日負荷予測曲線の逐次補正方法および装置
【課題】配電線に連系される分散型電源の発電量による影響を考慮して日負荷予測曲線を逐次補正するための技術を提供する。
【解決手段】背後負荷の予測曲線が予め生成される。配電線を通過する通過電流に基づいて通過電流負荷が算出される。さらに、複数の分散型電源の逆潮流電力量が計測されるとともにその計測値に基づいて逆潮流電力量の合計が算出される。複数の分散型電源の最大発電可能量の合計が予め算出される。予測曲線から得られる背後負荷が、通過電流負荷と逆潮流電力量の合計との和よりも大きく、かつ、通過電流負荷と複数の分散型電源の最大発電可能量の合計との和よりも小さくなる関係が満たされるように予測曲線が補正される。
【解決手段】背後負荷の予測曲線が予め生成される。配電線を通過する通過電流に基づいて通過電流負荷が算出される。さらに、複数の分散型電源の逆潮流電力量が計測されるとともにその計測値に基づいて逆潮流電力量の合計が算出される。複数の分散型電源の最大発電可能量の合計が予め算出される。予測曲線から得られる背後負荷が、通過電流負荷と逆潮流電力量の合計との和よりも大きく、かつ、通過電流負荷と複数の分散型電源の最大発電可能量の合計との和よりも小さくなる関係が満たされるように予測曲線が補正される。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、配電線の負荷管理に用いられる日負荷予測曲線を逐次補正するための方法および装置に関する。
【背景技術】
【０００２】
日負荷予測曲線は、１日の配電線の負荷を予測した曲線であり、配電線の負荷管理に用いられる。たとえば日負荷予測曲線は、フィーダーの出口を通過する電流、あるいは配電線に設けられた区分開閉器を通過する電流に基づいて、配電線区間単位で作成される（特許文献１を参照）。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００３】
【特許文献１】特開２００６−２０４０３９号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
近年、省エネルギーなどを目的として、太陽光発電装置を代表とする分散型電源が多く用いられる。分散型電源が配電系統に連系されると、その発電量に相当する電流が配電線に流入するため、フィーダーの出口あるいは区分開閉器を通過する電流は、分散型電源の発電量分だけ差し引かれる。このため、需要家設備の実際の負荷（背後負荷）と、フィーダーの出口あるいは区分開閉器の通過電流より求まる負荷（通過電流負荷）との間には乖離が生じる。
【０００５】
しかし、太陽光発電装置のような小容量の分散型電源は、個々の発電量が小容量であるため、わずかな小容量の乖離を是正するために個々に計測設備を配備することは、コスト等の面で課題が大きい。このため、配電線単位で見たときの分散型電源導入量が小さい場合には、通過電流負荷と背後負荷との垂離は小さいとして、通過電流負荷から日負荷予測曲線が作成される。
【０００６】
しかしながら、太陽光発電装置のような小容量の分散型電源であっても、配電線に多数かつ集中的に連系された場合には分散型電源の発電量が大きな値となり、通過電流負荷と背後負荷とを大きく乖離させることになる。
【０００７】
この状況で、配電線事故などによって配電線に停電が生じた場合には、当該配電線に連系していた分散型電源が切り離される（停電時の単独運転防止のための解列）。―方、早期の停電範囲縮小のために、事故が継続している区間（事故区間）以外の健全停電区間については、他の配電線区間（例えば隣接する正常な配電線）から、区分開閉器を通して電力が融通される。
【０００８】
この際に、健全停電区間の救済対象負荷量を、通過電流負荷に基づいて設定した場合には、実際の背後負荷よりも小さい値が見積もられる可能性がある。したがって実際に融通をした場合に、例えば隣接する正常な配電線の供給余力を超えてしまう可能性がある。この場合、融通した配電線が過負荷となり、隣接配電線に不要な停電が波及してしまう可能性がある。
【０００９】
そのような状態が発生することを避けるために、救済対象負荷量を見積もる際に、発電設備の最大発電量（例えば定格設備容量）を通過電流負荷に上乗せすることが考えられる。しかし、この場合には、上記の場合とは逆に、実際の背後負荷よりも大きい値が見積もられる可能性がある。健全停電区間の救済対象負荷量が、隣接する正常な配電線の供給余力を超える値であると（誤）判定されると、実際には融通可能であるにも関わらず隣接配電線からの融通が実施されないため、停電範囲の縮小がなされず、健全停電区間の停電が継続する可能性がある。
【００１０】
本発明の目的は、配電線に連系される分散型電源の発電量による影響を考慮して日負荷予測曲線を逐次補正するための技術を提供することである。
【課題を解決するための手段】
【００１１】
本発明のある局面に係る日負荷予測曲線の逐次補正装置は、逆潮流を行なう複数の分散型電源が連系された配電線の背後負荷を予測するために用いられる日負荷予測曲線の逐次補正装置であって、背後負荷の予測曲線を予め生成する予測曲線生成部と、配電線を通過する通過電流を計測する第１の計測部と、第１の計測部により計測された通過電流に基づいて、通過電流負荷を算出する通過電流負荷算出部と、複数の分散型電源にそれぞれ対応して設けられて、対応する分散型電源から配電線に逆流する電力量である逆潮流電力量を計測する複数の第２の計測部と、複数の第２の計測部により計測された逆潮流電力量に基づいて、複数の分散型電源の逆潮流電力量の合計を算出する逆潮流電力量算出部と、複数の分散型電源の最大発電可能量の合計値を予め記憶する記憶部と、補正部とを備える。補正部は、予測曲線から得られる背後負荷が、通過電流負荷と逆潮流電力量の合計との和よりも大きく、かつ、通過電流負荷と複数の分散型電源の最大発電可能量の合計との和よりも小さくなる関係が満たされるように予測曲線を補正する。
【００１２】
好ましくは、複数の第２の計測部の各々は、所定の時間間隔で逆潮流電力量を計測する。補正部は、予測曲線において、複数の第２の計測部が逆潮流電力量を計測した最新の時刻以後の背後負荷を補正する。
【００１３】
好ましくは、補正部は、最新の時刻における背後負荷の予測値が、通過電流負荷と逆潮流電力量との合計に一致するように、予測曲線を補正する。
【００１４】
本発明の他の局面に係る日負荷予測曲線の逐次補正方法は、逆潮流を行なう複数の分散型電源が連系された配電線の背後負荷を予測するために用いられる日負荷予測曲線の逐次補正方法であって、背後負荷の予測曲線を予め生成するステップと、複数の分散型電源の最大発電可能量の合計値を予め準備するステップと、配電線を通過する通過電流を計測する第１の計測部により計測された通過電流に基づいて、通過電流負荷を算出するステップと、複数の分散型電源にそれぞれ対応して設けられて、対応する分散型電源から配電線に逆流する電力量である逆潮流電力量を計測する複数の第２の計測部により計測された逆潮流電力量に基づいて、複数の分散型電源の逆潮流電力量の合計を算出するステップと、予測曲線を補正するステップとを備える。予測曲線を補正するステップは、予測曲線から得られる背後負荷が、通過電流負荷と逆潮流電力量の合計との和よりも大きく、かつ、通過電流負荷と複数の分散型電源の最大発電可能量の合計との和よりも小さくなる関係が満たされるように予測曲線を補正するステップである。
【００１５】
好ましくは、複数の第２の計測部の各々は、所定の時間間隔で逆潮流電力量を計測する。補正するステップは、予測曲線において、複数の第２の計測部が逆潮流電力量を計測した最新の時刻以後の背後負荷を補正する。
【００１６】
好ましくは、補正するステップは、最新の時刻における背後負荷の予測値が、通過電流負荷と逆潮流電力量との合計に一致するように、予測曲線を補正する。
【発明の効果】
【００１７】
本発明によれば、配電線に連系される分散型電源の発電量による影響を考慮して日負荷予測曲線を逐次補正することができる。これにより、たとえば、配電線事故による停電の発生時に、隣接する正常な配電線から適切な救済対象負荷量を融通することができる。
【図面の簡単な説明】
【００１８】
【図１】本発明の実施の形態に係る逐次補正装置によって補正された日負荷予測曲線によって管理される配電系統１００の構成例を概略的に示した図である。
【図２】図１における区分開閉器ＳＷの制御装置２０および結合開閉器ＴＳＷの制御装置３０の構成例を示すブロック図である。
【図３】図１の配電系統１００の一部を取り出した構成図である。
【図４】中央装置の構成を示した機能ブロック図である。
【図５】図４に示した中央装置の構成の一例を示した図である。
【図６】実際の背後負荷と、日負荷予測曲線によって逐次される背後負荷との関係を説明するための図である。
【図７】実際の背後負荷の範囲を説明した図である。
【図８】図７に示した実際の背後負荷の一日の変動をより詳細に説明するための図である。
【図９】本発明の実施の形態による日負荷予測曲線の逐次補正方法の手順の例を説明した図である。
【図１０】本発明の実施の形態に係る日負荷予測曲線の逐次補正処理のための準備の処理を説明するためのフローチャートである。
【図１１】本発明の実施の形態に係る日負荷予測曲線の逐次補正処理を説明するためのフローチャートである。
【図１２】配電系統１００Ａの一部の配電線に事故が発生した時の救済融通を説明するための図である。
【図１３】図１２に示された事故の発生から復旧までの一連の流れを例示した図である。
【発明を実施するための形態】
【００１９】
以下、本発明の実施の形態について図面を参照して詳しく説明する。なお、同一または相当する部分には同一の参照符号を付して、その説明を繰り返さない。
【００２０】
図１は、本発明の実施の形態に係る逐次補正装置によって補正された日負荷予測曲線によって管理される配電系統１００の構成例を概略的に示した図である。
【００２１】
図１を参照して、配電系統１００は、発電所の発電機２から送電線３を介して送電された電力を降圧する配電用変圧器１１と、配電用変圧器１１に接続された母線１２と、母線１２に接続された複数の遮断器ＣＢを含む。配電用変圧器１１、母線１２、および遮断器ＣＢは、変電所に設置される。配電系統１００は、母線１２から遮断器ＣＢを介して引き出された複数の配電線Ｆと、各配電線Ｆに設けられた複数の区分開閉器ＳＷと、各配電線Ｆを相互に連系するための結合開閉器ＴＳＷとを含む。図１では、符号ＣＢ，Ｆ，ＳＷおよびＳの各々の後に付されたローマ数字Ｉ，ＩＩ，ＩＩＩによって、回線番号が区別される。
【００２２】
遮断器ＣＢは、配電線Ｆに短絡または地絡などの故障が生じたときに、配電線Ｆに供給される電力を遮断する。故障時における遮断器ＣＢの遮断および再閉路を制御するために継電器１４が設けられる。
【００２３】
区分開閉器ＳＷは、電磁石の励磁により閉路する一方で電磁石の減磁により開路する接点を有する。通常の送電時には、区分開閉器ＳＷは、接点が閉路したオン状態（入状態、投入状態）になる。一方、配電線Ｆの故障時に配電線電圧が低下すると、減磁によって接点が開路する。これにより区分開閉器ＳＷはオフ状態（切状態、開放状態）になる。
【００２４】
この区分開閉器ＳＷによって、配電線Ｆは複数の区間Ｓに分割される。図１の例では、配電線ＦＩ，ＦＩＩ，ＦＩＩが、母線１２から遮断器ＣＢＩ，ＣＢＩＩ，ＣＢＩＩＩを介してそれぞれ引き出される。遮断器ＣＢＩ〜ＣＢＩＩＩから引き出された各配電線Ｆは、２個の区分開閉器ＳＷによって、３つの区間Ｓに分割される。代表的に第１番目の配電線ＦＩについて説明すると、配電線ＦＩには、遮断器ＣＢＩに近い側から順に、区分開閉器ＳＷＩ−１，ＳＷＩ−２が設置される。区分開閉器ＳＷＩ−１，ＳＷＩ−２によって、配電線ＦＩは、遮断器ＣＢＩに近い側から順に、区間ＳＩ−１，ＳＩ−２，ＳＩ−３の３区間に分割される。配電線ＦＩＩ，ＦＩＩＩについても同様である。
【００２５】
結合開閉器ＴＳＷは、通常はオフ状態（接点が開路した状態）で用いられる。ある配電線に故障が生じた場合、その配電線の故障区間を回避して送電するために結合開閉器ＴＳＷの接点が閉路する。
【００２６】
１つの結合開閉器ＴＳＷによって２つの配電線Ｆが相互に接続される。図１の例では、配電線ＦＩの区間ＳＩ−２と配電線ＦＩＩの区間ＳＩＩ−２とは結合開閉器ＴＳＷ−１によって接続される。配電線ＦＩＩの区間ＳＩＩ−３と配電線ＦＩＩＩの区間ＳＩＩＩ−２とは、結合開閉器ＴＳＷ−２を介して接続される。配電線ＦＩの区間ＳＩ−３と配電線ＦＩＩＩの区間ＳＩＩＩ−３とは結合開閉器ＴＳＷ−３を介して接続される。
【００２７】
配電系統１００には、配電自動化システム１が配備される。配電自動化システム１は、複数の区分開閉器ＳＷのそれぞれに設けられる複数の制御装置２０と、複数の結合開閉器ＴＳＷに設けられる複数の制御装置３０と、複数の制御装置２０，３０を遠隔制御する中央装置４０と、制御装置２０，３０と中央装置４０との間を接続する通信路である自動化伝送路４１とを含む。なお、自動化伝送路４１には、光ファイバケーブル、メタルケーブルなどが用いられる。通信用の専用線である自動化伝送路４１を用いる代わりに、電力線搬送または無線方式によって中央装置４０と制御装置２０，３０との間の通信を行なってもよい。
【００２８】
図２は、図１における区分開閉器ＳＷの制御装置２０および結合開閉器ＴＳＷの制御装置３０の構成例を示すブロック図である。図２では、複数の制御装置２０，３０を代表して、配電線ＦＩに接続された区分開閉器ＳＷＩ−１の制御装置２０、および結合開閉器ＴＳＷ−３の制御装置３０の構成を示す。
【００２９】
図２を参照して、区分開閉器ＳＷの制御装置２０は、検出部２３と、制御部２４と、子局通信部２５とを含む。検出部２３は、区分開閉器ＳＷの接点の開閉状態、および区分開閉器ＳＷの両側の配電線の電圧を検出する。配電線電圧を検出するために、区分開閉器ＳＷの両側の配電線と検出部２３との間に、制御用変圧器２２ａ，２２ｂが設置される。制御部２４は、区分開閉器ＳＷの開閉を制御する。制御部２４は、マイクロプロセッサなどによって構成される。子局通信部２５は、検出部２３の検出結果を、自動化伝送路４１を通じて送信する。
【００３０】
結合開閉器ＴＳＷの制御装置３０は、検出部３３と、制御部３４と、子局通信部３５とを含む。検出部３３と結合開閉器ＴＳＷの両側の配電線との間に制御用変圧器３２ａ，３２ｂが設けられる。検出部３３、制御部３４、および子局通信部３５の機能は検出部２３、制御部２４、および子局通信部２５の機能とそれぞれ同様であるので以後の詳細な説明は繰り返さない。
【００３１】
図３は、図１の配電系統１００の一部を取り出した構成図である。図１および図３を参照して、配電系統１００は、さらに、配電線Ｆの各区間Ｓに接続された複数の柱上変圧器を含む。図３には、これらの複数の柱上変圧器を代表して、区間ＳＩ−２の配電線ＦＩに接続された１つの柱上変圧器５０が示される。柱上変圧器５０は、その１次側端子５１の電圧を降圧して２次側端子５２に出力する。たとえば、日本国内の配電系統の場合、通常、６．６ｋＶの電圧が柱上変圧器によって１０５Ｖまたは２１０Ｖの電圧に降圧される。
【００３２】
柱上変圧器５０の２次側端子５１には複数の需要家設備が接続される。図３では、代表的に、１つの需要家設備６０が示される。需要家設備６０は、分散型電源としての太陽光発電パネル６２を有する。
【００３３】
太陽光発電パネル６２によって発電された直流電力は、インバータ装置６３によって商用周波数の交流電力に変換される。インバータ装置６３は、直流電力を交流電力に変換するとともに、出力する交流電力の有効電力の大きさおよび無効電力の大きさを制御する。インバータ装置６３から出力された交流電力は、需要家設備６０内の負荷装置６４で消費されるとともに、余剰電力は配電線ＦＩに向けて送電（逆潮流）される。
【００３４】
需要家設備６０には、逆潮流電力量計６５と、順潮流電力量計６６とが設けられる。逆潮流電力量計６５は、逆潮流される電力量を測定する。逆潮流電力量計６５は、自動化伝送路４１と光ファイバケーブルなどの信号伝送路５５を介して接続される。光ファイバケーブルに代えてＰＨＳ（Personal Handyphone System）などの無線通信が用いられてもよい。逆潮流電力量計６５で測定されたデータは、信号伝送路５５および自動化伝送路４１を介して配電自動化システム１の中央装置４０に送信される。なお、中央装置４０に代えて電力量検針サーバに送信されてもよい。
【００３５】
順潮流電力量計６６は、順潮流される電力量、すなわち配電線ＦＩから需要家設備６０に送られる電力量を測定する。
【００３６】
配電自動化システム１の中央装置４０は、自動化伝送路４１および信号伝送路５５を介して逆潮流電力量計６５の測定データを収集する。なお電力量検針サーバから収集してもよい。逆潮流によって、配電線を通過する電流に基づく負荷（通過電流負荷）と需要家設備６０の実際の負荷（背後負荷）との間に乖離が生じる。後に詳細に説明するように、中央装置４０は、逆潮流電力量計６５の測定データに基づいて、予め作成された日負荷予測曲線を逐次補正する。
【００３７】
図４は、中央装置の構成を示した機能ブロック図である。図４を参照して、中央装置４０は、初期予測曲線生成部７１と、通過電流負荷算出部７２と、設備情報記憶部７３と、容量算出部７４と、逆潮流電力量算出部７５と、受信部７６と、補正判定部７７と、補正部７８と、監視部７９と、送信部８０とを備える。
【００３８】
初期予測曲線生成部７１は、配電線区間ごとに、背後負荷の日負荷予測曲線を初期生成する。この曲線が初期予測曲線とされる。たとえば過去の情報（前日の通過電流負荷、背後負荷の日負荷曲線など）に基づいて、当日の予測曲線が初期作成される。
【００３９】
通過電流負荷算出部７２は、配電線区間ごとに、通過電流負荷を算出する。具体的には、通過電流負荷算出部７２は、区分開閉器ＳＷの制御装置２０から自動化伝送路４１を介して送られた通過電流の計測値を、受信部７６を介して取得する。通過電流負荷算出部７２は、この計測値に基づいて、配電線区間ごとに通過電流負荷を算出する。
【００４０】
設備情報記憶部７３は、太陽光発電パネル（分散型電源）が設置された需要家設備が、どの配電線のどの区間に連系しているかを特定するための設備情報データを記憶する。たとえば太陽光発電パネルの設置時に設置場所および太陽光発電パネルの定格設備容量を需要家が電力会社に届け出ることで、設備情報データが中央装置４０に入力されて設備情報記憶部７３に格納される。
【００４１】
容量算出部７４は、設備情報記憶部７３に格納された設備情報データに基づいて、配電線区間ごとに、太陽光発電パネル（分散型電源）の最大発電可能量の合計を算出する。
【００４２】
逆潮流電力量算出部７５は、配電線区間ごとに、逆潮流電力量を算出する。具体的には、逆潮流電力量算出部７５は、太陽光発電パネル（分散型電源）が設置された需要家設備の逆潮流電力量計から信号伝送路５５および自動化伝送路４１を介して送られた逆潮流電力量の計測値を、受信部７６を介して取得する。電力量検針サーバを介して送られた計測値であってもよい。逆潮流電力量算出部７５は、この計測値に基づいて、配電線区間ごとに逆潮流電力量を算出する。
【００４３】
補正判定部７７は、予測曲線（初期予測曲線、あるいは一旦補正した後の予測曲線）を補正すべきかどうかを判定する。具体的には、補正判定部７７は、予測曲線によって得られる背後負荷の値を、通過電流負荷と逆潮流電力量との和と比較するとともに、通過電流負荷と分散型電源の最大発電可能量の合計値との和と比較する。最大発電可能量は、たとえば同期発電機においては定格設備容量相当であり、太陽光発電においては、定格設備容量に、時刻によって変化する日射量強度（太陽光の日内変動係数であり、日の出とともに立上がり、正午頃に最大となり、日没移行は０である）を乗じた値である。
【００４４】
補正判定部７７は、以下の式（１）に示された関係が満たされる場合に、背後負荷の予測値の補正が不要と判断する。
【００４５】
（通過電流負荷＋逆潮流電力量）＜（背後負荷の予測値）＜（通過電流負荷＋分散型電源の最大発電可能量の合計値） ・・・（１）
一方、上記式（１）の関係が満たされている場合、補正判定部７７は、背後負荷の予測値の補正が必要と判断する。
【００４６】
補正部７８は、補正判定部７７の判定結果に基づいて、日負荷予測曲線を補正する。監視部７９は、補正部７８によって補正された日負荷予測曲線に基づいて、配電線の負荷管理を行なう。具体的には、監視部７９は、区間開閉器および結合開閉器を制御するための信号を出力する。この信号は送信部８０によって自動化伝送路４１に送られて、区分開閉器の制御装置２０あるいは結合開閉器の制御装置３０へと送られる。
【００４７】
図５は、図４に示した中央装置の構成の一例を示した図である。図５を参照して、中央装置４０は、設備データベース（ＤＢ）７０Ａと、オフラインサーバ７０Ｂと、自動化サーバ７０Ｃと、計量システムサーバ７０Ｄとを備える。
【００４８】
設備データベース７０Ａは、オフラインサーバ７０Ｂに接続されて、設備情報データを格納する。オフラインサーバ７０Ｂは、設備データベース７０Ａに格納された設備情報データに基づいて、配電線区間ごとに、太陽光発電パネル（分散型電源）の最大発電可能量の合計を算出する。また、オフラインサーバ７０Ｂは、配電線負荷ごとに、逆潮流電力量を算出する。
【００４９】
自動化サーバ７０Ｃは、配電線区間ごとに、背後負荷の日負荷予測曲線を初期作成する。さらに、自動化サーバ７０Ｃは、配電線区間ごとに、通過電流負荷を算出する。自動化サーバ７０Ｃは、初期作成した日負荷予測曲線を補正すべきかどうかを判定して、日負荷予測曲線を補正する必要がある場合に日負荷予測曲線を補正する。さらに自動化サーバ７０Ｃは、ある配電線に停電などの事故が発生した時には、隣接する正常な配電線から適切な救済対象負荷量を融通するように、区分開閉器あるいは結合開閉器を制御する。
【００５０】
計量システムサーバ７０Ｄは、太陽光発電パネルが設置された需要家の逆潮流電力量計から送られる逆潮流電力量の計測値を収集する。この計測値は、自動化サーバ７０Ｃを介してオフラインサーバ７０Ｂに送られる。
【００５１】
なお、区分開閉器ＳＷの制御装置２０は、通過電流をリアルタイムで計測してその計測結果を送信する。これに対して、計量システムサーバ７０Ｄは、間欠的に、逆潮流電力量計６５の計測値を収集する。たとえば計量システムサーバ７０Ｄは、３０分単位で遠隔検針を行なって、逆潮流電力量計６５の計測値を収集する。このため、最新の計測値と前回計測値との差を得るまでには、３０（分）×２＝６０（分）つまり１時間を要する。
【００５２】
なお３０分は一つの具体例であり、最新の計測値と前回計測値との差を得るまでの時間が、計量システムサーバ７０Ｄの遠隔検針の時間間隔の２倍の時間を要することを示したものである。
【００５３】
図４および図５を対比して説明すると、設備データベース７０Ａは、設備情報記憶部７３に対応する。オフラインサーバ７０Ｂは、容量算出部７４および逆潮流電力量算出部７５を含む。自動化サーバ７０Ｃは、初期予測曲線生成部７１と、通過電流負荷算出部７２と、補正判定部７７と、補正部７８と、監視部７９と、送信部８０とを含む。さらに、自動化サーバ７０Ｃは、受信部７６による通過電流の計測値の受信機能を実現する。計量システムサーバ７０Ｄは、受信部７６による逆潮流電力量の計測値の受信機能を実現する。
【００５４】
図６は、実際の背後負荷と、日負荷予測曲線によって逐次される背後負荷との関係を説明するための図である。図６を参照して、配電線ＦＩの区間ＳＩ−２に、太陽光発電パネルが設置された複数の需要家設備が連系されている。図示の都合上、図６では需要家設備の数は、需要家設備６０ａ〜６０ｄの４つとする。各需要家設備における発電電力量および負荷をそれぞれＧおよびＬと表わす。
【００５５】
需要家設備６０ａにおいては、太陽光発電パネル６２ａの発電量Ｇ１が負荷Ｌ１を上回る。このため（Ｇ１−Ｌ１）の電力量が逆潮流する。逆潮流電力量計６５ａは、この逆潮流する電力量（Ｇ１−Ｌ１）を計量する。一方、順潮流電力量計６６ａは、逆転が防止され、その計量値が保持される。
【００５６】
同じく需要家設備６０ｂにおいては、太陽光発電パネル６２ｂの発電量Ｇ２が、負荷Ｌ２を上回る。逆潮流電力量計６５ｂは、この逆潮流する電力量（Ｇ２−Ｌ２）を計量する。順潮流電力量計６６ｂは、逆転が防止され、その計量値が保持される。
【００５７】
一方、需要家設備６０ｃ，６０ｄにおいては、負荷が太陽光発電パネルの発電量を上回る。需要家設備６０ｃでは（Ｌ３−Ｇ３）の電力量が順潮流する。順潮流電力量計６６ｃは、順潮流する電力量（Ｌ３−Ｇ３）を計測する。一方、逆潮流電力量計６５ｃは、逆転が防止され、その計量値が保持される。
【００５８】
需要家設備６０ｄでは（Ｌ４−Ｇ４）の電力量が順潮流する。順潮流電力量計６６ｄは、順潮流する電力量（Ｌ４−Ｇ４）を計測する。一方、逆潮流電力量計６５ｄは、逆転が防止され、その計量値が保持される。
【００５９】
実際の背後負荷は各需要家設備の負荷の合計であるので、（Ｌ１＋Ｌ２＋Ｌ３＋Ｌ４）となる。一方、区分開閉器ＳＷＩ−１を通過する電流Ｉは、順潮流電力量から逆潮流電力量を引いたものとなるので、以下の式（２）に従って表わされる。
【００６０】
Ｉ＝−（Ｇ１−Ｌ１）−（Ｇ２−Ｌ２）＋（Ｌ３−Ｇ３）＋（Ｌ４−Ｇ４）
＝（Ｌ１＋Ｌ２＋Ｌ３＋Ｌ４）−（Ｇ１＋Ｇ２＋Ｇ３＋Ｇ４） ・・・（２）
式（２）から、実際の背後負荷（Ｌ１＋Ｌ２＋Ｌ３＋Ｌ４）は、以下の式（３）に従って表わされる。
【００６１】
Ｌ１＋Ｌ２＋Ｌ３＋Ｌ４＝Ｉ＋（Ｇ１＋Ｇ２＋Ｇ３＋Ｇ４） ・・・（３）
Ｌ１，Ｌ２≧０およびＧ３，Ｇ４≧０である。したがって式（３）から、以下の式（４）に示す関係が導かれる。
【００６２】
Ｌ１＋Ｌ２＋Ｌ３＋Ｌ４＝Ｉ＋（Ｇ１＋Ｇ２＋Ｇ３＋Ｇ４）≧Ｉ＋（Ｇ１＋Ｇ２）≧Ｉ＋（Ｇ１−Ｌ１）＋（Ｇ２−Ｌ２） ・・・（４）
すなわち実際の背後負荷（Ｌ１＋Ｌ２＋Ｌ３＋Ｌ４）は、通過電流負荷と逆潮流電力量との和（Ｉ＋（Ｇ１−Ｌ１）＋（Ｇ２−Ｌ２））よりも大きくなる。通過電流負荷と逆潮流電力量とが分かれば、それらの合計よりも大きくなるように背後負荷を見積もることができる。
【００６３】
一方、逆潮流電力量の最大値は、太陽光発電パネル６２ａ〜６２ｄの最大発電可能量の合計に等しい。なお、逆潮流電力量が太陽光発電パネル６２ａ〜６２ｄの最大発電可能量の合計に等しい場合とは、太陽光発電パネル６２ａ〜６２ｄの発電電力量が各パネルの最大発電可能量に等しく、かつ、負荷Ｌ１〜Ｌ４がすべて０の場合である。したがって背後負荷の上限値は、通過電流負荷に逆潮流電力量の最大値を加えた値、すなわち通過電流負荷に太陽光発電パネル６２ａ〜６２ｄの最大発電可能量を加えた値となる。
【００６４】
図７は、実際の背後負荷の範囲を説明した図である。図７を参照して、通過電流および逆潮流電力量は実測によって得られる。通過電流の実測値に逆潮流電力量の実測値を加えた値が、実際の背後負荷の取りうる下限値となる。また、ある配電線区間における発電設備（太陽光発電パネル）の最大発電可能量は設備情報記憶部７３（設備データベース７０Ａ）に記憶される。通過電流の実測値に発電設備の最大発電可能量の合計値を加えた値が、実際の背後負荷の取りうる上限値となる。
【００６５】
実際の背後負荷を正確に測定するためには、発電設備の発電量そのものを把握する必要がある。しかし、そのためには発電設備の発電量を計量する電力量計を発電設備ごとに設置する必要がある。さらにその電力量計の計測値を計量システムサーバ７０Ｄに収集するための仕組みも必要となる。このためコスト等の面で課題がある。
【００６６】
実際の背後負荷を測定することは容易ではないが、実際の背後負荷は、図７に示した範囲内の値に限定されている。そこで本発明では、日負荷予測曲線で得られる背後負荷の値が、この範囲内となるように予測曲線を補正する。逆潮流電力量の計測値は、現在よりも１時間前の値である。したがって、「予測曲線での値」も、現在よりも１時間前の値が採用される。
【００６７】
図８は、図７に示した実際の背後負荷の一日の変動をより詳細に説明するための図である。図８を参照して、時刻ｔ１においては、日射が強いため、太陽光発電パネル（ＰＶ）の発電電力量が大きくなる。このため、逆潮流電力量も大きくなりやすい。時刻ｔ１において背後負荷を通過電流負荷に等しいと予測した場合、その予測値は、実際の背後負荷よりも大幅に小さな値となる。
【００６８】
一方、時刻ｔ２において、日が陰ることで日射が弱くなったとする。この場合、太陽光発電パネルの発電電力量が低下するので逆潮流電力量も低下する。したがって実際の背後負荷と通過電流負荷との差が小さくなる。しかしながらこのタイミングで、（通過電流負荷＋発電設備の最大発電可能量）として背後負荷を予測した場合、その予測値は、実際の背後負荷よりも大幅に大きな値となる。
【００６９】
本発明の実施の形態では、背後負荷の予測値が（通過電流負荷＋逆潮流電力量）と（通過電流負荷＋発電設備の最大発電可能量）との間にあるように、その予測値を補正する。発電設備の発電電力が１日のうちに変動しても、図８に示されるように、実際の背後負荷は、（通過電流負荷＋逆潮流電力量）と（通過電流負荷＋発電設備の最大発電可能量）との間にある。上記のように背後負荷の予測値を補正することによって、背後負荷の予測値と、実際の背後負荷との間の乖離を小さくすることができる。
【００７０】
図９は、本発明の実施の形態による日負荷予測曲線の逐次補正方法の手順の例を説明した図である。図９（Ａ）は、初期曲線を示した図である。図９（Ｂ）は、予測曲線の値よりも、通過電流負荷と逆潮流電力量との合計値が大きい場合における、予測曲線の補正を説明した図である。図９（Ｃ）は、予測曲線の値よりも、通過電流負荷と逆潮流電力量との合計値が小さい場合における日負荷予測曲線の補正を説明した図である。
【００７１】
図９（Ａ）に示されるように、まず、当日の日負荷予測曲線が準備される。計量システムサーバ７０Ｄには、逆潮流電力量計から送られた、ＡＭ９時における逆潮流電力量の計測値が入力される。また、自動化サーバ７０Ｃ（逆潮流電力量算出部７５）によって、ＡＭ９時における通過電流負荷が算出される。また、オフラインサーバ７０Ｂ（通過電流負荷算出部７２）によって、ＡＭ９時における逆潮流電力が算出される。
【００７２】
次に、図９（Ｂ）に示されるように、ＡＭ１０時において、ＡＭ９時における背後負荷の推定値（予測値）と、ＡＭ９時における逆潮流電力量および通過電流負荷の合計とが比較される。図９（Ｂ）に示されたケースでは、逆潮流電力量および通過電流負荷の合計が背後負荷の推定値よりも大きい。この場合、自動化サーバ７０Ｃ（補正部７８）は、ＡＭ９時以後の予測曲線を上に移動させて、ＡＭ９時における予測曲線の値（推定値）を、通過電流負荷および逆潮流電力量の合計に等しくする。これにより、ＡＭ９時以後の背後負荷の推定値（予測値）が割増補正される。
【００７３】
続いて、図９（Ｃ）に示されるように、ＡＭ１１時において、ＡＭ１０時における背後負荷の推定値（予測値）と、予測値は、図９（Ｂ）に示された方法によって補正された予測曲線から得られる。
【００７４】
ＡＭ１０時における予測値と、ＡＭ１０時における逆潮流電力量および通過電流負荷の合計とが比較される。図９（Ｃ）に示されたケースでは、背後負荷の推定値（ＡＭ１０時に補正された値）は、通過電流負荷および逆潮流電力量の合計よりも大きい。ただし、背後負荷の推定値は、通過電流負荷と発電設備の最大発電可能量との和を上回っている。この場合、自動化サーバ７０Ｃ（補正部７８）は、ＡＭ１０時以後の予測曲線を下に移動させて、ＡＭ１０時における予測曲線の値（推定値）を、通過電流負荷および発電設備の最大発電可能量の合計に等しくする。これにより、ＡＭ１０時以後の背後負荷の推定値（予測値）が割引補正される。
【００７５】
補正の方法は、逆潮流電力量および通過電流負荷の合計と背後負荷の推定値との差分を一律に背後負荷の推定値に加算あるいは減算してもよいし、逆潮流電力量および通過電流負荷の合計と背後負荷の推定値との比を一律に背後負荷の推定値に乗じてもよい。
【００７６】
図１０は、本発明の実施の形態に係る日負荷予測曲線の逐次補正処理のための準備の処理を説明するためのフローチャートである。図４および図１０を参照して、処理が開始されると、ステップＳ１において、容量算出部７４は、設備情報記憶部７３に記憶された設備情報に基づいて、配電線区間ごとに発電設備の最大発電可能量の合計を算出する。ステップＳ２において、初期予測曲線生成部７１は、配電線区間ごとに、背後負荷の初期予測曲線を作成する。なお、ステップＳ１，Ｓ２の処理はこの順に実行されるものと限定されるものではなく、たとえば逆順に実行されてもよいし並列に実行されてもよい。
【００７７】
図１１は、本発明の実施の形態に係る日負荷予測曲線の逐次補正処理を説明するためのフローチャートである。なお、このフローチャートの処理は、配電線区間ごとに実行される。図４および図１１を参照して、ステップＳ１１において、通過電流負荷算出部７２は、区分開閉器ＳＷの制御装置２０によって検出された通過電流に基づいて通過電流負荷を算出する。ステップＳ１２において、逆潮流電力量算出部７５は、需要家設備の逆潮流電力量計から送られた計測値に基づいて、配電線区間における逆潮流電力量の合計を算出する。たとえば、決まった時刻（たとえば毎時０分）ごとに逆潮流電力量が計測されるのであれば、通過電流負荷算出部７２は、逆潮流電力量の計測時刻における通過電流負荷の値を保存する。これにより、以下に説明する補正処理を実行することができる。
【００７８】
ステップＳ１３において、補正判定部７７は、（通過電流負荷＋逆潮流電力量）≦（日負荷予測曲線から得られる背後負荷の推定値）という関係が成立するかどうかを判定する。上記関係が成立する場合（ステップＳ１３においてＹＥＳ）、処理はステップＳ１５に進む。一方、上記関係が成立しない場合、すなわち、（通過電流負荷＋逆潮流電力量）＞（背後負荷の推定値）である場合（ステップＳ１３においてＮＯ）、処理はステップＳ１４に進む。
【００７９】
ステップＳ１４において、補正部７８は、割増補正を行なう。この場合には、補正部７８は、予測曲線を上に移動させて、予測曲線の値（推定値）を通過電流負荷および逆潮流電力量の合計に等しくする（図９（Ｂ）を参照）。
【００８０】
一方、ステップＳ１５において、補正判定部７７は、（日負荷予測曲線から得られる背後負荷の推定値）≦（通過電流負荷＋発電設備の最大発電可能量）という関係が成立するかどうかを判定する。上記関係が成立する場合（ステップＳ１５においてＹＥＳ）、予測曲線の補正は不要である。したがって、予測曲線が補正されずに全体の処理が終了する。一方、上記関係が満たされない場合、すなわち、（背後負荷の推定値）＞（通過電流負荷＋発電設備の最大発電可能量）である場合（ステップＳ１５においてＮＯ）、処理はステップＳ１６に進む。
【００８１】
ステップＳ１６において、補正部７８は、割引補正を行なう。この場合には、補正部７８は、予測曲線を下に移動させて、予測曲線の値（推定値）を、通過電流負荷および発電設備の合計に等しくする（図９（Ｃ）を参照）。
【００８２】
図１１に示されるように背後負荷の推定値を逐次補正することによって、配電線事故による停電の発生時に、隣接する正常な配電線から適切な救済対象負荷量を融通することができる。
【００８３】
図１２は、配電系統１００Ａの一部の配電線に事故が発生した時の救済融通を説明するための図である。図１２を参照して、配電線ＦＩＩＩの区間ＳＩＩＩ−２において事故（たとえば地絡）が発生したとする。配電線ＦＩＩＩの救済融通として、結合開閉器ＴＳＷ−２が閉路することによる配電線ＦＩＩからの電力の融通、あるいは結合開閉器ＴＳＷ−３が閉路することによる配電線ＦＩからの電力の融通が考えられる。
【００８４】
図１３は、図１２に示された事故の発生から復旧までの一連の流れを例示した図である。図１３を参照して、配電線ＦＩＩＩの区間ＳＩＩＩ−２において、事故（地絡）が発生する。この場合、遮断器ＣＢＩＩＩが遮断されるのと同時に、区分開閉器ＳＷＩＩＩ−１，ＳＷＩＩＩ−２が開路する。次に中央装置４０は所定の再閉路時間の経過後に遮断器ＣＢＩＩＩを再閉路する。遮断器ＣＢＩＩＩの再閉路から予め定められた投入時限Ｘ１（たとえば７秒）が経過した後に、区分開閉器ＳＷＩＩＩ−１が閉路する。
【００８５】
区間ＳＩＩＩ−２には故障点があるため、区分開閉器ＳＷＩＩＩ−１の閉路と同時に故障が再び検出される。これにより遮断器ＣＢＩＩＩが再び遮断される。中央装置４０は、遮断器ＣＢＩＩＩが再閉路してから再び遮断状態となるまでの経過時間（Ｘ１）によって、区間ＳＩＩＩ−２を故障区間として特定する。この場合、区分開閉器ＳＷＩＩＩ−１は開放状態でロックされる。
【００８６】
続いて中央装置４０は遮断器ＣＢＩＩＩを再々閉路する。健全区間であるＳＷＩＩＩ−３を救済するために、中央装置４０は、区間ＳＩＩＩ−３での背後負荷を日負荷予測曲線から推定するとともに、その推定値に対応する負荷を融通できる配電線を配電線ＦＩおよびＦＩＩの中から特定する。中央装置４０は、その特定された配電線と配電線ＦＩＩＩとの間に設けられた結合開閉器（すなわち結合開閉器ＴＳＷ−２，ＴＳＷ−３，ＴＳＷ−４のいずれか）を閉路する。これにより、自動融通が開始される。事故発生から健全区間（ＳＷＩＩＩ−３）を自動救済するまでの時間は、たとえば１０分程度である。
【００８７】
次に電力会社の営業所から作業員が緊急出動して、事故点を調査する。事故点の特定に要するまでの時間は、たとえば事故発生から１時間である。続いて、応急処置のための機材を手配して、現地（事故点）にて復旧作業が行なわれる。これにより事故原因が除去されるとともに、事故が生じた区間ＳＩＩＩ−２が健全状態に復元される。区間ＳＩＩＩ−２が健全状態に復元されるまでの時間は、たとえば事故発生から２時間である。なお、場合によっては、事故の発生した配電線区間を健全状態に復元するまでの時間が数時間にも及ぶことも考えられる。
【００８８】
健全区間の自動救済を開始してから事故区間を健全状態に復元するまでの間、隣接する健全な配電線（配電線ＦＩ，ＦＩＩのいずれか）が事故配電線の負荷を融通し続けなければならない。しかしこのためには、事故が起きた配電線区間の背後負荷、および、健全な配電線から融通可能な救済対象負荷量をできるだけ正確に推定することが必要である。
【００８９】
この点を分かりやすく説明するために、以下、数値を用いて説明する。なお数値は、単に説明のために用いたものであり、本発明を限定するものではない。
【００９０】
図１２に戻り、たとえば区間ＳＩＩＩ−３の背後負荷が４０Ａ（アンペア）であり、区間ＳＩＩＩ−３に連系された太陽光発電パネル（ＰＶ）の逆潮流電力量が２０Ａであったとする。この場合、通過電流負荷は２０Ａとなる。
【００９１】
一方、配電線ＦＩの救済可能負荷量が３０Ａであり、配電線ＦＩＩの救済可能負荷量が４０Ａであったとする。停電が発生した場合、太陽光発電パネルは区間ＳＩＩＩ−３から解列される。したがって、配電線ＦＩ，ＦＩＩの少なくとも一方から、区間ＳＩＩＩ−２の背後負荷（４０Ａ）に相当する電力量を融通する必要がある。
【００９２】
区間ＳＩＩＩ−３の事故以前の通過電流負荷は２０Ａである。区間ＳＩＩＩ−３の通過電流負荷にのみに基づいて救済可能な配電線が決定される場合、中央装置４０は、配電線ＦＩ（救済可能負荷量３０Ａ）を救済可能な配電線に選択する可能性がある。
【００９３】
しかし、事故によって太陽光発電パネル（ＰＶ）は、区間ＳＩＩＩ−３から解列される。このため、実際の背後負荷である４０Ａを融通する必要がある。結合開閉器ＴＳＷ−３を閉路することで配電線ＦＩから区間ＳＩＩＩ−３に電力を融通した場合、配電線ＦＩが過負荷となり、遮断器ＣＢＩが遮断する可能性がある。すなわち配電線ＦＩにおいても停電が発生する可能性がある。
【００９４】
このような問題を防ぐために、区間ＳＩＩＩ−３に救済すべき負荷量を、（通過電流＋太陽光発電パネルの最大発電可能量の合計）と見積もることが考えられる。太陽光発電パネルの最大発電可能量の合計が６０Ａであったとすると、区間ＳＩＩＩ−２の事故時には、中央装置４０は、区間ＳＩＩＩ−３に２０Ａ＋６０Ａ＝８０Ａを救済することが必要と判断する。しかし、上記のように、配電線ＦＩ，ＦＩＩからは、それぞれ３０Ａおよび４０Ａしか融通できないので配電線ＦＩ，ＦＩＩの両者から融通可能な負荷量の合計は７０Ａとなる。この値は区間ＳＩＩＩ−３に救済すべき負荷量として算出された８０Ａより小さいので、中央装置４０は、配電線ＦＩ，ＦＩＩの両方から区間ＳＩＩＩ−３を救済しても、配電線ＦＩ，ＦＩＩが過負荷になると判定する。この場合には区間ＳＩＩＩ−３を救済できなくなる。
【００９５】
本発明の実施の形態によれば、区間ＳＩＩＩ−３の背後負荷を（通過電流負荷＋逆潮流電力量）より大きく、かつ（通過電流負荷＋太陽光発電パネルの最大発電可能量の合計）より小さいという関係が満たされるように、その背後負荷の予測値を逐次補正する。これにより、背後負荷の予測値は、２０＋２０＝４０Ａより大きく、かつ、２０＋６０＝８０Ａより小さくなるように逐次補正される。たとえば、４０Ａと８０Ａとの間の６０Ａに補正されれば、配電線ＦＩ，ＦＩＩの両方から区間ＳＩＩＩ−３を救済可能である。したがって中央装置４０は、結合開閉器ＴＳＷ−１，ＴＳＷ−３を閉路することによって、配電線ＦＩ，ＦＩＩから区間ＳＩＩＩ−３に救済対象負荷量を融通する。区間ＳＩＩＩ−３の実際の背後負荷は４０Ａであるので、区間ＳＩＩＩ−３を救済することが可能になる。
【００９６】
このように本発明の実施の形態によれば、配電線に連系される分散型電源の発電量による影響を考慮して日負荷予測曲線を逐次補正することで、実際の救済対象負荷との乖離を抑制することができるので、適切な自動救済が可能になる。
【００９７】
今回開示された実施の形態はすべての点で例示であって制限的なものでないと考えられるべきである。本発明の範囲は上記した説明ではなくて特許請求の範囲によって示され、特許請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれることが意図される。
【符号の説明】
【００９８】
１ 配電自動化システム、２ 発電機、３ 送電線、１１ 配電用変圧器、１２ 母線、１４ 継電器、２０，３０ 制御装置、２２ａ，２２ｂ，３２ａ，３２ｂ 制御用変圧器、２３，３３ 検出部、２４，３４ 制御部、２５，３５ 子局通信部、４０ 中央装置、４１ 自動化伝送路、５０ 柱上変圧器、５１ １次側端子、５２ ２次側端子、５５ 信号伝送路、６０，６０ａ〜６０ｄ 需要家設備、６２，６２ａ〜６２ｄ 太陽光発電パネル、６３ インバータ装置、６４ 負荷装置、６５，６５ａ〜６５ｄ 逆潮流電力量計、６６，６６ａ〜６６ｄ 順潮流電力量計、７０Ａ 設備データベース、７０Ｂ オフラインサーバ、７０Ｃ 自動化サーバ、７０Ｄ 計量システムサーバ、７１ 初期予測曲線生成部、７２ 通過電流負荷算出部、７３ 設備情報記憶部、７４ 容量算出部、７５ 逆潮流電力量算出部、７６ 受信部、７７ 補正判定部、７８ 補正部、７９ 監視部、８０ 送信部、１００，１００Ａ 配電系統、ＣＢ 遮断器、Ｆ 配電線、Ｓ 区間、ＳＷ 区分開閉器、ＴＳＷ 結合開閉器。
【技術分野】
【０００１】
本発明は、配電線の負荷管理に用いられる日負荷予測曲線を逐次補正するための方法および装置に関する。
【背景技術】
【０００２】
日負荷予測曲線は、１日の配電線の負荷を予測した曲線であり、配電線の負荷管理に用いられる。たとえば日負荷予測曲線は、フィーダーの出口を通過する電流、あるいは配電線に設けられた区分開閉器を通過する電流に基づいて、配電線区間単位で作成される（特許文献１を参照）。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００３】
【特許文献１】特開２００６−２０４０３９号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
近年、省エネルギーなどを目的として、太陽光発電装置を代表とする分散型電源が多く用いられる。分散型電源が配電系統に連系されると、その発電量に相当する電流が配電線に流入するため、フィーダーの出口あるいは区分開閉器を通過する電流は、分散型電源の発電量分だけ差し引かれる。このため、需要家設備の実際の負荷（背後負荷）と、フィーダーの出口あるいは区分開閉器の通過電流より求まる負荷（通過電流負荷）との間には乖離が生じる。
【０００５】
しかし、太陽光発電装置のような小容量の分散型電源は、個々の発電量が小容量であるため、わずかな小容量の乖離を是正するために個々に計測設備を配備することは、コスト等の面で課題が大きい。このため、配電線単位で見たときの分散型電源導入量が小さい場合には、通過電流負荷と背後負荷との垂離は小さいとして、通過電流負荷から日負荷予測曲線が作成される。
【０００６】
しかしながら、太陽光発電装置のような小容量の分散型電源であっても、配電線に多数かつ集中的に連系された場合には分散型電源の発電量が大きな値となり、通過電流負荷と背後負荷とを大きく乖離させることになる。
【０００７】
この状況で、配電線事故などによって配電線に停電が生じた場合には、当該配電線に連系していた分散型電源が切り離される（停電時の単独運転防止のための解列）。―方、早期の停電範囲縮小のために、事故が継続している区間（事故区間）以外の健全停電区間については、他の配電線区間（例えば隣接する正常な配電線）から、区分開閉器を通して電力が融通される。
【０００８】
この際に、健全停電区間の救済対象負荷量を、通過電流負荷に基づいて設定した場合には、実際の背後負荷よりも小さい値が見積もられる可能性がある。したがって実際に融通をした場合に、例えば隣接する正常な配電線の供給余力を超えてしまう可能性がある。この場合、融通した配電線が過負荷となり、隣接配電線に不要な停電が波及してしまう可能性がある。
【０００９】
そのような状態が発生することを避けるために、救済対象負荷量を見積もる際に、発電設備の最大発電量（例えば定格設備容量）を通過電流負荷に上乗せすることが考えられる。しかし、この場合には、上記の場合とは逆に、実際の背後負荷よりも大きい値が見積もられる可能性がある。健全停電区間の救済対象負荷量が、隣接する正常な配電線の供給余力を超える値であると（誤）判定されると、実際には融通可能であるにも関わらず隣接配電線からの融通が実施されないため、停電範囲の縮小がなされず、健全停電区間の停電が継続する可能性がある。
【００１０】
本発明の目的は、配電線に連系される分散型電源の発電量による影響を考慮して日負荷予測曲線を逐次補正するための技術を提供することである。
【課題を解決するための手段】
【００１１】
本発明のある局面に係る日負荷予測曲線の逐次補正装置は、逆潮流を行なう複数の分散型電源が連系された配電線の背後負荷を予測するために用いられる日負荷予測曲線の逐次補正装置であって、背後負荷の予測曲線を予め生成する予測曲線生成部と、配電線を通過する通過電流を計測する第１の計測部と、第１の計測部により計測された通過電流に基づいて、通過電流負荷を算出する通過電流負荷算出部と、複数の分散型電源にそれぞれ対応して設けられて、対応する分散型電源から配電線に逆流する電力量である逆潮流電力量を計測する複数の第２の計測部と、複数の第２の計測部により計測された逆潮流電力量に基づいて、複数の分散型電源の逆潮流電力量の合計を算出する逆潮流電力量算出部と、複数の分散型電源の最大発電可能量の合計値を予め記憶する記憶部と、補正部とを備える。補正部は、予測曲線から得られる背後負荷が、通過電流負荷と逆潮流電力量の合計との和よりも大きく、かつ、通過電流負荷と複数の分散型電源の最大発電可能量の合計との和よりも小さくなる関係が満たされるように予測曲線を補正する。
【００１２】
好ましくは、複数の第２の計測部の各々は、所定の時間間隔で逆潮流電力量を計測する。補正部は、予測曲線において、複数の第２の計測部が逆潮流電力量を計測した最新の時刻以後の背後負荷を補正する。
【００１３】
好ましくは、補正部は、最新の時刻における背後負荷の予測値が、通過電流負荷と逆潮流電力量との合計に一致するように、予測曲線を補正する。
【００１４】
本発明の他の局面に係る日負荷予測曲線の逐次補正方法は、逆潮流を行なう複数の分散型電源が連系された配電線の背後負荷を予測するために用いられる日負荷予測曲線の逐次補正方法であって、背後負荷の予測曲線を予め生成するステップと、複数の分散型電源の最大発電可能量の合計値を予め準備するステップと、配電線を通過する通過電流を計測する第１の計測部により計測された通過電流に基づいて、通過電流負荷を算出するステップと、複数の分散型電源にそれぞれ対応して設けられて、対応する分散型電源から配電線に逆流する電力量である逆潮流電力量を計測する複数の第２の計測部により計測された逆潮流電力量に基づいて、複数の分散型電源の逆潮流電力量の合計を算出するステップと、予測曲線を補正するステップとを備える。予測曲線を補正するステップは、予測曲線から得られる背後負荷が、通過電流負荷と逆潮流電力量の合計との和よりも大きく、かつ、通過電流負荷と複数の分散型電源の最大発電可能量の合計との和よりも小さくなる関係が満たされるように予測曲線を補正するステップである。
【００１５】
好ましくは、複数の第２の計測部の各々は、所定の時間間隔で逆潮流電力量を計測する。補正するステップは、予測曲線において、複数の第２の計測部が逆潮流電力量を計測した最新の時刻以後の背後負荷を補正する。
【００１６】
好ましくは、補正するステップは、最新の時刻における背後負荷の予測値が、通過電流負荷と逆潮流電力量との合計に一致するように、予測曲線を補正する。
【発明の効果】
【００１７】
本発明によれば、配電線に連系される分散型電源の発電量による影響を考慮して日負荷予測曲線を逐次補正することができる。これにより、たとえば、配電線事故による停電の発生時に、隣接する正常な配電線から適切な救済対象負荷量を融通することができる。
【図面の簡単な説明】
【００１８】
【図１】本発明の実施の形態に係る逐次補正装置によって補正された日負荷予測曲線によって管理される配電系統１００の構成例を概略的に示した図である。
【図２】図１における区分開閉器ＳＷの制御装置２０および結合開閉器ＴＳＷの制御装置３０の構成例を示すブロック図である。
【図３】図１の配電系統１００の一部を取り出した構成図である。
【図４】中央装置の構成を示した機能ブロック図である。
【図５】図４に示した中央装置の構成の一例を示した図である。
【図６】実際の背後負荷と、日負荷予測曲線によって逐次される背後負荷との関係を説明するための図である。
【図７】実際の背後負荷の範囲を説明した図である。
【図８】図７に示した実際の背後負荷の一日の変動をより詳細に説明するための図である。
【図９】本発明の実施の形態による日負荷予測曲線の逐次補正方法の手順の例を説明した図である。
【図１０】本発明の実施の形態に係る日負荷予測曲線の逐次補正処理のための準備の処理を説明するためのフローチャートである。
【図１１】本発明の実施の形態に係る日負荷予測曲線の逐次補正処理を説明するためのフローチャートである。
【図１２】配電系統１００Ａの一部の配電線に事故が発生した時の救済融通を説明するための図である。
【図１３】図１２に示された事故の発生から復旧までの一連の流れを例示した図である。
【発明を実施するための形態】
【００１９】
以下、本発明の実施の形態について図面を参照して詳しく説明する。なお、同一または相当する部分には同一の参照符号を付して、その説明を繰り返さない。
【００２０】
図１は、本発明の実施の形態に係る逐次補正装置によって補正された日負荷予測曲線によって管理される配電系統１００の構成例を概略的に示した図である。
【００２１】
図１を参照して、配電系統１００は、発電所の発電機２から送電線３を介して送電された電力を降圧する配電用変圧器１１と、配電用変圧器１１に接続された母線１２と、母線１２に接続された複数の遮断器ＣＢを含む。配電用変圧器１１、母線１２、および遮断器ＣＢは、変電所に設置される。配電系統１００は、母線１２から遮断器ＣＢを介して引き出された複数の配電線Ｆと、各配電線Ｆに設けられた複数の区分開閉器ＳＷと、各配電線Ｆを相互に連系するための結合開閉器ＴＳＷとを含む。図１では、符号ＣＢ，Ｆ，ＳＷおよびＳの各々の後に付されたローマ数字Ｉ，ＩＩ，ＩＩＩによって、回線番号が区別される。
【００２２】
遮断器ＣＢは、配電線Ｆに短絡または地絡などの故障が生じたときに、配電線Ｆに供給される電力を遮断する。故障時における遮断器ＣＢの遮断および再閉路を制御するために継電器１４が設けられる。
【００２３】
区分開閉器ＳＷは、電磁石の励磁により閉路する一方で電磁石の減磁により開路する接点を有する。通常の送電時には、区分開閉器ＳＷは、接点が閉路したオン状態（入状態、投入状態）になる。一方、配電線Ｆの故障時に配電線電圧が低下すると、減磁によって接点が開路する。これにより区分開閉器ＳＷはオフ状態（切状態、開放状態）になる。
【００２４】
この区分開閉器ＳＷによって、配電線Ｆは複数の区間Ｓに分割される。図１の例では、配電線ＦＩ，ＦＩＩ，ＦＩＩが、母線１２から遮断器ＣＢＩ，ＣＢＩＩ，ＣＢＩＩＩを介してそれぞれ引き出される。遮断器ＣＢＩ〜ＣＢＩＩＩから引き出された各配電線Ｆは、２個の区分開閉器ＳＷによって、３つの区間Ｓに分割される。代表的に第１番目の配電線ＦＩについて説明すると、配電線ＦＩには、遮断器ＣＢＩに近い側から順に、区分開閉器ＳＷＩ−１，ＳＷＩ−２が設置される。区分開閉器ＳＷＩ−１，ＳＷＩ−２によって、配電線ＦＩは、遮断器ＣＢＩに近い側から順に、区間ＳＩ−１，ＳＩ−２，ＳＩ−３の３区間に分割される。配電線ＦＩＩ，ＦＩＩＩについても同様である。
【００２５】
結合開閉器ＴＳＷは、通常はオフ状態（接点が開路した状態）で用いられる。ある配電線に故障が生じた場合、その配電線の故障区間を回避して送電するために結合開閉器ＴＳＷの接点が閉路する。
【００２６】
１つの結合開閉器ＴＳＷによって２つの配電線Ｆが相互に接続される。図１の例では、配電線ＦＩの区間ＳＩ−２と配電線ＦＩＩの区間ＳＩＩ−２とは結合開閉器ＴＳＷ−１によって接続される。配電線ＦＩＩの区間ＳＩＩ−３と配電線ＦＩＩＩの区間ＳＩＩＩ−２とは、結合開閉器ＴＳＷ−２を介して接続される。配電線ＦＩの区間ＳＩ−３と配電線ＦＩＩＩの区間ＳＩＩＩ−３とは結合開閉器ＴＳＷ−３を介して接続される。
【００２７】
配電系統１００には、配電自動化システム１が配備される。配電自動化システム１は、複数の区分開閉器ＳＷのそれぞれに設けられる複数の制御装置２０と、複数の結合開閉器ＴＳＷに設けられる複数の制御装置３０と、複数の制御装置２０，３０を遠隔制御する中央装置４０と、制御装置２０，３０と中央装置４０との間を接続する通信路である自動化伝送路４１とを含む。なお、自動化伝送路４１には、光ファイバケーブル、メタルケーブルなどが用いられる。通信用の専用線である自動化伝送路４１を用いる代わりに、電力線搬送または無線方式によって中央装置４０と制御装置２０，３０との間の通信を行なってもよい。
【００２８】
図２は、図１における区分開閉器ＳＷの制御装置２０および結合開閉器ＴＳＷの制御装置３０の構成例を示すブロック図である。図２では、複数の制御装置２０，３０を代表して、配電線ＦＩに接続された区分開閉器ＳＷＩ−１の制御装置２０、および結合開閉器ＴＳＷ−３の制御装置３０の構成を示す。
【００２９】
図２を参照して、区分開閉器ＳＷの制御装置２０は、検出部２３と、制御部２４と、子局通信部２５とを含む。検出部２３は、区分開閉器ＳＷの接点の開閉状態、および区分開閉器ＳＷの両側の配電線の電圧を検出する。配電線電圧を検出するために、区分開閉器ＳＷの両側の配電線と検出部２３との間に、制御用変圧器２２ａ，２２ｂが設置される。制御部２４は、区分開閉器ＳＷの開閉を制御する。制御部２４は、マイクロプロセッサなどによって構成される。子局通信部２５は、検出部２３の検出結果を、自動化伝送路４１を通じて送信する。
【００３０】
結合開閉器ＴＳＷの制御装置３０は、検出部３３と、制御部３４と、子局通信部３５とを含む。検出部３３と結合開閉器ＴＳＷの両側の配電線との間に制御用変圧器３２ａ，３２ｂが設けられる。検出部３３、制御部３４、および子局通信部３５の機能は検出部２３、制御部２４、および子局通信部２５の機能とそれぞれ同様であるので以後の詳細な説明は繰り返さない。
【００３１】
図３は、図１の配電系統１００の一部を取り出した構成図である。図１および図３を参照して、配電系統１００は、さらに、配電線Ｆの各区間Ｓに接続された複数の柱上変圧器を含む。図３には、これらの複数の柱上変圧器を代表して、区間ＳＩ−２の配電線ＦＩに接続された１つの柱上変圧器５０が示される。柱上変圧器５０は、その１次側端子５１の電圧を降圧して２次側端子５２に出力する。たとえば、日本国内の配電系統の場合、通常、６．６ｋＶの電圧が柱上変圧器によって１０５Ｖまたは２１０Ｖの電圧に降圧される。
【００３２】
柱上変圧器５０の２次側端子５１には複数の需要家設備が接続される。図３では、代表的に、１つの需要家設備６０が示される。需要家設備６０は、分散型電源としての太陽光発電パネル６２を有する。
【００３３】
太陽光発電パネル６２によって発電された直流電力は、インバータ装置６３によって商用周波数の交流電力に変換される。インバータ装置６３は、直流電力を交流電力に変換するとともに、出力する交流電力の有効電力の大きさおよび無効電力の大きさを制御する。インバータ装置６３から出力された交流電力は、需要家設備６０内の負荷装置６４で消費されるとともに、余剰電力は配電線ＦＩに向けて送電（逆潮流）される。
【００３４】
需要家設備６０には、逆潮流電力量計６５と、順潮流電力量計６６とが設けられる。逆潮流電力量計６５は、逆潮流される電力量を測定する。逆潮流電力量計６５は、自動化伝送路４１と光ファイバケーブルなどの信号伝送路５５を介して接続される。光ファイバケーブルに代えてＰＨＳ（Personal Handyphone System）などの無線通信が用いられてもよい。逆潮流電力量計６５で測定されたデータは、信号伝送路５５および自動化伝送路４１を介して配電自動化システム１の中央装置４０に送信される。なお、中央装置４０に代えて電力量検針サーバに送信されてもよい。
【００３５】
順潮流電力量計６６は、順潮流される電力量、すなわち配電線ＦＩから需要家設備６０に送られる電力量を測定する。
【００３６】
配電自動化システム１の中央装置４０は、自動化伝送路４１および信号伝送路５５を介して逆潮流電力量計６５の測定データを収集する。なお電力量検針サーバから収集してもよい。逆潮流によって、配電線を通過する電流に基づく負荷（通過電流負荷）と需要家設備６０の実際の負荷（背後負荷）との間に乖離が生じる。後に詳細に説明するように、中央装置４０は、逆潮流電力量計６５の測定データに基づいて、予め作成された日負荷予測曲線を逐次補正する。
【００３７】
図４は、中央装置の構成を示した機能ブロック図である。図４を参照して、中央装置４０は、初期予測曲線生成部７１と、通過電流負荷算出部７２と、設備情報記憶部７３と、容量算出部７４と、逆潮流電力量算出部７５と、受信部７６と、補正判定部７７と、補正部７８と、監視部７９と、送信部８０とを備える。
【００３８】
初期予測曲線生成部７１は、配電線区間ごとに、背後負荷の日負荷予測曲線を初期生成する。この曲線が初期予測曲線とされる。たとえば過去の情報（前日の通過電流負荷、背後負荷の日負荷曲線など）に基づいて、当日の予測曲線が初期作成される。
【００３９】
通過電流負荷算出部７２は、配電線区間ごとに、通過電流負荷を算出する。具体的には、通過電流負荷算出部７２は、区分開閉器ＳＷの制御装置２０から自動化伝送路４１を介して送られた通過電流の計測値を、受信部７６を介して取得する。通過電流負荷算出部７２は、この計測値に基づいて、配電線区間ごとに通過電流負荷を算出する。
【００４０】
設備情報記憶部７３は、太陽光発電パネル（分散型電源）が設置された需要家設備が、どの配電線のどの区間に連系しているかを特定するための設備情報データを記憶する。たとえば太陽光発電パネルの設置時に設置場所および太陽光発電パネルの定格設備容量を需要家が電力会社に届け出ることで、設備情報データが中央装置４０に入力されて設備情報記憶部７３に格納される。
【００４１】
容量算出部７４は、設備情報記憶部７３に格納された設備情報データに基づいて、配電線区間ごとに、太陽光発電パネル（分散型電源）の最大発電可能量の合計を算出する。
【００４２】
逆潮流電力量算出部７５は、配電線区間ごとに、逆潮流電力量を算出する。具体的には、逆潮流電力量算出部７５は、太陽光発電パネル（分散型電源）が設置された需要家設備の逆潮流電力量計から信号伝送路５５および自動化伝送路４１を介して送られた逆潮流電力量の計測値を、受信部７６を介して取得する。電力量検針サーバを介して送られた計測値であってもよい。逆潮流電力量算出部７５は、この計測値に基づいて、配電線区間ごとに逆潮流電力量を算出する。
【００４３】
補正判定部７７は、予測曲線（初期予測曲線、あるいは一旦補正した後の予測曲線）を補正すべきかどうかを判定する。具体的には、補正判定部７７は、予測曲線によって得られる背後負荷の値を、通過電流負荷と逆潮流電力量との和と比較するとともに、通過電流負荷と分散型電源の最大発電可能量の合計値との和と比較する。最大発電可能量は、たとえば同期発電機においては定格設備容量相当であり、太陽光発電においては、定格設備容量に、時刻によって変化する日射量強度（太陽光の日内変動係数であり、日の出とともに立上がり、正午頃に最大となり、日没移行は０である）を乗じた値である。
【００４４】
補正判定部７７は、以下の式（１）に示された関係が満たされる場合に、背後負荷の予測値の補正が不要と判断する。
【００４５】
（通過電流負荷＋逆潮流電力量）＜（背後負荷の予測値）＜（通過電流負荷＋分散型電源の最大発電可能量の合計値） ・・・（１）
一方、上記式（１）の関係が満たされている場合、補正判定部７７は、背後負荷の予測値の補正が必要と判断する。
【００４６】
補正部７８は、補正判定部７７の判定結果に基づいて、日負荷予測曲線を補正する。監視部７９は、補正部７８によって補正された日負荷予測曲線に基づいて、配電線の負荷管理を行なう。具体的には、監視部７９は、区間開閉器および結合開閉器を制御するための信号を出力する。この信号は送信部８０によって自動化伝送路４１に送られて、区分開閉器の制御装置２０あるいは結合開閉器の制御装置３０へと送られる。
【００４７】
図５は、図４に示した中央装置の構成の一例を示した図である。図５を参照して、中央装置４０は、設備データベース（ＤＢ）７０Ａと、オフラインサーバ７０Ｂと、自動化サーバ７０Ｃと、計量システムサーバ７０Ｄとを備える。
【００４８】
設備データベース７０Ａは、オフラインサーバ７０Ｂに接続されて、設備情報データを格納する。オフラインサーバ７０Ｂは、設備データベース７０Ａに格納された設備情報データに基づいて、配電線区間ごとに、太陽光発電パネル（分散型電源）の最大発電可能量の合計を算出する。また、オフラインサーバ７０Ｂは、配電線負荷ごとに、逆潮流電力量を算出する。
【００４９】
自動化サーバ７０Ｃは、配電線区間ごとに、背後負荷の日負荷予測曲線を初期作成する。さらに、自動化サーバ７０Ｃは、配電線区間ごとに、通過電流負荷を算出する。自動化サーバ７０Ｃは、初期作成した日負荷予測曲線を補正すべきかどうかを判定して、日負荷予測曲線を補正する必要がある場合に日負荷予測曲線を補正する。さらに自動化サーバ７０Ｃは、ある配電線に停電などの事故が発生した時には、隣接する正常な配電線から適切な救済対象負荷量を融通するように、区分開閉器あるいは結合開閉器を制御する。
【００５０】
計量システムサーバ７０Ｄは、太陽光発電パネルが設置された需要家の逆潮流電力量計から送られる逆潮流電力量の計測値を収集する。この計測値は、自動化サーバ７０Ｃを介してオフラインサーバ７０Ｂに送られる。
【００５１】
なお、区分開閉器ＳＷの制御装置２０は、通過電流をリアルタイムで計測してその計測結果を送信する。これに対して、計量システムサーバ７０Ｄは、間欠的に、逆潮流電力量計６５の計測値を収集する。たとえば計量システムサーバ７０Ｄは、３０分単位で遠隔検針を行なって、逆潮流電力量計６５の計測値を収集する。このため、最新の計測値と前回計測値との差を得るまでには、３０（分）×２＝６０（分）つまり１時間を要する。
【００５２】
なお３０分は一つの具体例であり、最新の計測値と前回計測値との差を得るまでの時間が、計量システムサーバ７０Ｄの遠隔検針の時間間隔の２倍の時間を要することを示したものである。
【００５３】
図４および図５を対比して説明すると、設備データベース７０Ａは、設備情報記憶部７３に対応する。オフラインサーバ７０Ｂは、容量算出部７４および逆潮流電力量算出部７５を含む。自動化サーバ７０Ｃは、初期予測曲線生成部７１と、通過電流負荷算出部７２と、補正判定部７７と、補正部７８と、監視部７９と、送信部８０とを含む。さらに、自動化サーバ７０Ｃは、受信部７６による通過電流の計測値の受信機能を実現する。計量システムサーバ７０Ｄは、受信部７６による逆潮流電力量の計測値の受信機能を実現する。
【００５４】
図６は、実際の背後負荷と、日負荷予測曲線によって逐次される背後負荷との関係を説明するための図である。図６を参照して、配電線ＦＩの区間ＳＩ−２に、太陽光発電パネルが設置された複数の需要家設備が連系されている。図示の都合上、図６では需要家設備の数は、需要家設備６０ａ〜６０ｄの４つとする。各需要家設備における発電電力量および負荷をそれぞれＧおよびＬと表わす。
【００５５】
需要家設備６０ａにおいては、太陽光発電パネル６２ａの発電量Ｇ１が負荷Ｌ１を上回る。このため（Ｇ１−Ｌ１）の電力量が逆潮流する。逆潮流電力量計６５ａは、この逆潮流する電力量（Ｇ１−Ｌ１）を計量する。一方、順潮流電力量計６６ａは、逆転が防止され、その計量値が保持される。
【００５６】
同じく需要家設備６０ｂにおいては、太陽光発電パネル６２ｂの発電量Ｇ２が、負荷Ｌ２を上回る。逆潮流電力量計６５ｂは、この逆潮流する電力量（Ｇ２−Ｌ２）を計量する。順潮流電力量計６６ｂは、逆転が防止され、その計量値が保持される。
【００５７】
一方、需要家設備６０ｃ，６０ｄにおいては、負荷が太陽光発電パネルの発電量を上回る。需要家設備６０ｃでは（Ｌ３−Ｇ３）の電力量が順潮流する。順潮流電力量計６６ｃは、順潮流する電力量（Ｌ３−Ｇ３）を計測する。一方、逆潮流電力量計６５ｃは、逆転が防止され、その計量値が保持される。
【００５８】
需要家設備６０ｄでは（Ｌ４−Ｇ４）の電力量が順潮流する。順潮流電力量計６６ｄは、順潮流する電力量（Ｌ４−Ｇ４）を計測する。一方、逆潮流電力量計６５ｄは、逆転が防止され、その計量値が保持される。
【００５９】
実際の背後負荷は各需要家設備の負荷の合計であるので、（Ｌ１＋Ｌ２＋Ｌ３＋Ｌ４）となる。一方、区分開閉器ＳＷＩ−１を通過する電流Ｉは、順潮流電力量から逆潮流電力量を引いたものとなるので、以下の式（２）に従って表わされる。
【００６０】
Ｉ＝−（Ｇ１−Ｌ１）−（Ｇ２−Ｌ２）＋（Ｌ３−Ｇ３）＋（Ｌ４−Ｇ４）
＝（Ｌ１＋Ｌ２＋Ｌ３＋Ｌ４）−（Ｇ１＋Ｇ２＋Ｇ３＋Ｇ４） ・・・（２）
式（２）から、実際の背後負荷（Ｌ１＋Ｌ２＋Ｌ３＋Ｌ４）は、以下の式（３）に従って表わされる。
【００６１】
Ｌ１＋Ｌ２＋Ｌ３＋Ｌ４＝Ｉ＋（Ｇ１＋Ｇ２＋Ｇ３＋Ｇ４） ・・・（３）
Ｌ１，Ｌ２≧０およびＧ３，Ｇ４≧０である。したがって式（３）から、以下の式（４）に示す関係が導かれる。
【００６２】
Ｌ１＋Ｌ２＋Ｌ３＋Ｌ４＝Ｉ＋（Ｇ１＋Ｇ２＋Ｇ３＋Ｇ４）≧Ｉ＋（Ｇ１＋Ｇ２）≧Ｉ＋（Ｇ１−Ｌ１）＋（Ｇ２−Ｌ２） ・・・（４）
すなわち実際の背後負荷（Ｌ１＋Ｌ２＋Ｌ３＋Ｌ４）は、通過電流負荷と逆潮流電力量との和（Ｉ＋（Ｇ１−Ｌ１）＋（Ｇ２−Ｌ２））よりも大きくなる。通過電流負荷と逆潮流電力量とが分かれば、それらの合計よりも大きくなるように背後負荷を見積もることができる。
【００６３】
一方、逆潮流電力量の最大値は、太陽光発電パネル６２ａ〜６２ｄの最大発電可能量の合計に等しい。なお、逆潮流電力量が太陽光発電パネル６２ａ〜６２ｄの最大発電可能量の合計に等しい場合とは、太陽光発電パネル６２ａ〜６２ｄの発電電力量が各パネルの最大発電可能量に等しく、かつ、負荷Ｌ１〜Ｌ４がすべて０の場合である。したがって背後負荷の上限値は、通過電流負荷に逆潮流電力量の最大値を加えた値、すなわち通過電流負荷に太陽光発電パネル６２ａ〜６２ｄの最大発電可能量を加えた値となる。
【００６４】
図７は、実際の背後負荷の範囲を説明した図である。図７を参照して、通過電流および逆潮流電力量は実測によって得られる。通過電流の実測値に逆潮流電力量の実測値を加えた値が、実際の背後負荷の取りうる下限値となる。また、ある配電線区間における発電設備（太陽光発電パネル）の最大発電可能量は設備情報記憶部７３（設備データベース７０Ａ）に記憶される。通過電流の実測値に発電設備の最大発電可能量の合計値を加えた値が、実際の背後負荷の取りうる上限値となる。
【００６５】
実際の背後負荷を正確に測定するためには、発電設備の発電量そのものを把握する必要がある。しかし、そのためには発電設備の発電量を計量する電力量計を発電設備ごとに設置する必要がある。さらにその電力量計の計測値を計量システムサーバ７０Ｄに収集するための仕組みも必要となる。このためコスト等の面で課題がある。
【００６６】
実際の背後負荷を測定することは容易ではないが、実際の背後負荷は、図７に示した範囲内の値に限定されている。そこで本発明では、日負荷予測曲線で得られる背後負荷の値が、この範囲内となるように予測曲線を補正する。逆潮流電力量の計測値は、現在よりも１時間前の値である。したがって、「予測曲線での値」も、現在よりも１時間前の値が採用される。
【００６７】
図８は、図７に示した実際の背後負荷の一日の変動をより詳細に説明するための図である。図８を参照して、時刻ｔ１においては、日射が強いため、太陽光発電パネル（ＰＶ）の発電電力量が大きくなる。このため、逆潮流電力量も大きくなりやすい。時刻ｔ１において背後負荷を通過電流負荷に等しいと予測した場合、その予測値は、実際の背後負荷よりも大幅に小さな値となる。
【００６８】
一方、時刻ｔ２において、日が陰ることで日射が弱くなったとする。この場合、太陽光発電パネルの発電電力量が低下するので逆潮流電力量も低下する。したがって実際の背後負荷と通過電流負荷との差が小さくなる。しかしながらこのタイミングで、（通過電流負荷＋発電設備の最大発電可能量）として背後負荷を予測した場合、その予測値は、実際の背後負荷よりも大幅に大きな値となる。
【００６９】
本発明の実施の形態では、背後負荷の予測値が（通過電流負荷＋逆潮流電力量）と（通過電流負荷＋発電設備の最大発電可能量）との間にあるように、その予測値を補正する。発電設備の発電電力が１日のうちに変動しても、図８に示されるように、実際の背後負荷は、（通過電流負荷＋逆潮流電力量）と（通過電流負荷＋発電設備の最大発電可能量）との間にある。上記のように背後負荷の予測値を補正することによって、背後負荷の予測値と、実際の背後負荷との間の乖離を小さくすることができる。
【００７０】
図９は、本発明の実施の形態による日負荷予測曲線の逐次補正方法の手順の例を説明した図である。図９（Ａ）は、初期曲線を示した図である。図９（Ｂ）は、予測曲線の値よりも、通過電流負荷と逆潮流電力量との合計値が大きい場合における、予測曲線の補正を説明した図である。図９（Ｃ）は、予測曲線の値よりも、通過電流負荷と逆潮流電力量との合計値が小さい場合における日負荷予測曲線の補正を説明した図である。
【００７１】
図９（Ａ）に示されるように、まず、当日の日負荷予測曲線が準備される。計量システムサーバ７０Ｄには、逆潮流電力量計から送られた、ＡＭ９時における逆潮流電力量の計測値が入力される。また、自動化サーバ７０Ｃ（逆潮流電力量算出部７５）によって、ＡＭ９時における通過電流負荷が算出される。また、オフラインサーバ７０Ｂ（通過電流負荷算出部７２）によって、ＡＭ９時における逆潮流電力が算出される。
【００７２】
次に、図９（Ｂ）に示されるように、ＡＭ１０時において、ＡＭ９時における背後負荷の推定値（予測値）と、ＡＭ９時における逆潮流電力量および通過電流負荷の合計とが比較される。図９（Ｂ）に示されたケースでは、逆潮流電力量および通過電流負荷の合計が背後負荷の推定値よりも大きい。この場合、自動化サーバ７０Ｃ（補正部７８）は、ＡＭ９時以後の予測曲線を上に移動させて、ＡＭ９時における予測曲線の値（推定値）を、通過電流負荷および逆潮流電力量の合計に等しくする。これにより、ＡＭ９時以後の背後負荷の推定値（予測値）が割増補正される。
【００７３】
続いて、図９（Ｃ）に示されるように、ＡＭ１１時において、ＡＭ１０時における背後負荷の推定値（予測値）と、予測値は、図９（Ｂ）に示された方法によって補正された予測曲線から得られる。
【００７４】
ＡＭ１０時における予測値と、ＡＭ１０時における逆潮流電力量および通過電流負荷の合計とが比較される。図９（Ｃ）に示されたケースでは、背後負荷の推定値（ＡＭ１０時に補正された値）は、通過電流負荷および逆潮流電力量の合計よりも大きい。ただし、背後負荷の推定値は、通過電流負荷と発電設備の最大発電可能量との和を上回っている。この場合、自動化サーバ７０Ｃ（補正部７８）は、ＡＭ１０時以後の予測曲線を下に移動させて、ＡＭ１０時における予測曲線の値（推定値）を、通過電流負荷および発電設備の最大発電可能量の合計に等しくする。これにより、ＡＭ１０時以後の背後負荷の推定値（予測値）が割引補正される。
【００７５】
補正の方法は、逆潮流電力量および通過電流負荷の合計と背後負荷の推定値との差分を一律に背後負荷の推定値に加算あるいは減算してもよいし、逆潮流電力量および通過電流負荷の合計と背後負荷の推定値との比を一律に背後負荷の推定値に乗じてもよい。
【００７６】
図１０は、本発明の実施の形態に係る日負荷予測曲線の逐次補正処理のための準備の処理を説明するためのフローチャートである。図４および図１０を参照して、処理が開始されると、ステップＳ１において、容量算出部７４は、設備情報記憶部７３に記憶された設備情報に基づいて、配電線区間ごとに発電設備の最大発電可能量の合計を算出する。ステップＳ２において、初期予測曲線生成部７１は、配電線区間ごとに、背後負荷の初期予測曲線を作成する。なお、ステップＳ１，Ｓ２の処理はこの順に実行されるものと限定されるものではなく、たとえば逆順に実行されてもよいし並列に実行されてもよい。
【００７７】
図１１は、本発明の実施の形態に係る日負荷予測曲線の逐次補正処理を説明するためのフローチャートである。なお、このフローチャートの処理は、配電線区間ごとに実行される。図４および図１１を参照して、ステップＳ１１において、通過電流負荷算出部７２は、区分開閉器ＳＷの制御装置２０によって検出された通過電流に基づいて通過電流負荷を算出する。ステップＳ１２において、逆潮流電力量算出部７５は、需要家設備の逆潮流電力量計から送られた計測値に基づいて、配電線区間における逆潮流電力量の合計を算出する。たとえば、決まった時刻（たとえば毎時０分）ごとに逆潮流電力量が計測されるのであれば、通過電流負荷算出部７２は、逆潮流電力量の計測時刻における通過電流負荷の値を保存する。これにより、以下に説明する補正処理を実行することができる。
【００７８】
ステップＳ１３において、補正判定部７７は、（通過電流負荷＋逆潮流電力量）≦（日負荷予測曲線から得られる背後負荷の推定値）という関係が成立するかどうかを判定する。上記関係が成立する場合（ステップＳ１３においてＹＥＳ）、処理はステップＳ１５に進む。一方、上記関係が成立しない場合、すなわち、（通過電流負荷＋逆潮流電力量）＞（背後負荷の推定値）である場合（ステップＳ１３においてＮＯ）、処理はステップＳ１４に進む。
【００７９】
ステップＳ１４において、補正部７８は、割増補正を行なう。この場合には、補正部７８は、予測曲線を上に移動させて、予測曲線の値（推定値）を通過電流負荷および逆潮流電力量の合計に等しくする（図９（Ｂ）を参照）。
【００８０】
一方、ステップＳ１５において、補正判定部７７は、（日負荷予測曲線から得られる背後負荷の推定値）≦（通過電流負荷＋発電設備の最大発電可能量）という関係が成立するかどうかを判定する。上記関係が成立する場合（ステップＳ１５においてＹＥＳ）、予測曲線の補正は不要である。したがって、予測曲線が補正されずに全体の処理が終了する。一方、上記関係が満たされない場合、すなわち、（背後負荷の推定値）＞（通過電流負荷＋発電設備の最大発電可能量）である場合（ステップＳ１５においてＮＯ）、処理はステップＳ１６に進む。
【００８１】
ステップＳ１６において、補正部７８は、割引補正を行なう。この場合には、補正部７８は、予測曲線を下に移動させて、予測曲線の値（推定値）を、通過電流負荷および発電設備の合計に等しくする（図９（Ｃ）を参照）。
【００８２】
図１１に示されるように背後負荷の推定値を逐次補正することによって、配電線事故による停電の発生時に、隣接する正常な配電線から適切な救済対象負荷量を融通することができる。
【００８３】
図１２は、配電系統１００Ａの一部の配電線に事故が発生した時の救済融通を説明するための図である。図１２を参照して、配電線ＦＩＩＩの区間ＳＩＩＩ−２において事故（たとえば地絡）が発生したとする。配電線ＦＩＩＩの救済融通として、結合開閉器ＴＳＷ−２が閉路することによる配電線ＦＩＩからの電力の融通、あるいは結合開閉器ＴＳＷ−３が閉路することによる配電線ＦＩからの電力の融通が考えられる。
【００８４】
図１３は、図１２に示された事故の発生から復旧までの一連の流れを例示した図である。図１３を参照して、配電線ＦＩＩＩの区間ＳＩＩＩ−２において、事故（地絡）が発生する。この場合、遮断器ＣＢＩＩＩが遮断されるのと同時に、区分開閉器ＳＷＩＩＩ−１，ＳＷＩＩＩ−２が開路する。次に中央装置４０は所定の再閉路時間の経過後に遮断器ＣＢＩＩＩを再閉路する。遮断器ＣＢＩＩＩの再閉路から予め定められた投入時限Ｘ１（たとえば７秒）が経過した後に、区分開閉器ＳＷＩＩＩ−１が閉路する。
【００８５】
区間ＳＩＩＩ−２には故障点があるため、区分開閉器ＳＷＩＩＩ−１の閉路と同時に故障が再び検出される。これにより遮断器ＣＢＩＩＩが再び遮断される。中央装置４０は、遮断器ＣＢＩＩＩが再閉路してから再び遮断状態となるまでの経過時間（Ｘ１）によって、区間ＳＩＩＩ−２を故障区間として特定する。この場合、区分開閉器ＳＷＩＩＩ−１は開放状態でロックされる。
【００８６】
続いて中央装置４０は遮断器ＣＢＩＩＩを再々閉路する。健全区間であるＳＷＩＩＩ−３を救済するために、中央装置４０は、区間ＳＩＩＩ−３での背後負荷を日負荷予測曲線から推定するとともに、その推定値に対応する負荷を融通できる配電線を配電線ＦＩおよびＦＩＩの中から特定する。中央装置４０は、その特定された配電線と配電線ＦＩＩＩとの間に設けられた結合開閉器（すなわち結合開閉器ＴＳＷ−２，ＴＳＷ−３，ＴＳＷ−４のいずれか）を閉路する。これにより、自動融通が開始される。事故発生から健全区間（ＳＷＩＩＩ−３）を自動救済するまでの時間は、たとえば１０分程度である。
【００８７】
次に電力会社の営業所から作業員が緊急出動して、事故点を調査する。事故点の特定に要するまでの時間は、たとえば事故発生から１時間である。続いて、応急処置のための機材を手配して、現地（事故点）にて復旧作業が行なわれる。これにより事故原因が除去されるとともに、事故が生じた区間ＳＩＩＩ−２が健全状態に復元される。区間ＳＩＩＩ−２が健全状態に復元されるまでの時間は、たとえば事故発生から２時間である。なお、場合によっては、事故の発生した配電線区間を健全状態に復元するまでの時間が数時間にも及ぶことも考えられる。
【００８８】
健全区間の自動救済を開始してから事故区間を健全状態に復元するまでの間、隣接する健全な配電線（配電線ＦＩ，ＦＩＩのいずれか）が事故配電線の負荷を融通し続けなければならない。しかしこのためには、事故が起きた配電線区間の背後負荷、および、健全な配電線から融通可能な救済対象負荷量をできるだけ正確に推定することが必要である。
【００８９】
この点を分かりやすく説明するために、以下、数値を用いて説明する。なお数値は、単に説明のために用いたものであり、本発明を限定するものではない。
【００９０】
図１２に戻り、たとえば区間ＳＩＩＩ−３の背後負荷が４０Ａ（アンペア）であり、区間ＳＩＩＩ−３に連系された太陽光発電パネル（ＰＶ）の逆潮流電力量が２０Ａであったとする。この場合、通過電流負荷は２０Ａとなる。
【００９１】
一方、配電線ＦＩの救済可能負荷量が３０Ａであり、配電線ＦＩＩの救済可能負荷量が４０Ａであったとする。停電が発生した場合、太陽光発電パネルは区間ＳＩＩＩ−３から解列される。したがって、配電線ＦＩ，ＦＩＩの少なくとも一方から、区間ＳＩＩＩ−２の背後負荷（４０Ａ）に相当する電力量を融通する必要がある。
【００９２】
区間ＳＩＩＩ−３の事故以前の通過電流負荷は２０Ａである。区間ＳＩＩＩ−３の通過電流負荷にのみに基づいて救済可能な配電線が決定される場合、中央装置４０は、配電線ＦＩ（救済可能負荷量３０Ａ）を救済可能な配電線に選択する可能性がある。
【００９３】
しかし、事故によって太陽光発電パネル（ＰＶ）は、区間ＳＩＩＩ−３から解列される。このため、実際の背後負荷である４０Ａを融通する必要がある。結合開閉器ＴＳＷ−３を閉路することで配電線ＦＩから区間ＳＩＩＩ−３に電力を融通した場合、配電線ＦＩが過負荷となり、遮断器ＣＢＩが遮断する可能性がある。すなわち配電線ＦＩにおいても停電が発生する可能性がある。
【００９４】
このような問題を防ぐために、区間ＳＩＩＩ−３に救済すべき負荷量を、（通過電流＋太陽光発電パネルの最大発電可能量の合計）と見積もることが考えられる。太陽光発電パネルの最大発電可能量の合計が６０Ａであったとすると、区間ＳＩＩＩ−２の事故時には、中央装置４０は、区間ＳＩＩＩ−３に２０Ａ＋６０Ａ＝８０Ａを救済することが必要と判断する。しかし、上記のように、配電線ＦＩ，ＦＩＩからは、それぞれ３０Ａおよび４０Ａしか融通できないので配電線ＦＩ，ＦＩＩの両者から融通可能な負荷量の合計は７０Ａとなる。この値は区間ＳＩＩＩ−３に救済すべき負荷量として算出された８０Ａより小さいので、中央装置４０は、配電線ＦＩ，ＦＩＩの両方から区間ＳＩＩＩ−３を救済しても、配電線ＦＩ，ＦＩＩが過負荷になると判定する。この場合には区間ＳＩＩＩ−３を救済できなくなる。
【００９５】
本発明の実施の形態によれば、区間ＳＩＩＩ−３の背後負荷を（通過電流負荷＋逆潮流電力量）より大きく、かつ（通過電流負荷＋太陽光発電パネルの最大発電可能量の合計）より小さいという関係が満たされるように、その背後負荷の予測値を逐次補正する。これにより、背後負荷の予測値は、２０＋２０＝４０Ａより大きく、かつ、２０＋６０＝８０Ａより小さくなるように逐次補正される。たとえば、４０Ａと８０Ａとの間の６０Ａに補正されれば、配電線ＦＩ，ＦＩＩの両方から区間ＳＩＩＩ−３を救済可能である。したがって中央装置４０は、結合開閉器ＴＳＷ−１，ＴＳＷ−３を閉路することによって、配電線ＦＩ，ＦＩＩから区間ＳＩＩＩ−３に救済対象負荷量を融通する。区間ＳＩＩＩ−３の実際の背後負荷は４０Ａであるので、区間ＳＩＩＩ−３を救済することが可能になる。
【００９６】
このように本発明の実施の形態によれば、配電線に連系される分散型電源の発電量による影響を考慮して日負荷予測曲線を逐次補正することで、実際の救済対象負荷との乖離を抑制することができるので、適切な自動救済が可能になる。
【００９７】
今回開示された実施の形態はすべての点で例示であって制限的なものでないと考えられるべきである。本発明の範囲は上記した説明ではなくて特許請求の範囲によって示され、特許請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれることが意図される。
【符号の説明】
【００９８】
１ 配電自動化システム、２ 発電機、３ 送電線、１１ 配電用変圧器、１２ 母線、１４ 継電器、２０，３０ 制御装置、２２ａ，２２ｂ，３２ａ，３２ｂ 制御用変圧器、２３，３３ 検出部、２４，３４ 制御部、２５，３５ 子局通信部、４０ 中央装置、４１ 自動化伝送路、５０ 柱上変圧器、５１ １次側端子、５２ ２次側端子、５５ 信号伝送路、６０，６０ａ〜６０ｄ 需要家設備、６２，６２ａ〜６２ｄ 太陽光発電パネル、６３ インバータ装置、６４ 負荷装置、６５，６５ａ〜６５ｄ 逆潮流電力量計、６６，６６ａ〜６６ｄ 順潮流電力量計、７０Ａ 設備データベース、７０Ｂ オフラインサーバ、７０Ｃ 自動化サーバ、７０Ｄ 計量システムサーバ、７１ 初期予測曲線生成部、７２ 通過電流負荷算出部、７３ 設備情報記憶部、７４ 容量算出部、７５ 逆潮流電力量算出部、７６ 受信部、７７ 補正判定部、７８ 補正部、７９ 監視部、８０ 送信部、１００，１００Ａ 配電系統、ＣＢ 遮断器、Ｆ 配電線、Ｓ 区間、ＳＷ 区分開閉器、ＴＳＷ 結合開閉器。
【特許請求の範囲】
【請求項１】
逆潮流を行なう複数の分散型電源が連系された配電線の背後負荷を予測するために用いられる日負荷予測曲線の逐次補正装置であって、
前記背後負荷の予測曲線を予め生成する予測曲線生成部と、
前記配電線を通過する通過電流を計測する第１の計測部と、
前記第１の計測部により計測された前記通過電流に基づいて、通過電流負荷を算出する通過電流負荷算出部と、
前記複数の分散型電源にそれぞれ対応して設けられて、対応する分散型電源から配電線に逆流する電力量である逆潮流電力量を計測する複数の第２の計測部と、
前記複数の第２の計測部により計測された前記逆潮流電力量に基づいて、前記複数の分散型電源の逆潮流電力量の合計を算出する逆潮流電力量算出部と、
前記複数の分散型電源の最大発電可能量の合計値を予め記憶する記憶部と、
前記予測曲線から得られる前記背後負荷が、前記通過電流負荷と前記逆潮流電力量の合計との和よりも大きく、かつ、前記通過電流負荷と前記複数の分散型電源の最大発電可能量の合計との和よりも小さくなる関係が満たされるように前記予測曲線を補正する補正部とを備える、日負荷予測曲線の逐次補正装置。
【請求項２】
前記複数の第２の計測部の各々は、所定の時間間隔で前記逆潮流電力量を計測し、
前記補正部は、前記予測曲線において、前記複数の第２の計測部が逆潮流電力量を計測した最新の時刻以後の背後負荷を補正する、請求項１に記載の日負荷予測曲線の逐次補正装置。
【請求項３】
前記補正部は、前記最新の時刻における前記背後負荷の予測値が、前記通過電流負荷と前記逆潮流電力量との合計に一致するように、前記予測曲線を補正する、請求項２に記載の日負荷予測曲線の逐次補正装置。
【請求項４】
逆潮流を行なう複数の分散型電源が連系された配電線の背後負荷を予測するために用いられる日負荷予測曲線の逐次補正方法であって、
前記背後負荷の予測曲線を予め生成するステップと、
前記複数の分散型電源の最大発電可能量の合計値を予め準備するステップと、
前記配電線を通過する通過電流を計測する第１の計測部により計測された前記通過電流に基づいて、通過電流負荷を算出するステップと、
前記複数の分散型電源にそれぞれ対応して設けられて、対応する分散型電源から配電線に逆流する電力量である逆潮流電力量を計測する複数の第２の計測部により計測された前記逆潮流電力量に基づいて、前記複数の分散型電源の逆潮流電力量の合計を算出するステップと、
前記予測曲線から得られる前記背後負荷が、前記通過電流負荷と前記逆潮流電力量の合計との和よりも大きく、かつ、前記通過電流負荷と前記複数の分散型電源の最大発電可能量の合計との和よりも小さくなる関係が満たされるように前記予測曲線を補正するステップとを備える、日負荷予測曲線の逐次補正方法。
【請求項５】
前記複数の第２の計測部の各々は、所定の時間間隔で前記逆潮流電力量を計測し、
前記補正するステップは、前記予測曲線において、前記複数の第２の計測部が逆潮流電力量を計測した最新の時刻以後の背後負荷を補正する、請求項４に記載の日負荷予測曲線の逐次補正方法。
【請求項６】
前記補正するステップは、前記最新の時刻における前記背後負荷の予測値が、前記通過電流負荷と前記逆潮流電力量との合計に一致するように、前記予測曲線を補正する、請求項５に記載の日負荷予測曲線の逐次補正方法。
【請求項１】
逆潮流を行なう複数の分散型電源が連系された配電線の背後負荷を予測するために用いられる日負荷予測曲線の逐次補正装置であって、
前記背後負荷の予測曲線を予め生成する予測曲線生成部と、
前記配電線を通過する通過電流を計測する第１の計測部と、
前記第１の計測部により計測された前記通過電流に基づいて、通過電流負荷を算出する通過電流負荷算出部と、
前記複数の分散型電源にそれぞれ対応して設けられて、対応する分散型電源から配電線に逆流する電力量である逆潮流電力量を計測する複数の第２の計測部と、
前記複数の第２の計測部により計測された前記逆潮流電力量に基づいて、前記複数の分散型電源の逆潮流電力量の合計を算出する逆潮流電力量算出部と、
前記複数の分散型電源の最大発電可能量の合計値を予め記憶する記憶部と、
前記予測曲線から得られる前記背後負荷が、前記通過電流負荷と前記逆潮流電力量の合計との和よりも大きく、かつ、前記通過電流負荷と前記複数の分散型電源の最大発電可能量の合計との和よりも小さくなる関係が満たされるように前記予測曲線を補正する補正部とを備える、日負荷予測曲線の逐次補正装置。
【請求項２】
前記複数の第２の計測部の各々は、所定の時間間隔で前記逆潮流電力量を計測し、
前記補正部は、前記予測曲線において、前記複数の第２の計測部が逆潮流電力量を計測した最新の時刻以後の背後負荷を補正する、請求項１に記載の日負荷予測曲線の逐次補正装置。
【請求項３】
前記補正部は、前記最新の時刻における前記背後負荷の予測値が、前記通過電流負荷と前記逆潮流電力量との合計に一致するように、前記予測曲線を補正する、請求項２に記載の日負荷予測曲線の逐次補正装置。
【請求項４】
逆潮流を行なう複数の分散型電源が連系された配電線の背後負荷を予測するために用いられる日負荷予測曲線の逐次補正方法であって、
前記背後負荷の予測曲線を予め生成するステップと、
前記複数の分散型電源の最大発電可能量の合計値を予め準備するステップと、
前記配電線を通過する通過電流を計測する第１の計測部により計測された前記通過電流に基づいて、通過電流負荷を算出するステップと、
前記複数の分散型電源にそれぞれ対応して設けられて、対応する分散型電源から配電線に逆流する電力量である逆潮流電力量を計測する複数の第２の計測部により計測された前記逆潮流電力量に基づいて、前記複数の分散型電源の逆潮流電力量の合計を算出するステップと、
前記予測曲線から得られる前記背後負荷が、前記通過電流負荷と前記逆潮流電力量の合計との和よりも大きく、かつ、前記通過電流負荷と前記複数の分散型電源の最大発電可能量の合計との和よりも小さくなる関係が満たされるように前記予測曲線を補正するステップとを備える、日負荷予測曲線の逐次補正方法。
【請求項５】
前記複数の第２の計測部の各々は、所定の時間間隔で前記逆潮流電力量を計測し、
前記補正するステップは、前記予測曲線において、前記複数の第２の計測部が逆潮流電力量を計測した最新の時刻以後の背後負荷を補正する、請求項４に記載の日負荷予測曲線の逐次補正方法。
【請求項６】
前記補正するステップは、前記最新の時刻における前記背後負荷の予測値が、前記通過電流負荷と前記逆潮流電力量との合計に一致するように、前記予測曲線を補正する、請求項５に記載の日負荷予測曲線の逐次補正方法。
【図１】
【図２】
【図３】
【図４】
【図５】
【図６】
【図７】
【図８】
【図９】
【図１０】
【図１１】
【図１２】
【図１３】
【図２】
【図３】
【図４】
【図５】
【図６】
【図７】
【図８】
【図９】
【図１０】
【図１１】
【図１２】
【図１３】
【公開番号】特開２０１２−１９６０４６（Ｐ２０１２−１９６０４６Ａ）
【公開日】平成２４年１０月１１日（２０１２．１０．１１）
【国際特許分類】
【出願番号】特願２０１１−５７９６０（Ｐ２０１１−５７９６０）
【出願日】平成２３年３月１６日（２０１１．３．１６）
【出願人】（０００１５６９３８）関西電力株式会社 (1,442)
【Ｆターム（参考）】
【公開日】平成２４年１０月１１日（２０１２．１０．１１）
【国際特許分類】
【出願日】平成２３年３月１６日（２０１１．３．１６）
【出願人】（０００１５６９３８）関西電力株式会社 (1,442)
【Ｆターム（参考）】
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