WO2013080388A1 - 検出装置および方法、並びに、プログラム - Google Patents

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WO2013080388A1
WO2013080388A1 PCT/JP2011/078444 JP2011078444W WO2013080388A1 WO 2013080388 A1 WO2013080388 A1 WO 2013080388A1 JP 2011078444 W JP2011078444 W JP 2011078444W WO 2013080388 A1 WO2013080388 A1 WO 2013080388A1
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current
value
power system
commercial
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修一 三角
紘 今井
康大 川端
鮫島　裕
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オムロン株式会社
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    • G01R21/133—Arrangements for measuring electric power or power factor by using digital technique
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
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    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
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    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
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    • Y02P80/00—Climate change mitigation technologies for sector-wide applications
    • Y02P80/20—Climate change mitigation technologies for sector-wide applications using renewable energy

Definitions

  • the present invention relates to a detection device and method, and a program, and more particularly, to a detection device and method suitable for use in detecting a power state of a facility including a private power generation device, and a program.
  • the commercial power system In order to measure the voltage of the power system on the commercial power supply side (hereinafter referred to as the commercial power system) in a general home, it is necessary to directly insert a dedicated measuring instrument into the commercial power system.
  • the present invention has been made in view of such a situation, and makes it possible to detect a power state easily and at low cost.
  • the detection device is based on a connection point between a first power system from a commercial power source and a second power system from a power generation unit that supplies power of the same frequency as the commercial power source.
  • a first current transformer that measures a first current on the power system side
  • a second current transformer that measures a second current on the second power system side from the connection point
  • First calculation means for calculating a determination value based on a product of the value and the second current measurement value, and detection means for detecting a power flow direction of the first power system based on the determination value.
  • the first power system from the connection point between the first power system from the commercial power supply and the second power system from the power generation means for supplying power of the same frequency as the commercial power supply.
  • the first current is measured on the power system side of the power source
  • the second current is measured on the second power system side from the connection point
  • the product of the measured value of the first current and the measured value of the second current is obtained.
  • the determination value based on is calculated, and the power flow direction of the first power system is detected based on the determination value.
  • the first calculation means is constituted by, for example, an analog multiplication circuit, an integration circuit, a digital arithmetic circuit, a microcomputer, or various processors.
  • This detection means is constituted by, for example, a comparison circuit or a determination circuit using an operational amplifier or the like, a digital arithmetic circuit, a microcomputer, or various processors.
  • the detecting means detects the power flow direction of the first power system from the commercial power source regardless of the determination value. It can be determined that the power is supplied.
  • the detection unit may determine that the power flow direction of the first power system is a direction in which power is supplied from the commercial power source. it can.
  • This first calculation means can calculate the integrated value of the multiplication values during the n cycles (n is a natural number) of the power of the commercial power supply as the determination value.
  • the first calculation means calculates a value obtained by multiplying the measured value of the first current and the measured value of the second current when the second current reaches a positive or negative peak as the determination value. be able to.
  • Second calculation means for calculating the second power to be supplied can be further provided.
  • the second calculation means is constituted by, for example, a digital arithmetic circuit, a microcomputer, or various processors.
  • the first power is, for example, purchased power
  • the second power is, for example, sales power.
  • the second calculating means is supplied to the load connected to the connection point based on the measured value of the first current, the measured value of the second current, and the power flow direction of the first power system.
  • the third power can be further calculated.
  • the third power is, for example, power consumption.
  • Display means for displaying the first power and the second power can be further provided.
  • This display means includes, for example, various display devices, various light emitting devices, and the like.
  • Communication means for transmitting information including at least one of the first power and the second power, or the measured value of the first current and the power flow direction of the first power system to the outside is further provided. Can do.
  • This communication device is composed of various wired or wireless communication devices, for example.
  • a detection device for detecting a state of power includes a first power system from a commercial power supply and a second power generation unit that supplies power at the same frequency as the commercial power supply.
  • the first current is measured by the first current transformer on the first power system side from the connection point with the power system
  • the second current is measured by the second current transformer on the second power system side from the connection point.
  • a measurement step for measuring the power a calculation step for calculating a determination value based on a multiplication value of the measurement value of the first current and the measurement value of the second current, and the power of the first power system based on the determination value Detecting a tidal current direction.
  • the first point is based on the connection point between the first power system from the commercial power source and the second power system from the power generation means for supplying power of the same frequency as the commercial power source.
  • the first current is measured on the power system side of the power source
  • the second current is measured on the second power system side from the connection point
  • the product of the measured value of the first current and the measured value of the second current is obtained.
  • the determination value based on is calculated, and the power flow direction of the first power system is detected based on the determination value.
  • This calculation step is executed by, for example, an analog multiplication circuit, an integration circuit, a digital arithmetic circuit, a microcomputer, or various processors.
  • This detection step is executed by, for example, a comparison circuit or a determination circuit using an operational amplifier or the like, a digital arithmetic circuit, a microcomputer, or various processors.
  • the detection device is based on a connection point between a first power system from a commercial power source and a second power system from a power generation unit that supplies power having the same frequency as the commercial power source.
  • a measured value of the first current measured by the first current transformer on the power system side and a measured value of the second current measured by the second current transformer on the second power system side from the connection point Calculation means for calculating a determination value based on the multiplication value of and a detection means for detecting the power flow direction of the first power system based on the determination value.
  • the first power system from the connection point between the first power system from the commercial power source and the second power system from the power generation means for supplying power of the same frequency as the commercial power source.
  • Measurement value of the first current measured by the first current transformer on the power system side of the power source and measurement of the second current measured by the second current transformer on the second power system side from the connection point A determination value based on a multiplication value with the value is calculated, and the power flow direction of the first power system is detected based on the determination value.
  • This calculation means is constituted by, for example, an analog multiplication circuit, an integration circuit, a digital arithmetic circuit, a microcomputer, or various processors.
  • This detection means is constituted by, for example, a comparison circuit or a determination circuit using an operational amplifier or the like, a digital arithmetic circuit, a microcomputer, or various processors.
  • the detection device for detecting the state of power includes a first power system from a commercial power source and a second power generator that supplies power at the same frequency as the commercial power source.
  • the measured value of the first current measured by the first current transformer on the first power system side from the connection point with the power system, and the second current transformer on the second power system side from the connection point.
  • the first power system from the connection point between the first power system from the commercial power source and the second power system from the power generation means for supplying power of the same frequency as the commercial power source.
  • Measurement value of the first current measured by the first current transformer on the power system side of the power source and measurement of the second current measured by the second current transformer on the second power system side from the connection point A determination value based on a multiplication value with the value is calculated, and the power flow direction of the first power system is detected based on the determination value.
  • This calculation step is executed by, for example, an analog multiplication circuit, an integration circuit, a digital arithmetic circuit, a microcomputer, or various processors.
  • This detection step is executed by, for example, a comparison circuit or a determination circuit using an operational amplifier or the like, a digital arithmetic circuit, a microcomputer, or various processors.
  • the program according to the second aspect of the present invention is the first power from the connection point between the first power system from the commercial power source and the second power system from the power generation means for supplying power of the same frequency as the commercial power source.
  • the computer is caused to execute a process including a calculation step of calculating a determination value based on the multiplication value of and a detection step of detecting a power flow direction of the first power system based on the determination value.
  • the connection point between the first power system from the commercial power source and the second power system from the power generation means that supplies power of the same frequency as the commercial power source.
  • a determination value based on a multiplication value of the measured current value is calculated, and a power flow direction of the first power system is detected based on the determination value.
  • the first aspect or the second aspect of the present invention it is possible to detect the power state easily and at low cost.
  • FIG. 1 is a block diagram showing an embodiment of a power monitoring system to which the present invention is applied. It is a figure which shows the example of the installation position of a current transformer. It is a flowchart for demonstrating a power monitoring process. It is a graph which shows the example of the phase difference of the voltage and electric current by load. It is a graph which shows the other example of the phase difference of the voltage and electric current by load. It is a figure for demonstrating the calculation method of a judgment value. It is a figure for demonstrating the calculation method of a judgment value. It is a graph which shows the example of the waveform of an electric current when a capacitive load is connected. It is a figure for demonstrating the calculation method of a judgment value.
  • Embodiment 2 modes for carrying out the present invention (hereinafter referred to as embodiments) will be described. The description will be given in the following order. 1. Embodiment 2. FIG. Modified example
  • FIG. 1 is a block diagram showing an embodiment of a power monitoring system 101 to which the present invention is applied, and FIG. 2 shows an example of installation positions of current transformers 111p and 111c of the power monitoring system 101.
  • the left side of the dotted line in FIG. 2 is assumed to be the home of the home where the power monitoring system 101 and the solar power generation system 151 are provided.
  • the power system from the solar power generation system 151 to the connection point C is referred to as a generated power system
  • the power system from the commercial power supply 152 to the connection point C is referred to as a commercial power system
  • the connection from the connection point C to the load 153 The power system is referred to as a load power system.
  • each power system is configured by a single-phase two-wire system in the house.
  • the power monitoring system 101 is a system that detects and monitors the state of power in the house. As will be described later, the power monitoring system 101 detects the flow direction of the power of the commercial power system (hereinafter referred to as “commercial power”) based on the current i p1 and the current i c1 , and the power purchase state or the power sale state It is determined which one is. In addition, the power monitoring system 101 measures the generated power of the solar power generation system 151 and the surplus power of the solar power generation system 151, and the sales power supplied from the solar power generation system 151 to the commercial power system. Furthermore, the power monitoring system 101 uses the purchased power supplied from the commercial power supply 152 to the commercial power grid, and the power consumption supplied from the solar power generation system 151 and the commercial power supply 152 to the load power grid and consumed by the load 153. taking measurement.
  • commercial power the commercial power system
  • the solar power generation system 151 is configured to include a solar cell module 161 and a PV (Photo Voltaic) controller 162.
  • the solar cell module 161 generates DC power by solar power generation and supplies the generated DC power to the PV controller 162.
  • the PV controller 162 converts the DC power from the solar cell module 161 into AC power having substantially the same voltage and frequency as the commercial power supply 152, and synchronizes the phase of the converted AC power voltage with the voltage phase of the commercial power supply 152. Let Then, the PV controller 162 outputs the AC power (hereinafter referred to as generated power).
  • the load 153 includes various electric devices such as electric appliances such as a refrigerator.
  • connection point C is a point where the generated power system and the commercial power system merge and the load power system is branched.
  • the connection point C corresponds to a distribution board in the home, for example.
  • the power monitoring system 101 is configured to include a current transformer 111p, a current transformer 111c, and a detection device 112.
  • the detection device 112 is configured to include a measurement unit 121p, a measurement unit 121c, a calculation unit 122, a display unit 123, and a communication unit 124.
  • Current transformer 111p is installed in line between the connection points C and photovoltaic system 151, to measure the current i p1 of the generator power system. More precisely, the current transformer 111p converts the current i p1 (primary current) into the current i p2 (secondary current) and supplies it to the measuring unit 121p. In the following, the current i p1 is when flowing in the direction of arrow Ap1, current ip2 is the direction of flow in the direction of arrow Ap2, it is assumed that current transformer 111p is installed.
  • the measurement unit 121p converts the current i p2 into the voltage v p2 by the built-in resistor Rp.
  • the voltage v p2, the current i p1 flows in the direction of arrow Ap1, a positive value when the current i p2 flows in the direction of arrow Ap2, current i p1 flows in the opposite direction to the arrow Ap1, the current i p2 When flowing in the direction opposite to the arrow Ap2, it becomes a negative value. That is, the phase of the current i p1 matches the phase of the voltage v p2 when the direction of the arrow Ap1 is positive.
  • the measurement unit 121p supplies a signal indicating the voltage v p2 (hereinafter referred to as a signal v p2 ) to the calculation unit 122.
  • the current transformer 111c is installed in the home wiring between the commercial power supply 152 and the connection point C, and measures the current ic1 of the commercial power system. More precisely, the current transformer 111c converts the current i c1 (primary current) into the current i c2 (secondary current) and supplies it to the measuring unit 121c.
  • the current i c1 is when flowing in the direction of the Ac1 arrow
  • current ic2 is the direction of flow in the direction of arrow Ac2, it is assumed that current transformer 111c are installed.
  • Measurement unit 121c converts the current i c2 to the voltage v c2 by a built-in resistor Rc.
  • the voltage v c2 the current i c1 flows in the direction of the Ac1 arrow, a positive value when the current i c2 flows in the direction of arrow Ac2, current i c1 flows in the opposite direction to the Ac1 arrow, the current i c2 When flowing in the direction opposite to the arrow Ac2, the value is negative. That is, the phase of the current i c1 and the phase of the voltage v c2 are the same when the direction of the arrow Ac1 is positive.
  • the power factor of a general household load is cos ( ⁇ / 6) or more.
  • the measurement unit 121c a signal indicating a voltage v c2 (hereinafter, referred to as a signal v c2) supplies the arithmetic unit 122.
  • the calculation unit 122 is configured by, for example, a microcomputer, and includes a conversion unit 131, a determination value calculation unit 132, a tidal direction detection unit 133, and a power calculation unit 134.
  • the conversion unit 131 converts the value of the voltage v p2 indicated by the signal v p2 into the value of the current i p1 based on the known current transformation ratio of the current transformer 111p and the resistance value of the resistor Rp, and converts the converted value to The determination value calculation unit 132 and the power calculation unit 134 are notified. Further, the conversion unit 131 converts the value of the voltage v c2 indicated by the signal v c2 into the value of the current i c1 based on the known current transformation ratio of the current transformer 111c and the resistance value of the resistor Rc, and performs conversion. The value is notified to the judgment value calculator 132 and the power calculator 134.
  • the determination value calculation unit 132 calculates a determination value used for detecting the flow direction of the commercial power based on the measured value of the current i p1 and the measured value of the current i c1 .
  • the determination value calculation unit 132 notifies the tidal direction detection unit 133 of the calculated determination value.
  • the power flow direction detection unit 133 detects the power flow direction of the commercial power based on the determination value calculated by the determination value calculation unit 132 and notifies the power calculation unit 134 of the detected result.
  • the power calculator 134 generates generated power, sold power, purchased power, and the measured value of the current i p1 , the measured value of the current i c1 , and the detection result of the flow direction of the commercial power. Calculate power consumption.
  • the power calculation unit 134 notifies the display unit 123 and the communication unit 124 of the calculated result.
  • the display unit 123 includes, for example, a display device such as an LCD (Liquid Crystal Display) or a light emitting device such as an LED (Light Emitting Diode), and displays the power state of each unit.
  • a display device such as an LCD (Liquid Crystal Display) or a light emitting device such as an LED (Light Emitting Diode), and displays the power state of each unit.
  • LCD Liquid Crystal Display
  • LED Light Emitting Diode
  • the communication unit 124 includes various communication devices, and transmits power state information indicating the power state of each unit to an external device. Note that an arbitrary method can be adopted as a communication method of the communication unit 124 regardless of wired or wireless.
  • step S1 the power monitoring system 101 measures current.
  • the current transformer 111p converts a current i p1 flowing through the generated power system into a current i p2 , and supplies the current i p2 to the measurement unit 121p.
  • Measuring unit 121p converts the current i p2 into voltage v p2, and supplies a signal v p2 that indicates the voltage v p2 to the converter 131.
  • the current transformer 111c converts the current i c1 flowing through the commercial power system into the current i c2 and supplies it to the measurement unit 121c.
  • Measurement unit 121c converts the current i c2 to the voltage v c2, and supplies a signal v c2 showing the voltage v c2 to the converter 131.
  • the converter 131 converts the value of the voltage v p2 indicated by the signal v p2 into the value of the current i p1 and notifies the determination value calculator 132 and the power calculator 134 of the converted value.
  • the conversion unit 131 converts the value of the voltage v c2 indicated by the signal v c2 into the value of the current i c1 and notifies the converted value to the determination value calculation unit 132 and the power calculation unit 134.
  • step S2 the determination value calculation unit 132 calculates a determination value and notifies the tidal direction detection unit 133 of the calculated determination value.
  • step S3 the power flow direction detection unit 133 detects the power flow direction on the commercial side based on the determination value, and notifies the power calculation unit 134 of the detected power flow direction.
  • the determination value V1 obtained by the following equation (1) is used.
  • the determination value V1 is a value obtained by integrating a multiplication value of the instantaneous value of the current i p1 and the instantaneous value of the current i c1 at substantially the same time for one cycle. Therefore, when the phase of the current i p1 is ⁇ p and the phase of the current i c1 is ⁇ c, the determination value V1 ⁇ 0 when
  • the power factor of a general household load is cos ( ⁇ / 6) or more. Therefore, the phase difference between the voltage waveform and the current waveform is ⁇ / 6 or less.
  • FIG. 4 is a graph showing a result of applying an AC voltage of 100 V to a fluorescent lamp and measuring a current with a current transformer.
  • the horizontal axis indicates time
  • the vertical axis indicates voltage and current.
  • a waveform 201 indicates a voltage waveform
  • a waveform 202 indicates a current waveform when a current transformer is attached in a direction in which the current value is positive when the voltage and current are in phase
  • a waveform 203 indicates the voltage and current
  • the waveform of the current when the current transformer is attached in the direction in which the current value becomes positive when the current is in reverse phase is shown.
  • the phase difference between the voltage applied to the fluorescent lamp and the current flowing through the fluorescent lamp is about 11.5 degrees ( ⁇ / 6).
  • FIG. 5 is a graph showing the results of measuring the current with a current transformer attached in a direction in which the current value becomes positive when an AC voltage of 100 V is applied to another load and the voltage and current are in phase. is there.
  • the horizontal axis indicates time
  • the vertical axis indicates voltage and current.
  • a waveform 211 indicates a voltage waveform
  • a waveform 212 indicates a current waveform when the load is a microwave oven
  • a waveform 213 indicates a current waveform when the load is a personal computer and a display.
  • the phase difference between the voltage and the current is smaller than ⁇ / 6.
  • phase difference between the voltage v p1 and the current i p1 of the generated power system is within ⁇ ⁇ / 6.
  • phase difference between the voltage v c1 and the current i c1 of the commercial power system is within ⁇ ⁇ / 6 in the power purchase state and within the range of ⁇ ⁇ ⁇ / 6 in the power sale state. be able to.
  • ⁇ ⁇ / 3 it can be assumed that
  • the determination value V2 obtained by the following equation (2) is used.
  • FIG. 6 shows an example of waveforms of the current i p1 and the current i c1 in the power sale state, the horizontal axis shows time, and the vertical axis shows the current value. Moreover, the circle mark and square mark of FIG. 6 have shown the sampling point. In order to make the figure easy to understand, only a part of the sampling points is shown in FIG.
  • k in the equation (2) indicates the number of sampling points of the current i p1 and the current i c1
  • m indicates the number of samplings per cycle.
  • i p1 [k] indicates the sampling value of the current i p1 at the k th sampling point
  • i c1 [k] indicates the sampling value of the current i c1 at the k th sampling point.
  • the determination value V2 is a value obtained by integrating a multiplication value of sampling values of the current i p1 and the current i c1 at substantially the same time for one period. Therefore, similarly to the determination value V1, the determination value V2 ⁇ 0 when
  • the determination value V1 it can be determined that the power purchase state is obtained when the determination value V2 ⁇ 0, and the power sale state can be determined when the determination value V2 ⁇ 0.
  • the determination value V3 obtained by the following equation (3) may be used.
  • V3 i p1 (t max ) ⁇ i c1 (t max ) (3)
  • the determination value V1 it can be determined that the power purchase state is obtained when the determination value V3 ⁇ 0, and the power sale state can be determined when the determination value V3 ⁇ 0. .
  • the determination value V4 may be used.
  • V4 i p1 (t min ) ⁇ i c1 (t min ) (4)
  • FIG. 8 shows an example of waveforms of the current i p1 and the current i c1 in the power sale state when the load 153 is mainly a capacitive load (capacitor load).
  • the horizontal axis indicates time, and the vertical axis indicates current.
  • the current ip1 of the generated power system has a pulse-like waveform in which a sharp peak appears for a short time.
  • current i p1 and the current i multiplied value than the threshold value V1 or the determination value V2 obtained by integrating for one period of c1, generation power system current i p1 time of the current as a peak i p1 and current i c1 If the determination value V3 or the determination value V4, which is an integrated value of the above, is used, the detection accuracy of the commercial power may be higher in the detection direction.
  • the determination value is calculated using the current i p1 and the current i c1 measured in different periods. Also good.
  • n in equation (5) is a natural number.
  • the determination value V5 is a value obtained by integrating the product of the instantaneous value of the current i p1 and the instantaneous value of the current ic1 delayed by n cycles for one cycle. Therefore, as in the case of using the determination value V1, it can be determined that the power purchase state is obtained when the determination value V5 ⁇ 0, and the power sale state can be determined when the determination value V5 ⁇ 0.
  • the determination value V ⁇ b > 6 is a value obtained by integrating a multiplication value of the sampling value of the current i p ⁇ b > 1 and the sampling value of the current i c ⁇ b > 1 delayed by n cycles for one cycle. Therefore, as in the case of using the determination value V1, it can be determined that the power purchase state is obtained when the determination value V6 ⁇ 0, and the power sale state can be determined when the determination value V6 ⁇ 0.
  • step S ⁇ b> 4 the power calculation unit 134 calculates the power of each unit. Specifically, the power calculating section 134, when the electric power generated by the photovoltaic power generation system 151 and P p, the following equation (7) to calculate the generated power P p.
  • vr p1 represents the effective value of the voltage v p1 , and for example, the nominal value of the output voltage of the photovoltaic power generation system 151 is used. Note that the measured value of the effective value of the voltage v p1 may be acquired from the photovoltaic power generation system 151 and used.
  • ir p1 represents the effective value of the current i p1, is calculated based on the measured value of the current i p1.
  • PF p represents the power factor of the generated power system, and is a constant set based on, for example, an experimental result, an actual measurement result, or a theoretical formula.
  • the power calculating unit 134 calculates the purchased power P by the following formula (8) and formula (9) when it is determined that the power is being purchased. cb and sales power Pcs are calculated.
  • vr c1 represents an effective value of the voltage v c1 , and, for example, the nominal voltage of the commercial power supply 152 is used. Since the output voltage of the solar power generation system 151 is controlled to be equal to the voltage of the commercial power supply 152, the measured value of the effective value of the voltage v p1 is obtained from the solar power generation system 151, and the voltage vr c1 You may make it use as.
  • ir c1 represents the effective value of the current i c1, are calculated based on the measured value of the current i c1.
  • PF c represents the power factor of the commercial power system, and is a constant set based on, for example, an experimental result, an actual measurement result, or a theoretical formula.
  • the power calculator 134 calculates the purchased power P cb and the sold power P cs according to the following equations (10) and (11).
  • the power calculating section 134 if it is determined that the power purchasing state, the following equation (12) to calculate the load power P l of the load 153.
  • PF l represents the power factor of the load power system, and is a constant set based on, for example, an experimental result, an actual measurement result, or a theoretical formula.
  • the power calculating section 134 if it is determined that the power selling state, the following equation (13) to calculate the load power P l of the load 153.
  • the power calculation unit 134 notifies the display unit 123 and the communication unit 124 of the calculated power value of each unit.
  • step S5 the display unit 123 displays the power state of each unit.
  • the display unit 123 displays the calculated generated power P p , the sold power P cs , the purchased power P cb , and the load power P 1 using a numerical value or a time series graph.
  • the display unit 123 displays on the screen whether characters are in a power purchase state or a power sale state with characters, symbols, icons, etc., or lights, blinks, changes in color, etc. by LEDs. It is indicated by.
  • step S6 the communication unit 124 notifies the power state of each unit. Specifically, the communication unit 124 is in the calculated power generation power P p , sales power P cs , purchase power P cb , load power P l , and any state of power purchase or power sale. The power state information including these is transmitted to an external device.
  • the external device of the transmission destination for example, accumulates the received information or analyzes the power usage status based on the received information.
  • the measured values of the current i p1 and the current i c1 may be included in the power state information. Further, it is not always necessary to transmit all the information described above. For example, the information to be transmitted may be selected according to the necessity of the transmission destination device.
  • the transmission of the power state information is not necessarily performed every time in the loop process of the power monitoring process, and is performed at a predetermined timing, for example, every predetermined period or when the amount of information stored exceeds a predetermined amount. You can do that.
  • the power status information may be transmitted in response to a request from an external device.
  • step S1 the process returns to step S1, and the processes after step S1 are executed.
  • the power monitoring system 101 can be installed safely and uninterrupted, and the installation of the power monitoring system 101 is facilitated, and the necessary cost can be reduced. As a result, it is possible to detect the power state easily and at low cost. Furthermore, the safety and reliability of the entire power monitoring system 101 can be improved by omitting a voltage measuring device that requires high safety and reliability.
  • FIG. 10 shows an example of a current transformer installation method in the case of a single-phase three-wire system.
  • two current transformers current transformer 251 and current transformer 252 are connected between voltage line L1 and neutral line N (hereinafter referred to as L1 phase), and voltage line L2 And the neutral line N (hereinafter referred to as L2 phase).
  • the L1 phase current i p1 when the measurement of the current i p1 and the current i c1 is performed discretely and serially, for example, the L1 phase current i p1 , the L1 phase current i c1 , and the L2 phase current It is better to continuously measure the current of the same phase as in the order of i p1 , L2 phase current i c1,.
  • the multiplication value of the current i p1 and the current i c1 is integrated for one period. (n is a natural number of 2 or more).
  • the installation direction of the current transformer 111p and the current transformer 111c is not limited to the above-described example, and can be set in an arbitrary direction.
  • the determination result of the power flow direction of the commercial side power is reverse to the above-described example.
  • the determination values are calculated after converting the values of the voltage v p2 and the voltage v c2 into the values of the current i p1 and the current i c1 , but the voltage v p2 and the voltage v c2 are The determination value may be calculated as it is. In this case, basically, it is only necessary to replace the current i p1 and the current i c1 in the expressions (1) to (6) described above with the voltage v p2 and the voltage v c2 .
  • the power factor of the current ip1 may be minimized immediately before the solar cell module 161 starts power generation or immediately after power generation ends.
  • FIG. 11 shows an example of transition of the effective value of the current ip1 before and after the solar cell module 161 starts morning power generation.
  • a circled portion in this figure indicates a time zone immediately before the solar cell module 161 starts power generation.
  • the current i p1 is generated even though the solar cell module 161 is not generating power. May flow.
  • the current i p1 at this time is mainly generated when the current flows into a capacitive load such as a capacitor in the PV controller 162, and has a phase greatly different from the current i p1 when the solar cell module 161 generates power.
  • FIG. 12 shows an example of transition of the effective value of the current ip1 before and after the solar cell module 161 stops evening power generation.
  • a circled portion in this figure indicates a time zone immediately after the solar cell module 161 stops generating power, and the current ip1 is not generated even though the solar cell module 161 does not generate power as in this example. May flow.
  • the current i p1 at this time is also mainly generated when the current flows into a capacitive load such as a capacitor in the PV controller 162, and the phase greatly differs from the current i p1 during power generation of the solar cell module 161.
  • the current i p1 whose phase is significantly different from that at the time of power generation of the solar cell module 161 flows, so that the flow direction of the commercial power is reversed from the actual one. May be detected.
  • the solar cell module 161 is not generating power, it is determined that the power flow direction of the commercial-side power is in the power sale state, and the power is purchased from the commercial power supply 152, on the contrary. May be determined to be selling. If this occurs, for example, when the power consumption of the load 153 is large and a large amount of power is purchased from the commercial power supply 152, the calculation result of the sales power and the purchased power will be greatly upset.
  • FIG. 13 shows a configuration example of the power monitoring system 301 that prevents erroneous detection of the commercial power flow direction.
  • portions corresponding to those in FIG. 1 are denoted by the same reference numerals, and description of portions having the same processing will be omitted as appropriate since description thereof will be repeated.
  • the power monitoring system 301 is different from the power monitoring system 101 in FIG. 1 in that a detection device 311 is provided instead of the detection device 112.
  • the detection device 311 is different from the detection device 112 in that a calculation unit 321 is provided instead of the calculation unit 122.
  • the calculation unit 321 is different from the calculation unit 122 in that a tidal direction detection unit 331 is provided instead of the tidal direction detection unit 133.
  • the power flow direction detection unit 331 detects the power flow direction of the commercial power based on the measured values of the current i p1 and the current i c1 in addition to the determination value calculated by the determination value calculation unit 132, and the detected result Notify the power calculator 134.
  • the processing in steps S101 to S103 is the same as the processing in steps S1 to S3 in FIG. That is, the current i p1 and the current i c1 are measured, the determination value is calculated, and the flow direction of the commercial power is determined based on the determination value.
  • step S104 the power flow direction detection unit 331 determines whether or not the determination result of the process in step S103 is a power sale state. If it is determined that the determination result is the power sale state, the process proceeds to step S105.
  • step S105 the power flow direction detection unit 331 determines whether the current of the commercial power system is larger than the current of the generated power system. In other words, the power flow direction detection unit 331 compares the effective value of the current i c1 with the effective value of the current i p1 , and determines that the effective value of the current i c1 is larger, the process proceeds to step S106.
  • step S106 the power flow direction detection unit 331 corrects the power flow direction to the power purchase state. That is, in a power selling state flow direction, and a state in which the effective value is greater than the effective value of the current i p1 of the current i c1 is larger power than the power generation amount of the solar power generation system 151 is supplied to the commercial power source 152 side It is a state that cannot occur in reality. Therefore, the power flow direction detection unit 331 determines that an erroneous detection of the power flow direction of commercial power has occurred, and corrects the detection result of the power flow direction from the power sale state to the power purchase state. Then, the power flow direction detection unit 331 notifies the power calculation unit 134 of the corrected power flow direction.
  • step S105 determines whether the effective value of the current i c1 is equal to or less than the effective value of the current i p1 . If it is determined in step S105 that the effective value of the current i c1 is equal to or less than the effective value of the current i p1 , the process of step S106 is skipped, the flow direction is not corrected, and the process proceeds to step S107. . At this time, the power flow direction detection unit 331 notifies the power calculation unit 134 of the power flow direction determined in the process of step S103.
  • step S104 If it is determined in step S104 that the determination result is a power purchase state, the processes in steps S105 and S106 are skipped, and the process proceeds to step S107. At this time, the power flow direction detection unit 331 notifies the power calculation unit 134 that the power flow direction is in the power purchase state.
  • steps S107 to S109 the same processing as in steps S4 to S6 in FIG. 3 is executed, and then the processing returns to step S101, and the processing after step S101 is executed.
  • FIG. 15 is a graph showing conditions for determining that the power is being sold in the process of FIG.
  • the current i when the phase difference ⁇ p ⁇ c between the current i p1 and the current i c1 is ⁇ / 2 ⁇
  • for ⁇ ⁇ / 2 i.e., if the determination value ⁇ 0
  • the shaded portion in the figure indicates an area that is determined to be in the power sale state, and the other portion indicates an area that is determined to be in the power purchase state.
  • step S201 current i p1 and current i c1 are measured in the same manner as in step S1 of FIG.
  • step S202 the power flow direction detection unit 331 determines whether or not the current of the generated power system is equal to or less than a specified value. That is, when the tidal current direction detection unit 331 compares the effective value of the current i p1 with a predetermined specified value and determines that the effective value of the current i p1 is greater than the specified value, the process proceeds to step S203.
  • this predetermined value is set to a value at which the determination of the flow direction is performed stably, for example, 10 times the current detection limit.
  • step S203 a determination value is calculated in the same manner as in step S2 in FIG. 3, and in step S204, the flow direction of commercial power is determined in the same manner as in step S3 in FIG.
  • step S205 as in the process of step S104 of FIG. 14, it is determined whether or not the determination result is a power sale state. When it is determined that the determination result is the power sale state, the process proceeds to step S206.
  • step S206 the power flow direction detection unit 331 determines whether the current of the commercial power system is larger than the current of the generated power system. At this time, the tidal current direction detection unit 331 determines that the current of the commercial power system is larger than the current of the generated power system when the following equation (14) is satisfied, for example, unlike the process of step S105 of FIG.
  • the constant a is a constant of 1 or more, and is set based on, for example, an assumed value of gain error in the measurement units 121p and 121c, the conversion unit 131, and the like.
  • the constant b is a constant equal to or greater than 0, and is set based on, for example, an assumed value of noise error in the measurement units 121p and 121c, the conversion unit 131, and the like.
  • Step S207 when it determines with the electric current of a commercial power grid being larger than the current of a generated power grid, processing progresses to Step S207.
  • step S206 the same determination method as in step S105 in FIG. 14 can be used. Conversely, in step S105 of FIG. 14, it is also possible to use the same determination method as in step S206.
  • step S207 as in the process of step S106 of FIG. 14, the power flow direction is corrected to the power purchase state, the corrected power flow direction is notified to the power calculation unit 134, and then the process proceeds to step S209.
  • step S206 when it is determined in step S206 that the current of the commercial power system is equal to or less than the current of the generated power system, the process of step S207 is skipped, and the flow direction is not corrected, and the process proceeds to step S209. At this time, the power flow direction detection unit 331 notifies the power calculation unit 134 of the power flow direction determined in the process of step S204.
  • step S205 If it is determined in step S205 that the determination result is a power purchase state, the processes in steps S206 and S207 are skipped, and the process proceeds to step S209. At this time, the power flow direction detection unit 331 notifies the power calculation unit 134 that the power flow direction is in the power purchase state.
  • step S202 when it is determined in step S202 that the effective value of the current ip1 is equal to or less than the specified value, the process proceeds to step S208.
  • step S208 the power flow direction detection unit 331 determines that the power flow direction is in the power purchase state. That is, when the effective value of the current ip1 is equal to or less than the specified value, it is determined that the power flow direction is the power purchase state regardless of the determination value. Then, the power flow direction detection unit 331 notifies the power calculation unit 134 that the power flow direction is in the power purchase state. Thereafter, the process proceeds to step S209.
  • the power generation amount of the solar cell module 161 is small and the current ip1 is small, there is a possibility that it is erroneously detected as being in the power purchase state even though the power flow direction is in the power sale state.
  • the power generation amount of the solar cell module 161 is small, surplus power is generated, and it is rare that the solar cell module 161 enters a power selling state, and the possibility of erroneous detection is extremely low. Further, even if erroneous detection occurs, the amount of power is small, so the influence of erroneous detection is considered to be very small.
  • steps S209 to S211 processing similar to that in steps S4 to S6 in FIG. 3 is executed, and then the processing returns to step S201, and processing subsequent to step S201 is executed.
  • FIG. 17 is a graph similar to that in FIG. 15 and shows the condition for determining that the power is being sold in the process of FIG.
  • the shaded portion in the figure indicates an area determined to be in the power sale state, and the other portion indicates an area determined to be in the power purchase state.
  • an in-house power generation device of an arbitrary system such as wind power generation, diesel power generation, and fuel cell can be employed.
  • the present invention can be applied to power systems of various facilities equipped with private power generation devices such as buildings, factories, commercial facilities, and public facilities, in addition to general homes.
  • the series of processes of the detection device 112 and the detection device 311 described above can be executed by hardware or can be executed by software.
  • a program constituting the software is installed in the computer.
  • the computer includes, for example, a general-purpose personal computer capable of executing various functions by installing various programs by installing a computer incorporated in dedicated hardware.
  • FIG. 18 is a block diagram showing an example of the hardware configuration of a computer that executes the above-described series of processing by a program.
  • a CPU Central Processing Unit
  • ROM Read Only Memory
  • RAM Random Access Memory
  • an input / output interface 405 is connected to the bus 404.
  • An input unit 406, an output unit 407, a storage unit 408, a communication unit 409, and a drive 410 are connected to the input / output interface 405.
  • the input unit 406 includes a keyboard, a mouse, a microphone, and the like.
  • the output unit 407 includes a display, a speaker, and the like.
  • the storage unit 408 includes a hard disk, a nonvolatile memory, and the like.
  • the communication unit 409 includes a network interface.
  • the drive 410 drives a removable medium 411 such as a magnetic disk, an optical disk, a magneto-optical disk, or a semiconductor memory.
  • the CPU 401 loads, for example, a program stored in the storage unit 408 to the RAM 403 via the input / output interface 405 and the bus 404 and executes the program, and the series described above. Is performed.
  • the program executed by the computer (CPU 401) can be provided by being recorded on a removable medium 411 as a package medium, for example.
  • the program can be provided via a wired or wireless transmission medium such as a local area network, the Internet, or digital satellite broadcasting.
  • the program can be installed in the storage unit 408 via the input / output interface 405 by attaching the removable medium 411 to the drive 410.
  • the program can be received by the communication unit 409 via a wired or wireless transmission medium and installed in the storage unit 408.
  • the program can be installed in the ROM 402 or the storage unit 408 in advance.
  • the program executed by the computer may be a program that is processed in time series in the order described in this specification, or in parallel or at a necessary timing such as when a call is made. It may be a program for processing.
  • system means an overall apparatus composed of a plurality of apparatuses and means.

Abstract

本発明は、簡単かつ低コストで電力の状態を検出することができる検出装置および方法、並びに、プログラムに関する。 変流器１１１ｃは、商用電源からの商用電力系統と、商用電源と同じ周波数の電力を供給する太陽光発電システムからの発電電力系統との接続点より商用電力系統側で電流を測定する。変流器１１１ｐは、接続点より発電電力系統側で電力を測定する。判定値算出部１３２は、変流器１１１ｃによる電流の測定値と変流器１１１ｐによる電流の測定値との乗算値に基づく判定値を算出する。潮流方向検出部１１３は、算出された判定値に基づいて、商用電力系統の電力の潮流方向を検出する。本発明は、例えば、家庭内の電力の測定を行う電力測定システムに適用できる。

Description

検出装置および方法、並びに、プログラム
　本発明は、検出装置および方法、並びに、プログラムに関し、特に、自家発電装置を備える施設の電力の状態を検出する場合に用いて好適な検出装置および方法、並びに、プログラムに関する。
　近年、太陽光発電システムの普及や太陽光発電システムの余剰電力の買取制度の開始に伴い、一般の家庭においても、太陽光発電システムの発電電力および販売電力（余剰電力）、商用電源からの購入電力、家庭内の消費電力等を知りたいというニーズが高まっている。
　また、従来、太陽光発電システム等の自家発電装置の余剰電力を商用電源側に供給し、電力を販売している状態（以下、売電状態と称する）であるか、あるいは、商用電源から電力が供給され、電力を購入している状態（以下、買電状態と称する）であるかを検出する手法が提案されている（例えば、特許文献１乃至３参照）。特許文献１乃至３に記載の発明では、商用電源側の電力系統の電圧と電流を測定し、測定した電圧と電流から電力を算出し、算出した電力の符号（正または負）に基づいて電力の潮流方向を検出し、買電状態または売電状態のいずれであるかを判定している。
特開２００４－２７９３２１号公報 特開２００４－２９７９５９号公報 特開平１１－２２５４４０号公報
　ところで、一般の家庭で商用電源側の電力系統（以下、商用電力系統と称する）の電圧を測定するためには、専用の測定器を商用電力系統に直接挿入する必要がある。
　しかしながら、そのような測定器は、安全性および信頼性への要求が高く、製造コストが高い。また、測定器の設置工事が必要になり、工事中に停電が発生する。さらに、設置工事には、第２種電気工事士以上の資格が必要であり、一般の人には実施できない。従って、手間や費用等がかさみ、簡単に家庭内の電力の状態を検出する設備を導入することができなかった。
　本発明は、このような状況に鑑みてなされたものであり、簡単かつ低コストで電力の状態を検出できるようにするものである。
　本発明の第１の側面の検出装置は、商用電源からの第１の電力系統と、商用電源と同じ周波数の電力を供給する発電手段からの第２の電力系統との接続点より第１の電力系統側において第１の電流を測定する第１の変流器と、接続点より第２の電力系統側において第２の電流を測定する第２の変流器と、第１の電流の測定値と第２の電流の測定値との乗算値に基づく判定値を算出する第１の算出手段と、判定値に基づいて、第１の電力系統の電力の潮流方向を検出する検出手段とを備える。
　本発明の第１の側面の検出装置においては、商用電源からの第１の電力系統と、商用電源と同じ周波数の電力を供給する発電手段からの第２の電力系統との接続点より第１の電力系統側において第１の電流が測定され、接続点より第２の電力系統側において第２の電流が測定され、第１の電流の測定値と第２の電流の測定値との乗算値に基づく判定値が算出され、判定値に基づいて、第１の電力系統の電力の潮流方向が検出される。
　従って、簡単かつ低コストで商用電源側の電力の潮流方向を検出することが可能になる。
　この第１の算出手段は、例えば、アナログの乗算回路や積算回路、デジタルの演算回路、マイクロコンピュータ、または、各種のプロセッサ等により構成される。この検出手段は、例えば、オペアンプ等を使用した比較回路や判定回路、デジタルの演算回路、マイクロコンピュータ、または、各種のプロセッサ等により構成される。
　この検出手段には、前記第１の電流の実効値が前記第２の電流の実効値より大きい場合、前記判定値に関わらず、前記第１の電力系統の電力の潮流方向が前記商用電源から電力が供給される方向であると判定させることができる。
　これにより、商用電源から電力を購入しているにも関わらず、電力を販売していると判定されることを防止することができる。
　この検出手段には、前記第２の電流の実効値が規定値以下の場合、前記第１の電力系統の電力の潮流方向が前記商用電源から電力が供給される方向であると判定させることができる。
　これにより、発電電力系統の電流が極度に小さく潮流方向の判定が不安定になるとき、商用電源から電力を購入しているにも関わらず、電力を販売していると判定されることを防止することができる。
　この第１の算出手段は、商用電源の電力のｎ周期（ｎは自然数）の間の乗算値の積算値を判定値として算出するようにすることができる。
　これにより、商用電源側の電力の潮流方向の検出精度が向上する。
　この第１の算出手段は、第２の電流が正または負のピークに達するときの第１の電流の測定値と第２の電流の測定値との乗算値を判定値として算出するようにすることができる。
　これにより、容量性負荷が接続されている場合の商用電源側の電力の潮流方向の検出精度が向上する。
　第１の電流の測定値および第１の電力系統の電力の潮流方向に基づいて、商用電源から第１の電力系統に供給される第１の電力、および、発電手段から第１の電力系統に供給される第２の電力を算出する第２の算出手段をさらに設けることができる。
　これにより、簡単かつ低コストで自家発電装置による販売電力および商用電源からの購買電力を測定することができる。
　この第２の算出手段は、例えば、デジタルの演算回路、マイクロコンピュータ、または、各種のプロセッサ等により構成される。この第１の電力は、例えば、購入電力とされ、この第２の電力は、例えば、販売電力とされる。
　第２の算出手段は、第１の電流の測定値、第２の電流の測定値、および、第１の電力系統の電力の潮流方向に基づいて、接続点に接続されている負荷に供給される第３の電力をさらに算出するようにすることができる。
　これにより、簡単かつ低コストで負荷の消費電力を測定することができる。
　この第３の電力は、例えば、消費電力とされる。
　第１の電力および第２の電力を表示する表示手段をさらに設けることができる。
　これにより、ユーザが販売電力および購買電力を容易に把握することが可能になる。
　この表示手段は、例えば、各種の表示装置、各種の発光装置などにより構成される。
　第１の電力と第２の電力、または、第１の電流の測定値と第１の電力系統の電力の潮流方向のうち少なくとも一方の組み合わせを含む情報を外部に送信する通信手段をさらに設けることができる。
　これにより、検出した電力の状態を外部に通知することができる。
　この通信装置は、例えば、有線または無線の各種の通信装置により構成される。
　本発明の第１の側面の検出方法は、電力の状態を検出する検出装置が、商用電源からの第１の電力系統と、商用電源と同じ周波数の電力を供給する発電手段からの第２の電力系統との接続点より第１の電力系統側において第１の変流器により第１の電流を測定し、接続点より第２の電力系統側において第２の変流器により第２の電流を測定する測定ステップと、第１の電流の測定値と第２の電流の測定値との乗算値に基づく判定値を算出する算出ステップと、判定値に基づいて、第１の電力系統の電力の潮流方向を検出する検出ステップとを含む。
　本発明の第１の側面の検出方法においては、商用電源からの第１の電力系統と、商用電源と同じ周波数の電力を供給する発電手段からの第２の電力系統との接続点より第１の電力系統側において第１の電流が測定され、接続点より第２の電力系統側において第２の電流が測定され、第１の電流の測定値と第２の電流の測定値との乗算値に基づく判定値が算出され、判定値に基づいて、第１の電力系統の電力の潮流方向が検出される。
　従って、簡単かつ低コストで商用電源側の電力の潮流方向を検出することが可能になる。
　この算出ステップは、例えば、アナログの乗算回路や積算回路、デジタルの演算回路、マイクロコンピュータ、または、各種のプロセッサ等により実行される。この検出ステップは、例えば、オペアンプ等を使用した比較回路や判定回路、デジタルの演算回路、マイクロコンピュータ、または、各種のプロセッサ等により実行される。
　本発明の第２の側面の検出装置は、商用電源からの第１の電力系統と、商用電源と同じ周波数の電力を供給する発電手段からの第２の電力系統との接続点より第１の電力系統側において第１の変流器により測定される第１の電流の測定値と、接続点より第２の電力系統側において第２の変流器により測定される第２の電流の測定値との乗算値に基づく判定値を算出する算出手段と、判定値に基づいて、第１の電力系統の電力の潮流方向を検出する検出手段とを備える。
　本発明の第２の側面の検出装置においては、商用電源からの第１の電力系統と、商用電源と同じ周波数の電力を供給する発電手段からの第２の電力系統との接続点より第１の電力系統側において第１の変流器により測定される第１の電流の測定値と、接続点より第２の電力系統側において第２の変流器により測定される第２の電流の測定値との乗算値に基づく判定値が算出され、判定値に基づいて、第１の電力系統の電力の潮流方向が検出される。
　従って、簡単かつ低コストで商用電源側の電力の潮流方向を検出することが可能になる。
　この算出手段は、例えば、アナログの乗算回路や積算回路、デジタルの演算回路、マイクロコンピュータ、または、各種のプロセッサ等により構成される。この検出手段は、例えば、オペアンプ等を使用した比較回路や判定回路、デジタルの演算回路、マイクロコンピュータ、または、各種のプロセッサ等により構成される。
　本発明の第２の側面の検出方法は、電力の状態を検出する検出装置が、商用電源からの第１の電力系統と、商用電源と同じ周波数の電力を供給する発電手段からの第２の電力系統との接続点より第１の電力系統側において第１の変流器により測定される第１の電流の測定値と、接続点より第２の電力系統側において第２の変流器により測定される第２の電流の測定値との乗算値に基づく判定値を算出する算出ステップと、判定値に基づいて、第１の電力系統の電力の潮流方向を検出する検出ステップとを含む。
　本発明の第２の側面の検出方法においては、商用電源からの第１の電力系統と、商用電源と同じ周波数の電力を供給する発電手段からの第２の電力系統との接続点より第１の電力系統側において第１の変流器により測定される第１の電流の測定値と、接続点より第２の電力系統側において第２の変流器により測定される第２の電流の測定値との乗算値に基づく判定値が算出され、判定値に基づいて、第１の電力系統の電力の潮流方向が検出される。
　従って、簡単かつ低コストで商用電源側の電力の潮流方向を検出することが可能になる。
　この算出ステップは、例えば、アナログの乗算回路や積算回路、デジタルの演算回路、マイクロコンピュータ、または、各種のプロセッサ等により実行される。この検出ステップは、例えば、オペアンプ等を使用した比較回路や判定回路、デジタルの演算回路、マイクロコンピュータ、または、各種のプロセッサ等により実行される。
　本発明の第２の側面のプログラムは、商用電源からの第１の電力系統と、商用電源と同じ周波数の電力を供給する発電手段からの第２の電力系統との接続点より第１の電力系統側において第１の変流器により測定される第１の電流の測定値と、接続点より第２の電力系統側において第２の変流器により測定される第２の電流の測定値との乗算値に基づく判定値を算出する算出ステップと、判定値に基づいて、第１の電力系統の電力の潮流方向を検出する検出ステップとを含む処理をコンピュータに実行させる。
　本発明の第２の側面のプログラムを実行するコンピュータにおいては、商用電源からの第１の電力系統と、商用電源と同じ周波数の電力を供給する発電手段からの第２の電力系統との接続点より第１の電力系統側において第１の変流器により測定される第１の電流の測定値と、接続点より第２の電力系統側において第２の変流器により測定される第２の電流の測定値との乗算値に基づく判定値が算出され、判定値に基づいて、第１の電力系統の電力の潮流方向が検出される。
　従って、簡単かつ低コストで商用電源側の電力の潮流方向を検出することが可能になる。
　本発明の第１の側面または第２の側面によれば、簡単かつ低コストで電力の状態を検出することが可能になる。
本発明を適用した電力監視システムの一実施の形態を示すブロック図である。 変流器の設置位置の例を示す図である。 電力監視処理について説明するためのフローチャートである。 負荷による電圧と電流の位相差の例を示すグラフである。 負荷による電圧と電流の位相差の他の例を示すグラフである。 判定値の算出方法を説明するための図である。 判定値の算出方法を説明するための図である。 容量性負荷が接続されている場合の電流の波形の例を示すグラフである。 判定値の算出方法を説明するための図である。 単相３線式の場合の変流器の設置方法の例を示す図である。 発電電力系統の力率が極小になる状態の例を示すグラフである。 発電電力系統の力率が極小になる状態の例を示すグラフである。 本発明を適用した電力監視システムの変形例を示すブロック図である。 図１３の電力監視システムにより実行される電力監視処理の第１の実施の形態について説明するためのフローチャートである。 図１４の処理で売電状態であると判定される条件を示すグラフである。 図１３の電力監視システムにより実行される電力監視処理の第２の実施の形態について説明するためのフローチャートである。 図１６の処理で売電状態であると判定される条件を示すグラフである。 コンピュータの構成例を示すブロック図である。
　以下、本発明を実施するための形態（以下、実施の形態という）について説明する。なお、説明は以下の順序で行う。
１．実施の形態
２．変形例
＜１．実施の形態＞
［電力監視システムの構成例］
　図１は、本発明を適用した電力監視システム１０１の一実施の形態を示すブロック図であり、図２は、電力監視システム１０１の変流器１１１ｐ，１１１ｃの設置位置の例を示している。
　なお、以下、図２の点線より左側を、電力監視システム１０１および太陽光発電システム１５１が設けられている家庭の宅内とする。また、以下、太陽光発電システム１５１から接続点Ｃまでの電力系統を発電電力系統と称し、商用電源１５２から接続点Ｃまでの電力系統を商用電力系統と称し、接続点Ｃから負荷１５３までの電力系統を負荷電力系統と称する。なお、以下、宅内において各電力系統とも単相２線式により構成されるものとする。
　さらに、以下、発電電力系統の電圧（＝太陽光発電システム１５１の出力電圧）をｖｐ１、電流をｉｐ１とし、矢印Ａｐ１の方向を正の方向とする。また、以下、商用電力系統の電圧（＝商用電源１５２の出力電圧）をｖｃ１、電流をｉｃ１とし、矢印Ａｃ１の方向を正の方向とする。従って、負荷電力系統には、矢印Ａｐｃの方向にｉｐ１＋ｉｃ１の電流が流れる。
　電力監視システム１０１は、宅内の電力の状態を検出し、監視するシステムである。電力監視システム１０１は、後述するように、電流ｉｐ１および電流ｉｃ１に基づいて、商用電力系統の電力（以下、商用側電力と称する）の潮流方向を検出し、買電状態または売電状態のいずれであるかを判定する。また、電力監視システム１０１は、太陽光発電システム１５１の発電電力、および、太陽光発電システム１５１の余剰電力であって、太陽光発電システム１５１から商用電力系統に供給される販売電力を測定する。さらに、電力監視システム１０１は、商用電源１５２から商用電力系統に供給される購入電力、および、太陽光発電システム１５１および商用電源１５２から負荷電力系統に供給され、負荷１５３で消費される消費電力を測定する。
　太陽光発電システム１５１は、太陽電池モジュール１６１およびＰＶ（Photo Voltaic）コントローラ１６２を含むように構成される。
　太陽電池モジュール１６１は、太陽光発電により直流の電力を発生させ、発生させた直流電力をＰＶコントローラ１６２に供給する。
　ＰＶコントローラ１６２は、太陽電池モジュール１６１からの直流電力を、商用電源１５２とほぼ同じ電圧および周波数の交流電力に変換するとともに、変換した交流電力の電圧の位相を商用電源１５２の電圧の位相と同期させる。そして、ＰＶコントローラ１６２は、その交流電力（以下、発電電力と称する）を出力する。
　負荷１５３は、冷蔵庫等の電化製品などの各種の電気機器により構成される。
　接続点Ｃは、発電電力系統と商用電力系統が合流し、負荷電力系統が分岐される点である。接続点Ｃは、例えば、家庭内の分電盤に相当する。
　ここで、電力監視システム１０１の構成について、さらに詳細に説明する。
　電力監視システム１０１は、変流器１１１ｐ、変流器１１１ｃ、および、検出装置１１２を含むように構成される。また、検出装置１１２は、測定部１２１ｐ、測定部１２１ｃ、演算部１２２、表示部１２３、および、通信部１２４を含むように構成される。
　変流器１１１ｐは、太陽光発電システム１５１と接続点Ｃの間の配線に設置され、発電電力系統の電流ｉｐ１を測定する。より正確には、変流器１１１ｐは、電流ｉｐ１（一次電流）を電流ｉｐ２（二次電流）に変換し、測定部１２１ｐに供給する。なお、以下、電流ｉｐ１が矢印Ａｐ１の方向に流れた場合に、電流ｉｐ２が矢印Ａｐ２の方向に流れる向きに、変流器１１１ｐが設置されるものとする。
　測定部１２１ｐは、内蔵する抵抗Ｒｐにより電流ｉｐ２を電圧ｖｐ２に変換する。なお、電圧ｖｐ２は、電流ｉｐ１が矢印Ａｐ１の方向に流れ、電流ｉｐ２が矢印Ａｐ２の方向に流れるとき正の値となり、電流ｉｐ１が矢印Ａｐ１と逆方向に流れ、電流ｉｐ２が矢印Ａｐ２と逆方向に流れるとき負の値となる。すなわち、矢印Ａｐ１の方向を正としたときの電流ｉｐ１の位相と、電圧ｖｐ２の位相とが一致する。
　また、測定部１２１ｐは、電圧ｖｐ２を示す信号（以下、信号ｖｐ２と称する）を演算部１２２に供給する。
　変流器１１１ｃは、商用電源１５２と接続点Ｃの間の宅内の配線に設置され、商用電力系統の電流ｉｃ１を測定する。より正確には、変流器１１１ｃは、電流ｉｃ１（一次電流）を電流ｉｃ２（二次電流）に変換し、測定部１２１ｃに供給する。なお、以下、電流ｉｃ１が矢印Ａｃ１の方向に流れた場合に、電流ｉｃ２が矢印Ａｃ２の方向に流れる向きに、変流器１１１ｃが設置されるものとする。
　測定部１２１ｃは、内蔵する抵抗Ｒｃにより電流ｉｃ２を電圧ｖｃ２に変換する。なお、電圧ｖｃ２は、電流ｉｃ１が矢印Ａｃ１の方向に流れ、電流ｉｃ２が矢印Ａｃ２の方向に流れるとき正の値となり、電流ｉｃ１が矢印Ａｃ１と逆方向に流れ、電流ｉｃ２が矢印Ａｃ２と逆方向に流れるとき負の値となる。すなわち、矢印Ａｃ１の方向を正としたときの電流ｉｃ１の位相と、電圧ｖｃ２の位相とが一致する。
　また、商用側電力が矢印Ａｃ１の方向に供給される買電状態のとき、電圧ｖｃ１の位相と電圧ｖｃ２の位相（＝電流ｉｃ１の位相）との差は、負荷１５３の力率およびPVコントローラ１６２の位相同期誤差を考慮しても、±π／２以内となる。逆に、商用側電力が矢印Ａｃ１と逆方向に供給される売電状態のとき、電圧ｖｃ１の位相と電圧ｖｃ２の位相（＝電流ｉｃ１の位相）との差は、－πから－π／２までの範囲内、あるいは、π／２からπまでの範囲内となる。なお、後述するように、家庭用の一般的な負荷の力率は、cos(π／６)以上になることが経験的に分かっている。
　また、測定部１２１ｃは、電圧ｖｃ２を示す信号（以下、信号ｖｃ２と称する）を演算部１２２に供給する。
　演算部１２２は、例えば、マイクロコンピュータにより構成され、変換部１３１、判定値算出部１３２、潮流方向検出部１３３、および、電力算出部１３４を含むように構成される。
　変換部１３１は、既知の変流器１１１ｐの変流比および抵抗Ｒｐの抵抗値に基づいて、信号ｖｐ２により示される電圧ｖｐ２の値を電流ｉｐ１の値に変換し、変換した値を判定値算出部１３２および電力算出部１３４に通知する。また、変換部１３１は、既知の変流器１１１ｃの変流比および抵抗Ｒｃの抵抗値に基づいて、信号ｖｃ２により示される電圧ｖｃ２の値を電流ｉｃ１の値に変換し、変換した値を判定値算出部１３２および電力算出部１３４に通知する。
　判定値算出部１３２は、後述するように、電流ｉｐ１の測定値および電流ｉｃ１の測定値に基づいて、商用側電力の潮流方向の検出に用いる判定値を算出する。判定値算出部１３２は、算出した判定値を潮流方向検出部１３３に通知する。
　潮流方向検出部１３３は、後述するように、判定値算出部１３２により算出された判定値に基づいて、商用側電力の潮流方向を検出し、検出した結果を電力算出部１３４に通知する。
　電力算出部１３４は、後述するように、電流ｉｐ１の測定値、電流ｉｃ１の測定値、および、商用側電力の潮流方向の検出結果に基づいて、発電電力、販売電力、購入電力、および、消費電力を算出する。電力算出部１３４は、算出した結果を表示部１２３および通信部１２４に通知する。
　表示部１２３は、例えば、ＬＣＤ（Liquid Crystal Display）等の表示装置、ＬＥＤ（Light Emitting Diode）等の発光装置などにより構成され、各部の電力の状態を表示する。
　通信部１２４は、各種の通信装置により構成され、各部の電力の状態を示す電力状態情報を外部の装置に送信する。なお、通信部１２４の通信方法には、有線または無線を問わず、任意の方法を採用することができる。
［電力監視処理］
　次に、図３のフローチャートを参照して、電力監視システム１０１により実行される電力監視処理について説明する。なお、この処理は、例えば、電力監視システム１０１の電源がオンされたときに開始され、オフされたときに終了する。
　ステップＳ１において、電力監視システム１０１は、電流を測定する。具体的には、変流器１１１ｐは、発電電力系統を流れる電流ｉｐ１を電流ｉｐ２に変換し、測定部１２１ｐに供給する。測定部１２１ｐは、電流ｉｐ２を電圧ｖｐ２に変換し、電圧ｖｐ２を示す信号ｖｐ２を変換部１３１に供給する。また、変流器１１１ｃは、商用電力系統を流れる電流ｉｃ１を電流ｉｃ２に変換し、測定部１２１ｃに供給する。測定部１２１ｃは、電流ｉｃ２を電圧ｖｃ２に変換し、電圧ｖｃ２を示す信号ｖｃ２を変換部１３１に供給する。
　変換部１３１は、信号ｖｐ２により示される電圧ｖｐ２の値を電流ｉｐ１の値に変換し、変換した値を判定値算出部１３２および電力算出部１３４に通知する。また、変換部１３１は、信号ｖｃ２により示される電圧ｖｃ２の値を電流ｉｃ１の値に変換し、変換した値を判定値算出部１３２および電力算出部１３４に通知する。
　ステップＳ２において、判定値算出部１３２は、判定値を算出し、算出した判定値を潮流方向検出部１３３に通知する。
　ステップＳ３において、潮流方向検出部１３３は、判定値に基づいて、商用側の電力の潮流方向を検出し、検出した潮流方向を電力算出部１３４に通知する。
　ここで、図４乃至図９を参照して、ステップＳ２およびＳ３の処理における判定値と商用側電力の潮流方向の検出方法の具体例について説明する。
　例えば、アナログ回路等により、電流ｉｐ１および電流ｉｃ１の測定が連続して行われる場合、例えば、次式（１）により求められる判定値Ｖ１が用いられる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000001
　なお、時間Ｔは、商用電源１５２の電力の１周期の時間（＝１／商用電源１５２の周波数）を示している。
　判定値Ｖ１は、ほぼ同時刻における電流ｉｐ１の瞬時値と電流ｉｃ１の瞬時値の乗算値を、１周期の間積算した値である。従って、電流ｉｐ１の位相をφｐとし、電流ｉｃ１の位相をφｃとすると、｜φｐ－φｃ｜≦π／２の場合、判定値Ｖ１≧０となり、π／２＜｜φｐ－φｃ｜≦πの場合、判定値Ｖ１＜０となる。
　上述したように、家庭用の一般的な負荷の力率は、cos(π／６)以上になることが経験的に分かっている。従って、電圧波形と電流波形の位相差はπ／６以下となる。
　例えば、図４は、蛍光灯に１００Ｖの交流電圧を印加し、変流器により電流を測定した結果を示すグラフである。なお、図４の横軸は時間を示し、縦軸は電圧および電流を示している。波形２０１は電圧の波形を示し、波形２０２は、電圧と電流が同位相の場合に電流値が正になる方向に変流器を取付けた場合の電流の波形を示し、波形２０３は、電圧と電流が逆位相の場合に電流値が正になる方向に変流器を取付けた場合の電流の波形を示している。この場合、蛍光灯に印加される電圧と蛍光灯を流れる電流の位相差は、約１１．５度（＜π／６）となる。
　また、図５は、他の負荷に１００Ｖの交流電圧を印加し、電圧と電流が同位相の場合に電流値が正になる方向に取付けた変流器により電流を測定した結果を示すグラフである。
なお、図５の横軸は時間を示し、縦軸は電圧および電流を示している。波形２１１は電圧の波形を示し、波形２１２は負荷が電子レンジの場合の電流の波形を示し、波形２１３は負荷がパーソナルコンピュータとディスプレイの場合の電流の波形を示している。この例でも、電圧と電流の位相差は、π／６より小さくなっている。
　従って、発電電力系統の電圧ｖｐ１と電流ｉｐ１との位相差は、±π／６以内になると仮定することができる。また、商用電力系統の電圧ｖｃ１と電流ｉｃ１との位相差は、買電状態の場合、±π／６以内となり、売電状態の場合、π±π／６の範囲内になると仮定することができる。これに伴い、買電状態の場合、｜φｐ－φｃ｜≦π／３となり、判定値Ｖ１≧０になると仮定することができる。一方、売電状態の場合、２π／３≦｜φｐ－φｃ｜≦πとなり、判定値Ｖ１＜０になると仮定することができる。
　従って、判定値Ｖ１に基づいて、商用側電力の潮流方向を検出することができる。すなわち、判定値Ｖ１≧０の場合、商用側電力が矢印Ａｃ１の方向に供給される買電状態であると判定し、判定値Ｖ１＜０の場合、商用側電力が矢印Ａｃ１の方向に供給される売電状態であると判定することができる。
　また、例えば、デジタルの演算回路等により、図６に示されるように、電流ｉｐ１および電流ｉｃ１の測定が離散的に行われる場合、次式（２）により求められる判定値Ｖ２が用いられる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000002
　なお、図６は、売電状態のときの電流ｉｐ１と電流ｉｃ１の波形の例を示し、横軸は時間を示し、縦軸は電流値を示している。また、図６の丸印および四角印はサンプリング点を示している。なお、図を分かりやすくするために、図６では、サンプリング点の一部のみを示している。
　また、式（２）のｋは、電流ｉｐ１および電流ｉｃ１のサンプリング点の番号を示し、ｍは１周期あたりのサンプリング数を示している。さらに、ｉｐ１［ｋ］はｋ番目のサンプリング点の電流ｉｐ１のサンプリング値を示し、ｉｃ１［ｋ］はｋ番目のサンプリング点の電流ｉｃ１のサンプリング値を示している。
　判定値Ｖ２は、ほぼ同時刻における電流ｉｐ１と電流ｉｃ１のサンプリング値の乗算値を、１周期の間積算した値である。従って、判定値Ｖ１と同様に、｜φｐ－φｃ｜≦π／２のとき、判定値Ｖ２≧０となり、π／２＜｜φｐ－φｃ｜≦πのとき、判定値Ｖ２＜０となる。
　従って、判定値Ｖ１を用いる場合と同様に、判定値Ｖ２≧０の場合、買電状態であると判定し、判定値Ｖ２＜０の場合、売電状態であると判定することができる。
　また、例えば、図７に示されるように、電流ｉｐ１が正のピークに達する時間ｔｍａｘにおける電流ｉｐ１の値をｉｐ１（ｔｍａｘ）、電流ｉｃ１の値をｉｃ１（ｔｍａｘ）とした場合、次式（３）により求められる判定値Ｖ３を用いるようにしてもよい。
　Ｖ３＝ｉｐ１（ｔｍａｘ）×ｉｃ１（ｔｍａｘ）　・・・（３）
　この場合も、判定値Ｖ１を用いる場合と同様に、判定値Ｖ３≧０の場合、買電状態であると判定し、判定値Ｖ３＜０の場合、売電状態であると判定することができる。
　同様に、電流ｉｐ１が負のピークに達する時間ｔｍｉｎにおける電流ｉｐ１の値ｉｐ１（ｔｍｉｎ）、電流ｉｃ１の値ｉｃ１（ｔｍｉｎ）を用いて、次式（４）により求められる判定値Ｖ４を用いるようにしてもよい。
　Ｖ４＝ｉｐ１（ｔｍｉｎ）×ｉｃ１（ｔｍｉｎ）　・・・（４）
　この場合も、判定値Ｖ３を用いる場合と同様に、判定値Ｖ４≧０の場合、買電状態であると判定し、判定値Ｖ４＜０の場合、売電状態であると判定することができる。
　図８は、負荷１５３が、容量性負荷（コンデンサ負荷）が主体である場合の売電状態時の電流ｉｐ１および電流ｉｃ１の波形の例を示している。なお、横軸は時間を示し、縦軸は電流を示している。
　この図に示されるように、負荷１５３が容量性負荷主体である場合、発電電力系統の電流ｉｐ１は短時間の鋭いピークが現れるパルス状の波形となる。この場合、電流ｉｐ１と電流ｉｃ１の乗算値を１周期の間積算した判定値Ｖ１または判定値Ｖ２よりも、発電電力系統の電流ｉｐ１がピークとなる時間の電流ｉｐ１と電流ｉｃ１の積算値である判定値Ｖ３または判定値Ｖ４を用いるようにした方が、商用側電力の潮流方向の検出精度が高くなる場合がある。
　また、サンプリング間隔が短いなどの理由により、電流ｉｐ１および電流ｉｃ１を同時に測定できない場合、例えば、異なる周期において測定された電流ｉｐ１および電流ｉｃ１を用いて判定値を算出するようにしてもよい。
　例えば、電流ｉｐ１および電流ｉｃ１の測定が連続して行われる場合、次式（５）により求められる判定値Ｖ５が用いられる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000003
　なお、式（５）のｎは自然数とされる。
　判定値Ｖ５は、電流ｉｐ１の瞬時値とｎ周期遅れの電流ｉｃ１の瞬時値の乗算値を、１周期の間積算した値である。従って、判定値Ｖ１を用いる場合と同様に、判定値Ｖ５≧０の場合、買電状態であると判定し、判定値Ｖ５＜０の場合、売電状態であると判定することができる。
　また、例えば、電流ｉｐ１および電流ｉｃ１の測定が離散的に行われる場合、次式（６）により求められる判定値Ｖ６が用いられる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000004
　判定値Ｖ６は、図９に示されるように、電流ｉｐ１のサンプリング値とｎ周期遅れの電流ｉｃ１のサンプリング値の乗算値を、１周期の間積算した値である。従って、判定値Ｖ１を用いる場合と同様に、判定値Ｖ６≧０の場合、買電状態であると判定し、判定値Ｖ６＜０の場合、売電状態であると判定することができる。
　図３に戻り、ステップＳ４において、電力算出部１３４は、各部の電力を算出する。具体的には、電力算出部１３４は、太陽光発電システム１５１の発電電力をＰｐとすると、次式（７）により、発電電力Ｐｐを算出する。
　Ｐｐ＝ｖｒｐ１×ｉｒｐ１×ＰＦｐ　・・・（７）
　なお、ｖｒｐ１は、電圧ｖｐ１の実効値を表し、例えば、太陽光発電システム１５１の出力電圧の公称値が用いられる。なお、太陽光発電システム１５１から電圧ｖｐ１の実効値の測定値を取得して用いるようにしてもよい。
　ｉｒｐ１は、電流ｉｐ１の実効値を表し、電流ｉｐ１の測定値に基づいて算出される。
　ＰＦｐは、発電電力系統の力率を表し、例えば、実験結果、実際の測定結果、または、理論式等に基づいて設定される定数である。
　また、電力算出部１３４は、購入電力をＰｃｂとし、販売電力をＰｃｓとすると、買電状態であると判定された場合、次の式（８）および式（９）により、購入電力Ｐｃｂおよび販売電力Ｐｃｓを算出する。
　Ｐｃｂ＝ｖｒｃ１×ｉｒｃ１×ＰＦｃ　・・・（８）
　Ｐｃｓ＝０　・・・（９）
　なお、ｖｒｃ１は、電圧ｖｃ１の実効値を表し、例えば、商用電源１５２の公称電圧が用いられる。なお、太陽光発電システム１５１の出力電圧が、商用電源１５２の電圧と等しくなるように制御されるため、太陽光発電システム１５１から電圧ｖｐ１の実効値の測定値を取得して、電圧ｖｒｃ１として用いるようにしてもよい。
　ｉｒｃ１は、電流ｉｃ１の実効値を表し、電流ｉｃ１の測定値に基づいて算出される。
　ＰＦｃは、商用電力系統の力率を表し、例えば、実験結果、実際の測定結果、または、理論式等に基づいて設定される定数である。
　一方、電力算出部１３４は、売電状態であると判定された場合、次の式（１０）および式（１１）により、購入電力Ｐｃｂおよび販売電力Ｐｃｓを算出する。
　Ｐｃｂ＝０　・・・（１０）
　Ｐｃｓ＝ｖｒｃ１×ｉｒｃ１×ＰＦｃ　・・・（１１）
　なお、式（８）の右辺と式（１１）の右辺とは等しい。
　また、電力算出部１３４は、買電状態であると判定された場合、次式（１２）により、負荷１５３の負荷電力Ｐｌを算出する。
　Ｐｌ＝ｖｒｃ１×（ｉｒｐ１＋ｉｒｃ１）×ＰＦｌ　・・・（１２）
　なお、ＰＦｌは、負荷電力系統の力率を表し、例えば、実験結果、実際の測定結果、または、理論式等に基づいて設定される定数である。
　一方、電力算出部１３４は、売電状態であると判定された場合、次式（１３）により、負荷１５３の負荷電力Ｐｌを算出する。
　Ｐｌ＝ｖｒｃ１×（ｉｒｐ１－ｉｒｃ１）×ＰＦｌ　・・・（１３）
　そして、電力算出部１３４は、各部の電力の算出値を表示部１２３および通信部１２４に通知する。
　ステップＳ５において、表示部１２３は、各部の電力の状態を表示する。例えば、表示部１２３は、算出された発電電力Ｐｐ、販売電力Ｐｃｓ、購入電力Ｐｃｂ、および、負荷電力Ｐｌを、数値または時系列のグラフなどを用いて表示する。また、例えば、表示部１２３は、買電状態または売電状態のいずれの状態であるかを文字、記号、アイコン等により画面に表示したり、ＬＥＤなどによる光の点灯、点滅、色の変化等により示したりする。
　これにより、ユーザは家庭内の各部の電力の状態を把握することができる。
　ステップＳ６において、通信部１２４は、各部の電力の状態を通知する。具体的には、通信部１２４は、算出された発電電力Ｐｐ、販売電力Ｐｃｓ、購入電力Ｐｃｂ、および、負荷電力Ｐｌ、並びに、買電状態または売電状態のいずれの状態であるかを含む電力状態情報を外部の装置に送信する。
　送信先の外部の装置は、例えば、受信した情報を蓄積したり、受信した情報に基づいて電力の使用状況等の解析を行ったりする。
　なお、さらに電流ｉｐ１および電流ｉｃ１の測定値を電力状態情報に含めるようにしてもよい。また、必ずしも以上に述べた全ての情報を送信する必要はなく、例えば、送信先の装置の必要性に応じて、送信する情報を選択するようにしてもよい。
　さらに、電力状態情報の送信は、必ずしも電力監視処理のループ処理で毎回行う必要はなく、例えば、所定の期間毎、あるいは、情報の蓄積量が所定量を超えたときなど、所定のタイミングで行うようにすればよい。あるいは、外部の装置からの要求に応じて、電力状態情報を送信するようにしてもよい。
　その後、処理はステップＳ１に戻り、ステップＳ１以降の処理が実行される。
　以上のようにして、電圧の測定器を電力系統に設置することなく、変流器１１１ｐ，１１１ｃのみを電力系統に設置し、電流ｉｐ１および電流ｉｃ１を測定するだけで、商用側電力の潮流方向を検出することができる。また、発電電力、販売電力、購買電力、消費電力を測定することができる。
　従って、安全かつ無停電で電力監視システム１０１を設置することができ、電力監視システム１０１の設置が容易になるとともに、必要なコストを削減することができる。その結果、簡単かつ低コストで電力の状態を検出することが可能になる。さらに、安全性および信頼性の要求が高い電圧の測定器を省くことにより、電力監視システム１０１全体の安全性および信頼性が向上する。
＜２．変形例＞
　以上の説明では、単相２線式の電力系統に本発明を適用する例を示したが、本発明は、単相３線式の電力系統にも適用することが可能である。
　図１０は、単相３線式の場合の変流器の設置方法の例を示している。この図に示されるように、変流器２５１と変流器２５２の２つの変流器を、電圧線Ｌ１と中性線Ｎとの間（以下、Ｌ１相と称する）、および、電圧線Ｌ２と中性線Ｎとの間（以下、Ｌ２相と称する）にそれぞれ設けるようにすればよい。
　なお、単相３線式の場合、電流ｉｐ１および電流ｉｃ１の測定が離散的にかつシリアルに行われるときには、例えば、Ｌ１相の電流ｉｐ１、Ｌ１相の電流ｉｃ１、Ｌ２相の電流ｉｐ１、Ｌ２相の電流ｉｃ１、・・・の順のように、同じ相の電流を連続して測定するようにした方がよい。
　また、以上の説明では、判定値Ｖ１、Ｖ２、Ｖ５およびＶ６を算出する際に、電流ｉｐ１および電流ｉｃ１の乗算値を１周期の間積算する例を示したが、ｎ周期（ただし、ｎは２以上の自然数）の間積算するようにしてもよい。
　さらに、変流器１１１ｐおよび変流器１１１ｃの設置方向は、上述した例に限定されるものではなく、任意の方向に設定することができる。なお、変流器１１１ｐおよび変流器１１１ｃの一方のみを上述した例と逆方向に設置した場合、商用側電力の潮流方向の判定結果は、上述した例と逆になる。
　また、以上の説明では、電圧ｖｐ２および電圧ｖｃ２の値を電流ｉｐ１および電流ｉｃ１の値に変換してから、判定値を算出するようにしたが、電圧ｖｐ２および電圧ｖｃ２をそのまま用いて判定値を算出するようにしてもよい。この場合、基本的に、上述した式（１）乃至式（６）の電流ｉｐ１および電流ｉｃ１を、電圧ｖｐ２および電圧ｖｃ２に置き換えるだけでよい。
　さらに、電力監視システム１０１では、太陽電池モジュール１６１が発電を開始する直前や発電を終了した直後に電流ｉｐ１の力率が極小になる場合がある。例えば、図１１は、太陽電池モジュール１６１が朝発電を開始する前後の電流ｉｐ１の実効値の推移の例を示している。この図の丸で囲まれた部分は、太陽電池モジュール１６１が発電を開始する直前の時間帯を示し、この例のように、太陽電池モジュール１６１が発電していないにも関わらず、電流ｉｐ１が流れる場合がある。このときの電流ｉｐ１は、主にＰＶコントローラ１６２内のコンデンサ等の容量性負荷に電流が流れ込むことにより発生し、太陽電池モジュール１６１の発電時の電流ｉｐ１と位相が大きく異なる。
　一方、図１２は、太陽電池モジュール１６１が夕方発電を停止する前後の電流ｉｐ１の実効値の推移の例を示している。この図の丸で囲まれた部分は、太陽電池モジュール１６１が発電を停止した直後の時間帯を示し、この例のように、太陽電池モジュール１６１が発電していないにも関わらず、電流ｉｐ１が流れる場合がある。このときの電流ｉｐ１も、主にＰＶコントローラ１６２内のコンデンサ等の容量性負荷に電流が流れ込むことにより発生し、太陽電池モジュール１６１の発電時の電流ｉｐ１と位相が大きく異なる。
　このように、図１１および図１２の丸で囲まれた時間帯において、太陽電池モジュール１６１の発電時と位相が大きく異なる電流ｉｐ１が流れることにより、商用側電力の潮流方向が実際とは逆に検出される恐れがある。すなわち、太陽電池モジュール１６１が発電していないにも関わらず、商用側電力の潮流方向が売電状態であると判定され、商用電源１５２から電力を購入しているにも関わらず、逆に電力を販売していると判定される恐れがある。これが、例えば、負荷１５３の消費電力が大きく、大量の電力を商用電源１５２から購入しているときに発生すると、販売電力と購入電力の計算結果に大幅な狂いが生じる。
　図１３は、この商用側電力の潮流方向の誤検出を防止するようにした電力監視システム３０１の構成例を示している。なお、図中、図１と対応する部分には同じ符号を付してあり、処理が同じ部分については、その説明は繰り返しになるので適宜省略する。
　電力監視システム３０１は、図１の電力監視システム１０１と比較して、検出装置１１２の代わりに検出装置３１１が設けられている点が異なる。検出装置３１１は、検出装置１１２と比較して、演算部１２２の代わりに演算部３２１が設けられている点が異なる。
演算部３２１は、演算部１２２と比較して、潮流方向検出部１３３の代わりに潮流方向検出部３３１が設けられている点が異なる。
　潮流方向検出部３３１は、判定値算出部１３２により算出された判定値に加えて、電流ｉｐ１および電流ｉｃ１の測定値に基づいて、商用側電力の潮流方向を検出し、検出した結果を電力算出部１３４に通知する。
　ここで、図１４のフローチャートを参照して、電力監視システム３０１により実行される電力監視処理の第１の実施の形態について説明する。なお、この処理は、例えば、電力監視システム３０１の電源がオンされたときに開始され、オフされたときに終了する。
　ステップＳ１０１乃至Ｓ１０３の処理は、図３のステップＳ１乃至Ｓ３の処理と同様である。すなわち、電流ｉｐ１と電流ｉｃ１が測定され、判定値が算出され、判定値に基づいて、商用側電力の潮流方向が判定される。
　ステップＳ１０４において、潮流方向検出部３３１は、ステップＳ１０３の処理の判定結果が売電状態であるか否かを判定する。判定結果が売電状態であると判定された場合、処理はステップＳ１０５に進む。
　ステップＳ１０５において、潮流方向検出部３３１は、商用電力系統の電流が発電電力系統の電流より大きいか否かを判定する。すなわち、潮流方向検出部３３１は、電流ｉｃ１の実効値と電流ｉｐ１の実効値とを比較し、電流ｉｃ１の実効値の方が大きいと判定した場合、処理はステップＳ１０６に進む。
　ステップＳ１０６において、潮流方向検出部３３１は、潮流方向を買電状態に補正する。すなわち、潮流方向が売電状態で、かつ、電流ｉｃ１の実効値が電流ｉｐ１の実効値より大きくなる状態は、太陽光発電システム１５１の発電量より大きい電力が商用電源１５２側に供給されている状態であり、現実には発生し得ない状態である。そこで、潮流方向検出部３３１は、商用側電力の潮流方向の誤検出が発生していると判断し、潮流方向の検出結果を売電状態から買電状態に補正する。そして、潮流方向検出部３３１は、補正した潮流方向を電力算出部１３４に通知する。
　その後、処理はステップＳ１０７に進む。
　一方、ステップＳ１０５において、電流ｉｃ１の実効値が電流ｉｐ１の実効値以下であると判定された場合、ステップＳ１０６の処理はスキップされ、潮流方向は補正されずに、処理はステップＳ１０７に進む。このとき、潮流方向検出部３３１は、ステップＳ１０３の処理で判定した潮流方向を電力算出部１３４に通知する。
　また、ステップＳ１０４において、判定結果が買電状態であると判定された場合、ステップＳ１０５およびＳ１０６の処理はスキップされ、処理はステップＳ１０７に進む。このとき、潮流方向検出部３３１は、潮流方向が買電状態であることを電力算出部１３４に通知する。
　その後、ステップＳ１０７乃至Ｓ１０９において、図３のステップＳ４乃至Ｓ６と同様の処理が実行された後、処理はステップＳ１０１に戻り、ステップＳ１０１以降の処理が実行される。
　図１５は、図１４の処理で売電状態であると判定される条件を示すグラフである。なお、この図では、仮に、電流ｉｐ１と電流ｉｃ１の位相差φｐ－φｃが、π／２＜｜φｐ－φｃ｜≦πの場合（すなわち、判定値＜０となる場合）の電流ｉｐ１の実効値を正とし、｜φｐ－φｃ｜≦π／２の場合（すなわち、判定値≧０となる場合）の電流ｉｐ１の実効値を負としている。また、図内の斜線部分が売電状態であると判定される領域を示し、その他の部分が買電状態であると判定される領域を示している。
　この図に示されるように、０＜電流ｉｃ１の実効値≦電流ｉｐ１の実効値の場合に、売電状態であると判定され、それ以外の場合には、買電状態であると判定される。すなわち、判定値＜０になったとしても、電流ｉｃ１の実効値≦電流ｉｐ１の実効値とならなければ、売電状態とは判定されずに、買電状態と判定される。換言すれば、判定値により売電状態であると判定される場合でも、販売電力の計算値が発電電力の計算値より大きくなるときには、買電状態であると判定される。
　一方、判定値≧０となる場合には、図３の処理と同様に、電流ｉｃ１と電流ｉｐ１の大小関係に関わらず、買電状態であると判定される。
　次に、図１６のフローチャートを参照して、電力監視システム３０１により実行される電力監視処理の第２の実施の形態について説明する。なお、この処理は、例えば、電力監視システム３０１の電源がオンされたときに開始され、オフされたときに終了する。
　ステップＳ２０１において、図３のステップＳ１の処理と同様に、電流ｉｐ１と電流ｉｃ１が測定される。
　ステップＳ２０２において、潮流方向検出部３３１は、発電電力系統の電流が規定値以下であるか否かを判定する。すなわち、潮流方向検出部３３１は、電流ｉｐ１の実効値を所定の規定値と比較し、電流ｉｐ１の実効値が規定値より大きいと判定した場合、処理はステップＳ２０３に進む。
　なお、この既定値は、例えば、電流の検出限界の１０倍など潮流方向の判定が安定して行われる値に設定される。
　ステップＳ２０３において、図３のステップＳ２の処理と同様に、判定値が算出され、ステップＳ２０４において、図３のステップＳ３の処理と同様に、商用側電力の潮流方向が判定される。
　ステップＳ２０５において、図１４のステップＳ１０４の処理と同様に、判定結果が売電状態であるか否かが判定される。判定結果が売電状態であると判定された場合、処理はステップＳ２０６に進む。
　ステップＳ２０６において、潮流方向検出部３３１は、商用電力系統の電流が発電電力系統の電流より大きいか否かを判定する。なお、このとき、潮流方向検出部３３１は、例えば、図１４のステップＳ１０５の処理と異なり、次式（１４）を満たすとき、商用電力系統の電流が発電電力系統の電流より大きいと判定する。
　電流ｉｃ１の実効値＞ａ×電流ｉｐ１の実効値＋ｂ　・・・（１４）
　なお、定数ａは１以上の定数で、例えば、測定部１２１ｐ，１２１ｃや変換部１３１等におけるゲイン誤差の想定値などに基づいて設定される。また、定数ｂは０以上の定数で、例えば、測定部１２１ｐ，１２１ｃや変換部１３１等におけるノイズ誤差の想定値などに基づいて設定される。
　これにより、ゲイン誤差やノイズ誤差を考慮して、より正確に商用電力系統の電流と発電電力系統の電流の大小関係を判定することができる。
　そして、商用電力系統の電流が発電電力系統の電流より大きいと判定された場合、処理はステップＳ２０７に進む。
　なお、ステップＳ２０６において、図１４のステップＳ１０５と同様の判定方法を用いることも可能である。また、逆に、図１４のステップＳ１０５において、ステップＳ２０６と同様の判定方法を用いることも可能である。
　ステップＳ２０７において、図１４のステップＳ１０６の処理と同様に、潮流方向が買電状態に補正され、補正した潮流方向が電力算出部１３４に通知され、その後、処理はステップＳ２０９に進む。
　一方、ステップＳ２０６において、商用電力系統の電流が発電電力系統の電流以下であると判定された場合、ステップＳ２０７の処理はスキップされ、潮流方向は補正されずに、処理はステップＳ２０９に進む。このとき、潮流方向検出部３３１は、ステップＳ２０４の処理で判定した潮流方向を電力算出部１３４に通知する。
　また、ステップＳ２０５において、判定結果が買電状態であると判定された場合、ステップＳ２０６およびＳ２０７の処理はスキップされ、処理はステップＳ２０９に進む。このとき、潮流方向検出部３３１は、潮流方向が買電状態であることを電力算出部１３４に通知する。
　さらに、ステップＳ２０２において、電流ｉｐ１の実効値が規定値以下であると判定された場合、処理はステップＳ２０８に進む。
　ステップＳ２０８において、潮流方向検出部３３１は、潮流方向が買電状態であると判定する。すなわち、電流ｉｐ１の実効値が規定値以下である場合、判定値に関わらず、潮流方向が買電状態であると判定される。そして、潮流方向検出部３３１は、潮流方向が買電状態であることを電力算出部１３４に通知する。その後、処理はステップＳ２０９に進む。
　これにより、図１１および図１２の丸で囲まれる時間帯の縁の６：４５頃および１７：３５頃のように、電流ｉｐ１が極小の値をとったときに、潮流方向が売電状態であると誤検出されることが防止される。
　一方、太陽電池モジュール１６１の発電量が少なく電流ｉｐ１が小さい場合に、潮流方向が売電状態であるにも関わらず、買電状態であると誤検出される可能性がある。しかし、太陽電池モジュール１６１の発電量が少ない場合に余剰電力が発生し、売電状態になることは稀であり、誤検出が発生する可能性は極めて低い。また、仮に誤検出が発生しても、その電力量は小さいため、誤検出による影響は非常に小さいと考えられる。
　その後、ステップＳ２０９乃至Ｓ２１１において、図３のステップＳ４乃至Ｓ６と同様の処理が実行された後、処理はステップＳ２０１に戻り、ステップＳ２０１以降の処理が実行される。
　図１７は、図１５と同様のグラフであり、図１６の処理で売電状態であると判定される条件を示している。図内の斜線部分が売電状態であると判定される領域を示し、その他の部分が買電状態であると判定される領域を示している。
　この図に示されるように、０＜電流ｉｃ１の実効値≦ａ×電流ｉｐ１の実効値＋ｂ、かつ、電流ｉｐ１の実効値＞規定値ｃの場合に、売電状態であると判定され、それ以外の場合には、買電状態であると判定される。
　すなわち、判定値＜０になったとしても、０＜電流ｉｃ１の実効値≦ａ×電流ｉｐ１の実効値＋ｂ、かつ、電流ｉｐ１の実効値＞規定値ｃとならなければ、売電状態とは判定されずに、買電状態と判定される。換言すれば、判定値により売電状態であると判定される場合でも、販売電力の計算値が発電電力の計算値＋誤差より大きくなったり、あるいは、電流ｉｐ１の実効値が規定値ｃ以下になるときには、買電状態であると判定される。
　一方、判定値≧０となる場合には、図３の処理と同様に、電流ｉｃ１と電流ｉｐ１の大小関係に関わらず、買電状態であると判定される。
　また、本発明の実施の形態では、太陽光発電以外にも、例えば、風力発電、ディーゼル発電、燃料電池等、任意の方式の自家発電装置を採用することができる。
　さらに、本発明は、一般の家庭以外にも、例えば、ビル、工場、商業施設、公共施設等の自家発電装置を備えた各種の施設の電力系統に適用することが可能である。
［コンピュータの構成例］
　上述した検出装置１１２および検出装置３１１の一連の処理は、ハードウエアにより実行することもできるし、ソフトウエアにより実行することもできる。一連の処理をソフトウエアにより実行する場合には、そのソフトウエアを構成するプログラムが、コンピュータにインストールされる。ここで、コンピュータには、専用のハードウエアに組み込まれているコンピュータや、各種のプログラムをインストールすることで、各種の機能を実行することが可能な、例えば汎用のパーソナルコンピュータなどが含まれる。
　図１８は、上述した一連の処理をプログラムにより実行するコンピュータのハードウエアの構成例を示すブロック図である。
　コンピュータにおいて、CPU（Central Processing Unit）４０１，ROM（Read Only Memory）４０２，RAM（Random Access Memory）４０３は、バス４０４により相互に接続されている。
　バス４０４には、さらに、入出力インタフェース４０５が接続されている。入出力インタフェース４０５には、入力部４０６、出力部４０７、記憶部４０８、通信部４０９、及びドライブ４１０が接続されている。
　入力部４０６は、キーボード、マウス、マイクロフォンなどよりなる。出力部４０７は、ディスプレイ、スピーカなどよりなる。記憶部４０８は、ハードディスクや不揮発性のメモリなどよりなる。通信部４０９は、ネットワークインタフェースなどよりなる。ドライブ４１０は、磁気ディスク、光ディスク、光磁気ディスク、又は半導体メモリなどのリムーバブルメディア４１１を駆動する。
　以上のように構成されるコンピュータでは、CPU４０１が、例えば、記憶部４０８に記憶されているプログラムを、入出力インタフェース４０５及びバス４０４を介して、RAM４０３にロードして実行することにより、上述した一連の処理が行われる。
　コンピュータ（CPU４０１）が実行するプログラムは、例えば、パッケージメディア等としてのリムーバブルメディア４１１に記録して提供することができる。また、プログラムは、ローカルエリアネットワーク、インターネット、デジタル衛星放送といった、有線または無線の伝送媒体を介して提供することができる。
　コンピュータでは、プログラムは、リムーバブルメディア４１１をドライブ４１０に装着することにより、入出力インタフェース４０５を介して、記憶部４０８にインストールすることができる。また、プログラムは、有線または無線の伝送媒体を介して、通信部４０９で受信し、記憶部４０８にインストールすることができる。その他、プログラムは、ROM４０２や記憶部４０８に、あらかじめインストールしておくことができる。
　なお、コンピュータが実行するプログラムは、本明細書で説明する順序に沿って時系列に処理が行われるプログラムであっても良いし、並列に、あるいは呼び出しが行われたとき等の必要なタイミングで処理が行われるプログラムであっても良い。
　また、本明細書において、システムの用語は、複数の装置、手段などより構成される全体的な装置を意味するものとする。
　さらに、本発明の実施の形態は、上述した実施の形態に限定されるものではなく、本発明の要旨を逸脱しない範囲において種々の変更が可能である。
る。
　１０１　電力監視システム
　１１１ｐ，１１１ｃ　変流器
　１１２　検出装置
　１２１ｐ，１２１ｃ　測定部
　１２２　演算部
　１２３　表示部（表示手段）
　１２４　通信部（通信手段）
　１３１　変換部
　１３２　判定値算出部（第１の算出手段）
　１３３　潮流方向検出部（検出手段）
　１３４　電力算出部（第２の算出手段）
　１５１　太陽光発電システム（発電手段）
　１５２　商用電源
　１５３　負荷
　１６２　ＰＶコントローラ
　２５１，２５２　変流器
　３０１　電力監視システム
　３１１　検出装置
　３２１　演算部
　３３１　潮流方向検出部（検出手段）

Claims (13)

  1. 　電力の状態を検出する検出装置において、
    　商用電源からの第１の電力系統と、前記商用電源と同じ周波数の電力を供給する発電手段からの第２の電力系統との接続点より前記第１の電力系統側において第１の電流を測定する第１の変流器と、
    　前記接続点より前記第２の電力系統側において第２の電流を測定する第２の変流器と、　前記第１の電流の測定値と前記第２の電流の測定値との乗算値に基づく判定値を算出する第１の算出手段と、
    　前記判定値に基づいて、前記第１の電力系統の電力の潮流方向を検出する検出手段と
    　を備える検出装置。
  2. 　前記検出手段は、前記第１の電流の実効値が前記第２の電流の実効値より大きい場合、前記判定値に関わらず、前記第１の電力系統の電力の潮流方向が前記商用電源から電力が供給される方向であると判定する
    　請求項１に記載の検出装置。
  3. 　前記検出手段は、前記第２の電流の実効値が規定値以下の場合、前記第１の電力系統の電力の潮流方向が前記商用電源から電力が供給される方向であると判定する
    　請求項１または２に記載の検出装置。
  4. 　前記第１の算出手段は、前記商用電源の電力のｎ周期（ｎは自然数）の間の前記乗算値の積算値を前記判定値として算出する
    　請求項１乃至３のいずれかに記載の検出装置。
  5. 　前記第１の算出手段は、前記第２の電流が正または負のピークに達するときの前記第１の電流の測定値と前記第２の電流の測定値との乗算値を前記判定値として算出する
    　請求項１乃至３のいずれかに記載の検出装置。
  6. 　前記第１の電流の測定値および前記第１の電力系統の電力の潮流方向に基づいて、前記商用電源から前記第１の電力系統に供給される第１の電力、および、前記発電手段から前記第１の電力系統に供給される第２の電力を算出する第２の算出手段を
    　さらに備える請求項１乃至５のいずれかに記載の検出装置。
  7. 　前記第２の算出手段は、前記第１の電流の測定値、前記第２の電流の測定値、および、前記第１の電力系統の電力の潮流方向に基づいて、前記接続点に接続されている負荷に供給される第３の電力をさらに算出する
    　請求項６に記載の検出装置。
  8. 　前記第１の電力および前記第２の電力を表示する表示手段を
    　さらに備える請求項６に記載の検出装置。
  9. 　前記第１の電力と前記第２の電力、または、前記第１の電流の測定値と前記第１の電力系統の電力の潮流方向のうち少なくとも一方の組み合わせを含む情報を外部に送信する通信手段を
    　さらに備える請求項６に記載の検出装置。
  10. 　電力の状態を検出する検出装置が、
    　商用電源からの第１の電力系統と、前記商用電源と同じ周波数の電力を供給する発電手段からの第２の電力系統との接続点より前記第１の電力系統側において第１の変流器により第１の電流を測定し、前記接続点より前記第２の電力系統側において第２の変流器により第２の電流を測定する測定ステップと、
    　前記第１の電流の測定値と前記第２の電流の測定値との乗算値に基づく判定値を算出する算出ステップと、
    　前記判定値に基づいて、前記第１の電力系統の電力の潮流方向を検出する検出ステップとを
    　を含む検出方法。
  11. 　商用電源からの第１の電力系統と、前記商用電源と同じ周波数の電力を供給する発電手段からの第２の電力系統との接続点より前記第１の電力系統側において第１の変流器により測定される第１の電流の測定値と、前記接続点より前記第２の電力系統側において第２の変流器により測定される第２の電流の測定値との乗算値に基づく判定値を算出する算出手段と、
    　前記判定値に基づいて、前記第１の電力系統の電力の潮流方向を検出する検出手段と
    　を備える検出装置。
  12. 　電力の状態を検出する検出装置が、
    　商用電源からの第１の電力系統と、前記商用電源と同じ周波数の電力を供給する発電手段からの第２の電力系統との接続点より前記第１の電力系統側において第１の変流器により測定される第１の電流の測定値と、前記接続点より前記第２の電力系統側において第２の変流器により測定される第２の電流の測定値との乗算値に基づく判定値を算出する算出ステップと、
    　前記判定値に基づいて、前記第１の電力系統の電力の潮流方向を検出する検出ステップと
    　を含む検出方法。
  13. 　商用電源からの第１の電力系統と、前記商用電源と同じ周波数の電力を供給する発電手段からの第２の電力系統との接続点より前記第１の電力系統側において第１の変流器により測定される第１の電流の測定値と、前記接続点より前記第２の電力系統側において第２の変流器により測定される第２の電流の測定値との乗算値に基づく判定値を算出する算出ステップと、
    　前記判定値に基づいて、前記第１の電力系統の電力の潮流方向を検出する検出ステップと
    　を含む処理をコンピュータに実行させるためのプログラム。
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