JP2017208902A - 電力系統の設備計画支援装置および電力系統の配電監視制御装置 - Google Patents

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邦彦 恒冨
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Abstract

【課題】事故点の探索時間を目標値以下に抑制でき、かつ、測定装置および検出装置の設置数をできるだけ少なく設定できるようにする。
【解決手段】本発明の設備計画支援装置は、事故点評定処理部、誤差範囲計算処理部および最適化処理部を備える。事故点評定処理部は、測定装置および検出装置の設置候補の配置場所において、測定装置の測定値および検出装置の位置情報を基に事故点を特定する計算を行う。誤差範囲計算処理部は、測定装置の測定値の精度誤差に起因する、事故点評定処理部による事故点標定の計算結果の最小値および最大値を基に事故点標定の誤差範囲を計算するとともに、検出装置の設置候補の配置場所から、下流側の検出装置または測定装置の設置候補の配置場所までの距離を誤差範囲とする。最適化処理部は、電力系統の全体の誤差範囲に基づいて、測定装置および検出装置の配置場所の組み合わせを求める。
【選択図】図３

Description

本発明は、電力系統の設備計画支援装置および電力系統の配電監視制御装置に関し、特に、電力系統の設備の増設、移設、廃棄、リプレース計画の作成を支援する設備計画支援装置および電力系統の電流や電圧を監視する配電監視制御装置に関する。
配電変電所から需要家に電力を送配する電力系統において、事故が発生した地点（以下、「事故点」と記述する）を特定する事故点評定方式の一例として、シンプルインピーダンス方式(Simple impedance equation)が知られている（例えば、非特許文献１参照）。このシンプルインピーダンス方式では、変電所のブス（ブスバー）に、電流および電圧を測定する測定装置を設置し、事故発生時の電流および電圧を測定するというものである。より具体的には、電流と電圧とオームの法則を用いて、ブスから事故点までのインピーダンスを求め、これを単位長さあたりのインピーダンスで割り、ブスから事故点までの距離を算出することで、事故点の位置を特定するというものである。事故点評定方式には、シンプルインピーダンス方式以外にも、高木方式など複数存在する。
この事故点評定の技術の他に、フォールトインジケータ（故障表示器）と称される検出装置を複数用いて、検出装置に挟まれる電線路（以下、「区間」と記述する場合がある）単位で事故点が存在する区間（事故区間）を検出する技術がある（例えば、非特許文献２参照）。これは、電力系統上に検出装置を複数設置し、事故を検出した検出装置をたどることで、事故が発生した区間を見つけ出すという技術である。そして、この事故発生区間を見つけ出す技術と、事故点評定の技術とを組み合わせることにより、事故発生区間内の事故点の位置を特定することができる。
また、複数の検出装置を電力系統上に配置するにあたって、最適な配置を支援する技術がある（例えば、非特許文献３参照）。この技術の支援の下に配置される検出装置の数が多いほど、検出装置で挟まれる区間が短くなり、保守員の探索範囲が狭くなるため、事故点の探索時間が短くなるメリットがある。その反面、検出装置の初期コストや通信コストが増大するデメリットがある。そのため、設備コストやランニングコストを低減するために、限られた数の検出装置を配置する場所を遺伝的アルゴリズムなどによって最適化が行われている。
C37.114-2004 IEEE Guide for Determining Fault Location on AC Transmission and Distribution Lines Real-time Distribution System Analysis Integral Part of DMS Optimal Positioning of Geo-referenced Short Circuit Sensors for Faster Fault Finding Using Genetic Algorithm
ところで、電力系統上に検出装置のみを設置する場合、検出装置の設置数が少ないと各区間の亘長が長くなり、事故が発生したときに、保守員による事故点の探索時間が長くなる。その対策として、非特許文献２に示すように、複数の検出装置に加え、配電変電所に測定装置を設置し、事故電流および事故電圧を測定し、配電変電所から事故点までの距離を事故点評定の技術によって求める方法が採られている。しかし、この場合、測定装置の測定値の精度誤差の影響により、事故点が電力系統の終端に近づくにつれて誤差が大きくなるという問題がある。
そこで、複数の検出装置と配電変電所の測定装置に加えて、電線路の途中にも測定装置を設置し、事故点に近い測定装置の測定値に基づいて、事故点標定を行う方法が考えられる。この場合、保守員による事故点の探索範囲が狭くなるため、事故点の探索時間が短くなるメリットがある反面、検出装置よりも高価な測定装置を複数設置することになるため初期コストが上昇するというデメリットがある。
検出装置や測定装置は、電力系統の事故による停電時間を目標値（目標時間）以下に抑えるために、即ち停電時間をより短くするために設置される。ここで、検出装置や測定装置の設置数は初期コストに直結する。また、保守員による事故点の探索時間（探索範囲）は、電力系統の事故による停電時間に直結する。したがって、電力系統の増設、移設、廃棄、リプレース計画等の設備設計にあたって、事故点の探索時間を目標値以下に抑制でき、かつ、測定装置および検出装置の設置数をできるだけ少なく設定できる設備計画の支援が求められる。
本発明は、事故点の探索時間を目標値以下に抑制でき、かつ、測定装置および検出装置の設置数をできるだけ少なく設定できる電力系統の設備計画支援装置および電力系統の配電監視制御装置を提供することを目的とする。
上記課題を解決するために、例えば特許請求の範囲に記載の構成を採用する。
本願は、上記課題を解決する手段を複数含んでいるが、その一例を挙げるならば、
配電変電所から電力を送配する電力系統において、電流および電圧を測定する測定装置と、事故が発生したことを検出する検出装置とを設置する際の配置場所を決定する設備計画支援装置であって、事故点評定処理部、誤差範囲計算処理部および最適化処理部を備える。
事故点評定処理部は、測定装置および検出装置の設置候補の配置場所において、測定装置の測定値および検出装置の位置情報を基に、事故が発生した事故点を特定する計算を行う。
誤差範囲計算処理部は、測定装置の測定値の精度誤差に起因する、事故点評定処理部による事故点標定の計算結果の最小値および最大値を基に事故点標定の誤差範囲を計算するとともに、検出装置の設置候補の配置場所から、配電変電所より遠方の下流側の検出装置または測定装置の設置候補の配置場所までの距離を誤差範囲とする。
最適化処理部は、誤差範囲計算処理部が計算して求めた電力系統の全体の誤差範囲に基づいて、測定装置および検出装置の配置場所の組み合わせを求める。
本発明によれば、測定装置による事故点の評定と、検出装置による事故区間の検出に、事故点標定の誤差範囲を共通の指標として用いることにより、測定装置および検出装置の最適な配置場所を設定できる。したがって、事故点の探索時間を目標値以下に抑制でき、かつ、測定装置および検出装置の設置数をできるだけ少なく設定できる。
上記した以外の課題、構成及び効果は、以下の実施例の説明により明らかにされる。
本発明に係る電力系統の設備計画支援装置および本発明に係る電力系統の配電監視制御装置を備える電力系統の構成を示す電力系統図の例である。 電流電圧計および検出装置の配置場所の候補を示す電力系統図の例である。 実施例１に係る設備計画支援装置のハードウェア構成を示すブロック図の例である。 実施例１に係るデータベース装置のハードウェア構成を示すブロック図の例である。 実施例１に係る設備設計支援処理プログラムの処理の流れを示すフローチャートの例である。 電流電圧計および故障表示器の配置場所の候補に関する説明図の例である。 プログラムファイルの最適化処理プログラムの処理の流れを示すフローチャートの例である。 プログラムファイルの誤差範囲計算処理プログラムの処理の流れを示すフローチャートの例である。 電流電圧計の直前での系統の分割方法についての説明図の例である。 分割系統誤差範囲計算処理の流れを示すフローチャート（その１）の例である。 分割系統誤差範囲計算処理の流れを示すフローチャート（その２）の例である。 配電区間リストの構造を示す図の例である。 電流電圧計がノードＮｏｄｅ_ｎにあるときに、配電区間Ｌｉｎｅ_ｎの誤差範囲を計算する説明図の例である。 実施例２に係る設備設計支援処理プログラムの処理の流れを示すフローチャートの例である。 実施例３に係る配電監視制御装置のハードウェア構成を示すブロック図の例である。 実施例３に係る配電監視制御装置の事故発生時の処理の流れを示すフローチャートの例である。 事故点テーブルおよび電流電圧計誤差テーブルについての説明図の例である。 実施例３に係る配電監視制御装置の事故点発見時の処理のフローチャートの例である。
以下、本発明の実施例について図面を用いて詳細に説明する。なお、以下の説明や各図において、同一要素又は同一機能を有する要素には同一符号を用いることとし、重複する説明は省略する。
＜電力系統＞
先ず、本発明に係る電力系統の設備計画支援装置および本発明に係る電力系統の配電監視制御装置を備える電力系統、即ち配電変電所から需要家に電力を送配する電力系統について説明する。図１は、本発明に係る電力系統の設備計画支援装置および本発明に係る電力系統の配電監視制御装置を備える電力系統の構成を示す電力系統図の例である。
ここで例示する電力系統は、配電変電所４０、電線路（配電線）の一部である配電区間５１〜５４および配電区間５１〜５４の分岐や負荷の接続点であるノード６１〜６５から構成されている。この電力系統において、ノード６１−ノード６２間が配電区間５１となり、ノード６２−ノード６３間が配電区間５２となり、ノード６１−ノード６４間が配電区間５３となり、ノード６２−ノード６５間が配電区間５４となっている。
すなわち、配電変電所４０に近い上流側のノード６１と、配電変電所４０から遠方の下流側のノード６２が配電区間５１の長さ（距離）を規定している。同様に、上流側のノード６２と下流側のノード６３が配電区間５２の長さを規定し、上流側のノード６１と下流側のノード６４が配電区間５３の長さを規定し、上流側のノード６２と下流側のノード６５間が配電区間５４の長さを規定している。
また、電力系統の事故点を特定する事故点標定のために、測定装置の一例である電流電圧計（Ｓ）７０と、検出装置の一例である故障表示器（ＦＩ）８０とが電力系統上に設置されている。電流電圧計７０は、電力系統の電流および電圧を測定する。この電流電圧計７０の測定値に基づいて、事故点標定が行われる。故障表示器８０は、電力系統の事故電流または事故電圧を検出することによって電力系統に事故が発生した区間（事故区間）を検出する検出装置であり、表示機能（表示部）を備えている。なお、図１では、配電区間５４に事故点Ｐが存在する場合を例示している。
電流電圧計７０および故障表示器８０は、通信線９１および広域ネットワーク９２を介してイントラネット９３と接続されている。イントラネット９３には、設備計画支援装置１０、配電監視制御装置２０およびデータベース装置３０が接続されている。配電監視制御装置２０は、系統情報や最新の電流電圧計７０の誤差情報などを、イントラネット９３を介してデータベース装置３０に保存する。電流電圧計７０の誤差情報は、電流電圧計７０の測定値の精度誤差を示す情報である。設備計画支援装置１０は、データベース装置３０から、最新の系統情報や電流電圧計７０の誤差情報を得て、これらの情報を基に電流電圧計７０および故障表示器８０の配置場所について最適化のための支援を行う。
実施例１は、本発明を設備計画支援装置１０に適用した例である。本実施例に係る設備計画支援装置１０は、図２に示す配置場所の候補（設置候補の配置場所）の中から、電流電圧計７０および故障表示器８０の最適な配置場所を選択する。図２は、電流電圧計７０および故障表示器８０の配置場所の候補を示す電力系統図の例である。
電流電圧計７０の配置場所の候補は、各配電区間５１〜５４の下流側のノード６２〜６５の直前の場所７１１〜７１４とする。この配置場所は、電流電圧計７０を用いて事故点標定が可能な配電区間の数を多くすることができるためである。また、故障表示器８０の配置候補は、配電区間５１〜５４の上流ノード６１，６２の直後の場所８１１〜８１４とする。これは、上流ノード６１，６２から分岐する他の配電区間から、事故点が存在する配電区間を特定するためである。また、このように、配電区間５１〜５４ごとに、一意に、電流電圧計７０および故障表示器８０の配置場所を特定することで、設備設計支援処理のフローを単純化できる。
以下に、実施例１に係る設備計画支援装置１０およびデータベース装置３０のハードウェア構成について説明する。
［設備計画支援装置のハードウェア構成］
図３は、実施例１に係る設備計画支援装置１０のハードウェア構成を示すブロック図の例である。図３に示すように、実施例１に係る設備計画支援装置１０は、例えば、ＣＰＵ１１、ＲＡＭ１２、タイマ１３、通信装置１４、プログラムファイル１５およびデータファイル１６が、システムバス１７で接続されたコンピュータから構成されている。
コンピュータから構成される設備計画支援装置１０において、ＣＰＵ１１は、プログラムファイル１５の設備設計支援プログラムを実行する。ＲＡＭ１２は、設備設計支援プログラムの計算途中の結果データを一旦格納するメモリである。
プログラムファイル１５およびデータファイル１６は、フラッシュなどの不揮発性メモリや磁気ディスクで構成される。プログラムファイル１５には、ＣＰＵ１１により実行される設備設計支援プログラムが格納される。設備設計支援プログラムは、誤差範囲計算処理プログラム１５１、最適化処理プログラム１５２、事故点標定処理プログラム１５３および設備設計支援処理プログラム１５４により構成されている。
データファイル１６には、設備設計支援プログラムが使用する配電区間リスト１６１および配電区間ノード関係リスト１６２が保存されている。また、設備計画支援装置１０にデータベース機能がある場合は、後述するデータベース装置３０のデータファイル３５（図４参照）に含まれるデータが、データファイル１６に含まれてもよい。
タイマ１３は、時間を計測する。通信装置１４は、通常、イーサネットが使用される。ただし、通信装置１４としては、イーサネットに限られるものではなく、ＣＡＮ（登録商標）やＬＩＮ（登録商標）など他の有線ネットワークでもよいし、ＩＥＥＥ８０２やＺｉｇｂｅｅ（登録商標）のような無線通信でもよい。これらは、公共通信網の整備状況やコストを考慮して選択される。
上記構成の設備計画支援装置１０において、誤差範囲計算処理プログラム１５１は、電流電圧計７０の測定値の精度誤差に起因する、事故点標定の計算結果の最小値および最大値を基に事故点標定の誤差範囲を計算する誤差範囲計算処理部の一例である。誤差範囲計算処理プログラム１５１はさらに、故障表示器８０の設置候補の配置場所から、配電変電所４０より遠方の下流側の故障表示器８０または電流電圧計７０の設置候補の配置場所までの距離を事故点標定の誤差範囲とする。より具体的には、誤差範囲計算処理プログラム１５１は、後述する事故点評定処理の計算結果の最小インピーダンスと最大インピーダンスとの偏差を、単位長さ当たりのインピーダンスで割ることによって事故点標定の誤差範囲を求める。
また、誤差範囲計算処理プログラム１５１は、電線路の長さ（距離）を規定するノード間の配電区間ごとに誤差範囲を求める計算を行う。このように、配電区間ごとに誤差範囲を求めることにより、設備設計支援処理のフローを単純化できる。そして、配電区間において電流電圧計７０の設置候補の配置場所が配電変電所４０に近い上流側の場合は、電流電圧計７０の測定値の精度誤差を含む電圧の最大値と、当該精度誤差を含む電流の最小値とを用いた事故点標定の計算結果を最大インピーダンスとする。また、電流電圧計７０の測定値の精度誤差を含む電圧の最小値と、当該精度誤差を含む電流の最大値とを用いた事故点標定の計算結果を最小インピーダンスとする。
また、誤差範囲計算処理プログラム１５１は、配電区間から分岐する分岐路がある場合、当該分岐路の誤差範囲を求める計算を行い、この求めた分岐路の誤差範囲を、配電区間の誤差範囲に加算する。これにより、配電区間から分岐する分岐路がある電力系統に対しても、本設備計画支援の技術を適用できる。
最適化処理プログラム１５２は、後述する事故点評定処理によって求めた電力系統の全体の誤差範囲に基づいて、電流電圧計７０および故障表示器８０の配置場所の組み合わせを求める最適化処理部の一例である。より具体的には、最適化処理プログラム１５２は、制約関数を満たし、目的関数を最小値とする、電流電圧計７０および故障表示器８０の配置場所の組み合わせが発見されるまで、当該配置場所の組み合わせを作成しつつ制約関数および目的関数を評価する。
ここで、「制約関数」とは、事故点の探索時間が目標値以下であることを示す関数である。具体的には、制約関数は、最適化処理により仮決めされた配置場所の組み合わせの電力系統において、電力系統の全配電区間の誤差範囲を合算した誤差範囲合計に、単位長さあたりの電線路の故障率を掛けて求めた単位時間あたりの事故点の探索時間が、目標値以下であることを示す関数である。
また、「目的関数」とは、事故点を探索する単位時間あたりのコストを示す関数である。具体的には、目的関数は、最適化処理により仮決めされた配置場所の組み合わせの電力系統において、制約関数で求めた誤差範囲合計、装置コスト情報から、仮決めされた配置場所の組み合わせの電流電圧計７０および故障表示器８０のコストを合計して求めた単位時間あたりの総コストを示す関数である。装置コストは、電流電圧計７０および故障表示器８０の価格である。
また、最適化処理プログラム１５２は、電流電圧計７０および故障表示器８０が予め設置されている電力系統について最適化を行う場合、電流電圧計７０および故障表示器８０の設置場所を初期の配置場所の組み合わせとして用いる。そして、次の配置場所の組み合わせを作成するとき、初期の配置場所の組み合わせから予め指定された個数の配置場所のみ変更した配置場所の組み合わせを作成する。
事故点標定処理プログラム１５３は、電流電圧計７０および故障表示器８０の設置候補の配置場所において、電流電圧計７０の測定値および故障表示器８０の位置情報を基に、事故点を特定する計算を行う事故点評定処理部の一例である。より具体的には、事故点標定処理プログラム１５３は、電流電圧計７０の測定値および故障表示器８０の位置情報を基に、配電変電所４０または電流電圧計７０から事故点までのインピーダンスを計算することによって事故点を特定する。
上述した、誤差範囲計算処理部の一例である誤差範囲計算処理プログラム１５１、最適化処理部の一例である最適化処理プログラム１５２、および、事故点標定処理部の一例である事故点標定処理プログラム１５３の各処理の詳細については後述する。
［データベースのハードウェア構成］
図４は、実施例１に係るデータベース装置３０のハードウェア構成を示すブロック図の例である。図４に示すように、実施例１に係るデータベース装置３０は、例えば、ＣＰＵ３１、ＲＡＭ３２、通信装置３３、プログラムファイル３４およびデータファイル３５が、システムバス３６で接続されたコンピュータから構成されている。
プログラムファイル３４およびデータファイル３５以外は、前述の設備計画支援装置１０と同じ構成である。データファイル３５には、設備計画支援装置１０および配電監視制御装置２０が共通で使用するデータが保存されている。具体的には、データファイル３５には、ノード位置情報３５１、電流電圧計誤差テーブル３５２、系統情報３５３、コスト情報３５４、故障表示器配置情報３５５、電流電圧計配置情報３５６および保守員情報３５７が保存されている。
プログラムファイル３４には、他のコンピュータから、通信装置３３を介してデータファイル３５の読出し／書込みを可能とする、ＣＰＵ３１により実行されるデータベース処理プログラム３４１が格納されている。データベース処理プログラム３４１が、設備計画支援装置１０や配電監視制御装置２０にある場合は、データファイル３５のデータは、どちらかの装置に保存されている。
＜設備計画支援装置の処理＞
以下に、実施例１に係る設備計画支援装置１０による設備設計支援の具体的な処理について処理順に説明する。
［設備設計支援処理］
設備計画支援装置１０において、プログラムファイル１５の設備設計支援処理プログラム１５４は、電流電圧計７０および故障表示器８０の配置場所について最適化のための支援を行う際に、ＣＰＵ１１による制御の下に、最初に実行されるプログラムである。
図５は、実施例１に係る設備設計支援処理プログラム１５４の処理の流れを示すフローチャートの例である。ＣＰＵ１１は、先ず、電流電圧計７０および故障表示器８０の配置場所の初期解を作成する（ステップＳ１１）。図６に示すように、配置場所の解は、２×Ｎ行列（Ｎは配電区間の最大数）で示す。図６は、電流電圧計７０および故障表示器８０の配置場所の候補に関する説明図の例である。
図６において、１列は電流電圧計７０を示し、２列は故障表示器８０を示す。各行は、配電区間０〜Ｎを示す。各要素は０（なし）または１（あり）をとる。配電区間０は、配電変電所４０の直下の配電区間であり、必ず電流電圧計７０をありとする初期解にする。他の要素は、目標とする数の電流電圧計７０および故障表示器８０を、１からＮの配電区間に均等に配置されるように初期解を作成する。
次に、ＣＰＵ１１は、電流電圧計７０および故障表示器８０の配置場所の最適化処理を行う（ステップＳ１２）。本最適化処理については、後述する最適化処理フローチャート（図７参照）を用いて詳細に説明する。
最後に、ＣＰＵ１１は、ステップＳ１２での最適化処理で得た、電流電圧計７０および故障表示器８０の最適配置場所、ならびに、その配置時の事故点の探索時間や年間平均コストを受け、モニタ、プロジェクタ、プリンタなどの告知手段（図示せず）を用いてオペレータに告知（表示）する（ステップＳ１３）。また、後述する、初期コスト、ランニングコストおよび年間故障探索時間について、配置最適化前と配置最適化後の両方の値を表示する。これにより、オペレータにメリットを示すことができる。
［最適化処理］
設備計画支援装置１０において、プログラムファイル１５の最適化処理プログラム１５２は、電流電圧計７０および故障表示器８０の配置場所の最適化のための最適化アルゴリズムを実装するプログラムであり、ＣＰＵ１１による制御の下に実行される。
ここでは、最適化アルゴリズムとして、タブサーチを採用した例を示す。最適化アルゴリズムとしては、タブサーチの他、ＰＳＯ(Particle Swarm Optimization)、山登り法、総探索を用いてもよい。
図７は、最適化処理プログラム１５２の処理の流れを示すフローチャートの例である。以下の説明において、「解」は、電流電圧計７０および故障表示器８０の仮決めされた配置場所を意味する。ＣＰＵ１１は、先ず、設備設計支援処理プログラム１５４から、電流電圧計７０および故障表示器８０の配置場所の初期解、予め設置されている電流電圧計７０および故障表示器８０の配置場所を得る（ステップＳ２１）。次いで、ＣＰＵ１１は、電流電圧計７０および故障表示器８０の配置場所の近傍解を作成する（ステップＳ２２）。近傍解は、図６に示すように、初期解または現在解で、１となっている要素の隣接する要素の０と値を交換する。ひとつの要素に隣接する要素は最大４種類あるので、近傍解は複数種類作成できる。
次に、ＣＰＵ１１は、近傍解の配置場所における事故点標定の誤差範囲を、誤差範囲計算処理プログラム２５１による誤差範囲計算処理により求める（ステップＳ２３）。本誤差範囲計算処理については、後述する誤差範囲計算処理フローチャート（図８参照）を用いて詳細に説明する。
次に、ＣＰＵ１１は、目的関数である年間コストおよび制約関数である探索時間を計算する（ステップＳ２４）。年間コストは、初期コストとランニングコストの合計から計算して求めることができる。初期コストは、近傍解の配置場所から電流電圧計７０の台数と故障表示器８０の台数を求めて、式（１）に代入して求める。なお、式（１）の電流電圧計７０の価格および故障表示器８０の価格は、データベース装置３０のデータファイル３５（図４参照）にコスト情報３５４として保持されている。
Figure 2017208902
また、ランニングコストは、誤差範囲計算処理プログラム２５１による誤差範囲計算処理によって求まる年間誤差範囲を式（２）に代入して求める。なお、式（２）の保守員時給は、事故点を探索する保守員の時給である。保守員探索速度は、保守員が配電区間に沿って事故点を探索する速度である。保守員固定費は、保守員を雇用するための固定費である。これらの情報は、データベース装置３０のデータファイル３５（図４参照）に保守員情報３５７として保持されている。
Figure 2017208902
次に、ＣＰＵ１１は、全ての近傍解が探索されているかどうかを確認し（ステップＳ２５）、探索されていない近傍解があれば（Ｓ２５のＮＯ）、ステップＳ２３に戻り、探索されていない近傍解がなければ（Ｓ２５のＹＥＳ）、最適な近傍解を現在解にする（ステップＳ２６）。ここで、「最適な近傍解」とは、年間誤差範囲が目標範囲以内であり、かつ、年間コストが現在解よりも小さい近傍解のことである。
次に、ＣＰＵ１１は、タブリストを更新する（ステップＳ２７）。このとき、現在解を更新していれば、前の現在解をタブリストに記入する。次に、ＣＰＵ１１は、規定回数タブサーチを実施したか否かを確認し（ステップＳ２８）、規定回数に達していなければ（Ｓ２８のＮＯ）、ステップＳ２２に戻る。規定回数に達していれば（Ｓ２８のＹＥＳ）、ＣＰＵ１１は、現在解を最適解として決定する（ステップＳ２９）。
［誤差範囲計算処理］
設備計画支援装置１０において、プログラムファイル１５の誤差範囲計算処理プログラム１５１は、配電系統の事故点標定の誤差範囲を計算するプログラムであり、ＣＰＵ１１による制御の下に実行される。
図８は、プログラムファイル１５の誤差範囲計算処理プログラム１５１の処理の流れを示すフローチャートの例である。ＣＰＵ１１は、先ず、近傍解に複数の電流電圧計７０があるか否かを判定し（ステップＳ３１）、電流電圧計７０が０個あるいは１個であれば（Ｓ３１のＮＯ）、ステップＳ３３にジャンプする。電流電圧計７０が複数あれば（Ｓ３１のＹＥＳ）、ＣＰＵ１１は、電流電圧計７０の直前で系統を分割し（ステップＳ３２）、複数の分割系統とする。ただし、配電変電所４０の直下の電流電圧計７０では、系統の分割を行わない。
図９は、電流電圧計７０の直前での系統の分割方法についての説明図の例である。この分割方法では、２つの電流電圧計７０をもつオリジナルの系統が、上流に電流電圧計７０をもつ２つの分割系統に分割される。
次に、ＣＰＵ１１は、「系統誤差範囲」変数を０クリアし（ステップＳ３３）、次いで、分割した分割系統をひとつ選択する（ステップＳ３４）。次に、ＣＰＵ１１は、分割系統の事故点標定の誤差範囲を計算する（ステップＳ３５）。本分割系統誤差範囲計算処理については、後述する分割系統誤差範囲計算処理フローチャート（図１０）を用いて詳細に説明する。
次に、ＣＰＵ１１は、ステップＳ３５で求めた分割系統の誤差範囲を「系統誤差範囲」変数に加算し（ステップＳ３６）、次いで、全分割系統を選択したか否かを確認する（ステップＳ３７）。ＣＰＵ１１は、選択されていない分割系統があれば（Ｓ３６のＮＯ）、ステップＳ３４に戻り、分割系統が全て選択されていれば（Ｓ３６のＹＥＳ）、「系統誤差範囲」を全系統の誤差範囲として最適化処理プログラム２５２（図３参照）に返す（ステップＳ３８）。
［分割系統誤差範囲計算処理］
ステップＳ３５の分割系統誤差範囲計算処理では、各配電区間の誤差範囲を計算し、故障表示器８０の有無にしたがって適切に合算する。具体的には、故障表示器８０がある分岐ノードがあれば、各配電区間の誤差範囲を故障発生確率で按分する。故障表示器８０がない分岐ノードであれば、各配電区間の誤差範囲を合計する。
図１０及び図１１は、ＣＰＵ１１による制御の下に実行される、分割系統誤差範囲計算処理の流れを示すフローチャートの例である。ＣＰＵ１１は、電流電圧計７０から配電区間の上流ノードまでのインピーダンスと、同じく下流ノードまでのインピーダンスを配電区間ごとに計算し、データファイル２６の配電区間リスト１６１（図３参照）に保存する（ステップＳ４１）。ＣＰＵ１１はさらに、上流ノード、下流ノードのＩＤ（識別情報）についても配電区間リスト１６１に保存する。図１２は、配電区間リストの構造を示す図の例である。
次に、ＣＰＵ１１は、電流電圧計７０からのインピーダンスが最も大きい配電区間の下流ノードを、配電区間リスト１６１から選択し、下流ノードＮ１として保存する（ステップＳ４２）。次いで、ＣＰＵ１１は、下流ノードＮ１の次に電流電圧計７０からのインピーダンスが大きいノード（上流、下流は問わない）を配電区間リスト１６１から選択し、ノードＮ２として保存する（ステップＳ４３）。
次に、ＣＰＵ１１は、配電区間リスト１６１を走査し、Ｎ１−Ｎ２間の配電区間のＩＤを、配電区間ノード関係リスト１６２（図３参照）に保存する（ステップＳ４４）。次いで、ＣＰＵ１１は、配電区間ノード関係リスト１６２の全ての配電区間から上流の電流電圧計７０に至るまでに通過する全ての配電区間のＩＤを配電区間ノード関係リスト１６２に保存する（ステップＳ４５）。
次に、ＣＰＵ１１は、配電区間ノード関係リスト１６２の上流から探索し、電流電圧計７０のノードに接続される配電区間を全て選択する（ステップＳ４６）。次いで、ＣＰＵ１１は、選択した配電区間に故障表示器８０があるか否かを確認し（ステップＳ４７）、故障表示器８０があれば（Ｓ４７のＹＥＳ）、配電区間の誤差範囲を故障発生確率で按分する「按分計算」とし（ステップＳ４８）、故障表示器８０がなければ（Ｓ４７のＮＯ）、配電区間の誤差範囲を合計する「合計計算」とする（ステップＳ４９）。「按分計算」の場合は、式（３）に基づく計算とする。
Figure 2017208902
式（３）は、分岐する配電区間が２本の場合を示しているが、３本の場合、故障表示器８０が２個の場合も同様の式になる。故障表示器８０が１個の場合は、式（４）との組み合わせになる。また、「合計計算」の場合は、式（４）に基づく計算とする。
Figure 2017208902
 式（４）は、分岐する配電区間が２本の場合を示したが、３本でも同様である。
次に、ＣＰＵ１１は、ステップＳ４８またはステップＳ４９で求めた誤差範囲計算式を、元の誤差範囲計算式に代入する（ステップＳ５０）。ステップＳ５０の最初の実行では、誤差範囲計算式はないので、ステップＳ５０では、式（３）または式（４）がそのまま代入される。ステップＳ５０の次の実行では、配電区間１と配電区間２の式が求まっているので、これを、式（３）または式（４）に代入する。
次に、ＣＰＵ１１は、現在の配電区間の下流にさらに、配電区間があるか否かを確認し（ステップＳ５１）、現在の配電区間の下流に配電区間があれば（Ｓ５１のＹＥＳ）、下流の配電区間を全て選択し（ステップＳ５２）、しかる後、ステップＳ４７に戻る。現在の配電区間の下流に配電区間がなければ（Ｓ５１のＮＯ）、ＣＰＵ１１は、Ｎ１−Ｎ２間の配電区間の誤差範囲を計算する（ステップＳ５３）。誤差範囲の計算式については後述する。
次に、ＣＰＵ１１は、ステップＳ５３で求めた誤差範囲を誤差範囲計算式に代入し、Ｎ１−Ｎ２間の配電区間の誤差範囲を求め（ステップＳ５４）、しかる後、求めた誤差範囲を全系統の誤差に加算する（ステップＳ５５）。次に、ＣＰＵ１１は、Ｎ２をＮ１に代入し（ステップＳ４６）、次いで、Ｎ１の次にインピーダンスの大きいノードを配電区間リスト１６１より探索し（ステップＳ５７）、Ｎ１の次にインピーダンスの大きいノードがあれば（Ｓ５７のＹＥＳ）、ステップＳ４３に戻る。Ｎ１の次にインピーダンスの大きいノードがなければ（Ｓ５７のＮＯ）、ＣＰＵ１１は、分割系統誤差範囲計算のための一連の処理を終了する。
（誤差範囲の計算式）
次に、図１３を用いて、配電区間の誤差範囲計算式について説明する。図１３は、電流電圧計７０がノードＮｏｄｅ_ｎにあるときに、配電区間Ｌｉｎｅ_ｎの誤差範囲を計算する説明図の例である。
事故点標定方式として、シンプルインピーダンス方式を採用し、三相短絡の事故点標定を行う場合を例に挙げて説明する。放射状系統の電力系統の配電変電所から、終端負荷までのインピーダンスをＺ1L、電線路を三相４線方式とする。また、発生する事故の事故点抵抗は０Ωとする。配電変電所のブスに、電流、電圧を計測する電流電圧計７０を設置し、事故時の電流、電圧を測定する。このとき、ブスから事故点までの距離ｍは、事故種別ごとに、次式（５）〜（１１）のように求めることができる。
Figure 2017208902
Figure 2017208902
Figure 2017208902
Figure 2017208902
Figure 2017208902
Figure 2017208902
Figure 2017208902
ただし、
ｋ ：（Ｚ0L−Ｚ1L）／３Ｚ1L
Ｚ0L ：系統終端までの零相インピーダンス
Ｚ1L ：系統終端までの正相インピーダンス
ｍ ：事故点までの距離
ＩR ：検出器の残留電流（零相事故電流）
事故点標定方式として、シンプルインピーダンス方式を採用し、三相短絡の事故点標定を行う場合は、式（１１）を用いてインピーダンスＺ1Lを求める。その後、単位長さあたりのインピーダンスで割ることにより、電流電圧計７０から事故点までの距離を求める。また、電流電圧計７０の測定値の精度誤差（比誤差）αについては、電流、電圧は各々異なるがその差は小さいので、今回は同一値α（０≦α≦１）とする。
このとき、事故点標定結果の最大誤差は、電圧が最小値Ｖ（１−α）、電流が最大値Ｉ（１＋α）となる組み合わせのときの事故点標定結果と、電圧が最大値Ｖ（１＋α）、電流が最小値Ｉ（１−α）となる組み合わせのときの事故点標定結果の差（偏差）となる。電圧が最小値Ｖ（１−α）、電流が最大値Ｉ（１＋α）となる組み合わせのときの事故点標定結果、即ち最小インピーダンスＤmin(n)は式（１２）で得られる。また、電圧が最大値Ｖ（１＋α）、電流が最小値Ｉ（１−α）となる組み合わせのときの事故点標定結果、即ち最大インピーダンスＤmax(n)は式（１３）で得られる。
Figure 2017208902
Figure 2017208902
つまり、ある地点での事故点標定の標定誤差ＤE(n)は、最小インピーダンスＤmin(n)と最大インピーダンスＤmax(n)との偏差、即ち式（１４）になる。
Figure 2017208902
ただし、
ＤE(n) ：電線路ｎの負荷側の標定誤差（ｋｍ）
α ：電流電圧計７０の比誤差（０〜１）
Ｚ ：電線路の単位長さあたりのインピーダンス(Ω／ｋｍ）
Ｖn ：ノードｎの電流電圧計７０で測定された電圧（Ｖ）
Ｉn ：ノードｎの電流電圧計７０で測定された電流（Ａ）
ｎ ：標定誤差を求める電線路の番号。
標定誤差を求める電線路の番号ｎは、配電変電所４０からシリアルに付される。Ｖ／Ｉは、電流電圧計７０から事故点までのインピーダンスＺnとなるから、これを式（１４）に代入すると式（１５）となる。
Figure 2017208902
さらに、この標定誤差ＤE(n)に、年間の事故発生確率をかけた結果が、事故点標定誤差の期待値となる。これを、フィーダ長分だけ積分したものが、対象フィーダの年間の事故点標定誤差の期待値、即ちステップＳ５３で求めるべき「誤差範囲」となる。
以上説明したように、実施例１に係る設備計画支援装置１０では、電流電圧計７０による事故点の評定と、故障表示器８０による事故区間の検出に、事故点標定の誤差範囲を共通の指標として用いている。これにより、電流電圧計７０と故障表示器８０とが混在する電力系統であって、電流電圧計７０および故障表示器８０の配置場所として最適な配置場所を設定することができる。
その結果、事故点の探索時間（探索範囲）を目標値以下に抑制することができる。しかも、高価な電流電圧計７０および故障表示器８０の設置数をできるだけ少なく設定できるため、システムコストを低く抑えることができる。したがって、実施例１に係る設備計画支援装置１０は、電力系統の設備の増設、移設、廃棄、リプレース計画の作成を支援することに用いて好適なものとなる。
なお、本実施例では、電流電圧計７０の測定値の精度誤差が、電圧計と電流計で同一の値αであると仮定したが、異なる値βでもよい。この場合、式（１２）、式（１３）の式の分子のαをβに置き換えて、式（１４）および式（１５）を再計算するようにすればよい。
また、実施例１の例題系統は、図１に示すように、配電変電所４０から伸びる１フィーダとなっており、フィーダ単位で電流電圧計７０および故障表示器８０の配置場所を最適化しているが、配電変電所４０に複数の変圧器があるバンク構成の場合にも対応可能である。この場合は、フィーダごとに電流電圧計７０を固定設置し、それ以下の電流電圧計７０および故障表示器８０の配置場所を最適化するようにする。この場合、ステップＳ３２で、電流電圧計７０ごとにフィーダを分割されることを除いて、上記の実施例と同じである。
実施例２は、実施例１の変形例である。本実施例では、設備計画支援装置１０において、オペレータによって指定された電流電圧計７０および故障表示器８０の配置場所における、初期コスト、ランニングコストおよび事故点の探索範囲（探索時間）を表示する機能を実現する。この場合は、タブサーチなどの最適化処理は必要なく、事故点標定の誤差範囲と目的関数である年間コストを計算して求めればよい。
図１４は、実施例２に係る設備設計支援処理プログラム１５４の処理の流れを示すフローチャートの例である。モニタ画面上でオペレータが、移動、新設、削除する電流電圧計７０および故障表示器８０を指定することで、ＣＰＵ１１による制御の下に、実施例２に係る設備設計支援処理プログラム１５４の処理が実行される。
移動、新設、削除する電流電圧計７０および故障表示器８０が指定されると、ＣＰＵ１１は、移動、新設、削除する電流電圧計７０および故障表示器８０の初期解を設定し（ステップＳ６１）、次いで、設定した初期解を用いて配電系統の誤差範囲を計算する（ステップＳ６２）。この誤差範囲の計算処理は、誤差範囲計算処理プログラム２５１（図３参照）による誤差範囲計算処理によって行われる。すなわち、ステップＳ６２の処理は、図７のステップＳ２３の処理、即ち図８の誤差範囲計算処理フローチャートの処理と同じである。
次に、ＣＰＵ１１は、目的関数である年間コスト（即ち、初期コストおよびランニングコスト）を計算する（ステップＳ６３）。この目的関数の計算処理は、図７のステップＳ２４での処理と同じである。次いで、ＣＰＵ１１は、ステップＳ６２での計算結果である配電系統の誤差範囲（事故点の探索範囲）およびステップＳ６３での計算結果である目的関数（年間コスト）を、モニタ、プロジェクタ、プリンタなどの告知手段を用いてオペレータに告知（表示）する（ステップＳ１３）。
実施例３は、本発明を配電監視制御装置２０に適用した例である。本実施例に係る配電監視制御装置２０は、電流電圧計７０および故障表示器８０に関して、オンライン測定した測定結果に基づいて、電流電圧計７０の測定値の精度誤差（以下、単に「電流電圧計７０の誤差」と記述する）を求め、その求めた誤差を用いて電流電圧計７０および故障表示器８０の最適配置場所を再計算するようにする。最適配置場所については、実施例１の場合と同様に、図２に示す配置場所の候補（設置候補の配置場所）の中から、電流電圧計７０および故障表示器８０の配置場所を選択する。
［配電監視制御装置のハードウェア構成］
図１５は、実施例３に係る配電監視制御装置２０のハードウェア構成を示すブロック図の例である。図１５に示すように、実施例３に係る配電監視制御装置２０は、例えば、ＣＰＵ２１、ＲＡＭ２２、タイマ２３、通信装置２４、プログラムファイル２５およびデータファイル２６が、システムバス２７で接続されたコンピュータから構成されている。
コンピュータから構成された配電監視制御装置２０において、ＣＰＵ２１は、プログラムファイル２５の配電制御監視プログラムを実行する。ＲＡＭ２２は、配電監視制御プログラムの計算途中の結果データを一旦格納するメモリである。
プログラムファイル２５およびデータファイル２６は、フラッシュなどの不揮発性メモリや磁気ディスクで構成される。プログラムファイル２５には、ＣＰＵ２１により実行される配電監視制御プログラムが格納されている。配電監視制御プログラムは、誤差範囲計算処理プログラム２５１、最適化処理プログラム２５２、事故点標定処理プログラム２５３および配電監視制御処理プログラム２５４により構成されている。
データファイル２６には、配電監視制御プログラムが使用する配電区間リスト２６１、配電区間ノード関係リスト２６２および事故点テーブル２６３が保存されている。また、配電監視制御装置２０にデータベース機能がある場合は、先述したデータベース装置３０のデータファイル３５に含まれるデータが、データファイル２６に含まれてもよい。
タイマ１３は、時間を計測する。通信装置１４は、通常、イーサネットが使用される。ただし、通信装置１４としては、イーサネットに限られるものではなく、ＣＡＮ（登録商標）やＬＩＮ（登録商標）など他の有線ネットワークでもよいし、ＩＥＥＥ８０２やＺｉｇｂｅｅ（登録商標）のような無線通信でもよい。これらは、公共通信網の整備状況やコストを考慮して選択される。
上記構成の配電監視制御装置２０において、誤差範囲計算処理部（誤差範囲計算処理プログラム１５１）、最適化処理部（最適化処理プログラム１５２）、および、事故点標定処理部（事故点標定処理プログラム１５３）に加えて、電流電圧計７０の誤差を計算する精度誤差計算処理部を備えている。この精度誤差計算処理部の処理を実現するプログラムは、プログラムファイル２５の配電制御監視プログラムに含まれている。
配電監視制御装置２０は、オペレータによって入力される電流電圧計７０および故障表示器８０の配置場所の組み合わせの事故点の探索時間を制約関数により求める。そして、求めた事故点の探索時間と、最適化処理によって求めた電流電圧計７０および故障表示器８０の配置場所の組み合わせの事故点の探索時間との差分および／または比率を計算して表示する。これにより、事故点の探索時間の観点から、電流電圧計７０および故障表示器８０の配置に関して微調整を行うことができる。
また、オペレータによって入力される電流電圧計７０および故障表示器８０の配置場所の組み合わせの単位時間あたりのコストを目的関数より求める。そして、求めた単位時間あたりのコストと、最適化処理によって求めた電流電圧計７０および故障表示器８０の配置場所の組み合わせの単位時間あたりの総コストとの差分および／または比率を計算して表示する。これにより、コストの観点から、電流電圧計７０および故障表示器８０の配置に関して微調整を行うことができる。
ここで、単位時間あたりの総コストは、先述したように、最適化処理により仮決めされた配置場所の組み合わせの電力系統において、仮決めされた配置場所の組み合わせの電流電圧計７０および故障表示器８０のコストの合計である。
［配電監視制御装置の事故発生時の処理］
以下、実施例３に係る配電監視制御装置２０の事故発生時の処理について、図１６のフローチャートを用いて説明する。図１６は、実施例３に係る配電監視制御装置２０の事故発生時の処理の流れを示すフローチャートの例である。
電力系統で事故が発生すると、電力系統の事故電流や停電を検出した電流電圧計７０および故障表示器８０が、図１に示す通信線９１および広域ネットワーク９２を介して配電監視制御装置２０に事故が発生した旨をオンラインにて通知する。この通知を受けて、配電監視制御装置２０のＣＰＵ２１は、図１６のフローチャートに沿った事故発生時の処理を実行する。
ＣＰＵ２１は、電力系統の事故電流や停電を検出した電流電圧計７０および故障表示器８０からの通知を受けて、先ず、電流電圧計７０および故障表示器８０が検出した事故電流をたどることで、事故点に最寄りの電流電圧計７０を探す（ステップＳ７１）。ここで、事故点に最寄りの電流電圧計７０は、停電している電流電圧計７０や故障表示器８０の上流ノードの電流電圧計７０、または、故障電流を検出した、最も下流ノードの電流電圧計７０である。
次に、ＣＰＵ２１は、事故点に最寄りの電流電圧計７０から電流Ｉ1、電圧Ｖ1を受信するとともに、発生した事故に通し番号である事故点番号を付し、データファイル２６の事故点テーブル２６３に、事故点番号、最寄りの電流電圧計番号、電流Ｉ1および電圧Ｖ1を保存する（ステップＳ７２）。
次に、ＣＰＵ２１は、電流電圧計７０の誤差（比誤差）αを、図１７に示す電流電圧計誤差テーブル３５２より得る。この電流電圧計誤差テーブル３５２は、データベース装置３０（図４参照）のデータファイルに保存されている。本実施例では、電流計と電圧計の誤差を等しいと仮定しているが、図１７に示すように、電流電圧計誤差テーブル３５２に電流計と電圧計の誤差を個別に置くことで、異なる誤差を使用することもできる。
次に、ＣＰＵ２１は、電圧Ｖ1より、電圧計の誤差αによってとり得る最小の値Ｖ＝（１−α）Ｖ1を求めるとともに、電流Ｉ1より、電流計の誤差αによってとり得る最大の値Ｉ＝（１＋α）Ｉ1を求める（ステップＳ７４）。
次に、ＣＰＵ２１は、電圧Ｖと電流Ｉを用いて、事故点標定により電流電圧計７０から事故点までの距離ｍ1を求める（ステップＳ７５）。事故点標定については、例えば、シンプルインピーダンス方式を選んだときには、事故種別に応じて式（５）〜式（１１）のいずれかを使い、電流電圧計７０から事故点までの距離ｍ1を求める。また、距離ｍ1を、図１７に示す事故点テーブル２６３の事故点標定最小値に保存する。
次に、ＣＰＵ２１は、電圧Ｖ1より、電圧計の誤差αによってとり得る最大の値Ｖ＝（１＋α)Ｖ1を求めるとともに、電流Ｉ1より、電流計の誤差αによってとり得る最小の値Ｉ＝（１−α）Ｉ1を求める（ステップＳ７６）。
次に、ＣＰＵ２１は、電圧Ｖと電流Ｉを用いて、ステップＳ７５と同様に、事故点標定により電流電圧計７０からから事故点までの距離ｍ2を求める。また、距離ｍ2を、図１７に示す事故点テーブル２６３の事故点標定最大値に保存する。
次に、ＣＰＵ２１は、事故点の位置Ｘが、電流電圧計７０から、ｍ1＜Ｘ＜ｍ2の位置であるとモニタ（図示せず）に表示する（ステップＳ７８）。また、標定結果をデータベース装置３０に保存する。
次に、ＣＰＵ２１は、電圧Ｖ＝Ｖ1、電流Ｉ＝Ｉ1とし（ステップＳ７９）、次いで、電圧Ｖと電流Ｉを用いて、ステップＳ７５と同様に、事故点標定により電流電圧計７０から事故点までの距離ｍ3を求める（ステップＳ８０）。また、距離ｍ3を、図１７に示す事故点テーブル２６３に事故点標定値ｍ3として保存する。
［配電監視制御装置の事故点発見時の処理］
続いて、実施例３に係る配電監視制御装置２０の事故点発見時の処理について、図１８のフローチャートを用いて説明する。図１８は、実施例３に係る配電監視制御装置２０の事故点発見時の処理のフローチャートの例である。
配電監視制御装置２０では、保守員が事故点標定結果の範囲を探索し、電力系統の事故点を発見すると、その事故点の位置情報に基づいて電流電圧計７０の誤差αの計算が行われる。これにより、次の事故点標定に新しい誤差αを反映させることができるため、事故点標定の精度を向上させることができる。
保守員は、系統の事故点を発見すると、タブレット、スマートフォン、パーソナルコンピュータなどの端末装置から、最寄りの電流電圧計７０から事故点までの実測距離Ｙ1と、発見した事故点の事故番号を、配電監視制御装置２０に入力する（ステップＳ８１）。
保守員による実測距離Ｙ1および事故点の事故番号の入力を受けて、ＣＰＵ２１は、実測距離Ｙ1を、図１７に示す事故点テーブル２６３の該当する事故番号の事故点実測距離Ｙに保存する（ステップＳ８２）。
次に、ＣＰＵ２１は、事故点テーブル２６３の該当する事故番号から、電流Ｉ1、電圧Ｖ1、事故点標定値ｍ3、単位インピーダンスＺ1を読み出し（ステップＳ８３）、次いで、実測距離Ｙ1と事故点標定値ｍ3とを比較する（ステップＳ８４）。
次に、ＣＰＵ２１は、電流電圧計７０の誤差αを計算する。具体的には、実測距離Ｙ1の方が事故点標定値ｍ3よりも大きければ（Ｓ８４のＹＥＳ）、誤差αが最大のケースであるとみなし、(１＋α)Ｖ1／{((１−α)Ｉ1}＝Ｙ1Ｚ1を誤差αについて解く（ステップＳ８５）。式を変換すると式（１６）となるので、Ｉ1，Ｖ1，Ｚ1を代入して誤差αを求める。
Figure 2017208902
実測距離Ｙ1が事故点標定値ｍ3以下であれば（Ｓ８４のＮＯ）、誤差αが最小のケースであるとみなし、(１−α)Ｖ1／{((１＋α)Ｉ1}＝Ｙ1Ｚ1を誤差αについて解く（ステップＳ８６）。式を変換すると式（１７）となるので、Ｉ1，Ｖ1，Ｚ1を代入して誤差αを求める。
Figure 2017208902
次に、ＣＰＵ２１は、求めた電流電圧計７０の誤差αを、図１７に示す電流電圧計誤差テーブル３５２に保存し（ステップＳ８７）、次いで、標定装置配置再計算モードであるか否かを調べる（ステップＳ８８）。標定装置再計算モードは、事故点の発見ごとに、電流電圧計７０や故障表示器８０の標定装置の最適配置計算を行うモードである。データベース装置３０のデータファイル３５に標定装置再計算フラグ（図示せず）を保持することで、現在のモードを記録する。もし、標定装置再計算モードであれば（Ｓ８８のＹＥＳ）、最適化処理を実行する（ステップＳ８９）。具体的には、図７のステップＳ１にジャンプし、図７のフローチャートに沿った最適化処理を実行する。標定装置再計算モードでなければ（Ｓ８８のＮＯ）、ＣＰＵ２１は、事故点発見時の一連の処理を終了する。
以上説明したように、実施例３に係る配電監視制御装置２０では、電流電圧計７０および故障表示器８０に関して、オンライン測定した測定結果を基に、電流電圧計７０の誤差を求め、その求めた誤差を用いて電流電圧計７０および故障表示器８０の最適配置場所の再計算が行われる。これにより、電流電圧計７０個体のばらつきを考慮した最適配置場所を提示することができる。
＜変形例＞
なお、本発明は、上述した実施例に限定するものではなく、様々な変形例が含まれる。例えば、上述した実施例は本発明を分かり易く説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定するものではない。また、ある実施例の構成の一手段を他の実施例の構成に置き換えることが可能であり、また、ある実施例の構成に他の実施例の構成を加えることも可能である。また、各実施例の構成の一手段について、他の構成の追加、削除、置換をすることが可能である。
例えば、上述した実施例では、誤差範囲計算処理部、最適化処理部、事故点標定処理部および精度誤差計算処理部について、ＣＰＵがそれぞれの機能を実現するプログラムを解釈して実行することによって、ソフトウェアで実現するとしたが、これに限定するものではない。すなわち、誤差範囲計算処理部、最適化処理部、事故点標定処理部および精度誤差計算処理部について、それらの一部または全部を、例えば集積回路での設計等によってハードウェアで実現することも可能である。
１０…設備計画支援装置、 １１，２１，３１…ＣＰＵ、 １２，２２，３２…ＲＡＭ、 １３，２３…タイマ、 １４，２４，３３…通信装置、 １５，２５，３４…プログラムファイル、 １６，２６，３５…データファイル、 ２０…配電監視制御装置、 ３０…データベース装置、 ４０…配電変電所、 ５１〜５４…配電区間、 ６１〜６５…ノード、 ７０…電流電圧計、 ８０…故障表示器、 ９１…通信線、 ９２…広域ネットワーク、 ９３…イントラネット

Claims (14)

  1. 配電変電所から電力を送配する電力系統において、電流および電圧を測定する測定装置と、事故が発生したことを検出する検出装置とを設置する際の配置場所を決定する設備計画支援装置であって、
    前記測定装置および前記検出装置の設置候補の配置場所において、前記測定装置の測定値および前記検出装置の位置情報を基に、事故が発生した事故点を特定する計算を行う事故点評定処理部と、
    前記測定装置の測定値の精度誤差に起因する、前記事故点評定処理部による事故点標定の計算結果の最小値および最大値を基に事故点標定の誤差範囲を計算するとともに、前記検出装置の設置候補の配置場所から、前記配電変電所より遠方の下流側の前記検出装置または前記測定装置の設置候補の配置場所までの距離を前記誤差範囲とする誤差範囲計算処理部と、
    前記誤差範囲計算処理部が計算して求めた電力系統の全体の前記誤差範囲に基づいて、前記測定装置および前記検出装置の配置場所の組み合わせを求める最適化処理部と、
    を備えることを特徴とする電力系統の設備計画支援装置。
  2. 前記事故点評定処理部は、前記測定装置の測定値および前記検出装置の位置情報を基に、前記配電変電所または前記測定装置から事故点までのインピーダンスを計算することによって事故点を特定し、
    前記誤差範囲計算処理部は、前記事故点評定処理部の計算結果の最小インピーダンスと最大インピーダンスとの偏差を、単位長さあたりのインピーダンスで割ることによって前記誤差範囲を求める
    ことを特徴とする請求項１に記載の電力系統の設備計画支援装置。
  3. 前記誤差範囲計算処理部は、電線路の長さを規定するノード間の配電区間ごとに前記誤差範囲を求める計算を行い、
    前記配電区間において前記測定装置の設置候補の配置場所が前記配電変電所に近い上流側の場合は、前記精度誤差を含む電圧の最大値と、前記精度誤差を含む電流の最小値とを用いた前記事故点標定の計算結果を前記最大インピーダンスとし、
    前記精度誤差を含む電圧の最小値と、前記精度誤差を含む電流の最大値とを用いた前記事故点標定の計算結果を前記最小インピーダンスとする
    ことを特徴とする請求項２に記載の電力系統の設備計画支援装置。
  4. 前記誤差範囲計算処理部は、前記配電区間から分岐する分岐路がある場合、前記分岐路の誤差範囲を前記配電区間の誤差範囲に加算する
    ことを特徴とする請求項３に記載の電力系統の設備計画支援装置。
  5. 前記最適化処理部は、事故点の探索時間が目標値以下であることを示す制約関数を満たし、事故点を探索する単位時間あたりのコストを示す目的関数を最小値とする、前記測定装置および前記検出装置の配置場所の組み合わせを発見するまで、当該配置場所の組み合わせを作成しつつ前記制約関数および前記目的関数を評価する
    ことを特徴とする請求項１に記載の電力系統の設備計画支援装置。
  6. 前記最適化処理部は、前記測定装置および前記検出装置が予め設置されている電力系統について最適化を行う場合、前記測定装置および前記検出装置の設置場所を初期の配置場所の組み合わせとして用い、次の配置場所の組み合わせを作成するとき、前記初期の配置場所の組み合わせから予め指定された個数の配置場所のみ変更した配置場所の組み合わせを作成する
    ことを特徴とする請求項５に記載の電力系統の設備計画支援装置。
  7. 配電変電所から電力を送配する電力系統において、電流および電圧を測定する測定装置と、事故が発生したことを検出する検出装置との設置場所を、前記測定装置の測定値の精度誤差を考慮して決定する配電監視制御装置であって、
    前記測定装置および前記検出装置の設置候補の配置場所において、前記測定装置の測定値および前記検出装置の位置情報を基に、事故が発生した事故点を特定する計算を行う事故点評定処理部と、
    前記測定装置の測定値の精度誤差に起因する、前記事故点評定処理部による事故点標定の計算結果の最小値および最大値を基に事故点標定の誤差範囲を計算するとともに、前記検出装置の設置候補の配置場所から、前記配電変電所より遠方の下流側の前記検出装置または前記測定装置の設置候補の配置場所までの距離を前記誤差範囲とする誤差範囲計算処理部と、
    前記測定装置の測定値の精度誤差を計算する精度誤差計算処理部と、
    前記誤差範囲計算処理部が計算して求めた電力系統の全体の前記誤差範囲と、前記精度誤差計算処理部が計算して求めた前記精度誤差とに基づいて、前記測定装置および前記検出装置の配置場所の組み合わせを求める最適化処理部と、
    を備えることを特徴とする電力系統の配電監視制御装置。
  8. 前記事故点評定処理部は、前記測定装置の測定値および前記検出装置の位置情報を基に、前記配電変電所または前記測定装置から事故点までのインピーダンスを計算することによって事故点を特定し、
    前記誤差範囲計算処理部は、前記事故点評定処理部の計算結果の最小インピーダンスと最大インピーダンスとの偏差を、単位長さあたりのインピーダンスで割ることによって前記誤差範囲を求める
    ことを特徴とする請求項７に記載の電力系統の配電監視制御装置。
  9. 前記誤差範囲計算処理部は、電線路の長さを規定するノード間の配電区間ごとに前記誤差範囲を求める計算を行い、
    前記配電区間において前記測定装置の設置候補の配置場所が前記配電変電所に近い上流側の場合は、前記精度誤差を含む電圧の最大値と、前記精度誤差を含む電流の最小値とを用いた前記事故点標定の計算結果を前記最大インピーダンスとし、
    前記精度誤差を含む電圧の最小値と、前記精度誤差を含む電流の最大値とを用いた前記事故点標定の計算結果を前記最小インピーダンスとする
    ことを特徴とする請求項８に記載の電力系統の配電監視制御装置。
  10. 前記誤差範囲計算処理部は、前記配電区間から分岐する分岐路がある場合、前記分岐路の誤差範囲を前記配電区間の誤差範囲に加算する
    ことを特徴とする請求項９に記載の電力系統の配電監視制御装置。
  11. 前記最適化処理部は、事故点の探索時間が目標値以下であることを示す制約関数を満たし、事故点を探索する単位時間あたりのコストを示す目的関数を最小値とする、前記測定装置および前記検出装置の配置場所の組み合わせを発見するまで、当該配置場所の組み合わせを作成しつつ前記制約関数および前記目的関数を評価する
    ことを特徴とする請求項７に記載の電力系統の配電監視制御装置。
  12. 前記最適化処理部は、前記測定装置および前記検出装置が予め設置されている電力系統について最適化を行う場合、前記測定装置および前記検出装置の設置場所を初期の配置場所の組み合わせとして用い、次の配置場所の組み合わせを作成するとき、前記初期の配置場所の組み合わせから予め指定された個数の配置場所のみ変更した配置場所の組み合わせを作成する
    ことを特徴とする請求項１１に記載の電力系統の配電監視制御装置。
  13. オペレータによって入力される前記測定装置および前記検出装置の配置場所の組み合わせの事故点の探索時間を前記制約関数により求め、この求めた事故点の探索時間と、前記最適化処理部の処理により求めた前記測定装置および前記検出装置の配置場所の組み合わせの事故点の探索時間との差分および／または比率を計算して表示する
    ことを特徴とする請求項１１に記載の電力系統の配電監視制御装置。
  14. オペレータによって入力される前記測定装置および前記検出装置の配置場所の組み合わせの単位時間あたりのコストを目的関数より求め、この求めた単位時間あたりのコストと、前記最適化処理部の処理により求めた前記測定装置および前記検出装置の配置場所の組み合わせの単位時間あたりの総コストとの差分および／または比率を計算して表示する
    ことを特徴とする請求項１１に記載の電力系統の配電監視制御装置。
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