JP2008154418A - 配電系統の状態推定装置、状態推定方法及びそのプログラム - Google Patents

Abstract

【課題】配電系統の電圧・電流計測値から配電系統の潮流状態及び各計測装置の誤差を併せて推定する手段を提供すること
【解決手段】潮流計算データベース（２１）から、線路定数、負荷・発電量の初期値及び系統構成データを読み込み、潮流計算により負荷・発電量、ノード電圧及び線路潮流を含む配電系統状態を計算する潮流計算部と、計測データベース（２２）に格納された配電系統状態の計測値と潮流計算により計算された配電系統状態との偏差を計算し、この計算した偏差を用いて定式化された目的関数を、最適化計算により解くことで、各計測装置（１７０）における真値と計測値との関係を表すセンサ誤差データの推定値及び潮流計算により計算された配電系統状態の修正量を計算し、この修正量を用いて、潮流計算により計算された配電系統状態を修正する配電系統状態推定部とを備える状態推定装置（１０）。
【選択図】図１

Description

本発明は、設備情報と複数時間断面の計測値とに基づいて、配電系統の電圧、電流等の潮流状態と、各電圧、電流等の計測誤差とを同時に推定する配電系統の状態推定装置、状態推定方法及びそのプログラムに関する。

配電系統への分散型電源導入時の電圧維持や電力会社の設備新設・保守の省力化の要求に対し、配電系統の実状を把握した電圧・電流管理の必要性が増している。電力系統の状態推定技術は、特に高圧送電系統において各変電所（ノード）の計測値が十分に（冗長に）得られる場合を中心に技術開発が進められてきた。例えば、特許文献１には、電力系統の複数の地点で計測される潮流の計測値に重みを持たせ、重み付き最小二乗法によって系統の状態を推定する方法が示されている。

この特許文献１に記載の方法では、計測値が十分に得られない場合、潮流状態を推定することが困難であり、配電系統内の各地点の電圧情報が得られた場合にその情報を活用して推定精度を向上させることが困難であるという課題があった。
そこで、計測情報が十分得られない配電系統の潮流状態推定方法として、特許文献２には、配電変電所の送り出し電流からフィーダ内各区間の電流を推定する技術が示されている。これは、配電系統の送り出し電流を計測し、各区間の負荷特性データベースに基づいて各区間電流として配分し、各区間の負荷電流や電力を推定する方法である。

しかしながら、特許文献２に記載の方法では、配電系統内の各地点の電圧情報が得られた場合であっても、この電圧情報を用いて推定精度を向上させることは困難であるという問題点があった。
そこで、本願出願人は、引用文献３に、配電系統の限られた電圧・電流計測値から、配電系統の潮流状態を精度よく推定する技術を開示した。
特公平７−１６２８９号公報（請求項１） 特開２００３−７９０７１号公報（請求項１） 特開２００６−８７１７７号公報（段落００１５、図４）

しかしながら、特許文献３に開示された方法には、配電系統内の各地点の電圧、電流情報が得られた場合に、それを計測した電圧電流計測装置に含まれる固有の計測誤差を補正して、推定精度を向上させることが困難であるという課題があった。そこで、本発明の課題はこの問題点を解決し、配電系統の電圧・電流計測値から配電系統の潮流状態及び各計測装置の誤差を併せて推定する手段を提供することにある。

前記の課題を解決するためになされた本発明に係る配電系統の状態推定装置は、複数時間断面における配電系統の負荷・発電量、ノード電圧及び線路潮流を含む配電系統状態の計測値を格納する計測データベースと、配電系統の線路のインピーダンスを示す線路定数、負荷・発電量の初期値、線路及びノードの接続状況を表す系統構成データ含んで格納する潮流計算データベースと、潮流計算データベースから、線路定数、負荷・発電量の初期値及び系統構成データを読み込み、潮流計算により配電系統状態の推定値を計算する潮流計算部と、計測データベースに格納された配電系統状態の計測値と潮流計算により計算された配電系統状態の推定値との偏差を用いて定式化された目的関数を、最適化計算により解くことで、各計測装置における真値と計測値との関係を表すセンサ誤差データの推定値及び配電系統状態の推定値の修正量を計算し、この修正量を用いて配電系統状態の推定値を修正する配電系統状態推定部とを備えることを特徴としている。

本発明によれば、配電系統に設置された計測装置からの電圧・電流等の複数時間断面の計測値から、配電系統の負荷・発電量、線路潮流、母線電圧等の潮流状態と併せて、各計測装置の計測誤差を、精度よく推定することができる。

以下、添付した図面を参照しつつ、本発明の実施の形態を詳細に説明する。

（装置構成）
図１は、本実施の形態に係る配電系統及び状態推定装置の構成例を示す図である。図１に示すように、本実施の形態は、配電系統１００と、状態推定装置１０とを通信ネットワーク２００を介して接続して構成される。
潮流状態の推定の対象となる本実施の形態の配電系統１００は、配電変電所１１０と、ノード（母線）１３０と、それらに接続する配電線路１４０と、ノード１３０に接続される負荷１５０及び発電機１６０と、配電系統に設置されるセンサ１７０とを含んで構成される。また、配電変電所１１０は、配電変電所母線１２０及びセンサ１７０を含んでいる。
なお、センサ１７０は、設置地点における線路の電流、電流力率、有効電力Ｐ、無効電力Ｑ、電圧Ｖを含んで計測し、通信線路２１０及び通信ネットワーク２００を介して状態推定装置１０にこれらの計測値を含む情報を送信する。

次に、状態推定装置１０の構成について説明する。本実施の形態の状態推定装置１０は、ディスプレイ装置等で具現される表示装置１１、キーボードやマウス等の入力手段１２、各種プログラムを実行するＣＰＵ（Central Processing Unit）１３、通信ネットワーク２００との間で情報の送受信を行う通信手段１４、ＲＡＭ（Random Access Memory）１５、及びハードディスクドライブ等で具現される記憶装置（潮流計算データベース２１、計測データベース２２、設備データベース２３、状態推定結果データベース２４、センサ誤差推定結果データベース２５の各データベース及びプログラムデータ２６を含む）が、バス線３０に接続されて構成される。

ＣＰＵ１３は、プログラムデータ２６に記憶された各プログラムを実行し、画像データの作成、この画像データの表示装置１１への表示、記憶装置内のデータの検索等を行う。
ＲＡＭ１５は、プログラムデータ２６に記憶された各プログラムを展開し、ＣＰＵ１３の命令により、表示装置１１に表示する表示用の画像データ、後記する各プログラムが出力する潮流計算結果、最適化計算結果、状態推定結果等の計算結果データを一時格納するメモリである。

状態推定装置１０内の記憶装置には、５つのデータ領域が設けられている。
潮流計算データベース２１には、潮流計算におけるパラメータとなる線路のインピーダンスを示す線路定数Ｚ（＝Ｒ＋ｊＸ）、負荷・発電量（有効電力Ｐ、無効電力Ｑ）、系統の線路やノードとの接続状況を表す系統構成データ等が記憶されている。

計測データベース２２には、配電系統１００内のセンサ１７０で計測された時間断面毎の線路の電流Ｉ、電流力率、有効電力Ｐ及び無効電力Ｑ、負荷や発電量の有効電力Ｐ及び無効電力Ｑ、ノード電圧Ｖを含む情報が格納される。これらのデータは、通信線路２１０及び通信ネットワーク２００から、状態推定装置１０の通信手段１４を介して伝送されて格納される。
設備データベース２３には、配電系統１００内の負荷や発電量の有効電力Ｐ及び無効電力Ｑの上下限、その日変化パターン、配電系統１００内の各計測装置（センサ１７０）の誤差数式モデル（数式、係数、定数等）等のデータが格納されている。

状態推定結果データベース２４には、状態推定計算の結果である線路の有効電力Ｐ、無効電力Ｑ、電流Ｉ、電流力率等や、負荷や発電量の有効電力Ｐ及び無効電力Ｑ、ノード電圧Ｖ、線路定数Ｚ等の計算結果が格納されている。
センサ誤差推定結果データベース２５には、状態推定計算結果と同時に求められる各計測装置の誤差情報推定結果が格納されている。

プログラムデータ２６には、潮流計算を実行する公知のアルゴリズムである潮流計算プログラムと、二次計画法を解く公知のアルゴリズム（最適化計算を行うアルゴリズム）である最適化計算プログラムと、潮流計算プログラム及び最適化計算プログラムを適宜呼び出して配電系統の状態推定値を計算する状態推定計算プログラムと、状態推定結果を表示する表示画面を作成する表示作成プログラムとが格納されている。
なお、状態推定装置１０のＣＰＵ１３で実行される状態推定計算プログラムが、必要に応じて潮流計算プログラム及び最適化計算プログラムを呼び出すことで、特許請求の範囲の「配電系統状態推定部」、「潮流計算部」、及び「感度係数算出部」が具現される。
また、「表示作成部」は、表示作成プログラムを状態推定装置１０のＣＰＵ１３が実行することで具現される。

（状態推定方式の概要）
次に、図２を用いて、センサ１７０の誤差について説明する。例えば、図２は電圧センサの計測値（電圧計測値）と真値（電圧真値）との関係を表すグラフである。図２のグラフにおいて、破線２２０は計測誤差がない場合の真値と計測値の関係を表し、実線２３０は計測誤差が含まれる場合を示している。一般的に、センサの計測値には真値からの誤差が含まれた値が示される。ここでは、真値と計測値の関係が１次式（実線２３０）で表される例について考える。真値とセンサｉの計測値との関係を次の数式（１）に示す。

この式から、センサｉの係数ｕ_ｉ及び定数ｂ_ｉが特定できれば、センサｉの計測値から真値を求めることが可能となる。このようにセンサ誤差を求める問題は、真値とセンサｉの計測値との関係を表す式の係数や定数を求める問題と考えることができる。真値とセンサｉの計測値との関係を、ここでは１次式で表されると仮定したが、一般的に電圧センサ、電流センサとも定格計測値近辺では直線性誤差は絶対値の誤差に比べて十分小さいと考えられる。そのため、１次式の近似によっても誤差低減効果は十分期待できるが、センサ特性がわかっている場合は２次式による近似、定数ｂの省略等、近似式の変更をおこなってもよい。また、ここでは電圧センサの例を示したが、電流センサに関しても真値と計測値の関係を近似式で表すことを考えればよい。

次に、本実施の形態における状態推定手法の基本的な考え方を、単純な配電系統における時間断面の計測値を示す説明図である図３を用いて説明する。ここで、センサ１７０（電圧Ｖ、電流Ｉ、位相θ等を計測）の誤差は、各計測値に固有の特性を持っており、計測時間ｔによらず、ある所定の数式モデルで近似できると仮定する。
その上で、複数の時間断面（ｔ＝１，２，・・・ｎ）のセンサ計測値から、配電系統１００内の負荷の有効電力Ｐ、無効電力Ｑ、計測誤差係数ｕ、計測誤差定数ｂを同時に求めることができる特徴を持つ。このような推定手法を用いると、各センサの誤差を補正することが可能となるために単一断面による状態推定結果よりも精度向上が期待できるとともに、誤差係数計算結果を蓄積することで各センサの計測誤差補正を長期的に明らかにすることができる。

（状態推定装置の作用）
次に、図１に示した状態推定装置１０が実行する状態推定計算プログラムの計算処理内容について説明する（適宜、図１参照のこと）。
ここで、図４は、状態推定計算プログラムの実行手順を説明するフローチャートの例である。ここでは、ある時刻において、負荷・発電量の有効電力Ｐ及び無効電力Ｑ（以下、負荷・発電量Ｐ，Ｑという）を推定し、そのデータを用いて潮流計算をおこなうことで、系統内各所の電圧、電流、有効・無効潮流を計算する。

まず、ステップＳ１では、系統条件の設定を行う。ここでは、潮流計算に必要となる線路定数Ｚ（＝Ｒ＋ｊＸ）、負荷・発電量Ｐ，Ｑの初期値を、潮流計算データベース２１、設備データベース２３、及び入力手段１２のユーザ入力等から取得してＲＡＭ１５に読み出すことで設定する。

次に、ステップＳ２では、負荷・発電量Ｐ，Ｑの上下限値を設備データベース２３から取得して、ＲＡＭ１５に読み出すことで、負荷・発電量Ｐ，Ｑの上下限制約を設定する。
そして、ステップＳ３では、ステップＳ１及びステップＳ２で設定したデータを用いて公知のアルゴリズムである潮流計算プログラムを呼び出して潮流計算を実行し、各ノードの電圧、線路潮流（有効・無効電力潮流、線路電流、電流力率を含む）を計算し、この計算結果をＲＡＭ１５に一時格納する。

次に、ステップＳ４では、計測データベース２２に格納された時間断面毎の計測値をＲＡＭ１５に読み込む。なお、計測データベース２２に格納された計測値を用いることなく、通信手段１４と通信ネットワーク２００を介してセンサ１７０で計測された複数時間断面の計測値を直接、ＲＡＭ１５に読み込む構成としてもよい。
ここで、計測値のなかで状態推定計算に使用するデータであるか否か、誤差を考慮するセンサであるか否か、どの時間断面を使って状態推定を行うか等については、計測データベース２２に予め設定しておくことや、ユーザが入力手段１２を介して指定することができる。

次に、ステップＳ５では、ステップＳ３で計算された潮流計算結果に基づいて感度係数α、βを計算する。この感度係数は、負荷・発電量Ｐ，Ｑの変化に対するノード電圧、線路潮流等の変化を表す係数であり、その計算方法の詳細は後記する。
そして、ステップＳ６では、ステップＳ３で計算され、ＲＡＭ１５に一時記憶された潮流計算結果と、ステップＳ４で計測データベース２２から読み出した計測値との偏差を計算する。例えば、あるノードｍの電圧については、計測値Ｖｍ’と潮流計算結果Ｖｍの偏差ΔＶｍを、-ΔＶｍ＝Ｖｍ’−Ｖｍを用いて求める。電流、有効・無効電力等についても、状態推定計算に用いる計測値がある場合は、同様に偏差を計算する。

次に、ステップＳ７で、負荷・発電量Ｐ，Ｑを含む潮流計算結果の修正量、各センサ１７０の誤差係数及び誤差定数を同時に計算する。ここで、各修正量、センサの誤差係数及び誤差定数は、ステップＳ５で計算した感度係数及びステップＳ６で求めた偏差を用いて、問題を二次計画問題として定式化し、この式を、最適化計算プログラムを呼び出して解くことで計算することができる。なお、偏差及び感度係数を用いた定式化については後記する。また、最適化計算プログラムとしては、公知の二次計画法を解くアルゴリズムを用いることで、一意に解が得られる。

次に、ステップＳ８では、ステップＳ７で計算した負荷・発電量Ｐ，Ｑの修正量に基づいて、潮流計算入力データの負荷・発電量Ｐ，Ｑを修正する。このために、状態推定計算プログラムは、潮流計算プログラムを呼び出して、修正後の系統条件（負荷・発電量Ｐ，Ｑ）を用いて潮流計算を再度実施し、各ノードの電圧、線路潮流（有効・無効電力潮流、線路電流、電流力率等）を計算し、計算結果を状態推定結果データベース２４に格納する。そして、状態推定計算プログラムは、再度計算した潮流計算結果と、ステップＳ４で読み出した計測値との偏差を計算する。

次に、ステップＳ９において、ステップＳ８で計算した偏差が所定の基準値以内か否かを判定する。この偏差が所定の基準値以上であれば（ステップＳ９でＹ）、ステップＳ５の処理に戻り、再度、負荷・発電量Ｐ，Ｑの修正量を求める。一方、偏差が所定の基準値未満であれば（ステップＳ９でＮ）、系統の状態推定結果が得られたものとして状態推定計算プログラムを終了する。

次に、図４に示したフローチャートのステップＳ７における、最適化計算のための定式化の詳細について説明する。
前記のように、負荷・発電量Ｐ，Ｑの修正量計算問題は、二次計画法として定式化される。まず目的関数について説明する。目的関数は、潮流、負荷・発電量等の計測値と推定と値の偏差に重み係数をかけたものの総和とし、次の式（２）で定義される。なお、式（２）は、本発明の「定式化された目的関数」に相当する。

ここで、ｙは電流Ｉ、電圧Ｖ、有効電力Ｐ、無効電力Ｑの計測値と計算値の偏差を定義する中間変数であり、次の式（３）で表される。

これらの式は、二次計画問題の中の等式制約として扱われる。ここで、ΔＬｐ_ｊはノードｊに接続される負荷・発電量の有効電力Ｐの修正量を、ΔＬｑ_ｊは同じく無効電力Ｑの修正量を表す。ΔＬｐ_ｊ、ΔＬｑ_ｊ及びｙが最適化問題の変数となる。

次に、電圧誤差の定式化について示す。電圧計測値は真値に対して比例関係に近いと仮定し、電圧計測値に含まれる誤差係数を変数ｕとして定式化する。誤差係数も状態推定計算の中で変数として扱い、同様に推定される。これらの条件は、式（４ａ）〜式（４ｄ）に示すように等式制約で定式化される。

次に、不等式制約として、負荷・発電量Ｐ，Ｑの計測値、推定値の修正量上限制約を定式化する。これは、各負荷・発電量Ｐ，Ｑの修正量に上限を設ける制約である。ここで、例えば、計測された値は計測誤差程度に、計測値がない負荷等は大きい値とし、誤差のしわとりを行う負荷を限定させることも可能となる。負荷・発電量Ｐ，Ｑの上下限制約から、負荷・発電量Ｐ，Ｑの修正量ΔＬｐ、ΔＬｑの上下限も容易に計算できるため、これらの上下限制約として問題を前記の式（４ａ）〜式（４ｄ）のように定義することができる。

次に式（３）で用いた感度係数α、βについて説明する。この感度係数は図４に示したフローチャートのステップＳ５において計算されるものであり、図５に示すように、例えばノードｊ１３０の負荷１５０のΔＬ_ｊを変化させた場合に、ノードｉ１３０の電圧変化量ΔＶ_ｉｊや線路ｋ１４０に流れる電流変化量ΔＩ_ｋｊ、有効電力変化量ΔＰ_ｋｊ、無効電量変化量ΔＱ_ｋｊを示す指標である。これらの指標は、初期系統条件から負荷（発電量）の有効電力Ｐ、無効電力Ｑを微少量変化させて潮流計算を行い、初期条件での潮流計算結果との偏差を求めることで把握することができる。負荷・発電量の有効電力変化に対する感度係数α、無効電力変化に対する感度係数βの計算式は、次の式（５ａ）〜式（５ｄ）で表される。

以上のように定式化された二次計画問題を解くことで，負荷・発電量Ｐ，Ｑの修正量ΔＬｐ，ΔＬｑを得ることができる。また、このような二次計画問題を、コンピュータを用いて解くためのアルゴリズムは、例えば、特許文献３に記載された公知のものを用いることができる。

（計算結果表示例）
次に、図６を用いて状態推定計算結果の表示の一例を説明する。図６は、状態推定装置１０において表示作成プログラムを実行し、配電系統の状態推定計算結果を表示装置１１に表示させた例を示す図面である。ここでは、表示装置１１への表示を示している。
表示装置１１には、潮流計算データベース２１に格納された系統構成を示す情報に基づいて、状態推定の対象となる系統図１００ａが表示され、各ノード１３０に符号Ｎ２〜Ｎ５が、また各センサ１７０に符号ａ〜ｉが付されて表示され、負荷１５０及び発電機１６０がノードの符号で、センサの測定値がセンサの符号で特定できるように表示される。
なお、図６に示した表示では、表示の便宜のために、配電変電所１１０の配電変電所母線１２０にも、ノード１３０と同様に符号Ｎ１を付している。

また、計測データベース２２、状態推定結果データベース２４及びセンサ誤差推定結果データベース２５に格納された計測値、計算値及び各センサ１７０の誤差係数に基づいて、各センサの測定結果、状態推定計算結果、各センサ１７０の誤差係数及び誤差定数が、一覧表で対比して表示される。ここでは、表９１に各測定点での潮流や各センサの誤差係数及び誤差定数（ここでは電圧のみ表示）を、表９２に各ノードにおける負荷を、表９３に各ノードに接続された発電機１６０の発電量を、それぞれ測定値（または初期値）と状態推定計算結果である推定値の対比で示している。このように表示することで、ユーザに状態推定計算結果をわかりやすく伝えることが可能となる。ここでは、画面への出力例を示したが、書類等に印刷可能なフォーマットのデータとしてユーザに提供してもよい。

以上、説明した本実施の形態に係る状態推定装置１０は、配電系統に設置されたセンサからの電圧・電流等の計測値から配電系統の負荷・発電量、線路潮流、母線電圧等の潮流状態や各センサの計測誤差特性を表す係数を推定することができる。また、本実施の形態の状態推定装置１０によると、各センサ特有の誤差特性を把握することができるため、センサ真値を推定できることに加えて、センサの故障や異常データの判別を行うことができる。
また、各時刻における潮流計算を行うためのデータを用意でき、将来時刻に発生する系統条件変化に対する系統電圧・電流変化量を予め潮流計算によって把握することができるようになるため、配電系統の信頼度評価システムや配電自動化システムの機能として用いることも可能となる。

配電系統と状態推定装置の構成例を示した図面である。 センサの誤差と真値の関係を示す説明図である。 複数時間断面からセンサ誤差を補正する方法の概念を示す説明図である。 状態推定処理アルゴリズムを示すフローチャートである。 感度係数の求め方を補足する説明図である。 配電系統の状態推定計算結果の表示例を示す図面である。

符号の説明

１０ 状態推定装置
１２ 入力手段
１３ ＣＰＵ
１５ ＲＡＭ
２１ 潮流計算データベース
２２ 計測データベース
２６ プログラムデータ
１７０ センサ

Claims (9)

1. 配電系統の潮流状態と、各計測装置の誤差とを計算する配電系統の状態推定装置であって、
   複数時間断面における前記配電系統の負荷・発電量、ノード電圧及び線路潮流を含む配電系統状態の計測値を格納する計測データベースと、
   前記配電系統の線路のインピーダンスを示す線路定数、負荷・発電量の初期値、前記線路及びノードの接続状況を表す系統構成データ含んで格納する潮流計算データベースと、
   前記潮流計算データベースから、前記線路定数、負荷・発電量の初期値及び前記系統構成データを読み込み、潮流計算により配電系統状態の推定値を計算する潮流計算部と、
   前記計測データベースに格納された配電系統状態の計測値を読み込み、前記読み込んだ配電系統状態の計測値と、前記潮流計算により計算された配電系統状態の推定値との偏差を計算し、前記計算した偏差を用いて定式化された目的関数を、最適化計算により解くことで、前記各計測装置における真値と計測値との関係を表すセンサ誤差データの推定値及び前記配電系統状態の推定値の修正量を計算し、この修正量を用いて前記配電系統状態の推定値を修正する配電系統状態推定部と、
   を備えることを特徴とする配電系統の状態推定装置。
2. 前記設備データベースには、前記配電系統に接続される負荷・発電量の上下限値がさらに格納され、
   前記潮流計算部は、前記配電系統に接続される負荷・発電量の上下限値を制約条件として用いて前記潮流計算を実行すること、
   を特徴とする請求項１に記載の配電系統の状態推定装置。
3. 前記センサ誤差データは、数式で表される数式モデルであること、
   を特徴とする請求項１又は請求項２に記載の配電系統の状態推定装置。
4. 前記センサ誤差データは、当該計測装置における真値ｙを、計測値ｘを変数とするｙ＝ｕｘ＋ｂの１次式で表した数式モデルであり、
   前記配電系統状態推定部は、前記センサ誤差データの推定値として、前記数式の係数ｕ及び定数ｂを算出すること、
   を特徴とする請求項１又は請求項２に記載の配電系統の状態推定装置。
5. 前記配電系統状態推定部は、
   前記潮流計算部において計算した前記配電系統状態の推定値を用いて、負荷・発電量の変化に対する配電系統状態の変化量を表す感度係数を算出し、前記偏差及び前記感度係数を用いて定式化された目的関数を最適化計算により解くことで、前記センサ誤差データの推定値及び前記潮流計算により計算された配電系統状態の修正量を計算すること、
   を特徴とする請求項１ないし請求項４のいずれか１項に記載の配電系統の状態推定装置。
6. 前記設備データベースに格納された前記各計測装置のうち、誤差を考慮する計測装置はいずれであるかを指定するための情報を入力する入力部をさらに有し、
   前記配電系統状態推定部は、前記入力部に入力された情報に応じて、前記誤差を考慮する計測装置のセンサ誤差データの推定値を計算すること、
   を特徴とする請求項１ないし請求項５のいずれか１項に記載の配電系統の状態推定装置。
7. 前記修正された配電系統状態及び前記センサ誤差データの推定値と、前記潮流計算データベースに格納された前記系統構成データとを読み込み、前記配電系統に含まれる計測点、ノード、線路、負荷または発電設備と対応させて表示する表示画面を作成する表示作成部をさらに備えること、
   を特徴とする請求項１ないし請求項６のいずれか１項に記載の配電系統の状態推定装置。
8. 配電系統の潮流状態と各計測装置の誤差とを推定する状態推定装置における配電系統の状態推定方法であって、
   前記状態推定装置が、
   前記状態推定装置の前記潮流計算データベースに格納された、前記配電系統の線路のインピーダンスを示す線路定数、負荷・発電量の初期値、及び前記線路とノードとの接続状況を表す系統構成データを読み込み、潮流計算により負荷・発電量、ノード電圧及び線路潮流を含む配電系統状態の推定値を計算する手順と、
   前記状態推定装置の計測データベースに格納された複数時間断面における前記配電系統状態の計測値を読み込み、前記読み込んだ配電系統状態の計測値と、前記潮流計算により計算された配電系統状態の推定値との偏差を計算する手順と、
   前記計算した偏差を用いて定式化された目的関数を、最適化計算により解くことで、前記各計測装置における真値と計測値との関係を表すセンサ誤差データの推定値及び前記配電系統状態の推定値の修正量を計算し、この修正量を用いて前記配電系統状態の推定値を修正する手順と、
   を含むことを特徴とする配電系統の状態推定方法。
9. 複数時間断面における配電系統の負荷・発電量、ノード電圧及び線路潮流を含む配電系統状態の計測値を格納する計測データベースと、
   前記配電系統の線路のインピーダンスを示す線路定数、負荷・発電量の初期値、及び前記線路とノードとの接続状況を表す系統構成データを含んで格納する潮流計算データベースとの情報を読み込み可能なコンピュータに、配電系統の潮流状態と各計測装置の誤差とを推定させるプログラムであって、
   前記潮流計算データベースから、前記線路定数、前記負荷・発電量の初期値及び前記系統構成データを読み込ませ、潮流計算により負荷・発電量、ノード電圧及び線路潮流を含む配電系統状態の推定値を計算させ、前記計測データベースに格納された配電系統状態の計測値を読み込ませ、前記読み込ませた配電系統状態の計測値と、前記配電系統状態の推定値との偏差を計算させ、前記計算させた偏差を用いて定式化された目的関数を、最適化計算により解かせることで、前記各計測装置における真値と計測値との関係を表すセンサ誤差データの推定値及び前記配電系統状態の推定値の修正量を計算させ、この修正量を用いて前記配電系統状態の推定値を修正させること、
   を特徴とする配電系統の状態推定プログラム。

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