JP2017208952A - Demand/supply operation support device and demand/supply operation support method - Google Patents
Demand/supply operation support device and demand/supply operation support method Download PDFInfo
- Publication number
- JP2017208952A JP2017208952A JP2016100444A JP2016100444A JP2017208952A JP 2017208952 A JP2017208952 A JP 2017208952A JP 2016100444 A JP2016100444 A JP 2016100444A JP 2016100444 A JP2016100444 A JP 2016100444A JP 2017208952 A JP2017208952 A JP 2017208952A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- power demand
- human flow
- value
- demand
- information
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
Images
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
- Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
- Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
- Y04S10/50—Systems or methods supporting the power network operation or management, involving a certain degree of interaction with the load-side end user applications
Abstract
Description
本発明は、需給運用支援装置および需給運用支援方法に関する。 The present invention relates to a supply and demand operation support apparatus and a supply and demand operation support method.
電力の安定供給を維持する目的で、各送配電会社では、電力需要と電力供給のバランスを維持する必要がある。この場合に、電力を貯蔵することが困難であるため、電力需要を予測し、予測結果に基づいて、火力や水力など各発電所の運転スケジュールを計画する。予測した電力需要に合わせて発電機を運転することにより、需給バランスを維持し、電力を安定的に供給することが可能となる。 In order to maintain a stable power supply, each transmission and distribution company needs to maintain a balance between power demand and power supply. In this case, since it is difficult to store power, the power demand is predicted, and the operation schedule of each power plant such as thermal power and hydropower is planned based on the prediction result. By operating the generator in accordance with the predicted power demand, it is possible to maintain a supply-demand balance and supply power stably.
本技術の関連技術として、特許文献1がある。特許文献1では、気温と相関を有するデータを用いてまず気温を予測し、次にその気温予測値を用いて気温と需要との相関関係により24時間分の電力需要を予測する。ここで使用する相関データとしては、空調の電力消費量、清涼飲料水の購買量、温水器の電力需要および給水量などがあり、その他に、画像データとして、肌の露出度、傘の量、屋外の明るさ、空の色、木や旗の移動量などを利用し、類似事例を探索し予測することが記載されている。
There exists
しかしながら、上述した特許文献1では、需要予測の基本データとなる気温の予測値に対して、空調の電力消費量や清涼飲料水の購買量などのデータと気温との相関性は、季節や時間帯、地域などの条件に応じて相関性の大小のばらつきがあるため、前記条件によっては気温予測誤差が大きく、さらに需要予測誤差も大きくなるという問題がある。
However, in
また、気温予測誤差が大きくても需要予測誤差が小さい場合に、その理由を説明することが難しい。さらに、画像データについても、肌の露出は体感温度の違いによるばらつき、傘の量も傘を差す判断基準のばらつきなど、気温予測自体に複雑な誤差要因が多く含まれ、気温予測誤差による需要予測誤差発生や予測結果の理由説明が難しいという課題がある。 Moreover, even if the temperature prediction error is large, it is difficult to explain the reason when the demand prediction error is small. In addition, for image data, there are many complex error factors in the temperature prediction itself, such as variations in skin exposure due to differences in sensory temperature and variations in the criteria for determining the amount of umbrellas. There is a problem that it is difficult to explain the reason for error generation and prediction results.
以上のことから本発明においては、所定の時間帯と地域において気温と需要との相関係数が小さい場合でも人流により電力需要を予測する事ができ、また、需要変化の要因として人流変化を説明要因として利用できる需給運用支援装置および需給運用支援方法を提供することを目的とする。 From the above, in the present invention, it is possible to predict power demand by human flow even when the correlation coefficient between temperature and demand is small in a predetermined time zone and region, and explain human flow change as a factor of demand change. An object of the present invention is to provide a supply and demand operation support apparatus and a supply and demand operation support method that can be used as factors.
上記課題を解決するために、例えば、特許請求の範囲に記載の構成を採用する。開示する需給運用支援装置は、その一例として、電力需要予測値と電力需要計測値との差分を計算した電力需要予測誤差と、人流量予測値と人流量推定値との差分を計算した人流量予測誤差の相関性を分析する相関分析部と、相関性を判定する相関性判定部と、相関分析部の分析結果として出力される電力需要誤差と人流量予測誤差による説明因子テーブルを用いて電力需要予測値を補正する電力需要予測補正部を有し、相関性判定部において、電力需要予測誤差と人流量予測誤差に相関性があると判定された場合に、人流量の変動量を入力し電力需要予測補正値を算出することを特徴とする。 In order to solve the above problems, for example, the configuration described in the claims is adopted. As an example, the disclosed supply-demand operation support device includes a power demand prediction error that calculates a difference between a power demand prediction value and a power demand measurement value, and a human flow rate that calculates a difference between a human flow prediction value and a human flow estimation value. Power using the correlation analysis unit for analyzing the correlation of the prediction error, the correlation determination unit for determining the correlation, the power demand error output as the analysis result of the correlation analysis unit, and the explanatory factor table by the human flow rate prediction error It has a power demand prediction correction unit that corrects the demand prediction value, and when the correlation determination unit determines that there is a correlation between the power demand prediction error and the human flow prediction error, it inputs the fluctuation amount of the human flow A power demand prediction correction value is calculated.
また開示する需給運用支援方法では、その一例として、電力需要予測値と電力需要計測値との差分を計算した電力需要予測誤差と、人流量予測値と人流量推定値との差分を計算した人流量予測誤差の相関性を分析し、相関性を判定し、相関性の分析結果として出力される電力需要誤差と人流量予測誤差による説明因子テーブルを用いて電力需要予測値を補正し、電力需要予測誤差と人流量予測誤差に相関性があると判定された場合に、人流量の変動量を入力し電力需要予測補正値を算出することを特徴とする。 In the disclosed supply and demand operation support method, as an example, a power demand prediction error that calculates a difference between a power demand prediction value and a power demand measurement value, and a person who calculates a difference between a human flow prediction value and a human flow estimation value Analyze the correlation of the flow prediction error, determine the correlation, correct the power demand prediction value using the explanatory table with the power demand error and human flow prediction error output as the correlation analysis result, and When it is determined that there is a correlation between the prediction error and the human flow rate prediction error, a fluctuation amount of the human flow rate is input and a power demand prediction correction value is calculated.
本発明によれば、所定の時間帯と地域において気温と需要との相関係数が小さい場合でも人流により電力需要を予測する事ができる。また、需要変化の要因として人流変化を説明要因として利用できる。 According to the present invention, power demand can be predicted by human flow even when the correlation coefficient between temperature and demand is small in a predetermined time zone and region. In addition, changes in human flow can be used as an explanation factor as a factor of demand change.
以下、本発明の実施例に係る需給運用支援装置および需給運用支援方法について、図面を参照して説明する。 Hereinafter, a supply and demand operation support apparatus and a supply and demand operation support method according to embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings.
図1は、送配電会社における需給運用システムを構成する一要素である需給運用支援装置、および周辺装置の一例を示す図である。 FIG. 1 is a diagram illustrating an example of a supply and demand operation support apparatus and peripheral devices that are elements constituting a supply and demand operation system in a power transmission and distribution company.
図1に示す需給運用支援装置10は、電力需要予測部101と人流量予測部103から構成される予測部112、電力需要予測誤差演算部102と人流量予測誤差演算部104から構成される誤差演算部113、相関分析部105、地域設定部106、系統情報記憶部107および地図情報記憶部108から構成される記憶部114、相関性判定部109、説明因子記憶テーブル11、説明因子記憶部110、および電力需要予測補正部111で構成される。
The supply and demand
また図1に示す需給運用支援装置10は、外部からの情報として電力需要実績を電力需要実績記憶装置20から得、人流実績を人流実績記憶装置21から得、さらに気象情報とカレンダ情報を得ている。
Further, the supply and demand
予測部112のうち電力需要予測部101は、気象予報情報とカレンダ情報、電力需要実績記憶装置20に記憶されている過去の電力需要値(電力需要実績値)を読み込み、例えば、過去の最高気温や最低気温の実績値と電力需要実績値との回帰曲線(需要予測モデル)を用いて、気温から需要を予測し、電力需要予測値を出力する。また、最高気温や最低気温などの気温情報の他に、湿度や天候、日射量や日照時間などの気象情報と電力需要実績値を用いてもよい。ここでの処理には、特許文献1などに記載された既存技術が適用可能である。
Of the
予測部112のうち人流量予測部103は、カレンダ情報と人流実績記憶装置21に記憶されている所定の地域の過去の人流量値(人流量実績値)を読み込み、例えば、指定した所定地域について、カレンダ情報に基づいて、人流量を予測したい日時と同じ月日もしくは曜日、同じ平日・休祝日区分、同じ時刻の人流量を、人流実績記憶装置21から読み込み、人流量を予測し、人流量予測値を出力する。
Of the
なお、需給運用支援装置10に取り込む情報のうち、気象予報情報とは、事前にある時点の気象状態を予測したものであり、気象状態とは、晴れ・曇り・雨・雪などを含む天候、各時刻の気温(℃)および湿度(%)、日射量(W/m2)および日照時間(秒・分・時間)、降水量(mm)、降雪量(cm)および積雪量(cm)、風速(m/s)および風向、雲量のうち少なくともいずれか3つ以上の情報を含むのがよい。
Of the information captured in the supply and demand
需給運用支援装置10に取り込む情報のうち、カレンダ情報とは、年月日、曜日(日・月・火・水・木・金・土)、平日および休祝日、時刻の情報を含むのがよい。
Of the information captured by the supply and demand
地域設定部106は、系統情報記憶部107に記憶されている電力系統の系統情報と地図情報記憶部108に記憶されている地図情報を読み込み、予測部112において電力需要を予測し、あるいは人流量を推定するときの対象範囲となる所定地域、または、所定地域に対応する電力系統全体、もしくは同系統の変電所を設定する。なお系統情報と地図情報が整合され、地図上に電力系統を整合した情報でもよい。
The
なお、所定地域とは、地図を任意の方形メッシュに区分けした場合の1メッシュに相当する地域、もしくは、県市区町村などの行政区分で区分けした地域である。 The predetermined area is an area corresponding to one mesh when the map is divided into arbitrary rectangular meshes, or an area divided by administrative divisions such as prefectures, municipalities, and the like.
また系統情報記憶部107が記憶している電力系統の情報とは、例えば、送電線や配電線、変電所、開閉器、制御装置、電力需要家や分散型電源などが連系した電力系統の構成、さらに、送電線や配電線のインピーダンス、リアクタンス、アドミタンス、変圧器のタップ位置、開閉器の入切状態、制御装置の制御パラメータや出力値電力需要化の電力負荷や分散型電源の発電出力値などを有する情報である。
In addition, the power system information stored in the system
また地図情報記憶部108が記憶している地図情報とは、例えば、地図を任意の面積の方形に区分けしたメッシュ情報、もしくは県市区町村などの行政区分で区分けしたメッシュ情報を有しており、ユーザの指定に応じて任意のメッシュを設定できる。
The map information stored in the map
誤差演算部113のうち電力需要予測誤差演算部102は、電力需要予測部101で演算した電力需要予測値と、送配電系統もしくは電力需要家の設備に設置された計測装置で計測した電力需要値を毎時間読み込み、電力需要予測値と電力需要値との差分である電力需要予測誤差を演算して出力する。
Of the
ここで計測装置とは、電流計・電圧計・電力計、Phasor Measurement Unit(PMU)、スマートメータなどである。計測装置が計測する電力需要値(有効電力)は、任意の時間間隔で計測することが可能であり、例えば、10分、15分、30分、60分間隔で電力需要を計測し、計測値を送信することが可能である。 Here, the measuring device is an ammeter, a voltmeter, a wattmeter, a phaser measurement unit (PMU), a smart meter, or the like. The power demand value (active power) measured by the measuring device can be measured at arbitrary time intervals. For example, the power demand is measured at intervals of 10 minutes, 15 minutes, 30 minutes, and 60 minutes. Can be sent.
誤差演算部113のうち人流量予測誤差演算部104は、人流量予測部103で演算した人流量予測値と、モバイル機器のGPS情報や人口統計値、交通量・混雑率・各駅乗降者数、街頭に設置されている撮像装置の画像などの情報を用いて推定した所定地域の人流量推定値を毎時間読み込み、人流量予測値と人流量推定値の差分である人流量予測誤差を演算して出力する。
The human flow prediction
相関分析部105は、電力需要予測誤差演算部102で演算した電力需要予測誤差と、人流量予測誤差演算部104で演算した人流量予測誤差を読み込み、所定地域および指定した時刻別に電力需要予測誤差と人流量予測誤差間の回帰式もしくは重回帰式を演算し、電力需要変動量と人流量変動量の因果関係を示す情報を説明因子テーブル11として出力する。なお、電力需要予測誤差と人流量予測誤差の回帰式のみならず、例えば、電力需要予測値と人流量予測値、もしくは電力需要実績値と人流量推定値の組合せで回帰式やクラスタを演算しても良い。また、人流量の他に、人口統計値、交通量・混雑率・各駅乗降者数などの数値情報を用いてもよい。
The
相関性判定部109は、相関分析部105で演算した電力需要予測誤差(電力需要変動量)と人流量予測誤差の相関係数Rおよび決定係数R2を用いて、後述する(4)式にて両者の相関性を判定し、説明因子テーブル11の中から相関性がある回帰式(補正モデル)を選別することができる。
The
電力需要予測補正部111は、相関分析部105で作成した説明因子テーブル11のうち、相関性判定部109において、例えば、強相関ありと判定された回帰式のみを利用して、人流量の変動量(予測誤差)から、1〜3時間後の各時刻の電力需要予測値に対する補正量を算出する。電力需要予測部101で算出した時刻別の電力需要予測値に対し、補正量を加算・減算することにより、電力需要予測の誤差を低減し、変動要因を特定する。
In the explanatory factor table 11 created by the
説明因子記憶部110は、相関分析部105で作成する説明因子テーブル11を記憶する。説明因子テーブル11は、例えば、所定地域におけるある時刻もしくは時間帯の電力需要の変動量(予測誤差)と人流量の変動量(予測誤差)間の回帰式と係数、相関係数、決定係数(寄与率)を有する。
The explanatory
次に、電力需要実績記憶装置20に記憶され、電力需要予測部101に入力される電力需要実績値の一例について説明する。図2aは、縦軸201を電力需要(もしくは電力負荷とも言う)、横軸202を1日の各時刻とした電力需要曲線(電力負荷カーブ)204の一例を示す図である。電力需要実績値は、1時間毎の需要値203として計測される。つまり、1日の電力需要曲線204は、24点の需要値203で構成される。
Next, an example of the power demand record value stored in the power demand
電力需要実績値は、送配電事業者が管轄する電力系統内の所定の箇所に設置した計測装置で計測した有効電力である。例えば、同電力系統と連系する各発電所の発電機端で計測した発電電力を合計した需要を発電端需要、発電所と送電系統の連系点で計測した電力を合計した需要を送電端需要とする。また、需要家に設置したスマートメータで計測した消費電力を合計したものをエリア内需要としてもよい。 The actual power demand value is active power measured by a measuring device installed at a predetermined location in the power system managed by the transmission / distribution company. For example, the total demand generated at the generator end of each power station connected to the power grid is the demand at the power generation end, and the total power demand measured at the connection point between the power station and the transmission system is the transmission end. Demand. Moreover, it is good also considering what totaled the power consumption measured with the smart meter installed in the consumer as an in-area demand.
図2bは、所定地域別の電力需要を一覧表形式で示した一例である。図2bの電力需要実績値の一覧表は、系統情報221、同系統が配備されている地域の地図情報222、需要を計測した時刻223の情報で構成されている。
FIG. 2b is an example showing the power demand for each predetermined area in a list format. The list of actual power demand values shown in FIG. 2B includes
例えば、系統情報221として、送配電事業者が管轄する電力系統224、変電所名225(A変電所、B変電所)もしくは変電所の管理コード225(310A、311B)を含む。そのほかに、発電所や発電機、送電線・配電線等の情報でもよい。
For example, the
地図情報222としては、所定地域のメッシュコード226(A0001、B0005)および細分化メッシュコード227(A0001−001、A0001−002、B0005−001からB0005−004)を含む。メッシュコードについては、任意に区切ったメッシュおよび同メッシュに付加したメッシュコード、もしくは県市区町村の行政区分および全国自治体コードのうちいずれか1つ以上を有するものとする。
The
メッシュコード226および227で示される所定地域について、各時刻223の電力需要実績値228が記録される。なお、本実施例では、1時間毎の需要実績値としているが、時間分解能については、1時間毎のほかに、1分、3分、5分、10分、15分および30分単位で計測・記録してもよい。また、1日の総需要の数値を演算し記録してもよい。
For the predetermined area indicated by the
次に、図1の人流実績記憶装置21で記憶され、人流量予測部104に入力される人流量(流動人口)実績値の一例について説明する。図3aは、地図情報301と地図を区分けしたメッシュ情報302の模式例を示す図である。
Next, an example of a human flow rate (fluid population) actual value stored in the human flow
このうち地図情報301は、地図情報記憶部108に記憶されており、例えば、地図情報の作成者から予め購入するなどして入手し、1年毎に更新することも可能である。また、インターネット上に公開されている地図情報をダウンロードして利用してもよい。
Of these, the
メッシュ情報302は、前記地図情報301を所定地域に分割するために設定した情報である。メッシュ情報302は、例えば、県や市区町村などの行政区分に基づいて設定される場合と、需給運用システムユーザが任意に設定する場合がある。上記行政区分に基づくメッシュ情報302の場合には、メッシュの大きさや形、分解能は行政区分に基づいて設定され、メッシュコードとして、全国地方公共団体コードを付加した情報となる。
The
一方で、ユーザが任意に分割する場合には、メッシュの大きさをメートル(m)で定義し、形を正方形や長方形、ひし形、平行四辺形など、任意の多角形で定義してもよい。メッシュの大きさは分割の分解能と関係しており、メッシュの大きさについては、ユーザが一意に数値を入力して設定する他に、最小値と最大値および可変ステップ(間隔)を設定することにより任意のメッシュ情報302を設定することができる。
On the other hand, when the user arbitrarily divides, the size of the mesh may be defined by meters (m), and the shape may be defined by an arbitrary polygon such as a square, a rectangle, a rhombus, or a parallelogram. The size of the mesh is related to the resolution of the division. For the size of the mesh, the user must set the minimum and maximum values and variable steps (intervals) in addition to entering numerical values uniquely. Thus,
図3bは、各メッシュ情報302内の所定の1日の各時刻の人流量(流動人口)(単位:人)を棒グラフ313で示した事例である。縦軸を人流量(人)311、横軸を時刻312としている。時刻の分解能は、需要実績と同様に1時間単位であるが、需要計測値に合わせて1分、3分、5分、10分、15分および30分単位としてもよい。
FIG. 3 b is an example in which a
このように、所定地域の各時刻の人流量は地図情報301上の任意のメッシュ情報302毎に、人流量実績装置21に記憶されている。
As described above, the human flow rate at each time in the predetermined area is stored in the human flow
図4は、電力需要実績値と気象情報の相関で生成される需要予測モデルを利用して電力需要予測部101で予測される1日の電力需要予測値の一例を示す図である。縦軸401を電力需要予測値[W]、横軸402を時刻としたグラフに、1日の各時刻の電力需要予測値403をプロットしたグラフである。
FIG. 4 is a diagram illustrating an example of a daily power demand prediction value predicted by the power
電力需要予測値403は、電力需要予測モデルに基づいて予測される。電力需要予測値403は各時刻、つまり1時間毎に予測された需要値であり、図4に示すように離散的な数値である。なお、需要予測値403の時間分解能は、電力需要実績記憶装置20に記憶される電力需要実績値の時間分解能に応じて変更することが可能である。例えば、電力需要実績値が1分、3分、5分、10分、15分、30分のいずれかの時間間隔で計測されている場合は、電力需要予測値も上記の時間間隔で予測することが可能である。
The predicted
図5は、相関分析部104で計算された電力需要もしくは電力需要予測誤差と説明変数(特徴量)の相関関係の一例を示す図である。
FIG. 5 is a diagram illustrating an example of the correlation between power demand or power demand prediction error calculated by the
図5では、縦軸501を電力需要[MW]もしくは電力需要予測誤差[MW]とし、横軸(502、503、504、505)に少なくとも1つ以上の特徴量を設定した場合に、各特徴量と電力需要もしくは電力需要予測誤差をプロットしたグラフを示している。
In FIG. 5, when the
横軸の特徴量としては、例えば、人流実績記憶装置21に記憶される人流量実績値[人]502、人流量予測部103で予測した人流量予測値[人]503、人流量推定値[人]など少なくとも1つ以上の特徴量が設定される。また、人流量の他に、交通流情報として、各時刻の混雑率[%]や乗車率[%]、各時刻の各駅の乗降者数[人]、もしくは所定地域内全駅の乗降者総数[人]、車両内温度[℃]、少なくとも2つ以上の所定地域間を接続する道路の交通量[台/時]、社会イベント情報として、来場者数の変化[人]、毎時の視聴率[%]、SNSやWeb上に書きこまれるイベント関連のキーワードの頻出数、気象情報として、従来の気温[℃]の他に、毎時の気圧[hPa]、雲量、など少なくとも2つ以上の特徴量を設定するものであってもよい。
As the feature amount on the horizontal axis, for example, a human flow actual value [person] 502 stored in the human flow
図5に示す相関関係の事例では、横軸502に予め設定した所定地域の人流量[人]に対する電力需要実績値[MW]501をプロット506し、複数のプロット506から得られる回帰曲線507と分布範囲508を模式的に示している。これらの模式は、他の横軸項目に対しても同様に求められるものとする。
In the example of the correlation shown in FIG. 5, the power demand actual value [MW] 501 with respect to the human flow rate [person] in a predetermined area set in advance on the
なお図5に示す回帰曲線507は、最小二乗法による線形回帰曲線であり、以下に示す一般的な数式で計算することができる。ここで、(1)式は線形回帰曲線を示す式であり、(2)式は(1)式の傾きαを示す式であり、(3)式は(1)式の切片βを示す式である。ここでは、縦軸501の電力需要をPL、k、横軸502の人流量hm、k、データ数をNと表記する。なお、横軸502、503、504、505に示すように、複数の特徴量を設定する場合は、重回帰分析により線形の回帰曲線を演算することが可能である。また、分布508のようなプロット範囲についても階層型および非階層型クラスタリングの手法を用いてプロットされたデータ(例えば506)をユーザが指定するクラスタ数に分類してもよい。
Note that the
次に、需給運用支援装置10の演算結果を出力する場合の表示例について説明する。
Next, a display example when outputting the calculation result of the supply and demand
図6aは、地図と演算結果情報を併記して表示する例を示す図である。地図情報301上にメッシュ情報302を表示し、マウスカーソル601などを所定のメッシュ602に置いた場合の表示例を示している。例えば、地図301上の所定のメッシュ602にカーソル601を合わせた場合に、メッシュ602に関連付けられている演算結果の情報をウィンドー603内に表示している。
FIG. 6A is a diagram illustrating an example in which a map and calculation result information are displayed together. A display example when
ウインドー603内には、メッシュ602のコード(A001−001)、現在時刻(AM3:00)、メッシュ602で囲まれている地域の電力需要(665.00[MW])、人流量(221463[人])が基本情報として表示される。また、電力需要と人流量の相関分析の結果として、相関係数R(0.85)と相関関係の妥当性を示す決定係数(寄与率:0.72)R2を表示している。
In the
なお、図1に示す相関性判定部109において、相関係数Rと決定係数R2に基づいて、メッシュ602の地域における電力需要と人流量の相関性を判定し、相関有無を表示してもよい。その際は、相関性の判定基準としてユーザが任意に閾値を指定することも可能であるが、初期値として図7に示す一般的な閾値と基準を採用するのがよい。例えば、図7の表において、(1)の場合は「相関なし」、(2)の場合は「ほぼ相関なし」、(3)の場合は「弱相関あり」、(4)の場合は「相関あり」、(5)の場合は「強相関あり」と表示する。なお、予測モデルとして回帰曲線を利用する場合の利用可否判定の判断基準として利用してもよく、例えば、強相関ありの場合のみ需要予測モデルとして利用するものとすることができる。
Note that the
図6bは、演算結果情報をテーブル形式にして表示する例を示す図である。地図情報301上に配置したメッシュ情報302に対して、各メッシュで指定した地域における電力需要と人流量の相関関係を表示している。
FIG. 6B is a diagram illustrating an example of displaying the calculation result information in a table format. For the
一覧表は、因果関係テーブルとして、例えば、メッシュコード611、時刻612、電力需要613、人流量614、相関係数615、決定係数616を表示する。なお、電力需要613や人流量614の他に、電力需要予測誤差と人流量予測誤差、電力需要と前述した交通流情報や社会イベント情報、気象情報などでもよい。
The list table displays, for example,
図8は、電力需要予測部101による電力需要予測処理を示すフローチャートの一例である。
FIG. 8 is an example of a flowchart showing power demand prediction processing by the power
電力需要予測部101の最初の処理ステップS701では、地域設定部106で設定した地域情報を読み込み、処理ステップS702へ移行する。地域情報とは、例えば、図3aや図6aで示したメッシュ情報302に付加されたメッシュコードである。また、メッシュコードの他に、行政区分で区分けされている場合は、全国地方公共団体コードや県市区町村名、地域内の変電所や発電所名、および管理コード等であってもよい。
In the first processing step S701 of the power
処理ステップS702では、電力需要予測部101は、カレンダ情報を外部装置から読み込み、処理ステップS703へ移行する。カレンダ情報とは、例えば、年月日、曜日(日・月・火・水・木・金・土)、平日および休祝日、時刻の情報を含むものとされるのがよい。
In processing step S702, the power
処理ステップS703において、電力需要予測部101は、電力需要実績記憶装置20から電力需要予測モデルを読み込み、処理ステップS704へ移行する。電力需要予測モデルは、図5で説明したよう回帰曲線で構成されており、前述したカレンダ情報と地域情報に対応した電力需要実績値と気象情報で作成された電力需要予測モデルを予め構築しておく。
In processing step S703, the power
処理ステップS704において、気象予報にて外部より提供される毎時の気温予想値を読み込み、処理ステップS705に移行する。 In processing step S704, the hourly temperature forecast value provided from the outside in the weather forecast is read, and the process proceeds to processing step S705.
ステップ705では、(1)式で表されるような電力需要実績と気温実績の回帰曲線に、処理ステップS704で読み込んだ気温予想値を代入し、各時刻の電力需要の予測値(電力需要予測値)を演算する。
In
処理ステップS706において、前述の電力需要予測値を電力需要予測誤差演算部102もしくは相関分析部105に出力して、電力需要予測を終了する。
In processing step S706, the above-described power demand prediction value is output to the power demand prediction
なお、処理ステップS701とS702の予測条件に関する情報を読み込む処理を並列処理として実行してもよい。 In addition, you may perform the process which reads the information regarding the prediction conditions of process step S701 and S702 as a parallel process.
以上の電力需要予測処置によれば、電力需要予測部101は、所定地域の当該日の1日24時間の電力需要を予測することができる。
According to the above power demand prediction process, the power
図9は、人流量予測部103における人流量予測処理を示すフローチャートである。
FIG. 9 is a flowchart showing the human flow prediction process in the human
人流量予測部103における最初の処理ステップS801では、地域設定部106で設定した地域情報を読み込み、処理ステップS802へ移行する。地域情報とは、例えば、図3aや図6aで示したメッシュ情報302に付加されたメッシュコードである。また、メッシュコードの他に、行政区分で区分けされている場合は、全国地方公共団体コードや県市区町村名、地域内の変電所や発電所名、および管理コード等でもよい。
In the first processing step S801 in the human
処理ステップS802で、人流量予測部103は、カレンダ情報を外部装置から読み込み、処理ステップS803へ移行する。カレンダ情報とは、例えば、年月日、曜日(日・月・火・水・木・金・土)、平日および休祝日、時刻の情報を含む。
In process step S802, the human
処理ステップS803において、人流量予測部103は、人流実績記憶装置21より、人流量予測モデルを読み込み、処理ステップS804へ移行する。人流量予測モデルは、図5に示すような回帰曲線507で表される回帰曲線型予測モデル、もしくは前述のカレンダ情報とメッシュコードや天候等の気象情報をタグ情報としてタグ付けしたクラスタ(例えば図5の分布508)で構成されるクラスタ型予測モデルを有している。なお、人流量予測モデルは予め構築しておく。
In processing step S803, the human
処理ステップS804において、取得したカレンダ情報と地域情報と適合するタグを持つクラスタを選出し、同時刻の過去の人流量実績値を人流量予測値として算出する。 In processing step S804, a cluster having a tag that matches the acquired calendar information and area information is selected, and a past human flow actual value at the same time is calculated as a predicted human flow.
例えば、人流量予測値の演算方法として、(4)式を実行する。(4)式では、ある時刻Tの人流量予測値をhp(T)、人流量を予測する対象日時と同時刻・同曜日・同地域・同天候の過去の人流量実績値をhp(T、D、A、W)、補正係数である伸び率をωとする。 For example, equation (4) is executed as a method for calculating the predicted human flow rate. In equation (4), h p (T) is the estimated human flow rate at a certain time T, and h p is the actual human flow rate at the same time, the same day, the same area, and the same weather as the target date and time for predicting the human flow. (T, D, A, W), and the elongation as a correction coefficient is ω.
なお(4)式において伸び率ωとしては、人口増加率もしくは、同月前年増減比として、例えば、予測対象日より30日前までの人流量平均値を、同日の前年人流量平均値で除算した比率を用いても良い。また、カレンダ情報や地域情報に加えて、天候(晴、曇、雨、雪など)などの気象情報を読み込み、クラスタ選出に利用してもよい。 In equation (4), the growth rate ω is the rate of population growth or the year-on-year increase / decrease ratio, for example, the ratio obtained by dividing the average flow rate of people up to 30 days before the target date by the average flow rate of previous year May be used. In addition to calendar information and regional information, weather information such as weather (sunny, cloudy, rain, snow, etc.) may be read and used for cluster selection.
処理ステップS805において、前述の人流量予測値を人流量予測誤差演算部104もしくは相関分析部105に出力して、人流量予測を終了する。
In process step S805, the above-described human flow rate prediction value is output to the human flow rate prediction
なお、処理ステップS801とS802の予測条件に関する情報を読み込む処理を並列処理として実行してもよい。 In addition, you may perform the process which reads the information regarding the prediction conditions of process step S801 and S802 as a parallel process.
以上の電力需要予測処置によれば、人流量予測部103は、所定地域の当該日の1日24時間の人流量を予測することができる。
According to the power demand prediction procedure described above, the human flow
図10は、電力需要予測誤差演算部102による電力需要予測誤差演算処理を示すフローチャートである。
FIG. 10 is a flowchart showing power demand prediction error calculation processing by the power demand prediction
電力需要予測誤差演算部102の最初の処理ステップS901では、電力需要予測誤差演算部102は、カレンダ情報を外部装置から読み込み、処理ステップS902へ移行する。カレンダ情報とは、例えば、年月日、曜日(日・月・火・水・木・金・土)、平日および休祝日、時刻の情報を含むものとする。
In the first processing step S901 of the power demand prediction
処理ステップS902の繰り返し処理において、電力需要予測誤差演算部102は、外部の計測装置で計測した電力需要計測値を用いて、処理ステップS903からS909の処理を繰り返し実行する。ここで、電力需要予測誤差演算部102が読み込む電力需要計測値を提供する計測装置は、発電所と送電線の連系箇所や発電機端に設置されたテレメーター(TeleMeter)や電力需要家の設備に設置されるスマートメータである。
In the repetitive process of process step S902, the power demand prediction
処理ステップS903で、電力需要予測誤差演算部102は時刻同期しており、前日から予測対象日に変わる時刻0:00で時刻T=0を設定し、処理ステップ904に移行する。
In processing step S903, the power demand prediction
処理ステップS904において、電力需要予測部101で予測した時刻Tの需要予測値を読み込み、処理ステップS905に移行する。
In processing step S904, the demand predicted value at time T predicted by the power
処理ステップS905において、前述した計測装置で計測した電力需要計測値を読み込み、処理ステップS906に移行する。 In process step S905, the electric power demand measured value measured with the measuring device mentioned above is read, and the process proceeds to process step S906.
処理ステップS906において、処理ステップS904で読み込んだ時刻Tの電力需要予測値と処理ステップS905で読み込んだ同時刻Tの電力需要計測値を用いて、(5)式と(6)式に基づいて電力需要予測誤差を演算する。ここで、電力需要予測誤差をεP(T)、電力需要予測値をPL、F(T)、電力需要計測値をPL、M(T)とする。また、予測誤差の増減方向をρ(T)とし、増加方向なら1、減少方向なら−1とする。 In the processing step S906, the power demand predicted value at the time T read in the processing step S904 and the power demand measurement value at the same time T read in the processing step S905 are used to calculate the power based on the equations (5) and (6). Calculate the demand forecast error. Here, it is assumed that the power demand prediction error is ε P (T), the power demand prediction value is PL , F (T), and the power demand measurement value is PL , M (T). Also, the increase / decrease direction of the prediction error is ρ (T), 1 for the increasing direction and −1 for the decreasing direction.
処理ステップS907において、処理ステップS906で演算した時刻Tの電力需要予測誤差εP(T)を相関分析部105に出力し、処理ステップS908に移行する。
In process step S907, the power demand prediction error ε P (T) at time T calculated in process step S906 is output to the
処理ステップS908において、時刻Tについて(7)式の判定式で時刻Tが予測対象日の23時に達したか否かを判定する。 In processing step S908, it is determined whether or not the time T has reached 23:00 on the prediction target date for the time T using the determination formula (7).
なお、時刻Tで判定する他に、1時間毎の時間分解能である場合、1日は24断面であるため、カウンタを設け、カウンタが24回に達するか否かを判定する方式でもよい。 In addition to the determination at time T, if the time resolution is hourly, since one day is 24 sections, a counter may be provided to determine whether the counter reaches 24 times.
処理ステップS908において、判定が成立する(YES)場合、電力需要予測誤差演算部102は、処理ステップS902の繰り返し処理を終了する。一方で、判定が成立しない(NO)場合、電力需要予測誤差演算部102は、処理ステップS909に移行し、処理ステップS909において時刻Tを1時間進めて(T=T+1)再び処理ステップS904に移行し、同処理を実行する。
If the determination is true (YES) in process step S908, the power demand prediction
以上により、電力需要予測誤差演算部102における電力需要予測値に対する各時刻の予測誤差演算処理を終了する。
Thus, the prediction error calculation process at each time for the power demand prediction value in the power demand prediction
図11は、人流量予測誤差演算部104による人流量予測誤差演算処理を示すフローチャートである。
FIG. 11 is a flowchart showing human flow prediction error calculation processing by the human flow prediction
人流量予測誤差演算部104の最初の処理ステップS1001では、人流量予測誤差演算部104は、カレンダ情報を外部装置から読み込み、処理ステップS902へ移行する。カレンダ情報とは、例えば、年月日、曜日(日・月・火・水・木・金・土)、平日および休祝日、時刻の情報を含むものとする。
In the first processing step S1001 of the human flow rate prediction
処理ステップS1002の繰り返し処理において、人流量予測誤差演算部104は、外部装置で推定した人流量推定値を用いて、処理ステップS1003からS1009の処理を繰り返し実行する。
In the iterative process of process step S1002, the human flow rate prediction
処理ステップS1003で、人流量予測誤差演算部104は時刻同期しており、前日から予測対象日に変わる時刻0:00で時刻T=0を設定し、処理ステップ1004に移行する。
In process step S1003, the human flow rate prediction
処理ステップS1004において、人流量予測部103で予測した時刻Tの人流量予測値を読み込み、処理ステップS1005に移行する。
In processing step S1004, the predicted human flow rate at time T predicted by the human
処理ステップS1005において、外部装置で推定した人流量推定値を読み込み、処理ステップS1006に移行する。 In process step S1005, the estimated human flow rate estimated by the external device is read, and the process proceeds to process step S1006.
処理ステップS1006において、処理ステップS1004で読み込んだ時刻Tの人流量予測値と処理ステップS1005で読み込んだ同時刻Tの人流量推定値を用いて、数式9と数式10に基づいて人流量予測誤差を演算する。ここで、人流量予測誤差をεH(T)、人流量予測値をhP(T)、人流量推定値をhM(T)とする。また、予測誤差の増減方向をρ(T)とし、増加方向なら1、減少方向なら−1とする。
In the processing step S1006, the human flow prediction error at the time T read in the processing step S1004 and the human flow estimation value at the same time T read in the processing step S1005 are used to calculate the human flow prediction error based on the
処理ステップS1007において、処理ステップS1006で演算した時刻Tの人流量予測誤差εH(T)を相関分析部105に出力し、処理ステップS1008に移行する。
In process step S1007, the human flow rate prediction error ε H (T) at time T calculated in process step S1006 is output to
処理ステップS1008において、時刻Tについて数式8の判定式で時刻Tが予測対象日の23時に達したか否かを判定する。
In processing step S1008, it is determined whether or not the time T has reached 23:00 on the prediction target date with the determination formula of
なお、時刻Tで判定する他に、1時間毎の時間分解能である場合、1日は24断面であるため、カウンタを設け、カウンタが24回に達するか否かを判定する方式でもよい。 In addition to the determination at time T, if the time resolution is hourly, since one day is 24 sections, a counter may be provided to determine whether the counter reaches 24 times.
処理ステップS1008において、判定が成立する(YES)場合、人流量予測誤差演算部104は、処理ステップS1002の繰り返し処理を終了する。一方で、判定が成立しない(NO)場合、人流量予測誤差演算部104は、処理ステップS1009に移行し、処理ステップS1009において時刻Tを1時間進めて(T=T+1)再び処理ステップS1004に移行し、同処理を実行する。
If the determination is true (YES) in process step S1008, the human flow rate prediction
以上により、人流量予測誤差演算部104における電力需要予測値に対する各時刻の予測誤差演算処理を終了する。
Thus, the prediction error calculation process at each time for the power demand prediction value in the human flow prediction
図12は、相関分析部105による電力需要と人流量との相関分析処理を示すフローチャートである。
FIG. 12 is a flowchart illustrating a correlation analysis process between the power demand and the human flow rate by the
相関分析部105の最初の処理ステップS1101では、地域設定部106で設定した地域情報を読み込み、処理ステップS1102へ移行する。地域情報とは、例えば、図3aや図6aで示したメッシュ情報302に付加されたメッシュコードである。また、メッシュコードの他に、行政区分で区分けされている場合は、全国地方公共団体コードや県市区町村名、地域内の変電所や発電所名、および管理コード等でもよい。
In the first processing step S1101 of the
処理ステップS1102で、電力需要予測部101は、カレンダ情報を外部装置から読み込み、処理ステップS1103へ移行する。カレンダ情報とは、例えば、年月日、曜日(日・月・火・水・木・金・土)、平日および休祝日、時刻の情報を含む。
In processing step S1102, the power
処理ステップS1103において、相関分析部105は、電力需要予測誤差演算部102で演算した電力需要予測誤差、もしくは電力需要実績値のうち少なくとも1つ以上を読み込み、処理ステップS1104へ移行する。
In processing step S1103, the
処理ステップS1104において、相関分析部105は、人流量予測誤差演算部104で演算した人流量予測誤差、もしくは人流量推定値のうち少なくとも1つ以上を読み込み、処理ステップS1105へ移行する。
In processing step S1104, the
処理ステップS1105で、電力需要予測誤差と人流量予測誤差、もしくは電力需要実績値と人流量推定値のいずれかの組合せに対して、数式1の形式で表される回帰曲線を演算し、処理ステップS1106に移行する。
In processing step S1105, a regression curve expressed in the form of
処理ステップS1106において、処理ステップS1105で計算された回帰曲線について、電力需要予測誤差と人流量予測誤差、もしくは電力需要実績値と人流量推定値の互いの相関の妥当性を意味する決定係数(寄与率)R2を計算する。 In the processing step S1106, with respect to the regression curve calculated in the processing step S1105, a determination coefficient (contribution which means the validity of the correlation between the power demand prediction error and the human flow rate prediction error, or the correlation between the actual power demand value and the human flow rate estimation value) Rate) R 2 is calculated.
次に、処理ステップS1107において、テップS1105で計算された回帰曲線について、電力需要予測誤差と人流量予測誤差、もしくは電力需要実績値と人流量推定値の互いの相関性を意味する相関係数Rを計算する。なお、処理ステップS1101とS1102の処理を並列処理として実行してもよい。 Next, in the processing step S1107, with respect to the regression curve calculated in step S1105, the correlation coefficient R means the correlation between the power demand prediction error and the human flow rate prediction error or the power demand actual value and the human flow rate estimation value. Calculate Note that the processing steps S1101 and S1102 may be executed as parallel processing.
図13は、地域設定部106による地域設定処理を示すフローチャートである。
FIG. 13 is a flowchart showing the region setting process by the
地域設定部106の最初の処理ステップS1201では、地域設定部106で設定した地域情報を読み込み、処理ステップS1202へ移行する。地域情報とは、例えば、図3aや図6aで示したメッシュ情報302に付加されたメッシュコードである。また、メッシュコードの他に、行政区分で区分けされている場合は、全国地方公共団体コードや県市区町村名、地域内の変電所や発電所名、および管理コード等でもよい。
In the first processing step S1201 of the
処理ステップS1202で、地域設定部106は、系統情報記憶部107に記憶される系統情報を読み込み、処理ステップS1203へ移行する。系統情報とは、送配電系統の送電線・配電線・発電機・変電所・変圧器・開閉器・計測装置を含む電力設備の位置情報や各設備間の接続情報、各設備や計測地点における電圧・電流・電力・周波数の計測値のうち少なくとも1つ以上を含むのがよい。
In process step S1202, the
処理ステップS1203にて、前述の系統情報に含まれる送配電線の敷設範囲および電力需要家の連系情報に応じて、メッシュ分割対象の最大領域(地図上の境界線)を設定する。 In processing step S1203, the maximum area (boundary line on the map) to be mesh-divided is set according to the laying range of the transmission / distribution lines and the interconnection information of the power consumers included in the system information.
ステップ1204にて、メッシュによる地図情報の分割方式を設定し、処理ステップS1205に移行する。
In
処理ステップS1205に、メッシュによる分割方式について、任意のメッシュで分割するか否かを判定する。任意のメッシュで分割する分割方式が設定されている(YES)場合、処理ステップS1206に移行する。ステップ1206において、メッシュ単位として地図上の緯度方向の最小距離[km]と最大距離[km]、および経度方向の最小距離[km]と最大距離[km]、メッシュを拡大縮小する場合の縮尺(変化量、間隔)[km]を設定する。これにより、メッシュの最小および最大面積と、拡大縮小時の各メッシュの大きさを設定する。一方で、ステップ1205の判定にて任意のメッシュで分割しない(NO)場合、予め地図情報記憶部108に記憶されている行政区分をメッシュとして地図情報を分割処理する。行政区分は、県市区町村の区分であり、所定のメッシュコード(全国地方公共団体コード)が付加されているものとする。
In processing step S1205, it is determined whether or not to divide by an arbitrary mesh with respect to the division method by mesh. If a division method for dividing by an arbitrary mesh is set (YES), the process proceeds to processing step S1206. In step 1206, the minimum distance [km] and the maximum distance [km] in the latitude direction and the minimum distance [km] and the maximum distance [km] in the longitude direction on the map as a mesh unit, and the scale for scaling the mesh ( Change amount, interval) [km] is set. Thereby, the minimum and maximum areas of the mesh and the size of each mesh at the time of enlargement / reduction are set. On the other hand, when it is not divided by an arbitrary mesh in the determination in step 1205 (NO), the map information is divided using the administrative division stored in advance in the map
ステップ1207にて、設定したメッシュ単位で地図情報を分割し、地域設定部106の処理を終了する。
In step 1207, the map information is divided by the set mesh unit, and the processing of the
10:需給運用支援装置
11:説明因子テーブル
20:電力需要実績記憶装置
21:人流実績記憶装置
31:因果テーブル記憶装置
41:電力需要予測補正量演算装置
101:電力需要予測部
102:電力需要予測誤差演算部
103:人流量予測部
104:人流量予測誤差演算部
105:相関分析部
106:地域設定部
107:系統情報記憶部
108:地図情報記憶部
109:相関性判定部
110:説明因子記憶部
111:電力需要予測補正部
611:電力需要と人流量の相関テーブル
10: Supply and demand operation support device 11: explanatory factor table 20: power demand result storage device 21: human flow result storage device 31: causal table storage device 41: power demand prediction correction amount calculation device 101: power demand prediction unit 102: power demand prediction Error calculation unit 103: human flow rate prediction unit 104: human flow rate prediction error calculation unit 105: correlation analysis unit 106: region setting unit 107: system information storage unit 108: map information storage unit 109: correlation determination unit 110: explanatory factor storage Unit 111: Power demand prediction correction unit 611: Correlation table between power demand and human flow rate
Claims (14)
前記相関性判定部において、前記電力需要予測誤差と前記人流量予測誤差に相関性があると判定された場合に、人流量の変動量を入力し電力需要予測補正値を算出することを特徴とする需給運用支援装置。 A correlation analysis unit that analyzes a correlation between a power demand prediction error that calculates a difference between a power demand prediction value and a power demand measurement value, and a human flow prediction error that calculates a difference between a human flow prediction value and a human flow estimation value; A power demand prediction correction that corrects a power demand prediction value using an explanatory factor table based on a correlation determination unit that determines the correlation, a power demand error output as an analysis result of the correlation analysis unit, and a human flow rate prediction error Part
In the correlation determination unit, when it is determined that the power demand prediction error and the human flow rate prediction error are correlated, a fluctuation amount of the human flow rate is input and a power demand prediction correction value is calculated. Supply / demand operation support device.
前記相関分析部は、前記電力需要予測誤差と前記人流量予測誤差の相関関係として、予め指定した所定地域における所定時間帯に対する前記電力需要予測誤差と前記人流量予測誤差の回帰式と係数、相関係数、決定係数のうち少なくともいずれか1つ以上を計算することを特徴とする需給運用支援装置。 The supply and demand operation support apparatus according to claim 1,
The correlation analysis unit includes, as a correlation between the power demand prediction error and the human flow rate prediction error, a regression equation and a coefficient of the power demand prediction error and the human flow rate prediction error with respect to a predetermined time zone in a predetermined region specified in advance. A supply and demand operation support apparatus characterized by calculating at least one of a relation number and a determination coefficient.
年月日・曜日・時刻のうち少なくともいずれか1つ以上を有するカレンダ情報と、天候・気温・湿度・日照時間・日射量・風向・風速・気圧・降水量・降雪量・積雪量のうちいずれか1つ以上を含む気象情報と、前記気象情報と過去の電力需要実績値に基づき、各時刻の電力需要予測値を演算する電力需要予測部と、前記電力需要予測値と毎時計測する電力需要計測値との差分として前記電力需要予測誤差を演算する電力需要予測誤差演算部を備え、
前記電力需要予測誤差演算部は、前記電力需要予測部で予測した各時刻の電力需要予測値と、実際に同時刻毎に計測される電力需要計測値を取得したのち、前記電力需要予測値と前記電力需要計測値との差分である前記電力需要予測誤差を演算することを特徴とする需給運用支援装置。 The supply and demand operation support apparatus according to claim 1 or 2,
Calendar information that has at least one of date, day of the week, and time, and any of weather, temperature, humidity, sunshine duration, solar radiation, wind direction, wind speed, atmospheric pressure, precipitation, snowfall, and snowfall Power demand forecasting unit for calculating a power demand forecast value at each time based on weather information including one or more of the above, weather information and past power demand actual value, and power demand to be measured hourly with the power demand forecast value A power demand prediction error calculation unit that calculates the power demand prediction error as a difference from the measured value,
The power demand prediction error calculation unit obtains a power demand prediction value at each time predicted by the power demand prediction unit and a power demand measurement value that is actually measured at the same time, and then calculates the power demand prediction value. The supply and demand operation support apparatus, wherein the power demand prediction error, which is a difference from the power demand measurement value, is calculated.
カレンダ情報と、気象情報を用いて、所定地域における各時刻の人流量を予測した人流量予測値を演算する人流量予測部と、人流量予測誤差演算部を備え、
前記人流量予測誤差演算部は、所定地域について前記人流量予測部で予測した各時刻の人流量予測値と、同時刻毎に推定演算される人流量推定値を取得したのち、前記人流量予測値と前記人流量推定値との差分である人流量予測誤差を演算することを特徴とする需給運用支援装置。 The supply and demand operation support apparatus according to any one of claims 1 to 3,
Using a calendar information and weather information, a human flow prediction unit that calculates a human flow prediction value that predicts a human flow at each time in a predetermined area, and a human flow prediction error calculation unit,
The human flow rate prediction error calculation unit obtains a human flow rate prediction value at each time predicted by the human flow rate prediction unit for a predetermined area and a human flow rate estimation value estimated and calculated at the same time, and then the human flow rate prediction value A supply and demand operation support apparatus that calculates a human flow rate prediction error that is a difference between a value and the human flow rate estimated value.
前記人流量予測部は、人流実績記憶装置に記憶されている過去の人流量推定値に対して、前記カレンダ情報と前記気象情報を取得し、所定地域における予測対象と同じ年月日・曜日・時刻、もしくは予測対象と同じ気象情報に該当する過去の人流量実績値を探索することにより人流量を予測することを特徴とする需給運用支援装置。 The supply and demand operation support apparatus according to claim 4,
The human flow prediction unit obtains the calendar information and the weather information for a past human flow estimated value stored in a human flow record storage device, and has the same date, day of the week, day of week, A supply and demand operation support apparatus for predicting a human flow rate by searching a past human flow rate actual value corresponding to the same time or weather information as a prediction target.
前記人流量推定値とは、GPS(Global Positioning System)により計測される位置情報や、撮像装置で撮影した人流の画像情報や、もしくは人口統計値のうち少なくともいずれか1つ以上の情報を用いて推定されることを特徴とする需給運用支援装置。 The supply and demand operation support apparatus according to claim 4 or 5,
The estimated human flow rate is obtained by using at least one information of position information measured by GPS (Global Positioning System), human flow image information captured by an imaging device, and demographic values. A supply and demand operation support apparatus characterized by being estimated.
前記電力需要予測値は、電力需要実績記憶装置に記憶された電力需要実績値を用いて算出され、前記電力需要実績値は、所定地域もしくは電力系統において消費された電力量を計測した数値であり、カレンダ情報および地図情報・系統情報の少なくともいずれか1つ以上の情報と組み合わせて各時刻の電力需要実績値として電力需要実績記憶装置に記憶されることを特徴とする需給運用支援装置。 The supply and demand operation support apparatus according to any one of claims 1 to 6,
The predicted power demand value is calculated using a power demand record value stored in a power demand record storage device, and the power demand record value is a numerical value obtained by measuring the amount of power consumed in a predetermined region or power system. A supply / demand operation support apparatus characterized by being stored in a power demand record storage device as a power demand record value at each time in combination with at least one of calendar information and map information / system information.
前記電力需要予測値または前記人流量予測値は、地図情報が示す所定範囲内における予測値であって、前記地図情報とは、県市区町村の行政区分、もしくは地図を任意の大きさでメッシュ状に区分けした領域の集合体として保持し、住所、郵便番号、発電所や変電所の位置情報の少なくともいずれか1つ以上の情報と有して地図情報記憶部に記憶されていることを特徴とする需給運用支援装置。 The supply and demand operation support apparatus according to any one of claims 1 to 7,
The power demand prediction value or the human flow rate prediction value is a prediction value within a predetermined range indicated by map information, and the map information is an administrative division of a prefecture, a municipality, or a map of an arbitrary size It is stored as a collection of areas divided into shapes, and is stored in the map information storage unit with at least one of address, postal code, and power plant and substation location information. Supply and demand operation support device.
前記電力需要予測値は、送配電系統の系統情報を用いて算出され、前記系統情報とは、送配電系統の送電線・配電線・発電機・変電所・変圧器・開閉器・計測装置のうちいずれか1つ以上を含む電力設備の位置情報や各設備間の接続情報、各設備や計測地点における電圧・電流・電力・周波数の計測値のうち少なくとも1つ以上を有することを特徴とする需給運用支援装置。 The supply and demand operation support apparatus according to any one of claims 1 to 8,
The predicted power demand value is calculated using system information of the transmission / distribution system, and the system information is the transmission line / distribution line / generator / substation / transformer / switch / measurement device of the transmission / distribution system. It has at least one or more of position information of power equipment including any one or more of them, connection information between each equipment, and measured values of voltage, current, power, and frequency at each equipment and measurement point. Supply and demand operation support device.
前記相関分析部は、前記電力需要予測誤差と前記人流量予測誤差の相関性を分析したときの回帰式及び係数、相関係数および決定係数を、地図情報が有する所定地域や、系統情報が有する変電所と対応する電力系統、他に年月日・曜日・時刻、時間帯のうちいずれか1つ以上の情報の組合せで分類されて保持されることを特徴とする需給運用支援装置。 The supply and demand operation support apparatus according to any one of claims 1 to 9,
The correlation analysis unit includes a regression equation and a coefficient when the correlation between the power demand prediction error and the human flow prediction error is analyzed, a correlation coefficient, and a determination coefficient included in a predetermined area or system information included in map information. A supply and demand operation support apparatus that is classified and held by a combination of one or more information of a power system corresponding to a substation, a date, a day of the week, a time, and a time zone.
前記相関分析部は、人流量情報以外に、鉄道の運行ダイヤ・乗車率・各駅乗降者数、地点・道路の交通量・交通流率、混雑率や到達時間、走行軌跡・GPSによる位置情報のうち少なくとも1つ以上を有する交通流情報、および、鉄道や道路の沿線で開催されるイベントの開催時刻や集客予想・過去の集客実績を有する社会イベント情報を利用して、所定地域の各時刻の人流量を推定し、前記電力需要予測誤差との相関分析を実施することを特徴とする需給運用支援装置。 The supply and demand operation support apparatus according to any one of claims 1 to 10,
In addition to the human flow rate information, the correlation analysis unit includes railway schedules, boarding rates, number of passengers at each station, traffic volume / flow rate, traffic rate / congestion rate, arrival time, travel trajectory / location information by GPS. Using the traffic flow information that has at least one of them, and the event time held along the railway and road, social event information that has the expected customer acquisition and past customer acquisition results, A supply and demand operation support apparatus characterized by estimating a human flow rate and performing a correlation analysis with the power demand prediction error.
前記電力需要予測値または前記人流量予測値は、地域設定部が与える地図上の地域についてのものであり、前記地域設定部では、前記地図情報に付加されたメッシュ区分コードもしくは行政区分、住所、郵便番号、発電所名称および変電所名称のうち少なくともいずれか1つ以上を指定することにより、前記電力需要予測値または前記人流量予測値を予測する地域を設定することを特徴とする需給運用支援装置。 The supply and demand operation support apparatus according to any one of claims 1 to 11,
The power demand prediction value or the human flow rate prediction value is for a region on a map given by a region setting unit, and in the region setting unit, a mesh division code or an administrative division, an address, Supply and demand operation support characterized by setting a region for predicting the predicted power demand value or the predicted human flow rate by designating at least one of a postal code, a power plant name, and a substation name apparatus.
前記地域設定部では、前記地図情報と系統情報を利用して、発電所および変電所の名称および位置情報を照合し、前記地図情報で区分けした領域と電力系統との整合をとることを特徴とする需給運用支援装置。 The supply and demand operation support apparatus according to claim 12,
The region setting unit uses the map information and system information to collate power plant and substation name and location information, and to match the area divided by the map information with the power system. Supply / demand operation support device.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2016100444A JP2017208952A (en) | 2016-05-19 | 2016-05-19 | Demand/supply operation support device and demand/supply operation support method |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2016100444A JP2017208952A (en) | 2016-05-19 | 2016-05-19 | Demand/supply operation support device and demand/supply operation support method |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2017208952A true JP2017208952A (en) | 2017-11-24 |
Family
ID=60416661
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2016100444A Pending JP2017208952A (en) | 2016-05-19 | 2016-05-19 | Demand/supply operation support device and demand/supply operation support method |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP2017208952A (en) |
Cited By (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN110084634A (en) * | 2019-03-18 | 2019-08-02 | 平安科技(深圳)有限公司 | Optimization method, device, computer equipment and storage medium are launched in advertisement |
JP2020022258A (en) * | 2018-07-31 | 2020-02-06 | 株式会社デンソー | Power supply system, power control device, and each house system |
JP2020166530A (en) * | 2019-03-29 | 2020-10-08 | Kddi株式会社 | Power consumption prediction system, method, and program |
JP2020166529A (en) * | 2019-03-29 | 2020-10-08 | Kddi株式会社 | Power consumption prediction system, method and program |
KR20210041731A (en) * | 2019-10-08 | 2021-04-16 | 주식회사 디이앤씨 | Method and Server and Computer Readable Recording Medium for lowering electric charges |
WO2021255867A1 (en) * | 2020-06-17 | 2021-12-23 | 株式会社東芝 | Energy application system, energy application method, and recording medium |
JP2022018848A (en) * | 2020-07-16 | 2022-01-27 | Kddi株式会社 | Power demand prediction method and system |
WO2022162798A1 (en) * | 2021-01-27 | 2022-08-04 | 日本電信電話株式会社 | Power demand prediction device, power demand prediction method, and program |
CN115542236A (en) * | 2022-11-24 | 2022-12-30 | 北京志翔科技股份有限公司 | Method and device for estimating running error of electric energy meter |
CN115829272A (en) * | 2022-12-08 | 2023-03-21 | 国网江苏省电力有限公司南通供电分公司 | Method for extracting key influence factors of industry electric quantity demand |
JP7398978B2 (en) | 2020-02-19 | 2023-12-15 | 三菱電機株式会社 | Power management device, power management system, power management method and program |
-
2016
- 2016-05-19 JP JP2016100444A patent/JP2017208952A/en active Pending
Cited By (19)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2020022258A (en) * | 2018-07-31 | 2020-02-06 | 株式会社デンソー | Power supply system, power control device, and each house system |
JP7095463B2 (en) | 2018-07-31 | 2022-07-05 | 株式会社デンソー | Power supply system, power control device |
CN110084634A (en) * | 2019-03-18 | 2019-08-02 | 平安科技(深圳)有限公司 | Optimization method, device, computer equipment and storage medium are launched in advertisement |
CN110084634B (en) * | 2019-03-18 | 2023-09-26 | 平安科技(深圳)有限公司 | Advertisement delivery optimization method, advertisement delivery optimization device, computer equipment and storage medium |
JP2020166530A (en) * | 2019-03-29 | 2020-10-08 | Kddi株式会社 | Power consumption prediction system, method, and program |
JP2020166529A (en) * | 2019-03-29 | 2020-10-08 | Kddi株式会社 | Power consumption prediction system, method and program |
JP7002492B2 (en) | 2019-03-29 | 2022-01-20 | Kddi株式会社 | Power prediction system, method and program |
JP7074709B2 (en) | 2019-03-29 | 2022-05-24 | Kddi株式会社 | Power consumption prediction system, method and program |
KR102381727B1 (en) * | 2019-10-08 | 2022-04-01 | 주식회사 디이앤씨 | Method and Server and Computer Readable Recording Medium for lowering electric charges |
KR20210041731A (en) * | 2019-10-08 | 2021-04-16 | 주식회사 디이앤씨 | Method and Server and Computer Readable Recording Medium for lowering electric charges |
JP7398978B2 (en) | 2020-02-19 | 2023-12-15 | 三菱電機株式会社 | Power management device, power management system, power management method and program |
JP7074932B1 (en) * | 2020-06-17 | 2022-05-24 | 株式会社東芝 | Energy management systems, energy management methods, and storage media |
WO2021255867A1 (en) * | 2020-06-17 | 2021-12-23 | 株式会社東芝 | Energy application system, energy application method, and recording medium |
JP2022018848A (en) * | 2020-07-16 | 2022-01-27 | Kddi株式会社 | Power demand prediction method and system |
JP7328940B2 (en) | 2020-07-16 | 2023-08-17 | Kddi株式会社 | Power demand forecasting method and system |
WO2022162798A1 (en) * | 2021-01-27 | 2022-08-04 | 日本電信電話株式会社 | Power demand prediction device, power demand prediction method, and program |
CN115542236A (en) * | 2022-11-24 | 2022-12-30 | 北京志翔科技股份有限公司 | Method and device for estimating running error of electric energy meter |
CN115829272A (en) * | 2022-12-08 | 2023-03-21 | 国网江苏省电力有限公司南通供电分公司 | Method for extracting key influence factors of industry electric quantity demand |
CN115829272B (en) * | 2022-12-08 | 2023-07-28 | 国网江苏省电力有限公司南通供电分公司 | Method for extracting key influence factors of electric quantity demand in industry |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP2017208952A (en) | Demand/supply operation support device and demand/supply operation support method | |
JP5743881B2 (en) | Power management system, power management method, customer terminal, and power management apparatus | |
Cavallaro et al. | The impacts of climate change on tourist mobility in mountain areas | |
JP7157620B2 (en) | Forecasting systems and methods | |
Louie | Time-series modeling of aggregated electric vehicle charging station load | |
Badosa et al. | Day-ahead probabilistic forecast of solar irradiance: a Stochastic Differential Equation approach | |
JP2016122373A (en) | Information processing device, information processing system, terminal device, information processing method, and program | |
JP2012215969A (en) | Life cycle utilization system and life cycle utilization method | |
Rosselló et al. | The influence of weather on interest in a “sun, sea, and sand” tourist destination: The case of Majorca | |
Gari da Silva Fonseca Jr et al. | Enhancements in day-ahead forecasts of solar irradiation with machine learning: A novel analysis with the Japanese mesoscale model | |
Chen et al. | Spatiotemporal impact of vehicle heat on urban thermal environment: A case study in Hong Kong | |
US11262478B2 (en) | Method and server for predicting weather-related dangerous situation at specific point on path of user by referencing separate observation data observed from multiple observation points | |
Nissen et al. | How does weather affect the use of public transport in Berlin? | |
Silva et al. | Analysis of the response of the Epitácio Pessoa reservoir (Brazilian semiarid region) to potential future drought, water transfer and LULC scenarios | |
KR20160074325A (en) | Electricity Demand Index (EDI) Forecasting System with respect to Weather Condition Change | |
Sharma et al. | Bayesian network for monthly rainfall forecast: a comparison of K2 and MCMC algorithm | |
Bouchouicha et al. | ANN-based correction model of radiation and temperature for solar energy application in South of Algeria | |
Alhendi et al. | Artificial intelligence for water–energy nexus demand forecasting: A review | |
Herrera et al. | Creating extreme weather time series through a quantile regression ensemble | |
JP6771529B2 (en) | Information processing device and information processing method | |
Apicella et al. | Analysing the surface urban heat island effect with Copernicus data | |
Kann et al. | Verification of operational analyses using an extremely high-density surface station network | |
Avdaković et al. | Long-term forecasting of energy, electricity and active power demand–Bosnia and Herzegovina case study | |
Lee et al. | Economic valuation of a new meteorological information service: Conjoint analysis for a pollen forecast system | |
Huo et al. | Exploring the influencing factors on demand-responsive customized bus ridership using multi-source data |