JP5638546B2

JP5638546B2 - 負荷推定装置

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Publication number: JP5638546B2
Application number: JP2012023783A
Authority: JP
Inventors: 龍之介松原; 高野　富裕; 富裕高野
Original assignee: Mitsubishi Electric Corp
Current assignee: Mitsubishi Electric Corp
Priority date: 2012-02-07
Filing date: 2012-02-07
Publication date: 2014-12-10
Anticipated expiration: 2032-02-07
Also published as: JP2013162666A

Description

本発明は、配電系統において配電線に接続されている各負荷の大きさを推定する負荷推定装置に関する。

配電系統での事故発生時や、工事等による配電線の停電作業時において、配電変電所から見て事故箇所または作業箇所より末端側の系統に接続される需要家への電力供給を継続すべく、系統切替え操作によって末端側系統を他配電線に接続し、他配電線から末端側系統に電力を融通する。この際、接続先の配電線で過負荷を発生させないよう、配電線の負荷分布を事前に把握し、接続先の配電線を選定する必要がある。

また、配電系統の電圧調整時には、配電線に接続される負荷の分布と線路定数などから配電線の電圧分布を推定し、配電変電所の引出口から配電線の末端までの電圧が適正範囲を逸脱しないように、ＬＲＴ（ＬｏａｄＲａｔｉｏｃｏｎｔｒｏｌＴｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ）やＳＶＲ（ＳｔｅｐＶｏｌｔａｇｅＲｅｇｕｌａｔｏｒ）といった電圧調整機器を整定または制御する。

このように、配電系統の運用にあたっては配電線の負荷分布を把握する必要があり、電力融通や電圧調整を適切に行うためには、配電線の負荷分布を精度良くすることが求められる。

従来、配電線の負荷分布は、各需要家の契約電力容量、あるいはピーク／オフピークの想定負荷率に基づいて、配電変電所の送り出し電流を按分する方法等により推定していた。

しかし、近年、太陽光発電設備（以下、ＰＶとも称する）の導入が急速に進んでおり、このような状況下では、ＰＶ発電分を合わせた需要家の見かけ上の負荷が、ＰＶの発電状況に応じて変動するため、前述従来のような方法では、精度良く負荷分布を推定することは困難である。

このような問題の対策として、ＰＶなどの分散型電源が連系された配電系統において、分散型電源の出力を考慮した負荷推定の方法が提案されている。

例えば、配電線上の負荷や分散型電源の設備利用率（定格容量と平均発電量の比）・力率をパラメータとし、同配電線上に設置されたセンサ内蔵開閉器等の計測装置で計測した電圧・潮流と、パラメータから計算した計測装置設置箇所の電圧・潮流との差を目的関数として探索アルゴリズムを適用することで、負荷分布・電圧分布を推定する配電系統状態推定装置がある（例えば、特許文献１参照）。

また、分散型電源は、配電線の停電時において独立運転の防止のために停止することから、分散型電源が連系されている区間について、過去に発生した事故停電前後での区間負荷計測値の変化を求めることによって、分散型電源が負担している負荷を加味した区間負荷を推定する負荷推定装置がある（例えば、特許文献２参照）。

特開２０１０−２６３７５４号公報（第３，４頁、図４）特開２０１０−４１８０３号公報（第５頁、図２）

特許文献１では、負荷設備や出力が安定している分散型電源が接続されている配電線上の箇所について負荷分布を推定することができる。しかし、例えば、多数のＰＶが連系されている配電系統を負荷分布の推定対象とした場合、ＰＶの発電量に大きく影響する天候状況といった要因を推定結果に反映できず、配電線上の電気量計測値と推定による計算値との誤差のみが主に考慮されるため、分散型電源の発電量を考慮して精度良く負荷を推定することは困難である。

また、分散型電源が連系された系統で事故による停電が発生すると、復電後も健全区間需要家の分散型電源は規定により数分間は停止状態を保つ。従って、停止前の分散型電源が負担していた負荷も含めた需要家の負荷設備による実際の負荷（以下、実負荷とも称する）を、他配電線から融通する必要がある。

しかし、特許文献１では、需要家の構内に分散型電源が設置されている場合など、配電線の同一箇所に負荷設備と分散型電源とが位置している（設置されている）場合には、実負荷と分散型電源の発電量との差、すなわち、系統からみた見かけ上の負荷の大きさは推定できるが、その内訳について正しく推定することは困難である。このため、推定結果を事故時の電力の融通量の決定に使用できない（反映させることができない）という課題がある。

また、特許文献２では、事故復旧時の電力の融通量決定を目的として、過去の事故発生時前後の負荷計測値の関係から、分散型電源の出力と、事故時に脱落する負荷と、これらを加味した需要家の実際の負荷とを推定することができる。しかし、配電系統に接続される分散型電源のうちの大部分を占めるＰＶは、その時々の天候状況に応じて出力が大きく変わる。従って、特許文献２の技術を多数のＰＶが連系された配電系統に適用して負荷推定方法を行うと、過去の事故発生時の天候状況と推定したいタイミングでの天候状況が異なる場合に、推定の誤差が大きくなるという問題がある。

また、負荷の推定が区間の単位となっているため、区間の中にＰＶを設置している需要家と設置していない需要家とが散在している場合において、区間内の負荷分布が分からないため、電圧が適正範囲を逸脱しないように制御することは困難である。

現在、再生可能エネルギーの利用促進に向けた諸制度が整備されつつあり、住宅用太陽光発電設備の設置が急速に進んでいる。しかし上述の通り、従来では、多数のＰＶが連系された配電系統において、天候状況に応じたＰＶ発電量を加味して負荷を精度良く推定することが困難であるという問題があった。

本発明は、これらの問題を解決するためになされたものであり、ＰＶを設置した需要家が多数存在する配電系統において、天候状況に大きく影響されるＰＶ発電量を考慮した負荷分布の推定が可能な負荷推定装置を提供することを目的とする。

上記の課題を解決するために、本発明による負荷推定装置は、配電系統制御システムにおける負荷推定装置であって、配電系統制御システムは、配電線上の計測点に設けられ、当該計測点を通過する電力を計測するセンサ内蔵開閉器と、配電線における負荷の接続点である負荷接続点を介して接続された需要家に対して配電線から供給する供給電力量と、配電線が需要家から受電する受電電力量とを含む電力量を計測する電力量計と、推定対象となる需要家の負荷の近傍に設置され、設置地点の日射量を計測する日射計とを備え、負荷推定装置は、配電線に接続された負荷の大きさを推定するものであって、電力量計で計測された電力量と、需要家に設置されたＰＶ設備のＰＶ容量から算出されたＰＶ発電量とから、負荷接続点ごとにおける時間別の平均的な実負荷である平均実負荷を算出するとともに、日射計で計測された日射量に基づいて、ＰＶ設備の単位ＰＶ容量当たりのＰＶ発電量を推定するＰＶ発電量推定モデルを算出する事前統計処理部と、日射計で計測された日射量とＰＶ発電量推定モデルとに基づいて算出された推定時点における推定対象区間内のＰＶ発電量と、センサ内蔵開閉器で計測された電力とから推定時点における実負荷を算出し、当該実負荷を事前統計処理部で算出された平均実負荷に基づいて按分して推定対象区間内における負荷接続点ごとの実負荷を推定するとともに、当該実負荷から負荷接続点ごとのＰＶ発電量を差し引いた、負荷接続点ごとの負荷を推定する推定処理部とを備える。

本発明によると、配電系統制御システムは、配電線上の計測点に設けられ、当該計測点を通過する電力を計測するセンサ内蔵開閉器と、配電線における負荷の接続点である負荷接続点を介して接続された需要家に対して配電線から供給する供給電力量と、配電線が需要家から受電する受電電力量とを含む電力量を計測する電力量計と、推定対象となる需要家の負荷の近傍に設置され、設置地点の日射量を計測する日射計とを備え、負荷推定装置は、配電線に接続された負荷の大きさを推定するものであって、電力量計で計測された電力量と、需要家に設置されたＰＶ設備のＰＶ容量から算出されたＰＶ発電量とから、負荷接続点ごとにおける時間別の平均的な実負荷である平均実負荷を算出するとともに、日射計で計測された日射量に基づいて、ＰＶ設備の単位ＰＶ容量当たりのＰＶ発電量を推定するＰＶ発電量推定モデルを算出する事前統計処理部と、日射計で計測された日射量とＰＶ発電量推定モデルとに基づいて算出された推定時点における推定対象区間内のＰＶ発電量と、センサ内蔵開閉器で計測された電力とから推定時点における実負荷を算出し、当該実負荷を事前統計処理部で算出された平均実負荷に基づいて按分して推定対象区間内における負荷接続点ごとの実負荷を推定するとともに、当該実負荷から負荷接続点ごとのＰＶ発電量を差し引いた、負荷接続点ごとの負荷を推定する推定処理部とを備えるため、ＰＶを設置した需要家が多数存在する配電系統において、天候状況に大きく影響されるＰＶ発電量を考慮した負荷分布の推定が可能となる。

本発明の実施の形態１による負荷推定装置を備える配電系統制御システムの構成を示すブロック図である。本発明の実施の形態１による負荷推定装置の構成を示すブロック図である。本発明の実施の形態１による事前統計処理部における平均実負荷の算出処理を示すフローチャートである。本発明の実施の形態１によるＰＶの理論発電量と平均設備利用率との関係を示す図である。本発明の実施の形態１による電力量計ごとの日別・時間帯別の負荷の算出処理を説明するための図である。本発明の実施の形態１による配電用変圧器ごとの時間帯別の平均実負荷の算出処理を説明するための図である。本発明の実施の形態１による推定処理部における負荷推定の処理を示すフローチャートである。本発明の実施の形態１による負荷接続点ごとの実負荷推定の一例を示す図である。本発明の実施の形態２による負荷推定装置の構成を示すブロック図である。本発明の実施の形態２によるＰＶ発電量推定モデルの導出処理を示すフローチャートである。本発明の実施の形態３による事前統計処理部における平均実負荷の算出処理を示すフローチャートである。本発明の実施の形態３による推定処理部における負荷推定の処理を示すフローチャートである。本発明の実施の形態４による事前統計処理部における平均実負荷の算出処理を示すフローチャートである。本発明の実施の形態４による推定処理部における負荷推定の処理を示すフローチャートである。本発明の実施の形態４による負荷接続点ごとの実負荷推定の一例を示す図である。本発明の実施の形態５による負荷推定装置を備える配電系統制御システムの構成を示すブロック図である。本発明の実施の形態５による事前統計処理部における平均実負荷の算出処理を示すフローチャートである。

本発明の実施の形態について、図面に基づいて以下に説明する。

＜実施の形態１＞
まず、本発明の実施の形態１による負荷推定装置を備える配電系統制御システムの構成について説明する。

図１は、本実施の形態１による負荷推定装置１２０を備える配電系統制御システム１００の構成を示すブロック図である。図１に示すように、本実施の形態１による配電系統制御システム１００は、フィーダ遮断器１０３、フィーダ遮断器用通信装置１０４、センサ内蔵開閉器１０５、センサ内蔵開閉器用通信装置１０６、監視制御装置１０７、電力量計１１３、電力量計用通信装置１１４、自動検針装置１１５、日射計１１６、および負荷推定装置１２０を備えている。

配電線１０２は、配電変電所１０１から延設されている。配電変電所１０１における配電線１０２の引出口にはフィーダ遮断器１０３が設置されている。また、配電線１０２上には、当該配電線１０２を複数の区間に区分するセンサ内蔵開閉器１０５が設置されている。

配電線１０２には、配電用変圧器１０８を介して低圧需要家１０９の構内に設置された負荷設備１１１およびＰＶ１１２（ＰＶ設備）が接続されている。低圧需要家１０９における配電線１０２の引込箇所には、電力量計１１３が接続されている。

また、配電線１０２には、高圧需要家１１０の構内に設置された負荷設備１１１およびＰＶ１１２が接続されている。高圧需要家１１１における配電線１０２の引込箇所には、電力量計１１３が接続されている。

また、ＰＶ１１２を保有していない（設置していない）低圧需要家１０９および高圧需要家１１０は、負荷設備１１１のみが配電線１０２に接続されている。

フィーダ遮断器１０３は、電圧センサＰＴおよび電流センサＣＴを内蔵しており、フィーダ遮断器１０３を通過する電力を予め定められた周期で計測する。フィーダ遮断器１０３は、フィーダ遮断器用通信装置１０４に接続されており、フィーダ遮断器用通信装置１０４は通信回線を介して監視制御装置１０７に接続されている。フィーダ遮断器用通信装置１０４は、フィーダ遮断器１０３で計測された計測値（以下、フィーダ遮断器計測値とも称する）を取得し、取得したフィーダ遮断器計測値を監視制御装置１０７に送信する。

センサ内蔵開閉器１０５は、電圧センサＰＴおよび電流センサＣＴを内蔵しており、センサ内蔵開閉器１０５を通過する電力を予め定められた周期で計測する。センサ内蔵開閉器１０５は、センサ内蔵開閉器用通信装置１０６に接続されており、センサ内蔵開閉器用通信装置１０６は、通信回線を介して監視制御装置１０７に接続されている。センサ内蔵開閉器用通信装置１０６は、センサ内蔵開閉器１０５で計測された計測値（以下、開閉器計測値とも称する）を取得し、取得した開閉器計測値を監視制御装置１０７に送信する。すなわち、センサ内蔵開閉器１０５は、配電線１０２上の計測点に設けられ、当該計測点を通過する電力を計測する。

監視制御装置１０７は、フィーダ遮断器用通信装置１０４から送信されたフィーダ遮断器計測値を受信し、フィーダ遮断器計測値データとして記録する。当該フィーダ遮断器計測値データは、負荷推定装置１２０による負荷推定処理において必要なときに参照される。フィーダ遮断器計測値データのデータ形式については後述する。

また、監視制御装置１０７は、センサ内蔵開閉器用通信装置１０６から開閉器計測値を受信し、開閉器計測値データとして記録する。当該開閉器計測値データは、負荷推定装置１２０による負荷推定処理において必要な時に参照される。開閉器計測値データのデータ形式については後述する。

電力量計１１３は、配電線１０２から設置先需要家に供給された電力量の累積値、および配電線１０２が設置先需要家から受電した電力量の累積値を、予め定められた周期で計測する。電力量計１１３は、電力量計用通信装置１１４と接続されており、電力量計用通信装置１１４は、通信回線を介して自動検針装置１１５と接続されている。電力量計用通信装置１１４は、電力量計１１３で計測された計測値（以下、電力量計計測値とも称する）を取得し、取得した電力量計計測値を自動検針装置１１５に送信する。すなわち、電力量計１１３は、配電線１０２における負荷の接続点である負荷接続点を介して接続された需要家に対して配電線１０２から供給する供給電力量と、配電線１０２が需要家から受電する受電電力量とを含む電力量を計測する。

自動検針装置１１５は、電力量計用通信装置１１４から送信された電力量計計測値を受信し、計量データとして記録する。当該計量データは、負荷推定装置１２０による負荷推定処理において必要な時に参照される。計量データのデータ形式については後述する。

日射計１１６は、推定対象となる負荷の近傍に設置され、設置地点の日射量を予め定められた周期で計測し、日射量データとして記録する。日射計１１６は、例えば、配電変電所１０１ごとに設置される。当該日射量データは、負荷推定装置１２０による負荷推定処理において必要な時に参照される。日射量データのデータ形式については後述する。すなわち、日射計１１６は、推薦対象となる需要家の負荷の近傍に配置され、設置地点の日射量を計測する。

次に、負荷推定装置１２０の構成について説明する。

図２は、本実施の形態１による負荷推定装置１２０の構成を示すブロック図である。図２に示すように、本実施の形態１による負荷推定装置１２０は、配電線１０２に接続された負荷の大きさを推定するものであり、事前統計処理部１２１、事前統計処理用通信部１２２、データ格納部１２３、推定処理部１２４、推定処理用通信部１２５、入力部１２６、および出力部１２７を備えている。事前統計処理部１２１、事前統計処理用通信部１２２、およびデータ格納部１２３は、データバスを介して相互にデータの送受信が可能である。また、データ格納部１２３、推定処理部１２４、推定処理用通信部１２５、入力部１２６、および出力部１２７は、データバスを介して相互にデータの送受信が可能である。

事前統計処理部１２１は、例えばＣＰＵ（ＣｅｎｔｒａｌＰｒｏｃｅｓｓｉｎｇＵｎｉｔ）およびＤＲＡＭ（ＤｙｎａｍｉｃＲａｎｄｏｍＡｃｃｅｓｓＭｅｍｏｒｙ）で実現される。また、事前統計処理部１２１は、ＰＶシステムに関する年間の統計情報に基づいてＰＶの時間別平均設備利用率（以下、時刻別ＰＶ平均設備利用率とも称する）を算出する。さらに、事前統計処理部１２１は、需要家設備データ、時刻別ＰＶ平均設備利用率、および計量データに基づき、配電線１０２における配電用変圧器１０８の接続点および高圧需要家の引込点（以下、まとめて負荷接続点とも称する）ごとに、配電系統からの電力供給とＰＶ発電量によって賄われている負荷とを合わせた実負荷の平均値を時間帯別に求め、平均実負荷データとしてデータ格納部１２３に格納する。平均実負荷データのデータ形式については後述する。また、事前統計処理部１２１は、後述のＰＶ発電量推定モデルを算出する。

すなわち、事前統計処理部１２１は、電力量計で計測された電力量と、需要家に設置されたＰＶ１１２（ＰＶ設備）のＰＶ容量から算出されたＰＶ発電量とから、負荷接続点ごとにおける時間別の平均的な実負荷である平均実負荷を算出するとともに、日射計１１６で計測された日射量に基づいて、ＰＶ１１２の単位ＰＶ容量当たりのＰＶ発電量を推定するＰＶ発電量推定モデルを算出する。

なお、時間帯とは、１日２４時間を複数の時間区間に分割したものであり、ここでは、１時間帯を毎時００分から１時間とした合計２４時間帯とするが、例えば毎時００分からの３０分までと、毎時３０分から次の００分までとをそれぞれの時間帯とする合計４８時間帯としてもよく、００：００から３時間ごとの時間帯とする合計８時間帯としてもよい。

事前統計処理用通信部１２２は、例えばネットワークインタフェース装置で実現される。事前統計処理用通信部１２２は、自動検針装置１１５と通信を行い、自動検針装置１１５から計量データを取得する。

データ格納部１２３は、例えば磁気ディスク装置で実現される。データ格納部１２３には、配電系統の構成情報として、配電線データ、センサ内蔵開閉器データ、配電用変圧器データが格納されている。また、データ格納部１２３には、供給設備情報として、低圧需要家供給設備データ、高圧需要家供給設備データ、およびＰＶ設備データが格納される。また、データ格納部１２３には、事前統計処理の結果として、平均実負荷データおよびＰＶ発電量推定モデルデータが格納される。データ格納部１２３に格納される各データのデータ形式については後述する。

推定処理部１２４は、例えばＣＰＵおよびＤＲＡＭで実現される。推定処理部１２４は、開閉器計測値データ、日射量データ、およびＰＶ発電量推定モデルデータに基づいて配電線区間ごとの実負荷を求め、当該配電線区間ごとの実負荷と平均実負荷データとから負荷接続点ごとの実負荷の分布を推定し、さらにＰＶ発電量推定モデルデータとPV設備データとに基づいて負荷接続点ごとの配電系統から見た負荷の分布を推定する。

すなわち、推定処理部１２４は、日射計１１６で計測された日射量とＰＶ発電量推定モデルとに基づいて算出された推定時点における推定対象区間内のＰＶ発電量と、センサ内蔵開閉器１０５で計測された電力とから推定時点における実負荷を算出し、当該実負荷を事前統計処理部１２１で算出された平均実負荷に基づいて按分して推定対象区間内における負荷接続点ごとの実負荷を推定するとともに、当該実負荷から負荷接続点ごとのＰＶ発電量を差し引いた、負荷接続点ごとの負荷を推定する。

推定処理用通信部１２５は、例えばネットワークインタフェース装置で実現される。推定処理用通信部１２５は、監視制御装置１０７および日射計１１６と通信を行い、開閉器計測値データおよび日射量データを取得する。

入力部１２６は、例えばモニタ、キーボード、およびマウスを備えて構成される。入力部１２６は、いずれの配電線１０２について負荷推定を行うかを指定する。運用者は、入力部１２６を操作して、負荷推定を行いたい配電線１０２を入力する。

なお、入力部１２６は、例えばネットワークインタフェース装置で実現し、電力の融通計算や電圧推定を行う他システムとの間で通信を行い、負荷推定対象の配電線１０２を入力として受信する構成としてもよい。

出力部１２７は、例えばディスプレイ装置、印刷装置、または磁気ディスク装置によって実現される。出力部１２７は、推定処理部１２４で算出された負荷接続点ごとの実負荷の分布、および系統から見た負荷の分布を出力する。

なお、出力部１２７は、例えばネットワークインタフェース装置で実現し、電力の融通計算や電圧推定を行う他システムとの間で通信を行い、推定処理部１２４で求めた負荷接続点ごとの実負荷の分布、および系統から見た負荷の分布を出力として送信する構成としてもよい。

次に、本実施の形態１による各種データのデータ形式について説明する。

表１は、配電線データの一例を示す表である。配電線データは、各配電線１０２がどの配電変電所１０１から引き出されているのかを示すデータである。表１に示すように、配電線番号は、配電線１０２を一意に識別する番号である。また、配電変電所番号は、配電変電所１０１を一意に識別する番号であり、当該配電線１０２の引出元の配電変電所１０１を示している。

表２は、配電線区間データの一例を示す表である。配電線区間データは、各配電線区分がどの配電線に含まれるのかを示すデータである。表２に示すように、配電線区間番号は、センサ内蔵開閉器１０５によって区分される配電線区間を一意に識別する番号である。また、配電線番号は、配電線１０２を一意に識別する番号である。

表３は、センサ内蔵開閉器データの一例を示す表である。センサ内蔵開閉器データは、各センサ内蔵開閉器１０５がいずれの配電線区間の間に設置されているのかを示すデータである。表３に示すように、区分開閉器番号は、センサ内蔵開閉器１０５を一意に識別する番号である。また、電源側区間番号は、センサ内蔵開閉器１０５から見て電源側に接続している配電線区間の配電線区間番号である。また、負荷側区間番号は、センサ内蔵開閉器１０５から見て負荷側に接続している配電線区間の配電線区間番号である。なお、あるセンサ内蔵開閉器１０５から送り出し元のフィーダ遮断器１０３までの間に、別のセンサ内蔵開閉器１０５が設置されていない場合において、当該センサ内蔵開閉器１０５に対応するセンサ内蔵開閉器データの電源側区間番号は、「（ＳＳ）」という値で示される。

表４は、配電用変圧器データの一例を示す表である。配電用変圧器データは、各配電用変圧器１０８が、どの配電線区間に含まれるのか、接続の相線式は何であるのか、および単相負荷をどの相間に接続しているのかを示すデータである。表４に示すように、配電用変圧器番号は、配電用変圧器１０８を一意に識別する番号である。また、配電線区間番号は、配電用変圧器１０８が接続する配電線区間の配電線区間番号である。また、相線式は、配電用変圧器１０８の接続相線式であり、単相２線式、単相３線式、三相３線式、あるいは電灯動力併用三相４線式といった値を示す。また、単相負荷接続相は、配電用変圧器１０８が単相変圧器または電灯動力併用三相４線式の変圧器である場合において、その単相負荷がどの相間に接続されているかを示しており、Ｒ−Ｓ、Ｓ−Ｔ、あるいはＴ−Ｒといった値を示す。なお、配電用変圧器１０８が三相３線式である場合は、単相負荷接続相は値なしとする（表４では、空白で示される）。

表５は、低圧需要家供給設備データの一例を示す表である。低圧需要家供給設備データは、各低圧需要家１０９に電力を供給する設備についての情報を示すデータである。表５に示すように、需要家番号は、需要家を一意に識別する番号である。また、電力量計番号は、電力量計１１３を一意に識別する番号であり、各低圧需要家１０９に設置された電力量計１１３の電力量計番号を示している。また、供給方式は、各低圧需要家１０９に電力を供給する方式であり、単相、三相といった値を示す。また、配電用変圧器番号は、各低圧需要家１０９が接続する配電用変圧器１０８の配電用変圧器番号である。

表６は、高圧需要家供給設備データの一例を示す表である。高圧需要家供給設備データは、各高圧需要家１１０に電力を供給する設備についての情報を示すデータである。表６に示すように、需要家番号は、各高圧需要家１１０を一意に識別する番号である。また、電力量計番号は、電力量計１１３を一意に識別する番号であり、各高圧需要家１１０に設置された電力量計１１３の電力量計番号を示している。また、配電線区間番号は、各高圧需要家１１０の引込線が接続している配電線区間の配電線区間番号である。

表７は、ＰＶ設備データの一例を示す表である。表７に示すように、ＰＶ設備データは、各需要家１０９，１１０が設置しているＰＶ１１２（ＰＶ設備）についての情報を示すデータである。また、需要家番号は各需要家１０９，１１０を一意に識別する番号である。また、ＰＶ容量は、各需要家１０９，１１０が設置しているＰＶの容量（ｋＷ）を示す値である。

表８は、フィーダ遮断器計測値データの一例を示す表である。フィーダ遮断器計測値データは、フィーダ遮断器１０３によって計測した計測値を示すデータである。なお、遮断器計測値データは、１件のデータが１つのフィーダ遮断器１０３によって計測した１回分の結果に対応している。表８に示すように、配電線番号は、フィーダ遮断器１０３から引き出される配電線１０２を一意に識別する番号である。また、計測時刻は、計測結果に対応する計測値を計測した時刻を表している。また、Ｐ_Ｒ，Ｐ_Ｓ，Ｐ_Ｔは、それぞれＲ相、Ｓ相、Ｔ相を通過する有効電力を示している。

表９は、開閉器計測値データの一例を示す表である。開閉器計測値データは、センサ内蔵開閉器１０５によって計測した計測値を示すデータである。なお、開閉器計測値データは、１件のデータが１つのセンサ内蔵開閉器１０５によって計測した１回分の結果に対応している。表９に示すように、開閉器番号は、センサ内蔵開閉器１０５を一意に識別する番号である。また、計測時刻は、計測結果に対応する計測値を計測した時刻を表している。また、Ｐ_Ｒ，Ｐ_Ｓ，Ｐ_Ｔは、それぞれＲ相、Ｓ相、Ｔ相を通過する有効電力を示している。

表１０は、計量データの一例を示す表である。計量データは、電力量計１１３によって計測した値を示すデータである。なお、計量データは、１件のデータが１つの電力量計１１３によって計測した１回分の結果に対応している。表１０に示すように、電力量計番号は、電力量計１１３を一意に識別する番号である。電力量計１１３は、配電線１０２から需要家１０９へ供給した有効電力量の累積値を保持しており、表１０に示す累積供給電力量は、この累積値の計測時刻での値を示している。また、電力量計１１３は、配電線１０２が需要家１０９から受電した有効電力量の累積値を保持しており、表１０に示す累積受電電力量は、この累積値の計測時刻での値を示している。

表１１は、日射量データの一例を示す表である。日射量データは、日射計１１６で計測した計測値を示すデータである。日射量データは、１件のデータが１つの日射計１１６によって計測した１回分の結果に対応している。表１１に示すように、配電変電所番号は、日射計１１６を設置した近傍の配電変電所１０１を一意に識別する番号である。また、日射量は、計測時刻に示される時刻に計測した日射計１１６の計測値を示している。

表１２は、平均実負荷データの一例を示す表である。平均実負荷データは、事前統計処理部１２１で求めた負荷接続点ごとの時間帯別の平均実負荷を示している。平均実負荷データは、１件のデータが１つの負荷接続点の１時間帯分の平均実負荷の値を示している。表１２に示すように、負荷接続点番号は、配電線１０２に負荷が接続する単位である、配電用変圧器１０８または高圧需要家１１０を一意に識別する番号である。また、平均実負荷は、時間帯で表される時間についての平均実負荷、すなわち配電系統から負荷接続点に供給する負荷および、負荷接続点以下に接続するＰＶ１１２の発電量によって賄われる負荷を合わせた平均的な値を示している。

ＰＶ発電量推定モデルデータは、日射量からＰＶ容量１ｋＷあたりの発電量を求めるための、線形回帰式の切片および傾きから構成される。

次に、事前統計処理部１２１によるＰＶ発電量推定モデル導出の具体的な動作について説明する。

事前統計処理部１２１では、例えば、電力系統を運用する電気事業者が属する地域や国のＰＶシステムに関する統計情報を利用して、計測された日射量と、同地域・同時刻のＰＶ発電量とを組み合わせて、「（日射量計測値，計測値から求めた単位容量あたり発電量）」というデータの組を作成する。これに最小二乗法を適用して、日射量ｘと単位容量あたり発電量ｙとの関係をｙ＝α＋βｘという一次式に回帰する。この結果から、回帰直線の切片αと傾きβとを、ＰＶ発電量推定モデルデータとしてデータ格納部１２３に格納する。

なお、ＰＶ発電量推定モデルデータは、季節性を反映して推定精度を向上させるために、月ごとなどにそれぞれに求め、後述の負荷推定処理において、処理する時点に対応したＰＶ発電量モデルデータを用いるようにしてもよい。ＰＶ発電量推定モデルの導出処理は、実績データの蓄積に合わせ、例えば毎月、季節の変化時期、あるいは年度替わりのタイミングなどで定期的に実行する。

次に、事前統計処理部１２１による平均実負荷算出の具体的な動作について説明する。

図３は、本実施の形態１による事前統計処理部１２１における平均実負荷の算出処理を示すフローチャートである。図３に示すフローチャートは、例えば毎年度替わりのタイミングなどに定期的に実行する。また、平均実負荷算定において使用する計測データの対象期間は、例えば過去一年分などとする。

ステップＳ１０１において、推定対象系統付近におけるＰＶ１１２の理論最大発電量を求める。太陽の高度および方位角については、例えば配電変電所の位置情報（緯度、経度）に基づいて時刻ごとに計算することができる。また、計算した太陽の高度および方位角から、日射量を計算することができる。これに対して、容量１ｋＷ、設置角度３０度、設置方位真南向きのＰＶを仮定し、時刻ごとに発電量を計算して時刻ごとの理論最大発電量とする。このとき、計算精度を高めるためにエアマスや直接・間接光比率などを考慮してもよい。

次に、ステップＳ１０２において、ステップＳ１０１で求めた時刻ごとの理論最大発電量と、ＰＶシステムの平均設備利用率とから、単位容量あたりの時刻別ＰＶ平均発電量（ｋＷ）を求めることによって、時刻別ＰＶ平均設備利用率を算出する。

具体的には、当該系統を運用する電気事業者の属する地域や国の、一般的に入手可能なＰＶシステムに関する年間の統計情報を利用して、様々な設置条件、天候条件を包含した平均設備利用率を得ることができる。当該平均設備利用率は、容量１ｋＷのＰＶが一日に発電する平均電力量Ｗｅ［ｋＷｈ］と言い換えることができる。一方、ステップＳ１０１で求めた時刻ごとの理論最大発電量を積分すると、容量１ｋＷのＰＶが一日に発電する最大電力量Ｗｔ［ｋＷｈ］を求めることができる。これらにより、各時刻の理論最大発電量にＷｅ／Ｗｔを乗ずることで、時刻ごとのＰＶ発電量を求めることによって時刻別ＰＶ平均設備利用率を算出することができる。図４では、理論最大発電量と平均設備利用率（ＰＶ発電量）との関係を示している。

次に、ステップＳ１０３において、電力量計１１３ごとに日別・時間帯別の負荷を算出する。具体的には、事前統計処理部１２１はデータ格納部１２３から計量データ（表１０参照）を取得し、電力量計１１３ごとに、各日付の各時間帯の終了時刻の累積供給電力量から当該時間帯の開始時刻の累積供給電力量を差し引いて、これを時間帯の幅で除する。同様に、電力量計１１３ごとに、各日付の各時間帯の終了時刻の累積受電電力量から当該時間帯の開始時刻の累積受電電力量を差し引く。さらに、同一電力量計、同一日付、同一時間帯の累積供給電力量の差引値から累積受電電力量の差引値を引いて、時間帯の幅で除した値を電力量計ごとの日別・時間帯別負荷データとして記憶する。なお、ここで算定した負荷は、電力系統から見た負荷となっており、需要家構内での発電により余剰して系統側で受電した電力量が、需要家構内に供給した電力量を上回った時間帯については、負の値として負荷が求められる。図５では、電力量計１１３ごとの日別・時間帯別の負荷算出のイメージを示している。

次に、ステップＳ１０４において、Ｓ１０３で求めた電力量計１１３ごとの負荷に基づき、配電用変圧器１０８ごとの時間帯別平均負荷を算出する。具体的には、事前統計処理部１２１は、データ格納部１２３から低圧需要家供給設備データ（表５参照）を取得し、低圧需要家１０９の電力量計１１３の接続先配電用変圧器１０８を導き、ステップＳ１０３で求めた電力量計１１３ごとの日別・時間帯別負荷データを同一接続先変圧器・同一時間帯ごとにグループにまとめて負荷の値を合算し、平均実負荷算定において使用する計測データの対象期間に含まれる日数（例えば、対象期間が１年間であれば３６５など）で除する。この結果を配電用変圧器１０８ごとの時間帯別平均負荷として記憶する。

次に、ステップＳ１０５において、時刻別ＰＶ平均設備利用率から、配電用変圧器１０８ごとの時間帯別ＰＶ平均発電量を算出する。具体的には、事前統計処理部１２１は、データ格納部１２３からＰＶ設備データ（表７参照）と低圧需要家供給設備データ（表５参照）とを取得し、各低圧需要家１０９の接続先配電用変圧器番号から、配電用変圧器１０８ごとに低圧需要家１０９のＰＶ容量を合算し、配電用変圧器１０８ごとのＰＶ容量とする。また、ステップＳ１０２で求めた時刻別ＰＶ平均設備利用率の各値に配電用変圧器１０８ごとのＰＶ容量を乗じて、対象時間帯ごとに合算し、この結果を配電用変圧器１０８ごとの時間帯別ＰＶ平均発電量として記憶する。

次に、ステップＳ１０６において、配電用変圧器１０８ごとの時間帯別平均負荷と時間帯別ＰＶ平均発電量とから時間帯別実負荷を算出し、平均実負荷データとしてデータ格納部１２３に格納する。具体的には、事前統計処理部１２１は、ステップＳ１０４で求めた配電用変圧器１０８ごとの時間帯別平均負荷と、ステップＳ１０５で求めた配電用変圧器１０８ごとの時間帯別ＰＶ平均発電量とを時間帯ごとに合算して、配電用変圧器１０８ごとの時間帯別平均実負荷を算出する。この結果を、データ格納部１２３に平均実負荷データとして格納する。また、負荷接続点番号には、それぞれの配電用変圧器番号を設定する。図６では、配電用変圧器１０８ごとの時間帯別平均実負荷の算出のイメージを示している。

次に、ステップＳ１０７において、高圧需要家１１０ごとに時間帯別平均負荷を算出する。具体的には、事前統計処理部１２１は、データ格納部１２３から高圧需要家供給設備データ（表６参照）を取得して高圧需要家１１０の電力量計番号を導き、ステップＳ１０３で求めた電力量計１１３ごとの日別・時間帯別負荷データから高圧需要家１１０の電力量計１１３に関するデータのみを抽出する。抽出したデータを同一電力量計番号・同一時間帯ごとにグループにまとめて負荷の値を合算し、グループ内のデータ件数で除する。この結果を高圧需要家１１０ごとの時間帯別平均負荷として記憶する。

次に、ステップＳ１０８において、ステップＳ１０２にて算出された時間帯別ＰＶ平均設備利用率から、高圧需要家１１０ごとの時間帯別ＰＶ平均発電量を算出する。具体的には、事前統計処理部１２１は、データ格納部１２３からＰＶ設備データ（表７参照）と、高圧需要家供給設備データ（表６参照）とを取得して高圧需要家１１０のＰＶ容量を導き、ステップＳ１０２で求めた時刻別ＰＶ平均設備利用率の各値に高圧需要家１１０ごとのＰＶ容量を乗じて、この結果を高圧需要家１１０ごとの時間帯別ＰＶ平均発電量として記憶する。

次に、ステップＳ１０９において、高圧需要家１１０ごとの時間帯別平均負荷と時間帯別ＰＶ平均発電量とから時間帯別実負荷を算出し、平均実負荷データとして格納する。具体的には、事前統計処理部１２１は、ステップＳ１０７で求めた高圧需要家１１０ごとの時間帯別平均負荷と、ステップＳ１０８で求めた高圧需要家１１０ごとの時間帯別ＰＶ平均発電量とを時間帯ごとに合算して、高圧需要家１１０ごとの時間帯別平均実負荷を算出する。この結果を、データ格納部１２３に平均実負荷データとして格納する。また、負荷接続点番号には、各高圧需要家１１０の需要家番号を設定する。

次に、推定処理部１２４による負荷推定の具体的な動作について説明する。

図７は、本実施の形態１による推定処理部１２４における負荷推定の処理を示すフローチャートである。入力部１２６から推定対象区間を与える（入力する）ことで、与えられた各区間について図７に示すフローチャートを実行する。

ステップＳ２０１では、推定対象区間内の現在の負荷を求める。具体的には、推定処理部１２４は、データ格納部１２３からセンサ内蔵開閉器データ（表３参照）を取得し、推定対象区間の境界に設置されているセンサ内蔵開閉器１０５を特定し、推定処理用通信部１２５を駆動して各センサ内蔵開閉器１０５から最新の開閉器計測値データ（表９参照）を取得する。取得した開閉器計測値データでは、それぞれＰ_Ｒ，Ｐ_Ｓ，Ｐ_Ｔを合算して合計の通過電力を得る。そして、電源側のセンサ内蔵開閉器１０５の通過電力から、負荷側のセンサ内蔵開閉器１０５の通過電力を差し引いて、推定対象区間の区間内現在負荷として記憶する。

なお、推定対象区間において、負荷側のセンサ内蔵開閉器１０５が複数ある場合、負荷側のそれぞれの通過電力を合算して電源側の通過電力から差し引いて区間内現在負荷を求める。

また、区間内のＰＶ１１２の発電量合計が需要家の実際の消費電力合計を上回っている場合において、区間内現在負荷は負の値として求められる。

次に、ステップＳ２０２において、推定対象区間内の全ＰＶ容量を求める。具体的には、推定処理部１２４は、データ格納部１２３から配電用変圧器データ（表４参照）と低圧需要家設備データ（表５参照）とを取得し、推定対象区間内の配電用変圧器１０８の下に接続されている低圧需要家１０９の需要家番号を得る。また、データ格納部１２３から高圧需要家設備データ（表６参照）を取得し、推定対象区間に接続されている高圧需要家１１０の需要家番号を得る。そして、データ格納部１２３からＰＶ設備データ（表７参照）を取得し、取得した需要家番号と合わせて推定対象区間内の低圧・高圧需要家１０９，１１０に設置されたＰＶ１１２の容量を取得して、これらを合算して、推定対象区間内のPV容量として記憶する。

次に、ステップＳ２０３では、推定対象区間内の現在ＰＶ発電量を求める。具体的には、推定処理部１２４は、推定処理用通信部１２５を駆動して、推定対象区間にある配電線１０２の送り出し元となる配電変電所１０１に設置された日射計１１６から最新の日射量データ（表１１参照）を取得する。そして、データ格納部１２３からＰＶ発電量推定モデルデータを取得し、傾きβを前述取得した日射量データの日射量に乗じ、これに切片αを加えた値を配電変電所１０１の単位容量あたりのＰＶ現在発電量として記憶する。また、これにステップＳ２０２で求めた推定対象区間内のＰＶ容量を乗じて、区間内ＰＶ現在発電量として記憶する。

次に、ステップＳ２０４において、推定対象区間内の実負荷（系統から供給している電力とＰＶによって賄っている電力とを合わせた負荷）を求める。具体的には、推定処理部１２４は、上記の記憶した推定対象区間の区間内現在負荷に区間内ＰＶ現在発電量を加え、区間内現在実負荷として記憶する。

次に、ステップＳ２０５において、区間内の実負荷を按分して負荷接続点ごとの実負荷推定値を求める。具体的には、推定処理部１２４は、データ格納部１２３から配電用変圧器データ（表４参照）と高圧需要家供給設備データ（表６参照）とを取得し、推定対象区間内に接続している配電用変圧器１０８および高圧需要家１１０を特定する。また、データ格納部１２３から平均実負荷データ（表１２参照）を取得し、負荷接続点番号が上記の特定した推定対象区間内に接続している配電用変圧器１０８の配電用変圧器番号、または推定対象区間に接続している高圧需要家１１０の需要家番号となっており、かつ、時間帯が現在時刻を含む時間帯となっているデータを抽出する。そして、ステップＳ２０４で求めた区間内実負荷の値を、抽出したデータの平均実負荷の値で按分し、負荷接続点ごとの実負荷推定値として記憶する。図８では、負荷接続点ごとの実負荷を推定する一例を示している。

次に、ステップＳ２０６において、推定対象区間の負荷接続点ごとのＰＶ容量を求める。具体的には、推定処理部１２４は、データ格納部１２３から配電用変圧器データ（表４参照）と低圧需要家供給設備データ（表５参照）とを取得し、推定対象区間内の配電用変圧器１０８の下に接続されている低圧需要家１０９の需要家番号を得る。そして、データ格納部１２３からＰＶ設備データ（表７参照）を取得し、取得した低圧需要家１０９の需要家番号と合わせて、推定対象区間内の低圧需要家１０９に設置されたＰＶ１１２のＰＶ容量を取得し、配電用変圧器１０８ごとに合算する。また、データ格納部１２３から高圧需要家供給設備データ（表６参照）とＰＶ設備データ（表７参照）とを取得し、推定対象区間内の各高圧需要家１１０のＰＶ１１２ごとのＰＶ容量を取得する。上記の取得した配電用変圧器１０８ごとのＰＶ容量とともに、負荷接続点ごとのＰＶ容量として記憶する。

次に、ステップＳ２０７において、負荷接続点別に現在のＰＶ発電量推定値を算出する。具体的には、推定処理部１２４は、ステップＳ２０３で得られた単位容量あたりの現在ＰＶ発電量に、ステップＳ２０６で求めた負荷接続点ごとのＰＶ容量をそれぞれ乗じて、負荷接続点ごとの現在ＰＶ発電量推定値として記憶する。

次に、ステップＳ２０８において、推定対象区間内の負荷接続点別に負荷推定値を算出する。具体的には、推定処理部１２４は、ステップＳ２０５で求めた負荷接続点別の実負荷推定値から、ステップＳ２０７で求めた負荷接続点別の現在ＰＶ発電量推定値を差し引き、推定対象区間内の負荷接続点別の負荷推定値として記憶する。

次に、ステップＳ２０９では、推定処理の結果を出力する。具体的には、推定処理部１２４は、出力部１２７を駆動し、ステップＳ２０５で求めた推定対象区間内の負荷接続点別の実負荷推定値と、ステップＳ２０７で求めた推定対象区間内の負荷接続点別の負荷推定値を出力する。

以上のことから、本実施の形態１によれば、事前統計処理部１２１において、自動検針装置１１５から得た需要家ごとの消費電力量実績から時間帯ごとの平均実負荷を求めておき、また、日射計１１６から得られた日射量とＰＶ発電量とに基づいて、日射量とＰＶ出力との関係式（ＰＶ発電量推定モデル）を求めておき、推定処理部１２４において、監視制御装置１０７からセンサ内蔵開閉器１０５の通過電力を取込み、また、配電変電所１０８近傍に設置した日射計１１６から現在の日射量を取込むことで、需要家の電力使用状況の時間的な変化と、現在の天候状況を反映し、精度よく負荷を推定することができる。また、電圧制御のための電圧分布推定に、負荷接続点ごとの需要家の負荷傾向および天候状況を反映した負荷推定値を用いることができるため、より適切な電圧制御の実現が可能となる。また、電力系統から供給する負荷と、ＰＶ発電量を加味した実際に需要家内で消費される実負荷とをそれぞれ推定結果として得られるため、実負荷推定値を用いて、事故時ＰＶが停止した状態での必要融通量の算定を精度よく行うことができる。すなわち、本実施の形態１によれば、ＰＶを設置した需要家が多数存在する配電系統において、天候状況に大きく影響されるＰＶ発電量を考慮した負荷分布の推定が可能となる。

＜実施の形態２＞
本発明の実施の形態２では、日射計１１６の近傍にサンプルＰＶ１１７を設置し、日射計１１６の計測値とサンプルＰＶ１１７の発電量（サンプルＰＶ発電量）とから、ＰＶ発電量を推定するモデル式（ＰＶ発電量推定モデル）を求めることを特徴としている。

図９は、本発明の実施の形態２による負荷推定装置１２０を備える配電系統制御システム１００の構成を示すブロック図である。図９に示すように、本実施の形態２による配電系統制御システム（図示せず）はサンプルＰＶ１１７を備えており、負荷推定装置１２０はサンプルＰＶ１１７に接続されている。その他の構成および動作は、実施の形態１と同様であるため、ここでは説明を省略する。

サンプルＰＶ１１７は、統計処理用のデータを収集するための太陽光発電装置であり、例えば負荷推定装置１２０の近傍の屋外に設置され、予め定められた周期でその発電量（ＰＶ発電量）を計測し、サンプルＰＶ発電量データとして記録する。当該サンプルＰＶ発電量データは、負荷推定装置１２０による負荷推定処理において必要な時に参照される。なお、サンプルＰＶ発電量データのデータ形式については後述する。

次に、サンプルＰＶ発電量データのデータ形式について説明する。

表１３は、サンプルＰＶ発電量データの一例を示す表である。表１３に示すように、サンプルＰＶ発電量データは、サンプルＰＶ１１７によって発電した電力の計測値を示すデータである。発電量（ｋＷ）は、計測時刻で表される時刻に計測したサンプルＰＶ１１７の発電量を示している。

次に、本実施の形態２による事前統計処理部１２１におけるＰＶ発電量推定モデル導出の具体的な動作について説明する。

図１０は、本発明の実施の形態２におけるＰＶ発電量推定モデルの導出処理を示すフローチャートである。図１０に示される処理は、例えば毎年度替わりのタイミングなど、定期的に実行する。

ステップＳ３０１において、対象期間内のサンプルＰＶ発電量データの発電量を、ＰＶ容量１ｋＷあたりの発電量に換算する。具体的には、事前統計処理部１２１は、データ格納部１２３から、計測時刻が対象期間内に含まれるサンプルＰＶ発電量データを取得して、発電量の値をサンプルＰＶの設備容量Ｓ_ＰＶ［ｋＷ］で除した結果を単位容量あたり発電量として記憶する。

次に、ステップＳ３０２において、ＰＶ発電量を日射量から推定するためのモデル式（ＰＶ発電量推定モデル）を求める。具体的には、事前統計処理部１２１は、データ格納部１２３から、計測時刻が対象期間に含まれる日射量データを取得して、ステップＳ３０１で求めた単位容量あたり発電量と計測時刻が同じデータ同士を組み合わせて、（日射量計測値，計測値から求めた単位容量あたり発電量）というデータの組を作成する。これに最小二乗法を適用して、日射量ｘと単位容量あたり発電量ｙとの関係をｙ＝α＋βｘという一次式に回帰する。この結果から、回帰直線の切片αと傾きβとをＰＶ発電量推定モデルデータとしてデータ格納部１２３に格納する。すなわち、事前統計処理部１２１は、日射計１１６で計測された日射量と、サンプルＰＶ１１７（サンプルＰＶ設備）で計測されたＰＶ発電量とに基づいて、ＰＶ発電量推定モデルを算出する。

以上のことから、本実施の形態２によれば、全国的な観測・計測データ等の値が当てはまりにくい地域のＰＶ発電量推定モデル式を精度よく構成することができ、結果としてこのような地域に対しても精度よく負荷を推定することができる。

＜実施の形態３＞
本発明の実施の形態３では、一日の中の時間帯による電力使用状況の違いだけでなく、季節や曜日による違いを反映することで、推定精度の向上を図ることを特徴としている。本実施の形態３による配電系統制御システム１００および負荷推定装置１２０の構成は、実施の形態１と同様であるため、ここでは説明を省略する。

次に、事前統計処理部１２１による平均実負荷導出の具体的な動作について説明する。

図１１は、本発明の実施の形態３による事前統計処理部１２１における平均実負荷の算出処理を示すフローチャートである。なお、図１１において、ステップＳ４０１，４０３は、実施の形態１における図３のステップＳ１０１,１０３と同様の動作であるため、ここでは説明を省略する。

ステップＳ４０２において、ＰＶ１１２の平均設備利用率を月ごとにそれぞれに求め、これに基づいて月ごとに時刻別平均ＰＶ設備利用率を求める。

次に、ステップＳ４０４において、ステップＳ４０３で求めた電力量計１１３ごとの日別・時間帯別負荷データを、同一接続先の配電用変圧器１０８、同一月、同一平休日区分、同一時間帯ごとにグループにまとめて負荷の値を合算し、各グループの対象月内の対象区分（平日または休日）に属する日数で除する。この結果を配電用変圧器１０８ごとの月・平休日別、時間帯別平均負荷として記憶する。

次に、ステップＳ４０５において、ステップＳ４０２で求めた月別・時刻別PV平均設備利用率の各値に配電用変圧器１０８ごとのＰＶ容量を乗じて時間帯ごとに合算し、この結果を配電用変圧器１０８ごとの月別・時間帯別ＰＶ平均発電量として記憶する。

次に、ステップＳ４０６では、ステップＳ４０４で求めた、配電用変圧器１０８ごとの月別・平休日別・時間帯別の負荷に、ステップＳ４０５で求めた配電用変圧器１０８ごとの月別・時間帯別ＰＶ平均発電量を時間帯ごとに合算して、配電用変圧器ごとの平均実負荷を算出する。この結果を、データ格納部１２３に平均実負荷データとして格納する。

表１４は、本実施の形態３による平均実負荷データである。表１４に示すように、本実施の形態３による平均実負荷データは、月、平休日区分の項目が追加されている。月は、１２ヶ月のうちいずれの月に計測されたのかを示しており、平休日区分は、平日あるいは休日のいずれであるのかを示している。その他のデータ形式は実施の形態１における表１２に示す平均実負荷データと同様である。

次に、ステップＳ４０７において、ステップＳ４０３で求めた電力量計ごとの日別・時間帯別負荷データを、同一高圧需要家１１０、同一月、同一平休日区分、同一時間帯ごとにグループにまとめて負荷の値を合算し、グループ内のデータ件数で除する。この結果を高圧需要家１１０ごとの時間帯別平均負荷として記憶する。

次に、ステップＳ４０８において、ステップＳ４０２で求めた月別・時刻別ＰＶ平均設備利用率の各値に高圧需要家１１０ごとのＰＶ容量を乗じて時間帯ごとに合算し、この結果を高圧需要家１１０ごとの月別・時間帯別ＰＶ平均発電量として記憶する。

次に、ステップＳ４０９では、ステップＳ４０７で求めた、高圧需要家１１０ごとの月別・平休日別・時間帯別の平均負荷に、ステップＳ４０８で求めた高圧需要家１１０ごとの月別・時間帯別ＰＶ平均発電量を時間帯ごとに合算して、高圧需要家１０ごとの平均実負荷を算出する。この結果を、データ格納部１２３に平均実負荷データとして格納する。

本実施の形態３によるＰＶ発電量推定モデルの導出は、実施の形態１と同様であるため、ここでは説明を省略する。

図１２は、本実施の形態３による推定処理部１２４における負荷推定の処理を示すフローチャートである。なお、図１２において、ステップＳ５０１〜５０４，５０６〜５０９は、実施の形態１における図７のステップＳ２０１〜２０４,２０６〜２０９のそれぞれに対応して同様の動作であるため、ここでは説明を省略する。すなわち、ここではステップＳ５０５についてのみ説明する。

ステップＳ５０５では、負荷接続点番号が推定対象区間内に接続している配電用変圧器１０８の配電用変圧器番号、または推定対象区間に接続している高圧需要家１１０の需要家番号となっており、かつ、月、平休日、時間帯が推定時点の月、平休日、時間帯と一致しているデータを抽出する。そして、ステップＳ５０４で求めた区間内実負荷の値を、抽出したデータの平均実負荷の値で按分し、負荷接続点ごとの実負荷推定値として記憶する。

以上のことから、本実施の形態３によれば、季節や平日・休日の別が需要家の電力使用状況に大きく影響するような場合に、負荷推定の精度の向上が見込まれる。

＜実施の形態４＞
本発明の実施の形態４では、単相負荷の接続相に基づいて、相ごとに負荷推定値を求めることを特徴としている。本実施の形態４による配電系統制御システム１００および負荷推定装置１２０の構成は、実施の形態１と同様であるため、ここでは説明を省略する。

次に、事前統計処理部１２１による平均実負荷の算出の具体的な動作について説明する。図１３は、本実施の形態３による事前統計処理部１２１における平均実負荷の算出処理を示すフローチャートである。なお、図１３において、ステップＳ６０１〜６０３，６０７〜６０９は、実施の形態１における図３のステップＳ１０１〜１０３,１０７〜１０９のそれぞれに対応して同様の動作であるため、ここでは説明を省略する。

ステップＳ６０４において、相線式が単相２線、単相３線、三相３線の変圧器については、実施の形態１と同様に、ステップＳ６０３で求めた電力量計１１３ごとの日別・時間帯別負荷データを同一接続先変圧器・同一時間帯ごとにグループにまとめて負荷の値を合算し、平均実負荷算定において使用する計測データの対象期間に含まれる日数（例えば、対象期間が１年間であれば３６５など）で除して平均実負荷を得る。相線式が電灯動力併用三相４線の配電用変圧器１０８については、同一変圧器のグループ内で、供給方式が単相の需要家と三相の需要家とにさらにグループを分け、それぞれについて、ステップＳ６０３で求めた電力量計１１３ごとの日別・時間帯別負荷データを同一時間帯ごとにグループにまとめて負荷の値を合算し、平均実負荷算定において使用する計測データの対象期間に含まれる日数（例えば、対象期間が１年間であれば３６５など）で除して平均実負荷を得る。

次に、ステップＳ６０５において、相線式が単相２線、単相３線、三相３線の変圧器については、実施の形態１と同様に、配電用変圧器１０８ごとに需要家のＰＶ容量を合算し、配電用変圧器１０８ごとのＰＶ容量とする。相線式が電灯動力併用三相４線の変圧器については、供給方式が単相の需要家と三相の需要家とにさらにグループを分け、それぞれについて、ＰＶ容量を合算し、配電用変圧器１０８ごと、相ごとのＰＶ容量とする。そして、ステップＳ６０２で求めた時間帯別ＰＶ平均設備利用率の各値に求めたＰＶ容量をそれぞれ乗じて、この結果を配電用変圧器１０８ごと、相ごとの時間帯別ＰＶ平均発電量として記憶する。

次に、ステップＳ６０６において、ステップＳ６０４で配電用変圧器１０８ごと、相ごとのの時間帯別平均負荷と、ステップＳ６０５で求めた配電用変圧器１０８ごと、相ごとの時間帯別ＰＶ平均発電量とを時間帯ごとに合算して、データ格納部１２３に平均実負荷データとして格納する。このとき、負荷接続点番号に加え、接続相を合わせて格納する。すなわち、事前統計処理部１２１は、配電線１０２上に設けられた配電用変圧器１０８の相の接続情報に基づいて、負荷接続点ごと、および相ごとの平均実負荷を算出する。

表１５は、本実施の形態４による平均実負荷データである。表１５に示すように、本実施の形態４による平均実負荷データは、接続相の項目が追加されている。その他のデータ形式は実施の形態１における表１２に示す平均実負荷データと同様である。

単相の配電用変圧器１０８の平均実負荷には、配電用変圧器データ（表４参照）より、単相負荷接続相の値を平均実負荷データの接続相に設定する。三相３線式の配電用変圧器１０８および高圧需要家１１０は接続相の値を三相と設定する。電灯動力併用三相４線式の配電用変圧器１０８については、三相供給需要家分の平均実負荷と単相供給需要家分の平均実負荷を、同一時間帯についてそれぞれ格納する。三相供給需要家分のデータの接続相の値は三相とし、単相供給需要家分のデータの接続相の値は、配電用変圧器データより、単相負荷接続相の値を設定する。

本実施の形態４によるＰＶ発電量推定モデルの導出は、実施の形態１と同様であるため、ここでは説明を省略する。

図１４は、本実施の形態４による負荷推定の処理を示すフローチャートである。なお、図１４において、ステップＳ７０９は、実施の形態１における図７のステップＳ３０９のそれぞれに対応して同様の動作であるため、ここでは説明を省略する。

ステップＳ７０１において、最新の開閉器計測値データ（表９参照）に基づき、推定対象区間の電源側の相ごとの通過電力から、負荷側の対応する相の通過電力を差し引いて、推定対象区間の相別区間内現在負荷として記憶する。

なお、推定対象区間の負荷側のセンサ内蔵開閉器１０５が複数ある場合、負荷側のそれぞれの通過電力を相ごとに合算して電源側の通過電力から差し引いて区間内現在負荷を求める。

次に、ステップＳ７０２において、配電用変圧器データ（表４参照）、低圧需要家供給設備データ（表５参照）、高圧需要家供給設備データ（表６参照）、ＰＶ設備データ（表７参照）に基づき、推定対象区間内の需要家に設置されたＰＶ容量を相ごとに合算する。高圧需要家１１０および三相供給の低圧需要家１０９については、設置されたＰＶ容量の３分の１ずつをＲ相、Ｓ相、Ｔ相それぞれのＰＶ容量として加算する。単相供給の低圧需要家１０９については、設置されたＰＶ容量の半分ずつをそれぞれ接続相のＰＶ容量として加算する。例として、Ｒ−Ｓ接続の配電用変圧器１０８の下に接続する低圧需要家１０９のＰＶ容量が４ｋＷであった場合、Ｒ相に２ｋＷ、Ｓ相に２ｋＷをそれぞれ加算する。求めた相ごとの合計値を相別ＰＶ容量として記憶する。

次に、ステップＳ７０３において、実施の形態１と同様に、ＰＶ発電量推定モデルデータを取得し、傾きβを上記の取得した日射量データの日射量に乗じ、これに切片αを加えた値を配電変電所１０１の単位容量あたり現在ＰＶ発電量として記憶する。そして、この単位容量あたり現在ＰＶ発電量を、ステップＳ７０２で求めた相別ＰＶ容量にそれぞれ乗じて、区間内相別現在ＰＶ発電量として記憶する。

次に、ステップＳ７０４において、ステップＳ７０１で求めた推定対象区間の相別区間内現在負荷に、Ｓ３３０３で求めた区間内相別現在ＰＶ発電量を、対応する相ごとにそれぞれ加え、相別区間内現在実負荷として記憶する。

次に、ステップＳ７０５において、ステップＳ７０４で求めた推定対象区間の相別区間内現在実負荷を、平均実負荷データの実負荷の値で相ごとに按分する。按分するにあたり、各負荷接続点のへ該当時間帯の平均実負荷を、以下のように各相に割り振る。高圧需要家１１０および三相３線式接続の配電用変圧器１０８については、該当時間帯の平均実負荷の３分の１ずつをＲ相、Ｓ相、Ｔ相にそれぞれ割り振る。単相接続の配電用変圧器１０８については、該当時間帯の平均実負荷の半分ずつをそれぞれの接続相に割り振る。例として、Ｒ‐Ｓ接続の配電用変圧器１０８の当該時間帯の平均実負荷が３０ｋＷであった場合、Ｒ相に１５ｋＷ、Ｓ相に１５ｋＷずつ割り振る。また、電灯動力併用三相４線式の配電用変圧器１０８については、三相接続分の平均実負荷を３分の１ずつをＲ相、Ｓ相、Ｔ相にそれぞれ割り振り、単相接続分の平均実負荷を半分ずつをそれぞれの接続相に割り振る。

図１５は、本実施の形態４による負荷接続点ごとの実負荷を、さらに相別に割り振るイメージを示す図である。こうして求めた相ごとの平均実負荷の値を用いて、ステップＳ７０４で求めた区間内相別実負荷の値を按分し、接続点ごとの相別実負荷推定値として記憶する。

次に、ステップＳ７０６では、配電用変圧器データ（表４参照）、低圧需要家供給設備データ（表５参照）、高圧需要家供給設備データ（表６参照）、ＰＶ設備データ（表７参照）に基づき、推定対象区間内の需要家に設置されたＰＶ容量を負荷接続点ごと、相ごとに合算する。高圧需要家１１０については、設置したＰＶ容量の３分の１ずつを当該負荷接続点におけるＲ相、Ｓ相、Ｔ相それぞれのＰＶ容量とする。また、三相３線式の配電用変圧器１０８については、当該変圧器１０８下の需要家のＰＶ容量を合算し、その３分の１ずつを当該負荷接続点における各相のＰＶ容量とする。単相の配電用変圧器１０８については、当該変圧器１０８下の需要家のＰＶ容量を合算し、その半分ずつを当該負荷接続点における接続相それぞれの（Ｒ−Ｓ接続の変圧器であれば、Ｒ相、Ｓ相それぞれの）ＰＶ容量とする。また、電灯動力併用三相４線式の配電用変圧器１０８については、当該変圧器１０８下の三相需要家に設置されたＰＶ１１２の容量についてはその３分の１ずつを各相に、単相需要家に設置されたＰＶ１１２の容量については、その半分ずつを各接続相に加えた値を各相のＰＶ容量とする。

次に、ステップＳ７０７において、ステップＳ７０３で得た単位容量あたりの現在ＰＶ発電量に、ステップＳ７０６で求めた、負荷接続点別、相別のＰＶ容量をそれぞれ乗じて、負荷接続点別、相別の現在ＰＶ発電量推定値として記憶する。

次に、ステップＳ７０８において、ステップＳ７０５で求めた負荷接続点別、相別の実負荷推定値から、ステップＳ７０７で求めた負荷接続点別、相別のＰＶ発電量推定値をそれぞれ差し引き、推定対象区間内の負荷接続点別、相別の負荷推定値として記憶する。

以上のことから、本実施の形態４によれば、相ごとに負荷推定値を求めることで、ＰＶ１１２の接続先が特定相に偏っている場合や、不平衡率の高い配電線において、相ごとに適切な電圧制御を実現するために活用できる。

＜実施の形態５＞
本発明の実施の形態５では、一部または全部の需要家について、ＰＶ発電量を電気事業者が全量買い取る構成としていることを特徴としている。

図１６は、本実施の形態５による負荷推定装置１２０を備える配電系統制御システム１００の構成を示すブロック図である。

図１６に示すように、高圧需要家４０１は、電気事業者によるＰＶ発電量全量買い取り対象の需要家（別計量対象の需要家）であり、電力系統からの引込線と負荷設備１１１との間に、供給電力量を計測する供給用電力量計４０２を備え、また、電力系統からの引込線とＰＶ１１２との間にＰＶ発電量を計測するＰＶ用電力量計４０３を備えている。

供給用電力量計４０２およびＰＶ用電力量計４０３は、電力量計用通信装置１１４と接続されており、電力量計用通信装置１１４は、通信回線を介して自動検針装置１１５と接続されている。自動検針用通信装置１１５は、電力量計４０２，４０３で計測された計測値（以下、電力量計計測値とも称する）を取得し、取得した電力量計計測値を自動検針装置１１５に送信する。

自動検針装置１１５は、電力量計用通信装置１１４から送信された電力量計計測値を受信し、計量データとして記録する。

図１７は、本実施の形態５による事前統計処理部１２１における平均実負荷の算出処理を示すフローチャートである。なお、図１７において、ステップＳ８０１〜８０３，８０５,８０８は、実施の形態１における図３のステップＳ１０１〜１０３,１０５,１０８のそれぞれに対応して同様の動作であるため、ここでは説明を省略する。

ステップＳ８０４において、ＰＶ発電量全量買い取り対象の需要家を除いて、実施の形態１のステップＳ１０４と同様に、配電用変圧器１０８ごとの時間帯別平均負荷を算出する。

次に、ステップＳ８０６において、実施の形態１のステップＳ１０６と同様に、配電用変圧器１０８ごとの時間帯別平均実負荷を求める。また、ＰＶ全量買い取り対象需要家の接続している配電用変圧器１０８については、供給用電力量計４０２の日別・時間帯別負荷データから、当該需要家のデータを抽出し、時間帯別の負荷平均値をもとめる。ＰＶ全量買い取り対象需要家の供給用電力量計計測値は、そのまま実負荷の値となっているため、これと前述求めた実負荷とを、それぞれの需要家件数で加重平均することで、当該配電用変圧器１０８の時間帯別平均実負荷を求める。

次に、ステップＳ８０７において、ＰＶ発電量全量買い取り対象の需要家を除いて、実施の形態１のステップＳ１０７と同様に、高圧需要家１１０ごとの時間帯別平均負荷を算出する。

次に、ステップＳ８０９において、ステップＳ８０７で時間帯別平均負荷を求めた高圧需要家１１０について、実施の形態１のステップＳ１０９と同様に、高圧需要家１１０ごとの時間帯別平均実負荷を求める。また、ＰＶ全量買い取り対象の高圧需要家１１０について、ステップＳ８０３で求めた電力量計４０２，４０３ごとの日別・時間帯別負荷データから同一時間帯ごとに負荷の値を合算し、グループ内のデータ件数で除する。ＰＶ全量買い取り対象需要家の供給用電力量計計測値は、そのまま実負荷の値となっているため、この結果を当該高圧需要家１１０の時間帯別平均実負荷とする。

以上のことから、本実施の形態５によれば、需要家が設置したＰＶ１１２の発電量を、電気事業者が全量買い取るような場合であっても、負荷接続点ごとの需要家の負荷傾向および天候状況を反映した負荷推定値を求めることができる。

なお、本発明は、その発明の範囲内において、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、省略することが可能である。

１００配電系統制御システム、１０１配電変電所、１０２配電線、１０３フィーダ遮断器、１０４フィーダ遮断器用通信装置、１０５センサ内蔵開閉器、１０６センサ内蔵開閉器用通信装置、１０７監視制御装置、１０８配電用変圧器、１０９低圧需要家、１１０高圧需要家、１１１負荷設備、１１２ＰＶ、１１３電力量計、１１４電力量計用通信装置、１１５自動検針装置、１１６日射計、１１７サンプルＰＶ、１２０負荷推定装置、１２１事前統計処理部、１２２事前統計処理用通信部、１２３データ格納部、１２４推定処理部、１２５推定処理用通信部、１２６入力部、１２７出力部、４０１高圧需要家、４０２供給用電力量計、４０３ＰＶ用電力量計。

Claims

配電系統制御システムにおける負荷推定装置であって、
前記配電系統制御システムは、
配電線上の計測点に設けられ、当該計測点を通過する電力を計測するセンサ内蔵開閉器と、
前記配電線における負荷の接続点である負荷接続点を介して接続された需要家に対して前記配電線から供給する供給電力量と、前記配電線が前記需要家から受電する受電電力量とを含む電力量を計測する電力量計と、
推定対象となる前記需要家の負荷の近傍に設置され、設置地点の日射量を計測する日射計と、
を備え、
前記負荷推定装置は、前記配電線に接続された前記負荷の大きさを推定するものであって、
前記電力量計で計測された前記電力量と、前記需要家に設置されたＰＶ設備のＰＶ容量から算出されたＰＶ発電量とから、前記負荷接続点ごとにおける時間別の平均的な実負荷である平均実負荷を算出するとともに、前記日射計で計測された前記日射量に基づいて、前記ＰＶ設備の単位ＰＶ容量当たりのＰＶ発電量を推定するＰＶ発電量推定モデルを算出する事前統計処理部と、
前記日射計で計測された前記日射量と前記ＰＶ発電量推定モデルとに基づいて算出された推定時点における推定対象区間内のＰＶ発電量と、前記センサ内蔵開閉器で計測された前記電力とから前記推定時点における実負荷を算出し、当該実負荷を前記事前統計処理部で算出された前記平均実負荷に基づいて按分して前記推定対象区間内における前記負荷接続点ごとの実負荷を推定するとともに、当該実負荷から前記負荷接続点ごとのＰＶ発電量を差し引いた、前記負荷接続点ごとの負荷を推定する推定処理部と、
を備える、負荷推定装置。
前記配電系統制御システムは、統計処理に用いられるＰＶ発電量を計測するサンプルＰＶ設備をさらに備え、
前記事前統計処理部は、前記日射計で計測された前記日射量と、前記サンプルＰＶ設備で計測された前記ＰＶ発電量とに基づいて、前記ＰＶ発電量推定モデルを算出することを特徴とする、請求項１に記載の負荷推定装置。
前記事前統計処理部は、前記負荷接続点ごとにおける季節別、平日・休日別、および時間別の前記平均実負荷を算出し、
前記推定処理部は、推定時点の季節、平日・休日の区分、および時間帯に従って前記負荷接続点ごとの前記実負荷および前記負荷を推定することを特徴とする、請求項１に記載の負荷推定装置。
前記事前統計処理部は、前記配電線上に設けられた配電用変圧器の相の接続情報に基づいて、前記負荷接続点ごと、および前記相ごとの前記平均実負荷を算出し、
前記推定処理部は、前記負荷接続点ごと、および前記相ごとの前記実負荷および前記負荷を推定することを特徴とする、請求項１に記載の負荷推定装置。
少なくとも一部の前記需要家が、前記供給電力量を計測する供給用電力量計と、前記ＰＶ発電量を計測するＰＶ用電力量計とを備える別計量対象の需要家である場合において、
前記事前統計処理部は、前記別計量対象の需要家については、前記供給用電力量計で計測された前記供給電力量から前記平均実負荷を算出することを特徴とする、請求項１に記載の負荷推定装置。