JP2016158371A - 発電出力の推定方法、推定装置、及び推定プログラム - Google Patents

Abstract

【課題】配電系統に連系している分散型電源の発電出力を多大な手間を掛けることなく且つ大掛かりな仕組みが必要とされることなく簡便に推定することを可能にする。
【解決手段】配電線２において計測された電圧，電流，及び力率が用いられて有効電力と無効電力とが算出される（Ｓ１，Ｓ２）と共に所定の時間間隔だけ前の有効電力と無効電力との差分である有効電力変動及び無効電力変動が算出され（Ｓ３）、これら有効電力変動と無効電力変動とに基づいて算出される潮流の皮相電力変動及び潮流変動ベクトル角並びに予め設定された配電線２における負荷変動の力率の値及び配電線２に連系している分散型電源４から出力される電力の力率の値が用いられて所定の時間間隔における分散型電源４の発電出力変動が算定され（Ｓ４，Ｓ５）、当該分散型電源４の発電出力変動から分散型電源４の発電出力が推定される（Ｓ６）ようにした。
【選択図】図１

Description

本発明は、発電出力の推定方法、推定装置、及び推定プログラムに関する。さらに詳述すると、本発明は、配電系統に連系している例えば太陽光発電設備などの分散型電源による発電出力の推定に用いて好適な技術に関する。

例えば太陽光発電のように発電出力が時々刻々と変化する再生可能エネルギーが配電系統に大量に連系されると、過電流や電圧上昇などの電力品質面の問題だけでなく、配電線に実際に掛かっている需要が発電量と相殺されて需要の実態を把握することが困難になるという問題が生じる。このため、配電線で供給支障事故が発生した場合などに正確な需要を把握することができず、供給支障事故発生時の配電線融通計算や設備形成のための需要想定を見誤ってしまうことによって配電線に過負荷が生じて断線などが発生する虞がある。このため、太陽光発電などの再生可能エネルギーによる出力をリアルタイムで推定することが必要とされる。

電力系統に分散設置された太陽光発電装置の太陽光発電量を予測する従来の技術として、太陽光発電量を予測する太陽光発電量予測システムであり、地域毎の気温及び日射量の予報値と実績値並びに電力系統の電力量の各データを収集するデータ入力手段と、収集した各データのうち異なる複数の日について略同一時刻の気温及び日射量の実績値と電力量とを用いて気温及び日射量の実績値を説明変数とすると共に電力量を目的変数としたときの回帰係数を一又は複数の地域毎に算出するパラメータ推定手段と、当該パラメータ推定手段で算出した地域毎の回帰係数及び日射量予報値から太陽光発電量の予測値を地域毎に算出する太陽光発電量予測手段とを備えるものがある（特許文献１）。

特開２０１１−１４２７９０号公報

しかしながら、特許文献１の太陽光発電量予測システムでは、地域毎の気象と電力系統の電力量とに纏わる情報を収集するのに多大な手間や大掛かりな仕組みが必要とされるという問題があり、このため、汎用性が高いとは言い難い。特許文献１の太陽光発電量予測システムでは、また、再生可能エネルギーを利用する発電設備では太陽光発電設備を始めとして気象状況が僅かに違うだけでも発電出力が大きく異なることがあり、気象状況の予報値が正確でなければ精度の高い予測はそもそも行われ得ないという問題があり、しかも、気象状況の予報値と実際の気象状況とのずれがたとえ僅かでも発電出力が大きく異なることになってしまう可能性があるという点において信頼性が高いとは言い難いという問題がある。

そこで、本発明は、配電系統に連系している分散型電源の発電出力を多大な手間を掛けることなく且つ大掛かりな仕組みが必要とされることなく簡便に、しかも良好な精度で推定することができる発電出力の推定方法、推定装置、及び推定プログラムを提供することを目的とする。

かかる目的を達成するため、本発明の発電出力の推定方法は、配電線において計測された電圧，電流，及び力率が用いられて有効電力と無効電力とが算出されると共に所定の時間間隔だけ前の有効電力と無効電力との差分である有効電力変動及び無効電力変動が算出され、これら有効電力変動と無効電力変動とに基づいて算出される潮流の皮相電力変動及び潮流変動ベクトル角並びに予め設定された配電線における負荷変動の力率の値及び配電線に連系している分散型電源から出力される電力の力率の値が用いられて所定の時間間隔における分散型電源の発電出力変動が算定され、当該分散型電源の発電出力変動から分散型電源の発電出力が推定されるようにしている。

また、本発明の発電出力の推定装置は、配電線において計測された電圧，電流，及び力率を用いて有効電力と無効電力とを算出する手段と、所定の時間間隔だけ前の有効電力と無効電力との差分である有効電力変動及び無効電力変動を算出する手段と、有効電力変動と無効電力変動とに基づいて潮流の皮相電力変動及び潮流変動ベクトル角を算出する手段と、潮流の皮相電力変動及び潮流変動ベクトル角並びに予め設定された配電線における負荷変動の力率の値及び配電線に連系している分散型電源から出力される電力の力率の値を用いて所定の時間間隔における分散型電源の発電出力変動を算定する手段と、分散型電源の発電出力変動から分散型電源の発電出力を推定する手段とを有するようにしている。

また、本発明の発電出力の推定プログラムは、配電線において計測された電圧，電流，及び力率を用いて有効電力と無効電力とを算出する処理と、所定の時間間隔だけ前の有効電力と無効電力との差分である有効電力変動及び無効電力変動を算出する処理と、有効電力変動と無効電力変動とに基づいて潮流の皮相電力変動及び潮流変動ベクトル角を算出する処理と、潮流の皮相電力変動及び潮流変動ベクトル角並びに予め設定された配電線における負荷変動の力率の値及び配電線に連系している分散型電源から出力される電力の力率の値を用いて所定の時間間隔における分散型電源の発電出力変動を算定する処理と、分散型電源の発電出力変動から分散型電源の発電出力を推定する処理とをコンピュータに行わせるようにしている。

これらの発電出力の推定方法、推定装置、及び推定プログラムによると、配電系統に連系している分散型電源の発電出力を下記に説明する原理によって推定することができる。

ここでは、図３に示す模式化された配電系統を用いて本発明の原理を説明する。なお、本発明の説明においては、配電線について、配電用変電所の側を上流側とする。

図３に示す模式化された配電系統は、配電用変電所１Ａからの電力を供給する配電線２にセンサー３及び当該センサー３よりも下流側位置にスイッチ５Ａが設置されていると共に、配電線２からみたときに電力融通配電系統になる配電線６Ａがスイッチ５Ａよりも下流側位置において融通制御スイッチ５Ｂを介して配電線２に接続されている。なお、配電線６Ａの上流には配電用変電所１Ｂがあり、配電線６Ａは配電用変電所１Ｂからの電力を供給する。また、符号６Ｂは、センサー３とスイッチ５Ａとの間の位置において配電線２に接続されているフィーダーである。

なお、配電線２において供給支障事故が発生していない通常時においては、配電線２に設置されているスイッチ５Ａは「入」（即ち、接続）の状態であり、配電線６Ａに設置されている融通制御スイッチ５Ｂは「切」（即ち、遮断）の状態である。

センサー３は、配電線２の少なくとも電圧及び電流並びに配電系統の力率を計測可能な機器である。

センサー３によって計測された計測データ（具体的には、電圧，電流，及び力率）が用いられて有効電力及び無効電力が算出される。

図３において、符号４は、配電線６Ａが接続されている位置よりも下流側において配電線２に連系している分散型電源である。分散型電源４は、特定の種類に限定されるものではなく、例えば太陽光発電，風力発電，または波力・潮力発電などのように時々刻々と変化する再生可能エネルギーを利用する発電設備を始めとして種々の発電設備が想定され得る。

ここで、本発明の発電出力の推定方法の適用にあたっては、分散型電源４から出力される電力の力率が予め設定されて分散型電源４において前記予め設定された力率での力率一定運転が行われるように無効電力が注入されていることが好ましい。

配電線２に設置されたセンサー３によって計測された計測データが用いられて算出される有効電力（計測潮流；図中の符号９の矢印で表す）は、当該センサー３以下の負荷、言い換えると、センサー３よりも下流側の負荷による末端側に向かう潮流（負荷潮流；図中の符号７の矢印で表す）と、末端側から配電用変電所１Ａ側に向かう逆方向の潮流（発電潮流；図中の符号８の矢印で表す）とが合計された値となる。

つまり、配電線２において、負荷潮流７が実際の需要であり、発電潮流８が分散型電源４の発電出力であり、計測潮流９がセンサー３によって計測される需要、言ってみれば見かけの需要である。

なお、負荷潮流７と発電潮流８とが図３に示す例のように向きが逆である場合には符号が逆になるので、この場合には、計測潮流９は負荷潮流７の絶対値と発電潮流８の絶対値との差分であるとも言える。

ここで、図４に示すように、配電線２のフィーダー６Ｂで供給支障事故Ｓiが発生した場合には、配電線２に設置されているスイッチ５Ａが「切」（即ち、遮断）の状態に切り替わると共に配電線６Ａに設置されている融通制御スイッチ５Ｂが「入」（即ち、接続）の状態に切り替わる。これにより、配電用変電所１Ｂからの電力が配電線６Ａを介して配電線２へと供給即ち融通される。

また、配電線２のフィーダー６Ｂで供給支障事故Ｓiが発生した場合には、配電線２に連系している分散型電源４は配電線２への電力の供給を停止する。したがって、図４に示す状態における発電潮流８はゼロ(０)になる。

このとき、供給支障事故が発生していない図３に示す状態でセンサー３によって計測されているのは、実際の需要（即ち、負荷潮流７）ではなく、見かけの需要（即ち、計測潮流９）である。したがって、供給支障事故Ｓiが発生して図４の状態に切り替わったときに電力融通配電系統としての配電線６Ａから供給される融通電力だけで下流側の需要に十分に対応し得るか否か不明である。

このため、供給支障事故などが発生した際の配電線融通計算を適切に行うためには、図３に示す状態における実際の需要（即ち、負荷潮流７）を正確に把握することに必要とされる、分散型電源４の発電出力（即ち、発電潮流８）を把握することが重要である。

ここで、無効電力にも着目すると、負荷が増加、つまり有効電力が増加すると、産業用負荷などの影響によって無効電力も増加（系統側からみて遅れ：遅相）となる。

一方で、負荷が減少、つまり有効電力が減少すると、無効電力も減少（系統側からみて進み：進相）となる。

上述の関係を図示したのが、図５の、横軸が有効電力Ｐであると共に縦軸が無効電力ＱであるＰＱ平面における「負荷」である。ただし、無効電力の変動を伴わない家庭用負荷などが存在、即ち連系している場合もある。

これに対し、例えば太陽光発電については、太陽光が当たって発電すると潮流の有効電力が減少するが、電圧上昇対策で導入されている力率一定制御機能により、無効電力が増加（系統側からみて遅れ：遅相）となる。逆に雲がかかるなどして発電量が減少すると、有効電力が減少し、無効電力も減少（系統側からみて進み：進相）となる。

上述の関係を図示したのが、図５のＰＱ平面における「発電出力」である。

図５のＰＱ平面において表される関係から、本発明者は、横軸を有効電力Ｐとすると共に縦軸を無効電力ＱとしたＰＱ平面上で、負荷と発電出力とは独立のベクトルとなる傾向にあると考えられるという知見を得た。

或る時刻においてセンサー３の計測データが用いられて算出された有効電力潮流をＰ(ｔ)とすると共に無効電力潮流をＱ(ｔ)とすると、これら有効電力潮流Ｐ(ｔ)と無効電力潮流Ｑ(ｔ)とは、負荷による有効電力Ｐl及び無効電力Ｑl並びに分散型電源４の発電による有効電力Ｐv及び無効電力Ｑvを用いてそれぞれ数式１−１，数式１−２のように表される。ただし、時刻をｔの値によって表すものとし、分散型電源の発電出力については発電すると増加する方向を正とした。

（数１−１） Ｐ(ｔ)＝Ｐl(ｔ)−Ｐv(ｔ)
（数１−２） Ｑ(ｔ)＝Ｑl(ｔ)＋Ｑv(ｔ)

ここで、或る時刻ｔから時間間隔Δｔだけ前の有効電力Ｐ(ｔ−Δｔ)と無効電力Ｑ(ｔ−Δｔ)とは、それぞれ数式２−１，数式２−２のように表される。

（数２−１） Ｐ(ｔ−Δｔ)＝Ｐl(ｔ−Δｔ)−Ｐv(ｔ−Δｔ)
（数２−２） Ｑ(ｔ−Δｔ)＝Ｑl(ｔ−Δｔ)＋Ｑv(ｔ−Δｔ)

したがって、或る時刻ｔから遡る時間間隔Δtの間における有効電力変動ΔＰ(ｔ)は、数式３−１で表され、当該数式３−１に数式１−１及び数式２−１を代入することによって数式３−２のように変形され、当該数式３−２は数式３−３のように変形され、結果的に数式３−４のように表される。

（数３−１） ΔＰ(ｔ)＝Ｐ(ｔ)−Ｐ(ｔ−Δｔ)
（数３−２） ΔＰ(ｔ)＝{Ｐl(ｔ)−Ｐv(ｔ)}−{Ｐl(ｔ−Δｔ)−Ｐv(ｔ−Δｔ)}
（数３−３） ΔＰ(ｔ)＝{Ｐl(ｔ)−Ｐl(ｔ−Δｔ)}−{Ｐv(ｔ)−Ｐv(ｔ−Δｔ)}
（数３−４） ΔＰ(ｔ)＝ΔＰl(ｔ)−ΔＰv(ｔ)

また、或る時刻ｔから遡る時間間隔Δtの間における無効電力変動ΔＱ(ｔ)は、数式４−１で表され、当該数式４−１に数式１−２及び数式２−２を代入することによって数式４−２のように変形され、当該数式４−２は数式４−３のように変形され、結果的に数式４−４のように表される。

（数４−１） ΔＱ(ｔ)＝Ｑ(ｔ)−Ｑ(ｔ−Δｔ)
（数４−２） ΔＱ(ｔ)＝{Ｑl(ｔ)＋Ｑv(ｔ)}−{Ｑl(ｔ−Δｔ)＋Ｑv(ｔ−Δｔ)}
（数４−３） ΔＱ(ｔ)＝{Ｑl(ｔ)−Ｑl(ｔ−Δｔ)}＋{Ｑv(ｔ)−Ｑv(ｔ−Δｔ)}
（数４−４） ΔＱ(ｔ)＝ΔＱl(ｔ)＋ΔＱv(ｔ)

ここで、有効電力変動ΔＰ(ｔ)と無効電力変動ΔＱ(ｔ)とを用いて時刻ｔ毎に表１を基準に判定することにより、潮流の変動において、負荷による変動が支配的であるのか、或いは、分散型電源の発電出力による変動が支配的であるのかを仕分ける。

表１は、数式３−４によって算出される有効電力変動ΔＰの値が、正(＋)であるときは消費増加の局面であり、負(−)であるときは発電増加の局面であることを表す。

表１は、また、数式４−４によって算出される無効電力変動ΔＱの値が、正(＋)であるときは無効電力増加（系統側からみて遅れ：遅相）の局面であり、負(−)であるときは無効電力減少（系統側からみて進み：進相）の局面であることを表す。

そして、表中の記号Ｌは負荷による変動が支配的であることを表し、記号Ｇは分散型電源の発電出力による変動が支配的であることを表す。

つまり、表１により、数式３−４によって算出される有効電力変動ΔＰの値が負であり且つ数式４−４によって算出される無効電力変動ΔＱの値が正であるとき、または、有効電力変動ΔＰの値が正であり且つ無効電力変動ΔＱの値が負であるときは、これらの組み合わせに該当する記号はＧであるので、潮流の変動において分散型電源の発電出力による変動が支配的であると判定される。すなわち、言い換えると、有効電力変動ΔＰの変動方向と無効電力変動ΔＱの変動方向とが逆であるときは分散型電源の発電出力による変動が支配的であると判定される。

表１により、また、上記以外の組み合わせであるときは、これら組み合わせに該当する記号はＬであるので、潮流の変動において負荷による変動が支配的であると判定される。すなわち、言い換えると、有効電力変動ΔＰの変動方向と無効電力変動ΔＱの変動方向とが同じであるとき、或いは、有効電力変動ΔＰと無効電力変動ΔＱとのうちの少なくとも一方がゼロ(０)であるときは、負荷による変動が支配的であると判定される。

表１の判定基準を、横軸を時刻とすると共に縦軸を電力（具体的には、有効電力Ｐ，無効電力Ｑ）とするグラフによって表すと図６のようになる。図６の電力変動は、表１を説明するための単なる想定例であり、分散型電源４が太陽光発電設備であると仮定した場合の想定例である。

具体的には、早朝に負荷（有効電力Ｐ）が増加してくると無効電力Ｑは増加（遅相）に向かい、昼間に太陽光発電の発電出力が支配的になって有効電力Ｐが減少すると無効電力Ｑは更に増加（遅相）に向かい、日没後は負荷（有効電力Ｐ）が減少すると無効電力Ｑは減少（進相）に向かう。

上述のように判定して、時刻Ｔまでの、潮流の変動において分散型電源の発電出力による変動が支配的であると判定された時刻ｔの有効電力変動ΔＰ(ｔ)のみを数式５によって積算することにより、時刻Ｔにおける分散型電源４の発電出力Ｐt(Ｔ)が推定される。

（数５） Ｐt(Ｔ)＝ΣΔＰ(ｔ)

なお、数式５による分散型電源４の発電出力Ｐt(Ｔ)の推定は、潮流の変動において分散型電源の発電出力による変動が支配的であるときは数式３−４におけるΔＰl(ｔ)は無視し得るのでΔＰ(ｔ)＝−ΔＰv(ｔ)であると評価し得ることに基づく。

上述の知見及び検討内容も踏まえ、負荷変動と分散型電源の発電出力変動との特性に纏わる視点を更に追加した本発明の原理を以下に説明する。

図７，図８に示すように、或る時刻の潮流変動をＰＱ平面上で描いたとき、潮流変動は負荷変動と分散型電源の発電出力変動とにベクトル分解される。

例えば負荷が増加すると、有効電力Ｐと無効電力Ｑとが共に増加し、同時に分散型電源の発電出力が増加すると、有効電力Ｐが減少に向かう。すると、負荷変動と分散型電源の発電出力変動とを合成した潮流変動（言い換えると、潮流変動を表すベクトル）は、分散型電源の発電出力変動と比べて負荷変動が大きい場合は図７のように第１象限に入り、負荷変動と比べて分散型電源の発電出力変動が大きい場合は図８のように第２象限に入る。

ここで、潮流変動，負荷変動，及び分散型電源の発電出力変動について、矢印の大きさがそれぞれ潮流の皮相電力Ｓ，負荷の皮相電力Ｓl，及び分散型電源から出力される皮相電力Ｓvを表すとすると、余弦ｃｏｓχ，ｃｏｓθ，及びｃｏｓφが各々の力率となる。

ここで、本発明においては、以下の数式６によって表されるｃｏｓθを「負荷変動の力率」と呼ぶ。なお、ΔＰl(ｔ)＝Ｐl(ｔ)−Ｐl(ｔ−Δｔ)，ΔＱl(ｔ)＝Ｑl(ｔ)−Ｑl(ｔ−Δｔ)であり、また、数式６では時刻の識別子である (ｔ) を省略している。

なお、χは潮流変動を表すベクトルが横軸（即ち、有効電力Ｐを表す軸）となす角（以下、潮流変動ベクトル角という）の大きさであり、θは負荷変動を表すベクトルが横軸となす角（以下、負荷変動ベクトル角という）の大きさであり、φは発電出力変動を表すベクトルが横軸となす角（以下、出力変動ベクトル角という）の大きさである。

したがって、潮流変動ベクトル角χ＝ｔａｎ^−１[｜ΔＱ／ΔＰ｜]であり、負荷変動ベクトル角θ＝ｔａｎ^−１[｜ΔＱl／ΔＰl｜]であり、出力変動ベクトル角φ＝ｔａｎ^−１[｜ΔＱv／ΔＰv｜]である。

これらの値を用いると、θ＜χの場合は、図７の例のように潮流変動（潮流変動を表すベクトル）が第１象限に入るときは数式７によって、また、図８の例のように潮流変動（潮流変動を表すベクトル）が第２象限に入るときは数式８によって、分散型電源の発電出力変動ΔＰvがそれぞれ求められる。

θ＜χの場合について潮流変動が第３象限，第４象限に存在する場合を含む算定式の全ては表２のように整理され、また、θ＞χの場合の算定式の全ては表３のように整理される。

上述によって算定される時刻Ｔまでの分散型電源の発電出力変動ΔＰvを数式９によって積算することにより、時刻Ｔにおける分散型電源４の発電出力Ｐt(Ｔ)が推定される。

（数９） Ｐt(Ｔ)＝ΣΔＰv(ｔ)

なお、表２及び表３の算定式を用いる方法では負荷の変動方向と分散型電源の発電出力の変動方向とが平行でない必要があるため、負荷変動の力率が１００％（即ち、ｃｏｓθ＝１）であると共に分散型電源から出力される電力の力率が１００％（即ち、ｃｏｓφ＝１）である場合には表２及び表３の算定式を用いる方法は適用され得ない。したがって、負荷変動の力率が１００％である場合には分散型電源から出力される電力の力率は１００％ではない値に設定される。

以上の原理を踏まえると、本発明の発電出力の推定方法、推定装置、及び推定プログラムによると、配電線における有効電力及び無効電力の時間変動を用いることにより、配電線に連系している分散型電源の発電出力が推定され、言い換えると、負荷と分離されたそれのみとしての分散型電源の発電出力が推定される。

本発明の発電出力の推定方法、推定装置、及び推定プログラムによると、しかも、配電線の電圧，電流，及び力率を計測することにより、配電線に連系している分散型電源の発電出力が推定される。

これらの発電出力の推定方法、推定装置、及び推定プログラムによると、また、配電線において計測される電力状況が用いられて配電線に連系している分散型電源の発電出力が推定されるので、例えば気象状況の予報値などの精度に影響されること無く推定精度が確保されると共に、配電線における電力状況の僅かな変化でも発電出力の推定に反映される。

ここで、通信技術の発展に伴い、電力会社の配電部門でも系統運用の自動化が進んでおり、配電線搬送や配電用の通信ケーブル、更には光ネットワークの構築もなされてきている。同時に、潮流計測や配電線事故検出の機能を持った配電線センサーの導入も進んできており、事業所にいながら電圧，電流，及び力率といった情報の入手が容易になっている。このような背景のもと、本発明では、既設の配電線センサーにより計測されるデータを利用することによって発電出力が推定されるようにしても良く、新たに必要とされる費用が抑制される。また、推定対象の配電線の区間やフィーダーに配電線センサーが設置されていないために計測機器を新たに設置する必要があるとしても、配電線センサーによって計測されるデータには種々の用途があるので、本発明のために限定されない配電線センサーを設置することによって本発明は実施され得る。

上述のことも踏まえ、本発明の発電出力の推定方法、推定装置、及び推定プログラムは、配電線に設置された配電線センサーによって電圧，電流，及び力率が計測されるようにしても良い。この場合には、既設の配電線センサーによって計測されるデータを利用して発電出力の推定が行われたり、配電線センサーを新たに設置する場合でも本発明のために限定されない配電線センサーを設置して発電出力の推定が行われたりする。

また、本発明の発電出力の推定方法、推定装置、及び推定プログラムは、分散型電源から出力される電力の力率が設定され、分散型電源において前記力率での力率一定制御が行われるようにしても良い。この場合には、分散型電源から出力される電力について設定された力率が用いられて分散型電源の発電出力の推定が行われる。

本発明の発電出力の推定方法、推定装置、及び推定プログラムによれば、配電線における有効電力及び無効電力の時間変動を用いることによって配電線に連系している分散型電源の発電出力を推定する、言い換えると、負荷と分離されたそれのみとしての分散型電源の発電出力を推定することができるので、配電線において供給支障事故などが発生した際の配電線融通計算を適確に行うことを可能にして配電系統の運用を適切に行うことが可能になる。

本発明の発電出力の推定方法、推定装置、及び推定プログラムによれば、しかも、配電線の電圧，電流，及び力率を計測することによって配電線に連系している分散型電源の発電出力を推定することができるので、多大な手間や大掛かりな仕組みが必要とされることなく分散型電源の発電出力の推定が可能であり、発電出力の推定技術としての汎用性の向上を図ることが可能になる。

本発明の発電出力の推定方法、推定装置、及び推定プログラムによれば、また、例えば気象状況の予報値などの精度に影響されること無く推定精度を確保することができると共に、配電線における電力状況の僅かな変化でも発電出力の推定に反映させることができるので、良好な推定精度を実現して発電出力の推定技術としての信頼性の向上を図ることが可能になる。

また、本発明の発電出力の推定方法、推定装置、及び推定プログラムは、電圧，電流，及び力率が配電線センサーによって計測されるようにした場合には、既設の配電線センサーによって計測されるデータを利用して発電出力の推定を行うことができるので、コストを低減させることが可能になる。また、配電線センサーを新たに設置する場合でも本発明のために限定されない配電線センサーを設置して発電出力の推定を行うことができるので、機器の多様な有効活用の可能性を確保して配電系統の監視・運用全体としてのコストを低減させることが可能になる。

また、本発明の発電出力の推定方法、推定装置、及び推定プログラムは、分散型電源において所与の力率での力率一定制御が行われるようにした場合には、所与の力率が用いられて分散型電源の発電出力の推定が行われるので、推定精度のより一層の向上を図ることが可能になる。

本発明の発電出力の推定方法の実施形態の一例を説明するフローチャートである。 実施形態の発電出力の推定方法を発電出力の推定プログラムを用いて実施する場合の当該プログラムによって実現される発電出力の推定装置の機能ブロック図である。 本発明の原理を説明するための配電系統の模式図であると共に実施形態において例として取り上げる配電系統の模式図である。 図３の配電系統において供給支障事故が発生した場合の配電線の切り替えを説明する模式図である。 有効電力Ｐ−無効電力Ｑ平面における負荷と分散型電源の発電出力との変化の態様を示す図である。 潮流の変動の支配要因を判定するための基準を説明する図である。 本発明の原理を説明するための潮流変動のベクトル分解を示す図であり、潮流変動（潮流変動を表すベクトル）が第１象限に入る場合の図である。 本発明の原理を説明するための潮流変動のベクトル分解を示す図であり、潮流変動（潮流変動を表すベクトル）が第２象限に入る場合の図である。 実施例１における太陽光発電出力の推定値と実測値との時刻毎の比較を示す図であり、太陽光発電出力の変動が大きい一日についての結果を示す図である。 実施例１における太陽光発電出力の推定値と実測値との時刻毎の比較を示す図であり、太陽光発電出力の変動が小さい一日についての結果を示す図である。 実施例２における分散型電源から出力される電力の力率の値の変化に伴う推定誤差率の変化を示す図である。

以下、本発明の構成を図面に示す実施の形態の一例に基づいて詳細に説明する。

図１から図３に、本発明の発電出力の推定方法、推定装置、及び推定プログラムの実施形態の一例を示す。

本実施形態では、図３に模式的に示す配電系統の配電線２に連系している分散型電源４の発電出力を推定する場合を例に挙げて説明する。図３に模式的に示す配電系統の構成に関する説明は、上記［課題を解決するための手段］における説明と同様である。

本実施形態の発電出力の推定方法は、配電線２において計測された或る時刻ｔにおける電圧，電流，及び力率が用いられて有効電力Ｐ(ｔ)と無効電力Ｑ(ｔ)とが算出される（Ｓ１，Ｓ２）と共に所定の時間間隔Δｔだけ前の有効電力Ｐ(ｔ−Δｔ)と無効電力Ｑ(ｔ−Δｔ)との差分である有効電力変動ΔＰ(ｔ)及び無効電力変動ΔＱ(ｔ)が算出され（Ｓ３）、これら有効電力変動ΔＰ(ｔ)と無効電力変動ΔＱ(ｔ)とに基づいて算出される潮流の皮相電力変動ΔＳ(ｔ)及び潮流変動ベクトル角χ(ｔ)並びに予め設定された配電線２における負荷変動の力率ｃｏｓθの値及び配電線２に連系している分散型電源４から出力される電力の力率ｃｏｓφの値が用いられて所定の時間間隔Δｔにおける分散型電源４の発電出力変動ΔＰv(ｔ)が算定され（Ｓ４，Ｓ５）、当該分散型電源４の発電出力変動ΔＰv(ｔ)から分散型電源４の発電出力Ｐt(ｔ)が推定される（Ｓ６）ようにしている。

上記発電出力の推定方法は、発電出力の推定装置によって実施され得る。本実施形態の発電出力の推定装置１０は、配電線２において計測された或る時刻ｔにおける電圧，電流，及び力率を用いて有効電力Ｐ(ｔ)と無効電力Ｑ(ｔ)とを算出する手段としてのデータ受部１１ａ及び電力算出部１１ｂと、所定の時間間隔Δｔだけ前の有効電力Ｐ(ｔ−Δｔ)と無効電力Ｑ(ｔ−Δｔ)との差分である有効電力変動ΔＰ(ｔ)及び無効電力変動ΔＱ(ｔ)を算出する手段としての電力変動算出部１１ｃと、有効電力変動ΔＰ(ｔ)と無効電力変動ΔＱ(ｔ)とに基づいて潮流の皮相電力変動ΔＳ(ｔ)及び潮流変動ベクトル角χ(ｔ)を算出する手段としての潮流変動算出部１１ｄと、潮流の皮相電力変動ΔＳ(ｔ)及び潮流変動ベクトル角χ(ｔ)並びに予め設定された配電線２における負荷変動の力率ｃｏｓθの値及び配電線２に連系している分散型電源４から出力される電力の力率ｃｏｓφの値を用いて所定の時間間隔Δｔにおける分散型電源４の発電出力変動ΔＰv(ｔ)を算定する手段としての発電出力変動算定部１１ｅと、分散型電源４の発電出力変動ΔＰv(ｔ)から分散型電源４の発電出力Ｐt(ｔ)を推定する手段としての発電出力推定部１１ｆとを備える。

また、上記発電出力の推定方法及び発電出力の推定装置は、発電出力の推定プログラムがコンピュータ上で実行されることによっても実施・実現され得る。ここでは、発電出力の推定プログラムがコンピュータ上で実行されることによって発電出力の推定装置が実現されると共に発電出力の推定方法が実施される場合を説明する。

本実施形態の発電出力の推定プログラム１７を実行するためのコンピュータ１０（本実施形態では、発電出力の推定装置１０でもある）の全体構成を図２に示す。このコンピュータ１０（発電出力の推定装置１０）は制御部１１，記憶部１２，入力部１３，表示部１４，及びメモリ１５を備え、これらが相互にバス等の信号回線によって接続されている。

制御部１１は、記憶部１２に記憶されている発電出力の推定プログラム１７によってコンピュータ１０全体の制御並びに発電出力の推定に係る演算を行うものであり、例えばＣＰＵ（中央演算処理装置）である。

記憶部１２は、少なくともデータやプログラムを記憶可能な装置であり、例えばハードディスクである。

入力部１３は、少なくとも作業者の命令や種々の情報を制御部１１に与えるためのインターフェイス（即ち、情報入力の仕組み）であり、例えばキーボードやマウスである。なお、例えばキーボードとマウスとの両方のように複数種類のインターフェイスを入力部１３として有するようにしても良い。

表示部１４は、制御部１１の制御によって文字や図形或いは画像等の描画・表示を行うものであり、例えばディスプレイである。

メモリ１５は、制御部１１が種々の制御や演算を実行する際の作業領域であるメモリ空間となるものであり、例えばＲＡＭ(Ｒandom Ａccess Ｍemory の略)である。

そして、コンピュータ１０（本実施形態では、発電出力の推定装置１０でもある）の制御部１１には、発電出力の推定プログラム１７が実行されることにより、配電線２において計測された或る時刻ｔにおける電圧，電流，及び力率を用いて有効電力Ｐ(ｔ)と無効電力Ｑ(ｔ)とを算出する処理を行うデータ受部１１ａ及び電力算出部１１ｂと、所定の時間間隔Δｔだけ前の有効電力Ｐ(ｔ−Δｔ)と無効電力Ｑ(ｔ−Δｔ)との差分である有効電力変動ΔＰ(ｔ)及び無効電力変動ΔＱ(ｔ)を算出する処理を行う電力変動算出部１１ｃと、有効電力変動ΔＰ(ｔ)と無効電力変動ΔＱ(ｔ)とに基づいて潮流の皮相電力変動ΔＳ(ｔ)及び潮流変動ベクトル角χ(ｔ)を算出する処理を行う潮流変動算出部１１ｄと、潮流の皮相電力変動ΔＳ(ｔ)及び潮流変動ベクトル角χ(ｔ)並びに予め設定された配電線２における負荷変動の力率ｃｏｓθの値及び配電線２に連系している分散型電源４から出力される電力の力率ｃｏｓφの値を用いて所定の時間間隔Δｔにおける分散型電源４の発電出力変動ΔＰv(ｔ)を算定する処理を行う発電出力変動算定部１１ｅと、分散型電源４の発電出力変動ΔＰv(ｔ)から分散型電源４の発電出力Ｐt(ｔ)を推定する処理を行う発電出力推定部１１ｆとが構成される。

また、コンピュータ１０（以下、発電出力の推定装置１０と表記する）に、データや制御指令等の信号の送受信（即ち、出入力）が可能であるように、センサー３が電気的に接続される。

なお、本発明におけるセンサー３は、配電線２の少なくとも電圧及び電流並びに力率を計測可能であれば特定の機器に限定されるものではなく、配電線における電圧及び電流並びに力率の計測に適当な機器が適宜選択され得る。具体的には例えば、センサー３として、既設の若しくは新設の配電線センサーが利用され得る。

また、発電出力の推定装置１０とセンサー３とは、各々に接続されて敷設されたケーブル等が用いられる有線による信号送受の仕組みを介して信号の送受信が可能であるように電気的に接続されても良いし、各々に接続された無線信号送受信機が用いられる無線による信号送受の仕組みを介して信号の送受信が可能であるように電気的に接続されるようにしても良い。

ここで、本発明の発電出力の推定方法の適用にあたっては、分散型電源４から出力される電力の力率ｃｏｓφの値が設定される（Ｓ０）。

なお、本発明の適用にあたっては、分散型電源４において、予め設定された力率での力率一定制御が行われて無効電力が注入されていることが好ましい。そして、力率一定制御が行われている場合には、当該制御用に設定されている力率の値が分散型電源４から出力される電力の力率ｃｏｓφの値として設定される。これに対し、力率一定制御が行われていない場合には、力率の変動として想定される範囲において平均的な水準として仮定される値が分散型電源４から出力される電力の力率ｃｏｓφの値として設定されたり、配電線２に実際に連系している分散型電源４において実測された力率や実際に連系している分散型電源４と同種の機器・設備において実測された力率の事例に基づく値が分散型電源４から出力される電力の力率ｃｏｓφの値として設定されたりなどすることにより、適当な値に適宜設定される。

また、本発明の実行にあたっては、配電線２における負荷変動の力率ｃｏｓθの値が設定される（Ｓ０）。

具体的には例えば、まず、分散型電源４からの発電出力が配電線２に供給されていない若しくは殆ど供給されていない状態で、配電線２において複数時点で計測された電圧，電流，及び力率が用いられて計測時点毎の有効電力Ｐl及び無効電力Ｑlが算出される。次に、異なる時点間の差分として負荷変動に関する有効電力変動ΔＰl及び無効電力変動ΔＱlが算出される。なお、三時点以上で計測が行われて二つ以上の差分が算出された場合にはそれらの平均値が負荷変動に関する有効電力変動ΔＰl及び無効電力変動ΔＱlとされても良い。

続いて、数式１０によって負荷変動の力率ｃｏｓθが算出される。

ここで、分散型電源４からの発電出力が配電線２に供給されていない若しくは殆ど供給されていない状態としては、具体的には例えば、分散型電源４が配電線２に連系される前の状態，分散型電源４がメンテナンスなどによって発電出力を行っていない状態，又は例えば太陽光発電であれば夜間や雨天であったり風力発電であれば無風や微風であったり波力・潮力発電であれば凪であったりして発電出力がゼロ(０)である若しくは非常に小さい状態などが挙げられる。

なお、負荷変動の力率の算定方法は、上述の方法に限定されるものではなく、数式１０に相当する値を算出などすることができる方法が適宜選択され得る。

また、配電線２における負荷変動の力率ｃｏｓθの値は、或いは、事例などに基づいて適当な値に適宜設定されるようにしても良い。

そして、分散型電源４から出力される電力の力率ｃｏｓφの値及び配電線２における負荷変動の力率ｃｏｓθの値が、本実施形態では、基本値データファイル１８として記憶部１２に格納(保存)される。ただし、これら力率ｃｏｓφ，ｃｏｓθの値は、発電出力の推定プログラム１７の中に直接規定されるようにしても良い。

また、以下の説明においては、Ｓ１からＳ６までの一続き（言い換えると、一回り）の処理のことをサイクルと呼ぶと共に或る時刻ｔに関するサイクルを当該サイクルとして取り上げて当該サイクルにおける処理について説明する。また、前後連続するサイクルにおけるサイクル開始の時間間隔をΔｔとして当該サイクルの一つ前のサイクルの時刻を［ｔ−Δｔ］とする。

また、本発明の発電出力の推定方法による処理の始まりとしての最初のサイクルの開始時刻を基準時刻ｔoと呼ぶ。そして、基準時刻ｔoに関する最初のサイクルでは以下のＳ３乃至Ｓ６の処理を行わないと共に、基準時刻ｔoにおける分散型電源４の発電出力Ｐt(ｔo)が既知であるものとする。この基準時刻ｔoにおける分散型電源４の発電出力Ｐt(ｔo)の値は、メモリ１５に記憶されたり、基本値データファイル１８に記録されたりする。

なお、基準時刻ｔoにおける分散型電源４の発電出力Ｐt(ｔo)は、具体的には例えば、太陽光発電であれば夜間や雨天であったり風力発電であれば無風や微風であったり波力・潮力発電であれば凪であったりして発電出力がゼロ(０)である若しくは非常に小さいと考えられる時刻を基準時刻ｔoとしてその時刻における発電出力Ｐt(ｔo)をゼロとするようにしても良い。

上述の場合は、例えば一日に一回、基準時刻ｔoになるたびに発電出力Ｐt(ｔo)＝０としたうえで処理をリセットして再開するようにしても良い。

基準時刻ｔoにおける分散型電源４の発電出力Ｐt(ｔo)は、または、分散型電源４がメンテナンスなどによって発電出力を行っていない時を基準時刻ｔoとしてその時の発電出力Ｐt(ｔo)をゼロとするようにしても良い。

上述の場合は、分散型電源４のメンテナンス等のたびに発電出力Ｐt(ｔo)＝０としたうえで処理をリセットして再開するようにしても良い。

基準時刻ｔoにおける分散型電源４の発電出力Ｐt(ｔo)は、或いは、仮に計測されるなどして実際の値が把握された場合には当該計測時点を基準時刻ｔoとすると共に実測値を発電出力Ｐt(ｔo)とするようにしても良い。

上述の場合は、計測のたびに発電出力Ｐt(ｔo)を実測値としたうえで処理をリセットして再開するようにしても良い。

そして、発電出力の推定方法の実行として、まず、配電線２の電力状況に関する計測がセンサー３によって行われて計測データの取得が行われる（Ｓ１）。

具体的には、配電線２に設置されたセンサー３によって或る時刻ｔにおける電圧，電流，及び力率が計測される。

そして、センサー３によって計測された時刻ｔにおける電圧，電流，及び力率の計測値が、センサー３から出力されてデータ受部１１ａを介して発電出力の推定装置１０に入力される。

なお、Ｓ１の処理及びそれに続くＳ６までの処理は、制御部１１によって制御されるタイミング（言い換えると、時間間隔Δｔ）で、発電出力の推定装置１０がセンサー３によって計測されている計測データを取得することをトリガーとして開始されて実行されるようにしても良いし、または、センサー３によって制御されるタイミング（時間間隔Δｔ）で、センサー３から出力された計測データがデータ受部１１ａを介して発電出力の推定装置１０に入力されることをトリガーとして開始されて実行されるようにしても良い。

また、制御部１１若しくはセンサー３によって制御されるタイミング、即ちＳ１の処理を開始する時間間隔Δｔは、特定の時間〔秒，分〕に限定されるものではなく、分散型電源４の発電出力に関して想定される変動ピッチや必要とされる推定精度などが考慮されて適当な値に適宜設定され得る。具体的には例えば、３０秒から１５分程度の範囲で適当な値に設定されることが考えられる。

そして、データ受部１１ａにより、入力された計測データ（具体的には、電圧，電流，及び力率）が、当該サイクルの時刻ｔにおけるものとして時刻ｔと関連づけられて（言い換えると、時刻ｔと共に）メモリ１５に記憶される。

次に、制御部１１の電力算出部１１ｂにより、Ｓ１の処理によって入力された計測データが用いられて有効電力及び無効電力の算出が行われる（Ｓ２）。

具体的には、電力算出部１１ｂにより、Ｓ１の処理においてメモリ１５に記憶された時刻ｔにおける計測データ（電圧，電流，及び力率）が読み込まれ、有効電力Ｐ(ｔ)及び無効電力Ｑ(ｔ)が算出される。なお、有効電力及び無効電力の算出の仕方は周知の技術であるのでここでは詳細については省略する。

そして、電力算出部１１ｂにより、算出された有効電力Ｐ(ｔ)及び無効電力Ｑ(ｔ)の値が、当該サイクルの時刻ｔにおけるものとして時刻ｔと関連づけられてメモリ１５に記憶される。

次に、制御部１１の電力変動算出部１１ｃにより、当該サイクルでのＳ２の処理によって算出された有効電力及び無効電力と一つ前のサイクルでのＳ２の処理によって算出された有効電力及び無効電力とのそれぞれの差分の算出が行われる（Ｓ３）。

具体的には、電力変動算出部１１ｃにより、当該サイクルのＳ２の処理においてメモリ１５に記憶された時刻ｔにおける有効電力Ｐ(ｔ)及び無効電力Ｑ(ｔ)の値が読み込まれると共に、一つ前のサイクルのＳ２の処理においてメモリ１５に記憶された時刻[ｔ−Δｔ]における有効電力Ｐ(ｔ−Δｔ)及び無効電力Ｑ(ｔ−Δｔ)の値が読み込まれる。

続いて、数式１１Ａによって有効電力変動ΔＰ(ｔ)が算出されると共に、数式１１Ｂによって無効電力変動ΔＱ(ｔ)が算出される。

（数１１Ａ） ΔＰ(ｔ)＝Ｐ(ｔ)−Ｐ(ｔ−Δｔ)
（数１１Ｂ） ΔＱ(ｔ)＝Ｑ(ｔ)−Ｑ(ｔ−Δｔ)

そして、電力変動算出部１１ｃにより、算出された有効電力変動ΔＰ(ｔ)及び無効電力変動ΔＱ(ｔ)の値が、当該サイクルの時刻ｔにおけるものとして時刻ｔと関連づけられてメモリ１５に記憶される。

次に、制御部１１の潮流変動算出部１１ｄにより、Ｓ３の処理によって算出された有効電力変動及び無効電力変動が用いられて潮流変動の算出が行われる（Ｓ４）。

具体的には、潮流変動算出部１１ｄにより、Ｓ３の処理においてメモリ１５に記憶された時刻ｔにおける有効電力変動ΔＰ(ｔ)及び無効電力変動ΔＱ(ｔ)の値が読み込まれ、数式１２によって潮流の皮相電力変動ΔＳ(ｔ)が算出され、さらに、数式１３によって潮流変動ベクトル角χ(ｔ)が算出される。

（数１２） ΔＳ(ｔ)＝√[ΔＰ(ｔ)^２＋ΔＱ(ｔ)^２]
（数１３） χ(ｔ)＝ｔａｎ^−１[｜ΔＱ(ｔ)／ΔＰ(ｔ)｜]

そして、潮流変動算出部１１ｄにより、算出された潮流の皮相電力変動ΔＳ(ｔ)の値及び潮流変動ベクトル角χ(ｔ)の値が、当該サイクルの時刻ｔにおけるものとして時刻ｔと関連づけられてメモリ１５に記憶される。

次に、制御部１１の発電出力変動算定部１１ｅにより、Ｓ４の処理によって算出された潮流の皮相電力変動及び潮流変動ベクトル角が用いられて分散型電源４の発電出力変動の算定が行われる（Ｓ５）。

具体的には、発電出力変動算定部１１ｅにより、Ｓ４の処理においてメモリ１５に記憶された時刻ｔにおける潮流の皮相電力変動ΔＳ(ｔ)の値及び潮流変動ベクトル角χ(ｔ)の値が読み込まれると共に、分散型電源４から出力される電力の力率ｃｏｓφの値及び配電線２における負荷変動の力率ｃｏｓθの値が記憶部１２内の基本値データファイル１８から読み込まれる。

続いて、θ＜χ(ｔ)の場合には表４に整理された式のうち、また、θ＞χ(ｔ)の場合には表５に整理された式のうち、潮流変動ベクトル角χ(ｔ)の大きさ、或いは、ΔＱ(ｔ)とΔＰ(ｔ)との値の組み合わせに基づいて判断される潮流変動（言い換えると、潮流変動を表すベクトル）が存在する象限に合わせて選択される式（以下、選択算定式という）の中辺と右辺とが用いられて分散型電源４の皮相電力変動ΔＳv(ｔ)が算定される。

さらに、発電出力変動算定部１１ｅにより、選択算定式の左辺と右辺とが用いられて分散型電源４の発電出力変動ΔＰv(ｔ)が算定される。

そして、発電出力変動算定部１１ｅにより、算定された分散型電源４の発電出力変動ΔＰv(ｔ)の値が、当該サイクルの時刻ｔにおけるものとして時刻ｔと関連づけられてメモリ１５に記憶される。

なお、分散型電源４の発電出力変動ΔＰv(ｔ)は、実際には、時刻[ｔ−Δｔ]から時刻ｔまでの間における発電出力の変動値である。

次に、制御部１１の発電出力推定部１１ｆにより、Ｓ５の処理によって算定された分散型電源４の発電出力変動が用いられて分散型電源４の発電出力の推定が行われる（Ｓ６）。

具体的には、発電出力推定部１１ｆにより、当該サイクルのＳ５の処理においてメモリ１５に記憶された時刻ｔにおける分散型電源４の発電出力変動ΔＰv(ｔ)の値が読み込まれると共に、一つ前のサイクルのＳ６の処理においてメモリ１５に記憶された時刻[ｔ−Δｔ]における分散型電源４の発電出力Ｐt(ｔ−Δｔ)の値が読み込まれる。ただし、時刻[ｔ−Δｔ]が基準時刻ｔoに該当する場合には、メモリ１５又は基本値データファイル１８から基準時刻ｔoにおける分散型電源４の発電出力Ｐt(ｔo)の値が読み込まれる。

続いて、数式１４によって分散型電源４の発電出力Ｐt(ｔ)が算定される。

（数１４） Ｐt(ｔ)＝Ｐt(ｔ−Δｔ)＋ΔＰv(ｔ)

なお、数式１５のように、基準時刻ｔoから時刻ｔまでの、分散型電源４の発電出力変動ΔＰv(ｔ)が積算されたうえで、当該変動積算値ΣΔＰv(ｔ)が基準時刻ｔoにおける分散型電源４の発電出力Ｐt(ｔo)に加えられるようにしても良い。この場合には、変動積算値ΣΔＰv(ｔ)の値が、数式１６によって算出されると共にメモリ１５に記憶され、必要に応じて読み込まれる。また、基準時刻ｔoにおける分散型電源４の発電出力Ｐt(ｔo)の値がメモリ１５又は基本値データファイル１８から読み込まれる。

（数１５） Ｐt(ｔ)＝Ｐt(ｔo)＋ΣΔＰv(ｔ)
（数１６） ΣΔＰv(ｔ)＝ΣΔＰv(ｔ−Δｔ)＋ΔＰv(ｔ)

そして、発電出力推定部１１ｆにより、算定された分散型電源４の発電出力Ｐt(ｔ)の値が、当該サイクルの時刻ｔにおけるものとして時刻ｔと関連づけられてメモリ１５に記憶される。

そして、制御部１１は、処理ステップをＳ１の処理に戻し、トリガーに呼応してＳ１からＳ６までの処理を繰り返す。

以上のように構成された発電出力の推定方法、推定装置、及び推定プログラムによれば、配電線２における有効電力Ｐ(ｔ)及び無効電力Ｑ(ｔ)の時間変動ΔＰ(ｔ)，ΔＱ(ｔ)を用いることにより、配電線２に連系している分散型電源４の発電出力Ｐt(ｔ)を推定する、言い換えると、負荷と分離されたそれのみとしての分散型電源４の発電出力Ｐt(ｔ)を推定することができるので、配電線２において供給支障事故などが発生した際の配電線融通計算を適確に行うことを可能にして配電系統の運用を適切に行うことが可能になる。

そして、発電出力の推定方法、推定装置、及び推定プログラムによれば、上述のＳ１からＳ６までの処理を繰り返して行うことによって配電線２に連系している分散型電源４の発電出力が常時推定され、言い換えると、負荷と分離されたそれのみとしての分散型電源４の発電出力が常時推定され、配電線２において計測される見かけの需要と組み合わせることによって配電線２における実際の需要をリアルタイムで把握することができる。このため、配電線２において例えば供給支障事故が発生した際に、実際の需要に適確に対応する配電線融通計算を行うことが可能になる。

以上のように構成された発電出力の推定方法、推定装置、及び推定プログラムによれば、しかも、配電線２の電圧，電流，及び力率を計測することによって配電線２に連系している分散型電源４の発電出力Ｐt(ｔ)を推定することができるので、多大な手間や大掛かりな仕組みが必要とされることなく分散型電源４の発電出力Ｐt(ｔ)の推定が可能であり、発電出力の推定技術としての汎用性の向上を図ることが可能になる。

なお、上述の形態は本発明を実施する際の好適な形態の一例ではあるものの本発明の実施の形態が上述のものに限定されるものではなく、本発明の要旨を逸脱しない範囲において本発明は種々変形実施可能である。例えば、上述の実施形態においては図３に模式的に示す配電系統の配電線２に連系している分散型電源４の発電出力を推定する場合を例に挙げて主に説明したが、本発明が適用され得る配電系統は図３に示す態様に限られるものではなく、配電線に分散型電源が連系しているために下流側から上流側に向かう逆方向の潮流が生じて実際の需要が不明であるような配電系統に広く適用が可能である。

本発明の発電出力の推定方法による発電出力の推定精度の検証例を図９及び図１０を用いて説明する。

本実施例では、配電線末端（即ち、配電用変電所と反対側）に高圧連系している、分散型電源としての太陽光発電設備の発電出力の推定が行われた。

本実施例では、実際の配電線に設置された計測機器によって計測されたデータが使用された。具体的には、配電用変電所の直近に設置された計測機器によって計測された変電所送り出し直後の計測データが発電出力の推定用の情報として使用され、また、太陽光発電設備の直近に設置された計測機器によって計測された太陽光発電設備の発電出力のみに係る計測データが発電出力の推定値の比較対象として使用された。なお、本実施例では、計測機器によって計測されたデータから１分間平均値が算出され、１分単位で、言い換えると、前後連続するサイクルの開始の時間間隔Δｔを１分としてＳ１からＳ６までの処理が行われて、推定値と計測値（実測値）とが比較された。

本実施例では、また、太陽光発電設備から出力される電力の力率ｃｏｓφ＝０．９０とされ、実測された有効電力から以下の数式１７を用いて無効電力が演算された。

数式１７において、Ｑv：太陽光発電設備の発電による無効電力，Ｐv：太陽光発電設備の発電による有効電力，ｃｏｓφ：太陽光発電設備から出力される電力の力率をそれぞれ表す。

まず、太陽光発電出力の変動が大きい或る一日について、太陽光発電出力の推定値Ｐtと実測値Ｐvとが時刻毎（１分単位）に比較されて図９に示す結果が得られた。

また、数式１８によって誤差率εが１分毎に算出されたうえで一日に亙って平均され、一日平均誤差率が１３％であることが確認された。なお、数式１８における定格容量Ｐcは連系している太陽光発電の定格容量である。

図９に示す結果及び一日平均誤差率の算出結果から、太陽光発電出力の変動が大きい場合について、太陽光発電出力が良好に推定されていることが確認された。

次に、太陽光発電出力の変動が小さい或る一日について、太陽光発電出力の推定値Ｐtと実測値Ｐvとが時刻毎（１分単位）に比較されて図１０に示す結果が得られた。

また、数式１８によって誤差率εが１分毎に算出されたうえで一日に亙って平均され、一日平均誤差率が８％であることが確認された。

図１０に示す結果及び一日平均誤差率の算出結果から、太陽光発電出力の変動が小さい場合について、太陽光発電出力が良好に推定されていることが確認された。

以上の結果から、本発明によれば、分散型電源の発電出力の変動の大きさに拘わらず、分散型電源の発電出力が高い精度で推定可能であることが確認された。

本発明の発電出力の推定方法における分散型電源から出力される電力の力率の大きさが、言い換えると、分散型電源から出力される電力の力率の仮定の仕方が、発電出力の推定精度に与える影響の検証例を図１１を用いて説明する。

本実施例では、上述の実施例１と同様の推定が、分散型電源から出力される電力の力率が９２％から１００％まで２％ピッチで変更されながら行われた。

そして、１分毎に算出された誤差率が十日に亙って平均されて十日平均誤差率が算出された。

分散型電源から出力される電力の力率の値の変化に伴う十日平均誤差率の変化として図１１に示す結果が得られた。

図１１に示す結果から、分散型電源から出力される電力の力率の値が大きくなるに従って誤差率が増加する傾向にあるものの、力率９８％以下では平均誤差率が１５％以下であることが確認された。

以上の結果から、本発明では、分散型電源から出力される電力の力率の値に拘わらず、すなわち、力率の値の仮定によらず（少なくとも力率の仮定が大凡９０％から９８％程度の範囲においては）、分散型電源の発電出力が高い精度で推定可能であることが確認された。

１０ 発電出力の推定方法
１７ 発電出力の推定プログラム

Claims (9)

1. 配電線において計測された電圧，電流，及び力率が用いられて有効電力と無効電力とが算出されると共に所定の時間間隔だけ前の有効電力と無効電力との差分である有効電力変動及び無効電力変動が算出され、これら有効電力変動と無効電力変動とに基づいて算出される潮流の皮相電力変動及び潮流変動ベクトル角並びに予め設定された前記配電線における負荷変動の力率の値及び前記配電線に連系している分散型電源から出力される電力の力率の値が用いられて前記所定の時間間隔における前記分散型電源の発電出力変動が算定され、当該分散型電源の発電出力変動から前記分散型電源の発電出力が推定されることを特徴とする発電出力の推定方法。
2. 前記配電線に設置された配電線センサーによって前記電圧，前記電流，及び前記力率が計測されることを特徴とする請求項１記載の発電出力の推定方法。
3. 前記分散型電源から出力される電力の力率が設定され、前記分散型電源において前記力率での力率一定制御が行われることを特徴とする請求項１記載の発電出力の推定方法。
4. 配電線において計測された電圧，電流，及び力率を用いて有効電力と無効電力とを算出する手段と、所定の時間間隔だけ前の有効電力と無効電力との差分である有効電力変動及び無効電力変動を算出する手段と、前記有効電力変動と前記無効電力変動とに基づいて潮流の皮相電力変動及び潮流変動ベクトル角を算出する手段と、前記潮流の皮相電力変動及び前記潮流変動ベクトル角並びに予め設定された前記配電線における負荷変動の力率の値及び前記配電線に連系している分散型電源から出力される電力の力率の値を用いて前記所定の時間間隔における前記分散型電源の発電出力変動を算定する手段と、前記分散型電源の発電出力変動から前記分散型電源の発電出力を推定する手段とを有することを特徴とする発電出力の推定装置。
5. 前記配電線に設置された配電線センサーによって前記電圧，前記電流，及び前記力率が計測されることを特徴とする請求項４記載の発電出力の推定装置。
6. 前記分散型電源から出力される電力の力率が設定され、前記分散型電源において前記力率での力率一定制御が行われることを特徴とする請求項４記載の発電出力の推定装置。
7. 配電線において計測された電圧，電流，及び力率を用いて有効電力と無効電力とを算出する処理と、所定の時間間隔だけ前の有効電力と無効電力との差分である有効電力変動及び無効電力変動を算出する処理と、前記有効電力変動と前記無効電力変動とに基づいて潮流の皮相電力変動及び潮流変動ベクトル角を算出する処理と、前記潮流の皮相電力変動及び前記潮流変動ベクトル角並びに予め設定された前記配電線における負荷変動の力率の値及び前記配電線に連系している分散型電源から出力される電力の力率の値を用いて前記所定の時間間隔における前記分散型電源の発電出力変動を算定する処理と、前記分散型電源の発電出力変動から前記分散型電源の発電出力を推定する処理とをコンピュータに行わせることを特徴とする発電出力の推定プログラム。
8. 前記配電線に設置された配電線センサーによって前記電圧，前記電流，及び前記力率が計測されることを特徴とする請求項７記載の発電出力の推定プログラム。
9. 前記分散型電源から出力される電力の力率が設定され、前記分散型電源において前記力率での力率一定制御が行われることを特徴とする請求項７記載の発電出力の推定プログラム。