図など）」。

また、課金・請求手段１６により作成された請求書は、通信ネットワークを介して各利用者の表示操作装置３へ送付される。

サーバ１はさらに、推定・予測実行手段１３により、図１２に示すような電力品質状態地図、瞬低発生地図を用いて、利用者が注目する設備付近の将来の電力品質を予測する。予測結果が、予測時点の計測内容と所定の誤差範囲内で的中していた場合には、課金・請求手段１６は、その予測的中に関する報酬を請求する請求書を作成して利用者へ送付する。ここで、電力品質の予測とは、予測時点の設備状態で電力システムが運営された場合、所定時間経過後に停電、瞬低が発生する確率および高調波が発生する確率を指している。

このように、サーバ１で課金・請求処理を行うことにより、利用者のシステム利用状況に応じた費用を自動的に精度よく算出することができ、利用者がシステム利用に関する費用を容易に確認することができるため、利用者にとって利便性の高いシステムとなる。また、サービス提供者にとっても、各利用者毎の課金を容易に行うことができるため、利便性が向上する。さらに、電力品質の予測を行い、これによりサービス提供者が利潤を得ることで、情報端末の設置数が増えるため、予測精度をより向上でき、利用者の利便性がより高くなるという利点がある。

［端末費用の分担を行う例］
上記実施形態の一つの応用例として、図１５に示すように、サーバ１に、課金・請求手段１６に加えて端末費用分担手段１７を設ける構成が考えられる。

この構成において、サーバ１は、利用者が本システムのサービスを受ける前に、予め情報端末により得られる情報量、情報内容に関する利用者の希望を示す利用者情報を、通信ネットワークを介して予め取得し、端末費用分担手段１７により、その利用者情報を設定する。この場合に、端末費用分担手段１７は、各利用者の利用者情報に応じて、情報端末の製造、設置、運用保守に関わる費用を利用者間で按分する。按分した結果に応じて、課金・請求手段１６により、各利用者宛の、情報端末の製造、設置、運用保守に関わる費用の請求書が作成され、各利用者に送付される。

このように、情報端末の製造、設置、運用保守に関わる費用を、情報端末により得られる情報量、情報内容に応じて複数の利用者間で分担することにより、サービス提供者に過度の資金負担をかけずに本システムを運用することが可能となり、サービス提供者、利用者ともに利便性を向上することができる。

［他の実施形態］
なお、本発明は、前述した実施形態や変形例に限定されるものではなく、本発明の範囲内で他にも多種多様な変形例が実施可能である。例えば、前述した変形例を適宜組み合わせることも可能である。

さらに、前記実施形態で示した電力システム用広域計測サービス提供システムとそれを構成するサーバ、情報端末の構成や処理内容は、一例にすぎず、利用者側の表示操作装置から送信される対象情報と、電力システムに接続した情報端末により得られる電気量情報を用いて、電力システムの状態を推定・予測し、その結果を通信ネットワーク経由で利用者側の表示操作装置に送信する限り、具体的な構成や処理内容は自由に変更可能である。

本発明を適用した基本的な実施形態に係る電力システム用広域計測サービス提供システムを示す構成図。 図１に示す電力システム用広域計測サービス提供システムの動作の概略を示すフローチャート。 図１に示す電力システム用広域計測サービス提供システムによる具体的な推定・予測処理を説明するための電力システムの一例を示す構成図。 図１に示す情報端末の構成例を示す構成図。 図４に示す情報端末による電気量算出処理を説明する図。 図１に示すサーバにより推定・予測演算処理を行うために作成したデータファイルの一例を示す図。 図１に示す利用者の表示操作装置上で表示する画面例を示す図であり、（ａ）は、対象情報の設定支援画面例、（ｂ）は、推定・予測結果の表示画面例。 図１に示すサーバによる推定・予測演算処理の一例として、位相差による判定処理例（ａ）と電圧値による判定処理例（ｂ）を説明するグラフ。 図１に示すサーバによる推定・予測演算処理の他の例として、周波数による判定処理例を説明するグラフ。 図１に示す電力システム用広域計測サービス提供システムの応用例として、需要家の電灯線電圧を電気量として用いた例を示す図。 図１に示す電力システム用広域計測サービス提供システムの応用例として、情報端末とサーバにフィルタを設けた例を示す図。 図１に示す電力システム用広域計測サービス提供システムの応用例として、電力状態品質地図を生成する例を示す図。 図１に示す電力システム用広域計測サービス提供システムの応用例として、ＧＰＳ受信局を利用する例を示す図。 図１に示す電力システム用広域計測サービス提供システムの応用例として、課金・請求を行う例を示す図。 図１に示す電力システム用広域計測サービス提供システムの応用例として、端末費用の分担を行う例を示す図。

符号の説明

１…電力システム用広域計測サービス提供サーバ
１１…電気量情報受信手段
１２…対象情報受信手段
１３…推定・予測実行手段
１４…実行結果送信手段
１５…電気量収集手段
１６…課金・請求手段
１７…端末費用分担手段
２…通信ネットワーク
３，３１〜３Ｎ…（利用者の）表示操作装置
４…電力システム
５…送電網
６，６１〜６Ｎ，６Ａ〜６Ｄ…配電網
７，７１〜７Ｎ…情報端末
７０１…電気量センサ
７０２…サンプリング手段
７０３…電気量算出手段
７０４…通信手段
７０５…ＧＰＳアンテナ
７０６…無線受信手段
８…ＧＰＳ受信局
１０…ＧＰＳ衛星

Claims (13)

1. 送電線および配電線を含めて構成される電力システムの電気量より、当該電力システムまたは当該電力システムに接続された設備の状態を推定または予測し、推定・予測結果を通信ネットワーク経由で利用者の表示操作装置に提供する電力システム用広域計測サービス提供サーバにおいて、
   前記利用者側の表示操作装置から送信される状態推定・予測の対象範囲を示す対象情報を前記通信ネットワーク経由で受信する対象情報受信手段と、
   前記電力システムに接続されて当該電力システムの電気量を取得する少なくとも一つ以上の情報端末からの電気量情報を前記通信ネットワーク経由で受信する電気量情報受信手段と、
   受信された前記対象情報と前記電気量情報を用いて、前記電力システムまたは当該電力システムに接続された設備の状態を推定または予測する推定・予測実行手段と、
   前記推定・予測実行手段による推定・予測結果を前記通信ネットワーク経由で前記利用者側の表示操作装置へ送信する実行結果送信手段
   を備えたことを特徴とする電力システム用広域計測サービス提供サーバ。
2. 前記電気量は、需要家の電灯線電圧を含む
   ことを特徴とする請求項１に記載の電力システム用広域計測サービス提供サーバ。
3. 前記電気量は、複数の前記情報端末の時刻同期により取得された複数の電気量を含む
   ことを特徴とする請求項１または請求項２に記載の電力システム用広域計測サービス提供サーバ。
4. 前記情報端末および前記推定・予測実行手段の少なくとも一方は、前記電気量から外乱信号を除去するフィルタ手段を含む
   ことを特徴とする請求項１乃至請求項３のいずれか１項に記載の電力システム用広域計測サービス提供サーバ。
5. 前記推定・予測実行手段は、前記電力システム内に設置された機器により発生する電気量の位相ずれを補正するように構成される
   ことを特徴とする請求項１乃至請求項４のいずれか１項に記載の電力システム用広域計測サービス提供サーバ。
6. 前記推定・予測実行手段は、上位系統と接続する複数の下位系統で取得された電気量の相関をとり、相関のある事象を上位系統の事象として取り扱うように構成される
   ことを特徴とする請求項１乃至請求項５のいずれか１項に記載の電力システム用広域計測サービス提供サーバ。
7. 前記情報端末で電力品質低下を検出した場合に、関係する範囲の情報端末から電気量情報を収集する電気量収集手段を備え、
   前記推定・予測実行手段は、収集された前記電気量情報を用いて電力品質状態地図を生成するように構成される
   ことを特徴とする請求項１乃至請求項６のいずれか１項に記載の電力システム用広域計測サービス提供サーバ。
8. 前記電気量収集手段は、需要家の電気量を取得する前記情報端末で瞬時電圧低下を検出した場合に、関係する範囲の情報端末から電気量情報および瞬低検出情報を収集するように構成され、
   前記推定・予測実行手段は、収集された前記電気量情報および前記瞬低検出情報を用いて瞬低発生地図を生成するように構成される
   ことを特徴とする請求項７に記載の電力システム用広域計測サービス提供サーバ。
9. 送電線および配電線を含めて構成される電力システムの電気量より、当該電力システムまたは当該電力システムに接続された設備の状態を推定または予測し、推定・予測結果を通信ネットワーク経由で利用者の表示操作装置に提供するサーバと、
   前記電力システムに接続されて当該電力システムの電気量を取得する少なくとも一つ以上の情報端末
   を備えた電力システム用広域計測サービス提供システムにおいて、
   前記サーバは、請求項１乃至請求項８のいずれか１項に記載の電力システム用広域計測サービス提供サーバである
   ことを特徴とする電力システム用広域計測サービス提供システム。
10. 前記情報端末は、ＧＰＳ電波を利用して時刻同期および位置情報取得を行うＧＰＳ受信手段を含む
    ことを特徴とする請求項９に記載の電力システム用広域計測サービス提供システム。
11. 前記情報端末は、ＧＰＳ受信局から時刻情報および位置情報を受信して時刻同期および位置情報取得を行う無線受信手段を含む
    ことを特徴とする請求項９に記載の電力システム用広域計測サービス提供システム。
12. 送電線および配電線を含めて構成される電力システムの電気量より、当該電力システムまたは当該電力システムに接続された設備の状態を推定または予測し、推定・予測結果を通信ネットワーク経由で利用者の表示操作装置に提供する電力システム用広域計測サービス提供方法において、
    対象情報受信手段、電気量情報受信手段、推定・予測実行手段、および実行結果送信手段を備えたサーバを用いて、
    前記対象情報受信手段により、前記利用者側の表示操作装置から送信される状態推定・予測の対象範囲を示す対象情報を前記通信ネットワーク経由で受信する対象情報受信ステップと、
    前記電気量情報受信手段により、前記電力システムに接続されて当該電力システムの電気量を取得する少なくとも一つ以上の情報端末からの電気量情報を前記通信ネットワーク経由で受信する電気量情報受信ステップと、
    前記推定・予測実行手段により、受信された前記対象情報と前記電気量情報を用いて、前記電力システムまたは当該電力システムに接続された設備の状態を推定または予測する推定・予測実行ステップと、
    前記実行結果送信手段により、前記推定・予測実行手段による推定・予測結果を前記通信ネットワーク経由で前記利用者側の表示操作装置へ送信する実行結果送信ステップ
    を行うことを特徴とする電力システム用広域計測サービス提供方法。
13. コンピュータを利用して、送電線および配電線を含めて構成される電力システムの電気量より、当該電力システムまたは当該電力システムに接続された設備の状態を推定または予測し、推定・予測結果を通信ネットワーク経由で利用者の表示操作装置に提供する電力システム用広域計測サービス提供プログラムにおいて、
    前記利用者側の表示操作装置から送信される状態推定・予測の対象範囲を示す対象情報を前記通信ネットワーク経由で受信する対象情報受信機能と、
    前記電力システムに接続されて当該電力システムの電気量を取得する少なくとも一つ以上の情報端末からの電気量情報を前記通信ネットワーク経由で受信する電気量情報受信機能と、
    受信された前記対象情報と前記電気量情報を用いて、前記電力システムまたは当該電力システムに接続された設備の状態を推定または予測する推定・予測実行機能と、
    前記推定・予測実行機能による推定・予測結果を前記通信ネットワーク経由で前記利用者側の表示操作装置へ送信する実行結果送信機能
    を前記コンピュータに実現させることを特徴とする電力システム用広域計測サービス提供プログラム。

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