JP2012170236A - 太陽光発電出力のリアルタイム推定方法、装置およびプログラム - Google Patents

Abstract

【課題】配電系統に連系される太陽光発電の出力電力を少ないセンサで従来よりも簡単にリアルタイムで推定する。
【解決手段】太陽光発電出力のリアルタイム推定方法は、配電系統１００に接続された複数の太陽光発電装置ＰＶ１〜ＰＶ３および複数の負荷装置ＬＤ１〜ＬＤ６よりも上流側に設けられた観測地点５０ｂにおいて、有効電力および無効電力を時系列的に測定するステップと、日の出から日没までの間で設定された分析時刻が到来する度に、到来した現分析時刻までの所定の分析期間内の複数の測定時刻に観測地点５０ｂで測定されたデータに対して独立成分分析を行なうステップと、独立成分分析によって算出された各測定時刻における複数の太陽光発電装置ＰＶ１〜ＰＶ３全体の出力電力の推定値に基づいて、現分析時刻または現分析時刻から所定時間後における複数の太陽光発電装置ＰＶ１〜ＰＶ３全体の出力電力を推定するステップとを備える。
【選択図】図１

Description

この発明は、配電系統に連系された太陽光発電の現時点の出力、さらには現時点よりも所定時間後の出力をリアルタイムで推定する方法、装置およびプログラムに関する。

低炭素社会の実現へ向けて分散型電源（ＤＧ：Dispersed Generation）、とりわけ太陽光発電（ＰＶ：Photo-Voltaic power generation）が注目を浴びている。配電系統には今後、台数・容量ともに多くのＰＶが連系されることが予想される。このような状況で系統運用を適切に行なうためには、配電系統内に設置されたＰＶの現時刻の出力電力を精度良く把握する必要がある。さらには、現時刻から所定時間後のＰＶ出力を予測できることが望ましい。

大容量のＤＧに関しては連系箇所数が少ないので、出力電力を把握するために個別にセンサを設置することができる。一方、ＰＶに関しては、小容量の装置が極めて多数連系されるので、個別にセンサを設置するような方法をとることは困難である。

このような状況において、少なくとも配電系統内に接続されたＰＶ全体の出力電力と負荷全体の消費電力とを分離してリアルタイムで把握することが望まれている。たとえば、ＰＶが連系された配電系統で地絡事故が発生したために、配電系統への送電が停止された場合にこのような情報が必要となる。この場合、事故復旧過程の再送電時にはＰＶは配電系統から切り離されているので、ＰＶを除いた配電系統全体で負荷電力を正確に把握できていないと、電力融通配電系統において過負荷を生じるなど適切に電力を事故系統に供給できなくなるからである。

さらに、安定的な電力供給を実現するために、現時点から所定時間後のＰＶ全体の出力電力の予測ができることが望ましい。たとえば、現在、実用化に向けて開発が進められている二次電池を用いた電力貯蔵装置において充放電を適切に行なうためには、ＰＶ全体の出力電力の予測が必要である。

上記のような理由で、できるだけ少ないセンサを用いて配電系統内に設けられたＰＶ全体の現時点の出力電力を推定する方法、さらには、現時点よりも所定時間後のＰＶ全体の出力電力を予測する方法が求められている。この課題に関して、たとえば、以下の文献に記載された先行技術が知られている。

特開２００９−５００６４号公報（特許文献１）は、太陽光発電設備が設置されている需要家が連系する区間の実際の負荷量を、全ての太陽光発電設備の発電量を計測することなく一部の太陽光発電設備の発電量の計測値のみを用いて、実時間で推定可能な配電系統状態推定装置を開示する。具体的に、配電系統状態推定装置は、需要家の電力量と一部の太陽光発電設備の発電量を収集するデータ収集手段と、太陽光発電設備の発電量の関係を与える発電量相関モデルデータと、発電量相関モデルデータと収集された一部の太陽光発電設備の発電量とを用いて、他の収集していない太陽光発電設備の発電量を推定する太陽光発電量推定手段とを備える。ここで、発電量相関モデルデータは、２つの太陽光発電設備の発電量の過去実績値を用いて求める相関関係である。

長居らは、日射量予測情報を利用した、短時間先のＰＶ出力の推定手法を提案している（「日射量１０分予測値を用いた短時間先ＰＶ発電所出力推定手法」、電力技術・電力系統技術合同研究会資料、電気学会、2010年9月、PE-10-87,PSE-10-86（非特許文献１）参照）。この推定手法で利用する日射量予測情報では、正１０分ごとに２時間先までの日射量の１０分平均値が提供される。ＰＶ出力の予測値は、２０分前から２時間前までに発表された各日射量予測値を入力情報とした重回帰分析によって計算される。重回帰式の重み係数は、過去の実際の日射量予測情報とＰＶ出力実績値との関係を教師データとして、最小二乗法によって求められる。

特開２００９−５００６４号公報

長居達哉、他７名、「日射量１０分予測値を用いた短時間先ＰＶ発電所出力推定手法」、電力技術・電力系統技術合同研究会資料、電気学会、2010年9月、PE-10-87,PSE-10-86

上記の特開２００９−５００６４号公報（特許文献１）に開示された推定方法には、配電系統内の太陽光発電設備の情報を予め把握するのに多大の労力を要するといった課題や、系統構成や接続負荷の変更に対応するために情報管理の負担が生じるといった課題がある。

上記の長居らによって報告された推定手法では、日射量予測情報の精度が十分でないと、ＰＶ出力の推定精度が低くなってしまうという問題や、教師データとしてＰＶ出力実績値が必要であるのでデータ収集に労力を要するといった課題がある。

この発明の目的は、配電系統に連系された複数の太陽光発電装置全体の現時点での出力または現時点よりも所定時間後の未来における出力を少ないセンサで従来よりも簡単に推定することができる方法、装置およびプログラムを提供することである。

この発明は一局面において太陽光発電出力のリアルタイム推定方法であって、配電系統に接続された複数の太陽光発電装置および複数の負荷装置よりも上流側に設けられた観測地点において、有効電力および無効電力を時系列的に測定するステップと、日の出から日没までの間で設定された分析時刻が到来する度に、到来した現分析時刻までの所定の分析期間内の複数の測定時刻において観測地点で測定された有効電力および無効電力のデータを用いた独立成分分析によって、各測定時刻における複数の太陽光発電装置全体の出力電力の推定値を算出するステップと、現分析時刻までの分析期間内の各測定時刻における複数の太陽光発電装置全体の出力電力の推定値に基づいて、現分析時刻または現分析時刻から所定時間後における複数の太陽光発電装置全体の出力電力を推定するステップとを備える。

好ましい実施の一形態において、上記の推定するステップは、現分析時刻までの分析期間内の複数の測定時刻のうち最終の測定時刻における複数の太陽光発電装置全体の出力電力の推定値を、現分析時刻における複数の太陽光発電装置全体の出力電力の推定値に決定するステップを含む。

好ましくは、上記の推定するステップは、さらに、現分析時刻までに到来した複数の分析時刻における複数の太陽光発電装置全体の出力電力の推定値に対して、晴天時の日射強度の変化を表わす近似曲線をフィッティングするステップと、フィッティングされた近似曲線を用いて現分析時刻から所定時間後における複数の太陽光発電装置全体の出力電力を推定するステップとを含む。

好ましい実施の他の形態において、上記の推定するステップは、現分析時刻までの分析期間内の複数の測定時刻における太陽光発電装置全体の出力電力の推定値に対して、晴天時の日射強度の変化を表わす近似曲線をフィッティングするステップと、フィッティングされた近似曲線を用いて現分析時刻から所定時間後における複数の太陽光発電装置全体の出力電力を推定するステップとを含む。

好ましい実施のさらに他の形態において、上記の推定するステップは、現分析時刻までの分析期間内の複数の測定時刻における太陽光発電装置全体の出力電力の推定値に対して、晴天時の日射強度の変化を表わす近似曲線をフィッティングするステップと、フィッティングされた近似曲線の現分析時刻における値を、現分析時刻における複数の太陽光発電装置全体の出力電力の推定値に決定するステップとを含む。

上記の実施の各形態において、好ましくは、全ての分析時刻において分析期間の長さが同じである。

もしくは、全ての分析時刻において分析期間の最初の時刻が同じである。
もしくは、現分析時刻までの分析期間の最初の時刻は、現分析時刻の１つ前の分析時刻である。

この発明は他の局面において太陽光発電出力のリアルタイム推定方法であって、配電系統に接続された複数の太陽光発電装置および複数の負荷装置よりも上流側に設けられた第１の観測地点、ならびに複数の太陽光発電装置および複数の負荷装置よりも下流側に設けられた第２の観測地点において、有効電力および無効電力を時系列的に測定するステップと、日の出から日没までの間で設定された分析時刻が到来する度に、到来した現分析時刻までの所定の分析期間内の複数の測定時刻において第１および第２の観測地点でそれぞれ測定された有効電力のデータを測定時刻ごとに互いに減算したデータと、第１および第２の観測地点でそれぞれ測定された無効電力のデータを測定時刻ごとに互いに減算したデータとを用いた独立成分分析によって、各測定時刻における複数の太陽光発電装置全体の出力電力の推定値を算出するステップと、現分析時刻までの分析期間内の各測定時刻における複数の太陽光発電装置全体の出力電力の推定値に基づいて、現分析時刻または現分析時刻から所定時間後における複数の太陽光発電装置全体の出力電力を推定するステップとを備える。

この発明はさらに他の局面において太陽光発電出力のリアルタイム推定装置であって、測定部と、データ処理部とを備える。測定部は、配電系統に接続された複数の太陽光発電装置および複数の負荷装置よりも上流側に設けられた観測地点において有効電力および無効電力を時系列的に測定する。データ処理部は、日の出から日没までの間で設定された分析時刻が到来する度に、到来した現分析時刻までの所定の分析期間内の複数の測定時刻において観測地点で測定された有効電力および無効電力のデータを用いた独立成分分析によって、各測定時刻における複数の太陽光発電装置全体の出力電力の推定値を算出する。そして、データ処理部は、現分析時刻までの分析期間内の各測定時刻における複数の太陽光発電装置全体の出力電力の推定値に基づいて、現分析時刻または現分析時刻から所定時間後における複数の太陽光発電装置全体の出力電力を推定する。

この発明はさらに他の局面において太陽光発電出力のリアルタイム推定プログラムである。このプログラムは、配電系統に接続された複数の太陽光発電装置および複数の負荷装置よりも上流側に設けられた観測地点において時系列的に測定された有効電力および無効電力のデータを取得するステップと、日の出から日没までの間で設定された分析時刻が到来する度に、到来した現分析時刻までの所定の分析期間内の複数の測定時刻において観測地点で測定された有効電力および無効電力のデータを用いた独立成分分析によって、各測定時刻における複数の太陽光発電装置全体の出力電力の推定値を算出するステップと、現分析時刻までの分析期間内の各測定時刻における複数の太陽光発電装置全体の出力電力の推定値に基づいて、現分析時刻または現分析時刻から所定時間後における複数の太陽光発電装置全体の出力電力を推定するステップとをコンピュータに実行させる。

この発明によれば、配電系統に連系された複数の太陽光発電装置全体の現時点での出力または現時点よりも所定時間後の未来における出力を少ないセンサで従来よりも簡単に推定することができる。

この発明が適用される配電系統１００の構成を模式的に示す図である。 この発明の実施の形態１によるＰＶ出力のリアルタイム推定方法を示すフローチャートである。 分析期間の設定方法について説明するための図である。 この発明の実施の形態２によるＰＶ出力のリアルタイム推定方法を示すフローチャートである。 図４のステップＳ５，Ｓ６をさらに説明するための図である。 この発明の実施の形態３によるＰＶ出力のリアルタイム推定方法を示すフローチャートである。 図６のステップＳ５，Ｓ７をさらに説明するための図である。 この発明の実施の形態４によるＰＶ出力のリアルタイム推定方法を示すフローチャートである。

以下、この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、その説明を繰返さない。

＜実施の形態１＞
［配電系統の構成］
図１は、この発明が適用される配電系統１００の構成を模式的に示す図である。

図１を参照して、太陽光発電装置（ＰＶ装置）ＰＶ１〜ＰＶ３および負荷装置ＬＤ１〜ＬＤ６は、変電所２０から引き出された配電線３０に接続される。ＰＶ装置ＰＶ１〜ＰＶ３の出力電力は負荷装置ＬＤ１〜ＬＤ６へ供給される。ＰＶ装置ＰＶ１〜ＰＶ３の出力電力が負荷装置ＬＤ１〜ＬＤ６の消費電力よりも少ない場合は、不足分の電力が変電所２０から配電線３０を通じて負荷装置ＬＤ１〜ＬＤ６に供給される（順潮流）。ＰＶ装置ＰＶ１〜ＰＶ３の出力電力が負荷装置ＬＤ１〜ＬＤ６の消費電力よりも多い場合は、余剰電力が配電線３０を通じて変電所２０側へ流れる（逆潮流）。

配電線３０上の観測地点５０ａ，５０ｂには、電力計２ａ，２ｂがそれぞれ設置される。電力計２ａは観測地点５０ａにおいて有効電力および無効電力を時系列的に測定し、電力計２ｂは観測地点５０ｂにおいて有効電力および無効電力を時系列的に測定する。なお、この明細書で、「時系列的に」とは「所定のサンプリング周期で連続して」の意味であるが、サンプリング周期は一定である必要はなく、時間帯ごとに異なるサンプリング周期を用いても構わない。

この明細書における電力の極性について説明する。電力計２ａ，２ｂで測定される有効電力の極性については、逆潮流の場合を正とし、順潮流の場合を負とする。無効電力の極性については、逆潮流で遅れ力率の場合を正とし、逆潮流で進み力率の場合を負とし、順潮流で遅れ力率の場合を負とし、順潮流で進み力率の場合を正とする。負荷装置ＬＤ１〜ＬＤ６で消費される有効電力の極性を負とする。負荷装置ＬＤ１〜ＬＤ６の無効電力の極性については、遅れ力率の場合を負とし、進み力率の場合を正とする。ＰＶ装置ＰＶ１〜ＰＶ３から出力される有効電力の極性を正とする。ＰＶ装置ＰＶ１〜ＰＶ３の無効電力の極性については、遅れ力率の場合を正とし、進み力率の場合を負とする。

電力計２ｂは、配電損失を無視すれば、観測地点５０ｂよりも下流側に接続されたＰＶ装置ＰＶ１〜ＰＶ３の発電電力と負荷装置ＬＤ１〜ＬＤ６の消費電力との合算値を計測する。電力計２ａは、配電損失を無視すれば、観測地点５０ａよりも下流側に接続されたＰＶ装置ＰＶ１の発電電力と負荷装置ＬＤ１〜ＬＤ３の消費電力との合算値を計測する。したがって、電力計２ｂで測定された有効電力および無効電力と電力計２ａで測定された有効電力および無効電力との測定時刻ごとの差をそれぞれ求めれば、観測地点５０ａおよび５０ｂの間に接続されたＰＶ装置ＰＶ２，ＰＶ３の発電電力と負荷装置ＬＤ４〜ＬＤ６の消費電力との合算値を検出することができる。

コンピュータ３は、中央処理装置（ＣＰＵ：Central Processing Unit）に対応するデータ処理部４と、ＲＯＭ（Read Only Memory）およびＲＡＭ（Random Access Memory）などに対応する記憶部５と、インターフェース（Ｉ／Ｆ）部６，７とを含む。データ処理部４、記憶部５、インターフェース部６，７は内部バス１１で相互に接続される。

インターフェース部６は、信号伝送路９を介して電力計２ａ，２ｂと接続され、電力計２ａ，２ｂで測定された有効電力および無効電力のデータを受信する。受信したデータは記憶部５に記憶される。

データ処理部４は、日の出から日没までの間で設定された分析時刻が到来する度に、到来した現分析時刻において負荷装置ＬＤ１〜ＬＤ６全体で消費される有効電力（「負荷有効電力」とも称する）とＰＶ装置ＰＶ１〜ＰＶ３の全体から出力される有効電力（「ＰＶ出力」とも称する）とを、独立成分分析（ＩＣＡ：Independent Component Analysis）を応用して推定する。具体的には、まず、データ処理部４は、現分析時刻までの所定の分析期間内の複数の測定時刻において測定された有効電力および無効電力のデータに基づいて、各測定時刻における負荷有効電力の推定値とＰＶ出力の推定値とをＩＣＡを用いて算出する。そして、データ処理部４は、算出されたＰＶ出力の推定値に基づいて、現分析時刻におけるＰＶ出力の推定値を決定する。

さらに実施の形態２で説明するように、データ処理部４は、現分析時刻までの分析期間内の複数の測定時刻におけるＰＶ出力の推定値に基づいて、現分析時刻から所定時間後（たとえば、数分〜数１０分後）のＰＶ出力を予測する。データ処理部４は、現分析時刻における推定値および現分析時刻より所定時間後の未来における推定値（予測値）を、インターフェース部７を介して表示装置８（たとえば、液晶ディスプレー）に出力する。電力計２ａ，２ｂ、コンピュータ３、および表示装置８などによってこの発明のＰＶ出力推定装置１が構成される。以下、上記のＰＶ出力の推定方法について詳しく説明する。

［配電系統モデルの定式化］
図１の配電系統１００において、ＰＶは日射によって出力が決まるので、配電系統１００に連系されたＰＶ装置ＰＶ１〜ＰＶ３はまとめて１つの装置として取扱うことができる。したがって、配電系統１００内の複数のＰＶ装置ＰＶ１〜ＰＶ３をまとめたＰＶの出力波形（ＰＶ出力の時系列データ）と複数の負荷装置ＬＤ１〜ＬＤ６をまとめた負荷電力波形（負荷電力の時系列データ）とは、ＩＣＡにおける独立成分とみなすことができる。

観測地点５０ｂで計測された有効電力Ｐ_totalは、配電損失を無視すれば、ＰＶ装置全体から出力された有効電力Ｐ_dgと負荷全体で消費される有効電力Ｐ_loadとの合算値であるので、
Ｐ_total(t)＝Ｐ_dg(t)＋Ｐ_load(t) …(1)
と表わされる。ただし、（ｔ）は時間の関数であることを表わす。

観測地点５０ｂで計測された無効電力Ｑ_totalは、ＰＶの無効電力Ｑ_dgを０、すなわちＰＶ装置が力率１で運転されるように制御されていると仮定すれば、負荷の無効電力Ｑ_loadに等しい。すなわち、
Ｑ_total(t)＝Ｑ_load(t) …(2)
と表わされる。通常、系統電圧が過昇にならなければＰＶ装置は力率１で運転されるので、例外的な場合を除いて（２）式が成立するとしても差し支えない。

負荷の力率をｒとすれば、負荷の無効電力Ｑ_loadと負荷の有効電力Ｐ_loadとは、

の関係を有する。（３）式を（２）式に代入し、（１）式と併せて行列表現すると、

のモデル式が得られる。なお、

のように元信号ベクトルのＰＶの有効電力Ｐ_dgと負荷の有効電力Ｐ_loadとを（４）式と逆順に表わすこともできる。後述するように、ＩＣＡによる推定には順序の不定性があり、推定結果が（４）式でなく（５）式に対応している場合もあるので、注意を要する。

［ＩＣＡの適用］
以下、（４）式の左辺のベクトルを観測信号ｘ（ｔ）（観測信号ベクトルとも称する）と記載し、（４）式の右辺のベクトルを元信号ｓ（ｔ）（元信号ベクトルとも称する）と記載し、（４）式の右辺の２行２列の行列を混合行列Ａと記載する。すなわち、（４）式は、
ｘ（ｔ）＝Ａ・ｓ（ｔ） …(6)
と表わされる。

ＩＣＡは、元信号ベクトルｓ（ｔ）の各要素が互いに統計的に独立であるという条件を満足しているときに、混合行列Ａに関する情報を一切用いることなく観測信号ｘ（ｔ）から元信号ｓ（ｔ）を推定する手法である。ただし、推定によって得られる元信号ベクトルの各要素の大きさと順序に関しては信号の独立性に影響を与えないので、これらは独立性の指標のみでは決定することができない。したがって、より一般的には、ＩＣＡは、ある行列Ｗ（復元行列と称する）を用いて、
ｙ（ｔ）＝Ｗ・ｘ（ｔ） …(7)
によって計算される復元信号ｙ（ｔ）（復元信号ベクトルとも称する）の各要素が互いに統計的に独立になるように、復元行列Ｗを求める手法であると言える。このとき、復元行列Ｗが混合行列Ａの逆行列として表わすことができれば、復元信号ｙ（ｔ）は元信号ｓ（ｔ）に完全に一致する。

本実施の形態の場合には、復元行列Ｗの逆行列Ｗ^-1が（４）式の右辺の混合行列Ａに等しいという条件を用いることによって、復元信号ｙ（ｔ）を元信号ｓ（ｔ）に一致するように補正することができる。

具体的には、復元信号ｙ（ｔ）の１番目の要素と２番目の要素に補正係数ｐ，ｑをそれぞれ乗じて補正したとする。このとき、対角行列Ｄ＝ｄｉａｇ（ｐ，ｑ）を用いて、元信号ｓ（ｔ）は、
ｓ（ｔ）＝Ｄ・ｙ（ｔ）＝Ｄ・Ｗ・ｘ（ｔ） …(8)
と表わされる。（Ｄ・Ｗ）の逆行列（Ｄ・Ｗ）^-1＝Ｗ^-1・Ｄ^-1を（８）式の各項の左側から掛けると、
Ｗ^-1・Ｄ^-1・ｓ（ｔ）＝Ｗ^-1・ｙ（ｔ）＝ｘ（ｔ） …(9)
の関係が成立つ。（９）式を（６）式と対比すると、
Ｗ^-1・Ｄ^-1＝Ａ …(10)
の関係が得られる。対角行列Ｄの逆行列Ｄ^-1は、
Ｄ^-1＝ｄｉａｇ（１／ｐ，１／ｑ） …(11)
と表わされることをから、行列要素を用いて（９）式を書き直すと（１２）式が得られる。ただし、（１２）式において、復元行列Ｗの逆行列Ｗ^-1の各要素をａ，ｂ，ｃ，ｄとしている。

（１２）式によれば、ａ／ｐ＝１、ｂ／ｑ＝１となるので、補正係数ｐ，ｑは復元行列の逆行列Ｗ^-1の１行目の要素ａ，ｂにそれぞれ等しい。Ｗ^-1・Ｄ^-1の２行１列目の要素ｃ／ｐの絶対値は正確には０とならないが、非常に小さい値をとるため０に近似することができる。

ＩＣＡで推定された元信号ベクトルの各要素の順序は不定であるので、Ｗ^-1・Ｄ^-1が（４）式の右辺の行列ではなく、（５）式の右辺の行列に対応する場合もあり得る。この場合、行列要素を用いて表わすと、

が得られる。（１３）式によれば、ａ／ｐ＝１、ｂ／ｑ＝１となるので、補正係数ｐ，ｑは復元行列の逆行列Ｗ^-1の１行目の要素ａ，ｂにそれぞれ等しい。（１３）式のＷ^-1・Ｄ^-1の２行２列目の要素ｄ／ｑの絶対値は正確には０とならないが、非常に小さい値をとるため０に近似することができる。

ここで、（１２）式の対応関係が成立している場合、すなわち、ｃ／ｐ（＝ｃ／ａ）の絶対値がｄ／ｑ（＝ｄ／ｂ）の絶対値よりも小さい場合、（４）式から明らかなように復元信号の１番目の要素がＰＶの有効電力Ｐ_dgの推定データに対応し、復元信号の２番目の要素が負荷の有効電力Ｐ_loadの推定データに対応する。（１３）式の対応関係が成立している場合、すなわち、ｃ／ｐ（＝ｃ／ａ）の絶対値がｄ／ｑ（＝ｄ／ｂ）の絶対値よりも大きい場合、（５）式から明らかなように復元信号の１番目の要素が負荷の有効電力Ｐ_loadの推定データに対応し、復元信号の２番目の要素がＰＶの有効電力Ｐ_dgの推定データに対応する。

以上をまとめると、図１のデータ処理部４は、復元信号ｙ（ｔ）の１番目の要素に復元行列の逆行列Ｗ^-1の１行１列目の要素を補正係数として乗算するとともに復元信号ｙ（ｔ）の２番目の要素に復元行列の逆行列Ｗ^-1の１行２列目の要素を補正係数として乗算する。さらに、データ処理部４は、復元行列の逆行列Ｗ^-1の２行１列目の要素を１行１列目の要素で除した値の絶対値が２行２列目の要素を１行２列目の要素で除した値の絶対値よりも小さい場合に、復元信号の１番目の要素をＰＶの有効電力Ｐ_dgの推定データと判定し、逆に大きい場合に、復元信号の２番目の要素をＰＶの有効電力Ｐ_dgの推定データと判定する。

［観測信号の要素の順番を逆にした場合］
観測信号の要素の順番を（４）式、（５）式の左辺とは逆に、１番目の要素を無効電力Ｑ_totalの測定データとし、２番目の要素を有効電力Ｐ_totalの測定データと定義した場合について補足説明する。この場合、次の（１４）式または（１５）式が成立つ。

（４）式、（５）式の場合と同様に、（１４）式または（１５）式の左辺の観測信号ｘ（ｔ）に対してＩＣＡを適用することによって復元行列Ｗと復元信号ｙ（ｔ）とが求められ、この復元信号ｙ（ｔ）の１番目および２番目の要素は補正係数ｐ，ｑをそれぞれ乗じることによって補正される。対角行列Ｄ＝ｄｉａｇ（ｐ，ｑ）を用いると、Ｗ^-1・Ｄ^-1が（１４）式の右辺の行列に対応する場合には、

が成立つ。（１６）式によれば、ｃ／ｐ＝１、ｄ／ｑ＝１となるので、補正係数ｐ，ｑは復元行列の逆行列Ｗ^-1の２行目の要素ｃ，ｄにそれぞれ等しい。さらに、（１６）式の対応関係が成立している場合、すなわち、ａ／ｐ（＝ａ／ｃ）の絶対値がｂ／ｑ（＝ｂ／ｄ）の絶対値よりも小さい場合、（１４）式から明らかなように復元信号の１番目の要素がＰＶの有効電力Ｐ_dgの推定データに対応し、復元信号の２番目の要素が負荷の有効電力Ｐ_loadの推定データに対応する。

一方、Ｗ^-1・Ｄ^-1が（１５）式の右辺の行列に対応する場合、

が成立つ。（１７）式によれば、ｃ／ｐ＝１、ｄ／ｑ＝１となるので、補正係数ｐ，ｑは復元行列の逆行列Ｗ^-1の２行目の要素ｃ，ｄにそれぞれ等しい。さらに、（１７）式の対応関係が成立している場合、すなわち、ａ／ｐ（＝ａ／ｃ）の絶対値がｂ／ｑ（＝ｂ／ｄ）の絶対値よりも大きい場合、（１５）式から明らかなように復元信号の１番目の要素が負荷の有効電力Ｐ_loadの推定データに対応し、復元信号の２番目の要素がＰＶの有効電力Ｐ_dgの推定データに対応する。

以上をまとめると、図１のデータ処理部４は、復元信号ｙ（ｔ）の１番目の要素に復元行列の逆行列Ｗ^-1の２行１列目の要素を補正係数として乗算するとともに復元信号ｙ（ｔ）の２番目の要素に復元行列の逆行列Ｗ^-1の２行２列目の要素を補正係数として乗算する。さらに、データ処理部４は、復元行列の逆行列Ｗ^-1の１行１列目の要素を２行１列目の要素で除した値の絶対値が１行２列目の要素を２行２列目の要素で除した値の絶対値よりも小さい場合に、復元信号ｙ（ｔ）の１番目の要素をＰＶの有効電力Ｐ_dgの推定データと判定し、逆に大きい場合に、復元信号ｙ（ｔ）の２番目の要素をＰＶの有効電力Ｐ_dgの推定データと判定する。

［負荷力率の変化の問題］
（４）式のように想定したモデルにＩＣＡを適用する場合、混合行列Ａは線形で時間的にも不変である必要がある。すなわち、（４）式に示す混合行列Ａの２行２列目の要素に関して、負荷電力の有効電力Ｐ_loadと無効電力Ｑ_loadとが常に一定力率ｒの関係を保っていることが必要である。

配電系統負荷が全体として常に一定力率であることはないが、ＰＶが出力している日射時間帯で負荷力率ｒは時間的に変化せずほぼ一定値（１．０〜０．９５）になっている場合が多い。具体的に説明すると、住宅地域の負荷力率は、終日１．０に近い値でほぼ一定である。工場・商業地域の負荷は、１日の負荷曲線で見ると力率が大きく変化する。特に、工場・商業地域の負荷の立上がり・立下がりの時間帯（すなわち、朝方および夕方）では、負荷力率が大きく変化する。しかし、ＰＶが出力している日射時間帯の大部分では、工場・商業地域の負荷力率は１．０に近い値でほぼ一定である。

ＰＶ出力をリアルタイムで推定する場合、現分析時刻までの所定の分析期間内の複数の測定時刻において測定された有効電力および無効電力のデータに対してＩＣＡが適用される。この場合、分析期間内で負荷力率が大きく変動するとＩＣＡによる波形の推定精度が低下することになるが、分析期間の長さをある程度短く設定すれば負荷力率の変動を小さく抑えることができる。しかしながら、余りに短い分析期間に設定するとデータのサンプル数が不足するためにかえって推定精度が劣化するのでその点も考慮して分析期間の長さが決定される。

ここで、図１の観測地点５０ａ，５０ｂで観測される力率は、負荷力率ｒではなく、測定された有効電力Ｐ_total(t)および無効電力Ｑ_total(t)に対応する力率であり、ＰＶ出力の力率の影響も含んでいる点に注意する必要がある。したがって、ＰＶ出力の力率が大きく変動すれば、負荷力率ｒが変化しなくても測定データの力率は大きく変化することになる。しかしながら、通常はそのようなことは起こり難い。前述のように、ＰＶ出力の力率は、系統電圧が電圧管理値内であれば１．０で一定であり、その時間帯では負荷力率ｒも１．０に近い実態であるので、測定データに対応する力率の変化には、負荷力率ｒの変化がそのまま現われていると考えてよい。仮に、系統電圧の上昇に伴いＰＶ出力の力率が低下したとしても最大０．８５までであり、その影響は軽微である。

［ＰＶ出力のリアルタイム推定の手順］
図２は、この発明の実施の形態１によるＰＶ出力のリアルタイム推定方法を示すフローチャートである。ＰＶ出力のリアルタイム推定は、日の出から日没までの間で設定された分析時刻が到来する度に実行される。

図１、図２を参照して、ステップＳ１で、電力計２ｂは、観測地点５０ｂにおいて有効電力および無効電力を時系列的に測定する。図１の場合、電力計２ｂは、配電損失を無視すれば、観測地点５０ｂよりも下流側に接続されたＰＶ装置ＰＶ１〜ＰＶ３の発電電力と負荷装置ＬＤ１〜ＬＤ６の消費電力との合算値を計測する。電力計２ｂの測定データは信号伝送路９を介してコンピュータ３に送信され、記憶部５に記憶される。

ステップＳ１で、電力計２ａ，２ｂによって観測地点５０ａ，５０ｂの各々における有効電力および無効電力を時系列的に測定してもよい。この場合、電力計２ａ，２ｂの各々で計測された有効電力の差および無効電力の差を算出することよって、２つの観測地点５０ａ，５０ｂの間に接続されたＰＶ装置ＰＶ２，ＰＶ３の発電電力と負荷装置ＬＤ４〜ＬＤ６の消費電力との合算値を検出することができる。

次のステップＳ２で、データ処理部４は、分析時刻が到来していない場合にはステップＳ１に処理を戻し、分析時刻が到来した場合にはステップＳ３に処理を進める。

次のステップＳ３で、データ処理部４は、現分析時刻までの分析期間内の複数の測定時刻において観測地点５０ｂで測定された有効電力および無効電力のデータを観測信号として用いたＩＣＡによって、復元信号を算出する。図３で説明するように、分析期間の設定の仕方は種々考えられる。データ処理部４は、算出した復元信号に基づいて、現分析時刻までの分析期間内の各測定時刻における負荷装置ＬＤ１〜ＬＤ６全体で消費される有効電力（負荷有効電力）の推定値とＰＶ装置ＰＶ１〜ＰＶ３全体から出力される有効電力（ＰＶ出力）の推定値とを決定する。

観測地点５０ａ，５０ｂの両方で測定されたデータを用いる場合には、データ処理部４は、観測地点５０ｂで測定された有効電力のデータと観測地点５０ａで測定された有効電力のデータとの測定時刻ごとの差を計算する。データ処理部４は、さらに、観測地点５０ｂで測定された無効電力のデータと観測地点５０ａで測定された無効電力のデータとの測定時刻ごとの差を計算する。データ処理部４は、計算した有効電力および無効電力の差のデータを観測信号として用いたＩＣＡによって復元信号を算出し、算出した復元信号に基づいて、現分析時刻までの分析期間内の各測定時刻における負荷有効電力の推定値とＰＶ出力の推定値とを決定する。

次のステップＳ４で、データ処理部４は、現分析時刻までの分析期間内の複数の測定時刻のうち最終の測定時刻におけるＰＶ出力の推定値を、現分析時刻におけるＰＶ出力の推定値に決定する。データ処理部４は、さらに、現分析時刻までの分析期間内の最終の測定時刻における負荷有効電力の推定値を、現分析時刻における負荷有効電力の推定値に決定する。

以上のステップＳ１〜Ｓ４が繰り返されることによって、各分析時刻におけるＰＶ出力の推定値が決定される。

図３は、分析期間の設定方法について説明するための図である。図３（Ａ）〜（Ｃ）では、日の出時刻ＳＲから日没時刻ＳＳまでの間で設定された複数の分析時刻において、ＰＶ出力が推定されるとする。

図３（Ａ）の場合には、全ての分析時刻ｔ１，ｔ２，ｔ３，…において分析期間ＡＴ１，ＡＴ２，ＡＴ３，…の最初の時刻が同じである。したがって、分析期間ＡＴ１，ＡＴ２，ＡＴ３，…の各長さが分析時刻に応じて変更される。具体的に、１回目のＰＶ出力の推定は分析時刻ｔ１において実行され、日の出時刻ＳＲから現分析時刻ｔ１までの分析期間ＡＴ１内に観測地点で測定された有効電力および無効電力のデータに対してＩＣＡが適用される。同様に、分析時刻ｔ２，ｔ３においてそれぞれ２回目、３回目のＰＶ出力の推定が行なわれる。２回目の推定では日の出時刻ＳＲから現分析時刻ｔ２までが分析期間ＡＴ２に設定され、３回目の推定では日の出時刻ＳＲから現分析時刻ｔ３までが分析期間ＡＴ３に設定される。図３（Ａ）の場合には、分析期間の最初の時刻として日の出時刻ＳＲが用いられているが、必ずしも日の出時刻ＳＲに限定する必要はない。全ての分析時刻における分析期間の最初の時刻を同じにすることによって使用するデータ数が多くなるのでＩＣＡの推定精度が高くなるが、分析期間内で負荷力率の変動が大きくなると推定誤差が増大するので注意を要する。現在の分析時刻から次の分析時刻までの間隔を短くすることによって、ほぼ連続的にＰＶ出力を推定することができる。

図３（Ｂ）の場合には、分析期間ＡＴ１，ＡＴ２，ＡＴ３，…の各々について、分析期間の最初の時刻は、現分析時刻の１つ前の分析時刻に設定される。すなわち、１回目のＰＶ出力の推定では日の出時刻ＳＲから現分析時刻ｔ１までが分析期間ＡＴ１に設定され、２回目のＰＶ出力の推定では前回の分析時刻ｔ１から現分析時刻ｔ２までが分析期間ＡＴ２に設定され、３回目のＰＶ出力の推定では前回の分析時刻ｔ２から現分析時刻ｔ３までが分析期間ＡＴ３に設定される。図３（Ｂ）の場合には、分析期間ＡＴ１，ＡＴ２，ＡＴ３，…の各々の長さをある程度短く設定すれば負荷力率の変動を小さく抑えることができる。しかしながら、余りに短い分析期間に設定するとデータのサンプル数が不足するためにかえって推定精度が劣化するので、その点も考慮して分析期間の長さを決定する必要がある。

図３（Ｃ）の場合には、全ての分析時刻ｔ１，ｔ２，ｔ３，…において分析期間ＡＴ１，ＡＴ２，ＡＴ３，…の長さが同じである。したがって、各分析期間の最初の時刻が分析時刻に応じて変更される。具体的に、１回目のＰＶ出力の推定では日の出時刻ＳＲから現分析時刻ｔ３までが分析期間ＡＴ１に設定され、２回目のＰＶ出力の推定では時刻ｔ１から現分析時刻ｔ４までが分析期間ＡＴ２に設定され、３回目のＰＶ出力の推定では時刻ｔ２から現分析時刻ｔ５までが分析期間ＡＴ３に設定される。分析期間ＡＴ１，ＡＴ２，ＡＴ３の長さをある程度短く設定すれば負荷力率の変動を小さく抑えることができる。分析期間の時間窓を徐々にずらすようにすれば、図３（Ｂ）の場合と異なり連続的にＰＶ出力を推定することができる。

＜実施の形態２＞
図４は、この発明の実施の形態２によるＰＶ出力のリアルタイム推定方法を示すフローチャートである。実施の形態２では、図１のＰＶ出力推定装置１を用いて、現分析時刻から所定時間後のＰＶ出力を予測する方法が示される。ＰＶ出力の予測は、日の出から日没までの間で設定された分析時刻が到来する度に実行される。

図１、図４を参照して、図４のステップＳ１からステップＳ３までは図２と同じであるので説明を繰返さない。次のステップＳ５で、データ処理部４は、ステップＳ３で算出された現分析時刻までの分析期間内の複数の測定時刻におけるＰＶ出力の推定値に対して、晴天時の日射強度の変化を表わす近似曲線をフィッティングする。そして、次のステップＳ６で、データ処理部４は、フィッティングされた近似曲線を用いて現分析時刻から所定時間後の未来のＰＶ出力を推定する。その後、処理はステップＳ１に戻り、ステップＳ１からＳ６までが繰返されることによって、分析時刻が到来するごとにその時点での未来のＰＶ出力の予測値が決定される。

晴天時の日射強度の日変化曲線は、正弦曲線：ｋ・ｓｉｎ（ｔ）（ただし、ｋは比例定数、ｔは時間を表わす）になることが知られている。図４のステップＳ５では、推定日当日の日の出時刻と日没時刻を通る正弦曲線ｋ・ｓｉｎ（ｔ）が、分析期間内の各測定時刻におけるＰＶ出力の推定値に最もフィットするように最小二乗法を用いて振幅ｋが決定される。

実際のＰＶ出力波形は、天候によっては晴天時の出力波形から崩れた種々の波形になる。実用的には雲の移動による細かい変動まで捉える必要はなく、平均的な日射に対応した連続波形を推定できれば十分であると考えられる。すなわち、上記のフィッティングは、大気圏外全天日射強度の変化に種々の減衰要因を乗じた任意の振幅の正弦曲線でのフィッティングを意味することになる。

図５は、図４のステップＳ５，Ｓ６をさらに説明するための図である。図５を参照して、現分析時刻ＣＴ（＝ｔ２）までの分析期間ＡＴ（時刻ｔ１から時刻ｔ２まで）内の各測定時刻において観測地点５０ｂで測定された有効電力および無効電力のデータを用いてＩＣＡが実効された結果、各測定時刻におけるＰＶ出力の推定値ＥＶが算出されているとする。算出されたＰＶ出力の推定値ＥＶに対して、当日の日の出時刻ＳＲと日没時刻ＳＳを通る正弦曲線ＦＣがフィッティングされる。フィッティング後の正弦曲線ＦＣを用いて、現分析時刻ＣＴよりも所定時間Δｔ後の時刻ｔ３におけるＰＶ出力の推定値ＥＶ３が決定される。

＜実施の形態３＞
図６は、この発明の実施の形態３によるＰＶ出力のリアルタイム推定方法を示すフローチャートである。実施の形態３では、図１のＰＶ出力推定装置１を用いて現分析時刻におけるＰＶ出力を推定する方法が示される。実施の形態１の場合との相違は、現分析時刻におけるＰＶ出力を推定するために正弦関数によるフィッティングを用いる点にある。ＰＶ出力の推定は、日の出から日没までの間で設定された分析時刻が到来する度に実行される。

図１、図６を参照して、図６のステップＳ１からステップＳ５までは図４の場合と同じであるので説明を繰返さない。次のステップＳ７で、データ処理部４は、フィッティングされた近似曲線において、現分析時刻の値を現分析時刻におけるＰＶ出力の推定値に決定する。その後、処理はステップＳ１に戻り、ステップＳ１からＳ７までが繰返されることにより、各分析時刻におけるＰＶ出力の推定値が決定される。

通常、ＩＣＡによって算出されたＰＶ出力の波形は、晴天時の場合には日射強度の日変化曲線（正弦波形）に近い形状になるが、ＰＶ出力の推定波形が正弦波形に細かな振動波形（高周波成分）が重畳した波形になる場合がある。この振動波形は、混合行列Ａにおいて負荷力率一定の条件が満たされないために生じたものである。この振動成分の影響を除去するために、現分析時刻までの分析期間内の複数の測定時刻におけるＰＶ出力の推定値に対して晴天時の日射強度の変化を表わす近似曲線（正弦曲線）をフィッティングする。フィッティングされた近似曲線上において求められた現分析時刻での値が現分析時刻におけるＰＶ出力の推定値になる。

図７は、図６のステップＳ５，Ｓ７をさらに説明するための図である。図７を参照して、現分析時刻ＣＴ（＝ｔ２）までの分析期間ＡＴ（時刻ｔ１から時刻ｔ２まで）内の各測定時刻において観測地点５０ｂで測定された有効電力および無効電力のデータを用いてＩＣＡが実行された結果、各測定時刻におけるＰＶ出力の推定値ＥＶが算出されているとする。算出されたＰＶ出力の推定値ＥＶに対して、当日の日の出時刻ＳＲと日没時刻ＳＳを通る正弦曲線ＦＣがフィッティングされる。現分析時刻ＣＴにおけるＰＶ出力の推定値には、分析期間ＡＴ内の最終測定時刻におけるＰＶ出力の推定値ＥＶ１でなく、フィッティング後の正弦曲線ＦＣおいて現分析時刻ＣＴでの値ＥＶ２が採用される。

現分析時刻において負荷装置全体で消費される有効電力（負荷有効電力）Ｐ_loadは、分析期間ＡＴ内の最終測定時刻に観測地点５０ｂで測定された有効電力Ｐ_totalのデータから、現分析時刻におけるＰＶ出力の推定値ＥＶ２を差し引くことによって求められる。

＜実施の形態４＞
図８は、この発明の実施の形態４によるＰＶ出力のリアルタイム推定方法を示すフローチャートである。実施の形態４では、図１のＰＶ出力推定装置１を用いて、現分析時刻から所定時間後の未来のＰＶ出力を予測する方法が示される。実施の形態２の場合との相違は、現分析時刻までの分析期間内の各測定時刻におけるＰＶ出力の推定値でなく、現分析時刻までの各分析時刻におけるＰＶ出力の推定値に対して正弦関数をフィッティングする点にある。ＰＶ出力の予測は、日の出から日没までの間で設定された分析時刻が到来したときに実行される。

図１、図８を参照して、図８のステップＳ１からステップＳ４までは、図２の場合と同じであるので説明を繰返さない。次のステップＳ８において、データ処理部４は、ＰＶ出力の予測を行なう場合には処理をステップＳ９に進め、ＰＶ出力の予測を行なわない場合には処理をステップＳ１に戻す。

次のステップＳ９で、データ処理部４は、現分析時刻までに到来した複数の分析時刻におけるＰＶ出力の推定値に対して、晴天時の日射強度の変化を表わす近似曲線をフィッティングする。そして、次のステップＳ１０で、データ処理部４は、フィッティングされた近似曲線を用いて現分析時刻から所定時間後のＰＶ出力を推定する。その後、処理はステップＳ１に戻り、ステップＳ１からＳ１０までが繰返されることによって、分析時刻が到来したときにＰＶ出力の予測を行なう場合には、その時点での未来のＰＶ出力の予測値が決定される。

＜まとめ＞
以上のとおり、この発明の実施の形態１，３によるＰＶ出力のリアルタイム推定方法によれば、配電系統に連系された太陽光発電の現時点における出力を少ないセンサで従来よりも簡単に推定することができる。この発明の実施の形態２，４によるＰＶ出力のリアルタイム推定方法によれば、配電系統に連系された太陽光発電の現時点よりも所定時間経過後の未来の出力を、少ないセンサで従来よりも簡単に予測することができる。

１ ＰＶ出力推定装置、２ａ，２ｂ 電力計、３ コンピュータ、４ データ処理部、５ 記憶部、２０ 変電所、３０ 配電線、５０ａ，５０ｂ 観測地点、１００ 配電系統、Ａ 混合行列、ＡＴ，ＡＴ１〜ＡＴ３ 分析期間、Ｄ 対角行列、ＬＤ１〜ＬＤ６ 負荷装置、ＰＶ１〜ＰＶ３ 太陽光発電装置、Ｐdg ＰＶの有効電力、Ｐload 負荷の有効電力、Ｐtotal 観測地点での有効電力、Ｑdg ＰＶの無効電力、Ｑload 負荷の無効電力、Ｑtotal 観測地点での無効電力、Ｗ 復元行列、ｒ 負荷力率、ｓ 元信号、ｘ 観測信号、ｙ 復元信号。

Claims (11)

1. 配電系統に接続された複数の太陽光発電装置および複数の負荷装置よりも上流側に設けられた観測地点において、有効電力および無効電力を時系列的に測定するステップと、
   日の出から日没までの間で設定された分析時刻が到来する度に、到来した現分析時刻までの所定の分析期間内の複数の測定時刻において前記観測地点で測定された有効電力および無効電力のデータを用いた独立成分分析によって、各測定時刻における前記複数の太陽光発電装置全体の出力電力の推定値を算出するステップと、
   現分析時刻までの分析期間内の各測定時刻における前記複数の太陽光発電装置全体の出力電力の推定値に基づいて、現分析時刻または現分析時刻から所定時間後における前記複数の太陽光発電装置全体の出力電力を推定するステップとを備えた太陽光発電出力のリアルタイム推定方法。
2. 前記推定するステップは、現分析時刻までの分析期間内の複数の測定時刻のうち最終の測定時刻における前記複数の太陽光発電装置全体の出力電力の推定値を、現分析時刻における前記複数の太陽光発電装置全体の出力電力の推定値に決定するステップを含む、請求項１に記載の太陽光発電出力のリアルタイム推定方法。
3. 前記推定するステップは、さらに、
   現分析時刻までに到来した複数の分析時刻における前記複数の太陽光発電装置全体の出力電力の推定値に対して、晴天時の日射強度の変化を表わす近似曲線をフィッティングするステップと、
   前記フィッティングされた近似曲線を用いて現分析時刻から所定時間後における前記複数の太陽光発電装置全体の出力電力を推定するステップとを含む、請求項２に記載の太陽光発電出力のリアルタイム推定方法。
4. 前記推定するステップは、
   現分析時刻までの分析期間内の複数の測定時刻における前記太陽光発電装置全体の出力電力の推定値に対して、晴天時の日射強度の変化を表わす近似曲線をフィッティングするステップと、
   前記フィッティングされた近似曲線を用いて現分析時刻から所定時間後における前記複数の太陽光発電装置全体の出力電力を推定するステップとを含む、請求項１に記載の太陽光発電出力のリアルタイム推定方法。
5. 前記推定するステップは、
   現分析時刻までの分析期間内の複数の測定時刻における前記太陽光発電装置全体の出力電力の推定値に対して、晴天時の日射強度の変化を表わす近似曲線をフィッティングするステップと、
   前記フィッティングされた近似曲線の現分析時刻における値を、現分析時刻における前記複数の太陽光発電装置全体の出力電力の推定値に決定するステップとを含む、請求項１に記載の太陽光発電出力のリアルタイム推定方法。
6. 全ての分析時刻において分析期間の長さが同じである、請求項１に記載の太陽光発電出力のリアルタイム推定方法。
7. 全ての分析時刻において分析期間の最初の時刻が同じである、請求項１に記載の太陽光発電出力のリアルタイム推定方法。
8. 現分析時刻までの分析期間の最初の時刻は、現分析時刻の１つ前の分析時刻である、請求項１に記載の太陽光発電出力のリアルタイム推定方法。
9. 配電系統に接続された複数の太陽光発電装置および複数の負荷装置よりも上流側に設けられた第１の観測地点、ならびに前記複数の太陽光発電装置および前記複数の負荷装置よりも下流側に設けられた第２の観測地点において、有効電力および無効電力を時系列的に測定するステップと、
   日の出から日没までの間で設定された分析時刻が到来する度に、到来した現分析時刻までの所定の分析期間内の複数の測定時刻において前記第１および第２の観測地点でそれぞれ測定された有効電力のデータを測定時刻ごとに互いに減算したデータと、前記第１および第２の観測地点でそれぞれ測定された無効電力のデータを測定時刻ごとに互いに減算したデータとを用いた独立成分分析によって、各測定時刻における前記複数の太陽光発電装置全体の出力電力の推定値を算出するステップと、
   現分析時刻までの分析期間内の各測定時刻における前記複数の太陽光発電装置全体の出力電力の推定値に基づいて、現分析時刻または現分析時刻から所定時間後における前記複数の太陽光発電装置全体の出力電力を推定するステップとを備えた太陽光発電出力のリアルタイム推定方法。
10. 配電系統に接続された複数の太陽光発電装置および複数の負荷装置よりも上流側に設けられた観測地点において有効電力および無効電力を時系列的に測定する測定部と、
    データ処理部とを備え、
    前記データ処理部は、日の出から日没までの間で設定された分析時刻が到来する度に、到来した現分析時刻までの所定の分析期間内の複数の測定時刻において前記観測地点で測定された有効電力および無効電力のデータを用いた独立成分分析によって、各測定時刻における前記複数の太陽光発電装置全体の出力電力の推定値を算出し、
    前記データ処理部は、現分析時刻までの分析期間内の各測定時刻における前記複数の太陽光発電装置全体の出力電力の推定値に基づいて、現分析時刻または現分析時刻から所定時間後における前記複数の太陽光発電装置全体の出力電力を推定する、太陽光発電出力のリアルタイム推定装置。
11. 配電系統に接続された複数の太陽光発電装置および複数の負荷装置よりも上流側に設けられた観測地点において時系列的に測定された有効電力および無効電力のデータを取得するステップと、
    日の出から日没までの間で設定された分析時刻が到来する度に、到来した現分析時刻までの所定の分析期間内の複数の測定時刻において前記観測地点で測定された有効電力および無効電力のデータを用いた独立成分分析によって、各測定時刻における前記複数の太陽光発電装置全体の出力電力の推定値を算出するステップと、
    現分析時刻までの分析期間内の各測定時刻における前記複数の太陽光発電装置全体の出力電力の推定値に基づいて、現分析時刻または現分析時刻から所定時間後における前記複数の太陽光発電装置全体の出力電力を推定するステップとをコンピュータに実行させる太陽光発電出力のリアルタイム推定プログラム。

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