JP2008061448A - 電力品質監視システムと方法 - Google Patents

Abstract

【課題】電力品質の低下の検出と電力品質指標の演算を、電力品質監視端末と電力品質監視サーバの双方により、一方に過度の負担を与えることなく効率よく実現可能とする。
【解決手段】電力品質監視端末１０では、監視対象の受配電設備からの電気量を入力として、端末側指標算出手段１４１により第１種別グループの電力品質指標１が算出されるとともに、指標算出用データ作成手段１４２により第２種別グループの電力品質指標２を算出するための指標算出用データが作成される。電力品質監視サーバ２０では、サーバ側指標算出手段２１１により、電力品質監視端末１０から送信される指標算出用データを入力として、第２種別グループの電力品質指標２が算出される。第１種別グループおよび第２種別グループの電力品質指標は、表示・蓄積手段２１２により、サーバのディスプレイ上に表示されるとともにハードディスクなどの外部記憶装置に蓄積される。
【選択図】図３

Description

本発明は、電力システムに生ずる電力品質の低下を検出して評価する電力品質監視システムと方法に関するものである。

電力システムにおいては、需要家に対して高い電力品質を有する電力を安定して供給することが要求されるため、電力品質の低下を検出して評価することで電力品質を安定化させるための各種の手法が提案されている。

そのような手法として、例えば、特許文献１には、配電系統の各相の電圧実効値および基準波実効値を系統電圧の半周期ずつずらして順次算出し、各相の異常を判定することにより、少ない演算負荷およびメモリ容量で配電系統の電力品質の異常や障害原因等を正確に検出して推定する手法が記載されている。この手法は、主として配電系統の電圧・電流の測定器に適用する演算方法である。

また、特許文献２には、電力需要家の受配電設備を対象とする電力品質管理運用支援システムが記載されている。この電力品質管理運用支援システムは、需要家の電力品質情報、負荷情報、被害情報を測定し、それらを管理サーバに集めて各情報の関連付けを行い、結果を需要家に提供するものである。

特開２００２−１９９５７９ 特開２００２−２４７７８０ 電気協同研究会「配電系統における電力品質の現状と対応技術」、電気協同研究第６０巻第２号、６〜１１６頁、２００５年３月

ところで、上記のような電力品質の検出および評価指標の算出のための従来手法には、以下のような問題点があった。

まず、特許文献１では、電力品質の低下の検出および評価指標の算出を、配電系統につながる電気設備近傍に設置した計測装置内にて全て実施している。例えば、配電系統の電流、電圧から電圧総合歪率、電圧不平衡率、有効電力変動分、無効電力変動分、高調波などを計測装置内で演算し、電力品質が低下したか否かをリアルタイムに判定している。

また、特許文献２では、電気設備からの電圧や電力などの電力品質情報を計測装置にて入手し、これをローカル端末と呼ぶ装置を介して通信ネットワークに接続している。ここで、通信ネットワークには管理サーバが接続されており、ローカル端末からの電力品質情報を管理サーバで収集している。そして、管理サーバでは、収集した供給電源に対する電力品質情報と負荷情報、被害情報を組み合わせて、需要家が必要とする設備・運転情報などを提供している。

したがって、特許文献１、２のいずれも、電力品質の低下の検出および評価指標の算出の全てを、電気設備近傍に設置した計測装置やローカル端末などの電力品質監視端末で行っている。

このような形態の場合、電気設備近傍に設置した計測装置やローカル端末などの電力品質監視端末の負担が重くなることから、様々な電力品質指標演算を実現するためには、電力品質監視端末の処理能力を上げる必要が生じ、結果として経済性が低下する。また、特許文献１においては、各相の電圧実効値および基準波実効値を半周期ずつずらして順次算出することによりメモリ容量を少なくすることができるが、その反面、演算処理が複雑になり、計測器の機能試験が複雑になるという問題や、新しい電力品質指標の演算処理の追加の必要が生じる都度、演算処理全体を再検討する必要が生ずるという問題がある。

上記のような問題を解決するための手法としては、例えば、電気設備近傍に設置した電力品質監視端末側の処理を簡素にして、別の専用演算装置を設け、両者を通信ネットワークで結んで、専用演算装置にて電力品質の低下の検出および電力品質指標の演算を実施することが考えられる。

しかしながら、この手法を採用した場合には、電力品質監視端末側から専用演算装置に対して電流・電圧値などの電気量情報を周期的に送る必要があり、なおかつ、その伝送には十分広い伝送帯域が必要であるという問題がある。また、複数の電力品質監視端末からの電気量情報を専用演算装置で処理する場合には、専用演算装置の負担が重くなるという問題がある。

本発明は、以上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、電力品質の低下の検出および電力品質指標の演算を、電気設備近傍に設置した電力品質監視端末と通信ネットワークを介して結ばれた電力品質監視サーバの双方により、一方に過度の負担を与えることなく効率よく実現可能な、安価でかつ検出精度の高い電力品質監視システムと方法を提供することである。

本発明は、システム内で算出すべき複数項目の電力品質指標を第１種別と第２種別のグループに予め分類しておき、端末側で第１種別グループの電力品質指標を算出するとともに第２種別グループの電力品質指標を算出するための指標算出用データを作成し、サーバ側で第２種別グループの電力品質指標を算出するようにしたものである。

すなわち、本発明の電力品質監視システムは、電力需要家の受配電設備を監視するためにその近傍に設置された電力品質監視端末と、少なくとも１つ以上の電力品質監視端末と通信ネットワークを介して接続される電力品質監視サーバからなる電力品質監視システムにおいて、システム内で算出すべき複数項目の電力品質指標が、第１種別グループおよび第２種別グループのいずれかに予め分類されており、電力品質監視端末と電力品質監視サーバが、次のような特徴を有するものである。

本発明の電力品質監視システムにおいて、電力品質監視端末は、端末側指標算出手段と指標算出用データ作成手段を有し、電力品質監視サーバは、サーバ側指標算出手段を有する。ここで、端末側指標算出手段は、監視対象である受配電設備からの電気量を入力として、第１種別グループの電力品質指標を算出し、通信ネットワークを介して電力品質監視サーバに送信する手段である。指標算出用データ作成手段は、監視対象である受配電設備からの電気量を入力として、第２種別グループの電力品質指標を算出するための指標算出用データを作成し、通信ネットワークを介して電力品質監視サーバに送信する手段である。サーバ側指標算出手段は、電力品質監視端末から送信される指標算出用データを入力として、第２種別グループの電力品質指標を算出する手段である。

また、本発明の電力品質監視方法は、上記電力品質監視システムの特徴を、方法の観点から把握したものである。

以上のような特徴を有する電力品質監視システムと方法によれば、システム内で算出すべき複数項目の電力品質指標を、端末側での処理に適した第１種別グループと、サーバ側での処理に適した第２種別のグループに予め分類しておき、端末側とサーバ側でそれぞれのグループの電力品質指標を算出することができる。その結果、電力品質指標の演算を端末とサーバの双方で合理的に分担して、一方に過度の負担を与えることなく効率よく実現可能である。

本発明によれば、端末側で第１種別グループの電力品質指標を算出するとともに第２種別グループの電力品質指標を算出するための指標算出用データを作成し、サーバ側で第２種別グループの電力品質指標を算出することにより、電力品質の低下の検出および電力品質指標の演算を、端末とサーバの双方により、一方に過度の負担を与えることなく効率よく実現可能な、安価でかつ検出精度の高い電力品質監視システムと方法を提供することができる。

以下には、本発明を適用した複数の実施形態について、図面を参照して具体的に説明する。

（第１の実施形態）
（構成）
図１は、本発明を適用した第１の実施形態に係る電力品質監視システムの構成を示す図であり、特に、電力品質監視システムを構成する電力品質監視端末および電力品質監視サーバと、その周辺機器・装置との関係を示す概念図である。この図１に示すように、需要家の受配電設備の近傍に設置された電力品質監視端末１０と、遠隔地の監視センターに設置された電力品質監視サーバ２０は、インターネットなどの通信ネットワーク３０を介して接続され、データの送受信をするようになっている。

また、電力品質監視端末１０には、需要家の受配電設備に接続される電圧変成器４０および電流変成器５０を介して、電力システムの電気量（電圧・電流）が入力されるようになっている。

電力品質監視サーバ２０のハードウェアは、一般的なパーソナルコンピュータあるいはワークステーションで実現されるが、電力品質監視端末１０のハードウェアは、例えば、図２に示すような簡素な構成で実現される。

図２に示すように、電力品質監視端末１０のハードウェアは、入力変換器１１、アナログフィルタ１２、Ａ／Ｄ変換器１３、演算処理部１４、伝送制御部１５から構成されている。入力変換器１１は、電力システムの電気量（電圧・電流）をアナログ信号で入力して、入力値を所定の大きさの電気量に変換する。アナログフィルタ１２は、入力変換器１１から出力される電気量から所定の周波数成分を除去する。Ａ／Ｄ変換器１３は、電気量のアナログ／デジタル変換を行う。演算処理部１４は、マイクロプロセッサで構成され、電力品質監視に関連する演算処理を行う。伝送制御部１５は、通信ネットワーク３０との間で、データの送受信を行う。Ａ／Ｄ変換器１３、演算処理部１４、伝送制御部１５の間はバスで接続され、相互にデータのやりとりが可能となっている。

図３は、第１の実施形態に係る電力品質監視システムの構成を示すブロック図であり、電力品質監視端末１０と電力品質監視サーバ２０から構成されている。この図３に示すように、電力品質監視端末１０は、監視対象の受配電設備からの電気量を入力として第１種別グループの電力品質指標１を算出する端末側指標算出手段１４１と、監視対象の受配電設備からの電気量を入力として第２種別グループの電力品質指標２を算出するための指標算出用データを作成する指標算出用データ作成手段１４２を有している。電力品質監視端末１０のこれらの手段１４１，１４２は、図２に示す演算処理部１４とそれを制御するソフトウェアにより実現される。

一方、電力品質監視サーバ２０は、指標算出用データ作成手段１４２で作成された指標算出用データを入力として第２種別グループの電力品質指標２を算出するサーバ側指標算出手段２１１を有している。電力品質監視サーバ２０はまた、端末側指標算出手段１４１とサーバ側指標算出手段２１１でそれぞれ算出された第１種別グループと第２種別グループの電力品質指標１，２をサーバのディスプレイ上に表示するとともにハードディスクなどの外部記憶装置に蓄積する表示・蓄積手段２１２を有している。

電力品質監視サーバ２０のこれらの手段２１１，２１２は、パーソナルコンピュータやワークステーションが基本的に備えているＣＰＵなどの演算処理部とそれを制御するソフトウェアにより主として実現される。また、表示・蓄積手段２１２は、それらの構成に加えて、パーソナルコンピュータやワークステーションが基本的に備えているディスプレイ、メモリや記憶装置などにより実現される。

なお、図３においては、説明の簡略化の観点から、１台の電力品質監視端末１０と１台の電力品質監視サーバ２０を示したが、電力品質監視システムを構成する電力品質監視端末１０は、実際には、図１に示すように複数台存在しており、そのいずれもが、少なくとも図２に示すようなハードウェア構成を備え、その演算処理部１４とソフトウェアにより、図３に示すような手段１４１，１４２を実現している。また、電力品質監視サーバ２０を複数台のパーソナルコンピュータやワークステーションで実現する構成も可能である。

（電力品質指標）
以上のような構成を有する第１の実施形態の電力品質監視システムにおいて、システム内で算出すべき複数項目の電力品質指標は、一般的に採用されている電力品質指標であり、例えば、以下のような項目および定義で示される電力品質指標である（例えば、非特許文献１参照）。

「周波数」：電力系統における周波数
「過電圧」：需要家供給ポイントにおける電圧上限許容値の逸脱
「瞬時電圧降下」：数サイクル〜数秒の短期間で電圧が回復するような、電力系統のある一点における突然の電圧低下
「短時間停電」：決まった時間（数百ミリ秒〜数分）範囲内で供給電圧が消失すること
「電圧・電流不平衡」：多相系統において、相電圧・相電流の実効値または隣り合う相間の位相角差のすべてが等しいというわけではない状態
「高調波」：系統電圧あるいは電流の周期的変動量のフーリエ解析における１次を超える基本周波数の整数倍の周波数を持った成分
「総合歪率」：基本波に対する全次数の高調波の発生率

図３に示す電力品質監視システムにおいては、このような複数の電力品質指標が、電力品質監視端末１０側で算出すべき第１種別グループの電力品質指標１と、電力品質監視サーバ２０側で算出すべき第２種別グループの電力品質指標２に予め分類されている。

ここで、第１種別グループの電力品質指標１は、電力品質監視端末１０の端末側指標算出手段１４１により、監視対象の受配電設備からの電気量を入力として算出される値であり、第２種別グループの電力品質指標２を算出するための指標算出用データは、電力品質監視端末１０の指標算出用データ作成手段１４２により、同様に監視対象の受配電設備からの電気量を入力として算出される値である。そして、第２種別グループの電力品質指標２は、電力品質監視サーバ２０のサーバ側指標算出手段２１１により、指標算出用データ作成手段１４２からの指標算出用データを入力として算出される値である。

したがって、電力品質指標の分類は、基本的に、このようなデータの流れ方向に基づいて行うことになる。このようなデータの流れ方向を基本的な分類基準とした指標分類例としては、電気量の瞬時値を入力として算出される指標を第１種別グループの電力品質指標１とし、電気量の瞬時値を入力として算出される電気量の実効値および各電気量の位相差を指標算出用データとし、電気量の実効値および各電気量の位相差を入力として算出される指標を第２種別グループの電力品質指標２とすることが考えられる。

また、電力品質指標のその他の分類基準としては、入力値の検出周期、指標の算出周期、指標算出のために記録するデータ量（指標算出のために要求されるメモリ容量）、および指標算出のために要求される演算能力などの中から選択された１つ以上の分類基準を用いることが考えられる。

例えば、高速に電気量の変化を検出する必要がある指標の場合、一般的に、第１種別グループの電力品質指標１に分類することが望ましい。すなわち、高速に電気量の変化を検出する必要がある指標の場合、そのための指標算出用データを通信ネットワーク３０経由で送信し、電力品質監視サーバ２０側で当該指標を演算するためには、極めて広帯域の通信ネットワークが必要となり、実現が困難である場合が多い。

これに対して、比較的緩やかな変化、例えば数百ミリ秒から１０分程度の変化を捉える指標の場合、そのための指標算出用データを、通信ネットワーク３０経由で送信し、電力品質監視サーバ２０側で当該指標を演算することは、広帯域の通信ネットワークを必要とすることもなく、既存の各種の通信ネットワークにより十分実現可能である。

本実施形態において、システム内で算出すべき複数項目の電力品質指標は、以上のような分類基準に基づいて分類され、第１種別グループの電力品質指標１および第２種別グループの電力品質指標２は、例えば、次のようなグループ構成とされている。
（電力品質指標のグループ構成例）
第１種別グループの電力品質指標１：
「周波数」、「過電圧」、「瞬時電圧低下」、「高調波」、「総合歪率」
第２種別グループの電力品質指標２：
「短時間停電」、「電圧・電流不平衡」、「有効電力・無効電力・力率」

（作用）
次に、以上のような構成を有する第１の実施形態の電力品質監視システムによる電力品質監視用の動作の概略について説明する。

図３に示す電力品質監視システムにおいて、電力品質監視端末１０ではまず、端末側指標算出手段１４１により、監視対象の受配電設備からの電圧瞬時値や電流瞬時値などの電気量を入力として、第１種別グループの電力品質指標１が算出される。

並行して、指標算出用データ作成手段１４２により、同様の電気量を入力として、第２種別グループの電力品質指標２を算出するための指標算出用データが作成される。前述した指標分類例においては、指標算出用データ作成手段１４２により、監視対象の受配電設備から電力品質監視端末１０に取り込んだ電圧瞬時値および電流瞬時値から、電圧実効値、電流実効値、および各電気量の位相差が算出され、指標算出用データが作成される。

電力品質監視端末１０で得られた第１種別グループの電力品質指標１および指標算出用データは、通信ネットワーク３０を介して電力品質監視サーバ２０に送信される。

電力品質監視サーバ２０においては、サーバ側指標算出手段２１１により、電力品質監視端末１０から送信される指標算出用データを入力として、第２種別グループの電力品質指標２が算出される。前述した指標分類例においては、サーバ側指標算出手段２１１により、電力品質監視端末１０から指標算出用データとして送信される電圧実効値、電流実効値、および各電気量の位相差を入力として、第２種別グループの電力品質指標２が算出される。

そして、このようにサーバ側指標算出手段２１１で得られる第２種別グループの電力品質指標２、および電力品質監視端末１０から送信される第１種別グループの電力品質指標１は、表示・蓄積手段２１２により、サーバのディスプレイ上に表示されるとともにハードディスクなどの外部記憶装置に蓄積される。

また、図１に示すように、需要家が、電力品質監視システムのユーザとして、通信ネットワーク３０を介して電力品質監視サーバ２０にアクセスしてきた場合には、表示・蓄積手段２１２により、蓄積したデータの一部または全部が送信され、当該需要家側のパーソナルコンピュータなどのユーザ装置上に表示される。

（電力品質指標の算出処理）
以下には、電力品質監視端末１０側での第１種別グループの電力品質指標１の算出処理と、電力品質監視サーバ２０側での第２種別グループの電力品質指標２の算出処理の詳細について、順次説明する。

（第１種別グループの電力品質指標の算出処理）
（周波数の算出処理）
電圧または電流の瞬時値波形のゼロクロス側の時間を高速に検出し、その逆数から周波数を求める。あるいは、瞬時値を離散フーリエ変換（ＤＦＴ：Discrete Fourier Transform）して、フェーザ位相角を求め、それを微分して周波数を求める。求めた周波数を、周期的に電力品質監視サーバ２０へ送信する。

（過電圧の算出処理）
電圧実効値を電圧瞬時値より求める。この実効値の求め方はデジタルリレーで採用されているアルゴリズム、例えば、整流加算法、振幅二乗法などで求めることができる。求めた実効値が所定電圧値を超えた場合にのみ過電圧を検出したと判定し、この場合の過電圧継続時間と電圧実効値を過電圧検出データとして、電力品質監視サーバ２０へ送信する。

（瞬時電圧降下の算出処理）
電圧の大きさを電圧瞬時値より求める。電力系統に発生する半サイクル程度の極めて短い継続時間の事故を原因とする瞬時電圧降下も考慮すると、電圧の大きさを求めるためのデータ窓長は極力短くする必要がある。求めた電圧の大きさが所定電圧値以下となった場合に、瞬時電圧降下発生と判定し、この場合の電圧降下の発生時刻と継続時間、および降下電圧の大きさ（実効値）を求め、これらを電圧降下検出データとして、電力品質監視サーバ２０へ送信する。

（高調波の算出処理）
電圧瞬時値と電流瞬時値を離散フーリエ変換（ＤＦＴ）して、基本波に対する整数次数の大きさを求める。求めた値を高調波検出データとして、周期的に電力品質監視サーバ２０へ送信する。

（総合歪率の算出処理）
総合歪率は、以下の式（１）で求めることができる。ここで、「真の実効値」とは、瞬時値の２乗平均の開平値であり、「基本波実効値」とは、フーリエ変換により求めた基本波実効値である。

（第２種別グループの電力品質指標の算出処理）
（短時間停電の算出処理）
電力品質監視端末１０内の指標算出用データ作成手段１４２で求めた電圧実効値が、通信ネットワーク３０経由で送信され、電力品質監視サーバ２０のサーバ側指標算出手段２１１に入力される。サーバ側指標算出手段２１１において、電圧実効値から短時間停電の有無を検出し、短時間停電を検出した場合は、その発生時刻と継続時間を求めて停電検出データとして出力する。この場合、短時間停電現象は、数百ミリ秒から１０分程度継続する現象であるため、通信ネットワーク３０の帯域幅に関係なく、電力品質監視サーバ２０側で十分実現できる。

（電圧・電流不平衡の算出処理）
電力品質監視端末１０内の指標算出用データ作成手段１４２で求めた３相の電圧実効値あるいは電流実効値が、通信ネットワーク３０経由で送信され、電力品質監視サーバ２０のサーバ側指標算出手段２１１に入力される。サーバ側指標算出手段２１１においては、以下の式（２）に示す演算を行い、電圧・電流不平衡率を求める。一般的に、不平衡率の算出周期は、１０分程度の周期で十分であるため、通信ネットワーク３０の帯域幅に関係なく、電力品質監視サーバ２０側で十分実現できる。
電圧・電流不平衡率＝ 基本波逆相実効値÷基本波正相実効値 … 式（２）

（有効電力・無効電力・力率の算出処理）
有効電力、無効電力、力率は、電力品質指標そのものではないが、電力品質の評価を行う際に有用なデータであり、前述したような一般的な電力品質指標に順ずる重要な評価値であるため、電力品質指標と同様に算出する。本実施形態においては、電力品質監視端末１０内の指標算出用データ作成手段１４２により、電圧実効値、電流実効値、および各電気量の位相差が算出されるので、電力品質監視サーバ２０側において、サーバ側指標算出手段２１１により、それらのデータを用いて、有効電力、無効電力、力率を求めることができる。

（効果）
以上のような第１の実施形態によれば、システム内で算出すべき複数項目の電力品質指標を、電力品質監視端末側での処理に適した第１種別グループと、電力品質監視サーバ側での処理に適した第２種別のグループに予め分類しておき、電力品質監視端末側と電力品質監視サーバ側でそれぞれのグループの電力品質指標を算出することができる。その結果、電力品質の低下の検出および電力品質指標の演算を、電力品質監視端末と電力品質監視サーバの双方で合理的に分担して、一方に過度の負担を与えることなく効率よく実現可能である。

すなわち、このように、電力品質指標の演算を電力品質監視端末と電力品質監視サーバで分担することで、電力品質監視端末の構成をシンプル化でき、処理能力が比較的低いハードウェアでも電力品質監視端末を実現できる。このことから、既設の各種のハードウェアを利用する等により、経済性の高い電力品質監視システムを構築可能である。特に、このような電力品質監視端末の設置対象となる需要家の受配電設備は、日本国内で数千〜数万箇所あると推定されているため、個々の電力品質監視端末をシンプルな構造として低コスト化できるという事実は、システムを構成する電力品質監視端末の数に比例して大きな効果を奏するものと期待される。

本実施形態によれば、通信ネットワークの低コスト化という効果も得られる。すなわち、本実施形態において、電気量の瞬時値データを短い周期で演算する必要のある電力品質指標については、電力品質監視端末側で演算を実施していることから、瞬時値データを短い周期で電力品質監視サーバへ送信する必要がない。このことから、端末・サーバ間の通信に使用する通信ネットワークの帯域幅は狭くてもよいため、広帯域の通信ネットワークを必要とすることもなく、既存の各種の通信ネットワークをそのまま使用可能であり、この点からも、経済性の高い電力品質監視システムを構築可能である。

また、仮に電力品質監視サーバが故障したとしても、電力品質監視端末側で第１種別グループの電力品質指標の算出をしていることから、ユーザは、電力品質監視端末にアクセスすることで、少なくとも第１種別グループの電力品質指標の値を入手することができるため、電力品質監視サーバ側で全ての電力品質指標の算出を行う場合に比べて、非常時にもある程度まで対応可能な、安定した電力品質監視機能を実現できる。

さらに、本実施形態のシステム構成とすることで、算出すべき電力品質指標に新しい定義の指標が加わった場合にも、受配電設備の近傍にある電力品質監視端末のハードウェアおよびソフトウェアを何ら変更することなく、電力品質監視サーバのソフトウェアのみを変更することで対応可能であるため、柔軟性、保守性の高い電力品質監視システムを実現できる。

（変形例）
なお、第１の実施形態における前述した電力品質指標のグループ構成例は、一例にすぎず、第１種別グループおよび第２種別グループの電力品質指標の具体的なグループ構成は、電力品質監視端末や電力品質監視サーバの具体的な構成、およびこれらの間の通信に使用する通信ネットワークの帯域幅等の、電力品質監視システムが実際に利用できる環境に応じて異なってくる。

例えば、低コストで帯域幅の広い通信ネットワークを利用可能な環境である場合には、経済性を損なうことなしに、瞬時値データを上記に述べた周期よりも速い周期で送信可能である。この場合には、例えば、電力品質監視サーバ内のサーバ側指標算出手段により、電力品質監視端末からの瞬時値データを受け取り、次数間高調波を計算する等の処理が可能となる。

ここで、「次数間高調波」は、基本波の整数倍でないあらゆる周波数における次数の成分と定義される。この次数間高調波を求めるためには、基本波の数倍以上のサイクル数の大量のデータを記録してフーリエ変換する必要があり、大きなメモリ容量および高い演算能力が必要である。このような指標は、電力品質監視端末のコストを抑える観点からも、電力品質監視サーバで演算することが有効である。

このように、電力品質監視システムが実際に利用できる環境に応じて、第１種別グループおよび第２種別グループの電力品質指標の具体的なグループ構成は異なることになるが、両方のグループが少なくとも一つ以上の電力品質指標を含む限りは、電力品質監視端末と電力品質監視サーバで電力品質指標の演算を分担できるため、第１の実施形態と同様の効果が得られるものである。

また、第１種別グループの電力品質指標として算出した値を、第２種別グループの電力品質指標算出用の指標算出用データとして電力品質監視サーバに送信する構成も可能である。

例えば、第１の実施形態では、高調波の各次数の実効値を、第１種別グループの電力品質指標として電力品質監視端末の端末側指標算出手段で算出しているが、この値を、指標算出用データとして電力品質監視サーバに送信する変形例が可能である。

この場合には、第１種別グループの電力品質指標として求めていた総合歪率は、以下の式（３）により、電力品質監視サーバ側で第２種別グループの電力品質指標として算出できる。これにより、電力品質監視端末側での総合歪率の計算が不要となり、コストを下げることが可能となる。
総合歪率＝ Σ（２次以上の実効値）／（基本波実効値） … 式（３）

（第２の実施形態）
（構成）
図４は、本発明を適用した第２の実施形態に係る電力品質監視システムの構成を示すブロック図であり、Ｎ台（Ｎは２以上の整数）の電力品質監視端末１０（１０１〜１０Ｎ）と１台の電力品質監視サーバ２０から構成されている。この図４に示すように、本実施形態において、第１の実施形態と異なる点は、電力品質監視サーバ２０に総合品質指標算出手段２１３を追加した点である。

この総合品質指標算出手段２１３は、Ｎ台の端末分の第１種別グループの電力品質指標１とＮ台の端末分の第２種別グループの電力品質指標２のいずれか一方または両方を用いて、これらＮ台の電力品質監視端末１０（１０１〜１０Ｎ）が設置された地域における総合的な電力品質を表す総合品質指標を算出する手段である。

この総合品質指標算出手段２１３の追加に伴い、本実施形態の電力品質監視サーバ２０の表示・蓄積手段２１２は、総合品質指標算出手段２１３で得られた総合品質指標をサーバのディスプレイ上に表示するとともにハードディスクなどの外部記憶装置に蓄積する機能を有する。

なお、上記以外の部分は、第１の実施形態の電力品質監視システムと同様の構成であるため、説明を省略する。

（作用）
次に、以上のような構成を有する第２の実施形態の電力品質監視システムによる電力品質監視用の動作の概略について説明する。

図４に示す本実施形態の電力品質監視システムにおいて、Ｎ台の電力品質監視端末１０（１０１〜１０Ｎ）の個々の動作は、第１の実施形態の電力品質監視端末１０と同様である。すなわち、端末側指標算出手段１４１により第１種別グループの電力品質指標１が算出され、指標算出用データ作成手段１４２により第２種別グループの電力品質指標２を算出するための指標算出用データが作成され、これらのデータが、通信ネットワーク３０を介して電力品質監視サーバ２０に送信される。

また、電力品質監視サーバ２０において、サーバ側指標算出手段２１１により、電力品質監視端末１０からの指標算出用データを入力として第２種別グループの電力品質指標２が算出される点は、第１の実施形態と同様である。この場合、本実施形態においては、Ｎ台の電力品質監視端末１０（１０１〜１０Ｎ）からの個々の指標算出用データを取り込むことにより、Ｎ台の端末分の第２種別グループの電力品質指標２が算出される。

本実施形態における特徴的な動作は、電力品質監視サーバ２０の総合品質指標算出手段２１３によって総合品質指標が算出される点である。すなわち、総合品質指標算出手段２１３においては、Ｎ台の電力品質監視端末１０（１０１〜１０Ｎ）から送信されるＮ台の端末分の第１種別グループの電力品質指標１、およびサーバ側指標算出手段２１１で得られるＮ台の端末分の第２種別グループの電力品質指標２のいずれか一方または両方を用いて、これらＮ台の電力品質監視端末１０（１０１〜１０Ｎ）が設置された地域における総合的な電力品質を表す総合品質指標が算出される。

そして、このようにサーバ側指標算出手段２１１で得られた総合品質指標は、表示・蓄積手段２１２により、サーバのディスプレイ上に表示されるとともにハードディスクなどの外部記憶装置に蓄積される。なお、表示・蓄積手段２１２により、第１種別グループと第２種別グループの電力品質指標１，２が表示・蓄積される点は、第１の実施形態と同様であるが、本実施形態においては、Ｎ台の端末分の電力品質監視端末の第１種別グループの電力品質指標１、およびＮ台の端末分の第２種別グループの電力品質指標２がそれぞれ表示・蓄積される。

また、図１に示すように、需要家が通信ネットワーク３０を介して電力品質監視サーバ２０にアクセスしてきた場合に、表示・蓄積手段２１２により、蓄積したデータの一部または全部が送信され、当該需要家側のパーソナルコンピュータなどのユーザ装置上に表示される点も、第１の実施形態と同様である。

本発明が対象としている需要家の受配電設備は、図１に示すように、電力系統にすべて接続されているため、電力系統内の一つの事故現象が、複数の需要家の受配電設備に影響する場合がある。例えば、電力系統の送電線に発生する短絡事故は、受配電設備において瞬時電圧降下として現れる。また、ある機器から発生する高調波は、他の需要家にも影響を与える。

このように、電力品質の低下は、電力系統内の複数の箇所で同時期に検出される場合が多い。このことは、裏返せば、電力系統内の複数の箇所における同時点の電力品質を監視することが、電力品質の低下の影響範囲の把握、電力品質の低下の原因箇所の特定に極めて有効であることを意味する。

この観点から、本実施形態においては、設置された地域における総合的な電力品質を表す総合品質指標を算出することで、電力系統内の複数の箇所における同時点の電力品質を監視することができるため、電力品質の低下の影響範囲の把握、電力品質の低下の原因箇所の特定が可能となる。以下には、この点についてより具体的に説明する。

（瞬時電圧降下の統合品質指標の算出・利用例）
まず、第１種別グループの電力品質指標１として瞬時電圧降下を算出し、その統合品質指標を算出・利用する場合について説明する。

例えば、電力系統内で短絡事故が発生すると、その近傍の需要家の受配電設備に設置された電力品質監視端末１０は、第１の実施形態で説明したように、瞬時電圧降下時の電圧降下の発生時刻と継続時間、および降下電圧実効値を電圧降下検出データとして、電力品質監視サーバ２０へ送信する。

この場合、本実施形態においては、電力品質監視サーバ２０の総合品質指標算出手段２１３により、瞬時電圧降下が、単数の需要家の受配電設備のみにおける現象であったのか、あるいは複数の需要家の受配電設備において発生した現象であったのかが判定される。具体的に、複数の需要家の受配電設備において瞬時電圧降下が発生した場合には、総合品質指標算出手段２１３により、第１種別グループの瞬時電圧降下の総合品質指標として、降下発生時刻と、継続時間・降下電圧実効値の平均値、ばらつき（標準偏差）が算出され、これらの値に基づいて上記の判定が行われる。

図５は、総合品質指標算出手段２１３により算出された瞬時電圧降下の総合品質指標の一例を示す図である。この図５に示すような算出値を用いて、次のような判定を行うことができる。まず、降下発生時刻のばらつきと、継続時間・降下電圧実効値のばらつきが所定値以内であれば、これらの需要家の受配電設備と接続する電力系統内の事故により、複数の需要家の受配電設備で電圧降下があったと判定できる。逆に、これらの値のばらつきが大きければ、個々の需要家側で電圧降下の原因があったと判定できる。

さらに、このようにして得られる瞬時電圧降下の総合品質指標とその判定結果、および電力系統の構成情報から、どの箇所で電圧降下の原因が発生したかを絞り込むことも可能となる。

（次数間高調波の統合品質指標の算出・利用例）
次に、第２種別グループの電力品質指標２として次数間高調波を算出し、その統合品質指標を算出・利用する場合について説明する。

例えば、第１の実施形態の変形例として次数間高調波について説明したように、各需要家の受配電設備に設置されたＮ台の電力品質監視端末１０（１０１〜１０Ｎ）は、指標２算出用データとして電気量の瞬時値を電力品質監視サーバ２０へ周期的に送信するものとする。この場合に、電力品質監視サーバ２０側では、サーバ側指標算出手段２１１により、各需要家の電力品質監視端末１０からの瞬時値波形を用いて、次数間高調波の算出が行われる。次数間高調波の算出結果は、総合品質指標算出手段２１３に渡される。総合品質指標算出手段２１３により、第２種別グループの次数間高調波の総合品質指標が算出され、複数の需要家の受配電設備における次数間高調波の様相の判定が行われる。

図６は、総合品質指標算出手段２１３により算出された次数間高調波の総合品質指標の一例を示す図である。この図６に示すように、総合品質指標算出手段２１３により、まず、複数の需要家の受配電設備について検出された次数毎の基本波の実効値に対する発生率が算出される。次に、この発生率の平均値、ばらつき（標準偏差）が算出され、また、各需要家毎に、各次数毎の平均値からの偏差が算出される。この図６の例において、平均値からの偏差が著しく大きいのは、次数間高調波５．２次の需要家Ｃ、Ｅである。

したがって、図６に示す次数間高調波の総合品質指標の算出結果から、需要家Ｃ、Ｅの受配電設備の共通する系統に、何らかの次数間高調波発生要因があると判定できる。

（効果）
以上のような第２の実施形態によれば、第１の実施形態と同様の効果に加えて、さらに次のような効果が得られる。

まず、各需要家の電力品質監視端末側から送信される第１種別グループの電力品質指標と、電力品質監視端末側からの指標算出用データに基づいて電力品質監視サーバ側で算出した第２種別グループの電力品質指標を用いて総合品質指標を算出することで、複数の需要家の受配電設備に関する電力品質低下要因の場所および様相の特定に極めて有効である。

従来技術では、このような複数需要家の受配電設備の電力品質指標を関連付ける手段がなかったため、電力品質低下の原因を特定することに手間取っていたが、本実施形態によれば、複数需要家の受配電設備の電力品質指標を総合的に示す総合品質指標を効率よく算出可能であるため、電力品質低下原因の特定を低コストで効率的に行うことが可能となる。

また、本実施形態においては、総合品質指標として、対象とする需要家のいる地域の総合的な電力品質指標を、平均値、ばらつきなどの取扱い数値で得ることができるため、これらのデータを、さらに地域間の電力品質の格差などの判断にも利用可能となるなど、より実用性の高い電力品質監視システムを構築できる。

（第３の実施形態）
（構成）
図７は、本発明を適用した第３の実施形態に係る電力品質監視システムの構成を示すブロック図である。この図７に示すように、本実施形態において、第１の実施形態と異なる点は、電力品質監視サーバ２０に統合品質指標算出手段２１４を追加した点である。

この統合品質指標算出手段２１４は、第１種別グループと第２種別グループのいずれか一方または両方から選択された少なくとも２項目以上の電力品質指標を用いて、統合的な電力品質を表す統合品質指標を算出する手段である。

この統合品質指標算出手段２１４の追加に伴い、本実施形態の電力品質監視サーバ２０の表示・蓄積手段２１２は、統合品質指標算出手段２１４で得られた統合品質指標をサーバのディスプレイ上に表示するとともにハードディスクなどの外部記憶装置に蓄積する機能を有する。

なお、上記以外の部分は、第１の実施形態の電力品質監視システムと同様の構成であるため、説明を省略する。

（作用）
次に、以上のような構成を有する第３の実施形態の電力品質監視システムによる電力品質監視用の動作の概略について説明する。

図７に示す本実施形態の電力品質監視システムにおいて、電力品質監視端末１０の動作は、第１の実施形態の電力品質監視端末１０と同様であり、第１の実施形態と異なる動作は、電力品質監視サーバ２０における動作の一部のみであるため、以下には、本実施形態の電力品質監視サーバ２０における特徴的な動作のみについて説明する。

本実施形態における特徴的な動作は、電力品質監視サーバ２０の統合品質指標算出手段２１４によって統合品質指標が算出される点である。すなわち、統合品質指標算出手段２１４においては、電力品質監視端末１０から送信される第１種別グループの電力品質指標１、およびサーバ側指標算出手段２１１で得られる第２種別グループの電力品質指標２のいずれか一方または両方の中から選択された少なくとも２項目以上の電力品質指標を用いて、それらの項目についての統合的な電力品質を表す統合品質指標が算出される。

この場合、統合品質指標算出手段２１４は、各項目の電力品質指標を適当な関数値に変換して統合品質指標ＴＱを算出する。例えば、時点ｔのＴＱ値は、次の式（４）で算出される。

ここで、ｆ_n（ｔ）は、第１種別グループの電力品質指標１のｎ番目（ｎは１以上の整数）の指標を表現する関数値であり、例えば、ｆ₁（ｔ）：瞬時電圧降下、ｆ₂（ｔ）：周波数、ｆ₃（ｔ）：総合歪率、ｆ₄（ｔ）：過電圧、ｆ₅（ｔ）：高調波、などである。同様に、ｇ_m（ｔ）は、第２種別グループの電力品質指標２のｍ番目（ｍは１以上の整数）の指標を表現する関数値であり、例えば、ｇ₁（ｔ）：不平衡率、ｇ₂（ｔ）：短時間停電、などである。また、α_n、β_m、は、各関数値に対する重み付け係数である。

電力品質指標は、従来、異なる内容の指標、例えば、瞬時電圧降下、周波数などの性質の異なる個別の数値として表していたため、そのままでは複数項目の指標を統合して表すことができない。これに対して、上記式（４）は、これらの異なる性質の指標を適当な関数値に変換することで、それらを統合して一つの指標として表すことを可能としたものであり、式（４）中の関数ｆ_n、ｇ_mは、各指標を同じ次元で加算可能とするために使用されている。

従来の電力品質指標を数値の性質により分類すると、２種類の指標に大別できる。すなわち、瞬時電圧降下、短時間停電などの、ある期間内に何回そのような現象が発生したかを示す発生確率的な指標と、周波数、総合歪率などのように、一定周期で常時算出され、その結果が連続値として観測できる指標とに分けられる。

後者の連続値の指標に関しては、得られた値に、そのまま重み係数を乗ずるか、あるいは基準値（例えば、基本周波数、定格電圧）からの偏差をも求めて重み係数を乗ずれば、全ての指標を同じ次元として取り扱うことができる。また、前者の発生確率的な指標に関しては、例えば、以下の式（５）のように定義して変換することが必要である。なお、式（５）において、Ａは固定値である。そして、このように変換することで、発生確率的な指標についても、連続値の指標と同様に、ｔ時点の数値として扱うことが可能となる。
ｆ₁（ｔ）＝Ａ時点〜ｔ時点間で発生した瞬時電圧降下の回数 … 式（５）

例えば、電力品質監視端末１０および電力品質監視サーバ２０で以下のような４つの電力品質指標を算出した場合、上記式（４）から、統合品質指標ＴＱは、以下の式（４）’に示すように求められる。
瞬時電圧降下： ｆ₁（ｔ）＝３、 α₁＝２
周波数： ｆ₂（ｔ）＝０．２（基本周波数からの偏差周波数）、 α₂＝１
総合歪率： ｆ₃（ｔ）＝３．５（基本波に対する比率）、 α₃＝１
不平衡率： ｇ₁（ｔ）＝１．５（平衡状態からの偏差）、 β₁＝１

このように、本実施形態においては、複数項目の電力品質指標を統合し、一つの統合品質指標として取り扱うことが可能となる。

（効果）
以上のような第３の実施形態によれば、第１の実施形態と同様の効果に加えて、さらに次のような効果が得られる。

まず、性質の異なる複数項目の電力品質指標を統合し、一つの統合品質指標として取り扱うことができるため、特定の需要家の受配電設備の電力品質の確認を容易に行うことができる。すなわち、ある特定の需要家の受配電設備の監視業務を行う場合、その受配電設備の個々の電力品質指標、例えば、瞬時電圧降下の発生回数、周波数偏差の数値、不平衡率などを個々に確認する必要がなくなり、統合品質指標のみを確認することで、その受配電設備の電力品質を確認できる。したがって、監視業務自体を簡素化し、保守コストを低減することができる。

（変形例）
なお、図７に示した第３の実施形態においては、統合品質指標算出手段を電力品質監視サーバ内に設けたが、変形例として、統合品質指標算出手段を電力品質監視端末内に設ける構成も考えられる。この場合には、第１種別グループの複数項目の電力品質指標を統合することになるが、その効果は第３の実施形態と同様である。

また、別の変形例としては、第２、第３の実施形態の構成を組み合わせて、対象地域における複数需要家の受配電設備に関する電力品質指標または統合品質指標を電力品質監視サーバにより収集し、電力品質監視サーバにより、個々の統合品質指標から、対象地域全体の総合的な統合品質指標を算出することも考えられる。この場合、複数需要家の受配電設備に関する統合品質指標の平均値などを算出することにより、対象地域全体の総合的な統合品質が把握可能となる。この変形例によれば、ある地域における複数需要家の受配電設備の電力品質の全体を総合的な統合品質指標により容易に把握可能となり、また、地域間の統合品質指標の比較が容易にできるという効果が得られる。

（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。すなわち、図面に示した電力品質監視端末および電力品質監視サーバの構成や本文中に記載した電力品質指標のグループ構成や算出方法は一例にすぎず、具体的な構成や算出方法は適宜選択可能である。また、本発明が対象とする需要家の受配電設備の具体的な構成も何等制限されない。

本発明を適用した第１の実施形態に係る電力品質監視システムの構成を示す概念図。 第１の実施形態に係る電力品質監視端末のハードウェア構成の一例を示すブロック図。 第１の実施形態に係る電力品質監視システムの構成を示すブロック図。 本発明を適用した第２の実施形態に係る電力品質監視システムの構成を示すブロック図。 第２の実施形態に係る総合品質指標算出手段により算出された瞬時電圧降下時の総合品質指標の一例を示す図。 第２の実施形態に係る総合品質指標算出手段により算出された次数間高調波の総合品質指標の一例を示す図。 本発明を適用した第３の実施形態に係る電力品質監視システムの構成を示すブロック図。

符号の説明

１０…電力品質監視端末
１１…入力変換器
１２…アナログフィルタ
１３…Ａ／Ｄ変換器
１４…演算処理部
１５…伝送制御部
２０…電力品質監視サーバ
３０…通信ネットワーク
４０…電圧変成器
５０…電流変成器
１４１…端末側指標算出手段
１４２…指標算出用データ作成手段
２１１…サーバ側指標算出手段
２１２…表示・蓄積手段
２１３…総合品質指標算出手段
２１４…統合品質指標算出手段

Claims (7)

1. 電力需要家の受配電設備を監視するためにその近傍に設置された電力品質監視端末と、少なくとも１つ以上の電力品質監視端末と通信ネットワークを介して接続される電力品質監視サーバからなる電力品質監視システムにおいて、
   システム内で算出すべき複数項目の電力品質指標が、第１種別グループおよび第２種別グループのいずれかに予め分類されており、
   前記電力品質監視端末は、
   監視対象である前記受配電設備からの電気量を入力として、第１種別グループの電力品質指標を算出し、前記通信ネットワークを介して前記電力品質監視サーバに送信する端末側指標算出手段と、
   監視対象である前記受配電設備からの電気量を入力として、第２種別グループの電力品質指標を算出するための指標算出用データを作成し、前記通信ネットワークを介して前記電力品質監視サーバに送信する指標算出用データ作成手段を有し、
   前記電力品質監視サーバは、
   前記電力品質監視端末から送信される指標算出用データを入力として、第２種別グループの電力品質指標を算出するサーバ側指標算出手段を有する
   ことを特徴とする電力品質監視システム。
2. 前記電力品質監視端末は、複数の電力品質監視端末であり、
   前記サーバ側指標算出手段は、前記複数の電力品質監視端末から送信される複数端末分の指標算出用データを入力として、複数端末分の第２種別グループの電力品質指標を算出するように構成され、
   前記電力品質監視サーバは、
   前記複数の電力品質監視端末から送信される複数端末分の第１種別グループの電力品質指標と、前記サーバ側指標算出手段により算出される複数端末分の第２種別グループの電力品質指標のいずれか一方または両方を用いて、前記複数の電力品質監視端末が設置された地域における総合的な電力品質を表す総合品質指標を算出する総合品質指標算出手段を有する
   ことを特徴とする請求項１に記載の電力品質監視システム。
3. 前記電力品質監視サーバおよび前記電力品質監視端末のいずれか一方は、
   第１種別グループと第２種別グループのいずれか一方または両方から選択された少なくとも２項目以上の電力品質指標を用いて、統合的な電力品質を表す統合品質指標を算出する統合品質指標算出手段を有する
   ことを特徴とする請求項１または請求項２に記載の電力品質監視システム。
4. 第１種別グループの電力品質指標は、電気量の瞬時値を入力として算出される指標を含み、
   指標算出用データは、電気量の瞬時値を入力として算出される電気量の実効値および各電気量の位相差を含み、
   第２種別グループの電力品質指標は、電気量の実効値および各電気量の位相差を入力として算出される指標を含む
   ことを特徴とする請求項１乃至請求項３のいずれか１項記載の電力品質監視システム。
5. システム内で算出すべき複数項目の電力品質指標は、入力値の検出周期、指標の算出周期、指標算出のために記録するデータ量、および指標算出のために要求される演算能力、の中から選択された１つ以上の分類基準に基づいて、第１種別グループおよび第２種別グループのいずれかに分類されている
   ことを特徴とする請求項１乃至請求項４のいずれか１項に記載の電力品質監視システム。
6. 第１種別グループの電力品質指標は、周波数、過電圧、瞬時電圧降下、高調波、総合歪率、を含み、
   第２種別グループの電力品質指標は、短時間停電、電圧・電流不平衡、を含む
   ことを特徴とする請求項５に記載の電力品質監視システム。
7. 電力需要家の受配電設備を監視するためにその近傍に設置された電力品質監視端末と、少なくとも１つ以上の電力品質監視端末と通信ネットワークを介して接続される電力品質監視サーバからなる電力品質監視システムを用いた電力品質監視方法において、
   システム内で算出すべき複数項目の電力品質指標を、第１種別グループおよび第２種別グループのいずれかに予め分類しておき、
   前記電力品質監視端末により、
   監視対象である前記受配電設備からの電気量を入力として、第１種別グループの電力品質指標を算出し、前記通信ネットワークを介して前記電力品質監視サーバに送信する端末側指標算出ステップと、
   監視対象である前記受配電設備からの電気量を入力として、第２種別グループの電力品質指標を算出するための指標算出用データを作成し、前記通信ネットワークを介して前記電力品質監視サーバに送信する指標算出用データ作成ステップを行い、
   前記電力品質監視サーバにより、
   前記電力品質監視端末から送信される指標算出用データを入力として、第２種別グループの電力品質指標を算出するサーバ側指標算出ステップを行う
   ことを特徴とする電力品質監視方法。

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