JP2013162666A - Load estimation device - Google Patents

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Abstract

PROBLEM TO BE SOLVED: To provide a load estimation device that can estimate load distribution taking into consideration a PV power generation amount heavily influenced by a weather situation in a distribution system having many consumers having installed the PV.SOLUTION: A load estimation device according to the invention comprises: a preliminary statistical processing unit 121 which calculates an average actual load, which is an average actual load by hour at each load connection point, and also calculates a PV generation amount estimation model to estimate a PV power generation amount per unit PV capacity of a PV 112; and an estimation processing unit 124 which calculates an actual load at an estimation time point from the PV power generation amount in an estimation target section at the estimation time point and power measured by a switch with a built-in sensor 105, estimates an actual load at each load connection point in the estimation target section by proportionally dividing the actual load on the basis of the average actual load calculated by the preliminary statistical processing unit 121, and also estimates a load at each load connection point, which is obtained by subtracting the PV power generation amount at each load connection point from the actual load.

Description

本発明は、配電系統において配電線に接続されている各負荷の大きさを推定する負荷推定装置に関する。   The present invention relates to a load estimation device that estimates the size of each load connected to a distribution line in a distribution system.

配電系統での事故発生時や、工事等による配電線の停電作業時において、配電変電所から見て事故箇所または作業箇所より末端側の系統に接続される需要家への電力供給を継続すべく、系統切替え操作によって末端側系統を他配電線に接続し、他配電線から末端側系統に電力を融通する。この際、接続先の配電線で過負荷を発生させないよう、配電線の負荷分布を事前に把握し、接続先の配電線を選定する必要がある。   In the event of an accident in the power distribution system or during a power outage operation of the distribution line due to construction work, etc., in order to continue supplying power to customers connected to the system located at the terminal side of the accident location or work location as viewed from the distribution substation The terminal side system is connected to the other distribution line by the system switching operation, and power is accommodated from the other distribution line to the terminal side system. At this time, it is necessary to grasp in advance the distribution of load on the distribution line and select the distribution line at the connection destination so as not to cause an overload on the distribution line at the connection destination.

また、配電系統の電圧調整時には、配電線に接続される負荷の分布と線路定数などから配電線の電圧分布を推定し、配電変電所の引出口から配電線の末端までの電圧が適正範囲を逸脱しないように、ＬＲＴ（Ｌｏａｄ Ｒａｔｉｏ ｃｏｎｔｒｏｌ Ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ）やＳＶＲ（Ｓｔｅｐ Ｖｏｌｔａｇｅ Ｒｅｇｕｌａｔｏｒ）といった電圧調整機器を整定または制御する。   Also, when adjusting the voltage of the distribution system, the distribution of the voltage of the distribution line is estimated from the distribution of the load connected to the distribution line and the line constant, and the voltage from the distribution substation outlet to the end of the distribution line falls within the proper range. In order not to deviate, a voltage regulator such as LRT (Load Ratio Control Transformer) or SVR (Step Voltage Regulator) is set or controlled.

このように、配電系統の運用にあたっては配電線の負荷分布を把握する必要があり、電力融通や電圧調整を適切に行うためには、配電線の負荷分布を精度良くすることが求められる。   Thus, when operating the distribution system, it is necessary to grasp the load distribution of the distribution line, and in order to appropriately perform power interchange and voltage adjustment, it is required to improve the load distribution of the distribution line with high accuracy.

従来、配電線の負荷分布は、各需要家の契約電力容量、あるいはピーク／オフピークの想定負荷率に基づいて、配電変電所の送り出し電流を按分する方法等により推定していた。   Conventionally, distribution load distribution has been estimated by a method of apportioning the distribution current of the distribution substation based on the contracted power capacity of each consumer or the assumed peak / off-peak load factor.

しかし、近年、太陽光発電設備（以下、ＰＶとも称する）の導入が急速に進んでおり、このような状況下では、ＰＶ発電分を合わせた需要家の見かけ上の負荷が、ＰＶの発電状況に応じて変動するため、前述従来のような方法では、精度良く負荷分布を推定することは困難である。   However, in recent years, the introduction of solar power generation facilities (hereinafter also referred to as PV) has been rapidly progressing. Under such circumstances, the apparent load of the customer combined with the PV power generation is the PV power generation status. Therefore, it is difficult to accurately estimate the load distribution by the conventional method.

このような問題の対策として、ＰＶなどの分散型電源が連系された配電系統において、分散型電源の出力を考慮した負荷推定の方法が提案されている。   As a countermeasure against such a problem, a load estimation method that takes into account the output of a distributed power source in a distribution system in which distributed power sources such as PV are connected has been proposed.

例えば、配電線上の負荷や分散型電源の設備利用率（定格容量と平均発電量の比）・力率をパラメータとし、同配電線上に設置されたセンサ内蔵開閉器等の計測装置で計測した電圧・潮流と、パラメータから計算した計測装置設置箇所の電圧・潮流との差を目的関数として探索アルゴリズムを適用することで、負荷分布・電圧分布を推定する配電系統状態推定装置がある（例えば、特許文献１参照）。   For example, the voltage measured by a measuring device such as a sensor built-in switch installed on the distribution line, with the load on the distribution line, the facility utilization factor of the distributed power supply (ratio of rated capacity and average power generation), and the power factor as parameters. -There is a distribution system state estimation device that estimates the load distribution and voltage distribution by applying a search algorithm using the difference between the current and the voltage and current at the measurement device installation location calculated from the parameters as an objective function (for example, patents) Reference 1).

また、分散型電源は、配電線の停電時において独立運転の防止のために停止することから、分散型電源が連系されている区間について、過去に発生した事故停電前後での区間負荷計測値の変化を求めることによって、分散型電源が負担している負荷を加味した区間負荷を推定する負荷推定装置がある（例えば、特許文献２参照）。   In addition, since the distributed power supply is stopped to prevent independent operation at the time of power failure of the distribution line, the section load measurement value before and after the accident power failure that occurred in the past for the section where the distributed power supply is connected There is a load estimation device that estimates the section load in consideration of the load borne by the distributed power supply by obtaining the change in the power (see, for example, Patent Document 2).

特開２０１０−２６３７５４号公報（第３，４頁、図４）JP 2010-263754 A (3rd and 4th pages, FIG. 4) 特開２０１０−４１８０３号公報（第５頁、図２）JP 2010-41803 A (5th page, FIG. 2)

特許文献１では、負荷設備や出力が安定している分散型電源が接続されている配電線上の箇所について負荷分布を推定することができる。しかし、例えば、多数のＰＶが連系されている配電系統を負荷分布の推定対象とした場合、ＰＶの発電量に大きく影響する天候状況といった要因を推定結果に反映できず、配電線上の電気量計測値と推定による計算値との誤差のみが主に考慮されるため、分散型電源の発電量を考慮して精度良く負荷を推定することは困難である。   In patent document 1, load distribution can be estimated about the location on the distribution line to which the load type | system | group and the distributed power source with which the output is stabilized are connected. However, for example, when a distribution system in which a large number of PVs are connected is used as an object for load distribution estimation, factors such as weather conditions that greatly affect PV power generation cannot be reflected in the estimation results, and the amount of electricity on the distribution line Since only the error between the measured value and the estimated value is mainly considered, it is difficult to accurately estimate the load in consideration of the power generation amount of the distributed power source.

また、分散型電源が連系された系統で事故による停電が発生すると、復電後も健全区間需要家の分散型電源は規定により数分間は停止状態を保つ。従って、停止前の分散型電源が負担していた負荷も含めた需要家の負荷設備による実際の負荷（以下、実負荷とも称する）を、他配電線から融通する必要がある。   In addition, when a power failure due to an accident occurs in a system connected to a distributed power source, the distributed power source of a healthy section customer remains stopped for several minutes after the power recovery. Accordingly, it is necessary to accommodate the actual load (hereinafter also referred to as an actual load) by the customer's load facility including the load borne by the distributed power source before the stop from other distribution lines.

しかし、特許文献１では、需要家の構内に分散型電源が設置されている場合など、配電線の同一箇所に負荷設備と分散型電源とが位置している（設置されている）場合には、実負荷と分散型電源の発電量との差、すなわち、系統からみた見かけ上の負荷の大きさは推定できるが、その内訳について正しく推定することは困難である。このため、推定結果を事故時の電力の融通量の決定に使用できない（反映させることができない）という課題がある。   However, in Patent Document 1, when a load facility and a distributed power source are located (installed) at the same location of a distribution line, such as when a distributed power source is installed in a customer premises, Although the difference between the actual load and the amount of power generated by the distributed power source, that is, the apparent load as seen from the grid, can be estimated, it is difficult to correctly estimate the breakdown. For this reason, there is a problem that the estimation result cannot be used (cannot be reflected) in determining the amount of power interchange at the time of the accident.

また、特許文献２では、事故復旧時の電力の融通量決定を目的として、過去の事故発生時前後の負荷計測値の関係から、分散型電源の出力と、事故時に脱落する負荷と、これらを加味した需要家の実際の負荷とを推定することができる。しかし、配電系統に接続される分散型電源のうちの大部分を占めるＰＶは、その時々の天候状況に応じて出力が大きく変わる。従って、特許文献２の技術を多数のＰＶが連系された配電系統に適用して負荷推定方法を行うと、過去の事故発生時の天候状況と推定したいタイミングでの天候状況が異なる場合に、推定の誤差が大きくなるという問題がある。   Further, in Patent Document 2, for the purpose of determining the amount of power to be used at the time of accident recovery, the output of the distributed power source, the load that falls off at the time of the accident, and It is possible to estimate the actual load of the consumer in consideration. However, the output of PV, which occupies most of the distributed power sources connected to the power distribution system, varies greatly depending on the weather conditions. Therefore, when the load estimation method is performed by applying the technique of Patent Document 2 to a distribution system in which a large number of PVs are interconnected, when the weather condition at the time of estimation is different from the weather condition at the time of the past accident occurrence, There is a problem that an estimation error becomes large.

また、負荷の推定が区間の単位となっているため、区間の中にＰＶを設置している需要家と設置していない需要家とが散在している場合において、区間内の負荷分布が分からないため、電圧が適正範囲を逸脱しないように制御することは困難である。   In addition, since the load estimation is a unit of section, when the customers who have installed PV and the customers who have not installed are scattered in the section, the load distribution in the section is not known. Therefore, it is difficult to control the voltage so as not to deviate from the appropriate range.

現在、再生可能エネルギーの利用促進に向けた諸制度が整備されつつあり、住宅用太陽光発電設備の設置が急速に進んでいる。しかし上述の通り、従来では、多数のＰＶが連系された配電系統において、天候状況に応じたＰＶ発電量を加味して負荷を精度良く推定することが困難であるという問題があった。   Currently, various systems for promoting the use of renewable energy are being developed, and the installation of residential solar power generation facilities is progressing rapidly. However, as described above, conventionally, in a distribution system in which a large number of PVs are interconnected, there is a problem that it is difficult to accurately estimate the load in consideration of the PV power generation amount according to the weather conditions.

本発明は、これらの問題を解決するためになされたものであり、ＰＶを設置した需要家が多数存在する配電系統において、天候状況に大きく影響されるＰＶ発電量を考慮した負荷分布の推定が可能な負荷推定装置を提供することを目的とする。   The present invention has been made to solve these problems, and in a distribution system in which there are many customers who have installed PV, estimation of load distribution in consideration of PV power generation greatly influenced by weather conditions is performed. An object is to provide a possible load estimation device.

上記の課題を解決するために、本発明による負荷推定装置は、配電系統制御システムにおける負荷推定装置であって、配電系統制御システムは、配電線上の計測点に設けられ、当該計測点を通過する電力を計測するセンサ内蔵開閉器と、配電線における負荷の接続点である負荷接続点を介して接続された需要家に対して配電線から供給する供給電力量と、配電線が需要家から受電する受電電力量とを含む電力量を計測する電力量計と、推定対象となる需要家の負荷の近傍に設置され、設置地点の日射量を計測する日射計とを備え、負荷推定装置は、配電線に接続された負荷の大きさを推定するものであって、電力量計で計測された電力量と、需要家に設置されたＰＶ設備のＰＶ容量から算出されたＰＶ発電量とから、負荷接続点ごとにおける時間別の平均的な実負荷である平均実負荷を算出するとともに、日射計で計測された日射量に基づいて、ＰＶ設備の単位ＰＶ容量当たりのＰＶ発電量を推定するＰＶ発電量推定モデルを算出する事前統計処理部と、日射計で計測された日射量とＰＶ発電量推定モデルとに基づいて算出された推定時点における推定対象区間内のＰＶ発電量と、センサ内蔵開閉器で計測された電力とから推定時点における実負荷を算出し、当該実負荷を事前統計処理部で算出された平均実負荷に基づいて按分して推定対象区間内における負荷接続点ごとの実負荷を推定するとともに、当該実負荷から負荷接続点ごとのＰＶ発電量を差し引いた、負荷接続点ごとの負荷を推定する推定処理部とを備える。   In order to solve the above problems, a load estimation device according to the present invention is a load estimation device in a distribution system control system, and the distribution system control system is provided at a measurement point on the distribution line and passes through the measurement point. Switch with built-in sensor that measures power, the amount of power supplied from the distribution line to the customer connected via the load connection point that is the connection point of the load on the distribution line, and the distribution line receives power from the customer The load estimation device comprises a watt-hour meter that measures the amount of power including the amount of received power and a solar meter that is installed near the load of the consumer to be estimated and measures the amount of solar radiation at the installation point. Estimating the size of the load connected to the distribution line, from the amount of power measured by the watt hour meter and the PV power generation amount calculated from the PV capacity of the PV equipment installed in the consumer, At each load connection point A PV power generation estimation model for calculating an average actual load that is an average actual load for each of the PV facilities and estimating a PV power generation amount per unit PV capacity of the PV facility based on the solar radiation amount measured by the solar radiation meter. PV power generation amount in the estimation target section at the estimated time calculated based on the pre-statistical processing unit to be calculated, the solar radiation amount measured with the pyranometer and the PV power generation amount estimation model, and measured with a sensor built-in switch The actual load at the estimated time is calculated from the power, and the actual load is apportioned based on the average actual load calculated by the prior statistical processing unit to estimate the actual load for each load connection point in the estimation target section, An estimation processing unit that estimates the load at each load connection point by subtracting the PV power generation amount at each load connection point from the actual load.

本発明によると、配電系統制御システムは、配電線上の計測点に設けられ、当該計測点を通過する電力を計測するセンサ内蔵開閉器と、配電線における負荷の接続点である負荷接続点を介して接続された需要家に対して配電線から供給する供給電力量と、配電線が需要家から受電する受電電力量とを含む電力量を計測する電力量計と、推定対象となる需要家の負荷の近傍に設置され、設置地点の日射量を計測する日射計とを備え、負荷推定装置は、配電線に接続された負荷の大きさを推定するものであって、電力量計で計測された電力量と、需要家に設置されたＰＶ設備のＰＶ容量から算出されたＰＶ発電量とから、負荷接続点ごとにおける時間別の平均的な実負荷である平均実負荷を算出するとともに、日射計で計測された日射量に基づいて、ＰＶ設備の単位ＰＶ容量当たりのＰＶ発電量を推定するＰＶ発電量推定モデルを算出する事前統計処理部と、日射計で計測された日射量とＰＶ発電量推定モデルとに基づいて算出された推定時点における推定対象区間内のＰＶ発電量と、センサ内蔵開閉器で計測された電力とから推定時点における実負荷を算出し、当該実負荷を事前統計処理部で算出された平均実負荷に基づいて按分して推定対象区間内における負荷接続点ごとの実負荷を推定するとともに、当該実負荷から負荷接続点ごとのＰＶ発電量を差し引いた、負荷接続点ごとの負荷を推定する推定処理部とを備えるため、ＰＶを設置した需要家が多数存在する配電系統において、天候状況に大きく影響されるＰＶ発電量を考慮した負荷分布の推定が可能となる。   According to the present invention, the distribution system control system is provided at a measurement point on the distribution line, via a sensor built-in switch that measures power passing through the measurement point, and a load connection point that is a connection point of a load on the distribution line. A power meter that measures the amount of power including the amount of power supplied from the distribution line to the connected consumer and the amount of power received by the distribution line from the consumer, and It is installed in the vicinity of the load and is equipped with a pyranometer that measures the amount of solar radiation at the installation point.The load estimation device estimates the size of the load connected to the distribution line, and is measured by the watt hour meter. The average actual load, which is the average actual load by time at each load connection point, is calculated from the amount of power generated and the PV power generation amount calculated from the PV capacity of the PV equipment installed at the consumer. Based on the amount of solar radiation measured Calculated based on a pre-statistical processing unit that calculates a PV power generation amount estimation model for estimating a PV power generation amount per unit PV capacity of a PV facility, and a solar radiation amount measured by a solar radiation meter and a PV power generation amount estimation model The actual load at the estimated time is calculated from the PV power generation amount in the estimation target section at the estimated time and the power measured by the sensor built-in switch, and the actual load is based on the average actual load calculated by the prior statistical processing unit. And an estimation processing unit that estimates the actual load for each load connection point in the estimation target section and estimates the load for each load connection point by subtracting the PV power generation amount for each load connection point from the actual load; Therefore, it is possible to estimate the load distribution in consideration of the PV power generation amount that is greatly influenced by the weather conditions in a distribution system in which a large number of consumers who have installed PV exist.

本発明の実施の形態１による負荷推定装置を備える配電系統制御システムの構成を示すブロック図である。It is a block diagram which shows the structure of a power distribution system control system provided with the load estimation apparatus by Embodiment 1 of this invention. 本発明の実施の形態１による負荷推定装置の構成を示すブロック図である。It is a block diagram which shows the structure of the load estimation apparatus by Embodiment 1 of this invention. 本発明の実施の形態１による事前統計処理部における平均実負荷の算出処理を示すフローチャートである。It is a flowchart which shows the calculation process of the average actual load in the prior statistical process part by Embodiment 1 of this invention. 本発明の実施の形態１によるＰＶの理論発電量と平均設備利用率との関係を示す図である。It is a figure which shows the relationship between the theoretical electric power generation amount of PV by Embodiment 1 of this invention, and an average installation utilization factor. 本発明の実施の形態１による電力量計ごとの日別・時間帯別の負荷の算出処理を説明するための図である。It is a figure for demonstrating the calculation process of the load classified by day and time zone for every watt-hour meter by Embodiment 1 of this invention. 本発明の実施の形態１による配電用変圧器ごとの時間帯別の平均実負荷の算出処理を説明するための図である。It is a figure for demonstrating the calculation process of the average actual load according to the time slot | zone for every distribution transformer by Embodiment 1 of this invention. 本発明の実施の形態１による推定処理部における負荷推定の処理を示すフローチャートである。It is a flowchart which shows the process of the load estimation in the estimation process part by Embodiment 1 of this invention. 本発明の実施の形態１による負荷接続点ごとの実負荷推定の一例を示す図である。It is a figure which shows an example of the actual load estimation for every load connection point by Embodiment 1 of this invention. 本発明の実施の形態２による負荷推定装置の構成を示すブロック図である。It is a block diagram which shows the structure of the load estimation apparatus by Embodiment 2 of this invention. 本発明の実施の形態２によるＰＶ発電量推定モデルの導出処理を示すフローチャートである。It is a flowchart which shows the derivation | leading-out process of the PV electric power generation amount estimation model by Embodiment 2 of this invention. 本発明の実施の形態３による事前統計処理部における平均実負荷の算出処理を示すフローチャートである。It is a flowchart which shows the calculation process of the average actual load in the prior statistical process part by Embodiment 3 of this invention. 本発明の実施の形態３による推定処理部における負荷推定の処理を示すフローチャートである。It is a flowchart which shows the process of the load estimation in the estimation process part by Embodiment 3 of this invention. 本発明の実施の形態４による事前統計処理部における平均実負荷の算出処理を示すフローチャートである。It is a flowchart which shows the calculation process of the average actual load in the prior statistical process part by Embodiment 4 of this invention. 本発明の実施の形態４による推定処理部における負荷推定の処理を示すフローチャートである。It is a flowchart which shows the process of the load estimation in the estimation process part by Embodiment 4 of this invention. 本発明の実施の形態４による負荷接続点ごとの実負荷推定の一例を示す図である。It is a figure which shows an example of the actual load estimation for every load connection point by Embodiment 4 of this invention. 本発明の実施の形態５による負荷推定装置を備える配電系統制御システムの構成を示すブロック図である。It is a block diagram which shows the structure of a power distribution system control system provided with the load estimation apparatus by Embodiment 5 of this invention. 本発明の実施の形態５による事前統計処理部における平均実負荷の算出処理を示すフローチャートである。It is a flowchart which shows the calculation process of the average actual load in the prior statistical process part by Embodiment 5 of this invention.

本発明の実施の形態について、図面に基づいて以下に説明する。   Embodiments of the present invention will be described below with reference to the drawings.

＜実施の形態１＞
まず、本発明の実施の形態１による負荷推定装置を備える配電系統制御システムの構成について説明する。 <Embodiment 1>
First, the configuration of a distribution system control system including a load estimation device according to Embodiment 1 of the present invention will be described.

図１は、本実施の形態１による負荷推定装置１２０を備える配電系統制御システム１００の構成を示すブロック図である。図１に示すように、本実施の形態１による配電系統制御システム１００は、フィーダ遮断器１０３、フィーダ遮断器用通信装置１０４、センサ内蔵開閉器１０５、センサ内蔵開閉器用通信装置１０６、監視制御装置１０７、電力量計１１３、電力量計用通信装置１１４、自動検針装置１１５、日射計１１６、および負荷推定装置１２０を備えている。   FIG. 1 is a block diagram showing a configuration of a distribution system control system 100 including a load estimation device 120 according to the first embodiment. As shown in FIG. 1, a power distribution system control system 100 according to the first embodiment includes a feeder circuit breaker 103, a feeder circuit breaker communication device 104, a sensor built-in switch 105, a sensor built-in switch communication device 106, and a monitoring control device 107. , A watt hour meter 113, a watt hour meter communication device 114, an automatic meter reading device 115, a pyranometer 116, and a load estimation device 120.

配電線１０２は、配電変電所１０１から延設されている。配電変電所１０１における配電線１０２の引出口にはフィーダ遮断器１０３が設置されている。また、配電線１０２上には、当該配電線１０２を複数の区間に区分するセンサ内蔵開閉器１０５が設置されている。   The distribution line 102 extends from the distribution substation 101. A feeder circuit breaker 103 is installed at the outlet of the distribution line 102 in the distribution substation 101. Further, a sensor built-in switch 105 that divides the distribution line 102 into a plurality of sections is installed on the distribution line 102.

配電線１０２には、配電用変圧器１０８を介して低圧需要家１０９の構内に設置された負荷設備１１１およびＰＶ１１２（ＰＶ設備）が接続されている。低圧需要家１０９における配電線１０２の引込箇所には、電力量計１１３が接続されている。   The distribution line 102 is connected to a load facility 111 and a PV 112 (PV facility) installed on the premises of the low-voltage consumer 109 via a distribution transformer 108. A watt hour meter 113 is connected to a place where the distribution line 102 is drawn in the low voltage consumer 109.

また、配電線１０２には、高圧需要家１１０の構内に設置された負荷設備１１１およびＰＶ１１２が接続されている。高圧需要家１１１における配電線１０２の引込箇所には、電力量計１１３が接続されている。   The distribution line 102 is connected to a load facility 111 and a PV 112 installed on the premises of the high-voltage consumer 110. A watt hour meter 113 is connected to a place where the distribution line 102 is pulled in the high voltage consumer 111.

また、ＰＶ１１２を保有していない（設置していない）低圧需要家１０９および高圧需要家１１０は、負荷設備１１１のみが配電線１０２に接続されている。   Moreover, only the load equipment 111 is connected to the distribution line 102 in the low-voltage consumer 109 and the high-voltage consumer 110 that do not own (install) the PV 112.

フィーダ遮断器１０３は、電圧センサＰＴおよび電流センサＣＴを内蔵しており、フィーダ遮断器１０３を通過する電力を予め定められた周期で計測する。フィーダ遮断器１０３は、フィーダ遮断器用通信装置１０４に接続されており、フィーダ遮断器用通信装置１０４は通信回線を介して監視制御装置１０７に接続されている。フィーダ遮断器用通信装置１０４は、フィーダ遮断器１０３で計測された計測値（以下、フィーダ遮断器計測値とも称する）を取得し、取得したフィーダ遮断器計測値を監視制御装置１０７に送信する。   The feeder circuit breaker 103 includes a voltage sensor PT and a current sensor CT, and measures the power passing through the feeder circuit breaker 103 at a predetermined cycle. The feeder circuit breaker 103 is connected to a feeder circuit breaker communication device 104, and the feeder circuit breaker communication device 104 is connected to a monitoring control device 107 via a communication line. The feeder circuit breaker communication device 104 acquires a measurement value measured by the feeder circuit breaker 103 (hereinafter also referred to as a feeder circuit breaker measurement value), and transmits the acquired feeder circuit breaker measurement value to the monitoring control device 107.

センサ内蔵開閉器１０５は、電圧センサＰＴおよび電流センサＣＴを内蔵しており、センサ内蔵開閉器１０５を通過する電力を予め定められた周期で計測する。センサ内蔵開閉器１０５は、センサ内蔵開閉器用通信装置１０６に接続されており、センサ内蔵開閉器用通信装置１０６は、通信回線を介して監視制御装置１０７に接続されている。センサ内蔵開閉器用通信装置１０６は、センサ内蔵開閉器１０５で計測された計測値（以下、開閉器計測値とも称する）を取得し、取得した開閉器計測値を監視制御装置１０７に送信する。すなわち、センサ内蔵開閉器１０５は、配電線１０２上の計測点に設けられ、当該計測点を通過する電力を計測する。   The sensor built-in switch 105 includes a voltage sensor PT and a current sensor CT, and measures the power passing through the sensor built-in switch 105 at a predetermined cycle. The sensor built-in switch 105 is connected to a sensor built-in switch communication device 106, and the sensor built-in switch communication device 106 is connected to a monitoring control device 107 via a communication line. The sensor built-in switch communication device 106 acquires a measurement value (hereinafter also referred to as a switch measurement value) measured by the sensor built-in switch 105, and transmits the acquired switch measurement value to the monitoring control device 107. That is, the sensor built-in switch 105 is provided at a measurement point on the distribution line 102 and measures electric power passing through the measurement point.

監視制御装置１０７は、フィーダ遮断器用通信装置１０４から送信されたフィーダ遮断器計測値を受信し、フィーダ遮断器計測値データとして記録する。当該フィーダ遮断器計測値データは、負荷推定装置１２０による負荷推定処理において必要なときに参照される。フィーダ遮断器計測値データのデータ形式については後述する。   The monitoring control device 107 receives the feeder breaker measurement value transmitted from the feeder breaker communication device 104 and records it as feeder breaker measurement value data. The feeder breaker measurement value data is referred to when necessary in the load estimation process by the load estimation device 120. The data format of the feeder breaker measurement value data will be described later.

また、監視制御装置１０７は、センサ内蔵開閉器用通信装置１０６から開閉器計測値を受信し、開閉器計測値データとして記録する。当該開閉器計測値データは、負荷推定装置１２０による負荷推定処理において必要な時に参照される。開閉器計測値データのデータ形式については後述する。   The monitoring control device 107 receives the switch measurement value from the sensor built-in switch communication device 106 and records it as switch measurement value data. The switch measurement value data is referred to when necessary in the load estimation process by the load estimation device 120. The data format of the switch measurement value data will be described later.

電力量計１１３は、配電線１０２から設置先需要家に供給された電力量の累積値、および配電線１０２が設置先需要家から受電した電力量の累積値を、予め定められた周期で計測する。電力量計１１３は、電力量計用通信装置１１４と接続されており、電力量計用通信装置１１４は、通信回線を介して自動検針装置１１５と接続されている。電力量計用通信装置１１４は、電力量計１１３で計測された計測値（以下、電力量計計測値とも称する）を取得し、取得した電力量計計測値を自動検針装置１１５に送信する。すなわち、電力量計１１３は、配電線１０２における負荷の接続点である負荷接続点を介して接続された需要家に対して配電線１０２から供給する供給電力量と、配電線１０２が需要家から受電する受電電力量とを含む電力量を計測する。   The watt-hour meter 113 measures the cumulative value of the amount of power supplied from the distribution line 102 to the installation customer and the cumulative value of the amount of power received by the distribution line 102 from the installation customer at predetermined intervals. To do. The watt-hour meter 113 is connected to a watt-hour meter communication device 114, and the watt-hour meter communication device 114 is connected to an automatic meter-reading device 115 via a communication line. The watt-hour meter communication device 114 acquires a measurement value (hereinafter also referred to as a watt-hour measurement value) measured by the watt-hour meter 113 and transmits the acquired watt-hour meter measurement value to the automatic meter reading device 115. That is, the watt-hour meter 113 supplies the amount of power supplied from the distribution line 102 to the consumer connected via the load connection point, which is the connection point of the load in the distribution line 102, and the distribution line 102 from the consumer. The amount of power including the amount of received power to be received is measured.

自動検針装置１１５は、電力量計用通信装置１１４から送信された電力量計計測値を受信し、計量データとして記録する。当該計量データは、負荷推定装置１２０による負荷推定処理において必要な時に参照される。計量データのデータ形式については後述する。   The automatic meter reading device 115 receives the watt-hour measurement value transmitted from the watt-hour meter communication device 114 and records it as measurement data. The measurement data is referred to when necessary in the load estimation process by the load estimation device 120. The data format of the weighing data will be described later.

日射計１１６は、推定対象となる負荷の近傍に設置され、設置地点の日射量を予め定められた周期で計測し、日射量データとして記録する。日射計１１６は、例えば、配電変電所１０１ごとに設置される。当該日射量データは、負荷推定装置１２０による負荷推定処理において必要な時に参照される。日射量データのデータ形式については後述する。すなわち、日射計１１６は、推薦対象となる需要家の負荷の近傍に配置され、設置地点の日射量を計測する。   The pyranometer 116 is installed in the vicinity of the load to be estimated, measures the amount of solar radiation at the installation point in a predetermined cycle, and records it as solar radiation amount data. The pyranometer 116 is installed for each distribution substation 101, for example. The solar radiation amount data is referred to when necessary in the load estimation process by the load estimation device 120. The data format of the solar radiation data will be described later. That is, the solar radiation meter 116 is arranged in the vicinity of the load of the customer to be recommended, and measures the amount of solar radiation at the installation point.

次に、負荷推定装置１２０の構成について説明する。   Next, the configuration of the load estimation device 120 will be described.

図２は、本実施の形態１による負荷推定装置１２０の構成を示すブロック図である。図２に示すように、本実施の形態１による負荷推定装置１２０は、配電線１０２に接続された負荷の大きさを推定するものであり、事前統計処理部１２１、事前統計処理用通信部１２２、データ格納部１２３、推定処理部１２４、推定処理用通信部１２５、入力部１２６、および出力部１２７を備えている。事前統計処理部１２１、事前統計処理用通信部１２２、およびデータ格納部１２３は、データバスを介して相互にデータの送受信が可能である。また、データ格納部１２３、推定処理部１２４、推定処理用通信部１２５、入力部１２６、および出力部１２７は、データバスを介して相互にデータの送受信が可能である。   FIG. 2 is a block diagram showing the configuration of the load estimation device 120 according to the first embodiment. As shown in FIG. 2, the load estimation device 120 according to the first embodiment estimates the magnitude of the load connected to the distribution line 102, and includes a preliminary statistical processing unit 121 and a preliminary statistical processing communication unit 122. , A data storage unit 123, an estimation processing unit 124, an estimation processing communication unit 125, an input unit 126, and an output unit 127. The pre-statistic processing unit 121, the pre-statistic processing communication unit 122, and the data storage unit 123 can transmit and receive data to and from each other via a data bus. The data storage unit 123, the estimation processing unit 124, the estimation processing communication unit 125, the input unit 126, and the output unit 127 can transmit and receive data to and from each other via a data bus.

事前統計処理部１２１は、例えばＣＰＵ（Ｃｅｎｔｒａｌ Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ Ｕｎｉｔ）およびＤＲＡＭ（Ｄｙｎａｍｉｃ Ｒａｎｄｏｍ Ａｃｃｅｓｓ Ｍｅｍｏｒｙ）で実現される。また、事前統計処理部１２１は、ＰＶシステムに関する年間の統計情報に基づいてＰＶの時間別平均設備利用率（以下、時刻別ＰＶ平均設備利用率とも称する）を算出する。さらに、事前統計処理部１２１は、需要家設備データ、時刻別ＰＶ平均設備利用率、および計量データに基づき、配電線１０２における配電用変圧器１０８の接続点および高圧需要家の引込点（以下、まとめて負荷接続点とも称する）ごとに、配電系統からの電力供給とＰＶ発電量によって賄われている負荷とを合わせた実負荷の平均値を時間帯別に求め、平均実負荷データとしてデータ格納部１２３に格納する。平均実負荷データのデータ形式については後述する。また、事前統計処理部１２１は、後述のＰＶ発電量推定モデルを算出する。   The prior statistical processing unit 121 is realized by, for example, a CPU (Central Processing Unit) and a DRAM (Dynamic Random Access Memory). In addition, the prior statistical processing unit 121 calculates a PV hourly average facility usage rate (hereinafter also referred to as a time-based PV average facility usage rate) based on annual statistical information regarding the PV system. Further, the pre-statistical processing unit 121 determines the connection point of the distribution transformer 108 in the distribution line 102 and the pull-in point of the high-voltage customer based on the customer facility data, the PV average facility utilization rate by time, and the weighing data (hereinafter, referred to as “ For each time zone, the average value of the actual load that combines the power supply from the distribution system and the load covered by the PV power generation amount is obtained for each time zone, and the data storage unit as the average actual load data 123. The data format of the average actual load data will be described later. The prior statistical processing unit 121 calculates a PV power generation amount estimation model described later.

すなわち、事前統計処理部１２１は、電力量計で計測された電力量と、需要家に設置されたＰＶ１１２（ＰＶ設備）のＰＶ容量から算出されたＰＶ発電量とから、負荷接続点ごとにおける時間別の平均的な実負荷である平均実負荷を算出するとともに、日射計１１６で計測された日射量に基づいて、ＰＶ１１２の単位ＰＶ容量当たりのＰＶ発電量を推定するＰＶ発電量推定モデルを算出する。   That is, the prior statistical processing unit 121 determines the time at each load connection point from the amount of power measured by the watt-hour meter and the PV power generation amount calculated from the PV capacity of the PV 112 (PV facility) installed in the consumer. An average actual load, which is another average actual load, is calculated, and a PV power generation amount estimation model for estimating the PV power generation amount per unit PV capacity of the PV 112 is calculated based on the solar radiation amount measured by the solar radiation meter 116. To do.

なお、時間帯とは、１日２４時間を複数の時間区間に分割したものであり、ここでは、１時間帯を毎時００分から１時間とした合計２４時間帯とするが、例えば毎時００分からの３０分までと、毎時３０分から次の００分までとをそれぞれの時間帯とする合計４８時間帯としてもよく、００：００から３時間ごとの時間帯とする合計８時間帯としてもよい。   The time zone is divided into 24 hours a day into a plurality of time intervals. Here, the time zone is a total of 24 hours from 00 minutes to 1 hour. It may be a total of 48 hours including 30 minutes and 30 minutes per hour to the next 00 minutes, or a total of 8 hours including 3 hours from 00:00.

事前統計処理用通信部１２２は、例えばネットワークインタフェース装置で実現される。事前統計処理用通信部１２２は、自動検針装置１１５と通信を行い、自動検針装置１１５から計量データを取得する。   The prior statistical processing communication unit 122 is realized by, for example, a network interface device. The pre-statistic processing communication unit 122 communicates with the automatic meter reading device 115 and acquires measurement data from the automatic meter reading device 115.

データ格納部１２３は、例えば磁気ディスク装置で実現される。データ格納部１２３には、配電系統の構成情報として、配電線データ、センサ内蔵開閉器データ、配電用変圧器データが格納されている。また、データ格納部１２３には、供給設備情報として、低圧需要家供給設備データ、高圧需要家供給設備データ、およびＰＶ設備データが格納される。また、データ格納部１２３には、事前統計処理の結果として、平均実負荷データおよびＰＶ発電量推定モデルデータが格納される。データ格納部１２３に格納される各データのデータ形式については後述する。   The data storage unit 123 is realized by a magnetic disk device, for example. In the data storage unit 123, distribution line data, sensor built-in switch data, and distribution transformer data are stored as configuration information of the distribution system. The data storage unit 123 stores low-pressure customer supply facility data, high-pressure customer supply facility data, and PV facility data as supply facility information. Moreover, the average actual load data and the PV power generation amount estimation model data are stored in the data storage unit 123 as a result of the prior statistical processing. The data format of each data stored in the data storage unit 123 will be described later.

推定処理部１２４は、例えばＣＰＵおよびＤＲＡＭで実現される。推定処理部１２４は、開閉器計測値データ、日射量データ、およびＰＶ発電量推定モデルデータに基づいて配電線区間ごとの実負荷を求め、当該配電線区間ごとの実負荷と平均実負荷データとから負荷接続点ごとの実負荷の分布を推定し、さらにＰＶ発電量推定モデルデータとPV設備データとに基づいて負荷接続点ごとの配電系統から見た負荷の分布を推定する。   The estimation processing unit 124 is realized by a CPU and a DRAM, for example. The estimation processing unit 124 obtains the actual load for each distribution line section based on the switch measurement value data, the solar radiation amount data, and the PV power generation amount estimation model data, and calculates the actual load and average actual load data for each distribution line section. The actual load distribution at each load connection point is estimated from the load distribution point, and the load distribution viewed from the distribution system at each load connection point is estimated based on the PV power generation amount estimation model data and the PV facility data.

すなわち、推定処理部１２４は、日射計１１６で計測された日射量とＰＶ発電量推定モデルとに基づいて算出された推定時点における推定対象区間内のＰＶ発電量と、センサ内蔵開閉器１０５で計測された電力とから推定時点における実負荷を算出し、当該実負荷を事前統計処理部１２１で算出された平均実負荷に基づいて按分して推定対象区間内における負荷接続点ごとの実負荷を推定するとともに、当該実負荷から負荷接続点ごとのＰＶ発電量を差し引いた、負荷接続点ごとの負荷を推定する。   That is, the estimation processing unit 124 measures the PV power generation amount in the estimation target section calculated based on the solar radiation amount measured by the solar radiation meter 116 and the PV power generation amount estimation model, and the sensor built-in switch 105. The actual load at the estimation time is calculated from the calculated power, and the actual load is apportioned based on the average actual load calculated by the prior statistical processing unit 121 to estimate the actual load for each load connection point in the estimation target section. In addition, the load at each load connection point is estimated by subtracting the PV power generation amount at each load connection point from the actual load.

推定処理用通信部１２５は、例えばネットワークインタフェース装置で実現される。推定処理用通信部１２５は、監視制御装置１０７および日射計１１６と通信を行い、開閉器計測値データおよび日射量データを取得する。   The estimation processing communication unit 125 is realized by a network interface device, for example. The estimation processing communication unit 125 communicates with the monitoring control device 107 and the pyranometer 116 to acquire switch measurement value data and solar radiation amount data.

入力部１２６は、例えばモニタ、キーボード、およびマウスを備えて構成される。入力部１２６は、いずれの配電線１０２について負荷推定を行うかを指定する。運用者は、入力部１２６を操作して、負荷推定を行いたい配電線１０２を入力する。   The input unit 126 includes, for example, a monitor, a keyboard, and a mouse. The input unit 126 designates which distribution line 102 the load estimation is performed on. The operator operates the input unit 126 to input the distribution line 102 for which load estimation is to be performed.

なお、入力部１２６は、例えばネットワークインタフェース装置で実現し、電力の融通計算や電圧推定を行う他システムとの間で通信を行い、負荷推定対象の配電線１０２を入力として受信する構成としてもよい。   The input unit 126 may be realized by, for example, a network interface device, communicate with another system that performs power interchange calculation and voltage estimation, and may receive the load distribution target distribution line 102 as an input. .

出力部１２７は、例えばディスプレイ装置、印刷装置、または磁気ディスク装置によって実現される。出力部１２７は、推定処理部１２４で算出された負荷接続点ごとの実負荷の分布、および系統から見た負荷の分布を出力する。   The output unit 127 is realized by a display device, a printing device, or a magnetic disk device, for example. The output unit 127 outputs the distribution of the actual load for each load connection point calculated by the estimation processing unit 124 and the distribution of the load viewed from the system.

なお、出力部１２７は、例えばネットワークインタフェース装置で実現し、電力の融通計算や電圧推定を行う他システムとの間で通信を行い、推定処理部１２４で求めた負荷接続点ごとの実負荷の分布、および系統から見た負荷の分布を出力として送信する構成としてもよい。   The output unit 127 is realized by, for example, a network interface device, communicates with other systems that perform power interchange calculation and voltage estimation, and the distribution of actual loads for each load connection point obtained by the estimation processing unit 124. The load distribution viewed from the system may be transmitted as an output.

次に、本実施の形態１による各種データのデータ形式について説明する。   Next, the data format of various data according to the first embodiment will be described.

Figure 2013162666
Figure 2013162666

表１は、配電線データの一例を示す表である。配電線データは、各配電線１０２がどの配電変電所１０１から引き出されているのかを示すデータである。表１に示すように、配電線番号は、配電線１０２を一意に識別する番号である。また、配電変電所番号は、配電変電所１０１を一意に識別する番号であり、当該配電線１０２の引出元の配電変電所１０１を示している。   Table 1 is a table showing an example of distribution line data. The distribution line data is data indicating which distribution substation 101 each distribution line 102 is drawn from. As shown in Table 1, the distribution line number is a number that uniquely identifies the distribution line 102. The distribution substation number is a number that uniquely identifies the distribution substation 101 and indicates the distribution substation 101 from which the distribution line 102 is drawn.

Figure 2013162666
Figure 2013162666

表２は、配電線区間データの一例を示す表である。配電線区間データは、各配電線区分がどの配電線に含まれるのかを示すデータである。表２に示すように、配電線区間番号は、センサ内蔵開閉器１０５によって区分される配電線区間を一意に識別する番号である。また、配電線番号は、配電線１０２を一意に識別する番号である。   Table 2 is a table showing an example of distribution line section data. Distribution line section data is data indicating which distribution line each distribution line segment is included in. As shown in Table 2, the distribution line section number is a number that uniquely identifies the distribution line section divided by the sensor built-in switch 105. The distribution line number is a number that uniquely identifies the distribution line 102.

Figure 2013162666
Figure 2013162666

表３は、センサ内蔵開閉器データの一例を示す表である。センサ内蔵開閉器データは、各センサ内蔵開閉器１０５がいずれの配電線区間の間に設置されているのかを示すデータである。表３に示すように、区分開閉器番号は、センサ内蔵開閉器１０５を一意に識別する番号である。また、電源側区間番号は、センサ内蔵開閉器１０５から見て電源側に接続している配電線区間の配電線区間番号である。また、負荷側区間番号は、センサ内蔵開閉器１０５から見て負荷側に接続している配電線区間の配電線区間番号である。なお、あるセンサ内蔵開閉器１０５から送り出し元のフィーダ遮断器１０３までの間に、別のセンサ内蔵開閉器１０５が設置されていない場合において、当該センサ内蔵開閉器１０５に対応するセンサ内蔵開閉器データの電源側区間番号は、「（ＳＳ）」という値で示される。   Table 3 is a table showing an example of sensor built-in switch data. The sensor built-in switch data is data indicating which distribution line section each sensor built-in switch 105 is installed. As shown in Table 3, the section switch number is a number that uniquely identifies the sensor built-in switch 105. The power supply section number is a distribution line section number of a distribution section connected to the power supply side when viewed from the sensor built-in switch 105. The load side section number is the distribution line section number of the distribution section connected to the load side as viewed from the sensor built-in switch 105. In the case where another sensor built-in switch 105 is not installed between a certain sensor built-in switch 105 and the feeder breaker 103 that is the sending source, the sensor built-in switch data corresponding to the sensor built-in switch 105 is not provided. The power supply section number is indicated by a value “(SS)”.

Figure 2013162666
Figure 2013162666

表４は、配電用変圧器データの一例を示す表である。配電用変圧器データは、各配電用変圧器１０８が、どの配電線区間に含まれるのか、接続の相線式は何であるのか、および単相負荷をどの相間に接続しているのかを示すデータである。表４に示すように、配電用変圧器番号は、配電用変圧器１０８を一意に識別する番号である。また、配電線区間番号は、配電用変圧器１０８が接続する配電線区間の配電線区間番号である。また、相線式は、配電用変圧器１０８の接続相線式であり、単相２線式、単相３線式、三相３線式、あるいは電灯動力併用三相４線式といった値を示す。また、単相負荷接続相は、配電用変圧器１０８が単相変圧器または電灯動力併用三相４線式の変圧器である場合において、その単相負荷がどの相間に接続されているかを示しており、Ｒ−Ｓ、Ｓ−Ｔ、あるいはＴ−Ｒといった値を示す。なお、配電用変圧器１０８が三相３線式である場合は、単相負荷接続相は値なしとする（表４では、空白で示される）。   Table 4 is a table showing an example of distribution transformer data. Distribution transformer data is data indicating which distribution line each distribution transformer 108 is included in, what phase line connection is used, and between which phase a single-phase load is connected It is. As shown in Table 4, the distribution transformer number is a number that uniquely identifies the distribution transformer 108. The distribution line section number is the distribution line section number of the distribution line section to which the distribution transformer 108 is connected. The phase wire type is a connection phase wire type of the distribution transformer 108, and values such as a single-phase two-wire type, a single-phase three-wire type, a three-phase three-wire type, or a three-phase four-wire type combined with electric power are used. Show. The single-phase load connection phase indicates which phase the single-phase load is connected to when the distribution transformer 108 is a single-phase transformer or a three-phase four-wire transformer combined with electric power. And indicates a value such as RS, ST, or TR. When the distribution transformer 108 is a three-phase three-wire system, the single-phase load connection phase has no value (indicated by a blank in Table 4).

Figure 2013162666
Figure 2013162666

表５は、低圧需要家供給設備データの一例を示す表である。低圧需要家供給設備データは、各低圧需要家１０９に電力を供給する設備についての情報を示すデータである。表５に示すように、需要家番号は、需要家を一意に識別する番号である。また、電力量計番号は、電力量計１１３を一意に識別する番号であり、各低圧需要家１０９に設置された電力量計１１３の電力量計番号を示している。また、供給方式は、各低圧需要家１０９に電力を供給する方式であり、単相、三相といった値を示す。また、配電用変圧器番号は、各低圧需要家１０９が接続する配電用変圧器１０８の配電用変圧器番号である。   Table 5 is a table showing an example of low-pressure customer supply equipment data. The low-voltage consumer supply facility data is data indicating information about facilities for supplying power to each low-voltage consumer 109. As shown in Table 5, the customer number is a number that uniquely identifies the customer. The watt-hour meter number is a number that uniquely identifies the watt-hour meter 113, and indicates the watt-hour meter number of the watt-hour meter 113 installed in each low-voltage consumer 109. The supply method is a method of supplying electric power to each low-voltage consumer 109 and shows values such as single phase and three phase. The distribution transformer number is the distribution transformer number of the distribution transformer 108 to which each low-voltage consumer 109 is connected.

Figure 2013162666
Figure 2013162666

表６は、高圧需要家供給設備データの一例を示す表である。高圧需要家供給設備データは、各高圧需要家１１０に電力を供給する設備についての情報を示すデータである。表６に示すように、需要家番号は、各高圧需要家１１０を一意に識別する番号である。また、電力量計番号は、電力量計１１３を一意に識別する番号であり、各高圧需要家１１０に設置された電力量計１１３の電力量計番号を示している。また、配電線区間番号は、各高圧需要家１１０の引込線が接続している配電線区間の配電線区間番号である。   Table 6 is a table | surface which shows an example of high voltage customer supply equipment data. The high-voltage consumer supply facility data is data indicating information about facilities for supplying power to each high-voltage consumer 110. As shown in Table 6, the customer number is a number that uniquely identifies each high-pressure customer 110. The watt-hour meter number is a number that uniquely identifies the watt-hour meter 113, and indicates the watt-hour meter number of the watt-hour meter 113 installed in each high-voltage consumer 110. The distribution line section number is the distribution line section number of the distribution line section to which the lead-in wire of each high-voltage consumer 110 is connected.

Figure 2013162666
Figure 2013162666

表７は、ＰＶ設備データの一例を示す表である。表７に示すように、ＰＶ設備データは、各需要家１０９，１１０が設置しているＰＶ１１２（ＰＶ設備）についての情報を示すデータである。また、需要家番号は各需要家１０９，１１０を一意に識別する番号である。また、ＰＶ容量は、各需要家１０９，１１０が設置しているＰＶの容量（ｋＷ）を示す値である。   Table 7 is a table showing an example of PV facility data. As shown in Table 7, the PV facility data is data indicating information on the PV 112 (PV facility) installed by each consumer 109, 110. The customer number is a number that uniquely identifies each customer 109, 110. Moreover, PV capacity | capacitance is a value which shows the capacity | capacitance (kW) of PV which each consumer 109,110 has installed.

Figure 2013162666
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表８は、フィーダ遮断器計測値データの一例を示す表である。フィーダ遮断器計測値データは、フィーダ遮断器１０３によって計測した計測値を示すデータである。なお、遮断器計測値データは、１件のデータが１つのフィーダ遮断器１０３によって計測した１回分の結果に対応している。表８に示すように、配電線番号は、フィーダ遮断器１０３から引き出される配電線１０２を一意に識別する番号である。また、計測時刻は、計測結果に対応する計測値を計測した時刻を表している。また、ＰＲ，ＰＳ，ＰＴは、それぞれＲ相、Ｓ相、Ｔ相を通過する有効電力を示している。 Table 8 is a table | surface which shows an example of feeder circuit breaker measured value data. The feeder circuit breaker measurement value data is data indicating the measurement value measured by the feeder circuit breaker 103. Note that the circuit breaker measurement value data corresponds to the result of one time when one piece of data is measured by one feeder circuit breaker 103. As shown in Table 8, the distribution line number is a number that uniquely identifies the distribution line 102 drawn from the feeder circuit breaker 103. The measurement time represents the time when the measurement value corresponding to the measurement result is measured. P R , P S , and P T indicate active powers that pass through the R phase, the S phase, and the T phase, respectively.

Figure 2013162666
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表９は、開閉器計測値データの一例を示す表である。開閉器計測値データは、センサ内蔵開閉器１０５によって計測した計測値を示すデータである。なお、開閉器計測値データは、１件のデータが１つのセンサ内蔵開閉器１０５によって計測した１回分の結果に対応している。表９に示すように、開閉器番号は、センサ内蔵開閉器１０５を一意に識別する番号である。また、計測時刻は、計測結果に対応する計測値を計測した時刻を表している。また、ＰＲ，ＰＳ，ＰＴは、それぞれＲ相、Ｓ相、Ｔ相を通過する有効電力を示している。 Table 9 is a table showing an example of switch measurement value data. The switch measurement value data is data indicating the measurement value measured by the sensor built-in switch 105. Note that the switch measurement value data corresponds to a result of one time when one piece of data is measured by one sensor built-in switch 105. As shown in Table 9, the switch number is a number that uniquely identifies the sensor built-in switch 105. The measurement time represents the time when the measurement value corresponding to the measurement result is measured. P R , P S , and P T indicate active powers that pass through the R phase, the S phase, and the T phase, respectively.

Figure 2013162666
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表１０は、計量データの一例を示す表である。計量データは、電力量計１１３によって計測した値を示すデータである。なお、計量データは、１件のデータが１つの電力量計１１３によって計測した１回分の結果に対応している。表１０に示すように、電力量計番号は、電力量計１１３を一意に識別する番号である。電力量計１１３は、配電線１０２から需要家１０９へ供給した有効電力量の累積値を保持しており、表１０に示す累積供給電力量は、この累積値の計測時刻での値を示している。また、電力量計１１３は、配電線１０２が需要家１０９から受電した有効電力量の累積値を保持しており、表１０に示す累積受電電力量は、この累積値の計測時刻での値を示している。   Table 10 is a table showing an example of the weighing data. The measurement data is data indicating a value measured by the watt hour meter 113. Note that the measurement data corresponds to one result obtained by measuring one piece of data with one watt-hour meter 113. As shown in Table 10, the watt-hour meter number is a number that uniquely identifies the watt-hour meter 113. The watt hour meter 113 holds a cumulative value of the active power amount supplied from the distribution line 102 to the consumer 109, and the cumulative power supply amount shown in Table 10 indicates the value at the measurement time of the cumulative value. Yes. In addition, the watt-hour meter 113 holds a cumulative value of the active power amount received by the distribution line 102 from the consumer 109, and the cumulative received power amount shown in Table 10 is a value at the measurement time of the cumulative value. Show.

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表１１は、日射量データの一例を示す表である。日射量データは、日射計１１６で計測した計測値を示すデータである。日射量データは、１件のデータが１つの日射計１１６によって計測した１回分の結果に対応している。表１１に示すように、配電変電所番号は、日射計１１６を設置した近傍の配電変電所１０１を一意に識別する番号である。また、日射量は、計測時刻に示される時刻に計測した日射計１１６の計測値を示している。   Table 11 is a table showing an example of solar radiation amount data. The solar radiation amount data is data indicating measurement values measured by the solar radiation meter 116. The solar radiation amount data corresponds to the result of one time when one piece of data is measured by one solar radiation meter 116. As shown in Table 11, the distribution substation number is a number that uniquely identifies the distribution substation 101 in the vicinity where the pyranometer 116 is installed. Moreover, the solar radiation amount has shown the measured value of the solar radiation meter 116 measured at the time shown by measurement time.

Figure 2013162666
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表１２は、平均実負荷データの一例を示す表である。平均実負荷データは、事前統計処理部１２１で求めた負荷接続点ごとの時間帯別の平均実負荷を示している。平均実負荷データは、１件のデータが１つの負荷接続点の１時間帯分の平均実負荷の値を示している。表１２に示すように、負荷接続点番号は、配電線１０２に負荷が接続する単位である、配電用変圧器１０８または高圧需要家１１０を一意に識別する番号である。また、平均実負荷は、時間帯で表される時間についての平均実負荷、すなわち配電系統から負荷接続点に供給する負荷および、負荷接続点以下に接続するＰＶ１１２の発電量によって賄われる負荷を合わせた平均的な値を示している。   Table 12 is a table showing an example of average actual load data. The average actual load data indicates an average actual load for each time zone for each load connection point obtained by the prior statistical processing unit 121. The average actual load data indicates the value of the average actual load for one hour at one load connection point. As shown in Table 12, the load connection point number is a number that uniquely identifies the distribution transformer 108 or the high-voltage consumer 110 that is a unit for connecting a load to the distribution line 102. The average actual load is the average actual load for the time represented by the time zone, that is, the load supplied from the distribution system to the load connection point and the load provided by the PV 112 connected to the load connection point or less. Average values are shown.

なお、時間帯とは、１日２４時間を複数の時間区間に分割したものであり、ここでは、１時間帯を毎時００分から１時間とした合計２４時間帯とするが、例えば毎時００分からの３０分までと、毎時３０分から次の００分までとをそれぞれの時間帯とする合計４８時間帯としてもよく、００：００から３時間ごとの時間帯とする合計８時間帯としてもよい。   The time zone is divided into 24 hours a day into a plurality of time intervals. Here, the time zone is a total of 24 hours from 00 minutes to 1 hour. It may be a total of 48 hours including 30 minutes and 30 minutes per hour to the next 00 minutes, or a total of 8 hours including 3 hours from 00:00.

ＰＶ発電量推定モデルデータは、日射量からＰＶ容量１ｋＷあたりの発電量を求めるための、線形回帰式の切片および傾きから構成される。   The PV power generation amount estimation model data includes an intercept and a slope of a linear regression equation for obtaining the power generation amount per 1 kW of PV capacity from the solar radiation amount.

次に、事前統計処理部１２１によるＰＶ発電量推定モデル導出の具体的な動作について説明する。   Next, a specific operation for deriving the PV power generation amount estimation model by the prior statistical processing unit 121 will be described.

事前統計処理部１２１では、例えば、電力系統を運用する電気事業者が属する地域や国のＰＶシステムに関する統計情報を利用して、計測された日射量と、同地域・同時刻のＰＶ発電量とを組み合わせて、「（日射量計測値，計測値から求めた単位容量あたり発電量）」というデータの組を作成する。これに最小二乗法を適用して、日射量ｘと単位容量あたり発電量ｙとの関係をｙ＝α＋βｘという一次式に回帰する。この結果から、回帰直線の切片αと傾きβとを、ＰＶ発電量推定モデルデータとしてデータ格納部１２３に格納する。   In the prior statistical processing unit 121, for example, using the statistical information on the PV system in the region or country to which the electric power company operating the power system belongs, the measured solar radiation amount and the PV power generation amount in the same region and the same time Are combined to create a data set “(measured amount of solar radiation, power generation amount per unit capacity determined from the measured value)”. The least square method is applied to this, and the relationship between the amount of solar radiation x and the amount of power generation y per unit capacity is returned to a linear expression y = α + βx. From this result, the regression line intercept α and slope β are stored in the data storage unit 123 as PV power generation amount estimation model data.

なお、ＰＶ発電量推定モデルデータは、季節性を反映して推定精度を向上させるために、月ごとなどにそれぞれに求め、後述の負荷推定処理において、処理する時点に対応したＰＶ発電量モデルデータを用いるようにしてもよい。ＰＶ発電量推定モデルの導出処理は、実績データの蓄積に合わせ、例えば毎月、季節の変化時期、あるいは年度替わりのタイミングなどで定期的に実行する。   The PV power generation amount estimation model data is obtained for each month or the like in order to improve the estimation accuracy reflecting the seasonality, and the PV power generation amount model data corresponding to the time point to be processed in the load estimation processing described later. May be used. The PV power generation amount estimation model derivation process is periodically executed according to the accumulation of the actual data, for example, at monthly, seasonal change timing, or yearly change timing.

次に、事前統計処理部１２１による平均実負荷算出の具体的な動作について説明する。   Next, a specific operation of calculating the average actual load by the prior statistical processing unit 121 will be described.

図３は、本実施の形態１による事前統計処理部１２１における平均実負荷の算出処理を示すフローチャートである。図３に示すフローチャートは、例えば毎年度替わりのタイミングなどに定期的に実行する。また、平均実負荷算定において使用する計測データの対象期間は、例えば過去一年分などとする。   FIG. 3 is a flowchart showing the average actual load calculation process in the prior statistical processing unit 121 according to the first embodiment. The flowchart shown in FIG. 3 is periodically executed, for example, at a timing that changes every year. The target period of the measurement data used in the average actual load calculation is, for example, the past year.

ステップＳ１０１において、推定対象系統付近におけるＰＶ１１２の理論最大発電量を求める。太陽の高度および方位角については、例えば配電変電所の位置情報（緯度、経度）に基づいて時刻ごとに計算することができる。また、計算した太陽の高度および方位角から、日射量を計算することができる。これに対して、容量１ｋＷ、設置角度３０度、設置方位真南向きのＰＶを仮定し、時刻ごとに発電量を計算して時刻ごとの理論最大発電量とする。このとき、計算精度を高めるためにエアマスや直接・間接光比率などを考慮してもよい。   In step S101, the theoretical maximum power generation amount of PV 112 in the vicinity of the estimation target system is obtained. The solar altitude and azimuth can be calculated for each time based on, for example, position information (latitude, longitude) of the distribution substation. Moreover, the solar radiation amount can be calculated from the calculated altitude and azimuth angle of the sun. On the other hand, assuming a capacity of 1 kW, an installation angle of 30 degrees, and a PV oriented toward the south of the installation direction, the power generation amount is calculated at each time to obtain the theoretical maximum power generation at each time. At this time, air mass, direct / indirect light ratio, and the like may be considered in order to increase calculation accuracy.

次に、ステップＳ１０２において、ステップＳ１０１で求めた時刻ごとの理論最大発電量と、ＰＶシステムの平均設備利用率とから、単位容量あたりの時刻別ＰＶ平均発電量（ｋＷ）を求めることによって、時刻別ＰＶ平均設備利用率を算出する。   Next, in step S102, by obtaining the hourly PV average power generation amount (kW) per unit capacity from the theoretical maximum power generation amount for each time obtained in step S101 and the average facility utilization factor of the PV system, Another PV average equipment utilization factor is calculated.

具体的には、当該系統を運用する電気事業者の属する地域や国の、一般的に入手可能なＰＶシステムに関する年間の統計情報を利用して、様々な設置条件、天候条件を包含した平均設備利用率を得ることができる。当該平均設備利用率は、容量１ｋＷのＰＶが一日に発電する平均電力量Ｗｅ［ｋＷｈ］と言い換えることができる。一方、ステップＳ１０１で求めた時刻ごとの理論最大発電量を積分すると、容量１ｋＷのＰＶが一日に発電する最大電力量Ｗｔ［ｋＷｈ］を求めることができる。これらにより、各時刻の理論最大発電量にＷｅ／Ｗｔを乗ずることで、時刻ごとのＰＶ発電量を求めることによって時刻別ＰＶ平均設備利用率を算出することができる。図４では、理論最大発電量と平均設備利用率（ＰＶ発電量）との関係を示している。   Specifically, average facilities that include various installation conditions and weather conditions by using annual statistical information on publicly available PV systems in the region or country to which the electric utility operating the grid belongs. Utilization rate can be obtained. The average facility utilization rate can be restated as the average amount of power We [kWh] generated by a PV with a capacity of 1 kW per day. On the other hand, when the theoretical maximum power generation amount for each time obtained in step S101 is integrated, the maximum power amount Wt [kWh] generated by the PV with a capacity of 1 kW per day can be obtained. Thus, by multiplying the theoretical maximum power generation amount at each time by We / Wt, the PV average facility utilization rate by time can be calculated by obtaining the PV power generation amount at each time. FIG. 4 shows the relationship between the theoretical maximum power generation amount and the average facility utilization rate (PV power generation amount).

次に、ステップＳ１０３において、電力量計１１３ごとに日別・時間帯別の負荷を算出する。具体的には、事前統計処理部１２１はデータ格納部１２３から計量データ（表１０参照）を取得し、電力量計１１３ごとに、各日付の各時間帯の終了時刻の累積供給電力量から当該時間帯の開始時刻の累積供給電力量を差し引いて、これを時間帯の幅で除する。同様に、電力量計１１３ごとに、各日付の各時間帯の終了時刻の累積受電電力量から当該時間帯の開始時刻の累積受電電力量を差し引く。さらに、同一電力量計、同一日付、同一時間帯の累積供給電力量の差引値から累積受電電力量の差引値を引いて、時間帯の幅で除した値を電力量計ごとの日別・時間帯別負荷データとして記憶する。なお、ここで算定した負荷は、電力系統から見た負荷となっており、需要家構内での発電により余剰して系統側で受電した電力量が、需要家構内に供給した電力量を上回った時間帯については、負の値として負荷が求められる。図５では、電力量計１１３ごとの日別・時間帯別の負荷算出のイメージを示している。   Next, in step S <b> 103, a load for each day / time zone is calculated for each watt-hour meter 113. Specifically, the prior statistical processing unit 121 acquires the measurement data (see Table 10) from the data storage unit 123, and for each watt-hour meter 113, from the accumulated power supply amount at the end time of each time zone of each date. The cumulative power supply amount at the start time of the time zone is subtracted and divided by the time zone width. Similarly, for each watt-hour meter 113, the cumulative received power amount at the start time of the time zone is subtracted from the cumulative received power amount at the end time of each time zone of each date. Further, subtract the cumulative power reception amount subtraction value from the same power meter, the same date, the same time zone cumulative supply power amount subtraction value, and divide by the time zone width. Store as load data by time zone. Note that the load calculated here is the load seen from the power grid, and the amount of power surplus from the power generation at the customer premises and received on the grid side exceeded the amount of power supplied to the customer premises. For the time zone, the load is determined as a negative value. FIG. 5 shows an image of load calculation for each watt-hour meter 113 for each day and each time zone.

次に、ステップＳ１０４において、Ｓ１０３で求めた電力量計１１３ごとの負荷に基づき、配電用変圧器１０８ごとの時間帯別平均負荷を算出する。具体的には、事前統計処理部１２１は、データ格納部１２３から低圧需要家供給設備データ（表５参照）を取得し、低圧需要家１０９の電力量計１１３の接続先配電用変圧器１０８を導き、ステップＳ１０３で求めた電力量計１１３ごとの日別・時間帯別負荷データを同一接続先変圧器・同一時間帯ごとにグループにまとめて負荷の値を合算し、平均実負荷算定において使用する計測データの対象期間に含まれる日数（例えば、対象期間が１年間であれば３６５など）で除する。この結果を配電用変圧器１０８ごとの時間帯別平均負荷として記憶する。   Next, in step S104, an average load for each time zone for each distribution transformer 108 is calculated based on the load for each watt-hour meter 113 obtained in step S103. Specifically, the prior statistical processing unit 121 acquires the low-voltage customer supply facility data (see Table 5) from the data storage unit 123, and sets the connection distribution transformer 108 of the watt-hour meter 113 of the low-voltage customer 109. The load data for each watt-hour meter 113 obtained in step S103 is grouped for the same connection destination transformer and for the same time zone, and the load values are added together and used in calculating the average actual load. Divided by the number of days included in the target period of the measurement data (for example, 365 if the target period is one year). This result is stored as an average load for each time zone for each distribution transformer 108.

次に、ステップＳ１０５において、時刻別ＰＶ平均設備利用率から、配電用変圧器１０８ごとの時間帯別ＰＶ平均発電量を算出する。具体的には、事前統計処理部１２１は、データ格納部１２３からＰＶ設備データ（表７参照）と低圧需要家供給設備データ（表５参照）とを取得し、各低圧需要家１０９の接続先配電用変圧器番号から、配電用変圧器１０８ごとに低圧需要家１０９のＰＶ容量を合算し、配電用変圧器１０８ごとのＰＶ容量とする。また、ステップＳ１０２で求めた時刻別ＰＶ平均設備利用率の各値に配電用変圧器１０８ごとのＰＶ容量を乗じて、対象時間帯ごとに合算し、この結果を配電用変圧器１０８ごとの時間帯別ＰＶ平均発電量として記憶する。   Next, in step S105, the PV average power generation amount for each time zone for each distribution transformer 108 is calculated from the PV average facility utilization rate for each time. Specifically, the prior statistical processing unit 121 acquires PV facility data (see Table 7) and low-voltage customer supply facility data (see Table 5) from the data storage unit 123, and connects each low-voltage customer 109 to the connection destination. From the distribution transformer number, the PV capacity of the low-voltage consumer 109 is added for each distribution transformer 108 to obtain the PV capacity for each distribution transformer 108. Further, each value of the PV average facility utilization rate by time obtained in step S102 is multiplied by the PV capacity for each distribution transformer 108, and is added for each target time zone, and this result is obtained for each distribution transformer 108 time. It is stored as PV average power generation amount by band.

次に、ステップＳ１０６において、配電用変圧器１０８ごとの時間帯別平均負荷と時間帯別ＰＶ平均発電量とから時間帯別実負荷を算出し、平均実負荷データとしてデータ格納部１２３に格納する。具体的には、事前統計処理部１２１は、ステップＳ１０４で求めた配電用変圧器１０８ごとの時間帯別平均負荷と、ステップＳ１０５で求めた配電用変圧器１０８ごとの時間帯別ＰＶ平均発電量とを時間帯ごとに合算して、配電用変圧器１０８ごとの時間帯別平均実負荷を算出する。この結果を、データ格納部１２３に平均実負荷データとして格納する。また、負荷接続点番号には、それぞれの配電用変圧器番号を設定する。図６では、配電用変圧器１０８ごとの時間帯別平均実負荷の算出のイメージを示している。   Next, in step S106, the actual load for each time zone is calculated from the average load for each time zone for each distribution transformer 108 and the PV average power generation amount for each time zone, and is stored in the data storage unit 123 as average actual load data. . Specifically, the prior statistical processing unit 121 calculates the average load for each time zone for each distribution transformer 108 obtained in step S104 and the average PV power generation for each time zone for each distribution transformer 108 obtained in step S105. Are combined for each time zone, and the average actual load for each time zone for each distribution transformer 108 is calculated. The result is stored in the data storage unit 123 as average actual load data. Moreover, each distribution transformer number is set to the load connection point number. FIG. 6 shows an image of calculating the average actual load for each time zone for each distribution transformer 108.

次に、ステップＳ１０７において、高圧需要家１１０ごとに時間帯別平均負荷を算出する。具体的には、事前統計処理部１２１は、データ格納部１２３から高圧需要家供給設備データ（表６参照）を取得して高圧需要家１１０の電力量計番号を導き、ステップＳ１０３で求めた電力量計１１３ごとの日別・時間帯別負荷データから高圧需要家１１０の電力量計１１３に関するデータのみを抽出する。抽出したデータを同一電力量計番号・同一時間帯ごとにグループにまとめて負荷の値を合算し、グループ内のデータ件数で除する。この結果を高圧需要家１１０ごとの時間帯別平均負荷として記憶する。   Next, in step S107, an average load for each time zone is calculated for each high-pressure consumer 110. Specifically, the prior statistical processing unit 121 obtains the high-voltage consumer supply facility data (see Table 6) from the data storage unit 123, derives the watt-hour meter number of the high-voltage consumer 110, and calculates the power obtained in step S103. Only data related to the electricity meter 113 of the high-voltage consumer 110 is extracted from the daily and hourly load data for each meter 113. The extracted data is grouped into groups for the same watt-hour meter number and the same time period, and the load values are added together and divided by the number of data in the group. This result is stored as an average load for each time zone for each high-pressure consumer 110.

次に、ステップＳ１０８において、ステップＳ１０２にて算出された時間帯別ＰＶ平均設備利用率から、高圧需要家１１０ごとの時間帯別ＰＶ平均発電量を算出する。具体的には、事前統計処理部１２１は、データ格納部１２３からＰＶ設備データ（表７参照）と、高圧需要家供給設備データ（表６参照）とを取得して高圧需要家１１０のＰＶ容量を導き、ステップＳ１０２で求めた時刻別ＰＶ平均設備利用率の各値に高圧需要家１１０ごとのＰＶ容量を乗じて、この結果を高圧需要家１１０ごとの時間帯別ＰＶ平均発電量として記憶する。   Next, in step S108, the PV average power generation amount for each time zone for each high-pressure consumer 110 is calculated from the PV average facility usage rate for each time zone calculated in step S102. Specifically, the prior statistical processing unit 121 acquires the PV facility data (see Table 7) and the high-pressure customer supply facility data (see Table 6) from the data storage unit 123 to obtain the PV capacity of the high-pressure customer 110. And multiply each value of the PV average facility usage rate by time obtained in step S102 by the PV capacity for each high voltage consumer 110, and store the result as the PV average power generation by time for each high voltage consumer 110. .

次に、ステップＳ１０９において、高圧需要家１１０ごとの時間帯別平均負荷と時間帯別ＰＶ平均発電量とから時間帯別実負荷を算出し、平均実負荷データとして格納する。具体的には、事前統計処理部１２１は、ステップＳ１０７で求めた高圧需要家１１０ごとの時間帯別平均負荷と、ステップＳ１０８で求めた高圧需要家１１０ごとの時間帯別ＰＶ平均発電量とを時間帯ごとに合算して、高圧需要家１１０ごとの時間帯別平均実負荷を算出する。この結果を、データ格納部１２３に平均実負荷データとして格納する。また、負荷接続点番号には、各高圧需要家１１０の需要家番号を設定する。   Next, in step S109, the actual load for each time zone is calculated from the average load for each high voltage consumer 110 and the average PV power generation for each time zone, and is stored as average actual load data. Specifically, the prior statistical processing unit 121 obtains the hourly average load for each high voltage consumer 110 obtained in step S107 and the hourly PV average power generation for each high voltage customer 110 obtained in step S108. The average actual load for each time zone for each high-pressure consumer 110 is calculated by summing up for each time zone. The result is stored in the data storage unit 123 as average actual load data. Moreover, the customer number of each high voltage customer 110 is set to the load connection point number.

次に、推定処理部１２４による負荷推定の具体的な動作について説明する。   Next, a specific operation of load estimation by the estimation processing unit 124 will be described.

図７は、本実施の形態１による推定処理部１２４における負荷推定の処理を示すフローチャートである。入力部１２６から推定対象区間を与える（入力する）ことで、与えられた各区間について図７に示すフローチャートを実行する。   FIG. 7 is a flowchart showing a load estimation process in the estimation processing unit 124 according to the first embodiment. By giving (inputting) an estimation target section from the input unit 126, the flowchart shown in FIG. 7 is executed for each given section.

ステップＳ２０１では、推定対象区間内の現在の負荷を求める。具体的には、推定処理部１２４は、データ格納部１２３からセンサ内蔵開閉器データ（表３参照）を取得し、推定対象区間の境界に設置されているセンサ内蔵開閉器１０５を特定し、推定処理用通信部１２５を駆動して各センサ内蔵開閉器１０５から最新の開閉器計測値データ（表９参照）を取得する。取得した開閉器計測値データでは、それぞれＰＲ，ＰＳ，ＰＴを合算して合計の通過電力を得る。そして、電源側のセンサ内蔵開閉器１０５の通過電力から、負荷側のセンサ内蔵開閉器１０５の通過電力を差し引いて、推定対象区間の区間内現在負荷として記憶する。 In step S201, the current load in the estimation target section is obtained. Specifically, the estimation processing unit 124 acquires sensor built-in switch data (see Table 3) from the data storage unit 123, specifies the sensor built-in switch 105 installed at the boundary of the estimation target section, and estimates The processing communication unit 125 is driven to obtain the latest switch measurement value data (see Table 9) from each sensor built-in switch 105. In the acquired switch measurement value data, P R , P S and P T are added together to obtain the total passing power. Then, the passing power of the sensor built-in switch 105 on the load side is subtracted from the passing power of the sensor built-in switch 105 on the power source side, and stored as the current load in the section of the estimation target section.

なお、推定対象区間において、負荷側のセンサ内蔵開閉器１０５が複数ある場合、負荷側のそれぞれの通過電力を合算して電源側の通過電力から差し引いて区間内現在負荷を求める。   When there are a plurality of sensor-side switches 105 on the load side in the estimation target section, the current loads in the section are obtained by adding the respective passing powers on the load side and subtracting them from the passing power on the power supply side.

また、区間内のＰＶ１１２の発電量合計が需要家の実際の消費電力合計を上回っている場合において、区間内現在負荷は負の値として求められる。   Further, in the case where the total power generation amount of the PV 112 in the section exceeds the actual total power consumption of the consumer, the current load in the section is obtained as a negative value.

次に、ステップＳ２０２において、推定対象区間内の全ＰＶ容量を求める。具体的には、推定処理部１２４は、データ格納部１２３から配電用変圧器データ（表４参照）と低圧需要家設備データ（表５参照）とを取得し、推定対象区間内の配電用変圧器１０８の下に接続されている低圧需要家１０９の需要家番号を得る。また、データ格納部１２３から高圧需要家設備データ（表６参照）を取得し、推定対象区間に接続されている高圧需要家１１０の需要家番号を得る。そして、データ格納部１２３からＰＶ設備データ（表７参照）を取得し、取得した需要家番号と合わせて推定対象区間内の低圧・高圧需要家１０９，１１０に設置されたＰＶ１１２の容量を取得して、これらを合算して、推定対象区間内のPV容量として記憶する。   Next, in step S202, the total PV capacity in the estimation target section is obtained. Specifically, the estimation processing unit 124 acquires the distribution transformer data (see Table 4) and the low-voltage consumer equipment data (see Table 5) from the data storage unit 123, and distributes the distribution transformer in the estimation target section. The customer number of the low-pressure customer 109 connected under the vessel 108 is obtained. In addition, high-voltage customer facility data (see Table 6) is acquired from the data storage unit 123, and the customer number of the high-voltage customer 110 connected to the estimation target section is obtained. And PV equipment data (refer Table 7) is acquired from the data storage part 123, and the capacity | capacitance of PV112 installed in the low voltage / high voltage consumers 109 and 110 in the estimation target section is acquired together with the acquired customer number. These are added together and stored as the PV capacity in the estimation target section.

次に、ステップＳ２０３では、推定対象区間内の現在ＰＶ発電量を求める。具体的には、推定処理部１２４は、推定処理用通信部１２５を駆動して、推定対象区間にある配電線１０２の送り出し元となる配電変電所１０１に設置された日射計１１６から最新の日射量データ（表１１参照）を取得する。そして、データ格納部１２３からＰＶ発電量推定モデルデータを取得し、傾きβを前述取得した日射量データの日射量に乗じ、これに切片αを加えた値を配電変電所１０１の単位容量あたりのＰＶ現在発電量として記憶する。また、これにステップＳ２０２で求めた推定対象区間内のＰＶ容量を乗じて、区間内ＰＶ現在発電量として記憶する。   Next, in step S203, the current PV power generation amount in the estimation target section is obtained. Specifically, the estimation processing unit 124 drives the estimation processing communication unit 125 to obtain the latest solar radiation from the solar radiation meter 116 installed in the distribution substation 101 that is the sending source of the distribution line 102 in the estimation target section. Quantity data (see Table 11) is acquired. Then, the PV power generation amount estimation model data is acquired from the data storage unit 123, the slope β is multiplied by the solar radiation amount of the acquired solar radiation amount data, and a value obtained by adding the intercept α to the solar radiation amount data per unit capacity of the distribution substation 101 is obtained. Stored as PV current power generation amount. Further, this is multiplied by the PV capacity in the estimation target section obtained in step S202, and is stored as the PV power generation amount in the section.

次に、ステップＳ２０４において、推定対象区間内の実負荷（系統から供給している電力とＰＶによって賄っている電力とを合わせた負荷）を求める。具体的には、推定処理部１２４は、上記の記憶した推定対象区間の区間内現在負荷に区間内ＰＶ現在発電量を加え、区間内現在実負荷として記憶する。   Next, in step S204, an actual load in the estimation target section (a load obtained by combining the power supplied from the system and the power covered by PV) is obtained. Specifically, the estimation processing unit 124 adds the PV current power generation amount in the section to the current load in the section of the stored estimation target section, and stores it as the current actual load in the section.

次に、ステップＳ２０５において、区間内の実負荷を按分して負荷接続点ごとの実負荷推定値を求める。具体的には、推定処理部１２４は、データ格納部１２３から配電用変圧器データ（表４参照）と高圧需要家供給設備データ（表６参照）とを取得し、推定対象区間内に接続している配電用変圧器１０８および高圧需要家１１０を特定する。また、データ格納部１２３から平均実負荷データ（表１２参照）を取得し、負荷接続点番号が上記の特定した推定対象区間内に接続している配電用変圧器１０８の配電用変圧器番号、または推定対象区間に接続している高圧需要家１１０の需要家番号となっており、かつ、時間帯が現在時刻を含む時間帯となっているデータを抽出する。そして、ステップＳ２０４で求めた区間内実負荷の値を、抽出したデータの平均実負荷の値で按分し、負荷接続点ごとの実負荷推定値として記憶する。図８では、負荷接続点ごとの実負荷を推定する一例を示している。   Next, in step S205, an actual load estimated value for each load connection point is obtained by apportioning the actual load in the section. Specifically, the estimation processing unit 124 acquires distribution transformer data (see Table 4) and high-voltage consumer supply facility data (see Table 6) from the data storage unit 123, and connects them to the estimation target section. The distribution transformer 108 and the high voltage consumer 110 that are present are identified. Further, the average actual load data (see Table 12) is acquired from the data storage unit 123, and the distribution connection number of the distribution transformer 108 whose load connection point number is connected in the specified estimation target section, Alternatively, data is extracted that is the customer number of the high-pressure customer 110 connected to the estimation target section and whose time zone is the time zone including the current time. Then, the value of the actual load within the section obtained in step S204 is apportioned by the average actual load value of the extracted data, and stored as an actual load estimated value for each load connection point. FIG. 8 shows an example of estimating the actual load for each load connection point.

次に、ステップＳ２０６において、推定対象区間の負荷接続点ごとのＰＶ容量を求める。具体的には、推定処理部１２４は、データ格納部１２３から配電用変圧器データ（表４参照）と低圧需要家供給設備データ（表５参照）とを取得し、推定対象区間内の配電用変圧器１０８の下に接続されている低圧需要家１０９の需要家番号を得る。そして、データ格納部１２３からＰＶ設備データ（表７参照）を取得し、取得した低圧需要家１０９の需要家番号と合わせて、推定対象区間内の低圧需要家１０９に設置されたＰＶ１１２のＰＶ容量を取得し、配電用変圧器１０８ごとに合算する。また、データ格納部１２３から高圧需要家供給設備データ（表６参照）とＰＶ設備データ（表７参照）とを取得し、推定対象区間内の各高圧需要家１１０のＰＶ１１２ごとのＰＶ容量を取得する。上記の取得した配電用変圧器１０８ごとのＰＶ容量とともに、負荷接続点ごとのＰＶ容量として記憶する。   Next, in step S206, the PV capacity for each load connection point in the estimation target section is obtained. Specifically, the estimation processing unit 124 obtains distribution transformer data (see Table 4) and low-voltage consumer supply facility data (see Table 5) from the data storage unit 123, and distributes power within the estimation target section. The customer number of the low voltage customer 109 connected under the transformer 108 is obtained. And PV equipment data (refer Table 7) is acquired from the data storage part 123, and the PV capacity | capacitance of PV112 installed in the low voltage | pressure customer 109 in the estimation object area together with the acquired customer number of the low voltage | pressure customer 109 is acquired. Are obtained and added up for each distribution transformer 108. Moreover, the high-voltage consumer supply equipment data (see Table 6) and the PV equipment data (see Table 7) are obtained from the data storage unit 123, and the PV capacity of each PV 112 of each high-voltage consumer 110 in the estimation target section is obtained. To do. The obtained PV capacity for each distribution transformer 108 is stored as the PV capacity for each load connection point.

次に、ステップＳ２０７において、負荷接続点別に現在のＰＶ発電量推定値を算出する。具体的には、推定処理部１２４は、ステップＳ２０３で得られた単位容量あたりの現在ＰＶ発電量に、ステップＳ２０６で求めた負荷接続点ごとのＰＶ容量をそれぞれ乗じて、負荷接続点ごとの現在ＰＶ発電量推定値として記憶する。   Next, in step S207, the current PV power generation amount estimated value is calculated for each load connection point. Specifically, the estimation processing unit 124 multiplies the current PV power generation amount per unit capacity obtained in step S203 by the PV capacity for each load connection point obtained in step S206, respectively, to thereby obtain the current PV generation amount for each load connection point. It memorize | stores as PV electric power generation amount estimated value.

次に、ステップＳ２０８において、推定対象区間内の負荷接続点別に負荷推定値を算出する。具体的には、推定処理部１２４は、ステップＳ２０５で求めた負荷接続点別の実負荷推定値から、ステップＳ２０７で求めた負荷接続点別の現在ＰＶ発電量推定値を差し引き、推定対象区間内の負荷接続点別の負荷推定値として記憶する。   Next, in step S208, an estimated load value is calculated for each load connection point in the estimation target section. Specifically, the estimation processing unit 124 subtracts the current PV power generation amount estimated value for each load connection point obtained in step S207 from the actual load estimated value for each load connection point obtained in step S205, As an estimated load value for each load connection point.

次に、ステップＳ２０９では、推定処理の結果を出力する。具体的には、推定処理部１２４は、出力部１２７を駆動し、ステップＳ２０５で求めた推定対象区間内の負荷接続点別の実負荷推定値と、ステップＳ２０７で求めた推定対象区間内の負荷接続点別の負荷推定値を出力する。   Next, in step S209, the estimation process result is output. Specifically, the estimation processing unit 124 drives the output unit 127, and the actual load estimated value for each load connection point in the estimation target section obtained in step S205 and the load in the estimation target section obtained in step S207. Outputs estimated load values for each connection point.

以上のことから、本実施の形態１によれば、事前統計処理部１２１において、自動検針装置１１５から得た需要家ごとの消費電力量実績から時間帯ごとの平均実負荷を求めておき、また、日射計１１６から得られた日射量とＰＶ発電量とに基づいて、日射量とＰＶ出力との関係式（ＰＶ発電量推定モデル）を求めておき、推定処理部１２４において、監視制御装置１０７からセンサ内蔵開閉器１０５の通過電力を取込み、また、配電変電所１０８近傍に設置した日射計１１６から現在の日射量を取込むことで、需要家の電力使用状況の時間的な変化と、現在の天候状況を反映し、精度よく負荷を推定することができる。また、電圧制御のための電圧分布推定に、負荷接続点ごとの需要家の負荷傾向および天候状況を反映した負荷推定値を用いることができるため、より適切な電圧制御の実現が可能となる。また、電力系統から供給する負荷と、ＰＶ発電量を加味した実際に需要家内で消費される実負荷とをそれぞれ推定結果として得られるため、実負荷推定値を用いて、事故時ＰＶが停止した状態での必要融通量の算定を精度よく行うことができる。すなわち、本実施の形態１によれば、ＰＶを設置した需要家が多数存在する配電系統において、天候状況に大きく影響されるＰＶ発電量を考慮した負荷分布の推定が可能となる。   From the above, according to the first embodiment, the prior statistical processing unit 121 obtains the average actual load for each time zone from the actual power consumption for each consumer obtained from the automatic meter-reading device 115, and Based on the solar radiation amount obtained from the solar radiation meter 116 and the PV power generation amount, a relational expression (PV power generation amount estimation model) between the solar radiation amount and the PV output is obtained. The passing electric power of the sensor built-in switch 105 is taken in from the current, and the current amount of solar radiation is taken in from the solar radiation meter 116 installed in the vicinity of the distribution substation 108, so that the time change in the power usage situation of the consumer and the present It is possible to accurately estimate the load reflecting the weather conditions. Moreover, since the load estimated value reflecting the load tendency and the weather condition of the customer for each load connection point can be used for voltage distribution estimation for voltage control, more appropriate voltage control can be realized. Moreover, since the load supplied from the power system and the actual load actually consumed in the consumer taking into account the amount of PV power generation can be obtained as estimation results, the PV at the time of the accident was stopped using the estimated actual load value. It is possible to accurately calculate the required amount of accommodation in the state. That is, according to the first embodiment, it is possible to estimate the load distribution in consideration of the PV power generation amount that is greatly influenced by the weather condition in the distribution system in which there are many customers who have installed PV.

＜実施の形態２＞
本発明の実施の形態２では、日射計１１６の近傍にサンプルＰＶ１１７を設置し、日射計１１６の計測値とサンプルＰＶ１１７の発電量（サンプルＰＶ発電量）とから、ＰＶ発電量を推定するモデル式（ＰＶ発電量推定モデル）を求めることを特徴としている。 <Embodiment 2>
In Embodiment 2 of the present invention, a sample PV 117 is installed in the vicinity of the pyranometer 116, and a model formula for estimating the PV power generation amount from the measured value of the pyranometer 116 and the power generation amount of the sample PV 117 (sample PV power generation amount). It is characterized by obtaining (PV power generation amount estimation model).

図９は、本発明の実施の形態２による負荷推定装置１２０を備える配電系統制御システム１００の構成を示すブロック図である。図９に示すように、本実施の形態２による配電系統制御システム（図示せず）はサンプルＰＶ１１７を備えており、負荷推定装置１２０はサンプルＰＶ１１７に接続されている。その他の構成および動作は、実施の形態１と同様であるため、ここでは説明を省略する。   FIG. 9 is a block diagram showing a configuration of a power distribution system control system 100 including the load estimation device 120 according to Embodiment 2 of the present invention. As shown in FIG. 9, the power distribution system control system (not shown) according to the second embodiment includes a sample PV 117, and the load estimation device 120 is connected to the sample PV 117. Other configurations and operations are the same as those of the first embodiment, and thus description thereof is omitted here.

サンプルＰＶ１１７は、統計処理用のデータを収集するための太陽光発電装置であり、例えば負荷推定装置１２０の近傍の屋外に設置され、予め定められた周期でその発電量（ＰＶ発電量）を計測し、サンプルＰＶ発電量データとして記録する。当該サンプルＰＶ発電量データは、負荷推定装置１２０による負荷推定処理において必要な時に参照される。なお、サンプルＰＶ発電量データのデータ形式については後述する。   The sample PV 117 is a solar power generation device for collecting data for statistical processing, and is installed outdoors, for example, in the vicinity of the load estimation device 120 and measures its power generation amount (PV power generation amount) at a predetermined cycle. And recorded as sample PV power generation amount data. The sample PV power generation amount data is referred to when necessary in the load estimation process by the load estimation device 120. The data format of the sample PV power generation amount data will be described later.

次に、サンプルＰＶ発電量データのデータ形式について説明する。   Next, the data format of sample PV power generation amount data is demonstrated.

Figure 2013162666
Figure 2013162666

表１３は、サンプルＰＶ発電量データの一例を示す表である。表１３に示すように、サンプルＰＶ発電量データは、サンプルＰＶ１１７によって発電した電力の計測値を示すデータである。発電量（ｋＷ）は、計測時刻で表される時刻に計測したサンプルＰＶ１１７の発電量を示している。   Table 13 is a table showing an example of sample PV power generation amount data. As shown in Table 13, the sample PV power generation amount data is data indicating a measured value of the power generated by the sample PV117. The power generation amount (kW) indicates the power generation amount of the sample PV117 measured at the time represented by the measurement time.

次に、本実施の形態２による事前統計処理部１２１におけるＰＶ発電量推定モデル導出の具体的な動作について説明する。   Next, a specific operation for deriving the PV power generation amount estimation model in the prior statistical processing unit 121 according to the second embodiment will be described.

図１０は、本発明の実施の形態２におけるＰＶ発電量推定モデルの導出処理を示すフローチャートである。図１０に示される処理は、例えば毎年度替わりのタイミングなど、定期的に実行する。   FIG. 10 is a flowchart showing a PV power generation amount estimation model derivation process according to Embodiment 2 of the present invention. The processing shown in FIG. 10 is periodically executed, for example, at a timing that changes every year.

ステップＳ３０１において、対象期間内のサンプルＰＶ発電量データの発電量を、ＰＶ容量１ｋＷあたりの発電量に換算する。具体的には、事前統計処理部１２１は、データ格納部１２３から、計測時刻が対象期間内に含まれるサンプルＰＶ発電量データを取得して、発電量の値をサンプルＰＶの設備容量ＳＰＶ［ｋＷ］で除した結果を単位容量あたり発電量として記憶する。 In step S301, the power generation amount of the sample PV power generation amount data within the target period is converted into a power generation amount per 1 kW of PV capacity. Specifically, the prior statistical processing unit 121 acquires the sample PV power generation amount data whose measurement time is included in the target period from the data storage unit 123, and sets the value of the power generation amount to the facility capacity S PV [ The result of dividing by [kW] is stored as the power generation amount per unit capacity.

次に、ステップＳ３０２において、ＰＶ発電量を日射量から推定するためのモデル式（ＰＶ発電量推定モデル）を求める。具体的には、事前統計処理部１２１は、データ格納部１２３から、計測時刻が対象期間に含まれる日射量データを取得して、ステップＳ３０１で求めた単位容量あたり発電量と計測時刻が同じデータ同士を組み合わせて、（日射量計測値，計測値から求めた単位容量あたり発電量）というデータの組を作成する。これに最小二乗法を適用して、日射量ｘと単位容量あたり発電量ｙとの関係をｙ＝α＋βｘという一次式に回帰する。この結果から、回帰直線の切片αと傾きβとをＰＶ発電量推定モデルデータとしてデータ格納部１２３に格納する。すなわち、事前統計処理部１２１は、日射計１１６で計測された日射量と、サンプルＰＶ１１７（サンプルＰＶ設備）で計測されたＰＶ発電量とに基づいて、ＰＶ発電量推定モデルを算出する。   Next, in step S302, a model formula (PV power generation amount estimation model) for estimating the PV power generation amount from the solar radiation amount is obtained. Specifically, the prior statistical processing unit 121 acquires, from the data storage unit 123, solar radiation amount data in which the measurement time is included in the target period, and data having the same measurement time as the power generation amount per unit capacity obtained in step S301. Combining them together, a data set called (irradiation amount measurement value, power generation amount per unit capacity obtained from the measurement value) is created. The least square method is applied to this, and the relationship between the amount of solar radiation x and the amount of power generation y per unit capacity is returned to a linear expression y = α + βx. From this result, the intercept α and slope β of the regression line are stored in the data storage unit 123 as PV power generation amount estimation model data. That is, the prior statistical processing unit 121 calculates a PV power generation amount estimation model based on the solar radiation amount measured by the solar radiation meter 116 and the PV power generation amount measured by the sample PV 117 (sample PV facility).

以上のことから、本実施の形態２によれば、全国的な観測・計測データ等の値が当てはまりにくい地域のＰＶ発電量推定モデル式を精度よく構成することができ、結果としてこのような地域に対しても精度よく負荷を推定することができる。   From the above, according to the second embodiment, it is possible to accurately construct a PV power generation amount estimation model formula for an area where national observation / measurement data values are difficult to apply, and as a result, such an area The load can be estimated with high accuracy.

＜実施の形態３＞
本発明の実施の形態３では、一日の中の時間帯による電力使用状況の違いだけでなく、季節や曜日による違いを反映することで、推定精度の向上を図ることを特徴としている。本実施の形態３による配電系統制御システム１００および負荷推定装置１２０の構成は、実施の形態１と同様であるため、ここでは説明を省略する。 <Embodiment 3>
The third embodiment of the present invention is characterized in that the estimation accuracy is improved by reflecting not only the difference in power usage status depending on the time of the day, but also the difference in season and day of the week. Since the configurations of the distribution system control system 100 and the load estimation device 120 according to the third embodiment are the same as those in the first embodiment, the description thereof is omitted here.

次に、事前統計処理部１２１による平均実負荷導出の具体的な動作について説明する。   Next, a specific operation for deriving the average actual load by the prior statistical processing unit 121 will be described.

図１１は、本発明の実施の形態３による事前統計処理部１２１における平均実負荷の算出処理を示すフローチャートである。なお、図１１において、ステップＳ４０１，４０３は、実施の形態１における図３のステップＳ１０１,１０３と同様の動作であるため、ここでは説明を省略する。   FIG. 11 is a flowchart showing the average actual load calculation process in the prior statistical processing unit 121 according to the third embodiment of the present invention. In FIG. 11, steps S401 and S403 are the same operations as steps S101 and S103 in FIG.

ステップＳ４０２において、ＰＶ１１２の平均設備利用率を月ごとにそれぞれに求め、これに基づいて月ごとに時刻別平均ＰＶ設備利用率を求める。   In step S402, the average facility usage rate of PV 112 is obtained for each month, and based on this, the average PV facility usage rate for each hour is obtained for each month.

次に、ステップＳ４０４において、ステップＳ４０３で求めた電力量計１１３ごとの日別・時間帯別負荷データを、同一接続先の配電用変圧器１０８、同一月、同一平休日区分、同一時間帯ごとにグループにまとめて負荷の値を合算し、各グループの対象月内の対象区分（平日または休日）に属する日数で除する。この結果を配電用変圧器１０８ごとの月・平休日別、時間帯別平均負荷として記憶する。   Next, in step S404, the daily / time zone load data for each watt-hour meter 113 obtained in step S403 is obtained for the distribution transformer 108, the same month, the same holiday category, and the same time zone of the same connection destination. The load values are added together in groups, and divided by the number of days belonging to the target category (weekdays or holidays) within the target month of each group. This result is stored as an average load for each distribution transformer 108 by month / weekdays and by time zone.

次に、ステップＳ４０５において、ステップＳ４０２で求めた月別・時刻別PV平均設備利用率の各値に配電用変圧器１０８ごとのＰＶ容量を乗じて時間帯ごとに合算し、この結果を配電用変圧器１０８ごとの月別・時間帯別ＰＶ平均発電量として記憶する。   Next, in step S405, each value of the monthly and hourly PV average facility utilization rate obtained in step S402 is multiplied by the PV capacity for each distribution transformer 108, and the result is added for each time zone. This is stored as the average PV power generation amount by month and by time zone for each device 108.

次に、ステップＳ４０６では、ステップＳ４０４で求めた、配電用変圧器１０８ごとの月別・平休日別・時間帯別の負荷に、ステップＳ４０５で求めた配電用変圧器１０８ごとの月別・時間帯別ＰＶ平均発電量を時間帯ごとに合算して、配電用変圧器ごとの平均実負荷を算出する。この結果を、データ格納部１２３に平均実負荷データとして格納する。   Next, in step S406, the load for each distribution transformer 108 obtained in step S404 for each month, weekdays, and time zone is added to the load for each distribution transformer 108 obtained in step S405. The average PV load is calculated for each distribution transformer by adding the PV average power generation for each time zone. The result is stored in the data storage unit 123 as average actual load data.

Figure 2013162666
Figure 2013162666

表１４は、本実施の形態３による平均実負荷データである。表１４に示すように、本実施の形態３による平均実負荷データは、月、平休日区分の項目が追加されている。月は、１２ヶ月のうちいずれの月に計測されたのかを示しており、平休日区分は、平日あるいは休日のいずれであるのかを示している。その他のデータ形式は実施の形態１における表１２に示す平均実負荷データと同様である。   Table 14 shows average actual load data according to the third embodiment. As shown in Table 14, the average actual load data according to the third embodiment is added with items of month and weekdays. The month indicates which month of the 12 months was measured, and the weekday holiday class indicates whether it is a weekday or a holiday. Other data formats are the same as the average actual load data shown in Table 12 in the first embodiment.

次に、ステップＳ４０７において、ステップＳ４０３で求めた電力量計ごとの日別・時間帯別負荷データを、同一高圧需要家１１０、同一月、同一平休日区分、同一時間帯ごとにグループにまとめて負荷の値を合算し、グループ内のデータ件数で除する。この結果を高圧需要家１１０ごとの時間帯別平均負荷として記憶する。   Next, in step S407, the load data for each watt-hour meter obtained in step S403 is grouped into the same high voltage consumer 110, the same month, the same weekday division, and the same time zone. Sum the load values and divide by the number of data in the group. This result is stored as an average load for each time zone for each high-pressure consumer 110.

次に、ステップＳ４０８において、ステップＳ４０２で求めた月別・時刻別ＰＶ平均設備利用率の各値に高圧需要家１１０ごとのＰＶ容量を乗じて時間帯ごとに合算し、この結果を高圧需要家１１０ごとの月別・時間帯別ＰＶ平均発電量として記憶する。   Next, in step S408, the monthly average and the hourly PV average facility utilization rate obtained in step S402 is multiplied by the PV capacity for each high-pressure customer 110, and the result is added for each time zone, and this result is obtained. It is memorized as the PV average power generation amount by month and hour by month.

次に、ステップＳ４０９では、ステップＳ４０７で求めた、高圧需要家１１０ごとの月別・平休日別・時間帯別の平均負荷に、ステップＳ４０８で求めた高圧需要家１１０ごとの月別・時間帯別ＰＶ平均発電量を時間帯ごとに合算して、高圧需要家１０ごとの平均実負荷を算出する。この結果を、データ格納部１２３に平均実負荷データとして格納する。   Next, in step S409, the average load for each high-voltage consumer 110 obtained in step S407 for each month, weekdays, and time zone is added to the average load for each high-voltage customer 110 obtained in step S408. The average actual load for each high-pressure consumer 10 is calculated by adding the average power generation amount for each time zone. The result is stored in the data storage unit 123 as average actual load data.

本実施の形態３によるＰＶ発電量推定モデルの導出は、実施の形態１と同様であるため、ここでは説明を省略する。   Since the derivation of the PV power generation amount estimation model according to the third embodiment is the same as that of the first embodiment, the description thereof is omitted here.

次に、推定処理部１２４による負荷推定の具体的な動作について説明する。   Next, a specific operation of load estimation by the estimation processing unit 124 will be described.

図１２は、本実施の形態３による推定処理部１２４における負荷推定の処理を示すフローチャートである。なお、図１２において、ステップＳ５０１〜５０４，５０６〜５０９は、実施の形態１における図７のステップＳ２０１〜２０４,２０６〜２０９のそれぞれに対応して同様の動作であるため、ここでは説明を省略する。すなわち、ここではステップＳ５０５についてのみ説明する。   FIG. 12 is a flowchart showing a load estimation process in the estimation processing unit 124 according to the third embodiment. In FIG. 12, steps S501 to 504 and 506 to 509 are the same operations corresponding to steps S201 to 204 and 206 to 209 of FIG. To do. That is, only step S505 will be described here.

ステップＳ５０５では、負荷接続点番号が推定対象区間内に接続している配電用変圧器１０８の配電用変圧器番号、または推定対象区間に接続している高圧需要家１１０の需要家番号となっており、かつ、月、平休日、時間帯が推定時点の月、平休日、時間帯と一致しているデータを抽出する。そして、ステップＳ５０４で求めた区間内実負荷の値を、抽出したデータの平均実負荷の値で按分し、負荷接続点ごとの実負荷推定値として記憶する。   In step S505, the load connection point number becomes the distribution transformer number of the distribution transformer 108 connected in the estimation target section or the customer number of the high-voltage customer 110 connected to the estimation target section. In addition, data in which the month, holiday, and time zone coincide with the estimated month, holiday, and time zone are extracted. Then, the value of the actual load within the section obtained in step S504 is apportioned by the average actual load value of the extracted data, and stored as an actual load estimated value for each load connection point.

以上のことから、本実施の形態３によれば、季節や平日・休日の別が需要家の電力使用状況に大きく影響するような場合に、負荷推定の精度の向上が見込まれる。   From the above, according to the third embodiment, the accuracy of load estimation is expected to be improved when the season, weekdays, and holidays greatly affect the power usage status of consumers.

＜実施の形態４＞
本発明の実施の形態４では、単相負荷の接続相に基づいて、相ごとに負荷推定値を求めることを特徴としている。本実施の形態４による配電系統制御システム１００および負荷推定装置１２０の構成は、実施の形態１と同様であるため、ここでは説明を省略する。 <Embodiment 4>
The fourth embodiment of the present invention is characterized in that an estimated load value is obtained for each phase based on a connected phase of a single-phase load. Since the configurations of the distribution system control system 100 and the load estimation device 120 according to the fourth embodiment are the same as those of the first embodiment, description thereof is omitted here.

次に、事前統計処理部１２１による平均実負荷の算出の具体的な動作について説明する。図１３は、本実施の形態３による事前統計処理部１２１における平均実負荷の算出処理を示すフローチャートである。なお、図１３において、ステップＳ６０１〜６０３，６０７〜６０９は、実施の形態１における図３のステップＳ１０１〜１０３,１０７〜１０９のそれぞれに対応して同様の動作であるため、ここでは説明を省略する。   Next, a specific operation of calculating the average actual load by the prior statistical processing unit 121 will be described. FIG. 13 is a flowchart showing the average actual load calculation process in the prior statistical processing unit 121 according to the third embodiment. In FIG. 13, steps S601 to 603 and 607 to 609 are the same operations corresponding to steps S101 to 103 and 107 to 109 in FIG. To do.

ステップＳ６０４において、相線式が単相２線、単相３線、三相３線の変圧器については、実施の形態１と同様に、ステップＳ６０３で求めた電力量計１１３ごとの日別・時間帯別負荷データを同一接続先変圧器・同一時間帯ごとにグループにまとめて負荷の値を合算し、平均実負荷算定において使用する計測データの対象期間に含まれる日数（例えば、対象期間が１年間であれば３６５など）で除して平均実負荷を得る。相線式が電灯動力併用三相４線の配電用変圧器１０８については、同一変圧器のグループ内で、供給方式が単相の需要家と三相の需要家とにさらにグループを分け、それぞれについて、ステップＳ６０３で求めた電力量計１１３ごとの日別・時間帯別負荷データを同一時間帯ごとにグループにまとめて負荷の値を合算し、平均実負荷算定において使用する計測データの対象期間に含まれる日数（例えば、対象期間が１年間であれば３６５など）で除して平均実負荷を得る。   In step S604, for the transformers of which the phase wire type is single-phase two-wire, single-phase three-wire, three-phase three-wire, as in the first embodiment, the watt-hour meter 113 obtained in step S603 for each day The load data for each time zone is grouped for the same destination transformer and the same time zone, and the load values are added together. The number of days included in the target period of the measurement data used in the average actual load calculation (for example, the target period is The average actual load is obtained by dividing by 365) for one year. For the distribution transformer 108, which is a three-phase four-wire distribution system with phase and power combined with electric power, the supply system is further divided into single-phase customers and three-phase customers within the same transformer group. For the period of measurement data used in calculating the average actual load, the load values for each watt-hour meter 113 obtained in step S603 are grouped for each same time period, and the load values are added together. Is divided by the number of days included (for example, 365 if the target period is one year) to obtain the average actual load.

次に、ステップＳ６０５において、相線式が単相２線、単相３線、三相３線の変圧器については、実施の形態１と同様に、配電用変圧器１０８ごとに需要家のＰＶ容量を合算し、配電用変圧器１０８ごとのＰＶ容量とする。相線式が電灯動力併用三相４線の変圧器については、供給方式が単相の需要家と三相の需要家とにさらにグループを分け、それぞれについて、ＰＶ容量を合算し、配電用変圧器１０８ごと、相ごとのＰＶ容量とする。そして、ステップＳ６０２で求めた時間帯別ＰＶ平均設備利用率の各値に求めたＰＶ容量をそれぞれ乗じて、この結果を配電用変圧器１０８ごと、相ごとの時間帯別ＰＶ平均発電量として記憶する。   Next, in step S605, for the transformers whose phase wire type is single-phase two-wire, single-phase three-wire, and three-phase three-wire, as in the first embodiment, for each distribution transformer 108, the customer's PV The capacities are added to obtain the PV capacity for each distribution transformer 108. For three-phase, four-wire transformers with phase and power combined with electric power, the supply system is further divided into single-phase customers and three-phase customers, and PV capacity is added together for each, and distribution transformer It is set as PV capacity for every unit 108 and each phase. Then, the PV capacity obtained by multiplying each value of the PV average facility utilization rate by time zone obtained in step S602 is multiplied, and this result is stored as the PV average power generation amount by time zone for each distribution transformer 108 and each phase. To do.

次に、ステップＳ６０６において、ステップＳ６０４で配電用変圧器１０８ごと、相ごとのの時間帯別平均負荷と、ステップＳ６０５で求めた配電用変圧器１０８ごと、相ごとの時間帯別ＰＶ平均発電量とを時間帯ごとに合算して、データ格納部１２３に平均実負荷データとして格納する。このとき、負荷接続点番号に加え、接続相を合わせて格納する。すなわち、事前統計処理部１２１は、配電線１０２上に設けられた配電用変圧器１０８の相の接続情報に基づいて、負荷接続点ごと、および相ごとの平均実負荷を算出する。   Next, in step S606, the average load for each time zone for each distribution transformer 108 in step S604, and the average PV power generation amount for each time zone for each distribution transformer 108 obtained in step S605. Are added to each time zone and stored in the data storage unit 123 as average actual load data. At this time, the connection phase is stored together with the load connection point number. That is, the prior statistical processing unit 121 calculates the average actual load for each load connection point and for each phase based on the phase connection information of the distribution transformer 108 provided on the distribution line 102.

Figure 2013162666
Figure 2013162666

表１５は、本実施の形態４による平均実負荷データである。表１５に示すように、本実施の形態４による平均実負荷データは、接続相の項目が追加されている。その他のデータ形式は実施の形態１における表１２に示す平均実負荷データと同様である。   Table 15 shows average actual load data according to the fourth embodiment. As shown in Table 15, the connection phase item is added to the average actual load data according to the fourth embodiment. Other data formats are the same as the average actual load data shown in Table 12 in the first embodiment.

単相の配電用変圧器１０８の平均実負荷には、配電用変圧器データ（表４参照）より、単相負荷接続相の値を平均実負荷データの接続相に設定する。三相３線式の配電用変圧器１０８および高圧需要家１１０は接続相の値を三相と設定する。電灯動力併用三相４線式の配電用変圧器１０８については、三相供給需要家分の平均実負荷と単相供給需要家分の平均実負荷を、同一時間帯についてそれぞれ格納する。三相供給需要家分のデータの接続相の値は三相とし、単相供給需要家分のデータの接続相の値は、配電用変圧器データより、単相負荷接続相の値を設定する。   For the average actual load of the single-phase distribution transformer 108, the value of the single-phase load connection phase is set as the connection phase of the average actual load data from the distribution transformer data (see Table 4). The three-phase three-wire distribution transformer 108 and the high-voltage consumer 110 set the value of the connection phase as three-phase. For the three-phase four-wire distribution transformer 108 combined with lamp power, the average actual load for three-phase supply consumers and the average actual load for single-phase supply consumers are stored for the same time period. The value of the connection phase of the data for the three-phase supply consumer is assumed to be three phases, and the value of the connection phase of the data for the single-phase supply consumer is set to the value of the single-phase load connection phase from the distribution transformer data. .

本実施の形態４によるＰＶ発電量推定モデルの導出は、実施の形態１と同様であるため、ここでは説明を省略する。   Since the derivation of the PV power generation amount estimation model according to the fourth embodiment is the same as that of the first embodiment, the description thereof is omitted here.

次に、推定処理部１２４による負荷推定の具体的な動作について説明する。   Next, a specific operation of load estimation by the estimation processing unit 124 will be described.

図１４は、本実施の形態４による負荷推定の処理を示すフローチャートである。なお、図１４において、ステップＳ７０９は、実施の形態１における図７のステップＳ３０９のそれぞれに対応して同様の動作であるため、ここでは説明を省略する。   FIG. 14 is a flowchart showing a load estimation process according to the fourth embodiment. In FIG. 14, step S709 is the same operation as that of step S309 in FIG.

ステップＳ７０１において、最新の開閉器計測値データ（表９参照）に基づき、推定対象区間の電源側の相ごとの通過電力から、負荷側の対応する相の通過電力を差し引いて、推定対象区間の相別区間内現在負荷として記憶する。   In step S701, based on the latest switch measurement value data (see Table 9), the passing power of the corresponding phase on the load side is subtracted from the passing power for each phase on the power source side of the estimation target section, so that the estimation target section Store as the current load in the section.

なお、推定対象区間の負荷側のセンサ内蔵開閉器１０５が複数ある場合、負荷側のそれぞれの通過電力を相ごとに合算して電源側の通過電力から差し引いて区間内現在負荷を求める。   In addition, when there are a plurality of sensor built-in switches 105 on the load side in the estimation target section, the current loads in the section are obtained by adding the respective passing powers on the load side for each phase and subtracting them from the passing power on the power source side.

次に、ステップＳ７０２において、配電用変圧器データ（表４参照）、低圧需要家供給設備データ（表５参照）、高圧需要家供給設備データ（表６参照）、ＰＶ設備データ（表７参照）に基づき、推定対象区間内の需要家に設置されたＰＶ容量を相ごとに合算する。高圧需要家１１０および三相供給の低圧需要家１０９については、設置されたＰＶ容量の３分の１ずつをＲ相、Ｓ相、Ｔ相それぞれのＰＶ容量として加算する。単相供給の低圧需要家１０９については、設置されたＰＶ容量の半分ずつをそれぞれ接続相のＰＶ容量として加算する。例として、Ｒ−Ｓ接続の配電用変圧器１０８の下に接続する低圧需要家１０９のＰＶ容量が４ｋＷであった場合、Ｒ相に２ｋＷ、Ｓ相に２ｋＷをそれぞれ加算する。求めた相ごとの合計値を相別ＰＶ容量として記憶する。   Next, in step S702, distribution transformer data (see Table 4), low-voltage consumer supply equipment data (see Table 5), high-voltage consumer supply equipment data (see Table 6), and PV equipment data (see Table 7). Based on the above, the PV capacity installed in the consumers in the estimation target section is added up for each phase. For the high-voltage consumer 110 and the three-phase low-voltage consumer 109, one third of the installed PV capacity is added as the PV capacity of each of the R phase, S phase, and T phase. For the single-phase supply low-pressure consumer 109, half of the installed PV capacity is added as the PV capacity of the connected phase. As an example, when the PV capacity of the low-voltage consumer 109 connected under the distribution transformer 108 with RS connection is 4 kW, 2 kW is added to the R phase and 2 kW is added to the S phase. The obtained total value for each phase is stored as a separate PV capacity.

次に、ステップＳ７０３において、実施の形態１と同様に、ＰＶ発電量推定モデルデータを取得し、傾きβを上記の取得した日射量データの日射量に乗じ、これに切片αを加えた値を配電変電所１０１の単位容量あたり現在ＰＶ発電量として記憶する。そして、この単位容量あたり現在ＰＶ発電量を、ステップＳ７０２で求めた相別ＰＶ容量にそれぞれ乗じて、区間内相別現在ＰＶ発電量として記憶する。   Next, in step S703, as in the first embodiment, the PV power generation amount estimation model data is acquired, the slope β is multiplied by the solar radiation amount of the acquired solar radiation amount data, and a value obtained by adding the intercept α to this is obtained. The current PV power generation amount per unit capacity of the distribution substation 101 is stored. Then, the current PV power generation amount per unit capacity is multiplied by the phase-specific PV capacity obtained in step S702, and is stored as the current PV power generation amount by phase within the section.

次に、ステップＳ７０４において、ステップＳ７０１で求めた推定対象区間の相別区間内現在負荷に、Ｓ３３０３で求めた区間内相別現在ＰＶ発電量を、対応する相ごとにそれぞれ加え、相別区間内現在実負荷として記憶する。   Next, at step S704, the current PV power generation amount by phase within the section determined at S3303 is added to the current load within the section according to the estimation target section determined at step S701 for each corresponding phase, It is memorized as actual load.

次に、ステップＳ７０５において、ステップＳ７０４で求めた推定対象区間の相別区間内現在実負荷を、平均実負荷データの実負荷の値で相ごとに按分する。按分するにあたり、各負荷接続点のへ該当時間帯の平均実負荷を、以下のように各相に割り振る。高圧需要家１１０および三相３線式接続の配電用変圧器１０８については、該当時間帯の平均実負荷の３分の１ずつをＲ相、Ｓ相、Ｔ相にそれぞれ割り振る。単相接続の配電用変圧器１０８については、該当時間帯の平均実負荷の半分ずつをそれぞれの接続相に割り振る。例として、Ｒ‐Ｓ接続の配電用変圧器１０８の当該時間帯の平均実負荷が３０ｋＷであった場合、Ｒ相に１５ｋＷ、Ｓ相に１５ｋＷずつ割り振る。また、電灯動力併用三相４線式の配電用変圧器１０８については、三相接続分の平均実負荷を３分の１ずつをＲ相、Ｓ相、Ｔ相にそれぞれ割り振り、単相接続分の平均実負荷を半分ずつをそれぞれの接続相に割り振る。   Next, in step S705, the current actual load within the phase-specific section of the estimation target section obtained in step S704 is apportioned for each phase by the actual load value of the average actual load data. For apportionment, the average actual load for each load connection point is allocated to each phase as follows. For the high voltage consumer 110 and the three-phase three-wire connection distribution transformer 108, one third of the average actual load in the corresponding time zone is allocated to the R phase, S phase, and T phase, respectively. For the distribution transformer 108 with single-phase connection, half of the average actual load in the corresponding time zone is allocated to each connection phase. As an example, when the average actual load of the distribution transformer 108 with RS connection is 30 kW, 15 kW is allocated to the R phase and 15 kW is allocated to the S phase. In addition, for the three-phase four-wire distribution transformer 108 combined with lamp power, one-third of the average actual load for the three-phase connection is allocated to the R-phase, S-phase, and T-phase, respectively. The average actual load is allocated to each connected phase in half.

図１５は、本実施の形態４による負荷接続点ごとの実負荷を、さらに相別に割り振るイメージを示す図である。こうして求めた相ごとの平均実負荷の値を用いて、ステップＳ７０４で求めた区間内相別実負荷の値を按分し、接続点ごとの相別実負荷推定値として記憶する。   FIG. 15 is a diagram illustrating an image in which the actual load for each load connection point according to the fourth embodiment is further allocated to each phase. Using the average actual load value for each phase obtained in this way, the value of the actual load for each phase obtained in step S704 is apportioned and stored as the estimated actual load value for each connection point.

次に、ステップＳ７０６では、配電用変圧器データ（表４参照）、低圧需要家供給設備データ（表５参照）、高圧需要家供給設備データ（表６参照）、ＰＶ設備データ（表７参照）に基づき、推定対象区間内の需要家に設置されたＰＶ容量を負荷接続点ごと、相ごとに合算する。高圧需要家１１０については、設置したＰＶ容量の３分の１ずつを当該負荷接続点におけるＲ相、Ｓ相、Ｔ相それぞれのＰＶ容量とする。また、三相３線式の配電用変圧器１０８については、当該変圧器１０８下の需要家のＰＶ容量を合算し、その３分の１ずつを当該負荷接続点における各相のＰＶ容量とする。単相の配電用変圧器１０８については、当該変圧器１０８下の需要家のＰＶ容量を合算し、その半分ずつを当該負荷接続点における接続相それぞれの（Ｒ−Ｓ接続の変圧器であれば、Ｒ相、Ｓ相それぞれの）ＰＶ容量とする。また、電灯動力併用三相４線式の配電用変圧器１０８については、当該変圧器１０８下の三相需要家に設置されたＰＶ１１２の容量についてはその３分の１ずつを各相に、単相需要家に設置されたＰＶ１１２の容量については、その半分ずつを各接続相に加えた値を各相のＰＶ容量とする。   Next, in step S706, distribution transformer data (see Table 4), low-voltage consumer supply equipment data (see Table 5), high-voltage consumer supply equipment data (see Table 6), and PV equipment data (see Table 7). Based on the above, the PV capacity installed in the consumers in the estimation target section is added up for each load connection point and for each phase. For the high-voltage consumer 110, one third of the installed PV capacity is set as the PV capacity of each of the R phase, S phase, and T phase at the load connection point. In addition, for the three-phase three-wire distribution transformer 108, the PV capacity of the consumers under the transformer 108 is summed, and one third of each is used as the PV capacity of each phase at the load connection point. . For the single-phase distribution transformer 108, the PV capacity of the consumers under the transformer 108 is added up, and half of each is connected to each of the connection phases at the load connection point (if it is an R-S connection transformer) , R phase and S phase) respectively. In addition, with regard to the three-phase four-wire distribution transformer 108 combined with electric power, the capacity of the PV 112 installed in the three-phase consumer under the transformer 108 is set to one third for each phase. About the capacity | capacitance of PV112 installed in the phase consumer, the value which added the half each to each connection phase is made into the PV capacity of each phase.

次に、ステップＳ７０７において、ステップＳ７０３で得た単位容量あたりの現在ＰＶ発電量に、ステップＳ７０６で求めた、負荷接続点別、相別のＰＶ容量をそれぞれ乗じて、負荷接続点別、相別の現在ＰＶ発電量推定値として記憶する。   Next, in step S707, the current PV power generation amount per unit capacity obtained in step S703 is multiplied by the PV capacity for each load connection point and each phase obtained in step S706, respectively. Is stored as the estimated current PV power generation amount.

次に、ステップＳ７０８において、ステップＳ７０５で求めた負荷接続点別、相別の実負荷推定値から、ステップＳ７０７で求めた負荷接続点別、相別のＰＶ発電量推定値をそれぞれ差し引き、推定対象区間内の負荷接続点別、相別の負荷推定値として記憶する。   Next, in step S708, the estimated PV power generation amount for each load connection point and each phase obtained in step S707 is subtracted from the estimated load value for each load connection point and each phase obtained in step S705, and the estimation target. Stored as load estimated values for each load connection point and for each phase in the section.

以上のことから、本実施の形態４によれば、相ごとに負荷推定値を求めることで、ＰＶ１１２の接続先が特定相に偏っている場合や、不平衡率の高い配電線において、相ごとに適切な電圧制御を実現するために活用できる。   From the above, according to the fourth embodiment, by obtaining a load estimated value for each phase, when the connection destination of PV 112 is biased to a specific phase, or in a distribution line with a high unbalance rate, for each phase It can be used to realize appropriate voltage control.

＜実施の形態５＞
本発明の実施の形態５では、一部または全部の需要家について、ＰＶ発電量を電気事業者が全量買い取る構成としていることを特徴としている。 <Embodiment 5>
Embodiment 5 of the present invention is characterized in that an electric power supplier purchases the entire amount of PV power generation for some or all of the consumers.

図１６は、本実施の形態５による負荷推定装置１２０を備える配電系統制御システム１００の構成を示すブロック図である。   FIG. 16 is a block diagram illustrating a configuration of a power distribution system control system 100 including the load estimation device 120 according to the fifth embodiment.

図１６に示すように、高圧需要家４０１は、電気事業者によるＰＶ発電量全量買い取り対象の需要家（別計量対象の需要家）であり、電力系統からの引込線と負荷設備１１１との間に、供給電力量を計測する供給用電力量計４０２を備え、また、電力系統からの引込線とＰＶ１１２との間にＰＶ発電量を計測するＰＶ用電力量計４０３を備えている。   As shown in FIG. 16, the high-voltage consumer 401 is a consumer subject to purchase of the entire amount of PV power generated by the electric power company (a consumer subject to separate measurement), and is between the service line from the power system and the load facility 111. , A supply watt-hour meter 402 for measuring the supply power amount, and a PV watt-hour meter 403 for measuring the PV power generation amount between the lead-in line from the power system and the PV 112 are provided.

供給用電力量計４０２およびＰＶ用電力量計４０３は、電力量計用通信装置１１４と接続されており、電力量計用通信装置１１４は、通信回線を介して自動検針装置１１５と接続されている。自動検針用通信装置１１５は、電力量計４０２，４０３で計測された計測値（以下、電力量計計測値とも称する）を取得し、取得した電力量計計測値を自動検針装置１１５に送信する。   Supply watt-hour meter 402 and PV watt-hour meter 403 are connected to watt-hour meter communication device 114, and watt-hour meter communication device 114 is connected to automatic meter-reading device 115 via a communication line. Yes. The automatic meter-reading communication device 115 acquires measurement values (hereinafter also referred to as watt-hour measurement values) measured by the watt-hour meters 402 and 403, and transmits the acquired watt-hour meter measurement values to the automatic meter-reading device 115. .

自動検針装置１１５は、電力量計用通信装置１１４から送信された電力量計計測値を受信し、計量データとして記録する。   The automatic meter reading device 115 receives the watt-hour measurement value transmitted from the watt-hour meter communication device 114 and records it as measurement data.

次に、事前統計処理部１２１による平均実負荷算出の具体的な動作について説明する。   Next, a specific operation of calculating the average actual load by the prior statistical processing unit 121 will be described.

図１７は、本実施の形態５による事前統計処理部１２１における平均実負荷の算出処理を示すフローチャートである。なお、図１７において、ステップＳ８０１〜８０３，８０５,８０８は、実施の形態１における図３のステップＳ１０１〜１０３,１０５,１０８のそれぞれに対応して同様の動作であるため、ここでは説明を省略する。   FIG. 17 is a flowchart showing the average actual load calculation process in the prior statistical processing unit 121 according to the fifth embodiment. In FIG. 17, steps S801 to 803, 805, and 808 are the same operations corresponding to steps S101 to 103, 105, and 108 of FIG. To do.

ステップＳ８０４において、ＰＶ発電量全量買い取り対象の需要家を除いて、実施の形態１のステップＳ１０４と同様に、配電用変圧器１０８ごとの時間帯別平均負荷を算出する。   In step S804, the average load for each time zone for each distribution transformer 108 is calculated in the same manner as in step S104 of the first embodiment, except for the consumers who purchase the PV power generation amount.

次に、ステップＳ８０６において、実施の形態１のステップＳ１０６と同様に、配電用変圧器１０８ごとの時間帯別平均実負荷を求める。また、ＰＶ全量買い取り対象需要家の接続している配電用変圧器１０８については、供給用電力量計４０２の日別・時間帯別負荷データから、当該需要家のデータを抽出し、時間帯別の負荷平均値をもとめる。ＰＶ全量買い取り対象需要家の供給用電力量計計測値は、そのまま実負荷の値となっているため、これと前述求めた実負荷とを、それぞれの需要家件数で加重平均することで、当該配電用変圧器１０８の時間帯別平均実負荷を求める。   Next, in step S806, as in step S106 of the first embodiment, the average actual load for each time zone for each distribution transformer 108 is obtained. In addition, for the distribution transformer 108 connected to the consumer who purchases all the PV, the data of the consumer is extracted from the load data for each day / time zone of the watt-hour meter 402 for supply, Obtain the average load value. The watt-hour meter measured value for supply of the PV total purchase target consumer is the actual load value as it is, and this and the actual load obtained as described above are weighted and averaged by the number of each customer. The average actual load for each time zone of the distribution transformer 108 is obtained.

次に、ステップＳ８０７において、ＰＶ発電量全量買い取り対象の需要家を除いて、実施の形態１のステップＳ１０７と同様に、高圧需要家１１０ごとの時間帯別平均負荷を算出する。   Next, in step S807, the average load for each time zone for each high-voltage consumer 110 is calculated in the same manner as in step S107 of the first embodiment, except for the consumer who is the target of purchasing the entire PV power generation amount.

次に、ステップＳ８０９において、ステップＳ８０７で時間帯別平均負荷を求めた高圧需要家１１０について、実施の形態１のステップＳ１０９と同様に、高圧需要家１１０ごとの時間帯別平均実負荷を求める。また、ＰＶ全量買い取り対象の高圧需要家１１０について、ステップＳ８０３で求めた電力量計４０２，４０３ごとの日別・時間帯別負荷データから同一時間帯ごとに負荷の値を合算し、グループ内のデータ件数で除する。ＰＶ全量買い取り対象需要家の供給用電力量計計測値は、そのまま実負荷の値となっているため、この結果を当該高圧需要家１１０の時間帯別平均実負荷とする。   Next, in step S809, the average actual load for each time zone for each high-voltage customer 110 is obtained for the high-pressure customer 110 for which the hourly average load is obtained in step S807, as in step S109 of the first embodiment. In addition, for the high-voltage consumer 110 subject to purchase of the total amount of PV, the load value for each same time zone is added from the daily / time zone load data for each watt hour meter 402, 403 obtained in step S803, and Divide by the number of data. Since the watt-hour meter measurement value for supply of the PV total purchase target consumer is the actual load value as it is, this result is set as the average actual load for each time zone of the high-voltage consumer 110.

以上のことから、本実施の形態５によれば、需要家が設置したＰＶ１１２の発電量を、電気事業者が全量買い取るような場合であっても、負荷接続点ごとの需要家の負荷傾向および天候状況を反映した負荷推定値を求めることができる。   From the above, according to the fifth embodiment, even if the electric utility purchases the entire amount of PV 112 installed by the consumer, the load trend of the consumer at each load connection point and A load estimated value reflecting the weather condition can be obtained.

なお、本発明は、その発明の範囲内において、各実施の形態を自由に組み合わせたり、各実施の形態を適宜、変形、省略することが可能である。   It should be noted that the present invention can be freely combined with each other within the scope of the invention, and each embodiment can be appropriately modified or omitted.

１００ 配電系統制御システム、１０１ 配電変電所、１０２ 配電線、１０３ フィーダ遮断器、１０４ フィーダ遮断器用通信装置、１０５ センサ内蔵開閉器、１０６ センサ内蔵開閉器用通信装置、１０７ 監視制御装置、１０８ 配電用変圧器、１０９ 低圧需要家、１１０ 高圧需要家、１１１ 負荷設備、１１２ ＰＶ、１１３ 電力量計、１１４ 電力量計用通信装置、１１５ 自動検針装置、１１６ 日射計、１１７ サンプルＰＶ、１２０ 負荷推定装置、１２１ 事前統計処理部、１２２ 事前統計処理用通信部、１２３ データ格納部、１２４ 推定処理部、１２５ 推定処理用通信部、１２６ 入力部、１２７ 出力部、４０１ 高圧需要家、４０２ 供給用電力量計、４０３ ＰＶ用電力量計。   DESCRIPTION OF SYMBOLS 100 Distribution system control system, 101 Distribution substation, 102 Distribution line, 103 Feeder circuit breaker, 104 Feeder circuit breaker communication device, 105 Sensor built-in switch, 106 Sensor built-in switch communication device, 107 Monitoring control device, 108 Distribution transformer 109, low voltage consumer, 110 high voltage consumer, 111 load equipment, 112 PV, 113 watt hour meter, 114 watt hour meter communication device, 115 automatic meter reading device, 116 solar meter, 117 sample PV, 120 load estimation device, 121 Pre-Statistical Processing Unit, 122 Pre-Statistical Processing Communication Unit, 123 Data Storage Unit, 124 Estimation Processing Unit, 125 Estimation Processing Communication Unit, 126 Input Unit, 127 Output Unit, 401 High Voltage Consumer, 402 Supply Energy Meter , 403 PV electricity meter.

Claims (5)

配電系統制御システムにおける負荷推定装置であって、
前記配電系統制御システムは、
配電線上の計測点に設けられ、当該計測点を通過する電力を計測するセンサ内蔵開閉器と、
前記配電線における負荷の接続点である負荷接続点を介して接続された需要家に対して前記配電線から供給する供給電力量と、前記配電線が前記需要家から受電する受電電力量とを含む電力量を計測する電力量計と、
推定対象となる前記需要家の負荷の近傍に設置され、設置地点の日射量を計測する日射計と、
を備え、
前記負荷推定装置は、前記配電線に接続された前記負荷の大きさを推定するものであって、
前記電力量計で計測された前記電力量と、前記需要家に設置されたＰＶ設備のＰＶ容量から算出されたＰＶ発電量とから、前記負荷接続点ごとにおける時間別の平均的な実負荷である平均実負荷を算出するとともに、前記日射計で計測された前記日射量に基づいて、前記ＰＶ設備の単位ＰＶ容量当たりのＰＶ発電量を推定するＰＶ発電量推定モデルを算出する事前統計処理部と、
前記日射計で計測された前記日射量と前記ＰＶ発電量推定モデルとに基づいて算出された推定時点における推定対象区間内のＰＶ発電量と、前記センサ内蔵開閉器で計測された前記電力とから前記推定時点における実負荷を算出し、当該実負荷を前記事前統計処理部で算出された前記平均実負荷に基づいて按分して前記推定対象区間内における前記負荷接続点ごとの実負荷を推定するとともに、当該実負荷から前記負荷接続点ごとのＰＶ発電量を差し引いた、前記負荷接続点ごとの負荷を推定する推定処理部と、
を備える、負荷推定装置。 A load estimation device in a distribution system control system,
The power distribution system control system is:
A sensor built-in switch that is provided at a measurement point on the distribution line and measures the power passing through the measurement point;
A supply power amount supplied from the distribution line to a consumer connected via a load connection point that is a connection point of a load in the distribution line, and a received power amount that the distribution line receives from the consumer. A watt-hour meter that measures the amount of power it contains,
A pyranometer installed near the load of the consumer to be estimated and measuring the amount of solar radiation at the installation point;
With
The load estimation device estimates the size of the load connected to the distribution line,
From the power amount measured by the watt-hour meter and the PV power generation amount calculated from the PV capacity of the PV equipment installed in the consumer, the average actual load by time at each load connection point A prior statistical processing unit that calculates a certain average actual load and calculates a PV power generation amount estimation model that estimates a PV power generation amount per unit PV capacity of the PV facility based on the solar radiation amount measured by the pyranometer When,
From the PV power generation amount in the estimation target section calculated based on the solar radiation amount measured by the pyranometer and the PV power generation amount estimation model, and the power measured by the sensor built-in switch The actual load at the estimation time point is calculated, the actual load is apportioned based on the average actual load calculated by the prior statistical processing unit, and the actual load at each load connection point in the estimation target section is estimated. And an estimation processor that estimates the load at each load connection point by subtracting the PV power generation amount at each load connection point from the actual load;
A load estimation device. 前記配電系制御システムは、統計処理に用いられるＰＶ発電量を計測するサンプルＰＶ設備をさらに備え、
前記事前統計処理部は、前記日射計で計測された前記日射量と、前記サンプルＰＶ設備で計測された前記ＰＶ発電量とに基づいて、前記ＰＶ発電量推定モデルを算出することを特徴とする、請求項１に記載の負荷推定装置。 The power distribution system control system further includes a sample PV facility for measuring a PV power generation amount used for statistical processing,
The pre-statistic processing unit calculates the PV power generation amount estimation model based on the solar radiation amount measured by the pyranometer and the PV power generation amount measured by the sample PV facility. The load estimation device according to claim 1. 前記事前統計処理部は、前記負荷接続点ごとにおける季節別、平日・休日別、および時間別の前記平均実負荷を算出し、
前記推定処理部は、推定時点の季節、平日・休日の区分、および時間帯に従って前記負荷接続点ごとの前記実負荷および前記負荷を推定することを特徴とする、請求項１に記載の負荷推定装置。 The prior statistical processing unit calculates the average actual load for each load connection point by season, weekday / holiday, and hour,
2. The load estimation according to claim 1, wherein the estimation processing unit estimates the actual load and the load for each load connection point according to a season at an estimation time point, a weekday / holiday classification, and a time zone. apparatus. 前記事前統計処理部は、前記配電線上に設けられた配電用変圧器の相の接続情報に基づいて、前記負荷接続点ごと、および前記相ごとの前記平均実負荷を算出し、
前記推定処理部は、前記負荷接続点ごと、および前記相ごとの前記実負荷および前記負荷を推定することを特徴とする、請求項１に記載の負荷推定装置。 The pre-statistic processing unit calculates the average actual load for each load connection point and for each phase based on the connection information of the phase of the distribution transformer provided on the distribution line,
The load estimation apparatus according to claim 1, wherein the estimation processing unit estimates the actual load and the load for each load connection point and for each phase. 少なくとも一部の前記需要家が、前記供給電力量を計測する供給用電力量計と、前記ＰＶ発電量を計測するＰＶ用電力量計とを備える別計量対象の需要家である場合において、
前記事前統計処理部は、前記別計量対象の需要家については、前記供給用電力量計で計測された前記供給電力量から前記平均実負荷を算出することを特徴とする、請求項１に記載の負荷推定装置。 In the case where at least some of the consumers are consumers to be separately metered with a supply watt-hour meter that measures the supplied power amount and a PV watt-hour meter that measures the PV power generation amount,
The said prior statistical process part calculates the said average actual load from the said supplied electric energy measured with the said watt-hour meter for the said consumers for another measurement, The Claim 1 characterized by the above-mentioned. The load estimation apparatus described.
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