JP2019161858A - Distribution network monitoring system - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、配電網の異常を検出する配電網モニタリングシステムに関する。 The present invention relates to a distribution network monitoring system for detecting an abnormality in a distribution network.
近年、配電系統に連係する電力需要家に通信機能つきの検針装置が設置され、検針装置から検針情報を受信して配電設備を管理するシステムが提案されている(例えば、特許文献1参照。)。
このような配電設備管理システムでは、上記検針装置と、トランスハウスの横に設けられたDTメータ部によって電力線の計測が行われていた。
In recent years, a meter reading device with a communication function has been installed in a power consumer linked to a power distribution system, and a system for receiving meter reading information from the meter reading device and managing power distribution equipment has been proposed (for example, see Patent Document 1).
In such a distribution facility management system, power lines are measured by the meter reading device and a DT meter unit provided beside the transformer house.
しかしながら、電力の発電計画を立てるためには、正確な電気の使用量が必要となるが、配電網上では計測ができないため、正確な電気の使用量を求めることが困難であった。
本発明の課題は、精度良く電気使用量に関する情報を検出することが可能な配電網モニタリングシステムを提供することにある。
However, in order to make a power generation plan, it is necessary to use an accurate amount of electricity. However, since it cannot be measured on the distribution network, it is difficult to obtain an accurate amount of electricity.
The subject of this invention is providing the distribution network monitoring system which can detect the information regarding the amount of electricity used accurately.
第1の発明にかかる配電網モニタリングシステムは、測定器と、受信部と、補正部とを、有する。測定器は、測定部と、送信部と、カウンタ部と、を有する。測定部は、配電網に設けられた電力線の複数の所定位置に設置され、各々の所定位置において電力線を流れる電流を利用して電力線の電気的測定を行う。送信部は、測定部による測定結果を送信する。カウンタ部は、送信部による送信回数をカウントする。受信部は、送信されたカウンタ値を受信する。補正部は、受信部によって測定結果が受信されなかった未受信のタイミングが存在する場合、カウンタ値に基づいて測定結果について補正を行う。 The power distribution network monitoring system according to the first invention includes a measuring device, a receiving unit, and a correcting unit. The measuring instrument has a measurement unit, a transmission unit, and a counter unit. The measurement unit is installed at a plurality of predetermined positions of the power line provided in the distribution network, and performs electrical measurement of the power line using current flowing through the power line at each predetermined position. A transmission part transmits the measurement result by a measurement part. The counter unit counts the number of transmissions by the transmission unit. The receiving unit receives the transmitted counter value. The correction unit corrects the measurement result based on the counter value when there is an unreceived timing at which the measurement result is not received by the reception unit.
このようにカウンタ値を利用することによって、所定のタイミングにおいて測定結果を受信部が受信できない場合に、補正を行うか否かを判定することができる。
例えば、測定器から測定結果とともにカウンタ値を送信するため、測定結果を受信できなかった未受信のタイミングの前のカウンタ値と、測定結果を受信できなかったタイミングの後のカウンタ値の比較が行われる。そして、未受信のタイミングの前のカウンタ値から後のカウンタ値まで測定結果が受信できなかった回数分を含めて、測定回数カウンタ値が変化している場合には、測定器において測定はできており、受信が出来なかっただけであるため、測定結果は正確であると判定することができる。また、未受信のタイミングの前のカウンタ値から後のカウンタ値まで測定結果が受信できなかった回数分を含めて、測定回数カウンタ値が繰り上がっていない場合には、測定器が送信を行えていないため、測定器による測定結果が正確でないと判定し、測定結果に対して補正が行われる。
By using the counter value in this way, it is possible to determine whether or not to perform correction when the reception unit cannot receive the measurement result at a predetermined timing.
For example, since the counter value is transmitted together with the measurement result from the measuring instrument, the counter value before the unreceived timing at which the measurement result was not received is compared with the counter value after the timing at which the measurement result was not received. Is called. And if the measurement count counter value has changed, including the number of times the measurement result has not been received from the counter value before the unreceived timing to the counter value after it, the measurement can be performed by the measuring instrument. Therefore, it is possible to determine that the measurement result is accurate because only the reception has failed. In addition, if the measurement count value is not incremented, including the number of times the measurement result was not received from the counter value before the unreceived timing to the counter value after it, the measuring instrument is not transmitting. Therefore, it is determined that the measurement result obtained by the measuring instrument is not accurate, and the measurement result is corrected.
このように、カウンタ値に基づいて測定結果に対して補正を行うことができるため、電気使用量に関する情報の検出精度を向上することができる。
なお、カウンタ値は、送信回数がわかればよいだけであるため、1つずつ繰り上がるだけに限らなくてもよく、例えば、2または3ずつ繰り上がっても良いし、繰り下がってもよく、要するに測定回数がわかる変化があればよい。
As described above, since the measurement result can be corrected based on the counter value, it is possible to improve the detection accuracy of the information regarding the amount of electricity used.
Note that the counter value only needs to know the number of transmissions, so it does not have to be incremented by one, for example, it may be incremented by two or three, or may be decremented. Any change that shows the number of measurements is sufficient.
第2の発明にかかる配電網モニタリングシステムは、第1の発明にかかる配電網モニタリングシステムであって、測定器は、演算部を有する。演算部は、測定部で測定された電流の積算値を演算する。測定結果は、積算値と、積算値に対応する観測時間に関する時間情報とを含む。補正部は、観測時間について補正を行う。
このように測定器から積算値を得ることができ、測定器によって計測された積算値の観測時間の精度を向上することができる。
A power distribution network monitoring system according to a second aspect of the present invention is the power distribution network monitoring system according to the first aspect of the present invention, and the measuring instrument has a calculation unit. The calculation unit calculates an integrated value of the current measured by the measurement unit. The measurement result includes the integrated value and time information related to the observation time corresponding to the integrated value. The correction unit corrects the observation time.
In this way, the integrated value can be obtained from the measuring instrument, and the accuracy of the observation time of the integrated value measured by the measuring instrument can be improved.
第3の発明にかかる配電網モニタリングシステムは、第2の発明にかかる配電網モニタリングシステムであって、補正部は、判定部と、演算部とを有する。判定部は、受信部によって測定結果が受信されなかった未受信のタイミングが存在する場合に、カウンタ値に基づいて、観測時間について補正を行うか否かを判定する。演算部は、補正を行う場合、観測時間から測定結果が受信されなかった未受信時間を差し引く補正を行う。 A distribution network monitoring system according to a third aspect of the present invention is the distribution network monitoring system according to the second aspect of the present invention, wherein the correction unit includes a determination unit and a calculation unit. The determination unit determines whether or not to correct the observation time based on the counter value when there is an unreceived timing at which the measurement result is not received by the reception unit. When performing the correction, the arithmetic unit performs correction by subtracting the non-reception time when the measurement result has not been received from the observation time.
これにより、受信した時間情報から得られる観測時間から、測定器によって測定が行われていない時間を差し引くことができるため、精度よく観測時間を算出することができる。
第4の発明にかかる配電網モニタリングシステムは、第3の発明にかかる配電網モニタリングシステムであって、カウンタ部は、送信部が動作できない場合に、カウンタ値をリセットする。判定部は、カウンタ値が受信されなかった1回または複数回の未受信のタイミングの後に送信されたカウンタ値が、未受信のタイミングの前に送信されたカウンタ値から未受信のタイミングの回数分を含んで変化していない場合は、補正を行う判定をする。
Thereby, since the time when measurement is not performed by the measuring instrument can be subtracted from the observation time obtained from the received time information, the observation time can be calculated with high accuracy.
A power distribution network monitoring system according to a fourth aspect is the power distribution network monitoring system according to the third aspect, wherein the counter unit resets the counter value when the transmission unit cannot operate. The determination unit transmits the counter value transmitted after one or more unreceived timings when the counter value is not received from the counter value transmitted before the unreceived timing by the number of unreceived timings. If there is no change including, the determination is made to correct.
このように、未受信のタイミングの前のカウンタ値から後のカウンタ値まで未受信のタイミングの回数分を含んで、カウンタ値が例えば繰り上がっていない場合には、測定器による送信が行われていないため、測定器における測定ができていないと判定することができる。そのため、補正を行うことによって精度良く観測時間を算出することができる。
第5の発明にかかる配電網モニタリングシステムは、第3の発明にかかる配電網モニタリングシステムであって、カウンタ部は、送信部が動作できない場合に、カウンタ値をリセットする。判定部は、カウンタ値が受信されなかった1回または複数回の未受信のタイミングの後に送信されたカウンタ値が、未受信のタイミングの前に送信されたカウンタ値から未受信のタイミングの回数分を含んで変化している場合は、補正を行わない判定をする。
As described above, when the counter value is not incremented, for example, from the counter value before the unreceived timing to the counter value after the unreceived timing, transmission by the measuring device is performed. Therefore, it can be determined that the measurement by the measuring instrument is not completed. Therefore, the observation time can be calculated with high accuracy by performing correction.
A distribution network monitoring system according to a fifth aspect is the distribution network monitoring system according to the third aspect, wherein the counter unit resets the counter value when the transmission unit cannot operate. The determination unit transmits the counter value transmitted after one or more unreceived timings when the counter value is not received from the counter value transmitted before the unreceived timing by the number of unreceived timings. If it has changed, the determination is made not to perform correction.
このように、未受信のタイミングの前のカウンタ値から後のカウンタ値まで未受信のタイミングの回数分を含んで、カウンタ値が例えば繰り上がっている場合には、測定器による測定は行われ、送信も行われているが、受信することができていないと判定することができる。そのため、補正を行う必要なく正確な観測時間を求めることができる。
第6の発明にかかる配電網モニタリングシステムは、第3の発明にかかる配電網モニタリングシステムであって、記憶部を更に備える。記憶部は、受信部で受信されたカウンタ値と測定結果を記憶する。記憶部には、カウンタ値を受信する予定のタイミングにおいて受信部によってカウンタ値が受信されなかった場合、受信されなかったことを示す所定情報が記憶される。演算部は、所定情報の数に基づいて、未受信の時間を算出する。
In this way, when the counter value is increased, for example, including the number of times of unreceived timing from the counter value before the unreceived timing to the counter value after, the measurement by the measuring device is performed, Although transmission is also performed, it can be determined that reception is not possible. Therefore, an accurate observation time can be obtained without the need for correction.
A distribution network monitoring system according to a sixth aspect of the present invention is the distribution network monitoring system according to the third aspect of the present invention, further comprising a storage unit. The storage unit stores the counter value and the measurement result received by the receiving unit. The storage unit stores predetermined information indicating that the counter value has not been received when the counter unit has not received the counter value at the timing at which the counter value is scheduled to be received. The calculation unit calculates a non-reception time based on the number of predetermined information.
このように、カウンタ値を受信できなかったことを示す所定情報を記憶部に記憶することにより、所定情報の数に基づいて測定器が測定できなかった時間を算出することができ、精度良く観測時間を求めることができる。
なお、所定情報としては、数値や記号等であってもよく、特に限定されるものではないが、例えばゼロを挙げることができる。
Thus, by storing predetermined information indicating that the counter value could not be received in the storage unit, it was possible to calculate the time when the measuring device could not be measured based on the number of the predetermined information, and to observe with high accuracy. You can ask for time.
In addition, as predetermined information, a numerical value, a symbol, etc. may be sufficient and it is not specifically limited, For example, zero can be mentioned.
第7の発明にかかる配電網モニタリングシステムは、第6の発明にかかる配電網モニタリングシステムであって、記憶部は、補正を行った場合には、積算値と、補正後の観測時間とを対応付けて記憶する。
これにより、例えば、複数の測定器から受信した測定結果から正確な観測時間を算出し、配電網における積算値および観測時間を精度良く求めることができる。
A power distribution network monitoring system according to a seventh aspect of the present invention is the power distribution network monitoring system according to the sixth aspect of the present invention, wherein the storage unit corresponds the integrated value to the observation time after the correction when correction is performed. Add and remember.
Thereby, for example, an accurate observation time can be calculated from measurement results received from a plurality of measuring devices, and an integrated value and an observation time in the distribution network can be obtained with high accuracy.
第8の発明にかかる配電網モニタリングシステムは、第1〜7のいずれかの発明にかかる配電網モニタリングシステムであって、測定器は、給電部を更に有する。給電部は、電力線を流れる電流を用いて測定部および送信部に給電を行う。電力線を流れる電流が所定値以下の場合、給電部から測定部および送信部に給電が行われない。
これにより、断線が発生した場合には、送信部からカウンタ値を送信することができなくなる。
A power distribution network monitoring system according to an eighth aspect of the present invention is the power distribution network monitoring system according to any one of the first to seventh aspects of the present invention, wherein the measuring device further includes a power feeding unit. The power supply unit supplies power to the measurement unit and the transmission unit using a current flowing through the power line. When the current flowing through the power line is equal to or less than a predetermined value, power is not supplied from the power supply unit to the measurement unit and the transmission unit.
Thereby, when disconnection occurs, the counter value cannot be transmitted from the transmission unit.
なお、所定値とは、例えば2Aに設定することができる。
第9の発明にかかる配電網モニタリングシステムは、第1〜8のいずれかの発明にかかる配電網モニタリングシステムであって、中継器を更に備える。中継器は、複数の測定器から測定結果およびカウンタ値を受信し、受信部に送信する。
The predetermined value can be set to 2A, for example.
A distribution network monitoring system according to a ninth aspect of the present invention is the distribution network monitoring system according to any one of the first to eighth aspects of the present invention, further comprising a repeater. The repeater receives measurement results and counter values from a plurality of measuring devices and transmits them to the receiving unit.
これにより、受信部は、中継器を介して複数の測定器からの測定結果およびカウンタ値などを受信することができ、複数の箇所における電力線の積算値および観測時間を精度良く求めることができる。
第10の発明にかかる配電網モニタリングシステムは、第7の発明にかかる配電網モニタリングシステムであって、送信部は、測定結果およびカウンタ値とともに測定器に固有の識別情報を送信する。記憶部は、複数の測定器について識別情報と設置場所を対応付けて記憶する。配電網モニタリングシステムは、区間演算部を更に備える。区間演算部は、各々の測定器の積算値および補正後の観測時間と、各々の測定器の識別情報と、設置場所とに基づいて、所定区間の全体における積算値と、積算値に対応する観測時間を算出する。
As a result, the receiving unit can receive measurement results and counter values from a plurality of measuring devices via the repeater, and can accurately determine the integrated values and observation times of the power lines at a plurality of locations.
A power distribution network monitoring system according to a tenth aspect of the present invention is the power distribution network monitoring system according to the seventh aspect of the present invention, wherein the transmission unit transmits identification information unique to the measuring device together with the measurement result and the counter value. A memory | storage part matches and memorize | stores identification information and an installation place about a some measuring device. The power distribution network monitoring system further includes a section calculation unit. The interval calculation unit corresponds to the integrated value and the integrated value in the entire predetermined interval based on the integrated value of each measuring device and the observation time after correction, the identification information of each measuring device, and the installation location. Calculate the observation time.
このように、測定器が設置されている設置場所を記憶しているため、配電網全体において精度良く積算値および観測時間を求めることができる。 Thus, since the installation location where the measuring device is installed is stored, the integrated value and the observation time can be obtained with high accuracy in the entire distribution network.
本発明によれば、精度良く電気使用量に関する情報を検出することが可能な配電網モニタリングシステムを提供することができる。 ADVANTAGE OF THE INVENTION According to this invention, the distribution network monitoring system which can detect the information regarding electricity usage accurately can be provided.
以下に、本発明の実施の形態に係る配電網モニタリングシステムについて図面に基づいて説明する。
<構成>
(配電網モニタリングシステム10の概要)
図1は、本発明に係る実施の形態における配電網モニタリングシステム10の構成を示すブロック図である。
Below, the distribution network monitoring system which concerns on embodiment of this invention is demonstrated based on drawing.
<Configuration>
(Outline of distribution network monitoring system 10)
FIG. 1 is a block diagram showing a configuration of a power distribution
本発明に係る実施の形態における配電網モニタリングシステム10は、図2に示す配電網100に設けられている。配電網モニタリングシステム10は、配電網100を構成する配電線の所定の位置に設置された複数のLTLS(Low Tension Line Sensor)(測定器の一例)を用いて配電網システムの監視を行い、電流量と、その電流量に対応する観測時間を求める。
本実施の形態の配電網モニタリングシステム10は、図1に示すように、電力管理センタ5と、複数のデータ収集中継器6(中継器の一例)と、複数のLTLS7とを有する。
The distribution
As shown in FIG. 1, the distribution
電力管理センタ5は、各エリアにおける電力の管理を行い、エリア内の配電網100(図2参照)において使用した電流量と、使用した電流量に対応する観測時間を算出する。
データ収集中継器6は、図1に示すように、エリアごとに1つ以上設置されており、複数のLTLS7からデータを収集する。
LTLS7は、電源(電池)レスタイプの測定器であり、CT給電方式を用いた電流センサの一種である。LTLS7は、電力線を流れる電流によって動作し、電力線の電気的測定を行う。LTLS7は、電力線を流れる電気的なエリアごとに複数設置されており、電力線を流れる電流の測定を行う。そして、LTLS7によって測定された電力線の電流値に関するデータは、データ収集中継器6を経由して電力管理センタ5に送られる。電力管理センタ5では、詳しくは後述するが、その電流値の測定結果を示すデータと、その電流量に対応する観測時間を算出する。
The
As shown in FIG. 1, one or more
The
ここで、図1に示すエリアとは、例えば、所定の変電所から送信されている区域若しくは、市や町などの市町村の区域を示す。
エリアA−1・・・A−nには、エリア毎に1つずつデータ収集中継器6が設けられており、1つのエリアに設置されている複数のLTLS7のデータを1つのデータ収集中継器6が収集している。
Here, the area shown in FIG. 1 indicates, for example, an area transmitted from a predetermined substation or an area of a municipality such as a city or a town.
In each of the areas A-1... An, one
エリアB−1には、複数のデータ収集中継器6が設けられており、1つのエリアに設置されている複数のLTLS7のデータを複数のデータ収集中継器6が収集している。エリアB−1のような場合、複数のLTLS7はグループに分けられており、各々のデータ収集中継器6は、グループに所属する複数のLTLS7のデータを収集する。
データ収集中継器6は、エリアに1つだけ設けられていてもよいし、複数設けられていてもよい。
In the area B-1, a plurality of
Only one
(データ収集中継器6およびLTLS7の設置)
図2は、配電網100におけるデータ収集中継器6およびLTLS7の設置場所を示す図である。図2では、送電方向上流側の電柱101と下流側の電柱102が示されており、電柱101と電柱102の間にRTSの3相を構成する3本の幹線として配電線103、104、105が掛け渡されている。電柱101から電柱102の方向に電気が流れる。配電線103がR相の配電線である、配電線104がS相の配電線であり、配電線105がT相の配電線である。
(Installation of
FIG. 2 is a diagram showing the installation locations of the
また、配電線105からはサービスライン(支線)として配電線106が分岐し、配電線106から、ハウスラインとして2つの配電線107が分岐して家屋108内の電気設備に繋がっている。
データ収集中継器6は、電柱101および電柱102の各々に設置されている。場所による区別を行うために、電柱101に設置されているデータ収集中継器6を6aとし、電柱102に設置されているデータ収集中継器6を6bとする。
In addition, a
The
LTLS7は、クランプ型であり、配電線(電力線の一例)に着脱可能に設置される。LTLS7は、配電線103、104、105の各々の配電線において電柱101の近傍と電柱102の近傍に設置されている。更に、図2では、LTLS7は、配電線106に設置されている。
ここで、場所によって区別するためLTLS7の符号にa〜fを付与する。配電線103の電柱101近傍に設置されているLTLS7を7aとし、配電線104の電柱101近傍に設置されているLTLSを7bとし、配電線105の電柱101近傍に設置されているLTLS7を7cとする。配電線103の電柱102近傍に設置されているLTLS7を7dとし、配電線104の電柱102近傍に設置されているLTLS7を7eとし、配電線105の電柱102近傍に設置されているLTLS7を7fとする。また、配電線106に設置されておるLTLS7を7gとする。
The
Here, af are given to the code | symbol of LTLS7 in order to distinguish with a place. The
図2では、LTLS7a、7b、7c、7gのデータは、データ収集中継器6aに送信され、LTLS7d、7e、7fのデータは、データ収集中継器6bに送信される。LTLS7とデータ収集中継器6との間の通信は、後述するように無線によって行われる。
(LTLS7)
図3は、エリアA―nにおけるデータ収集中継器6およびLTLS7の構成を示すブロック図である。
In FIG. 2, the data of the
(LTLS7)
FIG. 3 is a block diagram showing the configuration of the
LTLS7は、図2に示すように、クリップ式の取付構造を有しており、配電線103,104,105,106等に着脱自在に取り付けられる。
LTLS7は、図3に示すように、検出・給電部71と、計測部72と、充電部73と、切替部74と、制御部75と、送信部76とを有している。
検出・給電部71は、電力線に電流が流れた際に発生する磁束を検出して、電力線に流れる電流値を所定時間(例えば10秒)ごとに計測する。また、検出・給電部71は、磁束を電気エネルギーに変換して、変換した電気エネルギーを計測部72、制御部75、および送信部76に給電する。なお、検出・給電部71は、電気エネルギーを、計測部72、制御部75、および送信部76へ給電する場合と、充電部73に蓄電させる場合とを、切替部74によって切り替えられる。
As shown in FIG. 2, the
As illustrated in FIG. 3, the
The detection /
計測部72は、検出・給電部71からの給電により動作し、検出・給電部71から送られた電気エネルギーを計測する。また、計測部72には、演算部(図示せず)が設けられており、検出した電流の波形から、電流の実効値を演算する。
充電部73は、検出・給電部71から送られて来る電気エネルギーを、一時的に蓄えるキャパシタ等であって、検出・給電部71からの給電が停止した際に、計測部72および送信部76に対して給電する。
The measuring
The charging
切替部74は、検出・給電部71から送られる電気エネルギーの送り先を、計測部72と充電部73とで切り替えるように、制御部75によって制御される。これにより、検出・給電部71において生じた電気エネルギーを、計測部72および充電部73のいずれか一方に供給するように切り替えることができる。
制御部75は、LTLS7に含まれる各部の制御を行うとともに、切替部74を制御して、検出・給電部71において変換された電気エネルギーの供給先を切り替える。そして、制御部75は、所定時間(例えば5分)経過ごとに、計測部72において計測された電流実効値のデータを積算した積算値をデータ収集中継器6の受信部61aに送信するように、送信部76を制御する。
The switching
The
制御部75は、タイマ部75aと、演算処理部75bと、記憶保持部75cとを有している。タイマ部75aは、計測部72による計測のタイミングと、送信部76によるデータの通信間隔のタイミングをとる。計測部72は、例えば10秒間隔で電流値の計測を行い、送信部76は例えば5分間隔でデータの送信を行う。演算処理部75bは、積算値演算部75dと、カウンタ部75eと、を有している。積算値演算部75dは、計測部72による計測値から積算値を演算する。カウンタ部75eは、送信部76によるデータの送信回数をカウントする。記憶保持部75cは、積算値演算部75dによる積算値およびカウンタ部75eによる通信回数カウンタの値を格納して記憶する。
The
送信部76は、積算値(測定結果の一例)および通信回数カウンタの値に、LTLS7に固有のID(Identification)(識別情報の一例)および時刻情報を加えて測定データとして例えば5分間隔でデータ収集中継器6に送信する。この測定データは、データ収集中継器6を介して電力管理装置51に送信される。なお、時刻情報、積算値、送信回数カウンタ値およびIDは、互いに関連付けられて送信される。
The
(データ収集中継器6)
図3に示すように、データ収集中継器6は、通信部61と、管理DB(Data base)62と、通信部63と、を有する。
通信部61は、複数のLTLS7と通信を行う。通信部61は、受信部61aを有し、複数のLTLS7から無線によって送信されてくる測定データ(センサID、カウンタ値、および積算値)の受信を行う。
(Data collection repeater 6)
As shown in FIG. 3, the
The
管理DB62は、電力管理装置51から送信される設定情報91を記憶して管理する。図5は、設定情報91を示す図である。
設定情報91には、データ収集中継器6の中継器管理コード(A01_01)および時刻情報が記録されている。設定情報91は、電力管理装置51から受信した設定情報を記憶して更新される。
The
In the setting
通信部63は、電力管理装置51と通信を行う。通信部63は、受信部63aおよび送信部63bを有する。受信部63aは、電力管理センタ5の電力管理装置51からの設定要求を受信する。設定要求は、データ収集中継器6の管理コードの設定を要求する。送信部63bは、LTLS7から受信した測定データ(LTLSID、積算値、カウンタ値、時刻情報)に中継器管理コード(中継器識別情報の一例)を加えて、電力管理センタ5に送信する。
The
(電力管理センタ5)
電力管理センタ5は、図1に示すように、電力管理装置51と、表示・入力部52とを有する。電力管理装置51は、データ収集中継器6から受信した測定情報を用いて配電網における電流の積算値と、積算値に対応する観測時間を算出する。表示・入力部52は、ユーザが観測時間の算出の際のデータ確認区間等を入力する。
(Power Management Center 5)
As shown in FIG. 1, the
図4は、電力管理センタ5および保守管理センタ4の構成を示すブロック図である。図4に示すように、電力管理装置51は、通信部53と、管理DB54(記憶部の一例)と、補正部56と、区間演算部57と、タイマ部58と、カウンタ設定部59と、を有する。
通信部53は、データ収集中継器6と通信を行う。通信部53は、受信部53aと、送信部53bとを有する。受信部53aは、図1に示すように、複数のデータ収集中継器6の送信部63bから送信されるセンサID、時刻情報、積算値、通信回数カウンタ値、および中継器管理コードを受信する。送信部53bは、各々のデータ収集中継器6に設定要求を送信する。
FIG. 4 is a block diagram showing the configuration of the
The
管理DB54は、設定情報92と、格納テーブル93と、位置管理情報テーブル94と、を記憶する。図6は、設定情報92を示す図である。図7は、格納テーブル93を示す図である。図8は、位置管理情報テーブル94を示す図である。
設定情報92には、各々のエリアコードに設けられたデータ収集中継器6の中継管理コードと、各々のデータ収集中継器6にデータが収集されるLTLS7のLTLSIDが含まれ、更に時刻情報が含まれている。例えば、設定情報92には、エリアコード(A01)およびエリアコード(A02)に対応する中継器管理コード(A01_01,・・・,A01_n)および(A02_01,A02_02,・・・、A02_n)、LTLSID(001,002,・・・,00n)および(001,002,・・・,00n)と、時刻情報(2018/2/7/10:00:08)と、が含まれる。
The
The setting
例えば、エリアコードA01では、中継管理コードA01_01のデータ収集中継器6は、LTLSIDが001と002のLTLS7からデータを収集する。また、エリアコードA02では、中継管理コードA02_01のデータ収集中継器6が、LTLSIDが001のLTLS7からデータを収集し、中継管理コードA02_02のデータ収集中継器6が、LTLSIDが002のLTLS7からデータを収集する。
For example, in the area code A01, the
格納テーブル93には、各々のエリアコードに設けられた中継管理コードと、各々の中継管理コードを有するデータ収集中継器6がデータを収集するLTLS7のLTLSIDと、各々のLTLS7における測定時刻、積算値および通信回数カウンタが含まれている。例えば、格納テーブル93には、LTLSIDが001のLTLS7の時刻11:00から12:00までの積算値と通信回数カウンタが含まれている。
The storage table 93 includes a relay management code provided for each area code, an LTLSID of the
通信回数カウンタは通信を行うたびに後述するインクリメントされるが、設定情報92には、0(ゼロ)の値も示されている。通信回数カウンタの0(ゼロ)の値は、電力管理装置51が、データ収集中継器6から測定データを受信する予定のタイミングにおいて、測定データを受信しなかった場合にカウンタ設定部59(後述する)によって格納される値である。
The communication counter is incremented as described later every time communication is performed, but the setting
また、格納テーブル93には、フラグCdが含まれている。フラグCdは、通信回数カウンタの値が0(ゼロ)のうち、断線により測定データを受信できず、LTLS7による電流値の測定が行われていないと判断されたデータに付されている。通信回数カウンタの値が0(ゼロ)のうちフラグCdが付されていないデータは、通信異常により測定データを受信できず、LTLS7は動作していると判断されたデータである。このフラグCdに基づいて、測定結果についての補正が行われる。
The storage table 93 includes a flag Cd. The flag Cd is attached to data in which the measured data counter value is 0 (zero), measurement data cannot be received due to disconnection, and current value measurement by the
データ収集中継器6からLTLS7の測定情報および中継管理コードを受信するたびに、最新の測定情報が格納テーブル93に順に格納されていく。
位置管理情報テーブル94には、複数のLTLS7の各々の設置場所が位置コードとして記憶され、各々のLTLS7からデータを収集するデータ収集中継器6の中継器管理コードも記憶されている。これによって、各々のLTLS7の位置を確認することができる。
Each time the measurement information and the relay management code of the
In the position management information table 94, each installation location of the plurality of
なお、設定情報92、格納テーブル93および位置管理情報テーブル94は、新たな情報を受信すると更新される。
補正部56は、管理DB54に保存された通信回数カウンタの値に基づいて測定結果に対して補正を行い、積算値の観測時間を算出する。補正部56は、判定部56aと、演算部56bとを有する。
The setting
The
判定部56aは、通信回数カウンタの値に基づいて補正を行うか否かを判定する。判定部56aは、通信回数カウンタの値が0(ゼロ)のデータに対して、フラグCdを付与して観測時間から除外するか、フラグCdを付与せず観測時間からの除外を行わないか否かを判定する。すなわち、通信回数カウンタの値が0(ゼロ)のデータについて、LTLS7が動作していたか否かを判定し、LTLS7が動作していなかったと判定した場合には、その測定データにフラグCdを付与し、LTLS7が動作していたと判定した場合には、その測定データにフラグCdを付与しない。
The determination unit 56a determines whether or not to perform correction based on the value of the communication number counter. Whether the determination unit 56a adds the flag Cd to the data whose communication counter value is 0 (zero) and excludes it from the observation time, or does not add the flag Cd and does not exclude it from the observation time. Determine whether. That is, it is determined whether or not the
演算部56bは、判定部56aによってフラグCdを付与されたデータ分の時間を、受信した測定データに基づく観測時間から差し引いて真の観測時間を算出する。
区間演算部57は、複数のLTLS7の積算値と、真の観測時間と、各々のLTLS7の設置場所に関する情報に基づいて、対象区間における観測時間の割合を明示する。
タイマ部58は、5分毎の受信タイミングでデータ収集中継器6から測定データが送信されているか否かを確認する。
The
The
The
カウンタ設定部59は、タイマ部58によって受信予定のタイミングで測定データを受信していないことを検出した場合、その受信タイミングにおける通信回数カウンタを0(ゼロ)に設定して、管理DB54に格納する。例えば、図7における時刻11:30では、データ収集中継器6を介してLTLS7から測定データを受信していないため、通信回数カウンタが0に設定されている。また、このときは積算値データも受信していないため、積算値は、11:30の1つ前の受信タイミングである11:25の積算値110が記憶されている。
When the
<動作>
本発明に係る実施の形態における配電網モニタリングシステム10の動作について以下に説明する。
(LTLS7の動作)
図9は、本実施の形態の配電網モニタリングシステム10のLTLS7の動作を示すフロー図である。
<Operation>
The operation of the distribution
(Operation of LTLS7)
FIG. 9 is a flowchart showing the operation of the
LTLS7が起動し、ステップS11において、所定時間(例えば、10秒)が経過するまで待機する。この所定時間の間に、充電が行われ、充電部73に電気エネルギーが貯められる。
次に、所定時間が経過すると、ステップS12において、制御部75は、電力線を流れている電流が2A以上か否かの判定を行う。ここで、2A以上の場合、LTLS7は動作可能であるが、2Aより小さい場合、充電を行うことが出来ずLTLS7は動作することができない。
The
Next, when a predetermined time has elapsed, in step S12, the
ステップS12において2A以上と判定された場合には、ステップS13において検出・給電部71および計測部72によって電力線を流れる電流の測定が行われる。
次に、ステップS14において制御部75のタイマ部75aによって5分が経過したか判定される。
ステップS14において5分が経過していないと判定された場合には、制御はステップS11へと戻り、次の測定まで待機する。このように、5分が経過するまでは、所定時間(例えば10秒)ごとに電力線の電流値の測定が行われる。
If it is determined in step S12 that the current is 2 A or more, the current flowing through the power line is measured by the detection /
Next, in step S14, the
If it is determined in step S14 that 5 minutes have not elapsed, the control returns to step S11 and waits for the next measurement. Thus, the current value of the power line is measured every predetermined time (for example, 10 seconds) until 5 minutes elapse.
ステップS14において5分が経過したと判定されると、ステップS15において、積算値演算部75dによって電流値の積算値が演算される。
次に、ステップS16において、積算値、通信回数カウンタ、およびLTLSIDがデータ収集中継器6に送信される。
次に、ステップS17において、カウンタ部75eが、通信回数カウンタをインクリメントする。例えば、ステップS13において1回目の送信を行う際には、通信回数カウンタの値は1として送信され、送信後、通信回数カウンタの値は2にインクリメントされる。
If it is determined in step S14 that 5 minutes have elapsed, in step S15, the integrated
Next, in step S <b> 16, the integrated value, the communication count counter, and LTLSID are transmitted to the
Next, in step S17, the counter unit 75e increments the communication number counter. For example, when the first transmission is performed in step S13, the value of the communication number counter is transmitted as 1, and after the transmission, the value of the communication number counter is incremented to 2.
ステップS17の後、制御はステップS11へと戻り、LTLS7は測定待機状態となる。これにより、LTLS7は、10秒ごとに電力線の電流を測定して5分毎に積算値、カウンタ値およびLTLSIDをデータ収集中継器6に送信する。
また、ステップS12において、電力線を流れる電流が2Aよりも小さい場合、制御はステップS18へと進み、LTLS7はシャットダウンし、その際に、カウンタ部75eは通信回数カウンタ値をリセットし、通信回数カウンタが1に戻される。この通信回数カウンタによって電力管理装置51は、LTLS7がシャットダウンしていたか否かを判定することができる。
After step S17, control returns to step S11, and the
In step S12, if the current flowing through the power line is smaller than 2A, the control proceeds to step S18, the
(データ収集中継器6の動作)
図10は、本実施の形態の配電網モニタリングシステム10のデータ収集中継器6の動作を示すフロー図である。
処理が開始すると、ステップS21において、データ収集中継器6は、受信待機状態となる。
(Operation of data collection repeater 6)
FIG. 10 is a flowchart showing the operation of the
When the process starts, in step S21, the
次に、ステップS22において、測定データを受信したか否かが判定され、LTLS7から測定データを受信した場合には、ステップS23において、測定データを受信する。すなわち、データ収集中継器6は、データを受信するまで待機状態となっている。
次に、ステップS24において、データ収集中継器6は、管理DB62から取り出した中継管理コード(A01_01)を測定データに付加して電力管理装置51に送信する。
Next, in step S22, it is determined whether or not measurement data is received. If measurement data is received from the
Next, in step S24, the
このように、データ収集中継器6は、5分毎に送られてくる測定データを5分毎に電力管理装置51に送信している。
(電力管理装置51の動作)
図11は、本実施の形態の配電網モニタリングシステム10の電力管理装置51の動作を示すフロー図である。
Thus, the
(Operation of the power management device 51)
FIG. 11 is a flowchart showing the operation of the
処理が開始すると、ステップS31において、電力管理装置51は、受信待機状態となる。
次に、ステップS32において、測定データを受信したか否かが判定され、受信部53aがデータ収集中継器6から測定データを受信した場合には、ステップS33において、測定データを受信し、測定データを管理DB54の格納テーブル93に格納する。
When the process starts, in step S31, the
Next, in step S32, it is determined whether or not measurement data has been received. If the
次に、ステップS34において、補正部56の判定部56aが、補正判定処理を行う。補正判定処理は、測定データを受信できなかった際の時間を観測時間に含むか否かを判定する処理である。補正判定処理では、測定データを受信できなかった際にLTLS7が動作していたか否かによって上記判定を行う。詳しくは、後段にて詳述する。
ステップS34の処理後、制御はステップS31に戻る。
Next, in step S34, the determination unit 56a of the
After the process of step S34, control returns to step S31.
一方、ステップS32において受信部53aがデータを受信していない場合には、ステップS35において、タイマ部58が、5分経過したか否かを判定する。このステップS32では、測定データを受信する受信タイミングで測定データを受信しているか否かが判定される。
ステップS35において5分経過していない場合は、制御はステップS31に戻り、電力管理装置51は待機状態となる。
On the other hand, if the receiving
If 5 minutes has not elapsed in step S35, the control returns to step S31, and the
一方、ステップS35において、5分経過している場合には、ステップS36において、カウンタ設定部59は、受信する予定のタイミングにおいて測定データを受信できなかったとして、通信回数カウンタを0に設定し、管理DB54に格納する。ステップS36の処理後、制御はステップS31に戻り、電力管理装置51は待機状態となる。
判定部56a
(補正判定処理)
次に、ステップS34における補正判定処理について説明する。補正判定処理は、ステップS33において測定データを管理DB54に格納したことをトリガーとして開始される。
On the other hand, if 5 minutes have passed in step S35, the
Determination unit 56a
(Correction judgment processing)
Next, the correction determination process in step S34 will be described. The correction determination process is started with the measurement data stored in the
図12は、補正判定処理のフローを示す図である。
処理が開始すると、はじめにステップS61において、判定部56aは、格納テーブル93から、同一IDのLTLS7の履歴を紹介する。図13は、紹介された履歴データ200の一例を示す図である。図13では、LSLTIDが001のLSLT7の測定時刻、積算値(データAh)および通信回数カウンタが示されている。図13では、11時から12時までの履歴データ200が示されている。
FIG. 12 is a diagram illustrating a flow of the correction determination process.
When the process starts, first, in step S61, the determination unit 56a introduces the history of the
次に、ステップS62において、判定部56aは、最新受付データを除き、通信回数カウンタが0以外となるまでのデータを抽出し、テーブル201を作成する。図14は、テーブル201を示す図である。テーブル201では、履歴データ200のうち、12時の最新受付データを除いて、通信回数カウンタが0(ゼロ)以外となる11:45までのデータが抽出されている。そして、末端データ(11:45のデータ)がIDgoodと設定される。
Next, in step S <b> 62, the determination unit 56 a extracts data until the communication count counter is other than 0 except for the latest received data, and creates the table 201. FIG. 14 is a diagram showing the table 201. In the table 201, data up to 11:45 where the communication number counter is other than 0 (zero) is extracted from the
次に、ステップS63において、判定部56aは、抽出したデータ範囲のテーブル201において、通信回数カウンタが0(ゼロ)の数をカウントし、Cnとする。
次に、ステップS64において、判定部56aは、Cnが0以上であるか否かを判定し、Cnが0以上の場合、すなわち、抽出したデータ範囲のテーブル201において、通信回数カウンタが0(ゼロ)の値が存在する場合、制御は、ステップS66に進む。
Next, in step S63, the determination unit 56a counts the number of times the communication number counter is 0 (zero) in the extracted data range table 201, and sets it as Cn.
Next, in step S64, the determination unit 56a determines whether or not Cn is equal to or greater than 0. If Cn is equal to or greater than 0, that is, in the extracted data range table 201, the communication number counter is 0 (zero). ) Exists, control proceeds to step S66.
そして、ステップS65において、判定部56aは、最新受付データの通信回数カウンタの値をIDnewとする。図14に示す例では、最新受付データは、12:00のデータであるため、12:00のデータのフラグにIDnewが設定される。
次に、ステップS66において、判定部56aは、IDnew−(Cn+1)=IDgoodであるか否かを判定する。図14に示す例では、IDnewの通信回数カウンタは23であり、Cn=2であり、IDgoodの通信回数カウンタは20である。そのため、IDnew−(Cn+1)=23−(2+1)=20となり、IDgoodと一致する。そのため、制御は、ステップS67へと進み、判定部56aは、LTLS7は正常に動作しているが、通信異常などによって測定データが受信できなかったと判定する。
In step S65, the determination unit 56a sets the value of the latest reception data communication counter to IDnew. In the example shown in FIG. 14, since the latest received data is 12:00 data, IDnew is set in the data flag of 12:00.
Next, in step S66, the determination unit 56a determines whether or not IDnew− (Cn + 1) = IDgood. In the example illustrated in FIG. 14, the IDnew communication count counter is 23, Cn = 2, and the IDgood communication count counter is 20. Therefore, IDnew− (Cn + 1) = 23− (2 + 1) = 20, which matches IDgood. Therefore, the control proceeds to step S67, and the determination unit 56a determines that the measurement data could not be received due to a communication abnormality or the like although the
すなわち、電力管理装置51が受信していない場合でも、LTLS7が正常に動作している場合には送信が行われ、通信回数カウンタがインクリメントされている。このため、受信できるようになったタイミングの通信回数カウンタが、受信できないタイミングの直前の通信回数カウンタから、受信できなかった回数分インクリメントされている場合には、LTLS7は送信を行っているが、通信障害等により電力管理装置51が受信できなかったと判定することができる。
That is, even when the
一方、ステップS66においてIDnew−(Cn+1)=IDgoodではない場合、制御はステップS68へと進み、判定部56aは、電力線の断線等の発生によりLTLS7が動作していなかったため、測定データが受信できなかったと判定する。
LTLS7が動作していなかったと判定される場合について他の例のデータを用いて説明する。図15は、電力線の断線と判定される場合のステップS61で紹介された履歴データ202の一例を示す図である。図15では、11時から12時までの履歴データ202が示されている。次に、ステップS62において、判定部56aは、最新受付データを除き、通信回数カウンタが0以外となるまでのデータを抽出し、図16に示すテーブル203が作成される。テーブル203では、履歴データ202のうち、12時の最新受付データを除いて、通信回数カウンタが0(ゼロ)以外となる11:45までのデータが抽出されている。そして、末端データ(11:45のデータ)の通信回数カウンタがIDgoodと設定される。
On the other hand, if IDnew− (Cn + 1) = IDgood is not satisfied in step S66, the control proceeds to step S68, and the determination unit 56a cannot receive measurement data because the LTLS7 has not been operated due to the occurrence of a power line disconnection or the like. It is determined that
A case where it is determined that the
次に、ステップS63において、判定部56aは、抽出したデータ範囲のテーブル203において、通信回数カウンタが0(ゼロ)の数をカウントし、Cnとする。
次に、ステップS64において、判定部56aは、Cnが0以上であるか否かを判定し、Cnが0以上の場合、すなわち、抽出したデータ範囲のテーブル203において、通信回数カウンタが0(ゼロ)の値が存在する場合、制御は、ステップS66に進む。
Next, in step S63, the determination unit 56a counts the number of times the communication number counter is 0 (zero) in the extracted data range table 203, and sets it as Cn.
Next, in step S64, the determination unit 56a determines whether or not Cn is equal to or greater than 0. If Cn is equal to or greater than 0, that is, in the extracted data range table 203, the communication number counter is 0 (zero). ) Exists, control proceeds to step S66.
そして、ステップS66において、判定部56aは、最新受付データの通信回数カウンタの値をIDnewとする。図16に示す例では、最新受付データは、12:00のデータであるため、12:00のデータのフラグにIDnewが設定される。
次に、ステップS66において、判定部56aは、IDnew−(Cn+1)=IDgoodであるか否かを判定する。図16に示す例では、IDnewの通信回数カウンタは1であり、Cn=2であり、IDgoodの通信回数カウンタは20である。そのため、IDnew−(Cn+1)=1−(2+1)=−2となり、IDgoodと一致しない。そのため、制御は、ステップS68へと進み、判定部56aは、LTLS7が動作していなかったと判定する。
In step S66, the determination unit 56a sets the value of the latest reception data communication count counter to IDnew. In the example shown in FIG. 16, since the latest received data is 12:00 data, IDnew is set in the data flag of 12:00.
Next, in step S66, the determination unit 56a determines whether or not IDnew− (Cn + 1) = IDgood. In the example illustrated in FIG. 16, the IDnew communication count counter is 1, Cn = 2, and the IDgood communication count counter is 20. Therefore, IDnew− (Cn + 1) = 1− (2 + 1) = − 2, which does not match IDgood. Therefore, the control proceeds to step S68, and the determination unit 56a determines that the
すなわち、LTLS7が動作していなかった場合には、測定回数カウンタ値がリセットされている。そのため受信できるようになったタイミングの通信回数カウンタが、受信できないタイミングの直前の通信回数カウンタから、受信できなかった回数分インクリメントされていない場合には、電力線の断線等によりLTLS7が動作していなかったと判定することができる。
That is, when the
次に、ステップS70において、判定部56aは、LTLS7が動作していなかったと判定した測定データについてフラグCdを付して格納テーブル93に格納する。
ステップS67、S70、S69の後、制御は図11に示すステップS31へ戻り、電力管理装置51は受信待機状態となる。
次に、通信回数カウンタの値によってLTLS7が動作していたか否かを判定する理由について更に詳しく説明する。
Next, in step S70, the determination unit 56a adds the flag Cd to the measurement data determined to have not been operated by the
After steps S67, S70, and S69, the control returns to step S31 shown in FIG. 11, and the
Next, the reason for determining whether or not the
図17は、異常が発生した場合の各装置の状態の一例を示す図である。図17では、時刻9:00に、LTLS7がその前の5分間で計測した電流の積算値100Ahと測定回数カウンタの値(1)をデータ収集中継器6に送信し、データ収集中継器6が電力管理装置51に積算値100Ahと測定回数カウンタの値(1)を送信する。電力管理装置51は、時刻9:00には、積算値100Ahと測定回数カウンタの値(1)を受信し、LTLSIDおよび中継器管理コードとともに格納テーブル93に格納する。なお、図17では、説明を分り易くするために、送受信によるタイムラグがないものとしている。
FIG. 17 is a diagram illustrating an example of a state of each device when an abnormality occurs. In FIG. 17, at time 9:00, the integrated value 100Ah of the current measured by the
次の5分間でLTLS7は40Ahを計測し、前回の5分間の100Ahと合わせた積算値140Ahとインクリメントされた測定回数カウンタ値(2)とを、時刻9:05にデータ収集中継器6を介して電力管理装置51に送信する。電力管理装置51は、積算値140Ahとインクリメントされた測定回数カウンタ値(2)を受信する。
そして、次の受信タイミングである時刻9:10には、電力管理装置51はデータ収集中継器6から積算値および測定回数カウンタ値を受信していない。そのため、電力管理装置51は格納テーブル93に積算値140Ahと測定回数カウンタとして0の値を格納する。
In the next 5 minutes, the
At time 9:10, which is the next reception timing, the
次の受信タイミングである時刻9:15には、電力管理装置51は、積算値300Ahと測定回数カウンタの値(4)を受信している。
ここで、図12で説明したステップS66の式に当て嵌めると、IDnew=4(9:15におけるカウンタ値)、IDgood=2(9:05におけるカウンタ値)、Cn=1となるため、IDnew−(Cn+1)=4−(1+1)=2となり、IDgoodと一致する。
At time 9:15, which is the next reception timing, the
In this case, IDnew = 4 (counter value at 9:15), IDgood = 2 (counter value at 9:05), and Cn = 1 when applied to the equation of step S66 described in FIG. (Cn + 1) = 4- (1 + 1) = 2, which matches IDgood.
すなわち、図17に示すように、LTLS7は、時刻9:10において測定回数カウンタ値を正常に(2)から(3)にインクリメントしていることがわかる。このため、時刻9:05〜9:15までの間において、LTLS7は正常に電流値を計測し、時刻9:10においてデータを送信しているものの、電力管理装置51にデータが届いていないことが確認でき、通信障害等の発生により測定データを受信できなかったことがわかる。
That is, as shown in FIG. 17, it can be seen that the
また、時刻9:20には、電力管理装置51は、積算値400Ahと測定回数カウンタ値(5)とを受信しているが、時刻9:25と時刻9:30には、データを受信せず、時刻9:35に積算値450Ahと測定回数カウンタ値(1)を受信している。ここで、図12で説明したステップS66の式に当て嵌めると、IDnew=1(9:35におけるカウンタ値)、IDgood=5(9:20におけるカウンタ値)、Cn=2となるため、IDnew−(Cn+1)=1−(2+1)=−2となり、IDgoodと一致しない。すなわち、図17のLTLS7の動作に示すように、9:20から9:35の間で、通信回数カウンタ値がリセットされていることがわかる。通信カウンタ値のリセットは、電流値が2Aよりも小さい場合にステップS18におけるシャットダウンで行われるため、断線等の発生によりLTLS7が動作していなかったと判定することができる。
At time 9:20, the
以上のように、5分毎の受信タイミングにおいて、積算値および測定回数カウンタ値を受信できない場合、その直前と直後における測定回数カウンタの値からLTLS7が動作していたか否かを判定することができる。
(観測時間算出処理)
はじめに、測定データの補正の必要性について説明したのちに、観測時間算出処理における動作について説明する。
As described above, when the integrated value and the measurement number counter value cannot be received at the reception timing every 5 minutes, it is possible to determine whether or not the
(Observation time calculation process)
First, after describing the necessity of correcting measurement data, the operation in the observation time calculation process will be described.
図18(a)は、データ確認時間T0において測定データを受信しなかった未受信のタイミングが存在しなかった場合における積算値と観測時間の関係の一例のグラフを示す図である。図18(b)は、測定データを受信しなかった未受信のタイミングが存在しなかった場合における積算値と観測時間の対応関係を示す図である。図18(a)および図18(b)では、電力管理装置51が受信する測定データにおける積算値と観測時間は対応している。例えば、図17に示すデータでは、9:00に受信する積算値は、8:55から9:00までの5分間における電流の積算値であり、9:05に受信する積算値は、8:55から9:05までの10分間における電流の積算値である。
FIG. 18A is a graph showing an example of the relationship between the integrated value and the observation time when there is no unreceived timing at which no measurement data is received at the data confirmation time T0. FIG. 18B is a diagram illustrating a correspondence relationship between the integrated value and the observation time when there is no unreceived timing at which measurement data is not received. 18A and 18B, the integrated value and the observation time in the measurement data received by the
このように、測定データを受信しなかった未受信タイミングが存在しなかった場合、電力管理装置51が受信する積算値は、その積算値を受信した時刻情報から求められる観測時間における電流の積算値となっている。
一方、データ確認時間T0において測定データを受信しなかった未受信のタイミングが存在する場合、上述したように、LTLS7が動作していたか否かが判定される。
As described above, when there is no non-reception timing at which the measurement data is not received, the integrated value received by the
On the other hand, if there is an unreceived timing at which the measurement data is not received at the data confirmation time T0, as described above, it is determined whether the
図17の時刻9:10に示す場合のように、測定データを受信できなかったタイミングを含めて測定回数カウンタがインクリメントされている場合、LTLS7は正常に動作し積算値が計算されているため、9:15に受信した積算値300Ahは、8:55〜9:15までの観測時間20分間の電流の積算値である。
しかしながら、図17の時刻9:25および9:30に示す場合のように、測定データを受信できなかったタイミングを含めて測定回数カウンタがインクリメントされていない場合、LTLS7は正常に動作せず積算値が計算されていないため、9:35に受信した積算値450Ahは、8:55〜9:35までの観測時間40分間の電流の積算値ではない。そのため、積算値450Ahの観測時間は、40分間からLTLS7が動作していない時間(10分間)分差し引く必要がある。
As shown at time 9:10 in FIG. 17, when the measurement number counter is incremented including the timing when measurement data cannot be received, the
However, if the measurement number counter is not incremented including the timing at which measurement data could not be received as shown at times 9:25 and 9:30 in FIG. 17, the
すなわち、電流値は積算値で計算しているため、測定できていない区間があったとしても増加するため、図19(a)及び図19(b)に示すデータ確認時間T0において、測定できていない区間T1と、真の値を測定できている区間T2−1、T2−2が存在することになる。このように、データ確認時間T0のなかに、断線などによって測定できていない時間も含まれる場合がある。 That is, since the current value is calculated as an integrated value, it increases even if there is an unmeasurable interval, so it can be measured at the data confirmation time T0 shown in FIGS. 19 (a) and 19 (b). There are no section T1 and sections T2-1 and T2-2 in which true values can be measured. Thus, the data confirmation time T0 may include a time that cannot be measured due to disconnection or the like.
このため、図20に示すように、データ確認時間T0から測定できていない区間T1を差し引くことによって、積算値A0´(=A0)を測定できている区間T0´(=T2−1+T2−2)の時間を求めることができ、計測された積算値分の電流を使用した時間(真の観測時間T0´)を求めることができる。
次に、観測時間算出処理のフローについて説明する。図21は、観測時間算出処理を示すフロー図である。
For this reason, as shown in FIG. 20, the interval T0 ′ (= T2-1 + T2-2) in which the integrated value A0 ′ (= A0) can be measured by subtracting the interval T1 that cannot be measured from the data confirmation time T0. The time (true observation time T0 ') using the current corresponding to the measured integrated value can be obtained.
Next, the flow of the observation time calculation process will be described. FIG. 21 is a flowchart showing the observation time calculation process.
はじめに、ステップS81において、ユーザが表示・入力部52から任意に観測時間を算出するデータ確認区間を設定する。図22は、ユーザによる設定項目301を示す図である。図22に示すように、データ確認区間T0として、開始時間と終了時間が入力される。図22では、開始時間に11:00が入力され、終了時間に12:00が入力されている。
First, in step S81, the user sets a data confirmation section in which the observation time is arbitrarily calculated from the display /
次に、ステップS82において、演算部56bは、管理DB54の格納テーブル93のT0区間のデータを照会する。図23は、管理DB54の格納テーブル93から照会されたT0区間のデータを示す図である。
次に、ステップS83において、演算部56bは、データ確認区間から削除する削除時間T1を、Cd×送信時間=T1の式を用いて算出する。図23に示す例では、Cd=3であり、送信時間は5分毎であるため、3×5=15(分)が算出される。
Next, in step S82, the
Next, in step S83, the
次に、ステップS84において、演算部56bは、データ確認区間T0から削除時間T1を差し引いて(T0−T1を計算)、観測時間T0´を算出する。
次に、ステップS85において、演算部56bは、算出された観測時間を管理DB54に格納する。図24は、管理DB54に格納した結果データ303を示す図である。結果データ303には、測定したLSLT7のLSLTIDと、データ確認区間T0と、Cdの数と、削除時間T1と、観測時間T0´が示されている。
Next, in step S84, the
Next, in step S85, the
これにより、11:00か12:00までのデータ確認区間T0=60分における電流の積算値140Ah(190−50)は、観測時間T0´=45分で得られた値であるということが算出できる。
なお、照会データ302にフラグCdが含まれていない場合には、T1=0となり、データ確認区間T0が、積算値の観測時間T0´に一致する。
Accordingly, it is calculated that the integrated value 140Ah (190-50) of the current in the data confirmation section T0 = 60 minutes until 11:00 or 12:00 is a value obtained at the observation time T0 ′ = 45 minutes. it can.
If the flag Cd is not included in the
(複合処理)
次に、電力管理装置51における複合処理について説明する。
図25は、電力管理装置51の複合処理のフローを示す図である。
複合処理が開始されると、ステップS71において、区間演算部57は、対象区間に属する複数のLTLS7の各々の結果データ303を収集する。なお、対象区間は、表示・入力部52を用いてユーザによって入力される。
(Composite processing)
Next, composite processing in the
FIG. 25 is a diagram illustrating a flow of composite processing of the
When the composite processing is started, in step S71, the
図26は、対象区間の一例としての配電網100を示す図である。図26では、図2で説明した幹線としての複数の配電線103と、サービスラインとしての複数の配電線106と、ハウスラインとしての複数の配電線107と、家屋108が示されている。例えば、図26に示す配電網100が、1つのエリアとする。配電線103に設置されているLTLS7は、Lt1〜Lt6と示されている。また、配電線106に設置されているLTLS7は、Ls1〜Ls5と示されている。配電線107に設置されているLTLS7は、Lh1〜Lh5と示されている。
FIG. 26 is a diagram illustrating a
例えば、区間演算部57は、図26の配電網100に示されているLt1〜Lt6、Ls1〜Ls5、およびLh1〜Lh5のデータ確認区間11:00〜12:00より得られた結果データ303を収集する。
次に、区間演算部57は、対象区間における観測時間T0´のデータ確認区間T0に対する割合を算出する。図26に示す配電網100では、Rの電流値は、Lt1の電流値と、Lt2の電流値と、Lt3の電流値と、Lt4の電流値と、Lt5の電流値と、Lt6の電流値を足し合わせた値となる。また、Lt1の電流値は、Ls1の電流値と、Ls2の電流値と、Ls3の電流値と、Ls4の電流値と、Ls5の電流値を足し合わせた値となる。また、Ls5の電流値は、Lh1の電流値と、Lh2の電流値と、Lh3の電流値と、Lh4の電流値と、Lh5の電流値を足し合わせた値となる。
For example, the
Next, the
これらの関係を用いて、例えばR相のトータルのデータ確認区間T0に対する観測時間T0´の割合を算出することができる。
次に、区間演算部57は、対象区間における観測時間T0´のデータ確認区間T0に対する割合をR相全体の積算値とともに表示・入力部52に表示させる。なお、R相と同様に、T相およびS相におけるトータルの割合を算出することができる。
Using these relationships, for example, the ratio of the observation time T0 ′ to the total data confirmation interval T0 of the R phase can be calculated.
Next, the
これによって、配電網100における使用量(積算値)と、その使用量分の電流を使用した時間を精度良く算出することができ、発電計画を精度良く立てることができる。
このため、本実施の形態の配電網モニタリングシステム10は、スマートメータが設けられたスマートホーム等が立てられたスマートシティ等に対しても有用である。
[他の実施形態]
以上、本発明の一実施形態について説明したが、本発明は上記実施形態に限定されるものではなく、発明の要旨を逸脱しない範囲で種々の変更が可能である。
Thereby, the usage amount (integrated value) in the
For this reason, the power distribution
[Other Embodiments]
As mentioned above, although one Embodiment of this invention was described, this invention is not limited to the said embodiment, A various change is possible in the range which does not deviate from the summary of invention.
(A)
上記実施の形態では、通信回数カウンタ値に基づいて補正判定処理が行われているが、これに限らず、管理DB54上の通信回数カウンタの値が0(ゼロ)の数にも基づいて補正を行うか否かの判定が行われてもよい。
図27は、管理DB54上の0(ゼロ)の数に基づく補正判定処理のステップS37を追加した管理DB54の処理を示すフロー図である。図27に示すように、ステップS36における通信回数カウンタの値を0(ゼロ)として格納することをトリガーとして、ステップS37の補正判定処理が開始される。
(A)
In the above embodiment, the correction determination process is performed based on the communication count counter value. However, the present invention is not limited to this, and the correction is also performed based on the number of the communication count counter on the
FIG. 27 is a flowchart showing the process of the
図28は、管理DB54上の0(ゼロ)の数に基づく補正判定処理のフローを示す図である。
処理が開始すると、はじめにステップS41において、判定部56aは、ユーザによる設定を反映する。設定は、ユーザによって表示・入力部52から予め入力されている。図29は、ユーザによる設定を示す図である。設定(i)は、電力線の断線等によりLTLS7が動いていなかったことを判定する対象期間と、閾値(連続0データ数(X))を含む。図29では、設定(i)の対象期間が30分に設定され、閾値が3回に設定されている。
FIG. 28 is a diagram showing a flow of correction determination processing based on the number of 0 (zero) on the
When the process starts, first, in step S41, the determination unit 56a reflects the setting by the user. The setting is input in advance from the display /
次に、ステップS42において、判定部56aは、同一IDのLTLS7の履歴を紹介する。同一IDのLTLS7の履歴データの一例は、上述した図13に示すようなデータである。
次に、ステップS43において、判定部56aは、判断テーブル97を管理DB54上に作成する。図30は、設定(i)における判断テーブル97を示す図である。
Next, in step S42, the determination unit 56a introduces the history of the
Next, in step S43, the determination unit 56a creates the determination table 97 on the
判断テーブル97のうち抽出データテーブル97aには、LTLSIDと設定(i)の期間における積算値と通信回数カウンタが示されている。また、連続0データテーブル97bには、設定(i)の期間における連続した0(ゼロ)の最大数M0と、設定値(X)が示されている。
次に、ステップS44において、LTLS7の未動作判定処理が開始され、ステップS45において、判定部56aは、最新の格納テーブルから設定(i)の期間分のデータを抽出し、判断テーブル97の抽出データテーブル97aに反映する。図30は、図29に示す設定(i)に基づいて作成され、11時30分から12時までのデータが反映された判断テーブル97を示す図である。図30に示す抽出データテーブル97aでは、最新のデータ受付時刻である12:00を起点として、LTLSIDが001のLTLS7の11時30分から12時までの積算値と通信回数カウンタが示されている。なお、設定(i)において対象期間が30分に設定されているため、判断テーブル97は30分ごとに更新される。具体的には、受信タイミングである12時に達した時点で履歴を参照し、11時30分から12時までの測定データから判断テーブル97が作成される。
The extracted data table 97a of the determination table 97 shows LTLSID, the integrated value in the period of setting (i), and the communication count counter. The continuous 0 data table 97b shows the maximum number M0 of continuous 0 (zero) in the period of setting (i) and the setting value (X).
Next, in step S44, the LTLS7 non-operation determination process is started, and in step S45, the determination unit 56a extracts data for the period of setting (i) from the latest storage table, and the extracted data of the determination table 97 This is reflected in the table 97a. FIG. 30 is a diagram showing a determination table 97 created based on the setting (i) shown in FIG. 29 and reflecting data from 11:30 to 12:00. In the extracted data table 97a shown in FIG. 30, the integrated value and the communication count counter from 11:30 to 12:00 of the
次に、ステップS46において、判定部56aは、抽出データテーブル97aから、通信回数カウンタが連続して0(ゼロ)となっている場合の0(ゼロ)の最大数(M0)を抽出して、判断テーブル97の連続0データテーブル97bに反映する。図30の抽出データテーブル97aでは、11:50、11:55、12:00の通信回数カウンタが0(ゼロ)となっているため、連続する0の最大数M0は3回となる。 Next, in step S46, the determination unit 56a extracts the maximum number (M0) of 0 (zero) when the communication number counter is continuously 0 (zero) from the extraction data table 97a, This is reflected in the continuous 0 data table 97b of the determination table 97. In the extracted data table 97a of FIG. 30, since the communication counter of 11:50, 11:55, and 12:00 is 0 (zero), the maximum number M0 of consecutive 0s is 3 times.
次に、ステップS47において、判定部56aは、設定(i)における設定値Xと、最大数M0を比較し、M0がX以上であるか否かを判定する。そして、M0がX以上の場合、判定部56aは電力線の断線等によりLTLS7が動いていなかったと判定する。図30に示す例では、M0は3回であり、Xの設定値である3以上となるため、判定部56aは、LTLS7が動いていなかったと判定する。
Next, in step S47, the determination unit 56a compares the set value X in the setting (i) with the maximum number M0, and determines whether M0 is equal to or greater than X. When M0 is equal to or greater than X, the determination unit 56a determines that the
そのため、次のステップS48において、通信回数カウンタの値が0のデータにフラグCdを記して格納テーブル93に格納する。
一方、ステップS47において、MがXより小さい場合には、たとえ通信回数カウンタの値が0であっても断続的なものであるため通信異常であると考え、フラグCdを付与せずに、補正判定処理は終了する。
Therefore, in the next step S48, the flag Cd is written in the data with the communication counter value of 0 and stored in the storage table 93.
On the other hand, if M is smaller than X in step S47, even if the value of the communication counter is 0, it is considered intermittent because it is intermittent, and the correction is performed without adding the flag Cd. The determination process ends.
このように、電力管理装置51が5分毎のタイミングにおいてデータを受信できない場合が連続して所定回数以上続いたときは、LTLS7が動作していなかったと判断することができ、フラグCdを付与することができる。これにより、フラグCdが付与されている時間を測定できなかった時間T1としてデータ確認区間T0から削除することにより真の観測時間T0´を得ることができる。
なお、図27では、判定部56aによって2つの判定処理(ステップS34とステップS37)が行われているが、どちらか一方だけが行われてもよい。
Thus, when the case where the
In FIG. 27, two determination processes (step S34 and step S37) are performed by the determination unit 56a, but only one of them may be performed.
(B)
上記実施の形態の配電網モニタリングシステム10では、LTLS7の測定情報がデータ収集中継器6に一旦収集されてから、電力管理装置51に送信されているが、これに限らなくても良い。
例えば、配電網モニタリングシステム10にデータ収集中継器6が設けられていなくてもよく、この場合、LTLS7から電力管理装置51に無線を介して直接的に測定情報が送信される。
(B)
In the distribution
For example, the
(C)
上記実施の形態では、データ受信予定のタイミングにおいてデータを受信しない場合には、電力管理装置51は、所定情報の一例として通信回数カウンタに0という値を格納しているが、0という値に限らなくても良く、通信回数カウンタに用いられない値や、記号等であってもよい。要するに、データを受信していないことが検出できる情報が保存されていればよい。
(C)
In the above embodiment, when data is not received at the timing of data reception, the
(D)
上記実施の形態では、電力管理装置51に補正部56が設けられており、電力管理装置51で補正の判定が行われているが、これに限らなくても良い。
例えば、データ収集中継器6に、補正部56が設けられ、データ収集中継器6で補正の判定が行われてもよい。また、データ収集中継器6から電力管理装置51には、データ収集中継器6で演算された結果データだけが送信されてもよい。
(D)
In the above-described embodiment, the
For example, the
(E)
上記実施の形態では、電流を測定するLTLS7を用いているが、電圧を測定可能なセンサを用いても良い。これにより、電力メータと値を一致させることができ、メータとの整合性を図ることができるため、精度をより向上することができる。
(F)
上記実施の形態のLTLS7は、電流が2Aよりも小さい場合、動作することができないが、0Aから測定できるセンサを用いても良い。これにより、2Aよりも小さい電力線の断線時の時間を補正しなくても測定データの精度を確保することができる。
(E)
In the above embodiment, the
(F)
The
(G)
上記実施の形態のLTLS7は送信のみを行っているが、データ収集中継器6と双方向通信であってもよい。これにより、受信エラーを検出することができ、測定データの再送等を行うことが可能となる。
(H)
上記実施の形態では、図14および図16に示すように、通信回数カウンタの値が0(ゼロ)の測定データの直前と直後の通信回数カウンタ値を用いて補正の判定を行っているが、直前と直後に限らなくても良く、通信回数カウンタの値が0(ゼロ)の測定データの前(例えば、2個前)と後(例えば、2個後)の通信回数カウンタの値を用いてもよい。この場合、後の通信回数カウンタの値が、前の通信回数カウンタの値から、通信回数カウンタの値が0(ゼロ)の数を含んで繰り上がっているときは通信異常と判定し、繰り上がっていないときは断線が発生したと判定することができる。
(G)
The
(H)
In the above embodiment, as shown in FIG. 14 and FIG. 16, the correction determination is performed using the communication number counter value immediately before and after the measurement data whose communication number counter value is 0 (zero). It is not limited to immediately before and immediately after, using the value of the communication number counter before (for example, two before) and after (for example, two after) the measurement data whose communication number counter is 0 (zero). Also good. In this case, when the value of the subsequent communication number counter is incremented from the value of the previous communication number counter including the number of 0 (zero), it is determined that the communication is abnormal, and the value is incremented. If not, it can be determined that a disconnection has occurred.
(I)
上記実施の形態では、配電網モニタリングシステムの制御方法および観測時間検出方法として、図9、図10、図11、図12、図21、図25、図27および図28に示すフローチャートに従って、制御方法および観測時間検出方法を実施する例を挙げて説明したが、これに限定されるものではない。
(I)
In the above embodiment, the control method and the observation time detection method of the distribution network monitoring system are controlled according to the flowcharts shown in FIGS. 9, 10, 11, 12, 21, 25, 27, and 28. In addition, although an example in which the observation time detection method is implemented has been described, the present invention is not limited to this.
例えば、図9、図10、図11、図12、図21、図25、図27および図28に示すフローチャートに従って実施される観測時間検出方法をコンピュータに実行させる観測時間検出プログラムとして、本発明を実現しても良い。
また、観測時間検出プログラムの一つの利用形態は、コンピュータにより読取可能な、ROM等の記録媒体に記録され、コンピュータと協働して動作する態様であってもよい。
For example, as an observation time detection program for causing a computer to execute an observation time detection method implemented according to the flowcharts shown in FIGS. 9, 10, 11, 12, 21, 21, 25, 27, and 28, the present invention is It may be realized.
In addition, one usage form of the observation time detection program may be an aspect in which the program is recorded on a recording medium such as a ROM readable by a computer and operates in cooperation with the computer.
また観測時間検出プログラムの一つの利用形態は、インターネット等の伝送媒体、光・電波・音波などの伝送媒体中を伝送し、コンピュータにより読みとられ、コンピュータと協働して動作する態様であってもよい。
また、上述したコンピュータは、CPU等のハードウェアに限らずファームウェアや、OS、更に周辺機器を含むものであってもよい。
Also, one use form of the observation time detection program is an aspect in which it is transmitted through a transmission medium such as the Internet or a transmission medium such as light, radio wave, and sound wave, read by a computer, and operated in cooperation with the computer. Also good.
The computer described above is not limited to hardware such as a CPU, and may include firmware, an OS, and peripheral devices.
なお、以上説明したように、観測時間検出方法はソフトウェア的に実現してもよいし、ハードウェア的に実現しても良い。 As described above, the observation time detection method may be realized by software or hardware.
本発明の配電網モニタリングシステムは、精度良く電気使用量に関する情報を検出することが可能な効果を有し、発電計画等を立てる上で保守管理等を行う上で有用である。 The power distribution network monitoring system of the present invention has an effect of being able to detect information on the amount of electricity used with high accuracy, and is useful for performing maintenance management and the like when making a power generation plan and the like.
7 LTLS
10 配電網モニタリングシステム
53a 受信部
56 補正部
71 検出・給電部
75e カウンタ部
76 送信部
100 配電網
7 LTLS
DESCRIPTION OF
Claims (10)
送信された前記測定結果および前記カウンタ値を受信する受信部と、
前記受信部によって前記測定結果が受信されなかった未受信のタイミングが存在する場合、前記カウンタ値に基づいて前記測定結果について補正を行う補正部と、
を備えた配電網モニタリングシステム。 A measurement unit that is installed at a plurality of predetermined positions of a power line provided in a distribution network and performs electrical measurement of the power line using current flowing through the power line at each of the predetermined positions, and a measurement result by the measurement unit A transmission unit for transmitting, and a counter unit for counting the number of transmissions by the transmission unit, wherein the transmission unit transmits a counter value together with the measurement result,
A receiving unit that receives the transmitted measurement result and the counter value;
A correction unit that corrects the measurement result based on the counter value when there is an unreceived timing at which the measurement result is not received by the reception unit;
Power distribution network monitoring system with
前記測定結果は、前記積算値と、前記積算値に対応する観測時間に関する情報とを含み、
前記補正部は、前記観測時間について補正を行う、
請求項1に記載の配電網モニタリングシステム。 The measuring device has a calculation unit that calculates an integrated value of the current measured by the measurement unit,
The measurement result includes the integrated value and information related to an observation time corresponding to the integrated value,
The correction unit corrects the observation time;
The power distribution network monitoring system according to claim 1.
前記受信部によって前記測定結果が受信されなかった未受信のタイミングが存在する場合に、前記カウンタ値に基づいて、前記観測時間について補正を行うか否かを判定する判定部と、
前記補正を行う場合、前記観測時間から前記測定結果が受信されなかった未受信時間を差し引く補正を行う演算部と、を有する、
請求項2に記載の配電網モニタリングシステム。 The correction unit is
A determination unit that determines whether to correct the observation time based on the counter value when there is an unreceived timing at which the measurement result is not received by the reception unit;
When performing the correction, and having a calculation unit that performs correction to subtract the non-reception time in which the measurement result was not received from the observation time,
The power distribution network monitoring system according to claim 2.
前記判定部は、
前記カウンタ値が受信されなかった1回または複数回の未受信のタイミングの後に送信された前記カウンタ値が、前記未受信のタイミングの前に送信された前記カウンタ値から前記未受信のタイミングの回数分を含んで変化していない場合は、前記補正を行う判定をする、
請求項3に記載の配電網モニタリングシステム。 The counter unit resets the counter value when the transmission unit cannot operate,
The determination unit
The counter value transmitted after one or more unreceived timings when the counter value was not received is the number of times of the unreceived timing from the counter value transmitted before the unreceived timing. If there is no change including the minute, determine to perform the correction,
The distribution network monitoring system according to claim 3.
前記判定部は、
前記カウンタ値が受信されなかった1回または複数回の未受信のタイミングの後に送信された前記カウンタ値が、前記未受信のタイミングの前に送信された前記カウンタ値から前記未受信のタイミングの回数分を含んで変化している場合は、前記補正を行わない判定をする、
請求項3に記載の配電網モニタリングシステム。 The counter unit resets the counter value when the transmission unit cannot operate,
The determination unit
The counter value transmitted after one or more unreceived timings when the counter value was not received is the number of times of the unreceived timing from the counter value transmitted before the unreceived timing. If it has changed including the minute, it is determined not to perform the correction,
The distribution network monitoring system according to claim 3.
前記記憶部には、前記カウンタ値を受信する予定のタイミングにおいて前記受信部によって前記カウンタ値が受信されなかった場合、受信されなかったことを示す所定情報が記憶され、
前記演算部は、前記所定情報の数に基づいて、前記未受信の時間を算出する、
請求項3に記載の配電網モニタリングシステム。 A storage unit for storing the counter value and the measurement result received by the reception unit;
In the storage unit, when the counter value is not received by the receiving unit at a timing at which the counter value is scheduled to be received, predetermined information indicating that the counter value has not been received is stored.
The calculation unit calculates the unreceived time based on the number of the predetermined information.
The distribution network monitoring system according to claim 3.
請求項6に記載の配電網モニタリングシステム。 When the correction is performed, the storage unit stores the integrated value and the corrected observation time in association with each other.
The power distribution network monitoring system according to claim 6.
前記電力線を流れる電流が所定値以下の場合、前記給電部から前記測定部および前記送信部に給電が行われない、
請求項1〜7のいずれか1項に記載の配電網モニタリングシステム。 The measuring device further includes a power supply unit that supplies power to the measurement unit and the transmission unit using a current flowing through the power line,
When the current flowing through the power line is equal to or less than a predetermined value, power is not supplied from the power supply unit to the measurement unit and the transmission unit.
The distribution network monitoring system according to any one of claims 1 to 7.
請求項1〜8のいずれか1項に記載の配電網モニタリングシステム。 A relay that receives the measurement results and the counter values from a plurality of the measuring devices and transmits the results to the receiving unit;
The distribution network monitoring system according to any one of claims 1 to 8.
前記記憶部は、複数の前記測定器について前記識別情報と設置場所を対応付けて記憶し、
各々の前記測定器の前記積算値および前記補正後の前記観測時間と、各々の前記測定器の前記識別情報と、前記設置場所とに基づいて、所定区間の全体における前記積算値と、前記積算値に対応する観測時間を算出する区間演算部を更に備えた、
請求項7に記載の配電網モニタリングシステム。 The transmission unit transmits identification information unique to the measuring device together with the measurement result and the counter value,
The storage unit stores the identification information and installation locations in association with each other for a plurality of the measuring devices,
Based on the integrated value of each measuring device and the corrected observation time, the identification information of each measuring device, and the installation location, the integrated value in the entire predetermined section, and the integrated An interval calculation unit for calculating an observation time corresponding to the value;
The power distribution network monitoring system according to claim 7.
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