WO2016158659A1 - 配電監視制御装置 - Google Patents

配電監視制御装置 Download PDF

Info

Publication number
WO2016158659A1
WO2016158659A1 PCT/JP2016/059360 JP2016059360W WO2016158659A1 WO 2016158659 A1 WO2016158659 A1 WO 2016158659A1 JP 2016059360 W JP2016059360 W JP 2016059360W WO 2016158659 A1 WO2016158659 A1 WO 2016158659A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
voltage
power distribution
voltage measurement
distribution
measurement value
Prior art date
Application number
PCT/JP2016/059360
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
岩渕　一徳
操 木村
喜仁 木下
伊知郎 豊嶋
由弥 新出
行裕 尾崎
大輔 竹田
宏次 佐々木
Original Assignee
株式会社東芝
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 株式会社東芝 filed Critical 株式会社東芝
Priority to US15/561,252 priority Critical patent/US20180131185A1/en
Priority to EP16772540.7A priority patent/EP3276788A4/en
Publication of WO2016158659A1 publication Critical patent/WO2016158659A1/ja

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H02J13/00002—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by monitoring
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/12—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks for adjusting voltage in ac networks by changing a characteristic of the network load
    • G—PHYSICS
    • G05—CONTROLLING; REGULATING
    • G05B—CONTROL OR REGULATING SYSTEMS IN GENERAL; FUNCTIONAL ELEMENTS OF SUCH SYSTEMS; MONITORING OR TESTING ARRANGEMENTS FOR SUCH SYSTEMS OR ELEMENTS
    • G05B19/00—Programme-control systems
    • G05B19/02—Programme-control systems electric
    • G05B19/04—Programme control other than numerical control, i.e. in sequence controllers or logic controllers
    • G05B19/042—Programme control other than numerical control, i.e. in sequence controllers or logic controllers using digital processors
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H02J13/00006—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by information or instructions transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated power network element or electrical equipment
    • H02J13/00016—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by information or instructions transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated power network element or electrical equipment using a wired telecommunication network or a data transmission bus
    • G—PHYSICS
    • G05—CONTROLLING; REGULATING
    • G05B—CONTROL OR REGULATING SYSTEMS IN GENERAL; FUNCTIONAL ELEMENTS OF SUCH SYSTEMS; MONITORING OR TESTING ARRANGEMENTS FOR SUCH SYSTEMS OR ELEMENTS
    • G05B2219/00—Program-control systems
    • G05B2219/20—Pc systems
    • G05B2219/26—Pc applications
    • G05B2219/2639—Energy management, use maximum of cheap power, keep peak load low
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/24—Arrangements for preventing or reducing oscillations of power in networks
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02B—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO BUILDINGS, e.g. HOUSING, HOUSE APPLIANCES OR RELATED END-USER APPLICATIONS
    • Y02B90/00—Enabling technologies or technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02B90/20—Smart grids as enabling technology in buildings sector
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S20/00—Management or operation of end-user stationary applications or the last stages of power distribution; Controlling, monitoring or operating thereof

Definitions

  • Embodiments of the present invention relate to a power distribution monitoring and control apparatus.
  • the distribution system for supplying power to consumers is composed of, for example, a 6 to 20 kV class high voltage distribution system (MV system) and a 100 to 400 kV class low voltage distribution system (LV system).
  • the distribution system branches from the distribution substation feeder to a plurality of low-voltage distribution systems through the high-voltage distribution system, and supplies power to each low-voltage consumer through the low-voltage distribution system.
  • MV system 6 to 20 kV class high voltage distribution system
  • LV system kV class low voltage distribution system
  • the distribution system branches from the distribution substation feeder to a plurality of low-voltage distribution systems through the high-voltage distribution system, and supplies power to each low-voltage consumer through the low-voltage distribution system.
  • it is necessary to manage the voltage fluctuation of the low-voltage distribution system within, for example, 5 to 10%.
  • the voltage fluctuation of the high-voltage distribution system is not directly monitored and controlled.
  • the voltage of the low-voltage distribution system is indirectly monitored and controlled by maintaining the voltage
  • smart meters By the way, the introduction of smart meters is being promoted at desired locations in each customer and distribution system, mainly for the purpose of improving the efficiency of the meter reading work for power consumption.
  • MDMS Data Management System
  • AMI Advanced Metering Infrastructure
  • This AMI can collect power measurement values by a smart meter installed in each consumer, for example, at a sampling interval of 15 minutes to 60 minutes. For this reason, AMI is also being used for power saving support for consumers by “visualization” of power consumption.
  • an AMI having a bidirectional communication function capable of instructing the smart meter from the MDMS to start and stop the power supply of the consumer and to transmit the voltage measurement value is also used.
  • a technology that uses each customer's smart meter as a low-voltage voltage sensor for a low-voltage distribution system and uses it for voltage control.
  • a technique is known in which a representative sensor is selected on the basis of measuring a voltage deviation from a voltage management range of a low-voltage distribution system or a maximum value or a minimum value of a voltage in a certain period.
  • the measured value of the voltage by the representative sensor is acquired at a constant cycle using AMI that enables bidirectional communication, and the maximum and minimum values of the voltage distribution of the target distribution system are monitored. Is adjusted with a low voltage regulator (LVR: Voltage Regulator) or a line voltage regulator (SVR) so as to be within the voltage management range.
  • LVR Low voltage regulator
  • SVR line voltage regulator
  • a smart meter that measures the maximum value and the minimum value is selected as a representative sensor, and therefore, a group of smart meters that tend to output standard measured values can be selected. Therefore, there is a case where a measurement value suitable for monitoring the distribution of the distribution voltage cannot be obtained.
  • the smart meter that measures the maximum or minimum value of the voltage changes over time, increasing the number of representative sensors will increase the communication load required to acquire the voltage measurement value by the representative sensor. There was a case.
  • the problem to be solved by the present invention is to provide a distribution monitoring control device capable of selecting a representative sensor that outputs a voltage measurement value suitable for monitoring distribution of distribution voltage.
  • the power distribution monitoring and control device of the embodiment has an acquisition unit and a representative sensor selection unit.
  • the acquisition unit acquires voltage measurement values measured by a plurality of sensors installed in the power distribution system and having a communication function.
  • the representative sensor selection unit refers to the voltage measurement value acquired by the acquisition unit, and from one or more sensors installed in the power distribution area in the power distribution system, to another sensor installed in the power distribution area One or more representative sensors having a high similarity in voltage measurement values are selected.
  • the function block diagram of the power distribution monitoring control apparatus 100 which concerns on 1st Embodiment. 5 is a flowchart illustrating an example of a flow of representative sensor selection processing executed by the representative sensor selection unit 130 and the monitoring control unit 140 according to the first embodiment.
  • the flowchart which shows an example of the flow of the process performed by the monitoring control part 140 which concerns on 1st Embodiment.
  • FIG. 1 is a diagram illustrating an example of a usage environment of the power distribution monitoring control device 100 according to the first embodiment.
  • the power distribution system ES to be monitored and controlled by the power distribution monitoring control device 100 according to the embodiment includes a high voltage distribution system (MV system) 10 and a low voltage distribution system (LV system) 20.
  • the power supplied from the backbone system RS is supplied to the low voltage distribution system 20 via the high voltage distribution system 10.
  • the power supplied from the main system RS is sent from the feeder feeder of the distribution transformer 11 to the pole transformer (LV transformer) 14 via the high-voltage distribution line 13.
  • a delivery point measuring instrument 12 is attached to the delivery point of the high-voltage distribution line 13.
  • the electric power transformed to a low voltage by the pole transformer 14 is supplied to the low voltage consumer via the low voltage distribution line 21.
  • a smart meter (sensor) 22 is installed in some or all of the low-pressure consumers.
  • Each smart meter 22 automatically transmits measurement data to the bidirectional AMI system 30 at a sampling interval of 15 minutes, 30 minutes, or 60 minutes, for example.
  • the bidirectional AMI system 30 includes the AMI control device 31 and the meter data management device (MDMS) 32, the smart meter 22, and a transmission path that connects the AMI control device 31 and the smart meter 22.
  • the AMI control device 31 collects the electric energy integration measurement data of each smart meter 22 using the AMI communication function.
  • the measurement data of the smart meter 22 includes, for example, identification information of low-voltage consumers, measurement time, and electric energy integrated measurement value.
  • the AMI control device 31 instructs each smart meter 22 to transmit the voltage measurement value
  • the instructed smart meter 22 transmits the voltage measurement value to the AMI control device 31, and the AMI control device 31 transmits the voltage measurement value.
  • the collection of the voltage measurement values is performed, for example, at a frequency of about once every several hours so that the communication load is not excessive.
  • the AMI control device 31 is higher than the specific smart meter 22 (representative sensor) that has narrowed down from all the smart meters 22 in response to a request from the power distribution monitoring control device 100. Instructs the frequency to transmit the voltage measurement value.
  • the smart meter 22 was illustrated as a means to measure a voltage within the power distribution system ES, not only this but a voltage sensor of any kind may be used.
  • the measurement data of the smart meter 22 collected by the AMI control device 31 is sent to the meter data management device 32 and stored.
  • the meter data management device 32 includes a storage device such as an HDD (Hard Disk Drive) or a flash memory, and stores various data acquired from the AMI control device 31.
  • FIG. 2 is a functional configuration diagram of the power distribution monitoring control device 100 according to the first embodiment.
  • the power distribution monitoring control device 100 includes, for example, a communication interface 110, a power distribution area determination unit 120, a representative sensor selection unit 130, a monitoring control unit 140, an input / output unit 150, and a storage unit 160.
  • the distribution area determination unit 120, the representative sensor selection unit 130, and the monitoring control unit 140 are software function units that function when a processor such as a CPU (Central Processing Unit) executes a program stored in the storage unit 160, for example.
  • a processor such as a CPU (Central Processing Unit) executes a program stored in the storage unit 160, for example.
  • some or all of these functional units may be hardware functional units such as LSI (Large Scale Integration) and ASIC (Application Specific Integrated Circuit).
  • the communication interface 110 is used to connect to a network such as a WAN (Wide Area Network) or a LAN (Local Area Network) constructed between the power distribution monitoring and control apparatus 100 and the AMI control apparatus 31 and the meter data management apparatus 32. It is a communication interface.
  • the power distribution monitoring control device 100 and the AMI control device 31 and the meter data management device 32 may be connected by a dedicated line such as a serial bus. Further, the power distribution monitoring control device 100 may be integrated into the AMI control device 31 or the meter data management device 32.
  • the power distribution area determination unit 120 refers to the voltage measurement value measured by the smart meter 22 acquired by the communication interface 110, and in the power distribution system ES, the power distribution area serving as a unit area to be monitored by the monitoring control unit 140. decide.
  • the representative sensor selection unit 130 refers to the voltage measurement value measured by the smart meter 22 acquired by the communication interface 110, and from the one or more smart meters 22 installed in the distribution area in the distribution system ES, One or more representative sensors having a high degree of similarity in voltage measurement values with the sensors are selected.
  • the monitoring control unit 140 monitors the voltage of the distribution system ES by monitoring the voltage measurement value by the representative sensor selected by the representative sensor selection unit 130.
  • the input / output unit 150 includes, for example, a display unit such as an LCD (Liquid Crystal Display) or an organic EL (Electroluminescence) display device, and an input unit such as a keyboard, a mouse, or a touch panel.
  • the input / output unit 150 may include an audio output unit such as a speaker or a buzzer.
  • the storage unit 160 includes, for example, a RAM (Random Access Memory), a ROM (Read Only Memory), an HDD, a flash memory, and the like. At least a part of the storage unit 160 may be an external device viewed from the power distribution monitoring control device 100 using a NAS (Network Attached Storage) device or the like.
  • NAS Network Attached Storage
  • FIG. 3 is a flowchart illustrating an example of a flow of representative sensor selection processing executed by the representative sensor selection unit 130 and the monitoring control unit 140 according to the first embodiment. The processing of this flowchart is performed, for example, at a frequency of about once every several months, automatically or according to an execution instruction given to the input / output unit 150.
  • the power distribution area determination unit 120 acquires time series data of the voltage measurement values of the smart meter 22 stored by the meter data management device 32 (step S200).
  • the voltage measurement values may be used as they are, or they may be converted to values suitable for processing by performing normalization processing.
  • the power distribution monitoring and control apparatus 100 may perform the following processing by excluding the measured time series data for the smart meter 22 in which some or all of the time series data is missing. If the location where the smart meter 22 measures the voltage is not a point where the specific voltage fluctuation occurs, no particular problem occurs.
  • Time series data of voltage measurement values of the first smart meter 22 X11, X12,..., X1n
  • Time series data of voltage measurement values of the second smart meter 22 X21, X22,..., X2n
  • Time series data of voltage measurement value of m-th smart meter 22 Xm1, Xm2,..., Xmn
  • the power distribution area determination unit 120 calculates the similarity between the time series data of the voltage measurement values of the smart meter 22 (step S202).
  • the representative sensor selection unit 130 calculates the Pearson product moment correlation coefficient Rij as the similarity between the time series data of the voltage measurement values of the smart meter 22. Pearson's product moment correlation coefficient Rij is expressed by equation (1).
  • the arguments i and j indicate what number the smart meter 22 is.
  • a line on Xi or Xj indicates an arithmetic average of Xi or Xj, that is, an arithmetic average of voltage measurement values (time-series data) of the i-th or j-th smart meter 22.
  • a geometric average or a harmonic average may be used instead of the arithmetic average.
  • the distribution area determining unit 120 converts the Pearson product-moment correlation coefficient Rij represented by the equation (1) into an index value Dij indicating dissimilarity according to the equation (2).
  • the power distribution area determination unit 120 performs cluster analysis using the index value Dij, and groups the time series data having a high degree of similarity, thereby grouping the smart meters 22 related to the time series data. Thereby, the distribution area determination part 120 determines the distribution area used as the unit area which the monitoring control part 140 becomes a monitoring object in the distribution system ES (step S204).
  • the power distribution area determination unit 120 may perform either hierarchical cluster analysis or non-hierarchical cluster analysis. However, the distribution area determination unit 120 may perform relatively average electrical Hierarchical cluster analysis that can be classified by the level of voltage fluctuation is suitably used for the distribution system ES in which suburbs with long distances are mixed. Further, Pearson's product moment correlation coefficient Rij is exemplified as an index value indicating dissimilarity, but Euclidean distance, Manhattan distance, Mahalanobis general distance, etc. are calculated as index values indicating dissimilarity, and distribution areas It may be used to determine However, in order to reflect the dissimilarity between the time series data of the voltage measurement values, the Pearson product-moment correlation coefficient Rij shown in Expression (2) is preferably used.
  • FIG. 4 is a diagram illustrating an example of the power distribution area EA determined by the power distribution area determination unit 120 according to the first embodiment.
  • two power distribution areas EA (1) and EA (2) are determined.
  • the distribution area EA is included in a case where it extends over a plurality of low-voltage distribution systems or in one low-voltage distribution system.
  • Reference numerals 22A to 22D in the figure will be used in later explanation.
  • the representative sensor selection unit 130 and the monitoring control unit 140 execute the processes of steps S206 and S208 for each power distribution area EA.
  • the representative sensor selection unit 130 determines a representative sensor in the power distribution area EA (step S206).
  • the representative sensor selection unit 130 includes time-series data of voltage measurement values measured by the i-th smart meter 22 and time-series data of voltage measurement values measured by the j-th smart meter 22 in a certain distribution area.
  • the correlation coefficient rij is calculated as their similarity.
  • the correlation coefficient rij is calculated by equation (3).
  • the correlation coefficient rij is exemplified as the same content as the above-described Pearson product-moment correlation coefficient Rij, but the similarity calculation for determining the distribution area, the similarity calculation for selecting the representative sensor, May be done in different ways.
  • FIG. 5 is a diagram showing time-series data of voltage measurement values measured by the smart meters 22A, 22B, 22C, and 22D in the form of a graph.
  • FIG. 6 is a diagram illustrating an example of the correlation coefficient rij calculated based on the time series data. For example, for each smart meter 22, the representative sensor selection unit 130 obtains an average of correlation coefficients rij obtained when the smart meter 22 is i-th.
  • FIG. 7 is a graph showing the average of the correlation coefficient rij for each of the smart meters 22A, 22B, 22C, and 22D in the form of a graph.
  • the representative sensor selection unit 130 selects, for example, the smart meter 22 (the smart meter 22B in the example of FIG. 7) having the largest obtained average value as the representative sensor.
  • a representative sensor that outputs a voltage measurement value suitable for monitoring the distribution of the distribution voltage can be selected.
  • the smart meter 22 that outputs a voltage measurement value having a high degree of similarity with the voltage measurement values of other smart meters 22 has a tendency to output a voltage measurement value that varies typically or on average in the smart meter 22 group. If the voltage measurement value is monitored, the voltage measurement value of the smart meter 22 that is not the representative sensor can be estimated to some extent accurately.
  • the supervisory control unit 140 uses the voltage measurement values xp1t, xp2t,... Of the representative voltage sensors p1, p2,... As explanatory variables, and the regression using the measurement values xit of the smart meters 22 other than the representative voltage sensors as objective variables.
  • Each formula (voltage estimation formula) is configured (step S208).
  • the monitoring control unit 140 obtains coefficients a1i, a2i,... Of the regression equation represented by the equation (4).
  • bi is an offset component that appears in the voltage measurement value of the i-th smart meter 22.
  • xi a1i ⁇ xp1 + a2i ⁇ xp2 + ... + bi (4)
  • FIG. 8 is a diagram illustrating a state in which the voltage measurement value y of the smart meter 22 that is not the representative sensor is obtained by the regression equation based on the voltage measurement value x of the smart meter 22 that is the representative sensor by single regression analysis.
  • step S210 the monitoring control unit 140 shifts to monitoring using the representative sensor selected in step S206. That is, the representative sensor used in monitoring control is replaced (step S210).
  • the process of step S210 is performed in a time zone where the fluctuation range of the distribution voltage is small (for example, late at night or early morning) in order to prevent discontinuity in monitoring control.
  • the monitoring control unit 140 monitors the voltage distribution for each power distribution area EA based on the voltage measurement value of the representative sensor selected as described above. For example, the monitoring control unit 140 estimates the voltage measurement value of the smart meter 22 that is not the representative sensor for each power distribution area EA, and measures the voltage measurement value of the smart meter 22 that is the representative sensor and the voltage measurement of the smart meter 22 that is not the representative sensor. Based on the estimated value, the voltage distribution for each power distribution area EA is monitored.
  • FIG. 9 is a flowchart illustrating an example of a flow of processing executed by the monitoring control unit 140 according to the first embodiment. The process of this flowchart is performed more frequently than the representative sensor selection process (for example, every few minutes to several tens of minutes).
  • the monitoring control unit 140 specifies the smart meter 22 that is a representative sensor to the AMI control device 31 via the communication interface 110 and requests the smart meter 22 that is the representative sensor to acquire a voltage measurement value (step). S300).
  • the AMI control device 31 instructs the smart meter 22, which is a representative sensor designated by the monitoring control unit 140, to transmit a voltage measurement value, and sends the returned voltage measurement value to the distribution monitoring control device 100. Forward.
  • the monitoring control unit 140 acquires a voltage measurement value by the smart meter 22 as a representative sensor from the AMI control device 31 via the communication interface 110 (step S302).
  • the monitoring control unit 140 estimates a voltage measurement value by the smart meter 22 that is not the representative sensor, using the voltage estimation formula constructed in step S208 of the representative sensor selection process (step S304). Then, the monitoring control unit 140 causes the input / output unit 150 to output information capable of recognizing both the voltage measurement value acquired in step S302 and the voltage measurement value estimated in step S304 (step S306). Note that the monitoring control unit 140 may cause the input / output unit 150 to output information capable of recognizing the voltage measurement value estimated in step S304.
  • the input / output unit 150 displays, for example, a voltage measurement value (including both an actual measurement value and an estimated value) for each smart meter 22 as illustrated in FIG. 5 on the display unit in the form of a graph or the like.
  • the monitoring control unit 140 includes, for example, a voltage measurement value (both an actual measurement value and an estimated value) for the smart meter 22 including both the smart meter 22 that is a representative sensor and the smart meter 22 that is not a representative sensor. ) Controls the input / output unit 150 to perform alert display or audio output when the upper limit value is exceeded or below the lower limit value. As a result, the distribution voltage in the distribution area can be controlled to fall within a desired range.
  • the monitoring control unit 140 controls the input / output unit 150 to perform alert display or audio output when the voltage measurement value by the smart meter 22 as a representative sensor exceeds the upper limit value or falls below the lower limit value. May be.
  • the upper limit value and the lower limit value are preferably set within a range narrower than the upper limit value and the lower limit value provided for both the actual measurement value and the estimated value. Thereby, it is possible to easily control the distribution voltage in the distribution area to be within a desired range by using the voltage measurement value by the smart meter 22 as the representative sensor.
  • a representative sensor that outputs a voltage measurement value suitable for monitoring the distribution voltage distribution can be selected.
  • the smart meter 22 and the two-way AMI system 30 are utilized without using detailed information regarding the configuration of the power distribution system, power flow calculation, or the like, and the low voltage power distribution.
  • System voltage can be monitored.
  • the distribution voltage distribution can be monitored in more detail by estimating the voltage measurement value of the smart meter 22 that is not the representative sensor by regression analysis.
  • the number of representative sensors can be made smaller than the number of smart meters 22, so that the monitoring cycle can be set even when the communication load is limited. Shortened voltage monitoring with good responsiveness becomes possible.
  • a predetermined area (or input by an operator) may be handled as the distribution area EA, and the distribution area determination unit 120 may be omitted.
  • FIG. 10 is a diagram illustrating an example of a usage environment of the power distribution monitoring control device 100A according to the second embodiment.
  • the high-voltage distribution line 13 has an on-load tap switching device (LRT) 15 on the upstream side of the sending point, and a line voltage regulator (SVR) 16 at an arbitrary position near the terminal.
  • LRT on-load tap switching device
  • SVR line voltage regulator
  • SVC static reactive power compensator
  • the on-load tap switching device 15 includes a transformer, a switching mechanism capable of switching the taps of the windings while the transformer is loaded, a switching mechanism drive device and an attached device.
  • the voltage regulator 16 for the line can adjust the voltage by switching the tap of the transformer.
  • the static reactive power compensator 17 controls the voltage of the high-voltage distribution line 13 by controlling reactive power (Reactive Power).
  • the AMI control apparatus 31 which concerns on 2nd Embodiment transmits a control command value with respect to these structures which have a reception function.
  • the on-load tap switching device 15, the line voltage regulator 16, and the static reactive power compensator 17 are collectively referred to as voltage regulators.
  • the control command value given to the voltage adjusting device may be determined by the control of the AMI control device 31 or may be determined based on an instruction from the power distribution monitoring control device 100A.
  • the supervisory control unit 140 constructs a voltage estimation formula by taking into account the control command value given to the voltage regulator when estimating the voltage measurement value of the smart meter 22 that is not the representative sensor by regression analysis. To do.
  • the monitoring control unit 140 according to the second embodiment obtains coefficients a1i, a2i,... And c1i, c2i,.
  • uq is a control command value for the qth voltage regulator.
  • the control command value determined by the control of the AMI control device 31 may be acquired via the communication interface 110, or the power distribution monitoring control device 100A may instruct the AMI control device 31.
  • xi a1i.xp1 + a2i.xp2 + ... + c1i.u1 + c2i.u2 + ... + bi (5)
  • the monitoring control unit 140 according to the second embodiment estimates the voltage measurement value of the smart meter 22 that is not the representative sensor by the voltage estimation formula constructed in this way. Then, the monitoring control unit 140 according to the second embodiment, for example, for the smart meter 22 including both the smart meter 22 that is a representative sensor and the smart meter 22 that is not a representative sensor, a voltage measurement value (actual measurement value and If any one of them (including both estimated values) exceeds the upper limit value or falls below the lower limit value, a control command value is set to some or all of the voltage regulators so as to adjust the voltage of the high voltage distribution line 13. The AMI control device 31 is instructed to output. As a result, the distribution voltage in the distribution area can be controlled to fall within a desired range. At this time, the monitoring control unit 140 according to the second embodiment may control the input / output unit 150 so as to perform alert display or audio output, as in the first embodiment.
  • the monitoring control part 140 which concerns on 2nd Embodiment adjusts the voltage of the high voltage distribution line 13 when the voltage measurement value by the smart meter 22 which is a representative sensor exceeds an upper limit value or falls below a lower limit value.
  • the AMI control device 31 may be instructed to output a control command value to a part or all of the voltage regulator.
  • the upper limit value and the lower limit value are preferably set within a range narrower than the upper limit value and the lower limit value provided for both the actual measurement value and the estimated value.
  • the monitoring control unit 140 may control the input / output unit 150 to perform alert display or audio output.
  • a smart meter that is not a representative sensor in consideration of the control command value for the voltage regulator. Since 22 voltage measurements are estimated, more accurate estimation can be performed. Moreover, according to the power distribution monitoring and control apparatus 100A of the second embodiment, it is possible to control the power distribution voltage in the power distribution area to be within a desired range.
  • a communication interface 110 that acquires voltage measurement values measured by a plurality of smart meters 22 installed in the distribution system ES and having a communication function. Between the one or more sensors installed in the power distribution area EA in the power distribution system ES and other sensors installed in the power distribution area EA.
  • the representative sensor selection unit 130 that selects one or more representative sensors with high measurement value similarity, it is possible to select a representative sensor that outputs a voltage measurement value suitable for monitoring the distribution of distribution voltage. it can.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Automation & Control Theory (AREA)
  • Computer Networks & Wireless Communication (AREA)
  • Remote Monitoring And Control Of Power-Distribution Networks (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)

Abstract

　実施形態の配電監視制御装置は、取得部と、代表センサ選択部とを持つ。取得部は、配電系統内に設置された複数のセンサであって通信機能を有する複数のセンサにより計測された電圧計測値を取得する。代表センサ選択部は、前記取得部により取得された電圧計測値を参照し、前記配電系統における配電エリア内に設置された１以上のセンサから、前記配電エリア内に設置された他のセンサとの間で電圧計測値の類似度が高い１以上の代表センサを選択する。

Description

配電監視制御装置
　本発明の実施形態は、配電監視制御装置に関する。
　電力を需要家に供給する配電系統は、例えば、６～２０ｋＶ級の高圧配電系統（ＭＶ系統）と、１００～４００ｋＶ級の低圧配電系統（ＬＶ系統）とで構成される。また、配電系統は、配電用変電所フィーダから高圧配電系統を通じて複数の低圧配電系統に分岐し、低圧配電系統を通じて各低圧需要家へ電力を供給する。この配電系統では、低圧配電系統の電圧変動を例えば５～１０％以内に管理することが必要であるが、低圧配電系統の電圧を直接的に監視制御するのではなく、高圧配電系統の電圧変動を例えば２～３％程度の範囲に維持することで、低圧配電系統の電圧を間接的に監視制御することが行われている。
　近年、配電系統には太陽光や風力などの再生可能エネルギーを利用した小型分散電源の導入が進んでおり、これに伴って配電系統の電圧変動は拡大する傾向にある。また、需要家内の省エネルギー活動を支援するエネルギー管理システムの導入や電気自動車の充電設備の増加は、配電系統内に予測が難しい電圧変動をもたらす要因となり得る。
　ところで、電力使用量の検針業務の効率化を主目的に、各需要家や配電系統における所望の箇所にスマートメータを導入することが進められている。また、スマートメータと、データ管理システムであるＭＤＭＳ（Meter Data Management System）、並びにこれらを接続する伝送路を含む通信インフラであるＡＭＩ（Advanced Metering Infrastructure）が開発されている。このＡＭＩは、例えば１５分～６０分のサンプリング間隔で、各需要家等に設置されたスマートメータによる電力量計測値を収集することができる。このため、ＡＭＩは、電力消費量の「見える化」による需要家の節電支援などにも活用が進められている。また、需要家の電力供給の開始および停止操作や電圧計測値の送信などをＭＤＭＳからスマートメータに指示できる双方向通信の機能をもつＡＭＩも用いられるようになっている。
　このような背景において、上記の背景に対して、各需要家のスマートメータを低圧配電系統の低圧電圧センサとして用い、電圧制御に利用する技術が知られている。例えば、低圧配電系統の電圧管理範囲からの電圧逸脱や、ある期間における電圧の最大値あるいは最小値を計測したことを基準として代表センサを選択する技術が知られている。この技術では、双方向で通信を可能とするＡＭＩを使用して代表センサによる電圧の計測値を一定周期で取得し、対象配電系統の電圧分布の最大値と最小値を監視し、この電圧分布を電圧管理範囲内となるように低圧電圧調整変圧器（ＬＶＲ：Low Voltage Regulator）や線路用電圧調節器（ＳＶＲ）などで電圧調整する。
　しかしながら、従来の技術では、最大値や最小値を計測したスマートメータを代表センサとして選択するため、一群のスマートメータの中で標準的な計測値を出力する傾向にあるものを選択することができず、配電電圧の分布を監視するのに適した計測値を得ることができない場合があった。
　また、電圧の最大値や最小値を計測したスマートメータが時間で移り替わる場合にはその分の代表センサの数を増やすことで、代表センサによる電圧計測値の取得にかかる通信負荷を高めてしまう場合があった。
国際公開第２０１０／１２９６９１号
　本発明が解決しようとする課題は、配電電圧の分布を監視するのに適した電圧計測値を出力する代表センサを選択することができる配電監視制御装置を提供することである。
　実施形態の配電監視制御装置は、取得部と、代表センサ選択部とを持つ。取得部は、配電系統内に設置された複数のセンサであって通信機能を有する複数のセンサにより計測された電圧計測値を取得する。代表センサ選択部は、前記取得部により取得された電圧計測値を参照し、前記配電系統における配電エリア内に設置された１以上のセンサから、前記配電エリア内に設置された他のセンサとの間で電圧計測値の類似度が高い１以上の代表センサを選択する。
第１の実施形態に係る配電監視制御装置１００の使用環境の一例を示す図。 第１の実施形態に係る配電監視制御装置１００の機能構成図。 第１の実施形態に係る代表センサ選択部１３０および監視制御部１４０により実行される代表センサの選択処理の流れの一例を示すフローチャート。 第１の実施形態に係る配電エリア決定部１２０により決定される配電エリアＥＡの一例を示す図。 スマートメータ２２Ａ、２２Ｂ、２２Ｃ、２２Ｄにより計測された電圧計測値の時系列データをグラフの形式で表した図。 時系列データに基づいて算出される相関係数ｒｉｊの一例を示す図。 スマートメータ２２Ａ、２２Ｂ、２２Ｃ、２２Ｄのそれぞれについての相関係数ｒｉｊの平均をグラフの形式で表した図。 単回帰分析によって、代表センサであるスマートメータ２２の電圧計測値ｘに基づいて、代表センサでないスマートメータ２２の電圧計測値ｙが回帰式で求められる様子を示す図。 第１の実施形態に係る監視制御部１４０により実行される処理の流れの一例を示すフローチャート。 第２の実施形態に係る配電監視制御装置１００Ａの使用環境の一例を示す図。
　以下、実施形態の配電監視制御装置を、図面を参照して説明する。
　（第１の実施形態）
　図１は、第１の実施形態に係る配電監視制御装置１００の使用環境の一例を示す図である。実施形態の配電監視制御装置１００が監視制御する対象となる配電系統ＥＳは、高圧配電系統（ＭＶ系統）１０と低圧配電系統（ＬＶ系統）２０とを含む。基幹系統ＲＳから供給される電力は、高圧配電系統１０を介して低圧配電系統２０に供給される。
　基幹系統ＲＳから供給される電力は、配電用変圧器１１の送出しフィーダから高圧配電線１３を介して柱上変圧器（ＬＶ変圧器）１４に送られる。高圧配電線１３の送出点には、送出点計測器１２が取り付けられている。柱上変圧器１４によって低圧に変圧された電力は、低圧配電線２１を介して低圧需要家に供給される。低圧需要家のうち一部または全部には、スマートメータ（センサ）２２が設置される。
　各スマートメータ２２は、例えば、１５分、３０分、６０分のいずれかのサンプリング間隔で、双方向ＡＭＩシステム３０に計測データを自動的に送信する。双方向ＡＭＩシステム３０は、ＡＭＩ制御装置３１と、メータデータ管理装置（ＭＤＭＳ）３２との他、スマートメータ２２、並びにＡＭＩ制御装置３１とスマートメータ２２とを接続する伝送路を備える。ＡＭＩ制御装置３１は、ＡＭＩ通信機能を用いて各スマートメータ２２の電力量積算計測データを収集する。スマートメータ２２の計測データには、例えば、低圧需要家の識別情報、計測時刻、電力量積算計測値が含まれる。
　また、ＡＭＩ制御装置３１が各スマートメータ２２に電圧計測値の送信を指示すると、指示されたスマートメータ２２は、電圧計測値をＡＭＩ制御装置３１に送信し、ＡＭＩ制御装置３１はこの電圧計測値を収集する。この電圧計測値の収集は、通信負荷が過大とならないように、例えば、数時間に１回程度の頻度で行われる。
　更に、本実施形態の場合、ＡＭＩ制御装置３１は配電監視制御装置１００からの要求に応じて、全てのスマートメータ２２から絞り込みを行った特定のスマートメータ２２（代表センサ）に対して、より高頻度に電圧計測値の送信を指示する。なお、配電系統ＥＳ内で電圧を測定する手段としてスマートメータ２２を例示したが、これに限らず、如何なる種類の電圧センサを用いてもよい。
　ＡＭＩ制御装置３１により収集されたスマートメータ２２の計測データは、メータデータ管理装置３２に送られて保存される。メータデータ管理装置３２は、ＨＤＤ（Hard Disk Drive）やフラッシュメモリ等の記憶装置を備え、ＡＭＩ制御装置３１から取得した各種データを記憶する。
　図２は、第１の実施形態に係る配電監視制御装置１００の機能構成図である。配電監視制御装置１００は、例えば、通信インターフェース１１０と、配電エリア決定部１２０と、代表センサ選択部１３０と、監視制御部１４０と、入出力部１５０と、記憶部１６０とを備える。配電エリア決定部１２０、代表センサ選択部１３０および監視制御部１４０は、例えば、記憶部１６０に格納されたプログラムをＣＰＵ（Central Processing Unit）等のプロセッサが実行することで機能するソフトウェア機能部である。また、これらの機能部のうち一部または全部は、ＬＳＩ（Large Scale Integration）やＡＳＩＣ（Application Specific Integrated Circuit）等のハードウェア機能部であってもよい。
　通信インターフェース１１０は、配電監視制御装置１００と、ＡＭＩ制御装置３１やメータデータ管理装置３２との間で構築されるＷＡＮ（Wide Area Network）やＬＡＮ（Local Area Network）等のネットワークに接続するための通信インターフェースである。なお、配電監視制御装置１００と、ＡＭＩ制御装置３１やメータデータ管理装置３２との間は、シリアルバス等の専用線で接続されてもよい。また、配電監視制御装置１００は、ＡＭＩ制御装置３１またはメータデータ管理装置３２に統合されてもよい。
　配電エリア決定部１２０は、通信インターフェース１１０により取得された、スマートメータ２２により計測された電圧計測値を参照し、配電系統ＥＳにおいて、監視制御部１４０が監視対象とする単位エリアとなる配電エリアを決定する。
　代表センサ選択部１３０は、通信インターフェース１１０により取得された、スマートメータ２２により計測された電圧計測値を参照し、配電系統ＥＳにおける配電エリア内に設置された１以上のスマートメータ２２から、他のセンサとの間で電圧計測値の類似度が高い１つ以上の代表センサを選択する。
　監視制御部１４０は、代表センサ選択部１３０により選択された代表センサによる電圧計測値を監視することで、配電系統ＥＳの電圧監視を行う。
　入出力部１５０は、例えば、ＬＣＤ（Liquid Crystal Display）や有機ＥＬ（Electroluminescence）表示装置等の表示部と、キーボードやマウス、タッチパネル等の入力部とを備える。また、入出力部１５０は、スピーカやブザー等の音声出力部を含んでもよい。
　記憶部１６０は、例えば、ＲＡＭ（Random Access Memory）やＲＯＭ（Read Only Memory）、ＨＤＤ、フラッシュメモリ等を含む。なお、記憶部１６０のうち少なくとも一部は、ＮＡＳ（Network Attached Storage）装置等を利用した、配電監視制御装置１００から見た外部装置であってもよい。
　［代表センサの選択］
　以下、配電エリア決定部１２０、代表センサ選択部１３０および監視制御部１４０の機能について説明する。図３は、第１の実施形態に係る代表センサ選択部１３０および監視制御部１４０により実行される代表センサの選択処理の流れの一例を示すフローチャートである。本フローチャートの処理は、例えば、数か月に１回程度の頻度で、自動的に或いは入出力部１５０に対してなされた実行指示に従って行われる。
　まず、配電エリア決定部１２０が、メータデータ管理装置３２により保存されたスマートメータ２２の電圧計測値の時系列データを取得する（ステップＳ２００）。以下、ｍ個のスマートメータ２２が存在すると仮定し、下記のような定義を用いて説明を行う。式中、ｎはサンプリング数であり、計測サンプリング間隔を１５分として２４時間分のデータを取得した場合は、ｎ＝９６となる。これらの時系列データは、電圧計測値がそのまま使用されてもよいが、正規化処理を行って処理に適した値に変換されたものであってもよい。また、配電監視制御装置１００は、時系列データの一部または全部に欠落等があるスマートメータ２２に関しては、その計測した時系列データを除外して、以下の処理を行ってもよい。そのスマートメータ２２が電圧を測定する箇所が特異な電圧変動となる地点となっていなければ、特段の問題は生じない。
１番目のスマートメータ２２の電圧計測値の時系列データ：Ｘ１１，Ｘ１２，…，Ｘ１ｎ
２番目のスマートメータ２２の電圧計測値の時系列データ：Ｘ２１，Ｘ２２，…，Ｘ２ｎ
…
ｍ番目のスマートメータ２２の電圧計測値の時系列データ：Ｘｍ１，Ｘｍ２，…，Ｘｍｎ
　次に、配電エリア決定部１２０は、スマートメータ２２の電圧計測値の時系列データ同士の類似度を算出する（ステップＳ２０２）。代表センサ選択部１３０は、例えば、ピアソンの積率相関係数Ｒｉｊを、スマートメータ２２の電圧計測値の時系列データ同士の類似度として算出する。ピアソンの積率相関係数Ｒｉｊは、式（１）で表される。なお、引数ｉおよびｊは、何番目のスマートメータ２２であるかを示している。また、ＸｉまたはＸｊの上に線が付されたものは、ＸｉまたはＸｊの算術平均、すなわちｉ番目またはｊ番目のスマートメータ２２の電圧計測値（時系列データ）の算術平均を示している。なお、算術平均に代えて幾何平均や調和平均を用いてもよい。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000001
　次に、配電エリア決定部１２０は、式（１）で示されるピアソンの積率相関係数Ｒｉｊを、式（２）により、非類似性を示す指標値Ｄｉｊに変換する。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000002
　そして、配電エリア決定部１２０は、例えば、指標値Ｄｉｊを用いたクラスタ分析を行って、類似度が高い時系列データをグループ化することで、時系列データに係るスマートメータ２２をグループ化する。これにより、配電エリア決定部１２０は、配電系統ＥＳにおいて監視制御部１４０が監視対象とする単位エリアとなる配電エリアを決定する（ステップＳ２０４）。
　配電エリア決定部１２０は、階層型のクラスタ分析と、非階層型のクラスタ分析のいずれを行ってもよいが、平均的な電気的な距離が短い都心部と、相対的に平均的な電気的な距離が長い郊外が混在する配電系統ＥＳに対しては、電圧変動のレベルで分類できる階層型のクラスタ分析が好適に用いられる。また、非類似性を示す指標値として、ピアソンの積率相関係数Ｒｉｊを例示したが、ユークリッド距離、マンハッタン距離、マハラノビスの汎距離等を、非類似性を示す指標値として算出し、配電エリアの決定に用いてもよい。但し、電圧計測値の時系列データ同士の非類似性を反映することを可能とするためには、式（２）に示されるピアソンの積率相関係数Ｒｉｊが好適に用いられる。
　図４は、第１の実施形態に係る配電エリア決定部１２０により決定される配電エリアＥＡの一例を示す図である。図では、配電エリアＥＡ（１）とＥＡ（２）の二つが決定されている。図示するように、配電エリアＥＡは、複数の低圧配電系統に跨る場合や、１つの低圧配電系統内に含まれる。なお、図中の符号２２Ａから２２Ｄは、後の説明で使用する。
　次に、代表センサ選択部１３０および監視制御部１４０が、ステップＳ２０６およびＳ２０８の処理を配電エリアＥＡ毎に実行する。まず、代表センサ選択部１３０が、配電エリアＥＡ内で代表センサを決定する（ステップＳ２０６）。まず、代表センサ選択部１３０は、ある配電エリアにおけるｉ番目のスマートメータ２２により計測された電圧計測値の時系列データと、ｊ番目のスマートメータ２２により計測された電圧計測値の時系列データとの相関係数ｒｉｊを、これらの類似度として算出する。相関係数ｒｉｊは、式（３）により算出される。ここで、相関係数ｒｉｊは、前述したピアソンの積率相関係数Ｒｉｊと同じ内容として例示しているが、配電エリア決定のための類似度計算と、代表センサ選択のための類似度計算とは異なる手法によって行われてもよい。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000003
　ここで、ある配電エリアＥＡ内に図４に示すスマートメータ２２Ａ、２２Ｂ、２２Ｃ、２２Ｄが含まれると仮定して説明する。図５は、スマートメータ２２Ａ、２２Ｂ、２２Ｃ、２２Ｄにより計測された電圧計測値の時系列データをグラフの形式で表した図である。そして、図６は、時系列データに基づいて算出される相関係数ｒｉｊの一例を示す図である。代表センサ選択部１３０は、例えば、各スマートメータ２２について、そのスマートメータ２２をｉ番目とした場合に求められる相関係数ｒｉｊの平均を求める。図７は、スマートメータ２２Ａ、２２Ｂ、２２Ｃ、２２Ｄのそれぞれについての相関係数ｒｉｊの平均をグラフの形式で表した図である。代表センサ選択部１３０は、例えば、求めた平均値が最も大きいスマートメータ２２（図７の例ではスマートメータ２２Ｂ）を、代表センサとして選択する。
　係る処理によって、配電電圧の分布を監視するのに適した電圧計測値を出力する代表センサを選択することができる。他のスマートメータ２２の電圧計測値との類似度が高い電圧計測値を出力するスマートメータ２２は、スマートメータ２２群の中で代表的ないし平均的に変動する電圧計測値を出力する傾向を有し、その電圧計測値を監視すれば、代表センサでないスマートメータ２２の電圧計測値を、ある程度正確に推定することができるからである。
　次に、監視制御部１４０が、代表電圧センサｐ１、ｐ２、…の電圧計測値ｘｐ１ｔ、ｘｐ２ｔ、…を説明変数とし、代表電圧センサ以外の各スマートメータ２２の計測値ｘｉｔを目的変数とする回帰式（電圧推定式）をそれぞれ構成する（ステップＳ２０８）。例えば、監視制御部１４０は、式（４）で表される回帰式の係数ａ１ｉ、ａ２ｉ、…を求める。式中、ｂｉは、ｉ番目のスマートメータ２２の電圧計測値に現れるオフセット成分である。
　ｘｉ＝ａ１ｉ・ｘｐ１＋ａ２ｉ・ｘｐ２＋…＋ｂｉ　…（４）
　ここで、代表電圧センサが１つである場合には、単回帰分析による回帰式となるが、代表センサが２つ以上存在する場合や、配電エリアＥＡへの潮流が計測できる場合には、重回帰分析を用いた回帰式で電圧推定式を構成してもよい。図８は、単回帰分析によって、代表センサであるスマートメータ２２の電圧計測値ｘに基づいて、代表センサでないスマートメータ２２の電圧計測値ｙが回帰式で求められる様子を示す図である。
　次に、監視制御部１４０は、ステップＳ２０６で選択された代表センサを用いた監視に移行する。すなわち、監視制御において使用する代表センサの入れ替えを行う（ステップＳ２１０）。ステップＳ２１０の処理は、監視制御に不連続が生じるのを防止するために、配電電圧の変動幅が小さい時間帯（例えば深夜や早朝等）に行われる。
　［監視制御］
　監視制御部１４０は、上記のように選択された代表センサの電圧計測値に基づいて、配電エリアＥＡ毎の電圧分布を監視する。監視制御部１４０は、例えば、配電エリアＥＡ毎に、代表センサでないスマートメータ２２の電圧計測値を推定し、代表センサであるスマートメータ２２の電圧計測値と、代表センサでないスマートメータ２２の電圧計測値の推定値とに基づいて、配電エリアＥＡ毎の電圧分布を監視する。
　図９は、第１の実施形態に係る監視制御部１４０により実行される処理の流れの一例を示すフローチャートである。本フローチャートの処理は、代表センサの選択処理よりも高頻度に（例えば数分から数十分毎に）行われる。
　まず、監視制御部１４０は、通信インターフェース１１０を介してＡＭＩ制御装置３１に、代表センサであるスマートメータ２２を指定して、代表センサであるスマートメータ２２による電圧計測値の取得を要求する（ステップＳ３００）。前述したようにＡＭＩ制御装置３１は、監視制御部１４０により指定された代表センサであるスマートメータ２２に対して電圧計測値の送信を指示し、返信される電圧計測値を配電監視制御装置１００に転送する。
　次に、監視制御部１４０は、通信インターフェース１１０を介してＡＭＩ制御装置３１から、代表センサであるスマートメータ２２による電圧計測値を取得する（ステップＳ３０２）。
　次に、監視制御部１４０は、代表センサの選択処理のステップＳ２０８で構築しておいた電圧推定式を用いて、代表センサでないスマートメータ２２による電圧計測値を推定する（ステップＳ３０４）。そして、監視制御部１４０は、ステップＳ３０２で取得した電圧計測値と、ステップＳ３０４で推定した電圧計測値との双方を認識可能な情報を入出力部１５０に出力させる（ステップＳ３０６）。なお、監視制御部１４０は、ステップＳ３０４で推定した電圧計測値を認識可能な情報を入出力部１５０に出力させてもよい。入出力部１５０は、例えば、図５で例示したようなスマートメータ２２毎の電圧計測値（実計測値と推定値との双方を含む）を、グラフ等の形式で表示部によって表示する。
　また、監視制御部１４０は、例えば、代表センサであるスマートメータ２２と、代表センサでないスマートメータ２２との双方を含むスマートメータ２２について、電圧計測値（実計測値と推定値との双方を含む）のいずれかが上限値を超え、または下限値を下回った場合に、アラート表示または音声出力を行うように入出力部１５０を制御する。これによって、配電エリア内の配電電圧が所望の範囲内に収まるように制御することができる。
　また、監視制御部１４０は、代表センサであるスマートメータ２２による電圧計測値が上限値を超え、または下限値を下回った場合に、アラート表示または音声出力を行うように入出力部１５０を制御してもよい。この場合、上限値および下限値は、実計測値と推定値との双方に対して設けられる上限値および下限値よりも狭い範囲内で設定されると好適である。これによって、代表センサであるスマートメータ２２による電圧計測値を用いて簡易的に、配電エリア内の配電電圧が所望の範囲内に収まるように制御することができる。
　以上説明した第１の実施形態の配電監視制御装置１００によれば、配電電圧の分布を監視するのに適した電圧計測値を出力する代表センサを選択することができる。
　また、第１の実施形態の配電監視制御装置１００によれば、配電系統の構成に関する詳しい情報や潮流計算等を用いることなく、スマートメータ２２と双方向ＡＭＩシステム３０とを活用して、低圧配電系統の電圧監視を行うことができる。
　また、第１の実施形態の配電監視制御装置１００によれば、回帰分析により代表センサでないスマートメータ２２の電圧測定値を推定することで、より詳細に配電電圧の分布を監視することができる。
　また、第１の実施形態の配電監視制御装置１００によれば、代表センサの数をスマートメータ２２の数よりも少なくすることできるため、通信負荷に制約がある場合であっても、監視周期を短縮して応答性のよい電圧監視が可能になる。
　なお、第１の実施形態において、予め定められた（あるいはオペレータによって入力された）エリアが配電エリアＥＡとして扱われるものとし、配電エリア決定部１２０を省略した構成としてもよい。
　（第２の実施形態）
　以下、第２の実施形態について説明する。以下、第１の実施形態との相違点を中心に説明し、第１の実施形態との共通点については説明を省略する。図１０は、第２の実施形態に係る配電監視制御装置１００Ａの使用環境の一例を示す図である。第２の実施形態において、高圧配電線１３には、送出点よりも上流側に負荷時タップ切替装置（ＬＲＴ）１５が、任意の箇所に線路用電圧調節器（ＳＶＲ）１６が、終端付近に静止型無効電力補償装置（ＳＶＣ）１７が、それぞれ取り付けられている。
　負荷時タップ切替装置１５は、変圧器と、変圧器の負荷をかけた状態で巻線のタップを切り換え可能な切替機構と、切替機構の駆動装置および付属装置とを備える。線路用電圧調節器１６も同様に、変圧器のタップを切換えて電圧を調整することができる。静止型無効電力補償装置１７は、無効電力（Reactive Power）を制御することで、高圧配電線１３の電圧を制御する。そして、第２の実施形態に係るＡＭＩ制御装置３１は、受信機能を有するこれらの構成に対して制御指令値を送信する。以下、負荷時タップ切替装置１５、線路用電圧調節器１６、および静止型無効電力補償装置１７を、電圧調整機器と総称する。電圧調整機器に対して与えられる制御指令値は、ＡＭＩ制御装置３１の制御によって決定されてもよいし、配電監視制御装置１００Ａからの指示に基づいて決定されてもよい。
　第２の実施形態に係る監視制御部１４０は、回帰分析によって、代表センサでないスマートメータ２２の電圧計測値を推定する際に、電圧調整機器に与える制御指令値を加味して電圧推定式を構築する。例えば、第２の実施形態に係る監視制御部１４０は、式（５）で表される回帰式の係数ａ１ｉ、ａ２ｉ、…およびｃ１ｉ、ｃ２ｉ、…を求める。式中、ｕｑは、ｑ番目の電圧調整機器に対する制御指令値である。制御指令値は、ＡＭＩ制御装置３１の制御によって決定されたものが通信インターフェース１１０を介して取得されてもよいし、配電監視制御装置１００ＡがＡＭＩ制御装置３１に指示するものであってもよい。
　ｘｉ＝ａ１ｉ・ｘｐ１＋ａ２ｉ・ｘｐ２＋…＋ｃ１ｉ・ｕ１＋ｃ２ｉ・ｕ２＋…＋ｂｉ　…（５）
　このように構築される電圧推定式によって、第２の実施形態に係る監視制御部１４０は、代表センサでないスマートメータ２２の電圧計測値を推定する。そして、第２の実施形態に係る監視制御部１４０は、例えば、代表センサであるスマートメータ２２と、代表センサでないスマートメータ２２との双方を含むスマートメータ２２について、電圧計測値（実計測値と推定値との双方を含む）のいずれかが上限値を超え、または下限値を下回った場合に、高圧配電線１３の電圧を調整するように電圧調整機器の一部または全部に制御指令値を出力するようにＡＭＩ制御装置３１に指示する。これによって、配電エリア内の配電電圧が所望の範囲内に収まるように制御することができる。この際に、第２の実施形態に係る監視制御部１４０は、第１の実施形態と同様、アラート表示または音声出力を行うように入出力部１５０を制御してもよい。
　また、第２の実施形態に係る監視制御部１４０は、代表センサであるスマートメータ２２による電圧計測値が上限値を超え、または下限値を下回った場合に、高圧配電線１３の電圧を調整するように電圧調整機器の一部または全部に制御指令値を出力するようにＡＭＩ制御装置３１に指示してもよい。この場合、上限値および下限値は、実計測値と推定値との双方に対して設けられる上限値および下限値よりも狭い範囲内で設定されると好適である。これによって、代表センサであるスマートメータ２２による電圧計測値を用いて簡易的に、配電エリア内の配電電圧が所望の範囲内に収まるように制御することができる。また、この際に、第２の実施形態に係る監視制御部１４０は、第１の実施形態と同様、アラート表示または音声出力を行うように入出力部１５０を制御してもよい。
　以上説明した第２の実施形態の配電監視制御装置１００Ａによれば、第１の実施形態と同様の効果を奏するのに加えて、電圧調整機器に対する制御指令値を加味して代表センサでないスマートメータ２２の電圧測定値を推定するため、より正確に推定を行うことができる。また、第２の実施形態の配電監視制御装置１００Ａによれば、配電エリア内の配電電圧が所望の範囲内に収まるように制御することができる。
　以上説明した少なくともひとつの実施形態によれば、配電系統ＥＳ内に設置された複数のスマートメータ２２であって通信機能を有する複数のスマートメータ２２により計測された電圧計測値を取得する通信インターフェース１１０と、通信インターフェース１１０により取得された電圧計測値を参照し、配電系統ＥＳにおける配電エリアＥＡ内に設置された１以上のセンサから、配電エリアＥＡ内に設置された他のセンサとの間で電圧計測値の類似度が高い１以上の代表センサを選択する代表センサ選択部１３０とを持つことにより、配電電圧の分布を監視するのに適した電圧計測値を出力する代表センサを選択することができる。
　本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれると同様に、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれるものである。

Claims (8)

  1. 　配電系統内に設置された複数のセンサであって通信機能を有する複数のセンサにより計測された電圧計測値を取得する取得部と、
    　前記取得部により取得された電圧計測値を参照し、前記配電系統における配電エリア内に設置された１以上のセンサから、前記配電エリア内に設置された他のセンサとの間で電圧計測値の類似度が高い１以上の代表センサを選択する代表センサ選択部と、
    　を備える配電監視制御装置。
  2. 　前記取得部により取得された電圧計測値を参照し、前記電圧計測値の類似度が高いセンサをグループ化し、前記グループ化したセンサが設置されたエリアを前記配電エリアとして決定する配電エリア決定部を更に備える、
    　請求項１記載の配電監視制御装置。
  3. 　前記配電エリア決定部は、前記取得部により取得された電圧計測値を参照し、前記電圧計測値同士の非類似度を示す指標値を算出すると共に、前記算出した非類似度を示す指標値を用いた階層的クラスタ分析によって、前記電圧計測値の類似度が高いセンサをグループ化する、
    　請求項２記載の配電監視制御装置。
  4. 　前記代表センサ選択部により選択された代表センサによる電圧計測値に基づいて、前記配電エリアの電圧分布を監視する監視制御部を更に備える、
    　請求項１記載の配電監視制御装置。
  5. 　前記監視制御部は、前記代表センサでないセンサの電圧計測値を推定すると共に、前記代表センサにより計測された電圧計測値と、前記代表センサでないセンサの電圧計測値の推定値との双方に基づいて、前記配電エリアの電圧分布を監視する、
    　請求項４記載の配電監視制御装置。
  6. 　情報を出力する出力部を備え、
    　前記監視制御部は、少なくとも前記代表センサでないセンサの電圧計測値の推定値を認識可能な情報を、前記出力部に出力させる、
    　請求項５記載の配電監視制御装置。
  7. 　前記配電系統は、高圧配電系統と低圧配電系統とを含み、
    　前記複数のセンサは、前記低圧配電系統内に設置され、
    　前記監視制御部は、前記低圧配電系統の配電電圧が所望の範囲内となるように、前記高圧配電系統に取り付けられた電圧調整機器を制御する、
    　請求項４記載の配電監視制御装置。
  8. 　前記監視制御部は、前記代表センサ選択部により選択された代表センサによる電圧計測値と、前記配電系統に取り付けられた電圧調整機器に対する制御指令値とに基づいて、前記代表センサでないセンサの電圧計測値を推定する、
    　請求項４記載の配電監視制御装置。
PCT/JP2016/059360 2015-03-27 2016-03-24 配電監視制御装置 WO2016158659A1 (ja)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US15/561,252 US20180131185A1 (en) 2015-03-27 2016-03-24 Power distribution monitoring and control device
EP16772540.7A EP3276788A4 (en) 2015-03-27 2016-03-24 Power distribution monitoring control device

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2015067384A JP6392155B2 (ja) 2015-03-27 2015-03-27 配電監視制御装置
JP2015-067384 2015-03-27

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2016158659A1 true WO2016158659A1 (ja) 2016-10-06

Family

ID=57007098

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2016/059360 WO2016158659A1 (ja) 2015-03-27 2016-03-24 配電監視制御装置

Country Status (4)

Country Link
US (1) US20180131185A1 (ja)
EP (1) EP3276788A4 (ja)
JP (1) JP6392155B2 (ja)
WO (1) WO2016158659A1 (ja)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN105406601A (zh) * 2015-12-31 2016-03-16 深圳市科瑞悦电气设备有限公司 一种智能配电柜监控***及监控方法
JP6328353B1 (ja) * 2017-03-30 2018-05-23 三菱電機株式会社 相グループ推定装置、相グループ推定方法および相グループ推定プログラム
WO2019176091A1 (ja) * 2018-03-16 2019-09-19 三菱電機株式会社 電圧逸脱検出装置

Families Citing this family (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP6833660B2 (ja) * 2017-11-08 2021-02-24 株式会社東芝 信頼度監視システム、信頼度評価方法、及びプログラム
US11092629B2 (en) * 2018-08-27 2021-08-17 Sacramento Municipal Utility District Techniques for analysis of data from smart meters
CN109581130B (zh) * 2019-01-18 2020-10-16 国家电网有限公司 一种考虑电压调整措施影响的电压曲线相似度计算方法
CN114528341B (zh) * 2022-01-26 2024-04-02 华南理工大学 基于大数据技术的配电台区低电压监测方法及装置
WO2024095615A1 (ja) * 2022-10-31 2024-05-10 日本碍子株式会社 低圧配電系統における電圧調整方法および電力システム

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2007013983A (ja) * 2005-06-30 2007-01-18 Ntt Docomo Inc ワイヤレスセンサーネットワークにおけるダイナミックエネルギー管理方法と装置
JP2011525787A (ja) * 2008-05-09 2011-09-22 インターナショナル・ビジネス・マシーンズ・コーポレーション 送電線網、送電線網を管理する方法およびプログラム（送電線網のインテリジェントな監視）
JP2012007941A (ja) * 2010-06-23 2012-01-12 Fujitsu Ltd データ収集制御方法およびデータ収集制御装置
JP2012526515A (ja) * 2009-05-07 2012-10-25 ドミニオン リソーシス インク 上位の測定インフラストラクチャおよび変電所における集中電圧制御を用いた電圧管理

Family Cites Families (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP5523577B2 (ja) * 2010-10-28 2014-06-18 株式会社日立製作所 監視制御システムの通信方法及び監視制御システム
JP5615785B2 (ja) * 2011-09-26 2014-10-29 株式会社日立製作所 電力系統状態推定装置およびそれを用いた電力系統システム
US9678520B2 (en) * 2013-03-15 2017-06-13 Dominion Resources, Inc. Electric power system control with planning of energy demand and energy efficiency using AMI-based data analysis
US10571493B2 (en) * 2014-02-25 2020-02-25 Itron, Inc. Smart grid topology estimator

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2007013983A (ja) * 2005-06-30 2007-01-18 Ntt Docomo Inc ワイヤレスセンサーネットワークにおけるダイナミックエネルギー管理方法と装置
JP2011525787A (ja) * 2008-05-09 2011-09-22 インターナショナル・ビジネス・マシーンズ・コーポレーション 送電線網、送電線網を管理する方法およびプログラム（送電線網のインテリジェントな監視）
JP2012526515A (ja) * 2009-05-07 2012-10-25 ドミニオン リソーシス インク 上位の測定インフラストラクチャおよび変電所における集中電圧制御を用いた電圧管理
JP2012007941A (ja) * 2010-06-23 2012-01-12 Fujitsu Ltd データ収集制御方法およびデータ収集制御装置

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
See also references of EP3276788A4 *

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN105406601A (zh) * 2015-12-31 2016-03-16 深圳市科瑞悦电气设备有限公司 一种智能配电柜监控***及监控方法
JP6328353B1 (ja) * 2017-03-30 2018-05-23 三菱電機株式会社 相グループ推定装置、相グループ推定方法および相グループ推定プログラム
WO2018179283A1 (ja) * 2017-03-30 2018-10-04 三菱電機株式会社 相グループ推定装置、相グループ推定方法および相グループ推定プログラム
WO2019176091A1 (ja) * 2018-03-16 2019-09-19 三菱電機株式会社 電圧逸脱検出装置

Also Published As

Publication number Publication date
JP2016187286A (ja) 2016-10-27
US20180131185A1 (en) 2018-05-10
EP3276788A1 (en) 2018-01-31
JP6392155B2 (ja) 2018-09-19
EP3276788A4 (en) 2018-12-05

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2016158659A1 (ja) 配電監視制御装置
EP2259403B1 (en) Method and system for reducing feeder circuit loss using demand response
US9582020B2 (en) Maximizing of energy delivery system compatibility with voltage optimization using AMI-based data control and analysis
US8655500B2 (en) Method and system for reducing feeder circuit loss using demand response
WO2014152398A1 (en) Electric power system control with measurement of energy demand and energy efficiency using t - distributions
KR101387061B1 (ko) Ｐｍｕ를 이용한 ｆａｃｔｓ 기기 운용 장치 및 방법
JP2007288877A (ja) 複数の分散型電源が連系された配電系統の電力品質維持支援方法及び電力品質維持支援システム
CA2906025C (en) Maximizing of energy delivery system compatibility with voltage optimization using ami-based data control and analysis
US9691111B2 (en) Systems, methods, and apparatus for determining energy savings
JP5989754B2 (ja) 予測装置
US20150168465A1 (en) Method and apparatus for electric power system distribution state estimations
WO2014152408A2 (en) Electric power system control with planning of energy demand and energy efficiency using ami-based data analysis
WO2014152429A1 (en) Management of energy on electric power systems
WO2014179470A1 (en) Metering optimal sampling
JP2016158371A (ja) 発電出力の推定方法、推定装置、及び推定プログラム
WO2017155047A1 (ja) 配電監視制御装置
JP6390795B2 (ja) 配電系統監視システムおよび配電系統監視システムの制御方法
WO2016123327A1 (en) Electric power system control with measurement of energy demand and energy efficiency
JP2017103862A (ja) 電力推定装置、電力推定方法及び電力推定プログラム
JP2020004164A (ja) 太陽光発電出力推定装置及び出力推定方法
Lim et al. Expert criteria based probabilistic power system health index model and visualization
JP2015042128A (ja) 電圧調整装置
JP2019193387A (ja) 電力系統監視装置および電力系統監視方法
JP6981177B2 (ja) 配電系統管理支援システムおよび配電系統管理支援方法
CN116773906A (zh) 一种集束测量电能量的方法、装置及设备

Legal Events

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

Ref document number: 16772540

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 15561252

Country of ref document: US