JP2019161859A - 配電網モニタリングシステム - Google Patents

Abstract

【課題】配電網における異常をより正確に判定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。【解決手段】配電網モニタリングシステム１０は、ＬＴＬＳ７と、受信部５３ａと、異常判定部５６とを、有する。ＬＴＬＳ７は、検出・給電部７１と、送信部７６と、カウンタ部７５ｅと、を有する。検出・給電部７１は、配電網１００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７６は、検出・給電部７１による測定結果を送信する。カウンタ部７５ｅは、送信部７６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。異常判定部５６は、受信したカウンタ値に基づいて、通信異常の発生および電力線の断線の発生の少なくとも一方を判定する。【選択図】図４

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。

近年、配電網を構成する電力線に対して取り付けられ、ＣＴ（Current Transformer）によって物理量を電流値に変換して測定する計測装置が用いられている。この計測装置は、ＣＴからの給電によって、電源なしで、配電網を構成する電力線を流れる電流値等の電気的測定を行うことができる。
また、例えば、特許文献１には、配電系統に連系する電力需要家に設置される通信機能付きの検針装置を利用して電力線の断線事故を検出するために、検針装置における検針情報の欠損状態に基づいて断線事故の判定を行う配電設備管理システムについて開示されている。

特開２０１４−３６４８２号公報

上記従来の配電設備管理システムでは、配電系統に連系する電力需要家に設置された通信機能付きの検針装置の設置数と検針情報の欠損数とを比較して、配電系統の断線または通信機能の不良の可能性を判定している。
しかしながら、断線と通信機能の不良の区別は過去の実績より設定した閾値を用いて行っているため、閾値の設定次第で異常の種類の判定が変わるため、正確に異常の種類を判断することが困難であった。

本発明の課題は、配電網における異常をより正確に判定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。

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、異常判定部とを、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。異常判定部は、受信したカウンタ値に基づいて、通信異常の発生および電力線の断線の発生の少なくとも一方を判定する。

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、受信できない理由が、電力線の断線の異常であるか、通信の異常であるかを判定することができる。
すなわち、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タイミングの直前のカウンタ値と、測定結果を受信できなかったタイミングの直後のカウンタ値の比較が行われる。そして、直前のカウンタ値から直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、測定回数カウンタ値が繰り上がっている場合には、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、通信の異常が発生したと判定することができる。また、直前のカウンタ値から直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、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、断線の異常が発生したと判定することができる。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。

以上のように、配電網における異常をより正確に判定することができる。
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、送信部は、所定時間ごとにカウンタ値を送信する。受信部は、所定時間ごとに送信されるカウンタ値を受信する。異常判定部は、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、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前後において受信されたカウンタ値に基づいて、通信異常の発生および電力線の断線の発生の少なくとも一方を判定する。

これにより、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、受信できない理由が、電力線の断線の異常であるか、通信の異常であるかを判定することができる。
なお、未受信のタイミングは、１回であってもよいし、複数回連続して続いてもよい。
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、異常判定部は、電力線の断線の異常が発生したことを判定する。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。異常判定部は、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、電力線の断線の異常が発生したと判定する。

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、測定器における測定ができておらず、測定器が送信を行えていないため、断線の異常が発生したと判定することができる。
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、異常判定部は、通信の異常が発生したことを判定する。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。異常判定部は、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受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、通信の異常発生と判定する。

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、通信の異常が発生したと判定することができる。
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、管理装置を備える。管理装置は、受信部と、異常判定部と、記憶部と、を有する。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。管理装置は、カウンタ値を受信する予定のタイミングにおいてカウンタ値を受信しなかった場合、受信しなかったことを示す所定情報を記憶部に記憶する。異常判定部は、所定情報に基づいて、異常の判定を行う。

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、所定情報が存在する場合に、異常判定部によって異常の判定を行うことができる。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。
第６の発明にかかる配電網モニタリングシステムは、第５の発明にかかる配電網モニタリングシステムであって、異常判定部は、所定回数以上、連続して所定情報が存在する場合、電力線の断線の異常が発生したと判定する。

このように、測定器からのカウンタ値を所定回数以上連続して受信することができない場合には、電力線の断線が発生していると判定することができる。
第７の発明にかかる配電網モニタリングシステムは、第４または５の発明にかかる配電網モニタリングシステムであって、異常判定部は、所定期間において、所定回数以上所定情報が存在する場合、通信の異常が発生したと判定する。

このように、測定器からのカウンタ値を所定期間において所定回数以上断続的に受信できない場合には、通信が不安定になっていると考えられるため、通信障害が発生したと判定することができる。
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、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給電部を更に有する。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ため、異常判定部が電力線の断線が発生したと判定を行うことができる。
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。

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、異常判定部は、複数の箇所における電力線の異常を判定することができる。
第１０の発明にかかる配電網モニタリングシステムは、第１〜９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、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。配電網モニタリングシステムは、記憶部と、異常箇所特定部とを更に備える。記憶部は、測定器の識別情報と設置場所を対応付けて記憶する。異常箇所特定部は、異常判定部によって異常が発生したと判定された場合、識別情報と設置場所に基づいて、異常の発生箇所を特定する。

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、異常を判定した測定器の設置場所によって、電力線の異常の発生箇所を特定することができる。
第１１の発明にかかる配電網モニタリングシステムは、第１〜１０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、通知部を更に備える。通知部は、異常判定部によって異常が発生したと判定された場合、異常の種類に関する情報を含めた異常の通知を行う。

これにより、異常の種類に応じた保守サービスに知らせることができ、異常の種類に応じた作業者を現場に派遣することができる。たとえば、断線の場合には、電力線の作業者を現場に派遣でき、通信障害の場合には、通信事業者を現場に派遣することができる。
なお、通知は、例えばクラウドサーバにアップロードすることによって行ってもよい。通知がアップロードされたクラウドサーバを各種事業者が確認してもよいし、保守サービス会社がクラウドサーバを確認し、異常の種類に応じた作業者の派遣の要請を行ってもよい。

本発明によれば、配電網における異常をより正確に判定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出来る。

本発明にかかる実施の形態における配電網モニタリングシステムの構成を示すブロック図。 図１のデータ収集中継器およびＬＴＬＳの配電網における設置場所を示す図。 図１のデータ収集中継器およびＬＴＬＳの構成を示すブロック図である。 図１の電力管理センタと保守管理センタの構成を示すブロック図。 図１の配電網モニタリングシステムのＬＴＬＳの動作を示すフロー図。 図１の電力管理センタの管理ＤＢに保存されている設定情報を示す図。 図１の電力管理センタの管理ＤＢに保存されている格納テーブルを示す図。 図１の電力管理センタの管理ＤＢに保存されている位置情報テーブルを示す図。 図１の保守管理センタの管理ＤＢに保存されている異常メッセージテーブルを示す図である。 図１のＬＴＬＳの動作を示すフロー図。 図１のデータ収集中継器の動作を示すフロー図。 図１の電力管理装置の動作を示すフロー図。 図１２の第１異常判定処理のフローを示す図。 図１３の処理において紹介された履歴データの一例を示す図。 図１３の処理において作成されたテーブルの一例を示す図。 図１３の処理において紹介された履歴データの一例を示す図。 図１３の処理において作成されたテーブルの一例を示す図。 電力線に異常が発生した場合の各装置の状態の一例を示す図。 図１２の第２異常判定処理のフローを示す図。 図１９の処理におけるユーザの設定を示す図。 図２０の設定（ｉ）における異常判断テーブルを示す図。 図２０の設定（ｉｉ）における異常判断テーブルを示す図。 図１の電力管理装置の動作における複合処理のフローを示す図。 配電網の断線の一例を示す図である。 配電網の断線の一例を示す図である。 配電網の断線の一例を示す図である。 図１の保守管理装置の動作を示すフロー図である。

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。

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、電力線の断線または通信障害等の異常の発生の判定を行う。

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、保守管理センタ４と、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。
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）における異常の発生の有無を判定する。

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、その電流値の測定結果を示すデータに基づいて異常の発生の有無の判定が行われる。

なお、電力管理センタ５において実施される異常発生の有無の判定については、後段にて詳述する。
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。

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。

（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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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による計測値を積算値を演算する。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によるカウンタ値を格納して記憶する。

送信部７６は、積算値（測定結果の一例）および送信回数カウンタ値に、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、電力管理装置５１において異常の検出に用いられる。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。

（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。

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。

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。

（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異常の判定を行う。表示・入力部５２は、ユーザが異常判定の際の設定情報を入力する。

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、異常通知部５５と、異常判定部５６と、異常箇所特定部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。

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。

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。

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。

このように、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。

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。
異常判定部５６は、管理ＤＢ５４に記憶された測定情報に基づいて配電網の異常を検出する。異常判定部５６は、第１異常判定部５６ａと、第２異常判定部５６ｂとを有する。第１異常判定部５６ａは、ＬＴＬＳ７からの測定情報を受信できなかったタイミングの直前と直後の通信回数カウンタ値に基づいて、電力線の断線の発生または通信障害の発生を判定する。第２異常判定部５６ｂは、ＬＴＬＳ７からの測定情報を受信できなかったタイミングの数に基づいて、電力線の断線の発生または通信障害の発生を判定する。これらの異常の判定については、後段において詳述する。

異常箇所特定部５７は、複数のＬＴＬＳ７の測定情報と、各々のＬＴＬＳ７の設置場所に関する情報に基づいて、異常の発生した箇所を特定する。
異常通知部５５は、異常判定部５６によって判定された異常の種類を含む異常の発生と、異常箇所特定部５７によって特定された異常の発生箇所を保守管理センタ４に通知する。

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。
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。

（保守管理センタ４）
保守管理センタ４は、電力管理センタ５からの異常の発生の通知に基づいて、配電網１００の保守管理を行う。すなわち、異常箇所特定部５７によって特定された異常の発生箇所に作業者を派遣するなどの管理を行う。その際、異常判定部５６によって、断線異常の発生と判定された場合には、電線関係の作業者を派遣し、通信障害の発生と判定された場合には、通信関係の作業者を派遣することができる。

保守管理センタ４は、図４に示すように、保守管理装置４１と、表示部４２と、を有する。保守管理装置４１は、表示制御部４１ａと、受信部４１ｂと、管理ＤＢ（データベース）４１ｄと、を有している。
表示制御部４１ａは、異常通知部５５から受信した異常検出の結果に基づいて、異常が発生したＬＴＬＳ７、データ収集中継器６等のＩＤ等を表示部４２（図３参照）に表示させる。

受信部４１ｂは、異常通知部５６ｃから送信された異常検出の結果に関するデータ等を受信する。
表示部４２は、各ＬＴＬＳ７における測定データ、あるいは配電網１００における異常の発生を示す文字情報等を表示するように、表示制御部４１ａによって制御される。これにより、管理者は、表示部４２に表示された異常検出結果等を確認して、必要に応じて、作業者を現場に派遣するなどの保守・管理を行うことができる。

管理ＤＢ４１ｄは、異常メッセージテーブル９５を記憶している。図９は、異常メッセージテーブル９５を示す図である。図９に示すように、電力管理装置５１の異常判定部５６において判定された異常の種別と、それぞれの異常に対応して表示部４２に表示させる表示メッセージが保存されている。
これにより、表示制御部４１ａは、異常判定部５６において「断線異常あり」と判定された場合には、「××で断線異常を検出しました。ただちに保守員は点検へ向かってください。」というメッセージを管理ＤＢ４１ｄから読み出して、表示部４２に表示させる。

一方、表示制御部４１ａは、異常判定部５６において「通信異常あり」と判定された場合には、「××で通信異常を検出しました。ただちにシステム管理会社へ連絡してください。」というメッセージを管理ＤＢ４１ｄから読み出して、表示部４２に表示させる。
この結果、検出された異常の種別に応じて、適切なメッセージを表示部４２に表示させるとともに、保守管理センタ４において、保守員を点検に派遣する、通信を管理するシステム管理会社へ連絡する等、異常の種別に応じて適切な対応を採ることができる。

＜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１０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。

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以下の場合、充電を行うことが出来ずＬＴＬＳ７は動作することができない。

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。

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。

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。

（データ収集中継器６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。

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Ｓ２３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。

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分ごとに電力管理装置５１に送信している。
（電力管理装置５１の動作）
図１２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。

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。

次に、ステップＳ３４において、第１異常判定部５６ａによって第１異常判定処理が行われる。第１異常判定処理は、通信回数カウンタ値に基づいた異常判定の処理であり、詳しくは後述する。
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。
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、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。

次に、ステップＳ３７において、第２異常判定部５６ｂが、第２異常判定処理を行う。第２異常判定処理は、管理ＤＢ５４上の０の通信回数カウンタ値に基づいた異常判定の処理であり、詳しくは後述する。
上記ステップＳ３４およびＳ３７の処理後、制御はステップＳ３１へ進み、電力管理装置５１は再び待機状態となる。

（第１異常判定処理）
次に、ステップＳ３４における第１異常判定処理について説明する。第１異常判定処理は、ステップＳ３３においてデータを管理サーバ５４に格納したことをトリガーとして開始される。
図１３は、第１異常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、第１異常判定部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１４は、紹介された履歴データ２００の一例を示す図である。図１４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１４では、１１時から１２時までの履歴データ２００が示されている。

次に、ステップＳ６２において、第１異常判定部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１５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。

次に、ステップＳ６３において、第１異常判定部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、第１異常判定部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。

そして、ステップＳ６５において、第１異常判定部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１５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、第１異常判定部５６ａは、ＩＤｎｅｗ−（Ｃｎ＋１）＝ＩＤｇｏｏｄであるか否かを判定する。図１５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、第１異常判定部５６ａは、通信異常が発生したと判定し、保守管理装置４１に通信異常が発生したことを通知する。

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。

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、第１異常判定部５６ａは、電力線の断線が発生したと判定し、保守管理装置４１に断線が発生したことを通知する。
電力線の断線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１６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１６では、１１時から１２時までの履歴テーブル２０２が示されている。次に、ステップＳ６２において、第１異常判定部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１７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。

次に、ステップＳ６３において、第１異常判定部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、第１異常判定部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。

そして、ステップＳ６６において、第１異常判定部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１７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、第１異常判定部５６ａは、ＩＤｎｅｗ−（Ｃｎ＋１）＝ＩＤｇｏｏｄであるか否かを判定する。図１７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、第１異常判定部５６ａは、断線異常が発生したと判定する。

すなわち、電力線の断線が発生している場合には、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、ＬＴＬＳ７が動作せず、電力線が断線していると判定することができる。

ステップＳ６７、Ｓ６８、Ｓ６９の後、制御は図１２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通信異常もしくは断線異常と判定する理由について更に詳しく説明する。
図１８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１８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１８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。

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。

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１３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。すなわち、図１８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わかり、通信障害が発生していると判定することができる。

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１３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１８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、電力線に断線が発生していると判定することができる。

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通信異常もしくは電力線の断線の異常が発生したことを判定することができる。
（第２異常判定処理）
次に、ステップＳ３７における第２異常判定処理について説明する。この第２異常判定処理は、通信回数カウンタとして０（ゼロ）の値が格納されることをトリガーとして開始される。

図１９は、第２異常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、第２異常判定部５６ｂ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２０は、ユーザによる設定を示す図である。設定（ｉ）は、電力線の断線の異常を判定する対象期間と、閾値（連続０データ数（Ｘ））を含む。図２０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。設定（ｉｉ）は、通信の異常を判定する対象期間と、閾値（０データ数（Ｙ））を含む。図２０では、設定（ｉｉ）の対象期間が６０分に設定され、閾値が５回に設定されている。ここで、断線の異常判定の対象期間は、通信異常の判定の対象期間よりも短く設定される。

次に、ステップＳ４２において、第２異常判定部５６ｂ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１４に示すようなデータである。
次に、ステップＳ４３において、第２異常判定部５６ｂは、異常判断テーブル９７、９８を管理サーバ５４上に作成する。図２１は、設定（ｉ）における異常判断テーブル９７を示す図である。図２２は、設定（ｉｉ）における異常判断テーブル９８を示す図である。

異常判断テーブル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。
異常判断テーブル９８のうち抽出データテーブル９８ａには、ＬＴＬＳＩＤと設定（ｉｉ）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、０データテーブル９８ｂには、設定（ｉｉ）の期間における０（ゼロ）の数Ｃ０と、設定値（Ｙ）が示されている。

次に、ステップＳ４４において、電力線の断線の異常判定処理が開始され、ステップＳ４５において、第２異常判定部５６ｂ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、異常判断テーブル９７の抽出データテーブル９７ａに反映する。図２１は、図２０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異常判断テーブル９７を示す図である。図２１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、異常判断テーブル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異常判断テーブル９７が作成される。

次に、ステップＳ４６において、第２異常判定部５６ｂ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、異常判断テーブル９７の連続０データテーブル９７ｂに反映する。図２１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。

次に、ステップＳ４７において、第２異常判定部５６ｂ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、第２異常判定部５６ｂは電力線が断線したと判定し、ステップＳ４８において、異常通知部５５が、保守管理センタ４の保守管理装置４１に通報する。図２１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、第２異常判定部５６ｂは、電力線の断線が発生したと判定する。

一方、ステップＳ４７において、Ｍ０がＸより小さい場合には、ステップＳ４９において、通信異常判定処理が開始される。
通信異常判定処理が開示されると、ステップＳ５０において、第２異常判定部５６ｂは、最新の格納テーブルから設定（ｉｉ）の期間分のデータを抽出し、異常判断テーブル９８の抽出データテーブル９８ａに反映する。図２２は、図２０に示す設定（ｉｉ）に基づいて作成され、１１時から１２時までのデータが反映された異常判断テーブル９８を示す図である。図２２に示す抽出データテーブル９８ａでは、ＬＴＬＳＩＤが００１のＬＴＬＳ７の１１時から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（ｉｉ）において対象期間が６０分に設定されているため、異常判断テーブル９８は６０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時から１２時までの測定データから異常判断テーブル９８が作成される。

次に、ステップＳ５１において、第２異常判定部５６ｂは、抽出データテーブル９８ａから、通信回数カウンタが０（ゼロ）となっている数（Ｃ０）を抽出して、異常判断テーブル９８の０データテーブル９８ｂに反映する。図２２の抽出データテーブル９８ａでは、１１：０５、１１：２０、１１：２５、１１：３５、１１：５０、１２：００の通信回数カウンタが０（ゼロ）となっているため、０の数Ｃ０は６回となる。

次に、ステップＳ５２において、第２異常判定部５６ｂは、設定（ｉｉ）における設定値Ｙと、最大数Ｃ０を比較し、Ｃ０がＹ以上であるか否かを判定する。そして、Ｃ０がＹ以上の場合、第２異常判定部５６ｂは通信異常が発生したと判定し、ステップＳ５３において、異常通知部５５が、保守管理センタ４の保守管理装置４１に通報する。図２２に示す例では、Ｃ０は６回であり、Ｙの設定値である５以上となるため、第２異常判定部５６ｂは、通信異常が発生したと判定する。

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、電力線の断線が発生していると判断することができる。また、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、所定期間において断続的に所定回数以上あったときは、断線よりも通信異常が発生していると判断することができる。

（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２３は、電力管理装置５１の複合処理のフローを示す図である。
ステップＳ３４およびステップＳ３７において、異常の発生が判定された場合、ステップＳ７１において、異常箇所特定部５７は、異常が発生したと判定したＬＴＬＳ７に関連するＬＴＬＳのデータを収集する。ここで、関連するＬＴＬＳ７とは、例えば、異常が発生したＬＴＬＳ７と繋がっている電力線に設置されているＬＴＬＳ７としてもよく、エリアコードが一致するＬＴＬＳ７としてもよいし、中継器管理コードが一致するＬＴＬＳ７としてもよい。

次に、ステップＳ７２において、異常箇所特定部５７は、複数のＬＴＬＳ７から収集したデータおよび位置管理情報テーブル９４を用いて異常箇所の特定を行う。図２４は、配電網１００の断線の一例を示す図である。図２４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２４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。

図２４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。

そして、Ｌｓ４においてステップＳ３４またはステップＳ３７のいずれかで断線異常が発生していると判定され、Ｌｓ１、Ｌｓ２、Ｌｓ３、Ｌｓ５の測定回数カウンタ値は正常であり、Ｌｈ１〜Ｌｈ５のカウンタ値が正常であるとする。この場合、図２４における地点ａ〜地点ｂの間で断線が発生していると特定することができる。
また、図２５は、配電網１００の断線の他の一例を示す図である。図２５に示す配電網１００では、Ｌｈ１においてステップＳ３４およびステップＳ３７のいずれかで断線異常が発生していると判定され、Ｌｓ１、Ｌｓ２、Ｌｓ３、Ｌｓ４、Ｌｓ５の測定回数カウンタ値は正常であり、Ｌｈ２〜Ｌｈ５のカウンタ値が正常である。この場合、図２４中地点ａ〜地点ｂの間で断線が発生していると特定することができる。

また、図２６は、配電網１００の断線の他の一例を示す図である。図２６に示す配電網１００では、Ｌｈ１〜Ｌｈ５、Ｌｓ３、Ｌｓ４、Ｌｓ５においてステップＳ３４およびステップＳ３７のいずれかで断線異常が発生していると判定され、Ｌｓ１、Ｌｓ２の測定回数カウンタ値は正常である。この場合、図２６中の地点ａ〜地点ｂの間で断線が発生していると特定することができる。

このように、異常発生箇所を特定することができる。
（保守管理装置４１の動作）
図２７は、保守管理装置４１の動作を示すフロー図である。
はじめに、ステップＳ８１において、保守管理装置４１は待機状態となっている。
ステップＳ８２において、電力管理装置５１からの異常発生のアラートを受信すると、ステップＳ８３において作業員に通報が行われる。ここで、保守管理装置４１には、異常の種類（断線もしくは通信）も送信されるため、異常の種類に応じて作業員を派遣することができる。

次に、ステップＳ８４において、表示制御部４１ａが表示部５１ｃに図９に示す異常メッセージと異常箇所の表示を行う。
これによって、異常の種類にあわせた作業員が異常発生箇所に向かうことができる。
以上のように、本実施の形態の配電網モニタリングシステム１０は、配電網１００における異常をより正確に判定することが可能である。

また、上述した家屋１０８にスマートメータが設けられていてもよく、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。

（Ａ）
上記実施の形態では、第１異常判定部５６ａによる第１異常判定処理と第２異常判定部５６ｂによる第２異常判定処理の双方の異常判定が行われているが、どちらか一方だけが設けられていてもよい。
（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。

（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。

（Ｄ）
上記実施の形態では、電力管理装置５１に異常判定部５６が設けられており、電力管理装置５１で異常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、異常判定部５６が設けられ、データ収集中継器６で異常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で判定された異常の判定結果データだけが送信されてもよい。

（Ｅ）
上記実施の形態では、電力管理装置５１が、本発明の通知部の一例としての異常通知部８６を有しており、電力管理装置５１が異常の通知を行っているが、上記（Ｄ）で述べたように、データ収集中継器６において異常の判定を行う場合には、データ収集中継器６が異常通知部８６を有していても良い。
なお、異常の通知としては、保守管理センタ４に通知するだけに限らず、光や音を発しても良い。

（Ｆ）
上記実施の形態では、図１５および図１７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ト値を用いて異常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（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）
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異常検出方法として、図１０、図１１、図１２、図１３、および図１９に示すフローチャートに従って、制御方法および異常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。

例えば、図１０、図１１、図１２、図１３、および図１９に示すフローチャートに従って実施される機能設定方法をコンピュータに実行させる機能設定プログラムとして、本発明を実現しても良い。
また、機能設定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。

また、機能設定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。

なお、以上説明したように、機能設定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。

本発明の配電網モニタリングシステムは、配電網における異常をより正確に判定することが可能な効果を有し、保守管理等を行う上で有用である。

７ ＬＴＬＳ
１０ 配電網モニタリングシステム
５３ａ 受信部
５６ 異常判定部
７１ 検出・給電部
７５ｅ カウンタ部
７６ 送信部
１００ 配電網

Claims (11)

1. 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、各々の前記所定位置において前記電力線を流れる電流を利用して前記電力線の電気的測定を行う測定部と、前記測定部による測定結果を送信する送信部と、前記送信部による送信回数をカウントするカウンタ部と、を有し、前記送信部は、前記測定結果とともにカウンタ値を送信する、測定器と、
   送信された前記カウンタ値を受信する受信部と、
   受信した前記カウンタ値に基づいて、通信異常の発生および前記電力線の断線の発生の少なくとも一方を判定する異常判定部と、
   を備えた配電網モニタリングシステム。
2. 前記送信部は、所定時間ごとに前記カウンタ値を送信し、
   前記受信部は、前記所定時間ごとに送信される前記カウンタ値を受信し、
   前記異常判定部は、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、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前後において受信された前記カウンタ値に基づいて、通信異常の発生および前記電力線の断線の発生の少なくとも一方を判定する、
   請求項１に記載の配電網モニタリングシステム。
3. 前記異常判定部は、前記電力線の断線の異常が発生したことを判定し、
   前記カウンタ部は、前記送信部が動作できない場合に、前記カウンタ値をリセットし、
   前記異常判定部は、
   前記カウンタ値が受信されなかった１回または複数回の前記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、前記電力線の断線の異常が発生したと判定する、
   請求項２に記載の配電網モニタリングシステム。
4. 前記異常判定部は、前記通信の異常が発生したことを判定し、
   前記カウンタ部は、前記送信部が動作できない場合に、前記カウンタ値をリセットし、
   前記異常判定部は、
   前記カウンタ値が受信されなかった１回または複数回の前記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受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、前記通信の異常発生と判定する、
   請求項２に記載の配電網モニタリングシステム。
5. 前記受信部と、前記異常判定部と、前記受信部で受信された前記カウンタ値と前記測定結果を記憶する記憶部と、を有する管理装置を備え、
   前記管理装置は、
   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カウンタ値を受信しなかった場合、受信しなかったことを示す所定情報を前記記憶部に記憶し、
   前記異常判定部は、前記所定情報に基づいて、異常の判定を行う、
   請求項１に記載の配電網モニタリングシステム。
6. 前記異常判定部は、所定回数以上、連続して前記所定情報が存在する場合、前記電力線の断線の異常が発生したと判定する、
   請求項５に記載の配電網モニタリングシステム。
7. 前記異常判定部は、所定期間において、所定回数以上、前記所定情報が存在する場合、前記通信の異常が発生したと判定する、
   請求項５または６に記載の配電網モニタリングシステム。
8. 前記測定器は、前記電力線を流れる電流を用いて前記測定部および前記送信部に給電を行う給電部を更に有し、
   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。
9. 複数の前記測定器から前記測定結果および前記カウンタ値を受信し、前記受信部に送信する中継器を更に備えた、
   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。
10. 前記送信部は、前記測定結果および前記カウンタ値とともに前記測定器に固有の識別情報を送信し、
    前記測定器の前記識別情報と設置場所を対応付けて記憶する記憶部と、
    前記異常判定部によって異常が発生したと判定された場合、前記識別情報と前記設置場所に基づいて、前記異常の発生箇所を特定する異常箇所特定部と、を更に備えた、
    請求項１〜４のいずれか１項に記載の配電網モニタリングシステム。
11. 前記異常判定部によって異常が発生したと判定された場合、前記異常の種類に関する情報を含めた異常の通知を行う通知部を更に備えた、
    請求項１〜１０のいずれか１項に記載の配電網モニタリングシステム。

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