WO2022180787A1 - 電圧管理装置、電圧指令装置、電力系統監視システム、計測装置、電圧管理方法および電圧管理プログラム - Google Patents

電圧管理装置、電圧指令装置、電力系統監視システム、計測装置、電圧管理方法および電圧管理プログラム Download PDF

Info

Publication number
WO2022180787A1
WO2022180787A1 PCT/JP2021/007352 JP2021007352W WO2022180787A1 WO 2022180787 A1 WO2022180787 A1 WO 2022180787A1 JP 2021007352 W JP2021007352 W JP 2021007352W WO 2022180787 A1 WO2022180787 A1 WO 2022180787A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
voltage
amount
section
measured
maximum
Prior art date
Application number
PCT/JP2021/007352
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
伸彦 板屋
Original Assignee
三菱電機株式会社
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 三菱電機株式会社 filed Critical 三菱電機株式会社
Priority to PCT/JP2021/007352 priority Critical patent/WO2022180787A1/ja
Priority to AU2021429428A priority patent/AU2021429428B2/en
Priority to US18/261,888 priority patent/US20240077523A1/en
Priority to JP2021551794A priority patent/JP6991410B1/ja
Priority to TW111105214A priority patent/TWI808647B/zh
Publication of WO2022180787A1 publication Critical patent/WO2022180787A1/ja

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R19/00—Arrangements for measuring currents or voltages or for indicating presence or sign thereof
    • G01R19/25—Arrangements for measuring currents or voltages or for indicating presence or sign thereof using digital measurement techniques
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R19/00—Arrangements for measuring currents or voltages or for indicating presence or sign thereof
    • G01R19/06—Measuring real component; Measuring reactive component
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H02J13/00001—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by the display of information or by user interaction, e.g. supervisory control and data acquisition systems [SCADA] or graphical user interfaces [GUI]
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H02J13/00002—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by monitoring
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R19/00—Arrangements for measuring currents or voltages or for indicating presence or sign thereof
    • G01R19/25—Arrangements for measuring currents or voltages or for indicating presence or sign thereof using digital measurement techniques
    • G01R19/2513—Arrangements for monitoring electric power systems, e.g. power lines or loads; Logging

Definitions

  • the present disclosure relates to a voltage management device, a voltage command device, a power system monitoring system, a measuring device, a voltage management method, and a voltage management program that monitor the voltage of a power system.
  • a distribution system generally consists of a high-voltage system and a low-voltage system, and the receiving ends of general consumers are connected to this low-voltage system.
  • Electric power companies are obliged to maintain the voltage at the receiving end of general consumers within an appropriate voltage range. As an example, when receiving 100V, it is mandated to maintain the voltage between 95V and 107V. For this reason, electric power companies monitor the voltage of the high-voltage system with measuring equipment that measures the voltage of the high-voltage system, and use the measured value of the voltage of the high-voltage system to determine the control amount of the voltage control equipment connected to the high-voltage system. It performs monitoring control such as adjustment.
  • Patent Document 1 discloses a technique of estimating the voltage distribution of a power distribution system by utilizing the amount of electric power measured by a smart meter.
  • the present disclosure has been made in view of the above, and aims to obtain a voltage management device capable of estimating the voltage drop and voltage rise in sections divided by monitoring points.
  • the voltage management device measures the voltage measured by the voltage measuring device connected to each section in the power system divided by the monitoring points.
  • An obtaining unit that obtains measured values
  • a voltage estimating unit that estimates, for each section, the amount of voltage drop and the amount of voltage rise in each section using the measured values.
  • the voltage management device has the effect of being able to estimate the voltage drop and voltage rise in the sections divided by the monitoring points.
  • FIG. 1 is a diagram showing a configuration example of a voltage management device according to a first embodiment and a power system to be monitored;
  • FIG. A diagram showing an example of a section in a distribution line according to Embodiment 1 1 is a diagram showing a configuration example of a voltage management device according to a first embodiment;
  • FIG. 3 is a flowchart showing an example of a procedure for generating estimated information in the voltage management device of Embodiment 1;
  • FIG. 4 is a diagram schematically showing an example of voltage change amount calculated by the estimated information calculation unit of Embodiment 1;
  • a diagram showing an example of estimation information according to Embodiment 1 4 is a flowchart showing an example of a voltage monitoring process procedure according to the first embodiment;
  • FIG. 4 shows a method for calculating the appropriate voltage range according to the first embodiment
  • FIG. 1 shows a configuration example of a computer system that implements the voltage management device of the first embodiment
  • FIG. 11 is a diagram showing a configuration example of a voltage management control device according to a second embodiment and a power system to be monitored and controlled
  • FIG. 10 is a diagram showing a configuration example of a voltage management control device according to a second embodiment
  • a voltage management device, a voltage command device, a power system monitoring system, a measuring device, a voltage management method, and a voltage management program according to the embodiment will be described in detail below with reference to the drawings.
  • FIG. 1 is a diagram illustrating a configuration example of a voltage management device and a power system to be monitored according to a first embodiment.
  • the distribution system to be monitored by the voltage management device 1 includes a distribution transformer 2 and distribution lines 3-1 and 3- connected to the secondary bus of the distribution transformer 2. 2 and are provided.
  • the distribution lines 3-1 and 3-2 are distribution lines of a high-voltage system.
  • the voltage of the high voltage system is, for example, 6600 V
  • the voltage of the low voltage system is generally 100 V to 200 V, but the specific voltage values are not limited to this example.
  • a circuit breaker 4-1 and a sensor-equipped switch 5-1, 5-2 are installed on the distribution line 3-1, and a circuit breaker 4-2 and a sensor-equipped switch 5-11 are installed on the distribution line 3-2. is installed.
  • Sensor-equipped switches 5-1 and 5-2 measure the active power (three-phase total active power flow), reactive power (three-phase total reactive power flow) and voltage (three-phase average voltage) of the distribution line 3-1. It is a switch having a function as a device, and switches the electric circuit of the corresponding distribution line 3-1.
  • the sensor-equipped switch 5-11 is a switch having a function as a measuring device for measuring the active power, reactive power and voltage of the distribution line 3-2. Open and close.
  • the locations where the switches 5-1, 5-2, 5-11 with sensors are installed are examples of monitoring points where the voltages of the corresponding distribution lines 3-1, 3-2 are monitored.
  • Switches 5-1, 5-2, and 5-11 with sensors measure active power (described as P in FIG. 1), reactive power (described as Q in FIG. 1), and voltage (described as V in FIG. 1).
  • the value is transmitted to the voltage management device 1 via the first network 20 as measurement information.
  • the first network 20 is, for example, an optical communication line, but is not limited to this.
  • the switches 5-1, 5-2, 5-11 with sensors and similar switches with sensors are indicated without distinguishing them individually, they are referred to as the switches 5 with sensors, and the distribution lines 3-1, 3- 2 are referred to as distribution lines 3 when not distinguished individually.
  • the distribution line 3-1 is further connected to the sensor-equipped switch 5 on the terminal side of the sensor-equipped switch 5-2, and the distribution line 3-2 is connected to the sensor-equipped switch 5-11.
  • a switch 5 with a sensor is further connected to the terminal side.
  • the distribution line 3-1 is divided by monitoring points. A region divided by monitoring points is called an interval. For example, in the example shown in FIG. 1, one section is between the sensor-equipped switch 5-1 and the sensor-equipped switch 5-2 in the distribution line 3-1.
  • Pole transformers 6-1 and 6-2 are connected to the distribution line 3-1 between the sensor-equipped switch 5-1 and the sensor-equipped switch 5-2 of the distribution line 3-1.
  • a pole transformer 6-3 is connected to the distribution line 3-2.
  • the pole transformers 6-1 and 6-2 will be referred to as pole transformers 6 when they are not individually distinguished.
  • the pole transformer 6 is a transformer that converts high-voltage power into low-voltage power such as 100 V or 200 V and outputs the low-voltage power to a low-voltage distribution line.
  • the pole transformer 6 will be described as an example, but the converter that converts between high voltage and low voltage may be installed on the ground or the like.
  • Smart meters (abbreviated as SM in the figure) 7-1, 7-2, loads 8-1, 8-2, and power generation equipment 9-2 are connected to the low-voltage distribution line connected to the pole transformer 6-1. be done. Smart meters 7-3, 7-4, loads 8-3, 8-4, and power generating equipment 9-3 are connected to the low voltage distribution line connected to the pole transformer 6-2.
  • the loads 8-1 to 8-4 are devices that consume power owned by consumers #1 to #4, respectively. Consumers #1 to #4 are low-voltage consumers that receive power from low-voltage distribution lines. Consumer #2 and consumer #3 have power generation equipment 9-2 and power generation equipment 9-3, respectively, and consumer #1 and customer #4 do not have power generation equipment.
  • a smart meter 7-5, a load 8-5, and a power generation facility 9-5 are connected to the distribution line 3-2.
  • a load 8-5 is a load owned by the customer #5, and the customer #5 is a high-voltage customer receiving power from the distribution line 3 of the high-voltage system.
  • the loads 8-1 to 8-5 will be referred to as the load 8 when they are not distinguished individually, and the power generation equipment 9 when the power generation facilities 9-2, 9-3, and 9-5 will be referred to without distinction. call.
  • the smart meters 7-1 to 7-5 are metering devices installed for automatic meter reading of electric energy. Measure voltages at interconnection points of consumers #1 to #5. That is, the smart meters 7-1 to 7-5 have a function as a voltage measuring device for measuring the voltage on the primary side of the power receiving point, that is, on the grid side. Hereinafter, the smart meters 7-1 to 7-5 will be referred to as a smart meter 7 when they are not distinguished individually.
  • the apparent amount of power used is the amount of power consumed by the load 8 at the consumer #1 and the consumer #4 that do not have the power generation equipment 9. For consumer #3 and consumer #5, it is the amount of power consumed by load 8 minus the amount of power corresponding to the power generated by power generation equipment 9 .
  • the power generation facility 9 is, for example, a photovoltaic power generation facility, but may include power generation facilities other than the photovoltaic power generation facility. Moreover, although illustration is omitted in FIG. 1, the electrical storage equipment of a consumer may be connected. The power storage equipment can be handled in the same manner as the load 8 during charging, and can be handled in the same manner as the power generation equipment 9 during discharging.
  • the smart meters 7-1 to 7-5 transmit the amount of electricity used, that is, the measurement result of the amount of electricity, and the measurement result of the voltage to the meter data management device 30 via the second network 21.
  • the measurement results obtained by the smart meters 7-1 to 7-5 also store information indicating the date and time corresponding to each measurement value.
  • the meter data management device 30 is a device that manages the measurement result of the electric energy of each consumer.
  • the second network 21 is, for example, a communication network including one or more concentrators and a central device called HES (Head End System).
  • the concentrator constitutes a wireless multi-hop network together with a plurality of smart meters 7, the concentrator transmits data collected from the smart meters 7 under its control to the central device, and the central device transmits data collected from each concentrator to the meter data management device 30.
  • Send to The second network 21 is not limited to the wireless multi-hop network described above, and may be one using power line communication, a mobile phone network, or a line such as the Internet.
  • the voltage management device 1 acquires the voltage measured by the smart meter 7 from the meter data management device 30 .
  • the voltage management device 1 acquires the voltage measured by the smart meter 7 via the meter data management device 30 will be described. 2
  • the voltage measured by the smart meter 7 may be acquired via the network 21, or the voltage measured by the smart meter 7 may be acquired through another route (not shown).
  • the pole transformer 6-3 is connected to a low-voltage distribution line, and the low-voltage distribution line is connected to the smart meter 7, load 8, and power generation equipment 9 of the low-voltage consumer.
  • loads 8 of many low-voltage consumers other than those shown and power generation equipment 9 are connected via pole transformers 6 to the distribution lines 3-1 and 3-2.
  • the distribution lines 3-1 and 3-2 may be connected to a load 8 of a high-voltage consumer and a power generator 9 other than those shown.
  • the smart meters 7 are also installed in these low-voltage consumers and high-voltage consumers (not shown). In the following description, it is assumed that all consumers connected to the distribution lines 3-1 and 3-2 are equipped with smart meters 7. good too.
  • the voltage monitoring method of this embodiment can be applied.
  • two distribution lines 3 of distribution lines 3-1 and 3-2 are connected to the distribution transformer 2, but the number of distribution lines 3 connected to the distribution transformer 2 is , may be one, or three or more.
  • the power distribution line 3 may be connected to the facility of the operator having the power generation facility 9 without the load 8. A voltage at a system point is measured, and measurement information is transmitted to the voltage management device 1 via the meter data management device 30 . Alternatively, the measurement information may be transmitted to the voltage management device 1 through another path without passing through the meter data management device 30 .
  • the voltage management device 1 is a voltage management device that monitors the voltage of the distribution line 3 to be monitored. Specifically, the voltage management device 1 monitors whether the voltage of the distribution line 3 at each monitoring point is within a predetermined range. On the other hand, as described above, the voltage of the distribution line is not measured except at the installation location of the sensor-equipped switch 5, which is an example of the monitoring point. Therefore, it is not possible to grasp the voltage drop and voltage rise occurring in each section divided by the monitoring points.
  • FIG. 2 is a diagram showing an example of sections in the distribution line 3 of the present embodiment.
  • section #1 and section #2 in distribution line 3-1 are shown as an example.
  • Section #1 is a section between the sensor-equipped switch 5-1 and the sensor-equipped switch 5-2
  • section #2 is a section between the sensor-equipped switch 5-2 and the sensor-equipped switch 5-3. This is the interval between At each installation point of the switches 5-1 to 5-3 with sensors, the voltage, active power and reactive power in the distribution line 3-1 are measured.
  • the voltage, active power and reactive power of the switches 5-1 to 5-3 with sensors are shown as ⁇ V1, P1, Q1 ⁇ , ⁇ V2, P2, Q2 ⁇ , and ⁇ V3, P3, Q3 ⁇ , respectively. ing.
  • the voltage management device 1 obtains the measurement information of the sensor-equipped switch 5-1 for the section #1, thereby grasping that the voltage at the installation location of the sensor-equipped switch 5-1 is V1.
  • the voltage drop and voltage rise occurring in section #1 cannot be grasped.
  • electric power companies are obliged to maintain the voltage at the power receiving end of the consumer, ie, the interconnection point, within a predetermined allowable range. As an example, when receiving 100V, it is mandated to maintain the voltage between 95V and 107V.
  • High voltage conversion means converting the voltage on the low voltage side of the pole transformer 6 into the voltage on the high voltage side based on the tap ratio of each pole transformer 6 .
  • a value obtained by converting the range of 101 V to 107 V into a high voltage is set to the appropriate voltage range at the installation point of the switch 5 with sensor. .
  • Considering the voltage rise due to the reverse power flow from the power generation equipment it becomes necessary to further narrow the proper voltage range. As a result, it is necessary to take measures such as adding voltage control equipment or increasing the number of lines, which increases the equipment cost of the distribution system.
  • the voltage measured by the smart meter 7 is used to estimate the maximum voltage rise and voltage drop in each section.
  • the voltage measurement value may be an instantaneous value of the effective value or an average value such as an average value of the effective value for one minute.
  • topology information and impedance information of the equipment of each consumer in the section are required. In many cases, these are not electronic data that can be used by computers. Also, even in a high-voltage system, the accuracy of impedance information may not be high.
  • it is difficult to obtain the measured value of the smart meter 7 in real time and even if it is possible to obtain it in real time, it is difficult to monitor using the measured information of the smart meters 7 of many consumers. is not realistic.
  • information for estimating the maximum amount of voltage increase and the maximum amount of voltage drop for each time period is provided using the voltage measurement results of many smart meters 7 in the section. keep asking for The amount of voltage rise and the amount of voltage drop indicate the amounts of voltage rise and voltage drop, ie absolute values.
  • the estimation information which is information for estimating the maximum voltage drop amount and the maximum voltage rise amount, is, for example, the maximum voltage drop amount of each section using the measurement result of the sensor-equipped switch 5 corresponding to each section. and the maximum amount of voltage rise, or the maximum amount of voltage drop and the maximum amount of voltage rise in each section.
  • the estimated maximum voltage drop amount and maximum voltage increase amount are estimated using the obtained estimation information, and the estimated result is the appropriate voltage range of the monitoring point on the upstream side of each section, that is, on the distribution transformer 2 side. reflected in As a result, it becomes possible to set an appropriate voltage range that is more realistic for each section, and it is possible to suppress equipment costs.
  • the estimated information can be calculated using the past voltage measurement results of the smart meter 7, it is not necessary to use the measurement results of the smart meter 7 in real time. Details of the information for estimating the maximum voltage drop amount and the maximum voltage rise amount will be described later.
  • FIG. 3 is a diagram showing a configuration example of the voltage management device 1 of this embodiment.
  • voltage management device 1 includes communication section 11 , estimated information calculation section 12 , voltage estimation section 13 , proper voltage range update section 14 , monitoring section 15 , storage section 16 and display section 17 .
  • Voltage management device 1 of the present embodiment constitutes a power system monitoring system together with smart meter 7 and sensor-equipped switch 5 .
  • the communication unit 11 communicates with the meter data management device 30 and communicates with the sensor-equipped switch 5 via the first network 20 .
  • the communication unit 11 receives the measurement information indicating the voltage measured by the smart meter 7 from the meter data management device 30, the communication unit 11 stores the information in the storage unit 16 as voltage measurement information. That is, the communication unit 11 is an acquisition unit that acquires the measured value of the voltage measured by the voltage measuring device connected to each section in the power system divided by the monitoring point, and the sensor-equipped switch 5 It is also an acquisition unit that acquires measured measurement information.
  • the measurement information of the smart meter 7 does not need to be acquired in real time, and may be acquired, for example, once a day or once a week.
  • the voltage management device 1 does not need to acquire the measurement information of the smart meters 7 of all consumers connected to the distribution line 3 at once. Measurement information of the meter 7 may be acquired. Moreover, the voltage management device 1 does not need to acquire the measurement information of the smart meter 7 on all days, and may acquire the measurement information of the smart meter 7 on some days.
  • the communication unit 11 when the communication unit 11 receives the measurement information, which is the measured values of the active power, the reactive power, and the voltage from the sensor-equipped switch 5 via the first network 20, the communication unit 11 outputs to the monitoring unit 15, and also outputs the monitoring point measurement information , and stored in the storage unit 16 . Information indicating the date and time corresponding to each measurement value is also stored in the measurement information.
  • the measurement information of the sensor-equipped switch 5 is periodically transmitted to the voltage management device 1 .
  • the transmission cycle of the measurement information of the sensor-equipped switch 5 is, for example, one minute, but is not limited to one minute.
  • the sensor-equipped switch 5 is measured at a measurement cycle shorter than the transmission cycle, and the average value of the measurement results for one minute is transmitted to the voltage management device 1 .
  • the measurement result is not limited to this, and may be an instantaneous value of the effective value or an average value of the effective value for one minute or the like.
  • the voltage management device 1 includes a data processing unit that calculates the average value of the received measurement results for one minute. The average value is output to the monitoring unit 15 and stored in the storage unit 16 as monitoring point measurement information. Note that the average value of the measurement results may be the average value for 30 seconds, the average value for 2 minutes, or the like, and is not limited to the average value for 1 minute.
  • the communication unit 11 receives weather information from a weather information providing system (not shown) or the like, and stores it in the storage unit 16 .
  • the weather information is information indicating actual values and forecast values such as weather and temperature.
  • the weather information may include actual values and predicted values of solar radiation intensity.
  • the estimated information calculation unit 12 uses the measurement information of the smart meter 7 stored in the storage unit 16 to obtain estimated information for each time period, and stores the obtained estimated information in the storage unit 16 .
  • the estimation information is information for estimating the maximum amount of voltage drop and the maximum amount of voltage increase as described above.
  • the estimated information calculation unit 12 uses the measurement information of the smart meter 7 stored in the storage unit 16 and the monitoring point measurement information stored in the storage unit 16 to calculate opening/closing sensors with sensors corresponding to each section.
  • Information indicating an estimation formula for calculating the maximum voltage drop amount and the maximum voltage increase amount in each section from the measurement result of the device 5 is calculated as estimation information. Details of the estimation information will be described later.
  • the voltage estimation unit 13 uses the measurement information of the smart meter 7 to estimate the amount of voltage drop and the amount of voltage increase in each section. Specifically, the voltage estimation unit 13 estimates the maximum voltage drop amount and the maximum voltage increase amount in each section using estimation information calculated from the measurement information of the smart meter 7 and stored in the storage unit 16. and passes the estimation result to the appropriate voltage range updating unit 14 . For example, if the estimation information is information indicating an estimation formula for calculating the maximum voltage drop amount and the maximum voltage increase amount in each section from the measurement results of the switch 5 with the sensor corresponding to each section, voltage estimation The unit 13 estimates the maximum voltage drop amount and the maximum voltage increase amount in each section using the estimation information and the measurement information of the corresponding switch 5 with sensor received from the communication unit 11 .
  • the proper voltage range updating unit 14 updates the proper voltage range using the maximum voltage drop amount and the maximum voltage rise amount received from the voltage estimating unit 13 for each section, and stores the updated proper voltage range in the storage unit 16. Stored as appropriate voltage range information.
  • the monitoring unit 15 uses the information indicating the voltage included in the measurement information received from the communication unit 11 and the appropriate voltage range information stored in the storage unit 16 for each monitoring point, that is, for each sensor-equipped switch 5. First, it is determined whether or not the voltage deviates from the proper voltage range, and the determination result is stored in the storage unit 16 .
  • the storage unit 16 stores monitoring point measurement information, voltage measurement information, section information, weather information, estimation information, appropriate voltage range information, and determination results.
  • the section information includes information indicating the upstream sensor-equipped switch 5 installed at the start position of each section and the terminal sensor-equipped switch 5 installed at the end position of the section, It includes information indicating the smart meter 7 connected to each section.
  • the section information may also include information indicating the geographical position of each section so as to be associated with the weather information.
  • the section information may be input by an operator or may be transmitted from another device (not shown).
  • the display unit 17 displays various information stored in the storage unit 16. For example, the display unit 17 displays the appropriate voltage range for each section, the determination result by the monitoring unit 15, and the like. An example in which the voltage management device 1 includes the display unit 17 will be described here, but the voltage management device 1 does not have to include the display unit 17 . In this case, the determination result may be transmitted to another device and displayed by another display device.
  • FIG. 4 is a flow chart showing an example of an estimated information generation processing procedure in the voltage management device 1 of the present embodiment.
  • the estimated information generation process is performed at an arbitrary timing if the voltage measurement information indicating the voltage measured by the smart meter 7 and the monitoring point measurement information measured by the sensor-equipped switch 5 are stored in the storage unit 16. be able to.
  • FIG. 4 assuming a case where estimation information is generated for the first time in which estimation information is not generated for all sections, an example of generating estimation information for all sections monitored by the voltage management device 1 will be described. After the estimation information is generated, the estimation information may be generated for each section such that only the section for which the voltage measurement information is newly acquired is processed.
  • the estimated information may be generated without distinguishing between weekdays and holidays, or may be generated separately for weekdays and holidays.
  • the voltage management device 1 selects a section (step S1). Specifically, the estimated information calculation unit 12 selects a section for which estimated information is to be generated from among sections for which estimated information is not generated, among the sections to be processed.
  • the voltage management device 1 extracts voltage measurement values of consumers in the section (step S2). Specifically, the estimated information calculation unit 12 uses the section information stored in the storage unit 16 to connect to the section selected in step S1 from among the voltage measurement information stored in the storage unit 16. A voltage measurement value measured by the smart meter 7 is extracted.
  • the section information stores, for example, information indicating the sensor-equipped switch 5 on the upstream side among the sensor-equipped switches 5 dividing each section, and identification information of the smart meter 7 of each consumer corresponding to each section. be. Since the identification information of the smart meter 7 is stored in the voltage measurement information, the estimated information calculation unit 12 uses the identification information of the smart meter 7 to measure the voltage measured by the smart meter 7 corresponding to the section selected in step S1. voltage measurements can be extracted. Further, the voltage measurement information may store consumer identification information instead of the smart meter 7 identification information. In this case, the section information stores the consumer identification information corresponding to each section.
  • the voltage management device 1 extracts measurement information of monitoring points corresponding to the section (step S3).
  • the estimated information calculation unit 12 uses the section information stored in the storage unit 16 to extract the information corresponding to the section selected in step S1 from the monitoring point measurement information stored in the storage unit 16. Measurement information measured by the sensor-equipped switch 5 is extracted.
  • the maximum amount of voltage increase ⁇ Vmax which is the maximum amount of voltage increase from the start point of the section to the customer
  • the maximum amount of voltage drop which is the maximum amount of voltage drop from the start point of the section to the customer.
  • ⁇ Vmin is calculated (step S4). Specifically, the estimated information calculation unit 12 extracts a first voltage value, which is a voltage value corresponding to a time slot of 24 hours per day, from the voltage measurement values extracted in step S2. , the second voltage value of the date and time corresponding to the first voltage value is extracted from the measurement information extracted in step S3. Note that the date and time of measurement of the voltage of the smart meter 7 and the date and time of measurement of the measurement result of the sensor-equipped switch 5 do not always match.
  • the one measured on the date and time it is possible to use the one measured on the date and time.
  • an average value of measurement information of the sensor-equipped switch 5 within a time zone corresponding to the date and time of the first voltage measurement value may be used.
  • the 5-minute average value of the voltage measurement values of the smart meter 7 is the first voltage value
  • the 5-minute average value of the measurement results of the sensor-equipped switch 5 at the date and time corresponding to the first voltage value is the second voltage value.
  • the period for which the average value is calculated is not limited to 5 minutes.
  • the estimated information calculation unit 12 subtracts the second voltage value converted to low voltage from the first voltage value, thereby calculating the amount of voltage drop or the amount of voltage rise from the upstream monitoring point in each section for each time period. do.
  • the amount of voltage drop and the amount of voltage rise will also be referred to as the amount of voltage change.
  • the estimated information calculation unit 12 subtracts the second voltage value from the first voltage measurement value for the voltage measurement value of the smart meter 7 of the high-voltage consumer, and converts the subtracted value into a low-voltage value. The amount of voltage drop or the amount of voltage rise from the monitoring point on the upstream side of each section for each band is calculated.
  • the estimated information calculation unit 12 calculates the amount of change in voltage from the monitoring point in the section using a plurality of measured values acquired before the monitoring target time, and out of the amount of change corresponding to the voltage rise, is calculated, and the maximum drop is calculated as the maximum value of the variation corresponding to the voltage drop.
  • the estimated information calculation unit 12 uses the maximum amount of rise and the measurement result of the voltage by the switch 5 with the sensor measured at the date and time corresponding to the maximum amount of rise, the voltage measured by the switch 5 with the sensor Estimated information for calculating the maximum amount of rise is calculated from, and the maximum amount of descent and the measurement result of the voltage by the sensor-equipped switch 5 measured on the date and time corresponding to the maximum descent amount are used to calculate the sensor-equipped switch Estimated information for calculating the maximum amount of drop is calculated from the voltage measured by 5.
  • FIG. 5 is a diagram schematically showing an example of the amount of voltage change calculated by the estimated information calculator 12 of the present embodiment.
  • the horizontal axis indicates time
  • the vertical axis indicates the amount of voltage change from the upstream monitoring point. Indicates that a voltage drop is occurring.
  • one circle is marked with a code
  • each point marked with a circle in FIG. FIG. 5 shows the voltage change amount 200 corresponding to one section. For example, if the number of smart meters 7 connected to the section is N and the voltage transmission cycle in the smart meter 7 is k minutes, N ⁇ (24 ⁇ 60/k) voltage change amounts 200 are plotted. Since FIG. 5 is a diagram schematically showing an image, the number of voltage change amounts 200 differs from the actual number.
  • An envelope 201 in FIG. 5 indicates an envelope on the voltage increase side of the voltage change amount 200
  • an envelope 202 in FIG. 5 indicates an envelope on the voltage drop side of the voltage change amount 200.
  • the length of each time slot for calculating the estimated information is T
  • the envelope 201 in each time slot of length T is the maximum amount of rise ⁇ Vmax
  • the envelope curve 202 in each time slot of length T is the maximum drop. amount ⁇ Vmin.
  • T is 30 minutes, for example, in step S4, a total of 48 sets of maximum rise amount ⁇ Vmax and maximum fall amount ⁇ Vmin for each time zone are calculated.
  • T is not limited to 30 minutes, and may be 1 hour or 20 minutes. Further, T can be the same as the transmission cycle of the measurement result of the smart meter 7, but may be longer than the transmission cycle of the measurement result of the smart meter 7.
  • the voltage management device 1 generates estimation information indicating an estimation formula for the maximum increase amount ⁇ Vmax by using the measurement information of the monitoring point and the actual value of the maximum increase amount ⁇ Vmax for each time zone (step S5).
  • the estimated information calculation unit 12 calculates the maximum amount of increase ⁇ Vmax calculated in step S4 and the measurement information of the switches 5 with sensors on the upstream side and the end side of the date and time corresponding to the maximum amount of increase ⁇ Vmax for each time period. is used to generate information indicating an estimation formula for estimating the maximum amount of increase ⁇ Vmax.
  • the maximum amount of rise ⁇ Vmax is the linear difference between the voltage measured by the switch 5 with sensor on the upstream side of the section, that is, the upstream end, and the voltage measured by the switch 5 with sensor on the terminal side of the section, that is, the downstream end of the section.
  • the coefficient when expressed by the formula is calculated by a statistical method such as regression analysis.
  • the estimation information calculation unit 12 calculates V1, which is the measured value of the voltage of the sensor-equipped switch 5-1, and the sensor-equipped switch 5-2.
  • the coefficients a and F when the maximum increase amount ⁇ Vmax is represented by the following equation (1) are calculated by regression analysis or the like using V2 which is the measured value of the voltage.
  • ⁇ Vmax a (V2-V1) + F (1)
  • (V2-V1) in the above formula (1) indicates the voltage rise (voltage drop if the value is negative) in the entire section from the sensor-equipped switch 5-1 to the sensor-equipped switch 5-2
  • the maximum increase amount ⁇ Vmax which is the maximum voltage increase amount from the switch 5-1 with sensor to the interconnection point of the consumer in the section, is considered to have a high correlation with (V2-V1). Therefore, here, it is assumed that ⁇ Vmax can be expressed by a linear expression of (V2 ⁇ V1) like the above expression (1).
  • the voltage measured by the sensor-equipped switch 5 arranged at the monitoring point at the end of the section, i.e., the downstream end of the section, and the sensor-equipped switch arranged at the upstream end monitoring point of the section 5 can be used to estimate the maximum rise using the coefficients in the estimation formula.
  • the estimated information calculation unit 12 uses the measured values of the active power and reactive power in the switches 5-1 and 5-2 with sensors, as shown below, using the following equation (2): A, b, c, d, e, and F when expressing the maximum amount of increase ⁇ Vmax may be obtained by multiple regression analysis or the like.
  • ⁇ Vmax a.(V2-V1) + b.P1 + c.Q1 + d.P2 + e.Q2 + F (2)
  • the maximum amount of increase ⁇ Vmax is considered to depend not only on the voltage but also on the active power and reactive power in the switches 5-1 and 5-2 with sensors at both ends of the section. By also considering power and reactive power, it is possible to further improve the estimation accuracy of the maximum increase amount ⁇ Vmax.
  • the estimated information calculation unit 12 uses, for example, the active power P and the reactive power Q of the sensor-equipped switch 5 on the upstream side of the section to express the maximum amount of increase ⁇ Vmax by the following equation (3).
  • b, c, and F are obtained by multiple regression analysis or the like.
  • ⁇ Vmax b ⁇ P + c ⁇ Q + F (3)
  • the voltage management device 1 generates estimation information representing an estimation formula for the maximum voltage drop ⁇ Vmin by using the measurement information of the monitoring points and the actual value of the maximum voltage drop ⁇ Vmin for each time period (step S6).
  • the estimated information calculation unit 12 calculates the maximum descent amount ⁇ Vmin calculated in step S4 and the measurement information of the sensor-equipped switch 5 on the upstream side and the end side of the date and time corresponding to the maximum descent amount ⁇ Vmin for each time zone. is used to generate information indicating an estimation formula for estimating the maximum amount of descent ⁇ Vmin.
  • the estimation formula may be calculated using the measured values of the voltages of the switches 5 with sensors on the upstream and terminal sides, or the voltages of the switches 5 with sensors on the upstream and terminal sides , the active power and the reactive power may be used to calculate the estimation formula.
  • the estimated information calculation unit 12 regresses g and L, which are coefficients when the maximum amount of descent ⁇ Vmin is expressed by the following equation (4). Calculated by analysis, etc.
  • the voltage measured by the sensor-equipped switch 5 arranged at the monitoring point at the end of the section, i.e., the downstream end of the section, and the sensor-equipped switch arranged at the upstream end monitoring point of the section 5 can be used to estimate the maximum drop using the coefficients in the estimation formula.
  • ⁇ Vmin (g (V2-V1) + L) x (-1) (4)
  • ⁇ Vmin (g.(V2-V1) + h.P1 + i.Q1 + j ⁇ P2 + k ⁇ Q2 + L) ⁇ ( ⁇ 1) ...(5)
  • the estimated information calculation unit 12 uses, for example, the active power P and the reactive power Q of the sensor-equipped switch 5 on the upstream side of the section to obtain the following: h, i, and L when the maximum amount of descent ⁇ Vmin is represented by equation (6) are obtained by multiple regression analysis or the like.
  • ⁇ Vmin (h ⁇ P + i ⁇ Q + L) (6)
  • the estimated information calculation unit 12 stores the estimated information calculated in steps S5 and S6 in the storage unit 16.
  • FIG. 6 is a diagram showing an example of estimation information according to this embodiment.
  • FIG. 6 shows estimation information corresponding to one section.
  • FIG. 6 shows an example in which the coefficients a, F, g, and L of the estimation formulas of formulas (1) and (4) are calculated.
  • the length of the time period is 30 minutes, and a total of 48 sets of coefficients are calculated every 30 minutes for one section and stored in the storage unit 16 as estimation information. Since the estimation information is generated for each section, these 48 sets of coefficients are stored in the storage unit 16 as the estimation information by the number of sections.
  • the estimation information is information indicating an estimation formula for estimating the maximum amount of rise ⁇ Vmax and the maximum amount of descent ⁇ Vmin using the measurement information of the sensor-equipped switch 5 for each time period.
  • the estimated information is not limited to this, and may be the maximum amount of increase ⁇ Vmax and the maximum amount of decrease ⁇ Vmin for each time period. In this case, it corresponds to calculating only F in the above formula (1) and L in the above formula (4), and regardless of the measurement information of the sensor-equipped switch 5, the past maximum rise amount ⁇ Vmax and the maximum fall amount The actual value of ⁇ Vmin itself is used as the estimated values of the maximum amount of rise ⁇ Vmax and the maximum amount of descent ⁇ Vmin in each section.
  • the maximum amount of increase ⁇ Vmax and the maximum amount of decrease ⁇ Vmin were calculated using the voltage measurement values of the smart meter 7 for each time period without classifying according to the day of the week, weather information, etc.
  • the estimation information The calculation unit 12 may classify the voltage measurement values of the smart meter 7 according to the day of the week, weather information, etc., and calculate the estimated information for each classified voltage measurement value. For example, the voltage measurement value of the smart meter 7 is divided into weekdays and holidays, and the maximum amount of increase ⁇ Vmax and the maximum amount of decrease ⁇ Vmin are calculated for each of weekdays and holidays, and the calculated maximum amount of increase ⁇ Vmax and maximum amount of decrease.
  • ⁇ Vmin may be used to calculate information indicating an estimation formula for the maximum amount of rise ⁇ Vmax and the maximum amount of descent ⁇ Vmin. For example, when the above equations (1) and (4) are used as estimation equations, a, F, g, and L are calculated for weekdays and national holidays.
  • the estimated information calculation unit 12 uses the weather information stored in the storage unit 16 to classify the voltage measurement values of the smart meter 7 according to the weather such as sunny, cloudy, and rainy, and estimates for each weather. Information may be calculated.
  • a range of values of solar radiation intensity is defined in advance for each of a plurality of stages, and the estimated information calculation unit 12 classifies the voltage measurement values of the smart meter 7 for each stage of solar radiation intensity, Estimated information may be calculated in Further, the range of temperature values for each of a plurality of stages is defined in advance, and the estimated information calculation unit 12 classifies the voltage measurement values of the smart meter 7 for each temperature stage, and calculates the estimated information for each temperature stage. may be calculated.
  • the estimated information calculation unit 12 may calculate estimated information for each season.
  • the estimated information calculation unit 12 classifies the voltage measurement value of the smart meter 7 using a plurality of pieces of information, such as calculating estimated information according to weekdays and holidays, and for each weather. Estimated information may be calculated for each group.
  • the estimated information calculation unit 12 instead of calculating the estimated information for each temperature stage, adds a term represented by a function of the temperature Temp to the estimation formula for estimating the maximum amount of increase ⁇ Vmax and the amount of maximum decrease ⁇ Vmin. Additionally, the coefficients in the function may be calculated by regression analysis or the like. The function may be, for example, a linear function, a higher order function, or other functions.
  • the estimated information calculation unit 12 may preferentially use the voltage measurement values with the latest date to calculate the estimated information. .
  • the estimated information calculation unit 12 uses machine learning to generate a learned model for estimating the maximum amount of rise ⁇ Vmax and the maximum amount of descent ⁇ Vmin, instead of obtaining the coefficients assuming the above estimation formula. good too.
  • the measured value of the voltage of the switch 5 with sensor on the upstream side of the section and the measured value of the voltage of the switch 5 with sensor on the terminal side of the section are used to determine the maximum amount of increase.
  • ⁇ Vmax the estimated information calculation unit 12 inputs the voltage measurement value of the sensor-equipped switch 5 on the upstream side of the section and the voltage measurement value of the sensor-equipped switch 5 on the end side of the section for each time period as input data.
  • the maximum increase amount ⁇ Vmax calculated in step S4 is used as correct data, and a trained model for estimating the maximum increase amount ⁇ Vmax is generated by supervised learning using a plurality of learning data including the input data and the correct data. do.
  • the estimated information calculation unit 12 stores the generated learned model in the storage unit 16 as estimated information.
  • the estimated information calculation unit 12 inputs the voltage measurement value of the sensor-equipped switch 5 on the upstream side of the section and the voltage measurement value of the sensor-equipped switch 5 on the end side of the section for each time period as input data. and using the maximum descent amount ⁇ Vmin calculated in step S4 as correct data, and supervised learning using a plurality of learning data including the input data and the correct data to generate a trained model for estimating the maximum descent amount ⁇ Vmin do.
  • a learned model can be generated by using these as input data. Also, as in the above equations (3) and (6), when using the active power and reactive power of the sensor-equipped switch 5 on the upstream side of the section, similarly, by using these as input data, the learned A model can be generated.
  • a supervised learning algorithm for example, a neural network can be used, but not limited to this, any algorithm can be used. Also, instead of generating trained models for each time period, it is also possible to assign numbers to the time periods and generate learning data by including the number of the time periods in the input data. In this case, the maximum increase amount ⁇ Vmax is estimated from the number indicating the time zone, the measured voltage of the switch 5 with sensor on the upstream side of the section, and the measured voltage of the switch 5 with sensor on the terminal side of the section. A trained model is generated. In addition, instead of classifying according to weekdays and holidays, temperature, and weather to generate respective trained models, these may be included in the input data for learning. When the distinction between weekdays and public holidays is used as input data, for example, the values are converted into numerical values such as 0 for weekdays and 1 for public holidays, and used as input data.
  • step S6 the estimated information calculation unit 12 of the voltage management device 1 determines whether or not the estimated information for all sections to be processed has been generated (step S7). If the estimated information for all sections to be processed has been generated (step S7 Yes), the estimated information calculation unit 12 ends the estimated information generation process. If the estimated information for all sections to be processed has not been generated (step S7 No), the estimated information calculation unit 12 changes the section (step S8) and repeats the process from step S2.
  • the smart meter 7 was used as the voltage measuring device for measuring the voltage of the low-voltage system, but the PCS (Power Conditioning Subsystem), which is a power conversion device that controls the solar power generation equipment, storage battery, etc., is connected.
  • the measurement result of the PCS may be used in the same way as the measurement result of the smart meter 7.
  • a voltage measuring device may be provided in the low-voltage system, and the voltage measured by this voltage measuring device may be used in the same manner as the measurement result of the smart meter 7 .
  • the measurement information of the smart meters 7 of all consumers connected to each section is used. Measurement information may also be used. In this case, it is desirable to use the smart meters 7 installed at locations where the voltage drop is expected to be large and where the voltage rise is expected to be large.
  • the voltage monitoring process of the present embodiment is the process of estimating the amount of voltage drop and the amount of voltage rise in each section using the estimation information described above, that is, the process of estimating the maximum amount of increase ⁇ Vmax and the maximum amount of decrease ⁇ Vmin in each section. including.
  • FIG. 7 is a flowchart showing an example of a voltage monitoring processing procedure according to the present embodiment.
  • the voltage management device 1 acquires the measurement information of each monitoring point at the monitoring target date and time (step S11). Specifically, the voltage estimator 13 receives measurement information from each sensor-equipped switch 5 via the communication unit 11 and outputs the measurement information to the voltage estimator 13 and the monitor 15 .
  • the voltage management device 1 selects a monitoring point to be processed (step S12). Specifically, the voltage estimating unit 13 selects the sensor-equipped switch 5 to be processed from among the sensor-equipped switches 5 to be monitored for the monitoring process. Next, the voltage management device 1 estimates the maximum amount of increase ⁇ Vmax and the maximum amount of decrease ⁇ Vmin using the estimation information and the measurement information of the monitoring points (step S13). That is, the voltage estimating unit 13 uses the voltage measured by the sensor-equipped switch 5 at the monitoring target time for each section and the estimation information of the time period corresponding to the monitoring target time to estimate the amount of voltage increase in the section.
  • a maximum increase amount ⁇ Vmax which is a value
  • a maximum voltage drop amount ⁇ Vmin which is an estimated voltage drop amount
  • the voltage estimation unit 13 selects the coefficients selected in step S12 from the estimation information for each time period.
  • the coefficients a, b, c, d, e, and F of the time period corresponding to the current time in the section where the sensor-equipped switch 5 is the upstream end are extracted, and the extracted coefficients a, b, c, d, e, and F are
  • the maximum amount of increase ⁇ Vmax is estimated by Equation (2) using the measurement information of the sensor-equipped switches 5 at the upstream end and end of the section.
  • the voltage estimator 13 calculates the coefficients g, h, i, j, k, and L of the time period corresponding to the current time in the section in which the sensor-equipped switch 5 selected in step S12 is the upstream end of the estimation information.
  • the maximum descent amount ⁇ Vmin is estimated by Equation (5). do.
  • the voltage estimation unit 13 sets the estimated value of the maximum increase amount ⁇ Vmax to 0.
  • the estimated maximum decrease amount ⁇ Vmin becomes a negative value.
  • the estimated value of the maximum amount of descent ⁇ Vmin is set to 0.
  • the measurement information of the corresponding sensor-equipped switch 5 and the coefficients stored as estimation information are used for each time period to obtain the maximum rise amount ⁇ Vmax and the maximum descent amount by the estimation formula. Estimate the quantity ⁇ Vmin.
  • the voltage estimating unit 13 stores upstream and terminal sensors in the learned models corresponding to the maximum amount of increase ⁇ Vmax and the maximum amount of decrease ⁇ Vmin for each time period. By inputting the measurement information of the sensor-equipped switch 5 (or the measurement information of the sensor-equipped switch 5 on the upstream side), inference results of the maximum amount of rise ⁇ Vmax and the maximum amount of descent ⁇ Vmin are obtained.
  • the estimated information is the coefficients of F and L, it is not necessary to use the measurement information of the sensor-equipped switch 5, and the voltage estimating unit 13 extracts F from the estimated information for each time zone and calculates the maximum increase amount ⁇ Vmax. Let L extracted from the estimated information be the estimated value of the maximum amount of descent ⁇ Vmin.
  • the voltage estimation unit 13 selects the weather, temperature, etc. corresponding to the monitoring target date and time from the weather information stored in the storage unit 16.
  • the extracted information is used to select the corresponding estimated information from the estimated information stored in the storage unit 16 .
  • the voltage management device 1 determines the appropriate voltage range of the monitoring point using the estimated maximum increase amount ⁇ Vmax and maximum decrease amount ⁇ Vmin (step S14). Specifically, the voltage estimation unit 13 outputs the estimated maximum increase amount ⁇ Vmax and maximum decrease amount ⁇ Vmin to the proper voltage range update unit 14, and the proper voltage range update unit 14 calculates the following formula (7 ) and equation (8) to update the appropriate voltage range of the monitoring point.
  • VH and VL are predetermined allowable ranges required for the voltage at the consumer end. For example, when receiving 100V power, VH is 107V and VL is 95V.
  • the appropriate voltage range updating unit 14 sets the upper limit value of the appropriate voltage range to a value obtained by subtracting the amount of voltage increase from the upper limit value of the predetermined allowable range for each section, and sets the value to the lower limit value of the appropriate voltage range. The value obtained by adding the amount of voltage drop to the value is set as the lower limit value of the appropriate voltage range. If all the consumers in the section receive 100V power, the proper voltage range updating unit 14 obtains the proper voltage range determined by the voltage upper limit value and the voltage lower limit value for each time slot.
  • the proper voltage range is shown as a low voltage conversion value, but when compared with the voltage of the high voltage system measured by the switch 5 with sensor, it is converted to a high voltage and used.
  • the voltage management device 1 determines whether or not the measured value at the monitoring point deviates from the appropriate voltage range (step S15). Specifically, the monitoring unit 15 reads out the appropriate voltage range for the current time period related to the monitoring point selected in step S12 from the appropriate voltage range information stored in the storage unit 16, and If the measured value of the voltage included in the measurement information of the sensor-equipped switch 5 corresponding to is below the voltage lower limit value of the read appropriate voltage range or exceeds the voltage upper limit value, the measured value of the monitoring point is within the appropriate voltage range is deviated from.
  • the monitoring unit 15 determines that there is no voltage violation (step S16). Specifically, the monitoring unit 15 determines that there is no voltage violation, and stores information indicating that there is no voltage violation in the storage unit 16 as a determination result in association with the information indicating the monitoring point and the date and time. If the measured value at the monitoring point deviates from the appropriate voltage range (step S15 Yes), the monitoring unit 15 determines that there is a voltage violation (step S18). Specifically, the monitoring unit 15 determines that there is a voltage violation, and stores information indicating that there is a voltage violation in the storage unit 16 as a determination result in association with information indicating the monitoring point and the date and time.
  • the monitoring unit 15 determines whether or not the process of determining the monitoring points to be monitored has been completed, that is, whether the process of determining whether or not there is a voltage violation has been performed for all of the monitoring points to be monitored. It is determined whether or not (step S17). If the monitoring point determination process to be monitored has not ended (step S17 No), the voltage management device 1 changes the monitoring point (step S19), and repeats the process from step S13. Specifically, in the case of No in step S17, the monitoring unit 15 instructs the voltage estimating unit 13 to change the monitoring point, and the voltage estimating unit 13 selects a monitoring point for which determination processing is not performed among the monitoring points to be monitored. By selecting it, the monitoring point is changed and the processing from step S13 is repeated.
  • step S17 Yes the voltage management device 1 presents the determination result (step S20) and ends the process.
  • step S20 for example, the display unit 17 may display the determination result stored in the storage unit 16, or the communication unit 11 may transmit the determination result to another device so that the operator or the like can see the determination result. present.
  • FIG. 8 is a diagram showing a method of calculating an appropriate voltage range according to this embodiment.
  • FIG. 8 shows an example in which monitoring point #1, which is the installation location of switch 5 with sensor on the upstream side of section #1 shown in FIG. 2, is selected as the monitoring point. indicates time t1.
  • FIG. 8 shows a method of calculating the time period corresponding to time t1. P1(t1), Q1(t1), V1(t1) which are the measurement information of the switch 5-1 with the sensor at the time t1, and P2(t1) which is the measurement information of the switch 5-2 with the sensor at the time t1.
  • Q2(t1) and V2(t1) are used to calculate the maximum amount of rise ⁇ Vmax(t1) and the maximum amount of fall ⁇ Vmin(t1) at time t1. Also, the maximum voltage rise amount ⁇ Vmax(t1) is used to calculate the voltage upper limit value, and the maximum voltage drop amount ⁇ Vmin(t1) is used to calculate the voltage lower limit value.
  • the received measurement information can be monitored by performing the processing shown in FIG. 7 at each transmission cycle ⁇ t of the measurement information of the switch 5 with the sensor. Instead of monitoring the voltage for each transmission cycle, the monitoring process shown in FIG. 7 may be similarly performed using an average value of a plurality of voltages for a plurality of transmission cycles. In this case, average values can also be used for the measurement information used for estimating the maximum amount of rise ⁇ Vmax and the maximum amount of descent ⁇ Vmin.
  • the proper voltage range is updated each time it is determined that the voltage deviates from the proper voltage range. may be lower than the frequency of determination. For example, within a time period in which the same estimation information is used, it is not necessary to update the proper voltage range once and then update it. For example, the length of the time period is 30 minutes, the measurement information is received from each sensor-equipped switch 5 at 12:00, and after performing the processing shown in FIG. 5, steps S13 and S14 shown in FIG. 7 may not be performed, and steps S15 and subsequent steps may be performed after step S12. Steps S13 and S14 may be omitted in this way until 12:30, and all the processing shown in FIG. 1 may be performed again at 12:30.
  • steps S13 and S14 are performed each time the measurement information is received N (N is an integer of 2 or more), and in step S13, the average value of the measurement information for N times is used to obtain the maximum amount of rise ⁇ Vmax and the maximum descent.
  • a quantity ⁇ Vmin may be estimated.
  • estimation information for estimating the maximum amount of voltage increase ⁇ Vmax and the maximum amount of voltage drop ⁇ Vmin in each section is calculated using actual values for each time period.
  • the appropriate voltage range is updated using the estimated information of the corresponding time period and the latest measurement information of the sensor-equipped switch 5 .
  • the voltage management device 1 of the present embodiment monitors whether or not the voltage received from the sensor-equipped switch 5 is within the proper voltage range.
  • the maximum amount of increase ⁇ Vmax and the maximum amount of decrease ⁇ Vmin are estimated based on actual values, so the appropriate voltage range can be set to a range suitable for the actual state of the section. As a result, excessive estimation of the voltage drop amount or the voltage rise amount can be suppressed, so an increase in equipment cost can be suppressed.
  • the purpose of monitoring the voltage of the power system is to check whether the voltage at the end of the consumer is maintained at an appropriate voltage. Although it is difficult, in the present embodiment, the voltage management device 1 collects measured values of the voltage at the customer end, so it is possible to check whether the voltage at the customer end is appropriate.
  • FIG. 9 is a diagram showing an example of the display screen of the proper voltage range according to the present embodiment.
  • the display unit 17 may display the appropriate voltage range for each monitoring point, that is, for each switch 5 with sensor.
  • FIG. 9 is an example, and the display format is not limited to the example shown in FIG.
  • the display unit 17 may also display information indicating the position of the monitoring point in the power system on the display screen shown in FIG.
  • the display unit 17 displays the diagram showing the position of the sensor-equipped switch 5 as exemplified in FIG. They may be displayed together.
  • FIG. 10 is a diagram showing a configuration example of a computer system that implements the voltage management device 1 of this embodiment.
  • this computer system comprises a control section 101, an input section 102, a storage section 103, a display section 104, a communication section 105 and an output section 106, which are connected via a system bus 107.
  • a control unit 101 is, for example, a CPU (Central Processing Unit) or the like, and executes a program describing processing in the voltage management device 1 of this embodiment.
  • the input unit 102 includes, for example, a keyboard and a mouse, and is used by the user of the computer system to input various information.
  • the storage unit 103 includes various memories such as RAM (Random Access Memory) and ROM (Read Only Memory) and storage devices such as hard disks, and stores programs to be executed by the control unit 101 and necessary information obtained in the process of processing. store data, etc.
  • the storage unit 103 is also used as a temporary storage area for programs.
  • a display unit 104 is configured by an LCD (liquid crystal display panel) or the like, and displays various screens to the user of the computer system.
  • a communication unit 105 is a receiver and a transmitter that perform communication processing.
  • the output unit 106 is a printer or the like.
  • the computer system configured as described above stores a voltage management program, for example, from a CD-ROM or DVD-ROM set in a CD (Compact Disc)-ROM drive or a DVD (Digital Versatile Disc)-ROM drive (not shown). installed in the unit 103 . Then, the program read from storage unit 103 is stored in storage unit 103 when the voltage management program is executed. In this state, control unit 101 executes processing as voltage management device 1 of the present embodiment according to the voltage management program stored in storage unit 103 .
  • a voltage management program describing processing is provided using a CD-ROM or DVD-ROM as a recording medium.
  • a program provided via a transmission medium such as the Internet via the communication unit 105 may be used.
  • the communication unit 11 shown in FIG. 3 is realized by the communication unit 105 shown in FIG. 10, for example.
  • Estimated information calculator 12, voltage estimator 13, appropriate voltage range updater 14, and monitor 15 shown in FIG. 3 are implemented by control unit 101 executing a voltage management program.
  • the storage unit 103 is also used for realizing these functions.
  • Storage unit 16 shown in FIG. 3 is realized by storage unit 103 shown in FIG.
  • the display unit 17 shown in FIG. 3 is implemented by the display unit 104 shown in FIG.
  • FIG. 10 is an example, and the configuration of the computer system is not limited to the example shown in FIG. For example, the computer system may not be provided with the output unit 106 .
  • the voltage management device 1 of the present embodiment may be implemented by a single computer system, or may be implemented by a plurality of computer systems.
  • the voltage management device 1 may be realized by a cloud system.
  • the voltage management program of the present embodiment provides a computer system with a step of obtaining, for each section in an electric power system divided by monitoring points, a voltage measurement value measured by a voltage measuring device connected to the section. and estimating the amount of voltage drop and the amount of voltage rise in each section using the measured values.
  • the actual values of the maximum voltage increase ⁇ Vmax and the maximum voltage drop ⁇ Vmin in each section are used to estimate the maximum voltage increase ⁇ Vmax and the maximum voltage drop ⁇ Vmin for each time zone. is calculated in advance, and the estimated information is used to estimate the maximum amount of rise ⁇ Vmax and the maximum amount of descent ⁇ Vmin. As described above, in the present embodiment, it is possible to estimate the amount of voltage drop and the amount of voltage rise in the sections divided by the monitoring points.
  • the maximum amount of rise ⁇ Vmax and the maximum amount of descent ⁇ Vmin are used as the estimation information.
  • ⁇ Vmin can be calculated with high accuracy.
  • the system impedance data is not used for estimating the amount of voltage rise and the amount of voltage drop, so estimation errors can be reduced.
  • the estimated amount of solar power generation and the estimated load distribution are not used for the amount of voltage rise and voltage drop, the amount of voltage rise and voltage drop can be accurately estimated without being affected by these estimation errors. can do.
  • the estimation results of the reactive power distribution that is, the estimation results of the amount of power factor correction capacitor input for high-voltage customers and the power factor estimation results for each customer, are not used for estimating the voltage rise and drop, so the effects of these estimation errors It is possible to accurately estimate the amount of voltage rise and the amount of voltage drop without being affected by
  • the maximum amount of increase ⁇ Vmax and the maximum amount of decrease ⁇ Vmin are estimated with high accuracy, and the appropriate voltage range is set using these estimation results. It is possible to prevent the amount from being estimated, and it is possible to suppress an increase in facility costs due to deviation from the appropriate voltage range.
  • FIG. 11 is a diagram illustrating a configuration example of a voltage management control device and a power system to be monitored and controlled according to a second embodiment.
  • the voltage management controller 50 which is a voltage command device, monitors the power system in the same manner as the voltage management device 1 of the first embodiment, and controls the voltage of the power system by a centralized control method.
  • the voltage management controller 50 is a voltage management device having a function of centrally controlling the voltage of the power system.
  • Components having functions similar to those of the first embodiment are denoted by the same reference numerals as those of the first embodiment, and overlapping descriptions are omitted. The following description focuses on points that differ from the first embodiment.
  • the distribution system which is an example of the power system to be monitored and controlled by the voltage management controller 50, is provided in the distribution system of the first embodiment. , 42 are added.
  • the voltage controller 40 receives a control command from the voltage management controller 50 via the first network 20 and controls the tap position of the distribution transformer 2 based on the received control command.
  • the voltage control device 42 receives a control command from the voltage management control device 50 via the first network 20, and SVR (Step Voltage Regulator) 41 is controlled.
  • SVR 41 Step Voltage Regulator
  • an SVR 41 is also connected to the distribution line 3-2.
  • the SVR 41 is controlled by the voltage control device 42 corresponding to the SVR 41 based on a control command from the voltage management control device 50. controlled.
  • a plurality of SVRs 41 and voltage control devices 42 may be provided for each distribution line 3 .
  • FIG. 11 shows a transformer-type voltage control device, a reactive power adjustment type voltage control device may be included in the control target as the voltage control device.
  • the voltage control device includes the distribution transformer 2, each SVR 41, and the reactive power adjustment type voltage control device.
  • FIG. 12 is a diagram showing a configuration example of the voltage management control device 50 of this embodiment.
  • the voltage management control device 50 of the present embodiment includes a communication unit 11, an estimated information calculation unit 12, a voltage estimation unit 13, an appropriate voltage range updating unit 14, a monitoring unit, and the same as those in the first embodiment. 15 , a storage unit 16 and a display unit 17 , and a load power generation amount prediction unit 51 and a control amount determination unit 52 .
  • the storage unit 16 stores the same information as in the first embodiment, and further stores facility information and load power generation amount prediction information.
  • the load power generation amount prediction unit 51 predicts the distribution of the load power generation amount of the distribution system for a certain period of time in the future, such as the next day, as an hourly profile, for example.
  • the load power generation amount corresponds to the amount obtained by subtracting the power generation amount from the pure load.
  • the load power generation amount is the load amount when the value is positive, and the power generation amount when the value is negative.
  • the load power generation amount prediction unit 51 calculates the average value of the power flow between adjacent measurement points.
  • the load power generation amount at each point of the distribution system is obtained by taking the difference of .
  • the load power generation amount prediction unit 51 stores the prediction result of the load power generation amount at each point of the distribution system as the load power generation amount prediction information in the storage unit 16 .
  • the load power generation prediction information is appropriately updated based on the measurement information of the sensor-equipped switch 5 .
  • the load power generation amount prediction unit 51 collects the actual load amount for, for example, a plurality of days, and obtains the correlation between the load amount and the temperature in the same time zone for each day of the week or weekdays/holidays. This correlation is held by a relational expression obtained by regression analysis or the like, or by a table or the like. Then, the load power generation amount prediction unit 51 predicts the load amount at each point of the power distribution system every hour on the next day from this correlation and the expected temperature of the next day. The power generation amount for the next day is assumed to be the theoretical power generation amount based on the weather forecast for the next day. A load power generation amount distribution is created and stored in the storage unit 16 as load power generation amount prediction information.
  • the load power generation amount prediction unit 51 compares the actual value of the load power generation amount distribution within the period of the immediately preceding centralized voltage control cycle with the predicted value within that period. Correct the load generation forecast information stored in
  • the control amount determination unit 52 uses the voltage measured by the sensor-equipped switch 5 and the appropriate voltage range for each section to determine and determine the control amount of the voltage control device that controls the voltage of the distribution line 3. The control amount is commanded via the communication unit 11 to the voltage control devices 40 and 42 that control the voltage control equipment.
  • the control amount determination unit 52 performs power flow calculation based on the corrected load power generation amount prediction information, that is, the corrected load power generation amount distribution prediction value, and also calculates the measurement information of the sensor-equipped switch 5 and the sensor By searching for the best solution that optimizes the value of the evaluation function that evaluates the voltage distribution of the distribution system using the appropriate voltage range corresponding to the switch 5 with the switch 5, the optimum within the period of the concentrated voltage control cycle Determine the voltage distribution and control amount of each voltage control device.
  • the optimum voltage distribution is the voltage distribution at each point of the distribution system that satisfies the constraint conditions and has the optimum evaluation function.
  • Each point of the distribution system includes a point measured by the switch 5 with the sensor in the distribution line 3 .
  • the optimal control amount is a control amount instructed to the distribution transformer 2 and each SVR 41 so as to realize an optimal voltage distribution.
  • the control amount for the distribution transformer 2, which is a transformer-type voltage control device, and each SVR 41 is the tap position.
  • the controlled variable is the amount of reactive power output by the voltage control device.
  • FIG. 13 is a flow chart showing an example of the centralized voltage control procedure of this embodiment.
  • the voltage management controller 50 performs the monitoring process described in the first embodiment, and also performs the following process for each centralized voltage control cycle.
  • the centralized voltage control cycle is, for example, 5 minutes, but is not limited to this.
  • the voltage management controller 50 corrects the load power generation amount (step S21). Specifically, the predicted value of the load power generation amount indicated by the load power generation amount prediction information stored in the storage unit 16 described above by the load power generation amount prediction unit 51 and the latest load power generation amount received from the sensor-equipped switch 5 at a certain time. and the actual value calculated based on the monitoring point measurement information stored in the storage unit 16. By multiplying this ratio by the predicted value of the load power generation amount for a certain future time, the future constant Correct the predicted value of the load generation at each point in the system over time.
  • the fixed period of time is, for example, a centralized voltage control period.
  • the control amount determination unit 52 of the voltage management controller 50 sets the constraint conditions for the voltage control equipment (step S22). Constraints include the controllable range of each voltage control device.
  • the control amount determination unit 52 sets the control amount of the voltage control device to an initial value (step S23).
  • the initial value of the control amount is, for example, the neutral position for the tap position and 0 for the reactive power. Alternatively, the value instructed last time may be used as the initial value.
  • the appropriate voltage range for each section is also set.
  • the proper voltage range for each section stored in the storage unit 16 is converted to a high voltage and used as the proper voltage range.
  • the appropriate voltage range determined using the estimation information for each section and each time period and the monitoring point measurement information is used. It should be noted that the appropriate voltage range is periodically updated by performing the monitoring process of the first embodiment in parallel with the process shown in FIG.
  • the control amount determination unit 52 estimates the voltage at each point of the power system based on the load power generation amount (step S24). Specifically, based on the predicted value of the load power generation amount corrected in step S21 and the facility information stored in the storage unit 16, power flow calculation is performed with the set control amount of each voltage control device, and power distribution is performed. Calculate the voltage at each point in the system.
  • the facility information stores the connection position of each voltage control device and the like.
  • the voltage management control device 50 does not perform the correction in step S21, but performs the power flow calculation with the control amount of each voltage control device set based on the load power generation amount prediction information stored in the storage unit 16. , the voltage at each point in the distribution system may be calculated.
  • control amount determination unit 52 evaluates the power system using the evaluation function (step S25). Specifically, the control amount determination unit 52 evaluates the distribution system by evaluating the evaluation function, that is, the value of the objective function set for each evaluation item of the distribution system based on the result of the power flow calculation.
  • the first-priority evaluation item is the amount of violation, that is, the amount of deviation from the proper voltage range of the voltage at each point of the distribution system. That is, the optimum voltage distribution is first determined such that the total amount of voltage violations from the appropriate voltage range at each point of the distribution system is minimized.
  • the second priority evaluation item is, for example, the voltage margin at each point of the distribution system, that is, the margin between the upper and lower limits of the voltage in the proper voltage range. If the voltage margin at each point in the distribution system is small, even a slight voltage fluctuation will deviate from the proper voltage range and the voltage control equipment will frequently operate. If the voltage control device operates frequently, the tap position will be changed frequently, which may shorten the life of the voltage control device. Furthermore, if the voltage margin is small, there is a possibility that the voltage will deviate from the proper voltage range when short-term fluctuations in voltage occur due to solar power generation equipment or the like. Therefore, the larger the sum of the voltage margins, the higher the evaluation.
  • the voltage margin is calculated using the voltage margin reduction amount defined as follows: Evaluate.
  • the voltage margin decrease amount is calculated by the following equation (9) so that it becomes 0 when the voltage margin is sufficiently large, and increases as the voltage margin decreases.
  • the threshold is set, for example, during the initial value setting in step S23. For example, it is set to about 20% of the width of the appropriate voltage range.
  • the third-priority evaluation item can be the total amount of change from the initial set value of the control amount of the voltage control device.
  • the amount of change in the control amount of the voltage control device from its initial setting value is the difference between the tap position and the initial setting tap position in the case of a transformer type voltage control device. Reducing the total amount of change leads to a reduction in the number of operations of the voltage control device.
  • the fourth priority evaluation item can be the transmission loss (active power loss + reactive power loss) of the entire distribution system.
  • the evaluation function only the first priority evaluation item may be set, but it is also possible to set two or more items from the first priority to the fourth priority. In this case, each evaluation function is weighted and summed to obtain the overall evaluation function. Furthermore, depending on the distribution system, higher priority items can also be included in the evaluation function.
  • the evaluation function can be configured, for example, to be optimized (highly evaluated) when taking the minimum value.
  • evaluation function value Sum of voltage upper/lower limit violation amounts at each point in the distribution system ⁇ Wp + Maximum value of the amount of voltage margin reduction on the upper limit side at each point within the voltage control responsibility range for each transformer ⁇ W1 + Maximum value of voltage margin reduction on the lower limit side at each point within the voltage control responsibility range for each transformer ⁇ W1 + Transformer target voltage change amount from previous command x W2 + transmission loss ⁇ W3 (10)
  • transformer-type voltage control equipment that is, each transformer, has its own scope of responsibility for voltage control.
  • the voltage control responsibility range is a range on the distribution line 3-1 or 3-2, and the voltage control device assigned to the range is responsible for voltage control within the range.
  • a voltage control responsibility range generally extends from the installation position of the voltage control device to which the range is assigned to the next voltage control device downstream from the voltage control device.
  • a voltage control device that does not have a voltage control device on the downstream side is responsible for voltage control up to the end of the distribution line. Note that the method of setting the voltage control responsibility range is not limited to this example.
  • the maximum value of the upper limit side voltage margin reduction amount at each point within the voltage control responsibility range is the voltage margin amount shown in the above formula (9) at each point of the distribution system within the voltage control responsibility range of each voltage control device. This is the voltage margin on the upper limit side.
  • the maximum value of the voltage margin reduction amount on the lower limit side at each point within the voltage control responsibility range is the voltage margin amount shown in the above formula (9) at each point of the distribution system within the voltage control responsibility range of each voltage control device. This is the voltage margin on the lower limit side.
  • the control amount determination unit 52 determines whether or not the search has been performed a predetermined number of times, that is, whether or not the process of changing the control amount and performing steps S24 and S25 has been performed a predetermined number of times. Determine (step S26). If the predetermined number of searches has not been performed (step S26 No), the control amount determination unit 52 changes the control amount of the voltage control device (step S27), and repeats the processing from step S24. As a method for changing the control amount, a search algorithm for optimization problems can be used. If the search has been performed the predetermined number of times (step S26 Yes), the control amount determination unit 52 determines the control amount that optimizes the evaluation function (step S28), and terminates the process. When using the evaluation function shown in the above formula (10), the combination of the control amounts of the voltage control devices that minimize the evaluation function is the control amount that optimizes the evaluation function.
  • the evaluation function described above is an example, and the evaluation function used to determine the control amount is not limited to the example described above. Also, the processing procedure for determining the control amount is not limited to the example shown in FIG. 13, as long as the method is determined so that the voltage at each monitoring point is within the proper voltage range after high voltage conversion.
  • the control amount determination unit 52 transmits control commands including the control amount determined by the above processing to the voltage control devices 40 and 42 that control the corresponding voltage control devices.
  • each monitoring point has an appropriate voltage range, and in centralized voltage control, the control amount of each voltage control device is controlled so as to suppress the deviation of the voltage at the monitoring point from the appropriate voltage range. be done.
  • the non-measured portions between the monitoring points are not directly included in the evaluation targets in the calculation of the optimum control amount in the above-described centralized voltage control. Therefore, similarly to the voltage monitoring described in the first embodiment, the voltage drop amount and the voltage increase amount in the sections divided by the monitoring points are uniformly estimated to set the proper voltage range.
  • the appropriate voltage range may be set to be narrower than necessary, and if the appropriate voltage range is too narrow, there is a possibility that a solution cannot be found in the calculation of the control amount described above.
  • the voltage measured by the smart meter 7 is used to estimate the maximum amount of increase ⁇ Vmax and the maximum amount of decrease ⁇ Vmin, and these estimation results are used to set the appropriate voltage range. It is possible to prevent excessive estimation of the amount of voltage drop or amount of voltage rise in setting the appropriate voltage range without the need for additional installation. Therefore, it is possible to suppress an increase in cost due to additional voltage control devices.
  • Voltage control device 1 Voltage control device, 2 distribution transformer, 3-1, 3-2 distribution line, 4-1, 4-2 circuit breaker, 5, 5-1 to 5-3, 5-11 switch with sensor, 6 -1 to 6-3 pole transformer, 7-1 to 7-5 smart meter, 8-1 to 8-5 load, 9-2, 9-3, 9-5 power generation equipment, 11 communication department, 12 estimation Information calculation unit 13 Voltage estimation unit 14 Appropriate voltage range update unit 15 Monitoring unit 16 Storage unit 17 Display unit 20 First network 21 Second network 30 Meter data management device 40, 42 Voltage control device , 41 SVR, 50 voltage management control device, 51 load power generation amount prediction unit, 52 control amount determination unit.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Human Computer Interaction (AREA)
  • Remote Monitoring And Control Of Power-Distribution Networks (AREA)
  • Measurement Of Current Or Voltage (AREA)

Abstract

本開示にかかる電圧管理装置（１）は、監視点により区分される電力系統における区間ごとに、区間に接続されるスマートメーターによって計測された電圧の計測値を取得する通信部（１１）と、区間ごとに、計測値を用いて区間における電圧降下量および電圧上昇量を推定する電圧推定部（１３）と、を備える。

Description

電圧管理装置、電圧指令装置、電力系統監視システム、計測装置、電圧管理方法および電圧管理プログラム
　本開示は、電力系統の電圧を監視する電圧管理装置、電圧指令装置、電力系統監視システム、計測装置、電圧管理方法および電圧管理プログラムに関する。
　配電系統は、一般に高圧系統と低圧系統とから構成され、一般需要家の受電端はこの低圧系統に接続されている。電力事業者は、一般需要家の受電端の電圧を適正電圧範囲に維持することが義務付けられている。一例として、１００Ｖの受電の場合、電圧を９５Ｖ～１０７Ｖに維持することが義務付けられている。このため、電力事業者は、高圧系統の電圧を計測する計測装置により高圧系統の電圧を監視したり、高圧系統の電圧の計測値を用いて高圧系統に接続された電圧制御機器の制御量を調整したり、といった監視制御を行っている。
　近年、配電系統の各地点のローカルな監視制御に代えて、配電系統の電圧を系統全体で監視制御する集中制御方式の検討が進んでいる。配電系統の監視制御を行うためには、配電系統における電圧分布を把握する必要がある。特許文献１には、特許文献１には、スマートメーターにより計量された電力量を活用して、配電系統の電圧分布を推定する技術が開示されている。
特開２０１５－１０９７３７号公報
　しかしながら、監視点によって区分される区間内では、低圧系統に接続される負荷および発電設備が多数あるが、低圧系統におけるトポロジー情報およびインピーダンス情報は一般には電子化されておらず、電力量を用いて電圧降下および電圧上昇を推定することは難しい。
　本開示は、上記に鑑みてなされたものであって、監視点で区分された区間における電圧降下および電圧上昇を推定することが可能な電圧管理装置を得ることを目的とする。
　上述した課題を解決し、目的を達成するために、本開示にかかる電圧管理装置は、監視点により区分される電力系統における区間ごとに、区間に接続される電圧計測装置によって計測された電圧の計測値を取得する取得部と、区間ごとに、計測値を用いて区間における電圧降下量および電圧上昇量を推定する電圧推定部と、を備える。
　本開示にかかる電圧管理装置は、監視点で区分された区間における電圧降下および電圧上昇を推定することができるという効果を奏する。
実施の形態１にかかる電圧管理装置と監視対象の電力系統の構成例を示す図 実施の形態１の配電線における区間の一例を示す図 実施の形態１の電圧管理装置の構成例を示す図 実施の形態１の電圧管理装置における推定情報の生成処理手順の一例を示すフローチャート 実施の形態１の推定情報算出部によって算出された電圧変化量の一例を模式的に示す図 実施の形態１の推定情報の一例を示す図 実施の形態１の電圧の監視処理手順の一例を示すフローチャート 実施の形態１の適正電圧範囲の算出方法を示す図 実施の形態１の適正電圧範囲の表示画面の一例を示す図 実施の形態１の電圧管理装置を実現するコンピュータシステムの構成例を示す図 実施の形態２にかかる電圧管理制御装置と監視制御対象の電力系統の構成例を示す図 実施の形態２の電圧管理制御装置の構成例を示す図 実施の形態２の集中電圧制御手順の一例を示すフローチャート
　以下に、実施の形態にかかる電圧管理装置、電圧指令装置、電力系統監視システム、計測装置、電圧管理方法および電圧管理プログラムを図面に基づいて詳細に説明する。
実施の形態１．
　図１は、実施の形態１にかかる電圧管理装置と監視対象の電力系統の構成例を示す図である。本実施の形態では、電圧管理装置１が、電力系統の一例である配電系統を監視する例について説明する。図１に示すように、電圧管理装置１の監視対象の配電系統には、配電用変圧器２と、配電用変圧器２の二次側の母線に接続される配電線３－１，３－２と、が設けられている。配電線３－１，３－２は、高圧系統の配電線である。なお、高圧系統の電圧は例えば６６００Ｖであり、低圧系統の電圧は一般には１００Ｖ～２００Ｖであるが、具体的な電圧値はこの例に限定されない。
　配電線３－１には、遮断器４－１およびセンサ付き開閉器５－１，５－２が設置され、配電線３－２には、遮断器４－２およびセンサ付き開閉器５－１１が設置されている。センサ付き開閉器５－１，５－２は、配電線３－１の有効電力（三相合計有効潮流）、無効電力（三相合計無効潮流）および電圧（三相平均電圧）を計測する計測装置としての機能を有する開閉器であり、対応する配電線３－１の電路の開閉を行う。センサ付き開閉器５－１１は、同様に、配電線３－２の有効電力、無効電力および電圧を計測する計測装置としての機能を有する開閉器であり、対応する配電線３－２の電路の開閉を行う。センサ付き開閉器５－１，５－２，５－１１が設置される箇所は、対応する配電線３－１，３－２の電圧が監視される監視点の一例である。センサ付き開閉器５－１，５－２，５－１１は、有効電力（図１ではＰと記載）、無効電力（図１ではＱと記載）および電圧（図１ではＶと記載）の計測値を、第１ネットワーク２０を介して計測情報として電圧管理装置１へ送信する。第１ネットワーク２０は例えば光通信回線であるが、これに限定されない。
　以下、センサ付き開閉器５－１，５－２，５－１１および同様のセンサ付き開閉器を個別に区別せずに示すときには、センサ付き開閉器５と呼び、配電線３－１，３－２を個別に区別せずに示すときには、配電線３と呼ぶ。図示は省略するが、配電線３－１にはセンサ付き開閉器５－２より末端側にはさらにセンサ付き開閉器５が接続され、配電線３－２にはセンサ付き開閉器５－１１より末端側にはさらにセンサ付き開閉器５が接続される。配電線３－１は、監視点によって区分される。監視点によって区分される領域を区間と呼ぶ。例えば、図１に示した例では配電線３－１におけるセンサ付き開閉器５－１とセンサ付き開閉器５－２との間が１つの区間である。
　配電線３－１のうちセンサ付き開閉器５－１とセンサ付き開閉器５－２との間の配電線３－１には、柱上変圧器６－１，６－２が接続される。また、配電線３－２には、柱上変圧器６－３が接続される。以下、柱上変圧器６－１，６－２を個別に区別せずに示すときは、柱上変圧器６と記載する。柱上変圧器６は、高圧の電力を、例えば１００Ｖまたは２００Ｖといった低圧の電力に変換して、低圧配電線へ出力する変圧器である。ここでは、柱上変圧器６を例に挙げて説明するが、高圧と低圧の変換を行う変換器は地上などに設置されていてもよい。
　柱上変圧器６－１に接続される低圧配電線には、スマートメーター（図ではＳＭと略す）７－１，７－２、負荷８－１，８－２および発電設備９－２が接続される。柱上変圧器６－２に接続される低圧配電線には、スマートメーター７－３，７－４、負荷８－３，８－４および発電設備９－３が接続される。負荷８－１～８－４は、それぞれ需要家＃１～＃４が有する電力を消費する機器である。需要家＃１～＃４は、低圧配電線から電力の供給を受ける低圧需要家である。需要家＃２および需要家＃３は、それぞれ発電設備９－２および発電設備９－３を有しており、需要家＃１および需要家＃４は発電設備を有していない。
　配電線３－２には、スマートメーター７－５、負荷８－５および発電設備９－５が接続される。負荷８－５は需要家＃５の有する負荷であり、需要家＃５は高圧系統の配電線３から電力の供給を受ける高圧需要家である。以下、負荷８－１～８－５を個別に区別せずに示すときには負荷８と呼び、発電設備９－２，９－３，９－５を個別に区別せずに示すときには発電設備９と呼ぶ。
　スマートメーター７－１～７－５は、電力量の自動検針のために設置される計量装置であり、それぞれ対応する需要家＃１～＃５のみかけ上の電力の使用量を計量するとともに各需要家＃１～＃５の連系点における電圧を計測する。すなわち、スマートメーター７－１～７－５は、受電点の一次側すなわち系統側の電圧を計測する電圧計測装置としての機能を有する。以下、スマートメーター７－１～７－５を個別に区別せずに示すときにはスマートメーター７と呼ぶ。みかけ上の電力の使用量とは、発電設備９を備えない需要家＃１および需要家＃４においては、負荷８により消費される電力量そのものであり、発電設備９を備える需要家＃２、需要家＃３および需要家＃５においては、負荷８により消費される電力量から発電設備９によって発電された電力に対応する電力量を差し引いたものである。発電設備９は、例えば、太陽光発電設備であるが、太陽光発電設備以外の発電設備を含んでいてもよい。また、図１では図示を省略しているが、需要家の蓄電設備が接続されていてもよい。蓄電設備は充電時には負荷８と同様に扱うことができ、放電時には発電設備９と同様に扱うことができる。
　スマートメーター７－１～７－５は、電力の使用量すなわち電力量の計量結果と、電圧の計測結果とを、第２ネットワーク２１を介してメーターデータ管理装置３０へ送信する。スマートメーター７－１～７－５によって計測された計測結果には各計測値に対応する日時を示す情報も格納される。メーターデータ管理装置３０は、各需要家の電力量の計量結果を管理する装置である。第２ネットワーク２１は、例えば、１つ以上のコンセントレータとＨＥＳ（Head　End　System）と呼ばれる中央装置とを含む通信ネットワークである。コンセントレータは、複数のスマートメーター７とともに無線マルチホップネットワークを構成し、コンセントレータは配下のスマートメーター７から収集したデータを中央装置へ送信し、中央装置が各コンセントレータから収集したデータをメーターデータ管理装置３０へ送信する。なお、第２ネットワーク２１は上述した無線マルチホップネットワークに限らず、電力線通信を用いたものでもよく、携帯電話網を用いたものであってもよく、インターネットなどの回線を用いたものでもよい。電圧管理装置１は、メーターデータ管理装置３０から、スマートメーター７によって計測された電圧を取得する。なお、ここでは、電圧管理装置１がメーターデータ管理装置３０を介してスマートメーター７によって計測された電圧を取得する例を説明するが、電圧管理装置１はメーターデータ管理装置３０を介さず、第２ネットワーク２１を介してスマートメーター７によって計測された電圧を取得してもよいし、図示しない他のルートでスマートメーター７によって計測された電圧を取得してもよい。
　図示を省略しているが柱上変圧器６－３には低圧配電線が接続され、低圧配電線には低圧需要家のスマートメーター７、負荷８、発電設備９が接続される。また、配電線３－１，３－２には、図示した以外の多数の低圧需要家の負荷８および発電設備９が柱上変圧器６を介して接続される。また、配電線３－１，３－２には、図示した以外の高圧需要家の負荷８および発電設備９が接続されていてもよい。これら図示しない低圧需要家および高圧需要家にもスマートメーター７が設置されている。以下、配電線３－１，３－２に接続される全ての需要家にスマートメーター７が設置されているとして説明するが、低圧需要家のうち一部にスマートメーター７が設置されていなくてもよい。配電線３－１，３－２における各区間内に対応する低圧需要家のうちスマートメーター７が設置されていない低圧需要家が非常に少ない場合には、低圧需要家のうち一部にスマートメーター７が設置されていなくても本実施の形態の電圧の監視方法を適用可能である。また、図１では、配電線３－１，３－２の２本の配電線３が配電用変圧器２に接続されているが、配電用変圧器２に接続される配電線３の数は、１本でもよく３本以上でもよい。
　また、配電線３に、負荷８を有さず発電設備９を有する事業者の設備が接続されていてもよく、この場合も連系点においてスマートメーター７または他の計測装置により電力量および連系点における電圧が計測され、計測情報がメーターデータ管理装置３０を介して電圧管理装置１へ送信される。または、計測情報は、メーターデータ管理装置３０を介さず別の経路で電圧管理装置１に送信されてもよい。
　電圧管理装置１は、監視対象の配電線３の電圧を監視する電圧管理装置である。詳細には、電圧管理装置１は、各監視点の配電線３の電圧が定められた範囲内であるか否かを監視する。一方、上述したように、監視点の一例であるセンサ付き開閉器５の設置個所以外では、配電線の電圧は計測されていない。したがって、監視点で区分される各区間において生じる電圧降下および電圧上昇を把握することができない。
　図２は、本実施の形態の配電線３における区間の一例を示す図である。図２では、一例として、配電線３－１における区間＃１および区間＃２を示している。区間＃１は、センサ付き開閉器５－１とセンサ付き開閉器５－２との間の区間であり、区間＃２は、センサ付き開閉器５－２とセンサ付き開閉器５－３との間の区間である。センサ付き開閉器５－１～５－３のそれぞれの設置点では、配電線３－１における電圧、有効電力および無効電力が計測される。図２では、センサ付き開閉器５－１～５－３の電圧、有効電力および無効電力をそれぞれ｛Ｖ１，Ｐ１，Ｑ１｝、｛Ｖ２，Ｐ２，Ｑ２｝、｛Ｖ３，Ｐ３，Ｑ３｝として示している。
　電圧管理装置１は、例えば、区間＃１に関して、センサ付き開閉器５－１の計測情報を取得することで、センサ付き開閉器５－１の設置個所の電圧がＶ１であることを把握することができるが、区間＃１内で生じる電圧降下、および電圧上昇については把握することができない。一方、電力事業者は、需要家の受電端すなわち連系点の電圧を、あらかじめ定められた許容範囲内に維持することが義務付けられている。一例として、１００Ｖの受電の場合、電圧を９５Ｖ～１０７Ｖに維持することが義務付けられている。一般には、電気事業者は、従来は、９５Ｖ～１０７Ｖから低圧系統における電圧降下などの想定量を固定値として除いた範囲を高圧換算してセンサ付き開閉器５の設置点における適正電圧範囲を決定している。なお、高圧換算は、各柱上変圧器６のタップ比に基づいて、柱上変圧器６の低圧側の電圧を高圧側の電圧に変換することを意味する。例えば、従来は、一律に低圧系統において６Ｖの電圧降下が発生すると仮定して、１０１Ｖ～１０７Ｖの範囲を高圧換算した値を、センサ付き開閉器５の設置点における適正電圧範囲に設定している。発電設備からの逆潮流による電圧上昇を考慮するとさらに適正電圧範囲を狭める必要が生じ、配電線３の電圧の適正電圧範囲が非常に狭くなり、適正電圧範囲からの逸脱が生じることになる。これにより、電圧制御機器を追加したり、線路を増設したりといった対策が必要となり、配電系統の設備コストが増加する。
　そこで、本実施の形態では、スマートメーター７によって計測された電圧を用いて、各区間における電圧上昇および電圧降下の最大値を推定する。電圧の計測値は、実効値の瞬時値であってもよいし、実効値の１分間平均値などの平均値であってもよい。なお、スマートメーター７により計測された電力量を用いて区間内の電圧降下および電圧上昇を推定する場合、区間内の各需要家の設備のトポロジー情報とインピーダンス情報とが必要となるが、低圧系統に関してはこれらが計算機の利用できる電子データとなっていないケースが多い。また、高圧系統であってもインピーダンス情報の精度が高くない場合もある。また、スマートメーター７の計測値は、リアルタイムに入手することが難しく、またリアルタイムに入手することが可能であったとしても、多数の需要家のスマートメーター７の計測情報を用いて監視を行うことは現実的ではない。
　これらのことから、本実施の形態では、区間内の多数のスマートメーター７の電圧の計測結果を用いて、時間帯ごとに最大の電圧上昇量と最大の電圧降下量とを推定するための情報を求めておく。電圧上昇量および電圧降下量は、それぞれ電圧上昇および電圧降下の量すなわち絶対値を示す。最大の電圧降下量と最大の電圧上昇量とを推定するための情報である推定情報は、例えば、各区間に対応するセンサ付き開閉器５の計測結果を用いて各区間の最大の電圧降下量と最大の電圧上昇量とを算出するための推定式を示す情報、または各区間の最大の電圧降下量と最大の電圧上昇量そのものである。そして、求めておいた推定情報を用いて最大の電圧降下量と最大の電圧上昇量とを推定し、推定した結果を各区間の上流側すなわち配電用変圧器２側の監視点の適正電圧範囲に反映する。これにより、区間ごとに、より実態にあった適正電圧範囲を設定することが可能になり、設備コストを抑制することができる。また、推定情報は、過去のスマートメーター７の電圧の計測結果を用いて算出することができるため、スマートメーター７の計測結果をリアルタイムに用いる必要はない。最大の電圧降下量と最大の電圧上昇量とを推定するための情報の詳細については後述する。
　図３は、本実施の形態の電圧管理装置１の構成例を示す図である。図３に示すように、電圧管理装置１は、通信部１１、推定情報算出部１２、電圧推定部１３、適正電圧範囲更新部１４、監視部１５、記憶部１６および表示部１７を備える。本実施の形態の電圧管理装置１は、スマートメーター７およびセンサ付き開閉器５とともに電力系統監視システムを構成する。
　通信部１１は、メーターデータ管理装置３０と通信を行うとともに、第１ネットワーク２０を介してセンサ付き開閉器５と通信を行う。通信部１１は、メーターデータ管理装置３０からスマートメーター７によって計測された電圧を示す計測情報を受信すると、電圧計測情報として記憶部１６へ格納する。すなわち、通信部１１は、監視点により区分される電力系統における区間ごとに、区間に接続される電圧計測装置によって計測された電圧の計測値を取得する取得部であり、センサ付き開閉器５によって計測された計測情報を取得する取得部でもある。スマートメーター７の計測情報は、リアルタイムに取得される必要はなく、例えば１日一回取得されたり、１週間に一度取得されたりしてもよい。電圧管理装置１は、配電線３に接続される全需要家のスマートメーター７の計測情報を一度に取得する必要はなく、例えば、需要家を複数のグループに分け、グループごとに異なる日にスマートメーター７の計測情報を取得してもよい。また、電圧管理装置１は、全ての日のスマートメーター７の計測情報を取得する必要はなく一部の日のスマートメーター７の計測情報を取得してもよい。
　また、通信部１１は、第１ネットワーク２０を介してセンサ付き開閉器５から有効電力、無効電力および電圧の計測値である計測情報を受信すると、監視部１５へ出力するとともに、監視点計測情報として記憶部１６に格納する。計測情報には各計測値に対応する日時を示す情報も格納される。センサ付き開閉器５の計測情報は、周期的に電圧管理装置１に送信されている。センサ付き開閉器５の計測情報の送信周期は、例えば１分であるが１分に限定されない。また、ここでは、センサ付き開閉器５は、送信周期より短い計測周期で計測され、計測結果の１分間の平均値を電圧管理装置１へ送信するとする。計測結果は、これに限定されず、実効値の瞬時値であってもよいし、実効値の１分間などの平均値であってもよい。なお、センサ付き開閉器５が平均値ではなく瞬時値を送信する場合、例えば、電圧管理装置１は、受信した計測結果の１分間の平均値を算出するデータ処理部を備え、データ処理部が平均値を監視部１５へ出力するとともに、監視点計測情報として記憶部１６に格納する。なお、計測結果の平均値は３０秒の平均値、２分間の平均値などであってもよく、１分間の平均値に限定されない。
　また、通信部１１は、図示を省略した気象情報提供システムなどから気象情報を受信し、記憶部１６へ格納する。気象情報は、天候、気温などの実績値および予報値を示す情報である。気象情報は、日射強度の実績値および予報値を含んでいてもよい。
　推定情報算出部１２は、記憶部１６に格納されているスマートメーター７の計測情報を用いて、時間帯ごとに推定情報を求め、求めた推定情報を記憶部１６に格納する。推定情報は、上述したように最大の電圧降下量と最大の電圧上昇量とを推定するための情報である。例えば、推定情報算出部１２は、記憶部１６に格納されているスマートメーター７の計測情報と、記憶部１６に格納されている監視点計測情報とを用いて、各区間に対応するセンサ付き開閉器５の計測結果から各区間の最大の電圧降下量と最大の電圧上昇量とを算出するための推定式を示す情報を推定情報として算出する。推定情報の詳細については後述する。
　電圧推定部１３は、スマートメーター７の計測情報を用いて、各区間における電圧降下量および電圧上昇量を推定する。詳細には、電圧推定部１３は、スマートメーター７の計測情報から算出されて記憶部１６に格納されている推定情報を用いて、各区間における最大の電圧降下量および最大の電圧上昇量を推定し、推定結果を適正電圧範囲更新部１４に渡す。例えば、推定情報が各区間に対応するセンサ付き開閉器５の計測結果から各区間の最大の電圧降下量と最大の電圧上昇量とを算出するための推定式を示す情報である場合、電圧推定部１３は、推定情報と、通信部１１から受け取った対応するセンサ付き開閉器５の計測情報とを用いて各区間における最大の電圧降下量および最大の電圧上昇量を推定する。
　適正電圧範囲更新部１４は、区間ごとに、電圧推定部１３から受け取った最大の電圧降下量および最大の電圧上昇量を用いて適正電圧範囲を更新し、更新した適正電圧範囲を記憶部１６に適正電圧範囲情報として格納する。監視部１５は、通信部１１から受け取った計測情報に含まれる電圧を示す情報と、記憶部１６に格納されている適正電圧範囲情報と、を用いて監視点ごとにすなわちセンサ付き開閉器５ごとに、電圧が適正電圧範囲から逸脱しているか否かを判定し、判定結果を記憶部１６に格納する。
　記憶部１６は、監視点計測情報、電圧計測情報、区間情報、気象情報、推定情報、適正電圧範囲情報および判定結果を記憶する。区間情報は、区間ごとの当該区間の開始位置に設置される上流側のセンサ付き開閉器５と当該区間の終了位置に設置される末端側のセンサ付き開閉器５とを示す情報を含むとともに、各区間に接続されるスマートメーター７を示す情報を含む。また、区間情報には、気象情報と対応づけられるように各区間の地理的位置を示す情報も含まれていてもよい。区間情報は、オペレータから入力されてもよいし、図示しない他の装置から送信されてもよい。
　表示部１７は、記憶部１６に格納されている各種の情報を表示する。例えば、表示部１７は、区間ごとの適正電圧範囲、監視部１５による判定結果などを表示する。なお、ここでは、電圧管理装置１が表示部１７を備える例を説明するが、電圧管理装置１は表示部１７を備えていなくてもよい。この場合、判定結果は、別の装置に送信され、別の表示装置によって表示されてもよい。
　次に、本実施の形態の動作について説明する。図４は、本実施の形態の電圧管理装置１における推定情報の生成処理手順の一例を示すフローチャートである。推定情報の生成処理は、記憶部１６に、スマートメーター７により計測された電圧を示す電圧計測情報およびセンサ付き開閉器５により計測された監視点計測情報が格納されていれば任意のタイミングで行うことができる。図４では、全区間に関して推定情報が生成されていない初回の推定情報を生成する場合を想定し、電圧管理装置１の監視対象の全区間の推定情報を生成する例を説明するが、各区間の推定情報が生成された後は、新たに電圧計測情報を取得した区間についてのみ処理をするといったように、区間ごとに推定情報を生成してもよい。上述したように、電圧計測情報は全ての需要家の情報を一度に取得する必要はないため、例えば、月曜日には区間＃１に対応する需要家の月曜日の電圧計測情報を取得して区間＃１に対応する推定情報を生成し、火曜日には区間＃１に対応する需要家の火曜日の電圧計測情報を取得して区間＃１に対応する推定情報を生成するといったように、曜日ごとに推定情報を算出する区間を定めておいてもよい。なお、推定情報は、平日と祝休日とを区別せずに生成されてもよく、平日と祝休日とで分けて生成されてもよい。
　図４に示すように、電圧管理装置１は、区間を選択する（ステップＳ１）。詳細には、推定情報算出部１２は、処理対象の区間のうち推定情報を生成していない区間のなかから推定情報の生成の対象となる区間を選択する。
　次に、電圧管理装置１は、区間内の需要家の電圧計測値を抽出する（ステップＳ２）。詳細には、推定情報算出部１２は、記憶部１６に格納されている区間情報を用いて、記憶部１６に格納されている電圧計測情報のなかから、ステップＳ１で選択した区間に接続されるスマートメーター７によって計測された電圧の計測値を抽出する。区間情報には、例えば、各区間を区分するセンサ付き開閉器５のうち上流側のセンサ付き開閉器５を示す情報と、各区間に対応する各需要家のスマートメーター７の識別情報が格納される。電圧計測情報には、スマートメーター７の識別情報が格納されているため、推定情報算出部１２は、スマートメーター７の識別情報を用いてステップＳ１で選択した区間に対応するスマートメーター７によって計測された電圧の計測値を抽出することができる。また、電圧計測情報にスマートメーター７の識別情報の代わりに需要家の識別情報が格納されていてもよく、この場合、区間情報には各区間に対応する需要家の識別情報が格納される。
　次に、電圧管理装置１は、区間に対応する監視点の計測情報を抽出する（ステップＳ３）。詳細には、推定情報算出部１２は、記憶部１６に格納されている区間情報を用いて、記憶部１６に格納されている監視点計測情報のなかから、ステップＳ１で選択した区間に対応するセンサ付き開閉器５によって計測された計測情報を抽出する。
　次に、時間帯別に、区間の開始点から需要家までの電圧上昇量の最大値である最大上昇量ΔＶｍａｘと、区間の開始点から需要家までの電圧降下量の最大値である最大降下量ΔＶｍｉｎとを算出する（ステップＳ４）。詳細には、推定情報算出部１２は、１日を２４時間で示した時間帯別に、ステップＳ２で抽出した電圧計測値から当該時間帯に対応する電圧値である第１の電圧値を抽出し、ステップＳ３で抽出した計測情報のうち当該第１の電圧値に対応する日時の第２の電圧値を抽出する。なお、スマートメーター７の電圧の計測日時とセンサ付き開閉器５の計測結果の計測日時とが一致するとは限らないため、例えば、第２の電圧値としては第１の電圧値の日時に最も近い日時に計測されたものを用いることができる。または、第２の電圧値としては、第１の電圧計測値の日時に対応する時間帯内におけるセンサ付き開閉器５の計測情報の平均値を用いてもよい。例えば、スマートメーター７の電圧計測値の５分間の平均値を第１の電圧値とし、第１の電圧値に対応する日時のセンサ付き開閉器５の計測結果の５分間の平均値を第２の電圧値として用いることができる。平均値の算出対象の期間は５分間に限定されない。推定情報算出部１２は、第１の電圧値から低圧換算した第２の電圧値を減算することで、時間帯別の各区間の上流側の監視点からの電圧降下量または電圧上昇量を算出する。以下、電圧降下量および電圧上昇量を電圧変化量とも呼ぶ。なお、推定情報算出部１２は、高圧需要家のスマートメーター７の電圧計測値については、上記第１の電圧計測値から第２の電圧値を減算し、減算した値を低圧換算することで時間帯別の各区間の上流側の監視点からの電圧降下量または電圧上昇量を算出する。
　以上のように、推定情報算出部１２は、監視対象時刻以前に取得された複数の計測値を用いて区間の監視点からの電圧の変化量を算出し、電圧上昇に対応する変化量のうちの最大値である最大上昇量を算出し、電圧降下に対応する変化量の最大値である最大降下量を算出する。また、推定情報算出部１２は、最大上昇量と当該最大上昇量に対応する日時に計測されたセンサ付き開閉器５による電圧の計測結果とを用いて、センサ付き開閉器５によって計測される電圧から最大上昇量を算出するための推定情報を算出し、最大降下量と当該最大降下量に対応する日時に計測されたセンサ付き開閉器５による電圧の計測結果とを用いて、センサ付き開閉器５によって計測される電圧から最大降下量を算出するための推定情報を算出する。
　図５は、本実施の形態の推定情報算出部１２によって算出された電圧変化量の一例を模式的に示す図である。図５では、横軸に時間を示し、縦軸に上流側監視点からの電圧変化量を示しており、電圧変化量が正の場合には電圧上昇が生じ、電圧変化量が負の場合は電圧降下が生じていることを示す。図５では１つの丸に符号を付しているが、図５において丸で示した各点は、符号の付されていないものも各スマートメーター７に対応する電圧変化量２００である。図５では、１つの区間に対応する電圧変化量２００を示しており、例えば、当該区間に接続されるスマートメーター７の数をＮとし、スマートメーター７における電圧の送信周期をｋ分とすると、Ｎ×（２４×６０／ｋ）個の電圧変化量２００がプロットされることになる。なお、図５は模式的にイメージを示した図であるため、電圧変化量２００の数は実際の数とは異なっている。
　また、図５の包絡線２０１は、電圧変化量２００の電圧上昇側の包絡線を示し、図５の包絡線２０２は、電圧変化量２００の電圧降下側の包絡線を示している。推定情報を算出する各時間帯の長さをＴとすると、Ｔの長さの各時間帯における包絡線２０１が最大上昇量ΔＶｍａｘとなり、Ｔの長さの各時間帯における包絡線２０２が最大降下量ΔＶｍｉｎとなる。Ｔを例えば３０分とすると、ステップＳ４では、時間帯別の合計４８組の最大上昇量ΔＶｍａｘおよび最大降下量ΔＶｍｉｎが算出される。なお、Ｔは３０分に限定されず、１時間であってもよいし、２０分であってもよい。また、Ｔはスマートメーター７の計測結果の送信周期と同じにすることができるが、スマートメーター７の計測結果の送信周期より長くてもよい。
　図４の説明に戻る。次に、電圧管理装置１は、時間帯別に、監視点の計測情報および最大上昇量ΔＶｍａｘの実績値を用いて、最大上昇量ΔＶｍａｘの推定式を示す推定情報を生成する（ステップＳ５）。詳細には、推定情報算出部１２は、時間帯別に、ステップＳ４で算出した最大上昇量ΔＶｍａｘと当該最大上昇量ΔＶｍａｘに対応する日時の上流側および末端側のセンサ付き開閉器５の計測情報とを用いて、最大上昇量ΔＶｍａｘを推定するための推定式を示す情報を生成する。例えば、最大上昇量ΔＶｍａｘを、区間の上流側すなわち上流端のセンサ付き開閉器５によって計測された電圧と区間の末端側すなわち下流端のセンサ付き開閉器５によって計測された電圧との差の一次式で表した場合の係数を回帰分析など統計手法により算出する。
　例えば、図２に示した区間＃１を推定対象の区間とするとき、推定情報算出部１２は、センサ付き開閉器５－１の電圧の計測値であるＶ１と、センサ付き開閉器５－２の電圧の計測値であるＶ２とを用いて最大上昇量ΔＶｍａｘを以下の式（１）で表した場合の係数であるａおよびＦを回帰分析などにより算出する。
　　ΔＶｍａｘ　＝　ａ・（Ｖ２－Ｖ１）　＋　Ｆ　　　…（１）
　上記式（１）における（Ｖ２－Ｖ１）は、センサ付き開閉器５－１からセンサ付き開閉器５－２までの区間全体の電圧上昇（値がマイナスの場合は電圧降下）を示しており、センサ付き開閉器５－１から区間内の需要家の連系点までの電圧上昇量の最大値である最大上昇量ΔＶｍａｘは（Ｖ２－Ｖ１）との相関が高いと考えられる。したがって、ここでは、ΔＶｍａｘを上記式（１）のように（Ｖ２－Ｖ１）の一次式で表すことができると仮定している。このように、推定情報として、区間の末端側すなわち区間の下流端の監視点に配置されるセンサ付き開閉器５によって計測された電圧と区間の上流端の監視点に配置されるセンサ付き開閉器５によって計測された電圧とを用いて最大上昇量を推定するための推定式における係数を用いることができる。
　または、電圧だけでなく、推定情報算出部１２は、以下のように、センサ付き開閉器５－１，５－２における有効電力および無効電力の計測値も用いて、以下の式（２）により最大上昇量ΔＶｍａｘを表したときのａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，Ｆを重回帰分析などにより求めてもよい。
　ΔＶｍａｘ　＝　ａ・（Ｖ２－Ｖ１）＋　ｂ・Ｐ１　＋　ｃ・Ｑ１
　　　　　　　　＋　ｄ・Ｐ２　＋　ｅ・Ｑ２　＋　Ｆ　　　　　…（２）
　最大上昇量ΔＶｍａｘは、電圧だけでなく、区間の両端のセンサ付き開閉器５－１，５－２における有効電力および無効電力にも依存すると考えられるため、上記式（２）のように、有効電力および無効電力も考慮することで、さらに、最大上昇量ΔＶｍａｘの推定精度の向上を図ることができる。
　また、区間の末端側にセンサ付き開閉器５が存在しない場合もある。この場合、推定情報算出部１２は、例えば、区間の上流側のセンサ付き開閉器５の有効電力Ｐおよび無効電力Ｑを用いて、以下の式（３）により最大上昇量ΔＶｍａｘを表した場合のｂ，ｃ，Ｆを重回帰分析などにより求める。
　ΔＶｍａｘ　＝　ｂ・Ｐ　＋　ｃ・Ｑ　＋　Ｆ　　　　　　　…（３）
　次に、電圧管理装置１は、時間帯別に、監視点の計測情報および最大降下量ΔＶｍｉｎの実績値を用いて、最大降下量ΔＶｍｉｎの推定式を示す推定情報を生成する（ステップＳ６）。詳細には、推定情報算出部１２は、時間帯別に、ステップＳ４で算出した最大降下量ΔＶｍｉｎと当該最大降下量ΔＶｍｉｎに対応する日時の上流側および末端側のセンサ付き開閉器５の計測情報とを用いて、最大降下量ΔＶｍｉｎを推定するための推定式を示す情報を生成する。最大上昇量ΔＶｍａｘと同様に、上流側および末端側のセンサ付き開閉器５の電圧の計測値を用いて推定式を算出してもよいし、上流側および末端側のセンサ付き開閉器５の電圧、有効電力および無効電力を用いて推定式を算出してもよい。
　例えば、図２に示した区間＃１を推定対象の区間とするとき、推定情報算出部１２は、最大降下量ΔＶｍｉｎを以下の式（４）で表した場合の係数であるｇおよびＬを回帰分析などにより算出する。このように、推定情報として、区間の末端側すなわち区間の下流端の監視点に配置されるセンサ付き開閉器５によって計測された電圧と区間の上流端の監視点に配置されるセンサ付き開閉器５によって計測された電圧とを用いて最大降下量を推定するための推定式における係数を用いることができる。
　ΔＶｍｉｎ　＝　（ｇ・（Ｖ２－Ｖ１）　＋　Ｌ）×（－１）　…（４）
　または、以下の式（５）により最大降下量ΔＶｍｉｎを表したときのｇ，ｈ，ｉ，ｊ，ｋ，Ｌを重回帰分析などにより求めてもよい。
　ΔＶｍｉｎ　＝　（ｇ・（Ｖ２－Ｖ１）　＋　ｈ・Ｐ１　＋　ｉ・Ｑ１
　　　　　　　　＋　ｊ・Ｐ２　＋　ｋ・Ｑ２　＋　Ｌ）×（－１）　…（５）
　また、区間の末端側にセンサ付き開閉器５が存在しない場合、推定情報算出部１２は、例えば、区間の上流側のセンサ付き開閉器５の有効電力Ｐおよび無効電力Ｑを用いて、以下の式（６）により最大降下量ΔＶｍｉｎを表した場合のｈ，ｉ，Ｌを重回帰分析などにより求める。
　ΔＶｍｉｎ　＝　（ｈ・Ｐ　＋　ｉ・Ｑ　＋　Ｌ）　　　　　　…（６）
　推定情報算出部１２は、ステップＳ５およびステップＳ６で算出された推定情報を記憶部１６に格納する。図６は、本実施の形態の推定情報の一例を示す図である。図６では、１つの区間に対応する推定情報を示している。図６では、上記式（１）および式（４）の推定式の係数であるａ，Ｆ，ｇ，Ｌが算出される例を示している。図６に示した例では、時間帯の長さは３０分であり、１区間について、３０分ごとに合計４８組の係数が算出されて、推定情報として記憶部１６に格納される。推定情報は区間ごとに生成されるため、これら４８組の係数が推定情報として区間の数だけ記憶部１６に格納される。
　なお、以上述べた例では、推定情報は、時間帯別のセンサ付き開閉器５の計測情報を用いて最大上昇量ΔＶｍａｘおよび最大降下量ΔＶｍｉｎを推定するための推定式を示す情報であったが、推定情報は、これに限らず、時間帯別の最大上昇量ΔＶｍａｘおよび最大降下量ΔＶｍｉｎ自体であってもよい。この場合、上記式（１）のＦおよび上記式（４）のＬだけが算出されることに相当し、センサ付き開閉器５の計測情報によらず、過去の最大上昇量ΔＶｍａｘおよび最大降下量ΔＶｍｉｎの実績値自体を、各区間の最大上昇量ΔＶｍａｘおよび最大降下量ΔＶｍｉｎの推定値として用いることになる。
　以上述べた例では、曜日、気象情報などに応じて分類せずに、時間帯別のスマートメーター７の電圧計測値を用いて、最大上昇量ΔＶｍａｘおよび最大降下量ΔＶｍｉｎを算出したが、推定情報算出部１２は、曜日、気象情報などに応じてスマートメーター７の電圧計測値を分類し、分類された電圧計測値ごとに、推定情報を算出してもよい。例えば、スマートメーター７の電圧計測値を、平日と祝休日とに分け、平日および祝休日のそれぞれに関して、最大上昇量ΔＶｍａｘおよび最大降下量ΔＶｍｉｎを算出し、算出した最大上昇量ΔＶｍａｘおよび最大降下量ΔＶｍｉｎを用いて最大上昇量ΔＶｍａｘおよび最大降下量ΔＶｍｉｎの推定式を示す情報を算出してもよい。例えば、推定式として上記式（１）および式（４）を用いる場合、平日と祝休日とのそれぞれに関して、ａ，Ｆ，ｇ，Ｌが算出されることになる。
　同様に、推定情報算出部１２は、記憶部１６に格納されている気象情報を用いて晴れ、曇り、雨などの天候に応じてスマートメーター７の電圧計測値を分類して、天候ごとに推定情報を算出してもよい。また、あらかじめ複数の段階ごとの日射強度の値の範囲を定義しておき、推定情報算出部１２は、日射強度の段階ごとにスマートメーター７の電圧計測値を分類して、日射強度の段階ごとに推定情報を算出してもよい。また、あらかじめ複数の段階ごとの気温の値の範囲を定義しておき、推定情報算出部１２は、気温の段階ごとにスマートメーター７の電圧計測値を分類して、気温の段階ごとに推定情報を算出してもよい。また、推定情報算出部１２は、季節ごとに推定情報を算出してもよい。また、推定情報算出部１２は、平日と祝休日との別、および天候ごとに推定情報を算出するといったように、複数の情報を用いてスマートメーター７の電圧計測値を分類して、分類されたグループごとに推定情報を算出してもよい。
　また、推定情報算出部１２は、気温の段階ごとに推定情報を算出する代わりに、最大上昇量ΔＶｍａｘおよび最大降下量ΔＶｍｉｎを推定するための推定式に、気温Ｔｅｍｐの関数で表される項を追加して、関数における係数を回帰分析などにより算出してもよい。関数は例えば一次関数でもよいし高次関数でもよいしこれら以外の関数でもよい。
　また、推定情報算出部１２は、スマートメーター７の電圧計測値が長期にわたって収集されている場合には、日付の新しい電圧計測値を優先して用いて、推定情報を算出するようにしてもよい。
　また、推定情報算出部１２は、上記推定式を仮定して係数を求める代わりに、機械学習を用いて、最大上昇量ΔＶｍａｘおよび最大降下量ΔＶｍｉｎをそれぞれ推定するための学習済モデルを生成してもよい。例えば、上記式（１）と同様に、区間の上流側のセンサ付き開閉器５の電圧の計測値と、区間の末端側のセンサ付き開閉器５の電圧の計測値とを用いて最大上昇量ΔＶｍａｘを推定するとする。このとき、推定情報算出部１２は、時間帯ごとに、区間の上流側のセンサ付き開閉器５の電圧の計測値と区間の末端側のセンサ付き開閉器５の電圧の計測値とを入力データとし、ステップＳ４で算出した最大上昇量ΔＶｍａｘを正解データとし、入力データと正解データとを含む学習用データを複数用いて教師あり学習により、最大上昇量ΔＶｍａｘを推定するための学習済モデルを生成する。推定情報算出部１２は、生成した学習済モデルを推定情報として記憶部１６に格納する。同様に、推定情報算出部１２は、時間帯ごとに、区間の上流側のセンサ付き開閉器５の電圧の計測値と区間の末端側のセンサ付き開閉器５の電圧の計測値とを入力データとし、ステップＳ４で算出した最大降下量ΔＶｍｉｎを正解データとし、入力データと正解データとを含む学習用データを複数用いて教師あり学習により、最大降下量ΔＶｍｉｎを推定するための学習済モデルを生成する。
　区間の上流側および末端側のセンサ付き開閉器５の有効電力、無効電力および電圧を用いる場合も同様に、これらを入力データとして用いることで、学習済モデルを生成することができる。また、上記式（３）、式（６）のように、区間の上流側のセンサ付き開閉器５の有効電力、無効電力を用いる場合も、同様にこれらを入力データとして用いることで、学習済モデルを生成することができる。
　教師あり学習のアルゴリズムとしては、例えばニューラルネットワークを用いることができるが、これに限らずどのようなアルゴリズムを用いてもよい。また、時間帯別に学習済モデルを生成する代わりに、時間帯に番号を付け、時間帯を番号も入力データに含めて学習用データを生成してもよい。この場合、時間帯を示す番号と、区間の上流側のセンサ付き開閉器５の電圧の計測値と、区間の末端側のセンサ付き開閉器５の電圧の計測値とから最大上昇量ΔＶｍａｘを推定する学習済モデルが生成される。また、平日と祝休日との別、気温、天候についても同様に、これらに応じて分類してそれぞれの学習済モデルを生成する代わりに、これらを入力データに含めて学習を行ってもよい。平日と祝休日との別を入力データとする場合には、例えば、平日を０、祝休日を１といったように数値化して入力データとして用いる。
　図４の説明に戻る。ステップＳ６の後、電圧管理装置１の推定情報算出部１２は、処理対象の全区間の推定情報を生成済みであるか否かを判断する（ステップＳ７）。処理対象の全区間の推定情報を生成済みである場合（ステップＳ７　Ｙｅｓ）、推定情報算出部１２は推定情報の生成処理を終了する。処理対象の全区間の推定情報を生成済みでない場合（ステップＳ７　Ｎｏ）、推定情報算出部１２は、区間を変更し（ステップＳ８）、ステップＳ２からの処理を繰り返す。
　以上の処理により、区間ごとに推定情報が生成される。なお、上述した例では、低圧系統の電圧を計測する電圧計測装置として、スマートメーター７を用いたが、太陽光発電設備、蓄電池などを制御する電力変換装置であるＰＣＳ（Power　Conditioning　Subsystem）が連系点の電圧を計測している場合にはＰＣＳによる計測結果をスマートメーター７の計測結果と同様に用いてもよい。また、スマートメーター７、ＰＣＳ以外に低圧系統に電圧計測装置を設けて、この電圧計測装置によって計測された電圧をスマートメーター７の計測結果と同様に用いてもよい。この場合、区間の上流端の監視点からの電圧降下量が大きいと予想される箇所、区間の上流端の監視点からの電圧上昇が大きいと予想される箇所に電圧計測装置を設置してもよい。
　また、上述した例では、各区間に接続される全需要家のスマートメーター７の計測情報を用いたが、各区間に接続される全需要家のスマートメーター７のうち一部のスマートメーター７の計測情報を用いてもよい。この場合、電圧降下量が大きいと想定される箇所および電圧上昇が大きいと想定される箇所にそれぞれ設置されるスマートメーター７を用いることが望ましい。
　次に、本実施の形態の電圧の監視処理について説明する。本実施の形態の電圧の監視処理は、上述した推定情報を用いた各区間内の電圧降下量および電圧上昇量の推定処理、すなわち各区間内の最大上昇量ΔＶｍａｘおよび最大降下量ΔＶｍｉｎの推定処理を含む。図７は、本実施の形態の電圧の監視処理手順の一例を示すフローチャートである。
　電圧管理装置１は、監視対象日時における各監視点の計測情報を取得する（ステップＳ１１）。詳細には、電圧推定部１３が、通信部１１を介して各センサ付き開閉器５から計測情報を受信し、電圧推定部１３および監視部１５へ出力する。
　次に、電圧管理装置１は、処理対象の監視点を選択する（ステップＳ１２）。詳細には、電圧推定部１３が、監視処理対象の監視対象のセンサ付き開閉器５のなかから処理対象のセンサ付き開閉器５を選択する。次に、電圧管理装置１は、推定情報および監視点の計測情報を用いて最大上昇量ΔＶｍａｘおよび最大降下量ΔＶｍｉｎを推定する（ステップＳ１３）。すなわち、電圧推定部１３は、区間ごとに、監視対象時刻のセンサ付き開閉器５によって計測された電圧と監視対象時刻に対応する時間帯の推定情報とを用いて、区間における電圧上昇量の推定値である最大上昇量ΔＶｍａｘと電圧降下量の推定値である最大降下量ΔＶｍｉｎとを算出する。詳細には、電圧推定部１３が、ステップＳ１２で選択したセンサ付き開閉器５が上流端となる区間における最大上昇量ΔＶｍａｘおよび最大降下量ΔＶｍｉｎを、記憶部１６に格納されている推定情報とステップＳ１２で選択したセンサ付き開閉器５の計測情報とを用いて推定する。
　例えば、上記式（２）および式（５）を推定式とした係数が推定情報として算出されている場合には、電圧推定部１３は、時間帯ごとに、推定情報のうちステップＳ１２で選択したセンサ付き開閉器５が上流端となる区間の現時点に対応する時間帯の係数ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，Ｆを抽出し、抽出した係数ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅ，Ｆと当該区間の上流端および末端のセンサ付き開閉器５の計測情報とを用いて式（２）により最大上昇量ΔＶｍａｘを推定する。電圧推定部１３は、同様に、推定情報のうちステップＳ１２で選択したセンサ付き開閉器５が上流端となる区間の現時点に対応する時間帯の係数ｇ，ｈ，ｉ，ｊ，ｋ，Ｌを抽出し、抽出した係数ｇ，ｈ，ｉ，ｊ，ｋ，Ｌと当該区間の上流側および末端側のセンサ付き開閉器５の計測情報とを用いて式（５）により最大降下量ΔＶｍｉｎを推定する。なお、電圧推定部１３は、推定した最大上昇量ΔＶｍａｘが負の値になった場合には最大上昇量ΔＶｍａｘの推定値を０とし、同様に、推定した最大降下量ΔＶｍｉｎが負の値になった場合には最大降下量ΔＶｍｉｎの推定値を０とする。他の推定式を用いる場合も同様に、時間帯ごとに、対応するセンサ付き開閉器５の計測情報と、推定情報として格納されている係数とを用いて推定式により最大上昇量ΔＶｍａｘおよび最大降下量ΔＶｍｉｎを推定する。
　なお、推定情報が学習済モデルの場合には、電圧推定部１３は、時間帯ごとに、最大上昇量ΔＶｍａｘおよび最大降下量ΔＶｍｉｎのそれぞれに対応する学習済モデルに、上流側および末端側のセンサ付き開閉器５の計測情報（または上流側のセンサ付き開閉器５の計測情報）を入力することで最大上昇量ΔＶｍａｘおよび最大降下量ΔＶｍｉｎのそれぞれの推論結果を得る。推定情報がＦ，Ｌの係数である場合は、センサ付き開閉器５の計測情報を用いる必要はなく、電圧推定部１３は、時間帯ごとに、推定情報から抽出したＦを最大上昇量ΔＶｍａｘの推定値とし、推定情報から抽出したＬを最大降下量ΔＶｍｉｎの推定値とする。また、推定情報が、天候、気温などの分類ごとに生成されている場合には、電圧推定部１３は、記憶部１６に格納されている気象情報から監視対象日時に対応する天候、気温などを抽出し、抽出した情報を用いて記憶部１６に格納されている推定情報のなかから対応する推定情報を選択する。
　次に、電圧管理装置１は、推定した最大上昇量ΔＶｍａｘおよび最大降下量ΔＶｍｉｎを用いて監視点の適正電圧範囲を決定する（ステップＳ１４）。詳細には、電圧推定部１３が、推定した最大上昇量ΔＶｍａｘおよび最大降下量ΔＶｍｉｎを適正電圧範囲更新部１４へ出力し、適正電圧範囲更新部１４は、時間帯ごとに、以下の式（７）および式（８）により監視点の適正電圧範囲を更新する。なお、電圧上限値は適正電圧範囲の上限値であり、電圧下限値は適正電圧範囲の下限値である。
　　　電圧上限値　＝　ＶＨ　－　ΔＶｍａｘ　　…（７）
　　　電圧下限値　＝　ＶＬ　＋　ΔＶｍｉｎ　　…（８）
　ここで、ＶＨおよびＶＬは、需要家端における電圧に要求されるあらかじめ定められた許容範囲であり、例えば、１００Ｖ受電の場合、ＶＨは１０７Ｖであり、ＶＬは９５Ｖである。以上のように、適正電圧範囲更新部１４は、区間ごとに、あらかじめ定められた許容範囲の上限値から電圧上昇量を減算した値を適正電圧範囲の上限値として設定し、適正電圧範囲の下限値に電圧降下量を加算した値を適正電圧範囲の下限値として設定する。区間内の需要家が全て１００Ｖ受電の場合は、適正電圧範囲更新部１４は、時間帯ごとに、上記電圧上限値および電圧下限値で定められる適正電圧範囲を求めることになる。ここでは、適正電圧範囲は低圧換算値で示されているが、センサ付き開閉器５によって計測される高圧系統の電圧との比較時には高圧換算されて用いられる。
　次に、電圧管理装置１は、監視点の計測値が適性電圧範囲を逸脱しているか否かを判断する（ステップＳ１５）。詳細には、監視部１５が、記憶部１６に格納されている適正電圧範囲情報からステップＳ１２で選択された監視点に関する現時点の時間帯の適正電圧範囲を読み出し、ステップＳ１２で選択された監視点に対応するセンサ付き開閉器５の計測情報に含まれる電圧の計測値が、読み出した適正電圧範囲の電圧下限値を下回るかまたは電圧上限値を上回る場合に、監視点の計測値が適性電圧範囲を逸脱していると判断する。
　監視点の計測値が適性電圧範囲を逸脱していない場合（ステップＳ１５　Ｎｏ）、監視部１５は、電圧違反無と判定する（ステップＳ１６）。詳細には、監視部１５は、電圧違反無と判定し、電圧違反が無いことを示す情報を、監視点を示す情報および日時と対応づけて判定結果として記憶部１６に格納する。監視点の計測値が適性電圧範囲を逸脱している場合（ステップＳ１５　Ｙｅｓ）、監視部１５は、電圧違反有と判定する（ステップＳ１８）。詳細には、監視部１５は、電圧違反有と判定し、電圧違反が有ることを示す情報を、監視点を示す情報および日時と対応づけて判定結果として記憶部１６に格納する。
　ステップＳ１６の後、およびステップＳ１８の後、監視部１５は、監視対象の監視点の判定処理が終了したか否か、すなわち監視対象の監視点の全てに関して電圧違反の有無の判定処理を行ったか否かを判断する（ステップＳ１７）。監視対象の監視点の判定処理が終了していない場合（ステップＳ１７　Ｎｏ）、電圧管理装置１は、監視点を変更し（ステップＳ１９）、ステップＳ１３からの処理を繰り返す。詳細には、ステップＳ１７でＮｏの場合、監視部１５は監視点の変更を電圧推定部１３へ指示し、電圧推定部１３は、監視対象の監視点のうち判定処理を行っていない監視点を選択することで監視点を変更してステップＳ１３からの処理を繰り返す。
　監視対象の監視点の判定処理が終了した場合（ステップＳ１７　Ｙｅｓ）、電圧管理装置１は、判定結果を提示し（ステップＳ２０）、処理を終了する。ステップＳ２０では、例えば、表示部１７が、記憶部１６に格納されている判定結果を表示してもよいし、判定結果を通信部１１が他の装置へ送信することで、オペレータなどに判定結果を提示する。
　図７に示した監視処理を、図２に示した区間＃１を例に挙げて説明する。図８は、本実施の形態の適正電圧範囲の算出方法を示す図である。図８では、図２に示した区間＃１の上流側のセンサ付き開閉器５の設置個所である監視点＃１を監視点として選択した例であり、Ｐ１（ｔ１）などの括弧内のｔ１は時刻ｔ１を示す。図８では、時刻ｔ１に対応する時間帯の算出方法を示している。時刻ｔ１のセンサ付き開閉器５－１の計測情報であるＰ１（ｔ１），Ｑ１（ｔ１），Ｖ１（ｔ１）と、時刻ｔ１のセンサ付き開閉器５－２の計測情報であるＰ２（ｔ１），Ｑ２（ｔ１），Ｖ２（ｔ１）とを用いて、時刻ｔ１の最大上昇量ΔＶｍａｘ（ｔ１）および最大降下量ΔＶｍｉｎ（ｔ１）が算出される。また、最大上昇量ΔＶｍａｘ（ｔ１）を用いて電圧上限値が算出され、最大降下量ΔＶｍｉｎ（ｔ１）を用いて電圧下限値が算出される。
　このようにして算出された電圧上限値および電圧下限値を用いて、監視点＃１に対応するセンサ付き開閉器５－１の設置個所における電圧Ｖ１（ｔ１）が、適正電圧範囲であるか否かが判断される。なお、センサ付き開閉器５－１とセンサ付き開閉器５－２とで計測情報の送信タイミングにずれがある場合もあるが、例えば、時刻ｔ１から時刻（ｔ１＋Δｔ）までの間に受信した計測情報を時刻ｔ１に受信した計測情報として扱って処理を行えばよい。
　図７に示した処理を、センサ付き開閉器５の計測情報の送信周期Δｔごとに行うことで、受信した計測情報の監視を行うことができる。なお、送信周期ごとに電圧を監視する代わりに、複数の送信周期分の複数の電圧の平均値を用いて、同様に図７に示した監視処理を行ってもよい。この場合、最大上昇量ΔＶｍａｘおよび最大降下量ΔＶｍｉｎの推定に用いられる計測情報も平均値を用いることができる。
　また、図７に示した例では、電圧の適正電圧範囲からの逸脱の判定のたびに、適正電圧範囲を更新しているが、適正電圧範囲の更新頻度は、電圧の適正電圧範囲からの逸脱の判定の頻度より低くてもよい。例えば、同じ推定情報が用いられる時間帯内では、電圧の適正電圧範囲を一度更新した後は更新しなくてもよい。例えば、時間帯の長さが３０分であり、１２：００に各センサ付き開閉器５から計測情報を受信し、図７に示した処理を行った後、１２：０１に各センサ付き開閉器５から計測情報を受信した場合、図７に示したステップＳ１３，Ｓ１４を実施せず、ステップＳ１２の後ステップＳ１５以降の処理を行ってもよい。１２：３０になるまでは、このように、ステップＳ１３，Ｓ１４を省略し、１２：３０になると、再び、図１に示した全ての処理を行うようにしてもよい。または、ステップＳ１３，Ｓ１４を、計測情報をＮ（Ｎは２以上の整数）回受信するごとに実施し、ステップＳ１３では、Ｎ回分の計測情報の平均値を用いて最大上昇量ΔＶｍａｘおよび最大降下量ΔＶｍｉｎを推定してもよい。
　上述したように、本実施の形態では、時間帯別に、各区間における電圧の最大上昇量ΔＶｍａｘおよび最大降下量ΔＶｍｉｎを推定するための推定情報が実績値を用いて算出されており、監視時には、対応する時間帯の推定情報と、最新のセンサ付き開閉器５の計測情報とを用いて適正電圧範囲が更新される。そして、本実施の形態の電圧管理装置１は、センサ付き開閉器５から受信した電圧が適正電圧範囲内であるか否かを監視する。本実施の形態では、最大上昇量ΔＶｍａｘおよび最大降下量ΔＶｍｉｎが実績値に基づいて推定されているため、適正電圧範囲を実際の区間の状態に適した範囲に設定することができる。これにより、過剰に電圧降下量または電圧上昇量を見積もることを抑制することができるため、設備コストの増加を抑制することができる。
　電力系統の電圧の監視の目的は、需要家端の電圧が適正電圧に維持されているかを確認することであるが一般的な、電力系統における監視では、需要家端の電圧までを把握することは難しいが、本実施の形態では、電圧管理装置１が、需要家端の電圧の計測値を収集しているため、需要家端の電圧が適正であるかを確認することも可能である。
　また、本実施の形態では、適正電圧範囲が時間とともに更新されるので、表示部１７が現在設定されている適正電圧範囲を表示するようにしてもよい。図９は、本実施の形態の適正電圧範囲の表示画面の一例を示す図である。図９に示すように、表示部１７は例えば、監視点ごとすなわちセンサ付き開閉器５ごとに適正電圧範囲を表示してもよい。なお、図９は一例であり、表示形式は図９に示した例に限定されない。また、表示部１７は図９に示した表示画面に、監視点の電力系統における位置を示す情報を合わせて表示してもよい。例えば、表示部１７は、図２に例示したようなセンサ付き開閉器５の位置を示す図に監視点の番号を付して表示するとともに、図９に示した各監視点の適正電圧範囲をあわせて表示してもよい。
　次に、本実施の形態の電圧管理装置１のハードウェア構成例について説明する。図１０は、本実施の形態の電圧管理装置１を実現するコンピュータシステムの構成例を示す図である。
　図１０に示すように、このコンピュータシステムは、制御部１０１と入力部１０２と記憶部１０３と表示部１０４と通信部１０５と出力部１０６とを備え、これらはシステムバス１０７を介して接続されている。図１０において、制御部１０１は、例えば、ＣＰＵ（Central　Processing　Unit）等であり、本実施の形態の電圧管理装置１における処理が記述されたプログラムを実行する。入力部１０２は、たとえばキーボード、マウスなどで構成され、コンピュータシステムのユーザが、各種情報の入力を行うために使用する。記憶部１０３は、ＲＡＭ（Random　Access　Memory），ＲＯＭ（Read　Only　Memory）などの各種メモリおよびハードディスクなどのストレージデバイスを含み、上記制御部１０１が実行すべきプログラム、処理の過程で得られた必要なデータ、などを記憶する。また、記憶部１０３は、プログラムの一時的な記憶領域としても使用される。表示部１０４は、ＬＣＤ（液晶表示パネル）などで構成され、コンピュータシステムのユーザに対して各種画面を表示する。通信部１０５は、通信処理を実施する受信機および送信機である。出力部１０６は、プリンタなどである。
　ここで、本実施の形態の電圧管理装置１を実現する電圧管理プログラムが実行可能な状態になるまでのコンピュータシステムの動作例について説明する。上述した構成をとるコンピュータシステムには、たとえば、図示しないＣＤ（Compact　Disc）－ＲＯＭドライブまたはＤＶＤ（Digital　Versatile　Disc）－ＲＯＭドライブにセットされたＣＤ－ＲＯＭまたはＤＶＤ－ＲＯＭから、電圧管理プログラムが記憶部１０３にインストールされる。そして、電圧管理プログラムの実行時に、記憶部１０３から読み出されたプログラムが記憶部１０３に格納される。この状態で、制御部１０１は、記憶部１０３に格納された電圧管理プログラムに従って、本実施の形態の電圧管理装置１としての処理を実行する。
　なお、上記の説明においては、ＣＤ－ＲＯＭまたはＤＶＤ－ＲＯＭを記録媒体として、処理を記述した電圧管理プログラムを提供しているが、これに限らず、コンピュータシステムの構成、提供するプログラムの容量などに応じて、たとえば、通信部１０５を経由してインターネットなどの伝送媒体により提供されたプログラムを用いることとしてもよい。
　図３に示した通信部１１は、例えば、図１０に示した通信部１０５により実現される。図３に示した推定情報算出部１２、電圧推定部１３、適正電圧範囲更新部１４および監視部１５は、制御部１０１が電圧管理プログラムを実行することにより実現される。また、これらの機能の実現には、記憶部１０３も用いられる。図３に示した記憶部１６は、図１０に示した記憶部１０３により実現される。図３に示した表示部１７は、図１０に示した表示部１０４により実現される。なお、図１０は、一例であり、コンピュータシステムの構成は図１０に示した例に限定されない。例えば、コンピュータシステムに出力部１０６が設けられていなくてもよい。
　また、本実施の形態の電圧管理装置１は、１台のコンピュータシステムにより実現されてもよいし、複数台のコンピュータシステムにより実現されてもよい。例えば、電圧管理装置１は、クラウドシステムにより実現されてもよい。
　本実施の形態の電圧管理プログラムは、例えば、コンピュータシステムに、監視点により区分される電力系統における区間ごとに、区間に接続される電圧計測装置によって計測された電圧の計測値を取得するステップと、区間ごとに、計測値を用いて区間における電圧降下量および電圧上昇量を推定するステップと、を実行させる。
　以上述べたように、本実施の形態では、時間帯別に、各区間における電圧の最大上昇量ΔＶｍａｘおよび最大降下量ΔＶｍｉｎの実績値を用いて、最大上昇量ΔＶｍａｘおよび最大降下量ΔＶｍｉｎを推定するための推定情報を算出しておき、推定情報を用いて、最大上昇量ΔＶｍａｘおよび最大降下量ΔＶｍｉｎを推定する。このように、本実施の形態では、監視点で区分された区間における電圧降下量および電圧上昇量を推定することができる。また、推定情報として、センサ付き開閉器５の計測情報から最大上昇量ΔＶｍａｘおよび最大降下量ΔＶｍｉｎを推定するための情報を用いることで、各区間の状態に応じた最大上昇量ΔＶｍａｘおよび最大降下量ΔＶｍｉｎを精度よく算出することができる。
　また、本実施の形態では、電圧上昇量および電圧降下量の推定に系統インピーダンスのデータを使用しないので、推定誤差を小さくすることができる。また、電圧上昇量および電圧降下量に、太陽光発電量の推定値、負荷分布の推定値を使用しないので、これらの推定誤差の影響を受けず、精度よく電圧上昇量および電圧降下量を推定することができる。また、電圧上昇降下の推定に、無効電力分布の推定結果、すなわち高圧需要家の力率改善コンデンサ投入量の推定結果および需要家別の力率推定結果を使用しないので、これらの推定誤差の影響を受けず、精度よく電圧上昇量および電圧降下量を推定することができる。本実施の形態では、精度よく最大上昇量ΔＶｍａｘおよび最大降下量ΔＶｍｉｎを推定し、これらの推定結果を用いて適正電圧範囲を設定するため、適正電圧範囲の設定において過剰に電圧降下量または電圧上昇量を見積もることを防止することができ、適正電圧範囲の逸脱の発生による設備コストの増加を抑制することができる。また、本実施の形態では、監視点の適正電圧範囲に、当該監視点を上流端とする区間における電圧の上昇および降下が反映されているため、監視点の電圧が適正電圧範囲であるかを監視することで、当該監視点を上流端とする区間に接続する全需要家の受電点における電圧が、９５Ｖ～１０７Ｖなどの定められた範囲内であるかを監視することができる。
実施の形態２．
　図１１は、実施の形態２にかかる電圧管理制御装置と監視制御対象の電力系統の構成例を示す図である。本実施の形態では、電圧指令装置である電圧管理制御装置５０が、実施の形態１の電圧管理装置１と同様に電力系統を監視するとともに、電力系統の電圧を集中制御方式により制御する例を説明する。すなわち、電圧管理制御装置５０は、電力系統の電圧を集中制御する機能を備えた電圧管理装置である。実施の形態１と同様の機能を有する構成要素は実施の形態１と同一の符号を付して重複する説明を省略する。以下、実施の形態１と異なる点を中心に説明する。
　本実施の形態では、電圧管理制御装置５０の監視制御対象の電力系統の一例である配電系統は、実施の形態１の配電系統に、電圧管理制御装置５０から制御指令を受信する電圧制御装置４０，４２が追加されている。電圧制御装置４０は、電圧管理制御装置５０から第１ネットワーク２０を介して制御指令を受信し、受信した制御指令に基づいて配電用変圧器２のタップ位置を制御する。電圧制御装置４２は、電圧管理制御装置５０から第１ネットワーク２０を介して制御指令を受信し、受信した制御指令に基づいて配電線３－１の電圧を制御する電圧制御機器であるＳＶＲ（Step　Voltage　Regulator）４１を制御する。図示を省略しているが、配電線３－２にもＳＶＲ４１が接続され、当該ＳＶＲ４１は、同様に、当該ＳＶＲ４１に対応する電圧制御装置４２により、電圧管理制御装置５０からの制御指令に基づいて制御される。また、ＳＶＲ４１および電圧制御装置４２は、各配電線３に複数設けられていてもよい。なお、図１１では変圧器型の電圧制御機器を図示しているが、電圧制御機器として無効電力調整型の電圧制御機器が制御対象に含まれていてもよい。以下、電圧制御機器といった場合は、配電用変圧器２、各ＳＶＲ４１および無効電力調整型の電圧制御機器を含む。
　図１２は、本実施の形態の電圧管理制御装置５０の構成例を示す図である。図１２に示すように、本実施の形態の電圧管理制御装置５０は、実施の形態１と同様の通信部１１、推定情報算出部１２、電圧推定部１３、適正電圧範囲更新部１４、監視部１５、記憶部１６および表示部１７を備えるとともに、さらに、負荷発電量予測部５１および制御量決定部５２を備える。また、本実施の形態では、記憶部１６は、実施の形態１と同様の情報を記憶するとともに、さらに設備情報および負荷発電量予測情報を記憶する。
　負荷発電量予測部５１は、翌日などの将来の一定期間の配電系統の負荷発電量の分布を、例えば１時間ごとのプロファイルとして予測する。負荷発電量とは、純粋な負荷から発電量を差し引いた量に相当する。負荷発電量は、正の値の場合に負荷量であり、負の値の場合に発電量となる。負荷発電量予測部５１は、例えば、過去に受信し、記憶部１６に格納されている監視点計測情報すなわちセンサ付き開閉器５の計測情報に基づいて、隣り合う計測点間で潮流の平均値の差分をとることなどにより、配電系統各点における負荷発電量を求める。これを配点系統の各点に対して実施することで、負荷発電量分布を予測する。負荷発電量予測部５１は、この配電系統各点における負荷発電量の予測結果を負荷発電量予測情報として記憶部１６に保存しておく。負荷発電量予測情報は、センサ付き開閉器５の計測情報に基づいて適宜更新される。
　負荷発電量予測部５１は、実績負荷量を例えば複数日分集め、同一曜日または平日／休日の区分ごとに、同一時間帯の負荷量と気温との相関を求めておく。この相関は、回帰分析などにより求めた関係式、またはテーブルなどにより保持しておく。そして、負荷発電量予測部５１は、この相関と翌日の予想気温とから翌日１時間ごとの配電系統各点の負荷量を予測する。また、翌日の発電量については、翌日の天候予測に基づいた理論発電量とし、負荷発電量予測部５１は、予測負荷量から予測発電量を差し引いて、翌日１時間ごとの配電系統各点の負荷発電量分布を作成し、負荷発電量予測情報として記憶部１６に格納する。
　また、負荷発電量予測部５１は、監視制御の当日に、直前の集中電圧制御周期の期間内における負荷発電量分布の実績値と当該期間内における予測値との比較結果に基づいて記憶部１６に格納されている負荷発電量予測情報を補正する。
　制御量決定部５２は、センサ付き開閉器５によって計測された電圧と、区間ごとの適正電圧範囲とを用いて、配電線３の電圧を制御する電圧制御機器の制御量を決定し、決定した制御量を、電圧制御機器を制御する電圧制御装置４０，４２へ通信部１１を介して指令する。詳細には、制御量決定部５２は、補正された負荷発電量予測情報すなわち補正された負荷発電量分布の予測値に基づいて潮流計算を行うとともに、センサ付き開閉器５の計測情報と当該センサ付き開閉器５に対応する適正電圧範囲とを用いて、配電系統の電圧分布を評価する評価関数の値を最良にする最良解を探索することにより、当該集中電圧制御周期の期間内の最適な電圧分布および各電圧制御機器の制御量を決定する。なお、最適な電圧分布とは、制約条件を満たしかつ評価関数が最適となる配電系統各点での電圧分布である。配電系統各点とは、配電線３においてセンサ付き開閉器５により計測されている箇所を含む。最適制御量とは、最適電圧分布が実現されるように配電用変圧器２および各ＳＶＲ４１に指令される制御量である。変圧器型の電圧制御機器である配電用変圧器２および各ＳＶＲ４１に対する制御量は、タップ位置である。無効電力調整型の電圧制御機器については、制御量は、該電圧制御機器が出力する無効電力量である。
　図１３は、本実施の形態の集中電圧制御手順の一例を示すフローチャートである。電圧管理制御装置５０は、実施の形態１で述べた監視処理を行うとともに、集中電圧制御周期ごとに以下の処理を実施する。集中電圧制御周期は、例えば５分であるがこれに限定されない。
　まず、電圧管理制御装置５０は、負荷発電量の補正を行う（ステップＳ２１）。詳細には、負荷発電量予測部５１が上述した記憶部１６に記憶されている負荷発電量予測情報によって示される負荷発電量の予測値と、最新の一定時間にセンサ付き開閉器５から受信して記憶部１６に格納されている監視点計測情報とに基づいて算出される実績値との比率を求め、この比率を将来の一定時間の負荷発電量の予測値に乗ずることにより、将来の一定時間の系統各点の負荷発電量の予測値を補正する。上記の一定時間は、例えば集中電圧制御周期である。
　次に、電圧管理制御装置５０の制御量決定部５２は、電圧制御機器の制約条件を設定する（ステップＳ２２）。制約条件は各電圧制御機器の制御可能な範囲などである。制御量決定部５２は、電圧制御機器の制御量を初期値に設定する（ステップＳ２３）。制御量の初期値は、例えば、タップ位置であればニュートラルの位置であり、無効電力であれば０である。また、初期値として前回、指令された値を用いてもよい。また、このとき、各区間の適正電圧範囲も設定される。このとき、適正電圧範囲としては、記憶部１６に記憶されている区間ごとの適正電圧範囲が高圧変換されて用いられる。すなわち、適正電圧範囲として、実施の形態１で述べたように、区間ごとおよび時間帯ごとの推定情報と監視点計測情報とを用いて決定された適正電圧範囲が用いられる。なお、図１３に示す処理と並行して実施の形態１の監視処理が行われることで、適正電圧範囲が定期的に更新されている。
　次に、制御量決定部５２は、負荷発電量に基づいて電力系統の各点での電圧を推定する（ステップＳ２４）。詳細には、ステップＳ２１で補正された負荷発電量の予測値と記憶部１６に格納されている設備情報とに基づいて、設定された各電圧制御機器の制御量での潮流計算を行い、配電系統各点の電圧を算出する。設備情報には、各電圧制御機器の接続位置などが格納される。なお、電圧管理制御装置５０は、ステップＳ２１の補正を行わずに、記憶部１６に格納されている負荷発電量予測情報に基づいて設定された各電圧制御機器の制御量での潮流計算を行い、配電系統各点の電圧を算出してもよい。
　次に、制御量決定部５２は、評価関数を用いて電力系統の評価を行う（ステップＳ２５）。具体的には、制御量決定部５２は、潮流計算の結果に基づき、配電系統の各評価項目について設定された評価関数すなわち目的関数の値を評価することにより、配電系統の評価を行う。ここで、第一優先の評価項目は、配電系統各点での電圧の適正電圧範囲からの違反量すなわち逸脱量である。すなわち、最適電圧分布は、第一に、配電系統各点での電圧の適正電圧範囲からの違反量の総和が最小となるように決定される。
　また、第二優先の評価項目は、例えば配電系統各点での電圧余裕、すなわち適正電圧範囲の電圧上下限値までの余裕量である。配電系統各点での電圧余裕が小さいと、僅かな電圧変動で適正電圧範囲から逸脱して頻繁に電圧制御機器が動作してしまう。頻繁に電圧制御機器が動作すると、タップ位置が頻繁に変更されることになり、電圧制御機器の寿命が短くなる可能性がある。さらに、電圧余裕が小さいと、太陽光発電設備などによる電圧の短期変動が生じた場合に、適正電圧範囲から逸脱する可能性がある。従って、電圧余裕の総和が大きいほど高評価とする。最小値をとる場合に最適とする評価関数を使用する場合、すなわち値が小さいほど適切であることを示す評価関数を使用するには、以下のように定義する電圧余裕減少量を用いて電圧余裕を評価する。電圧余裕減少量は、電圧余裕が十分に大きい場合に０になり、電圧余裕が小さくなるほど大きくなるように、以下の式（９）により計算する。
　電圧余裕減少量＝閾値－電圧余裕　　電圧余裕　＜　　閾値　の場合
　電圧余裕減少量＝０　　　　　　　　電圧余裕　＞＝　閾値　の場合
　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　…（９）
　閾値は、例えば、ステップＳ２３の初期値の設定のなかで設定される。例えば、適正電圧範囲の幅の２０％程度に定める。
　電圧余裕＜閾値の場合で、電圧値が適正電圧範囲内である場合は、適正電圧範囲からの逸脱すなわち電圧違反とはならないものの、電圧余裕違反、すなわち短周期変動分の電圧余裕を確保できていない状態となるため、電圧余裕＞＝閾値であることが望ましい。
　第三優先の評価項目は、電圧制御機器の制御量のその初期設定値からの変化量の総和とすることができる。ここで、電圧制御機器の制御量のその初期設定値からの変化量は、変圧器型の電圧制御機器の場合は、タップ位置の初期設定タップ位置からの差である。当該変化量の総和を小さくすることにより、電圧制御機器の動作回数の低減につながる。
　さらに、第四優先の評価項目は、配電系統全体の送電ロス（有効電力ロス＋無効電力ロス）とすることができる。送電ロスが小さいほど高評価とする。なお、送電ロスは、有効電力ロスが大半を占め、電圧が高いほどロスが小さくなるが、その分、第二優先の配電系統各点での上限値側の電圧余裕が小さくなるため、配電系統各点の電圧上下限値にかなりの余裕がある場合に評価することの意味がある評価項目である。
　評価関数としては、第一優先の評価項目だけを設定してもよいが、第一優先から第四優先のうち２つ以上の項目について設定することもできる。この場合、各々の評価関数に重みを付けて和をとったものを全体の評価関数とする。さらに、配電系統に応じて高次の優先項目についても評価関数に含めることができる。評価関数は、例えば最小値をとるときに最適化（高評価）されるように構成することができる。
　例えば、第一優先～第四優先の全評価項目に基づいて評価関数を設定する場合、以下の式（１０）のように評価関数を定めることができる。Ｗｐ，Ｗ１，Ｗ２，Ｗ３は、重み付け係数である。
　評価関数値
　＝　配電系統各点の電圧上下限違反量の総和　×　Ｗｐ
　＋　変圧器ごとの電圧制御責任範囲内の各点の
　　　　上限側電圧余裕減少量の最大値　×　Ｗ１
　＋　変圧器ごとの電圧制御責任範囲内の各点の
　　　　下限側電圧余裕減少量の最大値　×　Ｗ１
　＋　前回指令時からの変圧器目標電圧変更量　×　Ｗ２
　＋　送電ロス　×　Ｗ３　　　　　　　　　　　　　　　…（１０）
　なお、変圧器型の電圧制御機器すなわち各変圧器は、それぞれ電圧制御責任範囲が定められている。電圧制御責任範囲は、配電線３－１または３－２上の範囲であって、当該範囲内における電圧の制御について、当該範囲を割り当てられた電圧制御機器がその責任を負う範囲である。電圧制御責任範囲は、一般には、当該範囲を割り当てられる電圧制御機器の設置位置から、該電圧制御機器より下流側の次の電圧制御機器までである。下流側に電圧制御機器が存在しない電圧制御機器は、配電線の末端までが電圧制御責任範囲となる。なお、電圧制御責任範囲の設定方法はこの例に限定されない。電圧制御責任範囲内の各点の上限側電圧余裕減少量の最大値とは、各電圧制御機器の電圧制御責任範囲内の配電系統各点の上記式（９）で示した電圧余裕量のうち上限側の電圧余裕量である。電圧制御責任範囲内の各点の下限側電圧余裕減少量の最大値とは、各電圧制御機器の電圧制御責任範囲内の配電系統各点の上記式（９）で示した電圧余裕量のうち下限側の電圧余裕量である。
　ステップＳ２５の後、制御量決定部５２は、定められた回数の探索を行ったか否か、すなわち制御量を変更してステップＳ２４～ステップＳ２５を実施する処理を定められた回数行ったか否かを判定する（ステップＳ２６）。定められた回数の探索を行っていない場合には（ステップＳ２６　Ｎｏ）、制御量決定部５２は、電圧制御機器の制御量を変更し（ステップＳ２７）、ステップＳ２４からの処理を繰り返す。なお、制御量を変更する方法は、最適化問題における探索アルゴリズムなどを用いることができる。定められた回数の探索を行った場合には（ステップＳ２６　Ｙｅｓ）、制御量決定部５２は、評価関数を最適にする制御量を決定し（ステップＳ２８）、処理を終了する。上記式（１０）に示した評価関数を用いる場合には、評価関数を最小にする各電圧制御機器の制御量の組み合わせが、評価関数を最適にする制御量である。
　なお、上述した評価関数は一例であり、制御量を決定するために用いる評価関数は上述した例に限定されない。また、制御量を決定する処理手順も、各監視点における電圧が高圧変換した適正電圧範囲内になるように定められる方法であればよく、図１３に示した例に限定されない。
　制御量決定部５２は、以上の処理によって決定した制御量を含む制御指令を、それぞれに対応する電圧制御機器を制御する電圧制御装置４０，４２へ送信する。
　上述したように、各監視点には適正電圧範囲が定められており、集中電圧制御においては、監視点における電圧の適正電圧範囲からの逸脱を抑制するように各電圧制御機器の制御量が制御される。監視点と監視点との間は、計測されていない箇所は、上述した集中電圧制御における最適制御量の算出における評価の対象に直接は含まれていない。このため、実施の形態１で述べた電圧の監視と同様に、監視点で区分される区間における電圧降下量および電圧上昇量を一律に見積もって適正電圧範囲が設定される。これにより、必要以上に適正電圧範囲が狭く設定されることがあり、適正電圧範囲が狭すぎると、上述した制御量の算出において解が求められない可能性がある。このような場合、電圧制御機器の増設が必要となる。また、高圧系統である配電線３の電圧を計測する計測装置を増やすことで監視点を増加させることで適正電圧範囲をより適切に設定できる可能性もあるが、高圧系統への計測装置の設置は容易ではなく、設置のためのコストも要する。本実施の形態では、スマートメーター７による電圧の計測値を用いて最大上昇量ΔＶｍａｘおよび最大降下量ΔＶｍｉｎを推定し、これらの推定結果を用いて適正電圧範囲を設定するため、高圧系統における計測装置の増設を要せずに、適正電圧範囲の設定において過剰に電圧降下量または電圧上昇量を見積もることを防止することができる。このため、電圧制御機器の増設によるコストの増加を抑制することができる。
　また、制御指令を記録しておくことで、制御指令と制御指令の送出後の需要家の受電点における電圧を確認することができるので、制御指令の送出後に需要家の受電点の電圧が定められた範囲に維持されたか否かを検証することができる。
　以上の実施の形態に示した構成は、一例を示すものであり、別の公知の技術と組み合わせることも可能であるし、実施の形態同士を組み合わせることも可能であるし、要旨を逸脱しない範囲で、構成の一部を省略、変更することも可能である。
　１　電圧管理装置、２　配電用変圧器、３－１，３－２　配電線、４－１，４－２　遮断器、５，５－１～５－３，５－１１　センサ付き開閉器、６－１～６－３　柱上変圧器、７－１～７－５　スマートメーター、８－１～８－５　負荷、９－２，９－３，９－５　発電設備、１１　通信部、１２　推定情報算出部、１３　電圧推定部、１４　適正電圧範囲更新部、１５　監視部、１６　記憶部、１７　表示部、２０　第１ネットワーク、２１　第２ネットワーク、３０　メーターデータ管理装置、４０，４２　電圧制御装置、４１　ＳＶＲ、５０　電圧管理制御装置、５１　負荷発電量予測部、５２　制御量決定部。

Claims (16)

  1. 　監視点により区分される電力系統における区間ごとに、前記区間に接続される電圧計測装置によって計測された電圧の計測値を取得する取得部と、
    　前記区間ごとに、前記計測値を用いて前記区間における電圧降下量および電圧上昇量を推定する電圧推定部と、
    　を備えることを特徴とする電圧管理装置。
  2. 　前記監視点は、高圧配電線において電圧を計測する計測装置が設置される箇所であり、
    　前記計測値は、需要家の連系点における電圧の計測値であることを特徴とする請求項１に記載の電圧管理装置。
  3. 　前記電圧計測装置は、電力量を計量する計量装置であることを特徴とする請求項２に記載の電圧管理装置。
  4. 　前記電圧降下量は、前記区間における時間帯別の電圧降下量の最大値であり、前記電圧上昇量は、前記区間における時間帯別の電圧上昇量の最大値であることを特徴とする請求項２または３に記載の電圧管理装置。
  5. 　前記取得部は、前記計測装置によって計測された電圧を取得し、
    　前記電圧管理装置は、
    　前記区間ごとに、あらかじめ定められた許容範囲の上限値から前記電圧上昇量を減算した値を適正電圧範囲の上限値として設定し、前記適正電圧範囲の下限値に前記電圧降下量を加算した値を前記適正電圧範囲の下限値として設定する適正電圧範囲更新部と、
    　前記区間ごとに、前記区間の上流端の前記監視点に配置された前記計測装置によって計測された電圧が、前記適正電圧範囲更新部によって設定された前記適正電圧範囲を逸脱している否かを判定する監視部と、
    　を備えることを特徴とする請求項４に記載の電圧管理装置。
  6. 　前記区間ごとに、時間帯別に、監視対象時刻以前に取得された複数の前記計測値を用いて前記区間の前記監視点からの電圧の変化量を算出し、電圧上昇に対応する前記変化量のうちの最大値である最大上昇量を算出し、電圧降下に対応する前記変化量の最大値である最大降下量を算出し、前記最大上昇量と当該最大上昇量に対応する日時に計測された前記計測装置による電圧の計測結果とを用いて、前記計測装置によって計測される電圧から最大上昇量および最大降下量をそれぞれ算出するための推定情報を算出する推定情報算出部、
    　を備え、
    　前記電圧推定部は、前記区間ごとに、前記監視対象時刻の前記計測装置によって計測された電圧と前記監視対象時刻に対応する時間帯の前記推定情報とを用いて、前記区間における前記電圧上昇量の推定値および前記電圧降下量の推定値を算出することを特徴とする請求項５に記載の電圧管理装置。
  7. 　前記推定情報は、前記区間の下流端の監視点に配置される前記計測装置によって計測された電圧と前記区間の上流端の監視点に配置される前記計測装置によって計測された電圧とを用いて最大上昇量を推定するための推定式における係数と、前記区間の末端の監視点に配置される前記計測装置によって計測された電圧と前記区間の上流端の監視点に配置される前記計測装置によって計測された電圧とを用いて最大降下量を推定するための推定式における係数とを含むことを特徴とする請求項６に記載の電圧管理装置。
  8. 　前記計測装置は、さらに前記高圧配電線における有効電力および無効電力を計測し、
    　前記推定情報は、前記区間の末端の監視点に配置される前記計測装置によって計測された電圧、有効電力および無効電力と前記区間の上流端の監視点に配置される前記計測装置によって計測された電圧、有効電力および無効電力とを用いて最大上昇量を推定するための推定式における係数と、前記区間の末端の監視点に配置される前記計測装置によって計測された電圧、有効電力および無効電力と前記区間の上流端の監視点に配置される前記計測装置によって計測された電圧、有効電力および無効電力とを用いて最大降下量を推定するための推定式における係数とを含むことを特徴とする請求項６に記載の電圧管理装置。
  9. 　前記計測装置によって計測された電圧と、前記区間ごとの前記適正電圧範囲とを用いて、前記高圧配電線の電圧を制御する電圧制御機器の制御量を決定し、決定した制御量を前記電圧制御機器を制御する電圧制御装置へ指令する制御量決定部、
    　を備えることを特徴とする請求項５から８のいずれか１つに記載の電圧管理装置。
  10. 　前記区間ごとの前記電圧降下量および前記電圧上昇量を表示する表示部、
    　を備えることを特徴とする請求項５から８のいずれか１つに記載の電圧管理装置。
  11. 　監視点により区分される電力系統における区間ごとに、前記区間に接続される電圧計測装置によって計測された電圧の計測値を取得するとともに、前記監視点における電圧を計測する計測装置から計測結果を取得する取得部と、
    　前記区間ごとに、前記計測値を用いて前記区間における電圧降下量および電圧上昇量を推定する電圧推定部と、
    　前記区間ごとに、あらかじめ定められた許容範囲の上限値から前記電圧上昇量を減算した値を適正電圧範囲の上限値として設定し、前記適正電圧範囲の下限値に前記電圧降下量を加算した値を前記適正電圧範囲の下限値として設定する適正電圧範囲更新部と、
    　前記計測装置によって計測された電圧と、前記区間ごとの前記適正電圧範囲とを用いて、前記電力系統の電圧を制御する電圧制御機器の制御量を決定し、決定した制御量を前記電圧制御機器を制御する電圧制御装置へ指令する制御量決定部、
    　を備えることを特徴とする電圧指令装置。
  12. 　電力系統に接続される複数の電圧計測装置と、
    　前記複数の電圧計測装置によって計測された電圧の計測値を取得し、電力系統における監視点により区分される区間ごとに、前記計測値を用いて前記区間における電圧降下量および電圧上昇量を推定する電圧管理装置と、
    　を備えることを特徴とする電力系統監視システム。
  13. 　低圧系統の配電線に接続される複数の電圧計測装置と、
    　高圧系統の配電線に接続される複数の計測装置と、
    　前記複数の電圧計測装置によって計測された電圧の計測値を取得し、電力系統における前記計測装置により区分される区間ごとに、前記計測値を用いて前記区間における電圧降下量および電圧上昇量を推定する電圧管理装置と、
    　を備えることを特徴とする電力系統監視システム。
  14. 　高圧系統の配電線の電圧を計測する計測装置であって、
    　請求項２から８のいずれか１つに記載の電圧管理装置へ前記電圧の計測結果を送信することを特徴とする計測装置。
  15. 　電圧管理装置における電圧管理方法であって、
    　監視点により区分される電力系統における区間ごとに、前記区間に接続される電圧計測装置によって計測された電圧の計測値を取得するステップと、
    　前記区間ごとに、前記計測値を用いて前記区間における電圧降下量および電圧上昇量を推定するステップと、
    　を含むことを特徴とする電圧管理方法。
  16. 　コンピュータシステムに、
    　監視点により区分される電力系統における区間ごとに、前記区間に接続される電圧計測装置によって計測された電圧の計測値を取得するステップと、
    　前記区間ごとに、前記計測値を用いて前記区間における電圧降下量および電圧上昇量を推定するステップと、
    　を実行させることを特徴とする電圧管理プログラム。
PCT/JP2021/007352 2021-02-26 2021-02-26 電圧管理装置、電圧指令装置、電力系統監視システム、計測装置、電圧管理方法および電圧管理プログラム WO2022180787A1 (ja)

Priority Applications (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/JP2021/007352 WO2022180787A1 (ja) 2021-02-26 2021-02-26 電圧管理装置、電圧指令装置、電力系統監視システム、計測装置、電圧管理方法および電圧管理プログラム
AU2021429428A AU2021429428B2 (en) 2021-02-26 Voltage management device, voltage command device, power system monitoring system, measurement device, voltage management method, and voltage management program
US18/261,888 US20240077523A1 (en) 2021-02-26 2021-02-26 Voltage management device, voltage command device, power system monitoring system, measurement device, voltage management method, and storage medium
JP2021551794A JP6991410B1 (ja) 2021-02-26 2021-02-26 電圧管理装置、電圧指令装置、電力系統監視システム、計測装置、電圧管理方法および電圧管理プログラム
TW111105214A TWI808647B (zh) 2021-02-26 2022-02-14 電壓管理裝置、電壓指令裝置、電力系統監視系統、量測裝置、電壓管理方法及記錄媒體

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/JP2021/007352 WO2022180787A1 (ja) 2021-02-26 2021-02-26 電圧管理装置、電圧指令装置、電力系統監視システム、計測装置、電圧管理方法および電圧管理プログラム

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2022180787A1 true WO2022180787A1 (ja) 2022-09-01

Family

ID=80213723

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2021/007352 WO2022180787A1 (ja) 2021-02-26 2021-02-26 電圧管理装置、電圧指令装置、電力系統監視システム、計測装置、電圧管理方法および電圧管理プログラム

Country Status (4)

Country Link
US (1) US20240077523A1 (ja)
JP (1) JP6991410B1 (ja)
TW (1) TWI808647B (ja)
WO (1) WO2022180787A1 (ja)

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP6452909B1 (ja) * 2018-02-05 2019-01-16 三菱電機株式会社 集中電圧制御装置および集中電圧制御システム
JP2019146464A (ja) * 2018-02-23 2019-08-29 東北電力株式会社 計測補正装置及び計測補正方法

Family Cites Families (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
TWI418806B (zh) * 2011-01-12 2013-12-11 Chunghwa Telecom Co Ltd Radio intelligent inductive AC current measurement notification device
CN102751725B (zh) * 2012-07-13 2015-08-05 中国电力科学研究院 一种配电网过负荷风险状态辨识方法
US20160146864A1 (en) * 2013-06-20 2016-05-26 Hitachi, Ltd. Power System Monitoring and Control Apparatus, and Power System Monitoring and Control Method
JP5721915B1 (ja) * 2013-06-26 2015-05-20 三菱電機株式会社 電圧監視制御システム、電圧監視制御装置、計測装置および電圧監視制御方法
WO2014207848A1 (ja) * 2013-06-26 2014-12-31 三菱電機株式会社 電圧監視制御装置および電圧監視制御方法
JP2015109737A (ja) * 2013-12-04 2015-06-11 株式会社東芝 配電系統監視装置
US10050799B2 (en) * 2014-01-28 2018-08-14 Patched Conics, LLC. Power control system and method, and information communication ability control system and method
JP6876406B2 (ja) * 2016-10-20 2021-05-26 株式会社日立製作所 電圧無効電力運用支援装置および支援方法、並びに電圧無効電力運用監視制御装置および監視制御方法

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP6452909B1 (ja) * 2018-02-05 2019-01-16 三菱電機株式会社 集中電圧制御装置および集中電圧制御システム
JP2019146464A (ja) * 2018-02-23 2019-08-29 東北電力株式会社 計測補正装置及び計測補正方法

Also Published As

Publication number Publication date
JPWO2022180787A1 (ja) 2022-09-01
TWI808647B (zh) 2023-07-11
US20240077523A1 (en) 2024-03-07
AU2021429428A9 (en) 2024-09-19
JP6991410B1 (ja) 2022-01-13
AU2021429428A1 (en) 2023-07-27
TW202236775A (zh) 2022-09-16

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10855081B2 (en) Energy storage controller with battery life model
US11502534B2 (en) Electrical energy storage system with battery state-of-charge estimation
US10222427B2 (en) Electrical energy storage system with battery power setpoint optimization based on battery degradation costs and expected frequency response revenue
US10443577B2 (en) Systems and methods for improved wind power generation
JP5721915B1 (ja) 電圧監視制御システム、電圧監視制御装置、計測装置および電圧監視制御方法
CN102545210B (zh) 一种配电网供电可靠性指标优化调控方法及其系统
CN110326182A (zh) 具有自主der电压控制的协调和优化的分层鲁棒模型预测电压和var控制
JP5766364B1 (ja) 電圧監視制御装置および電圧制御装置
US20150233975A1 (en) Voltage monitoring control device, voltage control device, and voltage monitoring control method
US9638545B2 (en) Power management apparatus, power management system and power management method
JP5837384B2 (ja) 電圧調整装置及び電圧調整方法
CA2649838C (en) Electrical power distribution control systems and processes
JP6452909B1 (ja) 集中電圧制御装置および集中電圧制御システム
JP6478856B2 (ja) 集中電圧制御装置および電圧制御システム
WO2020039632A1 (ja) 送電損失計算装置及び送電損失計算方法
WO2022180787A1 (ja) 電圧管理装置、電圧指令装置、電力系統監視システム、計測装置、電圧管理方法および電圧管理プログラム
JP6177489B1 (ja) 集中電圧制御装置および集中電圧制御システム
JP6615052B2 (ja) 集中電圧制御装置、集中電圧制御システムおよび計測装置
AU2021429428B2 (en) Voltage management device, voltage command device, power system monitoring system, measurement device, voltage management method, and voltage management program

Legal Events

Date Code Title Description
ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2021551794

Country of ref document: JP

Kind code of ref document: A

121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 21927887

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 18261888

Country of ref document: US

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2021429428

Country of ref document: AU

Date of ref document: 20210226

Kind code of ref document: A

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 12023552276

Country of ref document: PH

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 21927887

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1