JP2011199955A - 太陽光発電出力推定方法及び太陽光発電出力推定装置 - Google Patents

Abstract

【課題】低コストかつ高精度に太陽光発電機の出力電力を推定する。
【解決手段】太陽光発電出力推定装置４は、電力計２から柱上変圧器Ｔｒの負荷電力データを取得し（Ｓ４０１）、照度センサ３から日射量データを取得し、参照信号データとする（Ｓ４０２）。そして、負荷電力データをフーリエ変換して、負荷電力パワースペクトルとし（Ｓ４０３）、参照信号データをフーリエ変換して、参照信号パワースペクトルとする（Ｓ４０４）。続いて、負荷電力パワースペクトル及び参照信号パワースペクトルのピークを特定し、ピークが一致する周波数を抽出する（Ｓ４０５）。次に、負荷電力及び参照信号のパワースペクトルを逆フーリエ変換して、ピーク周波数に対する負荷電力振幅及び参照信号振幅を求め（Ｓ４０６、Ｓ４０７）、それらの振幅比を求める（Ｓ４０８）。そして、参照信号に振幅比を乗算した値により、太陽光発電機Ｇの出力電力を推定する（Ｓ４０９）。
【選択図】図４

Description

本発明は、太陽光発電の出力電力を推定する方法及びその装置に関する。

今後、家庭用太陽光発電が本格的に普及することが期待されており、配電系統に大量の太陽光発電が接続されることが予想される。

ところで、太陽光発電は、気象条件によって出力が変動するため、その出力変動が配電系統の電圧や周波数に対して大きな影響を及ぼすことが懸念されている。そのため、太陽光発電の出力を計測し、その出力に見合う量の蓄電蓄熱負荷や周波数制御用発電機、電圧調整器を制御することにより、配電系統への影響を緩和する方法が検討されている。

しかし、大量の太陽光発電機の全ての出力を計測し、その計測データを通信回線経由で取得するには、膨大なコストが必要になる。例えば、ある電力会社内における太陽光発電機の普及台数は、現在４万台であり、２０２０年には８０万台にする予定である。従って、太陽光発電機の出力計測器が、例えば１台１０万円とすると、現在４０億円かかり、２０２０年には８００億円かかることになる。

これを解決するために、特許文献１には、一部の太陽光発電機の発電量のみを計測し、他の太陽光発電機全ての発電量を、過去のデータから求めた発電量相関モデルを用いて推定する配電系統状態推定装置が提案されている。

特開２００９−５００６４号公報

特許文献１の装置では、２つ以上の太陽光発電機の発電量の相関関係を過去の実績値に基づいて推定するが、この手法には次の問題点がある。
（１）太陽光発電機が増設された場合、新たに相関モデルを構築する必要がある。
（２）太陽光発電機が故障等で停止している場合でも、相関モデルに従って発電していることになってしまう。

本発明は、上記課題を鑑みてなされたものであり、その主たる目的は、低コストかつ高精度に太陽光発電機の出力電力を推定することにある。

上記課題を解決するために、本発明は、コンピュータにより、配電線上の連系点に接続された太陽光発電機の総出力電力を推定する方法（太陽光発電出力推定方法）であって、前記コンピュータが、前記連系点に接続された負荷に前記配電線から供給される負荷電力と、前記太陽光発電機付近の日射量に依存する物理量とを取得するステップと、取得した前記物理量を参照信号とし、前記負荷電力の変動成分のうち、当該参照信号の変動と同期した変動成分の周波数を抽出するステップと、前記負荷電力の周波数成分のうち、抽出した前記周波数における周波数成分の振幅と、前記参照信号の周波数成分のうち、抽出した前記周波数における周波数成分の振幅との比である振幅比を計算するステップと、計算した前記振幅比を前記参照信号に乗算した結果を、前記太陽光発電機の総出力電力として推定するステップと、を実行することを特徴とする。

この方法によれば、配電線から供給される負荷電力及び日射量に依存する物理量に基づいて、連系点に接続された太陽光発電機の総出力電力を推定するため、２つの計測データを用いるので、低コストであり、リアルタイムの計測データを用いるので、推定した出力電力が高精度である。

また、本発明は、コンピュータにより、配電線上の連系点に接続された太陽光発電機の総出力電力を推定する方法（太陽光発電出力推定方法）であって、前記コンピュータが、前記連系点に接続された負荷に前記配電線から供給される負荷電力を取得するステップと、前記太陽光発電機付近の日射量に依存する物理量を参照信号として取得するステップと、前記負荷電力をフーリエ変換し、前記負荷電力のパワースペクトルを作成するステップと、前記参照信号をフーリエ変換し、前記参照信号のパワースペクトルを作成するステップと、前記負荷電力のパワースペクトルと、前記参照信号のパワースペクトルとの間で、ピークが一致する周波数をピーク周波数として抽出するステップと、前記負荷電力のパワースペクトルを逆フーリエ変換して、前記ピーク周波数における前記負荷電力の振幅を求めるステップと、前記参照信号のパワースペクトルを逆フーリエ変換して、前記ピーク周波数における前記参照信号の振幅を求めるステップと、前記負荷電力の振幅と、前記参照信号の振幅との比である振幅比を計算するステップと、計算した前記振幅比を前記参照信号に乗算した結果を、前記太陽光発電機の総出力電力として推定するステップと、を実行することを特徴とする。

この方法によれば、配電線から供給される負荷電力及び日射量に依存する物理量に基づいて、連系点に接続された太陽光発電機の総出力電力を推定するため、２つの計測データを用いるので、低コストであり、リアルタイムの計測データを用いるので、推定した出力電力が高精度である。

また、本発明の上記太陽光発電出力推定方法において、前記コンピュータが、前記振幅比を、所定時間ごとに計算することとしてもよい。
この方法によれば、振幅比が最新の状態に随時更新されるので、さらに精度よく太陽光発電機の出力電力を推定することができる。

また、本発明の上記太陽光発電出力推定方法において、前記コンピュータが、前記物理量として、前記太陽光発電機付近に設置された照度センサの計測値又は１の前記太陽光発電機の出力電力値を取得することとしてもよい。

また、本発明の上記太陽光発電出力推定方法において、前記コンピュータが、前記パワースペクトルの微分値が０となる周波数を、前記ピーク周波数として抽出することとしてもよい。
この方法によれば、精度よくピーク周波数を特定できるので、さらに高精度に太陽光発電機の出力電力を推定することができる。

なお、本発明は、太陽光発電出力推定装置を含む。その他、本願が開示する課題及びその解決方法は、発明を実施するための形態の欄、及び図面により明らかにされる。

本発明によれば、低コストかつ高精度に太陽光発電機の出力電力を推定することができる。

太陽光発電出力推定システム１の構成を示す図である。 太陽光発電出力推定装置４のハードウェア構成を示す図である。 太陽光発電出力推定装置４の記憶部４６に記憶されるデータの構成を示す図であり、（ａ）は計測値データ４６Ａの構成を示し、（ｂ）はパワースペクトルデータ４６Ｂの構成を示し、（ｃ）は振幅データ４６Ｃの構成を示す。 太陽光発電出力推定装置４の処理を示すフローチャートである。 太陽光発電出力推定装置４の処理過程を示すグラフであり、（ａ）は負荷電力Ｐｔ及び参照信号Ｐ_refのピークが一致する周波数Ｆｐを抽出する過程を示し、（ｂ）は振幅比ａ＝ＰＰｔ（Ｆｐ）／ＰＰ_ref（Ｆｐ）を求める過程を示し、（ｃ）は参照信号Ｐ_ref（ｔ）に振幅比ａを乗じて出力電力ＰＶ（ｔ）を求める過程を示す。 パワースペクトルに関するグラフであり、（ａ）はフーリエ変換した後のパワースペクトルを示し、（ｂ）はパワースペクトルの微分値を示す。

以下、図面を参照しながら、本発明を実施するための形態を説明する。本発明の実施の形態に係る太陽光発電出力推定装置は、配電線につながる柱上変圧器から供給される負荷電力及び日射量に依存する物理量を計測し、その物理量を参照信号として、その参照信号の変動周期と同期した負荷電力の成分を抽出し、その成分の周波数に対応する、前記負荷電力の振幅と、前記参照信号の振幅との比である振幅比を計算し、その振幅比を上記の参照信号に乗じた結果を、柱上変圧器に接続された太陽光発電機の総出力電力として推定するものである。

これによれば、柱上変圧器による負荷電力及び日射量に係る物理量を計測することにより、低コストかつ高精度に、柱上変圧器の配下にある太陽光発電機の総出力電力を推定することができる。なお、必ずしも柱上変圧器の配下にある負荷及び太陽光発電機でなくてもよく、例えば、配電線上にある１の連系点に接続された負荷及び太陽光発電機を対象としてもよい。

≪システムの構成と概要≫
図１は、太陽光発電出力推定システム１の構成を示す図である。太陽光発電出力推定システム１は、配電設備ＰＳ、電力計２、照度センサ３及び太陽光発電出力推定装置４を備える。配電設備ＰＳは、変電所Ｐ、高圧配電線Ｄ１、柱上変圧器Ｔｒ、低圧配電線Ｄ２、太陽光発電機Ｇ１及びＧ２、負荷Ｌ１及びＬ２を備える。変電所Ｐは、発電所から供給された電圧を６６００Ｖにして高圧配電線Ｄ１に送電する。高圧配電線Ｄ１は、変電所Ｐから受電した電圧を所定の地域に供給する。柱上変圧器Ｔｒは、高圧配電線Ｄ１と、低圧配電線Ｄ２との間に接続され、高圧配電線Ｄ１上の連系点ＣＰから受電した６６００Ｖの電圧を降圧して１００Ｖの電圧を低圧配電線Ｄ２に給電する。低圧配電線Ｄ２は、柱上変圧器Ｔｒから受電した電圧を負荷Ｌ１及びＬ２に供給する。太陽光発電機Ｇ１及びＧ２は、太陽光により発電し、その電力を低圧配電線Ｄ２に供給する。なお、柱上変圧器Ｔｒ配下の太陽光発電機をまとめて太陽光発電機Ｇとする。負荷Ｌ１及びＬ２は、低圧配電線Ｄ２を通じて、柱上変圧器Ｔｒ及び太陽光発電機Ｇ１、Ｇ２から供給された電力を消費する。なお、柱上変圧器Ｔｒ配下の負荷をまとめて負荷Ｌとする。

電力計２は、柱上変圧器Ｔｒの２次側端子に接続され、柱上変圧器Ｔｒ配下の負荷電力Ｐｔを計測し、その計測値データを太陽光発電出力推定装置４に通知する。照度センサ３は、太陽光発電機Ｇの付近に設置され、日射量Ｐ_refを計測し、その計測値データを太陽光発電出力推定装置４に通知する。太陽光発電出力推定装置４は、電力計２及び照度センサ３からそれぞれ負荷電力Ｐｔ及び日射量Ｐ_refの計測値データを取得し、取得した計測値に基づいて、柱上変圧器Ｔｒの２次側以下に接続された太陽光発電機Ｇの総出力電力を推定する。

図２は、太陽光発電出力推定装置４のハードウェア構成を示す図である。太陽光発電出力推定装置４は、通信部４１、表示部４２、入力部４３、計測値取得部４４、処理部４５及び記憶部４６を備え、各部がバス４７を介してデータを送受信可能なように接続されている。通信部４１は、ネットワークを介して他の装置とＩＰ（Internet Protocol）通信等を行う部分であり、例えば、ＮＩＣ（Network Interface Card）等によって実現される。表示部４２は、処理部４５からの指示によりデータを表示する部分であり、例えば、液晶ディスプレイ（ＬＣＤ：Liquid Crystal Display）等によって実現される。入力部４３は、オペレータがデータを入力する部分であり、例えば、キーボードやマウス等によって実現される。計測値取得部４４は、ＲＳ−２３２Ｃ等のインターフェースケーブルにより電力計２及び照度センサ３に接続され、それらの計測器から計測値データを取得し、取得した計測値データを処理部４５に受け渡す。処理部４５は、所定のメモリを介して各部間のデータの受け渡しを行うととともに、太陽光発電出力推定装置４全体の制御を行うものであり、ＣＰＵ（Central Processing Unit）が所定のメモリに格納されたプログラムを実行することによって実現される。記憶部４６は、処理部４５からデータを記憶したり、記憶したデータを読み出したりするものであり、例えば、ＨＤＤ（Hard Disk Drive）やＳＳＤ（Solid State Drive）等の不揮発性記憶装置によって実現される。なお、太陽光発電出力推定装置４は、スタンドアロンの装置（ＰＣ（Personal Computer）等）であってもよいし、複数の端末とネットワークを介して通信可能となっている装置（サーバ等）であってもよい。

≪データの構成≫
図３は、太陽光発電出力推定装置４の記憶部４６に記憶されるデータの構成を示す図である。図３（ａ）は、計測値データ４６Ａの構成を示す。計測値データ４６Ａは、柱上変圧器Ｔｒに係る計測器から取得した計測値のデータであり、負荷電力データ４６Ａ１及び参照信号データ４６Ａ２を含む。負荷電力データ４６Ａ１は、電力計２から取得した、柱上変圧器Ｔｒから供給され、負荷Ｌにより消費される電力の計測値データであり、負荷Ｌによる総消費電力から、太陽光発電機Ｇによる出力電力を差し引いた差分電力に相当する。従って、負荷電力データ４６Ａ１には、太陽光発電機Ｇによる出力電力の成分が含まれる。参照信号データ４６Ａ２は、照度センサ３から取得した、柱上変圧器Ｔｒの２次側にある太陽光発電機Ｇ近辺の日射量の計測値データであり、太陽光発電機Ｇの出力電力を推定する際に参照信号として用いられる。すなわち、柱上変圧器Ｔｒの電力計２で計測された負荷電力のうち、日射量に依存する参照信号と同じ周波数を持つ成分が、太陽光発電機Ｇによる出力電力分であるとする。

図３（ｂ）は、パワースペクトルデータ４６Ｂの構成を示す。パワースペクトルデータ４６Ｂは、計測値データ４６Ａをフーリエ変換したデータであり、負荷電力パワースペクトル４６Ｂ１及び参照信号パワースペクトル４６Ｂ２を含む。負荷電力パワースペクトル４６Ｂ１は、負荷電力データ４６Ａ１をフーリエ変換したデータである。参照信号パワースペクトル４６Ｂ２は、参照信号データ４６Ａ２をフーリエ変換したデータである。

図３（ｃ）は、振幅データ４６Ｃの構成を示す。振幅データ４６Ｃは、太陽光発電機Ｇの出力電力を推定するための過程で求められる、振幅に関するデータであり、ピーク負荷電力振幅４６Ｃ１、ピーク参照信号振幅４６Ｃ２、振幅比４６Ｃ３及び出力電力データ４６Ｃ４を含む。ピーク負荷電力振幅４６Ｃ１は、ピーク周波数における負荷電力の振幅であり、負荷電力パワースペクトル４６Ｂ１を逆フーリエ変換したデータから求められる。ピーク参照信号振幅４６Ｃ２は、ピーク周波数における参照信号の振幅であり、参照信号パワースペクトル４６Ｂ２を逆フーリエ変換したデータから求められる。振幅比４６Ｃ３は、ピーク負荷電力振幅４６Ｃ１と、ピーク参照信号振幅４６Ｃ２との比であり、所定時間ごとに計算され、更新される。出力電力データ４６Ｃ４は、柱上変圧器Ｔｒ配下の太陽光発電機Ｇの総出力電力の推定データであり、参照信号データ４６Ａ２に振幅比４６Ｃ３を乗算して求められるものであり、振幅比４６Ｃ３の更新とともに最新のデータに更新される。

なお、記憶部４６には、フーリエ変換や逆フーリエ変換を行うための計算式のデータも記憶される。

≪装置の処理≫
図４は、太陽光発電出力推定装置４の処理を示すフローチャートである。本処理は、太陽光発電出力推定装置４（以下、「出力推定装置４」とする）において、主として処理部４５が記憶部４６のデータを参照、更新しながら、太陽光発電機Ｇの総出力電力を推定するものである。

まず、出力推定装置４は、計測値取得部４４により、電力計２から柱上変圧器Ｔｒの２次側の負荷電力Ｐｔ（ｔ）の計測値データを取得し、計測値データ４６Ａの負荷電力データ４６Ａ１として記憶部４６に記憶する（Ｓ４０１）。次に、計測値取得部４４により、照度センサ３から太陽光発電機Ｇ付近の日射量Ｐ_ref（ｔ）の計測値データを取得し、計測値データ４６Ａの参照信号データ４６Ａ２として記憶部４６に記憶する（Ｓ４０２）。

そして、出力推定装置４は、処理部４５により、記憶部４６から計測値データ４６Ａの負荷電力データ４６Ａ１を読み出し、その負荷電力データをフーリエ変換してパワースペクトルを作成し、そのパワースペクトルをパワースペクトルデータ４６Ｂの負荷電力パワースペクトル４６Ｂ１として記憶部４６に記憶する（Ｓ４０３）。次に、処理部４５により、記憶部４６から計測値データ４６Ａの参照信号データ４６Ａ２を読み出し、その参照信号データをフーリエ変換してパワースペクトルを作成し、そのパワースペクトルをパワースペクトルデータ４６Ｂの参照信号パワースペクトル４６Ｂ２として記憶部４６に記憶する（Ｓ４０４）。

続いて、出力推定装置４は、処理部４５により、記憶部４６からパワースペクトルデータ４６Ｂの負荷電力パワースペクトル４６Ｂ１及び参照信号パワースペクトル４６Ｂ２を読み出し、それぞれのパワースペクトルのピークを特定し、そのピークが一致する周波数（ピーク周波数）Ｆｐを抽出する（Ｓ４０５）。なお、パワースペクトルのピークを特定する方法については後記する。

図５（ａ）のグラフは、負荷電力Ｐｔ（ｔ）及び日射量の参照信号Ｐ_ref（ｔ）をフーリエ変換し、負荷電力Ｐｔ及び参照信号Ｐ_refのピークが一致する周波数Ｆｐを抽出する過程を示す。

そして、出力推定装置４は、処理部４５により、負荷電力パワースペクトル４６Ｂ１を逆フーリエ変換し、その負荷電力の振幅ＰＰｔ（ｆ）を示すデータから、ピーク周波数Ｆｐに対する負荷電力の振幅ＰＰｔ（Ｆｐ）を求め、振幅データ４６Ｃのピーク負荷電力振幅４６Ｃ１として記憶部４６に記憶する（Ｓ４０６）。次に、処理部４５により、参照信号パワースペクトル４６Ｂ２を逆フーリエ変換し、その参照信号の振幅ＰＰ_ref（ｆ）を示すデータから、ピーク周波数Ｆｐに対する参照信号の振幅ＰＰ_ref（Ｆｐ）を求め、振幅データ４６Ｃのピーク参照信号振幅４６Ｃ２として記憶部４６に記憶する（Ｓ４０７）。

続いて、出力推定装置４は、処理部４５により、記憶部４６から振幅データ４６Ｃのピーク負荷電力振幅４６Ｃ１及びピーク参照信号振幅４６Ｃ２を読み出し、ピーク負荷電力振幅４６Ｃ１と、ピーク参照信号振幅４６Ｃ２との比ａを求め、その求めた比ａを振幅データ４６Ｃの振幅比４６Ｃ３として記憶部４６に記憶する（Ｓ４０８）。

図５（ｂ）のグラフは、負荷電力パワースペクトル及び参照信号パワースペクトルを逆フーリエ変換し、周波数ごとの振幅ＰＰｔ（ｆ）及びＰＰ_ref（ｆ）を求めるとともに、ピーク周波数Ｆｐにおける振幅ＰＰｔ（Ｆｐ）及びＰＰ_ref（Ｆｐ）を求め、さらに振幅比ａ＝ＰＰｔ（Ｆｐ）／ＰＰ_ref（Ｆｐ）を求める過程を示す。

そして、出力推定装置４は、処理部４５により、記憶部４６から計測値データ４６Ａの参照信号データ４６Ａ２を読み出し、その参照信号Ｐ_ref（ｔ）に振幅比ａを乗算することにより、柱上変圧器Ｔｒの２次側以下の太陽光発電機Ｇの出力電力ＰＶ（ｔ）を推定し、その推定データを振幅データ４６Ｃの出力電力データ４６Ｃ４として記憶部４６に記憶する（Ｓ４０９）。

図５（ｃ）のグラフは、参照信号Ｐ_ref（ｔ）に振幅比ａを乗じて出力電力ＰＶ（ｔ）を求める過程を示す。

以上の処理は、所定時間ごとに行われ、記憶部４６の振幅比４６Ｃ３及び出力電力データ４６Ｃ４が最新の状態に随時更新されることにより、太陽光発電機Ｇの出力電力の推定値を精度よく維持することができる。なお、記憶部４６の出力電力データ４６Ｃ４を通信部４１からネットワーク上の他の装置に送信したり、表示部４２に表示したりすることにより、太陽光発電機Ｇの出力電力の推定値を関係者に通知するようにしてもよい。

≪計算方法の例≫
図４のＳ４０３の処理においては、柱上変圧器Ｔｒの２次側の負荷電力をＰ_ｊ（ｊ＝０，１，２，・・・，ｎ−１）とし、サンプリング周期をΔｔとし、サンプリング周波数をΔｆ（＝１／ｎΔｔ）として、フーリエ変換を行い、さらにパワースペクトルを求める。Ｓ４０４も同様である。

フーリエ変換は、式１による。

パワースペクトルは、式２により求められる。

次に、図４のＳ４０６の処理においては、逆フーリエ変換により、周波数Ｆｋ（＝ｋΔｆ）のときのＰｊ（ｋ）を算出する。Ｓ４０７も同様である。

逆フーリエ変換は、式３による。

そして、周波数ごとのＰｊ（ｋ）の振幅（ｊ＝０，１，２，・・・，ｎ−１)のうち、Ｐｊ（ｋ）の最大値を求める。

続いて、フーリエ変換した後のパワースペクトルがピークになる周波数を求める方法を、以下に示す。図６（ａ）は、フーリエ変換した後のパワースペクトルを示すグラフである。

まず、式２のパワースペクトルの平滑化処理を行う。具体的には、式４に示すように、ｍ個の平均をとる。

次に、式５に示すように、パワースペクトルを微分する。

図６（ｂ）は、パワースペクトルの微分値を示すグラフである。このグラフにおいて、パワースペクトルの微分値のうち、その絶対値が閾値ｈ以上の箇所（周波数の範囲）を抽出する。そして、その抽出した箇所のうち、微分値が正値の箇所（Ｆ１）と、次に続く負値の箇所（Ｆ２）との間において微分値＝０となる周波数Ｆｐをピーク位置とする。これは、パワースペクトルについて、単に微分値＝０というだけでピークと判断するのではなく、所定値以上の正の傾きで上昇してピーク（微分値＝０）に達した後、所定値以下の負の傾きで下降する箇所を抽出することにより、その箇所にあるピーク周波数を精度よく特定するものである。

なお、上記実施の形態では、図１に示す太陽光発電出力推定装置４内の各部を機能させるために、処理部４５で実行されるプログラムをコンピュータにより読み取り可能な記録媒体に記録し、その記録したプログラムをコンピュータに読み込ませ、実行させることにより、本発明の実施の形態に係る太陽光発電出力推定装置４が実現されるものとする。この場合、プログラムをインターネット等のネットワーク経由でコンピュータに提供してもよいし、プログラムが書き込まれた半導体チップ等をコンピュータに組み込んでもよい。

以上説明した本発明の実施の形態によれば、柱上変圧器Ｔｒの２次側にある各太陽光発電機Ｇ（Ｇ１、Ｇ２）の全出力電力のデータを計測することなく、電力計２による柱上変圧器Ｔｒの２次側の負荷電力と、照度センサ３による日射量の計測値とに基づいて太陽光発電機Ｇの総出力電力を推定するので、計測器や通信回線に要するコストを低減することができる。電力計２及び照度センサ３は、個々の太陽光発電機Ｇに付けなくても、柱上変圧器Ｔｒごとにまとめて１個ずつ設置すればよい。次に、リアルタイムの計測値を随時取得することにより、太陽光発電機Ｇの総出力電力を高精度に推定することができる。

また、柱上変圧器Ｔｒの２次側に太陽光発電機Ｇが増設された場合でも、新たな相関モデルを構築することなく、太陽光発電機Ｇの総出力電力を推定することができる。そして、故障等で停止している太陽光発電機Ｇがある場合には、電力計２で計測される負荷電力が変化するので、出力電力の推定に対して、太陽光発電機Ｇの停止状態を反映することができる。以上によれば、柱上変圧器Ｔｒの配下における太陽光発電機Ｇの台数や稼動状態に関係なく、太陽光発電機Ｇの総出力電力を精度よく推定することができる。

≪その他の実施の形態≫
以上、本発明を実施するための形態について説明したが、上記実施の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。本発明はその趣旨を逸脱することなく変更、改良され得るとともに、本発明にはその等価物も含まれる。例えば、以下のような実施の形態が考えられる。
（１）上記実施の形態では、日射量に依存する物理量として、照度センサ４の計測値を利用したが、柱上変圧器Ｔｒ配下にある１の太陽光発電機Ｇの出力電力の計測値を利用してもよい。
（２）図４のＳ４０５の処理において複数のピーク周波数が抽出されたとしても、Ｓ４０５の処理において求められる振幅比は、原理的には等しくなる。ただし、複数のピーク周波数により、複数の振幅比が求められたときには、振幅比の平均値をとる、標準偏差等により所定範囲から逸脱した値を破棄する等の措置を行うようにしてもよい。

１ 太陽光発電出力推定システム
２ 電力計
３ 照度センサ
４ 太陽光発電出力推定装置（コンピュータ）
４４ 計測値取得部
４５ 処理部
４６ 記憶部
４６Ａ 計測値データ
４６Ａ１ 負荷電力データ
４６Ａ２ 参照信号データ
４６Ｂ パワースペクトルデータ
４６Ｂ１ 負荷電力パワースペクトル
４６Ｂ２ 参照信号パワースペクトル
４６Ｃ 振幅データ
４６Ｃ１ ピーク負荷電力振幅
４６Ｃ２ ピーク参照信号振幅
４６Ｃ３ 振幅比
４６Ｃ４ 出力電力データ
Ｄ１ 高圧配電線（配電線）
Ｄ２ 低圧配電線
Ｇ、Ｇ１、Ｇ２ 太陽光発電機
Ｌ、Ｌ１、Ｌ２ 負荷
Ｔｒ 柱上変圧器（連系点）

Claims (10)

1. コンピュータにより、配電線上の連系点に接続された太陽光発電機の総出力電力を推定する方法であって、
   前記コンピュータは、
   前記連系点に接続された負荷に前記配電線から供給される負荷電力と、前記太陽光発電機付近の日射量に依存する物理量とを取得するステップと、
   取得した前記物理量を参照信号とし、前記負荷電力の変動成分のうち、当該参照信号の変動と同期した変動成分の周波数を抽出するステップと、
   前記負荷電力の周波数成分のうち、抽出した前記周波数における周波数成分の振幅と、前記参照信号の周波数成分のうち、抽出した前記周波数における周波数成分の振幅との比である振幅比を計算するステップと、
   計算した前記振幅比を前記参照信号に乗算した結果を、前記太陽光発電機の総出力電力として推定するステップと、
   を実行することを特徴とする太陽光発電出力推定方法。
2. コンピュータにより、配電線上の連系点に接続された太陽光発電機の総出力電力を推定する方法であって、
   前記コンピュータは、
   前記連系点に接続された負荷に前記配電線から供給される負荷電力を取得するステップと、
   前記太陽光発電機付近の日射量に依存する物理量を参照信号として取得するステップと、
   前記負荷電力をフーリエ変換し、前記負荷電力のパワースペクトルを作成するステップと、
   前記参照信号をフーリエ変換し、前記参照信号のパワースペクトルを作成するステップと、
   前記負荷電力のパワースペクトルと、前記参照信号のパワースペクトルとの間で、ピークが一致する周波数をピーク周波数として抽出するステップと、
   前記負荷電力のパワースペクトルを逆フーリエ変換して、前記ピーク周波数における前記負荷電力の振幅を求めるステップと、
   前記参照信号のパワースペクトルを逆フーリエ変換して、前記ピーク周波数における前記参照信号の振幅を求めるステップと、
   前記負荷電力の振幅と、前記参照信号の振幅との比である振幅比を計算するステップと、
   計算した前記振幅比を前記参照信号に乗算した結果を、前記太陽光発電機の総出力電力として推定するステップと、
   を実行することを特徴とする太陽光発電出力推定方法。
3. 請求項１又は請求項２に記載の太陽光発電出力推定方法であって、
   前記コンピュータは、
   前記振幅比を、所定時間ごとに計算する。
   ことを特徴とする太陽光発電出力推定方法。
4. 請求項１又は請求項２に記載の太陽光発電出力推定方法であって、
   前記コンピュータは、
   前記物理量として、前記太陽光発電機付近に設置された照度センサの計測値又は１の前記太陽光発電機の出力電力値を取得する
   ことを特徴とする太陽光発電出力推定方法。
5. 請求項２に記載の太陽光発電出力推定方法であって、
   前記コンピュータは、
   前記パワースペクトルの微分値が０となる周波数を、前記ピーク周波数として抽出する
   ことを特徴とする太陽光発電出力推定方法。
6. 配電線上の連系点に接続された太陽光発電機の総出力電力を推定する装置であって、
   前記連系点に接続された負荷に前記配電線から供給される負荷電力と、前記太陽光発電機付近の日射量に依存する物理量とを取得する手段と、
   取得した前記物理量を参照信号とし、前記負荷電力の変動成分のうち、当該参照信号の変動と同期した変動成分の周波数を抽出する手段と、
   前記負荷電力の周波数成分のうち、抽出した前記周波数における周波数成分の振幅と、前記参照信号の周波数成分のうち、抽出した前記周波数における周波数成分の振幅との比である振幅比を計算する手段と、
   計算した前記振幅比を前記参照信号に乗算した結果を、前記太陽光発電機の総出力電力として推定する手段と、
   を備えることを特徴とする太陽光発電出力推定装置。
7. 配電線上の連系点に接続された太陽光発電機の総出力電力を推定する装置であって、
   前記連系点に接続された負荷に前記配電線から供給される負荷電力を取得する手段と、
   前記太陽光発電機付近の日射量に依存する物理量を参照信号として取得する手段と、
   前記負荷電力をフーリエ変換し、前記負荷電力のパワースペクトルを作成する手段と、
   前記参照信号をフーリエ変換し、前記参照信号のパワースペクトルを作成する手段と、
   前記負荷電力のパワースペクトルと、前記参照信号のパワースペクトルとの間で、ピークが一致する周波数をピーク周波数として抽出する手段と、
   前記負荷電力のパワースペクトルを逆フーリエ変換して、前記ピーク周波数における前記負荷電力の振幅を求める手段と、
   前記参照信号のパワースペクトルを逆フーリエ変換して、前記ピーク周波数における前記参照信号の振幅を求める手段と、
   前記負荷電力の振幅と、前記参照信号の振幅との比である振幅比を計算する手段と、
   計算した前記振幅比を前記参照信号に乗算した結果を、前記太陽光発電機の総出力電力として推定する手段と、
   を備えることを特徴とする太陽光発電出力推定装置。
8. 請求項６又は請求項７に記載の太陽光発電出力推定装置であって、
   前記振幅比を、所定時間ごとに計算する。
   ことを特徴とする太陽光発電出力推定装置。
9. 請求項６又は請求項７に記載の太陽光発電出力推定装置であって、
   前記物理量として、前記太陽光発電機付近に設置された照度センサの計測値又は１の前記太陽光発電機の出力電力値を取得する
   ことを特徴とする太陽光発電出力推定装置。
10. 請求項７に記載の太陽光発電出力推定装置であって、
    前記パワースペクトルの微分値が０となる周波数を、前記ピーク周波数として抽出する
    ことを特徴とする太陽光発電出力推定装置。