WO2018138785A1 - 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

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 Download PDF

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WO2018138785A1
WO2018138785A1 PCT/JP2017/002405 JP2017002405W WO2018138785A1 WO 2018138785 A1 WO2018138785 A1 WO 2018138785A1 JP 2017002405 W JP2017002405 W JP 2017002405W WO 2018138785 A1 WO2018138785 A1 WO 2018138785A1
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target point
phase management
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剛志 齋藤
Original Assignee
中国電力株式会社
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    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/50—Testing of electric apparatus, lines, cables or components for short-circuits, continuity, leakage current or incorrect line connections
    • G01R31/58—Testing of lines, cables or conductors
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R25/00—Arrangements for measuring phase angle between a voltage and a current or between voltages or currents
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R29/00—Arrangements for measuring or indicating electric quantities not covered by groups G01R19/00 - G01R27/00
    • G01R29/18—Indicating phase sequence; Indicating synchronism

Definitions

  • the present invention relates to a distribution path phase management support method and a distribution path phase management support system.
  • the high-voltage distribution path that distributes three-phase high-voltage power, it is necessary to install transformers evenly for the three-phase power lines from the viewpoint of ensuring power quality.
  • unexpected twisted portions are generated in the three-phase power lines at three-dimensional intersections with other power distribution paths, underground wiring based on the city planning method, or a bent part of the path.
  • the phases of each part of the distribution path are managed as a ledger, but it is difficult to accurately manage the phases in all sections of the high-voltage distribution path extending to several tens of thousands km.
  • the ledger must be rebuilt at any time during the construction and design of the power line, which takes time to manage the phase of the high-voltage distribution path.
  • Patent Document 1 introduces a phase detection system composed of a master station and a slave station by installing a slave station for phase detection at a low-voltage end of a consumer nearby for each point where phase measurement is desired, A technique for correcting a phase difference deviation at a destination point in a master station is disclosed.
  • the phase detection device since the phase detection device is provided at the low pressure end of the nearby consumer for each destination point, the phase detection device provided with the phase detection device in advance is newly added as the number of points where phase measurement is desired is increased. It is necessary to provide a phase detection device.
  • the master station side in order to correct the deviation (error) between the phase value at the destination point on the master station side and the phase value measured by the slave station phase detector, the master station side performs phase difference correction processing for each slave station. It is necessary to perform a connection phase determination process using the estimated phase value, and the system for phase management of the high-voltage distribution path may be complicated.
  • the present invention has been made in view of the above, and provides a distribution path phase management support method and a distribution path phase management support system capable of simplifying phase management of a high-voltage distribution path.
  • the distribution path phase management support method of the present invention provides each line for distributing the three-phase alternating current at a phase management target point provided on the three-phase alternating current distribution path. And the noise component superimposed on each line are detected, and the phase of each line at the phase management target point is estimated by mutually complementing the detection result of the voltage value and the detection result of the noise component.
  • a plurality of the phase management target points are provided on the distribution path, and a first phase determination processing step of estimating a phase of each line at each of the phase management target points based on the voltage value;
  • the second phase determination processing step for estimating the phase of each line at each phase management target point based on the noise component, and the first phase determination processing step for each line at each phase management target point
  • a phase collation processing step for collating the phase to be estimated with the phase estimated by the second phase determination processing step and identifying the phase of each line at each phase management target point based on the collation result .
  • the phase estimated by the first phase determination processing step and the phase estimated by the second phase determination processing step match in the phase matching processing step,
  • the matched phase is identified as the phase of each line at each phase management target point.
  • the power distribution Either one of the phase estimated by the first phase determination processing step and the phase estimated by the second phase determination processing step according to the load and equipment provided on the path is the phase management target. It is specified as the phase of each line at the point.
  • the second phase determination processing step when the load and the facility are considered to be a voltage fluctuation factor of a specific phase between the phase management target points, the second phase determination processing step
  • the estimated phase is specified as the phase of each line at each phase management target point.
  • the first phase determination processing step when the load and the equipment are considered not to be a voltage fluctuation factor of a specific phase between the phase management target points, the first phase determination processing step
  • the estimated phase is specified as the phase of each line at each phase management target point.
  • each line at one phase management target point of two phase management target points is associated with each line at the other phase management target point.
  • a difference between each of the voltage values in nine correspondence relationships is obtained, and among the nine correspondence relationships, each line in one phase management target point and each line in the other phase management target point are in a one-to-one relationship.
  • the average value of each difference is obtained, and the combination having the smallest average value of the differences is selected from the six combinations, and the combination having the smallest average value of the differences is selected.
  • the phase of each line of the other phase management target point is matched with the phase of each line of the one phase management target point where the phase of each line is known. .
  • each line at one phase management target point of two phase management target points is associated with each line at the other phase management target point.
  • a first difference which is a difference between the voltage values in nine correspondence relationships, is obtained, and an average value of the voltage values of the lines at one of the phase management target points and the lines of the other phase management target point.
  • a second difference that is a difference from an average value of the voltage values of the two is obtained, and among the nine correspondences, each line at one phase management target point and each line at the other phase management target point are 1
  • an average value of a third difference that is a difference between each of the first differences and the second difference is obtained, and among the six combinations, an average value of each of the third differences
  • the phase of each line of the one phase management target point where the phase of each line is known is the other phase management target Match the phase of each line of points.
  • the characteristics of the noise components are the same among the six combinations in which the lines of the two phase management target points are associated one-to-one.
  • a combination that can be identified as being present is selected, and in a combination that can be identified as having the same characteristics of the noise component, the phase management of the other of the phases of each line of the phase management target point where the phase of each of the lines is known is the other The phases of the lines at the target point are matched.
  • the noise component includes a harmonic component of a power supply frequency.
  • the distribution path phase management support system of the present invention is installed at a phase management target point provided on a three-phase alternating current distribution path, and distributes the three-phase alternating current.
  • a voltage detector that detects a voltage value of each line
  • a noise detector that is installed at a phase management target point together with the voltage detector, detects a noise component superimposed on each line, and the voltage detector outputs the noise detector
  • a controller that estimates the phase of each line at the phase management target point by mutually complementing the detection result of the voltage value and the detection result of the noise component output from the noise detector.
  • the voltage detector and the noise detector are provided at a plurality of phase management target points, respectively, and the control device is configured to control each line at each phase management target point based on the voltage value.
  • a first phase determining unit that estimates the phase of the second phase a second phase determining unit that estimates the phase of each line at each phase management target point based on the noise component, and for each line at each phase management target point
  • the phase estimated by the first phase determination unit and the phase estimated by the second phase determination unit are collated, and the phase of each line at each phase management target point is specified based on the collation result A phase matching unit.
  • the phase matching unit determines the matched phase.
  • the phase of each line at each phase management target point is specified.
  • phase estimated by the first phase determination unit and the phase estimated by the second phase determination unit do not coincide with each other, Depending on the installed load and equipment, either one of the phase estimated by the first phase determination unit and the phase estimated by the second phase determination unit is determined for each line at each phase management target point. Identify as phase.
  • the phase collating unit is estimated by the second phase determining unit when the load and the facility are considered to be a voltage fluctuation factor of a specific phase between the phase management target points. Is identified as the phase of each line at each phase management target point.
  • the phase collating unit is estimated by the first phase determining unit when the load and the facility are considered not to be a voltage fluctuation factor of a specific phase between the phase management target points. Is identified as the phase of each line at each phase management target point.
  • the first phase determination unit associates each line at one phase management target point of the two phase management target points with each line at the other phase management target point.
  • a difference between the voltage values in one correspondence relationship is obtained, and among the nine correspondence relationships, each line in one phase management target point and each line in the other phase management target point have a one-to-one correspondence.
  • the average value of each difference is obtained, and among the six combinations, the combination having the smallest average value of the differences is selected, and the combination having the smallest average value of the differences is selected.
  • the phase of each line of one phase management target point is matched with the phase of each line of the other phase management target point.
  • the first phase determination unit associates each line at one phase management target point of the two phase management target points with each line at the other phase management target point.
  • a first difference which is a difference between the voltage values in one correspondence relationship, is obtained, and an average value of the voltage values of the lines at one of the phase management target points and an average value of the lines at the other phase management target point.
  • a second difference which is a difference from the average value of the voltage values, is obtained, and among the nine correspondence relationships, each line at one phase management target point and a pair at each other phase management target point are a pair.
  • the average value of the third difference which is the difference between each of the first difference and the second difference, is obtained, and among the six combinations, the average value of each third difference is Smallest In the combination in which the average value of each of the third differences is the smallest, the phase of each line of the one phase management target point where the phase of each line is known is added to the phase of the other phase management target point. The phases of the lines are matched.
  • the second phase determination unit has the same characteristics of the noise components among the six combinations in which the lines of the two phase management target points are associated one-to-one.
  • the noise component includes a harmonic component of a power supply frequency.
  • FIG. 1 is a diagram illustrating an example of a distribution system to which the distribution path phase management support system according to the first embodiment is applied.
  • FIG. 2 is a diagram illustrating a configuration example of the sensor built-in switchgear according to the first embodiment.
  • FIG. 3 is a diagram illustrating a configuration example of a distribution path phase management support system according to the first embodiment.
  • FIG. 4 is a diagram illustrating a hardware configuration of the distribution path phase management support apparatus according to the first embodiment.
  • FIG. 5 is a functional block diagram illustrating a functional configuration of the distribution path phase management support system according to the first embodiment.
  • FIG. 6 is a functional block diagram illustrating a functional configuration of a processing unit in the distribution path phase management support device according to the first embodiment.
  • FIG. 1 is a diagram illustrating an example of a distribution system to which the distribution path phase management support system according to the first embodiment is applied.
  • FIG. 2 is a diagram illustrating a configuration example of the sensor built-in switchgear according to the first embodiment.
  • FIG. 7 is a schematic explanatory diagram of a first phase determination process according to the first embodiment.
  • FIG. 8 is a schematic explanatory diagram of a first phase determination process according to the first embodiment.
  • FIG. 9 is a schematic explanatory diagram of a first phase determination process according to the first embodiment.
  • FIG. 10 is a schematic explanatory diagram of a first phase determination process according to the first embodiment.
  • FIG. 11 is a schematic explanatory diagram of a first phase determination process according to the first embodiment.
  • FIG. 12 is a schematic explanatory diagram of a first phase determination process according to the first embodiment.
  • FIG. 13 is a diagram illustrating an example in which a noise source load that is a source of harmonic noise exists in the phase management target section of the distribution path phase management support system according to the first embodiment.
  • FIG. 13 is a diagram illustrating an example in which a noise source load that is a source of harmonic noise exists in the phase management target section of the distribution path phase management support system according to the first embodiment.
  • FIG. 14 is a schematic explanatory diagram of a second phase determination process according to the first embodiment.
  • FIG. 15 is a diagram illustrating a first example of voltage transition of each line obtained by the first phase determination process of the distribution path phase management support system according to the first embodiment.
  • FIG. 16 is a diagram illustrating a second example of the voltage transition of each line obtained by the first phase determination process of the distribution path phase management support system according to the first embodiment.
  • FIG. 17 is a diagram illustrating a first configuration example assuming a state in which the voltage fluctuation of each phase is relatively large in the phase management target section of the distribution path phase management support system according to the first embodiment.
  • FIG. 18 is a diagram illustrating a voltage transition of each line at each phase management target point in the first configuration example illustrated in FIG. 17.
  • FIG. 19 is a diagram illustrating a third example of the voltage transition of each line obtained by the first phase determination process of the distribution path phase management support system according to the first embodiment.
  • FIG. 20 is a diagram illustrating a second configuration example assuming a state in which the voltage fluctuation of each phase is relatively large in the phase management target section of the distribution path phase management support system according to the first embodiment.
  • FIG. 21 is a diagram illustrating voltage transition of each line at each phase management target point in the second configuration example illustrated in FIG. 20.
  • FIG. 22 is a diagram illustrating a fourth example of the voltage transition of each line obtained by the first phase determination process of the distribution path phase management support system according to the first embodiment.
  • FIG. 20 is a diagram illustrating a second configuration example assuming a state in which the voltage fluctuation of each phase is relatively large in the phase management target section of the distribution path phase management support system according to the first embodiment.
  • FIG. 21 is a diagram illustrating voltage transition of each line at each phase management target point in the second configuration example illustrated in FIG.
  • FIG. 23 is a diagram illustrating a third configuration example assuming a state in which the voltage fluctuation of each phase is relatively large in the phase management target section of the distribution path phase management support system according to the first embodiment.
  • FIG. 24 is a diagram illustrating voltage transition of each line at each phase management target point in the third configuration example illustrated in FIG. 23.
  • FIG. 25 is a diagram illustrating a fifth example of the voltage transition of each line obtained by the first phase determination process of the distribution path phase management support system according to the first embodiment.
  • FIG. 26 is a flowchart illustrating an example of a distribution path phase management support processing flow in the distribution path phase management support method and the distribution path phase management support system according to the first embodiment.
  • FIG. 27 is a diagram illustrating an example of facility information stored in the storage unit in the distribution route phase management support processing flow illustrated in FIG. 26.
  • FIG. 28 is a diagram illustrating an example of the distribution route phase management support processing execution date and time stored in the storage unit in the distribution route phase management support processing flow illustrated in FIG. 26.
  • FIG. 29 is a diagram illustrating an example of voltage value information stored in the storage unit in the distribution path phase management support processing flow illustrated in FIG. 26.
  • FIG. 30 is a diagram illustrating an example of noise information stored in the storage unit in the distribution path phase management support processing flow illustrated in FIG. 26.
  • FIG. 31 is a diagram illustrating an example of first phase information stored in the storage unit in the distribution path phase management support processing flow illustrated in FIG. 26.
  • FIG. 32 is a diagram illustrating an example of second phase information stored in the storage unit in the distribution path phase management support processing flow illustrated in FIG. 26.
  • FIG. 33 is a diagram illustrating an example of phase information stored in the storage unit in the distribution path phase management support processing flow illustrated in FIG. 26.
  • FIG. 34 is a diagram illustrating an example of distribution path phase management information according to the first embodiment.
  • FIG. 35 is a diagram illustrating an example of a distribution path phase management information display screen according to the first embodiment.
  • FIG. 36 is a diagram illustrating an example different from FIG. 35 of the distribution path phase management information display screen according to the first embodiment.
  • FIG. 37 is a diagram showing an example of a first phase determination processing result display screen that is a first sub-screen of the distribution path phase management information display screen shown in FIG. FIG.
  • FIG. 38 is a diagram illustrating an example of a second phase determination process result display screen that is a second sub-screen of the distribution path phase management information display screen illustrated in FIG. 36.
  • FIG. 39 is a schematic explanatory diagram of a first phase determination process according to the second embodiment.
  • FIG. 40 is a schematic explanatory diagram of a first phase determination process according to the second embodiment.
  • FIG. 41 is a schematic explanatory diagram of a first phase determination process according to the second embodiment.
  • FIG. 42 is a schematic explanatory diagram of a first phase determination process according to the second embodiment.
  • FIG. 43 is a schematic explanatory diagram of a first phase determination process according to the second embodiment.
  • FIG. 44 is a schematic explanatory diagram of a first phase determination process according to the second embodiment.
  • FIG. 1 is a diagram illustrating an example of a distribution system to which the distribution path phase management support system according to the first embodiment is applied.
  • the distribution system shown in FIG. 1 is provided at each location of the high-voltage distribution path (distribution path) 2 and the high-voltage distribution path 2 to which high-voltage three-phase AC power (for example, 6600 V system) is supplied from the substation 1 and the substation 1.
  • high-voltage three-phase AC power for example, 6600 V system
  • the transformer T for transforming the high-voltage three-phase AC power into the low-voltage single-phase AC power (for example, 100V system), the load R to which the low-voltage single-phase AC power is supplied from the transformer T, and various locations of the high-voltage distribution path 2 includes a switchgear S, a high voltage automatic voltage regulator (SVR) VR, a distributed power supply facility D, and the like.
  • SVR high voltage automatic voltage regulator
  • Each switching device S is connected to, for example, a distribution automation system 4 installed in the operation control center 3 through a wired or wireless communication path.
  • each switchg S includes a sensor built-in switchgear that detects various electrical quantities including a voltage value of each power line of the high-voltage distribution path 2 and a noise component superimposed on each power line.
  • the distribution automation system 4 constantly monitors each facility related to the distribution system, such as the open / close state of each switchgear S and the charge / power failure state of each section. Further, the distribution automation system 4 controls each switchgear S to automatically set a distribution route, for example, when an accident or the like occurs in the distribution system, and also opens / closes each switchgear S, and fills each section. It has a function to output information including power outage status.
  • the distribution path phase management support device (control device) 5 is incorporated in the distribution automation system 4 and is based on the information from the sensor built-in switchgear of the high-voltage distribution path 2 at each point where the sensor built-in switchgear is installed. It has a function of estimating the phase of each power line.
  • FIG. 2 is a diagram illustrating a configuration example of a sensor built-in switchgear according to the first embodiment.
  • the sensor built-in switchgear 20 includes a switch 21, a voltage detector 22, and a noise detector 23.
  • the switch 21 is provided between the input and output ends of the sensor built-in switchgear 20 and has a function of opening or closing each power line of the high-voltage distribution path 2 based on a control command from the distribution automation system 4.
  • the voltage detector 22 is provided at the input end or output end of the sensor built-in switchgear 20 and has a function of detecting the voltage value of each power line of the high-voltage distribution path 2.
  • the noise detector 23 is provided at an input end or an output end of the sensor built-in switchgear 20 and has a function of detecting a noise component superimposed on each power line of the high-voltage distribution path 2.
  • the sensor built-in switchgear 20 includes the switch 21, the voltage detector 22, and the noise detector 23, but the sensor built-in switchgear 20 includes the switch 21 and the voltage.
  • the detector 22 may be provided and the noise detector 23 may be provided as an individual device.
  • the sensor built-in switchgear 20 includes the switch 21 and the noise detector 23, and the voltage detector 22 is an individual device.
  • the structure provided as an apparatus may be sufficient.
  • the structure by which the switch 21, the voltage detector 22, and the noise detector 23 are each provided as a separate apparatus may be sufficient.
  • the switch 21, the voltage detector 22, and the noise detector 23 are described as being included in the sensor built-in switch device 20.
  • FIG. 3 is a diagram illustrating a configuration example of a distribution path phase management support system according to the first embodiment.
  • the U-phase, V-phase, and W-phase three-phase high-voltage power is supplied from the substation 1 to each power line of the high-voltage distribution path 2.
  • the sensor built-in switchgears 20 a, 20 b, 20 c, 20 d, 20 e, and the like are provided at phase management target points a, b, c, d, e, f provided at predetermined locations of the high-voltage distribution path 2. 20f is provided.
  • the phase management target section of the distribution path phase management support system 100 includes a first divided section, a second divided section, which are divided by the sensor built-in switchgears 20a, 20b, 20c, 20d, 20e, and 20f. It consists of five sections, a third divided section, a fourth divided section, and a fifth divided section.
  • the phase management target points of the high-voltage distribution path 2 are six for convenience, and the high-voltage distribution path 2 in the distribution path phase management support system 100 according to the first embodiment.
  • phase management target section is divided into five by the phase management target points a, b, c, d, e, f, the phase management target provided in the phase management target section and the phase management target section is shown.
  • the number of points and the number of divided sections included in the phase management target section are not limited to this.
  • segmentation area shall be unknown.
  • the distribution path phase management support system 100 includes, for example, a distribution path phase management support apparatus (control apparatus) 5 incorporated as a part of the distribution automation system 4 of the operation control center 3, and each phase management target point a.
  • B, c, d, e, f are provided with sensor built-in switchgears 20a, 20b, 20c, 20d, 20e, 20f.
  • the sensor built-in switchgears 20a, 20b, 20c, 20d, 20e, and 20f include the voltage detector 22 shown in FIG.
  • the voltage detectors 22 provided in the sensor built-in switchgears 20a, 20b, 20c, 20d, 20e, and 20f are respectively connected to the high-voltage distribution paths 2 at the phase management target points a, b, c, d, e, and f. It has a function of detecting the voltage value of the power line and transmitting the detected voltage value to the distribution path phase management support device 5.
  • the sensor built-in switchgears 20a, 20b, 20c, 20d, 20e, and 20f include the noise detector 23 shown in FIG.
  • the noise detector 23 provided in each of the sensor built-in switchgears 20a, 20b, 20c, 20d, 20e, and 20f is a noise component superimposed on each power line of the high-voltage distribution path 2, specifically, for example, the power supply frequency It has a function of extracting harmonic components such as third harmonic, fifth harmonic, and seventh harmonic and transmitting information of the extracted noise components to the distribution path phase management support device 5.
  • the noise detector 23 provided in each of the sensor built-in switchgears 20a, 20b, 20c, 20d, 20e, and 20f is already installed at each phase management target point a, b, c, d, e, and f. Shall.
  • each power line of the high voltage distribution path 2 at each phase management target point a, b, c, d, e, f is defined by three lines “1”, “2”, and “3” for convenience.
  • the first input / output terminals 1a, 1b, 1c, 1d, 1e, 1f correspond to the “1” line
  • the second input / output terminal 2a corresponds to the “2” line
  • the third input / output terminals 3a, 3b, 3c, 3d, 3e, 3f correspond to the “3” line.
  • phase of each line of the high-voltage distribution path 2 at the phase management target point a is known.
  • the “1” line at the phase management target point a is the U phase
  • the “2” line is the V phase
  • the “3” line is the W phase.
  • one of the first input / output terminals 1a of the sensor built-in switchgear 20a is connected to the U phase of the substation 1
  • one of the second input / output terminals 2a of the sensor built-in switchgear 20a is:
  • One of the third input / output terminals 3 a of the sensor built-in switchgear 20 a is connected to the W phase of the substation 1.
  • each sensor built-in switchgear 20b, 20c, 20d, 20e, 20f excluding the sensor built-in switchgear 20a. It is unclear which of the three phases U, V and W is connected to each input / output terminal. That is, the combination of the first input / output terminals 1a, 1b, 1c, 1d, 1e, 1f, the combination of the second input / output terminals 2a, 2b, 2c, 2d, 2e, 2f, the third input / output terminals 3a, 3b, 3c. , 3d, 3e, and 3f are not necessarily in phase with each other.
  • FIG. 4 is a diagram illustrating a hardware configuration of the distribution path phase management support device according to the first embodiment.
  • the distribution path phase management support device 5 is an information processing terminal device such as a computer, for example, and includes a processing unit 51, a storage unit 52, a communication unit 53, an input unit 54, and a display unit 55, and each unit is connected via a bus 56. It is configured to be able to send and receive data.
  • the distribution path phase management support device 5 is incorporated as a part of the distribution automation system 4 and already installed as described above.
  • the processing unit 51 is a component that performs data transfer between each unit via a predetermined memory and controls the entire distribution path phase management support device 5, and a CPU (Central Processing Unit) stores the data in the predetermined memory. This is realized by executing the programmed program.
  • a CPU Central Processing Unit
  • the storage unit 52 is a component that stores data from the processing unit 51 and reads out the stored data.
  • the storage unit 52 is realized by a nonvolatile storage device such as an HDD (Hard Disk Drive) or an SSD (Solid State Drive). Is done.
  • the communication unit 53 is a component that communicates with the sensor built-in switchgears 20a, 20b, 20c, 20d, 20e, and 20f, and is realized by, for example, a NIC (Network Interface Card).
  • NIC Network Interface Card
  • the input unit 54 is a component through which an operator inputs data and instructions, and is realized by, for example, a keyboard, a mouse, a touch panel, or the like.
  • the display unit 55 is a component that displays data in accordance with an instruction from the processing unit 51, and is realized by, for example, a liquid crystal display (LCD).
  • the display unit 55 generates and displays a processing result of a distribution path phase management support process, which will be described later, as a distribution path phase management information display screen by the processing unit 51.
  • FIG. 5 is a functional block diagram illustrating a functional configuration of the distribution path phase management support system according to the first embodiment.
  • Each of the sensor built-in switchgears 20a, 20b, 20c, 20d, 20e, and 20f has a high voltage when a distribution path information output command is input from the distribution path phase management support apparatus 5 in a distribution path phase management support process described later.
  • the voltage value of each line (here, “1” line, “2” line, “3” line)) at each phase management target point a, b, c, d, e, f of the power distribution path 2 and the high voltage Information on the noise component (hereinafter also referred to as “noise component information”) superimposed on each line of the power distribution path 2 is output to the power distribution path phase management support apparatus 5.
  • phase management support device control device 5
  • the voltage value and noise component information of each line of the high-voltage distribution path 2 at each of the phase management target points a, b, c, d, e, and f are incorporated in each sensor type. Input from the switching devices 20a, 20b, 20c, 20d, 20e, 20f.
  • the distribution path phase management support device (control device) 5 includes various information (hereinafter, referred to as loads and facilities) provided in the phase management target section of the high-voltage distribution path 2 in the distribution path phase management support system 100 according to the present embodiment.
  • loads and facilities various information provided in the phase management target section of the high-voltage distribution path 2 in the distribution path phase management support system 100 according to the present embodiment.
  • territory-related information is input from the distribution automation system 4.
  • the facility-related information include customer contract information (contract amperage, etc.) for each divided section, distributed power facility information (power supply amount, etc.), high voltage automatic voltage regulator arrangement information, This includes the operational status of
  • the database server 6 has the same hardware configuration as the distribution path phase management support apparatus 5 described above, and is installed in the operation control center 3 together with the distribution path phase management support apparatus 5, for example.
  • the database server 6 stores distribution path phase management information input from the distribution path phase management support apparatus 5.
  • the distribution path phase management information corresponds to a conventional phase management ledger, and is updated or added by a distribution path phase management support process described later.
  • FIG. 6 is a functional block diagram illustrating a functional configuration of a processing unit in the distribution path phase management support device according to the first embodiment.
  • the processing unit 51 in the distribution path phase management support device 5 includes a first phase determination unit 511 that performs a first phase determination process described later, and a second phase determination process described later. are provided as a functional block.
  • the second phase determination unit 512 that performs the above and the phase verification unit 513 that performs the phase verification process described later are provided as functional blocks.
  • the first phase determination unit 511, the second phase determination unit 512, and the phase collation unit 513 can be realized by a software program executed in the processing unit 51, for example.
  • the distribution path phase management support process includes a first phase determination process performed by the first phase determination unit 511, a second phase determination process performed by the second phase determination unit 512, and a phase matching unit 513. Including a phase matching process performed by.
  • the first phase determination unit 511 receives the voltage values of the “1” line, “2” line, and “3” line from the sensor built-in switchgears 20a, 20b, 20c, 20d, 20e, and 20f. .
  • the voltage value of the “1” line of the phase management target point “a” output from the sensor built-in switchgear 20a is V1a
  • the voltage value of the “2” line is V2a
  • the voltage value of the “3” line Is V3a.
  • the voltage value of the “1” line of the phase management target point b output from the sensor built-in switchgear 20b is V1b
  • the voltage value of the “2” line is V2b
  • the voltage value of the “3” line is V3b.
  • the voltage value of the “1” line of the phase management target point c output from the sensor built-in switchgear 20c is V1c
  • the voltage value of the “2” line is V2c
  • the voltage value of the “3” line is V3c.
  • the voltage value of the “1” line of the phase management target point d output from the sensor built-in switchgear 20d is V1d
  • the voltage value of the “2” line is V2d
  • the voltage value of the “3” line is V3d.
  • the voltage value of the “1” line of the phase management target point e output from the sensor built-in switchgear 20e is V1e
  • the voltage value of the “2” line is V2e
  • the voltage value of the “3” line is V3e.
  • the voltage value of the “1” line of the phase management target point f output from the sensor built-in switchgear 20f is V1f
  • the voltage value of the “2” line is V2f
  • the voltage value of the “3” line is V3f.
  • FIGS. 7, 8, 9, 10, 11, and 12 are schematic explanatory diagrams of the first phase determination process according to the first embodiment.
  • the horizontal axis indicates the position of the phase management target point provided for the power output point of the substation 1
  • the vertical axis indicates the phase management target point. The voltage value in each line is shown.
  • the voltage values of the respective lines at the two phase management target points A and B are shown.
  • the voltage value of the “1” line at the phase management target point A is V1A
  • the voltage value of the “2” line is V2A
  • the voltage value of the “3” line is V3A
  • the voltage value of the “1” line at the phase management target point B is V1B
  • the voltage value of the “2” line is V2B
  • the voltage value of the “3” line is V3B.
  • each line of the phase management target point A and each line of the phase management target point B are associated, that is, the voltage values V1A, V2A, V3A of each line of the phase management target point A and each line of the phase management target point B
  • the voltage values V1B, V2B, V3B are V1A and V1B, V1A and V2B, V1A and V3B, V2A and V1B, V2A and V2B, V2A and V3B, V3A and V1B, V3A and V2B, V3A and V3B.
  • the first phase determination unit 511 first determines the difference (
  • each line of the phase management target point A and each line of the phase management target point B have a one-to-one correspondence.
  • the first phase determination unit 511 uses the following formulas (1), (2), (3), (4), (5), and (6) to calculate FIGS. For each of the six combinations shown, the difference in voltage values in three correspondence relationships between the voltage values V1A, V2A, V3A of each line of the phase management target point A and the voltage values V1B, V2B, V3B of each line of the phase management target point B Average values VBA1, VBA2, VBA3, VBA4, VBA5, VBA6.
  • the following expression (1) corresponds to FIG. 7
  • the following expression (2) corresponds to FIG. 8
  • the following expression (3) corresponds to FIG. 9
  • the following expression (4) corresponds to FIG.
  • the following equation (5) corresponds to FIG. 11, and the following equation (6) corresponds to FIG.
  • VBA1 (
  • VBA2 (
  • VBA3 (
  • VBA4 (
  • VBA5 (
  • VBA6 (
  • the first phase determination unit 511 compares the calculation results of the above formulas (1), (2), (3), (4), (5), and (6), and selects the combination that has the smallest value. To do. In the combinations shown in FIGS. 7, 8, 9, 10, 11, and 12, VBA ⁇ b> 1, which is the calculation result of equation (1), is the smallest value, so the combination shown in FIG. 7 is selected.
  • the phase at the phase management target point A is known, for example, the “1” line at the phase management target point A is the U phase, the “2” line is the V phase, and the “3” line is the W phase. If there is, the “3” line at the phase management target point B corresponding to the “1” line at the phase management target point A corresponds to the “2” line at the U phase and the phase management target point A as shown in FIG. It can be estimated that the “1” line at the phase management target point B is the V phase, and the “2” line at the phase management target point B corresponding to the “3” line at the phase management target point A is the W phase.
  • the “1” line at the phase management target point a is the U phase
  • the “2” line is the V phase
  • the “3” line is the W phase. Therefore, the first phase determination process according to the first embodiment described above is performed for each divided section of the first divided section, the second divided section, the third divided section, the fourth divided section, and the fifth divided section.
  • the phase of each line at each phase management target point a, b, c, d, e, f can be estimated.
  • the first phase determination unit 511 in the first phase determination process, each line at one phase management target point of the two phase management target points and each line at the other phase management target point, The difference of the voltage value in each of the nine correspondences associated with each other is obtained, and among the nine correspondences, each line in one phase management target point and each line in the other phase management target point correspond one-to-one 6
  • the average value of each difference is obtained, and among the six combinations, the combination having the smallest average value of each difference is selected, and the phase of each line is known in the combination having the smallest average value of each difference. It is possible to estimate the phase of each line at each phase management target point by making the phase of each line at one phase management target point coincide with the phase of each line at the other phase management target point. Kill.
  • the first phase determination unit 511 outputs the phase of each line at each estimated phase management target point a, b, c, d, e, f as the first estimated phase.
  • the first estimated phase of the “1” line of the phase management target point a is P11a
  • the first estimated phase of the “2” line is P12a
  • the first estimated phase of the “3” line is P13a.
  • the first estimated phase of the “1” line of the phase management target point b is P11b
  • the first estimated phase of the “2” line is P12b
  • the first estimated phase of the “3” line is P13b.
  • the first estimated phase of the “1” line of the phase management target point c is P11c
  • the first estimated phase of the “2” line is P12c
  • the first estimated phase of the “3” line is P13c
  • the first estimated phase of the “1” line of the phase management target point d is P11d
  • the first estimated phase of the “2” line is P12d
  • the first estimated phase of the “3” line is P13d
  • the first estimated phase of the “1” line of the phase management target point e is P11e
  • the first estimated phase of the “2” line is P12e
  • the first estimated phase of the “3” line is P13e
  • the first estimated phase of the “1” line of the phase management target point f is P11f
  • the first estimated phase of the “2” line is P12f
  • the first estimated phase of the “3” line is P13f.
  • the first estimated phase of the phase management target point a is P1a
  • the first phase of the phase management target point b is The estimated phase is P1b
  • the first estimated phase of the phase management target point c is P1c
  • the first estimated phase of the phase management target point d is P1d
  • the first estimated phase of the phase management target point e is P1e
  • the phase management target point f The first estimation phase is referred to as P1f.
  • each phase management target point a, b, c, d is specially selected for each first estimated phase P1a, P1b, P1c, P1d, P1e, P1f at each phase management target point a, b, c, d, e, f. , E, and f are referred to as a first estimated phase P1 when it is not necessary to distinguish them.
  • the voltage value of each line at each phase management target point a, b, c, d, e, f that is, output from each sensor built-in switchgear 20a, 20b, 20c, 20d, 20e, 20f, respectively.
  • the phase may not be estimated by the first phase determination process described above.
  • FIGS. 7, 8, 9, 10, 11, and 12 when the voltage values of the respective lines at at least one of the phase management target point A and the phase management target point B substantially match.
  • the difference average values VBA1, VBA2, VBA3, VBA4, VBA5, and VBA6 obtained by the above formulas (1), (2), (3), (4), (5), and (6) substantially coincide with each other.
  • the first phase determination unit 511 sets “NG (estimation impossible)” as the first estimation phase of the phase management target point where the phase cannot be estimated.
  • the second phase determination unit 512 includes a “1” line for each phase management target point a, b, c, d, e, f from each sensor built-in switchgear 20a, 20b, 20c, 20d, 20e, 20f.
  • the noise component information of each line of “2” line and “3” line is input.
  • the noise component information of the “1” line of the phase management target point a output from the sensor built-in switchgear 20a is X1a
  • the noise component information of the “2” line is X2a
  • the “3” line is The noise component information is X3a.
  • the noise component information of the “1” line of the phase management target point b output from the sensor built-in switchgear 20b is X1b
  • the noise component information of the “2” line is X2b
  • the noise component information of the “3” line is X3b.
  • the noise component information of the “1” line of the phase management target point c output from the sensor built-in switchgear 20c is X1c
  • the noise component information of the “2” line is X2c
  • the noise component information of the “3” line is X3c.
  • the noise component information of the line “1” of the phase management target point d output from the sensor built-in switchgear 20d is X1d
  • the noise component information of the “2” line is X2d
  • the noise component information of the “3” line is X3d.
  • the noise component information of the “1” line of the phase management target point e output from the sensor built-in switchgear 20e is X1e
  • the noise component information of the “2” line is X2e
  • the noise component information of the “3” line is X3e.
  • the noise component information of the “1” line of the phase management target point f output from the sensor built-in switchgear 20f is X1f
  • the noise component information of the “2” line is X2f
  • the noise component information of the “3” line is X3f.
  • each noise component information X1a, X2a, X3a, X1b, X2b, X3b, X1c, X2c, X3c, X1d, X2d, X3d, X1e, X2e, X3e, X1f, X2f, X3f For example, information that characterizes noise included in each phase, such as the level of harmonic components such as the third harmonic, the fifth harmonic, and the seventh harmonic of the power supply frequency, and the magnitude relationship of each harmonic component is included. .
  • FIG. 13 is a diagram illustrating an example in which a noise source load that is a source of harmonic noise exists in the phase management target section of the distribution path phase management support system according to the first embodiment.
  • the case where the noise source load NR exists in the second divided section is illustrated, but the section where the noise source load NR exists is not limited to this, and a plurality of noise source loads NR are present. May exist at a plurality of locations in the phase management target section.
  • the case where the generation source of harmonic noise cannot be identified that is, the case where harmonic noise is generated in a composite manner inside and outside the phase management target section and propagates to each phase of the high-voltage distribution path 2 may be used.
  • FIG. 14 is a schematic explanatory diagram of the second phase determination process according to the first embodiment.
  • the noise component information of each line at the two phase management target points A and B is shown as a waveform.
  • the noise component information of the “1” line at the phase management target point A is X1A
  • the noise component information of the “2” line is X2A
  • the noise component information of the “3” line is X3A
  • the noise component information of the “1” line at the phase management target point B is X1B
  • the noise component information of the “2” line is X2B
  • the noise component information of the “3” line is X3B.
  • the second phase determination unit 512 compares the noise component information X1A, X2A, X3A of each line at the phase management target point A with the noise component information X1B, X2B, X3B of each line at the phase management target point B.
  • each line of the phase management target point A and each line of the phase management target point B are associated, that is, the noise component information X1A, X2A, X3A of each line at the phase management target point A and each line at the phase management target point B
  • the corresponding relationship with the noise component information X1B, X2B, X3B is X1A and X1B, X1A and X2B, X1A and X3B, X2A and X1B, X2A and X2B, X2A and X3B, X3A and X1B, X3A and X2B, X3A and X3B
  • each line of the phase management target point A and each line of the phase management target point B have a one-to-one correspondence are six combinations each having three correspondences among the nine correspondences described above.
  • a combination in which X1A and X1B, X2A and X2B, X3A and X3B are associated with each other a combination in which X1A and X2B, X2A and X3B, X3A and X1B are associated with each other, X1A and X3B, X2A and X1B, X3A and X2B X1A and X3B, X2A and X2B, X3A and X1B, respectively, X1A and X2B, X2A and X1B, X3A and X3B, respectively, X1A and X1B, X2A and X3B, respectively, X1A and X1B, X2A
  • the second phase determination unit 512 selects a combination that can be identified as having the same noise component characteristics from among the six combinations described above.
  • the noise component information X1A on the “1” line of the phase management target point A and the noise component information X2B on the “2” line of the phase management target point B have the same characteristics. Further, the noise component information X2A on the “2” line of the phase management target point A and the noise component information X3B on the “3” line of the phase management target point B have the same characteristics. Further, the noise component information X3A on the “3” line of the phase management target point A and the noise component information X1B on the “1” line of the phase management target point B have the same characteristics. That is, combinations that can be identified as having the same noise component characteristics are combinations in which X1A and X2B, X2A and X3B, and X3A and X1B are associated with each other.
  • the phase at the phase management target point A is known, for example, the “1” line at the phase management target point A is the U phase, the “2” line is the V phase, and the “3” line is the W phase.
  • the “2” line at the phase management target point B having the same characteristics as the noise component information X1A of the “1” line at the phase management target point A is the U phase
  • the noise component information X3B is The “3” line at the phase management target point B having the same characteristics as the noise component information X2A of the “2” line at the phase management target point A is the V phase
  • the noise component information X1B is “3” at the phase management target point A. It can be estimated that the “1” line at the phase management target point B having the same characteristics as the noise component information X3A of the “line” is the W phase.
  • the “1” line at the phase management target point a is the U phase
  • the “2” line is the V phase
  • the “3” line is the W phase. Therefore, by comparing each noise component information X1a, X2a, X3a at the phase management target point a with each noise component information X1b, X2b, X3b at the phase management target point b, each line at the phase management target point b The phase can be estimated.
  • the phase of each line at each phase management target point c, d, e, f can be estimated by performing the same matching process at each phase management target point c, d, e, f.
  • the second phase determination unit 512 is a noise component among the six combinations in which the respective lines of the two phase management target points are associated one-to-one. Select a combination that can be identified as having the same characteristics, and in a combination that can identify that the characteristics of the noise component are the same, the phase of each line at the phase management target point where the phase of each line is known is managed by the other phase The phase of each line at each phase management target point can be estimated by making the phase of each line at the target point coincide with each other.
  • the second phase determination unit 512 outputs the phase of each line at each estimated phase management target point a, b, c, d, e, f as a second estimated phase.
  • the second estimated phase of the “1” line of the phase management target point a is P21a
  • the second estimated phase of the “2” line is P22a
  • the second estimated phase of the “3” line is P23a.
  • the second estimated phase of the “1” line of the phase management target point b is P21b
  • the second estimated phase of the “2” line is P22b
  • the second estimated phase of the “3” line is P23b.
  • the second estimated phase of the “1” line of the phase management target point c is P21c
  • the second estimated phase of the “2” line is P22c
  • the second estimated phase of the “3” line is P23c
  • the second estimated phase of the “1” line of the phase management target point d is P21d
  • the second estimated phase of the “2” line is P22d
  • the second estimated phase of the “3” line is P23d
  • the second estimated phase of the “1” line of the phase management target point e is P21e
  • the second estimated phase of the “2” line is P22e
  • the second estimated phase of the “3” line is P23e
  • the second estimated phase of the “1” line of the phase management target point f is P21f
  • the second estimated phase of the “2” line is P22f
  • the second estimated phase of the “3” line is P23f.
  • the second estimated phase of the phase management target point a is P2a
  • the second phase of the phase management target point b The estimated phase is P2b
  • the second estimated phase of the phase management target point c is P2c
  • the second estimated phase of the phase management target point d is P2d
  • the second estimated phase of the phase management target point e is P2e
  • the phase management target point f The second estimation phase is referred to as P2f.
  • each phase management target point a, b, c, d is specially selected for each second estimated phase P2a, P2b, P2c, P2d, P2e, P2f at each phase management target point a, b, c, d, e, f. , E, and f are referred to as the second estimation phase P2 when it is not necessary to distinguish them.
  • noise component information of each line at each phase management target point a, b, c, d, e, f that is, output from each sensor built-in type switchgear 20a, 20b, 20c, 20d, 20e, 20f, respectively.
  • the phase may not be estimated by the above-described second phase determination process.
  • the second phase determination unit 512 sets the second estimation phase of the phase management target point where the phase cannot be estimated to be “NG (unestimable)”.
  • phase verification process performed by the phase verification unit 513 will be described.
  • the phase matching unit 513 includes a line “1”, a line “2”, and a line “3” for each phase management target point a, b, c, d, e, f obtained by the first phase determination process.
  • the first estimated phase (first estimated phase P1) is input, and the “1” line for each phase management target point a, b, c, d, e, f obtained by the second phase determination process, “2
  • the second estimated phase (second estimated phase P2) of each of the lines “3” and “3” is input.
  • the phase matching unit 513 uses the first estimated phase P1 input from the first phase determining unit 511 and the second estimated phase P2 input from the second phase determining unit 512 as the phase management target points a, b, Collation is performed for each phase of c, d, e, and f. More specifically, the phase collation unit 513 collates the first estimated phase P1a and the second estimated phase P2a at the phase management target point a for each phase of the phase management target point a. In addition, the phase matching unit 513 matches the first estimated phase P1b and the second estimated phase P2b at the phase management target point b for each phase of the phase management target point b.
  • phase matching unit 513 matches the first estimated phase P1c and the second estimated phase P2c at the phase management target point c for each phase of the phase management target point c. Further, the phase matching unit 513 matches the first estimated phase P1d and the second estimated phase P2d at the phase management target point d for each phase of the phase management target point d. In addition, the phase matching unit 513 matches the first estimated phase P1e and the second estimated phase P2e at the phase management target point e for each phase of the phase management target point e. Further, the phase matching unit 513 matches the first estimated phase P1f and the second estimated phase P2f at the phase management target point f for each phase of the phase management target point f.
  • the phase matching unit 513 When the first estimated phase P1 and the second estimated phase P2 match, the phase matching unit 513 outputs the matched first estimated phase P1 and second estimated phase P2 as the estimated phase P.
  • the phase matching unit 513 preferentially selects one of the first estimated phase P1 and the second estimated phase P2, and the estimated phase P Output as.
  • the estimated phase of the “1” line of the phase management target point a is P1a
  • the estimated phase of the “2” line is P2a
  • the estimated phase of the “3” line is P3a
  • the estimated phase of the “1” line of the phase management target point b is P1b
  • the estimated phase of the “2” line is P2b
  • the estimated phase of the “3” line is P3b
  • the estimated phase of the “1” line of the phase management target point c is P1c
  • the estimated phase of the “2” line is P2c
  • the estimated phase of the “3” line is P3c.
  • the estimated phase of the “1” line of the phase management target point d is P1d
  • the estimated phase of the “2” line is P2d
  • the estimated phase of the “3” line is P3d
  • the estimated phase of the “1” line of the phase management target point e is P1e
  • the estimated phase of the “2” line is P2e
  • the estimated phase of the “3” line is P3e
  • the estimated phase of the “1” line of the phase management target point f is P1f
  • the estimated phase of the “2” line is P2f
  • the estimated phase of the “3” line is P3f.
  • the first phase determining unit 511 in order to explain a criterion for selecting one of the first estimated phase P1 and the second estimated phase P2, the first phase determining unit 511 Specific examples of determination results in the first phase determination process that is performed and factors that lower the reliability of the determination results, and factors that decrease the reliability of the determination results in the second phase determination process that is performed by the second phase determination unit 512 explain.
  • FIG. 15 is a diagram illustrating a first example of voltage transition of each line obtained by the first phase determination process of the distribution path phase management support system according to the first embodiment.
  • the horizontal axis indicates the position of each phase management target point a, b, c, d, e, f provided for the power output point of the substation 1, and the vertical axis indicates each phase management.
  • the voltage value in each line of object point a, b, c, d, e, and f is shown.
  • each phase management target point a, b, c, d, e, f When the load fluctuations of the phases are substantially uniform, and the “1” line, “2” line, and “3” line at each phase management target point a, b, c, d, e, f are the same phase The voltage transition of is shown.
  • all “1” lines at each phase management target point a, b, c, d, e, f are U phases
  • all “2” lines are V phases
  • “3” lines. Are all estimated to be the W phase and output as the first estimated phase P1.
  • FIG. 16 is a diagram illustrating a second example of the voltage transition of each line obtained by the first phase determination process of the distribution path phase management support system according to the first embodiment.
  • the horizontal axis indicates the position of each phase management target point a, b, c, d, e, f provided for the power output point of the substation 1, and the vertical axis indicates each phase management.
  • the voltage value in each line of object point a, b, c, d, e, and f is shown.
  • each phase management target point a, b, c, d, e, f When the load fluctuations of the phases are substantially uniform and the “1” line and the “2” line are twisted in the third divided section, the voltage transition of each phase obtained by the first determination process is indicated by a broken line. Show.
  • the load fluctuation of each phase is substantially uniform among the phase management target points a, b, c, d, e, and f.
  • the “1” line and the “2” line are interchanged at each phase management target point d, e, f after the third divided section where the twist has occurred. Therefore, in the example shown in FIG. 16, at each phase management target point d, e, f, unlike the example shown in FIG. 15, the “1” line is the V phase and the “2” line is the U phase. Is estimated and output as a first determination result.
  • phase management target points a, b, c, d, e, f It can be seen that “1” lines are all U-phase, “2” lines are all V-phase, and “3” lines are all W-phase.
  • the first determination processing in the first phase determination unit 511 causes each phase management target point.
  • Each phase in a, b, c, d, e, and f can be estimated.
  • FIG. 17 is a diagram illustrating a first configuration example assuming a state in which the voltage fluctuation of each phase is relatively large in the phase management target section of the distribution path phase management support system according to the first embodiment.
  • a large load BR is connected to the “2” line on the phase management target point c side of the third divided section.
  • FIG. 17 the state which is not twisted between each line in any division
  • FIG. 18 is a diagram showing a voltage transition of each line at each phase management target point in the first configuration example shown in FIG.
  • FIG. 18 illustrates the voltage transition when the “1” line, the “2” line, and the “3” line at the phase management target points a, b, c, d, e, and f are in the same phase. .
  • FIG. 19 is a diagram illustrating a third example of the voltage transition of each line obtained by the first phase determination process of the distribution path phase management support system according to the first embodiment.
  • the horizontal axis indicates the position of each phase management target point a, b, c, d, e, f provided for the power output point of the substation 1, and the vertical axis indicates each phase management.
  • the voltage value in each line of object point a, b, c, d, e, and f is shown.
  • the voltage transition of each phase obtained by the first determination process in the first configuration example illustrated in FIG. 17 is indicated by a broken line.
  • FIG. 20 is a diagram illustrating a second configuration example assuming a state in which the voltage fluctuation of each phase is relatively large in the phase management target section of the distribution path phase management support system according to the first embodiment.
  • the heavy load BR is connected to the “2” line on the phase management target point c side in the third divided section, and further, the “2” line on the phase management target point f side in the fifth divided section is connected.
  • the voltage value is lower than the lower limit threshold VLrim, and the high voltage automatic voltage regulator VR connected to the “2” line on the phase management target point f side in the fifth divided section is operated.
  • VLrim the high voltage automatic voltage regulator VR connected to the “2” line on the phase management target point f side in the fifth divided section
  • the lower limit threshold VLrim is a voltage lower limit value converted into, for example, a 6600V system high voltage power so as not to fall below a voltage lower limit value of the 100 system low voltage power (101V-6V in the 100V system).
  • FIG. 21 is a diagram showing a voltage transition of each line at each phase management target point in the second configuration example shown in FIG.
  • FIG. 21 shows voltage transitions in the case where the “1” line, the “2” line, and the “3” line at the respective phase management target points a, b, c, d, e, and f are in the same phase.
  • FIG. 22 is a diagram illustrating a fourth example of the voltage transition of each line obtained by the first phase determination process of the distribution path phase management support system according to the first embodiment.
  • the horizontal axis indicates the position of each phase management target point a, b, c, d, e, f provided for the power output point of the substation 1, and the vertical axis indicates each phase management.
  • the voltage value in each line of object point a, b, c, d, e, and f is shown.
  • the voltage transition of each phase obtained by the first phase determination process in the second configuration example illustrated in FIG. 20 is indicated by a broken line.
  • the voltage value of the “2” line on the phase management target point f side in the fifth divided section is lower than the lower threshold VLrim, and “2” on the phase management target point f side in the fifth divided section
  • the voltage value of the “2” line is relatively increased, and as shown by the broken line in FIG.
  • An erroneous determination may also occur in the first phase determination process in the divided section.
  • the “2” line is the W phase and the “3” line is the V phase, and is output as the first estimated phase P1.
  • FIG. 23 is a diagram illustrating a third configuration example assuming a state in which the voltage fluctuation of each phase is relatively large in the phase management target section of the distribution path phase management support system according to the first embodiment.
  • a distributed power supply facility D such as a large-scale solar power generation (mega solar) system or a large-scale wind power generation system is connected to the “2” line on the phase management target point f side of the fifth divided section.
  • segmentation area in the phase management object area is illustrated.
  • FIG. 24 is a diagram showing a voltage transition of each line at each phase management target point in the third configuration example shown in FIG. FIG. 23 exemplifies the voltage transition when the “1” line, the “2” line, and the “3” line at the phase management target points a, b, c, d, e, and f are in the same phase. .
  • FIG. 25 is a diagram illustrating a fifth example of the voltage transition of each line obtained by the first phase determination process of the distribution path phase management support system according to the first embodiment.
  • the horizontal axis indicates the position of each phase management target point a, b, c, d, e, f provided for the power output point of the substation 1, and the vertical axis indicates each phase management.
  • the voltage value in each line of object point a, b, c, d, e, and f is shown.
  • the voltage transition of each phase obtained by the first phase determination process in the third configuration example illustrated in FIG. 23 is indicated by a broken line.
  • the load and equipment connected in the phase management target section are voltage fluctuation factors of a specific phase between the phase management target points, For example, a large load BR shown in FIG. 17 and FIG. 20, a high-voltage automatic voltage regulator VR shown in FIG. 20, a distributed power supply equipment D shown in FIG. 23, etc. are connected to the phase management target section, and these equipments are in operation. If it is, the determination result by the first phase determination process performed by the first phase determination unit 511, that is, the reliability of the first estimated phase P1 may be reduced.
  • the load and equipment connected to the phase management target section are the voltage fluctuation factors of the specific phase between the phase management target points.
  • the phase matching unit 513 determines that the second estimated phase P2 output from the second phase determining unit 512 is preferentially selected, the second estimated phase P2 is output as the estimated phase P. .
  • the second phase determination unit 512 sets the second estimated phase of the phase management target point where the phase cannot be estimated to be “NG (unestimable)”.
  • the determination result by the second phase determination process performed by the second phase determination unit 512 that is, the reliability of the second estimated phase P2 may be reduced.
  • the load and equipment connected to the phase management target section are the voltage fluctuation factors of the specific phase between the phase management target points. If not, the phase matching unit 513 preferentially selects the first estimated phase P1 output from the second phase determining unit 512 and outputs the first estimated phase P1 as the estimated phase P. .
  • the first estimation phase P1 that is the processing result of the first phase determination process in the first phase determination unit 511 and the processing result of the second phase determination process in the second phase determination unit 512 are shown.
  • the estimated phase P By specifying the estimated phase P by mutual complementation with the second estimated phase P2, the reliability of the matching result by the phase matching process in the distribution path phase management support process is improved, and the estimation accuracy of each phase of the high-voltage distribution path 2 is improved. Can be made.
  • the distribution path phase management support method including the first phase determination process, the second phase determination process, and the phase matching process of the distribution path phase management support system 100 according to the present embodiment will be described. To do.
  • FIG. 26 is a flowchart illustrating an example of a distribution path phase management support processing flow in the distribution path phase management support method and the distribution path phase management support system according to the first embodiment.
  • FIG. 27 is a diagram illustrating an example of facility information stored in the storage unit in the distribution route phase management support processing flow illustrated in FIG. 26.
  • FIG. 28 is a diagram illustrating an example of the distribution route phase management support processing execution date and time stored in the storage unit in the distribution route phase management support processing flow illustrated in FIG. 26.
  • FIG. 29 is a diagram illustrating an example of voltage value information stored in the storage unit in the distribution path phase management support processing flow illustrated in FIG. 26.
  • FIG. 30 is a diagram illustrating an example of noise information stored in the storage unit in the distribution path phase management support processing flow illustrated in FIG. 26.
  • FIG. 31 is a diagram illustrating an example of first phase information stored in the storage unit in the distribution path phase management support processing flow illustrated in FIG. 26.
  • FIG. 32 is a diagram illustrating an example of second phase information stored in the storage unit in the distribution path phase management support processing flow illustrated in FIG. 26.
  • FIG. 33 is a diagram illustrating an example of phase information stored in the storage unit in the distribution path phase management support processing flow illustrated in FIG. 26.
  • the distribution automation system 4 includes various information on loads and facilities provided in the phase management target section of the distribution path phase management support system 100 according to the first embodiment.
  • customer contract information contract amperage, etc.
  • distributed power facility information power supply amount, etc.
  • high voltage automatic voltage regulator arrangement information operating status of each load and equipment, etc. It is assumed that facility-related information including is maintained and updated as needed.
  • the distribution path phase management support process in the distribution path phase management support method according to the first embodiment is started.
  • the processing unit 51 of the distribution path phase management support apparatus 5 transmits each of the phase management target points a, b, c, d, e, and f via the communication unit 53.
  • a control command (distribution path information output command) is output to the sensor built-in switchgears 20a, 20b, 20c, 20d, 20e, and 20f so as to output the voltage value and noise component information of each line, and via the communication unit 53.
  • the facility-related information is read from the distribution automation system 4 and stored in the storage unit 52 together with the distribution route phase management support processing date and time 72 shown in FIG. 28 as the facility information 71 shown in FIG. 27 (step S101).
  • Each sensor built-in switchgear 20a, 20b, 20c, 20d, 20e, 20f receives each distribution management point a, b, c, d, e, high voltage distribution path 2 when a distribution path information output command is input.
  • the voltage value and noise component information of each line in f (here, “1” line, “2” line, and “3” line) are output to the distribution path phase management support device 5.
  • step S102 When the voltage value and noise component information of each line at each phase management target point a, b, c, d, e, f are input to the processing unit 51 of the distribution path phase management support device 5 (step S102), the first In the phase determination unit 511, based on the voltage value of each line at each phase management target point a, b, c, d, e, f, the first phase determination process described above is performed, and in the second phase determination unit 512, Based on the noise component information of each line at each phase management target point a, b, c, d, e, f, the above-described second phase determination process is performed (step S103).
  • the voltage value of each line at each phase management target point a, b, c, d, e, f is stored in the storage unit 52 as the voltage value information 73 shown in FIG.
  • the noise component information of each line in a, b, c, d, e, and f is stored in the storage unit 52 by the processing unit 51 as noise information 74 shown in FIG.
  • the first phase determination unit 511 estimates the phase of each line at each phase management target point a, b, c, d, e, f by the first phase determination process, and stores the estimated first estimated phase P1 in the storage unit 52. Stored as first phase information 75.
  • the second phase determination unit 512 estimates the phase of each line at each phase management target point a, b, c, d, e, f by the second phase determination process, and stores the estimated second estimated phase P2 in the storage unit 52. Store as second phase information 76.
  • the processing unit 51 reads the first phase information 75 and the second phase information 76 stored in the storage unit 52, and in the phase matching unit 513, each line at each phase management target point a, b, c, d, e, f. Every time, the first estimated phase P1 and the second estimated phase P2 are collated. At this time, the phase matching unit 513 determines whether or not the first estimated phase P1 and the second estimated phase P2 match (step S104).
  • the phase matching unit 513 uses the matched first estimated phase P1 and second estimated phase P2 as the distribution path phase.
  • the phase matching unit 513 reads the facility information 71 stored in the storage unit 52 and connects to the phase management target section. It is determined whether or not the loaded load and equipment are voltage fluctuation factors of a specific phase between the phase management target points. Whether or not the load and the equipment connected to the phase management target section are the voltage fluctuation factors of the specific phase between the phase management target points is determined with reference to the equipment information 71. Here, for example, the determination is made based on whether or not an equipment that is a voltage fluctuation factor of a specific phase between the phase management target points is connected to the phase management target section and whether or not the equipment is operating.
  • the equipment that becomes a voltage fluctuation factor of a specific phase between the phase management target points is, for example, a single-phase connected large-scale photovoltaic power generation (mega solar) system or a large-scale wind power generation system or the like.
  • high voltage automatic voltage regulator is not limited by the determination method of whether the load and installation connected to the phase management object area are the voltage fluctuation factors of the specific phase between phase management object points.
  • the phase matching unit 513 first determines whether or not a facility that is a voltage fluctuation factor of a specific phase between the phase management target points is connected to the phase management target section (step S106).
  • step S106 When the equipment which becomes the voltage fluctuation factor of the specific phase between the phase management target points is connected to the phase management target section (step S106; Yes), subsequently, the phase matching unit 513 determines whether or not the equipment is operating. Is determined (step S107). In addition, in this step S107, when there are a plurality of facilities that are voltage fluctuation factors of a specific phase between the phase management target points, and it is not clear that all of these facilities are not operating, these facilities It is assumed that one or more of them are operating.
  • the phase collating unit 513 is configured so that the load and the equipment in which one or more of the voltage fluctuation factors of the specific phase between the phase management target points are connected to the phase management target section are the specific phase between the phase management target points. Then, it is determined whether or not the second estimation phase P2 is not “NG (estimation impossible)” (step S108).
  • the phase matching unit 513 determines whether or not the first estimated phase P1 is not “NG (not estimated)” (step S108; No). Step S110).
  • the phase matching unit 513 When the equipment that causes the voltage fluctuation of the specific phase between the phase management target points is not connected to the phase management target section, or when one or more of these facilities are considered to be operating (step S106; No, Step S107; No), the phase matching unit 513 considers that the load and equipment connected to the phase management target section are not the voltage fluctuation factors of the specific phase between the phase management target points. It is determined whether or not the first estimation phase P1 is not “NG (impossible to be estimated)” (step S113).
  • the phase matching unit 513 determines whether the second estimated phase P2 is not “NG (not estimated)” (step S113; No). Step S115).
  • step S104 to step S117 correspond to the phase matching process according to the present embodiment.
  • the phase collation process from step S104 to step S117 is implemented for each line at each phase management target point a, b, c, d, e, f. That is, the phase collating unit 513 collates the first estimated phase P1a and the second estimated phase P2a at the phase management target point a for each line of the phase management target point a to obtain the “1” line of the phase management target point a.
  • Estimated phase P1a, "2" line estimated phase P2a, and "3" line estimated phase P3a are output.
  • the phase matching unit 513 matches the first estimated phase P1b and the second estimated phase P2b at the phase management target point b for each line of the phase management target point b, and the “1” line of the phase management target point b.
  • the estimated phase P1b, the estimated phase P2b of the “2” line, and the estimated phase P3b of the “3” line are respectively output.
  • the phase matching unit 513 matches the first estimated phase P1c and the second estimated phase P2c at the phase management target point c for each line of the phase management target point c, and the “1” line of the phase management target point c.
  • the estimated phase P1c, the estimated phase P2c of the “2” line, and the estimated phase P3c of the “3” line are respectively output. Further, the phase matching unit 513 matches the first estimated phase P1d and the second estimated phase P2d at the phase management target point d for each line of the phase management target point d, and the “1” line of the phase management target point d. The estimated phase P1d, the estimated phase P2d of the “2” line, and the estimated phase P3d of the “3” line are respectively output.
  • phase matching unit 513 compares the first estimated phase P1e and the second estimated phase P2e at the phase management target point e for each line of the phase management target point e, and the “1” line of the phase management target point e. Estimated phase P1e, "2" line estimated phase P2e, and “3” line estimated phase P3e are output. Further, the phase matching unit 513 compares the first estimated phase P1f and the second estimated phase P2f at the phase management target point f for each line of the phase management target point f, and the “1” line of the phase management target point f. Estimated phase P1f, estimated phase P2f of "2" line, and estimated phase P3f of "3" line are output.
  • the processing unit 51 includes facility information 71, distribution path phase management support processing date and time 72, voltage value information 73, noise information 74, first phase information 75, second phase information 76, and phase information 77 stored in the storage unit 52. Is stored in the database server 6 as distribution path phase management information (step S118), and a distribution path phase management information display screen is generated from the distribution path phase management information (step S119). The display screen is displayed on the display unit 55, and the distribution path phase management support processing flow according to the first embodiment is completed.
  • FIG. 34 is a diagram illustrating an example of distribution path phase management information according to the first embodiment.
  • FIG. 35 is a diagram illustrating an example of a distribution path phase management information display screen according to the first embodiment.
  • the distribution path phase management information 70 (70a, 70b,%) Stored in the database server 6 in the above-described step S117, the above-described facility information 71, distribution path phase management support processing execution date and time. 72, voltage value information 73, noise information 74, first phase information 75, second phase information 76, and phase information 77 are associated with each other.
  • the distribution path phase management information 70 may be updated every time the distribution path phase management support process is performed, or as shown in FIG. 27, every time the distribution path phase management support process is performed.
  • each line of each phase management target point a, b, c, d, e, f may vary depending on the execution time or the like. Therefore, as the distribution path phase management information 70, as shown in FIG. 34, new distribution path phase management information 70a, 70b,... Is added each time the distribution path phase management support process is performed. It is desirable to have a configuration. As a result, the distribution path phase management information 70a, 70b,... Added each time the distribution path phase management support process is executed is utilized as data for performing phase determination of the high-voltage distribution path 2 with higher accuracy. There is an advantage that you can.
  • the above-described facility information 71, distribution path phase management support processing execution date and time 72, voltage value information are displayed as the distribution path phase management information display screen 79 displayed on the display unit 55 in step S118.
  • the example in addition to the noise information 74, the first phase information 75, the second phase information 76, and the phase information 77, the example includes the estimated twist portion information 78 generated based on these information.
  • the estimated twist location information 78 indicates the position of each phase management target point a, b, c, d, e, f provided for the power output point of the substation 1 on the horizontal axis.
  • the vertical axis indicates the voltage value in each line of each phase management target point a, b, c, d, e, f.
  • the example shown in FIG. 35 shows an example in which it is estimated that the U phase and the V phase are twisted in the third divided section.
  • the distribution path phase management information display screen 79 is displayed on the display unit 55 in the above-described step S118, so that various types of information in the distribution path phase management support process are displayed as a list. Yes.
  • the present invention is not limited by the mode of the distribution path phase management information display screen displayed on the display unit 55 in step S118 described above.
  • the mode may be divided into a plurality of display screens. good.
  • FIG. 36 is a diagram illustrating an example different from FIG. 35 of the distribution path phase management information display screen according to the first embodiment.
  • FIG. 37 is a diagram showing an example of a first phase determination processing result display screen that is a first sub-screen of the distribution path phase management information display screen shown in FIG.
  • FIG. 38 is a diagram illustrating an example of a second phase determination process result display screen that is a second sub-screen of the distribution path phase management information display screen illustrated in FIG. 36.
  • a result display button 80s and a second phase determination processing result display button 81s for displaying the second phase determination processing result in the second phase determination unit 512 are displayed.
  • step S118 the distribution path phase management information display screen 79a shown in FIG. 36 is displayed.
  • the administrator (operator) of the distribution path phase management support system 100 operates the input unit 54 and selects the first phase determination process result display button 80s on the distribution path phase management information display screen 79a, it is shown in FIG.
  • the second phase determination processing result display screen 81 shown in FIG. 38 is displayed.
  • the facility information 71 In the distribution path phase management information display screen 79a shown in FIG. 36, the facility information 71, the distribution path phase management support processing execution date and time 72, the phase information 77, and the twist estimated part information 78 are displayed.
  • the first phase shown in FIG. On the determination processing result display screen 80, voltage value information 73 and first phase information 75 are displayed, and on the second phase determination processing result display screen 81 shown in FIG. 38, noise information 74 and second phase information 76 are displayed. Is done.
  • the first phase determination processing result display screen 80 may be displayed so as to overlap the power distribution path phase management information display screen 79a, or may be displayed side by side with the power distribution path phase management information display screen 79a.
  • the phase management information display screen 79a may be switched to the first phase determination processing result display screen 80 and displayed.
  • the second phase determination processing result display screen 81 may be displayed so as to overlap the power distribution path phase management information display screen 79a, may be displayed side by side with the power distribution path phase management information display screen 79a, or may be distributed.
  • the phase management information display screen 79a may be switched to the second phase determination processing result display screen 81 for display.
  • the present invention is not limited by the display modes of the first phase determination processing result display screen 80 and the second phase determination processing result display screen 81.
  • the distribution path phase management support processing flow according to the first embodiment described above can estimate the phase of each line at a phase management target point provided at a predetermined location in the phase management target section of the high-voltage distribution path 2.
  • the operator After performing the above-described distribution path phase management support process, the operator refers to the distribution path phase management information display screen displayed on the display unit 55, for example, the phase management target for which “NG” is displayed in the phase information 77 If there is a point, or if it is determined from the facility information 71 that the reliability of the estimation result in the distribution path phase management support process is low, the execution plan of the distribution path phase management support process is examined. Etc., and the distribution path phase management support processing flow described above is executed again.
  • the distribution path phase management support process As described above, by executing the distribution path phase management support process according to the present embodiment under different time zones and different conditions, the high-voltage in the distribution path phase management support method and the distribution path phase management support system 100 according to the first embodiment. It becomes possible to estimate and manage the phase of each line at each phase management target point a, b, c, d, e, f in the phase management target section of the power distribution path 2 with higher accuracy.
  • the above-described distribution path phase management support processing flow is performed at the time of power line construction or design, or periodically, thereby facilitating phase management of the high-voltage distribution path and maintenance of power quality.
  • the distribution path phase management support method has the voltage value of each line that distributes the three-phase alternating current at each phase management target point provided on the three-phase alternating current distribution path 2, and each line.
  • the phase of each line at the phase management target point is estimated by detecting the noise component superimposed on the phase and complementing the detection result of the voltage value and the detection result of the noise component.
  • the distribution path phase management support system 100 is installed at a phase management target point provided on the three-phase AC distribution path 2 and detects a voltage value of each line that distributes the three-phase AC.
  • a distribution path phase management support device (control device) 5 for estimating the phase of each line at the phase management target point by mutual complementation with the detection result of the noise component output from 23.
  • Second phase determination process for estimating a phase and a phase estimated by a first phase determination process step for each line at each phase management target point a, b, c, d, e, f (first estimated phase P1) And the phase estimated by the second phase determination process (second estimated phase P2), and based on the matching result, Performing physical object point a, b, c, d, e, and phase matching processing for identifying each line of phases in f, and power distribution path phase management assistance process comprising.
  • the processing unit 51 of the distribution path phase management support apparatus (control apparatus) 5 includes a first phase determination unit 511 that executes the first phase determination process, A second phase determination unit 512 that executes a two-phase determination process and a phase verification unit 513 that executes a phase verification process are provided.
  • the voltage detector 22 that detects the voltage value of each line at each phase management target point a, b, c, d, e, and f, and the noise detector 23 that detects the noise component superimposed on each line, for example, each phase management Existing devices included in the sensor built-in switchgears 20a, 20b, 20c, 20d, 20e, and 20f provided at the target points a, b, c, d, e, and f can be used.
  • the distribution path phase management support device (control device) 5 can be configured by an existing information processing terminal device such as a computer, for example, and the distribution path phase management support processing can be realized by a software program. For this reason, the distribution path phase management support method according to the first embodiment can be realized without providing new equipment for constructing the distribution path phase management support system 100, and the phase of the high-voltage distribution path 2 with a simple configuration. Management can be realized.
  • each line at one phase management target point of the two phase management target points and each line at the other phase management target point Are respectively obtained, and among the nine correspondences, each line at one phase management target point and each line at the other phase management target point have a one-to-one correspondence.
  • an average value of each difference is obtained.
  • a combination having the smallest average value of each difference is selected.
  • the phase of each line is By making the phase of each line of the other phase management target point coincide with the phase of each line of one phase management target point that is already known, each phase management target point a, b, c, d, e, It is possible to estimate the each line of the phases in.
  • noise is selected from the six combinations in which each line of the two phase management target points is associated one-to-one. Select a combination that can be identified as having the same component characteristics, and in a combination that can be identified as having the same characteristics of the noise component, the phase of each line at one phase management target point where the phase of each line is known is the other phase.
  • the phases of the respective lines at the respective phase management target points a, b, c, d, e, and f can be estimated.
  • the matched phase is assigned to each phase.
  • the estimated phase P of each line at the management target points a, b, c, d, e, and f is specified.
  • the first estimated phase P1 and the second estimated phase P2 do not match, depending on the load and equipment connected to the phase management target section, the first estimated phase P1 and the second estimated phase P2 Either one is specified as the estimated phase P of each line at each phase management target point a, b, c, d, e, f.
  • the second estimated phase P2 is specified as the estimated phase P of each line at each phase management target point a, b, c, d, e, f.
  • the first estimated phase P1 is specified as the estimated phase P of each line at each phase management target point a, b, c, d, e, f.
  • the distribution path phase management support processing according to the present embodiment is increased. It becomes possible to estimate and manage the accuracy.
  • the above-described distribution path phase management support processing according to the first embodiment is easily performed at the time of construction or design of the power line, or periodically, thereby facilitating phase management of the high-voltage distribution path and maintenance of power quality.
  • the distribution system to which the distribution path phase management support system according to the second embodiment is applied the configuration of the distribution path phase management support system, the hardware configuration of the distribution path phase management support apparatus, the functional configuration of the distribution path phase management support system Regarding the functional block showing the configuration, the second phase determination process, the phase matching process, the distribution path phase management support process flow, the distribution path phase management information stored in the database server, and the distribution path phase management information display screen, the above-described implementation Since it is the same as that of form 1, the overlapping description here is abbreviate
  • the voltage values of the respective lines at the two phase management target points A and B are shown.
  • the voltage value of the “1” line at the phase management target point A is V1A
  • the voltage value of the “2” line is V2A
  • the voltage value of the “3” line is V3A
  • the voltage value of the “1” line at the phase management target point B is V1B
  • the voltage value of the “2” line is V2B
  • the voltage value of the “3” line is V3B.
  • the average value of the voltage value V1A of the “1” line, the voltage value V2A of the “2” line, and the voltage value V3A of the “3” line at the phase management target point A is VA
  • the phase management target point The average value of the voltage value V1B of the “1” line, the voltage value V2B of the “2” line, and the voltage value V3B of the “3” line in B is VB.
  • each line of the phase management target point A and each line of the phase management target point B are associated, that is, the voltage values V1A, V2A, V3A of each line of the phase management target point A and each line of the phase management target point B
  • the voltage values V1B, V2B, V3B are V1A and V1B, V1A and V2B, V1A and V3B, V2A and V1B, V2A and V2B, V2A and V3B, V3A and V1B, V3A and V2B, V3A and V3B.
  • the first phase determination unit 511 first has a first difference (V1B-V1A, V1B-V2A, V1B-V3A, V2B-V1A, V2B-V2A), which is a difference between the respective voltage values, in these nine correspondence relationships.
  • V1B-V1A, V1B-V2A, V1B-V3A, V2B-V1A, V2B-V2A which is a difference between the respective voltage values, in these nine correspondence relationships.
  • each line of the phase management target point A and each line of the phase management target point B correspond one-to-one.
  • the first phase determination unit 511 uses the following formulas (7), (8), (9), (10), (11), and (12), and FIGS. , 43, and 44, average values VBA7, VBA8, VBA9, VBA10, VBA11, and VBA12 of the third difference, which are the differences between the first difference and the second difference described above, are obtained.
  • the following equation (7) corresponds to FIG. 39
  • the following equation (8) corresponds to FIG. 40
  • the following equation (9) corresponds to FIG. 41
  • the following equation (10) corresponds to FIG.
  • the following expression (11) corresponds to FIG. 43
  • the following expression (12) corresponds to FIG.
  • VBA7 (
  • VBA8 (
  • VBA9 (
  • VBA10 (
  • VBA11 (
  • VBA12 (
  • the first phase determination unit 511 compares the calculation results of the above formulas (7), (8), (9), (10), (11), and (12) and selects the combination having the smallest value. To do. In the combinations shown in FIGS. 39, 40, 41, 42, 43, and 44, VBA7, which is the calculation result of equation (7), is the smallest value, so the combination shown in FIG. 39 is selected.
  • the phase at the phase management target point A is known, for example, the “1” line at the phase management target point A is the U phase, the “2” line is the V phase, and the “3” line is the W phase. If so, as shown in FIG. 39, the “3” line at the phase management target point B corresponding to the “1” line at the phase management target point A corresponds to the “2” line at the U phase and the phase management target point A. It can be estimated that the “1” line at the phase management target point B is the V phase, and the “2” line at the phase management target point B corresponding to the “3” line at the phase management target point A is the W phase.
  • the “1” line at the phase management target point a is the U phase
  • the “2” line is the V phase
  • the “3” line is the W phase
  • the first phase determination unit 511 in the first phase determination process, each line at one phase management target point of the two phase management target points and each line at the other phase management target point,
  • the first difference which is the difference between the voltage values in the nine correspondences associated with each other, is obtained, and the average value of the voltage value of each line at one phase management target point and the voltage of each line at the other phase management target point
  • the second difference which is the difference from the average value, is obtained, and among the nine correspondences, six combinations in which each line at one phase management target point and each line at the other phase management target point correspond one-to-one Every time, the average value of the third difference, which is the difference between each first difference and the second difference, is obtained, and among the six combinations, the combination having the smallest average value of each third difference is selected, and each third difference is selected.
  • the average difference is the smallest In the matching, even if the phase of each line of the other phase management target point matches the phase of each line of the one phase management target point where the phase of each
  • each line at one phase management target point of the two phase management target points and the other The first difference, which is the difference between the voltage values in each of the nine correspondences associated with each line at the phase management target point, is obtained, and the average value of the voltage value of each line at one phase management target point and the other phase.
  • the second difference which is the difference from the average value of the voltage value of each line at the management target point, is obtained, and among the nine correspondences, each line at one phase management target point is paired with each line at the other phase management target point.
  • the average value of the third difference which is the difference between each first difference and the second difference
  • the combination in which the average value of each third difference is the smallest Select each In the combination where the average value of the three differences becomes the smallest, the phase of each line of the one phase management target point where the phase of each line is known is made to coincide with the phase of each line of the other phase management target point.
  • the phase of each line at each phase management target point can be estimated.

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

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
　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 (20)

  1. 　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
    　配電経路相管理支援方法。
  2. 　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
    　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２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２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４に記載の配電経路相管理支援方法。
  6. 　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４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２から請求項６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２から請求項６の何れか一項に記載の配電経路相管理支援方法。
  9. 　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２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. 　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９の何れか一項に記載の配電経路相管理支援方法。
  11. 　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
    　配電経路相管理支援システム。
  12. 　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
    　請求項１１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１２に記載の配電経路相管理支援システム。
  15. 　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１４に記載の配電経路相管理支援システム。
  16. 　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１４に記載の配電経路相管理支援システム。
  17. 　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１２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１２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。
  19. 　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１２から請求項１８の何れか一項に記載の配電経路相管理支援システム。
  20. 　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１１から請求項１９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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