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(19)【発行国】日本国特許庁(JP)
(12)【公報種別】公開特許公報(A)
(11)【公開番号】P2024117525
(43)【公開日】2024-08-29
(54)【発明の名称】情報処理装置、情報処理方法及び情報処理プログラム
(51)【国際特許分類】
H02J 3/00 20060101AFI20240822BHJP
H02J 3/38 20060101ALI20240822BHJP
G06Q 50/06 20240101ALI20240822BHJP
【ＦＩ】
H02J3/00 170
H02J3/00 180
H02J3/00 130
H02J3/38 110
G06Q50/06
【審査請求】未請求
【請求項の数】9
【出願形態】ＯＬ
(21)【出願番号】P 2023023662
(22)【出願日】2023-02-17
(71)【出願人】
【識別番号】000005234
【氏名又は名称】富士電機株式会社
(74)【代理人】
【識別番号】110000176
【氏名又は名称】弁理士法人一色国際特許事務所
(72)【発明者】
【氏名】大井 章弘
【テーマコード（参考）】
5G066
5L049
5L050
【Ｆターム（参考）】
5G066AA02
5G066AA03
5G066AA09
5G066AE04
5G066HB06
5G066KB01
5L049CC06
5L050CC06
(57)【要約】
【課題】簡易な構成で、需要家の負荷の有効電力と、発電設備の有効電力とを推定する。
【解決手段】電力系統の所定区間において、負荷を有し、電力の買取契約対象の発電設備を有さない第１需要家と、負荷を有し、余剰買取契約対象の発電設備を有する第２需要家と、負荷を有さず、全量買取契約対象の発電設備を有する第３需要家と、のいずれかに分類される需要家を複数含む電力系統の状態を推定する情報処理装置であって、第１需要家の複数の負荷のそれぞれの電力量計の測定値を合計した第１合計値と、第３需要家の複数の発電設備のそれぞれの電力量計の測定値を合計した第２合計値とを算出する第１算出部と、記第１合計値に対し第１係数を乗算して、第１需要家及び第２需要家の負荷の第１推定値と、第２合計値に対し第２係数を乗算して、第２需要家及び第３需要家の発電設備の第２推定値と、を含む状態を推定する第１推定部と、を備える。
【選択図】図９
【解決手段】電力系統の所定区間において、負荷を有し、電力の買取契約対象の発電設備を有さない第１需要家と、負荷を有し、余剰買取契約対象の発電設備を有する第２需要家と、負荷を有さず、全量買取契約対象の発電設備を有する第３需要家と、のいずれかに分類される需要家を複数含む電力系統の状態を推定する情報処理装置であって、第１需要家の複数の負荷のそれぞれの電力量計の測定値を合計した第１合計値と、第３需要家の複数の発電設備のそれぞれの電力量計の測定値を合計した第２合計値とを算出する第１算出部と、記第１合計値に対し第１係数を乗算して、第１需要家及び第２需要家の負荷の第１推定値と、第２合計値に対し第２係数を乗算して、第２需要家及び第３需要家の発電設備の第２推定値と、を含む状態を推定する第１推定部と、を備える。
【選択図】図９
【特許請求の範囲】
【請求項1】
電力系統の所定区間において、負荷を有し、電力の買取契約対象の発電設備を有さない第１需要家と、負荷を有し、余剰買取契約対象の発電設備を有する第２需要家と、負荷を有さず、全量買取契約対象の発電設備を有する第３需要家と、のいずれかに分類される需要家を複数含む前記電力系統の状態を推定する情報処理装置であって、
前記第１需要家の複数の負荷のそれぞれの電力量計の測定値を合計した第１合計値と、前記第３需要家の複数の発電設備のそれぞれの電力量計の測定値を合計した第２合計値とを算出する第１算出部と、
前記第１合計値に対し第１係数を乗算して、前記第１需要家及び前記第２需要家の負荷の第１推定値と、前記第２合計値に対し第２係数を乗算して、前記第２需要家及び前記第３需要家の発電設備の第２推定値と、を含む前記状態を推定する第１推定部と、
を備える、情報処理装置。
前記第１需要家の複数の負荷のそれぞれの電力量計の測定値を合計した第１合計値と、前記第３需要家の複数の発電設備のそれぞれの電力量計の測定値を合計した第２合計値とを算出する第１算出部と、
前記第１合計値に対し第１係数を乗算して、前記第１需要家及び前記第２需要家の負荷の第１推定値と、前記第２合計値に対し第２係数を乗算して、前記第２需要家及び前記第３需要家の発電設備の第２推定値と、を含む前記状態を推定する第１推定部と、
を備える、情報処理装置。
【請求項2】
請求項１に記載の情報処理装置であって、
前記第１需要家及び前記第２需要家は、契約容量が所定値未満の第１負荷を有し、
前記第１算出部は、
前記第１需要家の前記第１負荷のそれぞれの電力量計の測定値を合計した前記第１合計値を算出し、
第１推定部は、
前記第１需要家及び前記第２需要家の前記第１負荷の第１推定値を含む前記状態を推定する、
情報処理装置。
前記第１需要家及び前記第２需要家は、契約容量が所定値未満の第１負荷を有し、
前記第１算出部は、
前記第１需要家の前記第１負荷のそれぞれの電力量計の測定値を合計した前記第１合計値を算出し、
第１推定部は、
前記第１需要家及び前記第２需要家の前記第１負荷の第１推定値を含む前記状態を推定する、
情報処理装置。
【請求項3】
請求項２に記載の情報処理装置であって、
前記第１需要家及び前記第２需要家は、契約容量が所定値以上の第２負荷を有し、
前記第２需要家は、第１発電設備と、前記第１発電設備より高い電圧で受電する需要家に連系された第２発電設備とを有し、
前記第１需要家の複数の前記第２負荷のそれぞれの電力量計の測定値を合計した第３合計値を算出する第２算出部と、
前記第２負荷及び前記第２発電設備を有する前記第２需要家のそれぞれの電力量計の測定値から、前記第２需要家の前記第２発電設備のそれぞれの有効電力を減算した減算結果の第４合計値を算出する第３算出部と、
を備え、
前記第１推定部は、前記第１負荷の第１推定値と、前記第３及び第４合計値に基づく前記第２負荷の推定値と、を含む前記状態を推定し、
前記第３算出部は、
前記第２需要家の前記第１発電設備及び前記第３需要家の発電設備の推定値と、前記第２需要家の前記第２発電設備の容量と、前記第２需要家の前記第１発電設備及び前記第３需要家の発電設備の容量と、に基づいて、前記第２需要家の前記第２発電設備のそれぞれの有効電力を算出する、
情報処理装置。
前記第１需要家及び前記第２需要家は、契約容量が所定値以上の第２負荷を有し、
前記第２需要家は、第１発電設備と、前記第１発電設備より高い電圧で受電する需要家に連系された第２発電設備とを有し、
前記第１需要家の複数の前記第２負荷のそれぞれの電力量計の測定値を合計した第３合計値を算出する第２算出部と、
前記第２負荷及び前記第２発電設備を有する前記第２需要家のそれぞれの電力量計の測定値から、前記第２需要家の前記第２発電設備のそれぞれの有効電力を減算した減算結果の第４合計値を算出する第３算出部と、
を備え、
前記第１推定部は、前記第１負荷の第１推定値と、前記第３及び第４合計値に基づく前記第２負荷の推定値と、を含む前記状態を推定し、
前記第３算出部は、
前記第２需要家の前記第１発電設備及び前記第３需要家の発電設備の推定値と、前記第２需要家の前記第２発電設備の容量と、前記第２需要家の前記第１発電設備及び前記第３需要家の発電設備の容量と、に基づいて、前記第２需要家の前記第２発電設備のそれぞれの有効電力を算出する、
情報処理装置。
【請求項4】
請求項１から３の何れか一項に記載の情報処理装置であって、
発電設備は、電力を変換するパワーコンディショナを含み、
前記第１推定部は、
複数の発電設備のうち、パワーコンディショナが変換可能な電力量に対する発電設備が発電可能な電力量の比率を表す過積載率が所定値未満の発電設備を用いて前記第２推定値を推定する、
情報処理装置。
発電設備は、電力を変換するパワーコンディショナを含み、
前記第１推定部は、
複数の発電設備のうち、パワーコンディショナが変換可能な電力量に対する発電設備が発電可能な電力量の比率を表す過積載率が所定値未満の発電設備を用いて前記第２推定値を推定する、
情報処理装置。
【請求項5】
請求項１に記載の情報処理装置であって、
前記所定区間に含まれる負荷の有効電力、及び前記第１合計値に前記第１係数を乗じた値の差と、前記所定区間に含まれる発電設備の有効電力、及び前記第２合計値に前記第２係数を乗じた値の差とに基づく目的関数を設定し、前記第１係数と、前記第２係数と、前記所定区間に含まれる負荷の有効電力と、前記所定区間に含まれる発電設備の有効電力とを決定変数とした際に前記目的関数を最小化することにより、前記第１係数と、前記第２係数とを算出する係数算出部を備える、
情報処理装置。
前記所定区間に含まれる負荷の有効電力、及び前記第１合計値に前記第１係数を乗じた値の差と、前記所定区間に含まれる発電設備の有効電力、及び前記第２合計値に前記第２係数を乗じた値の差とに基づく目的関数を設定し、前記第１係数と、前記第２係数と、前記所定区間に含まれる負荷の有効電力と、前記所定区間に含まれる発電設備の有効電力とを決定変数とした際に前記目的関数を最小化することにより、前記第１係数と、前記第２係数とを算出する係数算出部を備える、
情報処理装置。
【請求項6】
請求項１に記載の情報処理装置であって、
前記第１推定部が推定した前記状態と、前記電力系統における所定の位置の電圧、及び電流を測定するセンサの測定値とに基づいて、前記センサの測定周期で前記状態を推定する第２推定部を備える、
情報処理装置。
前記第１推定部が推定した前記状態と、前記電力系統における所定の位置の電圧、及び電流を測定するセンサの測定値とに基づいて、前記センサの測定周期で前記状態を推定する第２推定部を備える、
情報処理装置。
【請求項7】
請求項６に記載の情報処理装置であって、
前記センサが過去に測定した測定値と、各需要家のぞれぞれの電力量計が過去に測定した測定値とに基づいて、前記電力量計の測定周期における前記状態の変動の度合いを示すパラメータを算出するパラメータ算出部を備え、
前記第２推定部は、前記パラメータを用いた状態推定手法により前記状態を推定する、
情報処理装置。
前記センサが過去に測定した測定値と、各需要家のぞれぞれの電力量計が過去に測定した測定値とに基づいて、前記電力量計の測定周期における前記状態の変動の度合いを示すパラメータを算出するパラメータ算出部を備え、
前記第２推定部は、前記パラメータを用いた状態推定手法により前記状態を推定する、
情報処理装置。
【請求項8】
情報処理装置が、
電力系統の所定区間において、負荷を有し、電力の買取契約対象の発電設備を有さない第１需要家と、負荷を有し、余剰買取契約対象の発電設備を有する第２需要家と、負荷を有さず、全量買取契約対象の発電設備を有する第３需要家と、のいずれかに分類される需要家を複数含む前記電力系統の状態を推定する情報処理方法であって、
前記第１需要家の複数の負荷のそれぞれの電力量計の測定値を合計した第１合計値と、前記第３需要家の複数の発電設備のそれぞれの電力量計の測定値を合計した第２合計値とを算出するステップと、
前記第１合計値に対し第１係数を乗算して、前記第１需要家及び前記第２需要家の負荷の第１推定値と、前記第２合計値に対し第２係数を乗算して、前記第２需要家及び前記第３需要家の発電設備の第２推定値と、を含む前記状態を推定するステップと、
を含む処理を実行する、情報処理方法。
電力系統の所定区間において、負荷を有し、電力の買取契約対象の発電設備を有さない第１需要家と、負荷を有し、余剰買取契約対象の発電設備を有する第２需要家と、負荷を有さず、全量買取契約対象の発電設備を有する第３需要家と、のいずれかに分類される需要家を複数含む前記電力系統の状態を推定する情報処理方法であって、
前記第１需要家の複数の負荷のそれぞれの電力量計の測定値を合計した第１合計値と、前記第３需要家の複数の発電設備のそれぞれの電力量計の測定値を合計した第２合計値とを算出するステップと、
前記第１合計値に対し第１係数を乗算して、前記第１需要家及び前記第２需要家の負荷の第１推定値と、前記第２合計値に対し第２係数を乗算して、前記第２需要家及び前記第３需要家の発電設備の第２推定値と、を含む前記状態を推定するステップと、
を含む処理を実行する、情報処理方法。
【請求項9】
電力系統の所定区間において、負荷を有し、電力の買取契約対象の発電設備を有さない第１需要家と、負荷を有し、余剰買取契約対象の発電設備を有する第２需要家と、負荷を有さず、全量買取契約対象の発電設備を有する第３需要家と、のいずれかに分類される需要家を複数含む前記電力系統の状態を推定する情報処理プログラムであって、
コンピュータに、
前記第１需要家の複数の負荷のそれぞれの電力量計の測定値を合計した第１合計値と、前記第３需要家の複数の発電設備のそれぞれの電力量計の測定値を合計した第２合計値とを算出する第１算出部と、
前記第１合計値に対し第１係数を乗算して、前記第１需要家及び前記第２需要家の負荷の第１推定値と、前記第２合計値に対し第２係数を乗算して、前記第２需要家及び前記第３需要家の発電設備の第２推定値と、を含む前記状態を推定する第１推定部と、
を実現させる、情報処理プログラム。
コンピュータに、
前記第１需要家の複数の負荷のそれぞれの電力量計の測定値を合計した第１合計値と、前記第３需要家の複数の発電設備のそれぞれの電力量計の測定値を合計した第２合計値とを算出する第１算出部と、
前記第１合計値に対し第１係数を乗算して、前記第１需要家及び前記第２需要家の負荷の第１推定値と、前記第２合計値に対し第２係数を乗算して、前記第２需要家及び前記第３需要家の発電設備の第２推定値と、を含む前記状態を推定する第１推定部と、
を実現させる、情報処理プログラム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【0001】
本発明は、情報処理装置、情報処理方法及び情報処理プログラムに関する。
【背景技術】
【0002】
電力系統において、例えば太陽光発電設備が存在する場合、各需要家に設けられた電力量計の測定値は、需要家の負荷の有効電力と、太陽光発電設備の有効電力とが合算された値となる。
【0003】
しかしながら、電力系統の適切な運用計画や設備計画の観点から、需要家の負荷の有効電力と、太陽光発電設備の有効電力とを個別に推定することが必要である。そこで、これらを個別に推定するための技術が知られている。
【0004】
例えば、特許文献１には、センサ内蔵自動開閉器の測定値と、日射量計の測定値とを用いて、需要家の負荷の有効電力と、太陽光発電設備の有効電力とを推定する技術が開示されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【0005】
【特許文献1】特開２０１２―０４４７４０号
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【0006】
しかしながら、特許文献１に開示された技術においては、日射量計の導入や保守のための多大なコストが生じる。
【0007】
本発明はこれらのような課題を鑑みてなされたものであり、簡易な構成で、需要家の負荷の有効電力と、太陽光発電設備の有効電力とを推定することが可能な情報処理装置を提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【0008】
上記目的を達成するための一の発明は、電力系統の所定区間において、負荷を有し、電力の買取契約対象の発電設備を有さない第１需要家と、負荷を有し、余剰買取契約対象の発電設備を有する第２需要家と、負荷を有さず、全量買取契約対象の発電設備を有する第３需要家と、のいずれかに分類される需要家を複数含む前記電力系統の状態を推定する情報処理装置であって、前記第１需要家の複数の負荷のそれぞれの電力量計の測定値を合計した第１合計値と、前記第３需要家の複数の発電設備の電力量計のそれぞれの電力量計の測定値を合計した第２合計値とを算出する第１算出部と、前記第１合計値に対し第１係数を乗算して、前記第１需要家及び前記第２需要家の負荷の第１推定値と、前記第２合計値に対し第２係数を乗算して、前記第２需要家及び前記第３需要家の発電設備の第２推定値と、を含む前記状態を推定する第１推定部と、を備える、情報処理装置である。本発明の他の特徴については、本明細書の記載により明らかにする。
【発明の効果】
【0009】
本発明によれば、簡易な構成で、需要家の負荷の有効電力と、発電設備の有効電力とを推定することが可能となる。
【図面の簡単な説明】
【0010】
【図1】本発明の実施形態における電力系統の一例を示す図である。
【図2】需要家の分類を説明する図である。
【図3】電力系統に含まれる各高圧需要家が有する設備の一例を示す図である。
【図4】電力系統に含まれる各低圧需要家が有する設備の一例を示す図である。
【図5】過積載がない需要家のＰＶ出力の推移の一例を示すグラフである。
【図6】過積載がある需要家のＰＶ出力の推移の一例を示すグラフである。
【図7】各需要家の電力量計が測定する測定値（有効電力の平均値）の推移の一例を示すグラフである。
【図8】本実施形態における情報処理装置のハードウェア構成を説明する図である。
【図9】本実施形態における情報処理装置が備える各機能及びデータベースの一例を示すブロック図である。
【図10】本実施形態における需要家分類情報テーブルのデータ構成及びデータ例を示す概略図である。
【図11】本実施形態における長周期推定部が備える各機能の一例を示すブロック図である。
【図12】各需要家のぞれぞれの電力量測定値及び需要家番号を示す図である。
【図13】本実施形態における情報処理装置が実行する処理の概要を説明するフローチャートである。
【図14】本実施形態における情報処理装置が実行する長周期推定処理の一例を示すフローチャートである。
【図15】本実施形態における情報処理装置が実行する短周期推定処理の一例を示すフローチャートである。
【図16】推定された実負荷推定値と、ＰＶ出力推定値と、これらの合算値の推移を示すグラフである。
【図17】本実施形態における情報処理装置が実行するパラメータ算出処理の一例を示すフローチャートである。
【発明を実施するための形態】
【0011】
＝＝実施形態＝＝
＜＜電力系統１＞＞
図１は、後述する情報処理装置２が状態推定を行う電力系統１の一例を示す図である。電力系統１は、配電変電所１０と、配電線１１と、配電線１１の所定の位置に設置されたセンサ付開閉器ＳＷ１及びセンサ付開閉器ＳＷ２と、センサ付開閉器ＳＷ１及びセンサ付開閉器ＳＷ２の間の配電線１１の所定のノードＮｊ（ｊ＝１～ｎ）における需要家に設置された電力量計ＳＭとを含む。
＜＜電力系統１＞＞
図１は、後述する情報処理装置２が状態推定を行う電力系統１の一例を示す図である。電力系統１は、配電変電所１０と、配電線１１と、配電線１１の所定の位置に設置されたセンサ付開閉器ＳＷ１及びセンサ付開閉器ＳＷ２と、センサ付開閉器ＳＷ１及びセンサ付開閉器ＳＷ２の間の配電線１１の所定のノードＮｊ（ｊ＝１～ｎ）における需要家に設置された電力量計ＳＭとを含む。
【0012】
［配電変電所１０］
配電変電所１０は、送電線（不図示）から供給される電圧を変圧し、６．６ｋＶの電圧を配電線１１へと出力する。
配電変電所１０は、送電線（不図示）から供給される電圧を変圧し、６．６ｋＶの電圧を配電線１１へと出力する。
【0013】
［配電線１１］
配電線１１は、配電変電所１０を起点（送り出しノード）とし、配電変電所１０に放射状に接続されている。図１では、一の配電線１１のみが示されている。
配電線１１は、配電変電所１０を起点（送り出しノード）とし、配電変電所１０に放射状に接続されている。図１では、一の配電線１１のみが示されている。
【0014】
［ノード］
ノードは、配電線１１上に設けられている。本実施形態では、ノードは柱上変圧器（不図示）を含む高圧受電点単位で管理されている集約単位である。配電変電所１０が配電線１１へ出力した電力は、ノードを介して需要家に供給される。なお、図１では、ｎ個のノードＮ１～ノードＮｎが設けられている。
ノードは、配電線１１上に設けられている。本実施形態では、ノードは柱上変圧器（不図示）を含む高圧受電点単位で管理されている集約単位である。配電変電所１０が配電線１１へ出力した電力は、ノードを介して需要家に供給される。なお、図１では、ｎ個のノードＮ１～ノードＮｎが設けられている。
【0015】
［センサ付開閉器ＳＷ］
センサ付開閉器ＳＷ１及びセンサ付開閉器ＳＷ２のそれぞれは、設置点の少なくとも電圧、電流及び力率といった測定値を、定周期で測定可能なセンサを有する開閉器である。なお、センサ付開閉器ＳＷ１と、センサ付開閉器ＳＷ２とは同様であるため、以下、センサ付開閉器ＳＷ１について説明する。本実施形態では、センサ付開閉器ＳＷ１は、１暦日においては、０：００から２３：５９まで、１分の測定周期で測定値を測定する。
センサ付開閉器ＳＷ１及びセンサ付開閉器ＳＷ２のそれぞれは、設置点の少なくとも電圧、電流及び力率といった測定値を、定周期で測定可能なセンサを有する開閉器である。なお、センサ付開閉器ＳＷ１と、センサ付開閉器ＳＷ２とは同様であるため、以下、センサ付開閉器ＳＷ１について説明する。本実施形態では、センサ付開閉器ＳＷ１は、１暦日においては、０：００から２３：５９まで、１分の測定周期で測定値を測定する。
【0016】
なお、必ずしもセンサ付開閉器ＳＷ１の測定周期は１分でなくてもよいし、全てのセンサ付開閉器ＳＷの測定周期が同じではなくてもよい。
【0017】
［需要家の分類］
図２は、需要家の分類を説明する図である。需要家はそれぞれ、電力会社との契約の内容に応じて、需要家の設備が高圧で配電線１１に連系される高圧需要家Ｈ１～Ｈ５と、低圧で配電線１１に連系される低圧需要家Ｌ１～Ｌ５とに分類される。高圧需要家Ｈ１～Ｈ５は、電力の契約容量が所定の基準値（例えば、５０ｋＷ）以上であり、低圧需要家Ｌ１～Ｌ５は、電力の契約容量が基準値未満である。高圧需要家Ｈ１～Ｈ５が有する負荷は、業務用負荷や産業用負荷が主体である。一方、低圧需要家Ｌ１～Ｌ５が有する負荷は、住宅等の小規模な負荷が主体である。
図２は、需要家の分類を説明する図である。需要家はそれぞれ、電力会社との契約の内容に応じて、需要家の設備が高圧で配電線１１に連系される高圧需要家Ｈ１～Ｈ５と、低圧で配電線１１に連系される低圧需要家Ｌ１～Ｌ５とに分類される。高圧需要家Ｈ１～Ｈ５は、電力の契約容量が所定の基準値（例えば、５０ｋＷ）以上であり、低圧需要家Ｌ１～Ｌ５は、電力の契約容量が基準値未満である。高圧需要家Ｈ１～Ｈ５が有する負荷は、業務用負荷や産業用負荷が主体である。一方、低圧需要家Ｌ１～Ｌ５が有する負荷は、住宅等の小規模な負荷が主体である。
【0018】
さらに、需要家は、電力会社との電力買取契約の有無又は契約の内容に応じて、発電設備で発電した電力の買取方式で、３つの需要家に分類される。具体的には、第１需要家は、電力会社と電力の買取契約を締結していないＰＶ連系なしの需要家である。また、第２需要家は、電力会社と所謂余剰買取契約を締結しているＰＶ余剰買取の需要家である。また、第３需要家は、電力会社と所謂全量買取契約を締結しているＰＶ全量買取の需要者である。本実施形態で買取される電力は、太陽光発電による電力（ＰＶ（PhotoVoltaic））である。以下、本実施形態では、ＰＶで発電された電力の買取方式を「ＰＶ買取方式」とする。
【0019】
ＰＶ連系なしの需要家は、電力を消費する負荷を有しているが、電力の買取契約対象の発電設備を有していない。負荷は、配電線１１から供給される電力を消費する。つまり、ＰＶ連系なしの需要家は、配電線１１から供給される電力を買電する。
【0020】
例えば、図１のノードＮ１には、電力を消費する負荷を有するＰＶ連系なしの低圧需要家Ｌ１の設備として、集合住宅が接続されている。配電変電所１０が配電線１１へ出力した電力は、ノードＮ１を介して集合住宅に供給される。
【0021】
ＰＶ余剰買取の需要家は、電力を消費する負荷と、余剰買取契約対象の発電設備とを有している。負荷は、配電線１１から供給される電力と、自己の発電設備が発電した電力の少なくとも一部とを消費する。発電設備としては、本実施形態では太陽光発電設備である。ただし、発電設備は太陽光発電設備に限られず、例えば、風力発電設備等でであってもよい。
【0022】
つまり、ＰＶ余剰買取の需要家は、配電線１１から供給される電力を買電し、発電設備が発電した電力の少なくとも一部を消費する。更に、ＰＶ余剰買取の需要家は、発電設備が発電した電力のうち消費した電力を除く電力（余剰電力）を売電する。
【0023】
例えば、図１のノードＮ２には、電力を消費する負荷と、発電設備とを有するＰＶ余剰買取の低圧需要家Ｌ２の設備として、太陽光発電設備が設置された一般住宅が接続されている。配電変電所１０が配電線１１へ出力した電力は、ノードＮ２を介して一般住宅の負荷に供給される。更に、太陽光発電設備が発電した電力の少なくとも一部は、一般住宅の負荷に供給される。
【0024】
ＰＶ全量買取の需要家は、電力を消費する負荷を有さず、全量買取契約対象の発電設備を有している。発電全量買取の需要家は、自己の発電設備が発電した電力の全量を売電する。
【0025】
例えば、図１のノードＮ３には、発電設備を有するＰＶ全量買取の高圧需要家Ｈ４の設備として、工場に設置された太陽光発電設備が接続されている。このＰＶ全量買取の需要家は、工場に設置された太陽光発電設備が発電した電力の全量を売電する。
【0026】
図３は、電力系統１に含まれる各高圧需要家が有する設備の一例を示す図である。高圧需要家Ｈ１～Ｈ５が有する各設備は、高圧受電設備１２を介して配電線１１に接続される。高圧需要家Ｈ１～Ｈ５が有する各設備と高圧受電設備１２との間は、構内配線Ｗ１を介して接続される。また、電力量計ＳＭが、電力系統１に含まれる各高圧需要家Ｈ１～Ｈ５のそれぞれに設置される。
【0027】
ＰＶ連系なしの高圧需要家Ｈ１では、契約容量が基準値以上の負荷Ｒ２（「第２負荷」に対応する。）が高圧受電設備１２を介して配電線１１に接続される。ＰＶ連系なしの高圧需要家Ｈ１は、発電設備を有していない。
【0028】
ＰＶ余剰買取の高圧需要家Ｈ２，Ｈ３では、契約容量が基準値以上の負荷Ｒ２と、発電設備とが高圧受電設備１２を介して配電線１１に接続される。高圧需要家Ｈ１～Ｈ５が有する発電設備（「第２発電設備」に対応する。）は、高圧あるいは低圧で連系される。すなわち、高圧需要家Ｈ１～Ｈ５が有する発電設備は、低圧需要家Ｌ１～Ｌ５が有する発電設備より高い電圧で受電する需要家に連系される。発電設備は、太陽光パネルＰＶＰと、太陽光パネルＰＶＰが発電した直流電力を交流電力に変換するパワーコンディショナＰＣＳとを含む。太陽光パネルＰＶＰは、パワーコンディショナＰＣＳを介して、高圧受電設備１２に接続される。なお、図示する例では、高圧で電力系統１に連系されたパワーコンディショナＰＣＳを想定しているが、構内で低圧で連系されたパワーコンディショナＰＣＳである場合でも本実施形態では高圧で連系された場合と同様に取り扱う。
【0029】
ＰＶ全量買取の高圧需要家Ｈ４，Ｈ５では、太陽光パネルＰＶＰ及びパワーコンディショナＰＣＳを含む発電設備が、高圧受電設備１２を介して配電線１１に接続される。
【0030】
図４は、電力系統１に含まれる各低圧需要家が有する設備の一例を示す図である。低圧需要家Ｌ１～Ｌ５が有する各設備は、柱上変圧器ＴＲを介して配電線１１に接続される。低圧需要家Ｌ１～Ｌ５が有する各設備と柱上変圧器ＴＲとの間は、引込線１３及び配線Ｗ２を介して接続される。また、電力量計ＳＭが、電力系統１に含まれる各低圧需要家Ｌ１～Ｌ５のそれぞれに設置される。
【0031】
ＰＶ連系なしの低圧需要家Ｌ１では、契約容量が基準値未満の負荷Ｒ１（「第１負荷」に対応する。）が柱上変圧器ＴＲを介して配電線１１に接続すされる。ＰＶ連系なしの低圧需要家Ｌ１は、発電設備を有していない。
【0032】
ＰＶ余剰買取の低圧需要家Ｌ２，Ｌ３では、契約容量が基準値未満の負荷Ｒ１と、発電設備（「第１発電設備」に対応する。）とが柱上変圧器ＴＲを介して配電線１１に接続される。発電設備は、太陽光パネルＰＶＰと、パワーコンディショナＰＣＳとを含む。太陽光パネルＰＶＰは、パワーコンディショナＰＣＳを介して、柱上変圧器ＴＲに接続される。
【0033】
ＰＶ全量買取の低圧需要家Ｌ４，Ｌ５では、太陽光パネルＰＶＰ及びパワーコンディショナＰＣＳを含む発電設備が、柱上変圧器ＴＲを介して配電線１１に接続される。
【0034】
図２に戻り、需要家の分類について説明を続ける。
電力の買取契約の対象となる発電設備を有する需要家（ＰＶ余剰買取の需要家、及びＰＶ全量買取の需要家）は、パワーコンディショナＰＣＳの容量（以下、「ＰＣＳ容量」とする。）と、太陽光パネルＰＶＰの容量（以下、「ＰＶパネル容量」とする。）との関係に応じて、過積載率の高い需要家と、過積載率の低い需要家とに分類される。ＰＣＳ容量は、パワーコンディショナＰＣＳが変換可能な電力量である。また、ＰＶパネル容量は、発電設備が発電可能な電力量である。本実施形態では、ＰＶパネル容量は、太陽光パネルＰＶＰが発電可能な電力量である。本実施形態における過積載率とは、ＰＣＳ容量に対するＰＶパネル容量の比率である。例えば、ＰＣＳ容量が１０ｋＷ（キロワット）であり、ＰＶパネル容量が１２ｋＷである場合には、過積載率は１．２である。通常、太陽光発電設備における過積載率は１．０～１.５程度である。
電力の買取契約の対象となる発電設備を有する需要家（ＰＶ余剰買取の需要家、及びＰＶ全量買取の需要家）は、パワーコンディショナＰＣＳの容量（以下、「ＰＣＳ容量」とする。）と、太陽光パネルＰＶＰの容量（以下、「ＰＶパネル容量」とする。）との関係に応じて、過積載率の高い需要家と、過積載率の低い需要家とに分類される。ＰＣＳ容量は、パワーコンディショナＰＣＳが変換可能な電力量である。また、ＰＶパネル容量は、発電設備が発電可能な電力量である。本実施形態では、ＰＶパネル容量は、太陽光パネルＰＶＰが発電可能な電力量である。本実施形態における過積載率とは、ＰＣＳ容量に対するＰＶパネル容量の比率である。例えば、ＰＣＳ容量が１０ｋＷ（キロワット）であり、ＰＶパネル容量が１２ｋＷである場合には、過積載率は１．２である。通常、太陽光発電設備における過積載率は１．０～１.５程度である。
【0035】
ＰＣＳ容量よりＰＶパネル容量を大きくする過積載を行うことで、発電設備から配電線１１に出力される電力（以下、「ＰＶ出力」とする。）の最大値（以下、「最大ＰＶ出力」とする。）を制限し、受変電設備（高圧受電設備１２または柱上変圧器ＴＲ）を簡易化することができるというメリットがある。一方で、過積載を行うことで、ＰＶ出力はＰＣＳ容量を上限としたピークカットが行われる。ピークカットとは、出力する電力を削減することである。すなわち、過積載を行うと、ＰＣＳ容量を超えた分のＰＶ出力はカットされ、ＰＣＳ容量分の電力だけが配電線１１に出力される。
【0036】
図５は、過積載がない需要家のＰＶ出力の推移の一例を示すグラフである。本図に示すグラフの横軸は時間であり、縦軸はＰＶ出力（単位は、ｋＷ）である。本図には、１日（０：００から２３：５９まで）におけるＰＶ出力の推移を示している。図示する例では、ＰＣＳ容量とＰＶパネル容量とが等しい。図示するように、過積載がない（ＰＣＳ容量がＰＶパネル容量以上である）場合には、発電設備が発電した電力量が、そのままＰＶ出力となる。すなわち、過積載がない場合には、ＰＶパネル容量が、最大ＰＶ出力となる。
【0037】
図６は、過積載がある需要家のＰＶ出力の推移の一例を示すグラフである。本図に示すグラフの横軸は時間であり、縦軸はＰＶ出力（単位は、ｋＷ）である。本図には、１日（０：００から２３：５９まで）におけるＰＶ出力の推移を示している。図示するように、過積載がある（ＰＣＳ容量がＰＶパネル容量より小さい）場合には、発電設備が発電した電力のうち、ＰＣＳ容量を超える分は、ＰＶ出力からカットされる。すなわち、過積載がある場合には、ＰＣＳ容量が、最大ＰＶ出力となる。
【0038】
過積載率が大きいほど、ＰＶ出力がピークカットされる量が増加する。そのため、過積載率が大きい需要家のＰＶ出力は、過積載が低い需要家のＰＶ出力と、時系列データの傾向が異なる。そこで、過積載率に所定の閾値を設け、過積載率が閾値以上の需要家を過積載率の高い需要家に、過積載率が閾値より小さい需要家を過積載率の低い需要家に分類する。
【0039】
つまり、電力系統１は、ＰＶ連系なしの高圧需要家Ｈ１、ＰＶ余剰買取かつ過積載率の低い（以下、「ＰＶ余剰買取（過積載率低）」とする。）高圧需要家Ｈ２、ＰＶ余剰買取かつ過積載率の高い（以下、「ＰＶ余剰買取（過積載率高）」とする。）高圧需要家Ｈ３、ＰＶ全量買取かつ過積載率の低い（以下、「ＰＶ全量買取（過積載率低）」とする。）高圧需要家Ｈ４、ＰＶ全量買取かつ過積載率の高い（以下、「ＰＶ全量買取（過積載率高）」とする。）高圧需要家Ｈ５、ＰＶ連系なしの低圧需要家Ｌ１、ＰＶ余剰買取（過積載率低）の低圧需要家Ｌ２、ＰＶ余剰買取（過積載率高）の低圧需要家Ｌ３、ＰＶ全量買取（過積載率低）の低圧需要家Ｌ４、及び、ＰＶ全量買取（過積載率高）の低圧需要家Ｌ５のいずれかに分類される需要家を複数含むことになる。
【0040】
以下の説明では、電力系統１に含まれる需要家のうち、需要家Ｈ１に分類される全ての需要家をまとめて、単に「需要家Ｈ１」と称する。需要家Ｈ２～Ｈ５及び需要家Ｌ１～Ｌ５についても同様とする。
【0041】
【0042】
本実施形態では、全ての電力量計ＳＭの測定周期は３０分であるとする。なお、電力量計ＳＭが測定した測定値を、測定周期で除した量は、測定周期の期間における有効電力の平均値である。
【0043】
電力量計ＳＭは、１暦日においては、０：００から２３：３０まで、３０分の測定周期で測定値を測定する。
【0044】
なお、必ずしも電力量計ＳＭの測定周期は３０分でなくてもよいいし、全ての電力量計ＳＭの測定周期が同じではなくてもよい。
【0045】
図７は、各需要家の電力量計ＳＭが測定する測定値（有効電力の平均値）の推移の一例を示すグラフである。本図において、横軸は時間であり、縦軸は有効電力の平均値である。本図には、１日（０：００から２３：５９まで）における有効電力の平均値の推移を示している。
【0046】
ＰＶ連系なしの需要家については、電力を消費する負荷に対して１台の電力量計ＳＭが設置される。ＰＶ連系なしの需要家に設置された電力量計ＳＭは、負荷の使用電力量を、定周期で測定する。そのため、ＰＶ連系なしの需要家に設置された電力量計ＳＭが測定する測定値は、負荷の使用電力（負荷の有効電力）のみを示す。
【0047】
また、ＰＶ余剰買取の需要家については、電力を消費する負荷と、発電設備とに対して一台の電力量計ＳＭが設置される。ＰＶ余剰買取の需要家に設置された電力量計ＳＭは、負荷の使用電力量と、自己の発電設備が発電した電力量との総計である電力量を、定周期で測定する。つまり、ＰＶ余剰買取の需要家に設置された電力量計ＳＭの測定値は、負荷の使用電力量（負荷の有効電力）と、自己の発電設備が発電した電力量（発電設備の有効電力）とが混在したものである。
【0048】
また、ＰＶ全量買取の需要家については、発電設備に対して１台の電力量計ＳＭが設置される。ＰＶ全量買取の需要家に設置された電力量計ＳＭは、自己の発電設備が発電した電力量を、定周期で測定する。そのため、ＰＶ全量買取の需要家に設置された電力量計ＳＭの測定値は、自己の発電設備が発電した電力量（発電設備の有効電力）のみを示す。
【0049】
また、前述のように、本実施形態では、発電設備が太陽光発電設備である態様を示している。そのため、図７に示すように、晴天時には、発電設備の有効電力（つまり、太陽光発電設備が発電した電力）は、日中の時間帯が大きく、正午（１２：００）付近で極大となる。また、夜間はＰＶ発電に必要な日射量が得られないため、発電設備の有効電力は、夜間の時間帯は小さく、５：００以前及び１８：００以降は殆ど発電しない。そのため、需要家の分類によって、電力量計ＳＭが測定する測定値（有効電力）の１日における時系列データの傾向が異なる。
【0050】
＜＜情報処理装置２＞＞
情報処理装置２は、電力系統１の対象区間（「所定区間」に対応する。）において、電力系統１の状態を推定する装置である。なお、本実施形態において、対象区間は、図１に示す電力系統１のセンサ付開閉器ＳＷ１及びセンサ付開閉器ＳＷ２の間の区間であるとして説明する。また、センサ付開閉器ＳＷ１及びセンサ付開閉器ＳＷ２の測定値のうち、情報処理装置２が扱う測定値は、センサ付開閉器ＳＷ１（配電変電所１０側）の測定値のみである。情報処理装置２は、通信ネットワーク４を介して、電力系統１に含まれる各電力量計ＳＭ、及びセンサ付開閉器ＳＷ１，ＳＷ２と通信接続する。
情報処理装置２は、電力系統１の対象区間（「所定区間」に対応する。）において、電力系統１の状態を推定する装置である。なお、本実施形態において、対象区間は、図１に示す電力系統１のセンサ付開閉器ＳＷ１及びセンサ付開閉器ＳＷ２の間の区間であるとして説明する。また、センサ付開閉器ＳＷ１及びセンサ付開閉器ＳＷ２の測定値のうち、情報処理装置２が扱う測定値は、センサ付開閉器ＳＷ１（配電変電所１０側）の測定値のみである。情報処理装置２は、通信ネットワーク４を介して、電力系統１に含まれる各電力量計ＳＭ、及びセンサ付開閉器ＳＷ１，ＳＷ２と通信接続する。
【0051】
以下、情報処理装置２のハードウェア構成及び情報処理装置２の機能ブロックの順に説明する。
【0052】
＜情報処理装置２のハードウェア構成＞
図８は、本実施形態における情報処理装置２のハードウェア構成を説明する図である。情報処理装置２は、ＣＰＵ（Central Processing Unit）２００と、メモリ２０１と、通信装置２０２と、記憶装置２０３と、入力装置２０４と、出力装置２０５と、記録媒体読取装置２０６とを有するコンピュータである。
図８は、本実施形態における情報処理装置２のハードウェア構成を説明する図である。情報処理装置２は、ＣＰＵ（Central Processing Unit）２００と、メモリ２０１と、通信装置２０２と、記憶装置２０３と、入力装置２０４と、出力装置２０５と、記録媒体読取装置２０６とを有するコンピュータである。
【0053】
［ＣＰＵ２００］
ＣＰＵ２００は、メモリ２０１や記憶装置２０３に記憶された情報処理プログラムを実行することにより、情報処理装置２が有する様々な機能を実現する。
ＣＰＵ２００は、メモリ２０１や記憶装置２０３に記憶された情報処理プログラムを実行することにより、情報処理装置２が有する様々な機能を実現する。
【0054】
［メモリ２０１］
メモリ２０１は、例えばＲＡＭ（Random-Access Memory）等であり、様々なプログラムやデータ等の一時的な記憶領域として用いられる。
メモリ２０１は、例えばＲＡＭ（Random-Access Memory）等であり、様々なプログラムやデータ等の一時的な記憶領域として用いられる。
【0055】
［通信装置２０２］
通信装置２０２は、通信ネットワーク４を介して、他のコンピュータと各種プログラムやデータの受け渡しを行う。
通信装置２０２は、通信ネットワーク４を介して、他のコンピュータと各種プログラムやデータの受け渡しを行う。
【0056】
［記憶装置２０３］
記憶装置２０３は、ＣＰＵ２００によって、実行または処理される各種データを格納する非一時的な（例えば不揮発性の）記憶装置である
記憶装置２０３は、ＣＰＵ２００によって、実行または処理される各種データを格納する非一時的な（例えば不揮発性の）記憶装置である
【0057】
［入力装置２０４］
入力装置２０４は、ユーザによるコマンドやデータの入力を受け付ける装置であり、キーボード、タッチパネルディスプレイ上でのタッチ位置を検出するタッチセンサなどの入力インタフェースを含む。
入力装置２０４は、ユーザによるコマンドやデータの入力を受け付ける装置であり、キーボード、タッチパネルディスプレイ上でのタッチ位置を検出するタッチセンサなどの入力インタフェースを含む。
【0058】
［出力装置２０５］
出力装置２０５は、例えばディスプレイやプリンタなどの装置である。
出力装置２０５は、例えばディスプレイやプリンタなどの装置である。
【0059】
［記録媒体読取装置２０６］
記録媒体読取装置２０６は、メモリカードや光ディスク、コンパクトディスク等の記録媒体３に記録された情報処理プログラム等の様々なデータを読み取り、記憶装置２０３に格納する。
記録媒体読取装置２０６は、メモリカードや光ディスク、コンパクトディスク等の記録媒体３に記録された情報処理プログラム等の様々なデータを読み取り、記憶装置２０３に格納する。
【0060】
＜情報処理装置２の機能ブロック＞
情報処理装置２の機能ブロックを説明する。なお、ここでは概要を説明し、情報処理装置２が実行する詳細な処理については、後述するフローチャートを用いて詳細に説明する。
情報処理装置２の機能ブロックを説明する。なお、ここでは概要を説明し、情報処理装置２が実行する詳細な処理については、後述するフローチャートを用いて詳細に説明する。
【0061】
図９は、本実施形態における情報処理装置２が備える各機能及びデータベースの一例を示すブロック図である。情報処理装置２は、測定値データベース２１０と、需要家情報データベース２２０と、長周期推定部２３０と、係数算出部２４０と、短周期推定部２５０（第２推定部）と、パラメータ算出部２６０とを備える。
【0062】
［測定値データベース２１０］
測定値データベース２１０は、電力系統１に含まれる各需要家のそれぞれが有する各電力量計ＳＭのそれぞれで測定された所定周期の測定値（以下、「電力量測定値」とする。）、及び、センサ付開閉器ＳＷ１で測定された所定周期の測定値（以下、「潮流測定値」とする。）を蓄積するデータベースである。測定値データベース２１０に格納されているデータは、記憶装置２０３に予め記憶されていてもよいし、ＣＰＵ２００が、通信装置２０２を介して、各電力量計ＳＭ及びセンサ付開閉器ＳＷ１から測定値を取得し、取得した測定値を測定値データベース２１０に書き込むことで、随時更新されてもよい。
測定値データベース２１０は、電力系統１に含まれる各需要家のそれぞれが有する各電力量計ＳＭのそれぞれで測定された所定周期の測定値（以下、「電力量測定値」とする。）、及び、センサ付開閉器ＳＷ１で測定された所定周期の測定値（以下、「潮流測定値」とする。）を蓄積するデータベースである。測定値データベース２１０に格納されているデータは、記憶装置２０３に予め記憶されていてもよいし、ＣＰＵ２００が、通信装置２０２を介して、各電力量計ＳＭ及びセンサ付開閉器ＳＷ１から測定値を取得し、取得した測定値を測定値データベース２１０に書き込むことで、随時更新されてもよい。
【0063】
［需要家情報データベース２２０］
需要家情報データベース２２０は、電力系統１に含まれる各需要家のそれぞれの分類種別を示す需要家分類情報テーブルを記憶するデータベースである。
需要家情報データベース２２０は、電力系統１に含まれる各需要家のそれぞれの分類種別を示す需要家分類情報テーブルを記憶するデータベースである。
【0064】
図１０は、本実施形態における需要家分類情報テーブルのデータ構成及びデータ例を示す概略図である。図示するように、需要家分類情報テーブルは、需要家識別情報と、分類種別との各項目を有する。需要家識別情報は、電力系統１に含まれる各需要家を識別する識別情報である。分類種別は、各需要家が、上述した需要家Ｈ１～Ｈ５，Ｌ１～Ｌ４のいずれに該当するかを示す分類情報である。
【0065】
図示する例では、需要家識別情報「１００１」の需要家は分類種別が「需要家Ｈ１」であり、需要家識別情報「１００２」の需要家は分類種別が「需要家Ｈ２」であり、需要家識別情報「１００３」の需要家は分類種別が「需要家Ｈ３」であり、需要家識別情報「１００４」の需要家は分類種別が「需要家Ｈ４」であり、需要家識別情報「１００５」の需要家は分類種別が「需要家Ｈ５」であり、需要家識別情報「１００６」の需要家は分類種別が「需要家Ｌ１」であり、需要家識別情報「１００７」の需要家は分類種別が「需要家Ｌ２」であり、需要家識別情報「１００８」の需要家は分類種別が「需要家Ｌ３」であり、需要家識別情報「１００９」の需要家は分類種別が「需要家Ｌ４」であり、需要家識別情報「１０１０」の需要家は分類種別が「需要家Ｌ５」である。
【0066】
図９に戻り、情報処理装置２の機能構成について説明を続ける。
［長周期推定部２３０］
長周期推定部２３０は、通信ネットワークを介して、各電力量計ＳＭのそれぞれから定周期（電力量計ＳＭの測定周期）で電力量測定値を取得し、取得した電力量測定値に基づいて、対象区間における負荷の有効電力と発電設備の有効電力とを含む、電力系統１における対象区間の状態を推定する。以下、推定した負荷の有効電力を「実負荷推定値」と称し、推定した発電設備の有効電力を「ＰＶ出力推定値」と称する。また、長周期推定部２３０が推定した電力系統１における対象区間の状態を、「長周期推定結果」と称する。長周期推定結果は、実負荷推定値と、ＰＶ出力推定値とを含む。
［長周期推定部２３０］
長周期推定部２３０は、通信ネットワークを介して、各電力量計ＳＭのそれぞれから定周期（電力量計ＳＭの測定周期）で電力量測定値を取得し、取得した電力量測定値に基づいて、対象区間における負荷の有効電力と発電設備の有効電力とを含む、電力系統１における対象区間の状態を推定する。以下、推定した負荷の有効電力を「実負荷推定値」と称し、推定した発電設備の有効電力を「ＰＶ出力推定値」と称する。また、長周期推定部２３０が推定した電力系統１における対象区間の状態を、「長周期推定結果」と称する。長周期推定結果は、実負荷推定値と、ＰＶ出力推定値とを含む。
【0067】
ここで、高圧需要家と低圧需要家とを比較すると、高圧需要家と比べ低圧需要家の方が、電力の契約容量が小さく、一般的に契約軒数が多い。また、低圧需要家は主に住宅で構成されている。そのため、低圧需要家を無作為に複数軒抽出し、いくつかのグループを構成した場合、各グループに含まれる軒数が多くなるにつれ、各グループそれぞれにおける実際の負荷の有効電力の合計値のデータ間の相関が強くなる傾向にある。
【0068】
また、高圧需要家及び低圧需要家のいずれにおいても、各需要家の発電設備の有効電力のデータ間には強い相関がある。一方、発電設備の有効電力は、気象条件の影響が強く、夜間では発電がおこなわれないため、各需要家の負荷の有効電力と発電設備の有効電力とのデータ間の相関は弱い。
【0069】
そこで、長周期推定部２３０は、各需要家の電力量計ＳＭの電力量測定値を用いて、電力系統１における負荷の有効電力を代表するサンプル値により全体の負荷の有効電力を推定し、電力系統１における発電設備の有効電力を代表するサンプル値により全体の発電設備の有効電力を推定する。サンプル値の算出方法、及びサンプル値を用いた状態の推定方法の詳細については後述する。
【0070】
ただし、高圧需要家Ｈ１～Ｈ３の負荷の有効電力は、軒数が少なく、低圧需要家Ｌ１～Ｌ３の負荷の有効電力と時系列データの傾向が異なるため、サンプル値を用いた推定の対象から除外する。
【0071】
また、過積載率高の需要家Ｈ３，Ｈ５，Ｌ３，Ｌ５の発電設備の有効電力は、過積載率低の需要家の発電設備の有効電力と発電ピーク時付近での時系列データの傾向が異なるため、サンプル値を用いた推定の対象から除外する。
【0072】
すなわち、まず、長周期推定部２３０は、需要家Ｈ４，Ｌ１，Ｌ２，Ｌ４の状態を、サンプル値を用いて推定する。以下、負荷を有する高圧需要家及び過積載率高の需要家を除く需要家Ｈ４，Ｌ１，Ｌ２，Ｌ４を、「サンプル推定対象の需要家」と称する場合がある。続いて、長周期推定部２３０は、除外した需要家Ｈ１，Ｈ２、Ｈ３，Ｈ５，Ｌ３，Ｌ５のそれぞれの状態を分類種別ごとに推定する。そして、長周期推定部２３０は、サンプル値を用いて推定した状態と、分類種別ごとに推定した需要家Ｈ１，Ｈ２、Ｈ３，Ｈ５，Ｌ３，Ｌ５のそれぞれの状態を合算することにより、電力系統１における対象区間全体の状態を推定する。
【0073】
図１１は、本実施形態における長周期推定部２３０が備える各機能の一例を示すブロック図である。長周期推定部２３０は、第１算出部２３１と、第２算出部２３２と、第３算出部２３３と、第１推定部２３４とを備える。
【0074】
第１算出部２３１は、低圧需要家Ｌ１のそれぞれの電力量計ＳＭの測定値を合計した第１合計値と、高圧需要家Ｈ４及び低圧需要家Ｌ４のそれぞれの電力量計ＳＭの測定値を合計した第２合計値とを算出する。
【0075】
第２算出部２３２は、高圧需要家Ｈ１のそれぞれの電力量計ＳＭの測定値を合計した第３合計値を算出する。
【0076】
第３算出部２３３は、高圧需要家Ｈ２，Ｈ３のそれぞれの電力量計ＳＭの測定値から、高圧需要家Ｈ２，Ｈ３の発電設備のそれぞれの有効電力を減算した減算結果の第４合計値を算出する。このとき、第３算出部２３３は、高圧需要家Ｈ４、低圧需要家Ｌ２、及び低圧需要家Ｌ４の発電設備の有効電力の推定値と、高圧需要家Ｈ２，Ｈ３の発電設備の容量と、高圧需要家Ｈ４、低圧需要家Ｌ２、及び低圧需要家Ｌ４の発電設備の容量と、に基づいて、高圧需要家Ｈ２の発電設備のそれぞれの有効電力を算出する。
【0077】
第１推定部２３４は、第１合計値に対し第１係数αを乗算して、ＰＶ連系なしの需要家及びＰＶ余剰買取の需要家の第１負荷の有効電力の第１推定値と、第２合計値に対し第２係数βを乗算して、ＰＶ余剰買取の需要家及びＰＶ全量買取の需要家の発電設備の有効電力の第２推定値と、を含む、電力系統１における対象区間の状態を推定する。また、第１推定部２３４は、第１負荷の有効電力の第１推定値と、第３及び第４合計値に基づく第２負荷の有効電力の推定値と、を含む状態を推定する。ただし、第１推定部２３４は、複数の発電設備のうち、パワーコンディショナＰＣＳが変換可能な電力量に対する発電設備が発電可能な電力量の比率を表す過積載率が所定値未満の発電設備を用いて第２推定値を推定する。
【0078】
図９に戻り、情報処理装置２の機能構成について説明を続ける。
［係数算出部２４０］
係数算出部２４０は、測定値データベース２１０が記憶する各電力量計ＳＭのそれぞれが過去に測定した電力量測定値（以下、「過去の電力量測定値」とする。）に基づいて、長周期推定部２３０が負荷の有効電力を推定する際に用いる第１係数α、及び、長周期推定部２３０が発電設備の有効電力を推定する際に用いる第２係数βを算出する。具体的には、係数算出部２４０は、対象区間に含まれる負荷の有効電力、及び第１合計値に第１係数αを乗じた値の差と、対象区間に含まれる発電設備の有効電力、及び第２合計値に第２係数βを乗じた値の差とに基づく目的関数を設定し、第１係数αと、第２係数βと、対象区間に含まれる負荷の有効電力と、対象区間に含まれる発電設備の有効電力とを決定変数とした際に目的関数を最小化することにより、第１係数αと、第２係数βとを算出する。以下、第１係数α及び第２係数βをまとめて、「係数パラメータ（α,β）」と称する場合がある。
［係数算出部２４０］
係数算出部２４０は、測定値データベース２１０が記憶する各電力量計ＳＭのそれぞれが過去に測定した電力量測定値（以下、「過去の電力量測定値」とする。）に基づいて、長周期推定部２３０が負荷の有効電力を推定する際に用いる第１係数α、及び、長周期推定部２３０が発電設備の有効電力を推定する際に用いる第２係数βを算出する。具体的には、係数算出部２４０は、対象区間に含まれる負荷の有効電力、及び第１合計値に第１係数αを乗じた値の差と、対象区間に含まれる発電設備の有効電力、及び第２合計値に第２係数βを乗じた値の差とに基づく目的関数を設定し、第１係数αと、第２係数βと、対象区間に含まれる負荷の有効電力と、対象区間に含まれる発電設備の有効電力とを決定変数とした際に目的関数を最小化することにより、第１係数αと、第２係数βとを算出する。以下、第１係数α及び第２係数βをまとめて、「係数パラメータ（α,β）」と称する場合がある。
【0079】
［短周期推定部２５０］
短周期推定部２５０は、通信ネットワークを介して、センサ付開閉器ＳＷ１から定周期（センサ付開閉器ＳＷ１の測定周期）で潮流測定値を取得し、取得した潮流測定値と、長周期推定部２３０が推定した長周期推定結果とに基づいて、センサ付開閉器ＳＷの測定周期で、電力系統１における対象区間の状態を推定する。短周期推定部２５０が推定した電力系統１における対象区間の状態を、「短周期推定結果」と称する。短周期推定結果は、実負荷推定値と、ＰＶ出力推定値とを含む。
短周期推定部２５０は、通信ネットワークを介して、センサ付開閉器ＳＷ１から定周期（センサ付開閉器ＳＷ１の測定周期）で潮流測定値を取得し、取得した潮流測定値と、長周期推定部２３０が推定した長周期推定結果とに基づいて、センサ付開閉器ＳＷの測定周期で、電力系統１における対象区間の状態を推定する。短周期推定部２５０が推定した電力系統１における対象区間の状態を、「短周期推定結果」と称する。短周期推定結果は、実負荷推定値と、ＰＶ出力推定値とを含む。
【0080】
［パラメータ算出部２６０］
パラメータ算出部２６０は、測定値データベース２１０が記憶する各電力量計ＳＭのそれぞれの過去の電力量測定値、及びセンサ付開閉器ＳＷ１が過去に測定した潮流測定値（以下、「過去の潮流測定値」とする。）に基づいて、短周期推定部２５０が状態を推定する際に用いる、電力系統１における対象区間の状態の変動度合いを示す分散値パラメータを算出する。
パラメータ算出部２６０は、測定値データベース２１０が記憶する各電力量計ＳＭのそれぞれの過去の電力量測定値、及びセンサ付開閉器ＳＷ１が過去に測定した潮流測定値（以下、「過去の潮流測定値」とする。）に基づいて、短周期推定部２５０が状態を推定する際に用いる、電力系統１における対象区間の状態の変動度合いを示す分散値パラメータを算出する。
【0081】
続いて、情報処理装置２が実行する処理について説明する。以下、説明の便宜を図るため、電力量計ＳＭの測定周期で測定値を参照する時刻を「Ｔ」、センサ付開閉器ＳＷ１の測定周期で測定値を参照する時刻を「ｔ」とする。すなわち、時刻Ｔは、電力量計ＳＭが電力量測定値を測定した時刻を示し、時刻ｔは、センサ付開閉器ＳＷ１が潮流測定値を測定した時刻を示す。また、各需要家Ｈ１～Ｈ５，Ｌ１～Ｌ５のそれぞれの電力量計ＳＭの電力量測定値及び需要家の軒数を、図１２に示すように定義する。
【0082】
図１２は、各需要家のぞれぞれの電力量測定値及び需要家番号を示す図である。図示するように、時刻Ｔにおける需要家番号「i1」の高圧需要家Ｈ１の電力量測定値を「SM_H1(i1,T)(i1 = 1, ... ,I1)」とし、需要家番号「i2」の高圧需要家Ｈ２の電力量測定値を「SM_H2(i2,T)( i2 = 1,..., I2)」とし、需要家番号「i3」の高圧需要家Ｈ３の電力量測定値を「SM_H3(i3,T) ( i3 = 1,..., I3)」とし、需要家番号「i4」の高圧需要家Ｈ４の電力量測定値を「SM_H4(i4,T) ( i4 = 1,..., I4)」とし、需要家番号「i5」の高圧需要家Ｈ５の電力量測定値を「SM_H5(i5,T) ( i5= 1,..., I5)」とし、需要家番号「j1」の低圧需要家Ｌ１の電力量測定値を「SM_L1(j1,T) (j1 = 1, ... , J1)」とし、需要家番号「j2」の低圧需要家Ｌ２の電力量測定値を「SM_L2(j2,T)(j2 = 1, ... , J2)」とし、需要家番号「j3」の低圧需要家Ｌ３の電力量測定値を「SM_L3(j3,T) (j3 = 1, ... , J3)」とし、需要家番号「j4」の低圧需要家Ｌ４の電力量測定値を「SM_L4(j4,T) (j4 = 1, ... , J4)」とし、需要家番号「j5」の低圧需要家Ｌ５の電力量測定値を「SM_L5(j5,T) (j5= 1, ... , J5)」とする。
【0083】
ここで、I1は電力系統１の対象区間に含まれる高圧需要家Ｈ１の軒数であり、I2は高圧需要家Ｈ２の軒数であり、I3は高圧需要家Ｈ３の軒数であり、I4は高圧需要家Ｈ４の軒数であり、I5は高圧需要家Ｈ５の軒数であり、J1は低圧需要家Ｌ１の軒数であり、J2は低圧需要家Ｌ２の軒数であり、J3は低圧需要家Ｌ３の軒数であり、J4は低圧需要家Ｌ４の軒数であり、J5は低圧需要家Ｌ５の軒数である。よって、対象区間に含まれる高圧需要家の軒数Iは、I = I1 + I2 + I3 + I4 + I5であり，低圧需要家の軒数Jは、J = J1 + J2 + J3 + J4 + J5である。また、需要家番号「i1=n(nは、1からI1までの整数)」は、高圧需要家Ｈ１のうちn軒目の需要家を示す。需要家番号i2~i5,j1~j5についても同様である。
【0084】
【0085】
＜＜処理の概要＞＞
図１３は、本実施形態における情報処理装置２が実行する処理の概要を説明するフローチャートである。まず、係数算出部２４０及びパラメータ算出部２６０が、各電力量計ＳＭの過去の電力量測定値、及びセンサ付開閉器ＳＷ１の過去の潮流測定値に基づいて、長周期推定処理で用いる係数パラメータ、及び短周期推定処理で用いる分散値パラメータを算出するパラメータ算出処理を実行する（ステップＳ１）。パラメータ算出処理は、情報処理装置２が各電力量計ＳＭ又はセンサ付開閉器ＳＷ１と接続されていないオフラインの状態でデータの前処理を行うオフライン処理である。パラメータ算出処理の詳細は後述する。
図１３は、本実施形態における情報処理装置２が実行する処理の概要を説明するフローチャートである。まず、係数算出部２４０及びパラメータ算出部２６０が、各電力量計ＳＭの過去の電力量測定値、及びセンサ付開閉器ＳＷ１の過去の潮流測定値に基づいて、長周期推定処理で用いる係数パラメータ、及び短周期推定処理で用いる分散値パラメータを算出するパラメータ算出処理を実行する（ステップＳ１）。パラメータ算出処理は、情報処理装置２が各電力量計ＳＭ又はセンサ付開閉器ＳＷ１と接続されていないオフラインの状態でデータの前処理を行うオフライン処理である。パラメータ算出処理の詳細は後述する。
【0086】
続いて、長周期推定部２３０が、電力量計ＳＭの測定周期で、各電力量計ＳＭの電力量測定値に基づいて電力系統１の状態を推定する長周期推定処理を実行する（ステップＳ２）。長周期推定処理の詳細は後述する。
【0087】
続いて、短周期推定部２５０が、センサ付開閉器ＳＷ１の測定周期で、センサ付開閉器ＳＷ１の潮流測定値と、長周期推定処理で推定した長周期推定結果とに基づいて、電力系統１の状態を推定する短周期推定処理を実行する（ステップＳ３）。短周期推定処理の詳細は後述する。
【0088】
続いて、情報処理装置２は、電力量計ＳＭの電力量測定値に更新があるか否かを判定する（ステップＳ４）。情報処理装置２は、電力量計ＳＭの電力量測定値に更新があると判定した場合（ステップＳ４：Ｙｅｓ）、ステップＳ２の処理に戻る。一方、情報処理装置２は、電力量計ＳＭの電力量測定値に更新がないと判定した場合（ステップＳ４：Ｎｏ）、ステップＳ３の処理に戻る。
【0089】
次に、以上で説明した各処理の詳細を説明する。まず、情報処理装置２の長周期推定部２３０が、電力量計ＳＭの測定周期で実行する長周期推定処理について説明する。
【0090】
＜長周期推定処理＞
図１４は、本実施形態における情報処理装置２が実行する長周期推定処理の一例を示すフローチャートである。情報処理装置２の長周期推定部２３０は、各電力量計ＳＭのそれぞれから電力量測定値を受信した際に、本図に示す長周期推定処理を実行する。すなわち、長周期推定部２３０は、電力量計ＳＭの測定周期で長周期推定処理を繰り返し実行する。
図１４は、本実施形態における情報処理装置２が実行する長周期推定処理の一例を示すフローチャートである。情報処理装置２の長周期推定部２３０は、各電力量計ＳＭのそれぞれから電力量測定値を受信した際に、本図に示す長周期推定処理を実行する。すなわち、長周期推定部２３０は、電力量計ＳＭの測定周期で長周期推定処理を繰り返し実行する。
【0091】
まず、長周期推定部２３０は、電力系統１の対象区間に含まれる各電力量計ＳＭのそれぞれから時刻Ｔにおける電力量測定値を受信して取得する（ステップＳ２０１）。
【0092】
［サンプル推定対象の需要家の状態の推定］
続いて、長周期推定部２３０は、負荷を有する高圧需要家、及び過積載率高の需要家を除く、サンプル推定対象の需要家の電力量測定値に基づいて、サンプル推定対象の需要家の時刻Ｔにおける実負荷推定値及びＰＶ出力推定値を算出する（ステップＳ２０２）。すなわち、まず、長周期推定部２３０は、ＰＶ全量買取（過積載率低）の高圧需要家Ｈ４、ＰＶ連系なしの低圧需要家Ｌ１、ＰＶ余剰買取（過積載率高）の低圧需要家Ｌ２、ＰＶ全量買取（過積載率低）の低圧需要家Ｌ４の実負荷推定値びＰＶ出力推定値を算出する。
続いて、長周期推定部２３０は、負荷を有する高圧需要家、及び過積載率高の需要家を除く、サンプル推定対象の需要家の電力量測定値に基づいて、サンプル推定対象の需要家の時刻Ｔにおける実負荷推定値及びＰＶ出力推定値を算出する（ステップＳ２０２）。すなわち、まず、長周期推定部２３０は、ＰＶ全量買取（過積載率低）の高圧需要家Ｈ４、ＰＶ連系なしの低圧需要家Ｌ１、ＰＶ余剰買取（過積載率高）の低圧需要家Ｌ２、ＰＶ全量買取（過積載率低）の低圧需要家Ｌ４の実負荷推定値びＰＶ出力推定値を算出する。
【0093】
具体的には、長周期推定部２３０は、次の式（１）により、時刻Ｔにおける、サンプル推定対象の需要家の実負荷推定値p~
load(T)を算出する。
【0094】
【数1】
【0095】
ここで、ps
load(T)は、時刻Ｔにおける、実負荷推定値を代表するサンプル値（以下、「実負荷サンプル値（「第１合計値」に対応する。）」とする。）である。実負荷サンプル値は、時刻Ｔにおける、ＰＶ連系なしの低圧需要家Ｌ１の電力量測定値の合計値である。具体的には、長周期推定部２３０は、次の式（２）により実負荷サンプル値を算出する。
【0096】
【数2】
【0097】
また、第１係数αは、実負荷推定値と実負荷サンプル値との比率に関する係数である。すなわち、サンプル推定対象の需要家の実負荷推定値は、ＰＶ連系なしの低圧需要家Ｌ１の電力量測定値の合計値に、第１係数αを乗じた値である。
【0098】
また、長周期推定部２３０は、次の式（３）により、時刻Ｔにおける、サンプル推定対象の需要家のＰＶ出力推定値p~
pv(T)を算出する。
【0099】
【数3】
【0100】
ここで、ps
pv(T)は、時刻Ｔにおける、ＰＶ出力推定値を代表するサンプル値（以下、「ＰＶ出力サンプル値（「第２合計値」に対応する。）」とする。）である。ＰＶ出力サンプル値は、ＰＶ全量買取（過積載率低）の需要家Ｈ４及びＰＶ全量買取（過積載率低）の低圧需要家Ｌ４の電力量測定値の合計値である。具体的には、長周期推定部２３０は、次の式（２）によりＰＶ出力サンプルを算出する。
【0101】
【数4】
【0102】
また、第２係数βは、ＰＶ出力推定値とＰＶ出力サンプル値との比率に関する係数である。すなわち、サンプル推定対象の需要家のＰＶ出力推定値は、ＰＶ全量買取（過積載率低）の需要家Ｈ４及びＰＶ全量買取（過積載率低）の低圧需要家Ｌ４の電力量測定値の合計値に、第２係数βを乗じた値である。
【0103】
続いて、長周期推定部２３０は、ステップＳ２０２において除外した、負荷を有する高圧需要家及び過積載率高の需要家について、各需要家の電力量測定値を用いて、需要家の分類種別ごとにそれぞれの実負荷推定値とＰＶ出力推定値とを算出する（ステップＳ２０３）。
【0104】
［ＰＶ連系なしの高圧需要家Ｈ１の状態の推定］
具体的には、長周期推定部２３０は、ＰＶ連系なしの高圧需要家Ｈ１の実負荷推定値pH1 load(T)（「第３合計値」に対応する。）を、需要家Ｈ１のそれぞれの電力量計ＳＭの測定値の合計値とし、次の式（５）により算出する。
具体的には、長周期推定部２３０は、ＰＶ連系なしの高圧需要家Ｈ１の実負荷推定値pH1 load(T)（「第３合計値」に対応する。）を、需要家Ｈ１のそれぞれの電力量計ＳＭの測定値の合計値とし、次の式（５）により算出する。
【0105】
【数5】
【0106】
なお、需要家Ｈ１にはＰＶ出力がないため、長周期推定部２３０は、需要家Ｈ１のＰＶ出力推定値は算出しない。
【0107】
［ＰＶ余剰買取（ＰＶ過積載率低）の高圧需要家Ｈ２の状態］
また、長周期推定部２３０は、ＰＶ余剰買取（ＰＶ過積載率低）の高圧需要家Ｈ２のＰＶ出力推定値pH2 pv(T)を、次の式（６）により算出する。
また、長周期推定部２３０は、ＰＶ余剰買取（ＰＶ過積載率低）の高圧需要家Ｈ２のＰＶ出力推定値pH2 pv(T)を、次の式（６）により算出する。
【0108】
【数6】
【0109】
ここで、Cpvは、ステップＳ２０２においてＰＶ出力推定値を算出する対象としたサンプル推定対象の需要家（負荷を有する高圧需要家及び過積載率高の需要家を除く需要家）のＰＶ容量の合計値（以下、「合計ＰＶ容量」とする。）である。また、CH2
PV(i2)は、需要家番号「i2」の高圧需要家Ｈ２のＰＶ容量である。すなわち、長周期推定部２３０は、合計ＰＶ容量に対する需要家番号「i2」の高圧需要家Ｈ２のＰＶ容量の比率に、ステップＳ２０２において算出したＰＶ出力推定値を乗じた値を、需要家番号「i2」の高圧需要家Ｈ２のＰＶ出力推定値とする。そして、長周期推定部２３０は、各高圧需要家Ｈ２のそれぞれのＰＶ出力推定値を合計することで、高圧需要家Ｈ２全体のＰＶ出力推定値を算出する。
【0110】
また、長周期推定部２３０は、高圧需要家Ｈ２の実負荷推定値pH2
load(T)（「第４合計値」に対応する。）を、次の式（７）により算出する。
【0111】
【数7】
【0112】
すなわち、長周期推定部２３０は、需要家番号「i2」の高圧需要家Ｈ２の電力量測定値から、需要家番号「i2」の高圧需要家Ｈ２のＰＶ出力推定値を減じた値を、需要家番号「i2」の高圧需要家Ｈ２の実負荷推定値とする。そして、長周期推定部２３０は、各高圧需要家Ｈ２のそれぞれの実負荷推定値を合計することで、高圧需要家Ｈ２全体の実負荷推定値を算出する。
【0113】
［ＰＶ余剰買取（ＰＶ過積載率高）の高圧需要家Ｈ３の状態の推定］
また、長周期推定部２３０は、ＰＶ余剰買取（ＰＶ過積載率高）の高圧需要家Ｈ３のＰＶ出力推定値pH3 pv(T)を、次の式（８）により算出する。
また、長周期推定部２３０は、ＰＶ余剰買取（ＰＶ過積載率高）の高圧需要家Ｈ３のＰＶ出力推定値pH3 pv(T)を、次の式（８）により算出する。
【0114】
【数8】
【0115】
ここで、CH3
PV(i3)は、需要家番号「i3」の高圧需要家Ｈ３のＰＶ容量である。また、CH3
pcs(i3)は、需要家番号「i3」の高圧需要家Ｈ３のＰＣＳ容量である。また、min(・)は、引数に与えた値のうち、最小の値を返す関数である。すなわち、長周期推定部２３０は、合計ＰＶ容量に対する需要家番号「i3」の高圧需要家Ｈ３のＰＶ容量の比率に、ステップＳ２０２において算出したＰＶ出力推定値を乗じた値と、需要家番号「i3」のＰＣＳ容量とのうち最小となる値を、需要家番号「i3」の高圧需要家Ｈ３のＰＶ出力推定値とする。つまり、上述した式（８）は、合計ＰＶ容量に対する高圧需要家Ｈ３のＰＶ容量の比率に、サンプル推定対象の需要家のＰＶ出力推定値を乗じた値が、ＰＣＳ容量を逸脱した場合には、ＰＣＳ容量で高圧需要家Ｈ３のＰＶ出力推定値が固定値になることを表している。そして、長周期推定部２３０は、各高圧需要家Ｈ３のそれぞれのＰＶ出力推定値を合計することで、高圧需要家Ｈ３全体のＰＶ出力推定値を算出する。
【0116】
また、長周期推定部２３０は、高圧需要家Ｈ３の実負荷推定値pH3
load(T)（「第４合計値」に対応する。）を、次の式（９）により算出する。
【0117】
【数9】
【0118】
すなわち、長周期推定部２３０は、需要家番号「i3」の高圧需要家Ｈ３の電力量計ＳＭの測定値から、需要家番号「i3」の高圧需要家Ｈ３のＰＶ出力推定値を減じた値を、需要家番号「i3」の高圧需要家Ｈ３の実負荷推定値とする。そして、長周期推定部２３０は、各高圧需要家Ｈ３のそれぞれの実負荷推定値を合計することで、高圧需要家Ｈ３全体の負荷推定値を算出する。
【0119】
［ＰＶ全量買取（ＰＶ過積載率高）の高圧需要家Ｈ５の状態の推定］
また、長周期推定部２３０は、ＰＶ全量買取（ＰＶ過積載率高）の高圧需要家Ｈ５のＰＶ出力推定値pH5 pv(T)を、次の式（１０）により算出する。
また、長周期推定部２３０は、ＰＶ全量買取（ＰＶ過積載率高）の高圧需要家Ｈ５のＰＶ出力推定値pH5 pv(T)を、次の式（１０）により算出する。
【0120】
【数10】
【0121】
ここで、CH5
PV(i5)は、需要家番号「i5」の高圧需要家Ｈ５のＰＶ容量である。また、CH5
pcs(i5)は、需要家番号「i5」の高圧需要家Ｈ５のＰＣＳ容量である。すなわち、長周期推定部２３０は、ＰＶ余剰買取（ＰＶ過積載率高）の高圧需要家Ｈ３と同様の方法で、高圧需要家Ｈ５のＰＶ出力推定値を算出する。
【0122】
なお、高圧需要家Ｈ５には負荷がないため、長周期推定部２３０は、高圧需要家Ｈ５の実負荷推定値は算出しない。
【0123】
［ＰＶ余剰買取（ＰＶ過積載率高）の低圧需要家Ｌ３の状態の推定］
また、長周期推定部２３０は、ＰＶ余剰買取（ＰＶ過積載率高）の低圧需要家Ｌ３のＰＶ出力推定値pL3 pv(T)を、次の式（１１）により算出する。
また、長周期推定部２３０は、ＰＶ余剰買取（ＰＶ過積載率高）の低圧需要家Ｌ３のＰＶ出力推定値pL3 pv(T)を、次の式（１１）により算出する。
【0124】
【数11】
【0125】
ここで、CL3
PV(j3)は、需要家番号「j3」の低圧需要家Ｌ３のＰＶ容量である。また、CL3
pcs(j3)は、需要家番号「j3」の低圧需要家Ｌ３のＰＣＳ容量である。すなわち、長周期推定部２３０は、ＰＶ余剰買取（ＰＶ過積載率高）の高圧需要家Ｈ３及びＰＶ全量買取（ＰＶ過積載率高）の高圧需要家Ｈ５と同様の方法で、低圧需要家Ｌ３のＰＶ出力推定値を算出する。
【0126】
また、長周期推定部２３０は、低圧需要家Ｌ３の実負荷推定値pL3
load(T)を、次の式（１２）により算出する。
【0127】
【数12】
【0128】
すなわち、長周期推定部２３０は、ＰＶ余剰買取（ＰＶ過積載率高）の高圧需要家Ｈ３と同様の方法で、低圧需要家Ｌ３の実負荷推定値を算出する。
【0129】
［ＰＶ全量買取（ＰＶ過積載率高）の低圧需要家Ｌ５の状態の推定］
また、長周期推定部２３０は、ＰＶ全量買取（ＰＶ過積載率高）の低圧需要家Ｌ５のＰＶ出力推定値pL5 pv(T)を、次の式（１３）により算出する。
また、長周期推定部２３０は、ＰＶ全量買取（ＰＶ過積載率高）の低圧需要家Ｌ５のＰＶ出力推定値pL5 pv(T)を、次の式（１３）により算出する。
【0130】
【数13】
【0131】
ここで、CL5
PV(j5)は、需要家番号「j5」の低圧需要家Ｌ５のＰＶ容量である。また、CL5
pcs(j5)は、需要家番号「j5」の低圧需要家Ｌ５のＰＣＳ容量である。すなわち、長周期推定部２３０は、ＰＶ余剰買取（ＰＶ過積載率高）の高圧需要家Ｈ３、ＰＶ全量買取（ＰＶ過積載率高）の高圧需要家Ｈ５、及びＰＶ余剰買取（ＰＶ過積載率高）の低圧需要家Ｌ３と同様の方法で、低圧需要家Ｌ５のＰＶ出力推定値を算出する。
【0132】
なお、低圧需要家Ｌ５には負荷がないため、長周期推定部２３０は、低圧需要家Ｌ５の実負荷推定値は算出しない。
【0133】
［対象区間全体の状態の推定］
続いて、長周期推定部２３０は、ステップＳ２０２及びステップＳ２０３において算出した実負荷推定値を合計することにより、対象区間に含まれる全ての需要家の実負荷推定値を算出し、ステップＳ２０２及びステップＳ２０３において算出したＰＶ出力推定値を全て合計することにより、対象区間に含まれる全ての需要家のＰＶ出力推定値を算出する（ステップＳ２０４）。
続いて、長周期推定部２３０は、ステップＳ２０２及びステップＳ２０３において算出した実負荷推定値を合計することにより、対象区間に含まれる全ての需要家の実負荷推定値を算出し、ステップＳ２０２及びステップＳ２０３において算出したＰＶ出力推定値を全て合計することにより、対象区間に含まれる全ての需要家のＰＶ出力推定値を算出する（ステップＳ２０４）。
【0134】
具体的には、長周期推定部２３０は、次の式（１４）により、対象区間に含まれる全ての需要家の実負荷推定値p~’
Load(T)を算出する。
【0135】
【数14】
【0136】
すなわち、長周期推定部２３０は、ステップＳ２０２において算出したサンプル推定対象の需要家の実負荷推定値と、高圧需要家Ｈ１の実負荷推定値と、高圧需要家Ｈ２の実負荷推定値と、高圧需要家Ｈ３の実負荷推定値と、低圧需要家Ｌ３の実負荷推定値との合計値を、対象区間に含まれる全ての需要家の実負荷推定値とする。
【0137】
また、長周期推定部２３０は、次の式（１５）により、対象区間に含まれる全ての需要家のＰＶ出力推定値p~’
pv(T)を算出する。
【0138】
【数15】
【0139】
すなわち、長周期推定部２３０は、ステップＳ２０２において算出したサンプル推定対象の需要家のＰＶ出力推定値と、高圧需要家Ｈ２のＰＶ出力推定値と、高圧需要家Ｈ３のＰＶ出力推定値と、高圧需要家Ｈ５のＰＶ出力推定値と、低圧需要家Ｌ３のＰＶ出力推定値と、低圧需要家Ｌ５のＰＶ出力推定値との合計値を、対象区間に含まれる全ての需要家のＰＶ出力推定値とする。
【0140】
長周期推定部２３０は、対象区間に含まれる全ての需要家のＰＶ出力推定値及び対象区間に含まれる全ての需要家の実負荷推定値を、長周期推定結果として短周期推定部２５０に出力し、その後、本長周期推定処理を終了する。
【0141】
続いて、情報処理装置２の短周期推定部２５０が、センサ付開閉器ＳＷ１の測定周期で実行する短周期推定処理について説明する。
【0142】
＜短周期推定処理＞
図１５は、本実施形態における情報処理装置２が実行する短周期推定処理の一例を示すフローチャートである。情報処理装置２の短周期推定部２５０は、センサ付開閉器ＳＷ１から測定値を受信した際に、本図に示す短周期推定処理を実行する。すなわち、長周期推定部２３０は、センサ付開閉器ＳＷ１の測定周期で短周期推定処理を繰り返し実行する。
図１５は、本実施形態における情報処理装置２が実行する短周期推定処理の一例を示すフローチャートである。情報処理装置２の短周期推定部２５０は、センサ付開閉器ＳＷ１から測定値を受信した際に、本図に示す短周期推定処理を実行する。すなわち、長周期推定部２３０は、センサ付開閉器ＳＷ１の測定周期で短周期推定処理を繰り返し実行する。
【0143】
まず、短周期推定部２５０は、センサ付開閉器ＳＷ１から時刻ｔにおける潮流測定値を受信して取得する（ステップＳ３０１）。
【0144】
続いて、短周期推定部２５０は、ステップＳ３０１において取得したセンサ付開閉器ＳＷ１の潮流測定値と、長周期推定部２３０が推定した長周期推定結果とに基づいて、時刻ｔにおける実負荷推定値及びＰＶ出力推定値を算出する（ステップＳ３０２）。
【0145】
時刻ｔにおけるセンサ付開閉器ＳＷ１の潮流測定値から算出した有効電力p(t)（以下、「潮流値p(t)」とする。）と、対象区間に含まれる全ての需要家の実負荷推定値pload(t)及びＰＶ出力推定値ppv(t)との関係は、次の式（１６）により表すことができる。
【0146】
【数16】
【0147】
ここで、pE(t)は、送電ロスを含む、潮流値p(t)と見かけ上の負荷（実負荷推定値pload(t)とＰＶ出力推定値ppv(t)との合計値）との差分である。
【0148】
本実施形態では、短周期推定部２５０は、実負荷推定値pload(t)及びＰＶ出力推定値ppv(t)を状態値とし、時刻ｔにおける離散型状態空間モデルを次の式（１７）～（１９）で定める。
【0149】
【数17】
【0150】
【数18】
【0151】
【数19】
【0152】
ここで、x(t)は状態値ベクトル、y(t)は測定値ベクトル、Uは２行２列の単位行列、w(t)は状態値誤差を表すベクトル、r(t)は測定値誤差を表すベクトルである。
【0153】
測定値である式（１９）に示すy(t)では、潮流値p(t)に加え、電力量計ＳＭの測定周期で求めた実負荷推定値p~’
Load(t)及びＰＶ出力推定値p~’
pv(t)を疑似測定値として与えている。潮流値p(t)は、センサ付開閉器ＳＷ１の測定周期で更新され、疑似測定値（実負荷推定値p~’
Load(t)及びＰＶ出力推定値p~’
pv(t)）は、電力量計ＳＭの測定周期で更新される。
【0154】
式（１７）に示すUは、状態値の動特性を示す行列であるが、本実施形態では、測定値が更新されるまでは状態値が一定であると仮定し、Uを単位行列とする。また、式（１８）において、１行目は式（１６）を表しており、２行目は負荷の有効電力に関する疑似測定値と状態値との関係を示しており、３行目は発電設備の有効電力に関する疑似測定値と状態値との関係を示している。
【0155】
短周期推定部２５０は、例えば、式（１７）及び式（１８）に示す状態空間モデルに対し、カルマンフィルタを適用し、負荷の有効電力及び発電設備の有効電力の状態値を求める。カルマンフィルタは、線形システムを対象とした状態推定手法の一つである。カルマンフィルタでは、状態値および測定値に含まれる誤差（ノイズ）が正規分布であると仮定し、得られた測定値から、状態空間モデルを用いて、状態値を逐次的に推定する。
【0156】
このとき、短周期推定部２５０は、式（１７）のw(t)を、状態値に対応した、x(t)の各要素の平均値が０で、分散値がσ2
w,i(i=1,2)となる白色ノイズと仮定する。また、短周期推定部２５０は、式（１８）式のr(t)を、測定値に対応した、y(t)の各要素の平均値が０で、分散値がσ2
r,j(j=1,2,3)となる白色ノイズと仮定する。
【0157】
短周期推定部２５０は、パラメータ算出部２６０がオフライン処理で予め算出した状態値の誤差に関する分散値σ2
w,i及び測定値の誤差に関する分散値σ2
r,jをパラメータとして設定し、カルマンフィルタを適用することで、実負荷推定値pload(t)及びＰＶ出力推定値ppv(t)を、センサ付開閉器ＳＷ１の測定周期で求める。短周期推定部２５０は、推定した実負荷推定値及びＰＶ出力推定値を、短周期推定結果として出力し、その後、本短周期推定処理を終了する。
【0158】
図１６は、推定された実負荷推定値ploadと、ＰＶ出力推定値ppvと、これらの合算値の推移を示すグラフである。本図に示すグラフの横軸は時間であり、縦軸は有効電力である。ここでの合算値は、上述した式（１６）により、潮流値p(t)から差分pE(t)を減算した値と等しい。
【0159】
続いて、情報処理装置２が、オフライン処理として実行するパラメータ算出処理について説明する。
【0160】
＜パラメータ算出処理＞
図１７は、本実施形態における情報処理装置２が実行するパラメータ算出処理の一例を示すフローチャートである。情報処理装置２の係数算出部２４０及びパラメータ算出部２６０は、上述した長周期推定処理及び短周期推定処理の前処理としてパラメータ算出処理を実行する。
図１７は、本実施形態における情報処理装置２が実行するパラメータ算出処理の一例を示すフローチャートである。情報処理装置２の係数算出部２４０及びパラメータ算出部２６０は、上述した長周期推定処理及び短周期推定処理の前処理としてパラメータ算出処理を実行する。
【0161】
まず、係数算出部２４０及びパラメータ算出部２６０は、各電力量計ＳＭ及びセンサ付開閉器ＳＷ１が過去の所定期間に測定した測定値を測定値データベース２１０から読み出して取得する（ステップＳ１０１）。
【0162】
［係数パラメータ（α,β）の算出］
続いて、係数算出部２４０が、過去の所定期間の各時間ステップ１～Ｎで測定された電力量測定値に基づいて、長周期推定処理に用いる係数パラメータ（α,β）を算出する（ステップＳ１０２）。Ｎは、係数パラメータ（α,β）を算出するために用いる時間ステップ数である。具体的には、係数算出部２４０は、次の式（２０）で定まる目的関数を設定し、次の式（２１）で定まる制約条件の下で、目的関数を最小化することにより、係数パラメータ（α,β）を算出する。
続いて、係数算出部２４０が、過去の所定期間の各時間ステップ１～Ｎで測定された電力量測定値に基づいて、長周期推定処理に用いる係数パラメータ（α,β）を算出する（ステップＳ１０２）。Ｎは、係数パラメータ（α,β）を算出するために用いる時間ステップ数である。具体的には、係数算出部２４０は、次の式（２０）で定まる目的関数を設定し、次の式（２１）で定まる制約条件の下で、目的関数を最小化することにより、係数パラメータ（α,β）を算出する。
【0163】
【数20】
【0164】
【数21】
【0165】
ここで、ploadは、未知量であり、対象区間に含まれる負荷の有効電力である。負荷の有効電力ploadは、次の式（２２）で示す、過去の所定期間の各時間ステップ１～Ｎについての成分を有するベクトル量である。ここで、Ｎは、用いる過去の測定値の点数である。
【0166】
【数22】
【0167】
また、ppvは、未知量であり、発電設備の有効電力である。発電設備の有効電力ppvは、次の式（２３）で示す、過去の所定期間の時間ステップ１～Ｎについての成分を有するベクトル量である。
【0168】
【数23】
【0169】
また、ps
loadは、既知量であり、過去の実負荷サンプル値である。実負荷サンプル値ps
loadは、次の式（２４）で示す、過去の所定期間の時間ステップ１～Ｎについての成分を有するベクトル量である。
【0170】
【数24】
【0171】
また、ps
pvは、既知量であり、過去のＰＶ出力サンプル値である。ＰＶ出力サンプル値ps
pvは、次の式（２５）で示す、過去の所定期間の時間ステップ１～Ｎについての成分を有するベクトル量である。
【0172】
【数25】
【0173】
また、pNETは、既知量であり、電力量測定値の合計値である。電力量測定値の合計値pNETは、次の式（２６）で示される、過去の所定期間の時間ステップ１～Ｎについての成分を有するベクトル量である。
【0174】
【数26】
【0175】
ただし、pNET(T)は、次の式（２７）で示すように、時刻Ｔにおける、サンプル推定対象の需要家（ＰＶ全量買取（ＰＶ過積載率低）の需要家Ｈ４、ＰＶ連系なしの低圧需要家Ｌ１、ＰＶ余剰買取（ＰＶ過積載率低）の低圧需要家Ｌ２、及び、ＰＶ全量買取（ＰＶ過積載率低）の低圧需要家Ｌ４）の電力量測定値の合計値である。
【0176】
【数27】
【0177】
式（２０）において、未知量であるα,β,pooad,pPVは最適化計算を行うための変数となる。式（２０）に示すように、本実施形態の目的関数は、対象区間に含まれる負荷の有効電力、及び実負荷サンプル値に第１係数αを乗じた値の差（括弧内の第１項）と、対象区間に含まれる発電設備の有効電力、及びＰＶ出力サンプル値に第２係数βを乗じた値の差（括弧内の第２項）とに基づく関数である。
【0178】
上述した式（２０）に示す目的関数において、括弧内の第１項は、対象区間に含まれる負荷の有効電力、及び実負荷サンプル値に第１係数αを乗じた値の差の絶対値の二乗である。また、括弧内の第２項は、対象区間に含まれる発電設備の有効電力、及びＰＶ出力サンプル値に第２係数βを乗じた値の差の絶対値の二乗である。よって、目的関数は、負荷の有効電力、及び実負荷サンプル値に第１係数αを乗じた値の差分と、発電設備の有効電力、及びＰＶ出力サンプル値に第２係数βを乗じた値の差分との二乗和である。
【0179】
つまり、係数算出部２４０は、対象区間に含まれる負荷の有効電力、及び実負荷サンプル値に第１係数αを乗じた値の差と、対象区間に含まれる発電設備の有効電力、及びＰＶ出力サンプル値に第２係数βを乗じた値とを極力小さくするように、目的関数を最小化することにより、係数パラメータ（α，β）を算出する。
【0180】
また、このとき、係数算出部２４０は、上述した式（２１）に示す制約条件下で、目的関数を最小化する。式（２１）は、負荷の有効電力と、発電設備の有効電力との和が、サンプル推定対象の需要家の電力量測定値の合計値と等しいことを示している。
【0181】
式（２０）及び式（２１）は、微分可能な凸関数の最小化問題であり、ラグランジュ未定定数法等で解くことができる。
【0182】
なお、本実施形態では、係数パラメータ（α，β）を時間に対し一定の係数としているが、これに限らず、例えば、時刻によって可変の関数α(T)，β(T)としてもよい。係数パラメータを関数とする場合には、上述した式（１）は、次の式（２８）で表すことができ、上述した式（２）は、次の式（２９）で表すことができる。
【0183】
【数28】
【0184】
【数29】
【0185】
係数算出部２４０は、算出した係数パラメータ（α，β）を長周期推定部２３０に出力する。
【0186】
（分散値パラメータ（σ2
w,i，σ2
r,j）の算出）
続いて、パラメータ算出部２６０が、各電力量計ＳＭ及びセンサ付開閉器ＳＷ１の過去の測定値に基づいて、短周期推定処理に用いる分散値パラメータを算出する（ステップＳ１０３）。
続いて、パラメータ算出部２６０が、各電力量計ＳＭ及びセンサ付開閉器ＳＷ１の過去の測定値に基づいて、短周期推定処理に用いる分散値パラメータを算出する（ステップＳ１０３）。
【0187】
パラメータ算出部２６０は、短周期推定処理において用いるカルマンフィルタの分散値パラメータを、過去の測定値を用いたヒューリスティックな方法により算出する。ただし、次の仮定１～仮定４が近似的に成り立つとした。
【0188】
仮定１：負荷の有効電力の時系列データと発電設備の有効電力の時系列データと間の相関は弱い。
仮定２：日中の発電設備の有効電力の変動量は，負荷の有効電力の変動量と比べ十分に大きい。
仮定３：負荷の有効電力の変動量は、一日を通じて大きく変化しない。
仮定４：センサ付開閉器ＳＷ１の測定誤差は、負荷の有効電力の推定誤差及び発電設備の有効電力の推定誤差と比べ十分に小さい。
仮定２：日中の発電設備の有効電力の変動量は，負荷の有効電力の変動量と比べ十分に大きい。
仮定３：負荷の有効電力の変動量は、一日を通じて大きく変化しない。
仮定４：センサ付開閉器ＳＷ１の測定誤差は、負荷の有効電力の推定誤差及び発電設備の有効電力の推定誤差と比べ十分に小さい。
【0189】
状態値である負荷の有効電力及び発電設備の有効電力は、式（１７）に示すように、時間的な変化に対し一定であるモデルを用いている。そこで、パラメータ算出部２６０は、状態値のモデル誤差に関する分散値σ2
w,iを、潮流測定値から近似的に求める。例えば、パラメータ算出部２６０は、過去の潮流測定値に基づき、発電設備の有効電力がない夜間の潮流測定値の分散値を、負荷の有効電力の分散値σ2
w,i=1とする。具体的には、パラメータ算出部２６０は、次の式（３０）により、負荷の有効電力の分散値σ2
w,i=1を算出する。
【0190】
【数30】
【0191】
ここで、pnは、過去の潮流測定値から日射の無い夜間（例えば、２０時～４時）のデータを抽出した時系列データである。また、Var[]は。引数のデータ系列の分散値を計算する演算子である。
【0192】
また、パラメータ算出部２６０は、過去の潮流測定値に基づき、日中の潮流測定値の分散値を、発電設備の有効電力の分散値σ2
w,i=2とする。具体的には、パラメータ算出部２６０は、次の式（３１）により、発電設備の有効電力の分散値σ2
w,i=2を算出する。
【0193】
【数31】
【0194】
ここで、pdは、過去の潮流測定値から日射のある日中（例えば、６時～１８時）のデータを抽出した時系列データである。
【0195】
また、パラメータ算出部２６０は、センサ付開閉器ＳＷ１の測定精度や分解能から想定される測定誤差の分散値を、潮流測定値に対応した分散値σ2
r,j=1とする。想定される測定誤差の分散値は、センサ付開閉器ＳＷ１の測定精度や分解能に基づきパラメータ算出部２６０が算出してもよいし、ユーザが予め設定してもよい。具体的には、パラメータ算出部２６０は、次の式（３２）により、潮流測定値に対応した分散値σ2
r,j=1を算出する。
【0196】
【数32】
【0197】
ここで、σ2
pは、潮流測定値の測定精度や分解能から想定される分散値である。例えば、潮流測定値の測定精度や分解能が高いほど分散値が小さく、潮流測定値の測定精度や分解能が低いほど分散値が大きい。
【0198】
また、負荷の有効電力と発電設備の有効電力の疑似測定値（実負荷推定値及びＰＶ出力推定値）は、実際の負荷の有効電力または発電設備の有効電力を電力量計ＳＭの測定周期で平均化した場合に発生する平均化誤差に相当する。そこで、パラメータ算出部２６０は、疑似測定値の分散値σ2
r,j=2及び分散値σ2
r,j=3を，各時刻の潮流測定値の平均化誤差から近似的に求める。例えば、パラメータ算出部２６０は、過去の潮流測定値に基づき、発電設備の有効電力がない夜間の潮流測定値の平均化誤差の分散値を、負荷の有効電力の疑似測定値（実負荷推定値）の分散値σ2
r,j=2とする。具体的には、パラメータ算出部２６０は、次の式（３３）により、負荷の有効電力の疑似測定値（実負荷推定値）の分散値σ2
r,j=2を算出する。
【0199】
【数33】
【0200】
ここで、p^
nは、pnの値を電力量計ＳＭの測定周期で平均化した時系列データである。
【0201】
また、パラメータ算出部２６０は、過去の潮流測定値に基づき、日中の潮流測定値の平均化誤差の分散値を、発電設備の有効電力の疑似測定値（ＰＶ出力推定値）の分散値σ2
r,j=3とする。具体的には、パラメータ算出部２６０は、次の式（３４）により、発電設備の有効電力の疑似測定値（ＰＶ出力推定値）の分散値σ2
r,j=3を算出する。
【0202】
【数34】
【0203】
ここで、p^
dは、pdの値を電力量計ＳＭの測定周期で平均化した時系列データである。
【0204】
パラメータ算出部２６０は、算出した分散値パラメータを短周期推定部２５０に出力し、本パラメータ算出処理を終了する。
【0205】
なお、上述したフローチャートでは、情報処理装置２は、係数パラメータを算出した後に、分散値パラメータを算出しているが、これに限らず、分散値パラメータを算出した後に、係数パラメータを算出してもよい。
【0206】
＝＝まとめ＝＝
実施形態の情報処理装置２は、電力系統１の所定区間において、負荷を有し、電力の買取契約対象の発電設備を有さない第１需要家と、負荷を有し、余剰買取契約対象の発電設備を有する第２需要家と、負荷を有さず、全量買取契約対象の発電設備を有する第３需要家と、のいずれかに分類される需要家を複数含む電力系統１の状態を推定する情報処理装置２であって、第１需要家の複数の負荷のそれぞれの電力量計の測定値を合計した実負荷サンプル値と、第３需要家の複数の発電設備のそれぞれの電力量計の測定値を合計したＰＶ出力サンプル値とを算出する第１算出部２３１と、実負荷サンプル値に対し第１係数αを乗算して、第１需要家及び第２需要家の実負荷推定値と、ＰＶ出力サンプル値に対し第２係数βを乗算して、第２需要家及び第３需要家のＰＶ出力推定値と、を含む状態を推定する第１推定部２３４と、を備える。
実施形態の情報処理装置２は、電力系統１の所定区間において、負荷を有し、電力の買取契約対象の発電設備を有さない第１需要家と、負荷を有し、余剰買取契約対象の発電設備を有する第２需要家と、負荷を有さず、全量買取契約対象の発電設備を有する第３需要家と、のいずれかに分類される需要家を複数含む電力系統１の状態を推定する情報処理装置２であって、第１需要家の複数の負荷のそれぞれの電力量計の測定値を合計した実負荷サンプル値と、第３需要家の複数の発電設備のそれぞれの電力量計の測定値を合計したＰＶ出力サンプル値とを算出する第１算出部２３１と、実負荷サンプル値に対し第１係数αを乗算して、第１需要家及び第２需要家の実負荷推定値と、ＰＶ出力サンプル値に対し第２係数βを乗算して、第２需要家及び第３需要家のＰＶ出力推定値と、を含む状態を推定する第１推定部２３４と、を備える。
【0207】
このような構成によれば、簡易な構成で、需要家の負荷の有効電力と、発電設備の有効電力とを推定することが可能となる。すなわち、日射量計等の設備を要せずに、電力量計ＳＭの測定値のみを用いて、需要家の負荷の有効電力と、発電設備の有効電力とを個別に推定することができる。
【0208】
また、上述したように、高圧需要家の負荷の有効電力は、低圧需要家の負荷の有効電力と時系列データの傾向が異なる。また、一般的に、低圧需要家は、高圧需要者に比べて契約件数が多く、負荷の有効電力の時系列データ間の相関が強くなる傾向にある。そのため、情報処理装置２において、第１需要家及び第２需要家は、契約容量が所定値未満の第１負荷を有し、第１算出部２３１は、第１需要家の第１負荷のそれぞれの電力量計ＳＭの測定値を合計した実負荷サンプル値を算出し、第１推定部２３４は、第１需要家及び第２需要家の第１負荷の実負荷推定値を含む状態を推定してもよい。
【0209】
このような構成によれば、第２負荷を有する高圧需要者を除き、第１負荷を有する低圧需要者のみの実負荷推定値を含む状態を推定することができるため、より精度良く状態を推定することができる。
【0210】
また、情報処理装置２において、第１需要家及び第２需要家は、契約容量が所定値以上の第２負荷を有し、第２需要家は、第１発電設備と、第１発電設備より高い電圧に対応する第２発電設備とを有し、第１需要家の複数の第２負荷のそれぞれの電力量計ＳＭの測定値を合計した第３合計値を算出する第２算出部２３２と、第２負荷及び第２発電設備を有する第２需要家のそれぞれの電力量計の測定値から、第２需要家の第２発電設備のそれぞれの有効電力を減算した減算結果の第４合計値を算出する第３算出部２３３と、を備え、第１推定部２３４は、第１負荷の実負荷推定値と、第３及び第４合計値に基づく第２負荷の実負荷推定値と、を含む状態を推定し、第３算出部２３３は、第２需要家の第１発電設備及び第３需要家の発電設備のＰＶ出力推定値と、第２需要家の第２発電設備の容量と、第２需要家の第１発電設備及び第３需要家の発電設備の容量と、に基づいて、第２需要家の第２発電設備のそれぞれの有効電力を算出してもよい。
【0211】
このような構成によれば、第１負荷の実負荷推定値に加えて、第２負荷の実負荷推定値を含めた状態を推定することができる。
【0212】
また、上述したように、過積載率の高い需要家の発電設備の有効電力は、過積載率の低い需要家の発電設備の有効電力と時系列データの傾向が異なる。そのため、情報処理装置２において、発電設備は、電力を変換するパワーコンディショナＰＣＳを含み、第１推定部２３４は、複数の発電設備のうち、パワーコンディショナが変換可能な電力量に対する発電設備が発電可能な電力量の比率を表す過積載率が所定値未満の発電設備を用いてＰＶ出力推定値を推定してもよい。
【0213】
このような構成によれば、過積載率の高い需要家を除き、過積載率の低い需要者のみのＰＶ出力推定値を含む状態を推定することができるため、より精度良く状態を推定することができる。
【0214】
また、情報処理装置２において、所定区間に含まれる負荷の有効電力、及び実負荷推定値に第１係数αを乗じた値の差と、所定区間に含まれる発電設備の有効電力、及びＰＶ出力推定値に第２係数βを乗じた値の差とに基づく目的関数を設定し、第１係数αと、第２係数βと、所定区間に含まれる負荷の有効電力と、所定区間に含まれる発電設備の有効電力とを決定変数とした際に目的関数を最小化することにより、第１係数αと、第２係数βとを算出する係数算出部２４０を備える。
【0215】
このような構成によれば、第１係数αと第２係数βとの精度が向上するため、更に精度良く状態を推定することができる。
【0216】
また、情報処理装置２において、第１推定部２３４が推定した状態と、電力系統１における所定の位置の電圧、及び電流を測定するセンサ付開閉器ＳＷ１の測定値とに基づいて、センサ付開閉器ＳＷ１の測定周期で状態を推定する短周期推定部２５０を備える。
【0217】
一般に、センサ付開閉器ＳＷ１の測定周期（例えば、１分）は、電力量計ＳＭの測定周期（例えば、３０分）よりも短い。よって、情報処理装置２は、各電力量計ＳＭの測定値に加えて、センサ付開閉器ＳＷ１の測定値を用いることで、電力量計ＳＭの測定周期よりも短い周期で電力系統１の状態を推定することができる。これにより、情報処理装置２は、電力系統１の状態を時系列で精度良く推定することができる。すなわち、情報処理装置２は、より細かい時間断面で電力系統１の状態を推定することができる。これにより、ＰＶ出力または負荷の変動が、電力量計ＳＭの測定周期よりも短い周期で大きく変動する場合であっても、推定誤差が生じるのを抑制し、電力系統１の状態をより精度良く推定することができる。
【0218】
また、情報処理装置２において、センサ付開閉器ＳＷ１が過去に測定した測定値と、各需要家のぞれぞれの電力量計ＳＭが過去に測定した測定値とに基づいて、電力量計ＳＭの測定周期における状態の変動の度合いを示すパラメータを算出するパラメータ算出部２６０を備え、短周期推定部２５０は、パラメータを用いた状態推定手法により状態を推定する。
【0219】
このような構成によれば、過去の測定値に基づき算出した電力量計ＳＭの測定周期における状態の変動の度合いを状態の推定に反映することができるため、より精度良く状態を推定することができる。
【0220】
また、本実施形態の情報処理方法によれば、日射量計等の設備を要せずに、センサ付開閉器ＳＷ１の測定値と、電力量計ＳＭの測定値とを用いて、状態を推定することができる。従って、このような構成によれば、簡易な構成で、需要家の負荷の有効電力と、発電設備の有効電力とを推定することが可能となる。
【0221】
また、本実施形態の情報処理装置２に用いられる情報処理プログラムによれば、日射量計等の設備を要せずに、センサ付開閉器ＳＷ１の測定値と、電力量計ＳＭの測定値とを用いて、状態を推定することができる。従って、このような構成によれば、簡易な構成で、需要家の負荷の有効電力と、発電設備の有効電力とを推定することが可能となる。
【0222】
上記の実施形態は、本発明の理解を容易にするためのものであり、本発明を限定して解釈するためのものではない。また、本発明は、その趣旨を逸脱することなく、変更や改良され得るとともに、本発明にはその等価物が含まれるのはいうまでもない。
【0223】
例えば、上述した実施形態では、情報処理装置２は、負荷を有する高圧需要家、及び過積載率の高い需要家を除いて、サンプル値による状態の推定を行っているが、これに限らず、負荷を有する高圧需要家又は過積載率の高い需要家を含めてサンプル値による状態の推定を行ってもよい。
【符号の説明】
【0224】
１：電力系統
１０：配電変電所
１１：配電線
２：情報処理装置
２００：ＣＰＵ
２０１：メモリ
２０２：通信装置
２０３：記憶装置
２０４：入力装置
２０５：出力装置
２０６：記録媒体読取装置
２１０：測定値データベース
２２０：需要家情報データベース
２３０：長周期推定部
２３１：第１算出部
２３２：第２算出部
２３３：第３算出部
２３４：第１推定部
２４０：係数算出部
２５０：短周期推定部
２６０：パラメータ算出部
１０：配電変電所
１１：配電線
２：情報処理装置
２００：ＣＰＵ
２０１：メモリ
２０２：通信装置
２０３：記憶装置
２０４：入力装置
２０５：出力装置
２０６：記録媒体読取装置
２１０：測定値データベース
２２０：需要家情報データベース
２３０：長周期推定部
２３１：第１算出部
２３２：第２算出部
２３３：第３算出部
２３４：第１推定部
２４０：係数算出部
２５０：短周期推定部
２６０：パラメータ算出部
【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14】
【図15】
【図16】
【図17】