JP2018160990A - 負荷管理装置および方法 - Google Patents
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Abstract
【課題】変圧器の年間最大順潮流および年間最大逆潮流の予測精度を向上させる。【解決手段】負荷管理装置は、需要家に備えられた通信機能を有する電力メータによって計測された電力量である電力メータ計測電力量の情報が重負荷期に無く、重負荷期を除く時期の電力メータ計測電力量の情報がある場合に、電気使用契約容量と電気使用契約種別とに基づいて、重負荷期を除く時期から重負荷期への負荷電流増分値を算出し、重負荷期を除く時期の実績電流と、負荷電流増分値とに基づいて、変圧器の年間最大順潮流を算出し、軽負荷期の電力メータ計測電力量の情報が無く、軽負荷期を除く時期の電力メータ計測電力量の情報がある場合に、電気使用契約容量と電気使用契約種別とに基づいて、軽負荷期を除く時期から軽負荷期への負荷電流減分値を算出し、軽負荷期を除く時期の実績電流と、負荷電流減分値とに基づいて、変圧器の年間最大逆潮流を算出する。【選択図】図５
Description
本発明の実施形態は、負荷管理装置および方法に関する。
低圧配電系統における配電用変圧器や低圧電線等は、各種機器や線種の許容電流を超過しないように負荷管理、且つ各需要家の受電端電圧が適正範囲（１０１±６Ｖ）に収まるように電圧管理を行う必要がある。そのためには、配電用変圧器や低圧電線を通過する年間最大負荷電流を適切に把握しなければならない。
従来、年間最大負荷電流算定には、効率的管理の観点から統計的に予測する方法が用いられることが一般的である。その統計的に求めた年間最大負荷電流の予測値を管理値として、需要家の新設・増減設・撤去に伴い、変圧器や本線の新設・増減設、撤去の判断を行っている。
従来、年間最大負荷電流算定には、効率的管理の観点から統計的に予測する方法が用いられることが一般的である。その統計的に求めた年間最大負荷電流の予測値を管理値として、需要家の新設・増減設・撤去に伴い、変圧器や本線の新設・増減設、撤去の判断を行っている。
既存手法では、実際に配電用変圧器通過電流を計測したサンプルデータを用いて、重回帰分析等の統計的手法により予測式を作成する。いずれも得られる予測値は、時間断面を考慮しない年間最大電流値１点のみになる。
契約種別と契約容量とに基づく既存の負荷電流予測手法では、変圧器から供給されている各需要家の契約種別毎に集計した契約容量を説明変数とし、計測された配電用変圧器の年間最大負荷電流を目的変数として、重回帰分析によって予測式を作成する。
従来型電力メータによって計測された電気使用量に基づく既存の負荷電流予測手法では、毎月１回得られる各需要家の電気使用量を集計したピーク月の電気使用量合計値を説明変数とし、計測された配電用変圧器の年間最大負荷電流を目的変数として、回帰分析によって予測式を作成する。
契約種別と契約容量とに基づく既存の負荷電流予測手法では、変圧器から供給されている各需要家の契約種別毎に集計した契約容量を説明変数とし、計測された配電用変圧器の年間最大負荷電流を目的変数として、重回帰分析によって予測式を作成する。
従来型電力メータによって計測された電気使用量に基づく既存の負荷電流予測手法では、毎月１回得られる各需要家の電気使用量を集計したピーク月の電気使用量合計値を説明変数とし、計測された配電用変圧器の年間最大負荷電流を目的変数として、回帰分析によって予測式を作成する。
また、個々の変圧器に接続される複数の需要家の契約容量と、従来型電力メータによって計測された電気使用量を取得し、契約容量と電気使用量から契約容量と推定使用量との関係を示す使用量推定関数を導出し、各々の電流計付き変圧器の最大負荷を推定した負荷推定値を算出し、各々の電流計付き変圧器において測定した最大負荷である負荷実測値を取得し、負荷推定値と負荷実測値との誤差を示す負荷誤差を算出し、使用量推定関数を用いて求めた推定使用量と電気使用量との誤差を示す使用量誤差を算出し、負荷誤差と使用量誤差からこれらの関係を示す誤差関数を導出し、誤差関数を用いて負荷推定値を補正する、変圧器の最大負荷の推定方法が知られている（例えば、特許文献１参照）。
統計的に求めた予測式は、算出する年間最大負荷電流の過小によって変圧器過負荷とならないように定数を設定している。そのため、変圧器取替時には、地域性や需要状態（例えば、都内と農山村など）を加味せずに画一的に予測値による変圧器容量選定を行っていることから、過剰な容量選定を実施している可能性がある。
配電設備では、支持物・変圧器の移設や取替、高圧線の張替などの工事があり、その際の停電時間の短縮化や無停電工事を実施している。停電時間の短縮化や無停電工事には隣接変圧器への負荷切替（バンキング）や工事用変圧器を用いることから、予測した年間最大負荷電流値に合った容量算定を実施している。しかしながら、工事実施の季節や時間帯によっては必ずしも年間最大負荷電流とならないため、過剰な容量算定を実施している可能性がある。
再生可能エネルギーの固定価格買取制度（ＦＩＴ：Ｆｅｅｄ−ｉｎ Ｔａｒｉｆｆ）により、太陽光発電（ＰＶ：Ｐｈｏｔｏｖｏｌｔａｉｃｓ）を中心に家庭用分散型電源の系統連系量が増大している。そのため、これまで低圧系統に負荷電流のみが流れていたのに対し、分散型電源の連系によって昼間に太陽光発電などの発電電流が流れ込み、逆潮するケースが増えている。現在では、各需要家の最小負荷電流を考慮せずに発電容量から算出される発電電流のみ（ＰＶのパワーコンディショナ（ＰＣＳ：Ｐｏｗｅｒ Ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｉｎｇ Ｓｙｓｔｅｍ）の負荷は考慮されている）で設備を構築していることから、過剰な容量選定を実施している可能性がある。
配電設備では、支持物・変圧器の移設や取替、高圧線の張替などの工事があり、その際の停電時間の短縮化や無停電工事を実施している。停電時間の短縮化や無停電工事には隣接変圧器への負荷切替（バンキング）や工事用変圧器を用いることから、予測した年間最大負荷電流値に合った容量算定を実施している。しかしながら、工事実施の季節や時間帯によっては必ずしも年間最大負荷電流とならないため、過剰な容量算定を実施している可能性がある。
再生可能エネルギーの固定価格買取制度（ＦＩＴ：Ｆｅｅｄ−ｉｎ Ｔａｒｉｆｆ）により、太陽光発電（ＰＶ：Ｐｈｏｔｏｖｏｌｔａｉｃｓ）を中心に家庭用分散型電源の系統連系量が増大している。そのため、これまで低圧系統に負荷電流のみが流れていたのに対し、分散型電源の連系によって昼間に太陽光発電などの発電電流が流れ込み、逆潮するケースが増えている。現在では、各需要家の最小負荷電流を考慮せずに発電容量から算出される発電電流のみ（ＰＶのパワーコンディショナ（ＰＣＳ：Ｐｏｗｅｒ Ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｉｎｇ Ｓｙｓｔｅｍ）の負荷は考慮されている）で設備を構築していることから、過剰な容量選定を実施している可能性がある。
本発明は、上記の点に鑑みて為されたものであり、その目的は、低圧配電系統における変圧器の年間最大順潮流および年間最大逆潮流の予測精度を向上させることである。
本発明の一態様は、変圧器に接続され、かつ、太陽光発電装置を有する需要家の電気使用契約容量の情報を取得する第１情報取得部と、前記需要家の電気使用契約種別の情報を取得する第２情報取得部と、前記需要家の前記太陽光発電装置の発電電力受給契約容量の情報を取得する第３情報取得部と、前記需要家に備えられた通信機能を有する電力メータによって計測された電力量である電力メータ計測電力量の情報を取得する第４情報取得部と、前記電気使用契約容量と前記電気使用契約種別と前記発電電力受給契約容量とに基づいて、月別最大負荷電流と月別最小負荷電流と月別最大発電電流とを算出する第１算出部と、前記電力メータ計測電力量に基づいて、実績電流を算出する第２算出部と、前記変圧器の年間最大順潮流と年間最大逆潮流とを算出する処理部とを備え、重負荷期の前記電力メータ計測電力量の情報が無く、前記重負荷期を除く時期の前記電力メータ計測電力量の情報がある場合に、前記第１算出部は、前記電気使用契約容量と前記電気使用契約種別とに基づいて、前記重負荷期を除く時期から前記重負荷期への負荷電流増分値を算出し、前記処理部は、前記第２算出部によって算出された前記重負荷期を除く時期の前記実績電流と、前記第１算出部によって算出された前記負荷電流増分値とに基づいて、前記年間最大順潮流を算出し、軽負荷期の前記電力メータ計測電力量の情報が無く、前記軽負荷期を除く時期の前記電力メータ計測電力量の情報がある場合に、前記第１算出部は、前記電気使用契約容量と前記電気使用契約種別とに基づいて、前記軽負荷期を除く時期から前記軽負荷期への負荷電流減分値を算出し、前記処理部は、前記第２算出部によって算出された前記軽負荷期を除く時期の前記実績電流と、前記第１算出部によって算出された前記負荷電流減分値とに基づいて、前記年間最大逆潮流を算出する、負荷管理装置である。
本発明の一態様の負荷管理装置において、前記第４情報取得部によって取得された前記電力メータ計測電力量の情報が１か月分未満である場合に、前記第１算出部は、前記電気使用契約容量と前記電気使用契約種別と前記発電電力受給契約容量とに基づいて、前記月別最大負荷電流と前記月別最小負荷電流と前記月別最大発電電流とを算出し、前記処理部は、前記第１算出部によって算出された前記月別最大負荷電流に基づいて、前記年間最大順潮流を算出し、前記処理部は、前記第１算出部によって算出された前記月別最小負荷電流と前記月別最大発電電流とに基づいて、前記年間最大逆潮流を算出し、前記重負荷期の前記電力メータ計測電力量の情報がある場合に、前記第２算出部は、前記重負荷期の前記実績電流を、前記月別最大負荷電流として抽出し、前記処理部は、前記第２算出部によって抽出された前記月別最大負荷電流に基づいて、前記年間最大順潮流を算出し、前記軽負荷期の前記電力メータ計測電力量の情報がある場合に、前記第２算出部は、前記軽負荷期の前記実績電流を、前記月別最小負荷電流として抽出し、前記処理部は、前記第２算出部によって抽出された前記月別最小負荷電流と、前記月別最大発電電流とに基づいて、前記年間最大逆潮流を算出する。
本発明の一態様の負荷管理装置において、前記電力メータが余剰電力買取用の電力メータである場合、前記第１算出部は、前記発電電力受給契約容量と理論発電量とに基づいて前記月別最大発電電流を算出し、前記処理部は、前記余剰電力買取用の電力メータによって計測された前記電力メータ計測電力量と、前記理論発電量とに基づいて、前記月別最小負荷電流を補正する。
本発明の一態様は、変圧器に接続され、かつ、太陽光発電装置を有する需要家の電気使用契約容量の情報を取得するステップと、前記需要家の電気使用契約種別の情報を取得するステップと、前記需要家の前記太陽光発電装置の発電電力受給契約容量の情報を取得するステップと、前記需要家に備えられた通信機能を有する電力メータによって計測された電力量である電力メータ計測電力量の情報を取得するステップと、前記電気使用契約容量と前記電気使用契約種別と前記発電電力受給契約容量とに基づいて、月別最大負荷電流と月別最小負荷電流と月別最大発電電流とを算出するステップと、前記電力メータ計測電力量に基づいて、実績電流を算出するステップと、前記変圧器の年間最大順潮流と年間最大逆潮流とを算出するステップとを含み、重負荷期の前記電力メータ計測電力量の情報が無く、前記重負荷期を除く時期の前記電力メータ計測電力量の情報がある場合に、前記電気使用契約容量と前記電気使用契約種別とに基づいて、前記重負荷期を除く時期から前記重負荷期への負荷電流増分値を算出し、前記重負荷期を除く時期の前記実績電流と、前記負荷電流増分値とに基づいて、前記年間最大順潮流を算出し、軽負荷期の前記電力メータ計測電力量の情報が無く、前記軽負荷期を除く時期の前記電力メータ計測電力量の情報がある場合に、前記電気使用契約容量と前記電気使用契約種別とに基づいて、前記軽負荷期を除く時期から前記軽負荷期への負荷電流減分値を算出し、前記軽負荷期を除く時期の前記実績電流と、前記負荷電流減分値とに基づいて、前記年間最大逆潮流を算出する、負荷管理方法である。
本発明の実施形態によれば、低圧配電系統における変圧器の年間最大順潮流および年間最大逆潮流の予測精度を向上させることができる。
＜実施形態＞
次に、本発明を実施するための形態を、図面を参照しつつ説明する。以下で説明する実施形態は一例に過ぎず、本発明が適用される実施形態は、以下の実施形態に限られない。
次に、本発明を実施するための形態を、図面を参照しつつ説明する。以下で説明する実施形態は一例に過ぎず、本発明が適用される実施形態は、以下の実施形態に限られない。
図１は、本発明の一実施形態の負荷管理装置１によって管理される配電用変圧器Ｔを含む低圧配電系統Ｓの一例を示す図である。
図１に示す例では、低圧配電系統Ｓが、変圧器Ｔと、需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４と、電柱Ｐ１、Ｐ２、Ｐ３と、低圧電線Ｌ１２、Ｌ２３、Ｌ１ａ、Ｌ２ａ、Ｌ２ｂ、Ｌ３ａと、太陽光発電装置ＰＶ１と、電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４とを含んでいる。
変圧器Ｔは、電柱Ｐ２によって支持されている。電柱Ｐ１では、低圧電線Ｌ１２と、低圧電線Ｌ１ａとが接続されている。電柱Ｐ２では、低圧電線Ｌ１２と、低圧電線Ｌ２３と、低圧電線Ｌ２ａと、低圧電線Ｌ２ｂとが接続されている。電柱Ｐ３では、低圧電線Ｌ２３と、低圧電線Ｌ３ａとが接続されている。
需要家Ｃ２は、低圧配線Ｌ２ａを介して変圧器Ｔに接続されている。需要家Ｃ２には、通信機能を有する電力メータ（スマートメータ）ＳＭ２が備えられている。電力メータＳＭ２は、需要家Ｃ２の電気使用量（電力量）［ｋＷｈ］を計測し、例えば３０分毎の積算値を記録して基地局（図示せず）へ送る。
需要家Ｃ３は、低圧配線Ｌ２ｂを介して変圧器Ｔに接続されている。需要家Ｃ３にも、電力メータＳＭ２と同様の電力メータＳＭ３が備えられている。電力メータＳＭ３は、需要家Ｃ３の電気使用量を計測し、３０分毎の積算値を記録して基地局へ送る。
需要家Ｃ４は、低圧配線Ｌ２３、Ｌ３ａを介して変圧器Ｔに接続されている。需要家Ｃ４にも、電力メータＳＭ２と同様の電力メータＳＭ４が備えられている。電力メータＳＭ４は、需要家Ｃ４の電気使用量を計測し、３０分毎の積算値を記録して基地局へ送る。
図１に示す例では、低圧配電系統Ｓが、変圧器Ｔと、需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４と、電柱Ｐ１、Ｐ２、Ｐ３と、低圧電線Ｌ１２、Ｌ２３、Ｌ１ａ、Ｌ２ａ、Ｌ２ｂ、Ｌ３ａと、太陽光発電装置ＰＶ１と、電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４とを含んでいる。
変圧器Ｔは、電柱Ｐ２によって支持されている。電柱Ｐ１では、低圧電線Ｌ１２と、低圧電線Ｌ１ａとが接続されている。電柱Ｐ２では、低圧電線Ｌ１２と、低圧電線Ｌ２３と、低圧電線Ｌ２ａと、低圧電線Ｌ２ｂとが接続されている。電柱Ｐ３では、低圧電線Ｌ２３と、低圧電線Ｌ３ａとが接続されている。
需要家Ｃ２は、低圧配線Ｌ２ａを介して変圧器Ｔに接続されている。需要家Ｃ２には、通信機能を有する電力メータ（スマートメータ）ＳＭ２が備えられている。電力メータＳＭ２は、需要家Ｃ２の電気使用量（電力量）［ｋＷｈ］を計測し、例えば３０分毎の積算値を記録して基地局（図示せず）へ送る。
需要家Ｃ３は、低圧配線Ｌ２ｂを介して変圧器Ｔに接続されている。需要家Ｃ３にも、電力メータＳＭ２と同様の電力メータＳＭ３が備えられている。電力メータＳＭ３は、需要家Ｃ３の電気使用量を計測し、３０分毎の積算値を記録して基地局へ送る。
需要家Ｃ４は、低圧配線Ｌ２３、Ｌ３ａを介して変圧器Ｔに接続されている。需要家Ｃ４にも、電力メータＳＭ２と同様の電力メータＳＭ４が備えられている。電力メータＳＭ４は、需要家Ｃ４の電気使用量を計測し、３０分毎の積算値を記録して基地局へ送る。
図１に示す例では、需要家Ｃ１が、低圧配線Ｌ１２、Ｌ１ａを介して変圧器Ｔに接続されている。需要家Ｃ１にも、電力メータＳＭ２と同様の電力メータＳＭ１が備えられている。一方、需要家Ｃ１は、需要家Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４とは異なり、太陽光発電装置ＰＶ１を有する。電力メータＳＭ１は、余剰電力買取用の電力メータである。電力メータＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４では、需要家Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用量の３０分毎の積算値が記録されるのに対し、電力メータＳＭ１では、需要家Ｃ１の電気使用量と太陽光発電装置ＰＶ１の発電量との差分の３０分毎の積算値が記録される。
需要家Ｃ１の電気使用量が太陽光発電装置ＰＶ１の発電量より大きい場合には、変圧器Ｔから需要家Ｃ１に順潮流が流れ、需要家Ｃ１の電気使用量が太陽光発電装置ＰＶ１の発電量より小さい場合には、需要家Ｃ１から変圧器Ｔに逆潮流が流れる。
需要家Ｃ１の電気使用量が太陽光発電装置ＰＶ１の発電量より大きい場合には、変圧器Ｔから需要家Ｃ１に順潮流が流れ、需要家Ｃ１の電気使用量が太陽光発電装置ＰＶ１の発電量より小さい場合には、需要家Ｃ１から変圧器Ｔに逆潮流が流れる。
図１に示す例では、需要家Ｃ１が、余剰電力買取用の電力メータＳＭ１を備えているが、他の例では、代わりに、需要家Ｃ１が、需要家Ｃ１の電気使用量を計測する電力メータ（図示せず）と、太陽光発電装置ＰＶ１の発電量を計測する全量買取用の電力メータ（図示せず）とを別個に備えていてもよい。
式１は、時刻ｔにおける変圧器Ｔを通過する電流値（３０分平均値）Ａ（ｔ）を算出するための式である。
式１において、ｋＷｈは、需要家Ｃ１の電気使用量と発電量との差分（３０分積算値）、および、需要家Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用量（３０分積算値）である。Ｖは供給電圧である。ｃｏｓθは力率である。
式１によって、時刻ｔに変圧器Ｔを通過する電流値（３０分平均値）を把握することができる。需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用量が需要家Ｃ１の太陽光発電装置ＰＶ１の発電量より大きい場合には、順潮流が変圧器Ｔを通過する。需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用量が需要家Ｃ１の太陽光発電装置ＰＶ１の発電量より小さい場合には、逆潮流が変圧器Ｔに流れる。
式１において、ｋＷｈは、需要家Ｃ１の電気使用量と発電量との差分（３０分積算値）、および、需要家Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用量（３０分積算値）である。Ｖは供給電圧である。ｃｏｓθは力率である。
式１によって、時刻ｔに変圧器Ｔを通過する電流値（３０分平均値）を把握することができる。需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用量が需要家Ｃ１の太陽光発電装置ＰＶ１の発電量より大きい場合には、順潮流が変圧器Ｔを通過する。需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用量が需要家Ｃ１の太陽光発電装置ＰＶ１の発電量より小さい場合には、逆潮流が変圧器Ｔに流れる。
図２は、重負荷期および軽負荷期のロードカーブを説明するための図である。図２（Ａ）は重負荷期における需要家Ｃ１の電気使用量（実負荷）と太陽光発電装置ＰＶ１の発電量とを示している。図２（Ｂ）は軽負荷期における需要家Ｃ１の電気使用量（実負荷）と太陽光発電装置ＰＶ１の発電量とを示している。図２（Ａ）および図２（Ｂ）の横軸は時刻を示しており、縦軸は需要家Ｃ１の電気使用量（実負荷）および太陽光発電装置ＰＶ１の発電量を示している。
図２（Ａ）に示す例では、重負荷期（夏季、例えば７月または８月）の時刻ｔ１に、需要家Ｃ１の電気使用量（実負荷）が、太陽光発電装置ＰＶ１の発電量より大きくなる。詳細には、重負荷期の時刻ｔ１に、双方向矢印で示すように、電気使用量（実負荷）と発電量との差分に相当する最大順潮流が、変圧器Ｔから需要家Ｃ１に流れる。重負荷期は、年間最大順潮流が発生する時期である。
図２（Ｂ）に示す例では、軽負荷期（春季、例えば４月または５月）の時刻ｔ２に、需要家Ｃ１の電気使用量（実負荷）が、太陽光発電装置ＰＶ１の発電量より小さくなる。詳細には、軽負荷期の時刻ｔ２に、双方向矢印で示すように、電気使用量（実負荷）と発電量との差分に相当する最大逆潮流が、需要家Ｃ１から変圧器Ｔに流れる。軽負荷期は、年間最大逆潮流が発生する時期である。
図２（Ａ）に示す例では、重負荷期（夏季、例えば７月または８月）の時刻ｔ１に、需要家Ｃ１の電気使用量（実負荷）が、太陽光発電装置ＰＶ１の発電量より大きくなる。詳細には、重負荷期の時刻ｔ１に、双方向矢印で示すように、電気使用量（実負荷）と発電量との差分に相当する最大順潮流が、変圧器Ｔから需要家Ｃ１に流れる。重負荷期は、年間最大順潮流が発生する時期である。
図２（Ｂ）に示す例では、軽負荷期（春季、例えば４月または５月）の時刻ｔ２に、需要家Ｃ１の電気使用量（実負荷）が、太陽光発電装置ＰＶ１の発電量より小さくなる。詳細には、軽負荷期の時刻ｔ２に、双方向矢印で示すように、電気使用量（実負荷）と発電量との差分に相当する最大逆潮流が、需要家Ｃ１から変圧器Ｔに流れる。軽負荷期は、年間最大逆潮流が発生する時期である。
図３は、本実施形態の負荷管理装置１の概略的なシステム構成図である。
図３に示す例では、負荷管理装置１が、入力部１１と、出力部１２と、処理部１３と、情報取得部１４ａ、１４ｂ、１４ｃ、１４ｄ、１４ｅ、１４ｆ、１４ｇ、１４ｈと、情報記録部１５とを備えている。入力部１１は、負荷管理装置１のユーザによる指示などを受け付ける。出力部１２は、処理部１３における処理結果などを例えば負荷管理装置１のユーザに対して出力する。出力部１２は、例えば表示用ディスプレイである。
情報記録部１５は、情報データベース１５ａ、１５ｂ、１５ｃ、１５ｄ、１５ｅ、１５ｆ、１５ｇ、１５ｈを備えている。
図３に示す例では、情報記録部１５が負荷管理装置１に備えられているが、他の例では、代わりに、情報記録部１５が負荷管理装置１の外部に設けられていてもよい。つまり、負荷管理装置１が情報記録部１５を備えていなくてもよい。
図３に示す例では、負荷管理装置１が、入力部１１と、出力部１２と、処理部１３と、情報取得部１４ａ、１４ｂ、１４ｃ、１４ｄ、１４ｅ、１４ｆ、１４ｇ、１４ｈと、情報記録部１５とを備えている。入力部１１は、負荷管理装置１のユーザによる指示などを受け付ける。出力部１２は、処理部１３における処理結果などを例えば負荷管理装置１のユーザに対して出力する。出力部１２は、例えば表示用ディスプレイである。
情報記録部１５は、情報データベース１５ａ、１５ｂ、１５ｃ、１５ｄ、１５ｅ、１５ｆ、１５ｇ、１５ｈを備えている。
図３に示す例では、情報記録部１５が負荷管理装置１に備えられているが、他の例では、代わりに、情報記録部１５が負荷管理装置１の外部に設けられていてもよい。つまり、負荷管理装置１が情報記録部１５を備えていなくてもよい。
図１および図３に示す例では、負荷管理装置１のユーザによって管理される設備（例えば、図１に示す低圧配電系統Ｓなど）に関する情報が、情報データベース１５ａに記録されている。情報取得部１４ａは、情報データベース１５ａに記録されている情報を取得し、処理部１３に送る。
情報データベース１５ｂには、需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用契約容量に関する情報が記録されている。情報取得部１４ｂは、情報データベース１５ｂに記録されている情報を取得し、処理部１３に送る。
情報データベース１５ｃには、需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用契約種別に関する情報が記録されている。需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ４の電気使用契約種別が「住宅」であり、需要家Ｃ３の電気使用契約種別が「住宅以外」である。情報取得部１４ｃは、情報データベース１５ｃに記録されている情報を取得し、処理部１３に送る。
情報データベース１５ｄには、需要家Ｃ１の太陽光発電装置ＰＶ１の発電電力受給契約容量に関する情報が記録されている。情報取得部１４ｄは、情報データベース１５ｄに記録されている情報を取得し、処理部１３に送る。
情報データベース１５ｅには、電力メータＳＭ１から送られた需要家Ｃ１の電気使用量と太陽光発電装置ＰＶ１の発電量との差分の３０分毎の積算値が記録されている。また、情報データベース１５ｅには、電力メータＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４から送られた需要家Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用量の３０分毎の積算値が記録されている。つまり、情報データベース１５ｅには、電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）に関する情報が記録されている。情報取得部１４ｅは、情報データベース１５ｅに記録されている情報を取得し、処理部１３に送る。
情報データベース１５ｂには、需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用契約容量に関する情報が記録されている。情報取得部１４ｂは、情報データベース１５ｂに記録されている情報を取得し、処理部１３に送る。
情報データベース１５ｃには、需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用契約種別に関する情報が記録されている。需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ４の電気使用契約種別が「住宅」であり、需要家Ｃ３の電気使用契約種別が「住宅以外」である。情報取得部１４ｃは、情報データベース１５ｃに記録されている情報を取得し、処理部１３に送る。
情報データベース１５ｄには、需要家Ｃ１の太陽光発電装置ＰＶ１の発電電力受給契約容量に関する情報が記録されている。情報取得部１４ｄは、情報データベース１５ｄに記録されている情報を取得し、処理部１３に送る。
情報データベース１５ｅには、電力メータＳＭ１から送られた需要家Ｃ１の電気使用量と太陽光発電装置ＰＶ１の発電量との差分の３０分毎の積算値が記録されている。また、情報データベース１５ｅには、電力メータＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４から送られた需要家Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用量の３０分毎の積算値が記録されている。つまり、情報データベース１５ｅには、電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）に関する情報が記録されている。情報取得部１４ｅは、情報データベース１５ｅに記録されている情報を取得し、処理部１３に送る。
図１および図３に示す例では、需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用契約容量と、需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用契約種別とに基づいて、月別最大負荷電流を予測するための予測モデルに関する情報が、情報データベース１５ｆに記録されている。情報取得部１４ｆは、情報データベース１５ｆに記録されている情報を取得し、処理部１３に送る。
式２は、月別最大負荷電流の予測に用いられる、時刻ｔにおける変圧器Ｔの予測電流値Ｙｍａｘ（ｔ）を算出するための予測モデル式である。
式２において、Ｘは電気使用契約容量である。ａは偏回帰係数である。ｃはクラスタである。ｗは電気使用契約種別である。
住宅比率が高い低圧配電系統Ｓが「クラスタ１」に対応し、住宅比率が低い低圧配電系統Ｓが「クラスタ２」に対応する。クラスタ１では、ロードカーブのピークが、１６時〜２１時の時間帯になる。クラスタ２では、ロードカーブのピークが、１１時〜１７時の時間帯になる。
予測モデル式２は、月毎（７月および８月のそれぞれ）、平日・休日毎、時間毎（２４時間）に作成される。つまり、合計で、２×２×２４＝９６種類の予測モデル式が、作成され、情報データベース１５ｆに記録されている。
式２において、Ｘは電気使用契約容量である。ａは偏回帰係数である。ｃはクラスタである。ｗは電気使用契約種別である。
住宅比率が高い低圧配電系統Ｓが「クラスタ１」に対応し、住宅比率が低い低圧配電系統Ｓが「クラスタ２」に対応する。クラスタ１では、ロードカーブのピークが、１６時〜２１時の時間帯になる。クラスタ２では、ロードカーブのピークが、１１時〜１７時の時間帯になる。
予測モデル式２は、月毎（７月および８月のそれぞれ）、平日・休日毎、時間毎（２４時間）に作成される。つまり、合計で、２×２×２４＝９６種類の予測モデル式が、作成され、情報データベース１５ｆに記録されている。
図１および図３に示す例では、需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用契約容量と、需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用契約種別とに基づいて、月別最小負荷電流を予測するための予測モデルに関する情報が、情報データベース１５ｇに記録されている。情報取得部１４ｇは、情報データベース１５ｇに記録されている情報を取得し、処理部１３に送る。
式３は、月別最小負荷電流の予測に用いられる、時刻ｔにおける変圧器Ｔの予測電流値Ｙｍｉｎ（ｔ）を算出するための予測モデル式である。
式３において、Ｘは電気使用契約容量である。ａは偏回帰係数である。ｃはクラスタである。ｗは電気使用契約種別である。
低圧配電系統Ｓの最小実負荷電流値は、太陽光発電装置ＰＶ１の発電量がピークとなる春季（４月および５月）に予測される。図１および図２に示す例では、太陽光発電装置ＰＶ１の発電量がピークとなる春季に、太陽光発電装置ＰＶ１の発電量と、それよりも小さい需要家Ｃ１の電気使用量との差分が最大になり、需要家Ｃ１から変圧器Ｔに最大の逆潮流が流れるからである。従って、太陽光発電装置ＰＶ１の発電時間帯である６時〜１８時の時間帯に、最小実負荷電流値のロードカーブ予測を行う必要がある。
予測モデル式３は、月毎（４月および５月のそれぞれ）、平日・休日毎、時間毎（１３時間：６時〜１８時）に作成される。つまり、合計で、２×２×１３＝５２種類の予測モデル式が、作成され、情報データベース１５ｇに記録されている。
式３において、Ｘは電気使用契約容量である。ａは偏回帰係数である。ｃはクラスタである。ｗは電気使用契約種別である。
低圧配電系統Ｓの最小実負荷電流値は、太陽光発電装置ＰＶ１の発電量がピークとなる春季（４月および５月）に予測される。図１および図２に示す例では、太陽光発電装置ＰＶ１の発電量がピークとなる春季に、太陽光発電装置ＰＶ１の発電量と、それよりも小さい需要家Ｃ１の電気使用量との差分が最大になり、需要家Ｃ１から変圧器Ｔに最大の逆潮流が流れるからである。従って、太陽光発電装置ＰＶ１の発電時間帯である６時〜１８時の時間帯に、最小実負荷電流値のロードカーブ予測を行う必要がある。
予測モデル式３は、月毎（４月および５月のそれぞれ）、平日・休日毎、時間毎（１３時間：６時〜１８時）に作成される。つまり、合計で、２×２×１３＝５２種類の予測モデル式が、作成され、情報データベース１５ｇに記録されている。
図１および図３に示す例では、需要家Ｃ１の太陽光発電装置ＰＶ１の発電電力受給契約容量に基づいて、月別最大発電電流を予測するための予測モデルに関する情報が、情報データベース１５ｈに記録されている。情報取得部１４ｈは、情報データベース１５ｈに記録されている情報を取得し、処理部１３に送る。
図４は、月別最大発電電流の予測に用いられる時間毎の発電係数を示した図である。
図４の横軸は時刻を示しており、図４の縦軸は発電係数を示している。図４に示す例では、発電係数は０〜１の値である。
図４に示す発電係数と、需要家Ｃ１の太陽光発電装置ＰＶ１の発電電力受給契約容量（定格容量）とを乗算することによって、発電量カーブが得られる。
最大発電量カーブに対し、下記の式５に基づいて、月別最大発電電流が得られる。
Ａ（ｔ）＝ｋＷ×１０００／（Ｖ×ｃｏｓθ）・・・（式５）
図４の横軸は時刻を示しており、図４の縦軸は発電係数を示している。図４に示す例では、発電係数は０〜１の値である。
図４に示す発電係数と、需要家Ｃ１の太陽光発電装置ＰＶ１の発電電力受給契約容量（定格容量）とを乗算することによって、発電量カーブが得られる。
最大発電量カーブに対し、下記の式５に基づいて、月別最大発電電流が得られる。
Ａ（ｔ）＝ｋＷ×１０００／（Ｖ×ｃｏｓθ）・・・（式５）
図３に示す例では、処理部１３が、算出部１３ａ、１３ｂ、１３ｃを備えている。
図１および図３に示す例では、算出部１３ａが、情報取得部１４ｂによって取得された需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用契約容量と、情報取得部１４ｃによって取得された需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用契約種別と、情報取得部１４ｆによって取得された月別最大負荷電流を予測するための予測モデルとに基づいて、月別最大負荷電流を予測する。
また、算出部１３ａは、情報取得部１４ｂによって取得された需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用契約容量と、情報取得部１４ｃによって取得された需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用契約種別と、情報取得部１４ｇによって取得された月別最小負荷電流を予測するための予測モデルとに基づいて、月別最小負荷電流を予測する。
また、算出部１３ａは、情報取得部１４ｄによって取得された需要家Ｃ１の太陽光発電装置ＰＶ１の発電電力受給契約容量と、情報取得部１４ｈによって取得された月別最大発電電流を予測するための予測モデルとに基づいて、月別最大発電電流を予測する。
図１および図３に示す例では、算出部１３ａが、情報取得部１４ｂによって取得された需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用契約容量と、情報取得部１４ｃによって取得された需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用契約種別と、情報取得部１４ｆによって取得された月別最大負荷電流を予測するための予測モデルとに基づいて、月別最大負荷電流を予測する。
また、算出部１３ａは、情報取得部１４ｂによって取得された需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用契約容量と、情報取得部１４ｃによって取得された需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用契約種別と、情報取得部１４ｇによって取得された月別最小負荷電流を予測するための予測モデルとに基づいて、月別最小負荷電流を予測する。
また、算出部１３ａは、情報取得部１４ｄによって取得された需要家Ｃ１の太陽光発電装置ＰＶ１の発電電力受給契約容量と、情報取得部１４ｈによって取得された月別最大発電電流を予測するための予測モデルとに基づいて、月別最大発電電流を予測する。
図１および図３に示す例では、算出部１３ｂが、情報取得部１４ｅによって取得された情報（詳細には、電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）と、式１とに基づいて、実績電流を算出する。
算出部１３ｃは、算出部１３ａにおける算出結果と、算出部１３ｂにおける算出結果とに基づいて、変圧器Ｔを流れる電流を算出する。
処理部１３は、変圧器Ｔの年間最大順潮流と年間最大逆潮流とを算出する。
算出部１３ｃは、算出部１３ａにおける算出結果と、算出部１３ｂにおける算出結果とに基づいて、変圧器Ｔを流れる電流を算出する。
処理部１３は、変圧器Ｔの年間最大順潮流と年間最大逆潮流とを算出する。
図５は、本実施形態の負荷管理装置１において実行される処理の一例を示すフローチャートである。詳細には、図５は、変圧器Ｔの年間最大順潮流と年間最大逆潮流とが処理部１３によってどのように算出されるかを説明するための図である。
図５に示す例では、ステップＳ１において、例えば、負荷管理装置１のユーザの指示に基づいて、負荷管理装置１が、管理対象の変圧器として、図１に示す変圧器Ｔを指定する。また、情報取得部１４ａは、情報データベース１５ａに記録されている設備に関する情報（例えば変圧器Ｔを含む低圧配電系統Ｓに関する情報）を取得する。
次いで、ステップＳ２では、負荷管理装置１は、電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって軽負荷期および重負荷期に計測された電力量（電気使用量、発電量）に関する情報があるか否かを判定する。ＹＥＳの場合には、ステップＳ３１に進み、ＮＯの場合には、ステップＳ３に進む。
ステップＳ３では、負荷管理装置１は、電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって軽負荷期および重負荷期を除く時期に計測された電力量（電気使用量、発電量）に関する情報があるか否かを判定する。ＹＥＳの場合には、ステップＳ２１に進み、ＮＯの場合には、ステップＳ１１に進む。
図５に示す例では、ステップＳ１において、例えば、負荷管理装置１のユーザの指示に基づいて、負荷管理装置１が、管理対象の変圧器として、図１に示す変圧器Ｔを指定する。また、情報取得部１４ａは、情報データベース１５ａに記録されている設備に関する情報（例えば変圧器Ｔを含む低圧配電系統Ｓに関する情報）を取得する。
次いで、ステップＳ２では、負荷管理装置１は、電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって軽負荷期および重負荷期に計測された電力量（電気使用量、発電量）に関する情報があるか否かを判定する。ＹＥＳの場合には、ステップＳ３１に進み、ＮＯの場合には、ステップＳ３に進む。
ステップＳ３では、負荷管理装置１は、電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって軽負荷期および重負荷期を除く時期に計測された電力量（電気使用量、発電量）に関する情報があるか否かを判定する。ＹＥＳの場合には、ステップＳ２１に進み、ＮＯの場合には、ステップＳ１１に進む。
ステップＳ１１では、情報取得部１４ｂが、情報データベース１５ｂに記録されている需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用契約容量に関する情報を取得する。また、情報取得部１４ｃは、情報データベース１５ｃに記録されている需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用契約種別に関する情報を取得する。
次いで、ステップＳ１２では、情報取得部１４ｄが、情報データベース１５ｄに記録されている需要家Ｃ１の太陽光発電装置ＰＶ１の発電電力受給契約容量に関する情報を取得する。
次いで、ステップＳ１３では、算出部１３ａが、需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用契約容量と、需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用契約種別と、月別最大負荷電流を予測するための予測モデルとに基づいて、月別最大負荷電流を予測する。
また、ステップＳ１３では、算出部１３ａが、需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用契約容量と、需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用契約種別と、月別最小負荷電流を予測するための予測モデルとに基づいて、月別最小負荷電流を予測する。
また、ステップＳ１３では、算出部１３ａが、需要家Ｃ１の太陽光発電装置ＰＶ１の発電電力受給契約容量と、月別最大発電電流を予測するための予測モデルとに基づいて、月別最大発電電流を予測する。
次いで、ステップＳ４に進む。
次いで、ステップＳ１２では、情報取得部１４ｄが、情報データベース１５ｄに記録されている需要家Ｃ１の太陽光発電装置ＰＶ１の発電電力受給契約容量に関する情報を取得する。
次いで、ステップＳ１３では、算出部１３ａが、需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用契約容量と、需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用契約種別と、月別最大負荷電流を予測するための予測モデルとに基づいて、月別最大負荷電流を予測する。
また、ステップＳ１３では、算出部１３ａが、需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用契約容量と、需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用契約種別と、月別最小負荷電流を予測するための予測モデルとに基づいて、月別最小負荷電流を予測する。
また、ステップＳ１３では、算出部１３ａが、需要家Ｃ１の太陽光発電装置ＰＶ１の発電電力受給契約容量と、月別最大発電電流を予測するための予測モデルとに基づいて、月別最大発電電流を予測する。
次いで、ステップＳ４に進む。
上述したステップＳ１１〜Ｓ１３は、新設時に実行される「Ｓｔｅｐ１」群を構成する。詳細には、ステップＳ１１〜Ｓ１３は、電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）の情報が１か月分未満である場合に、実行される。
ステップＳ２１では、情報取得部１４ｅが、情報データベース１５ｅに記録されている電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）に関する情報を時系列に沿って取得する。
また、ステップＳ２１では、算出部１３ｂが、情報取得部１４ｅによって取得された電力量（電気使用量、発電量）と、式１とに基づいて、実績電流を算出する。
上述したように、電力メータＳＭ１によって計測された電力量は、需要家Ｃ１の電気使用量と太陽光発電装置ＰＶ１の発電量との差分である。一方、月別最大負荷電流と月別最小負荷電流と月別最大発電電流とを予測し、変圧器Ｔの年間最大順潮流および年間最大逆潮流を高精度に算出するためには、需要家Ｃ１の電気使用量と太陽光発電装置ＰＶ１の発電量との差分を把握するだけでは不十分であり、需要家Ｃ１の電気使用量と、太陽光発電装置ＰＶ１の発電量とをそれぞれ把握する必要がある。
そこで、次いで、ステップＳ２２では、処理部１３が、余剰ＰＶ補正を行う。詳細には、算出部１３ａが、太陽光発電装置ＰＶ１の発電電力受給契約容量と理論発電量とに基づいて、太陽光発電装置ＰＶ１の発電量を算出し、月別最大発電電流を算出する。また、処理部１３は、電力メータＳＭ１によって計測された電力量（発電量と電気使用量との差分）と、理論発電量とに基づいて、需要家Ｃ１の電気使用量を算出し、月別最小負荷電流を補正する。
この例では、処理部１３が、電力メータＳＭ１によって計測された電力量（発電量と電気使用量との差分）と、理論発電量とに基づいて、月別最小負荷電流を補正し、月別最大負荷電流を補正しないが、他の例では、例えば、太陽光発電装置ＰＶ１による発電がおこなわれている時間帯に、月別最大負荷電流が発生する場合に、処理部１３が、電力メータＳＭ１によって計測された電力量（発電量と電気使用量との差分）と、理論発電量とに基づいて、月別最大負荷電流および月別最小負荷電流を補正してもよい。
需要家Ｃ１が、余剰電力買取用の電力メータＳＭ１ではなく、全量買取用の電力メータを備えている場合には、太陽光発電装置ＰＶ１の発電量が全量買取用の電力メータによって実測され、需要家Ｃ１の電気使用量が電気使用量計測用電力メータによって実測されるため、ステップＳ２２（余剰ＰＶ補正）は実行されない。
また、ステップＳ２１では、算出部１３ｂが、情報取得部１４ｅによって取得された電力量（電気使用量、発電量）と、式１とに基づいて、実績電流を算出する。
上述したように、電力メータＳＭ１によって計測された電力量は、需要家Ｃ１の電気使用量と太陽光発電装置ＰＶ１の発電量との差分である。一方、月別最大負荷電流と月別最小負荷電流と月別最大発電電流とを予測し、変圧器Ｔの年間最大順潮流および年間最大逆潮流を高精度に算出するためには、需要家Ｃ１の電気使用量と太陽光発電装置ＰＶ１の発電量との差分を把握するだけでは不十分であり、需要家Ｃ１の電気使用量と、太陽光発電装置ＰＶ１の発電量とをそれぞれ把握する必要がある。
そこで、次いで、ステップＳ２２では、処理部１３が、余剰ＰＶ補正を行う。詳細には、算出部１３ａが、太陽光発電装置ＰＶ１の発電電力受給契約容量と理論発電量とに基づいて、太陽光発電装置ＰＶ１の発電量を算出し、月別最大発電電流を算出する。また、処理部１３は、電力メータＳＭ１によって計測された電力量（発電量と電気使用量との差分）と、理論発電量とに基づいて、需要家Ｃ１の電気使用量を算出し、月別最小負荷電流を補正する。
この例では、処理部１３が、電力メータＳＭ１によって計測された電力量（発電量と電気使用量との差分）と、理論発電量とに基づいて、月別最小負荷電流を補正し、月別最大負荷電流を補正しないが、他の例では、例えば、太陽光発電装置ＰＶ１による発電がおこなわれている時間帯に、月別最大負荷電流が発生する場合に、処理部１３が、電力メータＳＭ１によって計測された電力量（発電量と電気使用量との差分）と、理論発電量とに基づいて、月別最大負荷電流および月別最小負荷電流を補正してもよい。
需要家Ｃ１が、余剰電力買取用の電力メータＳＭ１ではなく、全量買取用の電力メータを備えている場合には、太陽光発電装置ＰＶ１の発電量が全量買取用の電力メータによって実測され、需要家Ｃ１の電気使用量が電気使用量計測用電力メータによって実測されるため、ステップＳ２２（余剰ＰＶ補正）は実行されない。
次いで、ステップＳ２３では、情報取得部１４ｂが、情報データベース１５ｂに記録されている需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用契約容量に関する情報を取得する。また、情報取得部１４ｃは、情報データベース１５ｃに記録されている需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用契約種別に関する情報を取得する。
次いで、ステップＳ２４では、算出部１３ａが、電気使用契約容量と電気使用契約種別とに基づいて、重負荷期を除く時期から重負荷期への負荷電流増分値を算出する。負荷電流増分値とは、月別最大負荷電流を算出するために、ステップＳ２１において算出された実績電流に対して加算されるものである。
また、ステップＳ２４では、算出部１３ａが、電気使用契約容量と電気使用契約種別とに基づいて、軽負荷期を除く時期から軽負荷期への負荷電流減分値を算出する。負荷電流減分値とは、月別最小負荷電流を算出するために、ステップＳ２１において算出された実績電流から減算されるものである。
また、ステップＳ２４では、処理部１３が、ステップＳ２１において算出された実績電流に対して負荷電流増分値を加算することによって、月別最大負荷電流を算出する。また、処理部１３が、ステップＳ２１において算出された実績電流から負荷電流減分値を減算することによって、月別最小負荷電流を算出する。
次いで、ステップＳ４に進む。
次いで、ステップＳ２４では、算出部１３ａが、電気使用契約容量と電気使用契約種別とに基づいて、重負荷期を除く時期から重負荷期への負荷電流増分値を算出する。負荷電流増分値とは、月別最大負荷電流を算出するために、ステップＳ２１において算出された実績電流に対して加算されるものである。
また、ステップＳ２４では、算出部１３ａが、電気使用契約容量と電気使用契約種別とに基づいて、軽負荷期を除く時期から軽負荷期への負荷電流減分値を算出する。負荷電流減分値とは、月別最小負荷電流を算出するために、ステップＳ２１において算出された実績電流から減算されるものである。
また、ステップＳ２４では、処理部１３が、ステップＳ２１において算出された実績電流に対して負荷電流増分値を加算することによって、月別最大負荷電流を算出する。また、処理部１３が、ステップＳ２１において算出された実績電流から負荷電流減分値を減算することによって、月別最小負荷電流を算出する。
次いで、ステップＳ４に進む。
式４は、ステップＳ２４において月別最大負荷電流および月別最小負荷電流の予測に用いられる、Ｍ月の時刻ｔにおける変圧器Ｔの予測電流値ＹＭ （ｔ）を算出するための予測モデル式である。
式４において、ＹｍはＭ月よりも前のｍ月の実測電流値である。Ｘは電気使用契約容量である。ｂは偏回帰係数である。ｃはクラスタである。ｗは電気使用契約種別である。
また、式４の第１項の実測電流値Ｙｍは、ステップＳ２１において算出された実績電流に相当するものである。式４の第２項は、上述した負荷電流増分値および負荷電流減分値に相当するものである。
式４において、ＹｍはＭ月よりも前のｍ月の実測電流値である。Ｘは電気使用契約容量である。ｂは偏回帰係数である。ｃはクラスタである。ｗは電気使用契約種別である。
また、式４の第１項の実測電流値Ｙｍは、ステップＳ２１において算出された実績電流に相当するものである。式４の第２項は、上述した負荷電流増分値および負荷電流減分値に相当するものである。
上述したステップＳ２１〜Ｓ２４は、「Ｓｔｅｐ２」群を構成する。
詳細には、ステップＳ２１〜Ｓ２４は、重負荷期に電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）の情報が無く、重負荷期を除く時期に電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）の情報が１か月分以上ある場合に、実行される。
また、ステップＳ２１〜Ｓ２４は、軽負荷期に電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）の情報が無く、軽負荷期を除く時期に電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）の情報が１か月分以上ある場合に、実行される。
詳細には、ステップＳ２１〜Ｓ２４は、重負荷期に電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）の情報が無く、重負荷期を除く時期に電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）の情報が１か月分以上ある場合に、実行される。
また、ステップＳ２１〜Ｓ２４は、軽負荷期に電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）の情報が無く、軽負荷期を除く時期に電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）の情報が１か月分以上ある場合に、実行される。
ステップＳ３１では、ステップＳ２１と同様に、情報取得部１４ｅが、情報データベース１５ｅに記録されている電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）に関する情報を時系列に沿って取得する。
また、ステップＳ３１では、ステップＳ２１と同様に、算出部１３ｂが、情報取得部１４ｅによって取得された電力量（電気使用量、発電量）と、式１とに基づいて、実績電流を算出する。
次いで、ステップＳ３２では、ステップＳ２２と同様に、処理部１３が、余剰ＰＶ補正を行う。詳細には、算出部１３ａが、太陽光発電装置ＰＶ１の発電電力受給契約容量と理論発電量とに基づいて、太陽光発電装置ＰＶ１の発電量を算出し、月別最大発電電流を算出する。また、処理部１３は、電力メータＳＭ１によって計測された電力量（発電量と電気使用量との差分）と、理論発電量とに基づいて、需要家Ｃ１の電気使用量を算出し、月別最小負荷電流を補正する。
需要家Ｃ１が、余剰電力買取用の電力メータＳＭ１ではなく、全量買取用の電力メータを備えている場合には、ステップＳ３２が実行されない。
また、ステップＳ３１では、ステップＳ２１と同様に、算出部１３ｂが、情報取得部１４ｅによって取得された電力量（電気使用量、発電量）と、式１とに基づいて、実績電流を算出する。
次いで、ステップＳ３２では、ステップＳ２２と同様に、処理部１３が、余剰ＰＶ補正を行う。詳細には、算出部１３ａが、太陽光発電装置ＰＶ１の発電電力受給契約容量と理論発電量とに基づいて、太陽光発電装置ＰＶ１の発電量を算出し、月別最大発電電流を算出する。また、処理部１３は、電力メータＳＭ１によって計測された電力量（発電量と電気使用量との差分）と、理論発電量とに基づいて、需要家Ｃ１の電気使用量を算出し、月別最小負荷電流を補正する。
需要家Ｃ１が、余剰電力買取用の電力メータＳＭ１ではなく、全量買取用の電力メータを備えている場合には、ステップＳ３２が実行されない。
次いで、ステップＳ３３では、算出部１３ｂが、重負荷期（７月または８月）の実績電流を、月別最大負荷電流として抽出する。また、算出部１３ｂは、軽負荷期（４月または５月）の実績電流（余剰ＰＶ補正が行われた後のもの）を、月別最小負荷電流として抽出する。また、算出部１３ａは、軽負荷期（４月または５月）の太陽光発電装置ＰＶ１の発電量（太陽光発電装置ＰＶ１の発電電力受給契約容量と理論発電量とに基づいて算出されたもの）を、月別最大発電電流として抽出する。
次いで、ステップＳ４に進む。
次いで、ステップＳ４に進む。
上述したステップＳ３１〜Ｓ３３は、「Ｓｔｅｐ３」群を構成する。
詳細には、ステップＳ３１〜Ｓ３３は、重負荷期（７月または８月）に電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）の情報がある場合に、実行される。
また、ステップＳ３１〜Ｓ３３は、軽負荷期（４月または５月）に電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）の情報がある場合に、実行される。
詳細には、ステップＳ３１〜Ｓ３３は、重負荷期（７月または８月）に電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）の情報がある場合に、実行される。
また、ステップＳ３１〜Ｓ３３は、軽負荷期（４月または５月）に電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）の情報がある場合に、実行される。
ステップＳ４では、処理部１３が、変圧器Ｔの年間最大順潮流と年間最大逆潮流とを算出する。
次いで、ステップＳ５では、処理部１３が、変圧器Ｔを管理するための管理値を更新する。詳細には、処理部１３が、ステップＳ４において算出された最新の年間最大順潮流および年間最大逆潮流の大きい方を、変圧器Ｔの管理値（変圧器Ｔの選定基準値）に設定する。
次いで、ステップＳ５では、処理部１３が、変圧器Ｔを管理するための管理値を更新する。詳細には、処理部１３が、ステップＳ４において算出された最新の年間最大順潮流および年間最大逆潮流の大きい方を、変圧器Ｔの管理値（変圧器Ｔの選定基準値）に設定する。
＜具体例＞
次に、図１に示す電力メータ（スマートメータ）ＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４が、一例として２月１日に新設される場合に、図５に示す処理がどのように実行されるかについて具体的に説明する。
２月１日に電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４が新設されると、２月１日から２月末日までの間、負荷管理装置１は、ステップＳ２においてＮＯと判定すると共に、ステップＳ３においてＮＯと判定する。
ステップＳ１３では、算出部１３ａが、需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用契約容量と、需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用契約種別と、月別最大負荷電流を予測するための予測モデルとに基づいて、月別最大負荷電流を予測する。また、ステップＳ１３では、算出部１３ａが、需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用契約容量と、需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用契約種別と、月別最小負荷電流を予測するための予測モデルとに基づいて、月別最小負荷電流を予測する。また、ステップＳ１３では、算出部１３ａが、需要家Ｃ１の太陽光発電装置ＰＶ１の発電電力受給契約容量と、月別最大発電電流を予測するための予測モデルとに基づいて、月別最大発電電流を予測する。
ステップＳ４では、処理部１３が、ステップＳ１３において算出された月別最大負荷電流に基づいて、年間最大順潮流を算出する。また、ステップＳ４では、処理部１３が、ステップＳ１３において算出された月別最小負荷電流と月別最大発電電流とに基づいて、年間最大逆潮流を算出する。
ステップＳ５では、処理部１３が、ステップＳ４において算出された年間最大順潮流および年間最大逆潮流の大きい方を、変圧器Ｔの管理値（変圧器Ｔの選定基準値）に設定する。
次に、図１に示す電力メータ（スマートメータ）ＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４が、一例として２月１日に新設される場合に、図５に示す処理がどのように実行されるかについて具体的に説明する。
２月１日に電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４が新設されると、２月１日から２月末日までの間、負荷管理装置１は、ステップＳ２においてＮＯと判定すると共に、ステップＳ３においてＮＯと判定する。
ステップＳ１３では、算出部１３ａが、需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用契約容量と、需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用契約種別と、月別最大負荷電流を予測するための予測モデルとに基づいて、月別最大負荷電流を予測する。また、ステップＳ１３では、算出部１３ａが、需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用契約容量と、需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用契約種別と、月別最小負荷電流を予測するための予測モデルとに基づいて、月別最小負荷電流を予測する。また、ステップＳ１３では、算出部１３ａが、需要家Ｃ１の太陽光発電装置ＰＶ１の発電電力受給契約容量と、月別最大発電電流を予測するための予測モデルとに基づいて、月別最大発電電流を予測する。
ステップＳ４では、処理部１３が、ステップＳ１３において算出された月別最大負荷電流に基づいて、年間最大順潮流を算出する。また、ステップＳ４では、処理部１３が、ステップＳ１３において算出された月別最小負荷電流と月別最大発電電流とに基づいて、年間最大逆潮流を算出する。
ステップＳ５では、処理部１３が、ステップＳ４において算出された年間最大順潮流および年間最大逆潮流の大きい方を、変圧器Ｔの管理値（変圧器Ｔの選定基準値）に設定する。
３月１日の時点では、まだ、軽負荷期（４月または５月）に電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）に関する情報も、重負荷期（７月または８月）に電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）に関する情報も存在しない。そのため、負荷管理装置１は、ステップＳ２においてＮＯと判定する。
一方、３月１日の時点では、２月１日から２月末日までの間に電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）に関する１か月分の情報が存在する。そのため、負荷管理装置１は、ステップＳ３においてＹＥＳと判定する。
ステップＳ２１では、算出部１３ｂが、２月１日から２月末日までの間に電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）と、式１とに基づいて、実績電流を算出する。
上述したように、電力メータＳＭ１によって計測された電力量は、需要家Ｃ１の電気使用量と太陽光発電装置ＰＶ１の発電量との差分である。そのため、上述したように、処理部１３は、ステップＳ２２において、実績電流に対して余剰ＰＶ補正を行う。
２月分の実績電流は、重負荷期（７月または８月）の月別最大負荷電流より小さい。そのため、算出部１３ａは、ステップＳ２４において、電気使用契約容量と電気使用契約種別とに基づいて、２月分の実績電流から重負荷期（７月または８月）の月別最大負荷電流への負荷電流増分値を算出する。また、処理部１３は、ステップＳ２４において、２月分の実績電流に対して負荷電流増分値を加算することによって、月別最大負荷電流を算出する。
また、２月分の実績電流は、軽負荷期（４月または５月）の月別最小負荷電流より大きい。そのため、算出部１３ａは、ステップＳ２４において、電気使用契約容量と電気使用契約種別とに基づいて、２月分の実績電流（余剰ＰＶ補正が行われた後のもの）から軽負荷期（４月または５月）の月別最小負荷電流への負荷電流減分値を算出する。また、処理部１３は、ステップＳ２４において、２月分の実績電流（余剰ＰＶ補正が行われた後のもの）から負荷電流減分値を減算することによって、月別最小負荷電流を算出する。
ステップＳ４では、処理部１３が、ステップＳ２４において算出された月別最大負荷電流に基づいて、年間最大順潮流を算出する。また、ステップＳ４では、処理部１３が、ステップＳ２４において算出された月別最小負荷電流と、ステップＳ１３において算出された月別最大発電電流とに基づいて、年間最大逆潮流を算出する。
ステップＳ５では、処理部１３が、変圧器Ｔの管理値（変圧器Ｔの選定基準値）を、３月１日にステップＳ４において算出された年間最大順潮流および年間最大逆潮流の大きい方に更新する。
一方、３月１日の時点では、２月１日から２月末日までの間に電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）に関する１か月分の情報が存在する。そのため、負荷管理装置１は、ステップＳ３においてＹＥＳと判定する。
ステップＳ２１では、算出部１３ｂが、２月１日から２月末日までの間に電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）と、式１とに基づいて、実績電流を算出する。
上述したように、電力メータＳＭ１によって計測された電力量は、需要家Ｃ１の電気使用量と太陽光発電装置ＰＶ１の発電量との差分である。そのため、上述したように、処理部１３は、ステップＳ２２において、実績電流に対して余剰ＰＶ補正を行う。
２月分の実績電流は、重負荷期（７月または８月）の月別最大負荷電流より小さい。そのため、算出部１３ａは、ステップＳ２４において、電気使用契約容量と電気使用契約種別とに基づいて、２月分の実績電流から重負荷期（７月または８月）の月別最大負荷電流への負荷電流増分値を算出する。また、処理部１３は、ステップＳ２４において、２月分の実績電流に対して負荷電流増分値を加算することによって、月別最大負荷電流を算出する。
また、２月分の実績電流は、軽負荷期（４月または５月）の月別最小負荷電流より大きい。そのため、算出部１３ａは、ステップＳ２４において、電気使用契約容量と電気使用契約種別とに基づいて、２月分の実績電流（余剰ＰＶ補正が行われた後のもの）から軽負荷期（４月または５月）の月別最小負荷電流への負荷電流減分値を算出する。また、処理部１３は、ステップＳ２４において、２月分の実績電流（余剰ＰＶ補正が行われた後のもの）から負荷電流減分値を減算することによって、月別最小負荷電流を算出する。
ステップＳ４では、処理部１３が、ステップＳ２４において算出された月別最大負荷電流に基づいて、年間最大順潮流を算出する。また、ステップＳ４では、処理部１３が、ステップＳ２４において算出された月別最小負荷電流と、ステップＳ１３において算出された月別最大発電電流とに基づいて、年間最大逆潮流を算出する。
ステップＳ５では、処理部１３が、変圧器Ｔの管理値（変圧器Ｔの選定基準値）を、３月１日にステップＳ４において算出された年間最大順潮流および年間最大逆潮流の大きい方に更新する。
５月１日の時点では、軽負荷期（４月）に電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）に関する情報が存在する。そのため、負荷管理装置１は、年間最大逆潮流を算出するために、Ｓｔｅｐ３群（ステップＳ３１〜Ｓ３３）を実行する。
ステップＳ３１では、算出部１３ｂが、４月１日から４月末日までの間に電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）と、式１とに基づいて、実績電流を算出する。
上述したように、電力メータＳＭ１によって計測された電力量は、需要家Ｃ１の電気使用量と太陽光発電装置ＰＶ１の発電量との差分である。そのため、上述したように、処理部１３は、ステップＳ３２において、実績電流に対して余剰ＰＶ補正を行う。
ステップＳ３３では、算出部１３ｂが、軽負荷期（４月）の実績電流（余剰ＰＶ補正が行われた後のもの）を、月別最小負荷電流として抽出する。また、算出部１３ａは、軽負荷期（４月）の太陽光発電装置ＰＶ１の発電量（太陽光発電装置ＰＶ１の発電電力受給契約容量と理論発電量とに基づいて算出されたもの）を、月別最大発電電流として抽出する。
ステップＳ４では、処理部１３が、ステップＳ３３において算出された月別最小負荷電流と、ステップＳ３３において抽出された月別最大発電電流とに基づいて、年間最大逆潮流を算出する。
ステップＳ３１では、算出部１３ｂが、４月１日から４月末日までの間に電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）と、式１とに基づいて、実績電流を算出する。
上述したように、電力メータＳＭ１によって計測された電力量は、需要家Ｃ１の電気使用量と太陽光発電装置ＰＶ１の発電量との差分である。そのため、上述したように、処理部１３は、ステップＳ３２において、実績電流に対して余剰ＰＶ補正を行う。
ステップＳ３３では、算出部１３ｂが、軽負荷期（４月）の実績電流（余剰ＰＶ補正が行われた後のもの）を、月別最小負荷電流として抽出する。また、算出部１３ａは、軽負荷期（４月）の太陽光発電装置ＰＶ１の発電量（太陽光発電装置ＰＶ１の発電電力受給契約容量と理論発電量とに基づいて算出されたもの）を、月別最大発電電流として抽出する。
ステップＳ４では、処理部１３が、ステップＳ３３において算出された月別最小負荷電流と、ステップＳ３３において抽出された月別最大発電電流とに基づいて、年間最大逆潮流を算出する。
一方、５月１日の時点では、まだ、重負荷期（７月または８月）に電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）に関する情報が存在しない。そのため、負荷管理装置１は、年間最大順潮流を算出するために、Ｓｔｅｐ２群（ステップＳ２１〜Ｓ２４）を実行する。
ステップＳ２１では、算出部１３ｂが、４月１日から４月末日までの間に電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）と、式１とに基づいて、実績電流を算出する。
４月分の実績電流は、重負荷期（７月または８月）の月別最大負荷電流より小さい。そのため、算出部１３ａは、ステップＳ２４において、電気使用契約容量と電気使用契約種別とに基づいて、４月分の実績電流から重負荷期（７月または８月）の月別最大負荷電流への負荷電流増分値を算出する。また、処理部１３は、ステップＳ２４において、４月分の実績電流に対して負荷電流増分値を加算することによって、月別最大負荷電流を算出する。
５月１日の時点で予測された月別最大負荷電流（４月分の実績電流に対して負荷電流増分値を加算することによって算出された月別最大負荷電流）は、３月１日の時点で予測された月別最大負荷電流（２月分の実績電流に対して負荷電流増分値を加算することによって算出された月別最大負荷電流）よりも、高精度である。
ステップＳ４では、処理部１３が、ステップＳ２４において算出された月別最大負荷電流に基づいて、年間最大順潮流を算出する。
ステップＳ５では、処理部１３が、変圧器Ｔの管理値（変圧器Ｔの選定基準値）を、５月１日にステップＳ４において算出された年間最大順潮流および年間最大逆潮流の大きい方に更新する。
ステップＳ２１では、算出部１３ｂが、４月１日から４月末日までの間に電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）と、式１とに基づいて、実績電流を算出する。
４月分の実績電流は、重負荷期（７月または８月）の月別最大負荷電流より小さい。そのため、算出部１３ａは、ステップＳ２４において、電気使用契約容量と電気使用契約種別とに基づいて、４月分の実績電流から重負荷期（７月または８月）の月別最大負荷電流への負荷電流増分値を算出する。また、処理部１３は、ステップＳ２４において、４月分の実績電流に対して負荷電流増分値を加算することによって、月別最大負荷電流を算出する。
５月１日の時点で予測された月別最大負荷電流（４月分の実績電流に対して負荷電流増分値を加算することによって算出された月別最大負荷電流）は、３月１日の時点で予測された月別最大負荷電流（２月分の実績電流に対して負荷電流増分値を加算することによって算出された月別最大負荷電流）よりも、高精度である。
ステップＳ４では、処理部１３が、ステップＳ２４において算出された月別最大負荷電流に基づいて、年間最大順潮流を算出する。
ステップＳ５では、処理部１３が、変圧器Ｔの管理値（変圧器Ｔの選定基準値）を、５月１日にステップＳ４において算出された年間最大順潮流および年間最大逆潮流の大きい方に更新する。
８月１日の時点では、重負荷期（７月または８月）に電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）に関する情報が存在する。そのため、負荷管理装置１は、年間最大順潮流を算出するために、Ｓｔｅｐ３群（ステップＳ３１〜Ｓ３３）を実行する。
ステップＳ３１では、算出部１３ｂが、７月１日から７月末日までの間に電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）と、式１とに基づいて、実績電流を算出する。
ステップＳ３３では、算出部１３ｂが、重負荷期（７月）の実績電流を月別最大負荷電流として抽出する。
ステップＳ４では、処理部１３が、ステップＳ３３において算出された月別最大負荷電流に基づいて、年間最大順潮流を算出する。
ステップＳ３１では、算出部１３ｂが、７月１日から７月末日までの間に電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）と、式１とに基づいて、実績電流を算出する。
ステップＳ３３では、算出部１３ｂが、重負荷期（７月）の実績電流を月別最大負荷電流として抽出する。
ステップＳ４では、処理部１３が、ステップＳ３３において算出された月別最大負荷電流に基づいて、年間最大順潮流を算出する。
８月１日の時点では、軽負荷期（４月または５月）に電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）に関する情報が存在する。そのため、負荷管理装置１は、年間最大逆潮流を算出するために、Ｓｔｅｐ３群（ステップＳ３１〜Ｓ３３）を実行する。
ステップＳ３１では、算出部１３ｂが、４月１日から４月末日までの間、または、５月１日から５月末日までの間に電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）と、式１とに基づいて、実績電流を算出する。
上述したように、電力メータＳＭ１によって計測された電力量は、需要家Ｃ１の電気使用量と太陽光発電装置ＰＶ１の発電量との差分である。そのため、上述したように、処理部１３は、ステップＳ３２において、実績電流に対して余剰ＰＶ補正を行う。
ステップＳ３３では、算出部１３ｂが、軽負荷期（４月または５月）の実績電流（余剰ＰＶ補正が行われた後のもの）を、月別最小負荷電流として抽出する。また、算出部１３ａは、軽負荷期（４月または５月）の太陽光発電装置ＰＶ１の発電量（太陽光発電装置ＰＶ１の発電電力受給契約容量と理論発電量とに基づいて算出されたもの）を、月別最大発電電流として抽出する。
ステップＳ４では、処理部１３が、ステップＳ３３において抽出された月別最小負荷電流と、ステップＳ３３において抽出された月別最大発電電流とに基づいて、年間最大逆潮流を算出する。
ステップＳ５では、処理部１３が、変圧器Ｔの管理値（変圧器Ｔの選定基準値）を、８月１日にステップＳ４において算出された年間最大順潮流および年間最大逆潮流の大きい方に更新する。
ステップＳ３１では、算出部１３ｂが、４月１日から４月末日までの間、または、５月１日から５月末日までの間に電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）と、式１とに基づいて、実績電流を算出する。
上述したように、電力メータＳＭ１によって計測された電力量は、需要家Ｃ１の電気使用量と太陽光発電装置ＰＶ１の発電量との差分である。そのため、上述したように、処理部１３は、ステップＳ３２において、実績電流に対して余剰ＰＶ補正を行う。
ステップＳ３３では、算出部１３ｂが、軽負荷期（４月または５月）の実績電流（余剰ＰＶ補正が行われた後のもの）を、月別最小負荷電流として抽出する。また、算出部１３ａは、軽負荷期（４月または５月）の太陽光発電装置ＰＶ１の発電量（太陽光発電装置ＰＶ１の発電電力受給契約容量と理論発電量とに基づいて算出されたもの）を、月別最大発電電流として抽出する。
ステップＳ４では、処理部１３が、ステップＳ３３において抽出された月別最小負荷電流と、ステップＳ３３において抽出された月別最大発電電流とに基づいて、年間最大逆潮流を算出する。
ステップＳ５では、処理部１３が、変圧器Ｔの管理値（変圧器Ｔの選定基準値）を、８月１日にステップＳ４において算出された年間最大順潮流および年間最大逆潮流の大きい方に更新する。
詳細には、８月１日の時点では、ステップＳ３１において、低圧配電系統Ｓに含まれる全需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電力メータ（スマートメータ）ＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）の３０分毎の積算値が、時系列毎に取得されて合算される。また、７月分の各時間断面毎の最大値が、４８点分抽出され、最大ロードカーブ（重負荷期のロードカーブ）が得られる。更に、９月１日の時点で、７月および８月の最大ロードカーブから最大値１点（変圧器Ｔの年間最大負荷電流）を得ることによって、変圧器Ｔの年間最大順潮流を算出することができる。負荷管理装置１のユーザは、負荷管理装置１の出力部１２から出力される変圧器Ｔの年間最大順潮流および年間最大逆潮流に基づき、それらを満足する適切な容量の変圧器Ｔを選定することができる。
換言すれば、本実施形態の負荷管理装置１では、図５のＳｔｅｐ３群（ステップＳ３１〜Ｓ３３）のみならず、Ｓｔｅｐ２群（ステップＳ２１〜Ｓ２４）においても、電力メータ（スマートメータ）ＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）の３０分毎の積算値が活用され、変圧器Ｔの年間最大順潮流および年間最大逆潮流が算出される。そのため、電力メータ（スマートメータ）ＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）の３０分毎の積算値がＳｔｅｐ２群（ステップＳ２１〜Ｓ２４）において活用されない場合よりも、変圧器Ｔの年間最大順潮流および年間最大逆潮流を高精度に算出することができる。その結果、電力メータ（スマートメータ）ＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）の３０分毎の積算値がＳｔｅｐ２群（ステップＳ２１〜Ｓ２４）において活用されない場合よりも、変圧器Ｔの容量を適切に選定することができる。
仮に、変圧器Ｔの容量を選定するために、電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）の３０分毎の積算値が用いられず、需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用契約容量、電気使用契約種別、太陽光発電装置ＰＶ１の発電電力受給契約容量のみが用いられる場合には、低圧配電系統Ｓの地域性や需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の需要状態が考慮されることなく、変圧器Ｔの容量が選定されてしまう。一方、本実施形態の負荷管理装置１では、電力メータ（スマートメータ）ＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）の３０分毎の積算値が用いられるため、低圧配電系統Ｓの地域性および需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の需要状態を反映させて、変圧器Ｔの容量を選定することができる。
仮に、変圧器Ｔの容量を選定するために、電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）の３０分毎の積算値が用いられず、需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の電気使用契約容量、電気使用契約種別、太陽光発電装置ＰＶ１の発電電力受給契約容量のみが用いられる場合には、低圧配電系統Ｓの地域性や需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の需要状態が考慮されることなく、変圧器Ｔの容量が選定されてしまう。一方、本実施形態の負荷管理装置１では、電力メータ（スマートメータ）ＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）の３０分毎の積算値が用いられるため、低圧配電系統Ｓの地域性および需要家Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４の需要状態を反映させて、変圧器Ｔの容量を選定することができる。
本実施形態の負荷管理装置１の上述した具体例では、３月１日以降に、電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）の３０分毎の積算値が用いられる。そのため、例えば変圧器Ｔの工事の実施時に、電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）の３０分毎の積算値が用いられない場合よりも、工事用変圧器Ｔの容量を適切に選定することができる。
具体的には、電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）の３０分毎の積算値に基づいて得られた各月の最大ロードカーブから、バンキング可能な時期および時間帯が抽出される。
年間を通してバンキング不可能な場合には、工事時期の最大ロードカーブから工事時間帯（午前中または午後、あるいは数日）に合った適正な工事用変圧器Ｔの容量を選定することができる。
具体的には、電力メータＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）の３０分毎の積算値に基づいて得られた各月の最大ロードカーブから、バンキング可能な時期および時間帯が抽出される。
年間を通してバンキング不可能な場合には、工事時期の最大ロードカーブから工事時間帯（午前中または午後、あるいは数日）に合った適正な工事用変圧器Ｔの容量を選定することができる。
上述したように、逆潮流を把握するためには、太陽光発電装置ＰＶ１の最大発電電流と、需要家Ｃ１の最小負荷電流との差分を算出する必要がある。
需要家Ｃ１が、需要家Ｃ１の電気使用量を計測する電力メータ（図示せず）と、太陽光発電装置ＰＶ１の発電量を計測する全量買取用の電力メータ（図示せず）とを別個に備えている場合には、全量買取用の電力メータによって計測された太陽光発電装置ＰＶ１の発電量に基づいて、太陽光発電装置ＰＶ１の最大発電電流が算出される。
一方、上述した例のように、需要家Ｃ１が余剰電力買取用の電力メータＳＭ１を備えている場合には、余剰ＰＶ補正が行われる。詳細には、月別最大発電電流が、発電電力受給契約容量と理論発電量とに基づいて算出される。また、電力メータＳＭ１によって計測された電力量（発電量と電気使用量との差分）と、理論発電量とに基づいて、需要家Ｃ１の月別最小負荷電流が補正される。
余剰電力買取用の電力メータのみが低圧配電系統Ｓに含まれる場合には、低圧配電系統Ｓの変圧器Ｔの最大逆潮流は、発電電力受給契約容量と理論発電量とに基づいて算出された低圧配電系統Ｓの全体の発電電流と、余剰ＰＶ補正が行われた後の低圧配電系統Ｓの全体の負荷電流との差分になる。
一方、全量買取用の電力メータのみが低圧配電系統Ｓに含まれる場合には、低圧配電系統Ｓの変圧器Ｔの最大逆潮流は、全量買取用の電力メータによって計測された低圧配電系統Ｓの全体の発電電流と、電気使用量計測用の電力メータによって計測された低圧配電系統Ｓの全体の負荷電流との差分になる。
余剰電力買取用の電力メータと全量買取用の電力メータとが低圧配電系統Ｓに混在する場合には、低圧配電系統Ｓの変圧器Ｔの最大逆潮流は、発電電力受給契約容量と理論発電量とに基づいて算出された発電電流と、余剰ＰＶ補正が行われた後の負荷電流との差分に、全量買取用の電力メータによって計測された発電電流と、電気使用量計測用の電力メータによって計測された負荷電流との差分を加えたものになる。
需要家Ｃ１が、需要家Ｃ１の電気使用量を計測する電力メータ（図示せず）と、太陽光発電装置ＰＶ１の発電量を計測する全量買取用の電力メータ（図示せず）とを別個に備えている場合には、全量買取用の電力メータによって計測された太陽光発電装置ＰＶ１の発電量に基づいて、太陽光発電装置ＰＶ１の最大発電電流が算出される。
一方、上述した例のように、需要家Ｃ１が余剰電力買取用の電力メータＳＭ１を備えている場合には、余剰ＰＶ補正が行われる。詳細には、月別最大発電電流が、発電電力受給契約容量と理論発電量とに基づいて算出される。また、電力メータＳＭ１によって計測された電力量（発電量と電気使用量との差分）と、理論発電量とに基づいて、需要家Ｃ１の月別最小負荷電流が補正される。
余剰電力買取用の電力メータのみが低圧配電系統Ｓに含まれる場合には、低圧配電系統Ｓの変圧器Ｔの最大逆潮流は、発電電力受給契約容量と理論発電量とに基づいて算出された低圧配電系統Ｓの全体の発電電流と、余剰ＰＶ補正が行われた後の低圧配電系統Ｓの全体の負荷電流との差分になる。
一方、全量買取用の電力メータのみが低圧配電系統Ｓに含まれる場合には、低圧配電系統Ｓの変圧器Ｔの最大逆潮流は、全量買取用の電力メータによって計測された低圧配電系統Ｓの全体の発電電流と、電気使用量計測用の電力メータによって計測された低圧配電系統Ｓの全体の負荷電流との差分になる。
余剰電力買取用の電力メータと全量買取用の電力メータとが低圧配電系統Ｓに混在する場合には、低圧配電系統Ｓの変圧器Ｔの最大逆潮流は、発電電力受給契約容量と理論発電量とに基づいて算出された発電電流と、余剰ＰＶ補正が行われた後の負荷電流との差分に、全量買取用の電力メータによって計測された発電電流と、電気使用量計測用の電力メータによって計測された負荷電流との差分を加えたものになる。
上述したように、本実施形態の負荷管理装置１によれば、電力メータ（スマートメータ）ＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４によって計測された電力量（電気使用量、発電量）の３０分毎の積算値を活用することによって、過去の負荷実績値から低圧配電系統毎に適切な変圧器の容量を選定することが可能となる。また、上記の３０分毎の積算値を負荷管理に活用することによって、過去の季節別・時間帯別の負荷電流を把握できるため、工事実施の季節や時間帯に応じて変圧器の容量を適切に選定することが可能となる。
また、本実施形態の負荷管理装置１では、余剰電力買取用の電力メータＳＭ１が用いられる場合であっても、余剰ＰＶ補正を行うことによって、月別最小負荷電流が高精度に算出されると共に、月別最大発電電流が、理論発電量に基づいて算出される。そのため、適切な逆潮流管理が可能となる。
また、本実施形態の負荷管理装置１では、余剰電力買取用の電力メータＳＭ１が用いられる場合であっても、余剰ＰＶ補正を行うことによって、月別最小負荷電流が高精度に算出されると共に、月別最大発電電流が、理論発電量に基づいて算出される。そのため、適切な逆潮流管理が可能となる。
＜適用例＞
図６は、本実施形態の負荷管理装置１の適用例を示す図である。
図６に示す例では、負荷管理装置１が、基地局に設置される。負荷管理装置１は、負荷管理に必要なデータを関係システムから収集して整形し、電流値の予測値や実績値を算出して管理する。負荷管理に必要なデータとは、低圧配電系統の構成や需要家・太陽光発電装置の情報に関するデータと電力メータ（スマートメータ）の計測値データである。低圧配電系統の構成や需要家・太陽光発電装置の情報は、配電設備管理システム２１から収集する。低圧配電系統の構成に関するデータとは、変圧器から需要家や太陽光発電装置までを接続する電線の長さ、種類、インピーダンスといった低圧配電系統を構成する設備の諸元データである。需要家の情報とは、各需要家の電気使用契約容量や電気使用契約種別である。太陽光発電装置の情報とは、低圧配電系統に接続された太陽光発電装置の定格容量やＰＣＳの容量である。配電設備管理システム２１は、これらのデータを変圧器単位に保持している。
電力メータの計測値データは、ＭＤＭＳ（Ｍｅｔｅｒ Ｄａｔａ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）２２から収集する。電力メータの計測値はビックデータとなるため、効率的に収集するために、収集の単位やタイミングについて検討が必要である。
負荷管理装置１は、上述した式１、式２、式３、式４を保持しており、ユーザーからのリクエストに応じて、その時点の管理ステップ（Ｓｔｅｐ１群、Ｓｔｅｐ２群、Ｓｔｅｐ３群）に対する予測値や実績値を算出し、ユーザインターフェース（ＵＩＦ）２３ａ、２３ｂへ出力する。予測値についてはリアルタイム処理で算出し、実績値については最新管理値をテーブルで保持しておく。実績値管理（Ｓｔｅｐ２群、Ｓｔｅｐ３群）では、過負荷の懸念が生じた場合に注意喚起を出力する。また、すでに供給済みの負荷管理だけでなく、新たに供給する需要家を追加した場合の負荷シミュレーション機能も有する。以上の構成により、負荷管理装置１のユーザーは、現在の最新管理値を把握できるようになる。
図６は、本実施形態の負荷管理装置１の適用例を示す図である。
図６に示す例では、負荷管理装置１が、基地局に設置される。負荷管理装置１は、負荷管理に必要なデータを関係システムから収集して整形し、電流値の予測値や実績値を算出して管理する。負荷管理に必要なデータとは、低圧配電系統の構成や需要家・太陽光発電装置の情報に関するデータと電力メータ（スマートメータ）の計測値データである。低圧配電系統の構成や需要家・太陽光発電装置の情報は、配電設備管理システム２１から収集する。低圧配電系統の構成に関するデータとは、変圧器から需要家や太陽光発電装置までを接続する電線の長さ、種類、インピーダンスといった低圧配電系統を構成する設備の諸元データである。需要家の情報とは、各需要家の電気使用契約容量や電気使用契約種別である。太陽光発電装置の情報とは、低圧配電系統に接続された太陽光発電装置の定格容量やＰＣＳの容量である。配電設備管理システム２１は、これらのデータを変圧器単位に保持している。
電力メータの計測値データは、ＭＤＭＳ（Ｍｅｔｅｒ Ｄａｔａ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）２２から収集する。電力メータの計測値はビックデータとなるため、効率的に収集するために、収集の単位やタイミングについて検討が必要である。
負荷管理装置１は、上述した式１、式２、式３、式４を保持しており、ユーザーからのリクエストに応じて、その時点の管理ステップ（Ｓｔｅｐ１群、Ｓｔｅｐ２群、Ｓｔｅｐ３群）に対する予測値や実績値を算出し、ユーザインターフェース（ＵＩＦ）２３ａ、２３ｂへ出力する。予測値についてはリアルタイム処理で算出し、実績値については最新管理値をテーブルで保持しておく。実績値管理（Ｓｔｅｐ２群、Ｓｔｅｐ３群）では、過負荷の懸念が生じた場合に注意喚起を出力する。また、すでに供給済みの負荷管理だけでなく、新たに供給する需要家を追加した場合の負荷シミュレーション機能も有する。以上の構成により、負荷管理装置１のユーザーは、現在の最新管理値を把握できるようになる。
以上、本発明の実施形態を、図面を参照して詳述してきたが、具体的な構成はこの実施形態に限られるものではなく、本発明の趣旨を逸脱しない範囲で適宜変更を加えることができる。上述した各実施形態に記載の構成を組み合わせてもよい。
１…負荷管理装置、１１…入力部、１２…出力部、１３…処理部、１３ａ、１３ｂ、１３ｃ…算出部、１４ａ、１４ｂ、１４ｃ、１４ｄ、１４ｅ、１４ｆ、１４ｇ、１４ｈ…情報取得部、１５…情報記録部、１５ａ、１５ｂ、１５ｃ、１５ｄ、１５ｅ、１５ｆ、１５ｇ、１５ｈ…情報データベース、２１…配電設備管理システム、２２…ＭＤＭＳ、２３ａ、２３ｂ…ユーザインターフェース、Ｔ…変圧器、Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４…需要家、Ｐ１、Ｐ２、Ｐ３…電柱、Ｌ１２、Ｌ２３、Ｌ１ａ、Ｌ２ａ、Ｌ２ｂ、Ｌ３ａ…低圧電線、ＰＶ１…太陽光発電装置、ＳＭ１、ＳＭ２、ＳＭ３、ＳＭ４…電力メータ、Ｓ…低圧配電系統
Claims (4)
- 変圧器に接続され、かつ、太陽光発電装置を有する需要家の電気使用契約容量の情報を取得する第１情報取得部と、
前記需要家の電気使用契約種別の情報を取得する第２情報取得部と、
前記需要家の前記太陽光発電装置の発電電力受給契約容量の情報を取得する第３情報取得部と、
前記需要家に備えられた通信機能を有する電力メータによって計測された電力量である電力メータ計測電力量の情報を取得する第４情報取得部と、
前記電気使用契約容量と前記電気使用契約種別と前記発電電力受給契約容量とに基づいて、月別最大負荷電流と月別最小負荷電流と月別最大発電電流とを算出する第１算出部と、
前記電力メータ計測電力量に基づいて、実績電流を算出する第２算出部と、
前記変圧器の年間最大順潮流と年間最大逆潮流とを算出する処理部とを備え、
重負荷期の前記電力メータ計測電力量の情報が無く、前記重負荷期を除く時期の前記電力メータ計測電力量の情報がある場合に、
前記第１算出部は、前記電気使用契約容量と前記電気使用契約種別とに基づいて、前記重負荷期を除く時期から前記重負荷期への負荷電流増分値を算出し、
前記処理部は、前記第２算出部によって算出された前記重負荷期を除く時期の前記実績電流と、前記第１算出部によって算出された前記負荷電流増分値とに基づいて、前記年間最大順潮流を算出し、
軽負荷期の前記電力メータ計測電力量の情報が無く、前記軽負荷期を除く時期の前記電力メータ計測電力量の情報がある場合に、
前記第１算出部は、前記電気使用契約容量と前記電気使用契約種別とに基づいて、前記軽負荷期を除く時期から前記軽負荷期への負荷電流減分値を算出し、
前記処理部は、前記第２算出部によって算出された前記軽負荷期を除く時期の前記実績電流と、前記第１算出部によって算出された前記負荷電流減分値とに基づいて、前記年間最大逆潮流を算出する、
負荷管理装置。 - 前記第４情報取得部によって取得された前記電力メータ計測電力量の情報が１か月分未満である場合に、
前記第１算出部は、前記電気使用契約容量と前記電気使用契約種別と前記発電電力受給契約容量とに基づいて、前記月別最大負荷電流と前記月別最小負荷電流と前記月別最大発電電流とを算出し、
前記処理部は、前記第１算出部によって算出された前記月別最大負荷電流に基づいて、前記年間最大順潮流を算出し、
前記処理部は、前記第１算出部によって算出された前記月別最小負荷電流と前記月別最大発電電流とに基づいて、前記年間最大逆潮流を算出し、
前記重負荷期の前記電力メータ計測電力量の情報がある場合に、
前記第２算出部は、前記重負荷期の前記実績電流を、前記月別最大負荷電流として抽出し、
前記処理部は、前記第２算出部によって抽出された前記月別最大負荷電流に基づいて、前記年間最大順潮流を算出し、
前記軽負荷期の前記電力メータ計測電力量の情報がある場合に、
前記第２算出部は、前記軽負荷期の前記実績電流を、前記月別最小負荷電流として抽出し、
前記処理部は、前記第２算出部によって抽出された前記月別最小負荷電流と、前記月別最大発電電流とに基づいて、前記年間最大逆潮流を算出する、
請求項１に記載の負荷管理装置。 - 前記電力メータが余剰電力買取用の電力メータである場合、
前記第１算出部は、前記発電電力受給契約容量と理論発電量とに基づいて前記月別最大発電電流を算出し、
前記処理部は、前記余剰電力買取用の電力メータによって計測された前記電力メータ計測電力量と、前記理論発電量とに基づいて、前記月別最小負荷電流を補正する、
請求項１または請求項２に記載の負荷管理装置。 - 変圧器に接続され、かつ、太陽光発電装置を有する需要家の電気使用契約容量の情報を取得するステップと、
前記需要家の電気使用契約種別の情報を取得するステップと、
前記需要家の前記太陽光発電装置の発電電力受給契約容量の情報を取得するステップと、
前記需要家に備えられた通信機能を有する電力メータによって計測された電力量である電力メータ計測電力量の情報を取得するステップと、
前記電気使用契約容量と前記電気使用契約種別と前記発電電力受給契約容量とに基づいて、月別最大負荷電流と月別最小負荷電流と月別最大発電電流とを算出するステップと、
前記電力メータ計測電力量に基づいて、実績電流を算出するステップと、
前記変圧器の年間最大順潮流と年間最大逆潮流とを算出するステップとを含み、
重負荷期の前記電力メータ計測電力量の情報が無く、前記重負荷期を除く時期の前記電力メータ計測電力量の情報がある場合に、
前記電気使用契約容量と前記電気使用契約種別とに基づいて、前記重負荷期を除く時期から前記重負荷期への負荷電流増分値を算出し、
前記重負荷期を除く時期の前記実績電流と、前記負荷電流増分値とに基づいて、前記年間最大順潮流を算出し、
軽負荷期の前記電力メータ計測電力量の情報が無く、前記軽負荷期を除く時期の前記電力メータ計測電力量の情報がある場合に、
前記電気使用契約容量と前記電気使用契約種別とに基づいて、前記軽負荷期を除く時期から前記軽負荷期への負荷電流減分値を算出し、
前記軽負荷期を除く時期の前記実績電流と、前記負荷電流減分値とに基づいて、前記年間最大逆潮流を算出する、
負荷管理方法。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
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| JP2017057200A JP2018160990A (ja) | 2017-03-23 | 2017-03-23 | 負荷管理装置および方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
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| JP2017057200A JP2018160990A (ja) | 2017-03-23 | 2017-03-23 | 負荷管理装置および方法 |
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| JP2018160990A true JP2018160990A (ja) | 2018-10-11 |
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ID=63796860
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Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110110918A (zh) * | 2019-04-30 | 2019-08-09 | 旻投电力发展有限公司 | 一种基于机器学习的光伏年发电量计算方法 |
| CN110764938A (zh) * | 2019-10-29 | 2020-02-07 | 广东电网有限责任公司 | 一种互感器设备可靠性预测方法、装置及存储介质 |
| JP2020141478A (ja) * | 2019-02-28 | 2020-09-03 | 東京電力ホールディングス株式会社 | 情報処理装置、情報処理方法およびプログラム |
-
2017
- 2017-03-23 JP JP2017057200A patent/JP2018160990A/ja active Pending
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2020141478A (ja) * | 2019-02-28 | 2020-09-03 | 東京電力ホールディングス株式会社 | 情報処理装置、情報処理方法およびプログラム |
| CN110110918A (zh) * | 2019-04-30 | 2019-08-09 | 旻投电力发展有限公司 | 一种基于机器学习的光伏年发电量计算方法 |
| CN110110918B (zh) * | 2019-04-30 | 2023-04-28 | 旻投电力发展有限公司 | 一种基于机器学习的光伏年发电量计算方法 |
| CN110764938A (zh) * | 2019-10-29 | 2020-02-07 | 广东电网有限责任公司 | 一种互感器设备可靠性预测方法、装置及存储介质 |
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