JP2018088761A - 電力系統の力率推定装置および方法 - Google Patents

Abstract

【課題】電力系統の力率推定装置および方法を提供する。
【解決手段】潮流計測値取得部部２０２は、変電所出口の計測点で計測した潮流の計測値（有効電力Ｐ、無効電力Ｑなど）を取得する。分離情報生成部２０１は、取得した潮流の計測値に分析処理を施す。次に負荷変動成分分離部２０４において、分離情報と潮流計測値を用い、太陽光発電装置ＰＶ出力と負荷の変動分離を行う。分離の結果を用いて、ＰＶ出力推定用所定数算出部２０５にて、太陽光発電装置出力推定用の諸定数を算出する。最後に発電量推定部２０３にて、潮流計測値と出力推定用の諸定数を用い、発電量の推定を行う。
【選択図】図２

Description

本発明は、電力系統の力率推定装置および方法に関する。

電力系統においては、太陽光発電装置などの分散電源が導入される前は、例えば変電所出口での計測により、大口需要家や小口需要家による負荷を計測することができた。これに対し近年では、太陽光発電装置が配電系統などにも多数導入されつつあり、需要家の負荷を正しく把握するには、何等かの方法で太陽光発電装置の発電量を取得する必要がある。

然るに、広範囲に分布し、かつ大小様々な容量の全ての太陽光発電装置による発電量を、リアルタイムで継続的に把握し続けることは、コスト的に現実的ではない。このため、需要家の負荷と混合された状態で、変電所出口などの計測点で計測される潮流値のみから、太陽光発電装置の発電量を推定する方式が望まれている。

太陽光発電装置の発電量を正確に推定することができれば、日射の急減に備えた火力発電等の調整力を必要十分な値とすることができ、コスト面で有利となる。また、太陽光発電装置の発電量を正確に推定できれば、実際の負荷の値も知ることができるため、太陽光発電装置解列時等に、適切な再閉路動作を実施することが可能となる。また、配電線や電圧調整機器の計画的な設備投資のための、正確な基礎データを得ることが出来る。

このため、太陽光発電装置の発電量を正確に推定することについて、種々の提案がなされている。例えば、系統の潮流データ（送配電網において計測される、需要家の負荷に太陽光発電装置の発電量が重畳された測定値）から、太陽光発電装置の発電量を求める方式として、特許文献１、特許文献２が知られている。

特許文献１では、「配電線に連系された太陽光発電システムにおいて、配電線の既知のロードカーブと、変電所において計測された変電所電圧、変電所電流情報から計測される瞬時の有効電力及び、瞬時の無効電力から、瞬時の負荷有効電力を推定する手段を備え、前記負荷有効電力から前記有効電力を減算した値を太陽光発電システムの発電量と推測する。」ことを提案している。

特許文献２では、「配電系統内に設置された太陽光発電システムの発電出力に対応する出力であって、配電系統内の代表地点における日射量を計測する日射量計によって計測した日射量計測値を出力する太陽光発電出力計測手段と、配電線の有効電力潮流を計測する有効電力潮流計測手段と、前記計測された有効電力潮流Ｐｎｅｔおよび日射量計測値Ｒを要素とする観測信号を、要素として太陽光発電システムの総設備容量ｋを含む混合行列と、配電系統内の負荷需要電力Ｐｌｏａｄおよび日射量計測値Ｒを要素とする信号源との線形結合により、推定モデルを生成し、前記生成された推定モデルの観測信号から、独立成分分析の手法によって負荷需要電力Ｐｌｏａｄおよび総設備容量ｋを分離・推定する推定手段と、を備えたことを特徴とする太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定装置。」とすることを提案している。

さらに非特許文献１は、配電線センサー情報による区間単位での太陽光発電出力推定手法を提案している。

特開２０１２−１９１７７７号公報 特開２０１６−４９０１２号公報

配電線センサー情報による区間単位での太陽光発電出力推定手法の開発 電力中央研究所 研究報告Ｒ１４０１２

特許文献１の方式では、太陽光発電装置が停止した状態での、負荷のみの有効電力Ｐ―無効電力Ｑ特性パタン（以降、負荷特性と記載）を求めるため、雨天等の天候条件が合致する日を選択する必要があった。もしくは、変電所の送り出し点等の計測点配下の全ての太陽光発電装置を停止させた状態で、負荷特性を計測する必要があった。

また特許文献２の方式では、太陽光発電装置の発電量相当を差し引いて、負荷量を推定するために、日射量計による計測値を入力する必要があった。

このことから本発明においては、天候情報や外部からの日射量情報の入力無しに、或いは、全ての太陽光発電装置の停止なしに、太陽光発電装置出力推定のために使用する諸定数を求めることができる電力系統の力率推定装置および方法を提供することを目的とする。

上記課題を解決するために、本発明においては、「負荷及び太陽光発電装置を含む電力系統における力率を推定するための電力系統の力率推定装置であって、電力系統における有効電力と無効電力を入力する入力手段から有効電力と無効電力を得、その時間差分である有効電力差分と無効電力差分で定まる有効電力差分―無効電力差分平面上において、複数時刻で検出した複数の有効電力差分と無効電力差分の組の発生頻度を得る第１の手段と、所定の発生頻度閾値以上となる有効電力差分と無効電力差分の組である第１の群と、所定の発生頻度閾値以下となる有効電力差分と無効電力差分の組である第２の群とを求める第２の手段と、有効電力差分―無効電力差分平面上において、第１の群が示す方向から負荷による有効電力―無効電力平面上における第１の角度を求める第３の手段と、有効電力差分―無効電力差分平面上において、第２の群が示す方向から太陽光発電装置による有効電力―無効電力平面上における第２の角度を求める第４の手段を備えることを特徴とする電力系統の力率推定装置。」としたものである。

さらに本発明は、「負荷及び太陽光発電装置を含む電力系統における力率を推定するための電力系統の力率推定方法であって、有効電力及び無効電力または有効電力及び無効電力に変換しうる潮流計測値から、太陽光発電装置により生じる潮流変動の有効電力−無効電力平面上での変動方向と、負荷により生じる潮流変動の有効電力−無効電力平面上での変動方向を分離するための情報を、所定の時間間隔ごとに前記潮流計測値の分析により求めることを特徴とする電力系統の力率推定法。」としたものである。

本発明によれば、天候情報や外部からの日射量情報の入力無しに、或いは、全ての太陽光発電装置の停止なしに、太陽光発電装置出力推定のために使用する諸定数を求めることができる。

本発明の実施例で前提とした電力系統の概略構成を示す図。 本発明に係る太陽光発電装置の発電量推定装置の概略構成を示す図。 太陽光発電装置出力推定用の諸定数作成処理部４０１の具体構成例を示す図。 諸定数作成処理４０１の処理フローを示す図。 ２次元ヒストグラムの形状を鳥瞰図で模式的に示した図。 ２次元ヒストグラムの度数を等高線で模式的に示した図。 無効電力Ｑ切片の求め方の例を示す図。 連系された太陽光発電装置ＰＶの最大出力を求める例を示す図。 フィルタを用いて太陽光発電装置出力の有効電力差分ΔＰ―無効電力差分ΔＱ平面上での変動方向を求める方法を説明するための図。 計測値に高域通過フィルタ処理を行う前後の潮流計測値の時系列データを示した図。 ＨＰＦ処理前後における有効電力差分ΔＰ、無効電力差分ΔＱを、有効電力差分ΔＰ−無効電力差分ΔＱ平面上でプロットした図。 負荷と太陽光発電装置ＰＶ出力の一日分の変動を示す図。 一日に占める日照のある時間の割合を示す図。 一日分のデータを数日にわたって連結した状態を示す図。 フィルタの通過域と入力のスペクトルとの関係を示す図。 入力データの加工例と対応するスペクトルとの関係を示す図。 入力データの加工例と対応するスペクトルとの関係を示す図。 入力データの加工例と対応するスペクトルとの関係を示す図。 フィルタを用いる具体的構成例を示す図 天候を選択した場合の無効電力Ｑ切片と天候を選択せずにヒストグラムを用いた無効電力Ｑ切片を比較して示す図。 無効電力Ｑ切片から求めた時間帯毎の太陽光発電装置ＰＶ出力累積頻度を示す図。 差分時間の設定の際に使用する画面の例を示す図。 差分時間の設定値の影響を示す図。

以下図面を用いて、本発明の実施例を説明する。

図１は、本発明の実施例で前提とした電力系統の概略構成を示す図である。

図１に示すように、電力の主要な流れとしては、発電所１０１にて発電された電力は送電線１０４を経由し、いくつかの電圧階級の変電所１０２を経て、配電系統１０５に送電される。配電系統１０５には、大口需要家１０６、小口需要家１０７、太陽光発電装置ＰＶなどが配置されている。また変電所１０２出口を含む複数の計測点１０３で、有効電力Ｐや無効電力Ｑを計測している。

係る電力系統において、太陽光発電装置ＰＶなどの分散電源が導入される前は、大口需要家１０６や小口需要家１０７による負荷を計測することができていた。然るに近年では、太陽光発電装置ＰＶが配電系統１０５などにも多数導入されつつあるため、需要家の負荷を正しく把握するには、何等かの方法で太陽光発電装置ＰＶの発電量を取得する必要がある。

しかし、広範囲に分布し、大小様々な容量の全ての太陽光発電装置ＰＶの発電量を、リアルタイムで継続的に把握し続けることは、コスト的に現実的ではない。よって、需要家の負荷と混合された状態で、計測点１０３で計測される潮流値のみから、太陽光発電装置ＰＶの発電量を推定する方式が望まれている。

太陽光発電装置ＰＶの発電量を正確に推定することで、日射の急減に備えた火力発電等の調整力を必要十分な値とすることができ、コスト面で有利となる。また、太陽光発電装置ＰＶの発電量を正確に推定できれば、実際の負荷の値も知ることができるため、太陽光発電装置ＰＶの解列時等に適切な再閉路動作を実施することが可能となる。また、配電線や電圧調整機器の計画的な設備投資のための、正確な基礎データを得ることが出来る。

図２は、図１の変電所１０２出口の計測点１０３で計測した潮流（有効電力Ｐや無効電力Ｑ）から太陽光発電装置ＰＶの発電量を推定する太陽光発電装置の発電量推定装置の概略構成を示している。

図２に示す太陽光発電装置の発電量推定装置２００は、計測情報の分析による分離情報生成部２０１、潮流計測値取得部２０２、太陽光発電装置発電量推定部２０３、太陽光発電装置、負荷変動成分分離部２０４、太陽光発電装置出力推定用所定数算出部２０５、時間帯／日種別管理部２１０により構成されている。

まず、潮流計測値取得部２０２では、変電所１０２出口の計測点１０３で計測した潮流の計測値（有効電力Ｐ、無効電力Ｑなど）を取得する。これらの測定は適宜の周期で同期して行われ、時刻情報と共に入力される。

次に、計測情報の分析による分離情報生成部２０１では、取得した潮流の計測値（有効電力Ｐ、無効電力Ｑ）に分析処理を施す。分析処理の目的は、取得した有効電力Ｐ、無効電力Ｑの測定値の変動が、太陽光発電装置ＰＶによるものか、需要家の負荷によるものかの分離を行うための基礎データを得ることである。

次に、太陽光発電装置、負荷変動成分分離部２０４において、計測情報の分析による分離情報生成部２０１からの分離情報と、潮流計測値取得部２０２からの潮流計測値を用い、太陽光発電装置ＰＶ出力と負荷の変動成分分離を行う。具体的には、有効電力Ｐ−無効電力Ｑ平面上で、潮流値の軌跡のなす角度の違いとして分離する。

分離の結果を用いて、太陽光発電装置ＰＶ出力推定用所定数算出部２０５にて、太陽光発電装置出力推定用の諸定数を算出する。諸定数とは、太陽光発電装置出力の変動の有効電力Ｐ−無効電力Ｑ平面上での傾き（力率）、需要家負荷の変動の有効電力Ｐ−無効電力Ｑ平面上での傾き（力率）などである。また、需要家負荷の変動の有効電力Ｐ−無効電力Ｑ平面上での無効電力Ｑ切片あるいは有効電力Ｐ切片など、有効電力Ｐ−無効電力Ｑ平面上での直線を決定できる情報を加えても良い。直線以外に、次数の低い緩やかな曲線を決定できる情報としても良い。また負荷による負荷特性を得る情報としても良い。

最後に、太陽光発電装置発電量推定部２０３にて、潮流計測値取得部２０２からの潮流計測値と、太陽光発電装置出力推定用所定数算出部２０５からの太陽光発電装置出力推定用の諸定数を用い、太陽光発電装置発電量の推定を行う。

上記一連の推定用諸定数の算出、及び推定作業は、時間帯・日種別管理部２１０の制御下で、例えば３０分間隔などの時間帯毎、平日や休日或いは特異日などの日種別毎に処理する。

尚、太陽光発電装置出力推定用の諸定数作成処理部４０１は、太陽光発電装置出力推定用の諸定数を作成するための一連の機能の範囲を示している。

上記本発明に係る電力系統の力率推定装置は、要するに、「負荷及び太陽光発電装置を含む電力系統における力率を推定するための電力系統の力率推定装置（太陽光発電装置出力推定用諸定数作成処理部４０１）であって、
電力系統における有効電力と無効電力を入力する入力手段（潮流計測値取得部２０２）から有効電力と無効電力を得、その時間差分である有効電力差分と無効電力差分で定まる有効電力差分―無効電力差分平面上において、複数時刻で検出した複数の有効電力差分と無効電力差分の組の発生頻度を得る第１の手段（計測情報の分析による分離情報生成部２０１）と、所定の発生頻度閾値以上となる前記有効電力差分と無効電力差分の組である第１の群と、所定の発生頻度閾値以下となる前記有効電力差分と無効電力差分の組である第２の群とを求める第２の手段（太陽光発電装置、負荷変動成分分離部２０４）と、有効電力差分―無効電力差分平面上において、前記第１の群が示す方向から前記負荷による有効電力―無効電力平面上における第１の角度を求める第３の手段（有効電力Ｐ−無効電力Ｑ平面上での負荷変動方向算出部４１５）と、有効電力差分―無効電力差分平面上において、前記第２の群が示す方向から前記太陽光発電装置による有効電力―無効電力平面上における第２の角度を求める第４の手段（有効電力Ｐ−無効電力Ｑ平面上での太陽光発電装置出力変動方向算出部４１７）を備えることを特徴とする電力系統の力率推定装置。」としたものである。

さらには、以下の実施例に示すように、「有効電力―無効電力平面上において、入力した有効電力と無効電力が示す位置から前記第１の角度の方向に延伸する線分について当該線分が前記有効電力―無効電力平面の無効電力軸と接する切片を入力した有効電力と無効電力の複数の組について求め、無効電力軸と接する切片の最大値と前記第１の角度から前記負荷による負荷特性を得る第５の手段（太陽光発電装置出力推定用所定数算出部２０５）を備えることを特徴とする電力系統の力率推定装置。」としたものである。

実施例２では、太陽光発電装置出力推定用の諸定数作成処理部４０１について詳細に説明する。図３は太陽光発電装置出力推定用の諸定数作成処理部４０１の具体構成例を示す図である。

図２に示した諸定数作成処理部４０１は、計測情報の分析による分離情報生成部２０１と、太陽光発電装置、負荷変動成分分離部２０４と、太陽光発電装置ＰＶ出力推定用所定数算出部２０５により構成されている。

図３では、これら各機能はさらに詳細に示されている。例えば、計測情報の分析による分離情報生成部２０１は、差分時間調整部４１０、時間差分化部４１１、２次元ヒストグラム作成部４１２、有効電力差分ΔＰ、無効電力差分ΔＱの２次元ヒストグラム格納部４１３、有効電力差分ΔＰ、無効電力差分ΔＱ標本データ格納部４１８により構成されている。

太陽光発電装置、負荷変動成分分離部２０４は、２次元ヒストグラムの度数の閾値処理部４１４、非ゼロ度数となる階級の分布状況作成部４１６により構成されている。太陽光発電装置出力推定用所定数算出部２０５は、有効電力Ｐ−無効電力Ｑ平面上での負荷の変動方向算出部４１５と、有効電力Ｐ−無効電力Ｑ平面上での太陽光発電装置出力の変動方向算出部４１７より構成されている。

最初に計測情報の分析による分離情報生成部２０１について説明する。まず時間差分化４１１部では、潮流計測値取得部２０２から入力された、有効電力Ｐ、無効電力Ｑの時系列の計測値を時間差分化し、有効電力差分ΔＰ、無効電力差分ΔＱを得る。なお、時間差分化する際の時間差は、差分時間調整部４１０により適宜調整し、設定される。差分時間化データを用い、２次元ヒストグラム作成部４１２では有効電力差分ΔＰ、無効電力差分ΔＱの各々を所定の区間で階級化した２次元ヒストグラムを作成する。作成結果は、有効電力差分ΔＰ、無効電力差分ΔＱの２次元ヒストグラム格納部４１３に格納される。

２次元ヒストグラム作成部４１２で作成され、２次元ヒストグラム格納部４１３に格納された２次元ヒストグラムの形状を、鳥瞰図で模式的に示した例を図５に示す。図５の横軸は有効電力差分ΔＰ、奥行方向の軸は無効電力差分ΔＱ、上下方向の軸は発生頻度である。この鳥瞰図によれば、有効電力差分ΔＰと無効電力差分ΔＱによる２次元ヒストグラムを、発生頻度の観点で３次元化し、鳥瞰図として表記している。図５では、鳥瞰図化するに当たり、縦軸の発生頻度について予め閾値６５２を設定し、閾値以下のヒストグラム６６３と閾値以上のヒストグラム６６２に分離して示している。これによれば、閾値以下のヒストグラム６６３は有効電力差分ΔＰ―無効電力差分ΔＱ平面の広範囲に分布する四角形状の領域を示し、閾値以上のヒストグラム６６２では原点付近で所定方向に沿って分布する領域を示すことが理解できる。

同様に、図６は、２次元ヒストグラムの度数を等高線で模式的に示した例である。図６は、図５の２つの領域６６２、６６３を有効電力差分ΔＰ−無効電力差分ΔＱ平面上に投影して示している。図６において、６６２は、度数が閾値６５２を超えた階級値の分布を示すコンタである。同コンタの軸の角度６６５が、需要家の負荷の有効電力差分ΔＰ−無効電力差分ΔＱ平面上での変動方向である。また、６６３は、階級値が非０となる領域を示すコンタであり、同コンタが形成する平行四辺形のうち、角度６６５と平行でない辺の角度６６７が、太陽光発電装置出力の有効電力差分ΔＰ−無効電力差分ΔＱ平面上での変動方向である。

２次元ヒストグラム化したデータについての以上の傾向を踏まえ、実際の処理においては次に、２次元ヒストグラム度数閾値処理部４１４にて閾値処理する。具体的には、度数が所定の閾値を超える階級を抽出する。抽出した階級を２次元ヒストグラム度数閾値処理部４１４の出力とする。もしくは、抽出した階級に属する有効電力差分ΔＰ、無効電力差分ΔＱの個別の標本データを、有効電力差分ΔＰ、無効電力差分ΔＱ標本データ格納部４１８より検索し、２次元ヒストグラム度数閾値処理部４１４の出力としてもよい。

有効電力Ｐ−無効電力Ｑ平面上での負荷の変動方向算出部４１５では、２次元ヒストグラム度数閾値処理部４１４にて抽出した２次元ヒストグラムの階級値、もしくは同階級に属する有効電力差分ΔＰ、無効電力差分ΔＱの個別の標本データに対し、有効電力Ｐ−無効電力Ｑ平面上での変動方向を算出する。具体的には、抽出した階級値もしくは、有効電力差分ΔＰ、無効電力差分ΔＱの個別の標本データをΔＰ_Ｌ、ΔＱ_Ｌとすると、ｔａｎ^−１（ΔＱ_Ｌ／ΔＰ_Ｌ）を演算することにより、有効電力Ｐ−無効電力Ｑ平面上での負荷の変動方向が算出できる。２次元ヒストグラム度数閾値処理部４１４、負荷の変動方向算出部４１５の処理で負荷の変動方向を検出できる理由は、需要家の負荷の変動は、太陽光発電装置出力に起因する変動と比較すると、高頻度かつ変動幅が小さい特徴を有するためである。これは、需要家の負荷の変動が個々の誘導電動機の起動停止などの要素で構成されているためと考えらえる。

よって、有効電力差分ΔＰ、無効電力差分ΔＱの変動範囲の小ささと、頻度の多さから、需要家負荷の変動成分は、有効電力差分ΔＰ、無効電力差分ΔＱの各々を所定の区間で階級化した有効電力差分ΔＰ、無効電力差分ΔＱの２次元ヒストグラム上で、特定の階級への度数の集積が生じる。

一方太陽光発電装置出力の変動は、日射量の変動に起因しているため、潮流計測値取得部２０２の配下に連系されている太陽光発電装置ＰＶがある程度同期して変動する。加えて、配電系統の運用や制御で考慮すべき、太陽光発電装置ＰＶは、ＭＷクラスの容量のものが多いため、潮流の変動幅としては大きなものとなる。よって、有効電力差分ΔＰ、無効電力差分ΔＱの２次元ヒストグラム上で、太陽光発電装置ＰＶに起因する変動成分は、幅広い階級にわたり分散する傾向となる。また時間あたりの変化量が大きいことも寄与し、太陽光発電装置ＰＶによる変動成分は、２次元ヒストグラム上では低頻度で分布することになる。よって、頻度に閾値を設けることで、需要家負荷の変動に起因する階級と、太陽光発電装置ＰＶ出力の変動に起因する階級とを分離できる。逆に、同閾値は、上記負荷変動と太陽光発電装置ＰＶ出力の変動とを分離できる値に設定する。但し、両者の変動に起因する度数には、明確に差があるため、最頻値６５１の１０％−７０％など、広い範囲に設定できる。尚、高頻度の階級には、厳密には太陽光発電装置ＰＶ出力の変動による成分も含まれるが、頻度の差が著しいため、実用上無視できる。

次に、太陽光発電装置ＰＶ出力の変動方向をもとめる。この処理のため、非ゼロ度数となる階級の分布状況作成部４１６と、有効電力Ｐ−無効電力Ｑ平面上での太陽光発電装置ＰＶ出力の変動方向算出部４１７を用いる。非ゼロ度数となる階級の分布状況作成部４１６は、有効電力差分ΔＰ、無効電力差分ΔＱの２次元ヒストグラムのうち、階級値が０でない階級の分布形状から、有効電力Ｐ−無効電力Ｑ平面上での太陽光発電装置ＰＶ出力の変動方向を算出する。具体的には、上記非０の領域の輪郭が形成する平行四辺形のうち、前記需要家の負荷の変動方向と平行でない辺の傾きが太陽光発電装置ＰＶ出力の変動方向となる。同傾きの検出には、非０領域の分布を二値化した上で、例えばハフ変換などを用いてもよい。あるいは、非０領域と０領域との境界部を、上記辺の傾きとして検出しても良い
上記により、需要家の負荷と太陽光発電装置ＰＶ出力の、有効電力Ｐ−無効電力Ｑ平面上での変動の方向が求められた。これらの値と、現在の有効電力Ｐ−無効電力Ｑ計測値を用い、太陽光発電装置発電量推定部２０３にて、太陽光発電装置ＰＶ発電量を算出する。太陽光発電装置発電量推定部２０３の演算例として、例えば非特許文献１に記載の手法が適用できる。需要家の負荷による有効電力Ｐ−無効電力Ｑ平面上での傾き以外に、無効電力Ｑ切片がわかれば、特許文献１の手法も適用できる。無効電力Ｑ切片の求め方は、後述の実施例３で述べる。

なお、時間差分化部４１１で時間差分を算出する際に使用する、差分時間の設定値は、固定でもよく、また差分時間調整部４１０を用いて可変としてもよい。差分時間を可変とする場合、電灯負荷（力率が１に近い）による変動と動力負荷（力率が１より遅れ側が多い）による変動のうち、後者を特によく検出できる値に設定するとよい。

具体的には、電灯負荷による変動は比較的短い周期で変動する場合が多いのに対し、動力負荷による変動は比較的長い周期で変動する性質を利用する。インバータ類を含む電灯負荷は、消費電力が小さい機器が多く、その変動周期は比較的短い。一方、誘導電動機などを含む動力負荷は、工場の操業開始や一時休憩、操業終了などを契機とし、比較的同期したタイミングで、有効電力Ｐ−無効電力Ｑ平面上で特定の方向に変化する。これは、誘導電動機に代表される動力機器が、有効電力に加え無効電力も消費するためである。動力負荷の上記のような特性から、比較的長い周期の差分をとることで、動力負荷による有効電力Ｐ−無効電力Ｑ平面上での変動方向を検出することが出来るようになる。

図４は、図３に示した実施例における、諸定数作成処理４０１の処理フローを示す図である。

図４の最初の処理ステップであるＳ３１１では、潮流計測値を入力する。

処理ステップＳ３１２では時間差分化の処理を行う。具体的には、有効電力Ｐや無効電力Ｑが潮流データとして計測されるが、処理ステップＳ３１２で時間差分化された有効電力差分ΔＰ、無効電力差分ΔＱに変換する。変換後の有効電力差分ΔＰ、無効電力差分ΔＱの値は、後処理の処理ステップＳ３１７で使用する場合、有効電力差分ΔＰ、無効電力差分ΔＱ標本データ格納部４１８に格納する。また、差分化する際の時間差（差分時間）は、図示しない外部の手段を用い、適宜変更出来るようにしても良い。上記差分時間の変更は、系統によって異なる方式をとる構成としてもよい。

次に処理ステップＳ３１３では、有効電力差分ΔＰ、無効電力差分ΔＱを所定の区間で分割した階級で構成される二次元のヒストグラムを求める。求めたヒストグラムは２次元ヒストグラム格納部４１３に格納する。

処理ステップＳ３１４では、集計する単位が終了したか否かの判定を行う。終了しない場合は、処理ステップＳ３１１に戻る。集計する単位としては、例えば毎正時から３０分間、毎正時＋３０分から３０分間など、電力系統の負荷状況の変化（デマンド制御等に由来）の程度に合わせた構成とすると、推定用係数の作成に好適である。また、午前１０時や正午、午後３時前後で、動力負荷が急変する特性に合わせ、適宜より短い集計単位を採用しても良い。

次に処理ステップＳ３１５では、二次元ヒストグラムの最頻値を算出する。

処理ステップＳ３１６では、最頻値を基準に、１０％〜７０％の位置などに閾値を算出する。

処理ステップＳ３１７では、閾値を超過した階級値、もしくは左記階級に属する標本値を有効電力差分ΔＰ、無効電力差分ΔＱ標本データ格納部４１８から抽出する。

処理ステップＳ３１８では、階級値もしくは標本値を用い、負荷の有効電力Ｐ−無効電力Ｑ平面上での変動方向を算出する。算出結果は太陽光発電装置発電量推定部２０３へ出力する。

処理ステップＳ３１９では二次元ヒストグラムにおいて、度数が非０となる階級を、二次元の領域として抽出する。

処理ステップＳ３２０では、上記領域を概略平行四辺形とみなし、処理ステップＳ３１８で算出した負荷の変動方向と平行とならない辺の角度を、太陽光発電装置の有効電力Ｐ−無効電力Ｑ平面上での変動方向として算出する。算出結果は太陽光発電装置発電量推定部２０３へ出力する。

実施例３では、無効電力Ｑ切片の求め方について図７などを用いて説明する。

図７は無効電力Ｑ切片の求め方の例を示す図である。図７では、有効電力Ｐ−無効電力Ｑ平面の第４象限に、大口需要家１０６や小口需要家１０７による負荷が示す負荷特性６５５が右上方に向かう方向に例示されている。なお、実施例２までの処理段階においては、負荷特性６５５の角度６６５のみが求められており、負荷特性６５５と、その無効電力Ｑ切片は知られていない。

これに対して、この時点で得られているデータは、太陽光発電装置ＰＶの出力も含むデータであり、計測点１０３で計測された潮流データの計測値（Ｐｍ（ｔ）、Ｑｍ（ｔ））である。この座標が図７の有効電力Ｐ−無効電力Ｑ平面の第４象限の６５７であるとする。従って、この時の負荷特性は、座標（Ｐｍ（ｔ）、Ｑｍ（ｔ））を通り角度６６５を有する特性６５５ｍのようになっていると考えることができる。またこの無効電力Ｑ切片は、無効電力Ｑ軸上の６５８であり、その座標は（０（ｔ）、Ｑ０（ｔ））である。

このように、ある時刻に計測された潮流データの計測値（Ｐｍ（ｔ）、Ｑｍ（ｔ））から、このときの無効電力Ｑ切片を求めることは可能であるが、実際には太陽光発電装置ＰＶの出力変動により座標（Ｐｍ（ｔ）、Ｑｍ（ｔ））は、１日の中で変動し、一意に定めることができない。このことは、これだけでは、大口需要家１０６や小口需要家１０７による負荷が示す負荷特性６５５の無効電力Ｑ切片が求められないことを意味している。

そこで本発明においては、計測し求められた無効電力Ｑ切片について、その発生頻度を求める。図７において特性６５９は累積頻度の分布を示している。累積頻度の分布特性６５９について、その分布の下限付近が負荷特性６５５の無効電力Ｑ切片６５６である。上記で下限付近としたのは、累積頻度の分布６５９には、太陽光発電装置ＰＶに起因する変動成分６７０と、需要家の負荷に起因する変動成分６６９が混合しているためである。この混合は、太陽光発電装置ＰＶに起因する変動成分６７０と需要家の負荷に起因する変動成分６６９の両者に相関が無いと仮定すると、畳み込み演算となる。よって、需要家の負荷に起因する変動成分６６９の形状がわかる場合は、逆畳み込み演算により、純粋に太陽光発電装置ＰＶに起因する変動成分６７０を求めることが出来る。

かくして無効電力Ｑ切片６５６が特定できれば、大口需要家１０６や小口需要家１０７による負荷が示す負荷特性６５５は、無効電力Ｑ切片６５６と角度６６５のデータで特定される一意の特性として確定することができる。種々の天候を含むより多くの測定データに関し累積頻度の分布６５９を求めれば、上記演算により、負荷特性のＱ切片６５６をより正確に求めることが出来る。

次に、図１８を用い、無効電力Ｑ切片を求めるに際して、ヒストグラムを用いる場合の利点を示す。図１８の上には、雨天など、天候を選択した場合の、無効電力Ｑ切片の標本値６８０の分布例を示している。天候を選択した場合、これらを平均化して、無効電力Ｑ切片とすると考えられる。しかし、雨や曇りの日においても、照度にはばらつきがあるため、選択した天候の日が、比較的照度が高い日である可能性もある。また、無効電力Ｑ切片の分布形状を考慮せずに平均化した場合、算出される無効電力Ｑ切片の誤差が大きくなると考えられる。

図１８の下には、ヒストグラムを用いる場合を示しており、分布形状を考慮して無効電力Ｑ切片を求めることが可能となる。加えて、類似の他所の分布形状との比較で、分布形状が相似形かつ滑らであることを判定することで、サンプル数が十分か否かの情報をえることが可能となる。また、負荷変動の分布形状を逆畳み込み演算することで、負荷変動の影響軽減も可能となる。

次に図８を用いて、連系された太陽光発電装置ＰＶの最大出力を求める例について説明する。電力系統に連系された太陽光発電装置ＰＶの最大出力は、電力系統を制御する上で重要な指標のひとつである。連系された太陽光発電装置ＰＶの定格値に適宜係数をかけて太陽光発電装置ＰＶの最大出力を求める手法との違いは、太陽光発電装置ＰＶの傾斜角や方位角、太陽光発電装置ＰＶから見込む視野中の障害物の状況、力率値などに応じた、実際の合計出力を、時刻断面毎に求めることが出来る点である。

上記を求める手順としては、図７の累積頻度の分布６５９の上限付近又は、図８の太陽光発電装置ＰＶに起因する変動成分６７０の分布範囲の上限付近、又は太陽光発電装置ＰＶ変動による分布範囲の上限付近から、太陽光発電装置ＰＶ出力の有効電力差分ΔＰ―無効電力差分ΔＱ平面上での変動方向６６７に平行な線を負荷特性６５５上に下した交点６７２に対応する有効電力Ｐ軸の値６７３が連系された太陽光発電装置ＰＶの最大出力である。上記最大出力は、通常時間帯や平日や休日などの日種毎に格納される。

図１９は、平日の晴天時のデータにつき、無効電力Ｑ切片の累積頻度から太陽光発電装置ＰＶ出力に変換した結果である。上記には、負荷特性上にのらない電灯負荷等の変動成分を含んでいるものの、時間帯毎のピークを結ぶことで、およそ太陽光発電装置ＰＶ出力の時間帯毎の変動の様子がとらえられる。これらの太陽光発電装置ＰＶ出力と、太陽光発電装置発電推定部２０３からの出力を比較することで、太陽光発電装置出力推定用所定数算出部２０５で算出した太陽光発電装置ＰＶ出力推定用所定数の妥当性を確認でき、信頼性を向上させることができる。

次に、図９を用いて、フィルタを用いて太陽光発電装置ＰＶ出力の有効電力差分ΔＰ―無効電力差分ΔＱ平面上での変動方向６６７（図７）を求める方法を説明する。

図９と図３の太陽光発電装置、負荷変動成分分離部２０４を比較して明らかなように、図９では図３の２次元ヒストグラムの度数の閾値処理部４１４を、高域通過フィルタ処理部４１９により構成する例を示している。フィルタには、主に高域通過フィルタＨＰＦ（Ｈｉｇｈ Ｐａｓｓ Ｆｉｌｔｅｒ）４１９を用いるが、所定の低周波成分を除去でき、かつ太陽光発電装置ＰＶによる主な変動成分を通過させうる構成であれば、帯域通過フィルタでも同様に適用できる。

次に、図１０、図１１を用いてフィルタの使用目的を説明する。

図１０は、計測値に高域通過フィルタ処理を行う前後の潮流計測値の時系列データを示している。左側がフィルタ処理前の時系列データ波形、右側がフィルタ処理前の波形である。フィルタ処理前の波形において、実線は、太陽光発電装置ＰＶの出力の一日分（日照のある時間帯）の変化を示している。以降の説明では、代表して有効電力Ｐのみのプロットで示すが、潮流データとしては、無効電力Ｑも対応して計測しているものとする。また潮流計測値には負荷の潮流も重畳して計測されるが，後述の窓関数処理により，日照のある時間帯以外の値は抑圧されるため，同図のように正弦波に似た時系列データとして簡易的に図示する。

ここで、太陽光発電装置ＰＶの出力は、太陽光発電装置ＰＶのパネル装置（図示せず）と、主に日射の入射角の時間的な相対変化に起因し、およそ半日程度の周期で、半周期分変化する。つぎに左側に示すように、高域通過フィルタＨＰＦを適用することで、周期成分を除去し、短時間の入射光量の変化による変動成分のみが抽出される。

図１１は、高域通過フィルタＨＰＦ処理前（左）と処理後（右）それぞれに関し、有効電力差分ΔＰと無効電力差分ΔＱを、有効電力差分ΔＰ−無効電力差分ΔＱ平面上でプロットしたものである。

高域通過フィルタＨＰＦ処理を行わない場合、潮流データに重畳した負荷の変動により、図１１（左）のように、プロットの変動方向は負荷変動の影響を受ける。よって、太陽光発電装置ＰＶの変動方向のみを抽出することはできない。一方、高域通過フィルタＨＰＦ処理後では、図１１（右）のように、主に太陽光発電装置ＰＶの変動成分のみを抽出でき、単純に（ΔＱ／ΔＰ）の逆正接を平均化することで、太陽光発電装置ＰＶ出力の有効電力差分ΔＰ―無効電力差分ΔＱ平面上での変動方向６６７に対応した値を算出することができるようになる。

ここで単純に、潮流データ（Ｐ、Ｑ計測値）に対し、高域通過フィルタＨＰＦ処理を行っても良いが、以降説明する操作を加えることで、より精度よく太陽光発電装置ＰＶ出力の有効電力Ｐ−無効電力Ｑ平面上での変動方向を求めることが出来るようになる。

まず、図１２に負荷と太陽光発電装置ＰＶ出力の一日分、２４時間の変動を示す。図１２の左側には、時間ｔ（横軸）に対する負荷６７５（縦軸：有効電力Ｐまたは無効電力Ｑ）の変動を示し、図１２の右側には、時間ｔ（横軸）に対する太陽光発電装置出力６７６（縦軸：有効電力Ｐまたは無効電力Ｑ）の変動を示している。負荷６７５から、太陽光発電装置出力６７６を減じたものが、潮流データとして計測される。なお太陽光発電装置出力６７６は、高周波数変動成分を含む。

他方、太陽光発電装置ＰＶ出力の有効電力Ｐ−無効電力Ｑ平面上での変動方向を求めるには、日照のある時間帯（例えば午前６時から午後６時）のみを処理対象とすればよい。図１３は、一日に占める日照のある時間の割合を示す図であり、処理対象を図１３に示すように、一日に占める日照のある時間のみに限定する。図１３でＴ_ＰＶとした時間帯が日照のある時間帯である。日照のある時間帯Ｔ_ＰＶの長さや始点・終点は、季節や緯度、同一タイムゾーン中での経度により変化する。ここでは、同一季節で同一箇所を仮定し説明する。また、以降の図では、太陽光発電装置ＰＶの出力のみを記載するが、実際は、前述のように、負荷から太陽光発電装置ＰＶの出力を減じたものが処理対象である。しかし、日照のある時間帯Ｔ_ＰＶに従ったウィンドウ処理を施すことで、太陽光発電装置ＰＶの出力が小さい日照のある時間帯Ｔ_ＰＶの始点及び終点付近での、負荷の変動成分の影響を少なくすることが出来る。同様にウィンドウ処理は、後述する連結データを処理する際に、連結部でのデータ不連続に起因する高周波成分の発生を防止できる。

図１４は、一日分のデータを数日にわたって連結したものである。ｎ日分の連結データを処理の対象とすることで、一日周期のスペクトルがｎ番目のスペクトルまで移動し、１日分のみを処理対象とする場合と比較し、フィルタ特性の要求を下げることが出来る。

図１５は、フィルタの通過域と入力のスペクトルとの関係を示す図である。同図横軸は周波数、縦軸は、フィルタのゲイン（利得）及び入力データのスペクトル強度である（いずれも相対値）。６７９は、フィルタの通過域である。フィルタゲインが０か、又はごく低い箇所に、前記一日分の変動に対応する入力データ（有効電力Ｐ及び無効電力Ｑの計測値）のスペクトルが入るよう、フィルタもしくは入力データを調整すると、太陽光発電装置ＰＶ出力の有効電力Ｐ−無効電力Ｑ平面上での変動方向を精度よく求めることが出来る。図１５で、例えばｐｅａｋ１の位置にあるスペクトルは、相当程度除去できる。よって、前記一日分の変動のスペクトルをｐｅａｋ１のような位置にすることが理想である。また、ｐｅａｋ３や４の位置に一日分の変動のスペクトルがある場合、太陽光発電装置ＰＶ出力の有効電力Ｐ−無効電力Ｑ平面上での変動方向を正しく求めることが出来なくなることが予想される。また、ｐｅａｋ２の位置にある場合、太陽光発電装置ＰＶ出力の有効電力Ｐ−無効電力Ｑ平面上での変動方向の算出精度が低下する。

ここで、除去の対象である一日周期の変動を、急峻に濾過できるフィルタ特性を作成することは、一般に困難である。そこで、入力データをあらかじめ加工することで、フィルタへの要求性能を下げることが出来る。

次に図１６ａ、図１６ｂ、図１６ｃを用いて、入力データの加工例と対応するスペクトルとの関係を説明する。これらの図において左側には、入力する数日分のデータ（太陽光発電装置ＰＶ出力を含む潮流データの時間変動情報）の加工例、右側にはこのときの対応するスペクトルを示している。

図１６ａに示した最初の入力データ加工例は、日照のある時間帯Ｔ_ＰＶの区間のみを抽出して、数日分の入力データを連続して並べるものである。この方式の利点は、スペクトルの分析に高速フーリエ変換（ＦＦＴ）などを用いた場合に、変換に使用するデータ長を短くできる点であるというものである。よって、変換のデータ長の増加に伴うバタフライ演算による精度の劣化を緩和できる。しかし、左側の入力データに対応するスペクトルは右側のようになり、主なスペクトルの成分が２倍の高調波２ｆ１となってしまう。ここで、周波数ｆ１は、１／（２＊Ｔ_ＰＶ）である。よって図１６ａ左側のような入力を使用する場合、高域通過フィルタのカットオフ周波数を高い周波数側に変える等の対策が必要になる。この対策による副作用は太陽光発電装置ＰＶ出力の有効電力Ｐ−無効電力Ｑ平面上での変動方向の算出精度の劣化である。

次に図１６ｂのように入力を加工した場合の利点を説明する。この入力加工例は、入力データを日照のある時間帯Ｔ_ＰＶの間隔をあけ、並べるものである。本入力データ加工例に対応するスペクトルでは、主要なスペクトルのピークは周波数ｆ１の位置に移動するため、高域通過フィルタＨＰＦによる濾波性能の向上を期待できる。しかし、間隔Ｔ_ＰＶ毎の連結部において、不連続部が残存するため、２ｆ１の位置に高調波成分のスペクトルが残存する。よって、太陽光発電装置ＰＶ出力の有効電力Ｐ−無効電力Ｑ平面上での変動方向の算出精度に影響を与えうる。

次に図１６ｃのように入力を加工した場合の利点を説明する。この入力加工例は入力データを日照のある時間帯Ｔ_ＰＶ毎に反転させ、並べるものである。本入力データ加工例に対応するスペクトルでは、主要なスペクトルのピークはｆ１の位置で変わらないため、図１６ｂの場合と同様に高域通過フィルＨＰＦによる濾波性能の向上を期待できる。一方、間隔Ｔ_ＰＶ毎の連結部における不連続部の影響が少なくなり、２ｆ１の高調波成分のスペクトルが殆ど発生しなくなる。よって、太陽光発電装置ＰＶ出力の有効電力Ｐ−無効電力Ｑ平面上での変動方向の算出精度が向上することを期待できる。

次に、図１７を用いフィルタを用いる具体的構成例を示す。本例は、図２の一部、及び図９の構成を具体化したものである。

図１７の処理例では、まず太陽光発電装置ＰＶ出力推定用の諸定数作成処理部４０１に潮流計測値取得部２０２から潮流データを入力する。諸定数作成処理部４０１内部では、最初に切り出し処理部４２１に入力され、日照のある時間帯Ｔ_ＰＶ単位で切り分けられる。日照のある時間帯Ｔ_ＰＶの値は、季節を通じて固定値としても良い。緯度がある程度高い地域など、日照時間の季節変動が大きな地域では、周期設定部４２２にて図示しないカレンダー値の入力及び、カレンダー値に対応した日照のある時間帯の始期及び終期を用い、切り出しの区間を決定しても良い。

窓関数処理部４２３では、ハン窓などを用い、区間の接続部での不連続点の発生を防止するとともに、日照のある時間帯Ｔ_ＰＶ区間の中央部以外の箇所で、太陽光発電装置ＰＶ出力の変動以外の潮流変動要因の影響を軽減する。連結部４２４では、必要に応じ、反転や０補填等を行う。

高域通過フィルタ部４１９では、必要に応じ周期設定部４２２からの日照時間長の変化に応じ、カットオフ周波数を変える。これは、抑圧したい周波数であるｆ１は、１／（２＊Ｔ_ＰＶ）のように、周期Ｔ_ＰＶによって変化するため、カットオフ周波数を日照のある時間帯Ｔ_ＰＶに依存して調整することで、太陽光発電装置ＰＶ出力の有効電力Ｐ−無効電力Ｑ平面上での変動方向の算出精度を向上させることが期待できる。

有効電力Ｐ−無効電力Ｑ平面上での太陽光発電装置ＰＶ出力の変動方向算出部４１７以降の処理は、他の実施例と同様である。

実施例５では、有効電力・無効電力の時間差分である有効電力差分ΔＰ、無効電力差分ΔＱについて、差分時間を設定する例を示す。

図２１は、差分時間の設定値の影響を示す図である。同図の６６２−２は、差分時間を過小に設定した場合の度数が閾値を超えた階級値の分布を示すコンタである。同じく６６３−２は、差分時間を過小に設定した場合の階級値が非０となる領域を示すコンタである。差分時間を過小に設定すると、有効電力Ｐと無効電力Ｑの変化が負荷特性上にのる一般的な動力負荷（無効電力を消費する誘導電動機などが含まれる）の変化分ではなく、電灯負荷やインバータを介した負荷等、力率が１に近い変動成分の影響を受けやすくなる。

差分時間を徐々に延ばしていくと、ある差分時間以上から、負荷特性にのる動力負荷の変動を検出できるようになる。よって、上記負荷特性にのる最低限の差分時間を適用すると、負荷や太陽光発電装置ＰＶ出力の有効電力Ｐ−無効電力Ｑ平面上での変動方向検出の時間分解能と、前記力率が１に近い変動成分の除去の両立を図ることができる。

図２０は差分時間の設定の際に使用する画面の例である。適切な差分時間は、系統毎に異なる可能性があるため、系統を選択できるようにする。これは、系統によって、動力負荷を多用する大口需要家の負荷と電灯負荷を多用する力率が１に近い負荷の割合が変わるためである。

系統の選択の際は、バンクやフィーダーなどの階層を適宜切り替えて選択できるようにしても良い。

次に、差分時間を、秒や分、あるいは潮流計測データのサンプリング時間の倍数等の単位で設定する。設定に際しては、自動の項目があっても良い。これは、前述のように、差分時間を徐々に延ばしていくと、ある値で一定に達する場合があるためである。

適切な差分時間が、時間帯毎に異なる場合に備え、時間帯の選択を行えるようにしても良い。加えて、曜日ごとに選択を行えるようにしても良い。曜日は平日と土曜、日曜の区分けでもよい。負荷の面で支配的な大口需要家のある系統では、特定需要家の操業の有無毎に設定できるようにしても良い。

大型連休のように特別に軽負荷となる日や夏季の高温時などの重負荷となる日、その他の特異日毎に設定できるようにしても良い。

また必要に応じ、過去のデータを用いて、新しい設定値を使用した場合のヒストグラムやヒストグラムのコンタなどを表示しても良い。左記表示は新旧設定値を比較できるように、両設定値での結果を並べて表示しても良い。

１０１：発電所
１０２：変電所
１０３：計測点
１０４：送電線
１０５：配電線
１０６：大口需要家
１０７：小口需要家
ＰＶ：太陽光発電装置
２００：太陽光発電装置の発電量推定装置
２０１：計測情報の分析による分離情報生成部
２０２：潮流計測値取得部
２０３：太陽光発電装置発電量推定部
２０４：太陽光発電装置、負荷変動成分分離部
２０５：太陽光発電装置出力推定用所定数算出部
２１０：時間帯、日種別管理部
４０１：太陽光発電装置出力推定用諸定数作成処理部
４１０：差分時間調整部
４１１：時間差分化部
４１２：２次元ヒストグラム作成部
４１３：有効電力差分ΔＰ、無効電力差分ΔＱの２次元ヒストグラム格納部
４１４：２次元ヒストグラムの度数の閾値処理部
４１５：有効電力Ｐ−無効電力Ｑ平面上での負荷変動方向算出部
４１６：非ゼロ度数となる階級の分布状況作成部
４１７：有効電力Ｐ−無効電力Ｑ平面上での太陽光発電装置出力変動方向算出部
４１８：有効電力差分ΔＰ、無効電力差分ΔＱ標本データ格納部
４１９：高域通過フィルタ処理部
４２１：切り出し処理部
４２２：周期設定部
４２３：窓関数処理部
４２４：連結部
６５１：最頻値
６５２：閾値
６５５：負荷特性
６５６：負荷特性の無効電力Ｑ切片
６５７：潮流計測値
６５８：太陽光発電装置ＰＶ出力により移動した無効電力Ｑ切片
６５９：太陽光発電装置ＰＶ出力により移動した無効電力Ｑ切片の累積頻度分布
６６２：度数が閾値を超えた階級値の分布を示すコンタ
６６３：階級値が非０となる領域を示すコンタ
６６５：需要家の負荷の有効電力差分ΔＰ―無効電力差分ΔＱ平面上での変動方向
６６７：太陽光発電装置ＰＶ出力の有効電力差分ΔＰ―無効電力差分ΔＱ平面上での変動方向
６６９：需要家負荷の変動による分布
６７０：太陽光発電装置ＰＶ変動による分布
６７１：太陽光発電装置ＰＶ変動による分布範囲の上限付近
６７２：負荷特性上の交点
６７３：連系された太陽光発電装置ＰＶ出力の最大値
６７５：需要家負荷の一日分の変動
６７６：太陽光発電装置ＰＶ出力の一日分の変動
６７９：フィルタの通過域
６８０：日照が少ない天候時の無効電力Ｑ切片の標本値

Claims (11)

1. 負荷及び太陽光発電装置を含む電力系統における力率を推定するための電力系統の力率推定装置であって、
   電力系統における有効電力と無効電力を入力する入力手段から有効電力と無効電力を得、その時間差分である有効電力差分と無効電力差分で定まる有効電力差分―無効電力差分平面上において、複数時刻で検出した複数の有効電力差分と無効電力差分の組の発生頻度を得る第１の手段と、所定の発生頻度閾値以上となる前記有効電力差分と無効電力差分の組である第１の群と、所定の発生頻度閾値以下となる前記有効電力差分と無効電力差分の組である第２の群とを求める第２の手段と、有効電力差分―無効電力差分平面上において、前記第１の群が示す方向から前記負荷による有効電力―無効電力平面上における第１の角度を求める第３の手段と、有効電力差分―無効電力差分平面上において、前記第２の群が示す方向から前記太陽光発電装置による有効電力―無効電力平面上における第２の角度を求める第４の手段を備えることを特徴とする電力系統の力率推定装置。
2. 請求項１に記載の電力系統の力率推定装置であって、
   有効電力―無効電力平面上において、入力した有効電力と無効電力が示す位置から前記第１の角度の方向に延伸する線分について当該線分が前記有効電力―無効電力平面の無効電力軸と接する切片を入力した有効電力と無効電力の複数の組について求め、無効電力軸と接する切片の最大値と前記第１の角度から前記負荷による負荷特性を得る第５の手段を備えることを特徴とする電力系統の力率推定装置。
3. 請求項または請求項２に記載の電力系統の力率推定装置であって、
   有効電力―無効電力平面上において、入力した有効電力と無効電力が示す位置から前記第１の角度の方向に延伸する線分について当該線分が前記有効電力―無効電力平面の無効電力軸と接する切片を入力した有効電力と無効電力の複数の組について求め、無効電力軸と接する切片の最大値と前記第１の角度から前記負荷による負荷特性を得る第５の手段と、前記切片の最小値から前記第２の角度の方向に延伸する線分について当該線分が前記負荷特性と接する位置に置ける有効電力を、前記太陽光発電装置による最大有効電力とすることを特徴とする電力系統の力率推定装置。
4. 請求項１から請求項３のいずれか１項に記載の電力系統の力率推定装置であって、
   入力手段に入力された電力系統における有効電力と無効電力は、その高周波数成分について、その時間差分である有効電力差分と無効電力差分を求められることを特徴とする電力系統の力率推定装置。
5. 請求項４に記載の電力系統の力率推定装置であって、
   入力手段に入力された電力系統における有効電力と無効電力は、複数の日に得られたものであり、その高周波数成分について、その時間差分である有効電力差分と無効電力差分を求められることを特徴とする電力系統の力率推定装置。
6. 負荷及び太陽光発電装置を含む電力系統における力率を推定するための電力系統の力率推定方法であって、
   有効電力及び無効電力または有効電力及び無効電力に変換しうる潮流計測値から、
   太陽光発電装置により生じる潮流変動の有効電力−無効電力平面上での変動方向と、
   負荷により生じる潮流変動の有効電力−無効電力平面上での変動方向を分離するための情報を、
   所定の時間間隔ごとに前記潮流計測値の分析により求めることを特徴とする電力系統の力率推定法。
7. 請求項６に記載の電力系統の力率推定法であって、
   太陽光発電装置により生じる潮流変動の有効電力−無効電力平面上での変動方向と、負荷により生じる潮流変動の有効電力−無効電力平面上での変動方向とを分離するため、
   潮流計測値における有効電力の時間差分と潮流計測値における無効電力の時間差分とを各々の軸とした二次元の累積度数を求め、
   前記累積度数が所定の閾値を超える階級値もしくは該階級に属する標本値の無効電力値と有効電力値の比の逆正接から需要家の負荷に起因する有効電力−無効電力平面上での変動方向を求め、
   前記累積度数が０でない累積度数の分布範囲が形成する平行四辺形のうち、前記需要家の負荷に起因する有効電力−無効電力平面上での変動方向と平行でない辺の角度を太陽光発電装置により生じる潮流変動の有効電力−無効電力平面上での変動方向とする
   ことを特徴とする電力系統の力率推定法。
8. 請求項７に記載の電力系統の力率推定法であって、
   負荷に起因する有効電力−無効電力平面上での変動方向を用い、
   有効電力−無効電力平面上で潮流計測値である有効電力値と無効電力値のなす点を通り、傾きが負荷に起因する有効電力−無効電力平面上での変動方向である直線が、無効電力の軸と交わる点の累積頻度を求め、
   度数が０でない下限となる階級値を太陽光発電装置による潮流変動によらない負荷のみに起因する有効電力−無効電力平面上での変動直線の無効電力の軸との切片とする
   ことを特徴とする電力系統の力率推定法。
9. 請求項８に記載の電力系統の力率推定法であって、
   潮流計測値である有効電力値と無効電力値の時系列値に対し、高域通過フィルタを適用し、
   前記無効電力値と有効電力値の比の逆正接から分散電源により生じる潮流変動の有効電力−無効電力平面上での変動方向を求める
   ことを特徴とする電力系統の力率推定法。
10. 請求項７に記載の電力系統の力率推定法であって、
    電力系統の力率推定法およその日照時間に対応した一日における時間範囲を基準に
    切り出し処理もしくは窓関数処理もしくは連結処理もしくは０値充填処理もしくは位相反転処理のいずれか１つを含む処理を適用し、
    高域通過フィルタへの入力とすることを特徴とする電力系統の力率推定法。
11. 上記請求項７の電力系統の力率推定法であって、
    一日における時間範囲を日時情報もしくは緯度経度情報もしくはタイムゾーン情報の少なくとも１つを用いて変更し、あるいは高域通過フィルタの特性値を一日における時間範囲値にもとづいて変更することを特徴とする電力系統の力率推定法。

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