JP2012247399A

JP2012247399A - 検出装置および方法、並びに、プログラム

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Publication number: JP2012247399A
Application number: JP2011121927A
Authority: JP
Inventors: Shuichi Misumi; 修一三角
Original assignee: Omron Corp; Omron Tateisi Electronics Co
Current assignee: Omron Corp
Priority date: 2011-05-31
Filing date: 2011-05-31
Publication date: 2012-12-13
Anticipated expiration: 2031-05-31
Also published as: JP5880915B2

Abstract

【課題】簡単かつ低コストで電力の状態を検出する。
【解決手段】変流器１１１ｃは、商用電力系統と発電電力系統との接続点より商用電力系統側で商用電流を測定する。変流器１１１ｐは、接続点より発電電力系統側で発電電流を測定する。判定値算出部３３１は、商用電流の測定値および発電電流の測定値うちの一方の位相を移動させながら、商用電流の測定値と発電電流の測定値との乗算値に基づく判定値を算出する。商用電力状態検出部３３２は、判定値が最大となる位相の移動量を、商用電流と発電電流の位相差として検出する。本発明は、例えば、家庭内の電力の測定を行う電力測定システムに適用できる。
【選択図】図１２

Description

本発明は、検出装置および方法、並びに、プログラムに関し、特に、自家発電装置を備える施設の電力の状態を検出する場合に用いて好適な検出装置および方法、並びに、プログラムに関する。

近年、太陽光発電システムの普及や太陽光発電システムの余剰電力の買取制度の開始に伴い、一般の家庭においても、太陽光発電システムの発電電力および販売電力（余剰電力）、商用電源からの購入電力、家庭内の消費電力等を知りたいというニーズが高まっている。

また、従来、太陽光発電システム等の自家発電装置の余剰電力を商用電源側に供給し、電力を販売している状態（以下、売電状態と称する）であるか、あるいは、商用電源から電力が供給され、電力を購入している状態（以下、買電状態と称する）であるかを検出する手法が提案されている（例えば、特許文献１乃至３参照）。特許文献１乃至３に記載の発明では、商用電源側の電力系統の電圧と電流を測定し、測定した電圧と電流から電力を算出し、算出した電力の符号（正または負）に基づいて電力の潮流方向を検出し、買電状態または売電状態のいずれであるかを判定している。

特開２００４−２７９３２１号公報特開２００４−２９７９５９号公報特開平１１−２２５４４０号公報

ところで、一般の家庭で商用電源側の電力系統（以下、商用電力系統と称する）の電圧を測定するためには、専用の測定器を商用電力系統に直接挿入する必要がある。

しかしながら、そのような測定器は、安全性および信頼性への要求が高く、製造コストが高い。また、測定器の設置工事が必要になり、工事中に停電が発生する。さらに、設置工事には、第２種電気工事士以上の資格が必要であり、一般の人には実施できない。従って、手間や費用等がかさみ、簡単に家庭内の電力の状態を検出する設備を導入することができなかった。

本発明は、このような状況に鑑みてなされたものであり、簡単かつ低コストで電力の状態を検出できるようにするものである。

本発明の第１の側面の検出装置は、商用電源からの第１の電力系統と、商用電源と同じ周波数の電力を供給する発電手段からの第２の電力系統との接続点より第１の電力系統側において第１の電流を測定する第１の変流器と、接続点より第２の電力系統側において第２の電流を測定する第２の変流器と、第１の電流の測定値および第２の電流の測定値のうちの一方の位相を移動させながら、第１の電流の測定値と第２の電流の測定値との乗算値に基づく判定値を算出する第１の算出手段と、判定値が最大となる位相の移動量を、第１の電流と第２の電流の位相差として検出する検出手段とを備える。

本発明の第１の側面の検出装置においては、商用電源からの第１の電力系統と、商用電源と同じ周波数の電力を供給する発電手段からの第２の電力系統との接続点より第１の電力系統側において第１の電流が測定され、接続点より第２の電力系統側において第２の電流が測定され、第１の電流の測定値および第２の電流の測定値のうちの一方の位相を移動させながら、第１の電流の測定値と第２の電流の測定値との乗算値に基づく判定値が算出され、判定値が最大となる位相の移動量が、第１の電流と第２の電流の位相差として検出される。

従って、簡単かつ低コストで電力の状態、特に商用電流と発電電流の位相差を検出することが可能になる。

この第１の算出手段、検出手段は、例えば、アナログの乗算回路や積算回路、デジタルの演算回路、マイクロコンピュータ、または、各種のプロセッサ等により構成される。

この検出手段は、第１の電流と第２の電流の位相差の検出値、および、第２の電力系統の電圧と電流の位相差の設定値に基づいて、第１の電力系統の電圧と電流の位相差を検出するようにすることができる。

これにより、簡単かつ低コストで商用電力系統の電圧と電流の位相差を検出することが可能になる。

この検出手段は、第１の電力系統の電圧と電流の位相差の検出値に基づいて、第１の電力系統の電力の潮流方向を検出するようにすることができる。

これにより、簡単かつ低コストで商用電力系統の電力の潮流方向を検出することが可能になる。

第１の電力系統の電圧の設定値、第１の電流の測定値、第１の電力系統の電圧と電流の位相差の検出値、および、検出した第１の電力系統の電力の潮流方向に基づいて、第１の電力系統の第１の有効電力を算出する第２の算出手段をさらに設けることができる。

これにより、簡単かつ低コストで自家発電装置による販売電力および商用電源からの購入電力を測定することができる。

この第２の算出手段は、例えば、アナログの乗算回路や積算回路、デジタルの演算回路、マイクロコンピュータ、または、各種のプロセッサ等により構成される。

第２の算出手段は、第２の電力系統の電圧の設定値、第２の電流の測定値、および、第２の電力系統の電圧と電流の位相差の設定値に基づいて、第２の電力系統の第２の有効電力を算出し、第１の有効電力の算出値および第２の有効電力の算出値に基づいて、接続点に接続されている負荷に供給される第３の有効電力を算出するようにすることができる。

これにより、簡単かつ低コストで発電電力および負荷電力を測定することができる。

この検出手段は、商用電源の電力のｎ周期（ｎは自然数）の間の乗算値の積算値を判定値として算出するようにすることができる。

これにより、商用電流と発電電流の位相差の検出精度が向上する。

本発明の第１の側面の検出方法は、電力の状態を検出する検出装置が、商用電源からの第１の電力系統と、商用電源と同じ周波数の電力を供給する発電手段からの第２の電力系統との接続点より第１の電力系統側において第１の変流器により第１の電流を測定し、接続点より第２の電力系統側において第２の変流器により第２の電流を測定する測定ステップと、第１の電流の測定値および第２の電流の測定値のうちの一方の位相を移動させながら、第１の電流の測定値と第２の電流の測定値との乗算値に基づく判定値を算出する算出ステップと、判定値が最大となる位相の移動量を、第１の電流と第２の電流の位相差として検出する検出ステップとを含む。

本発明の第１の側面の検出方法においては、商用電源からの第１の電力系統と、商用電源と同じ周波数の電力を供給する発電手段からの第２の電力系統との接続点より第１の電力系統側において第１の電流が測定され、接続点より第２の電力系統側において第２の電流が測定され、第１の電流の測定値および第２の電流の測定値のうちの一方の位相を移動させながら、第１の電流の測定値と第２の電流の測定値との乗算値に基づく判定値が算出され、判定値が最大となる位相の移動量が、第１の電流と第２の電流の位相差として検出される。

この算出ステップ、検出ステップは、例えば、アナログの乗算回路や積算回路、デジタルの演算回路、マイクロコンピュータ、または、各種のプロセッサ等により実行される。

本発明の第２の側面の検出装置は、商用電源からの第１の電力系統と、商用電源と同じ周波数の電力を供給する発電手段からの第２の電力系統との接続点より第１の電力系統側において第１の変流器により測定される第１の電流の測定値、および、接続点より第２の電力系統側において第２の変流器により測定される第２の電流の測定値のうちの一方の位相を移動させながら、第１の電流の測定値と第２の電流の測定値との乗算値に基づく判定値を算出する算出手段と、判定値が最大となる位相の移動量を、第１の電流と第２の電流の位相差として検出する検出手段とを備える。

本発明の第２の側面の検出装置においては、商用電源からの第１の電力系統と、商用電源と同じ周波数の電力を供給する発電手段からの第２の電力系統との接続点より第１の電力系統側において第１の変流器により測定される第１の電流の測定値、および、接続点より第２の電力系統側において第２の変流器により測定される第２の電流の測定値のうちの一方の位相を移動させながら、第１の電流の測定値と第２の電流の測定値との乗算値に基づく判定値が算出され、判定値が最大となる位相の移動量が、第１の電流と第２の電流の位相差として検出される。

この算出手段、検出手段は、例えば、アナログの乗算回路や積算回路、デジタルの演算回路、マイクロコンピュータ、または、各種のプロセッサ等により構成される。

本発明の第２の側面の検出方法は、電力の状態を検出する検出装置が、商用電源からの第１の電力系統と、商用電源と同じ周波数の電力を供給する発電手段からの第２の電力系統との接続点より第１の電力系統側において第１の変流器により測定される第１の電流の測定値、および、接続点より第２の電力系統側において第２の変流器により測定される第２の電流の測定値のうちの一方の位相を移動させながら、第１の電流の測定値と第２の電流の測定値との乗算値に基づく判定値を算出する算出ステップと、判定値が最大となる位相の移動量を、第１の電流と第２の電流の位相差として検出する検出ステップとを含む。

本発明の第２の側面の検出方法においては、商用電源からの第１の電力系統と、商用電源と同じ周波数の電力を供給する発電手段からの第２の電力系統との接続点より第１の電力系統側において第１の変流器により測定される第１の電流の測定値、および、接続点より第２の電力系統側において第２の変流器により測定される第２の電流の測定値のうちの一方の位相を移動させながら、第１の電流の測定値と第２の電流の測定値との乗算値に基づく判定値が算出され、判定値が最大となる位相の移動量が、第１の電流と第２の電流の位相差として検出される。

本発明の第２の側面のプログラムは、商用電源からの第１の電力系統と、商用電源と同じ周波数の電力を供給する発電手段からの第２の電力系統との接続点より第１の電力系統側において第１の変流器により測定される第１の電流の測定値、および、接続点より第２の電力系統側において第２の変流器により測定される第２の電流の測定値のうちの一方の位相を移動させながら、第１の電流の測定値と第２の電流の測定値との乗算値に基づく判定値を算出する算出ステップと、判定値が最大となる位相の移動量を、第１の電流と第２の電流の位相差として検出する検出ステップとを含む処理をコンピュータに実行させる。

本発明の第２の側面のプログラムを実行するコンピュータにおいては、商用電源からの第１の電力系統と、商用電源と同じ周波数の電力を供給する発電手段からの第２の電力系統との接続点より第１の電力系統側において第１の変流器により測定される第１の電流の測定値、および、接続点より第２の電力系統側において第２の変流器により測定される第２の電流の測定値のうちの一方の位相を移動させながら、第１の電流の測定値と第２の電流の測定値との乗算値に基づく判定値が算出され、判定値が最大となる位相の移動量が、第１の電流と第２の電流の位相差として検出される。

本発明の第１の側面または第２の側面によれば、簡単かつ低コストで電力の状態を検出することが可能になる。

本発明を適用した電力監視システムの第１の実施の形態を示すブロック図である。変流器の設置位置の例を示す図である。電力監視処理について説明するためのフローチャートである。負荷による電圧と電流の位相差の例を示すグラフである。負荷による電圧と電流の位相差の他の例を示すグラフである。判定値の算出方法を説明するための図である。判定値の算出方法を説明するための図である。容量性負荷が接続されている場合の電流の波形の例を示すグラフである。判定値の算出方法を説明するための図である。購入電力、販売電力、負荷電力の算出方法を説明するための図である。購入電力、販売電力、負荷電力の算出方法を説明するための図である。本発明を適用した電力監視システムの第２の実施の形態を示すブロック図である。電力監視処理について説明するためのフローチャートである。判定値の算出条件を示すグラフである。判定値の算出条件を示すグラフである。判定値の算出例を示すグラフである。単相３線式の場合の変流器の設置方法の例を示す図である。コンピュータの構成例を示すブロック図である。

以下、本発明を実施するための形態（以下、実施の形態という）について説明する。なお、説明は以下の順序で行う。
１．第１の実施の形態
２．第２の実施の形態
３．変形例

＜１．第１の実施の形態＞
図１乃至図１１を参照して、本発明の第１の実施の形態について説明する。

［電力監視システムの構成例］
図１は、本発明を適用した電力監視システムの第１の実施の形態である電力監視システム１０１の構成例を示すブロック図であり、図２は、電力監視システム１０１の変流器１１１ｐ，１１１ｃの設置位置の例を示している。

なお、以下、図２の点線より左側を、電力監視システム１０１および太陽光発電システム１５１が設けられている家庭の宅内とする。また、以下、太陽光発電システム１５１から接続点Ｃまでの電力系統を発電電力系統と称し、商用電源１５２から接続点Ｃまでの電力系統を商用電力系統と称し、接続点Ｃから負荷１５３までの電力系統を負荷電力系統と称する。なお、以下、宅内において各電力系統とも単相２線式により構成されるものとする。

さらに、以下、発電電力系統の電圧（＝太陽光発電システム１５１の出力電圧）（以下、発電電圧と称する）および電流（以下、発電電流と称する）を、それぞれｖｐおよびｉｐで表し、矢印Ａｐ１の方向を正の方向とする。また、以下、発電電圧ｖｐの実効値（以下、発電電圧実効値と称する）および発電電流ｉｐの実効値（以下、発電電流実効値と称する）を、それぞれＶｐおよびＩｐで表す。さらに、以下、発電電圧ｖｐの位相をφｐｖ、発電電流ｉｐの位相をφｐｉ、発電電圧ｖｐと発電電流ｉｐの位相差をΔφｐで表す。また、以下、発電電力系統の電力（以下、発電電力と称する）および力率（以下、発電力率と称する）を、それぞれＰｐおよびＰＦｐ（＝ｃｏｓΔφｐ）で表す。

さらに、以下、商用電力系統の電圧（＝商用電源１５２の出力電圧）（以下、商用電圧と称する）および電流（以下、商用電流と称する）を、それぞれｖｃおよびｉｃで表し、矢印Ａｃ１の方向を正の方向とする。また、以下、商用電圧ｖｃの実効値（以下、商用電圧実効値と称する）および商用電流ｉｃの実効値（以下、商用電流実効値と称する）を、それぞれＶｃおよびＩｃで表す。さらに、以下、商用電圧ｖｃの位相をφｃｖ、商用電流ｉｃの位相をφｃｉ、商用電圧ｖｃと商用電流ｉｃの位相差をΔφｃで表す。また、以下、商用電力系統の電力（以下、商用電力と称する）および力率（以下、商用力率と称する）を、それぞれＰｃおよびＰＦｃ（＝ｃｏｓΔφｃ）で表す。

さらに、以下、負荷電力系統の電圧（以下、負荷電圧と称する）および電流（以下、負荷電流と称する）を、それぞれｖｄおよびｉｄで表し、矢印Ａｄの方向を正の方向とする。また、以下、負荷電圧ｖｄの実効値（以下、負荷電圧実効値と称する）および負荷電流ｉｄの実効値（以下、負荷電流実効値と称する）を、それぞれＶｄおよびＩｄで表す。さらに、以下、負荷電圧ｖｄの位相をφｄｖ、負荷電流ｉｄの位相をφｄｉ、負荷電圧ｖｄと負荷電流ｉｄの位相差をΔφｄで表す。また、以下、負荷電力系統の電力（以下、負荷電力と称する）および力率（以下、負荷力率と称する）を、それぞれＰｄおよびＰＦｄ（＝ｃｏｓΔφｄ）で表す。

なお、発電電力系統、商用電力系統および負荷電力系統は、接続点Ｃを介して相互に接続されており、同電位となる。従って、発電電圧ｖｐ＝商用電圧ｖｃ＝負荷電圧ｖｄ、発電電圧実効値Ｖｐ＝商用電圧実効値Ｖｃ＝負荷電圧実効値Ｖｄ、位相φｐｖ＝位相φｃｖ＝位相φｄｖとなる。なお、接続点Ｃは、例えば、家庭内の分電盤に相当する。

電力監視システム１０１は、宅内の電力の状態を検出し、監視するシステムである。電力監視システム１０１は、後述するように、発電電流ｉｐおよび商用電流ｉｃに基づいて、商用電力Ｐｃの潮流方向（以下、商用電力潮流方向と称する）を検出し、買電状態または売電状態のいずれであるかを判定する。また、電力監視システム１０１は、太陽光発電システム１５１の発電電力Ｐｐ、および、太陽光発電システム１５１の余剰電力であって、太陽光発電システム１５１から商用電力系統に供給される販売電力Ｐｃｓを測定する。さらに、電力監視システム１０１は、商用電源１５２から商用電力系統に供給される購入電力Ｐｃｂ、および、太陽光発電システム１５１および商用電源１５２から負荷電力系統に供給され、負荷１５３で消費される負荷電力Ｐｄを測定する。

太陽光発電システム１５１は、太陽電池モジュール１６１およびＰＶ（Photo Voltatic）コントローラ１６２を含むように構成される。

太陽電池モジュール１６１は、太陽光発電により直流の電力を発生させ、発生させた直流電力をＰＶコントローラ１６２に供給する。

ＰＶコントローラ１６２は、太陽電池モジュール１６１からの直流電力を、商用電源１５２とほぼ同じ電圧および周波数の交流電力に変換するとともに、変換した交流電力の電圧の位相を商用電源１５２の電圧の位相と同期させる。そして、ＰＶコントローラ１６２は、その交流電力（発電電力Ｐｐ）を出力する。

負荷１５３は、冷蔵庫等の電化製品などの各種の電気機器により構成される。

ここで、電力監視システム１０１の構成について、さらに詳細に説明する。

電力監視システム１０１は、変流器１１１ｐ、変流器１１１ｃ、および、検出装置１１２を含むように構成される。また、検出装置１１２は、測定部１２１ｐ、測定部１２１ｃ、演算部１２２、表示部１２３、および、通信部１２４を含むように構成される。

変流器１１１ｐは、太陽光発電システム１５１と接続点Ｃの間の配線に設置され、発電電流ｉｐを測定する。より正確には、変流器１１１ｐは、発電電流ｉｐ（一次電流）を電流ｉｓｐ（二次電流）に変換し、測定部１２１ｐに供給する。なお、以下、発電電流ｉｐが矢印Ａｐ１の方向に流れた場合に、電流ｉｓｐが矢印Ａｐ２の方向に流れる向きに、変流器１１１ｐが設置されるものとする。

測定部１２１ｐは、内蔵する抵抗Ｒｐにより電流ｉｓｐを電圧ｖｓｐに変換する。なお、電圧ｖｓｐは、発電電流ｉｐが矢印Ａｐ１の方向に流れ、電流ｉｓｐが矢印Ａｐ２の方向に流れるとき正の値となり、発電電流ｉｐが矢印Ａｐ１と逆方向に流れ、電流ｉｓｐが矢印Ａｐ２と逆方向に流れるとき負の値となる。すなわち、矢印Ａｐ１の方向を正としたときの発電電流ｉｐの位相と、電圧ｖｓｐの位相とが一致する。

また、測定部１２１ｐは、電圧ｖｓｐを示す信号（以下、信号ｖｓｐと称する）を演算部１２２に供給する。

変流器１１１ｃは、商用電源１５２と接続点Ｃの間の宅内の配線に設置され、商用電流ｉｃを測定する。より正確には、変流器１１１ｃは、商用電流ｉｃ（一次電流）を電流ｉｓｃ（二次電流）に変換し、測定部１２１ｃに供給する。なお、以下、商用電流ｉｃが矢印Ａｃ１の方向に流れた場合に、電流ｉｓｃが矢印Ａｃ２の方向に流れる向きに、変流器１１１ｃが設置されるものとする。

測定部１２１ｃは、内蔵する抵抗Ｒｃにより電流ｉｓｃを電圧ｖｓｃに変換する。なお、電圧ｖｓｃは、商用電流ｉｃが矢印Ａｃ１の方向に流れ、電流ｉｓｃが矢印Ａｃ２の方向に流れるとき正の値となり、商用電流ｉｃが矢印Ａｃ１と逆方向に流れ、電流ｉｓｃが矢印Ａｃ２と逆方向に流れるとき負の値となる。すなわち、矢印Ａｃ１の方向を正としたときの商用電流ｉｃの位相と、電圧ｖｓｃの位相とが一致する。

また、商用電力Ｐｃが矢印Ａｃ１の方向に供給される買電状態のとき、商用電圧ｖｃの位相と電圧ｖｓｃの位相（＝商用電流ｉｃの位相）との差（＝位相差Δφｃ）は、負荷１５３の力率およびPVコントローラ１６２の位相同期誤差を考慮しても、±π／２以内となる。逆に、商用電力Ｐｃが矢印Ａｃ１と逆方向に供給される売電状態のとき、商用電圧ｖｃの位相と電圧ｖｓｃの位相（＝商用電流ｉｃの位相）との差（＝位相差Δφｃ）は、−πから−π／２までの範囲内、あるいは、π／２からπまでの範囲内となる。なお、後述するように、家庭用の一般的な負荷の力率は、cos(π／６)以上になることが経験的に分かっている。

また、測定部１２１ｃは、電圧ｖｓｃを示す信号（以下、信号ｖｓｃと称する）を演算部１２２に供給する。

演算部１２２は、例えば、マイクロコンピュータにより構成され、変換部１３１、判定値算出部１３２、潮流方向検出部１３３、および、電力算出部１３４を含むように構成される。

変換部１３１は、既知の変流器１１１ｐの変流比および抵抗Ｒｐの抵抗値に基づいて、信号ｖｓｐにより示される電圧ｖｓｐの値を発電電流ｉｐの値に変換し、変換した値を判定値算出部１３２および電力算出部１３４に通知する。また、変換部１３１は、既知の変流器１１１ｃの変流比および抵抗Ｒｃの抵抗値に基づいて、信号ｖｓｃにより示される電圧ｖｓｃの値を商用電流ｉｃの値に変換し、変換した値を判定値算出部１３２および電力算出部１３４に通知する。

判定値算出部１３２は、後述するように、発電電流ｉｐの測定値および商用電流ｉｃの測定値に基づいて、商用電力潮流方向の検出に用いる判定値を算出する。判定値算出部１３２は、算出した判定値を潮流方向検出部１３３に通知する。

潮流方向検出部１３３は、後述するように、判定値算出部１３２により算出された判定値に基づいて、商用電力潮流方向を検出し、検出した結果を電力算出部１３４に通知する。

電力算出部１３４は、後述するように、発電電流ｉｐの測定値、商用電流ｉｃの測定値、および、商用電力潮流方向の検出結果に基づいて、発電電力Ｐｐ、販売電力Ｐｃｓ、購入電力Ｐｃｂ、および、負荷電力Ｐｄを算出する。電力算出部１３４は、算出した結果を表示部１２３および通信部１２４に通知する。

表示部１２３は、例えば、ＬＣＤ（Liquid Crystal Display）等の表示装置、ＬＥＤ（Light Emitting Diode）等の発光装置などにより構成され、各部の電力の状態を表示する。

通信部１２４は、各種の通信装置により構成され、各部の電力の状態を示す電力状態情報を外部の装置に送信する。なお、通信部１２４の通信方法には、有線または無線を問わず、任意の方法を採用することができる。

［電力監視処理］
次に、図３のフローチャートを参照して、電力監視システム１０１により実行される電力監視処理について説明する。なお、この処理は、例えば、電力監視システム１０１の電源がオンされたときに開始され、オフされたときに終了する。

ステップＳ１において、電力監視システム１０１は、電流を測定する。具体的には、変流器１１１ｐは、発電電流ｉｐを電流ｉｓｐに変換し、測定部１２１ｐに供給する。測定部１２１ｐは、電流ｉｓｐを電圧ｖｓｐに変換し、電圧ｖｓｐを示す信号ｖｓｐを変換部１３１に供給する。また、変流器１１１ｃは、商用電流ｉｃを電流ｉｓｃに変換し、測定部１２１ｃに供給する。測定部１２１ｃは、電流ｉｓｃを電圧ｖｓｃに変換し、電圧ｖｓｃを示す信号ｖｓｃを変換部１３１に供給する。

変換部１３１は、信号ｖｓｐにより示される電圧ｖｓｐの値を発電電流ｉｐの値に変換し、変換した値を判定値算出部１３２および電力算出部１３４に通知する。また、変換部１３１は、信号ｖｓｃにより示される電圧ｖｓｃの値を商用電流ｉｃの値に変換し、変換した値を判定値算出部１３２および電力算出部１３４に通知する。

ステップＳ２において、判定値算出部１３２は、判定値を算出し、算出した判定値を潮流方向検出部１３３に通知する。

ステップＳ３において、潮流方向検出部１３３は、判定値に基づいて、商用側の電力の潮流方向を検出し、検出した潮流方向を電力算出部１３４に通知する。

ここで、図４乃至図９を参照して、ステップＳ２およびＳ３の処理における判定値の算出方法と商用電力潮流方向の検出方法の具体例について説明する。

例えば、アナログ回路等により、発電電流ｉｐおよび商用電流ｉｃの測定が連続して行われる場合、例えば、次式（１）により求められる判定値Ｄ１が用いられる。

なお、時間Ｔは、商用電源１５２の電力の１周期の時間（＝１／商用電源１５２の周波数）を示している。

判定値Ｄ１は、ほぼ同時刻における発電電流ｉｐの瞬時値と商用電流ｉｃの瞬時値の乗算値を、１周期の間積算した値である。従って、発電電流ｉｐと商用電流ｉｃの位相差φｐｉ−φｃｉが、｜φｐｉ−φｃｉ｜≦π／２を満たす場合、判定値Ｄ１≧０となり、π／２＜｜φｐｉ−φｃｉ｜≦πを満たす場合、判定値Ｄ１＜０となる。

上述したように、家庭用の一般的な負荷の力率は、cos(π／６)以上になることが経験的に分かっている。従って、電圧波形と電流波形の位相差はπ／６以下となる。

例えば、図４は、蛍光灯に１００Ｖの交流電圧を印加し、変流器により電流を測定した結果を示すグラフである。なお、図４の横軸は時間を示し、縦軸は電圧および電流を示している。波形２０１は電圧の波形を示し、波形２０２は、電圧と電流が同位相の場合に電流値が正になる方向に変流器を取付けた場合の電流の波形を示し、波形２０３は、電圧と電流が逆位相の場合に電流値が正になる方向に変流器を取付けた場合の電流の波形を示している。この場合、蛍光灯に印加される電圧と蛍光灯を流れる電流の位相差は、約１１．５度（＜π／６）となる。

また、図５は、他の負荷に１００Ｖの交流電圧を印加し、電圧と電流が同位相の場合に電流値が正になる方向に取付けた変流器により電流を測定した結果を示すグラフである。なお、図５の横軸は時間を示し、縦軸は電圧および電流を示している。波形２１１は電圧の波形を示し、波形２１２は負荷が電子レンジの場合の電流の波形を示し、波形２１３は負荷がパーソナルコンピュータとディスプレイの場合の電流の波形を示している。この例でも、電圧と電流の位相差は、π／６より小さくなっている。

従って、発電電圧ｖｐと発電電流ｉｐとの位相差は、±π／６以内になると仮定することができる。また、商用電圧ｖｃと商用電流ｉｃとの位相差は、買電状態の場合、±π／６以内となり、売電状態の場合、π±π／６の範囲内になると仮定することができる。これに伴い、買電状態の場合、｜φｐｉ−φｃｉ｜≦π／３となり、判定値Ｄ１≧０になると仮定することができる。一方、売電状態の場合、２π／３≦｜φｐｉ−φｃｉ｜≦πとなり、判定値Ｄ１＜０になると仮定することができる。

従って、判定値Ｄ１に基づいて、商用電力潮流方向を検出することができる。すなわち、判定値Ｄ１≧０の場合、商用電力Ｐｃが矢印Ａｃ１の方向に供給される買電状態であると判定し、判定値Ｄ１＜０の場合、商用電力Ｐｃが矢印Ａｃ１の方向に供給される売電状態であると判定することができる。

また、例えば、デジタルの演算回路等により、図６に示されるように、発電電流ｉｐおよび商用電流ｉｃの測定が離散的に行われる場合、次式（２）により求められる判定値Ｄ２が用いられる。

なお、図６は、売電状態のときの発電電流ｉｐと商用電流ｉｃの波形の例を示し、横軸は時間を示し、縦軸は電流値を示している。また、図６の丸印および四角印はサンプリング点を示している。なお、図を分かりやすくするために、図６では、サンプリング点の一部のみを示している。

また、式（２）のｋは、発電電流ｉｐおよび商用電流ｉｃのサンプリング点の番号を示し、ｍは１周期あたりのサンプリング数を示している。さらに、ｉｐ［ｋ］はｋ番目のサンプリング点の発電電流ｉｐのサンプリング値を示し、ｉｃ［ｋ］はｋ番目のサンプリング点の商用電流ｉｃのサンプリング値を示している。

判定値Ｄ２は、ほぼ同時刻における発電電流ｉｐと商用電流ｉｃのサンプリング値の乗算値を、１周期の間積算した値である。従って、判定値Ｄ１と同様に、｜φｐｉ−φｃｉ｜≦π／２のとき、判定値Ｄ２≧０となり、π／２＜｜φｐｉ−φｃｉ｜≦πのとき、判定値Ｄ２＜０となる。

従って、判定値Ｄ１を用いる場合と同様に、判定値Ｄ２≧０の場合、買電状態であると判定し、判定値Ｄ２＜０の場合、売電状態であると判定することができる。

また、例えば、図７に示されるように、発電電流ｉｐが正のピークに達する時間ｔｍａｘにおける発電電流ｉｐの値をｉｐ（ｔｍａｘ）、商用電流ｉｃの値をｉｃ（ｔｍａｘ）とした場合、次式（３）により求められる判定値Ｄ３を用いるようにしてもよい。

Ｄ３＝ｉｐ（ｔｍａｘ）×ｉｃ（ｔｍａｘ）・・・（３）

この場合も、判定値Ｄ１を用いる場合と同様に、判定値Ｄ３≧０の場合、買電状態であると判定し、判定値Ｄ３＜０の場合、売電状態であると判定することができる。

同様に、発電電流ｉｐが負のピークに達する時間ｔｍｉｎにおける発電電流ｉｐの値ｉｐ（ｔｍｉｎ）、商用電流ｉｃの値ｉｃ（ｔｍｉｎ）を用いて、次式（４）により求められる判定値Ｄ４を用いるようにしてもよい。

Ｄ４＝ｉｐ（ｔｍｉｎ）×ｉｃ（ｔｍｉｎ）・・・（４）

この場合も、判定値Ｄ３を用いる場合と同様に、判定値Ｄ４≧０の場合、買電状態であると判定し、判定値Ｄ４＜０の場合、売電状態であると判定することができる。

図８は、負荷１５３が、容量性負荷（コンデンサ負荷）が主体である場合の売電状態時の発電電流ｉｐおよび商用電流ｉｃの波形の例を示している。なお、横軸は時間を示し、縦軸は電流を示している。

この図に示されるように、負荷１５３が容量性負荷主体である場合、発電電流ｉｐは短時間の鋭いピークが現れるパルス状の波形となる。この場合、発電電流ｉｐと商用電流ｉｃの乗算値を１周期の間積算した判定値Ｄ１または判定値Ｄ２よりも、発電電流ｉｐがピークとなる時間の発電電流ｉｐと商用電流ｉｃの積算値である判定値Ｄ３または判定値Ｄ４を用いるようにした方が、商用電力潮流方向の検出精度が高くなる場合がある。

また、サンプリング間隔が短いなどの理由により、発電電流ｉｐおよび商用電流ｉｃを同時に測定できない場合、例えば、異なる周期において測定された発電電流ｉｐおよび商用電流ｉｃを用いて判定値を算出するようにしてもよい。

例えば、発電電流ｉｐおよび商用電流ｉｃの測定が連続して行われる場合、次式（５）により求められる判定値Ｄ５が用いられる。

なお、式（５）のｎは自然数とされる。

判定値Ｄ５は、発電電流ｉｐの瞬時値とｎ周期遅れの商用電流ｉｃの瞬時値の乗算値を、１周期の間積算した値である。従って、判定値Ｄ１を用いる場合と同様に、判定値Ｄ５≧０の場合、買電状態であると判定し、判定値Ｄ５＜０の場合、売電状態であると判定することができる。

また、例えば、発電電流ｉｐおよび商用電流ｉｃの測定が離散的に行われる場合、次式（６）により求められる判定値Ｄ６が用いられる。

判定値Ｄ６は、図９に示されるように、発電電流ｉｐのサンプリング値とｎ周期遅れの商用電流ｉｃのサンプリング値の乗算値を、１周期の間積算した値である。従って、判定値Ｄ１を用いる場合と同様に、判定値Ｄ６≧０の場合、買電状態であると判定し、判定値Ｄ６＜０の場合、売電状態であると判定することができる。

図３に戻り、ステップＳ４において、電力算出部１３４は、各部の電力、すなわち、発電電力Ｐｐ、購入電力Ｐｃｂ、販売電力Ｐｃｓ、および、負荷電力Ｐｄを算出する。

ここで、各部の電力の算出方法の一例について説明する。

買電状態の場合、発電電力Ｐｐ、購入電力Ｐｃｂ、販売電力Ｐｃｓ、および、負荷電力Ｐｄは、次式（７）乃至（１０）により表される。

Ｐｐ＝Ｖｐ×Ｉｐ×ＰＦｐ・・・（７）
Ｐｃｂ＝Ｖｃ×Ｉｃ×ＰＦｃ・・・（８）
Ｐｃｓ＝０・・・（９）
Ｐｄ＝Ｖｄ×Ｉｄ×ＰＦｄ・・・（１０）

一方、売電状態の場合、購入電力Ｐｃｂおよび販売電力Ｐｃｓの算出式が逆になり、次式（１１）および（１２）となる。

Ｐｃｂ＝０・・・（１１）
Ｐｃｓ＝Ｖｃ×Ｉｃ×ＰＦｃ・・・（１２）

ここで、発電電流実効値Ｉｐおよび商用電流実効値Ｉｃは、それぞれ発電電流ｉｐの測定値および商用電流ｉｃの測定値に基づいて算出することができる。

また、太陽光発電システム１５１の出力電圧は、所定の変動範囲内に収まるように制御される。従って、発電電圧実効値Ｖｐを定数としても、誤差は小さいと予測される。そこで、発電電圧実効値Ｖｐを、例えば、太陽光発電システム１５１の出力電圧の公称値等に基づいて、所定の定数に設定することができる。

さらに、商用電圧実効値Vｃおよび負荷電圧実効値Ｖｄは、発電電圧実効値Ｖｐと等しいため、発電電圧実効値Ｖｐと同じ値の定数に設定することができる。

また、太陽光発電システム１５１の力率は、例えば、ＪＥＴ（Japan Electrical Safety & Environment Technology Laboratories）等の認証を受けるために、所定の変動範囲内（例えば、定格負荷の１２．５％〜１００％の範囲内で９５％以上）に収まるように制御される。従って、発電力率ＰＦｐおよび位相差Δφｐを定数としても、誤差は小さいと予測される。そこで、発電力率ＰＦｐおよび位相差Δφｐを、例えば、実験結果、実際の測定結果、または、理論式等に基づいて、所定の定数に設定することができる。

さらに、家庭用の一般的な負荷の力率も、上述したように、経験的に所定の値以上になることが分かっている。従って、負荷力率ＰＦｄおよび位相差Δφｄも、発電力率ＰＦｐおよび位相差Δφｐと同様に、定数としても、誤差は小さいと予測される。そこで、負荷力率ＰＦｄおよび位相差Δφｄを、例えば、実験結果、実際の測定結果、または、理論式等に基づいて、所定の定数に設定することができる。

一方、商用力率ＰＦｃは変動が大きく、定数にすることはできない。また、負荷電流実効値Ｉｄも、負荷電流ｉｄが測定されないため、未知である。

以上により、上述した式（７）の右辺の値は全て既知となり、発電電力Ｐｐを算出することができる。

一方、式（８）および式（１２）の右辺では、商用力率ＰＦｃが未知となり、式（１０）の右辺では、負荷電流実効値Ｉｄが未知となる。

ここで、商用力率ＰＦｃの代わりに、商用電力系統の有効電流の実効値Ｉｒｃ（以下、商用有効電流実効値Ｉｒｃと称する）を用いて、次式（１３）および（１４）により、購入電力Ｐｃｂまたは販売電力Ｐｃｓを求めることも可能である。

Ｐｃｂ＝Ｖｃ×Ｉｒｃ・・・（１３）
Ｐｃｓ＝Ｖｃ×Ｉｒｃ・・・（１４）

従って、商用有効電流実効値Ｉｒｃが分かれば、購入電力Ｐｃｂまたは販売電力Ｐｃｓを求めることができ、負荷電流実効値Ｉｄが分かれば、負荷電力Ｐｄを求めることができる。

ここで、図１０を参照して、商用有効電流実効値Ｉｒｃ、および、負荷電流実効値Ｉｄの算出方法について説明する。

なお、以下、商用電力系統の無効電流の実効値を商用無効電流実効値Ｉｍｃと称する。また、以下、発電電力系統の皮相電力を皮相発電電力Ｐａｐと称し、商用電力系統の皮相電力を皮相商用電力Ｐａｃと称し、負荷電力系統の皮相電力を皮相負荷電力Ｐａｄと称する。

図１０は、発電電流実効値Ｉｐ、商用電流実効値Ｉｃ、および、負荷電流実効値Ｉｄの関係を示す図である。なお、図１０の横軸は有効電流を示し、縦軸は無効電流を示している。

また、ベクトルＩｐ、ベクトルＩｃ、および、ベクトルＩｄは、それぞれ発電電流実効値Ｉｐ、商用電流実効値Ｉｃ、および、負荷電流実効値Ｉｄを表すベクトルである。なお、負荷電流実効値Ｉｄおよび商用電力系統の位相差Δφｃ以外は既知なので、ベクトルＩｐの大きさおよび傾き、ベクトルＩｃの大きさ、および、ベクトルＩｄの傾きは固定となる。

また、図１０の点線の円は、図内の座標系の原点をベクトルＩｃの始点または終点とした場合に、商用電力系統の位相差Δφｃを変化させることによりベクトルＩｃの終点または始点が描く軌跡を示している。

買電状態の場合、皮相負荷電力Ｐａｄ＝皮相発電電力Ｐａｐ＋皮相商用電力Ｐａｃとなる。ここで、発電電圧ｖｐ、商用電圧ｖｃ、および、負荷電圧ｖｄの値および位相が等しいため、発電電流実効値Ｉｐ、商用電流実効値Ｉｃ、および、負荷電流実効値Ｉｄを表すベクトルの関係は、図１０内の点線で示されるように、ベクトルＩｄ＝ベクトルＩｐ＋ベクトルＩｃとなる。

一方、売電状態の場合、皮相発電電力Ｐａｐ＝皮相商用電力Ｐａｃ＋皮相負荷電力Ｐａｄとなるため、発電電流実効値Ｉｐ、商用電流実効値Ｉｃ、および、負荷電流実効値Ｉｄを表すベクトルの関係は、図１０内の実線で示されるように、ベクトルＩｐ＝ベクトルＩｃ＋ベクトルＩｄとなる。

従って、商用無効電流実効値Ｉｍｃおよび商用有効電流実効値Ｉｒｃは、発電電流実効値Ｉｐ、負荷電流実効値Ｉｄ、発電電力系統の位相差Δφｐ、および、負荷電力系統の位相差Δφｄを用いて、次式（１５）および（１６）で表される。

Ｉｍｃ＝Ｉｄ・ｓｉｎΔφｄ＋Ｉｐ・ｓｉｎΔφｐ・・・（１５）
Ｉｒｃ＝Ｉｄ・ｃｏｓΔφｄ−Ｉｐ・ｃｏｓΔφｐ・・・（１６）

また、商用無効電流実効値Ｉｍｃおよび商用有効電流実効値Ｉｒｃの２乗和と、商用電流実効値Ｉｃの２乗が等しくなるため、次式（１７）が成り立つ。

Ｉｃ^２＝Ｉｍｃ^２＋Ｉｒｃ^２・・・（１７）

そして、式（１５）乃至（１７）から、負荷電流実効値Ｉｄに関する２次方程式である式（１８）が導出される。

Ｉｄ^２−２Ｉｐ・ｃｏｓ（Δφｄ+Δφｐ）×Ｉｄ＋（Ｉｐ^２−Ｉｃ^２）＝０
・・・（１８）

ここで、ｂ＝−Ｉｐ・ｃｏｓ（Δφｄ+Δφｐ）、ｃ＝（Ｉｐ^２−Ｉｃ^２）とすると、負荷電流実効値Ｉｄが、式（１８）から次式（１９）のとおり求まる。

買電状態の場合、式（１８）を解くことにより、図１０において、発電電力系統の位相差Δφｐおよび負荷電力系統の位相差Δφｄを固定し、商用電力系統の位相差Δφｃを可変させながら、ベクトルＩｃ＝ベクトルＩｄ−ベクトルＩｐとなるベクトルＩｄの大きさ（＝負荷電流実効値Ｉｄ）が求められる。すなわち、発電電力系統の位相差Δφｐの設定値および負荷電力系統の位相差Δφｄの設定値を用いて、負荷電流実効値Ｉｄから発電電流実効値Ｉｐの測定値を減算した値が商用電流実効値Ｉｃの測定値となるように、負荷電流実効値Ｉｄが算出される。

一方、売電状態の場合、式（１８）を解くことにより、図１０において、発電電力系統の位相差Δφｐおよび負荷電力系統の位相差Δφｄを固定し、商用電力系統の位相差Δφｃを可変させながら、ベクトルＩｃ＝ベクトルＩｐ−ベクトルＩｄとなるベクトルＩｄの大きさ（＝負荷電流実効値Ｉｄ）が求められる。すなわち、発電電力系統の位相差Δφｐの設定値および負荷電力系統の位相差Δφｄの設定値を用いて、発電電流実効値Ｉｐの測定値から負荷電流実効値Ｉｄを減算した値が商用電流実効値Ｉｃの測定値となるように、負荷電流実効値Ｉｄが算出される。

このように、発電電流実効値Ｉｐ、商用電流実効値Ｉｃ、発電電力系統の位相差Δφｐ、商用電力系統の位相差Δφｃ、および、商用電力潮流方向に基づいて、負荷電流実効値Ｉｄを求めることができる。なお、発電電流実効値Ｉｐおよび商用電流実効値Ｉｃは、それぞれ発電電流ｉｐの測定値および商用電流ｉｃの測定値から求まる測定値であり、発電電力系統の位相差Δφｐおよび商用電力系統の位相差Δφｃは設定値（定数）である。

そして、算出した負荷電流実効値Ｉｄを用いて、上述した式（１０）により、負荷電力Ｐｄが算出される。

また、算出した負荷電流実効値Ｉｄを、発電電流実効値Ｉｐの測定値、発電電力系統の位相差Δφｐの設定値、および、負荷電力系統の位相差Δφｄの設定値とともに、上述した式（１６）に代入することにより、商用有効電流実効値Ｉｒｃが算出される。

そして、算出した商用有効電流実効値Ｉｒｃを用いて、買電状態の場合、式（１３）により、購入電力Ｐｃｂが算出され、売電状態の場合、式（１４）により、販売電力Ｐｃｓが算出される。

そして、電力算出部１３４は、各部の電力の算出値を表示部１２３および通信部１２４に通知する。

なお、式（１８）の方程式の解が虚数解となる場合がある。これは、発電電力系統の位相差Δφｐおよび負荷電力系統の位相差Δφｄのうち少なくとも一方について、設定値より実際の値の方が小さい場合に発生する可能性がある。

具体的には、図１０の条件で作図できる発電電流実効値Ｉｐの最大値は、図１１に示されるように、ベクトルＩｐが点線の円と接するときである。

従って、図１１内の点線で示されるように、発電電力系統の実際の位相差Δφｐ’が設定値Δφｐより小さい場合、実際の発電電流実効値Ｉｐ’が、作図できる範囲を超える可能性がある。そして、実際の発電電流実効値Ｉｐ’が、作図できる範囲を超える場合、式（１８）の方程式の解が虚数解となる。

これを解消するためには、図１１において、実際の発電電流実効値Ｉｐ’を作図できるように、発電電力系統の位相差Δφｐの設定値および負荷電力系統の位相差Δφｄの設定値のうち少なくとも一方を小さくすればよい。

例えば、位相差Δφｐ＝１１．５度（発電力率ＰＦｐ＝９８％）、位相差Δφｄ＝２０．０度（負荷力率ＰＦｄ＝９４％）に設定されている場合、位相差Δφｐ＝０度（発電力率ＰＦｐ＝１００％）、位相差Δφｄ＝８．１度（負荷力率ＰＦｄ＝９９％）に変更し、式（１８）の解を再計算するようにすればよい。

なお、式（１８）の方程式が虚数解となる状態が発生する頻度は小さいと予想される。従って、例えば、虚数解を避けるために生じる誤差が、各部の電力の所定の時間単位（例えば、１日単位）の積算値に与える影響は小さいと考えられる。

図３に戻り、ステップＳ５において、表示部１２３は、各部の電力の状態を表示する。例えば、表示部１２３は、算出された発電電力Ｐｐ、販売電力Ｐｃｓ、購入電力Ｐｃｂ、および、負荷電力Ｐｄを、数値または時系列のグラフなどを用いて表示する。また、例えば、表示部１２３は、買電状態または売電状態のいずれの状態であるかを文字、記号、アイコン等により画面に表示したり、ＬＥＤなどによる光の点灯、点滅、色の変化等により示したりする。

これにより、ユーザは家庭内の各部の電力の状態を把握することができる。

ステップＳ６において、通信部１２４は、各部の電力の状態を通知する。具体的には、通信部１２４は、算出された発電電力Ｐｐ、販売電力Ｐｃｓ、購入電力Ｐｃｂ、および、負荷電力Ｐｄ、並びに、買電状態または売電状態のいずれの状態であるかを含む電力状態情報を外部の装置に送信する。

送信先の外部の装置は、例えば、受信した情報を蓄積したり、受信した情報に基づいて電力の使用状況等の解析を行ったりする。

なお、さらに発電電流ｉｐおよび商用電流ｉｃの測定値を電力状態情報に含めるようにしてもよい。また、必ずしも以上に述べた全ての情報を送信する必要はなく、例えば、送信先の装置の必要性に応じて、送信する情報を選択するようにしてもよい。

さらに、電力状態情報の送信は、必ずしも電力監視処理のループ処理で毎回行う必要はなく、例えば、所定の期間毎、あるいは、情報の蓄積量が所定量を超えたときなど、所定のタイミングで行うようにすればよい。あるいは、外部の装置からの要求に応じて、電力状態情報を送信するようにしてもよい。

その後、処理はステップＳ１に戻り、ステップＳ１以降の処理が実行される。

以上のようにして、電圧の測定器を電力系統に設置することなく、変流器１１１ｐ，１１１ｃのみを電力系統に設置し、発電電流ｉｐおよび商用電流ｉｃを測定するだけで、商用電力潮流方向を検出することができる。また、商用力率ＰＦｃ（位相差Δφｃ）の変動に関わらず、発電電力Ｐｐ、販売電力Ｐｃｓ、購入電力Ｐｃｂ、負荷電力Ｐｄをほぼ正確に測定することができる。

従って、安全かつ無停電で電力監視システム１０１を設置することができ、電力監視システム１０１の設置が容易になるとともに、必要なコストを削減することができる。その結果、簡単かつ低コストで電力の状態を検出することが可能になる。さらに、安全性および信頼性の要求が高い電圧の測定器を省くことにより、電力監視システム１０１全体の安全性および信頼性が向上する。

＜２．第２の実施の形態＞
次に、図１２乃至図１６を参照して、本発明の第２の実施の形態について説明する。

なお、この第２の実施の形態では、第１の実施の形態と比較して、発電電流ｉｐと商用電流ｉｃの位相差を検出し、その位相差に基づいて、商用電力潮流方向を検出したり、各部の電力等の算出を行ったりする点が異なる。

［電力監視システムの構成例］
図１２は、本発明を適用した電力監視システムの第２の実施の形態である電力監視システム３０１の構成例を示すブロック図である。なお、図中、図１と対応する部分には同じ符号を付してあり、処理が同じ部分については、その説明は繰り返しになるので省略する。

電力監視システム３０１は、電力監視システム１０１と比較して、検出装置１１２の代わりに検出装置３１１が設けられている点が異なる。また、検出装置３１１は、検出装置１１２と比較して、演算部１２２の代わりに演算部３２１が設けられている点が異なる。さらに、演算部３２１は、演算部１２２と比較して、判定値算出部１３２、潮流方向検出部１３３、および、電力算出部１３４の代わりに、判定値算出部３３１、商用電力状態検出部３３２、および、電力算出部３３３が設けられている点が異なる。

判定値算出部３３１は、発電電流ｉｐの測定値および商用電流ｉｃの測定値を変換部１３１から取得する。判定値算出部３３１は、後述するように、発電電流ｉｐの測定値および商用電流ｉｃの測定値に基づいて、発電電流ｉｐと商用電流ｉｃの位相差の検出に用いる判定値を算出する。判定値算出部３３１は、算出した判定値を商用電力状態検出部３３２に供給する。

商用電力状態検出部３３２は、後述するように、判定値算出部３３１により算出された判定値に基づいて、発電電流ｉｐと商用電流ｉｃの位相差、商用電力系統の位相差Δφｃ、商用力率ＰＦｃ、および、商用電力潮流方向を検出する。商用電力状態検出部３３２は、検出結果を電力算出部３３３に通知する。

電力算出部３３３は、発電電流ｉｐの測定値および商用電流ｉｃの測定値を変換部１３１から取得する。電力算出部３３３は、後述するように、発電電流ｉｐの測定値、商用電流ｉｃの測定値、商用力率ＰＦｃの検出結果、および、商用電力潮流方向の検出結果に基づいて、発電電力Ｐｐ、販売電力Ｐｃｓ、購入電力Ｐｃｂ、および、負荷電力Ｐｄを算出する。電力算出部３３３は、算出した結果を表示部１２３および通信部１２４に通知する。

［電力監視処理の第２の実施の形態］
次に、図１３のフローチャートを参照して、電力監視システム３０１により実行される電力監視処理について説明する。

ステップＳ１０１において、図３のステップＳ１の処理と同様に、発電電流ｉｐおよび商用電流ｉｃの測定が行われる。

ステップＳ１０２において、判定値算出部３３１は、判定値を算出し、算出した判定値を商用電力状態検出部３３２に通知する。

ステップＳ１０３において、商用電力状態検出部３３２は、判定値に基づいて、商用側の電力の状態を検出し、検出した状態を電力算出部３３３に通知する。

ここで、ステップＳ１０２およびＳ１０３の処理における判定値の算出方法と商用側の電力の状態の検出方法の具体例について説明する。

例えば、アナログ回路等により、発電電流ｉｐおよび商用電流ｉｃの測定が連続して行われる場合、判定値算出部３３１は、式（２０）の角度θを０≦θ＜２πの範囲内で所定の間隔でずらしながら、各角度θにおける判定値Ｄ７（θ）を算出する。

判定値Ｄ７（θ）は、上述した式（１）の判定値Ｄ１を、商用電流ｉｃの測定値の位相φｃｉを角度θだけずらして算出した値と等しくなる。そして、角度θをずらしながら判定値Ｄ７（θ）を算出することにより、商用電流ｉｃの測定値の位相φｃｉを移動させながら、各位相における判定値Ｄ７（θ）が算出される。

従って、角度θが発電電流ｉｐと商用電流ｉｃの位相差φｐｉ−φｃｉと一致するときに、判定値Ｄ７（θ）が最大になると推定される。

そこで、商用電力状態検出部３３２は、判定値Ｄ７（θ）が最大となる角度θ（＝判定値Ｄ７（θ）が最大となる発電電流ｉｐの測定値の位相φｃｉの移動量）を、発電電流ｉｐと商用電流ｉｃの位相差φｐｉ−φｃｉとして検出する。

なお、サンプリング間隔が短いなどの理由により、発電電流ｉｐおよび商用電流ｉｃを同時に測定できない場合、例えば、判定値Ｄ７（θ）の代わりに、次式（２１）の判定値Ｄ８（θ）を用いて、発電電流ｉｐと商用電流ｉｃの位相差φｐｉ−φｃｉを求めるようにしてもよい。

判定値Ｄ８（θ）は、上述した式（５）の判定値Ｄ５を、商用電流ｉｃの測定値の位相φｃｉを角度θだけずらして算出した値と等しくなる。

また、例えば、デジタルの演算回路等により、発電電流ｉｐおよび商用電流ｉｃの測定が離散的に行われる場合、判定値算出部３３１は、式（２２）の変数ｊを０≦ｊ≦ｍの範囲内で１つずつインクリメントながら判定値Ｄ９（ｊ）を算出する。

判定値Ｄ９（ｊ）は、上述した式（２）の判定値Ｄ２を、商用電流ｉｃのサンプリング値の位相φｃｉを角度θ＝２πｊ／ｍだけずらして算出した値と等しくなる。そして、変数ｊを１つずつインクリメントしながら判定値Ｄ９（ｊ）を算出することにより、商用電流ｉｃのサンプリング値の位相φｃｉを移動させながら、各位相における判定値Ｄ９（ｊ）が算出される。

従って、角度θ＝２πｊ／ｍが、発電電流ｉｐと商用電流ｉｃの位相差φｐｉ−φｃｉと一致するときに、判定値Ｄ９（ｊ）が最大になると推定される。

そこで、商用電力状態検出部３３２は、判定値Ｄ９（ｊ）が最大となる変数ｊに対応する角度θ（＝２πｊ／ｍ）を、発電電流ｉｐと商用電流ｉｃの位相差φｐｉ−φｃｉとして検出する。

図１６は、図１４および図１５に示される条件の下で、式（２２）の判定値Ｄ９（ｊ）を算出した結果の例を示している。なお、図１４および図１６では、角度の単位をラジアンではなく度数で示している。

図１４は、発電電力系統、商用電力系統、および、負荷電力系統の皮相電力の関係の例を示している。図１４の横軸は無効電力を示し、縦軸は有効電力を示している。

図１５は、発電電流ｉｐ、商用電流ｉｃ、負荷電流ｉｄ、および、発電電圧ｖｐ（＝商用電圧ｖｃ＝負荷電圧ｖｄ）の時系列の推移の例を示している。図１５の横軸は時間を示し、縦軸は電圧または電流を示している。発電電流ｉｐ、商用電流ｉｃ、負荷電流ｉｄ、および、発電電圧ｖｐの各波形は、ほぼ正弦波となっている。

そして、図１４および図１５では、発電電圧ｖｐの位相φｐｖに対して発電電流ｉｐの位相φｐｉが８度進み、発電力率ＰＦｐが９９％となり、商用電圧ｖｃの位相φｃｖに対して商用電流ｉｃの位相φｃｉが４０度遅れ、商用力率ＰＦｃが７７％となる例が示されている。

従って、図１４に示されるように、発電電力系統の皮相電力を表すベクトルと商用電力系統の皮相電力を表すベクトルの間の角度は４８度となる。また、発電電圧ｖｐと商用電圧ｖｃの位相が等しいので、発電電流ｉｐと商用電流ｉｃの位相差も４８度となる。

そして、図１６に示されるように、角度θ（＝２πｊ／ｍ）が４８度になるとき、Ｄ９（ｊ）は最大となる。

このように、判定値Ｄ９（ｊ）を用いて、発電電流ｉｐと商用電流ｉｃの位相差φｐｉ−φｃｉを正確に検出することができる。

なお、サンプリング間隔が短いなどの理由により、発電電流ｉｐおよび商用電流ｉｃを同時に測定できない場合、例えば、判定値Ｄ９（ｊ）の代わりに、次式（２３）の判定値Ｄ１０（ｊ）を用いて、発電電流ｉｐと商用電流ｉｃの位相差φｐｉ−φｃｉを求めるようにしてもよい。

判定値Ｄ１０（ｊ）は、上述した式（６）の判定値Ｄ６を、商用電流ｉｃのサンプリング値の位相φｃｉを角度θ＝２πｊ／ｍだけずらして算出した値と等しくなる。

また、商用電力状態検出部３３２は、商用電力系統の位相差Δφｃおよび商用力率ＰＦｃを検出する。具体的には、上述したように、発電力率ＰＦｐおよび位相差Δφｐは、所定の定数に設定することが可能である。また、発電電圧ｖｐと商用電圧ｖｃの値および位相は等しい。従って、商用電力状態検出部３３２は、次式（２４）により、商用電力系統の位相差Δφｃを算出することができる。

Δφｃ＝Δφｐ＋（φｐｉ−φｃｉ）・・・（２４）

そして、商用電力状態検出部３３２は、算出した位相差Δφｃに基づいて、商用力率ＰＦｃ（＝ｃｏｓΔφｃ）を算出する。

さらに、商用電力状態検出部３３２は、算出した位相差Δφｃに基づいて、商用電力潮流方向を検出する。具体的には、商用電力状態検出部３３２は、算出した位相差Δφｃが、｜Δφｃ｜≦π／２を満たす場合、買電状態であると判定し、π／２＜｜Δφｃ｜≦πを満たす場合、売電状態であると判定する。

そして、商用電力状態検出部３３２は、商用力率ＰＦｃおよび潮流方向の検出結果を電力算出部３３３に通知する。

ステップＳ１０４において、電力算出部３３３は、各部の電力を算出する。

具体的には、電力算出部３３３は、買電状態の場合、次式（２５）乃至（２７）により、発電電力Ｐｐ、購入電力Ｐｃｂおよび販売電力Ｐｃｓを算出する。

Ｐｐ＝Ｖｐ×Ｉｐ×ＰＦｐ・・・（２５）
Ｐｃｂ＝Ｖｃ×Ｉｃ×ＰＦｃ・・・（２６）
Ｐｃｓ＝０・・・（２７）

なお、発電電圧実効値Ｖｐ、商用電圧実効値Ｖｃ、発電電流実効値Ｉｐ、商用電流実効値Ｉｃ、および、発電力率ＰＦｐには、電力監視システム１０１の場合と同様の値が用いられる。また、商用力率ＰＦｃには、商用電力状態検出部３３２による算出値が用いられる。

また、電力算出部３３３は、次式(２８)により、負荷電力Ｐｄを算出する。

Ｐｄ＝Ｐｐ＋Ｐｃｂ・・・（２８）

一方、電力算出部３３３は、売電状態の場合、次式（２９）乃至（３１）により、発電電力Ｐｐ、購入電力Ｐｃｂおよび販売電力Ｐｃｓを算出する。

Ｐｐ＝Ｖｐ×Ｉｐ×ＰＦｐ・・・（２９）
Ｐｃｂ＝０・・・（３０）
Ｐｃｓ＝Ｖｃ×Ｉｃ×ＰＦｃ・・・（３１）

なお、式（２９）は、式（２５）と同じ式であり、式（３１）の右辺は、式（２６）の右辺と同じである。

また、電力算出部３３３は、次式(３２)により、負荷電力Ｐｄを算出する。

Ｐｄ＝Ｐｐ−Ｐｃｓ・・・（３２）

ステップＳ１０５およびＳ１０６の処理は、図３のステップＳ５およびＳ６の処理と同様であり、その説明は繰り返しになるので省略する。

その後、処理はステップＳ１０１に戻り、ステップＳ１０１以降の処理が実行される。

以上のようにして、電力監視システム１０１と同様に、電圧の測定器を電力系統に設置することなく、変流器１１１ｐ，１１１ｃのみを電力系統に設置し、発電電流ｉｐおよび商用電流ｉｃを測定するだけで、商用電力潮流方向を検出することができる。また、商用力率ＰＦｃ（位相差Δφｃ）の変動に関わらず、発電電力Ｐｐ、販売電力Ｐｃｓ、購入電力Ｐｃｂ、負荷電力Ｐｄをほぼ正確に測定することができる。

＜３．変形例＞
以上の説明では、単相２線式の電力系統に本発明を適用する例を示したが、本発明は、単相３線式の電力系統にも適用することが可能である。

図１７は、単相３線式の場合の変流器の設置方法の例を示している。この図に示されるように、変流器３５１と変流器３５２の２つの変流器を、電圧線Ｌ１と中性線Ｎとの間（以下、Ｌ１相と称する）、および、電圧線Ｌ２と中性線Ｎとの間（以下、Ｌ２相と称する）にそれぞれ設けるようにすればよい。

なお、単相３線式の場合、発電電流ｉｐおよび商用電流ｉｃの測定が離散的にかつシリアルに行われるときには、例えば、Ｌ１相の発電電流ｉｐ、Ｌ１相の商用電流ｉｃ、Ｌ２相の発電電流ｉｐ、Ｌ２相の商用電流ｉｃ、・・・の順のように、同じ相の電流を連続して測定するようにした方がよい。

また、以上の説明では、判定値Ｄ１、Ｄ２、Ｄ５、Ｄ６、D７（θ）、Ｄ８（θ）、Ｄ９（ｊ）、および、Ｄ１０（ｊ）を算出する際に、発電電流ｉｐおよび商用電流ｉｃの乗算値を１周期の間積算する例を示したが、ｎ周期（ただし、ｎは２以上の自然数）の間積算するようにしてもよい。

また、以上の説明では、商用電流ｉｃの測定値の位相φｃｉを移動させながら、判定値D７（θ）、Ｄ８（θ）、Ｄ９（ｊ）、および、Ｄ１０（ｊ）を算出する例を示したが、発電電流ｉｐの測定値の位相φｐｉを移動させながら算出するようにしてもよい。

さらに、変流器１１１ｐおよび変流器１１１ｃの設置方向は、上述した例に限定されるものではなく、任意の方向に設定することができる。なお、変流器１１１ｐおよび変流器１１１ｃの一方のみを上述した例と逆方向に設置した場合、商用電力潮流方向の判定結果は、上述した例と逆になる。

また、以上の説明では、電圧ｖｓｐおよび電圧ｖｓｃの値を発電電流ｉｐおよび商用電流ｉｃの値に変換してから、判定値を算出するようにしたが、電圧ｖｓｐおよび電圧ｖｓｃをそのまま用いて判定値を算出するようにしてもよい。この場合、基本的に、上述した式（１）乃至式（６）および（２０）乃至（２３）の発電電流ｉｐおよび商用電流ｉｃを、電圧ｖｓｐおよび電圧ｖｓｃに置き換えるだけでよい。

さらに、第１の実施の形態の商用電力潮流方向の検出方法を、第２の実施の形態で用いたり、第２の実施の形態の商用電力潮流方向の検出方法を、第１の実施の形態で用いたりするようにしてもよい。

また、例えば、発電電流ｉｐの測定値および時間帯等に基づいて、商用電力潮流方向を判定するようにしてもよい。

例えば、発電電流ｉｐの測定値が所定の閾値以上の場合、すなわち、太陽光発電システム１５１の発電量が多い場合、売電状態であると判定し、所定の閾値未満の場合、すなわち、太陽光発電システム１５１の発電量が少ない場合、買電状態であると判定するようにしてもよい。なお、この閾値を時間帯等により変動させてもよい。例えば、在宅率が低く、負荷電力Ｐｄが小さいと想定される平日の昼間には、閾値を低く設定し、在宅率が高く、負荷電力Ｐｄが大きいと想定される休日の昼間には、閾値を高く設定するようにしてもよい。

また、例えば、太陽光発電システム１５１が発電を行わない日没から日の出までの時間帯や、曇天または雨天の場合に、無条件で買電状態であると判定するようにしてもよい。

さらに、以上の説明では、発電電圧ｖｐを定数とする例を示したが、例えば、太陽光発電システム１５１から発電電圧ｖｐの測定値を取得して、各種の演算に用いるようにしてもよい。

また、本発明の実施の形態では、太陽光発電以外にも、例えば、風力発電、ディーゼル発電、燃料電池等、任意の方式の自家発電装置を採用することができる。

さらに、本発明は、一般の家庭以外にも、例えば、ビル、工場、商業施設、公共施設等の自家発電装置を備えた各種の施設の電力系統に適用することが可能である。

［コンピュータの構成例］
上述した検出装置１１２および検出装置３１１の一連の処理は、ハードウエアにより実行することもできるし、ソフトウエアにより実行することもできる。一連の処理をソフトウエアにより実行する場合には、そのソフトウエアを構成するプログラムが、コンピュータにインストールされる。ここで、コンピュータには、専用のハードウエアに組み込まれているコンピュータや、各種のプログラムをインストールすることで、各種の機能を実行することが可能な、例えば汎用のパーソナルコンピュータなどが含まれる。

図１８は、上述した一連の処理をプログラムにより実行するコンピュータのハードウエアの構成例を示すブロック図である。

コンピュータにおいて、CPU（Central Processing Unit）４０１，ROM（Read Only Memory）４０２，RAM（Random Access Memory）４０３は、バス４０４により相互に接続されている。

バス４０４には、さらに、入出力インタフェース４０５が接続されている。入出力インタフェース４０５には、入力部４０６、出力部４０７、記憶部４０８、通信部４０９、及びドライブ４１０が接続されている。

入力部４０６は、キーボード、マウス、マイクロフォンなどよりなる。出力部４０７は、ディスプレイ、スピーカなどよりなる。記憶部４０８は、ハードディスクや不揮発性のメモリなどよりなる。通信部４０９は、ネットワークインタフェースなどよりなる。ドライブ４１０は、磁気ディスク、光ディスク、光磁気ディスク、又は半導体メモリなどのリムーバブルメディア４１１を駆動する。

以上のように構成されるコンピュータでは、CPU４０１が、例えば、記憶部４０８に記憶されているプログラムを、入出力インタフェース４０５及びバス４０４を介して、RAM４０３にロードして実行することにより、上述した一連の処理が行われる。

コンピュータ（CPU４０１）が実行するプログラムは、例えば、パッケージメディア等としてのリムーバブルメディア４１１に記録して提供することができる。また、プログラムは、ローカルエリアネットワーク、インターネット、デジタル衛星放送といった、有線または無線の伝送媒体を介して提供することができる。

コンピュータでは、プログラムは、リムーバブルメディア４１１をドライブ４１０に装着することにより、入出力インタフェース４０５を介して、記憶部４０８にインストールすることができる。また、プログラムは、有線または無線の伝送媒体を介して、通信部４０９で受信し、記憶部４０８にインストールすることができる。その他、プログラムは、ROM４０２や記憶部４０８に、あらかじめインストールしておくことができる。

なお、コンピュータが実行するプログラムは、本明細書で説明する順序に沿って時系列に処理が行われるプログラムであっても良いし、並列に、あるいは呼び出しが行われたとき等の必要なタイミングで処理が行われるプログラムであっても良い。

また、本明細書において、システムの用語は、複数の装置、手段などより構成される全体的な装置を意味するものとする。

さらに、本発明の実施の形態は、上述した実施の形態に限定されるものではなく、本発明の要旨を逸脱しない範囲において種々の変更が可能である。

１０１電力監視システム
１１１ｐ，１１１ｃ変流器
１１２検出装置
１２１ｐ，１２１ｃ測定部
１２２演算部
１２３表示部
１２４通信部
１３１変換部
１３２判定値算出部
１３３潮流方向検出部
１３４電力算出部
１５１太陽光発電システム（発電手段）
１５２商用電源
１５３負荷
１６２ＰＶコントローラ
３０１電力監視システム
３１１検出装置
３２１演算部
３３１判定値算出部（第１の算出手段）
３３２商用電力状態検出部（検出手段）
３３３電力算出部（第２の算出手段）
３５１，３５２変流器

Claims

電力の状態を検出する検出装置において、
商用電源からの第１の電力系統と、前記商用電源と同じ周波数の電力を供給する発電手段からの第２の電力系統との接続点より前記第１の電力系統側において第１の電流を測定する第１の変流器と、
前記接続点より前記第２の電力系統側において第２の電流を測定する第２の変流器と、
前記第１の電流の測定値および前記第２の電流の測定値のうちの一方の位相を移動させながら、前記第１の電流の測定値と前記第２の電流の測定値との乗算値に基づく判定値を算出する第１の算出手段と、
前記判定値が最大となる位相の移動量を、前記第１の電流と前記第２の電流の位相差として検出する検出手段と
を備える検出装置。
前記検出手段は、前記第１の電流と前記第２の電流の位相差の検出値、および、前記第２の電力系統の電圧と電流の位相差の設定値に基づいて、前記第１の電力系統の電圧と電流の位相差を検出する
請求項１に記載の検出装置。
前記検出手段は、前記第１の電力系統の電圧と電流の位相差の検出値に基づいて、前記第１の電力系統の電力の潮流方向を検出する
請求項２に記載の検出装置。
前記第１の電力系統の電圧の設定値、前記第１の電流の測定値、前記第１の電力系統の電圧と電流の位相差の検出値、および、検出した前記第１の電力系統の電力の潮流方向に基づいて、前記第１の電力系統の第１の有効電力を算出する第２の算出手段を
さらに備える請求項３に記載の検出装置。
前記第２の算出手段は、前記第２の電力系統の電圧の設定値、前記第２の電流の測定値、および、前記第２の電力系統の電圧と電流の位相差の設定値に基づいて、前記第２の電力系統の第２の有効電力を算出し、前記第１の有効電力の算出値および前記第２の有効電力の算出値に基づいて、前記接続点に接続されている負荷に供給される第３の有効電力を算出する
請求項４に記載の検出装置。
前記検出手段は、前記商用電源の電力のｎ周期（ｎは自然数）の間の前記乗算値の積算値を前記判定値として算出する
請求項１乃至５のいずれかに記載の検出装置。
電力の状態を検出する検出装置が、
商用電源からの第１の電力系統と、前記商用電源と同じ周波数の電力を供給する発電手段からの第２の電力系統との接続点より前記第１の電力系統側において第１の変流器により第１の電流を測定し、前記接続点より前記第２の電力系統側において第２の変流器により第２の電流を測定する測定ステップと、
前記第１の電流の測定値および前記第２の電流の測定値のうちの一方の位相を移動させながら、前記第１の電流の測定値と前記第２の電流の測定値との乗算値に基づく判定値を算出する算出ステップと、
前記判定値が最大となる位相の移動量を、前記第１の電流と前記第２の電流の位相差として検出する検出ステップとを
を含む検出方法。
商用電源からの第１の電力系統と、前記商用電源と同じ周波数の電力を供給する発電手段からの第２の電力系統との接続点より前記第１の電力系統側において第１の変流器により測定される第１の電流の測定値、および、前記接続点より前記第２の電力系統側において第２の変流器により測定される第２の電流の測定値のうちの一方の位相を移動させながら、前記第１の電流の測定値と前記第２の電流の測定値との乗算値に基づく判定値を算出する算出手段と、
前記判定値が最大となる位相の移動量を、前記第１の電流と前記第２の電流の位相差として検出する検出手段と
を備える検出装置。
電力の状態を検出する検出装置が、
商用電源からの第１の電力系統と、前記商用電源と同じ周波数の電力を供給する発電手段からの第２の電力系統との接続点より前記第１の電力系統側において第１の変流器により測定される第１の電流の測定値、および、前記接続点より前記第２の電力系統側において第２の変流器により測定される第２の電流の測定値のうちの一方の位相を移動させながら、前記第１の電流の測定値と前記第２の電流の測定値との乗算値に基づく判定値を算出する算出ステップと、
前記判定値が最大となる位相の移動量を、前記第１の電流と前記第２の電流の位相差として検出する検出ステップと
を含む検出方法。
商用電源からの第１の電力系統と、前記商用電源と同じ周波数の電力を供給する発電手段からの第２の電力系統との接続点より前記第１の電力系統側において第１の変流器により測定される第１の電流の測定値、および、前記接続点より前記第２の電力系統側において第２の変流器により測定される第２の電流の測定値のうちの一方の位相を移動させながら、前記第１の電流の測定値と前記第２の電流の測定値との乗算値に基づく判定値を算出する算出ステップと、
前記判定値が最大となる位相の移動量を、前記第１の電流と前記第２の電流の位相差として検出する検出ステップと
を含む処理をコンピュータに実行させるためのプログラム。