JP5764048B2 - 電力系統制御システム及び電力系統制御方法 - Google Patents

Description

本発明は、電力系統制御システム及び電力系統制御方法に関する。

近年、太陽光発電装置（以下「ＰＶ（Ｐｈｏｔｏｖｏｌｔａｉｃ）発電装置」という）または風力発電装置等の自然エネルギーを用いる発電装置が、様々な場所に設置されている。これらは、既存の火力発電装置、水力発電装置、及び原子力発電装置などと比べ、地理的に分散して設置されることが多いことから、分散型電源と呼ばれる。従来、需要家（個人住宅、ビルディング、工場等）は、電力系統から電力の供給を受けるのみであったが、近年、需要家は、ＰＶ発電装置にて発電した電力を電力系統に供給できるようになった。

社会基盤を担う電力系統には、高い安定性が求められる。そこで、電力系統には、系統電力の電圧を安定化するために、電圧調整装置が設置される。そのような電圧調整装置としては、例えば、ＬＲＴ（Ｌｏａｄ Ｒａｔｉｏ ｃｏｎｔｒｏｌ Ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ）、ＳＶＲ（Ｓｔｅｐ Ｖｏｌｔａｇｅ Ｒｅｇｕｌａｔｏｒ）、又はＳＶＣ（Ｓｔａｔｉｃ Ｖａｒ Ｃｏｍｐｅｎｓａｔｏｒ）がある。いずれの電圧調整装置も、適切に電圧を調整するためには、電力系統の電圧を高い精度で計測（サンプリング）する必要がある。電力系統から需要家に供給される電力の電圧には、許容範囲が規定されている。例えば、国内の許容範囲は、１０１±６Ｖに規定されている。電圧調整装置は、需要家に供給される電力の電圧がこの許容範囲内に収まるように電圧を調整する。

近年、発電量及び消費電力量等に関する情報（以下「電力情報」という）を計測するスマートメータと呼ばれる計測装置を各需要家に設置し、ＡＭＩ（Ａｕｔｏｍａｔｉｃ Ｍｅａｓｕｒｉｎｇ Ｉｎｆｒａｓｔｒｕｃｔｕｒｅ）が各スマートメータから電力情報を収集するシステムが検討されている。計測装置は、需要家で発電及び消費された電力の電圧、電流、及び力率等を計測し、その計測値をＡＭＩに送信する。計測装置は、例えば、センサ付き開閉器等として構成される。センサ付き開閉器は、配電系統のスイッチングを行う開閉機能と、設置箇所の電圧等を計測する機能を備える。一般的に、計測装置は、所定の時間間隔で電力情報をＡＭＩに送信する。ＡＭＩは、各計測装置から電力情報を収集して、電力系統を管理及び制御する系統制御装置に送信する。系統制御装置は、ＡＭＩから送信された電力情報に基づいて、各需要家の電力料金の算出等を行う。

計測装置は、アナログ信号として計測された電力値をデジタル信号に変換するＡ／Ｄ（Ａｎａｌｏｇ／Ｄｉｇｉｔａｌ）変換器を備える。計測装置は、アナログ信号をデジタル信号に変換する際、サンプリング定理に基づき、アナログ信号の情報が大きく欠損しないように、サンプリングレートを設定する。

特許文献１には、電力系統の周波数の変化に応じてサンプリングレートを可変にすることが記載されている。

特許文献２には、電気量をサンプリングしてデジタル信号に変換し、計測した電気量の変化率に応じて、デジタル信号から抽出する信号の間隔を可変にすることが記載されている。

非特許文献１には、ＡＭＩの装置構成に関する米国の標準化方式が記載されている。

非特許文献２には、非特許文献１に準拠する装置の構成が記載されており、電力情報の送信間隔として、１５分、３０分、又は６０分を設定できることが記載されている。

特許第２９６９７２４号公報 特開平９−２４３６６９号公報

Ａｍｅｒｉｃａｎ Ｎａｔｉｏｎａｌ Ｓｔａｎｄａｒｄｓ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ（ＡＮＳＩ） ｓｔａｎｄａｒｄ、Ｃ１２シリーズ スマートグリッドの基盤となるＡＭＩシステム，東芝レビュー，ｐｐ１９−２２，ｖｏｌ．６５，Ｎ０．９，（２０１０）

ＰＶ発電装置は、太陽の高度及び方位角、天気（晴れ又は曇り等）、又は雲の流れなどにより発電量が変化する。特に雲の流れは、非常に短い間隔（例えば、数秒間隔）でＰＶ発電装置の発電量を変化させる。需要家に供給される電圧の許容範囲は、前述のとおり規定されている。しかし、需要家の有するＰＶ発電装置で発電された電力が電力系統に供給されると、配電網の電圧が上昇して上記許容範囲から外れてしまう恐れがある。

電力系統は、自然災害の影響を受けることがある。例えば、強風による送電線の切断、落雷による機器の故障、大規模地震による系統の分断及び通信の障害などが発生する恐れがある。これらの障害が発生すると、電力系統の電力が不安定になる恐れがある。

本発明の目的は、電力系統の安定的な運用を可能にする電力系統制御システム及び電力系統制御方法を提供することにある。

本発明の別の目的は、需要家に供給される電圧を許容範囲内に収めるように電圧調整装置を制御する電力系統制御システム及び電力系統制御方法を提供することにある。

本発明の一実施形態に従う、需要家に電力を供給するための電力系統を制御する電力系統制御システムは、需要家が生成又は消費した電力値を計測し、その電力値を含む電力情報を生成する計測装置と、計測装置及び電力系統を制御可能な系統制御装置と、計測装置と系統制御装置との間の情報伝送を可能とする通信路を備える。系統制御装置は、各計測装置から送信された電力情報を、通信路を介して受信する電力情報受信部と、受信した複数の電力情報に基づき、電力値が所定の大きさ以上変化する需要家及び時間帯を予測し、予測した時間帯を含む予測情報を生成する予測部と、予測した需要家が存在するエリアである予測エリアの各計測装置に対して、予測情報を送信する予測情報送信部を備える。計測装置は、電力値を所定の時間間隔で計測する計測部と、系統制御装置から送信された予測情報を受信する予測情報受信部と、予測情報に基づいて第１の時間間隔又は第１の時間間隔よりも長い第２の時間間隔のいずれかの時間間隔で電力情報を送信すべきかを判断し、判断した時間間隔で計測部によって計測された電力値を含む電力情報を系統制御装置に送信する電力情報送信部とを備える。

好適な実施形態では、計測装置が備える前記電力情報送信部は、予測情報に含まれる時間帯の間は、第１の時間間隔で電力情報を系統制御装置に送信するように判断してもよい。

好適な実施形態では、需要家に供給される電力の電圧を調整可能な電圧調整装置と、太陽光を受けると電力を生成し、生成した電力を電力系統に供給可能な太陽光発電装置をさらに備え、系統制御装置は、計測装置から第１の時間間隔で送信された電力情報に基づいて、需要家に供給される電力の電圧が所定の範囲を逸脱しないように電圧調整装置を制御する電圧制御部をさらに備えてもよい。

図１は、第１の実施例に係る電力系統制御システムの全体を示す模式図である。 図２は、計測装置が電力情報を系統制御装置に通知する処理を示すシーケンス図である。 図３は、送電線における電力の電圧値の変化を示すグラフである。 図４は、系統制御装置のハードウェアの構成を示すブロック図である。 図５は、計測装置のハードウェアの構成を示すブロック図である。 図６は、系統制御装置の機能構成を示すブロック図である。 図７は、各エリアと雲の動きの様子を示す説明図である。 図８は、計測装置が備えるコントローラの機能構成を示すブロック図である。 図９は、アナログ信号をサンプリングしてデジタル信号に変換する様子を示す説明図である。 図１０は、系統制御装置が有する測部の処理を示すフローチャートである。 図１１は、系統制御装置が有するＳＶＲ制御部の処理を示すフローチャートである。 図１２は、計測装置が有するレート変換器の処理を示すフローチャートである。 図１３は、電力系統制御システムを制御理論に例えた場合の説明図である。 図１４は、第２の実施例に係る計測装置の機能構成を示すブロック図である。 図１５は、第３の実施例に係る計測装置の機能構成を示すブロック図である。 図１６は、電力情報を詳細に報告すべき時間帯の終了時刻を決定する方法の説明図である。 図１７は、第４の実施例に係る系統制御装置の機能構成を示すブロック図である。 図１８は、第４の実施例に係る計測装置の機能構成を示すブロック図である。 図１９は、電力系統システムにおいて災害が発生した状態を示す説明図である。

図１は、第１の実施例に係る電力系統制御システムの全体を示す模式図である。

電力系統制御システム１は、例えば、発電所２と、変電所３と、配電所５とが送電線１０で接続されている（送電所は図示せず）。配電所５と、ＳＶＲ９と、柱上変圧器１３とが送電線１１（フィーダ線１１）で接続されている。柱上変圧器１３と、需要家７の配電盤（図示せず）及びＰＶ発電装置６とは、配電線１４（引き込み線１４）で接続されている。系統制御装置４と、ＳＶＲ９と、計測装置８は、通信線１２で接続されている。計測装置８は、需要家７の配電盤と、柱上変圧器１３との間に接続されている。

発電所２は、生成した電力を、送電所から送電線１０を介して変電所３に伝送する。発電所２は、例えば、火力発電所、水力発電所、原子力発電所等である。

変電所３は、送電所からの電力を、所定の電圧値に変換して各配電所５に分配する。発電所２と配電所５との間には複数の変電所３が存在してもよい。

配電所５は、変電所３から送電線１０を介して供給された電力を、所定電圧に変換し、送電線１１を介して、各需要家７に伝送する。本実施例では、１つの送電線１１に接続されている需要家７群を、１つのエリアとして管理する。例えば、図１において、各送電線１１ａ、１１ｂ、１１ｃ、１１ｄに接続されている需要家７群を、それぞれエリアＡ１、Ａ２、Ａ３、Ａ４とする。

ＳＶＲ９は、通信線１２を介して、系統制御装置４から、電圧を制御するための電圧制御信号を受信する。ＳＶＲ９は、送電線１１の途中に設置され、各需要家７に供給される電力の電圧が許容範囲内に収まるように調整する。ＳＶＲ９の詳細については後述する。本実施例では、電圧調整装置としてＳＶＲを用いるが、ＳＶＣ又はＬＲＴ等を用いてもよい。

ＰＶ発電装置６は、太陽光を受けると電力を生成する。ＰＶ発電装置６の発電量は、天気に大きく影響される。ＰＶ発電装置６の発電量は、例えば、晴れ（日射量が多い）ときは多くなり、曇り（日射量が少ない）ときは少なくなる。

需要家７は、配電線１４を介して電力会社等から電力の供給を受けることができる。ＰＶ発電装置６を備える需要家７は、ＰＶ発電装置６で生成した電力を、配電線１４を介して電力会社等に供給することができる。

計測装置８は、需要家７が消費した電力量（消費電力量）、及び需要家７が発電した電力量（発電量）を計測する。これら消費電力量及び発電量に関する情報を、本実施例では電力情報という。電力情報には、消費電力量及び発電量に限らず、電圧値、電流値、又は力率等が含まれてもよい。電力情報は、一般的に、電力料金の算出に用いられる。計測装置８の詳細については後述する。

系統制御装置４は、各計測装置８から通信線１２を介して電力情報を受信する。なお、本実施例ではＡＭＩを省略する。系統制御装置４は、受信した電力情報に基づき、電圧制御信号を生成する。系統制御装置４は、生成した電圧制御信号を、通信線１２を介してＳＶＲ９に送信する。系統制御装置４の詳細については後述する。

通信線１２は、双方向にデータ通信が可能な線である。通信線１２は、送電線１１と同じ線であってもよいし、光ファイバケーブル等で構成された別の線であってもよい。通信線１２の一部又は全部は、必ずしも有線である必要はなく、例えば、無線通信であってもよい。また、同じデータを多数に送信する場合は、通信線１２の代わりに、放送波を用いてもよい。

図２は、計測装置８が電力情報を系統制御装置４に通知する処理を示すシーケンス図である。前述のとおり、計測装置８は、通信線１２を介して、電力情報を系統制御装置４に通知する。以下、いくつかの通知手段の例を挙げる。

（１）第１の通知手段は、図２（ａ）に示すように、各計測装置８は計測した電力情報を、中継装置１５（図１には図示せず）を介して、いわゆるプッシュ形式で系統制御装置４に通知する（Ｓ１０１〜Ｓ１０２）。第１の通知手段のメリットは、プッシュ形式の通知により、系統制御装置４が、計測装置８で計測された電力情報をほぼリアルタイムに知ることができる点である。なお、中継装置１５は、複数存在してもよいし、一つも存在しなくてもよい。後者の場合、各計測装置８は、電力情報を直接的に、系統制御装置４に送信する。

（２）第２の通知手段は、図２（ｂ）に示すように、各計測装置８が、中継装置１５に電力情報をプッシュ型で通知する（Ｓ１０３）。そして、中継装置１５が、各計測装置８から通知された電力情報をいったん取りまとめてから、系統制御装置４に通知する（Ｓ１０４）。第２の通知手段のメリットは、中継装置１５が複数の電力情報をいったん取りまとめるので、系統制御装置４における受信処理の負荷を小さくできる点である。

（３）第３の通知手段は、図２（ｃ）に示すように、隣り合う計測装置８同士が、電力情報をいわゆるバケツリレー形式で中継装置１５に転送する（Ｓ１０５〜Ｓ１０７）。そして、中継装置１５は、転送された電力情報を、プッシュ形式で系統制御装置４に通知する（Ｓ１０８）。電力情報を転送する計測装置８（２）は、計測装置８（１）から転送されてきた電力情報に自己の電力情報を追加して、次の計測装置８（３）に転送するようにしてもよい。第３の通知手段のメリットは、計測装置８と中継装置１５との間の通信線１２の通信トラフィックを軽減できる点である。

（４）第４の通知手段は、図２（ｄ）に示すように、系統制御装置４が、中継装置１５に電力情報を要求する（Ｓ１０９）。中継装置１５は、その要求を受けて、各計測装置８に電力情報を要求する（Ｓ１１０）。各計測装置８は、その要求を受けて、電力情報を中継装置１５に返信する（Ｓ１１１）。中継装置１５は、各計測装置８から返信された電力情報を取りまとめて、系統制御装置４に返信する（Ｓ１１２）。すなわち、系統制御装置４は、計測装置８から、いわゆるプル形式で電力情報を取得する。第４の通知手段のメリットは、系統制御装置４が、任意のタイミングで計測装置８の電力情報を知ることができる点である。

本実施例は、第１の通知手段を用いるとする。本実施例は、中継装置１５が存在しない構成とする。ただし、本発明はこれに限定されず、上記（１）〜（４）のいずれの通知手段を用いてもよいし、それらを組み合わせて用いてもよいし、他の通知手段を用いてもよい。

次に、多数の需要家がＰＶ発電装置を設置した場合の課題について説明する。

図３は、送電線における電力の電圧値の変化を示すグラフである。

需要家７に供給される電力の電圧は、上述のとおり、規定された電圧許容範囲内である必要がある。そこで、ＳＶＲ９は、需要家７に供給される電力の電圧を、許容範囲内となるように調整（変圧）する。例えば、ＳＶＲ９は、需要家７に供給される電力の電圧値が、図３に示す許容範囲の上限値ＶＵ（例えば、１０１＋６Ｖ）と下限値ＶＬ（例えば、１０１−６Ｖ）との間となるように電圧を調整する。

電圧値は、伝送距離に比例して低下するので、一般的にＳＶＲ９は、電圧を上昇させる（昇圧）。例えば、図３（ａ）では、地点Ｄ２のＳＶＲ９が昇圧（１２１）を行うことで、地点Ｄ４の需要家７の電圧値１２０は許容範囲内（ＶＬ〜ＶＵ）に収まる。

しかし、地点Ｄ４の需要家７のＰＶ発電装置６が発電を行うと、地点Ｄ４の需要家７の電圧が上昇する。この場合に図３（ａ）と同じように地点Ｄ２のＳＶＲ９が昇圧（１２１）を行うと、図３（ｂ）に示すように、地点Ｄ４の需要家７の電圧値１２０が、許容範囲内（ＶＬ〜ＶＵ）から逸脱（１２２）してしまう。

従って、図３（ｃ）に示すように、地点Ｄ２のＳＶＲ９が昇圧を行わなければ、地点Ｄ４の需要家７の電圧値１２０を許容範囲内（ＶＬ〜ＶＵ）に収めることができる。

すなわち、需要家７のＰＶ発電装置６の発電により、需要家７の電圧値１２０が許容範囲内（ＶＬ〜ＶＵ）から逸脱してしまう場合は、地点Ｄ２のＳＶＲ９の昇圧を行わないようにすることで、需要家７の電圧値１２０を許容範囲内（ＶＬ〜ＶＵ）に収めることができる。この判断方法については後述する。

図４は、系統制御装置のハードウェアの構成を示すブロック図である。系統制御装置４は、ＣＰＵ（Ｃｅｎｔｒａｌ Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ Ｕｎｉｔ）２１と、メモリ２２と、記憶装置２３と、通信インタフェース（以下「Ｉ／Ｆ」という）２４とを備える。これらの要素２１〜２４は、双方向のデータ伝送が可能なバス２５で接続されている。ＣＰＵ２１とメモリ２２は、まとめてコントローラ２０とみなされてもよい。

ＣＰＵ２１は、記憶装置２３に保持されているコンピュータプログラム（以下「プログラム」という）を読み出して実行することにより、後述する系統制御装置４が有する各種機能を実現する。

メモリ２２は、ＣＰＵ２１がプログラムを実行する際に必要なデータを一時的に保持する。メモリ２２は、例えば、ＤＲＡＭ（Ｄｙｎａｍｉｃ Ｒａｎｄｏｍ Ａｃｃｅｓｓ Ｍｅｍｏｒｙ）等である。

記憶装置２３は、ＣＰＵ２１にて実行されるプログラム及びプログラムの実行に必要なデータ等を保持する。記憶装置２３は、例えば、ＨＤＤ（Ｈａｒｄ Ｄｉｓｋ Ｄｒｉｖｅ）又はフラッシュメモリ等の不揮発性記憶媒体を備える。

通信Ｉ／Ｆ２４は、通信線１２と接続する。通信Ｉ／Ｆ１４は、通信線１２を介して、他の装置とデータを送受信する。

図５は、計測装置８のハードウェアの構成を示すブロック図である。計測装置８は、例えば、増幅器３１と、Ａ／Ｄ変換器３２と、バッファメモリ３３と、レート変換器３４と、伝送装置３５と、通信インタフェース３６と、コントローラ３７と、計測器３８とを備える。

計測器３８は、需要家７の消費電力量及び発電量の値（以下「電力値」という）等を計測する。計測器３８は、例えば、電圧値、電流値、又は力率等も計測してよい。

増幅器３１は、計測器３８の出力側に接続される。増幅器３１は、計測器３８から出力された電力値を示すアナログ信号を増幅して出力する。

Ａ／Ｄ変換器３２は、増幅器３１の出力側に接続される。Ａ／Ｄ変換器３２は、増幅器３１にて増幅されたアナログ信号が入力されると、そのアナログ信号を所定のサンプリングレートでサンプリングしてデジタル信号に変換し、そのデジタル信号を出力する。

バッファメモリ３３は、Ａ／Ｄ変換器３２の出力側に接続される。バッファメモリ３３は、Ａ／Ｄ変換器３２にて変換されたデジタル信号の時間的なずれを補正するために用いられる。すなわち、バッファメモリ３３から出力されたデジタル信号は、時間的なずれが補正されている。

レート変換器３４は、バッファメモリ３３の出力側に接続される。レート変換器３４は、バッファメモリ３３にて時間的なずれが補正されたデジタル信号が入力されると、そのデジタル信号のサンプリングレートを変換する。例えば、レート変換器３４は、レート変換処理により、デジタル信号の或る時間帯のサンプリングレートを低くする。これにより、デジタル信号のデータ量を削減できる。サンプリングレートのレート変換処理は、例えば、ローパスフィルタ等を用いて実現する。

伝送装置３５は、レート変換器３４の出力側に接続される。伝送装置３５は、レート変換器３４にてレート変換されたデジタル信号が入力されると、そのデジタル信号に基づき、系統制御装置４が処理可能なデータ形式である電力情報を生成する。伝送装置３５は、生成した電力情報を、通信Ｉ／Ｆ３６に出力する。

通信Ｉ／Ｆ３６は、伝送装置３５の出力側と通信線１２の間に接続されている。通信Ｉ／Ｆ３６は、系統制御装置４から予測情報を受信すると、その予測情報をコントローラ３７に伝達する。通信Ｉ／Ｆ３６は、伝送装置３５から電力情報を受け取ると、その電力情報を系統制御装置４に送信する。

コントローラ３７は、増幅器３１と、Ａ／Ｄ変換器３２と、バッファメモリ３３と、レート変換器３４と、伝送装置３５と、通信Ｉ／Ｆ３６とに接続される。コントローラ３７は、増幅器３１に対して、アナログ信号の増幅値及びオフセット値等を設定する。コントローラ３７は、Ａ／Ｄ変換器３２に対して、アナログ信号をデジタル信号に変換する際のサンプリングレートを設定する。コントローラ３７は、レート変換器３４に対して、変換後のレートの値及びレートを変換する時間帯等を設定する。コントローラ３７は、伝送装置３５に対して、電力情報の送信間隔（送信周期）等を設定する。コントローラ３５の詳細については後述する。

計測装置８は、図５の構成に限らず、例えば、伝送装置３５がレート変換器３４の機能を含む構成であってもよい。また、計測装置８は、ＣＰＵとメモリと記憶媒体とを備え、上記の機能をコンピュータプログラムによって実現する構成であってもよい。

図６は、系統制御装置の機能構成を示すブロック図である。系統制御装置４は、電力情報受信部４１と、予測部４２と、ＳＶＲ制御部４３と、予測情報送信部４４とを有する。これら機能４１〜４４は、例えば、対応するプログラムがＣＰＵ２１に読み込まれて実行されることによって実現される。

電力情報受信部４１は、各計測装置８から電力情報を受信し、記憶装置２３に保持する。

予測部４２は、受信した電力情報に基づき、発電量が大きく変化すると考えられるエリア、及びそのエリアにおいて発電量が大きく変化すると考えられる時間帯を予測する。そして、予測部４２は、発電量が大きく変化すると予測したエリアの計測装置８に対して、発電量が大きく変化すると予測した時間帯において、電力情報を詳細に（例えば、より短い時間間隔で）報告するよう要求する。なぜなら、もし仮に発電量が大きく変化しているにもかかわらず電力情報の報告の時間間隔が長かったとすると、その報告を受けてからＳＶＲ９に対して電圧の調整を要求したのでは、その調整が間に合わない恐れがある。すなわち、需要家７において、電圧逸脱が発生する恐れがある。

本実施例では、発電量が大きく変化すると予測したエリア及び時間帯を含む情報を「予測情報」という。予測部４２は、発電量が大きく変化すると予測したエリアに存在する各計測装置８に、予測情報を送信する。予測部４２は、通信線１２を介して所定のエリアの各計測装置８に予測情報を送信してもよいし、放送のように電波を用いて、所定のエリアの計測装置８に一斉に予測情報を配信してもよい。

次に、発電量が大きく変化すると考えられるエリア及び時間帯の予測方法について説明する。

図７は、各エリアと雲の動きの様子を示す説明図である。

ＰＶ発電装置６の発電量は、天気に大きく影響される。一般的に、ＰＶ発電装置６の発電量は、晴れのとき（日射量が多いとき）は多く、曇りのとき（日射量が少ないとき）は少ない。図７において、時刻ｔ０において、エリアＡ１には雲１３１が存在するので、エリアＡ１のＰＶ発電装置６の発電量は少ない。時刻ｔ０において、エリアＡ２には雲１３１が存在しないので、エリアＡ２のＰＶ発電装置６の発電量は多い。

ここで、時刻ｔ０から時間が経過して時刻ｔ１となり、雲１３１がエリアＡ１からエリアＡ２に移動したとする。この場合、雲１３１が存在しなくなったエリアＡ１のＰＶ発電装置６の発電量は、時刻ｔ０のときと比較して多くなる。これに対し、雲１３１に覆われたエリアＡ２のＰＶ発電装置６の発電量は、時刻ｔ０のときと比較して少なくなる。すなわち、時刻ｔ０から時刻ｔ１にかけて、エリアＡ１のＰＶ発電装置６の発電量は増加し、エリアＡ２のＰＶ発電装置６の発電量は減少する。

このことから、雲１３１は西から東（図７の左方向が西、右方向が東とする）に移動したと推定できる。よって、雲１３１は、今後、エリアＡ３に移動すると予測できる。したがって、エリアＡ３のＰＶ発電装置６の発電量は、今後、時刻ｔ２（ｔ２＞ｔ１）にかけて、大きく減少すると予測できる。そこで、予測部４２は、エリアＡ３の計測装置８に対して予測情報を送信し、時刻ｔ２の前後の時間帯において、電力情報を詳細に（短い時間間隔で）報告するように要求する。これにより、系統制御装置４は、エリアＡ３の各需要家７の発電量の変化を詳細に知ることができる。

予測部４２は、雲１３１が移動することにより晴れになると予測されるエリアＡ２の計測装置８に対しても同様に予測情報を送信し、電力情報を詳細に報告するように要求する。曇りから晴れに変わるときも発電量が大きく変化するためである。

雲は必ずしも一定の方向に移動するわけではない。そこで、予測部４２は、雲の移動先と予測したエリアの近隣のエリアの計測装置８に対しても予測情報を送信し、電力情報を詳細に報告するよう要求してもよい。例えば、時刻ｔ２において、雲１３１がエリアＡ２からエリアＡ３に移動すると予測した場合、予測部４２は、エリアＡ３の近隣のエリアＡ１３及びエリアＡ２３の計測装置８に対しても予測情報を送信し、電力情報を詳細に報告するように要求する。これにより、雲１３１が、予測と外れてエリアＡ１３又はエリアＡ２３のいずれかに移動したとしても、系統制御装置４は、発電量が大きく変化したことを詳細に知ることができる。

次に、各エリアの天気の変化を予測するいくつかの手段を挙げる。

（１）第１の予測手段は、上述のとおり、各エリアのＰＶ発電装置６の発電量の変化に基づいて、各エリアの今後の天気の変化を予測する。例えば、ＰＶ発電装置６の発電量が大きく減少した場合、そのエリアに雲が移動してきたと推定できる。逆に、ＰＶ発電装置６の発電量が大きく増加した場合、そのエリアから雲が去ったと推定できる。すなわち、各エリアのＰＶ発電装置６の発電量の変化を観察することにより、雲がどのように移動しているかを推定することができる。

（２）第２の予測手段は、気象庁などから発表された天気予報を利用する。例えば、予測部４２は、各エリアの今後の天気予報を取得し、今後、曇りから晴れ、及び晴れから曇りに変化するエリアを予測する。

（３）第３の予測手段は、系統制御装置４が、各需要家７から現地の現在の天気の情報を定期的に収集し、それに基づいて、各エリアの今後の天気の変化を予測する。例えば、各需要家７が日照計を備えている場合、予測部４２は、その日照計の計測値を定期的に収集することで、上記の第１の予測手段と同様に、雲の動きを推定できる。

本実施例では、上記（１）の第１の予測手段を用いる。しかし、第１の予測手段に限らず、上記（１）〜（３）のいずれの予測手段を用いてもよいし、または、これらの予測手段を組み合わせて用いてもよい。あるいは、他の予測手段を用いてもよい。

図６に戻る。ＳＶＲ制御部４３は、各ＳＶＲ９に電圧を調整するための電圧制御信号を送信する。上述のとおり（図３参照）、需要家７のＰＶ発電装置６の発電量が多いときにＳＶＲ９にて昇圧を行うと、需要家７の電圧が許容範囲の上限を上回ってしまう恐れがある。逆に、需要家７のＰＶ発電装置６の発電量が少ないときにＳＶＲ９にて昇圧を行わないと、需要家７の電圧が許容範囲の下限を下回ってしまう恐れがある。そこで、ＳＶＲ制御部４３は、需要家７のＰＶ発電装置６の発電量に基づいて、各ＳＶＲ９にて昇圧を行うべきか否かを判断し、電圧制御信号を送信する。

ＳＶＲ制御部４３は、予測部４２において今後晴れると予測されたエリアのＰＶ発電装置６の発電量は、今後増加すると予測できる。よって、ＳＶＲ制御部４３は、今後晴れると予測されたエリアのＳＶＲ９に対しては、昇圧を行わない旨の電圧制御信号を送信する。ＳＶＲ制御部４３は、予測部４２において今後曇ると予測されたエリアのＰＶ発電装置６の発電量は、今後減少すると予測できる。よって、ＳＶＲ制御部４３は、今後曇ると予測されたエリアのＳＶＲ９に対しては、昇圧を行う旨の電圧制御信号を送信する。ＳＶＲ制御部４３は、昇圧を行う場合又は昇圧を行わない場合のいずれかの場合にのみ、電圧制御信号を送信するようにしてもよい。これにより、ＳＶＲ制御部４３は、需要家７の電圧が許容範囲内となるようにＳＶＲ９を制御できる。

図８は、計測装置８が備えるコントローラ３７の機能構成を示すブロック図である。計測装置８のコントローラ３７は、例えば、予測情報受信部５１と、サンプリング設定部５２と、レート変換設定部５３と、伝送設定部５４とを有する。

予測情報受信部５１は、予測情報を受信する機能である。予測情報受信部５１は、通信Ｉ／Ｆ３６を制御して、系統制御装置４から予測情報を受信する。予測情報受信部５１は、受信した予測情報を記憶装置２３に保持する。

サンプリング設定部５２は、サンプリングレートを設定する機能である。サンプリング設定部５２は、Ａ／Ｄ変換器３２に対して、入力されたアナログ信号をデジタル信号に変換する際のサンプリングレートを設定する。このサンプリングレートは、サンプリング定理に基づき、アナログ信号が保持する電力値の情報が大きく欠損しないレートとする。例えば、サンプリングレートは、数ミリ秒〜数秒間隔とする。

レート変換設定部５３は、レート変換量を設定する機能である。レート変換設定部５３は、レート変換器３４に対して、どの時間帯に入力されたデジタル信号を、どのくらいのレートに低下させるかを設定する。例えば、レート変換設定部５３は、予測情報によって詳細な報告を要求されている時間帯以外の時間帯のデジタル信号を、所定のレートに低下するように設定する。言い換えると、レート変換設定部５３は、予測情報が要求する時間帯のデジタル信号のレートはそのままとし、予測情報が要求していない時間帯のデジタル信号は所定のレートに低下させる。これにより、系統制御装置４は、発電量の変化が大きいと予測される時間帯において、発電量の変化を詳細に知ることができる。さらに、発電量の変化があまり大きくないと予測される時間帯において、電力情報のデータ量を削減できる。サンプリングレートの変換手段の詳細については後述する。

伝送設定部５４は、伝送装置３５を設定する機能である。伝送設定部５４は、伝送装置３５に対して、レート変換器３４でレートが変換されたデジタル信号に基づき、電力情報を生成させる。伝送設定部５４は、伝送装置３５に対して、生成した電力情報を送信する時間間隔を設定する。伝送設定部５４は、例えば、電力情報を送信する時間間隔を、サンプリングレートに同期させる。すなわち、伝送設定部５４は、電力情報を、サンプリングレートの低い時間帯は比較的長い時間間隔（例えば、数分〜数十分）で送信させ、サンプリングレートの高い時間帯は比較的短い時間間隔（例えば、数ミリ秒〜数秒）で送信させる。これにより、系統制御装置４は、予測情報によって詳細な報告を要求した時間帯について、発電量の変化をほぼリアルタイムに知ることができる。

図９は、アナログ信号をサンプリングしてデジタル信号に変換する様子を示す説明図である。以下、図９を用いて、計測装置８におけるアナログ信号をデジタル信号に変換する処理を説明する。

図９（ａ）は、計測装置８において計測された電力量を示すアナログ信号１４１である。ここで、横軸は時刻ｔであり、縦軸は電力量Ｗである。このアナログ信号１４１がＡ／Ｄ変換器３２に入力され、所定のサンプリングレート（例えば、数秒間隔）で、図９（ｂ）に示すデジタル信号１４２に変換される。

レート変換器３４は、図９（ｂ）に示すデジタル信号１４２を、図９（ｃ）に示すように、予測情報で指定された時間帯１４４以外の時間帯１４５のデジタル信号１４２のサンプリングレートを、低いレートに変換する。例えば、レート変換器３４は、数秒間隔であった時間帯１４５のデジタル信号１４２のレートを、数分間隔に変換する。

以下に、低いレートに変換するいくつかの手段を挙げる。

（１）第１のレート変換手段は、デジタル信号が示す電力値を所定の割合で間引く。例えば、図９（ｂ）の時間帯１４３のデジタル信号が示す３つの電力値を、約２／３の割合で間引くことで、レートを約１／３に低下させることができる。

（２）第２のレート変換手段は、デジタル信号が示す電力値を所定の割合で平均化する。例えば、図９（ｂ）の時間帯１４３のデジタル信号が示す３つの電力値を平均化して１つの電力値とすることで、レートを約１／３に低下させることができる。

本実施例では、上記（１）の第１のレート変換手段を用いる。しかし、第１のレート変換手段に限らず、上記（１）〜（２）のいずれのレート変換手段を用いてもよい。または、これらのレート変換手段を組み合わせて用いてもよいし、あるいは、他のレート変換手段を用いてもよい。

図１０は、系統制御装置４が有する予測部４２の処理を示すフローチャートである。

予測部４２は、記憶装置２３に保持されている電力情報を読み出す（Ｓ２０１）。電力情報の記憶装置２３への登録は、電力情報受信部４１によって随時行われている。

予測部４２は、電力情報に基づいて発電量の時間的な変化を分析し、今後天気が大きく変化すると考えられるエリア及び時間帯を予測する（Ｓ２０２）。

予測部４２は、今後天気が大きく変化すると予測したエリア（以下「予測エリア」という）ごとに、そのエリアにおいて今後天気が大きく変化すると予測した時間帯（以下「予測時間帯」という）を含む予測情報を生成する（Ｓ２０３）。

予測部４２は、予測エリアの各計測装置８に対して、その予測エリア向けに生成された予測情報を送信する（Ｓ２０４）。

以上の処理により、予測部４２は、天気が大きく変化すると予測したエリアの各計測装置８に対して、天気が大きく変化すると予測した時間帯については、比較的短い時間間隔で電力情報を報告するように要求する。

図１１は、系統制御装置４が有するＳＶＲ制御部４３の処理を示すフローチャートである。

ＳＶＲ制御部４３は、各計測装置８から詳細に報告された電力情報の電圧値を分析する（Ｓ２１１）。

ＳＶＲ制御部４３は、各エリアにおいて、電圧値が所定のしきい値以上の需要家７が存在するか否かを判定する（Ｓ２１２）。

電圧値が所定のしきい値以上の需要家７が存在する場合（Ｓ２１２：ＹＥＳ）、ＳＶＲ制御部４３は、この需要家７の電圧を許容範囲内に収めるために制御すべきＳＶＲ９を特定する（Ｓ２１３）。そして、ＳＶＲ制御部４３は、この特定したＳＶＲ９に対して、昇圧を行わないように要求する電圧制御信号を送信する（Ｓ２１４）。

電圧値が所定のしきい値以上の需要家７が存在しない場合（Ｓ２１２：ＮＯ）、ＳＶＲ制御部４３は、各ＳＶＲ９に対して、通常どおりに昇圧を行うように要求する電圧制御信号を送信する（Ｓ２１５）。

以上の処理により、系統制御装置４は、需要家７の電圧が許容範囲内に収まるように、ＳＶＲ９の昇圧を制御することができる。この理由を以下に説明する。予測部４２において天気が大きく変化すると予測されたエリアの計測装置８は、比較的短い時間間隔で電力情報を系統制御装置４に報告する。よって、系統制御装置４は、需要家７の電圧が所定のしきい値以上となったタイミングをほぼリアルタイムに知ることができる。したがって、系統制御装置４は、需要家７の電圧が所定のしきい値以上となったとき、即座に昇圧を行わない旨の電圧制御信号をＳＶＲ９に送信できる。これにより、需要家７のＰＶ発電装置６が発電を行うことによって需要家７の電圧が上昇した場合であっても、ＳＶＲ９は需要家７の電圧を許容範囲内に収まるように調整できる。

もし、従来のように、計測装置８が電力情報を系統制御装置４に報告する時間間隔が比較的長い場合は、ＳＶＲ９が需要家７の電圧を許容範囲内に収まるように調整することは難しい。なぜなら、この場合、系統制御装置４は、需要家７の電圧が所定のしきい値以上となったタイミングからかなり遅れてからそれを知ることになる。したがって、系統制御装置４が昇圧を行わない旨の電圧制御信号をＳＶＲ９に送信するまでのしばらくの間、需要家７の電圧が許容範囲内を逸脱し続けることになる。しかし、本実施例によれば、上述のとおり、需要家７の電圧が許容範囲内を逸脱する恐れを低減できる。

図１２は、計測装置８が有するレート変換器３４の処理を示すフローチャートである。

レート変換器３４は、予測情報にて詳細な報告を要求されている時間帯を特定する（Ｓ２２１）。

レート変換器３４は、現在時刻がステップＳ２２１で特定した時間帯に含まれる否かを判定する（Ｓ２２２）。すなわち、レート変換器３４は、現在時刻が予測情報にて詳細な報告を要求されている時間帯に含まれているか否かを判定する。

現在時刻が特定した時間帯に含まれている場合（Ｓ２２２：ＹＥＳ）、レート変換器３４は、入力されたデジタル信号に対して、Ａ／Ｄ変換器３２においてサンプリングされたレートを維持する（Ｓ２２３）。すなわち、レート変換器３４は、入力されたデジタル信号を所定のレートに低下させる処理を行わない。

現在時刻が特定した時間帯に含まれていない場合（Ｓ２２２：ＮＯ）、レート変換器３４は、入力されたデジタル信号に対して、所定のレートに低下させる処理を行う（Ｓ２２４）。

以上の処理により、発電量又は電圧値が大きく変化すると予測された時間帯のサンプリングレートは高くなり、それ以外の時間帯のサンプリングレートは低くなる。したがって、系統制御装置４は、発電量又は電圧値の変化を詳細に知ることができる。さらに、計測装置８から系統制御装置４に通知される電力情報のデータ量を削減することができる。

上述のシステム構成は、制御理論のオープンループ制御及びクローズドループ制御に例えることもできる。次に、これについて説明する。

図１３は、電力系統制御システムを制御理論に例えた場合の説明図である。

図１３において、系統制御装置４への入力値１５１は、需要家７の電圧を許容範囲内に収めるための目標値である。系統制御装置４からＳＶＲ９への出力値１５２は、需要家７の電圧を許容範囲内に収めるための電圧制御信号である。ＳＶＲ９からの出力値１５３は需要家７の電圧である。計測装置８から系統制御装置４への出力値１５１ａ及び１５１ｂが、電力情報である。計測装置に入力される予測値１５５が、予測情報である。

図１３（ａ）は、計測装置８に予測値が入力されない場合の構成である。この場合、計測装置８は、系統制御装置４に対して、比較的長い時間間隔でしか出力値１５１ａをフィードバックしない。よって、系統制御装置４は、リアルタイム性の高いフィードバックを受けられないので、ＳＶＲ９からの出力値１５３を目標値１５１に収束させることができない。すなわち、図１３（ａ）に示す電力系統制御システムは、オープンループ制御系であるとも言える。

図１３（ｂ）は、計測装置８に予測値１５５が入力される場合の構成である。本実施例に係る計測装置８は、系統制御装置４からの予測値１５５に基づいて、ＳＶＲからの出力値１５３の変化が大きいと予測される場合、系統制御装置４に対して、比較的短い時間間隔で出力値１５１ｂをフィードバックする。よって、系統制御装置４は、リアルタイム性の高いフィードバックを受けられるので、ＳＶＲ９からの出力値１５３を目標値１５１に収束させることができる。すなわち、図１３（ｂ）に示す電力系統制御システムは、クローズドループ制御系であるとも言える。

本実施例によれば、今後天気が大きく変化すると考えられるエリアを予測し、そのエリアの計測装置８のみに詳細な電力情報の報告を要求するので、通信線１２の通信トラフィックと、系統制御装置４におけるデータの受信負荷及び処理負荷を軽減できる。

本実施例によれば、今後天気が大きく変化すると考えられる時間帯を予測し、計測装置８に対して、その時間帯にのみ詳細な電力値の報告を要求するので、通信線１２の通信トラフィックと、系統制御装置４におけるデータの受信負荷及び処理負荷をさらに軽減できる。

本実施例によれば、従来、電力料金を算出することが主な使用目的であった既存の計測装置（例えば、スマートメータ）を用いて、本発明を実現できる。

図１４を参照して第２の実施例を説明する。第１の実施例では、計測装置８は、系統制御装置４から送信された予測情報に基づいて、電力情報を詳細に報告すべき時間帯を決定していた。第２の実施例では、計測装置２０１が自律的に、電力情報を詳細に報告すべき時間帯を決定する。

図１４は、第２の実施例に係る計測装置の機能構成を示すブロック図である。本実施例に係る計測装置２０１のコントローラ２０２は、例えば、サンプリング設定部５２と、レート変換設定部５３と、伝送設定部５４と、予測部２０３を備える。第１の実施例と同じ機能を有する機能ブロックについては同一の符号を付し、説明を省略又は簡略する（以降の実施例においても同じ）。

予測部２０３は、自己の計測装置２０１が存在する場所の天気の変化を予測する。予測手段は、第１の実施例で述べたように、例えば、気象庁などから発表された天気予報を利用する。そして、予測部２０３は、天気が大きく変化すると予測される時間帯を含む予測情報を生成する。以降の処理は、第１の実施例と同様である。すなわち、本実施例に係る計測装置２０１は、自ら生成した予測情報を用いて、どの時間帯において電力情報を詳細に報告すべきかを決定する。

本実施例によれば、系統制御装置４が予測情報を生成する必要がないので、系統制御装置４の処理負荷を軽減できる。

本実施例によれば、系統制御装置４から計測装置８に予測情報を送信する必要がないので、通信線１２の通信トラフィックを軽減できる。

図１５を参照して第３の実施例を説明する。第３の実施例は、予測情報に電力情報を詳細に報告すべき時間帯の開始時刻のみが含まれる場合である。すなわち、本実施例に係る計測装置２１１は、電力情報を詳細に報告すべき時間帯の終了時刻を、予測情報から知ることができない。よって、計測装置２１１は、電力情報を詳細に報告すべき時間帯の終了時刻を自ら決定する。

図１５は、第３の実施例に係る計測装置の機能構成を示すブロック図である。本実施例に係る計測装置２１１のコントローラ２１２は、例えば、予測情報受信部５１と、サンプリング設定部５２と、レート変換設定部５３と、伝送設定部５４と、終了時刻決定部２１３を備える。

終了時刻決定部２１３は、電力情報を詳細に報告すべき時間帯の終了時刻を決定する。以下、この決定方法について説明する。

図１６は、電力情報を詳細に報告すべき時間帯の終了時刻を決定する方法の説明図である。以下、いくつかの決定方法を挙げる。

（１）第１の決定方法は、電力情報を詳細に報告すべき時間帯の開始時刻から所定の時間が経過した時刻を終了時刻とする。図１６（ａ）を用いて説明する。終了時刻決定部２１３は、電力情報を詳細に報告すべき時間帯の開始時刻３０１から所定の時間３０２が経過した時刻３０３を、終了時刻３０３とする。したがって、レート変換器３４は、時刻３０１から３０２の間のサンプリングレートは変換せず、時刻３０２以降のサンプリングレートを低下させる。所定の時間３０２は、計測装置８ごとに異なる値が設定されてもよい。

（２）第２の決定方法は、所定の時間以上、電力値が大きく変化しない場合に、電力情報を詳細に報告することを終了する。図１６（ｂ）を用いて説明する。計測装置２１１は、時刻３０４から電力情報の詳細な報告を開始する。終了時刻決定部２１３は、所定の時間３０６以上、電力値の変化がしきい値３０７の範囲内に収まり続けていると判定した場合、時刻３０５の時点で電力情報の詳細な報告を終了する。したがって、レート変換器３４は、時刻３０４から時刻３０５の間のサンプリングレートは変換せず、時刻３０５以降のサンプリングレートを低下させる。所定の時間３０６及び変化のしきい値３０７は、計測装置８ごとに異なる値が設定されてもよい。

本実施例によれば、系統制御装置４が予測情報の終了時刻を算出する必要がないので、系統制御装置４の処理負荷を軽減できる。

本実施例によれば、エリアに存在する計測装置８に一律の予測情報を送信する場合と比べて、系統制御装置４は計測装置２１１からより詳細な報告を受けることができる。

図１７を参照して第４の実施例を説明する。第４の実施例では、系統制御装置２２１が、災害発生時に、計測装置２３１から報告される電力情報を用いて電力系統を安定化させる。

図１７は、第４の実施例に係る系統制御装置の機能構成を示すブロック図である。本実施例に係る系統制御装置２２１のコントローラ２２２は、例えば、電力情報受信部４１と、予測部４２と、ＳＶＲ制御部４３と、異常判定部２２３を有する。

異常判定部２２３は、各計測装置２３１から受信した電力情報を基に、異常が発生している可能性のある計測装置２３１、需要家７、又はエリア等を判定する。例えば、異常判定部２２３は、ある計測装置８から所定の時間以上、電力情報が送信されない場合、その計測装置２３１に何らかの異常が発生したと判定する。

異常判定部２２３は、複数の計測装置２３１から一斉に電力情報が送信されなくなった場合、それらの計測装置２３１が存在するエリアに何らかの異常（例えば、大規模災害等）が発生したと判定する。このような大規模な異常が電力系統に発生した場合、電力系統は一時的に不安定になりやすい。そこで、系統制御装置２２１は、他の異常が発生していない電力系統の計測装置２３１に対して、一時的に電力情報を詳細に報告するよう要求する。これにより、系統制御装置２２１は、他の異常が発生していない電力系統をきめ細かく制御して、電力系統全体を安定化させることができる。

図１８は、第４の実施例に係る計測装置２３１の機能構成を示すブロック図である。本実施例に係る計測装置２３１は、例えば、予測情報受信部５１と、サンプリング設定部５２と、レート変換設定部５３と、伝送設定部５４と、予測部４２と、異常時制御部２３３を備える。

異常時制御部２３３は、計測装置２３１が存在する自己のエリアに異常が発生している可能性があるか否かを判定する。例えば、異常時制御部２３３は、系統制御装置２２１と全く通信ができなくなった場合は、自己のエリアが電力系統から分断されたと判定する。エリアが電力系統から分断された場合、このエリアの需要家７には発電所２からの電力が供給されない。この場合、エリア内の各ＰＶ発電装置６が発電した電力を、そのエリア内の需要家７で融通しあうことが望ましい。しかしながら、ＰＶ発電装置６の発電量は、天気に大きく影響されるので不安定である。よって、各需要家７の電圧を許容範囲内に収めるためには、ＳＶＲ９の電圧制御をきめ細かく行わなければならない。そこで、異常時制御部２３３は、異常が発生したと判定した場合、Ａ／Ｄ変換器３２で変換されたサンプリングレートで（すなわち、短い時間間隔で）電力値の変化を観察し、それに基づいてＳＶＲ９の電圧制御を行う。

図１９は、電力系統システムにおいて災害が発生した状態を示す説明図である。

例えば、図１９に示すように、地点２４１に災害等の異常が発生し、エリアＡ２が電力系統システムから分断されたとする。この場合、系統制御装置２２１は、エリアＡ１、Ａ３、Ａ４の計測装置２３１に対して、一時的に電力情報を詳細に報告するよう要求する。また、エリアＡ２の計測装置２３１は、Ａ／Ｄ変換器３２で変換されたサンプリングレートで（すなわち、短い時間間隔で）電力値の変化を観察し、それに基づいてＳＶＲ９の電圧制御を行う。

本実施例によれば、災害等の異常が発生して電力系統の一部のエリアが分断された場合であっても、異常が発生していないエリアの電力系統を安定的に保つことができる。

本発明によれば、電力系統から分断されたエリアにおいて、需要家７の電圧を許容範囲内に収めることができる。

上述した本発明の実施形態は、本発明の説明のための例示であり、本発明の範囲をそれらの実施形態にのみ限定する趣旨ではない。当業者は、本発明の要旨を逸脱することなしに、他の様々な態様で本発明を実施することができる。

例えば、本実施形態は、以下のように表現できる。
「電力系統と需要家との間の電力に関する値である電力値を計測する計測装置であって、
他の装置から送信された所定の時間帯を含む予測情報を、前記通信路を介して受信する予測情報受信部と、
前記電力値を所定の周期で計測する計測部と、
前記計測部によって計測された電力値を、前記予測情報に含まれる前記所定の時間帯は第１の周期によって送信し、前記所定の時間帯以外は前記第１の周期よりも長い第２の周期によって送信する電力値送信部と、
を備える計測装置。」

１…電力系統制御システム、４…系統制御装置、６…ＰＶ発電装置、７…需要家、８…計測装置、９…ＳＶＲ

Claims (7)

1. 需要家に電力を供給する電力系統を制御するための電力系統制御システムであって、
   前記需要家が生成又は消費した電力値を計測し、前記電力値を含む電力情報を生成する計測装置と、
   前記計測装置及び前記電力系統を制御可能な系統制御装置と、
   前記計測装置と前記系統制御装置との間の情報伝達を可能とする通信路と、
   を備え、
   前記系統制御装置は、
   各計測装置から送信された電力情報を、前記通信路を介して受信する電力情報受信部と、
   前記受信した複数の電力情報に基づき、電力値が所定の大きさ以上変化する需要家及び時間帯を予測し、前記予測した時間帯を含む予測情報を生成する予測部と、
   前記予測した需要家が存在するエリアである予測エリアの各計測装置に対して、前記予測情報を送信する予測情報送信部と、
   を備え、
   前記計測装置は、
   電力値を所定の時間間隔で計測する計測部と、
   前記系統制御装置から送信された前記予測情報を受信する予測情報受信部と、
   前記予測情報に基づいて第１の時間間隔又は前記第１の時間間隔よりも長い第２の時間間隔のいずれの時間間隔で電力情報を送信すべきかを判断し、前記判断した時間間隔で前記計測部によって計測された電力値を含む前記電力情報を前記系統制御装置に送信する電力情報送信部と、
   を備える電力系統制御システム。
2. 前記計測装置が備える前記電力情報送信部は、
   前記予測情報に含まれる前記時間帯の間は、前記第１の時間間隔で前記電力情報を前記系統制御装置に送信するように判断する
   ことを特徴とする請求項１記載の電力系統制御システム。
3. 需要家に供給される電力の電圧を調整可能な電圧調整装置と、太陽光を受けると電力を生成し、生成した電力を電力系統に供給可能な太陽光発電装置をさらに備え、
   前記系統制御装置は、
   前記計測装置から前記第１の時間間隔で送信された前記電力情報に基づいて、前記需要家に供給される電力の電圧が所定の範囲を逸脱しないように前記電圧調整装置を制御する電圧制御部をさらに備える
   ことを特徴とする請求項２記載の電力系統制御システム。
4. 前記系統制御装置が備える予測部は、
   過去の時間帯における複数の電力情報に基づいて、電力値が所定の大きさ以上変化した需要家が存在するエリアの時間的推移を分析することにより、今後、電力値が所定の大きさ以上に変化する需要家及び時間帯を予測して予測情報を生成する
   ことを特徴とする請求項３記載の電力系統制御システム。
5. 前記系統制御装置において、
   前記予測情報送信部は、
   前記予測エリアに隣接する各エリアの各計測装置に対しても前記予測情報を送信する
   ことを特徴とする請求項１乃至４のいずれかに記載の電力系統制御システム。
6. 前記系統制御装置が備える前記予測情報送信部は、
   前記予測エリアに存在する各計測装置に対して、前記予測情報を放送型で送信する
   ことを特徴とする請求項１乃至５のいずれかに記載の電力系統制御システム。
7. 需要家に電力を供給する電力系統を制御する電力系統制御方法であって、
   前記需要家が生成又は消費した電力値を計測し、前記電力値を含む電力情報を生成する計測装置と、
   前記計測装置及び電力系統を制御可能な系統制御装置と、
   前記計測装置と前記系統制御装置との間の情報伝達を可能とする通信路と、
   を備え、
   前記系統制御装置は、
   各計測装置から送信された電力情報を、前記通信路を介して受信し、
   前記受信した複数の電力情報に基づき、今後、電力値が所定の大きさ以上変化する需要家及び時間帯を予測し、前記予測した時間帯を含む予測情報を生成し、
   前記予測した需要家が存在するエリアである予測エリアの各計測装置に対して、前記予測情報を送信し、
   前記計測装置は、
   電力値を所定の時間間隔で計測し、
   前記系統制御装置から送信された前記予測情報を受信し、
   前記予測情報に基づいて第１の時間間隔又は前記第１の時間間隔よりも長い第２の時間間隔のいずれの時間間隔で電力情報を送信すべきかを判断し、前記判断した時間間隔で計測された電力値を含む前記電力情報を前記系統制御装置に送信する、
   電力系統制御方法。
   
   

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