JP2016139270A - Photovoltaic power generation output estimation device, photovoltaic power generation output estimation system and photovoltaic power generation output estimation method - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、電力系統に接続された負荷に電力を供給する太陽光発電設備の発電出力を推定する太陽光発電出力推定装置、太陽光発電出力推定システム及び太陽光発電出力推定方法に関する。 The present invention relates to a solar power generation output estimation device, a solar power generation output estimation system, and a solar power generation output estimation method for estimating a power generation output of a solar power generation facility that supplies power to a load connected to an electric power system.
近年、太陽光発電設備などの分散型電源を設置し、商用電力系統(以下、単に電力系統という)に接続された負荷に当該太陽光発電設備からの電力を供給する需要家が増えてきている。このため、各需要家が設置した太陽光発電設備の発電出力を推定する装置が提案されている(例えば、特許文献1参照)。 In recent years, an increasing number of consumers have installed a distributed power source such as a solar power generation facility, and supply power from the solar power generation facility to a load connected to a commercial power system (hereinafter simply referred to as a power system). . For this reason, the apparatus which estimates the electric power generation output of the solar power generation installation which each consumer installed is proposed (for example, refer patent document 1).
ここで、太陽光発電設備が大量に導入されれば、電力系統運用上、様々な問題が生じる。つまり、太陽光発電設備の発電出力を加味した見かけ上の電力系統の負荷は計測器で計測できるものの、太陽光発電設備の発電出力が未知であるため、実際の負荷(実負荷)を把握することができない。このため、太陽光発電設備が大量に導入されれば、需要想定の誤差が大きくなるという需給制御上のリスクが増大したり、事故時の復旧作業に支障が生じるという系統制御上のリスクが増大したりする。 Here, if a large number of photovoltaic power generation facilities are introduced, various problems occur in power system operation. In other words, although the load on the apparent power system taking into account the power generation output of the photovoltaic power generation facility can be measured with a measuring instrument, the power generation output of the solar power generation facility is unknown, so the actual load (actual load) is grasped. I can't. For this reason, if a large number of photovoltaic power generation facilities are introduced, the risk in demand and supply control that the error in demand assumption will increase will increase, and the risk in system control that will hinder recovery work in the event of an accident increases. To do.
このため、太陽光発電設備の発電出力を推定する必要があるが、上記従来の装置は、個々の需要家が設置した太陽光発電設備の発電出力を推定する装置であるため、太陽光発電設備が大量に導入されれば、全ての需要家に当該装置を設置する必要が生じる。しかしながら、全ての需要家に当該装置を導入するのは、技術的にもコスト的にも問題がある。 For this reason, it is necessary to estimate the power generation output of the solar power generation facility. However, since the conventional device is a device for estimating the power generation output of the solar power generation facility installed by each consumer, the solar power generation facility If a large amount is introduced, it becomes necessary to install the device in all consumers. However, introducing the device to all consumers has technical and cost problems.
そこで、本発明は、このような問題に鑑みてなされたものであり、個々の需要家に装置を設置することなく、太陽光発電設備の発電出力を推定することができる太陽光発電出力推定装置、太陽光発電出力推定システム及び太陽光発電出力推定方法を提供することを目的とする。 Therefore, the present invention has been made in view of such problems, and a photovoltaic power generation output estimation device capable of estimating the power generation output of photovoltaic power generation equipment without installing a device at each consumer. An object of the present invention is to provide a photovoltaic power generation output estimation system and a photovoltaic power generation output estimation method.
上記目的を達成するために、本発明の一態様に係る太陽光発電出力推定装置は、電力系統に接続された負荷に電力を供給する太陽光発電設備の所定時点での発電出力である太陽光発電出力を推定する太陽光発電出力推定装置であって、前記所定時点以前の期間であって、太陽の南中高度が前記所定時点での当該南中高度から所定範囲内の期間における、所定地点での日射強度と前記電力系統の有効電力とを用いて、前記太陽光発電出力を推定する発電出力推定部を備える。 In order to achieve the above object, a photovoltaic power generation output estimation device according to an aspect of the present invention is a solar power generation output at a predetermined time of a photovoltaic power generation facility that supplies power to a load connected to a power system. A photovoltaic power generation output estimation device for estimating a power generation output, wherein the predetermined point is a period before the predetermined time point and the solar south-middle altitude is within a predetermined range from the south-middle altitude at the predetermined time point. The solar power generation output is estimated using the solar radiation intensity and the active power of the electric power system.
これによれば、太陽光発電出力推定装置は、所定時点以前の期間であって、太陽の南中高度が所定範囲内の期間における、所定地点での日射強度と電力系統の有効電力とを用いて、太陽光発電出力を推定する。つまり、例えば所定時点より1〜2週間程度前の太陽の南中高度が同等の期間におけるデータを用いることで、より正確に太陽光発電出力を推定することができ、また、日射強度と電力系統の有効電力とを用いることで、簡易に太陽光発電出力を推定することができる。ここで、推定する太陽光発電出力は、電力系統に接続された負荷に電力を供給する太陽光発電設備の所定時点での発電出力、つまり、電力系統に接続された太陽光発電設備全体の発電出力である。このため、太陽光発電出力推定装置によれば、正確かつ簡易に、電力系統に接続された太陽光発電設備全体の発電出力を推定することができるため、個々の需要家に装置を設置することなく、太陽光発電設備の発電出力を推定することができる。 According to this, the solar power generation output estimation device uses the solar radiation intensity at the predetermined point and the active power of the power system in the period before the predetermined time point and the solar south-middle altitude is within the predetermined range. To estimate the solar power output. In other words, for example, by using data in a period in which the solar south-middle altitude is about 1 to 2 weeks before a predetermined time, the solar power output can be estimated more accurately, and the solar radiation intensity and power system It is possible to easily estimate the photovoltaic power generation output by using the effective power. Here, the estimated photovoltaic power generation output is the power generation output at a predetermined time of the solar power generation facility that supplies power to the load connected to the power system, that is, the power generation of the entire solar power generation facility connected to the power system. Is the output. For this reason, according to the photovoltaic power generation output estimation device, the power generation output of the entire photovoltaic power generation facility connected to the power system can be estimated accurately and simply, so that the device is installed at each consumer. In addition, the power generation output of the solar power generation facility can be estimated.
また、前記発電出力推定部は、前記期間内の短時間における、前記日射強度の時系列データと前記有効電力の時系列データとを用いて、前記太陽光発電出力を推定することにしてもよい。 Further, the power generation output estimation unit may estimate the solar power generation output using the time series data of the solar radiation intensity and the time series data of the active power in a short time within the period. .
これによれば、太陽光発電出力推定装置は、短時間における、日射強度と電力系統の有効電力との時系列データとを用いて、太陽光発電出力を推定する。つまり、例えば30分〜2時間程度の短い期間におけるデータを用いて、太陽光発電出力を推定することができる。このため、太陽光発電出力推定装置によれば、長時間の時系列データを取得する必要がないため、簡易かつ迅速に、太陽光発電設備の発電出力を推定することができる。 According to this, the photovoltaic power generation output estimation device estimates the photovoltaic power generation output using time series data of the solar radiation intensity and the active power of the power system in a short time. That is, for example, the photovoltaic power generation output can be estimated using data in a short period of about 30 minutes to 2 hours. For this reason, according to the solar power generation output estimation apparatus, since it is not necessary to acquire time-series data for a long time, the power generation output of the solar power generation facility can be estimated easily and quickly.
また、前記発電出力推定部は、前記電力系統に連系された前記太陽光発電設備の合計設備容量が前記所定時点での当該合計設備容量から所定範囲内の期間における、前記日射強度と前記有効電力とを用いて、前記太陽光発電出力を推定することにしてもよい。 Further, the power generation output estimation unit is configured to calculate the solar radiation intensity and the effective power during a period in which a total installed capacity of the photovoltaic power generation facility linked to the power system is within a predetermined range from the total installed capacity at the predetermined time point. The solar power generation output may be estimated using electric power.
これによれば、太陽光発電出力推定装置は、電力系統に連系された太陽光発電設備の合計設備容量が所定範囲内の期間における、日射強度と電力系統の有効電力とを用いて、太陽光発電出力を推定する。つまり、太陽光発電出力推定装置は、太陽光発電設備の合計設備容量が同等の期間におけるデータを用いることで、より正確に太陽光発電設備の発電出力を推定することができる。 According to this, the solar power generation output estimation device uses the solar radiation intensity and the active power of the power system in a period in which the total facility capacity of the solar power generation facilities linked to the power system is within a predetermined range, Estimate photovoltaic power output. That is, the photovoltaic power generation output estimation apparatus can estimate the power generation output of the photovoltaic power generation facility more accurately by using data in a period in which the total facility capacity of the photovoltaic power generation facility is equivalent.
また、さらに、前記日射強度と前記有効電力との時系列データの共分散である第一共分散を取得する第一共分散取得部と、遅延時間ずれた2つの前記日射強度の時系列データの自己共分散である第二共分散を取得する第二共分散取得部とを備え、前記発電出力推定部は、取得された前記第一共分散と前記第二共分散とを用いて、前記太陽光発電出力を推定することにしてもよい。 Furthermore, a first covariance acquisition unit that acquires a first covariance that is a covariance of time series data of the solar radiation intensity and the active power, and two time series data of the solar radiation intensity that are shifted in delay time. A second covariance acquisition unit that acquires a second covariance that is self-covariance, and the power generation output estimation unit uses the acquired first covariance and the second covariance, and The photovoltaic power output may be estimated.
これによれば、太陽光発電出力推定装置は、日射強度と電力系統の有効電力との時系列データの共分散である第一共分散と、遅延時間ずれた2つの日射強度の時系列データの自己共分散である第二共分散とを用いて、太陽光発電出力を推定する。このため、太陽光発電出力推定装置は、当該第一共分散と第二共分散とを用いて、簡易に太陽光発電設備の発電出力を推定することができる。 According to this, the solar power generation output estimation device is capable of the first covariance that is the covariance of the time series data of the solar radiation intensity and the active power of the power system, and the time series data of the two solar radiation intensity that are shifted in delay time. The solar power output is estimated using the second covariance that is self-covariance. For this reason, the photovoltaic power generation output estimation device can easily estimate the power generation output of the photovoltaic power generation facility using the first covariance and the second covariance.
また、前記発電出力推定部は、前記第一共分散と前記第二共分散とを用いて得られる係数に、前記所定地点における日射強度を乗じることで、前記太陽光発電出力を算出することにしてもよい。 In addition, the power generation output estimation unit calculates the solar power generation output by multiplying the coefficient obtained by using the first covariance and the second covariance by the solar radiation intensity at the predetermined point. May be.
これによれば、太陽光発電出力推定装置は、第一共分散と第二共分散とを用いて得られる係数に、所定地点における日射強度を乗じることで、太陽光発電出力を算出することができるため、簡易な計算で太陽光発電設備の発電出力を推定することができる。 According to this, the photovoltaic power generation output estimation device can calculate the photovoltaic power generation output by multiplying the coefficient obtained by using the first covariance and the second covariance by the solar radiation intensity at a predetermined point. Therefore, the power generation output of the photovoltaic power generation facility can be estimated with a simple calculation.
また、前記発電出力推定部は、前記第一共分散を前記第二共分散で除してマイナスを乗じた値を前記係数として、前記太陽光発電出力を算出することにしてもよい。 The power generation output estimation unit may calculate the solar power generation output using the coefficient obtained by dividing the first covariance by the second covariance and multiplying the negative covariance by the coefficient.
これによれば、太陽光発電出力推定装置は、第一共分散を第二共分散で除してマイナスを乗じた値を上記の係数として、太陽光発電出力を算出することができるため、さらに簡易な計算で太陽光発電設備の発電出力を推定することができる。 According to this, since the photovoltaic power generation output estimation device can calculate the photovoltaic power generation output by using the value obtained by dividing the first covariance by the second covariance and multiplying by the above-mentioned coefficient, The power generation output of the photovoltaic power generation facility can be estimated with a simple calculation.
また、前記第二共分散取得部は、前記日射強度の測定地点と前記太陽光発電設備の設置地点との間を日射強度が移動する時間を前記遅延時間として、前記第二共分散を取得することにしてもよい。 In addition, the second covariance acquisition unit acquires the second covariance using the time during which the solar radiation intensity moves between the solar radiation intensity measurement point and the installation point of the photovoltaic power generation facility as the delay time. You may decide.
これによれば、太陽光発電出力推定装置は、日射強度の測定地点と太陽光発電設備の設置地点との間を日射強度が移動する時間を遅延時間として第二共分散を算出することで、太陽光発電設備の発電出力を推定することができる。 According to this, the photovoltaic power generation output estimation device calculates the second covariance using the time during which the solar radiation intensity moves between the solar radiation intensity measurement point and the installation point of the solar power generation facility as a delay time, The power generation output of the solar power generation facility can be estimated.
また、前記第一共分散取得部は、所定期間における前記日射強度と前記有効電力との時系列データの共分散である前記第一共分散を取得し、前記第二共分散取得部は、前記所定期間における前記日射強度と前記有効電力との時系列データの共分散関数が最小値をとる場合のラグを前記遅延時間として、前記第二共分散を取得することにしてもよい。 Further, the first covariance acquisition unit acquires the first covariance that is a covariance of time series data of the solar radiation intensity and the active power in a predetermined period, and the second covariance acquisition unit The second covariance may be acquired using a lag when the covariance function of the time series data of the solar radiation intensity and the active power in a predetermined period takes a minimum value as the delay time.
これによれば、太陽光発電出力推定装置は、当該所定期間における日射強度と電力系統の有効電力との時系列データの共分散関数が最小値をとる場合のラグを遅延時間として第二共分散を算出することで、簡易に第二共分散を取得することができる。 According to this, the photovoltaic power generation output estimating apparatus uses the second covariance as a delay time with a lag when the covariance function of the time series data of the solar radiation intensity and the active power of the power system in the predetermined period takes a minimum value. By calculating, the second covariance can be easily obtained.
また、前記第一共分散取得部は、第一期間における前記日射強度の時系列データと前記有効電力の時系列データとを取得し、前記日射強度の時系列データと前記有効電力の時系列データとの共分散を前記第一共分散として算出し、前記第二共分散取得部は、前記第一期間における前記日射強度の時系列データと、前記第一期間より前記遅延時間ずれた期間である第二期間における前記日射強度の時系列データとを取得し、当該2つの日射強度の時系列データの自己共分散を前記第二共分散として算出し、前記発電出力推定部は、前記第一共分散と前記第二共分散とを用いて得られる係数に、前記所定時点から前記遅延時間ずれた時点における前記日射強度を乗じることで、前記太陽光発電出力を算出することにしてもよい。 The first covariance acquisition unit acquires the time series data of the solar radiation intensity and the time series data of the active power in the first period, and the time series data of the solar radiation intensity and the time series data of the active power Is calculated as the first covariance, and the second covariance acquisition unit is a time-series data of the solar radiation intensity in the first period, and a period shifted by the delay time from the first period. Obtaining the time series data of the solar radiation intensity in the second period, calculating the self-covariance of the time series data of the two solar radiation intensity as the second covariance, and the power generation output estimating unit The photovoltaic power generation output may be calculated by multiplying the coefficient obtained by using the variance and the second covariance by the solar radiation intensity at the time when the delay time is shifted from the predetermined time.
これによれば、太陽光発電出力推定装置は、第一期間における日射強度の時系列データと電力系統の有効電力の時系列データとの共分散を第一共分散として算出し、第一期間における日射強度の時系列データと、第一期間より遅延時間ずれた第二期間における日射強度の時系列データとの自己共分散を第二共分散として算出する。そして、太陽光発電出力推定装置は、算出した第一共分散と第二共分散とを用いて得られる係数に、所定時点から遅延時間ずれた時点における日射強度を乗じることで、太陽光発電出力を算出する。これにより、太陽光発電出力推定装置は、太陽光発電設備の発電出力を推定することができる。 According to this, the photovoltaic power generation output estimating device calculates the covariance between the time series data of the solar radiation intensity in the first period and the time series data of the active power of the power system as the first covariance, The self-covariance between the time series data of the solar radiation intensity and the time series data of the solar radiation intensity in the second period shifted from the first period is calculated as the second covariance. Then, the photovoltaic power generation output estimation device multiplies the coefficient obtained by using the calculated first covariance and second covariance by the solar radiation intensity at the time deviated from the predetermined time by the solar power output Is calculated. Thereby, the solar power generation output estimation apparatus can estimate the power generation output of solar power generation equipment.
また、日射強度が強くかつ日射強度の変動が大きい期間を前記第一期間として、前記第一共分散取得部は、前記第一共分散を算出し、前記第二共分散取得部は、前記第二共分散を算出することにしてもよい。 In addition, the first covariance acquisition unit calculates the first covariance, and the second covariance acquisition unit calculates the first covariance as a period in which the solar radiation intensity is strong and the fluctuation of the solar radiation intensity is large. Bicovariance may be calculated.
これによれば、太陽光発電出力推定装置は、日射強度が強くかつ日射強度の変動が大きい期間を第一期間として、第一共分散と第二共分散とを算出する。つまり、太陽光発電出力推定装置は、太陽光発電出力を推定する期間の特徴が顕著にあらわれた期間を第一期間として、第一共分散と第二共分散とを算出することで、より正確に太陽光発電設備の発電出力を推定することができる。 According to this, the solar power generation output estimation device calculates the first covariance and the second covariance with a period in which the solar radiation intensity is strong and the fluctuation of the solar radiation intensity is large as the first period. In other words, the photovoltaic power generation output estimation device calculates the first covariance and the second covariance more accurately by calculating the first covariance as the first period in which the characteristics of the period for estimating the photovoltaic power generation are prominent. The power generation output of the solar power generation facility can be estimated.
また、本発明は、このような太陽光発電出力推定装置として実現することができるだけでなく、当該太陽光発電出力推定装置と、所定地点での日射強度を計測する日射計と、電力系統の有効電力を計測する計測器とを備える太陽光発電出力推定システムとしても実現することができる。 In addition, the present invention can be realized not only as such a photovoltaic power generation output estimation apparatus, but also with the photovoltaic power generation output estimation apparatus, a solar radiation meter that measures solar radiation intensity at a predetermined point, and an effective power system. It can also be realized as a photovoltaic power generation output estimation system including a measuring instrument for measuring electric power.
また、本発明は、上記の太陽光発電出力推定装置に含まれる処理部が行う特徴的な処理をステップとする太陽光発電出力推定方法としても実現することができる。また、当該太陽光発電出力推定方法に含まれる特徴的な処理をコンピュータに実行させるプログラムや集積回路として実現したりすることもできる。そして、そのようなプログラムは、CD−ROM等の記録媒体及びインターネット等の伝送媒体を介して流通させることができるのは言うまでもない。 Moreover, this invention is realizable also as a solar power generation output estimation method which uses the characteristic process which the process part contained in said solar power generation output estimation apparatus performs as a step. In addition, it can be realized as a program or an integrated circuit that causes a computer to execute characteristic processing included in the photovoltaic power generation output estimation method. Needless to say, such a program can be distributed via a recording medium such as a CD-ROM and a transmission medium such as the Internet.
本発明によれば、個々の需要家に装置を設置することなく、太陽光発電設備の発電出力を推定することができる太陽光発電出力推定装置を提供することができる。 ADVANTAGE OF THE INVENTION According to this invention, the solar power generation output estimation apparatus which can estimate the power generation output of a solar power generation installation can be provided, without installing an apparatus in each consumer.
以下、図面を参照しながら、本発明の実施の形態に係る太陽光発電出力推定装置及び太陽光発電出力推定システムについて、説明する。 Hereinafter, a photovoltaic power generation estimation apparatus and a photovoltaic power generation output estimation system according to embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings.
なお、以下で説明する実施の形態は、いずれも本発明の好ましい一具体例を示すものである。以下の実施の形態で示される数値、形状、構成要素、構成要素の配置位置及び接続形態、ステップ、ステップの順序などは、一例であり、本発明を限定する主旨ではない。また、以下の実施の形態における構成要素のうち、本発明の最上位概念を示す独立請求項に記載されていない構成要素については、より好ましい形態を構成する任意の構成要素として説明される。 Each of the embodiments described below shows a preferred specific example of the present invention. The numerical values, shapes, components, arrangement positions and connection forms of components, steps, order of steps, and the like shown in the following embodiments are merely examples, and are not intended to limit the present invention. In addition, among the constituent elements in the following embodiments, constituent elements that are not described in the independent claims indicating the highest concept of the present invention are described as optional constituent elements that constitute a more preferable embodiment.
(実施の形態)
図1は、本発明の実施の形態に係る太陽光発電出力推定装置100を備える太陽光発電出力推定システム10の構成を示す図である。
(Embodiment)
FIG. 1 is a diagram illustrating a configuration of a photovoltaic power generation
同図に示すように、太陽光発電出力推定システム10は、太陽光発電出力推定装置100と、日射計200と、計測器300とを備えている。
As shown in the figure, the photovoltaic power generation
太陽光発電出力推定装置100は、電力系統に接続された負荷に電力を供給する太陽光発電設備の所定時点での発電出力である太陽光発電出力を推定するコンピュータである。ここで、所定時点とは、現在の時点のみならず、過去または未来の時点も含まれる。なお、この太陽光発電出力推定装置100は、パーソナルコンピュータ等の汎用のコンピュータシステムがプログラムを実行することによって実現されてもよいし、専用のコンピュータシステムによって実現されてもよい。太陽光発電出力推定装置100の詳細な構成については、後述する。
The photovoltaic power generation
日射計200は、所定地点での日射強度を計測する日射計である。つまり、日射計200は、所定地点に配置され、一定時間間隔で、日射強度を計測し、計測した当該日射強度を太陽光発電出力推定装置100に出力する。なお、日射計200が配置される地点は、ユーザによって任意に定められる。
The
また、日射計200が日射強度を計測する時間間隔は、1秒、10秒、1分など特に限定されず、ユーザによって適切な数値が定められる。また、日射計200は、一定時間間隔で日射強度を計測するのではなく、ユーザによって任意に定められたタイミングで日射強度を計測することにしてもよい。また、日射計200が計測した日射強度を太陽光発電出力推定装置100に出力するタイミングについても特に限定されず、日射強度を計測するたびに出力してもよいし、ユーザによって定められた所定のタイミングで出力することにしてもよい。
Further, the time interval at which the
計測器300は、電力系統400の有効電力を計測する計測器である。つまり、計測器300は、電力系統400の有効電力及び無効電力のうち、少なくとも電力系統400の有効電力を計測する。具体的には、計測器300は、電力系統400の近傍に設置されており、一定時間間隔で、電力系統400の有効電力を計測し、計測した当該有効電力を太陽光発電出力推定装置100に出力する。
The measuring
計測器300が当該有効電力を計測する時間間隔は、1秒、10秒、1分など特に限定されず、ユーザによって適切な数値が定められる。また、計測器300は、一定時間間隔で当該有効電力を計測するのではなく、ユーザによって任意に定められたタイミングで当該有効電力を計測することにしてもよい。また、計測器300が計測した当該有効電力を太陽光発電出力推定装置100に出力するタイミングについても特に限定されず、当該有効電力を計測するたびに出力してもよいし、ユーザによって定められた所定のタイミングで出力することにしてもよい。
The time interval at which the
なお、計測器300として、例えば、有効電力(P)、無効電力(Q)、電圧(V)及び周波数(F)の変動の記録を目的として、変電所等に設置されているPQVF記録装置(系統情報記録装置)や、給電制御所等にテレメータを送信する遠隔監視制御システム(テレコン)、電柱上に設置されているセンサ付き区間開閉器(VS)等を用いることができる。
As the measuring
ここで、電力系統400は、電力会社等の発電設備500から変電所(S/S)を介して電力が供給される商用電力系統である。また、電力系統400には、複数の負荷410が接続され、また、複数の太陽光発電設備420が連系されている。
Here, the
負荷410は、需要家が消費している電力負荷であり、例えば、エアコンなどの家電機器の消費電力や、工場で機械を稼動するための消費電力などである。なお、負荷410は、電力系統400に接続されている電力負荷であれば、どのようなものであってもかまわない。
The
太陽光発電設備420は、例えば、需要家が有する建築物の屋根等に設置されている太陽光発電(PV)設備であり、小規模な太陽光発電設備のみならず、大規模太陽光発電所(いわゆるメガソーラー)も含まれる。太陽光発電設備420は、発生した電力を、電力系統400に接続された負荷410に供給する、または、電力系統400に供給する。つまり、太陽光発電設備420は、直接的または間接的に電力系統400に連系された発電設備である。
The photovoltaic
このように、電力系統400に接続されている全ての負荷410の大きさと、電力系統400に連系されている全ての太陽光発電設備420の発電出力の大きさとによって、電力系統400の見かけ上の負荷は、変動することになる。なお、この電力系統400の見かけ上の負荷は、電力潮流(または線路潮流)と言うこともでき、以下では、電力潮流とも呼ぶこととする。
Thus, the apparent appearance of the
次に、太陽光発電出力推定装置100の詳細な機能構成について、説明する。
Next, a detailed functional configuration of the photovoltaic power generation
図2は、本発明の実施の形態に係る太陽光発電出力推定装置100の機能的な構成を示すブロック図である。
FIG. 2 is a block diagram showing a functional configuration of the photovoltaic power generation
太陽光発電出力推定装置100は、電力系統400に接続された負荷410に電力を供給する太陽光発電設備420の所定時点での発電出力である太陽光発電出力を推定する装置である。同図に示すように、太陽光発電出力推定装置100は、第一共分散取得部110と、第二共分散取得部120と、発電出力推定部130と、記憶部140とを備えている。
The photovoltaic power generation
記憶部140は、太陽光発電設備420の所定時点での発電出力を推定するためのデータなどを記憶しているメモリである。具体的には、記憶部140は、日射計200や計測器300から入力されるデータや、第一共分散取得部110、第二共分散取得部120または発電出力推定部130が算出したデータなどを含む推定用データ141を記憶している。
The
なお、図示していないが、太陽光発電出力推定装置100は、キーボードやマウスなどの入力部や液晶ディスプレイなどの表示部を備えていてもよい。
Although not shown, the photovoltaic power generation
発電出力推定部130は、所定時点以前の期間であって、太陽の南中高度が所定時点での当該南中高度から所定範囲内の期間における、所定地点での日射強度と電力系統400の有効電力(以下、電力潮流の有効電力という)とを用いて、太陽光発電出力を推定する。ここで、太陽光発電出力とは、電力系統400に接続された負荷410に電力を供給する太陽光発電設備420の所定時点での発電出力である。
The power generation
なお、太陽光発電設備420の発電出力には、有効電力と無効電力とが存在するが、一般的に、(特に家庭用の)太陽光発電設備420は、力率1で運転されており、有効電力しか出さないものが多い。このため、以下では、太陽光発電設備420の発電出力というと、太陽光発電設備420の発電出力の有効電力を指すものとする。
In addition, although the active power and the reactive power exist in the power generation output of the solar
また、上記の期間は、太陽光発電設備420の合計設備容量が所定時点での当該合計設備容量から所定範囲内の期間であるのが好ましい。つまり、発電出力推定部130は、電力系統400に連系された太陽光発電設備420の合計設備容量が所定時点での当該合計設備容量から所定範囲内の期間における、当該日射強度と当該電力潮流の有効電力とを用いて、当該太陽光発電出力を推定する。なお、ある時点において電力系統400に連系されている太陽光発電設備420の合計設備容量とは、言い換えれば、当該時点において電力系統400に導入されている太陽光発電設備420の合計設備容量である。
Moreover, it is preferable that said period is a period in which the total installation capacity of the photovoltaic
このように、当該期間とは、太陽光発電出力を推定する所定時点以前の期間であって、太陽の南中高度が所定時点での当該南中高度から所定範囲内の期間であり、かつ、太陽光発電設備420の合計設備容量が所定時点での当該合計設備容量から所定範囲内の期間である。例えば、当該期間は、太陽光発電出力を推定する所定時点から遡って1〜2週間程度までにおける期間であり、具体的には、太陽光発電出力を推定する日の前日などである。
Thus, the period is a period before the predetermined time point for estimating the photovoltaic power output, and the solar south-middle altitude is within a predetermined range from the south-middle altitude at the predetermined time point, and The total installation capacity of the photovoltaic
さらに具体的には、発電出力推定部130は、当該期間内の短時間における、当該日射強度の時系列データと当該電力潮流の有効電力の時系列データとを用いて、当該太陽光発電出力を推定する。ここで、当該短時間とは、例えば、30分〜2時間程度の短い期間であり、好ましくは1時間である。つまり、発電出力推定部130は、太陽光発電出力を推定する所定時点から遡って1〜2週間程度までにおける期間内の30分〜2時間程度の短時間における、当該日射強度及び当該電力潮流の有効電力の時系列データを用いて、当該太陽光発電出力を推定する。なお、当該短時間は、以下の第一期間に相当する。
More specifically, the power generation
ここで、発電出力推定部130は、以下で説明する第一共分散取得部110と第二共分散取得部120とが取得した第一共分散と第二共分散とを用いて、当該太陽光発電出力を推定する。
Here, the power generation
第一共分散取得部110は、所定地点での日射強度と電力潮流の有効電力との時系列データの共分散である第一共分散を取得する。具体的には、第一共分散取得部110は、第一期間における当該日射強度の時系列データと当該電力潮流の有効電力の時系列データとを取得し、当該日射強度の時系列データと当該電力潮流の有効電力の時系列データとの共分散を第一共分散として算出する。
The first
例えば、所定地点に設置された日射計200が計測した日射強度の時系列データが記憶部140の推定用データ141に記憶されており、第一共分散取得部110は、推定用データ141を参照することで、第一期間における当該日射強度の時系列データを取得する。また、計測器300が計測した電力系統400の有効電力(電力潮流の有効電力)の時系列データが記憶部140の推定用データ141に記憶されており、第一共分散取得部110は、推定用データ141を参照することで、第一期間における当該電力潮流の有効電力の時系列データを取得する。そして、第一共分散取得部110は、取得した当該日射強度の時系列データと当該電力潮流の有効電力の時系列データとの共分散である第一共分散を算出する。
For example, the time series data of the solar radiation intensity measured by the
ここで、当該第一期間は、上記の短時間に相当する期間であり、例えば上述のように、太陽光発電出力を推定する所定時点から遡って1〜2週間程度までにおける期間内の30分〜2時間程度の期間である。また、当該第一期間は、当該日射強度が強くかつ当該日射強度の変動が大きい期間であるのが好ましい。なお、一般的に、12時から13時の間は、負荷が一時的に低下する傾向にあるため、当該第一期間は、12時から13時を除いた期間であるのがさらに好ましい。このように、第一共分散取得部110は、日射強度が強くかつ日射強度の変動が大きい期間を第一期間として、第一共分散を算出する。
Here, the said 1st period is a period corresponded to said short time, for example, as mentioned above, 30 minutes in the period in about 1 to 2 weeks retroactively from the predetermined time point which estimates a photovoltaic power generation output. It is about 2 hours. Moreover, it is preferable that the said 1st period is a period when the said solar radiation intensity is strong and the fluctuation | variation of the said solar radiation intensity is large. In general, since the load tends to temporarily decrease from 12:00 to 13:00, the first period is more preferably a period excluding 12:00 to 13:00. As described above, the first
そして、第一共分散取得部110は、算出した第一共分散を、記憶部140の推定用データ141に書き込むことで、記憶させる。
Then, the first
第二共分散取得部120は、遅延時間ずれた2つの日射強度の時系列データの自己共分散である第二共分散を取得する。具体的には、第二共分散取得部120は、上記の第一期間における日射強度の時系列データと、当該第一期間より遅延時間ずれた期間である第二期間における日射強度の時系列データとを取得し、当該2つの日射強度の時系列データの自己共分散を第二共分散として算出する。
The second
例えば、所定地点に設置された日射計200が計測した日射強度の時系列データが記憶部140の推定用データ141に記憶されており、第二共分散取得部120は、推定用データ141を参照することで、第一期間及び第二期間における当該日射強度の時系列データを取得する。そして、第二共分散取得部120は、取得した当該2つの日射強度の時系列データの自己共分散である第二共分散を算出する。なお、遅延時間がゼロの場合には、第一期間と第二期間とは同じ期間となるため、第二共分散取得部120は、第一期間における日射強度の時系列データの分散を、第二共分散として算出する。
For example, the time series data of the solar radiation intensity measured by the
ここで、遅延時間とは、日射強度の測定地点(日射計200の設置地点)と太陽光発電設備420の設置地点との間を日射強度が移動する時間であり、具体的には、日射強度の測定地点に存在する雲が、太陽光発電設備420の設置地点に到達するまでの期間である。第二共分散取得部120は、例えば、当該日射強度と電力潮流の有効電力との時系列データの共分散関数が最小値をとる場合のラグを、当該遅延時間として算出することができる。なお、第二共分散取得部120は、気象データを参照する等により、当該遅延時間を取得することもできる。
Here, the delay time is the time during which the solar radiation intensity moves between the solar radiation intensity measurement point (installation point of the solar radiation meter 200) and the solar
このように、第二共分散取得部120は、日射強度の測定地点と太陽光発電設備420の設置地点との間を日射強度が移動する時間を当該遅延時間として、第二共分散を取得する。この際、第二共分散取得部120は、所定期間における当該日射強度と電力潮流の有効電力との時系列データの共分散関数が最小値をとる場合のラグを、当該遅延時間として取得することができる。ここで、当該所定期間とは、上記の第一期間と同じ期間であるのが好ましい。
As described above, the second
そして、第二共分散取得部120は、算出した第二共分散を、記憶部140の推定用データ141に書き込むことで、記憶させる。
Then, the second
そして、発電出力推定部130は、第一共分散取得部110と第二共分散取得部120とが取得した第一共分散と第二共分散とを、推定用データ141から読み出して、太陽光発電出力を推定する。具体的には、発電出力推定部130は、第一共分散と第二共分散とを用いて得られる係数に、所定地点における日射強度であって、所定時点から上記の遅延時間ずれた時点における日射強度を乗じることで、太陽光発電出力を算出する。
Then, the power generation
ここで、当該係数とは、第一共分散を第二共分散で除してマイナスを乗じた値である。つまり、発電出力推定部130は、第一共分散を第二共分散で除してマイナスを乗じた値を係数として、太陽光発電出力を算出する。なお、当該係数は短期間では変化しにくいものの、風向や風速の変化によって遅延時間は短期間で変化しやすいため、この太陽光発電出力を推定(算出)する際の遅延時間は、気象データ等を考慮してリアルタイムで変更されたものが用いられるのが好ましい。
Here, the coefficient is a value obtained by dividing the first covariance by the second covariance and multiplying by minus. That is, the power generation
そして、発電出力推定部130は、算出した太陽光発電出力を、記憶部140の推定用データ141に書き込むことで、記憶させる。
Then, the power generation
次に、太陽光発電出力推定装置100が太陽光発電出力を推定する処理について、説明する。
Next, the process in which the photovoltaic power generation
図3は、本発明の実施の形態に係る太陽光発電出力推定装置100が太陽光発電出力を推定する処理(太陽光発電出力推定方法)の一例を示すフローチャートである。
FIG. 3 is a flowchart showing an example of a process (solar power generation output estimation method) in which the solar power generation
同図に示すように、まず、第一共分散取得部110は、所定地点での日射強度と電力潮流の有効電力との時系列データの共分散である第一共分散を取得する(S102)。具体的には、第一共分散取得部110は、当該第一共分散を算出することで取得し、取得(算出)した第一共分散を、記憶部140の推定用データ141に書き込む。なお、この第一共分散取得部110が第一共分散を取得する処理の詳細な説明については、後述する。
As shown in the figure, first, the first
そして、第二共分散取得部120は、遅延時間ずれた2つの日射強度の時系列データの自己共分散である第二共分散を取得する(S104)。具体的には、第二共分散取得部120は、当該第二共分散を算出することで取得し、取得(算出)した第二共分散を、記憶部140の推定用データ141に書き込む。なお、この第二共分散取得部120が第二共分散を取得する処理の詳細な説明については、後述する。
And the 2nd
そして、発電出力推定部130は、所定時点以前の期間であって、太陽の南中高度が所定時点での当該南中高度から所定範囲内の期間における、所定地点での日射強度と電力潮流の有効電力とを用いて、太陽光発電出力を推定する(S106)。具体的には、発電出力推定部130は、第一共分散取得部110が取得した第一共分散と、第二共分散取得部120が取得した第二共分散とを推定用データ141から読み出し、当該第一共分散と第二共分散とを用いて、太陽光発電出力を算出することで推定する。なお、この発電出力推定部130が太陽光発電出力を推定する処理の詳細な説明については、後述する。
Then, the power generation
以上のようにして、太陽光発電出力推定装置100が太陽光発電出力を推定する処理(太陽光発電出力推定方法)は、終了する。
As described above, the processing (solar power generation output estimation method) in which the solar power generation
次に、第一共分散取得部110が第一共分散を取得する処理(図3のS102)について、詳細に説明する。
Next, the process in which the first
図4は、本発明の実施の形態に係る第一共分散取得部110が第一共分散を取得する処理の一例を示すフローチャートである。
FIG. 4 is a flowchart showing an example of processing in which the first
同図に示すように、まず、第一共分散取得部110は、日射強度の時系列データを取得する(S202)。具体的には、所定地点に設置された日射計200が計測した日射強度の時系列データが記憶部140の推定用データ141に記憶されており、第一共分散取得部110は、推定用データ141から、当該日射強度の時系列データを読み出すことで、取得する。
As shown in the figure, first, the first
なお、第一共分散取得部110は、日射強度の時系列データの実測値ではなく、日射強度の時系列データの推定値を取得することにしてもよい。この場合、第一共分散取得部110は、例えば日射計200が複数の日射計で構成された日射計群の場合、当該複数の日射計のうちのいずれかの日射計の情報(過去、現在の日射強度の値)を用いて、周辺の日射強度を推定することで、当該推定値を取得することができる。なお、推定精度向上の観点から、第一共分散取得部110は、太陽光発電設備420の分布の形を考慮して、当該推定値を取得するのが好ましい。
Note that the first
さらに具体的には、第一共分散取得部110は、太陽光発電出力を推定する所定時点以前の期間であって、太陽の南中高度が所定時点での当該南中高度から所定範囲内の期間であり、かつ、太陽光発電設備420の合計設備容量が所定時点での当該合計設備容量から所定範囲内の期間における日射強度の時系列データを取得する。
More specifically, the first
ここで、太陽の南中高度が所定時点での当該南中高度から所定範囲内の期間として、例えば、当該南中高度が所定時点での当該南中高度から、±約6°以内(または±約12%以内)の期間が好ましく、±約3°以内(または±約6%以内)の期間がさらに好ましい。 Here, as a period in which the southern middle altitude of the sun is within a predetermined range from the southern middle altitude at a predetermined time, for example, the southern middle altitude is within ± about 6 ° from the south middle altitude at the predetermined time (or ± Within about 12%), and more preferably within about ± 3 ° (or within about ± 6%).
この場合、図5に示すように、2週間離れた日での南中高度の差は、−約6°〜+約6°の間(−約12%〜+約12%の間)で推移し、1週間離れた日での南中高度の差は、−約3°〜+約3°の間(−約6%〜+約6%の間)で推移している。このため、当該期間として、所定時点から2週間前までの期間が好ましく、所定時点から1週間前までの期間がさらに好ましい。図5は、1年間における南中高度の推移と、1週間及び2週間離れた日での南中高度の差の推移を示すグラフである。 In this case, as shown in FIG. 5, the difference between the altitudes in the south and the middle on a day two weeks away changes between −about 6 ° and + about 6 ° (between −about 12% and + about 12%). The difference in altitude between the south and the middle on a day one week away is between -about 3 ° and + about 3 ° (between -about 6% and + about 6%). For this reason, as the said period, the period from a predetermined time to two weeks ago is preferable, and the period from a predetermined time to one week ago is further more preferable. FIG. 5 is a graph showing the transition of the south-middle altitude over the course of one year and the transition of the difference between the south-middle altitudes for one week and two weeks away.
なお、当該南中高度の差は、夏と冬では小さく、春と秋では大きくなる傾向にあるため、上記の期間として、季節によって異なる期間を用いることにしてもよい。また、南中高度の観測地点によっても南中高度の差は異なってくるため、観測地点に応じた当該期間を用いることにしてもよい。 Note that the difference between the south and middle altitudes tends to be small in summer and winter and large in spring and autumn. Therefore, different periods may be used as the above period. In addition, since the difference between the south and middle altitudes varies depending on the observation point of the south and middle altitudes, the period corresponding to the observation point may be used.
また、太陽光発電設備420の合計設備容量が所定時点での当該合計設備容量から所定範囲内の期間については、例えば、当該合計設備容量が所定時点での当該合計設備容量から±約5%以内など、ユーザによって適宜定められる。
In addition, for a period in which the total installed capacity of the photovoltaic
なお、上記の期間は、予め定められ、第一共分散取得部110に予め入力されていてもよいし、ユーザによって適宜変更されてもよいし、第一共分散取得部110が当該期間を算出して決定することにしてもよい。本実施の形態では、第一共分散取得部110は、当該期間を、例えば、太陽光発電出力を推定する日の前日とし、当該前日における日射強度の時系列データを取得する。
Note that the above period may be determined in advance and may be input in advance to the first
そして、図4に戻り、第一共分散取得部110は、第一期間を探索する(S204)。具体的には、第一共分散取得部110は、取得した日射強度の時系列データを参照し、日射強度が強くかつ日射強度の変動が大きい期間を探索する。例えば、第一共分散取得部110は、太陽光発電出力を推定する日の前日のうち、日射強度が強くかつ日射強度の変動が大きい30分〜2時間程度の短い期間を探索する。そして、第一共分散取得部110は、探索した期間を、第一期間と決定する。なお、第一共分散取得部110は、12時から13時を除いた期間から、当該第一期間を探索するのが好ましい。
Returning to FIG. 4, the first
なお、第一共分散取得部110は、上記の期間(例えば、太陽光発電出力を推定する日の前日)の中から、第一期間を探索するのではなく、上記の期間自体を探索してから、当該期間の中から第一期間を探索することにしてもよい。
Note that the first
そして、第一共分散取得部110は、当該第一期間における日射強度の時系列データと電力潮流の有効電力の時系列データとを取得する(S206)。具体的には、第一共分散取得部110は、推定用データ141から、当該第一期間における日射強度の時系列データと、当該第一期間における電力潮流の有効電力の時系列データとを読み出すことで、取得する。
And the 1st
そして、第一共分散取得部110は、当該日射強度の時系列データと当該電力潮流の有効電力の時系列データとの共分散を第一共分散として算出する(S208)。そして、第一共分散取得部110は、算出した第一共分散を、推定用データ141に書き込む。
Then, the first
以上のようにして、第一共分散取得部110が第一共分散を取得する処理(図3のS102)は、終了する。
As described above, the process in which the first
次に、第二共分散取得部120が第二共分散を取得する処理(図3のS104)について、詳細に説明する。
Next, the process in which the second
図6は、本発明の実施の形態に係る第二共分散取得部120が第二共分散を取得する処理の一例を示すフローチャートである。
FIG. 6 is a flowchart illustrating an example of processing in which the second
同図に示すように、まず、第二共分散取得部120は、日射強度の測定地点と太陽光発電設備420の設置地点との間の遅延時間を取得する(S302)。なお、電力系統400には、複数の太陽光発電設備420が接続されているため、太陽光発電設備420の設置地点は複数存在するが、この遅延時間を取得する際の太陽光発電設備420の設置地点とは、当該複数の太陽光発電設備420の中心位置となるような地点である。
As shown in the figure, first, the second
具体的には、第二共分散取得部120は、上記の第一期間における日射強度と電力潮流の有効電力との時系列データの共分散関数が最小値をとる場合のラグを、当該遅延時間として取得する。そして、第二共分散取得部120は、取得した遅延時間を、推定用データ141に書き込む。この第二共分散取得部120が当該遅延時間を取得する処理の具体的な説明については、後述する。
Specifically, the second
そして、第二共分散取得部120は、遅延時間ずれた2つの日射強度の時系列データを取得する(S304)。つまり、第二共分散取得部120は、上記の第一期間における日射強度の時系列データと、当該第一期間より遅延時間ずれた第二期間における日射強度の時系列データとを取得する。具体的には、第二共分散取得部120は、推定用データ141から、第一期間及び第二期間における当該日射強度の時系列データを読み出す。
Then, the second
そして、第二共分散取得部120は、遅延時間ずれた2つの日射強度の時系列データの自己共分散である第二共分散を算出する(S306)。具体的には、第二共分散取得部120は、第一期間における日射強度の時系列データと、第二期間における日射強度の時系列データとの自己共分散を算出する。そして、第二共分散取得部120は、算出した第二共分散を、推定用データ141に書き込む。
Then, the second
以上のようにして、第二共分散取得部120が第二共分散を取得する処理(図3のS104)は、終了する。
As described above, the process in which the second
次に、発電出力推定部130が太陽光発電出力を推定する処理(図3のS106)について、詳細に説明する。
Next, the process (S106 in FIG. 3) in which the power generation
図7は、本発明の実施の形態に係る発電出力推定部130が太陽光発電出力を推定する処理の一例を示すフローチャートである。
FIG. 7 is a flowchart illustrating an example of processing in which the power generation
同図に示すように、まず、発電出力推定部130は、第一共分散、第二共分散及び遅延時間を取得する(S402)。具体的には、発電出力推定部130は、推定用データ141から、第一共分散、第二共分散及び遅延時間を読み出す。
As shown in the figure, first, the power generation
そして、発電出力推定部130は、第一共分散と第二共分散とを用いて、係数を算出する(S404)。具体的には、発電出力推定部130は、第一共分散を第二共分散で除してマイナスを乗じることで、当該係数を算出する。
Then, the power generation
そして、発電出力推定部130は、算出した係数に、所定地点における日射強度であって、所定時点から上記の遅延時間ずれた時点における日射強度を乗じることで、太陽光発電出力を算出する(S406)。なお、上述の通り、この太陽光発電出力を算出する際の遅延時間として、リアルタイムで変更されたものが用いられるのが好ましい。このため、発電出力推定部130は、気象データ等を考慮してリアルタイムで変更された遅延時間を用いて、太陽光発電出力を算出するのが好ましい。そして、発電出力推定部130は、算出した太陽光発電出力を、推定用データ141に書き込む。
Then, the power generation
以上のようにして、発電出力推定部130が太陽光発電出力を推定する処理(図3のS106)は、終了する。
As described above, the process in which the power generation
ここで、発電出力推定部130が太陽光発電出力を算出する方法について、以下に具体的に説明する。
Here, the method by which the power generation
まず、電力系統400の電力潮流(見かけ上の負荷)の有効電力をP(t)、電力系統400に接続された負荷410の合算値(実際の負荷)をPL(t)、太陽光発電設備420の発電出力の合算値をPPV(t)、所定地点での日射強度をSR(t)とすると、以下の式1のようにP(t)の式が成り立ち、またPPV(t)の式を仮定できる。
First, the active power of the power flow (apparent load) of the
ここで、wは係数(日射強度を太陽光発電設備420の発電出力に変換する係数)であり、ε(t)はゆらぎ(ノイズ)であり、τsは遅延時間(日射計200の設置地点と太陽光発電設備420の設置地点とを日射変動が移動する時間)である。 Here, w is a coefficient (coefficient for converting the solar radiation intensity into the power generation output of the photovoltaic power generation equipment 420), ε (t) is fluctuation (noise), and τ s is a delay time (installation point of the solar radiation meter 200). And the time when the solar radiation fluctuation moves between the installation point of the solar power generation equipment 420).
そして、上記の式1から、以下の式2を導くことができる。
From the
このため、SR(t)とP(t)との共分散は、以下の式3のように算出できる。
For this reason, the covariance between SR (t) and P (t) can be calculated as in
ここで、tが30分〜2時間程度の短時間である場合には、PL(t)、SR(t)、ε(t)には相関がないと仮定することができるため、上記の式3を以下の式4のように変形することで、係数wを求めることができる。
Here, when t is a short time of about 30 minutes to 2 hours, it can be assumed that P L (t), SR (t), and ε (t) have no correlation. The coefficient w can be obtained by transforming
つまり、日射強度SR(t)と電力潮流の有効電力P(t)との共分散であるCov[SR(t)、P(t)]が第一共分散であり、遅延時間τsずれた2つの日射強度であるSR(t)とSR(t−τs)との自己共分散であるCov[SR(t)、SR(t−τs)]が第二共分散である。そして、係数wは、第一共分散Cov[SR(t)、P(t)]を第二共分散Cov[SR(t)、SR(t−τs)]で除してマイナスを乗じたものである。 That is, Cov [SR (t), P (t)], which is a covariance between the solar radiation intensity SR (t) and the effective power P (t) of the power flow, is the first covariance and is shifted by the delay time τ s . Cov [SR (t), SR (t−τ s )], which is an autocovariance between two solar radiation intensities SR (t) and SR (t−τ s ), is the second covariance. The coefficient w is obtained by dividing the first covariance Cov [SR (t), P (t)] by the second covariance Cov [SR (t), SR (t−τ s )] and multiplying by the minus. Is.
また、ε(t)は微小であり無視できると仮定すれば、上記の式1から、以下の式6の近似式を得ることができる。
If it is assumed that ε (t) is very small and can be ignored, the following approximate expression of
以上のようにして、発電出力推定部130は、第一共分散を第二共分散で除してマイナスを乗じることで得られる係数wに、所定時点tから遅延時間τsずれた時点における日射強度SR(t−τs)を乗じることで、太陽光発電出力PPV(t)を算出することができる。
As described above, the power generation
なお、上記の係数wの算出の際に、tが短時間である場合には、負荷PL(t)と日射強度SR(t)には相関がないと仮定したが、これについて、図8〜図9Cを用いて説明する。図8〜図9Cは、負荷PL(t)と日射強度SR(t)には相関がないことを説明する図である。 In calculating the coefficient w, when t is a short time, it is assumed that there is no correlation between the load P L (t) and the solar radiation intensity SR (t). This will be described with reference to FIG. 9C. 8 to 9C are diagrams for explaining that there is no correlation between the load P L (t) and the solar radiation intensity SR (t).
ここで、図8の(a)は、冬の平日の短時間(同図では、午前10時から11時までの1時間)における負荷PL(t)と日射強度SR(t)との時系列データを示すグラフである。また、図8の(b)は、図8の(a)における負荷PL(t)と日射強度SR(t)とを用いて算出された、負荷PL(t)と日射強度SR(t)との相互相関係数を示すグラフである。なお、日射強度SR(t)は、スケールの調整のため、実際に計測された日射強度を7倍した値となっている。以下の図(図12A及び図15A)についても同様である。 Here, (a) of FIG. 8 shows the time of load P L (t) and solar radiation intensity SR (t) in a short period of winter weekdays (in the figure, one hour from 10:00 am to 11:00 am). It is a graph which shows series data. FIG. 8B shows the load P L (t) and the solar radiation intensity SR (t calculated using the load P L (t) and the solar radiation intensity SR (t) in FIG. It is a graph which shows a cross correlation coefficient with). In addition, the solar radiation intensity SR (t) is a value obtained by multiplying the actually measured solar radiation intensity by 7 times for adjusting the scale. The same applies to the following figures (FIGS. 12A and 15A).
また、図9Aは、図8の(b)と同様にして算出された、冬の土日の短時間(同図では、午前11時から12時までの1時間)における負荷PL(t)と日射強度SR(t)との相互相関関数を示すグラフである。また、図9Bは、春の土日の短時間(同図では、午前11時から12時までの1時間)における負荷PL(t)と日射強度SR(t)との相互相関関数を示すグラフである。また、図9Cは、春の平日の短時間(同図では、午前10時から11時までの1時間)における負荷PL(t)と日射強度SR(t)との相互相関関数を示すグラフである。 FIG. 9A shows the load P L (t) calculated in the same manner as in FIG. 8B, for a short period of winter Saturdays and Sundays (in the figure, 1 hour from 11:00 am to 12:00 am). It is a graph which shows a cross correlation function with solar radiation intensity SR (t). FIG. 9B is a graph showing a cross-correlation function between the load P L (t) and the solar radiation intensity SR (t) in a short period of spring and weekend (in the figure, 1 hour from 11:00 am to 12:00 am). is there. FIG. 9C is a graph showing a cross-correlation function between the load P L (t) and the solar radiation intensity SR (t) for a short period of spring weekdays (in the figure, one hour from 10:00 am to 11:00 am). is there.
これらの図に示すように、冬及び春の平日及び土日の短時間において、負荷PL(t)と日射強度SR(t)との相互相関係数は非常に小さく、負荷PL(t)と日射強度SR(t)には相関がないと言える。また、他の季節(夏、秋)においても同様の結果が得られると推認され、tが短時間である場合には、負荷PL(t)と日射強度SR(t)には相関がないことが示された。 As shown in these figures, the cross-correlation coefficient between the load P L (t) and the solar radiation intensity SR (t) is very small during a short period of weekdays and weekends in winter and spring, and the load P L (t) It can be said that the solar radiation intensity SR (t) has no correlation. Further, it is presumed that similar results can be obtained in other seasons (summer, autumn), and when t is short, there is no correlation between the load P L (t) and the solar radiation intensity SR (t). It was shown that.
なお、図8は、後述の図12A〜図14Bにおける検証試験で計測された実際の系統のデータを利用したものである。つまり、図8における日射強度SR(t)は、図12Aにおける日射強度SR1から得られたものであり、また、負荷PL(t)は、図12Aにおける電力潮流P1に図13Aにおける太陽光発電設備420の発電出力の真値を加算して得られたものである。同様に、図9Aは、後述の図15A〜図17Bにおける検証試験で計測された実際の系統のデータ、図9Bは、後述の図18A〜図19Bにおける検証試験で計測された実際の系統のデータ、図9Cは、後述の図20A〜図21Bにおける検証試験で計測された実際の系統のデータを利用したものである。
FIG. 8 uses data of an actual system measured in a verification test in FIGS. 12A to 14B described later. That is, the solar radiation intensity SR (t) in FIG. 8 is obtained from the solar radiation intensity SR1 in FIG. 12A, and the load P L (t) is the power flow P1 in FIG. 12A and the photovoltaic power generation in FIG. 13A. This is obtained by adding the true value of the power generation output of the
次に、第二共分散取得部120が遅延時間を取得する処理(図6のS302)について、具体的に説明する。
Next, the process in which the second
まず、ラグτの関数である共分散関数C(τ)を、上記の式1〜4と同様に計算すると、以下の式6が得られる。なお、共分散関数C(τ)は、C(τ)=Cov[SR(t)、P(t+τ)]で定義される日射強度SR(t)と電力潮流の有効電力P(t)との共分散関数である。
First, when the covariance function C (τ), which is a function of the lag τ, is calculated in the same manner as the
ここで、上記の式6におけるCov[SR(t)、SR(t+τ−τs)]は、τ=τsのときに最大値をとる。このため、日射強度と電力潮流の有効電力との時系列データの共分散関数であるC(τ)が最小値(マイナス側の絶対値の最大値)をとるときのラグが、遅延時間τsである。
Here, Cov [SR (t), SR (t + τ−τ s )] in the
このように、第二共分散取得部120は、上記の第一期間における日射強度と電力潮流の有効電力との時系列データの共分散関数が最小値をとる場合のラグを、当該遅延時間として取得する。なお、この遅延時間については、以下のようにも考えることができる。図10は、本発明の実施の形態に係る第二共分散取得部120が遅延時間を取得する処理を説明する図である。
As described above, the second
同図に示すように、第二共分散取得部120は、例えば、同図の(a)で示されるような日射強度の測定地点における時系列データと、同図の(b)で示されるような太陽光発電設備420の設置地点における日射強度の時系列データとを取得した場合には、同図の(c)で示されるような二つの日射強度の時系列データの共分散関数を算出することができる。この場合、第二共分散取得部120は、同図の(c)で示されるような共分散関数において最大値をとる場合のラグ(同図では、τs秒)を、遅延時間として取得することができる。つまり、同図の(c)は、同図の(a)で示されるような日射強度の時系列データからτs秒遅延して、同図の(b)で示されるような日射強度の時系列データが伝えられていることを示している。
As shown in the figure, the second
次に、太陽光発電出力推定装置100が奏する効果の検証を行った結果について、以下に説明する。
Next, the result of having verified the effect which the solar power generation
図11は、本発明の実施の形態に係る太陽光発電出力推定装置100が奏する効果を説明する際の構成を示す図である。また、図12A〜図21Bは、本発明の実施の形態に係る太陽光発電出力推定装置100が奏する効果を説明する際の検証結果を示す図である。
FIG. 11 is a diagram showing a configuration when describing the effect produced by the photovoltaic power generation
図11に示すように、電力系統400には、複数の負荷410が接続されるとともに、1つの大規模(約10MW)な太陽光発電設備420が連系されている。また、太陽光発電設備420の近くには、太陽光発電設備420の発電出力を計測する計測器421が配置されている。なお、計測器421は、太陽光発電設備420の発電出力の推定結果の確からしさを判定するために設けたものであり、計測器300と同様、PQVF記録装置等を用いた。
As shown in FIG. 11, a plurality of
このように構成された設備において、図12Aに示すように、日射計200から日射強度の時系列データSR1が計測され、計測器300から電力系統400の電力潮流の有効電力の時系列データP1が計測された。図12Aは、冬の平日における日射強度と電力潮流との時系列データを示すグラフである。なお、同図において、日射強度及び電力潮流の計測周期は1秒である。
In the equipment configured as described above, as shown in FIG. 12A, time series data SR1 of the solar radiation intensity is measured from the
そして、図12Aに示された日射強度の時系列データSR1と電力潮流の時系列データP1との共分散関数を算出した結果、図12Bに示すようなグラフが得られた。図12Bは、冬の平日における日射強度と電力潮流との共分散関数を示すグラフである。 Then, as a result of calculating the covariance function between the solar radiation intensity time series data SR1 and the power flow time series data P1 shown in FIG. 12A, a graph as shown in FIG. 12B was obtained. FIG. 12B is a graph showing a covariance function between solar radiation intensity and power flow on a weekday in winter.
なお、当該共分散関数は、図12Aにおける午前10時から11時までの日射強度の時系列データSR1及び電力潮流の時系列データP1を用いて得られたものであり、これにより、遅延時間τs=−6が得られた。 The covariance function is obtained by using the time series data SR1 of the solar radiation intensity from 10:00 am to 11:00 am in FIG. 12A and the time series data P1 of the power flow. s = -6 was obtained.
そして、図12Aにおける午前10時から11時までの日射強度の時系列データSR1及び電力潮流の時系列データP1と、遅延時間τsとから、第一共分散と第二共分散とを算出する。このように、第一共分散及び第二共分散は、上記遅延時間の算出の場合と同じ時間帯(第一期間:午前10時〜11時)で、当該遅延時間を用いて算出される。つまり、第一共分散は、当該共分散関数の一部である。そして、第一共分散と第二共分散とから、係数w=9045.259211を算出した。 Then, the first covariance and the second covariance are calculated from the time series data SR1 of the solar radiation intensity from 10:00 am to 11:00 am in FIG. 12A, the time series data P1 of the power flow, and the delay time τ s. . Thus, the first covariance and the second covariance are calculated using the delay time in the same time zone (first period: 10:00 am to 11:00 am) as in the case of calculating the delay time. That is, the first covariance is a part of the covariance function. Then, the coefficient w = 9044.525911 was calculated from the first covariance and the second covariance.
そして、係数wと、遅延時間τsを加味した日射強度の時系列データとを用いて、太陽光発電設備420の発電出力を推定した。この推定結果(推定値)と、計測器421が計測した太陽光発電設備420の発電出力(真値)とを、図13A及び図13Bに示す。図13Aは、冬の平日において日射強度及び電力潮流を計測した当日の太陽光発電設備420の発電出力の推定値と真値とを示すグラフである。また、図13Bは、冬の平日において日射強度及び電力潮流を計測した翌日の太陽光発電設備420の発電出力の推定値と真値とを示すグラフである。
And the electric power generation output of the solar
なお、図13A(計測の当日)及び図13B(計測の翌日)の双方において、上記の係数w(=9045.259211)及び遅延時間τs(=−6)を用いて、太陽光発電設備420の発電出力の推定を行った。
Note that, in both FIG. 13A (the day of measurement) and FIG. 13B (the day after measurement), the photovoltaic
そして、図13A(計測の当日)及び図13B(計測の翌日)について、太陽光発電設備420の発電出力の推定値の真値からの誤差のヒストグラムを作成した。図14Aは、冬の平日において日射強度及び電力潮流を計測した当日の太陽光発電設備420の発電出力の推定値の真値からの誤差を示すヒストグラムである。また、図14Bは、冬の平日において日射強度及び電力潮流を計測した翌日の太陽光発電設備420の発電出力の推定値の真値からの誤差を示すヒストグラムである。
And about FIG. 13A (the day of measurement) and FIG. 13B (the day after measurement), the histogram of the error from the true value of the estimated value of the power generation output of the photovoltaic
図14A及び図14Bに示すように、冬の平日においては、太陽光発電設備420の発電出力のほとんどを、太陽光発電設備420の定格出力(約10MW)に対して、プラマイナス10%(約1MW)以下の誤差で推定できており、そのうちの大半がプラマイナス5%(約0.5MW)以下の誤差で推定できている。
As shown in FIG. 14A and FIG. 14B, on winter weekdays, most of the power generation output of the solar
また、同様に、冬の土日においても、図15A〜図17Bに示すように、太陽光発電設備420の発電出力のほとんどを、太陽光発電設備420の定格出力(約10MW)に対して、プラマイナス10%(約1MW)以下の誤差で推定できており、そのうちの大半がプラマイナス5%(約0.5MW)以下の誤差で推定できている。
Similarly, on winter Saturdays and Sundays, as shown in FIGS. 15A to 17B, most of the power generation output of the solar
なお、図15Aは、冬の土日における日射強度と電力潮流との時系列データを示すグラフである。また、図15Bは、冬の土日における日射強度と電力潮流との共分散関数を示すグラフである。 FIG. 15A is a graph showing time-series data of solar radiation intensity and power flow on a winter Saturday and Sunday. FIG. 15B is a graph showing a covariance function between solar radiation intensity and electric power flow on a winter Saturday and Sunday.
なお、当該共分散関数は、図15Aにおける午前11時から12時までの日射強度の時系列データSR2及び電力潮流の時系列データP2を用いて得られたものであり、これらにより、遅延時間τs=−17、及び係数w=9028.524401が得られた。ここで、係数wは、図15Aにおける午前11時から12時まで(上記遅延時間の算出の場合と同じ時間帯、つまり第一期間)の日射強度の時系列データSR2及び電力潮流の時系列データP2と、遅延時間τsとから算出された係数である。 The covariance function is obtained by using the time series data SR2 of the solar radiation intensity from 11:00 am to 12:00 am and the time series data P2 of the power flow in FIG. s = −17 and coefficient w = 9028.524401 were obtained. Here, the coefficient w is the time series data SR2 of the solar radiation intensity and the time series data of the power flow from 11:00 am to 12:00 am in FIG. This is a coefficient calculated from P2 and the delay time τ s .
また、図16Aは、冬の土日において日射強度及び電力潮流を計測した当日の太陽光発電設備420の発電出力の推定値と真値とを示すグラフである。また、図16Bは、冬の土日において日射強度及び電力潮流を計測した翌日の太陽光発電設備420の発電出力の推定値と真値とを示すグラフである。
Moreover, FIG. 16A is a graph which shows the estimated value and true value of the power generation output of the solar
また、図17Aは、冬の土日において日射強度及び電力潮流を計測した当日の太陽光発電設備420の発電出力の推定値の真値からの誤差を示すヒストグラムである。また、図17Bは、冬の土日において日射強度及び電力潮流を計測した翌日の太陽光発電設備420の発電出力の推定値の真値からの誤差を示すヒストグラムである。
FIG. 17A is a histogram showing an error from the true value of the estimated value of the power generation output of the solar
また、同様に、春の土日においても、図18A〜図19Bに示すように、太陽光発電設備420の発電出力のほとんどを、太陽光発電設備420の定格出力(約10MW)に対して、プラマイナス10%(約1MW)以下の誤差で推定できており、そのうちの大半がプラマイナス5%(約0.5MW)以下の誤差で推定できている。
Similarly, on spring Saturdays and Sundays, as shown in FIGS. 18A to 19B, most of the power generation output of the solar
ここで、図18Aは、春の土日において日射強度及び電力潮流を計測した当日の太陽光発電設備420の発電出力の推定値と真値とを示すグラフである。また、図18Bは、春の土日において日射強度及び電力潮流を計測した翌日の太陽光発電設備420の発電出力の推定値と真値とを示すグラフである。
Here, FIG. 18A is a graph showing an estimated value and a true value of the power generation output of the solar
なお、遅延時間τsは、午前11時から12時までの日射強度の時系列データ及び電力潮流の時系列データを用いて得られたものであり、τs=−2と算出される。また、係数wは、上記遅延時間の算出の場合と同じ時間帯(第一期間)である午前11時から12時までの日射強度の時系列データと電力潮流の時系列データとを用いて得られたものであり、w=7183.720341と算出された。 The delay time τ s is obtained using time series data of solar radiation intensity from 11:00 am to 12:00 am and time series data of power flow, and is calculated as τ s = −2. The coefficient w is obtained using time series data of solar radiation intensity from 11:00 am to 12:00 in the same time zone (first period) as in the case of calculating the delay time and time series data of power flow. It was calculated and it was calculated as w = 7183.7720341.
また、図19Aは、春の土日において日射強度及び電力潮流を計測した当日の太陽光発電設備420の発電出力の推定値の真値からの誤差を示すヒストグラムである。また、図19Bは、春の土日において日射強度及び電力潮流を計測した翌日の太陽光発電設備420の発電出力の推定値の真値からの誤差を示すヒストグラムである。
FIG. 19A is a histogram showing an error from the true value of the estimated value of the power generation output of the solar
また、同様に、春の平日においても、図20A〜図21Bに示すように、太陽光発電設備420の発電出力のほとんどを、太陽光発電設備420の定格出力(約10MW)に対して、プラマイナス10%(約1MW)以下の誤差で推定できており、そのうちの大半がプラマイナス5%(約0.5MW)以下の誤差で推定できている。
Similarly, on spring weekdays, as shown in FIGS. 20A to 21B, most of the power generation output of the solar
ここで、図20Aは、春の平日において日射強度及び電力潮流を計測した当日の太陽光発電設備420の発電出力の推定値と真値とを示すグラフである。また、図20Bは、春の平日において日射強度及び電力潮流を計測した翌日の太陽光発電設備420の発電出力の推定値と真値とを示すグラフである。
Here, FIG. 20A is a graph showing an estimated value and a true value of the power generation output of the solar
なお、遅延時間τsは、午前10時から11時までの日射強度の時系列データ及び電力潮流の時系列データを用いて得られたものであり、τs=14と算出される。また、係数wは、上記遅延時間の算出の場合と同じ時間帯(第一期間)である午前10時から11時までの日射強度の時系列データと電力潮流の時系列データとを用いて得られたものであり、w=6945.529665と算出された。 The delay time τ s is obtained using time series data of solar radiation intensity from 10:00 am to 11:00 am and time series data of power flow, and is calculated as τ s = 14. The coefficient w is obtained using time series data of solar radiation intensity from 10:00 am to 11:00 am and time series data of power flow, which are the same time zone (first period) as in the calculation of the delay time. And was calculated to be w = 6945.5529665.
また、図21Aは、春の平日において日射強度及び電力潮流を計測した当日の太陽光発電設備420の発電出力の推定値の真値からの誤差を示すヒストグラムである。また、図21Bは、春の平日において日射強度及び電力潮流を計測した翌日の太陽光発電設備420の発電出力の推定値の真値からの誤差を示すヒストグラムである。
FIG. 21A is a histogram showing an error from the true value of the estimated value of the power generation output of the solar
また、他の季節(夏、秋)についても、同様の結果が得られると推認できる。このため、太陽光発電出力推定装置100は、太陽光発電設備420の発電出力を精度良く推定できていることが分かる。
It can also be inferred that similar results can be obtained in other seasons (summer, autumn). For this reason, it turns out that the solar power generation
以上のように、本発明の実施の形態に係る太陽光発電出力推定装置100によれば、所定時点以前の期間であって、太陽の南中高度が所定範囲内の期間における、所定地点での日射強度と電力系統400の有効電力とを用いて、太陽光発電出力を推定する。つまり、例えば所定時点より1〜2週間程度前の太陽の南中高度が同等の期間におけるデータを用いることで、より正確に太陽光発電出力を推定することができ、また、日射強度と電力系統400の有効電力とを用いることで、簡易に太陽光発電出力を推定することができる。ここで、推定する太陽光発電出力は、電力系統400に接続された負荷410に電力を供給する太陽光発電設備420の所定時点での発電出力、つまり、電力系統400に接続された太陽光発電設備420全体の発電出力である。このため、太陽光発電出力推定装置100によれば、正確かつ簡易に、電力系統400に接続された太陽光発電設備420全体の発電出力を推定することができるため、個々の需要家に装置を設置することなく、太陽光発電設備420の発電出力を推定することができる。
As described above, according to the photovoltaic power generation
また、太陽光発電出力推定装置100は、短時間における、日射強度と電力系統400の有効電力との時系列データとを用いて、太陽光発電出力を推定する。つまり、例えば30分〜2時間程度の短い期間におけるデータを用いて、太陽光発電出力を推定することができる。このため、太陽光発電出力推定装置100によれば、長時間の時系列データを取得する必要がないため、簡易かつ迅速に、太陽光発電設備420の発電出力を推定することができる。
Moreover, the photovoltaic power generation
また、太陽光発電出力推定装置100は、電力系統400に連系された太陽光発電設備420の合計設備容量が所定範囲内の期間における、日射強度と電力系統400の有効電力とを用いて、太陽光発電出力を推定する。つまり、太陽光発電出力推定装置100は、太陽光発電設備420の合計設備容量が同等の期間におけるデータを用いることで、より正確に太陽光発電設備420の発電出力を推定することができる。
Moreover, the photovoltaic power generation
また、太陽光発電出力推定装置100は、日射強度と電力系統400の有効電力との時系列データの共分散である第一共分散と、遅延時間ずれた2つの日射強度の時系列データの自己共分散である第二共分散とを用いて、太陽光発電出力を推定する。このため、太陽光発電出力推定装置100は、当該第一共分散と第二共分散とを用いて、簡易に太陽光発電設備420の発電出力を推定することができる。
Moreover, the photovoltaic power generation
また、太陽光発電出力推定装置100は、第一共分散と第二共分散とを用いて得られる係数wに、所定地点における日射強度を乗じることで、太陽光発電出力を算出することができるため、簡易な計算で太陽光発電設備420の発電出力を推定することができる。
Moreover, the photovoltaic power generation
また、太陽光発電出力推定装置100は、第一共分散を第二共分散で除してマイナスを乗じた値を上記の係数wとして、太陽光発電出力を算出することができるため、さらに簡易な計算で太陽光発電設備420の発電出力を推定することができる。
Moreover, since the photovoltaic power generation
また、太陽光発電出力推定装置100は、日射強度の測定地点と太陽光発電設備420の設置地点との間を日射強度が移動する時間を遅延時間として第二共分散を算出することで、太陽光発電設備420の発電出力を推定することができる。
Moreover, the solar power generation
また、太陽光発電出力推定装置100は、日射強度と電力系統400の有効電力との時系列データの共分散関数が最小値をとる場合のラグを遅延時間として第二共分散を算出することで、簡易に第二共分散を取得することができる。
Moreover, the photovoltaic power generation
また、太陽光発電出力推定装置100は、第一期間における日射強度の時系列データと電力系統400の有効電力の時系列データとの共分散を第一共分散として算出し、第一期間における日射強度の時系列データと、第一期間より遅延時間ずれた第二期間における日射強度の時系列データとの自己共分散を第二共分散として算出する。そして、太陽光発電出力推定装置100は、算出した第一共分散と第二共分散とを用いて得られる係数wに、所定時点から遅延時間ずれた時点における日射強度を乗じることで、太陽光発電出力を算出する。これにより、太陽光発電出力推定装置100は、太陽光発電設備420の発電出力を推定することができる。
Moreover, the solar power generation
また、太陽光発電出力推定装置100は、日射強度が強くかつ日射強度の変動が大きい期間を第一期間として、第一共分散と第二共分散とを算出する。つまり、太陽光発電出力推定装置100は、太陽光発電出力を推定する期間の特徴が顕著にあらわれた期間を第一期間として、第一共分散と第二共分散とを算出することで、より正確に太陽光発電設備420の発電出力を推定することができる。
Moreover, the solar power generation
また、本発明は、このような太陽光発電出力推定装置100として実現することができるだけでなく、当該太陽光発電出力推定装置100と、所定地点での日射強度を計測する日射計200と、電力系統400の有効電力を計測する計測器300とを備える太陽光発電出力推定システム10としても実現することができる。
In addition, the present invention can be realized not only as such a photovoltaic power generation
また、本発明は、太陽光発電出力推定装置100に含まれる処理部が行う特徴的な処理をステップとする太陽光発電出力推定方法としても実現することができる。また、当該太陽光発電出力推定方法に含まれる特徴的な処理をコンピュータに実行させるプログラムや集積回路として実現したりすることもできる。また、当該プログラムが記録されたコンピュータ読み取り可能な非一時的な記録媒体、例えば、フレキシブルディスク、ハードディスク、CD−ROM、MO、DVD、DVD−ROM、DVD−RAM、BD(Blu−ray(登録商標) Disc)、半導体メモリとして実現したりすることもできる。そして、そのようなプログラムは、CD−ROM等の記録媒体及びインターネット等の伝送媒体を介して流通させることができるのは言うまでもない。
Further, the present invention can also be realized as a photovoltaic power generation output estimation method in which a characteristic process performed by a processing unit included in the photovoltaic power generation
以上、本発明の実施の形態に係る太陽光発電出力推定装置100及び太陽光発電出力推定システム10について説明したが、本発明は、この実施の形態に限定されるものではない。
The solar power generation
つまり、今回開示された実施の形態は全ての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は上記した説明ではなくて特許請求の範囲によって示され、特許請求の範囲と均等の意味及び範囲内での全ての変更が含まれることが意図される。また、異なる実施の形態における構成要素を組み合わせて構築される形態も、本発明の範囲内に含まれる。 That is, the embodiment disclosed this time should be considered as illustrative in all points and not restrictive. The scope of the present invention is defined by the terms of the claims, rather than the description above, and is intended to include any modifications within the scope and meaning equivalent to the terms of the claims. In addition, embodiments constructed by combining components in different embodiments are also included in the scope of the present invention.
例えば、上記実施の形態では、発電出力推定部130は、1時間のような短時間における日射強度と電力系統400の有効電力との時系列データを用いて、太陽光発電出力を推定することとしたが、短時間の時系列データを用いることには限定されない。例えば、発電出力推定部130は、10時間、1日、1週間、1ヶ月のデータなど、中長期の時系列データを用いることにしてもかまわない。
For example, in the above embodiment, the power generation
また、上記実施の形態では、発電出力推定部130は、電力系統400に連系された太陽光発電設備420の合計設備容量が所定時点での当該合計設備容量から所定範囲内の期間におけるデータを用いて、太陽光発電出力を推定することとした。しかし、発電出力推定部130は、太陽光発電設備420の合計設備容量が所定範囲内となる期間を考慮することなく、太陽光発電出力を推定することにしてもよい。
Moreover, in the said embodiment, the electric power generation
なお、上記実施の形態において、各構成要素は、専用のハードウェアで構成されるか、各構成要素に適したソフトウェアプログラムを実行することによって実現されてもよい。各構成要素は、CPUまたはプロセッサなどのプログラム実行部が、ハードディスクまたは半導体メモリなどの記録媒体に記録されたソフトウェアプログラムを読み出して実行することによって実現されてもよい。 In the above embodiment, each component may be configured by dedicated hardware or may be realized by executing a software program suitable for each component. Each component may be realized by a program execution unit such as a CPU or a processor reading and executing a software program recorded on a recording medium such as a hard disk or a semiconductor memory.
本発明は、個々の需要家に装置を設置することなく、太陽光発電設備の発電出力を推定することができる太陽光発電出力推定装置等に適用できる。 The present invention can be applied to a photovoltaic power generation output estimation device or the like that can estimate the power generation output of a photovoltaic power generation facility without installing a device at each individual consumer.
10 太陽光発電出力推定システム
100 太陽光発電出力推定装置
110 第一共分散取得部
120 第二共分散取得部
130 発電出力推定部
140 記憶部
141 推定用データ
200 日射計
300 計測器
400 電力系統
410 負荷
420 太陽光発電設備
421 計測器
500 発電設備
DESCRIPTION OF
Claims (13)
前記所定時点以前の期間であって、太陽の南中高度が前記所定時点での当該南中高度から所定範囲内の期間における、所定地点での日射強度と前記電力系統の有効電力とを用いて、前記太陽光発電出力を推定する発電出力推定部を備える
太陽光発電出力推定装置。 A photovoltaic power generation output estimation device that estimates a photovoltaic power generation output that is a power generation output at a predetermined time of a photovoltaic power generation facility that supplies power to a load connected to an electric power system,
Using the solar radiation intensity at a predetermined point and the active power of the electric power system in a period before the predetermined time, in which the solar south-middle altitude is within a predetermined range from the south-middle altitude at the predetermined time A photovoltaic power generation output estimation device comprising a power generation output estimation unit that estimates the photovoltaic power generation output.
請求項1に記載の太陽光発電出力推定装置。 The solar power generation output is estimated using the time series data of the solar radiation intensity and the time series data of the active power in a short time within the period. Photovoltaic power output estimation device.
請求項1または2に記載の太陽光発電出力推定装置。 The power generation output estimation unit includes the solar radiation intensity and the active power in a period in which a total facility capacity of the photovoltaic power generation facility linked to the power system is within a predetermined range from the total facility capacity at the predetermined time point. The solar power generation output estimation apparatus according to claim 1, wherein the solar power generation output is estimated using a power generator.
前記日射強度と前記有効電力との時系列データの共分散である第一共分散を取得する第一共分散取得部と、
遅延時間ずれた2つの前記日射強度の時系列データの自己共分散である第二共分散を取得する第二共分散取得部とを備え、
前記発電出力推定部は、取得された前記第一共分散と前記第二共分散とを用いて、前記太陽光発電出力を推定する
請求項1〜3のいずれか1項に記載の太陽光発電出力推定装置。 further,
A first covariance acquisition unit that acquires a first covariance that is a covariance of time series data of the solar radiation intensity and the active power;
A second covariance acquisition unit that acquires a second covariance that is a self-covariance of two time-series data of the solar radiation intensity shifted in delay time,
The photovoltaic power generation according to any one of claims 1 to 3, wherein the power generation output estimation unit estimates the photovoltaic power generation output using the acquired first covariance and the second covariance. Output estimation device.
請求項4に記載の太陽光発電出力推定装置。 The power generation output estimation unit calculates the solar power generation output by multiplying a coefficient obtained by using the first covariance and the second covariance by the solar radiation intensity at the predetermined point. The solar power generation output estimation apparatus of description.
請求項5に記載の太陽光発電出力推定装置。 The solar power generation output according to claim 5, wherein the power generation output estimation unit calculates the solar power generation output using a value obtained by dividing the first covariance by the second covariance and multiplying the negative covariance by the coefficient. Estimating device.
請求項4〜6のいずれか1項に記載の太陽光発電出力推定装置。 The second covariance acquisition unit acquires the second covariance using the time during which the solar radiation intensity moves between the solar radiation intensity measurement point and the installation point of the solar power generation facility as the delay time. The solar power generation output estimation apparatus of any one of 4-6.
前記第二共分散取得部は、前記所定期間における前記日射強度と前記有効電力との時系列データの共分散関数が最小値をとる場合のラグを前記遅延時間として、前記第二共分散を取得する
請求項7に記載の太陽光発電出力推定装置。 The first covariance acquisition unit acquires the first covariance which is a covariance of time series data of the solar radiation intensity and the active power in a predetermined period,
The second covariance acquisition unit acquires the second covariance using a lag when the covariance function of the time series data of the solar radiation intensity and the active power in the predetermined period takes a minimum value as the delay time. The photovoltaic power generation output estimation device according to claim 7.
前記第二共分散取得部は、前記第一期間における前記日射強度の時系列データと、前記第一期間より前記遅延時間ずれた期間である第二期間における前記日射強度の時系列データとを取得し、当該2つの日射強度の時系列データの自己共分散を前記第二共分散として算出し、
前記発電出力推定部は、前記第一共分散と前記第二共分散とを用いて得られる係数に、前記所定時点から前記遅延時間ずれた時点における前記日射強度を乗じることで、前記太陽光発電出力を算出する
請求項4〜8のいずれか1項に記載の太陽光発電出力推定装置。 The first covariance acquisition unit acquires the time series data of the solar radiation intensity and the time series data of the active power in the first period, and the time series data of the solar radiation intensity and the time series data of the active power Calculating the covariance as the first covariance;
The second covariance acquisition unit acquires time series data of the solar radiation intensity in the first period and time series data of the solar radiation intensity in a second period that is a period shifted from the first period by the delay time. And calculating the self-covariance of the time series data of the two solar radiation intensities as the second covariance,
The power generation output estimation unit multiplies the solar radiation power generation by multiplying the coefficient obtained by using the first covariance and the second covariance by the solar radiation intensity at the time shifted from the predetermined time by the delay time. The photovoltaic power generation output estimation apparatus according to any one of claims 4 to 8, wherein an output is calculated.
前記第一共分散取得部は、前記第一共分散を算出し、
前記第二共分散取得部は、前記第二共分散を算出する
請求項9に記載の太陽光発電出力推定装置。 The period when the solar radiation intensity is strong and the fluctuation of the solar radiation intensity is large is the first period,
The first covariance acquisition unit calculates the first covariance,
The solar power generation output estimation device according to claim 9, wherein the second covariance acquisition unit calculates the second covariance.
所定地点での日射強度を計測する日射計と、
電力系統の有効電力を計測する計測器と
を備える太陽光発電出力推定システム。 The photovoltaic power generation output estimation device according to any one of claims 1 to 10,
A pyranometer that measures the intensity of solar radiation at a given point;
A photovoltaic power generation output estimation system comprising: a measuring instrument that measures active power of a power system.
前記所定時点以前の期間であって、太陽の南中高度が前記所定時点での当該南中高度から所定範囲内の期間における、所定地点での日射強度と前記電力系統の有効電力とを用いて、前記太陽光発電出力を推定する発電出力推定ステップを含む
太陽光発電出力推定方法。 A photovoltaic power generation output estimation method for estimating a photovoltaic power generation output that is a power generation output at a predetermined time of a photovoltaic power generation facility that supplies power to a load connected to an electric power system,
Using the solar radiation intensity at a predetermined point and the active power of the electric power system in a period before the predetermined time, in which the solar south-middle altitude is within a predetermined range from the south-middle altitude at the predetermined time A solar power generation output estimation method including a power generation output estimation step of estimating the solar power generation output.
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