JP6299934B1 - 配電経路相管理支援方法、及び配電経路相管理支援システム - Google Patents

Abstract

高圧配電経路の相管理を簡素化することができる配電経路相管理支援方法、及び配電経路相管理支援システムを提供する。３相交流の配電経路上に設けられた相管理対象地点において、３相交流を配電する各線の電圧値と、各線に重畳するノイズ成分とを検出し、電圧値の検出結果とノイズ成分の検出結果との相互補完により、相管理対象地点における各線の相を推定する。

Description

本発明は、配電経路相管理支援方法、及び配電経路相管理支援システムに関する。

３相の高圧電力を配電する高圧配電経路においては、電力品質確保の観点から、３相の電力線に対して均等に変圧器を設置する必要がある。一般に、高圧配電経路は、他の配電経路との立体交差や、都市計画法に基づく地中配線、あるいは経路屈曲部等において３相の電力線に予期せぬ捻架箇所が生じる。従来、高圧配電経路においては、配電経路の各部の相を台帳管理しているが、数万ｋｍに及ぶ高圧配電経路の全区間において正確に相管理するのは困難である。また、電力線の施工や設計の際に随時台帳を再構築しなければならず、高圧配電経路の相管理に手間が掛かる。

特許文献１には、位相計測を希望する地点ごとに、その近傍の需要家の低圧端に位相検出の子局を設置して、親局と子局で構成される位相検出システムを導入し、親局において目的地点における位相差の偏差を補正する技術が開示されている。

特開２００９−２４７０８６号公報

しかしながら、上記従来技術では、目的地点ごとに近傍の需要家の低圧端に位相検出装置を設ける構成であるため、予め位相検出装置を設けた相の位相計測を希望する地点の増加に伴い新たに位相検出装置を設ける必要がある。また、親局側で目的地点における位相値と子局の位相検出装置で計測される位相値との間の偏差（誤差）を補正するために、親局側で子局ごとに位相差補正処理を行い、その結果推定された位相値を用いて、接続相判定処理を行う必要があり、高圧配電経路の相管理のためのシステムが複雑化する可能性がある。

本発明は、上記を鑑みてなされたものであって、高圧配電経路の相管理を簡素化することができる配電経路相管理支援方法、及び配電経路相管理支援システムを提供する。

上述した課題を解決し、目的を達成するために、本発明の配電経路相管理支援方法は、３相交流の配電経路上に設けられた相管理対象地点において、前記３相交流を配電する各線の電圧値と、前記各線に重畳するノイズ成分とを検出し、前記電圧値の検出結果と前記ノイズ成分の検出結果との相互補完により、前記相管理対象地点における前記各線の相を推定する。

本発明の望ましい態様として、前記配電経路上に複数の前記相管理対象地点が設けられ、前記電圧値に基づき、各前記相管理対象地点における前記各線の相を推定する第１相判定処理ステップと、前記ノイズ成分に基づき、各前記相管理対象地点における前記各線の相を推定する第２相判定処理ステップと、各前記相管理対象地点における前記各線毎に、前記第１相判定処理ステップによって推定される相と、前記第２相判定処理ステップによって推定される相とを照合し、当該照合結果に基づき、各前記相管理対象地点における前記各線の相を特定する相照合処理ステップと、を有する。

本発明の望ましい態様として、前記相照合処理ステップにおいて、前記第１相判定処理ステップによって推定される相と、前記第２相判定処理ステップによって推定される相とが一致している場合に、当該一致した相を各前記相管理対象地点における前記各線の相として特定する。

本発明の望ましい態様として、前記相照合処理ステップにおいて、前記第１相判定処理ステップによって推定される相と前記第２相判定処理ステップによって推定される相とが一致していない場合に、前記配電経路上に設けられた負荷及び設備に応じて、前記第１相判定処理ステップによって推定される相及び前記第２相判定処理ステップによって推定される相のうちの何れか一方を各前記相管理対象地点における前記各線の相として特定する。

本発明の望ましい態様として、前記相照合処理ステップにおいて、前記負荷及び前記設備が前記相管理対象地点間における特定相の電圧変動要因であると見做した場合に、前記第２相判定処理ステップによって推定される相を各前記相管理対象地点における前記各線の相として特定する。

本発明の望ましい態様として、前記相照合処理ステップにおいて、前記負荷及び前記設備が前記相管理対象地点間における特定相の電圧変動要因ではないと見做した場合に、前記第１相判定処理ステップによって推定される相を各前記相管理対象地点における前記各線の相として特定する。

本発明の望ましい態様として、前記第１相判定処理ステップにおいて、２つの前記相管理対象地点の一方の前記相管理対象地点における前記各線と他方の前記相管理対象地点おける前記各線とを対応付けた９つの対応関係における各前記電圧値の差分をそれぞれ求め、前記９つの対応関係のうち、一方の前記相管理対象地点における前記各線と他方の前記相管理対象地点における前記各線とが１対１で対応する６つの組み合わせ毎に、各前記差分の平均値を求め、前記６つの組み合わせのうち、各前記差分の平均値が最も小さくなる組み合わせを選択し、各前記差分の平均値が最も小さくなる組み合わせにおいて、前記各線の相が既知である一方の前記相管理対象地点の前記各線の相に他方の前記相管理対象地点の前記各線の相を一致させる。

本発明の望ましい態様として、前記第１相判定処理ステップにおいて、２つの前記相管理対象地点の一方の前記相管理対象地点における前記各線と他方の前記相管理対象地点おける前記各線とを対応付けた９つの対応関係における各前記電圧値の差分である第１差分をそれぞれ求め、一方の前記各相管理対象地点の前記各線の前記電圧値の平均値と他方の前記各相管理対象地点の前記各線の前記電圧値の平均値との差分である第２差分を求め、前記９つの対応関係のうち、一方の前記相管理対象地点における前記各線と他方の前記相管理対象地点における前記各線とが１対１で対応する６つの組み合わせ毎に、各前記第１差分と前記第２差分との差分である第３差分の平均値を求め、前記６つの組み合わせのうち、各前記第３差分の平均値が最も小さくなる組み合わせを選択し、各前記第３差分の平均値が最も小さくなる組み合わせにおいて、前記各線の相が既知である一方の前記相管理対象地点の前記各線の相に他方の前記相管理対象地点の前記各線の相を一致させる。

本発明の望ましい態様として、前記第２相判定処理ステップにおいて、２つの前記相管理対象地点の前記各線をそれぞれ１対１で対応付けた６つの組み合わせのうち、各前記ノイズ成分の特徴が同じであると識別できる組み合わせを選択し、前記ノイズ成分の特徴が同じであると識別できる組み合わせにおいて、前記各線の相が既知である一方の前記相管理対象地点の前記各線の相に他方の前記相管理対象地点の前記各線の相を一致させる。

本発明の望ましい態様として、前記ノイズ成分は、電源周波数の高調波成分を含む。

上述した課題を解決し、目的を達成するために、本発明の配電経路相管理支援システムは、３相交流の配電経路上に設けられた相管理対象地点に設置され、前記３相交流を配電する各線の電圧値を検出する電圧検出器と、前記電圧検出器と共に相管理対象地点に設置され、前記各線に重畳するノイズ成分を検出するノイズ検出器と、前記電圧検出器から出力される前記電圧値の検出結果と前記ノイズ検出器から出力される前記ノイズ成分の検出結果との相互補完により、前記相管理対象地点における前記各線の相を推定する制御装置と、を備える。

本発明の望ましい態様として、前記電圧検出器及び前記ノイズ検出器は、複数の前記相管理対象地点にそれぞれ設けられ、前記制御装置は、前記電圧値に基づき、各前記相管理対象地点における前記各線の相を推定する第１相判定部と、前記ノイズ成分に基づき、各前記相管理対象地点における前記各線の相を推定する第２相判定部と、各前記相管理対象地点における前記各線毎に、前記第１相判定部によって推定される相と、前記第２相判定部によって推定される相とを照合し、当該照合結果に基づき、各前記相管理対象地点における前記各線の相を特定する相照合部と、を備える。

本発明の望ましい態様として、前記相照合部は、前記第１相判定部によって推定される相と前記第２相判定部によって推定される相とが一致している場合に、当該一致した相を各前記相管理対象地点における前記各線の相として特定する。

本発明の望ましい態様として、前記相照合部は、前記第１相判定部によって推定される相と前記第２相判定部によって推定される相とが一致していない場合に、前記配電経路上に設けられた負荷及び設備に応じて、前記第１相判定部によって推定される相及び前記第２相判定部によって推定される相のうちの何れか一方を各前記相管理対象地点における前記各線の相として特定する。

本発明の望ましい態様として、前記相照合部は、前記負荷及び前記設備が前記相管理対象地点間における特定相の電圧変動要因であると見做した場合に、前記第２相判定部によって推定される相を各前記相管理対象地点における前記各線の相として特定する。

本発明の望ましい態様として、前記相照合部は、前記負荷及び前記設備が前記相管理対象地点間における特定相の電圧変動要因ではないと見做した場合に、前記第１相判定部によって推定される相を各前記相管理対象地点における前記各線の相として特定する。

本発明の望ましい態様として、前記第１相判定部は、２つの前記相管理対象地点の一方の前記相管理対象地点における前記各線と他方の前記相管理対象地点おける前記各線とを対応付けた９つの対応関係における各前記電圧値の差分をそれぞれ求め、前記９つの対応関係のうち、一方の前記相管理対象地点における前記各線と他方の前記相管理対象地点における前記各線とが１対１で対応する６つの組み合わせ毎に、各前記差分の平均値を求め、前記６つの組み合わせのうち、各前記差分の平均値が最も小さくなる組み合わせを選択し、各前記差分の平均値が最も小さくなる組み合わせにおいて、前記各線の相が既知である一方の前記相管理対象地点の前記各線の相に他方の前記相管理対象地点の前記各線の相を一致させる。

本発明の望ましい態様として、前記第１相判定部は、２つの前記相管理対象地点の一方の前記相管理対象地点における前記各線と他方の前記相管理対象地点おける前記各線とを対応付けた９つの対応関係における各前記電圧値の差分である第１差分をそれぞれ求め、一方の前記各相管理対象地点の前記各線の前記電圧値の平均値と他方の前記各相管理対象地点の前記各線の前記電圧値の平均値との差分である第２差分を求め、前記９つの対応関係のうち、一方の前記相管理対象地点における前記各線と他方の前記相管理対象地点における前記各線とが１対１で対応する６つの組み合わせ毎に、各前記第１差分と前記第２差分との差分である第３差分の平均値を求め、前記６つの組み合わせのうち、各前記第３差分の平均値が最も小さくなる組み合わせを選択し、各前記第３差分の平均値が最も小さくなる組み合わせにおいて、前記各線の相が既知である一方の前記相管理対象地点の前記各線の相に他方の前記相管理対象地点の前記各線の相を一致させる。

本発明の望ましい態様として、前記第２相判定部は、２つの前記相管理対象地点の前記各線をそれぞれ１対１で対応付けた６つの組み合わせのうち、各前記ノイズ成分の特徴が同じであると識別できる組み合わせを選択し、各前記ノイズ成分の特徴が同じであると識別できる組み合わせにおいて、前記各線の相が既知である一方の前記相管理対象地点の前記各線の相に他方の前記相管理対象地点の前記各線の相を一致させる。

本発明の望ましい態様として、前記ノイズ成分は、電源周波数の高調波成分を含む。

本発明によれば、高圧配電経路の相管理を簡素化することができる配電経路相管理支援方法、及び配電経路相管理支援システムを提供することができる。

図１は、実施形態１に係る配電経路相管理支援システムが適用される配電系統の一例を示す図である。 図２は、実施形態１に係るセンサー内蔵型開閉装置の一構成例を示す図である。 図３は、実施形態１に係る配電経路相管理支援システムの一構成例を示す図である。 図４は、実施形態１に係る配電経路相管理支援装置のハードウェア構成を示す図である。 図５は、実施形態１に係る配電経路相管理支援システムの機能的な構成を示す機能ブロック図である。 図６は、実施形態１に係る配電経路相管理支援装置における処理部の機能的な構成を示す機能ブロック図である。 図７は、実施形態１に係る第１相判定処理の概略説明図である。 図８は、実施形態１に係る第１相判定処理の概略説明図である。 図９は、実施形態１に係る第１相判定処理の概略説明図である。 図１０は、実施形態１に係る第１相判定処理の概略説明図である。 図１１は、実施形態１に係る第１相判定処理の概略説明図である。 図１２は、実施形態１に係る第１相判定処理の概略説明図である。 図１３は、実施形態１に係る配電経路相管理支援システムの相管理対象区間に高調波ノイズの発生源であるノイズ源負荷が存在する例を示す図である。 図１４は、実施形態１に係る第２相判定処理の概略説明図である。 図１５は、実施形態１に係る配電経路相管理支援システムの第１相判定処理によって得られる各線の電圧推移の第１例を示す図である。 図１６は、実施形態１に係る配電経路相管理支援システムの第１相判定処理によって得られる各線の電圧推移の第２例を示す図である。 図１７は、実施形態１に係る配電経路相管理支援システムの相管理対象区間において各相の電圧変動が相対的に大きい状態を想定した第１構成例を示す図である。 図１８は、図１７に示す第１構成例における各相管理対象地点の各線の電圧推移を示す図である。 図１９は、実施形態１に係る配電経路相管理支援システムの第１相判定処理によって得られる各線の電圧推移の第３例を示す図である。 図２０は、実施形態１に係る配電経路相管理支援システムの相管理対象区間において各相の電圧変動が相対的に大きい状態を想定した第２構成例を示す図である。 図２１は、図２０に示す第２構成例における各相管理対象地点の各線の電圧推移を示す図である。 図２２は、実施形態１に係る配電経路相管理支援システムの第１相判定処理によって得られる各線の電圧推移の第４例を示す図である。 図２３は、実施形態１に係る配電経路相管理支援システムの相管理対象区間において各相の電圧変動が相対的に大きい状態を想定した第３構成例を示す図である。 図２４は、図２３に示す第３構成例における各相管理対象地点の各線の電圧推移を示す図である。 図２５は、実施形態１に係る配電経路相管理支援システムの第１相判定処理によって得られる各線の電圧推移の第５例を示す図である。 図２６は、実施形態１に係る配電経路相管理支援方法、及び配電経路相管理支援システムにおける配電経路相管理支援処理フローの一例を示すフローチャートである。 図２７は、図２６に示す配電経路相管理支援処理フローにおいて記憶部に記憶される設備情報の一例を示す図である。 図２８は、図２６に示す配電経路相管理支援処理フローにおいて記憶部に記憶される配電経路相管理支援処理実施日時の一例を示す図である。 図２９は、図２６に示す配電経路相管理支援処理フローにおいて記憶部に記憶される電圧値情報の一例を示す図である。 図３０は、図２６に示す配電経路相管理支援処理フローにおいて記憶部に記憶されるノイズ情報の一例を示す図である。 図３１は、図２６に示す配電経路相管理支援処理フローにおいて記憶部に記憶される第１相情報の一例を示す図である。 図３２は、図２６に示す配電経路相管理支援処理フローにおいて記憶部に記憶される第２相情報の一例を示す図である。 図３３は、図２６に示す配電経路相管理支援処理フローにおいて記憶部に記憶される相情報の一例を示す図である。 図３４は、実施形態１に係る配電経路相管理情報の一例を示す図である。 図３５は、実施形態１に係る配電経路相管理情報表示画面の一例を示す図である。 図３６は、実施形態１に係る配電経路相管理情報表示画面の図３５とは異なる一例を示す図である。 図３７は、図３６に示す配電経路相管理情報表示画面の第１サブ画面である第１相判定処理結果表示画面の一例を示す図である。 図３８は、図３６に示す配電経路相管理情報表示画面の第２サブ画面である第２相判定処理結果表示画面の一例を示す図である。 図３９は、実施形態２に係る第１相判定処理の概略説明図である。 図４０は、実施形態２に係る第１相判定処理の概略説明図である。 図４１は、実施形態２に係る第１相判定処理の概略説明図である。 図４２は、実施形態２に係る第１相判定処理の概略説明図である。 図４３は、実施形態２に係る第１相判定処理の概略説明図である。 図４４は、実施形態２に係る第１相判定処理の概略説明図である。

以下、本発明につき図面を参照しつつ詳細に説明する。なお、下記の発明を実施するための形態（以下、実施形態という）により本発明が限定されるものではない。また、下記実施形態における構成要素には、当業者が容易に想定できるもの、実質的に同一のもの、いわゆる均等の範囲のものが含まれる。さらに、下記実施形態で開示した構成要素は適宜組み合わせることが可能である。

（実施形態１）
図１は、実施形態１に係る配電経路相管理支援システムが適用される配電系統の一例を示す図である。図１に示す配電系統は、変電所１、変電所１から高圧の３相交流電力（例えば、６６００Ｖ系）が供給される高圧配電経路（配電経路）２、高圧配電経路２の各所に設けられ、高圧の３相交流電力を低圧の単相交流電力（例えば、１００Ｖ系）に変圧する変圧器Ｔ、変圧器Ｔから低圧の単相交流電力が供給される負荷Ｒ、高圧配電経路２の各所に設けられた開閉装置Ｓ、高圧自動電圧調整器（ＳＶＲ：Ｓｔｅｐ Ｖｏｌｔａｇｅ Ｒｅｇｕｌａｔｏｒ）ＶＲ、及び分散型電源設備Ｄ等を含む。

各開閉装置Ｓは、例えば運転制御センター３に設置された配電自動化システム４との間が有線または無線による通信経路で接続されている。本実施形態では、各開閉装置Ｓとして、高圧配電経路２の各電力線の電圧値及び各電力線に重畳するノイズ成分等を含む電気諸量を検出するセンサー内蔵型開閉装置を含むものとする。

配電自動化システム４は、各開閉装置Ｓの開閉状態、各区間毎の充停電状態等の配電系統に関わる各設備を常時監視する。また、配電自動化システム４は、例えば、配電系統に事故等が発生した場合に、各開閉装置Ｓを制御して配電経路を自動設定すると共に、各開閉装置Ｓの開閉状態、及び各区間の充停電状態等を含む情報を出力する機能を有している。

配電経路相管理支援装置（制御装置）５は、配電自動化システム４に組み込まれ、センサー内蔵型開閉装置からの情報に基づき、センサー内蔵型開閉装置が設置されている各地点における高圧配電経路２の各電力線の相を推定する機能を有している。

図２は、実施形態１に係るセンサー内蔵型開閉装置の一構成例を示す図である。図２に示すように、センサー内蔵型開閉装置２０は、開閉器２１と、電圧検出器２２と、ノイズ検出器２３と、を備えている。

開閉器２１は、センサー内蔵型開閉装置２０の入出力端間に設けられ、配電自動化システム４からの制御指令に基づき、高圧配電経路２の各電力線を開路又は閉路する機能を有している。

電圧検出器２２は、センサー内蔵型開閉装置２０の入力端又は出力端に設けられ、高圧配電経路２の各電力線の電圧値を検出する機能を有している。

ノイズ検出器２３は、センサー内蔵型開閉装置２０の入力端又は出力端に設けられ、高圧配電経路２の各電力線に重畳するノイズ成分を検出する機能を有している。

なお、図２に示す例では、センサー内蔵型開閉装置２０が開閉器２１と電圧検出器２２とノイズ検出器２３とを備える例を示したが、センサー内蔵型開閉装置２０が開閉器２１及び電圧検出器２２を備え、ノイズ検出器２３が個別の機器として設けられる構成であっても良いし、センサー内蔵型開閉装置２０が開閉器２１及びノイズ検出器２３を備え、電圧検出器２２が個別の機器として設けられる構成であっても良い。また、開閉器２１、電圧検出器２２、及びノイズ検出器２３がそれぞれ個別の機器として設けられる構成であっても良い。以下の説明では、図２に示したように、開閉器２１と電圧検出器２２とノイズ検出器２３とがセンサー内蔵型開閉装置２０に含まれるものとして説明する。

図３は、実施形態１に係る配電経路相管理支援システムの一構成例を示す図である。図３に示す例において、高圧配電経路２の各電力線には、変電所１からそれぞれＵ相、Ｖ相、Ｗ相の３相高圧電力が供給される。

図３に示す例では、高圧配電経路２の所定箇所に設けられた相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにそれぞれセンサー内蔵型開閉装置２０ａ，２０ｂ，２０ｃ，２０ｄ，２０ｅ，２０ｆが設けられている。

実施形態１に係る配電経路相管理支援システム１００の相管理対象区間は、これらセンサー内蔵型開閉装置２０ａ，２０ｂ，２０ｃ，２０ｄ，２０ｅ，２０ｆによって区切られた第１分割区間、第２分割区間、第３分割区間、第４分割区間、第５分割区間の５区間で構成されている。なお、図３に示す例では、後の説明を簡潔にするため、便宜上高圧配電経路２の相管理対象地点を６地点とし、実施形態１に係る配電経路相管理支援システム１００における高圧配電経路２の相管理対象区間が相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆによって５分割された例を示しているが、相管理対象区間、及び、相管理対象区間に設けられる相管理対象地点の数並びに相管理対象区間に含まれる分割区間の数はこれに限るものではない。また、本実施形態において、各分割区間の図３に示す破線枠内における捻架箇所の有無は不明であるものとする。

本実施形態に係る配電経路相管理支援システム１００は、例えば運転制御センター３の配電自動化システム４の一部として組み込まれた配電経路相管理支援装置（制御装置）５と、各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆに設けられたセンサー内蔵型開閉装置２０ａ，２０ｂ，２０ｃ，２０ｄ，２０ｅ，２０ｆと、を備えている。

本実施形態において、センサー内蔵型開閉装置２０ａ，２０ｂ，２０ｃ，２０ｄ，２０ｅ，２０ｆは、図２に示す電圧検出器２２を備えている。センサー内蔵型開閉装置２０ａ，２０ｂ，２０ｃ，２０ｄ，２０ｅ，２０ｆにそれぞれ設けられた電圧検出器２２は、各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける高圧配電経路２の各電力線の電圧値を検出して、検出した電圧値を配電経路相管理支援装置５に送信する機能を有している。また、センサー内蔵型開閉装置２０ａ，２０ｂ，２０ｃ，２０ｄ，２０ｅ，２０ｆは、図２に示すノイズ検出器２３を備えている。センサー内蔵型開閉装置２０ａ，２０ｂ，２０ｃ，２０ｄ，２０ｅ，２０ｆにそれぞれ設けられたノイズ検出器２３は、高圧配電経路２の各電力線に重畳するノイズ成分、具体的には、例えば、電源周波数の３次高調波、５次高調波、７次高調波等の高調波成分を抽出して、抽出したノイズ成分の情報を配電経路相管理支援装置５に送信する機能を有している。本実施形態において、これらのセンサー内蔵型開閉装置２０ａ，２０ｂ，２０ｃ，２０ｄ，２０ｅ，２０ｆ、センサー内蔵型開閉装置２０ａ，２０ｂ，２０ｃ，２０ｄ，２０ｅ，２０ｆにそれぞれ設けられた電圧検出器２２、及び、センサー内蔵型開閉装置２０ａ，２０ｂ，２０ｃ，２０ｄ，２０ｅ，２０ｆにそれぞれ設けられたノイズ検出器２３は、各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆに既設されているものとする。

本実施形態では、各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける高圧配電経路２の各電力線を、便宜上「１」、「２」、「３」の３つの各線で定義する。各センサー内蔵型開閉装置２０ａ，２０ｂ，２０ｃ，２０ｄ，２０ｅ，２０ｆにおいて、第１入出力端子１ａ，１ｂ，１ｃ，１ｄ，１ｅ，１ｆは「１」線に対応し、第２入出力端子２ａ，２ｂ，２ｃ，２ｄ，２ｅ，２ｆは「２」線に対応し、第３入出力端子３ａ，３ｂ，３ｃ，３ｄ，３ｅ，３ｆは「３」線に対応するものとする。

なお、本実施形態では、相管理対象地点ａにおける高圧配電経路２の各線の相は既知であるものとする。具体的には、相管理対象地点ａにおける「１」線はＵ相、「２」線はＶ相、「３」線はＷ相であるものとする。より具体的には、センサー内蔵型開閉装置２０ａの第１入出力端子１ａの一方は、変電所１のＵ相に接続され、センサー内蔵型開閉装置２０ａの第２入出力端子２ａの一方は、変電所１のＶ相に接続され、センサー内蔵型開閉装置２０ａの第３入出力端子３ａの一方は、変電所１のＷ相に接続されている。

一方、上述したように、本実施形態では、各分割区間における捻架箇所の有無は不明であるため、センサー内蔵型開閉装置２０ａを除く各センサー内蔵型開閉装置２０ｂ，２０ｃ，２０ｄ，２０ｅ，２０ｆの各入出力端子に対し、Ｕ相、Ｖ相、Ｗ相の３相のうち、どの相が接続されているかについては不明である。すなわち、第１入出力端子１ａ，１ｂ，１ｃ，１ｄ，１ｅ，１ｆの組み合わせ、第２入出力端子２ａ，２ｂ，２ｃ，２ｄ，２ｅ，２ｆの組み合わせ、第３入出力端子３ａ，３ｂ，３ｃ，３ｄ，３ｅ，３ｆの組み合わせが、それぞれ同相であるとは限らない。

図４は、実施形態１に係る配電経路相管理支援装置のハードウェア構成を示す図である。

配電経路相管理支援装置５は、例えばコンピュータ等の情報処理端末装置であり、処理部５１、記憶部５２、通信部５３、入力部５４、及び表示部５５を備え、各部がバス５６を介してデータを送受信可能なように構成される。本実施形態では、この配電経路相管理支援装置５は、上述したように、配電自動化システム４の一部として組み込まれ、既設されているものとする。

処理部５１は、所定のメモリを介して各部間のデータの受け渡しを行うと共に、配電経路相管理支援装置５全体の制御を行う構成部であり、ＣＰＵ（Ｃｅｎｔｒａｌ Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ Ｕｎｉｔ）が所定のメモリに格納されたプログラムを実行することによって実現される。

記憶部５２は、処理部５１からデータを記憶したり、記憶したデータを読み出したりする構成部であり、例えば、ＨＤＤ（Ｈａｒｄ Ｄｉｓｋ Ｄｒｉｖｅ）やＳＳＤ（Ｓｏｌｉｄ Ｓｔａｔｅ Ｄｒｉｖｅ）等の不揮発性記憶装置によって実現される。

通信部５３は、センサー内蔵型開閉装置２０ａ，２０ｂ，２０ｃ，２０ｄ，２０ｅ，２０ｆと通信を行う構成部であり、例えば、ＮＩＣ（Ｎｅｔｗｏｒｋ Ｉｎｔｅｒｆａｃｅ Ｃａｒｄ）等によって実現される。

入力部５４は、オペレータがデータや指示を入力する構成部であり、例えば、キーボードやマウス、タッチパネル等によって実現される。

表示部５５は、処理部５１からの指示によりデータを表示する構成部であり、例えば、液晶ディスプレイ（ＬＣＤ：Ｌｉｑｕｉｄ Ｃｒｙｓｔａｌ Ｄｉｓｐｌａｙ）等によって実現される。この表示部５５には、後述する配電経路相管理支援処理による処理結果が処理部５１によって配電経路相管理情報表示画面として生成され表示される。

図５は、実施形態１に係る配電経路相管理支援システムの機能的な構成を示す機能ブロック図である。

各センサー内蔵型開閉装置２０ａ，２０ｂ，２０ｃ，２０ｄ，２０ｅ，２０ｆは、後述する配電経路相管理支援処理において、配電経路相管理支援装置５から配電経路情報出力指令が入力されることで、高圧配電経路２の各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける各線（ここでは、「１」線、「２」線、「３」線の３線）の電圧値と、高圧配電経路２の各線に重畳するノイズ成分の情報（以下、「ノイズ成分情報」ともいう）と、を配電経路相管理支援装置５に出力する。

配電経路相管理支援装置（制御装置）５には、各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける高圧配電経路２の各線の電圧値とノイズ成分情報とが各センサー内蔵型開閉装置２０ａ，２０ｂ，２０ｃ，２０ｄ，２０ｅ，２０ｆから入力される。

また、配電経路相管理支援装置（制御装置）５には、本実施形態に係る配電経路相管理支援システム１００における高圧配電経路２の相管理対象区間に設けられる負荷や設備の各種情報（以下、「設備関連情報」ともいう）が配電自動化システム４から入力される。この設備関連情報としては、例えば、各分割区間毎の顧客契約情報（契約アンペア数等）、分散型電源設備情報（供給電力量等）、高圧自動電圧調整器の配置情報や、これらの各設備の稼働状況等が含まれる。

データベースサーバ６は、上述した配電経路相管理支援装置５と同様のハードウェア構成を有し、例えば、配電経路相管理支援装置５と共に運転制御センター３に設置されている。このデータベースサーバ６には、配電経路相管理支援装置５から入力される配電経路相管理情報が格納される。ここで、配電経路相管理情報とは、従来の相管理台帳に相当するものであり、後述する配電経路相管理支援処理によって更新または追記される。

図６は、実施形態１に係る配電経路相管理支援装置における処理部の機能的な構成を示す機能ブロック図である。

図６に示すように、実施形態１に係る配電経路相管理支援装置５における処理部５１は、後述する第１相判定処理を実施する第１相判定部５１１と、後述する第２相判定処理を実施する第２相判定部５１２と、後述する相照合処理を実施する相照合部５１３と、を機能ブロックとして備えている。第１相判定部５１１、第２相判定部５１２、及び相照合部５１３は、例えば、処理部５１において実行されるソフトウェアプログラムによって実現することができる。実施形態１に係る配電経路相管理支援処理は、第１相判定部５１１によって実施される第１相判定処理、第２相判定部５１２によって実施される第２相判定処理、及び相照合部５１３によって実施される相照合処理を含む。

まず、第１相判定部５１１によって実施される第１相判定処理について説明する。

第１相判定部５１１には、各センサー内蔵型開閉装置２０ａ，２０ｂ，２０ｃ，２０ｄ，２０ｅ，２０ｆから「１」線、「２」線、「３」線の各線の電圧値が入力される。図６に示す例では、センサー内蔵型開閉装置２０ａから出力される相管理対象地点ａの「１」線の電圧値をＶ１ａ、「２」線の電圧値をＶ２ａ、「３」線の電圧値をＶ３ａ、としている。また、センサー内蔵型開閉装置２０ｂから出力される相管理対象地点ｂの「１」線の電圧値をＶ１ｂ、「２」線の電圧値をＶ２ｂ、「３」線の電圧値をＶ３ｂ、としている。また、センサー内蔵型開閉装置２０ｃから出力される相管理対象地点ｃの「１」線の電圧値をＶ１ｃ、「２」線の電圧値をＶ２ｃ、「３」線の電圧値をＶ３ｃ、としている。また、センサー内蔵型開閉装置２０ｄから出力される相管理対象地点ｄの「１」線の電圧値をＶ１ｄ、「２」線の電圧値をＶ２ｄ、「３」線の電圧値をＶ３ｄ、としている。また、センサー内蔵型開閉装置２０ｅから出力される相管理対象地点ｅの「１」線の電圧値をＶ１ｅ、「２」線の電圧値をＶ２ｅ、「３」線の電圧値をＶ３ｅ、としている。また、センサー内蔵型開閉装置２０ｆから出力される相管理対象地点ｆの「１」線の電圧値をＶ１ｆ、「２」線の電圧値をＶ２ｆ、「３」線の電圧値をＶ３ｆ、としている。

図７，８，９，１０，１１，１２は、実施形態１に係る第１相判定処理の概略説明図である。図７，８，９，１０，１１，１２に示す例において、横軸は変電所１の電力出力点に対して設けられた相管理対象地点の位置を示し、縦軸は相管理対象地点の各線における電圧値を示している。

図７，８，９，１０，１１，１２に示す例では、２つの相管理対象地点Ａ，Ｂにおける各線の電圧値を示している。ここでは、相管理対象地点Ａにおける「１」線の電圧値をＶ１Ａ、「２」線の電圧値をＶ２Ａ、「３」線の電圧値をＶ３Ａ、としている。また、相管理対象地点Ｂにおける「１」線の電圧値をＶ１Ｂ、「２」線の電圧値をＶ２Ｂ、「３」線の電圧値をＶ３Ｂ、としている。

相管理対象地点Ａの各線と相管理対象地点Ｂの各線とを対応付けた対応関係、すなわち、相管理対象地点Ａの各線の電圧値Ｖ１Ａ，Ｖ２Ａ，Ｖ３Ａと、相管理対象地点Ｂの各線の電圧値Ｖ１Ｂ，Ｖ２Ｂ，Ｖ３Ｂとの対応関係は、Ｖ１Ａ及びＶ１Ｂ、Ｖ１Ａ及びＶ２Ｂ、Ｖ１Ａ及びＶ３Ｂ、Ｖ２Ａ及びＶ１Ｂ、Ｖ２Ａ及びＶ２Ｂ、Ｖ２Ａ及びＶ３Ｂ、Ｖ３Ａ及びＶ１Ｂ、Ｖ３Ａ及びＶ２Ｂ、Ｖ３Ａ及びＶ３Ｂ、の９通りの対応関係が存在する。第１相判定部５１１は、まず、これら９通りの対応関係において、それぞれの電圧値の差分（｜Ｖ１Ｂ−Ｖ１Ａ｜、｜Ｖ１Ｂ−Ｖ２Ａ｜、｜Ｖ１Ｂ−Ｖ３Ａ｜、｜Ｖ２Ｂ−Ｖ１Ａ｜、｜Ｖ２Ｂ−Ｖ２Ａ｜、｜Ｖ２Ｂ−Ｖ３Ａ｜、｜Ｖ３Ｂ−Ｖ１Ａ｜、｜Ｖ３Ｂ−Ｖ２Ａ｜、｜Ｖ３Ｂ−Ｖ３Ａ｜）を求める。

相管理対象地点Ａの各線と相管理対象地点Ｂの各線とがそれぞれ１対１で対応する組み合わせは、図７，８，９，１０，１１，１２に示すように、それぞれ、上述した９通りの対応関係のうちの３通りの対応関係を持つ６通りの組み合わせが存在する。

第１相判定部５１１は、下式（１）、（２）、（３）、（４）、（５）、（６）を用いて、図７，８，９，１０，１１，１２に示す６つの組み合わせ毎に、相管理対象地点Ａの各線の電圧値Ｖ１Ａ，Ｖ２Ａ，Ｖ３Ａと相管理対象地点Ｂの各線の電圧値Ｖ１Ｂ，Ｖ２Ｂ，Ｖ３Ｂとの３通りの対応関係における電圧値の差分の平均値ＶＢＡ１，ＶＢＡ２，ＶＢＡ３，ＶＢＡ４，ＶＢＡ５，ＶＢＡ６を求める。なお、下式（１）は図７に対応し、下式（２）は図８に対応し、下式（３）は図９に対応し、下式（４）は図１０に対応し、下式（５）は図１１に対応し、下式（６）は図１２に対応する。

ＶＢＡ１＝（｜Ｖ３Ｂ−Ｖ１Ａ｜＋｜Ｖ１Ｂ−Ｖ２Ａ｜＋｜Ｖ２Ｂ−Ｖ３Ａ｜）／３・・・（１）

ＶＢＡ２＝（｜Ｖ１Ｂ−Ｖ１Ａ｜＋｜Ｖ２Ｂ−Ｖ２Ａ｜＋｜Ｖ３Ｂ−Ｖ３Ａ｜）／３・・・（２）

ＶＢＡ３＝（｜Ｖ２Ｂ−Ｖ１Ａ｜＋｜Ｖ３Ｂ−Ｖ２Ａ｜＋｜Ｖ１Ｂ−Ｖ３Ａ｜）／３・・・（３）

ＶＢＡ４＝（｜Ｖ２Ｂ−Ｖ１Ａ｜＋｜Ｖ１Ｂ−Ｖ２Ａ｜＋｜Ｖ３Ｂ−Ｖ３Ａ｜）／３・・・（４）

ＶＢＡ５＝（｜Ｖ１Ｂ−Ｖ１Ａ｜＋｜Ｖ３Ｂ−Ｖ２Ａ｜＋｜Ｖ２Ｂ−Ｖ３Ａ｜）／３・・・（５）

ＶＢＡ６＝（｜Ｖ３Ｂ−Ｖ１Ａ｜＋｜Ｖ２Ｂ−Ｖ２Ａ｜＋｜Ｖ１Ｂ−Ｖ３Ａ｜）／３・・・（６）

そして、第１相判定部５１１は、上式（１）、（２）、（３）、（４）、（５）、（６）の演算結果を比較し、最も小さい値となる組み合わせを選択する。図７，８，９，１０，１１，１２に示す組み合わせでは、（１）式の演算結果であるＶＢＡ１が最も小さい値となるため、図７に示す組み合わせを選択することとなる。

ここで、相管理対象地点Ａにおける相が既知、例えば、相管理対象地点Ａにおける「１」線がＵ相、「２」線がＶ相、「３」線がＷ相であることが既知であれば、図７に示すように、相管理対象地点Ａにおける「１」線に対応する相管理対象地点Ｂにおける「３」線がＵ相、相管理対象地点Ａにおける「２」線に対応する相管理対象地点Ｂにおける「１」線がＶ相、相管理対象地点Ａにおける「３」線に対応する相管理対象地点Ｂにおける「２」線がＷ相であると推定することができる。

本実施形態では、上述したように、相管理対象地点ａにおける「１」線がＵ相、「２」線がＶ相、「３」線がＷ相であることは既知である。従って、上述した実施形態１に係る第１相判定処理を、第１分割区間、第２分割区間、第３分割区間、第４分割区間、第５分割区間の各分割区間毎に実施することで、各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける各線の相を推定することができる。

上述したように、本実施形態に係る第１相判定部５１１は、第１相判定処理において、２つの相管理対象地点の一方の相管理対象地点における各線と他方の相管理対象地点おける各線とを対応付けた９つの対応関係における電圧値の差分をそれぞれ求め、９つの対応関係のうち、一方の相管理対象地点における各線と他方の相管理対象地点における各線とが１対１で対応する６つの組み合わせ毎に、各差分の平均値を求め、６つの組み合わせのうち、各差分の平均値が最も小さくなる組み合わせを選択し、各差分の平均値が最も小さくなる組み合わせにおいて、各線の相が既知である一方の相管理対象地点の各線の相に他方の相管理対象地点の各線の相を一致させる態様とすることで、各相管理対象地点における各線の相を推定することができる。

第１相判定部５１１は、推定した各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける各線の相を、第１推定相として出力する。図６に示す例では、相管理対象地点ａの「１」線の第１推定相をＰ１１ａ、「２」線の第１推定相をＰ１２ａ、「３」線の第１推定相をＰ１３ａ、としている。また、相管理対象地点ｂの「１」線の第１推定相をＰ１１ｂ、「２」線の第１推定相をＰ１２ｂ、「３」線の第１推定相をＰ１３ｂ、としている。また、相管理対象地点ｃの「１」線の第１推定相をＰ１１ｃ、「２」線の第１推定相をＰ１２ｃ、「３」線の第１推定相をＰ１３ｃ、としている。また、相管理対象地点ｄの「１」線の第１推定相をＰ１１ｄ、「２」線の第１推定相をＰ１２ｄ、「３」線の第１推定相をＰ１３ｄ、としている。また、相管理対象地点ｅの「１」線の第１推定相をＰ１１ｅ、「２」線の第１推定相をＰ１２ｅ、「３」線の第１推定相をＰ１３ｅ、としている。また、相管理対象地点ｆの「１」線の第１推定相をＰ１１ｆ、「２」線の第１推定相をＰ１２ｆ、「３」線の第１推定相をＰ１３ｆ、としている。

以下の説明では、各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆ毎の各線の第１推定相Ｐ１１ａ，Ｐ１２ａ，Ｐ１３ａ，Ｐ１１ｂ，Ｐ１２ｂ，Ｐ１３ｂ，Ｐ１１ｃ，Ｐ１２ｃ，Ｐ１３ｃ，Ｐ１１ｄ，Ｐ１２ｄ，Ｐ１３ｄ，Ｐ１１ｅ，Ｐ１２ｅ，Ｐ１３ｅ，Ｐ１１ｆ，Ｐ１２ｆ，Ｐ１３ｆを特段に各線毎に区別する必要がない場合には、相管理対象地点ａの第１推定相をＰ１ａ、相管理対象地点ｂの第１推定相をＰ１ｂ、相管理対象地点ｃの第１推定相をＰ１ｃ、相管理対象地点ｄの第１推定相をＰ１ｄ、相管理対象地点ｅの第１推定相をＰ１ｅ、相管理対象地点ｆの第１推定相をＰ１ｆと称する。また、各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける各第１推定相Ｐ１ａ，Ｐ１ｂ，Ｐ１ｃ，Ｐ１ｄ，Ｐ１ｅ，Ｐ１ｆを特段に各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆ毎に区別する必要がない場合には、第１推定相Ｐ１と称する。

なお、例えば、各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける各線の電圧値、すなわち、各センサー内蔵型開閉装置２０ａ，２０ｂ，２０ｃ，２０ｄ，２０ｅ，２０ｆからそれぞれ出力される各線の電圧値の差が極めて小さい場合には、上述した第１相判定処理では相の推定ができない場合がある。具体的には、図７，８，９，１０，１１，１２に示す例において、相管理対象地点Ａ及び相管理対象地点Ｂの少なくとも一方における各線の電圧値が略一致している場合には、上式（１）、（２）、（３）、（４）、（５）、（６）によって求めた差分平均値ＶＢＡ１，ＶＢＡ２，ＶＢＡ３，ＶＢＡ４，ＶＢＡ５，ＶＢＡ６が略一致することとなる。すなわち、上式（１）、（２）、（３）、（４）、（５）、（６）によって求めた差分平均値ＶＢＡ１，ＶＢＡ２，ＶＢＡ３，ＶＢＡ４，ＶＢＡ５，ＶＢＡ６のうち、最も小さい差分平均値となる組み合わせを選択できず、実質的に相の推定ができない状態となり得る。本実施形態において、第１相判定部５１１は、実質的に相の推定ができない相管理対象地点の第１推定相を「ＮＧ（推定不可）」とする。

次に、第２相判定部５１２によって実施される第２相判定処理について説明する。

第２相判定部５１２には、各センサー内蔵型開閉装置２０ａ，２０ｂ，２０ｃ，２０ｄ，２０ｅ，２０ｆから各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆ毎の「１」線、「２」線、「３」線の各線のノイズ成分情報が入力される。図６に示す例では、センサー内蔵型開閉装置２０ａから出力される相管理対象地点ａの「１」線のノイズ成分情報をＸ１ａ、「２」線のノイズ成分情報をＸ２ａ、「３」線のノイズ成分情報をＸ３ａ、としている。また、センサー内蔵型開閉装置２０ｂから出力される相管理対象地点ｂの「１」線のノイズ成分情報をＸ１ｂ、「２」線のノイズ成分情報をＸ２ｂ、「３」線のノイズ成分情報をＸ３ｂ、としている。また、センサー内蔵型開閉装置２０ｃから出力される相管理対象地点ｃの「１」線のノイズ成分情報をＸ１ｃ、「２」線のノイズ成分情報をＸ２ｃ、「３」線のノイズ成分情報をＸ３ｃ、としている。また、センサー内蔵型開閉装置２０ｄから出力される相管理対象地点ｄの「１」線のノイズ成分情報をＸ１ｄ、「２」線のノイズ成分情報をＸ２ｄ、「３」線のノイズ成分情報をＸ３ｄ、としている。また、センサー内蔵型開閉装置２０ｅから出力される相管理対象地点ｅの「１」線のノイズ成分情報をＸ１ｅ、「２」線のノイズ成分情報をＸ２ｅ、「３」線のノイズ成分情報をＸ３ｅ、としている。また、センサー内蔵型開閉装置２０ｆから出力される相管理対象地点ｆの「１」線のノイズ成分情報をＸ１ｆ、「２」線のノイズ成分情報をＸ２ｆ、「３」線のノイズ成分情報をＸ３ｆ、としている。

本実施形態において、各ノイズ成分情報Ｘ１ａ，Ｘ２ａ，Ｘ３ａ，Ｘ１ｂ，Ｘ２ｂ，Ｘ３ｂ，Ｘ１ｃ，Ｘ２ｃ，Ｘ３ｃ，Ｘ１ｄ，Ｘ２ｄ，Ｘ３ｄ，Ｘ１ｅ，Ｘ２ｅ，Ｘ３ｅ，Ｘ１ｆ，Ｘ２ｆ，Ｘ３ｆに含まれる情報としては、例えば、電源周波数の３次高調波、５次高調波、７次高調波等の高調波成分のレベルや各高調波成分の大小関係等、各相毎に含まれるノイズを特徴付ける情報が含まれる。

図１３は、実施形態１に係る配電経路相管理支援システムの相管理対象区間に高調波ノイズの発生源であるノイズ源負荷が存在する例を示す図である。図１３に示す例では、第２分割区間にノイズ源負荷ＮＲが存在する場合を例示しているが、ノイズ源負荷ＮＲの存在区間はこれに限るものではなく、また、複数のノイズ源負荷ＮＲが相管理対象区間の複数箇所に存在しても良い。また、高調波ノイズの発生源が特定できない場合、すなわち相管理対象区間内外において複合的に高調波ノイズが発生し、高圧配電経路２の各相に伝搬している場合であっても良い。

図１４は、実施形態１に係る第２相判定処理の概略説明図である。

図１４に示す例では、２つの相管理対象地点Ａ，Ｂにおける各線のノイズ成分情報を波形で示している。ここでは、相管理対象地点Ａにおける「１」線のノイズ成分情報をＸ１Ａ、「２」線のノイズ成分情報をＸ２Ａ、「３」線のノイズ成分情報をＸ３Ａ、としている。また、相管理対象地点Ｂにおける「１」線のノイズ成分情報をＸ１Ｂ、「２」線のノイズ成分情報をＸ２Ｂ、「３」線のノイズ成分情報をＸ３Ｂ、としている。

第２相判定部５１２は、相管理対象地点Ａにおける各線のノイズ成分情報Ｘ１Ａ，Ｘ２Ａ，Ｘ３Ａと、相管理対象地点Ｂにおける各線のノイズ成分情報Ｘ１Ｂ，Ｘ２Ｂ，Ｘ３Ｂと、を照合する。相管理対象地点Ａの各線と相管理対象地点Ｂの各線とを対応付けた対応関係、すなわち、相管理対象地点Ａにおける各線のノイズ成分情報Ｘ１Ａ，Ｘ２Ａ，Ｘ３Ａと、相管理対象地点Ｂにおける各線のノイズ成分情報Ｘ１Ｂ，Ｘ２Ｂ，Ｘ３Ｂとの対応関係は、Ｘ１Ａ及びＸ１Ｂ、Ｘ１Ａ及びＸ２Ｂ、Ｘ１Ａ及びＸ３Ｂ、Ｘ２Ａ及びＸ１Ｂ、Ｘ２Ａ及びＸ２Ｂ、Ｘ２Ａ及びＸ３Ｂ、Ｘ３Ａ及びＸ１Ｂ、Ｘ３Ａ及びＸ２Ｂ、Ｘ３Ａ及びＸ３Ｂ、の９通りの対応関係が存在する。

相管理対象地点Ａの各線と相管理対象地点Ｂの各線とがそれぞれ１対１で対応する組み合わせは、それぞれ、上述した９通りの対応関係のうちの３通りの対応関係を持つ６通りの組み合わせが存在する。すなわち、Ｘ１Ａ及びＸ１Ｂ、Ｘ２Ａ及びＸ２Ｂ、Ｘ３Ａ及びＸ３Ｂをそれぞれ対応付けた組み合わせ、Ｘ１Ａ及びＸ２Ｂ、Ｘ２Ａ及びＸ３Ｂ、Ｘ３Ａ及びＸ１Ｂをそれぞれ対応付けた組み合わせ、Ｘ１Ａ及びＸ３Ｂ、Ｘ２Ａ及びＸ１Ｂ、Ｘ３Ａ及びＸ２Ｂをそれぞれ対応付けた組み合わせ、Ｘ１Ａ及びＸ３Ｂ、Ｘ２Ａ及びＸ２Ｂ、Ｘ３Ａ及びＸ１Ｂをそれぞれ対応付けた組み合わせ、Ｘ１Ａ及びＸ２Ｂ、Ｘ２Ａ及びＸ１Ｂ、Ｘ３Ａ及びＸ３Ｂをそれぞれ対応付けた組み合わせ、Ｘ１Ａ及びＸ１Ｂ、Ｘ２Ａ及びＸ３Ｂ、Ｘ２Ａ及びＸ３Ｂをそれぞれ対応付けた組み合わせ、の６通りの組み合わせが存在する。

第２相判定部５１２は、上述した６通りの組み合わせのうち、ノイズ成分の特徴が同じであると識別できる組み合わせを選択する。

図１４に示す例では、相管理対象地点Ａの「１」線におけるノイズ成分情報Ｘ１Ａと、相管理対象地点Ｂの「２」線におけるノイズ成分情報Ｘ２Ｂとが同様の特徴を有している。また、相管理対象地点Ａの「２」線におけるノイズ成分情報Ｘ２Ａと、相管理対象地点Ｂの「３」線におけるノイズ成分情報Ｘ３Ｂとが同様の特徴を有している。また、相管理対象地点Ａの「３」線におけるノイズ成分情報Ｘ３Ａと、相管理対象地点Ｂの「１」線におけるノイズ成分情報Ｘ１Ｂとが同様の特徴を有している。すなわち、ノイズ成分の特徴が同じであると識別できる組み合わせは、Ｘ１Ａ及びＸ２Ｂ、Ｘ２Ａ及びＸ３Ｂ、Ｘ３Ａ及びＸ１Ｂをそれぞれ対応付けた組み合わせとなる。

ここで、相管理対象地点Ａにおける相が既知、例えば、相管理対象地点Ａにおける「１」線がＵ相、「２」線がＶ相、「３」線がＷ相であることが既知であれば、ノイズ成分情報Ｘ２Ｂが相管理対象地点Ａにおける「１」線のノイズ成分情報Ｘ１Ａと同様の特徴を有する相管理対象地点Ｂにおける「２」線がＵ相であり、ノイズ成分情報Ｘ３Ｂが相管理対象地点Ａにおける「２」線のノイズ成分情報Ｘ２Ａと同様の特徴を有する相管理対象地点Ｂにおける「３」線がＶ相であり、ノイズ成分情報Ｘ１Ｂが相管理対象地点Ａにおける「３」線のノイズ成分情報Ｘ３Ａと同様の特徴を有する相管理対象地点Ｂにおける「１」線がＷ相であると推定することができる。

本実施形態では、上述したように、相管理対象地点ａにおける「１」線がＵ相、「２」線がＶ相、「３」線がＷ相であることは既知である。従って、相管理対象地点ａにおける各ノイズ成分情報Ｘ１ａ，Ｘ２ａ，Ｘ３ａと、相管理対象地点ｂにおける各ノイズ成分情報Ｘ１ｂ，Ｘ２ｂ，Ｘ３ｂと、を照合することで、相管理対象地点ｂにおける各線の相を推定することができる。各相管理対象地点ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおいても、同様の照合処理を行うことで、各相管理対象地点ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける各線の相を推定することができる。

上述したように、本実施形態に係る第２相判定部５１２は、第２相判定処理において、２つの相管理対象地点の各線をそれぞれ１対１で対応付けた６つの組み合わせのうち、ノイズ成分の特徴が同じであると識別できる組み合わせを選択し、ノイズ成分の特徴が同じであると識別できる組み合わせにおいて、各線の相が既知である一方の相管理対象地点の各線の相に他方の相管理対象地点の各線の相を一致させる態様とすることで、各相管理対象地点における各線の相を推定することができる。

第２相判定部５１２は、推定した各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける各線の相を、第２推定相として出力する。図６に示す例では、相管理対象地点ａの「１」線の第２推定相をＰ２１ａ、「２」線の第２推定相をＰ２２ａ、「３」線の第２推定相をＰ２３ａ、としている。また、相管理対象地点ｂの「１」線の第２推定相をＰ２１ｂ、「２」線の第２推定相をＰ２２ｂ、「３」線の第２推定相をＰ２３ｂ、としている。また、相管理対象地点ｃの「１」線の第２推定相をＰ２１ｃ、「２」線の第２推定相をＰ２２ｃ、「３」線の第２推定相をＰ２３ｃ、としている。また、相管理対象地点ｄの「１」線の第２推定相をＰ２１ｄ、「２」線の第２推定相をＰ２２ｄ、「３」線の第２推定相をＰ２３ｄ、としている。また、相管理対象地点ｅの「１」線の第２推定相をＰ２１ｅ、「２」線の第２推定相をＰ２２ｅ、「３」線の第２推定相をＰ２３ｅ、としている。また、相管理対象地点ｆの「１」線の第２推定相をＰ２１ｆ、「２」線の第２推定相をＰ２２ｆ、「３」線の第２推定相をＰ２３ｆ、としている。

以下の説明では、各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆ毎の各線の第２推定相Ｐ２１ａ，Ｐ２２ａ，Ｐ２３ａ，Ｐ２１ｂ，Ｐ２２ｂ，Ｐ２３ｂ，Ｐ２１ｃ，Ｐ２２ｃ，Ｐ２３ｃ，Ｐ２１ｄ，Ｐ２２ｄ，Ｐ２３ｄ，Ｐ２１ｅ，Ｐ２２ｅ，Ｐ２３ｅ，Ｐ２１ｆ，Ｐ２２ｆ，Ｐ２３ｆを特段に各線毎に区別する必要がない場合には、相管理対象地点ａの第２推定相をＰ２ａ、相管理対象地点ｂの第２推定相をＰ２ｂ、相管理対象地点ｃの第２推定相をＰ２ｃ、相管理対象地点ｄの第２推定相をＰ２ｄ、相管理対象地点ｅの第２推定相をＰ２ｅ、相管理対象地点ｆの第２推定相をＰ２ｆと称する。また、各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける各第２推定相Ｐ２ａ，Ｐ２ｂ，Ｐ２ｃ，Ｐ２ｄ，Ｐ２ｅ，Ｐ２ｆを特段に各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆ毎に区別する必要がない場合には、第２推定相Ｐ２と称する。

なお、例えば、各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける各線のノイズ成分情報、すなわち、各センサー内蔵型開閉装置２０ａ，２０ｂ，２０ｃ，２０ｄ，２０ｅ，２０ｆからそれぞれ出力される各線のノイズ成分情報の特徴に有意差がない場合には、上述した第２相判定処理では相の推定ができない場合がある。具体的には、図１４に示す例において、相管理対象地点Ａ及び相管理対象地点Ｂの少なくとも一方における各線のノイズ成分情報の特徴に有意差がない場合には、実質的に相の推定ができない状態となり得る。本実施形態において、第２相判定部５１２は、実質的に相の推定ができない相管理対象地点の第２推定相を「ＮＧ（推定不可）」とする。

次に、相照合部５１３によって実施される相照合処理について説明する。

相照合部５１３には、第１相判定処理によって得られた各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆ毎の「１」線、「２」線、「３」線の各線の第１推定相（第１推定相Ｐ１）が入力され、第２相判定処理によって得られた各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆ毎の「１」線、「２」線、「３」線の各線の第２推定相（第２推定相Ｐ２）が入力される。

相照合部５１３は、第１相判定部５１１から入力された第１推定相Ｐ１と、第２相判定部５１２から入力された第２推定相Ｐ２と、を各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆの各相毎に照合する。より具体的には、相照合部５１３は、相管理対象地点ａにおける第１推定相Ｐ１ａと第２推定相Ｐ２ａとを相管理対象地点ａの各相毎に照合する。また、相照合部５１３は、相管理対象地点ｂにおける第１推定相Ｐ１ｂと第２推定相Ｐ２ｂとを相管理対象地点ｂの各相毎に照合する。また、相照合部５１３は、相管理対象地点ｃにおける第１推定相Ｐ１ｃと第２推定相Ｐ２ｃとを相管理対象地点ｃの各相毎に照合する。また、相照合部５１３は、相管理対象地点ｄにおける第１推定相Ｐ１ｄと第２推定相Ｐ２ｄとを相管理対象地点ｄの各相毎に照合する。また、相照合部５１３は、相管理対象地点ｅにおける第１推定相Ｐ１ｅと第２推定相Ｐ２ｅとを相管理対象地点ｅの各相毎に照合する。また、相照合部５１３は、相管理対象地点ｆにおける第１推定相Ｐ１ｆと第２推定相Ｐ２ｆとを相管理対象地点ｆの各相毎に照合する。

第１推定相Ｐ１と第２推定相Ｐ２とが一致している場合、相照合部５１３は、当該一致した第１推定相Ｐ１及び第２推定相Ｐ２を推定相Ｐとして出力する。

第１推定相Ｐ１と第２推定相Ｐ２とが一致していない場合、相照合部５１３は、第１推定相Ｐ１及び第２推定相Ｐ２の何れか一方を優先的に選択し、推定相Ｐとして出力する。

図６に示す例では、相管理対象地点ａの「１」線の推定相をＰ１ａ、「２」線の推定相をＰ２ａ、「３」線の推定相をＰ３ａ、としている。また、相管理対象地点ｂの「１」線の推定相をＰ１ｂ、「２」線の推定相をＰ２ｂ、「３」線の推定相をＰ３ｂ、としている。また、相管理対象地点ｃの「１」線の推定相をＰ１ｃ、「２」線の推定相をＰ２ｃ、「３」線の推定相をＰ３ｃ、としている。また、相管理対象地点ｄの「１」線の推定相をＰ１ｄ、「２」線の推定相をＰ２ｄ、「３」線の推定相をＰ３ｄ、としている。また、相管理対象地点ｅの「１」線の推定相をＰ１ｅ、「２」線の推定相をＰ２ｅ、「３」線の推定相をＰ３ｅ、としている。また、相管理対象地点ｆの「１」線の推定相をＰ１ｆ、「２」線の推定相をＰ２ｆ、「３」線の推定相をＰ３ｆ、としている。

ここで、相照合部５１３によって実施される相照合処理において、第１推定相Ｐ１及び第２推定相Ｐ２の何れか一方を選択する際の判定基準を説明するため、第１相判定部５１１によって実施される第１相判定処理における判定結果の具体例及びその判定結果の信頼性低下要因、並びに、第２相判定部５１２によって実施される第２相判定処理における判定結果の信頼性低下要因について説明する。

まず、第１相判定部５１１によって実施される第１相判定処理における判定結果の具体例及びその判定結果の信頼性低下要因について説明する。

図１５は、実施形態１に係る配電経路相管理支援システムの第１相判定処理によって得られる各線の電圧推移の第１例を示す図である。図１５に示す例において、横軸は変電所１の電力出力点に対して設けられた各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆの位置を示し、縦軸は各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆの各線における電圧値を示している。この図１５に示す例では、図３に示す配電経路相管理支援システム１００における高圧配電経路２の相管理対象区間において、各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆ間で各相の負荷変動が略均一であり、且つ、各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける「１」線、「２」線、「３」線がそれぞれ同一相である場合の電圧推移を示している。

図１５に示す例では、各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける「１」線が全てＵ相であり、「２」線が全てＶ相であり、「３」線が全てＷ相であるものとして推定され、第１推定相Ｐ１として出力される。

図１６は、実施形態１に係る配電経路相管理支援システムの第１相判定処理によって得られる各線の電圧推移の第２例を示す図である。図１６に示す例において、横軸は変電所１の電力出力点に対して設けられた各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆの位置を示し、縦軸は各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆの各線における電圧値を示している。この図１６に示す例では、図３に示す配電経路相管理支援システム１００における高圧配電経路２の相管理対象区間において、各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆ間で各相の負荷変動が略均一であり、且つ、第３分割区間において「１」線と「２」線とが捻架している場合に第１判定処理によって得られる各相の電圧推移を破線で示している。

図３に示す配電経路相管理支援システム１００における高圧配電経路２の相管理対象区間において、各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆ間で各相の負荷変動が略均一である場合には、図１６に示すように捻架が発生した第３分割区間以降の各相管理対象地点ｄ，ｅ，ｆにおいて、「１」線と「２」線とが入れ替わる。このため、図１６に示す例では、各相管理対象地点ｄ，ｅ，ｆでは、図１５に示す例とは異なり、「１」線がＶ相であり、「２」線がＵ相であるものとして推定され、第１判定結果として出力される。すなわち、第３分割区間における「１」線と「２」線との捻架箇所を修正すれば、図１５に示すように、各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける「１」線が全てＵ相、「２」線が全てＶ相、「３」線が全てＷ相となることが分かる。

従って、各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆ間で各相の負荷変動が略均一である状態では、第１相判定部５１１における第１判定処理によって各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける各相を推定することができる。

図１７は、実施形態１に係る配電経路相管理支援システムの相管理対象区間において各相の電圧変動が相対的に大きい状態を想定した第１構成例を示す図である。図１７に示す例では、第３分割区間の相管理対象地点ｃ側の「２」線に大負荷ＢＲが接続された場合を想定している。なお、図１７では、相管理対象区間内の何れの分割区間においても、各線間で捻架していない状態を例示している。

図１８は、図１７に示す第１構成例における各相管理対象地点の各線の電圧推移を示す図である。図１８では、各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける「１」線、「２」線、「３」線がそれぞれ同一相である場合の電圧推移を例示している。

図１９は、実施形態１に係る配電経路相管理支援システムの第１相判定処理によって得られる各線の電圧推移の第３例を示す図である。図１９に示す例において、横軸は変電所１の電力出力点に対して設けられた各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆの位置を示し、縦軸は各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆの各線における電圧値を示している。この図１９に示す例では、図１７に例示した第１構成例で第１判定処理によって得られる各相の電圧推移を破線で示している。

図１７に示すように、第３分割区間の相管理対象地点ｃ側の「２」線に大負荷ＢＲが接続された場合等、第３分割区間の相管理対象地点ｃ側の「２」線に接続された負荷の容量の総和が「１」線に接続された負荷の容量の総和及び「３」線に接続された負荷の容量の総和に対して相対的に大きい状態では、「２」線の電圧値が相対的に低下し、図１９に破線で示すように、第２分割区間における第１判定処理において誤判定が生じる可能性がある。図１９に示す例では、各相管理対象地点ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおいて、「２」線がＷ相であり、「３」線がＶ相であると誤判定され、第１推定相Ｐ１として出力される。

図２０は、実施形態１に係る配電経路相管理支援システムの相管理対象区間において各相の電圧変動が相対的に大きい状態を想定した第２構成例を示す図である。図２０に示す例では、第３分割区間の相管理対象地点ｃ側の「２」線に大負荷ＢＲが接続され、さらに、第５分割区間の相管理対象地点ｆ側の「２」線の電圧値が下限閾値ＶＬｒｉｍを下回り、第５分割区間の相管理対象地点ｆ側の「２」線に接続された高圧自動電圧調整器ＶＲが動作した場合を想定している。なお、図２０では、相管理対象区間内の何れの分割区間においても、各線間で捻架していない状態を例示している。また、下限閾値ＶＬｒｉｍは、例えば１００系の低圧電力の電圧下限値（１００Ｖ系では１０１Ｖ−６Ｖ）を下回らないように、例えば６６００Ｖ系の高圧電力の電圧に換算した電圧下限値である。

図２１は、図２０に示す第２構成例における各相管理対象地点の各線の電圧推移を示す図である。図２１では、各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける「１」線、「２」線、「３」線がそれぞれ同一相である場合の電圧推移を示している。

図２２は、実施形態１に係る配電経路相管理支援システムの第１相判定処理によって得られる各線の電圧推移の第４例を示す図である。図２２に示す例において、横軸は変電所１の電力出力点に対して設けられた各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆの位置を示し、縦軸は各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆの各線における電圧値を示している。この図２２に示す例では、図２０に例示した第２構成例で第１相判定処理によって得られる各相の電圧推移を破線で示している。

図２０に示すように、図１７に示す第１構成例に加え、第５分割区間の相管理対象地点ｆ側の「２」線に接続された高圧自動電圧調整器ＶＲが動作した場合等、図２１に破線で示したように、第５分割区間の相管理対象地点ｆ側の「２」線の電圧値が下限閾値ＶＬｒｉｍを下回り、第５分割区間の相管理対象地点ｆ側の「２」線に接続された高圧自動電圧調整器ＶＲが動作した状態では、「２」線の電圧値が相対的に上昇し、図２２に破線で示すように、第２分割区間に加え、第５分割区間における第１相判定処理においても誤判定が生じる可能性がある。図２２に示す例では、各相管理対象地点ｃ，ｄ，ｅにおいて、「２」線がＷ相であり、「３」線がＶ相である誤判定され、第１推定相Ｐ１として出力される。

図２３は、実施形態１に係る配電経路相管理支援システムの相管理対象区間において各相の電圧変動が相対的に大きい状態を想定した第３構成例を示す図である。図２３に示す例では、第５分割区間の相管理対象地点ｆ側の「２」線に大規模太陽光発電（メガソーラー）システムや大規模風力発電システム等の分散型電源設備Ｄが接続された場合を想定している。なお、図２３では、相管理対象区間内の何れの分割区間においても、各線間で捻架していない状態を例示している。

図２４は、図２３に示す第３構成例における各相管理対象地点の各線の電圧推移を示す図である。図２３では、各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける「１」線、「２」線、「３」線がそれぞれ同一相である場合の電圧推移を例示している。

図２５は、実施形態１に係る配電経路相管理支援システムの第１相判定処理によって得られる各線の電圧推移の第５例を示す図である。図２５に示す例において、横軸は変電所１の電力出力点に対して設けられた各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆの位置を示し、縦軸は各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆの各線における電圧値を示している。この図２５に示す例では、図２３に例示した第３構成例で第１相判定処理によって得られる各相の電圧推移を破線で示している。

図２３に示すように、第５分割区間の相管理対象地点ｆ側の「２」線に分散型電源設備Ｄが接続された場合等、「２」線への供給電力が増加して、各線に供給される電力のバランスが崩れた状態では、「２」線の電圧値が相対的に上昇し、図２５に破線で示すように、第５分割区間における第１相判定処理において誤判定が生じる可能性がある。図２５に示す例では、各相管理対象地点ｄ，ｅ，ｆにおいて、「２」線がＵ相であり、「１」線がＶ相であると誤判定され、第１推定相Ｐ１として出力される。

上述した第１構成例、第２構成例、及び第３構成例のように、相管理対象区間内に接続された負荷及び設備が相管理対象地点間における特定相の電圧変動要因である場合、例えば、図１７及び図２０に示す大負荷ＢＲ、図２０に示す高圧自動電圧調整器ＶＲ、図２３に示す分散型電源設備Ｄ等が相管理対象区間に接続され、且つ、これらの設備が稼働している場合には、第１相判定部５１１によって実施される第１相判定処理による判定結果、すなわち第１推定相Ｐ１の信頼性が低下する可能性がある。

従って、本実施形態では、第１推定相Ｐ１と第２推定相Ｐ２とが一致していないとき、相管理対象区間に接続された負荷及び設備が相管理対象地点間における特定相の電圧変動要因であると見做した場合には、相照合部５１３は、第２相判定部５１２から出力される第２推定相Ｐ２を優先的に選択し、第２推定相Ｐ２を推定相Ｐとして出力する。

次に、第２相判定部５１２によって実施される第２相判定処理における判定結果の信頼性低下要因について説明する。

上述したように、本実施形態では、第２相判定処理において、各センサー内蔵型開閉装置２０ａ，２０ｂ，２０ｃ，２０ｄ，２０ｅ，２０ｆからそれぞれ出力される各線のノイズ成分情報の特徴に有意差がなく、実質的に相の推定ができない場合には、第２相判定部５１２は、実質的に相の推定ができない相管理対象地点の第２推定相を「ＮＧ（推定不可）」とする。

一方、実施形態１に係る配電経路相管理支援システム１００における高圧配電経路２の相管理対象区間において、高調波ノイズの発生源がない場合や、発生する高調波ノイズが小さい場合、または、高圧配電経路２の各線に伝搬する高調波ノイズが小さい場合でも、僅かなノイズ成分の差異を検出する可能性がある。この場合には、第２相判定部５１２によって実施される第２相判定処理による判定結果、すなわち第２推定相Ｐ２の信頼性が低下する可能性がある。

従って、本実施形態では、第１推定相Ｐ１と第２推定相Ｐ２とが一致していないとき、相管理対象区間に接続された負荷及び設備が相管理対象地点間における特定相の電圧変動要因ではないと見做した場合には、相照合部５１３は、第２相判定部５１２から出力される第１推定相Ｐ１を優先的に選択し、第１推定相Ｐ１を推定相Ｐとして出力する。

このように、本実施形態では、第１相判定部５１１における第１相判定処理による処理結果である第１推定相Ｐ１と、第２相判定部５１２における第２相判定処理による処理結果である第２推定相Ｐ２との相互補完によって推定相Ｐを特定することで、配電経路相管理支援処理における相照合処理による照合結果の信頼性を高め、高圧配電経路２の各相の推定精度を向上させることができる。

以下、本実施形態に係る配電経路相管理支援方法、及び配電経路相管理支援システム１００の第１相判定処理、第２相判定処理、及び相照合処理を含めた配電経路相管理支援処理について説明する。

図２６は、実施形態１に係る配電経路相管理支援方法、及び配電経路相管理支援システムにおける配電経路相管理支援処理フローの一例を示すフローチャートである。図２７は、図２６に示す配電経路相管理支援処理フローにおいて記憶部に記憶される設備情報の一例を示す図である。図２８は、図２６に示す配電経路相管理支援処理フローにおいて記憶部に記憶される配電経路相管理支援処理実施日時の一例を示す図である。図２９は、図２６に示す配電経路相管理支援処理フローにおいて記憶部に記憶される電圧値情報の一例を示す図である。図３０は、図２６に示す配電経路相管理支援処理フローにおいて記憶部に記憶されるノイズ情報の一例を示す図である。図３１は、図２６に示す配電経路相管理支援処理フローにおいて記憶部に記憶される第１相情報の一例を示す図である。図３２は、図２６に示す配電経路相管理支援処理フローにおいて記憶部に記憶される第２相情報の一例を示す図である。図３３は、図２６に示す配電経路相管理支援処理フローにおいて記憶部に記憶される相情報の一例を示す図である。

まず、図２６に示す配電経路相管理支援処理フローの前提条件として、配電自動化システム４は、実施形態１に係る配電経路相管理支援システム１００の相管理対象区間に設けられる負荷や設備の各種情報、すなわち、各分割区間毎の顧客契約情報（契約アンペア数等）、分散型電源設備情報（供給電力量等）、高圧自動電圧調整器の配置情報や、これらの各負荷や設備の稼働状況等を含む設備関連情報が保持され、随時更新されているものとする。

オペレータが入力部５４を介して配電経路相管理支援処理の開始を指示すると、実施形態１に係る配電経路相管理支援方法における配電経路相管理支援処理が開始される。

配電経路相管理支援処理の開始を指示すると、配電経路相管理支援装置５の処理部５１は、通信部５３を介して、各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆの各センサー内蔵型開閉装置２０ａ，２０ｂ，２０ｃ，２０ｄ，２０ｅ，２０ｆに対し、各線の電圧値及びノイズ成分情報を出力するよう制御指令（配電経路情報出力指令）を出力すると共に、通信部５３を介して、配電自動化システム４から設備関連情報を読み出し、図２７に示す設備情報７１として、図２８に示す配電経路相管理支援処理実施日時７２と共に記憶部５２に記憶する（ステップＳ１０１）。

各センサー内蔵型開閉装置２０ａ，２０ｂ，２０ｃ，２０ｄ，２０ｅ，２０ｆは、配電経路情報出力指令が入力されると、高圧配電経路２の各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける各線（ここでは、「１」線、「２」線、「３」線の３線）の電圧値及びノイズ成分情報を配電経路相管理支援装置５に出力する。

配電経路相管理支援装置５の処理部５１は、各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける各線の電圧値及びノイズ成分情報が入力されると（ステップＳ１０２）、第１相判定部５１１において、各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける各線の電圧値に基づき、上述した第１相判定処理を実施すると共に、第２相判定部５１２において、各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける各線のノイズ成分情報に基づき、上述した第２相判定処理を実施する（ステップＳ１０３）。また、各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける各線の電圧値は、処理部５１によって、図２９に示す電圧値情報７３として記憶部５２に記憶され、相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける各線のノイズ成分情報は、処理部５１によって、図３０に示すノイズ情報７４として記憶部５２に記憶される。

第１相判定部５１１は、第１相判定処理によって各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける各線の相を推定し、推定した第１推定相Ｐ１を記憶部５２に第１相情報７５として記憶する。第２相判定部５１２は、第２相判定処理によって各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける各線の相を推定し、推定した第２推定相Ｐ２を記憶部５２に第２相情報７６として記憶する。

処理部５１は、記憶部５２に記憶された第１相情報７５及び第２相情報７６を読み出し、相照合部５１３において、各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける各線毎に、第１推定相Ｐ１と第２推定相Ｐ２とを照合する。このとき、相照合部５１３は、第１推定相Ｐ１と第２推定相Ｐ２とが一致しているか否かを判定する（ステップＳ１０４）。

第１推定相Ｐ１と第２推定相Ｐ２とが一致している場合（ステップＳ１０４；Ｙｅｓ）、相照合部５１３は、当該一致した第１推定相Ｐ１と第２推定相Ｐ２とを配電経路相管理支援処理における推定相Ｐとし（Ｐ＝Ｐ１＝Ｐ２）、相情報７７として記憶部５２に記憶する（ステップＳ１０５）。

第１推定相Ｐ１と第２推定相Ｐ２とが一致していない場合（ステップＳ１０４；Ｎｏ）、相照合部５１３は、記憶部５２に記憶された設備情報７１を読み出し、相管理対象区間に接続された負荷及び設備が相管理対象地点間における特定相の電圧変動要因であるか否かを判定する。相管理対象区間に接続された負荷及び設備が相管理対象地点間における特定相の電圧変動要因であるか否かについては、設備情報７１を参照して判定する。ここでは、例えば、相管理対象地点間における特定相の電圧変動要因となる設備が相管理対象区間に接続されているか否か、また、当該設備が稼働しているか否かにより判定する。ここで、相管理対象地点間における特定相の電圧変動要因となる設備とは、例えば、単相接続された大規模太陽光発電（メガソーラー）システムや大規模風力発電システム等の分散型電源設備や、高圧自動電圧調整器等を含む。なお、相管理対象区間に接続された負荷及び設備が相管理対象地点間における特定相の電圧変動要因であるか否かの判定手法により本発明が限定されるものではない。

図２６に示す例において、相照合部５１３は、まず、相管理対象地点間における特定相の電圧変動要因となる設備が相管理対象区間に接続されているか否かを判定する（ステップＳ１０６）。

相管理対象地点間における特定相の電圧変動要因となる設備が相管理対象区間に接続されている場合（ステップＳ１０６；Ｙｅｓ）、続いて、相照合部５１３は、当該設備が稼働しているか否かを判定する（ステップＳ１０７）。なお、このステップＳ１０７では、相管理対象地点間における特定相の電圧変動要因となる設備が複数存在する場合、これら全ての設備が何れも稼働していないことが明確でない場合には、これらの設備のうちの１以上が稼働しているものと見做す。

相管理対象地点間における特定相の電圧変動要因となる設備が相管理対象区間に接続され、且つ、これらの設備のうちの１以上が稼働していると見做された場合（ステップＳ１０６；Ｙｅｓ、ステップＳ１０７；Ｙｅｓ）、相照合部５１３は、相管理対象地点間における特定相の電圧変動要因の１つ以上が相管理対象区間に接続された負荷及び設備が相管理対象地点間における特定相の電圧変動要因であると見做し、続いて、第２推定相Ｐ２が「ＮＧ（推定不可）」でないか否かを判定する（ステップＳ１０８）。

第２推定相Ｐ２が「ＮＧ（推定不可）」でない場合（ステップＳ１０８；Ｙｅｓ）、相照合部５１３は、第２推定相Ｐ２を推定相Ｐとし（Ｐ＝Ｐ２）、相情報７７として記憶部５２に記憶する（ステップＳ１０９）。

第２推定相Ｐ２が「ＮＧ（推定不可）」である場合（ステップＳ１０８；Ｎｏ）、相照合部５１３は、第１推定相Ｐ１が「ＮＧ（推定不可）」でないか否かを判定する（ステップＳ１１０）。

第１推定相Ｐ１が「ＮＧ（推定不可）」でない場合（ステップＳ１１０；Ｙｅｓ）、相照合部５１３は、第１推定相Ｐ１を推定相Ｐとし（Ｐ＝Ｐ１）、相情報７７として記憶部５２に記憶する（ステップＳ１１１）。

第１推定相Ｐ１が「ＮＧ（推定不可）」である場合（ステップＳ１１０；Ｎｏ）、相照合部５１３は、推定相Ｐを「ＮＧ（推定不可）」（Ｐ＝「ＮＧ」）とし、相情報７７として記憶部５２に記憶する（ステップＳ１１２）。

相管理対象地点間における特定相の電圧変動要因となる設備が相管理対象区間に接続されていないか、または、これらの設備のうちの１以上が稼働していると見做された場合（ステップＳ１０６；Ｎｏ、ステップＳ１０７；Ｎｏ）、相照合部５１３は、相管理対象区間に接続された負荷及び設備が相管理対象地点間における特定相の電圧変動要因ではないと見做し、続いて、第１推定相Ｐ１が「ＮＧ（推定不可）」でないか否かを判定する（ステップＳ１１３）。

第１推定相Ｐ１が「ＮＧ（推定不可）」でない場合（ステップＳ１１３；Ｙｅｓ）、相照合部５１３は、第１推定相Ｐ１を推定相Ｐとし（Ｐ＝Ｐ１）、相情報７７として記憶部５２に記憶する（ステップＳ１１４）。

第１推定相Ｐ１が「ＮＧ（推定不可）」である場合（ステップＳ１１３；Ｎｏ）、相照合部５１３は、第２推定相Ｐ２が「ＮＧ（推定不可）」でないか否かを判定する（ステップＳ１１５）。

第２推定相Ｐ２が「ＮＧ（推定不可）」でない場合（ステップＳ１１５；Ｙｅｓ）、相照合部５１３は、第２推定相Ｐ２を推定相Ｐとし（Ｐ＝Ｐ２）、相情報７７として記憶部５２に記憶する（ステップＳ１１６）。

第２推定相Ｐ２が「ＮＧ（推定不可）」である場合（ステップＳ１１５；Ｎｏ）、相照合部５１３は、推定相Ｐを「ＮＧ（推定不可）」（Ｐ＝「ＮＧ」）とし、相情報７７として記憶部５２に記憶する（ステップＳ１１７）。

上記ステップＳ１０４からステップＳ１１７までの処理が、本実施形態に係る相照合処理に相当する。なお、ステップＳ１０４からステップＳ１１７までの相照合処理は、各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける各線毎に実施される。すなわち、相照合部５１３は、相管理対象地点ａにおける第１推定相Ｐ１ａと第２推定相Ｐ２ａとを相管理対象地点ａの各線毎に照合して、相管理対象地点ａの「１」線の推定相Ｐ１ａ、「２」線の推定相Ｐ２ａ、「３」線の推定相Ｐ３ａをそれぞれ出力する。また、相照合部５１３は、相管理対象地点ｂにおける第１推定相Ｐ１ｂと第２推定相Ｐ２ｂとを相管理対象地点ｂの各線毎に照合して、相管理対象地点ｂの「１」線の推定相Ｐ１ｂ、「２」線の推定相Ｐ２ｂ、「３」線の推定相Ｐ３ｂをそれぞれ出力する。また、相照合部５１３は、相管理対象地点ｃにおける第１推定相Ｐ１ｃと第２推定相Ｐ２ｃとを相管理対象地点ｃの各線毎に照合して、相管理対象地点ｃの「１」線の推定相Ｐ１ｃ、「２」線の推定相Ｐ２ｃ、「３」線の推定相Ｐ３ｃをそれぞれ出力する。また、相照合部５１３は、相管理対象地点ｄにおける第１推定相Ｐ１ｄと第２推定相Ｐ２ｄとを相管理対象地点ｄの各線毎に照合して、相管理対象地点ｄの「１」線の推定相Ｐ１ｄ、「２」線の推定相Ｐ２ｄ、「３」線の推定相Ｐ３ｄをそれぞれ出力する。また、相照合部５１３は、相管理対象地点ｅにおける第１推定相Ｐ１ｅと第２推定相Ｐ２ｅとを相管理対象地点ｅの各線毎に照合して、相管理対象地点ｅの「１」線の推定相Ｐ１ｅ、「２」線の推定相Ｐ２ｅ、「３」線の推定相Ｐ３ｅをそれぞれ出力する。また、相照合部５１３は、相管理対象地点ｆにおける第１推定相Ｐ１ｆと第２推定相Ｐ２ｆとを相管理対象地点ｆの各線毎に照合して、相管理対象地点ｆの「１」線の推定相Ｐ１ｆ、「２」線の推定相Ｐ２ｆ、「３」線の推定相Ｐ３ｆをそれぞれ出力する。

処理部５１は、記憶部５２に記憶された設備情報７１、配電経路相管理支援処理実施日時７２、電圧値情報７３、ノイズ情報７４、第１相情報７５、第２相情報７６、相情報７７を読み出し、配電経路相管理情報としてデータベースサーバ６に格納すると共に（ステップＳ１１８）、当該配電経路相管理情報から、配電経路相管理情報表示画面を生成し（ステップＳ１１９）、当配電経路相管理情報表示画面を表示部５５に表示して、実施形態１に係る配電経路相管理支援処理フローを終了する。

図３４は、実施形態１に係る配電経路相管理情報の一例を示す図である。図３５は、実施形態１に係る配電経路相管理情報表示画面の一例を示す図である。

図３４に示す例では、上述したステップＳ１１７においてデータベースサーバ６に格納される配電経路相管理情報７０（７０ａ，７０ｂ，・・・）として、上述した設備情報７１、配電経路相管理支援処理実施日時７２、電圧値情報７３、ノイズ情報７４、第１相情報７５、第２相情報７６、相情報７７が関連付けられている。この配電経路相管理情報７０は、配電経路相管理支援処理が実施される毎に更新される構成であっても良いし、図２７に示すように、配電経路相管理支援処理が実施される毎に新たな配電経路相管理情報７０ａ，７０ｂ，・・・が追記される構成であっても良い。

なお、各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける各線の電圧値やノイズ成分は、負荷変動や供給電力の変動によって絶えず変動するため、配電経路相管理支援処理の実施日や実施時刻等によって各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆの各線の相の推定精度にばらつきが発生する可能性がある。このため、配電経路相管理情報７０としては、図３４に示すように、配電経路相管理支援処理が実施される毎に、新たな配電経路相管理情報７０ａ，７０ｂ，・・・が追記される構成とすることが望ましい。これにより、配電経路相管理支援処理を実施する毎に追記される配電経路相管理情報７０ａ，７０ｂ，・・・を、より高精度に高圧配電経路２の相判定を行うためのデータとして活用することができるという利点がある。

また、図３５に示す例では、上述したステップＳ１１８において表示部５５に表示される配電経路相管理情報表示画面７９として、上述した設備情報７１、配電経路相管理支援処理実施日時７２、電圧値情報７３、ノイズ情報７４、第１相情報７５、第２相情報７６、相情報７７に加え、これらの情報に基づき生成された捻架推定箇所情報７８を含む例を示している。

図３５に示す例において、捻架推定箇所情報７８は、横軸が変電所１の電力出力点に対して設けられた各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆの位置を示し、縦軸が各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆの各線における電圧値を示している。図３５に示す例では、第３分割区間においてＵ相とＶ相とが捻架しているものとして推定された例を示している。

図３５に示す例では、上述したステップＳ１１８において、配電経路相管理情報表示画面７９が表示部５５に表示されることで、配電経路相管理支援処理における各種情報が一覧表示される態様を示している。

なお、上述したステップＳ１１８において表示部５５に表示する配電経路相管理情報表示画面の態様により本発明が限定されるものではなく、例えば、複数の表示画面に分割して表示する態様であっても良い。

図３６は、実施形態１に係る配電経路相管理情報表示画面の図３５とは異なる一例を示す図である。図３７は、図３６に示す配電経路相管理情報表示画面の第１サブ画面である第１相判定処理結果表示画面の一例を示す図である。図３８は、図３６に示す配電経路相管理情報表示画面の第２サブ画面である第２相判定処理結果表示画面の一例を示す図である。

図３６、図３７、図３８に示す例では、図３６に示す配電経路相管理情報表示画面７９ａにおいて、第１相判定部５１１における第１相判定処理結果を表示するための第１相判定処理結果表示ボタン８０ｓと、第２相判定部５１２における第２相判定処理結果を表示するための第２相判定処理結果表示ボタン８１ｓとが表示される。

図３６、図３７、図３８に示す例では、上述したステップＳ１１８において、まず、図３６に示す配電経路相管理情報表示画面７９ａが表示される。この配電経路相管理情報表示画面７９ａ上において、配電経路相管理支援システム１００の管理者（オペレータ）が入力部５４を操作して第１相判定処理結果表示ボタン８０ｓを選択すると、図３７に示す第１相判定処理結果表示画面８０が表示され、第２相判定処理結果表示ボタン８１ｓを選択すると、図３８に示す第２相判定処理結果表示画面８１が表示される態様を示している。

図３６に示す配電経路相管理情報表示画面７９ａでは、設備情報７１、配電経路相管理支援処理実施日時７２、相情報７７、及び捻架推定箇所情報７８が表示され、図３７に示す第１相判定処理結果表示画面８０では、電圧値情報７３と第１相情報７５とが表示され、図３８に示す第２相判定処理結果表示画面８１では、ノイズ情報７４と第２相情報７６とが表示される。

なお、第１相判定処理結果表示画面８０は、配電経路相管理情報表示画面７９ａに重ねて表示されても良いし、配電経路相管理情報表示画面７９ａと並べて表示されても良いし、配電経路相管理情報表示画面７９ａから第１相判定処理結果表示画面８０に切り替えて表示されても良い。また、第２相判定処理結果表示画面８１は、配電経路相管理情報表示画面７９ａに重ねて表示されても良いし、配電経路相管理情報表示画面７９ａと並べて表示されても良いし、配電経路相管理情報表示画面７９ａから第２相判定処理結果表示画面８１に切り替えて表示されても良い。これら第１相判定処理結果表示画面８０及び第２相判定処理結果表示画面８１の表示態様により本発明が限定されるものではない。

上述した実施形態１に係る配電経路相管理支援処理フローにより、高圧配電経路２の相管理対象区間の所定箇所に設けられた相管理対象地点における各線の相を推定することができる。

上述した配電経路相管理支援処理を実施した後、オペレータは、表示部５５に表示された配電経路相管理情報表示画面を参照し、例えば、相情報７７において「ＮＧ」が表示された相管理対象地点が存在する場合や、設備情報７１から配電経路相管理支援処理における推定結果の信頼性が低いと判断した場合には、配電経路相管理支援処理の実施計画を検討し、例えば、実施時間帯等を変更して、再度、上述した配電経路相管理支援処理フローを実行する。

このように、異なる時間帯や異なる条件下で本実施形態に係る配電経路相管理支援処理を実行することで、実施形態１に係る配電経路相管理支援方法及び配電経路相管理支援システム１００における高圧配電経路２の相管理対象区間の各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける各線の相をより高精度に推定して管理することが可能となる。また、上述した配電経路相管理支援処理フローを、電力線の施工や設計時、あるいは定期的に実施することで、高圧配電経路の相管理や電力品質の維持が容易となる。

以上説明したように、実施形態１に係る配電経路相管理支援方法は、３相交流の配電経路２上に設けられた相管理対象地点において、３相交流を配電する各線の電圧値と、各線に重畳するノイズ成分とを検出し、電圧値の検出結果とノイズ成分の検出結果との相互補完により、相管理対象地点における各線の相を推定する。

また、実施形態１に係る配電経路相管理支援システム１００は、３相交流の配電経路２上に設けられた相管理対象地点に設置され、３相交流を配電する各線の電圧値を検出する電圧検出器２２と、電圧検出器２２と共に相管理対象地点に設置され、各線に重畳するノイズ成分を検出するノイズ検出器２３と、電圧検出器２２から出力される電圧値の検出結果とノイズ検出器２３から出力されるノイズ成分の検出結果との相互補完により、相管理対象地点における各線の相を推定する配電経路相管理支援装置（制御装置）５と、を備えている。

より具体的には、実施形態１に係る配電経路相管理支援方法、及び配電経路相管理支援システム１００において、配電経路２上に複数の相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆを設け、各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆの各線の電圧値に基づき、各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける各線の相を推定する第１相判定処理と、各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆの各線のノイズ成分に基づき、各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける各線の相を推定する第２相判定処理と、各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける各線毎に、第１相判定処理ステップによって推定される相（第１推定相Ｐ１）と、第２相判定処理によって推定される相（第２推定相Ｐ２）とを照合し、照合結果に基づき、各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける各線の相を特定する相照合処理と、を含む配電経路相管理支援処理を実行する。また、実施形態１に係る配電経路相管理支援システム１００において、配電経路相管理支援装置（制御装置）５の処理部５１は、第１相判定処理を実行する第１相判定部５１１と、第２相判定処理を実行する第２相判定部５１２と、相照合処理を実行する相照合部５１３と、を備えている。

各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆの各線の電圧値を検出する電圧検出器２２、及び、各線に重畳するノイズ成分を検出するノイズ検出器２３は、例えば各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆに設けられたセンサー内蔵型開閉装置２０ａ，２０ｂ，２０ｃ，２０ｄ，２０ｅ，２０ｆに含まれる既設の機器を用いることができる。また、配電経路相管理支援装置（制御装置）５は、例えばコンピュータ等の既設の情報処理端末装置で構成することができ、配電経路相管理支援処理は、ソフトウェアプログラムによって実現することができる。このため、実施形態１に係る配電経路相管理支援方法では、配電経路相管理支援システム１００を構築するために新たな機器を設けることなく実現可能であり、簡素な構成で高圧配電経路２の相管理を実現することができる。

実施形態１に係る配電経路相管理支援方法における配電経路相管理支援処理の第１相判定処理では、２つの相管理対象地点の一方の相管理対象地点における各線と他方の相管理対象地点おける各線とを対応付けた９つの対応関係における電圧値の差分をそれぞれ求め、９つの対応関係のうち、一方の相管理対象地点における各線と他方の相管理対象地点における各線とが１対１で対応する６つの組み合わせ毎に、各差分の平均値を求め、６つの組み合わせのうち、各差分の平均値が最も小さくなる組み合わせを選択し、各差分の平均値が最も小さくなる組み合わせにおいて、各線の相が既知である一方の相管理対象地点の各線の相に他方の相管理対象地点の各線の相を一致させる態様とすることで、各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける各線の相を推定することができる。

実施形態１に係る配電経路相管理支援方法における配電経路相管理支援処理の第２相判定処理では、２つの相管理対象地点の各線をそれぞれ１対１で対応付けた６つの組み合わせのうち、ノイズ成分の特徴が同じであると識別できる組み合わせを選択し、ノイズ成分の特徴が同じであると識別できる組み合わせにおいて、各線の相が既知である一方の相管理対象地点の各線の相に他方の相管理対象地点の各線の相を一致させる態様とすることで、各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける各線の相を推定することができる。

実施形態１に係る配電経路相管理支援方法における配電経路相管理支援処理の相照合処理では、第１推定相Ｐ１と第２推定相Ｐ２とが一致している場合、当該一致した相を各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける各線の推定相Ｐとして特定する。

また、第１推定相Ｐ１と第２推定相Ｐ２とが一致していない場合、相管理対象区間に接続された負荷及び設備に応じて、第１推定相Ｐ１及び第２推定相Ｐ２のうちの何れか一方を各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける各線の推定相Ｐとして特定する。

より具体的には、相管理対象区間に接続された負荷及び設備が相管理対象地点間ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける特定相の電圧変動要因であると見做した場合に、第２推定相Ｐ２を各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける各線の推定相Ｐとして特定する。

一方、相管理対象区間に接続された負荷及び設備が相管理対象地点間ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける特定相の電圧変動要因ではないと見做した場合に、第１推定相Ｐ１を各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける各線の推定相Ｐとして特定する。

このようにすることで、配電経路相管理支援処理における相照合処理による照合結果の信頼性を高め、高圧配電経路２の各相の推定精度を向上させることができる。

さらに、異なる時間帯や異なる条件下で本実施形態に係る配電経路相管理支援処理を実行することで、各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける各線の相をより高精度に推定して管理することが可能となる。また、実施形態１に係る上述した配電経路相管理支援処理を、電力線の施工や設計時、あるいは定期的に実施することで、高圧配電経路の相管理や電力品質の維持が容易となる。

（実施形態２）
図３９，４０，４１，４２，４３，４４は、実施形態２に係る第１相判定処理の概略説明図である。図３９，４０，４１，４２，４３，４４に示す例において、横軸は変電所１の電力出力点に対して設けられた相管理対象地点の位置を示し、縦軸は相管理対象地点の各線における電圧値を示している。なお、実施形態２に係る配電経路相管理支援システムが適用される配電系統、配電経路相管理支援システムの構成、配電経路相管理支援装置のハードウェア構成、配電経路相管理支援システムの機能的な構成を示す機能ブロック、第２相判定処理、相照合処理、配電経路相管理支援処理フロー、データベースサーバに格納される配電経路相管理情報、及び配電経路相管理情報表示画面については、上述した実施形態１と同様であるので、ここでの重複する説明は省略する。

図３９，４０，４１，４２，４３，４４に示す例では、２つの相管理対象地点Ａ，Ｂにおける各線の電圧値を示している。ここでは、相管理対象地点Ａにおける「１」線の電圧値をＶ１Ａ、「２」線の電圧値をＶ２Ａ、「３」線の電圧値をＶ３Ａ、としている。また、相管理対象地点Ｂにおける「１」線の電圧値をＶ１Ｂ、「２」線の電圧値をＶ２Ｂ、「３」線の電圧値をＶ３Ｂ、としている。また、本実施形態では、相管理対象地点Ａにおける「１」線の電圧値Ｖ１Ａ、「２」線の電圧値Ｖ２Ａ、及び「３」線の電圧値Ｖ３Ａの平均値をＶＡ、相管理対象地点Ｂにおける「１」線の電圧値Ｖ１Ｂ、「２」線の電圧値Ｖ２Ｂ、及び「３」線の電圧値Ｖ３Ｂの平均値をＶＢとしている。

相管理対象地点Ａの各線と相管理対象地点Ｂの各線とを対応付けた対応関係、すなわち、相管理対象地点Ａの各線の電圧値Ｖ１Ａ，Ｖ２Ａ，Ｖ３Ａと、相管理対象地点Ｂの各線の電圧値Ｖ１Ｂ，Ｖ２Ｂ，Ｖ３Ｂとの対応関係は、Ｖ１Ａ及びＶ１Ｂ、Ｖ１Ａ及びＶ２Ｂ、Ｖ１Ａ及びＶ３Ｂ、Ｖ２Ａ及びＶ１Ｂ、Ｖ２Ａ及びＶ２Ｂ、Ｖ２Ａ及びＶ３Ｂ、Ｖ３Ａ及びＶ１Ｂ、Ｖ３Ａ及びＶ２Ｂ、Ｖ３Ａ及びＶ３Ｂ、の９通りの対応関係が存在する。

第１相判定部５１１は、まず、これら９通りの対応関係において、それぞれの電圧値の差分である第１差分（Ｖ１Ｂ−Ｖ１Ａ、Ｖ１Ｂ−Ｖ２Ａ、Ｖ１Ｂ−Ｖ３Ａ、Ｖ２Ｂ−Ｖ１Ａ、Ｖ２Ｂ−Ｖ２Ａ、Ｖ２Ｂ−Ｖ３Ａ、Ｖ３Ｂ−Ｖ１Ａ、Ｖ３Ｂ−Ｖ２Ａ、Ｖ３Ｂ−Ｖ３Ａ）を求める。

また、第１相判定部５１１は、相管理対象地点Ａの各線の電圧値の平均値ＶＡ（＝（Ｖ１Ａ＋Ｖ２Ａ＋Ｖ３Ａ）／３）と相管理対象地点Ｂの各線の電圧値の平均値ＶＢ（＝（Ｖ１Ａ＋Ｖ２Ａ＋Ｖ３Ａ）／３）とを求め、これら平均値ＶＡと平均値ＶＢとの差分である第２差分（ＶＢ−ＶＡ）とを求める。

相管理対象地点Ａの各線と相管理対象地点Ｂの各線とがそれぞれ１対１で対応する組み合わせは、図３９，４０，４１，４２，４３，４４に示すように、それぞれ、上述した９通りの対応関係のうちの３通りの対応関係を持つ６通りの組み合わせが存在する。

実施形態２において、第１相判定部５１１は、下式（７）、（８）、（９）、（１０）、（１１）、（１２）を用いて、図３９，４０，４１，４２，４３，４４に示す６つの組み合わせ毎に、上述した第１差分と上述した第２差分との差分である第３差分の平均値ＶＢＡ７，ＶＢＡ８，ＶＢＡ９，ＶＢＡ１０，ＶＢＡ１１，ＶＢＡ１２を求める。なお、下式（７）は図３９に対応し、下式（８）は図４０に対応し、下式（９）は図４１に対応し、下式（１０）は図４２に対応し、下式（１１）は図４３に対応し、下式（１２）は図４４に対応する。

ＶＢＡ７＝（｜（Ｖ３Ｂ−Ｖ１Ａ）−（ＶＢ−ＶＡ）｜
＋｜（Ｖ３Ｂ−Ｖ１Ａ）−（ＶＢ−ＶＡ）｜
＋｜（Ｖ１Ｂ−Ｖ２Ａ）−（ＶＢ−ＶＡ）｜）／３ ・・・（７）

ＶＢＡ８＝（｜（Ｖ１Ｂ−Ｖ１Ａ）−（ＶＢ−ＶＡ）｜
＋｜（Ｖ１Ｂ−Ｖ１Ａ）−（ＶＢ−ＶＡ）｜
＋｜（Ｖ２Ｂ−Ｖ２Ａ）−（ＶＢ−ＶＡ）｜）／３ ・・・（８）

ＶＢＡ９＝（｜（Ｖ２Ｂ−Ｖ１Ａ）−（ＶＢ−ＶＡ）｜
＋｜（Ｖ２Ｂ−Ｖ１Ａ）−（ＶＢ−ＶＡ）｜
＋｜（Ｖ３Ｂ−Ｖ２Ａ）−（ＶＢ−ＶＡ）｜）／３ ・・・（９）

ＶＢＡ１０＝（｜（Ｖ２Ｂ−Ｖ１Ａ）−（ＶＢ−ＶＡ）｜
＋｜（Ｖ２Ｂ−Ｖ１Ａ）−（ＶＢ−ＶＡ）｜
＋｜（Ｖ１Ｂ−Ｖ２Ａ）−（ＶＢ−ＶＡ）｜）／３ ・・・（１０）

ＶＢＡ１１＝（｜（Ｖ１Ｂ−Ｖ１Ａ）−（ＶＢ−ＶＡ）｜
＋｜（Ｖ１Ｂ−Ｖ１Ａ）−（ＶＢ−ＶＡ）｜
＋｜（Ｖ３Ｂ−Ｖ２Ａ）−（ＶＢ−ＶＡ）｜）／３ ・・・（１１）

ＶＢＡ１２＝（｜（Ｖ３Ｂ−Ｖ１Ａ）−（ＶＢ−ＶＡ）｜
＋｜（Ｖ３Ｂ−Ｖ１Ａ）−（ＶＢ−ＶＡ）｜
＋｜（Ｖ２Ｂ−Ｖ２Ａ）−（ＶＢ−ＶＡ）｜）／３ ・・・（１２）

そして、第１相判定部５１１は、上式（７）、（８）、（９）、（１０）、（１１）、（１２）の演算結果を比較し、最も小さい値となる組み合わせを選択する。図３９，４０，４１，４２，４３，４４に示す組み合わせでは、（７）式の演算結果であるＶＢＡ７が最も小さい値となるため、図３９に示す組み合わせを選択することとなる。

ここで、相管理対象地点Ａにおける相が既知、例えば、相管理対象地点Ａにおける「１」線がＵ相、「２」線がＶ相、「３」線がＷ相であることが既知であれば、図３９に示すように、相管理対象地点Ａにおける「１」線に対応する相管理対象地点Ｂにおける「３」線がＵ相、相管理対象地点Ａにおける「２」線に対応する相管理対象地点Ｂにおける「１」線がＶ相、相管理対象地点Ａにおける「３」線に対応する相管理対象地点Ｂにおける「２」線がＷ相であると推定することができる。

従って、実施形態１と同様に、相管理対象地点ａにおける「１」線がＵ相、「２」線がＶ相、「３」線がＷ相であることは既知であるものとすれば、上述した実施形態２に係る第１相判定処理を、第１分割区間、第２分割区間、第３分割区間、第４分割区間、第５分割区間の各分割区間毎に実施することで、各相管理対象地点ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆにおける各線の相を推定することができる。

上述したように、本実施形態に係る第１相判定部５１１は、第１相判定処理において、２つの相管理対象地点の一方の相管理対象地点における各線と他方の相管理対象地点おける各線とを対応付けた９つの対応関係における各電圧値の差分である第１差分をそれぞれ求め、一方の各相管理対象地点の各線の電圧値の平均値と他方の各相管理対象地点の各線の電圧値の平均値との差分である第２差分を求め、９つの対応関係のうち、一方の相管理対象地点における各線と他方の相管理対象地点における各線とが１対１で対応する６つの組み合わせ毎に、各第１差分と第２差分との差分である第３差分の平均値を求め、６つの組み合わせのうち、各第３差分の平均値が最も小さくなる組み合わせを選択し、各第３差分の平均値が最も小さくなる組み合わせにおいて、各線の相が既知である一方の相管理対象地点の各線の相に他方の相管理対象地点の各線の相を一致させる態様であっても、実施形態１と同様に、各相管理対象地点における各線の相を推定することができる。

以上説明したように、実施形態２に係る配電経路相管理支援方法における配電経路相管理支援処理の第１相判定処理では、２つの相管理対象地点の一方の相管理対象地点における各線と他方の相管理対象地点おける各線とを対応付けた９つの対応関係における各電圧値の差分である第１差分をそれぞれ求め、一方の各相管理対象地点の各線の電圧値の平均値と他方の各相管理対象地点の各線の電圧値の平均値との差分である第２差分を求め、９つの対応関係のうち、一方の相管理対象地点における各線と他方の相管理対象地点における各線とが１対１で対応する６つの組み合わせ毎に、各第１差分と第２差分との差分である第３差分の平均値を求め、６つの組み合わせのうち、各第３差分の平均値が最も小さくなる組み合わせを選択し、各第３差分の平均値が最も小さくなる組み合わせにおいて、各線の相が既知である一方の相管理対象地点の各線の相に他方の相管理対象地点の各線の相を一致させる態様とすることで、実施形態１と同様に、各相管理対象地点における各線の相を推定することができる。

１ 変電所
２ 高圧配電経路（配電経路）
３ 運転制御センター
４ 配電自動化システム
５ 配電経路相管理支援装置（制御装置）
６ データベースサーバ
２０，２０ａ，２０ｂ，２０ｃ，２０ｄ，２０ｅ，２０ｆ センサー内蔵型開閉装置
２１ 開閉器
２２ 電圧検出器
２３ ノイズ検出器
５１ 処理部
５２ 記憶部
５３ 通信部
５４ 入力部
５５ 表示部
５６ バス
７０，７０ａ，７０ｂ 配電経路相管理情報
７１ 設備情報
７２ 配電経路相管理支援処理実施日時
７３ 電圧値情報
７４ ノイズ情報
７５ 第１相情報
７６ 第２相情報
７７ 相情報
７８ 捻架推定箇所情報
７９，７９ａ 配電経路相管理情報表示画面
８０ 第１相判定処理結果表示画面
８０ｓ 第１相判定処理結果表示ボタン
８１ 第２相判定処理結果表示画面
８１ｓ 第２相判定処理結果表示ボタン
１００ 配電経路相管理支援システム
５１１ 第１相判定部
５１２ 第２相判定部
５１３ 相照合部
ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，ｆ 相管理対象地点
ＢＲ 大負荷
Ｄ 分散型電源設備
ＮＲ ノイズ源負荷
Ｒ 負荷
Ｓ 開閉装置
ＶＲ 高圧自動電圧調整器

Claims (18)

1. ３相交流の配電経路上に設けられた複数の相管理対象地点において、前記３相交流を配電する各線の電圧値と、前記各線に重畳するノイズ成分とを検出し、
   前記電圧値に基づき、各前記相管理対象地点における前記各線の相を推定する第１相判定処理ステップと、
   前記ノイズ成分に基づき、各前記相管理対象地点における前記各線の相を推定する第２相判定処理ステップと、
   各前記相管理対象地点における前記各線毎に、前記第１相判定処理ステップによって推定される相と、前記第２相判定処理ステップによって推定される相とを照合し、当該照合結果に基づき、各前記相管理対象地点における前記各線の相を特定する相照合処理ステップと、
   を有する
   配電経路相管理支援方法。
2. 前記相照合処理ステップにおいて、
   前記第１相判定処理ステップによって推定される相と、前記第２相判定処理ステップによって推定される相とが一致している場合に、当該一致した相を各前記相管理対象地点における前記各線の相として特定する
   請求項１に記載の配電経路相管理支援方法。
3. 前記相照合処理ステップにおいて、
   前記第１相判定処理ステップによって推定される相と前記第２相判定処理ステップによって推定される相とが一致していない場合に、前記配電経路上に設けられた負荷及び設備に応じて、前記第１相判定処理ステップによって推定される相及び前記第２相判定処理ステップによって推定される相のうちの何れか一方を各前記相管理対象地点における前記各線の相として特定する
   請求項１に記載の配電経路相管理支援方法。
4. 前記相照合処理ステップにおいて、
   前記負荷及び前記設備が前記相管理対象地点間における特定相の電圧変動要因であると見做した場合に、前記第２相判定処理ステップによって推定される相を各前記相管理対象地点における前記各線の相として特定する
   請求項３に記載の配電経路相管理支援方法。
5. 前記相照合処理ステップにおいて、
   前記負荷及び前記設備が前記相管理対象地点間における特定相の電圧変動要因ではないと見做した場合に、前記第１相判定処理ステップによって推定される相を各前記相管理対象地点における前記各線の相として特定する
   請求項３に記載の配電経路相管理支援方法。
6. 前記第１相判定処理ステップにおいて、
   ２つの前記相管理対象地点の一方の前記相管理対象地点における前記各線と他方の前記相管理対象地点おける前記各線とを対応付けた９つの対応関係における各前記電圧値の差分をそれぞれ求め、
   前記９つの対応関係のうち、一方の前記相管理対象地点における前記各線と他方の前記相管理対象地点における前記各線とが１対１で対応する６つの組み合わせ毎に、各前記差分の平均値を求め、
   前記６つの組み合わせのうち、各前記差分の平均値が最も小さくなる組み合わせを選択し、
   各前記差分の平均値が最も小さくなる組み合わせにおいて、前記各線の相が既知である一方の前記相管理対象地点の前記各線の相に他方の前記相管理対象地点の前記各線の相を一致させる
   請求項１から請求項５の何れか一項に記載の配電経路相管理支援方法。
7. 前記第１相判定処理ステップにおいて、
   ２つの前記相管理対象地点の一方の前記相管理対象地点における前記各線と他方の前記相管理対象地点おける前記各線とを対応付けた９つの対応関係における各前記電圧値の差分である第１差分をそれぞれ求め、
   一方の前記各相管理対象地点の前記各線の前記電圧値の平均値と他方の前記各相管理対象地点の前記各線の前記電圧値の平均値との差分である第２差分を求め、
   前記９つの対応関係のうち、一方の前記相管理対象地点における前記各線と他方の前記相管理対象地点における前記各線とが１対１で対応する６つの組み合わせ毎に、各前記第１差分と前記第２差分との差分である第３差分の平均値を求め、
   前記６つの組み合わせのうち、各前記第３差分の平均値が最も小さくなる組み合わせを選択し、
   各前記第３差分の平均値が最も小さくなる組み合わせにおいて、前記各線の相が既知である一方の前記相管理対象地点の前記各線の相に他方の前記相管理対象地点の前記各線の相を一致させる
   請求項１から請求項５の何れか一項に記載の配電経路相管理支援方法。
8. 前記第２相判定処理ステップにおいて、
   ２つの前記相管理対象地点の前記各線をそれぞれ１対１で対応付けた６つの組み合わせのうち、各前記ノイズ成分の特徴が同じであると識別できる組み合わせを選択し、
   前記ノイズ成分の特徴が同じであると識別できる組み合わせにおいて、前記各線の相が既知である一方の前記相管理対象地点の前記各線の相に他方の前記相管理対象地点の前記各線の相を一致させる
   請求項１から請求項７の何れか一項に記載の配電経路相管理支援方法。
9. 前記ノイズ成分は、電源周波数の高調波成分を含む
   請求項１から請求項８の何れか一項に記載の配電経路相管理支援方法。
10. ３相交流の配電経路上に設けられた複数の相管理対象地点に設置され、前記３相交流を配電する各線の電圧値を検出する電圧検出器と、
    前記電圧検出器と共に前記相管理対象地点に設置され、前記各線に重畳するノイズ成分を検出するノイズ検出器と、
    前記電圧検出器から出力される前記電圧値の検出結果と前記ノイズ検出器から出力される前記ノイズ成分の検出結果との相互補完により、前記相管理対象地点における前記各線の相を推定する制御装置と、
    を備え、
    前記制御装置は、
    前記電圧値に基づき、各前記相管理対象地点における前記各線の相を推定する第１相判定部と、
    前記ノイズ成分に基づき、各前記相管理対象地点における前記各線の相を推定する第２相判定部と、
    各前記相管理対象地点における前記各線毎に、前記第１相判定部によって推定される相と、前記第２相判定部によって推定される相とを照合し、当該照合結果に基づき、各前記相管理対象地点における前記各線の相を特定する相照合部と、
    を備える
    配電経路相管理支援システム。
11. 前記相照合部は、
    前記第１相判定部によって推定される相と前記第２相判定部によって推定される相とが一致している場合に、当該一致した相を各前記相管理対象地点における前記各線の相として特定する
    請求項１０に記載の配電経路相管理支援システム。
12. 前記相照合部は、
    前記第１相判定部によって推定される相と前記第２相判定部によって推定される相とが一致していない場合に、前記配電経路上に設けられた負荷及び設備に応じて、前記第１相判定部によって推定される相及び前記第２相判定部によって推定される相のうちの何れか一方を各前記相管理対象地点における前記各線の相として特定する
    請求項１０に記載の配電経路相管理支援システム。
13. 前記相照合部は、
    前記負荷及び前記設備が前記相管理対象地点間における特定相の電圧変動要因であると見做した場合に、前記第２相判定部によって推定される相を各前記相管理対象地点における前記各線の相として特定する
    請求項１２に記載の配電経路相管理支援システム。
14. 前記相照合部は、
    前記負荷及び前記設備が前記相管理対象地点間における特定相の電圧変動要因ではないと見做した場合に、前記第１相判定部によって推定される相を各前記相管理対象地点における前記各線の相として特定する
    請求項１２に記載の配電経路相管理支援システム。
15. 前記第１相判定部は、
    ２つの前記相管理対象地点の一方の前記相管理対象地点における前記各線と他方の前記相管理対象地点おける前記各線とを対応付けた９つの対応関係における各前記電圧値の差分をそれぞれ求め、
    前記９つの対応関係のうち、一方の前記相管理対象地点における前記各線と他方の前記相管理対象地点における前記各線とが１対１で対応する６つの組み合わせ毎に、各前記差分の平均値を求め、
    前記６つの組み合わせのうち、各前記差分の平均値が最も小さくなる組み合わせを選択し、
    各前記差分の平均値が最も小さくなる組み合わせにおいて、前記各線の相が既知である一方の前記相管理対象地点の前記各線の相に他方の前記相管理対象地点の前記各線の相を一致させる
    請求項１０から請求項１４の何れか一項に記載の配電経路相管理支援システム。
16. 前記第１相判定部は、
    ２つの前記相管理対象地点の一方の前記相管理対象地点における前記各線と他方の前記相管理対象地点おける前記各線とを対応付けた９つの対応関係における各前記電圧値の差分である第１差分をそれぞれ求め、
    一方の前記各相管理対象地点の前記各線の前記電圧値の平均値と他方の前記各相管理対象地点の前記各線の前記電圧値の平均値との差分である第２差分を求め、
    前記９つの対応関係のうち、一方の前記相管理対象地点における前記各線と他方の前記相管理対象地点における前記各線とが１対１で対応する６つの組み合わせ毎に、各前記第１差分と前記第２差分との差分である第３差分の平均値を求め、
    前記６つの組み合わせのうち、各前記第３差分の平均値が最も小さくなる組み合わせを選択し、
    各前記第３差分の平均値が最も小さくなる組み合わせにおいて、前記各線の相が既知である一方の前記相管理対象地点の前記各線の相に他方の前記相管理対象地点の前記各線の相を一致させる
    請求項１０から請求項１４の何れか一項に記載の配電経路相管理支援システム。
17. 前記第２相判定部は、
    ２つの前記相管理対象地点の前記各線をそれぞれ１対１で対応付けた６つの組み合わせのうち、各前記ノイズ成分の特徴が同じであると識別できる組み合わせを選択し、
    各前記ノイズ成分の特徴が同じであると識別できる組み合わせにおいて、前記各線の相が既知である一方の前記相管理対象地点の前記各線の相に他方の前記相管理対象地点の前記各線の相を一致させる
    請求項１０から請求項１６の何れか一項に記載の配電経路相管理支援システム。
18. 前記ノイズ成分は、電源周波数の高調波成分を含む
    請求項１０から請求項１７の何れか一項に記載の配電経路相管理支援システム。

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