JP2022191737A

JP2022191737A - 接続相推定システム及び接続相推定方法

Info

Publication number: JP2022191737A
Application number: JP2021100147A
Authority: JP
Inventors: 翔太弓木; Shota Yumiki; 富裕高野; Tomihiro Takano; 俊介河野; Shunsuke Kono
Original assignee: Mitsubishi Electric Corp
Current assignee: Mitsubishi Electric Corp
Priority date: 2021-06-16
Filing date: 2021-06-16
Publication date: 2022-12-28

Abstract

【課題】広範囲に亘って柱上変圧器の接続相を精度良く推定することができる接続相推定システムを得る。【解決手段】複数のＤＥＲ６は複数の柱上変圧器４に対応して設けられる。各ＤＥＲ６は二相の低圧配電線５を介して対応する柱上変圧器４と接続され、二相の低圧配電線５間の電圧である計測電圧を計測し、計測電圧を示すＤＥＲデータＤ６を接続相推定装置７に送信する。接続相推定装置７のデータ解析部１１は、二相短絡状態の発生時に、複数のＤＥＲデータＤ６が示す複数の計測電圧に基づき、複数のＤＥＲ６のうち短絡相に接続された短絡相接続ＤＥＲを検出して、短絡相接続ＤＥＲを示すデータ解析情報Ｄ１１を取得するデータ解析処理を実行する。推定処理実行部１２は短絡相接続ＤＥＲと短絡二相とに基づき、複数の柱上変圧器４の接続相を推定する接続相推定処理を実行する。【選択図】図１

Description

本開示は、高圧配電線に接続された柱上変圧器の接続相を推定する接続相推定システム及び接続相推定方法に関する。

国内の高圧配電系統は三相３線方式で運用されている。すなわち、高圧配電線は三相に対応して３つの配電線を含んでいる。一方、単相で電力供給を受ける需要家は、高圧配電線の３線のうち、任意の２線に接続される柱上変圧器を介して配電系統に連系される。このため、負荷が接続される高圧配電線の相が偏ることで、三相不平衡が生じ、電圧の管理が困難化することが指摘されている。各柱上変圧器が高圧配電線の３線のうちどの２線に接続されているか、つまり柱上変圧器の接続相を把握、管理することにより、接続される負荷が少ない相に新たに負荷を接続する等して、電圧管理が行える。しかし、各柱上変圧器の接続相は一般に管理されていない。柱上変圧器の接続相が管理されていない状態で、三相不平衡が大きくなると、三相不平衡を抑制するために新たに電圧制御機器を設置する等の対策が必要となり、余分なコストが発生する。

また、高圧配電線で地絡に至らない断線が発生する際、接続相が管理されていない状態で断線箇所を絞り込むことは困難であると考えられる。このため、柱上変圧器と高圧配電線との接続相を把握、管理することにより、断線箇所等の事故箇所を早急に特定することが望まれている。

しかし、配電系統内において、柱上変圧器の数は膨大であり、接続相を目視により確認する方法は現実的ではない。そのため、接続相を推定可能な装置やシステムの開発が望まれている。

柱上変圧器の接続相を推定する技術として、例えば、特許文献１で開示された相グループ推定装置や特許文献２で開示された接続相推定装置がある。

特許文献１で開示された相グループ推定装置は、接続相が同一となる柱上変圧器の配下にあるスマートメータが測定する電圧の時間変化は概ね同じであると考えられるため、各柱上変圧器を接続相によって分類することができる。また、高圧配電線における断線発生時、柱上変圧器の接続方式により、断線箇所に対して負荷側にある需要家のスマートメータが電圧低下を検知するかどうかが決定される。特許文献１で開示された相グループ推定装置は、この事象に着目して、柱上変圧器の接続相を推定している。

特許文献２で開示された接続相推定装置は、高圧配電線の３線の電流計測値とスマートメータにより計測された各需要家の有効電力データとを取得している。高圧配電線と任意の２線で接続される柱上変圧器を介し、低圧配電線に接続される需要家の電力使用量が増加すると、需要家が接続される高圧配電線の２線を流れる電流も増加する。特許文献２で開示された接続相推定装置は、この事象に着目し、取得したデータより、高圧配電線の３線の電流値と需要家の有効電力量との相関を解析し、接続相を推定している。

国際公開第２０１８／１７９２８３号特開２０２０－１４１４９０号公報

特許文献１で開示された技術では、断線が発生する際、事故が発生した同一配電線、かつ事故箇所より配電用変電所と反対側の範囲にしか事故の影響は及ばないため、一回の断線で接続相を推定可能な柱上変圧器の数が限定されてしまうという問題点があった。また、断線は配電線事故の中でも発生件数が少ないという問題点もあった。

特許文献２で開示された技術では、三相で接続された高圧需要家に供給される３線の電流値を算出することで、高圧需要家の影響を排除し、接続相の推定を行っている。しかし、実際は三相不平衡が生じているため、３線の電流値を正確に算出することは困難であるという問題点があった。このように、特許文献２で開示された技術は、高圧需要家の影響を考慮して接続相を推定するという点で制約があった。

本開示は上記問題点を解決するためになされたもので、広範囲に亘って柱上変圧器の接続相を精度良く推定することができる接続相推定システム及び接続相推定方法を得ることである。

本開示に係る請求項１記載の接続相推定システムは、三相交流の配電系統における複数の柱上変圧器それぞれの接続相を推定する接続相推定システムであって、前記配電系統は、配電用変電所と、三相の第１の配電線を介して前記配電用変電所に接続される前記複数の柱上変圧器とを備え、前記複数の柱上変圧器はそれぞれ三相の第１の配電線のうち二相の第１の配電線に接続され、前記接続相推定システムは、接続相推定装置と、前記複数の柱上変圧器に対応して設けられる複数の電圧計測器とを備え、前記複数の電圧計測器はそれぞれ、二相の第２の配電線を介して前記複数の柱上変圧器のうち対応する柱上変圧器に接続され、前記複数の電圧計測器はそれぞれ、二相の第２の配電線間の電圧を計測電圧として計測し、前記計測電圧または短絡相接続状態を示す計測関連情報を取得し、前記短絡相接続状態は接続される柱上変圧器の接続相が短絡相である状態であり、前記接続相推定装置は、前記複数の電圧計測器それぞれの前記計測関連情報を複数の計測関連情報として取得するデータ取得部と、前記複数の計測関連情報、電力管理情報及び接続相情報を記憶する推定用記憶部とを含み、前記電力管理情報は前記複数の柱上変圧器と前記複数の電圧計測器との間の接続状態を示す変圧器接続情報を含み、前記接続相情報は前記複数の柱上変圧器それぞれの推定接続相を示し、前記接続相推定装置は、前記配電系統の三相のうち二相が短絡する二相短絡状態の発生時に、前記複数の計測関連情報に基づき、前記複数の電圧計測器のうち、接続相が短絡相となる短絡相接続計測器を検出して、前記短絡相接続計測器を示すデータ解析情報を取得するデータ解析処理を実行するデータ解析部と、前記データ解析情報、前記電力管理情報及び前記接続相情報に基づき、前記複数の柱上変圧器のうち少なくとも一部の推定接続相を推定する接続相推定処理を実行する推定処理実行部とをさらに含む。

本開示の接続相推定システムにおける接続相推定装置のデータ解析部は、二相短絡状態の発生時に、データ解析情報を取得するデータ解析処理を実行している。二相短絡状態の発生時において、複数の電圧計測器のうち、短絡相を接続相としている柱上変圧器に接続される電圧計測器にて計測される計測電圧は著しく低下する。このため、データ解析部は、複数の計測関連情報に基づき、低下度合が大きい計測電圧を計測した電圧計測器を短絡相接続計測器として認識し、当該短絡相接続計測器を示すデータ解析情報を得ることができる。

したがって、推定処理実行部は、データ解析情報を用いて接続相推定処理を実行することにより、複数の柱上変圧器から、接続相を短絡相とする柱上変圧器を精度良く推定することができる。

その結果、本開示の接続相推定システムは、一度の二相短絡状態発生時に広範囲に亘って柱上変圧器の接続相を精度良く推定することができる。

本開示の実施の形態１である接続相推定システムの構成を示すブロック図である。実施の形態１の接続相推定システムの主要部となる接続相推定装置の構成を模式的に示すブロック図である。ＤＥＲの内部構成を模式的に示すブロック図である。接続相を推定する際の実施の形態１の接続相推定装置の処理手順を示すフローチャートである。正常時における２相間電圧を模式的に示す説明図である。異常時における２相間電圧を模式的に示す説明図である。高圧配電線に接続相ＢＣが短絡した場合を示す説明図である。高圧配電線に接続相ＡＢが短絡した場合を示す説明図である。接続相データの更新内容（初期段階）を示す説明図である。接続相データの更新内容（中間段階）を示す説明図である。接続相データの更新内容（最終段階）を示す説明図である。本開示の実施の形態２である接続相推定システムの構成を示すブロック図である。センサ付開閉器の内部構成を模式的に示すブロック図である。接続相を推定する際の実施の形態２の接続相推定装置の処理手順を示すフローチャートである。接続相を推定する際の実施の形態２の変形例の処理手順を示すフローチャートである。実施の形態３の接続相推定システムが用いるＤＥＲの内部構成を模式的に示すブロック図である。接続相を推定する際の実施の形態３の第１の態様の処理手順を示すフローチャートである。接続相を推定する際の実施の形態３の第２の態様の処理手順を示すフローチャートである。接続相推定装置の一部に対応する処理回路の構成を示すブロック図である。接続相推定装置の一部に対応する処理回路の別の構成例を示すブロック図である。

以下に、本開示の実施の形態にかかる接続相推定システムを図面に基づいて詳細に説明する。なお、この実施の形態により本開示が限定されるものではない。

＜実施の形態１＞
（全体構成）
図１は本開示の実施の形態１である接続相推定システム１０１の構成を示すブロック図である。接続相推定システム１０１は後に詳述する接続相推定装置７とＤＥＲ６ａ～６ｆとを主要構成要素として含んでいる。

図１に示すように、三相交流の配電系統では配電用変電所１内に存在する三相の内部配電線３１から、遮断器２ａ及び２ｂを介して三相の高圧配電線３ａ及び３ｂが接続されている。高圧配電線３ａ及び３ｂが第１の配電線となる。配電用変電所１内の内部配電線３１は外部の三相の送電線と図示しない配電用変圧器を介して接続される。

図１では２本の高圧配電線３ａ及び３ｂを示しているが、配電線は何本であっても良い。このように、高圧配電線３ａ及び３ｂはそれぞれＡ相、Ｂ相及びＣ相からなる三相３線式を採用した三相の第１の配電線となる。以下、遮断器２ａ及び２ｂを区別せずに総称するときは単に「遮断器２」と記載し、高圧配電線３ａ及び３ｂを区別せずに総称するときは単に「高圧配電線３」と記載する。

図１に示した例では、柱上変圧器４ａ～４ｆはそれぞれ三相３線式の高圧配電線３に接続される。具体的には、柱上変圧器４ａ～４ｄは高圧配電線３ａに接続され、柱上変圧器４ｅ及び４ｆは高圧配電線３ｂに接続される。

柱上変圧器４ａ～４ｆはそれぞれ三相３線式の高圧配電線３のうち二相の高圧配電線３に選択的に接続される。すなわち、柱上変圧器４ａ～４ｆはそれぞれ高圧配電線３の３線のうち２線に選択的に接続される。

ここで、図１に示すように、柱上変圧器４ａ、４ｄ及び４ｆはそれぞれ高圧配電線３のＢ相及びＣ相に接続され、柱上変圧器４ｂは高圧配電線３のＡ相及びＢ相に接続され、柱上変圧器４ｃ及び４ｅは高圧配電線３のＡ相及びＣ相に接続されるとする。以下、柱上変圧器４ａ～４ｆを区別せずに総称するときは単に「柱上変圧器４」と記載する。また、柱上変圧器４ａ～４ｆ全体を指すときに「複数の柱上変圧器４」と記載する場合がある。

ここで、柱上変圧器４が高圧配電線３のＡ相及びＢ相に接続される場合の接続相を接続相ＡＢとし、高圧配電線３のＢ相及びＣ相に接続される場合の接続相を接続相ＢＣとし、高圧配電線３のＣ相及びＡ相に接続される場合の接続相を接続相ＣＡとする。図１では、高圧配電線３に接続される柱上変圧器４は柱上変圧器４ａ～４ｆの６つを示しているが、柱上変圧器４の接続数は制限されない。ここで、高圧配電線３は分岐を有さない配電系統を示しているが、高圧配電線３が分岐を有する配電系統であってもよく、限定されない。

また、柱上変圧器４ａ～４ｆを介して二相の低圧配電線５ａ～５ｆは三相の高圧配電線３のうち二相の高圧配電線３に接続される。低圧配電線５ａ～５ｄは柱上変圧器４ａ～４ｄを介して高圧配電線３ａに接続され、低圧配電線５ｅ及び５ｆは柱上変圧器４ｅ及び４ｆを介して高圧配電線３ｂに接続される。

図１で示す配電系統では、低圧配電線５ａ、５ｄ及び５ｆの接続相は接続相ＢＣとなり、低圧配電線５ｂの接続相は接続相ＡＢとなり、低圧配電線５ｃ及び５ｅの接続相は接続相ＣＡとなる。

低圧配電線５ａにＤＥＲ(Distributed Energy Resource : 分散型エネルギー資源)６ａが接続される。ＤＥＲ６ａは、負荷に対応して、太陽光発電、蓄電池、電気自動車等、配電系統とパワーコンディショナーやインバータを介して連系される需要家機器であり、通信機能、電流計測機能、電圧計測機能等を有している。

低圧配電線５ｂ～５ｆは、低圧配電線５ａと同様、ＤＥＲ６ｂ～６ｆに接続される。したがって、低圧配電線５ａ～５ｆとＤＥＲ６ａ～６ｆとが連系されている。

図１で示す配電系統では、ＤＥＲ６ａ，６ｄ及び６ｆの接続相は接続相ＢＣとなり、ＤＥＲ６ｂの接続相は接続相ＡＢとなり、ＤＥＲ６ｃ及び６ｅの接続相は接続相ＣＡとなる。

以下、低圧配電線５ａ～５ｆを区別せずに総称して示すときは単に「低圧配電線５」と記載し、ＤＥＲ６ａ～６ｆを区別せずに総称して示すときは単に「ＤＥＲ６」と記載する。また、低圧配電線５ａ～５ｆ全体を指す場合に「複数の低圧配電線５」と記載する場合があり、ＤＥＲ６ａ～６ｆ全体を指す場合に「複数のＤＥＲ６」と記載する場合がある。図１で示す例では、一つの低圧配電線５に連系されるＤＥＲ６の数は“１”であるが２以上であっても良い。

このように、複数の柱上変圧器４に対応して、複数の電圧計測器である複数のＤＥＲ６が設けられる。対応する柱上変圧器４とＤＥＲ６とは同一の接続相となる。

実施の形態１では、配電用変電所１、ＤＥＲ６、給電制御システム８はそれぞれ接続相推定装置７と通信ネットワークを介して接続される。通信ネットワークはインターネットであってもよく、専用のネットワークであってもよく、その両者を用いてもよく、限定されない。なお、給電制御システム８は、送電線の線間電圧、送電線を流れる電流を監視・制御している。

（接続相推定装置７）
図２は、接続相推定システムの主要部となる接続相推定装置７の構成を模式的に示すブロック図である。図２に示すように、接続相推定装置７は、事故情報受信部９、データ取得部１０、データ解析部１１、推定処理実行部１２、及び記憶部１３を主要構成要素として含んでいる。

事故情報受信部９は、事故発生情報Ｔｎを受ける。事故発生情報Ｔｎは事故発生情報Ｔ１及び事故発生情報Ｔ８のうち少なくとも一つを含んでいる。事故発生情報Ｔ１は配電用変電所１から通信ネットワークを介して送信される情報であり、事故発生情報Ｔ８は給電制御システム８から通信ネットワークを介して送信される情報である。

事故発生情報Ｔ１は断線情報Ｔ１０、二相短絡発生情報Ｔ１２及び三相短絡発生情報Ｔ１３のうち少なくとも一つの情報を含んでいる。断線情報Ｔ１０は事故原因が断線であることを示し、二相短絡発生情報Ｔ１２は事故原因が二相短絡であり、かつ、短絡した二相である短絡二相を示している。三相短絡発生情報Ｔ１３は事故原因が三相短絡であることを示している。

事故発生情報Ｔ８は、事故発生情報Ｔ１と同様、断線情報Ｔ８０、二相短絡発生情報Ｔ８２及び三相短絡発生情報Ｔ８３のうち少なくとも一つの情報を含んでいる。断線情報Ｔ８０は事故原因が断線であることを示し、二相短絡発生情報Ｔ８２は事故原因が二相短絡であり、かつ、短絡した二相である短絡二相を示している。三相短絡発生情報Ｔ８３は事故原因が三相短絡であることを示している。

二相短絡発生情報Ｔ１２及びＴ８２が外部二相短絡情報となる。外部二相短絡情報は二相短絡状態の発生、及び短絡された二相である短絡二相を示す情報である。

なお、二相短絡状態とは、配電系統の三相のうち二相が短絡する状態であり、三相のいずれかが断線する状態や三相すべてが短絡する状態は含まない。具体的には、二相短絡状態とは、三相の第１の配電線である高圧配電線３のうち二相の高圧配電線３間が短絡する状態、または高圧配電線３に配電用変電所１を介して接続される三相の送電線のうち二相の送電線間が短絡する状態を意味する。したがって、短絡二相は三相の送電線における短絡された二相または三相の高圧配電線３における短絡された二相となる。

このように、配電用変電所１及び給電制御システム８は、外部二相短絡情報を含む可能性がある事故発生情報Ｔ１及びＴ８を接続相推定装置７に出力する短絡情報出力部として機能する。

また、高圧配電線３ａ及び３ｂ間は遮断器２ａ及び２ｂ並び内部配電線３１を介して接続され、送電線は図示しない配電用変圧器を介して内部配電線３１と接続されている。したがって、高圧配電線３ａ及び３ｂ並びに送電線のうちいずれか一つで短絡が生じると、電気的影響は高圧配電線３ａ及び３ｂ並びに送電線の全てに及ぶ。

例えば、送電線での短絡が生じた場合、送電線に大電流が流れ、電圧が低下する。このため、配電用変電所１内の内部配電線３１の電圧が低下し、内部配電線３１と遮断器２を介して接続される高圧配電線３にも短絡による電圧低下が伝わる。

このように、事故情報受信部９は、各々が二相短絡発生情報Ｔ１２及びＴ８２を含む可能性がある事故発生情報Ｔ１及び事故発生情報Ｔ８を受信する二相短絡情報受信部として機能する。

データ取得部１０は、ＤＥＲ６から送信される計測関連情報であるＤＥＲデータＤ６を取得する。すなわち、データ取得部１０は、複数のＤＥＲ６それぞれのＤＥＲデータＤ６を複数のＤＥＲデータＤ６として取得する。複数のＤＥＲデータＤ６が複数の計測関連情報となる。

データ取得部１０は、複数のＤＥＲ６から送信された複数のＤＥＲデータＤ６を受信する機能だけでなく、データ取得部１０自ら複数のＤＥＲ６が記憶する複数のＤＥＲデータＤ６を能動的に収集する機能を有する。

推定用記憶部である記憶部１３はＤＥＲデータＤ６、ＤＥＲ管理情報Ｄ１２、及び接続相情報Ｄ１３を記憶している。電力管理情報であるＤＥＲ管理情報Ｄ１２は、複数の柱上変圧器４それぞれが高圧配電線３に接続される位置を示す変圧器位置情報に加え、複数のＤＥＲ６が複数の柱上変圧器４のうちどの柱上変圧器４を介して高圧配電線３に連系されているかを示す変圧器接続情報を含んでいる。

例えば、図１においてＤＥＲ６ａは柱上変圧器４ａ、ＤＥＲ６ｂは柱上変圧器４ｂ、ＤＥＲ６ｃは柱上変圧器４ｃ、ＤＥＲ６ｄは柱上変圧器４ｄ、ＤＥＲ６ｅは柱上変圧器４ｅ、ＤＥＲ６ｆは柱上変圧器４ｆを介してそれぞれ高圧配電線３に連系されることが、ＤＥＲ管理情報Ｄ１２の変圧器接続情報によって示される。

さらに、柱上変圧器４ａ～４ｄの高圧配電線３ａに接続される位置、及び柱上変圧器４ｅ及び４ｆが高圧配電線３ｂに接続される位置は、ＤＥＲ管理情報Ｄ１２の変圧器位置情報によって示される。

接続相情報Ｄ１３は、推定処理実行部１２により推定された、複数の柱上変圧器４それぞれの推定接続相を示す情報である。

データ解析部１１は、複数のＤＥＲ６それぞれから取得したＤＥＲデータＤ６に基づき、ＤＥＲ６により計測された計測電圧がどの程度低下しているかを解析するデータ解析処理を実行する。実施の形態１では、計測関連情報となるＤＥＲデータＤ６は計測電圧を示している。なお、計測電圧については後に詳述する。

すなわち、データ解析部１１は、複数の計測関連情報である複数のＤＥＲデータＤ６に基づき、複数のＤＥＲ６のうち、接続相が短絡相となる短絡相接続ＤＥＲを検出して、短絡相接続ＤＥＲを示すデータ解析情報Ｄ１１を取得するデータ解析処理を実行する。短絡相接続ＤＥＲが短絡相接続計測器となる。

推定処理実行部１２は、データ解析部１１より得られるデータ解析情報Ｄ１１、事故情報受信部９が受信した外部二相短絡情報、記憶部１３に格納されたＤＥＲ管理情報Ｄ１２及び接続相情報Ｄ１３に基づき、柱上変圧器４の接続相を推定する接続相推定処理を実行する。なお、前述したように、外部二相短絡情報は二相短絡発生情報Ｔ１２あるいは二相短絡発生情報Ｔ８２である。

すなわち、推定処理実行部１２は、データ解析情報Ｄ１１、外部二相短絡情報、ＤＥＲ管理情報Ｄ１２及び接続相情報Ｄ１３に基づき、複数の柱上変圧器４のうち少なくとも一部の推定接続相を推定する接続相推定処理を実行する。

さらに、推定処理実行部１２は接続相推定処理によって推定された推定接続相が反映されるように接続相情報Ｄ１３を更新して、更新した接続相情報Ｄ１３を記憶部１３の保存する記憶部保存処理をさらに実行する。

（ＤＥＲ６）
図３は、ＤＥＲ６の内部構成を模式的に示すブロック図である。図３に示すように、ＤＥＲ６は計測部１４、記憶部１５、通信部１６、及び電圧低下検知部１７を主要構成要素として含んでいる。なお、図３では発電部の図示を省略している。

計測器用計測部である計測部１４は、二相の第２の配電線である二相の低圧配電線５間の電圧を計測電圧として計測する。計測電圧を指示する計測データＤ１４が記憶部１５及び電圧低下検知部１７に付与される。

電圧低下検知部１７は、計測部１４から付与された計測データＤ１４が示す計測電圧の電圧値を解析し、電圧低下を検知する電圧低下検知処理を実行する。

具体的には、電圧低下検知部１７は、計測データＤ１４が示す計測電圧が閾値電圧を下回った場合に、その計測電圧と計測時刻との組合せを示す電圧低下情報Ｄ１７を得る電圧低下検知処理を実行する。すなわち、電圧低下検知部１７は、計測電圧が閾値電圧よりも低下した場合、配電系統で発生した事故による電圧低下が生じたことを検知している。

計測器用記憶部である記憶部１５は、計測部１４より付与された計測データＤ１４及び電圧低下検知部１７より付与された電圧低下情報Ｄ１７を記憶する。しかしながら、計測データＤ１４を全て記憶しておくのは記憶容量的に厳しい場合も考えられる。この場合、計測データＤ１４を記憶対象から外し、電圧低下検知部１７から付与される電圧低下情報Ｄ１７のみを記憶部１５に記憶するようにしても良い。

計測器用通信部である通信部１６は、計測器用記憶部である記憶部１５が記憶する計測データＤ１４あるいは電圧低下情報Ｄ１７をＤＥＲデータＤ６として接続相推定装置７に送信する。

計測関連情報であるＤＥＲデータＤ６が計測データＤ１４の場合、計測データＤ１４によって計測電圧が示される。一方、ＤＥＲデータＤ６が電圧低下情報Ｄ１７の場合、電圧低下情報Ｄ１７によって計測電圧が示される。このように、実施の形態１では、ＤＥＲデータＤ６は計測電圧を示す計測関連情報となる。

（処理回路）
図１９は接続相推定システム１０１内の接続相推定装置７の一部に対応する処理回路９０の構成を示すブロック図である。接続相推定装置７の一部の機能は、図１９で示す処理回路９０により実現される。すなわち、処理回路９０は、接続相推定装置７の一部を含む回路として機能する。接続相推定装置７の一部として例えばデータ解析部１１及び推定処理実行部１２が想定される。

処理回路９０が専用のハードウェアである場合、処理回路９０は、例えば、単一回路、複合回路、プログラム化したプロセッサ、並列プログラム化したプロセッサ、ＡＳＩＣ（Application Specific Integrated Circuit）、ＦＰＧＡ（Field-Programmable Gate Array）、またはこれらを組み合わせた回路等である。接続相推定装置７のデータ解析部１１及び推定処理実行部１２は、複数の処理回路により個別に実現されてもよいし、１つの処理回路によりまとめて実現されてもよい。

図２０は接続相推定装置７の一部に対応する処理回路の別の構成例を示すブロック図である。同図に示すように、処理回路９０は、プロセッサ９１とメモリ９２と、プロセッサ９１及びメモリ９２間のデータ転送経路となるバス９６とを含む。プロセッサ９１がメモリ９２に格納されるプログラムを実行することにより、接続相推定装置７のデータ解析部１１及び推定処理実行部１２の機能が実現される。例えば、プログラムとして記述されたソフトウェアまたはファームウェアがプロセッサ９１により実行されることにより、データ解析部１１及び推定処理実行部１２の機能が実現される。すなわち、接続相推定装置７の一部は、プログラムを格納するメモリ９２と、そのプログラムを実行するプロセッサ９１と、メモリ９２，プロセッサ９１間のデータ転送用のバス９６とを含む。

なお、プログラムは、接続相推定装置７のデータ解析部１１及び推定処理実行部１２それぞれの機能の処理手順または処理方法をコンピュータに実行させるものである。

プロセッサ９１として、例えば、中央処理装置、処理装置、演算装置、マイクロプロセッサ、マイクロコンピュータ、ＤＳＰ（Digital Signal Processor）等が考えられる。メモリ９２として、例えば、ＲＡＭ（Random Access Memory）、ＲＯＭ（Read Only Memory）、フラッシュメモリ、ＥＰＲＯＭ（Erasable Programmable Read Only Memory）、ＥＥＰＲＯＭ（Electrically Erasable Programmable Read Only Memory）等の、不揮発性または揮発性の半導体メモリが考えられる。または、メモリ９２として、磁気ディスク、フレキシブルディスク、光ディスク、コンパクトディスク、ミニディスク、ＤＶＤ等、今後使用されるあらゆる記憶媒体を用いても良い。

また、接続相推定装置７の推定用記憶部である記憶部１３はメモリ９２、またはバス９６につながる図示しない外部記憶装置によって実現することができる。

上述した接続相推定装置７のデータ解析部１１及び推定処理実行部１２の機能は、一部が専用のハードウェアによって実現され、他の一部がソフトウェアまたはファームウェアにより実現されてもよい。このように、処理回路９０は、ハードウェア、ソフトウェア、ファームウェア、またはこれらの組み合わせによって、上述の各機能を実現する。

なお、ＤＥＲ６の電圧低下検知部１７を図１９や図２０で示した処理回路９０によって実現することも考えられる。また、ＤＥＲ６の記憶部１５はメモリ９２、またはバス９６につながる図示しない外部記憶装置によって実現することができる。

（処理手順）
図４は、実施の形態１の接続相推定システム１０１において、接続相を推定する際の接続相推定装置７における接続相推定フローの処理手順を示すフローチャートである。以下、同図を参照して、接続相推定装置７による接続相推定フローの処理内容を説明する。

まず、ステップＳ１において、二相短絡情報受信部である事故情報受信部９によって二相短絡発生情報が受信されたか(YES)否か(NO)が確認される。

前述したように、事故情報受信部９が受信する事故発生情報Ｔｎは、配電用変電所１から送信される事故発生情報Ｔ１、あるいは給電制御システム８から送信される事故発生情報Ｔ８を含んでいる。

さらに、前述したように、事故発生情報Ｔ１は、断線情報Ｔ１０、二相短絡発生情報Ｔ１２及び三相短絡発生情報Ｔ１３のうち少なくとも一つの情報を含んでいる。同様に、事故発生情報Ｔ８は、断線情報Ｔ８０、二相短絡発生情報Ｔ８２及び三相短絡発生情報Ｔ８３のうち少なくとも一つの情報を含んでいる。

高圧配電線３に二相短絡が発生した場合、事故発生情報Ｔ１内に必ず二相短絡発生情報Ｔ１２が含まれる。二相短絡発生情報Ｔ１２は、二相短絡状態の発生を示し、かつ、短絡された二相である短絡二相を示す外部二相短絡情報となる。したがって、事故発生情報Ｔ１の受信時に事故発生情報Ｔ１が二相短絡発生情報Ｔ１２を含んでいる場合、ステップＳ１の判定結果がＹＥＳとなり、事故発生情報Ｔ１が二相短絡発生情報Ｔ１２を含んでいない場合、ステップＳ１の判定結果がＮＯとなる。すなわち、事故発生情報Ｔ１が断線情報Ｔ１０あるいは三相短絡発生情報Ｔ１３を含み、二相短絡発生情報Ｔ１２を含んでいない場合、ステップＳ１の判定結果がＮＯとなる。

一方、送電線に二相短絡が発生した場合、事故発生情報Ｔ８内に必ず外部二相短絡情報となる二相短絡発生情報Ｔ８２が含まれる。したがって、事故発生情報Ｔ８の受信時に事故発生情報Ｔ８が二相短絡発生情報Ｔ８２を含んでいる場合、ステップＳ１の判定結果がＹＥＳとなり、事故発生情報Ｔ８が二相短絡発生情報Ｔ８２を含んでいない場合、ステップＳ１の判定結果がＮＯとなる。すなわち、事故発生情報Ｔ８が断線情報Ｔ８０あるいは三相短絡発生情報Ｔ８３を含み、二相短絡発生情報Ｔ８２を含んでいない場合、ステップＳ１の判定結果がＮＯとなる。

なお、事故情報受信部９が事故発生情報Ｔ１及び事故発生情報Ｔ８を共に受信していない場合、ステップＳ１の判定結果はＮＯとなる。

給電制御システム８または配電用変電所１が短絡相を確認する方法としては、例えば、短絡発生後に現地の作業員により短絡相を調査し、把握することが考えられる。また、短絡時に作動した保護機器により計測された電圧や電流に基づき、給電制御システム８や配電用変電所１内で自動的に短絡相を推定するようにしても良い。

ステップＳ１の判定結果がＹＥＳの場合にステップＳ２に移行し、ステップＳ１の判定結果がＮＯの場合に処理を終了する。すなわち、接続相推定装置７による続相推定フローは開始されることはない。

このように、実施の形態１の接続相推定システム１０１は、事故発生情報Ｔｎに含まれる外部二相短絡情報の受信を開始条件として、データ解析部１１によるデータ解析処理がステップＳ３で実行され、推定処理実行部１２による接続相推定処理がステップＳ４で実行される。

ステップＳ１の判定結果がＹＥＳの場合に実行されるステップＳ２において、データ取得部１０は複数のＤＥＲ６から複数のＤＥＲデータＤ６を取得する。複数のＤＥＲデータＤ６はそれぞれ接続される２相の低圧配電線５間の電圧である計測電圧を示している。

通常、データ取得部１０は、ＤＥＲ６の通信部１６を介して記憶部１５が記憶する計測データＤ１４または電圧低下情報Ｄ１７をＤＥＲデータＤ６として取得している。また、ＤＥＲ６の電圧低下検知部１７が電圧低下を検知した際、ＤＥＲ６側から接続相推定装置７に電圧低下情報Ｄ１７をＤＥＲデータＤ６として送信するようにしても良い。

そして、ステップＳ３において、データ解析部１１はデータ解析処理を実行する。以下、ステップＳ３の処理内容について詳述する。

データ解析部１１は、複数のＤＥＲデータＤ６が示す複数の計測電圧に基づき、複数の計測電圧それぞれの電圧低下度合いを解析する。

図５及び図６はそれぞれ２相間電圧を模式的に示す説明図である。図５及び図６において、ＡＢ相線間電圧ＶABは三相の高圧配電線３のうち接続相ＡＢ間の電圧を示し、ＢＣ相線間電圧ＶBCは三相の高圧配電線３のうち接続相ＢＣ間の電圧を示し、ＣＡ相線間電圧ＶCAは三相の高圧配電線３のうち接続相ＣＡ間の電圧を示している。

図５は通常時の２相間電圧を示し、図６は高圧配電線３の接続相ＢＣ間が短絡された後の２相間電圧を示している。接続相ＢＣ間が短絡することにより、ＢＣ相線間電圧ＶBCが大きく低下し、ほぼ“０”となり、ＤＥＲ６の電源が落ちることが考えられる。なお、ＤＥＲ６の電源が落ちた場合、ＤＥＲ６の再起動後に、事故情報受信部９は記憶部１３から最新の計測データＤ１４あるいは電圧低下情報Ｄ１７をＤＥＲデータＤ６として取得することになる。

また、ＢＣ相線間電圧ＶBCが大きく低下することに伴い、ＡＢ相線間電圧ＶAB、ＣＡ相線間電圧ＶCAもそれぞれ通常時と比較して電圧低下すると考えられる。ここで、ＤＥＲ６が計測する計測電圧の電圧値の中でも、接続相が短絡相となる柱上変圧器４を介して連系されるＤＥＲ６の計測電圧の電圧低下が極端に大きい、または、ＤＥＲ６の電源が落ちることで計測電圧を計測できていないことが考えられる。

したがって、データ解析部１１は、複数のＤＥＲデータＤ６から、電圧低下が大きい計測電圧を見いだして、計測電圧の低下が大きいＤＥＲ６を短絡相接続ＤＥＲとして認識し、短絡相接続ＤＥＲを示すデータ解析情報Ｄ１１を得るデータ解析処理を実行することができる。このように、データ解析部１１はデータ解析処理を実行することにより、接続相が短絡相となる柱上変圧器４を介して連系されるＤＥＲ６を短絡相接続ＤＥＲとして認識することができる。なお、例えば、柱上変圧器４が高圧配電線３の接続相ＡＢと接続されており、高圧配電線３の接続相ＡＢ間が短絡した場合、当該柱上変圧器４の接続相が短絡相となる。

データ解析部１１が実行するデータ解析処理は、以下に示す第１及び第２の解析方法のうち少なくとも一つの解析方法によって短絡相接続ＤＥＲを認識している。

第１の解析方法は、複数のＤＥＲ６のうち、計測電圧が閾値電圧を下回ったＤＥＲ６を短絡相接続ＤＥＲと認識する方法である。

第２の解析方法は、複数のＤＥＲ６を、複数の測定電圧の類似度に基づき第１及び第２のＤＥＲグループに分類し、第１及び第２のＤＥＲグループのうち測定電圧が相対的に低いグループに属するＤＥＲ６を短絡相接続ＤＥＲと認識する方法である。上述した第１のＤＥＲグループが第１の電圧計測器グループとなり、第２のＤＥＲグループが第２の電圧計測器グループとなる。

また、通常は、第１及び第２の解析方法の一方を用いてデータ解析処理が行われる。解析精度を高めるべく、第１及び第２の解析方法を併用する態様も考えられる。

なお、データ解析部１１は、短絡状態発生時の計測データＤ１４及び電圧低下情報Ｄ１７がＤＥＲ６の記憶部１３に記憶されていない場合、当該ＤＥＲ６を短絡相接続ＤＥＲと判定する例外的解析方法をデータ解析処理として採用しても良い。ＤＥＲ６の電源が落ちて計測電圧を計測できなかったことが推測されるからである。

その後、ステップＳ４において、推定処理実行部１２は、柱上変圧器４の接続相を推定する接続相推定処理を実行する。以下、ステップＳ４の詳細を説明する。

推定処理実行部１２は、外部二相短絡情報及びデータ解析情報Ｄ１１に加え、記憶部１３に格納されたＤＥＲ管理情報Ｄ１２及び接続相情報Ｄ１３に基づき、複数の柱上変圧器４のうち少なくとも一部の推定接続相を推定する接続相推定処理を実行する。なお、二相短絡発生情報Ｔ１２または二相短絡発生情報Ｔ８２が外部二相短絡情報となる。

最後に、ステップＳ５において、推定処理実行部１２は、推定した推定接続相が反映されるように接続相情報Ｄ１３を更新し、更新した接続相情報Ｄ１３を記憶部１３に保存する記憶部保存処理を実行する。

接続相推定システム１０１が実行する上述した接続相推定フローが、接続相推定システム１０１によって実行される実施の形態１の接続相推定方法となる。

図４によって示される接続相推定フローに対応する実施の形態１の接続相推定方法は、以下のステップ(a)～(c)を主要ステップとして含んでいる。

ステップ(a)は、データ取得部１０によって、複数の計測関連情報である取得データＤ１０を取得するステップである。

ステップ(b)は、データ解析部１１によるデータ解析処理によって、複数の取得データＤ１０に基づき、複数のＤＥＲ６のうち、短絡相接続ＤＥＲを検出して、短絡相接続ＤＥＲを示すデータ解析情報Ｄ１１を取得するステップである。

ステップ(c)は、推定処理実行部１２による接続相推定処理によって、データ解析情報Ｄ１１、ＤＥＲ管理情報Ｄ１２及び接続相情報Ｄ１３に基づき、複数の柱上変圧器４のうち少なくとも一部の推定接続相を推定するステップである。

ステップ(a)は図４で示すステップＳ２に対応し、ステップ(b)は図４に示すステップＳ３に対応し、ステップ(c)は図４に示すステップＳ４に対応する。図４で示すステップＳ２～Ｓ５は、ステップＳ１の判定結果がＹＥＳの場合、すなわち、二相短絡状態の発生時に開始される。したがって、上述したステップ(a)～(c)は、二相短絡状態の発生時に開始される。

（具体例）
図７～図１１は、高圧配電線３で二相短絡発生後に、接続相推定装置７が図４で示したフローチャートに従い接続相推定フローを実行する際、接続相情報Ｄ１３を更新していく過程の一例を示している。

図７は高圧配電線３ａの短絡箇所ＣＴ１で接続相ＢＣが短絡した場合を示す説明図であり、図８は高圧配電線３ｂの短絡箇所ＣＴ２で接続相ＡＢが短絡した場合を示す説明図である。

図９～図１１はそれぞれ接続相情報Ｄ１３の内容を表形式で示す説明図である。同図において、丸印（○）は「推定接続相」を示し、三角印（△）は「接続相候補」を示し、バツ印（×）は「推定非接続相」を示している。接続相情報Ｄ１３に関し、図９は初期状態、図１０は中間状態、図１１は最終状態を示している。

図９に示すように、接続相情報Ｄ１３の初期段階において、接続相推定装置７は柱上変圧器４の接続相を把握、管理しておらず、接続相推定装置７の記憶部１３が保存する接続相情報Ｄ１３は、全ての柱上変圧器４ａ～４ｆにおいて、接続相ＡＢ、接続相ＢＣ、接続相ＣＡ全てが接続相候補となっている。すなわち、初期状態の接続相情報Ｄ１３では、柱上変圧器４ａ～４ｆの接続相は全く推定されていない。

ここで、図７に示すように、高圧配電線３ａの短絡箇所ＣＴ１で接続相ＢＣが短絡した場合を考える。保護リレーにより遮断器２ａがリレー遮断後、配電用変電所１が短絡を検知し、二相短絡状態の発生と接続相ＢＣが短絡二相であることを示す二相短絡発生情報Ｔ１２を含む事故発生情報Ｔ１が配電用変電所１から接続相推定装置７の事故情報受信部９に送信される。

したがって、接続相推定装置７の事故情報受信部９は二相短絡発生情報Ｔ１２を含む事故発生情報Ｔ１を受信することにより、ステップＳ１の判定結果はＹＥＳとなりステップＳ２に移行する。

そして、ステップＳ２において、データ取得部１０は複数のＤＥＲ６から複数のＤＥＲデータＤ６を取得する。

その後、ステップＳ３において、データ解析部１１は、複数のＤＥＲデータＤ６に基づき、上述したデータ解析処理を実行して、短絡相接続ＤＥＲを示すデータ解析情報Ｄ１１を得る。

図７では接続相ＢＣで短絡が発生しているため、ＤＥＲ６ａ、6ｄ及び６ｆで計測された計測電圧の電圧値Ｖ１は、図６で示すＢＣ相線間電圧ＶBCのように大きく低下する。一方、ＤＥＲ６ｂ、6ｃ及び６ｅが計測した計測電圧の電圧値Ｖ２は図６のＡＢ相線間電圧ＶABあるいはＣＡ相線間電圧ＶCAのようにさほど低下しない。すなわち、「Ｖ１＜Ｖ２」となり、Ｖ１は閾値電圧を下回り、Ｖ２は閾値電圧を上回る。

したがって、データ解析部１１は、データ解析処理を実行してＤＥＲ６ａ、6ｄ及び６ｆを短絡相接続ＤＥＲとして認識することができる。

外部二相短絡情報である二相短絡発生情報Ｔ１２は接続相ＢＣが短絡二相であることを示しているため、ステップＳ４において、推定処理実行部１２は接続相推定処理を実行する際、ＤＥＲ管理情報Ｄ１２を参照して、ＤＥＲ６ａ、6ｄ及び６ｆが接続される柱上変圧器４ａ、４ｄ及び４ｆは、三相の高圧配電線３のうちＢ相及びＣ相に接続されることを推定する。

このように、推定処理実行部１２は接続相推定処理を実行することにより、「柱上変圧器４ａ，４ｄ及び４ｆの接続相は接続相ＢＣである」とした推定接続相を推定している。

一方、推定処理実行部１２は、ＤＥＲ６ａ、6ｄ、６ｆの計測電圧の電圧値Ｖ１と比較して、ＤＥＲ６ｂ、6ｃ及び６ｅの計測電圧値Ｖ２は閾値電圧より大きいため、ＤＥＲ管理情報Ｄ１２を参照して、「柱上変圧器４ｂ、4ｃ及び４ｅの接続相が接続相ＢＣでない」ことを推定する。すなわち、推定処理実行部１２は、「柱上変圧器４ｂ、4ｃ及び４ｅの接続相を接続相ＡＢか接続相ＣＡである」とした接続推定相を併せて推定している。

したがって、推定処理実行部１２は、図９で示す接続相情報Ｄ１３から、図１０で示す内容に接続相情報Ｄ１３を更新することができる。そして、推定処理実行部１２は、記憶部保存処理を実行して、更新された接続相情報Ｄ１３を記憶部１３に保存することができる。

次に、図８に示すように、高圧配電線３ｂの短絡箇所ＣＴ２で接続相ＡＢが短絡した場合を考える。保護リレーにより遮断器２ｂがリレー遮断後、配電用変電所１が短絡を検知し、二相短絡状態の発生と接続相ＡＢが短絡二相であることを示す二相短絡発生情報Ｔ１２を含む事故発生情報Ｔ１が配電用変電所１から接続相推定装置７の事故情報受信部９に送信される。

図８では接続相ＡＢで短絡が発生しているため、ＤＥＲ６ｂで計測された計測電圧の電圧値Ｖ３は、図６のＢＣ相線間電圧ＶBCのように大きく低下する。一方、ＤＥＲ５ａ，6ｃ，６ｄ，６ｅ及び６ｆが計測した計測電圧の電圧値Ｖ４は図６のＡＢ相線間電圧ＶABあるいはＣＡ相線間電圧ＶCAのようにさほど低下しない。すなわち、「Ｖ３＜Ｖ４」となり、Ｖ３は閾値電圧を下回り、Ｖ４は閾値電圧を上回る。

したがって、データ解析部１１は、データ解析処理を実行してＤＥＲ６ｂを短絡相接続ＤＥＲとして認識することができる。

外部二相短絡情報である二相短絡発生情報Ｔ１２は接続相ＡＢが短絡二相であることを示しているため、ステップＳ４において、推定処理実行部１２は接続相推定処理を実行する際、ＤＥＲ管理情報Ｄ１２を参照して、ＤＥＲ６ｂが接続される柱上変圧器４ｂは、三相の高圧配電線３のうちＡ相及びＢ相に接続されることを推定する。

このように、推定処理実行部１２は接続相推定処理を実行することにより、「柱上変圧器４ｂの接続相は接続相ＡＢである」とした推定接続相を推定している。

一方、推定処理実行部１２は、ＤＥＲ６ｂの計測電圧の電圧値Ｖ３と比較して、ＤＥＲ６ａ、6ｃ～６ｆの計測電圧の電圧値Ｖ４は閾値電圧より十分大きいため、ＤＥＲ管理情報Ｄ１２を参照して、「柱上変圧器4ｃ及び４ｅの接続相が接続相ＢＣでも接続相ＡＢでもない」ことを推定する。すなわち、推定処理実行部１２は、「柱上変圧器4ｃ及び４ｅの接続相は接続相ＣＡである」とした接続推定相を併せて推定している。

したがって、推定処理実行部１２は、図１０で示す接続相情報Ｄ１３から、図１１で示す内容に接続相情報Ｄ１３を更新することができる。そして、推定処理実行部１２は、記憶部保存処理を実行して、更新された接続相情報Ｄ１３を記憶部１３に保存することができる。

その結果、実施の形態１の接続相推定システム１０１は、図１１に示すように、全ての柱上変圧器４ａ～４ｆの接続相を推定接続相及び推定非接続相として推定することができる。

（効果）
実施の形態１の接続相推定システム１０１における接続相推定装置７のデータ解析部１１は、二相短絡状態の発生時に、データ解析情報Ｄ１１を取得するデータ解析処理を実行している。二相短絡状態の発生時において、複数のＤＥＲ６のうち、短絡した二相を接続相としている柱上変圧器４に接続されるＤＥＲ６にて計測される計測電圧は著しく低下する。なお、二相短絡状態の発生は事故発生情報Ｔｎに含まれる外部二相短絡情報から認識することができる。

このため、データ解析部１１は、各々が計測電圧を示す複数のＤＥＲデータＤ６に基づき、低下度合が大きい計測電圧を計測したＤＥＲ６を短絡相接続ＤＥＲとして認識し、当該短絡相接続ＤＥＲを示すデータ解析情報Ｄ１１を得ることができる。

したがって、推定処理実行部１２は、データ解析情報Ｄ１１を用いて接続相推定処理を実行することにより、複数の柱上変圧器４から、接続相を短絡相とする柱上変圧器４を精度良く推定することができる。

なお、「接続相を短絡相とする柱上変圧器４」とは、短絡された二相である短絡二相に合致する二相の高圧配電線３に接続されている柱上変圧器４を意味する。また、短絡二相は外部二相短絡情報から認識することができる。外部二相短絡情報は、事故発生情報Ｔ１内の二相短絡発生情報Ｔ１２あるいは事故発生情報Ｔ８内の二相短絡発生情報Ｔ８２である。

その結果、実施の形態１の接続相推定システム１０１は、一度の二相短絡状態の発生時に広範囲に亘って柱上変圧器４の接続相を精度良く推定することができる。

例えば、図７及び図８で示した２度の二相短絡状態の発生によって、図１１で示したように柱上変圧器４ａ～４ｆの全ての推定接続相を推定することができる。

実施の形態１の接続相推定システム１０１は、事故発生情報Ｔｎを受信する事故情報受信部９をさらに備えている。そして、接続相推定システム１０１は、事故発生情報Ｔｎに含まれる外部二相短絡情報の受信を開始条件として、データ解析部１１によるデータ解析処理及び推定処理実行部１２による接続相推定処理を実行している。

その結果、実施の形態１の接続相推定システム１０１は、二相短絡状態の発生時にのみデータ解析処理及び接続相推定処理を実行することにより、接続相の推定精度を高めることができる。

データ解析部１１が実行するデータ解析処理は上述した第１及び第２の解析方法のうち少なくとも一つの解析方法を用いている。このため、実施の形態１の接続相推定システム１０１は、短絡相接続計測器となる短絡相接続ＤＥＲを正確に認識することができる。

実施の形態１の接続相推定システム１０１は、電力管理情報であるＤＥＲ管理情報Ｄ１２を推定用記憶部である記憶部１３に格納している。ＤＥＲ管理情報Ｄ１２は上述したように変圧器接続情報と変圧器位置情報とを含んでいる。

したがって、実施の形態１の接続相推定システム１０１は、ＤＥＲ管理情報Ｄ１２から、複数の柱上変圧器４に関する詳細な情報を認識することができる。

推定処理実行部１２は記憶部保存処理をさらに実行するため、記憶部１３に記憶される接続相情報Ｄ１３を常に最新の状態にすることができる。

接続相推定システム１０１において、複数のＤＥＲ６はそれぞれ、計測器用通信部である通信部１６から計測データＤ１４あるいは電圧低下情報Ｄ１７を、計測関連情報となるＤＥＲデータＤ６として接続相推定装置７に送信している。

複数の計測電圧は、計測データＤ１４が示す複数のＤＥＲ６それぞれの計測電圧、あるいは、複数のＤＥＲ６それぞれの電圧低下情報Ｄ１７が示す計測電圧となる。

したがって、接続相推定システム１０１の接続相推定装置７のデータ解析部１１は、受信した複数のＤＥＲデータＤ６に含まれる複数の計測電圧に基づき、精度良くデータ解析処理を実行することができる。

実施の形態１の接続相推定システム１０１は、短絡情報出力部となる配電用変電所１または給電制御システム８から接続相推定装置７に、通信ネットワークを介して、事故発生情報Ｔ１または事故発生情報Ｔ８を比較的簡単に送信することができる。

なお、事故発生情報Ｔ１及びＴ８はそれぞれ二相短絡状態の発生時に外部二相短絡情報となる二相短絡発生情報Ｔ１２及びＴ８２を含んでいる。

さらに、実施の形態１の接続相推定システム１０１は、複数のＤＥＲ６から接続相推定装置７に、通信ネットワークを介して、複数の計測関連情報となる複数のＤＥＲデータＤ６を比較的簡単に送信することができる。

実施の形態１の接続相推定方法は、主要ステップとして、上述したステップ(a)～(c)を備え、ステップ(a)～(c)は、図４で示すステップＳ２～Ｓ４に対応している。

図４で示すステップＳ３において、複数のＤＥＲデータＤ６に基づき、低下度合が大きい計測電圧を計測したＤＥＲ６を短絡相接続ＤＥＲとして認識し、当該短絡相接続ＤＥＲを示すデータ解析情報Ｄ１１を得ることができる。

したがって、図４で示すステップＳ４において、データ解析情報Ｄ１１を用いて推定処理実行部１２が接続相推定処理を実行することにより、複数の柱上変圧器４から、接続相を短絡相とする柱上変圧器４を精度良く推定することができる。

その結果、実施の形態１の接続相推定方法は、一度の二相短絡状態の発生時に広範囲に亘って柱上変圧器４の接続相を精度良く推定することができる。

＜実施の形態２＞
（全体構成）
図１２は本開示の実施の形態２である接続相推定システム１０２の構成を示すブロック図である。接続相推定システム１０２は、接続相推定装置７及びＤＥＲ６ａ～６ｆに加えて、センサ付開閉器１８ａ及び１８ｂを主要構成要素として含んでいる。以下、実施の形態１の接続相推定システム１０１と同様な構成部は同一の参照符号を付し説明を適宜省略し、実施の形態２の特徴部分を中心に説明する。

図１２に示すように、三相交流の配電系統では配電用変電所１内に存在する内部配電線３１から、遮断器２ａ及び２ｂ並びにセンサ付開閉器１８ａ及び１８ｂを介して高圧配電線３ａ及び３ｂが接続されている。

すなわち、高圧配電線３ａはセンサ付開閉器１８ａ及び遮断器２ａを介して、配電用変電所１の内部配電線３１に接続され、高圧配電線３ｂはセンサ付開閉器１８ｂ及び遮断器２ｂを介して配電用変電所１の内部配電線３１に接続される。

以下、センサ付開閉器１８ａ及び１８ｂを区別せずに総称するときは単に「センサ付開閉器１８」と記載する。また、センサ付開閉器１８ａ及び１８ｂ全体を指すときは「複数のセンサ付開閉器１８」と記載する場合がある。

配電線情報検出部であるセンサ付開閉器１８は、三相の第１の配電線である高圧配電線３に対応して設けられる。センサ付開閉器１８は、三相の高圧配電線３間における３種類の二相の配電線間電圧を３つの検出配電線間電圧として検出し、かつ、三相の高圧配電線３それぞれを流れる配電線電流を３つの検出配電線電流として検出する。

そして、センサ付開閉器１８は、３つの検出配電線間電圧及び３つの検出配電線電流のを示す検出配電線情報を得る。

実施の形態２では、配電用変電所１、複数のＤＥＲ６、給電制御システム８及び複数のセンサ付開閉器１８はそれぞれ接続相推定装置７と通信ネットワークを介して接続される。通信ネットワークはインターネットであってもよく、専用のネットワークであってもよく、その両者を用いてもよく、限定されない。

なお、接続相推定装置７は事故発生情報Ｔｎとして事故発生情報Ｔ１及び事故発生情報Ｔ８に加え、事故発生検出情報Ｔ１８を受ける。なお、実施の形態２の接続相推定システム１０２においては、事故発生情報Ｔ１及びＴ８の受信は必須でないため、事故情報受信部９から受信する事故発生情報Ｔｎから事故発生情報Ｔ１及び事故発生情報Ｔ８を省略しても良い。

（センサ付開閉器１８）
図１３は、配電線情報検出部であるセンサ付開閉器１８の内部構成を模式的に示すブロック図である。センサ付開閉器１８は計測部１９、記憶部２０、通信部２１及び異常検出部２２を主要構成要素として含んでいる。

検出用計測部である計測部１９は、三相の高圧配電線３における接続相ＡＢ、接続相ＢＣ及び接続相ＣＡそれぞれの配電線間電圧を計測して３つの検出配電線間電圧を得る。計測部１９は、さらに、三相の高圧配電線３それぞれを流れる３つの配電線電流を計測して３つの検出配電線電流を得る。計測部１９は、上述した３つの検出配電線間電圧及び３つの検出配電線電流を示す検出配電線情報Ｄ１９を記憶部２０及び異常検出部２２に出力する。

異常検出部２２は、検出配電線情報Ｄ１９に基づき異常検出処理を実行して、異常状態の発生を示す異常検出情報Ｄ２２を得る。異常検出情報Ｄ２２は記憶部２０に出力される。

送電線、また高圧配電線３に二相短絡が発生すると、図６に示すＢＣ相線間電圧ＶBCのように、二相短絡した配電線間電圧が、他の２つの配電線間電圧と比較して大きく低下する。また、高圧配電線３ａで二相短絡が発生すると、高圧配電線３ａのうち、短絡した２線に大電流が流れることが考えられる。

異常検出部２２は、以下に示す第１及び第２の内部検出方法のうち少なくとも一つの方法を用いて異常検出処理を実行して、異常状態の発生を示す異常検出情報Ｄ２２を得ている。

第１の内部検出方法は、検出配電線情報Ｄ１９が示す３つの検出配電線間電圧のうち閾値電圧を下回る検出配電線間電圧を検出した場合、異常状態の発生を示す異常検出情報Ｄ２２を得る方法である。なお、異常検出情報Ｄ２２には異常状態発生時の検出配電線間電圧及び検出時刻が含まれる。

第２の内部検出方法は、検出配電線情報Ｄ１９が示す３つの検出配電線電流のうち閾値電流を上回る検出配電線電流を検出した場合、異常状態の発生を示す異常検出情報Ｄ２２を得る方法である。なお、異常検出情報Ｄ２２には、異常状態発生時の検出配電線電流及び検出時刻が含まれる。

異常検出部２２の異常検出処理は上述した第１及び第２の内部検出方法のうち少なくとも一方で行い、検出配電線情報Ｄ１９は、３つの検出配電線間電圧及び３つの検出配電線電流のうち少なくとも一方を示す情報となる。

検出用記憶部である記憶部２０は、検出用計測部である計測部１９より得られる検出配電線情報Ｄ１９を記憶するが、計測した値を全て記憶しておくのは記憶容量的に厳しい場合も考えられる。そのため、記憶部２０への格納に関し、検出配電線情報Ｄ１９の格納量は必要最小限にして、必ず異常検出情報Ｄ２２を記憶するようにしても良い。

検出用通信部である通信部２１は、異常検出部２２が異常検出した場合、事故発生検出情報Ｔ１８を接続相推定装置７に送信する。すなわち、通信部２１は、異常検出部２２が異常状態の発生を示す異常検出情報Ｄ２２を得た場合、記憶部２０が記憶する検出配電線情報Ｄ１９及び異常検出情報Ｄ２２を含む事故発生検出情報Ｔ１８を接続相推定装置７に送信する。

なお、センサ付開閉器１８の内部構成は図１３で示す構成に限定されない。センサ付開閉器１８として、通信機能を有し、上述した３つの配電線間電圧及び３つの配電線電流を計測する機能を有する機器であれば代用することができる。

なお、センサ付開閉器１８の異常検出部２２を図１９や図２０で示した処理回路９０によって実現することも考えられる。また、センサ付開閉器１８の検出用記憶部である記憶部２０はメモリ９２、またはバス９６につながる図示しない外部記憶装置によって実現することができる。

接続相推定装置７の事故情報受信部９は事故発生情報Ｔｎを受信する。事故発生情報Ｔｎとして事故発生検出情報Ｔ１８が必ず含まれる。事故情報受信部９が受信する事故発生情報Ｔｎとして事故発生検出情報Ｔ１８を含む点が、実施の形態１と異なる。

このように、事故情報受信部９は、事故発生情報Ｔｎとして事故発生検出情報Ｔ１８を受ける異常検出情報受信部として機能する。

接続相推定装置７のデータ解析部１１は、複数のＤＥＲ６の複数の計測電圧に基づくデータ解析処理に加え、センサ付開閉器１８から受信した事故発生検出情報Ｔ１８に含まれる検出配電線情報Ｄ１９を解析し、二相短絡の発生の有無を判定する二相短絡判定処理をさらに実行する。なお、データ解析部１１は、例えば、事故情報受信部９及びデータ取得部１０を介して検出配電線情報Ｄ１９を得ることができる。

実施の形態２の接続相推定システム１０２では、データ解析部１１の二相短絡判定処理によって二相短絡が確認されることを、接続相推定フローにおける第２の開始条件としている。

データ解析部１１が実行する二相短絡判定処理は、検出配電線情報Ｄ１９に基づき、例えば、３つの検出配電線間電圧のうち、一の検出配電線間電圧のみが短絡判定用閾値を下回った場合、二相短絡と判定する等の処理が考えられる。

なお、ＤＥＲ６の内部構成は図３で示した実施の形態１におけるＤＥＲ６の構成と同様である。

接続相推定装置７の内部構成は、図２で示した実施の形態１における接続相推定装置７と同様である。ただし、前述したように、事故情報受信部９が事故発生情報Ｔｎとして事故発生検出情報Ｔ１８を受信する点、データ解析部１１が二相短絡判定処理を実行する点が異なる。

（処理手順（その１））
図１４は、実施の形態２の接続相推定システム１０２において、接続相を推定する際の接続相推定装置７における接続相推定フローの処理手順を示すフローチャートである。以下、同図を参照して、接続相推定装置７の処理内容を説明する。

まず、ステップＳ１１において、事故情報受信部９によって、センサ付開閉器１８より事故発生検出情報Ｔ１８が事故発生情報Ｔｎとして受信されたか(YES)否か(NO)が確認される。

センサ付開閉器１８は高圧配電線３の異常状態検出時に、検出配電線情報Ｄ１９及び異常検出情報Ｄ２２を含む事故発生検出情報Ｔ１８を出力している。前述したように、事故情報受信部９は異常検出情報Ｄ２２を含む事故発生検出情報Ｔ１８を受ける異常検出情報受信部として機能している。

高圧配電線３に異常状態が発生し、異常状態の発生を示す異常検出情報Ｄ２２を含む事故発生検出情報Ｔ１８がセンサ付開閉器１８の通信部２１から事故情報受信部９に送信された場合、ステップＳ１１の判定結果がＹＥＳとなる。事故情報受信部９が事故発生検出情報Ｔ１８を受信しない場合、ステップＳ１１の判定結果がＮＯとなる。

なお、ステップＳ１１の判定条件に事故発生情報Ｔ１や事故発生情報Ｔ８の受信の有無を含めても良い。すなわち、事故発生情報Ｔ１あるいは事故発生情報Ｔ８の受信時にもステップＳ１１の判定結果はＹＥＳとなるようにしても良い。

ステップＳ１１の判定結果がＹＥＳの場合にステップＳ１２に移行し、ステップＳ１１の判定結果がＮＯの場合に処理を終了する。すなわち、接続相推定装置７による続相推定フローは開始されることはない。

このように、事故情報受信部９にて事故発生検出情報Ｔ１８を受信することが、データ解析部１１によるデータ解析処理及び推定処理実行部１２による接続相推定処理が実行を開始するため、第１の開始条件となる。

ステップＳ１１の判定結果がＹＥＳの場合に実行されるステップＳ１２において、データ解析部１１は検出配電線情報Ｄ１９に基づき上述した二相短絡判定処理を実行して、短絡相接続相種別を判定する。以下、二相短絡判定処理の詳細を説明する。

データ解析部１１は、事故発生検出情報Ｔ１８に含まれる検出配電線情報Ｄ１９に基づき、二相短絡判定処理を実行する。

二相短絡判定処理は、第１及び第２の短絡相認識方法のうち少なくとも一つの方法を用いて実行される。

第１の短絡相認識方法は、検出配電線情報Ｄ１９に示される３つの検出配電線間電圧のうち短絡検出用の閾値電圧を下回る１つの検出配電線間電圧に対応する接続相を短絡二相として二相短絡状態の発生を認識する方法である。

第２の短絡相認識方法は、検出配電線情報Ｄ１９に示される３つの検出配電線電流のうち短絡検出用の閾値電流を上回る２つの検出配電線電流に対応する接続相を短絡二相として二相短絡状態の発生を認識する方法である。

接続相種別しては接続相ＡＢ、接続相ＢＣ及び接続相ＣＡのうちいずか一つである。例えば、３つの検出配電線間電圧のうち１つの検出配電線間電圧の電圧低下筒合が著しい場合、データ解析部１１は、電圧低下度合が著しい検出配電線間電圧に対応する接続相において二相短絡が生じていると判定することができる。

そして、ステップＳ１３において、データ解析部１１の二相短絡判定処理の判定結果が「二相短絡」であるか否かが判定される。ステップＳ１３において、判定結果が「二相短絡」場合(YES)は、次のステップＳ１４に進み、判定結果が「二相短絡」でない場合(NO)、処理を終了する。すなわち、接続相推定装置７による続相推定フローの実質処理を行うことなく終了される。

このように、ステップＳ１２及びＳ１３において、データ解析部１１の二相短絡判定処理によって二相短絡が確認されることを、接続相推定フローにおける主要処理となるステップＳ１４～Ｓ１７の第２の開始条件としている。

すなわち、二相短絡判定処理が二相短絡状態を判定することを第２の開始条件として、ステップＳ１５におけるデータ解析部１１によるデータ解析処理及びステップＳ１６における推定処理実行部１２による接続相推定処理が実行される。

ステップＳ１３がＹＥＳの場合にステップＳ１４～ステップＳ１７の主要処理が実行される。ステップＳ１４～Ｓ１７は、図４で示したステップＳ２～Ｓ５と同様な処理となる。

すなわち、ステップＳ１４で複数のＤＥＲデータＤ６が取得され、ステップＳ１５でデータ解析部１１によるデータ解析処理が実行される。そして、ステップＳ１６で推定処理実行部１２による接続相推定処理が実行され、ステップＳ１７で接続相情報Ｄ１３が更新される。

（効果）
実施の形態２の接続相推定システム１０２における接続相推定装置７のデータ解析部１１は、実施の形態１と同様、二相短絡状態の発生時に、データ解析情報Ｄ１１を取得するデータ解析処理を実行している。

したがって、実施の形態２の接続相推定システム１０２は、実施の形態１と同様、一度の二相短絡状態の発生時に広範囲に亘って柱上変圧器４の接続相を精度良く推定することができる。

実施の形態２の接続相推定システム１０２は配電線情報検出部となるセンサ付開閉器１８ａ及び１８ｂをさらに備え、接続相推定装置７の事故情報受信部９は、異常検出情報Ｄ２２を含む事故発生検出情報Ｔ１８を受信する異常検出情報受信部として機能している。

このため、実施の形態２の接続相推定システム１０２は、高圧配電線３における異常状態が検出され、二相短絡判定処理によって二相短絡が判定された場合にのみ、データ解析部１１によるデータ解析処理及び推定処理実行部１２による接続相推定処理を実行している。

すなわち、実施の形態２の接続相推定システム１０２は、事故発生検出情報Ｔ１８の受信を第１の開始条件、データ解析部１１による二相短絡判定処理によって二相短絡が判定されることを第２の開始条件とし、第１及び第２の開始条件の成立時にはじめてデータ解析処理及び接続相推定処理を実行させている。

したがって、実施の形態２の接続相推定システム１０２は、データ解析処理及び接続相推定処理を含む主要処理が実行される第１及び第２の開始条件を設定することにより、接続相の推定精度を高めることができる。

さらに、接続相推定システム１０２のデータ解析部１１は、事故発生検出情報Ｔ１８に含まれる検出配電線情報Ｄ１９に基づき、上述した第１及び第２の短絡相認識方法のうち少なくとも一つの方法を用いて二相短絡判定処理を実行している。

このため、実施の形態２の接続相推定システム１０２は、各々が外部二相短絡情報を含む事故発生情報Ｔ１や事故発生情報Ｔ８に依存することなく、二相短絡状態の発生及び短絡二相を正確に認識することができる。

なお、検出配電線情報Ｄ１９が３つの検出配電線間電圧を示しておれば、データ解析部１１は第１の短絡相認識方法を用いることができ、検出配電線情報Ｄ１９が３つの検出配電線電流を示しておれば、データ解析部１１は第２の短絡相認識方法を用いることができる。

したがって、センサ付開閉器１８は、３つの検出配電線間電圧及び３つの検出配電線電流のうち少なくとも一方を含む検出配電線情報Ｄ１９を事故発生検出情報Ｔ１８内に含ませれば、データ解析部１１は二相短絡判定処理を実行することができる。すなわち、計測部１９は、３つの検出配電線間電圧及び３つの検出配電線電流のうち少なくとも一方を計測し、３つの検出配電線間電圧及び３つの検出配電線電流のうち少なくとも一方を示す検出配電線情報Ｄ１９を記憶部２０に出力できれば良い。

センサ付開閉器１８内の異常検出部２２は、上述した第１及び第２の内部検出方法のうち少なくとも一つを用いて異常検出処理を実行することにより、第１の配電線である高圧配電線３における異常状態を精度良く検出することができる。

実施の形態２の接続相推定システム１０２は、配電線情報検出部であるセンサ付開閉器１８から接続相推定装置７に、通信ネットワークを介して検出配電線情報Ｄ１９を比較的簡単に送信することができる。

（変形例）
センサ付開閉器１８の異常検出部２２による異常検出処理精度を高め、異常検出情報Ｄ２２に二相短絡状態の発生の有無と短絡二相を示す短絡検出情報を含める変形例が考えられる。

すなわち、異常検出部２２による異常検出処理の一部として、データ解析部１１の検出配電線情報Ｄ１９に基づく二相短絡判定処理と同様な処理を実行させることにより、異常検出部２２にて短絡検出情報を得ることができる。具体的には、上述した第１及び第２の内部検出方法を、データ解析部１１が実行する二相短絡判定処理用の第１及び第２の短絡相認識方法と実質同内容で行うことにより、異常検出部２２にて短絡検出情報を得ることができる。

さらに、検出用通信部である通信部２１は、異常検出部２２が「二相短絡」と判定した時のみ、通信部２１から事故発生検出情報Ｔ１８を送信する。

実施の形態２の変形例では、データ解析部１１による二相短絡判定処理が不要となるため、接続相推定装置７への検出配電線情報Ｄ１９の送信は不要となる。したがって、通信部２１は事故発生検出情報Ｔ１８として短絡検出情報を含む異常検出情報Ｄ２２を送信すれば十分となる。

（処理手順（その２））
図１５は、実施の形態２の接続相推定システム１０２の変形例において、接続相を推定する際の接続相推定装置７における接続相推定フローの処理手順を示すフローチャートである。以下、同図を参照して、接続相推定装置７の処理内容を説明する。

まず、ステップＳ２１において、事故情報受信部９によって、センサ付開閉器１８よって事故発生検出情報Ｔ１８が事故発生情報Ｔｎとして受信されたたか(YES)否か(NO)が確認される。

センサ付開閉器１８は高圧配電線３の二相短絡状態の発生時時に、異常検出情報Ｄ２２を含む事故発生検出情報Ｔ１８を出力している。

高圧配電線３に二相短絡状態が発生し、短絡検出情報を含む事故発生検出情報Ｔ１８がセンサ付開閉器１８の通信部２１から事故情報受信部９に送信された場合、ステップＳ２１の判定結果がＹＥＳとなる。事故情報受信部９が事故発生検出情報Ｔ１８を受信しない場合、ステップＳ２１の判定結果がＮＯとなる。

ステップＳ２１の判定結果がＹＥＳの場合にステップＳ２２に移行し、ステップＳ２１の判定結果がＮＯの場合に処理を終了する。すなわち、接続相推定装置７による続相推定フローは開始されることはない。

ステップＳ２１がＹＥＳの場合にステップＳ２２～ステップＳ２５の処理が実行される。ステップＳ２２～Ｓ２５は、図４で示したステップＳ２～Ｓ５と同様な処理となる。

（効果）
実施の形態２の変形例において、異常検出情報Ｄ２２には短絡検出情報が含まれている。したがって、変形例のデータ解析部１１は、異常検出情報Ｄ２２に含まれる短絡検出情報から二相短絡状態の発生の有無と短絡二相を直ちに認識することができるため、図１５に示すように二相短絡判定処理の実行を不要にすることができる。

その結果、実施の形態２の接続相推定システム１０２の変形例は、データ解析部１１による二相短絡判定処理を不要にすることにより、処理効率の向上を図ることができる。

＜実施の形態３＞
（ＤＥＲ６０）
図１６は、実施の形態３の接続相推定システム１０３が用いるＤＥＲ６０の内部構成を模式的に示すブロック図である。図１６に示すように、ＤＥＲ６０は計測部１４、記憶部１５、通信部１６及び電圧低下解析部２４を主要構成要素として含んでいる。すなわち、図３で示したＤＥＲ６と比較して、電圧低下検知部１７が電圧低下解析部２４に置き換わっている点が異なる。

計測器用計測部である計測部１４及び計測器用記憶部である記憶部１５は、図３で示した実施の形態１のＤＥＲ６と同様であるため、同一符号を付して説明を適宜省略する。

なお、接続相推定システム１０３の全体構成として、以下の第１及び第２の態様が考えられる。第１の態様は、図１で示した実施の形態１の接続相推定システム１０１においてＤＥＲ６ａ～６ｆをＤＥＲ６０ａ～６０ｆに置き換えた構成である。第２の態様は、図１２で示した実施の形態２の接続相推定システム１０２においてＤＥＲ６ａ～６ｆをＤＥＲ６０ａ～６０ｆに置き換えた構成である。

したがって、実施の形態３の接続相推定システム１０６は、少なくとも接続相推定装置７及びＤＥＲ６０ａ～６０ｆを主要構成要素として含んでいる。

以下、ＤＥＲ６０ａ～６０ｆを区別せずに総称して示すときは単に「ＤＥＲ６０」と記載する。また、ＤＥＲ６０ａ～６０ｆ全体を指す場合に「複数のＤＥＲ６０」と記載する場合がある。

以下、図１６を参照して、ＤＥＲ６０の特徴部分を中心に説明する。電圧低下解析部２４は、計測データＤ１４を受け、計測データＤ１４が示す計測電圧が短絡判定用閾値電圧を超えて下回った場合に、「ＤＥＲ６０に接続される柱上変圧器４の接続相は短絡相であること」を示す内部解析情報Ｄ２４を得る内部解析処理を実行する。すなわち、内部解析情報Ｄ２４は短絡相接続状態を示す情報となる。

また、ＤＥＲ６０が短絡相接続ＤＥＲに該当すると、計測電圧の電圧低下が大きくＤＥＲ６０の電源が落ちる場合が考えられる。この場合、ＤＥＲ６０の電源復旧後に記憶部１５が記憶した最新の計測電圧の電圧値を電圧低下解析部２４が解析することにより、内部解析処理として電源復旧後処理を実行することができる。例えば、最新の計測電圧の計測時刻が短絡時刻に比べて古い場合、電圧低下解析部２４は、高圧配電線３の短絡相に接続されたためＤＥＲ６０の電源が落ちたと判定し、短絡相接続状態を示す内部解析情報Ｄ２４を得ることができる。

このように、電圧低下解析部２４の内部解析処理として電源復旧後処理を追加しても良い。電源復旧後処理を追加する場合、計測データＤ１４は計測電圧に計測時刻を関連づけることが望ましい。

通信部１６は、電圧低下解析部２４から内部解析情報Ｄ２４を受けると、内部解析情報Ｄ２４をＤＥＲデータＤ６０として出力する。したがって、計測関連情報となる内部解析情報Ｄ２４は短絡相接続状態を示している。

このように、通信部１６は、短絡相接続状態を示す内部解析情報Ｄ２４をＤＥＲデータＤ６０として送信する。

（第１の態様）
図１で示した実施の形態１の接続相推定システム１０１においてＤＥＲ６ａ～６ｆをＤＥＲ６０ａ～６０ｆに置き換えた構成である、実施の形態３の第１の態様について説明する。

図１７は、実施の形態３の接続相推定システム１０３の第１の態様において、接続相を推定する際の接続相推定装置７における接続相推定フローの処理手順を示すフローチャートである。以下、同図を参照して、接続相推定装置７の処理内容を説明する。

まず、ステップＳ３１において、データ取得部１０によって、複数のＤＥＲ６０のうち少なくとも一つのＤＥＲ６０からＤＥＲデータＤ６０が受信されたか(YES)否か(NO)が確認される。

複数のＤＥＲ６０のうち少なくとも一つのＤＥＲ６０からＤＥＲデータＤ６０が送信された場合、高圧配電線３に二相短絡の可能性がある事故が発生されたことになる。

ステップＳ３１の判定結果がＹＥＳの場合にステップＳ３２に移行し、ステップＳ３１の判定結果がＮＯの場合に処理を終了する。すなわち、接続相推定装置７による続相推定フローは開始されることはない。

ステップＳ３１の判定結果がＹＥＳの場合に実行されるステップＳ３２において、事故情報受信部９に事故発生情報Ｔｎとして、事故発生情報Ｔ１あるいは事故発生情報Ｔ８が受信されることが想定される。事故発生情報Ｔ１は外部の配電用変電所１から外部情報であり、事故発生情報Ｔ８が外部の給電制御システム８からの外部情報となる。

そこで、ステップＳ３２において、事故情報受信部９は、上述した外部情報を利用して、短絡相種別を推定する。すなわち、ステップＳ３２において、事故情報受信部９は、事故発生情報Ｔ１あるいは事故発生情報Ｔ８を受信し、事故発生情報Ｔ１あるいは事故発生情報Ｔ８の内容に基づき、事故原因が「二相短絡」であるか否かを判定する。

高圧配電線３に二相短絡が発生した場合、事故発生情報Ｔ１内に必ず二相短絡発生情報Ｔ１２が含まれる。二相短絡発生情報Ｔ１２は、二相短絡状態の発生を示し、かつ、短絡された二相である短絡二相を示す外部二相短絡情報となる。したがって、事故発生情報Ｔ１の受信時に事故発生情報Ｔ１が二相短絡発生情報Ｔ１２を含んでいる場合、ステップＳ３３の判定結果がＹＥＳとなり、事故発生情報Ｔ１が二相短絡発生情報Ｔ１２を含んでいない場合、ステップＳ３３の判定結果がＮＯとなる。すなわち、事故発生情報Ｔ１が断線情報Ｔ１０あるいは三相短絡発生情報Ｔ１３を含み、二相短絡発生情報Ｔ１２を含んでいない場合、ステップＳ３３の判定結果がＮＯとなる。

一方、送電線に二相短絡が発生した場合、事故発生情報Ｔ８内に必ず外部二相短絡情報となる二相短絡発生情報Ｔ８２が含まれる。したがって、事故発生情報Ｔ８の受信時に事故発生情報Ｔ８が二相短絡発生情報Ｔ８２を含んでいる場合、ステップＳ３３の判定結果がＹＥＳとなり、事故発生情報Ｔ８が二相短絡発生情報Ｔ８２を含んでいない場合、ステップＳ３３の判定結果がＮＯとなる。すなわち、事故発生情報Ｔ８が断線情報Ｔ８０あるいは三相短絡発生情報Ｔ８３を含み、二相短絡発生情報Ｔ８２を含んでいない場合、ステップＳ３３の判定結果がＮＯとなる。

なお、事故情報受信部９が事故発生情報Ｔ１及び事故発生情報Ｔ８を共に受信していない場合、ステップＳ３３の判定結果はＮＯとなる。

ステップＳ３３の判定結果がＹＥＳの場合にステップＳ３４に移行し、ステップＳ３３の判定結果がＮＯの場合に処理を終了する。すなわち、接続相推定装置７による続相推定フローは開始されることはない。

そして、ステップＳ３４において、データ解析部１１はデータ解析処理を実行する。以下、ステップＳ３４の処理内容について詳述する。

データ解析部１１は、少なくとも一つのＤＥＲデータＤ６０の送信元となるＤＥＲ６０を短絡相接続ＤＥＲとして認識するデータ解析処理を実行する。この際、ＤＥＲデータＤ６０には既に短絡相接続状態が示されているため、データ解析部１１が実行するデータ解析処理の内容を大幅に簡略化できる。

すなわち、実施の形態３のデータ解析部１１が実行するデータ解析処理は、第１あるいは第２の解析方法を用いて複数のＤＥＲデータＤ６に基づいて行う、実施の形態１や実施の形態２のデータ解析部１１によるデータ解析処理に比べ大幅に簡略化される。

ステップＳ３４後にステップＳ３５及びＳ３６の処理が実行される。ステップＳ３５及びＳ３６は、図４で示したステップＳ４及びＳ５と同様な処理となる。

すなわち、ステップＳ３５で推定処理実行部１２による接続相推定処理が実行され、ステップＳ３６で接続相情報Ｄ１３が更新される。

（第２の態様）
図１２で示した実施の形態２の接続相推定システム１０２においてＤＥＲ６ａ～６ｆをＤＥＲ６０ａ～６０ｆに置き換えた構成である、実施の形態３の第２の態様について説明する。

図１８は、実施の形態３の接続相推定システム１０３の第２の態様において、接続相を推定する際の接続相推定装置７における接続相推定フローの処理手順を示すフローチャートである。以下、同図を参照して、接続相推定装置７の処理内容を説明する。

まず、ステップＳ４１において、第１の態様のステップＳ３１と同様、データ取得部１０によって、複数のＤＥＲ６０のうち少なくとも一つのＤＥＲ６０からＤＥＲデータＤ６０が受信されたか(YES)否か(NO)が確認される。

ステップＳ４１の判定結果がＹＥＳの場合にステップＳ４２に移行し、ステップＳ４１の判定結果がＮＯの場合に処理を終了する。すなわち、接続相推定装置７による続相推定フローは開始されることはない。

ステップＳ４１の判定結果がＹＥＳの場合に実行されるステップＳ４２において、センサ付開閉器１８から検出配電線情報Ｄ１９を含む事故発生検出情報Ｔ１８が受信されることが想定される。

ステップＳ４２において、事故情報受信部９は取得データＤ１０を含む事故発生検出情報Ｔ１８を受信する。その後、図１４で示した実施の形態２のステップＳ１２と同様、データ解析部１１は検出配電線情報Ｄ１９に基づき、二相短絡判定処理を実行して、接続相種別を推定する。

すなわち、ステップＳ４２において、データ解析部１１は、二相短絡判定処理を実行して、二相短絡状態の発生の有無と二相短絡状態時における短絡二相とを認識する。

そして、ステップＳ４３において、データ解析部１１の二相短絡判定処理の判定結果が「二相短絡」であるか否かが判定される。ステップＳ４３において、判定結果が「二相短絡」場合(YES)は、次のステップＳ４４に進み、判定結果が「二相短絡」でない場合(NO)、処理を終了する。すなわち、接続相推定装置７は接続相推定フローの主要処理を行うことなく終了する。

ステップＳ４３がＹＥＳの場合に実行されるステップＳ４４において、データ解析部１１は、第１の態様のステップＳ２４と同様のデータ解析処理を実行する。

したがって、実施の形態３のデータ解析部１１が実行するデータ解析処理は、第１の態様と同様、実施の形態１や実施の形態２のデータ解析部１１によるデータ解析処理に比べ大幅に簡略化される。

ステップＳ４４後にステップＳ４５及びＳ４６の処理が実行される。ステップＳ４５及びＳ４６は、図４で示したステップＳ４及びＳ５と同様な処理となる。

（効果）
実施の形態３の接続相推定システム１０３における接続相推定装置７のデータ解析部１１は、実施の形態１及び実施の形態２と同様、二相短絡状態の発生時に、データ解析情報Ｄ１１を取得するデータ解析処理を実行している。

したがって、実施の形態３の接続相推定システム１０３は、実施の形態１及び実施の形態２と同様、一度の二相短絡状態の発生時に広範囲に亘って柱上変圧器４の接続相を精度良く推定することができる。

実施の形態３の接続相推定システム１０３において、複数の電圧計測器である複数のＤＥＲ６０はそれぞれ、内部解析情報Ｄ２４を得る内部解析処理を実行する電圧低下解析部２４を有するため、接続相推定装置７のデータ解析部１１は、内部解析情報Ｄ２４が示す短絡相接続状態から、直ちに短絡相接続ＤＥＲを認識することができる。

例えば、ＤＥＲ６０ｄから通信されたＤＥＲデータＤ６０に含まれる内部解析情報Ｄ２４が短絡相接続状態を示す場合、データ解析部１１は、ＤＥＲ６０ｄが短絡相接続ＤＥＲであることを即時認識することができる。

その結果、実施の形態３における接続相推定装置７のデータ解析部１１は、データ解析処理の処理内容を大幅に簡略化することができる。

なお、上述した実施の形態３の効果は、第１及び第２の態様で共通の効果となる。さらに、第１の態様では実施の形態１と同様な効果を発揮することができ、第２の態様では実施の形態２と同様な効果を発揮することができる。

＜その他＞
上述した実施の形態では、電圧計測器として「ＤＥＲ」を示したが、二相の低圧配電線５間の電圧を計測できる他の計測器を用いても良い。例えば、「ＤＥＲ」にかえてスマートメータを用いても良い。ただし、二相短絡時、短絡除去のために保護リレーが作動し、その後、遮断器がリレー遮断される。そのため、電圧計測器は、二相短絡発生から遮断器がリレー遮断されるまでの時間内で、二相短絡時の電圧低下を検知することが必須となる。したがって、例えば、交流の1サイクルである２０msecの細かなサイクルで計測可能な電圧計測器を用いることが、接続相の推定精度の観点から望ましい。

なお、本開示は、その開示の範囲内において、各実施の形態を自由に組み合わせたり、各実施の形態を適宜、変形、省略したりすることが可能である。

１配電用変電所、２，２ａ，２ｂ遮断器、３，３ａ，３ｂ高圧配電線、４，４ａ～４ｆ柱上変圧器、５，５ａ～５ｆ低圧配電線、６，６ａ～６ｆ，６０，６０ａ～６０ｆＤＥＲ、７接続相推定装置、８給電制御システム、９事故情報受信部、１０データ取得部、１１データ解析部、１２推定処理実行部、１６，２１通信部、１３，１５，２０記憶部、１４，１９計測部、１７電圧低下検知部、１８，１８ａ，１８ｂセンサ付開閉器、２２異常検出部、２４電圧低下解析部、３１内部配電線、Ｄ６，Ｄ６０ＤＥＲデータ、Ｄ１２ＤＥＲ管理情報、Ｄ１３接続相情報。

Claims

三相交流の配電系統における複数の柱上変圧器それぞれの接続相を推定する接続相推定システムであって、
前記配電系統は、
配電用変電所と、
三相の第１の配電線を介して前記配電用変電所に接続される前記複数の柱上変圧器とを備え、前記複数の柱上変圧器はそれぞれ三相の第１の配電線のうち二相の第１の配電線に接続され、
前記接続相推定システムは、
接続相推定装置と、
前記複数の柱上変圧器に対応して設けられる複数の電圧計測器とを備え、
前記複数の電圧計測器はそれぞれ、二相の第２の配電線を介して前記複数の柱上変圧器のうち対応する柱上変圧器に接続され、
前記複数の電圧計測器はそれぞれ、二相の第２の配電線間の電圧を計測電圧として計測し、前記計測電圧または短絡相接続状態を示す計測関連情報を取得し、前記短絡相接続状態は接続される柱上変圧器の接続相が短絡相である状態であり、
前記接続相推定装置は、
前記複数の電圧計測器それぞれの前記計測関連情報を複数の計測関連情報として取得するデータ取得部と、
前記複数の計測関連情報、電力管理情報及び接続相情報を記憶する推定用記憶部とを含み、前記電力管理情報は前記複数の柱上変圧器と前記複数の電圧計測器との間の接続状態を示す変圧器接続情報を含み、前記接続相情報は前記複数の柱上変圧器それぞれの推定接続相を示し、
前記接続相推定装置は、
前記配電系統の三相のうち二相が短絡する二相短絡状態の発生時に、前記複数の計測関連情報に基づき、前記複数の電圧計測器のうち、接続相が短絡相となる短絡相接続計測器を検出して、前記短絡相接続計測器を示すデータ解析情報を取得するデータ解析処理を実行するデータ解析部と、
前記データ解析情報、前記電力管理情報及び前記接続相情報に基づき、前記複数の柱上変圧器のうち少なくとも一部の推定接続相を推定する接続相推定処理を実行する推定処理実行部とをさらに含む、
接続相推定システム。
請求項１記載の接続相推定システムであって、
前記配電系統は、前記二相短絡状態の発生及び短絡された二相である短絡二相を示す外部二相短絡情報を出力する短絡情報出力部を含み、
前記接続相推定システムは、
前記外部二相短絡情報を受信する二相短絡情報受信部をさらに備え、
前記外部二相短絡情報の受信を開始条件として、前記データ解析部による前記データ解析処理及び前記推定処理実行部による前記接続相推定処理が実行される、
接続相推定システム。
請求項２記載の接続相推定システムであって、
前記複数の計測関連情報は、前記複数の電圧計測器それぞれの前記計測電圧である複数の計測電圧を示し、
前記データ解析処理は、第１及び第２の解析方法のうち少なくとも一つの解析方法によって前記短絡相接続計測器を認識し、
前記第１の解析方法は、前記複数の電圧計測器のうち、前記計測電圧が閾値電圧を下回った電圧計測器を前記短絡相接続計測器と認識する方法であり、
前記第２の解析方法は、前記複数の電圧計測器を、前記計測電圧の類似度に基づき第１及び第２の電圧計測器グループに分類し、前記第１及び第２の電圧計測器グループのうち前記計測電圧が相対的に低いグループに属する電圧計測器を前記短絡相接続計測器と認識する方法である、
接続相推定システム。
請求項１記載の接続相推定システムであって、
三相の第１の配電線に対応して設けられ、３つの検出配電線間電圧及び３つの検出配電線電流のうち少なくとも一方を検出し、前記３つの検出配電線間電圧及び前記３つの検出配電線電流のうち少なくとも一方を示す検出配電線情報を得る配電線情報検出部をさらに備え、前記３つの検出配電線間電圧は、三相の第１の配電線間における３種類の二相の配電線間電圧であり、前記３つの検出配電線電流は、三相の第１の配電線それぞれを流れる電流であり、
前記配電線情報検出部は、
前記検出配電線情報に基づき、前記第１の配電線における異常を検出した場合、異常状態の発生を示す異常検出情報を得る異常検出処理を実行する異常検出部と、
前記異常検出情報が異常状態の発生を示す場合、前記異常検出情報及び前記検出配電線情報を含む事故発生検出情報を前記接続相推定装置に送信する検出用通信部を含み、
前記接続相推定装置は、
前記事故発生検出情報を受ける異常検出情報受信部をさらに含み、
前記事故発生検出情報の受信を第１の開始条件として、前記データ解析部による前記データ解析処理及び前記推定処理実行部による前記接続相推定処理が実行される、
接続相推定システム。
請求項４記載の接続相推定システムであって、
前記データ解析部は、前記第１の開始条件の成立時に、前記事故発生検出情報に含まれる前記検出配電線情報に基づき、前記二相短絡状態の有無を判定する二相短絡判定処理をさらに実行し、
前記二相短絡判定処理は、第１及び第２の短絡相認識方法のうち少なくとも一つの方法を用いて実行され、
前記第１の短絡相認識方法は、前記３つの検出配電線間電圧のうち閾値電圧を下回る１つの検出配電線間電圧に対応する接続相を短絡二相として前記二相短絡状態の発生を認識する方法であり、
前記第２の短絡相認識方法は、前記３つの検出配電線電流のうち閾値電流を上回る２つの検出配電線電流に対応する接続相を短絡二相として前記二相短絡状態の発生を認識する方法であり、
前記二相短絡判定処理が前記二相短絡状態を判定することを第２の開始条件として、前記データ解析部による前記データ解析処理及び前記推定処理実行部による前記接続相推定処理が実行される、
接続相推定システム。
請求項４記載の接続相推定システムであって、
前記配電線情報検出部は、
前記３つの検出配電線間電圧及び前記３つの検出配電線電流のうち少なくとも一方を測定する検出用計測部と、
前記異常検出部は、第１及び第２の内部検出方法のうち少なくとも一つの方法を用いて前記異常検出処理を実行し、
前記第１の内部検出方法は、前記３つの検出配電線間電圧のうち閾値電圧を下回る検出配電線間電圧を検出した場合、当該検出配電線間電圧と異常状態の発生とを示す前記異常検出情報を得る方法であり、
前記第２の内部検出方法は、前記３つの検出配電線電流のうち閾値電流を上回る検出配電線電流を検出し、当該検出配電線電流と異常状態の発生とを示す前記異常検出情報を得る方法である、
接続相推定システム。
請求項６記載の接続相推定システムであって、
前記異常検出部より得られる前記異常検出情報は、前記二相短絡状態の発生の有無と短絡二相を示す短絡検出情報を含む、
接続相推定システム。
請求項１または請求項４記載の接続相推定システムであって、
前記複数の電圧計測器は、それぞれ
二相の第２の配電線間の電圧を前記計測電圧として計測し、前記計測電圧を示す計測データを得る計測器用計測部と、
前記計測データに基づき、前記計測電圧が閾値電圧を超えて下回った場合に、その計測電圧と計測時刻との組合せを示す電圧低下情報を得る電圧低下検知処理を実行する電圧低下検知部と、
前記計測データ及び前記電圧低下情報を記憶する計測器用記憶部と、
前記計測データ及び前記電圧低下情報のうち少なくとも一つを前記計測関連情報として前記接続相推定装置に送信する計測器用通信部とを含み、
前記複数の計測電圧は、前記複数の電圧計測器それぞれの前記計測データが示す前記計測電圧、あるいは、前記複数の電圧計測器それぞれの前記電圧低下情報が示す前記計測電圧である、
接続相推定システム。
請求項１または請求項４記載の接続相推定システムであって、
前記複数の電圧計測器は、それぞれ
二相の第２の配電線間の電圧を前記計測電圧として計測し、前記計測電圧を示す計測データを得る計測器用計測部と、
前記計測データに基づき、前記計測電圧が閾値電圧を超えて下回った場合に、前記短絡相接続状態を示す内部解析情報を得る内部解析処理を実行する電圧低下解析部と、
前記内部解析情報を前記計測関連情報として前記接続相推定装置に送信する計測器用通信部とを含む、
接続相推定システム。
請求項２記載の接続相推定システムであって、
前記短絡情報出力部は、給電制御システム及び前記配電用変電所を含み、前記給電制御システムは、送電線の線間電圧、送電線を流れる電流を監視・制御し、
前記短絡情報出力部と前記接続相推定装置とは通信ネットワークを介して接続される、
接続相推定システム。
請求項４記載の接続相推定システムであって、
前記配電線情報検出部と前記接続相推定装置とは通信ネットワークを介して接続される、
接続相推定システム。
請求項１から請求項１１のうち、いずれか１項に記載の接続相推定システムであって、
前記電力管理情報は、前記変圧器接続情報に加え、
前記複数の柱上変圧器が前記三相の第１の配電線に接続される位置を示す変圧器位置情報を含む、
接続相推定システム。
請求項１からは請求項１２のうち、いずれか１項に記載の接続相推定システムであって、
前記推定処理実行部は、前記接続相推定処理よって更新した前記接続相情報を前記推定用記憶部に保存する記憶部保存処理をさらに実行する、
接続相推定システム。
請求項１から請求項１３のうち、いずれか１項に記載の接続相推定システムであって、
前記複数の電圧計測器と前記接続相推定装置とは通信ネットワークを介して接続される、
接続相推定システム。
三相交流の配電系統における複数の柱上変圧器それぞれの接続相を推定する接続相推定方法であって、
前記配電系統は、
配電用変電所と、
三相の第１の配電線を介して前記配電用変電所に接続される前記複数の柱上変圧器とを備え、前記複数の柱上変圧器はそれぞれ三相の第１の配電線のうち二相の第１の配電線に接続され、
前記接続相推定方法は、
前記複数の柱上変圧器に対応して設けられる複数の電圧計測器と推定用記憶部とを用い、
前記複数の電圧計測器はそれぞれ、二相の第２の配電線を介して前記複数の柱上変圧器のうち対応する柱上変圧器に接続され、
前記複数の電圧計測器はそれぞれ、二相の第２の配電線間の電圧を計測電圧として計測し、前記計測電圧または短絡相接続状態を示す計測関連情報を取得し、前記短絡相接続状態は接続される柱上変圧器の接続相が短絡相である状態であり、
前記推定用記憶部は、複数の計測関連情報、電力管理情報及び接続相情報を記憶し、前記複数の計測関連情報は、前記複数の電圧計測器それぞれの前記計測関連情報であり、前記電力管理情報は前記複数の柱上変圧器と前記複数の電圧計測器との間の接続状態を示す変圧器接続情報を含み、前記接続相情報は前記複数の柱上変圧器それぞれの推定接続相を示し、
前記接続相推定方法は、
(a) 前記複数の計測関連情報を取得するステップと、
(b) 前記複数の計測関連情報に基づき、前記複数の電圧計測器のうち、接続相が短絡相となる短絡相接続計測器を検出して、前記短絡相接続計測器を示すデータ解析情報を取得するステップと、
(c) 前記データ解析情報、前記電力管理情報及び前記接続相情報に基づき、前記複数の柱上変圧器のうち少なくとも一部の推定接続相を推定するステップとを備え、
前記ステップ(a)～(c)は、前記配電系統の三相のうち二相が短絡する二相短絡状態の発生時に開始される、
接続相推定方法。