JP5886407B1 - Prediction device - Google Patents
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Abstract
【課題】自然エネルギーを利用した発電装置の発電量を予測する予測装置を提供する。【解決手段】発電装置の周辺の複数の地点に設置された計測装置から取得した、第一の時間帯についての自然エネルギーの実測値と、当該複数の地点における自然エネルギーの予測値と、に基づいて、当該複数の地点における自然エネルギーの予測値の予測誤差の平均値に関する値を算出して、当該値を発電装置の設置位置における、自然エネルギーの予測値の予測誤差と推定する推定部と、推定部が推定した予測誤差に基づいて、発電装置の設置位置における、第一の時間帯より後の第二の時間帯についての自然エネルギーの予測値を補正する補正部と、補正部が補正した第二の時間帯についての自然エネルギーの予測値と、自然エネルギーと発電量の関係を示す発電装置の発電特性と、に基づいて、第二の時間帯についての発電装置の発電量を予測する発電量予測部と、を備える。【選択図】図2A prediction device for predicting the amount of power generated by a power generation device using natural energy is provided. Based on measured values of natural energy for a first time zone and predicted values of natural energy at the plurality of points acquired from measuring devices installed at a plurality of points around the power generation device. An estimation unit that calculates a value related to an average value of prediction errors of predicted values of natural energy at the plurality of points, and estimates the value as a prediction error of predicted values of natural energy at the installation position of the power generation device; Based on the prediction error estimated by the estimation unit, the correction unit for correcting the predicted value of natural energy for the second time zone after the first time zone at the installation position of the power generation device, and the correction unit corrected Based on the predicted value of natural energy for the second time zone and the power generation characteristics of the power generation device indicating the relationship between the natural energy and the power generation amount, the generation of the power generation device for the second time zone is determined. It comprises a power generation amount prediction unit for predicting an amount, a. [Selection] Figure 2
Description
本発明は、自然エネルギーを利用した発電装置の発電量を予測する予測装置に関する。 The present invention relates to a prediction device that predicts the amount of power generated by a power generation device using natural energy.
近年、自然エネルギーを利用した発電システムの導入が進み、太陽光発電装置や風力発電装置が各地に建設され、稼働を開始している。太陽光発電装置や風力発電装置は、クリーンなエネルギー生成手段ではあるが、設置場所での気象条件によって経時的に発電量が変動するため、これらを電力供給計画に組み込むためには、連系されるこれらの発電量を精度よく予測することが要請される。特に、これらの発電量の変動に応じて発生する周波数変動や電圧変動を許容範囲内にするためには、各電力系統において負荷周波数制御(Load Frequency Control:LFC)や電圧調整を行う必要があり、短時間先(例えば、1時間先)の予測であってよいが、発電量の変動を正確に予測することが要請される。このような背景にあって、太陽光発電や風力発電による発電量を予測するためのシステムや手法が種々提案されている(例えば、特許文献1を参照)。 In recent years, the introduction of power generation systems using natural energy has progressed, and solar power generators and wind power generators have been constructed in various places and have started operation. Solar power generators and wind power generators are clean energy generators, but the amount of power generation varies over time depending on the weather conditions at the installation site. It is required to accurately predict the amount of power generated. In particular, it is necessary to perform load frequency control (LFC) and voltage adjustment in each power system in order to keep frequency fluctuations and voltage fluctuations generated according to these fluctuations in power generation within an allowable range. Although it may be a prediction of a short time ahead (for example, one hour ahead), it is required to accurately predict fluctuations in the amount of power generation. Against this background, various systems and methods for predicting the amount of power generated by solar power generation or wind power generation have been proposed (see, for example, Patent Document 1).
しかし、特許文献1は、風力発電による発電量の変動によって、周波数変動が生じるリスクを回避するための手段を開示しているにすぎず、風力発電による発電量の予測精度を向上させるものとはなっていない。 However, Patent Document 1 merely discloses means for avoiding the risk of frequency fluctuations due to fluctuations in the amount of power generated by wind power generation, and what improves the prediction accuracy of the amount of power generated by wind power generation. is not.
一方、近年、気象情報の予測技術が向上し、例えば、気象庁では、各地を2km四方という狭い区域を単位区画としたメッシュに区切り、気象予測を行う局地モデル(Local Forecast Model:LFM)で算出した気象予測情報(Grid Point Value:GPV)を提供するようになっている。このような局地モデルで算出された気象予測情報を用いた場合、数十km単位での予測に比較して、太陽光発電装置や風力発電装置の設置位置における発電量を的確に予測することが可能となる。しかし、局地モデルを用いて気象予測を行った場合の弊害として、対応する予測地点から位置ずれが生じる可能性も高くなり、当該位置ずれに起因して、気象データの予測した値と実際の値に大きなずれが生じ、結果、発電量の予測自体も大きなずれが生じるおそれがある。 On the other hand, in recent years, weather information forecasting technology has improved. For example, the Japan Meteorological Agency calculates each local area model (Local Forecast Model: LFM) that forecasts weather by dividing each area into a mesh with a narrow area of 2km square as a unit section. Weather forecast information (Grid Point Value: GPV) is provided. When using weather forecast information calculated with such a local model, it is necessary to accurately predict the amount of power generated at the installation position of a solar power generation device or wind power generation device as compared to prediction in units of several tens of kilometers. Is possible. However, as an adverse effect of weather prediction using a local model, there is a high possibility that a position shift will occur from the corresponding prediction point. As a result, there is a possibility that a large deviation occurs in the value, and as a result, a large deviation also occurs in the prediction of the power generation amount.
そこで、本発明は、上記問題点を解決して、太陽光発電装置や風力発電装置の発電量を高い精度で予測することを可能とする予測装置を提供することを目的とする。 Then, this invention solves the said problem and aims at providing the prediction apparatus which makes it possible to estimate the electric power generation amount of a solar power generation device or a wind power generator with high precision.
前述した課題を解決する主たる本発明は、自然エネルギーを利用した発電装置の発電量を予測する予測装置であって、前記発電装置の周辺の複数の地点に設置され、発電に利用される自然エネルギーを計測する計測装置から取得した、第一の時間帯についての自然エネルギーの実測値と、前記複数の地点における、前記第一の時間帯についての自然エネルギーの予測値と、に基づいて、前記複数の地点における自然エネルギーの予測値の予測誤差の平均値に関する値を算出して、当該値を前記発電装置の設置位置における、自然エネルギーの予測値の予測誤差と推定する推定部と、前記推定部が推定した前記発電装置の設置位置における、自然エネルギーの予測値の予測誤差に基づいて、前記発電装置の設置位置における、前記第一の時間帯より後の第二の時間帯についての自然エネルギーの予測値を補正する補正部と、前記補正部が補正した前記第二の時間帯についての自然エネルギーの予測値と、自然エネルギーと発電量の関係を示す前記発電装置の発電特性と、に基づいて、前記第二の時間帯についての前記発電装置の発電量を予測する発電量予測部と、を備えることを特徴とする予測装置である。本発明の他の特徴については、添付図面及び本明細書の記載により明らかとなる。 The main present invention for solving the above-mentioned problems is a prediction device for predicting the amount of power generated by a power generation device using natural energy, and is installed at a plurality of points around the power generation device and used for power generation. Based on the measured value of the natural energy for the first time zone and the predicted value of the natural energy for the first time zone at the plurality of points obtained from the measuring device that measures An estimation unit that calculates a value related to an average value of a prediction error of a predicted value of natural energy at a point of the current value and estimates the value as a prediction error of a predicted value of natural energy at the installation position of the power generation device; The first time zone at the installation position of the power generation device based on the prediction error of the predicted value of natural energy at the installation position of the power generation device estimated by A correction unit that corrects a predicted value of natural energy for the second time zone after the correction, a predicted value of natural energy for the second time zone corrected by the correction unit, and a relationship between the natural energy and the power generation amount And a power generation amount prediction unit that predicts the power generation amount of the power generation device for the second time zone based on the power generation characteristics of the power generation device. Other features of the present invention will become apparent from the accompanying drawings and the description of this specification.
本発明に係る予測装置によれば、太陽光発電装置や風力発電装置による発電量を精度よく予測することが可能となる。 According to the prediction device according to the present invention, it is possible to accurately predict the amount of power generated by a solar power generation device or a wind power generation device.
本明細書および添付図面の記載により、少なくとも以下の事項が明らかとなる。 At least the following matters will become apparent from the description of this specification and the accompanying drawings.
<第1実施形態>
本実施形態に係る予測装置は、電力系統に連系された太陽光発電装置の発電量の予測精度を向上させるべく、数値予報モデルのうち、特に局地モデル(LFM)を適用して算出された気象予測データ(以下、「日射量の予測値」とも言う)と、太陽光発電装置の周辺の複数の地点に設置された日射量計測装置の測定データ(以下、「日射量の実測値」とも言う)とを用いる。
<First Embodiment>
The prediction apparatus according to the present embodiment is calculated by applying a local model (LFM) among numerical prediction models in order to improve the prediction accuracy of the power generation amount of the photovoltaic power generation apparatus linked to the power system. Meteorological forecast data (hereinafter also referred to as “predicted value of solar radiation”) and measurement data of solar radiation measuring devices installed at multiple locations around the solar power generation device (hereinafter referred to as “actual value of solar radiation”) Also used).
具体的には、気象予測データの数値予報モデルは、直前の時間帯(例えば、直前の1時間前)の種々の気象データを境界条件として、それらの時間的変化率を算出して、その後の時間帯(例えば、1時間後)の気象予測データを算出するから、直前の時間帯における予測誤差は、そのまま次の時間帯の予測値に予測誤差として反映される傾向がある。そのため、太陽光発電装置の設置位置における直前の時間帯についての日射量の予測誤差を実測し、次の時間帯の日射量の予測値に反映させればよいことになるが、近年、太陽光発電装置の設置される数が増加し、太陽光発電装置の設置位置に、日射量計測装置が設置されていないケースも多い。そこで、本実施形態に係る予測装置は、全地点について予測誤差を実測することの困難さを鑑みて、太陽光発電装置の周辺に設置された複数の日射量計測装置の日射量の実測値と、これらの地点における日射量の予測値と、に基づいて、太陽光発電装置の設置位置における予測誤差を推定する(詳細は後述する)。 Specifically, the numerical forecast model of weather forecast data calculates the rate of change over time using various weather data in the immediately preceding time zone (for example, immediately before 1 hour) as boundary conditions, Since weather forecast data for a time zone (for example, one hour later) is calculated, the prediction error in the immediately preceding time zone tends to be reflected as a prediction error in the predicted value in the next time zone as it is. Therefore, it is only necessary to actually measure the prediction error of the amount of solar radiation for the immediately preceding time zone at the installation position of the photovoltaic power generation device and reflect it in the predicted value of the amount of solar radiation in the next time zone. In many cases, the number of power generation devices installed increases, and the solar radiation amount measurement device is not installed at the installation position of the solar power generation device. Therefore, in view of the difficulty of actually measuring the prediction error for all points, the prediction device according to the present embodiment has an actual measurement value of the solar radiation amount of a plurality of solar radiation amount measurement devices installed around the solar power generation device, and Based on the predicted values of the amount of solar radiation at these points, the prediction error at the installation position of the photovoltaic power generation apparatus is estimated (details will be described later).
===発電装置の設置位置について===
図1、図2を参照して、本実施形態に係る太陽光発電装置の設置位置と、気象予測データで予測されるメッシュの関係について説明する。
=== About the installation position of the generator set ===
With reference to FIG. 1, FIG. 2, the relationship between the installation position of the solar power generation device which concerns on this embodiment, and the mesh estimated by weather prediction data is demonstrated.
図1は、日本列島における中国地方の地図Zを表す。本実施形態に係る太陽光発電装置G1〜G5は、図1に示すように、各地に点在し、商用の電力系統に系統連系されている。そして、それらの周囲には、日射量計測装置T1〜T10が点在して設置されている。 FIG. 1 shows a map Z of the Chugoku region in the Japanese archipelago. As shown in FIG. 1, the photovoltaic power generation apparatuses G <b> 1 to G <b> 5 according to the present embodiment are scattered in various places and grid-connected to a commercial power system. And the solar radiation amount measuring devices T1-T10 are interspersed and installed around them.
図2は、太陽光発電装置G1の周囲の気象予測データのメッシュMについて示す図である。メッシュMは、数値予報モデルにおいて気象予測データを算出する単位区画となる区域であり、例えば、2km四方の略矩形で区画された区域を単位区画としている。図2中のメッシュM1〜M35は、当該単位区画を表し、説明のため当該単位区画の夫々に対して番号を付与したものである。そして、当該地域においては、メッシュM18に対応する位置に太陽光発電装置G1が設置され、メッシュM6、M15、M30、M32に対応する位置夫々に日射量測定装置T1〜T4が設置されている。 FIG. 2 is a diagram illustrating a mesh M of weather prediction data around the solar power generation device G1. The mesh M is an area serving as a unit section for calculating weather prediction data in the numerical forecast model. For example, an area defined by a substantially rectangular area of 2 km square is used as the unit section. Meshes M1 to M35 in FIG. 2 represent the unit sections, and numbers are assigned to the respective unit sections for explanation. And in the said area, the solar power generation device G1 is installed in the position corresponding to the mesh M18, and the solar radiation amount measuring apparatus T1-T4 is installed in each position corresponding to the meshes M6, M15, M30, and M32.
本実施形態では、気象予測データとして、上記した気象庁から提供される数値予報モデルのうち局地モデル(LFM)を適用して算出されたGPVデータを用いる。GPVデータは、予測対象時の直前(例えば、1時間前)に、各地で観測された気象データや気象衛星のデータを境界条件として、所定の力学モデルに基づくシミュレーション(三次元変分法)により算出された、数時間先の各地の気象予測データである。尚、局地モデルで算出されるGPVデータは、北緯22.4°〜47.6°、東経120°〜150°の間を、上記したように2km四方の略矩形の区域を単位区画として、各メッシュ位置の地表面(高度10m)における気象予測データとして、1時間間隔で9時間先まで作成される。 In the present embodiment, GPV data calculated by applying a local model (LFM) among the numerical forecast models provided by the Japan Meteorological Agency is used as the weather forecast data. The GPV data is obtained by a simulation (three-dimensional variational method) based on a predetermined dynamic model using meteorological data and meteorological satellite data observed in various places as boundary conditions immediately before the prediction target (for example, one hour before). It is the calculated weather forecast data for several hours ahead. Note that the GPV data calculated by the local model is between 22.4 ° to 47.6 ° north latitude and 120 ° to 150 ° east longitude, as described above, with a substantially rectangular area of 2 km square as a unit section. As weather prediction data on the ground surface (altitude 10 m) at each mesh position, it is created up to 9 hours ahead at 1 hour intervals.
太陽光発電装置G1は、太陽光を利用して発電を行う、発電装置である。太陽光発電装置G1は、光電変換素子により構成され、太陽光発電装置G1が設置されたメッシュM18に照射される太陽光を、電気エネルギーに変換して発電を行う。そして、太陽光発電装置G1は、発電した電力をパワーコンディショナーにより所定の周波数及び電圧(例えば、60Hz、100V)の交流電力に変換して、太陽光発電装置G1に接続された電力系統の配電線に送電する。 The solar power generation device G1 is a power generation device that generates power using sunlight. The solar power generation device G1 is configured by a photoelectric conversion element, and generates sunlight by converting sunlight irradiated to the mesh M18 on which the solar power generation device G1 is installed into electric energy. The solar power generation device G1 converts the generated power into AC power having a predetermined frequency and voltage (for example, 60 Hz, 100 V) by a power conditioner, and the distribution line of the power system connected to the solar power generation device G1. Power to.
日射量計測装置T1〜T4は、日射量計測装置T1〜T4が設置されたメッシュM6、M15、M30、M32の日射量を測定する装置である。日射量計測装置T1〜T4は、例えば、熱電素子により構成され、全天のあらゆる方向からの日射量を熱電素子によって受光して、基準温度との差により生ずる起電力を測定することにより、全天日射量(全天空からの日射量を測定したもの)を測定する。日射量計測装置T1〜T4は、CPU等から構成される制御部、不揮発性メモリ、揮発性メモリ等から構成される記憶部、通信コントローラ等から構成される通信部を備え、それらにより、予測装置100とデータ通信が可能となっている。そして、日射量計測装置T1〜T4は、制御部が所定のプログラムを実行することで、日射量を測定し、測定した日射量実測値を記憶部に格納するとともに、所定のタイミングで、予測装置100に対して当該測定データを送信する。 The solar radiation amount measuring devices T1 to T4 are devices that measure the solar radiation amount of the meshes M6, M15, M30, and M32 on which the solar radiation amount measuring devices T1 to T4 are installed. The solar radiation amount measuring devices T1 to T4 are constituted by, for example, thermoelectric elements, receive the solar radiation amount from all directions of the whole sky by the thermoelectric elements, and measure the electromotive force generated due to the difference from the reference temperature. Measure the amount of solar radiation (measured from the whole sky). The solar radiation amount measuring devices T1 to T4 include a control unit configured by a CPU or the like, a storage unit configured by a non-volatile memory, a volatile memory, or the like, a communication unit configured by a communication controller, and the like. Data communication with 100 is possible. The solar radiation amount measuring devices T1 to T4 measure the solar radiation amount by the control unit executing a predetermined program, store the measured actual solar radiation amount value in the storage unit, and at a predetermined timing, the prediction device The measurement data is transmitted to 100.
本実施形態では、太陽光発電装置G1の設置位置M18における日射量の予測値の予測誤差を推定する際、当該設置位置M18に日射量計測装置が設置されていないため、その周辺の日射量計測装置T1〜T4を用いる。そして、その際、太陽光発電装置G1の設置位置M18の周囲の各方位における予測誤差を反映させるため、太陽光発電装置G1の設置位置に対して、その周囲の四方向の地点に設置された日射量計測装置T1〜T4を用いる。 In this embodiment, when estimating the prediction error of the predicted value of the solar radiation amount at the installation position M18 of the solar power generation device G1, since the solar radiation amount measuring device is not installed at the installation position M18, the solar radiation amount measurement around it is performed. Devices T1 to T4 are used. And in that case, in order to reflect the prediction error in each azimuth around the installation position M18 of the photovoltaic power generation apparatus G1, the installation position of the photovoltaic power generation apparatus G1 was installed at four surrounding points. The solar radiation amount measuring devices T1 to T4 are used.
===予測装置の構成について===
以下、図3、図4A、図4B、図4Cを参照して、本実施形態における予測装置100の構成の一例について説明する。
=== About the configuration of the prediction device ===
Hereinafter, an example of the configuration of the
図3に、本実施形態に係る予測装置100の構成の一例を示す。本実施形態に係る予測装置100は、太陽光発電装置G1等の発電量を予測する装置である。そして、予測装置100は、制御部110、記憶部120、通信部130、入力部140、表示部150を備えるコンピュータである。
FIG. 3 shows an example of the configuration of the
制御部110は、バス(図示せず)を介して、記憶部120、通信部130、入力部140、表示部150を構成するハードウェアとデータ通信を行うとともに、それらの動作を制御する。又、制御部110は、太陽光発電装置G1等の発電量の予測値を算出するため、取得部111、推定部112、補正部113、発電量予測部114の機能を有する(詳細は後述する)。制御部110は、例えば、CPUが記憶部120に記憶されたコンピュータプログラムを実行することにより実現される。
The
記憶部120は、発電装置データ121、計測装置データ122、気象予測データ123、予測装置100を制御するコンピュータプログラム124、及び演算処理の中間データを記憶する領域(図示せず)を有する(詳細は後述する)。
The
通信部130は、通信回線300を介して、日射量計測装置T1、T2、T3、T4等、気象情報提供装置200とデータ通信する。通信部130は、例えば、通信コントローラによって構成され、LAN(通信回線300)を介して、これらの装置とデータ通信する。尚、通信部130は、予測装置100が外部機器とデータ通信するためのインターフェイスであり、RS232C、USB、NIC(Network Interface Card)等、任意の通信方式で、外部機器とデータ通信する装置であってよく、複数の通信装置を用いて外部機器に応じて異なる通信方式を用いてもよい。入力部140は、予測装置100の使用者がデータを入力した場合、記憶部120に当該入力内容を記憶させる。入力部140は、例えば、キーボードによって構成される。表示部150は、発電量の予測値等の制御部110により演算処理された結果を予測装置100の使用者に識別可能に表示する。表示部150は、例えば、液晶ディスプレイによって構成される。
The
気象情報提供装置200は、予測装置100とデータ通信が可能なコンピュータであり、上記した、気象庁が提供する日射量、温度、湿度、風速、気圧等の気象予測データが記憶部に格納されている。そして、気象情報提供装置200は、予測装置100からの要求に応じて、当該気象予測データを予測装置100に送信する。
The weather
=データ構成=
ここで、図4A〜図4Cを参照して、記憶部120が有する発電装置データ121、計測装置データ122、気象予測データ123について説明する。
= Data structure =
Here, with reference to FIG. 4A-FIG. 4C, the electric power generating
発電装置データ121は、「太陽光発電装置の設置位置を示すデータ」、及び「太陽光発電装置の発電特性を示すデータ」を備えて構成される。
The power
より詳細には、「太陽光発電装置の設置位置を示すデータ」は、例えば、太陽光発電装置G1等が設置された位置の緯度経度を示す座標データ、及び太陽光発電装置G1等が電力系統の配電線に接続された位置を示すデータである。予測装置100は、太陽光発電装置G1等の座標データに基づいて、気象予測データのメッシュMのうち、太陽光発電装置G1等の設置位置に対応するメッシュ位置(例えば、メッシュM18)を設定する。又、予測装置100は、電力系統の配電線に接続された位置を示すデータに基づいて、電力系統における電圧の変動地点等を予測する。
More specifically, “data indicating the installation position of the photovoltaic power generation apparatus” includes, for example, coordinate data indicating the latitude and longitude of the position where the photovoltaic power generation apparatus G1 is installed, and the photovoltaic power generation apparatus G1 is the power system. It is the data which shows the position connected to the distribution line. The
又、「太陽光発電装置の発電特性を示すデータ」は、0.1W/m2単位で日射量(W/m2)と太陽光発電装置G1の発電量(kW)とが対応づけられたデータテーブルである。図4Aに、当該データテーブルをグラフ化して示す。尚、図4Aの横軸は、全天日射量(W/m2)を表し、縦軸は、太陽光発電装置G1の発電量(kW)を表す。当該発電特性を示すデータは、例えば、予め、太陽光発電装置の設計値により定められたデータである。そして、予測装置100は、当該発電特性を示すデータに基づいて、日射量の予測値から太陽光発電装置G1の発電量の予測値に換算する。尚、太陽光発電装置の発電量とは、太陽光発電装置G1の出力電力(W)、又は、出力電力と発電時間の積(W・s)を表す。
Also, "data indicating the power generation characteristics of the solar power generation device", insolation at 0.1 W / m 2 units (W / m 2) and the power generation amount of a photovoltaic power generator G1 and (kW) is associated It is a data table. FIG. 4A shows the data table in a graph. In addition, the horizontal axis of FIG. 4A represents the total solar radiation amount (W / m 2 ), and the vertical axis represents the power generation amount (kW) of the solar power generation device G1. The data indicating the power generation characteristics is, for example, data determined in advance by design values of the solar power generation device. And the
計測装置データ122は、「日射量計測装置の設置位置を示すデータ」、及び「日射量計測装置から取得した測定データ」を備えて構成される。
The
より詳細には、「日射量計測装置の設置位置を示すデータ」は、例えば、日射量計測装置T1〜T4が設置された位置の緯度経度を示す座標データである。予測装置100は、当該データに基づいて、気象予測データのメッシュのうち、日射量計測装置T1〜T4等の設置位置に対応するメッシュ位置(例えば、メッシュM6、M15、M30、M32)を設定する。
More specifically, “data indicating the installation position of the solar radiation amount measuring device” is, for example, coordinate data indicating the latitude and longitude of the position where the solar radiation amount measuring devices T1 to T4 are installed. Based on the data, the
又、「日射量計測装置から取得した測定データ」は、例えば、日射量計測装置T1〜T4夫々において測定された日射量の実測値(W/m2)を、測定した日時と対応付けて記憶されたデータテーブルである。図4Bに、計測装置データ122の測定データの一例を示す。測定データは、例えば、日射量計測装置T1〜T4が測定した全天日射量の実測値の10分間の平均日射量が、10分間隔で、測定した日時と対応付けて記憶されている。そして、記憶部120は、日射量計測装置T1〜T4から日射量の測定データを取得するごとに、当該データテーブルの更新(蓄積)を行う。予測装置100は、当該測定データの直前の時間帯の日射量の実測値と、気象予測データ123の対応する時間帯についての日射量の予測値との差に基づいて、当該地点における日射量の予測値の予測誤差を算出して、太陽光発電装置G1の設置位置における、次の時間帯の日射量の予測値に反映させる。尚、日射量計測装置T1〜T4の日射量の測定データが、中央管理装置に記憶されている場合、中央管理装置を介して日射量の測定データを取得してもよい。
Further, the “measurement data acquired from the solar radiation amount measuring device” is stored in association with, for example, the actual measurement value (W / m 2 ) of the solar radiation amount measured in each of the solar radiation amount measuring devices T1 to T4. This is a data table. FIG. 4B shows an example of the measurement data of the
気象予測データ123は、気象情報提供装置200から取得した「日射量の予測値を示すデータ」、「メッシュ位置を示すデータ」を備えて構成される。
The
より詳細には、「日射量の予測値を示すデータ」は、例えば、各メッシュ位置についての日射量の予測値を、予測対象時と対応付けて記憶したデータテーブルである。図4Cに、気象予測データ123の構成の一例を示す。図4C中では、全天日射量の予測値(W/M2)が、各メッシュ位置(M1、M2・・・)について、1時間間隔で、予測対象日時と対応付けて記憶されている。又、日射量の予測値を示すデータは、予測対象となる次の時間帯(例えば、1時間後)の日射量の予測値を示すデータに加えて、現時点で既に経過した、直前の時間帯(例えば、1時間前)についての日射量の予測値を示すデータも含んで構成される。
More specifically, the “data indicating the predicted value of solar radiation amount” is, for example, a data table that stores the predicted value of solar radiation amount for each mesh position in association with the prediction target time. FIG. 4C shows an example of the configuration of the
又、「メッシュ位置を示すデータ」は、気象予測データ123の各メッシュ位置の座標データである。予測装置100は、当該データにより、太陽光発電装置G1の設置位置及び日射量計測装置T1〜T4の設置位置と、気象予測データ123の各メッシュ位置とを対応付ける。そして、予測装置100は、直前の時間帯における当該測定データの日射量の実測値と、対応する時間帯についての気象予測データ123の日射量の予測値との差に基づいて、日射量の予測値の予測誤差を算出して、次の時間帯の太陽光発電装置G1の設置位置における、日射量の予測値に反映させる。
The “data indicating the mesh position” is coordinate data of each mesh position of the
尚、記憶部120は、各日射量計測装置T1〜T4や気象情報提供装置200と通信回線300を介してデータ通信するため、これらの装置の通信アドレスに関するデータも有する。
In addition, since the memory |
=機能構成=
ここで、制御部110が有する取得部111、推定部112、補正部113、発電量予測部114の機能について説明する。
= Function configuration =
Here, functions of the
取得部111は、所定のタイミングで、日射量計測装置T1〜T4及び気象情報提供装置200とデータ通信を行い、日射量計測装置T1〜T4から測定データ(日射量の実測値)を取得し、加えて、気象情報提供装置200から気象予測データ(日射量の予測値)を取得する機能である。
The
より詳細には、取得部111は、例えば、10分間隔で、日射量計測装置T1〜T4とデータ通信をして、測定データ(日射量の実測値)を取得し、記憶部120に計測装置データ122として記憶する。又、取得部111は、例えば、10分間隔で、気象情報提供装置200とデータ通信をして、気象予測データ(日射量の予測値)を取得し、記憶部120に気象予測データ123として記憶する。尚、取得部111が測定データを取得するタイミングは、推定部112が予測する時点の直前の時間帯についてのデータを取得できば、任意である。又、取得部111が気象予測データを取得するタイミングも同様に、補正部113が次の時間帯(予測対象の時間帯)についてのデータを取得できれば、任意である。
More specifically, for example, the
推定部112は、太陽光発電装置の設置位置、及びその周辺の複数の地点に設置された日射量を計測する計測装置から取得した、直前の時間帯(第一の時間帯)についての実測値と、それらの地点における当該直前の時間帯(第一の時間帯)についての予測値と、に基づいて、太陽光発電装置の設置位置における、日射量の予測値の予測誤差を推定する機能である。 The estimation unit 112 is an actual measurement value for the immediately preceding time zone (first time zone) acquired from a measurement device that measures the solar radiation amount installed at a plurality of locations around the installation position of the photovoltaic power generation device. And a function for estimating the prediction error of the predicted value of the solar radiation amount at the installation position of the photovoltaic power generation device based on the predicted value for the time zone immediately before (the first time zone) at those points. is there.
数値予報モデルを用いて算出された日射量の予測値は、上記したように、シミュレーションの際に気象データの観測地点間にひずみ等が発生し、対応する予測地点から位置ずれが生じ、これによる予測誤差を有するおそれがある。そして、数値予報モデルでは、直前の時間帯(例えば、1時間前)の種々の気象データを境界条件として、それらの時間的変化率を算出して、その後の時間帯(例えば、1時間後)の気象予測データを算出するから、直前の時間帯における予測誤差は、そのまま次の時間帯の予測値に予測誤差として反映される傾向がある。そこで、推定部112は、太陽光発電装置の設置位置、及びその設置位置の周辺の複数の地点に設置された日射量を計測する計測装置を用いて、太陽光発電装置の設置位置における直前の時間帯の日射量の予測値の予測誤差を算出する。 As described above, the predicted value of solar radiation calculated using the numerical forecast model is distorted between the observation points of the meteorological data during the simulation, resulting in a displacement from the corresponding predicted point. There may be a prediction error. In the numerical prediction model, various meteorological data in the immediately preceding time zone (for example, one hour ago) are used as boundary conditions to calculate their temporal change rate, and the subsequent time zone (for example, one hour later). Therefore, the prediction error in the immediately preceding time zone tends to be reflected as the prediction error in the predicted value in the next time zone as it is. Therefore, the estimation unit 112 uses the measurement device that measures the solar radiation amount installed at a plurality of locations around the installation position of the solar power generation device, and immediately before the installation position of the solar power generation device. The prediction error of the predicted value of the amount of solar radiation in the time zone is calculated.
より詳細には、太陽光発電装置の設置位置と同じ位置に日射量計測装置が設置されている場合には、推定部112は、当該日射量計測装置から取得した直前の時間帯についての日射量の実測値と、太陽光発電装置の設置位置における当該直前の時間帯についての日射量の予測値と、の差から、太陽光発電装置の設置位置における日射量の予測値の予測誤差を推定する。そして、太陽光発電装置の設置位置と同じ位置に日射量計測装置が設置されていない場合には、推定部112は、太陽光発電装置の周辺の複数の地点に設置され、日射量を計測する計測装置から取得した、直前の時間帯についての日射量の実測値と、当該複数の地点における、当該直前の時間帯についての日射量の予測値と、に基づいて、当該複数の地点の日射量の予測値の予測誤差の平均値に関する値を算出して、当該値を太陽光発電装置の設置位置における、日射量の予測値の予測誤差と推定する。尚、太陽光発電装置の設置位置と同じ位置に日射量計測装置が設置されているか否かは、太陽光発電装置の設置位置に対応するメッシュ位置に、日射量計測装置が設置されているか否かにより判断される。又、同様に、日射量の予測値の予測誤差は、日射量計測装置の設置位置における実測値と、日射量計測装置の設置位置に対応するメッシュ位置における予測値と、の差に基づいて算出される。 More specifically, when the solar radiation amount measuring device is installed at the same position as the installation position of the solar power generation device, the estimating unit 112 calculates the solar radiation amount for the time zone immediately before acquired from the solar radiation amount measuring device. Is estimated from the difference between the measured value of the solar radiation amount and the predicted value of the amount of solar radiation for the immediately preceding time zone at the installation position of the solar power generation device . And when the solar radiation amount measuring apparatus is not installed in the same position as the installation position of the solar power generation device, the estimation unit 112 is installed at a plurality of points around the solar power generation device and measures the solar radiation amount. The amount of solar radiation at the plurality of points based on the measured value of the amount of solar radiation for the immediately preceding time zone obtained from the measuring device and the predicted value of the amount of solar radiation for the immediately preceding time zone at the plurality of points. A value related to the average value of the prediction errors of the predicted values is calculated, and the value is estimated as a prediction error of the predicted value of the solar radiation amount at the installation position of the solar power generation device. In addition, whether the solar radiation amount measuring device is installed at the same position as the installation position of the solar power generation device is whether the solar radiation amount measuring device is installed at the mesh position corresponding to the installation position of the solar power generation device. It is judged by. Similarly, the prediction error of the predicted value of the solar radiation amount is calculated based on the difference between the actually measured value at the installation position of the solar radiation amount measuring device and the predicted value at the mesh position corresponding to the installation position of the solar radiation amount measuring device. Is done.
本実施形態に係る太陽光発電装置G1の設置位置(メッシュM18)には、日射量計測装置が設置されていないから、太陽光発電装置G1の周辺に設置された日射量計測装置T1〜T4を用いて、太陽光発電装置G1の設置位置における日射量の予測値の予測誤差を算出する。具体的には、推定部112は、各日射量計測装置T1〜T4で測定された直前の時間帯の日射量の実測値Piと、当該各日射量計測装置T1〜T4の設置位置における、当該直前の時間帯の日射量の予測値Qiとから、式1を用いて、当該各日射量計測装置T1〜T4の設置位置における予測誤差aiを算出する。 Since the solar radiation amount measuring device is not installed at the installation position (mesh M18) of the solar power generation device G1 according to the present embodiment, the solar radiation amount measuring devices T1 to T4 installed around the solar power generation device G1 are installed. Using, the prediction error of the predicted value of the amount of solar radiation in the installation position of the solar power generation device G1 is calculated. Specifically, the estimation unit 112, a measured value P i of the insolation time zone immediately before being measured in each solar radiation measuring device T1-T4, at the installation position of the respective solar radiation measuring device T1-T4, The prediction error a i at the installation position of each of the solar radiation amount measuring devices T1 to T4 is calculated using Equation 1 from the predicted value Q i of the solar radiation amount in the immediately preceding time zone.
ここで、直前の時間帯とは、予測を行う時点の直前の一定の時間、又は、予測を行う時点の直前の時点を意味する。即ち、予測装置100が参照する、直前の時間帯の日射量の実測値Pi及び日射量の予測値Qiは、予測を行う時点の直前の一定の時間(例えば、直前の1時間)の平均値であってもよいし、時間との積分値であってもよい。あるいは、予測を行う時点の直前の一時点(例えば、1時間前)における値であってもよい。又、日射量の実測値Piと日射量の予測値Qiは、予測誤差を算出することができれば、完全に同時刻に関するデータでなくともよく、例えば、日射量の実測値として10分前に取得した実測値を用い、日射量の予測値として直前1時間の平均値を用いてもよい。
Here, the time zone immediately before means a certain time immediately before the time point when the prediction is performed or a time point immediately before the time point when the prediction is performed. That is, the measured value P i of the solar radiation amount and the predicted value Q i of the solar radiation amount in the immediately preceding time zone referred to by the
尚、式1は、季節等による影響をなくすため、日射量の予測誤差aiを、日射量の実測値Pi及び日射量の予測値Qiの全天日射量を大気外日射量(地球が太陽からの平均距離にあるとき、 地球大気の上端において太陽光線に直角な、単位面積が単位時間に受ける太陽放射エネルギーの量であり、対象位置の緯度経度情報と日時により定まる規定値である)で除した晴天指数の誤差により表している。 In order to eliminate the influence of the season and the like, Equation 1 uses the estimation error a i of the solar radiation amount, the total solar radiation amount of the actual measurement value P i of the solar radiation amount, and the predicted value Q i of the solar radiation amount as the atmospheric solar radiation amount (Earth Is the amount of solar radiant energy per unit time that the unit area is perpendicular to the sun's rays at the upper end of the Earth's atmosphere, and is the specified value determined by the latitude and longitude information of the target position and the date and time. It is expressed by the error of the clear sky index divided by).
そして、推定部112は、例えば、式2を用いて、当該各日射量計測装置T1〜T4の設置位置における予測誤差aiを、太陽光発電装置G1の設置位置と各日射量計測装置T1〜T4の設置位置の距離diに基づいて加重平均することにより、太陽光発電装置G1の設置位置(M18)における、日射量の予測誤差の推定値a18’を算出する。即ち、推定部112は、太陽光発電装置G1の周辺で測定された日射量の予測誤差の平均値に関する値を、太陽光発電装置G1の設置位置(M18)における、日射量の予測値の予測誤差と推定する。 And the estimation part 112 uses the formula 2, for example, and uses the installation position of the solar power generation device G1 and each of the solar radiation amount measuring devices T1 to T1 as the prediction error a i at the installation position of the solar radiation amount measuring devices T1 to T4. By calculating a weighted average based on the distance d i of the installation position of T4, an estimated value a 18 ′ of the solar radiation amount prediction error at the installation position (M18) of the photovoltaic power generation apparatus G1 is calculated. That is, the estimation unit 112 predicts the predicted value of the solar radiation amount at the installation position (M18) of the solar power generation device G1 using the value related to the average value of the prediction error of the solar radiation amount measured around the solar power generation device G1. Estimate error.
本実施形態では、当該各日射量計測装置T1〜T4の設置位置における予測誤差aiを、太陽光発電装置G1の設置位置と各日射量計測装置T1〜T4の設置位置の距離diに基づいて加重平均することにより、当該各日射量計測装置T1〜T4の設置位置における予測誤差aiが、これらの距離diに応じた度合で、太陽光発電装置G1の設置位置における日射量の予測値の予測誤差に反映されるようにしている。尚、太陽光発電装置G1の設置位置と各日射量計測装置T1〜T4の設置位置の距離diは、夫々の設置位置の緯度経度を示す座標データに基づいて算出された距離、又は、夫々の設置位置の対応するメッシュ位置に基づいて算出された距離である。
In the present embodiment, the prediction error a i at the installation positions of the solar radiation amount measuring devices T1 to T4 is based on the distance d i between the installation position of the solar power generation device G1 and the solar radiation amount measuring devices T1 to T4. By calculating the weighted average, the prediction error a i at the installation position of each of the solar radiation amount measuring devices T1 to T4 is predicted according to the distance d i to predict the solar radiation amount at the installation position of the solar power generation device G1. It is reflected in the prediction error of the value. The distance d i between the installation position of the photovoltaic power generation apparatus G1 and the installation positions of the solar radiation amount measuring apparatuses T1 to T4 is a distance calculated based on coordinate data indicating the latitude and longitude of each installation position, or respectively. Is a distance calculated based on the mesh position corresponding to the installation position.
尚、複数の地点の日射量の実測値と予測値の予測誤差の平均値に関する値は、必ずしも加重平均により算出する必要はなく、例えば、これらの値を、単純に、参照する日射量計測装置の数で平均した値であってもよい。又、太陽光発電装置や日射量計測装置の設置位置の地形に応じた適当な重みづけにより平均値を算出してもよい。 In addition, the value regarding the average value of the measured value of the solar radiation amount of several points and the prediction error of the predicted value does not necessarily need to be calculated by the weighted average. For example, the solar radiation amount measuring device that simply refers to these values. It may be a value averaged by the number of. Moreover, you may calculate an average value by suitable weighting according to the topography of the installation position of a solar power generation device or a solar radiation amount measuring apparatus.
補正部113は、推定部112が推定した、太陽光発電装置G1の設置位置における日射量の予測値の予測誤差に基づいて、太陽光発電装置G1の設置位置における、次の時間帯(第一の時間帯により後の第二の時間帯)の日射量の予測値を補正する機能である。
Based on the prediction error of the predicted value of the amount of solar radiation at the installation position of the solar power generation device G1 estimated by the estimation unit 112, the
具体的には、補正部113は、太陽光発電装置G1の設置位置における、日射量の予測値Q18に、推定部112が算出した日射量の予測値の予測誤差a18’を反映させるため、例えば、以下の式3を用いて、次の時間帯の日射量の予測値を補正する。
Specifically, the correcting
ここで、補正部113が、予測対象とする次の時間帯とは、予測を行う時点の直後の一定の時間帯、又は、予測を行う時点の直後の時点を意味する。即ち、予測装置100が参照する、次の時間帯の日射量の予測値Qは、予測を行う時点の直後の一定の時間(例えば、直後の1時間)の平均値であってもよいし、予測を行う時点の直後の一時点(例えば、1時間後)における値であってもよい。又、気象予測データ123として、数時間先までのデータを複数有している場合、それらのデータ全てについて補正を行ってもよい。
Here, the next time zone that the
尚、太陽光発電装置の設置位置と同じ位置に日射量計測装置が設置されている場合、補正部113は、当該太陽光発電装置の設置位置における日射量の予測値の予測誤差を用いて、式3を用いて、日射量の予測値を補正する。
In addition, when the solar radiation amount measuring device is installed at the same position as the installation position of the solar power generation device, the
発電量予測部114は、補正部113が補正した太陽光発電装置の設置位置における日射量の予測値と、日射量と太陽光発電装置の発電量の関係を示す発電特性と、に基づいて、次の時間帯についての太陽光発電装置の発電量の予測値を算出する機能である。
The power generation
より詳細には、発電量予測部114は、発電装置データ121の、太陽光発電装置G1の発電特性を示すデータ(例えば、図4A)を用いて、補正部113が補正した太陽光発電装置G1の設置位置における日射量の予測値Q18’から換算される太陽光発電装置G1の発電量(kW)を、次の時間帯についての太陽光発電装置G1の発電量(kW)の予測値と算出する。
More specifically, the power generation
===予測装置の動作について===
以下、図5を参照して、予測装置100の動作フローの一例について説明する。
=== About the operation of the prediction device ===
Hereinafter, an example of an operation flow of the
図5のS1〜S5は、予測装置100の制御部110がコンピュータプログラムに従って順に実行する工程を表す。以下では、太陽光発電装置G1の発電量を予測する態様について説明する。尚、各部の機能の詳細は、上記したとおりであるから、ここでの説明は省略する。
S1 to S5 in FIG. 5 represent steps that the
S1は、取得部111が、日射量計測装置T1〜T4とデータ通信して、直前の時間帯(例えば、予測する時点から1時間前まで)の測定データを取得する工程である。そして、取得部111は、取得した測定データ(日射量の実測値)を計測装置データ122として記憶する。
S1 is a process in which the
S2は、取得部111が、気象情報提供装置200とデータ通信して、次の時間帯(例えば、予測する時点から2時間先まで)の気象予測データを取得する工程である。そして、取得部111は、取得した気象予測データ(日射量の予測値)を気象予測データ123として記憶する。
S <b> 2 is a step in which the
S3は、推定部112が、太陽光発電装置G1の設置位置における日射量の予測値の予測誤差を、推定する工程である。本工程において、推定部112は、太陽光発電装置G1の設置位置には、日射量計測装置が設置されていないため、太陽光発電装置G1の設置位置の周辺に設置された日射量計測装置T1〜T4の日射量の予測値の予測誤差を用いて、太陽光発電装置G1の設置位置における日射量の予測値の予測誤差を推定する。 S3 is a process in which the estimation unit 112 estimates the prediction error of the predicted value of the amount of solar radiation at the installation position of the solar power generation device G1. In this step, since the solar radiation amount measuring device is not installed at the installation position of the solar power generation device G1, the estimation unit 112 is installed with the solar radiation amount measurement device T1 installed around the installation position of the solar power generation device G1. The prediction error of the predicted value of the solar radiation amount in the installation position of the solar power generation device G1 is estimated using the prediction error of the predicted solar radiation amount of T4.
具体的には、推定部112は、日射量計測装置T1〜T4の設置位置における、直前の時間帯(例えば、予測する時点から1時間前まで)についての日射量の実測値と、日射量計測装置T1〜T4の設置位置における、当該直前の時間帯(例えば、予測する時点から1時間前まで)についての日射量の予測値と、を用いて、上記した式1、式2により、日射量計測装置T1〜T4の設置位置における、日射量の予測値の予測誤差の平均値に関する値を算出する。そして、推定部112は、当該日射量の予測値の予測誤差の平均値に関する値を、太陽光発電装置G1の設置位置における、日射量の予測値の予測誤差と推定する。 Specifically, the estimation unit 112 measures the amount of solar radiation and measures the amount of solar radiation for the immediately preceding time zone (for example, one hour before the predicted time) at the installation positions of the solar radiation amount measuring devices T1 to T4. Using the predicted values of the amount of solar radiation for the immediately preceding time zone (for example, one hour before the predicted time) at the installation positions of the devices T1 to T4, the amount of solar radiation according to the above-described formulas 1 and 2 The value regarding the average value of the prediction error of the predicted value of the amount of solar radiation at the installation positions of the measuring devices T1 to T4 is calculated. And the estimation part 112 estimates the value regarding the average value of the prediction error of the predicted value of the said solar radiation amount as the prediction error of the predicted value of the solar radiation amount in the installation position of the solar power generation device G1.
S4は、補正部113が、太陽光発電装置G1の設置位置における、次の時間帯についての日射量の予測値を、補正する工程である。本工程において、補正部113は、推定部112が推定した太陽光発電装置G1の設置位置における日射量の予測値の予測誤差を用いて、上記した式3により、太陽光発電装置G1の設置位置における、次の時間帯(例えば、2時間先まで)の日射量の予測値を補正した値を算出する。尚、S3、S4の工程は、必ずしも別個の工程で行う必要はなく、予め、式1〜式3に基づいて、一つの式に式変換して記憶しておけば、一工程で行うことができる。
S4 is a process in which the
S5は、発電量予測部114が、補正部113が補正した太陽光発電装置G1の設置位置における日射量の予測値から、次の時間帯(例えば、2時間先まで)の太陽光発電装置G1の発電量を算出する工程である。本工程において、発電量予測部114は、補正部113が補正した太陽光発電装置G1の設置位置における日射量の予測値を、発電装置データ121の太陽光発電装置G1の発電特性データにより太陽光発電装置G1の発電量に換算する。
In S5, the power generation
以上の工程により、次の時間帯についての太陽光発電装置G1の発電量を高い精度で予測することができる。そして、当該S1〜S5の工程を、例えば、1時間間隔で繰り返し行うことにより、2時間先の太陽光発電装置G1の発電量の予測値を逐次算出することができる。尚、上記の予測方法は、短時間先における太陽光発電装置G1の発電量を予測するものであるから、長時間先(例えば、1日)における太陽光発電装置G1の発電量を予測は、別途のプロセスで行うのが有効である。例えば、発電計画の生成のために、補正前の日射量の予測値(局地モデルで算出された日射量の予測値)、又はメソモデルで算出された日射量の予測値を用いて、1日の推移を算出しておき、予測対象時の2時間前に、上記のS1〜S5の工程により、太陽光発電装置G1の発電量の変動を予測し、当該変動量が、周波数を適正値(例えば、60Hz)に保つために準備しているLFC容量を逸脱するか否かを判断する等に用いることができる。 Through the above steps, the power generation amount of the photovoltaic power generation apparatus G1 for the next time zone can be predicted with high accuracy. And the predicted value of the electric power generation amount of the solar power generation device G1 of 2 hours ahead can be calculated sequentially by repeating the process of said S1-S5, for example at 1 hour intervals. In addition, since said prediction method estimates the electric power generation amount of the solar power generation device G1 in a short time ahead, the prediction of the electric power generation amount of the solar power generation device G1 in a long time ahead (for example, one day) It is effective to use a separate process. For example, in order to generate a power generation plan, the predicted amount of solar radiation before correction (predicted value of solar radiation calculated with a local model) or the predicted value of solar radiation calculated with a meso model The change of the power generation amount of the solar power generation device G1 is predicted by the above-described steps S1 to S5 two hours before the prediction target, and the fluctuation amount is set to an appropriate value ( For example, it can be used to determine whether or not to deviate from the LFC capacity prepared for maintaining at 60 Hz.
以上、本実施形態に係る予測装置100によれば、太陽光発電装置等の発電量を正確に予測することが可能となり、当該発電量の変動に伴う電力系統内の周波数変動及び電圧変動を許容範囲内にするために、確実に又は早期に対処することが可能となる。
As described above, according to the
<第2実施形態>
本実施形態に係る予測装置100’は、上記した発電量予測部114により算出した太陽光発電装置の発電量に基づいて、電圧調整用変圧器の目標電圧を制御する点で、第1実施形態と相違する。尚、第1実施形態と共通する構成については説明を省略する。
Second Embodiment
The
図6に、本実施形態に係る予測装置100’の構成の一例を示す。又、図7に、本実施形態に係る電力系統の一例を示す。本実施形態に係る電力系統は、連系変電所の系統電圧調整用変圧器500から、高圧母線LL、高圧配電線L1を介して、下流側の需要家R1〜R4に送電する構成となっている。又、本実施形態に係る電力系統は、高圧配電線L1中に太陽光発電装置G1が接続され、太陽光発電装置G1の発電量の変動による高圧配電線L1の電圧変動を、線路電圧調整用変圧器400及び系統電圧調整用変圧器500により調整する構成となっている。
FIG. 6 shows an example of the configuration of the
線路電圧調整用変圧器400及び系統電圧調整用変圧器500は、例えば、負荷時タップ切換器付変圧器であり、夫々、予測装置100’により変圧比(目標電圧)が制御されて、高圧配電線L1の電圧を調整する装置である。又、需要家R1〜R4は、夫々、家電製品や誘導型電動機を電力負荷として有し、高圧配電線L1から柱上変圧器Tr1〜Tr4を介して低圧配電線に受電した電力を、それらの電力負荷に使用する。又、柱上変圧器Tr1〜Tr4の変圧比は、通常時、系統電圧調整用変圧器500から送電される電力の電圧降下を考慮して、各々、低圧配電線への供給電圧が適正範囲(101±6V)となるように設定されている。尚、図7中のA点、B点、D点、E点、F点は、系統電圧調整用変圧器500に近い上流側から下流側に向かう途中において、高圧配電線L1から分岐する地点を表す。
The line
線路電圧調整用変圧器400及び系統電圧調整用変圧器500は、下流側の電圧の変動に対応するべく、線路電圧降下補償器(Line-Drop Compensator:LDC)を用いて目標電圧を自動で調整する方法等が一般にとられる。しかし、本実施形態のように、下流側に分散型電源(太陽光発電装置G1)が接続されている場合、電流の変化を正確に把握することができないため、線路電圧降下補償器では対応することが困難であり、加えて、負荷時タップ切換器付変圧器のタップ切換には一定時間(少なくとも数十秒以上)を要するため、配電線の急激な電圧変動には対応することができない。
The line
そこで、本実施形態に係る予測装置100’では、制御部110の機能構成として「電圧調整部115」を更に設け、電圧調整部115が、発電量予測部114により算出した太陽光発電装置G1の発電量の予測値に基づいて、線路電圧調整用変圧器400及び系統電圧調整用変圧器500の目標電圧を制御し、特に、高圧配電線L1の太陽光発電装置G1が接続された位置の付近のF点の電圧変動を抑制する態様としている。
Therefore, in the
具体的には、電圧調整部115は、太陽光発電装置G1の発電量の予測値により、F点における電圧変動を算出し、線路電圧調整用変圧器400及び系統電圧調整用変圧器500の目標電圧の変動すべき量を算出する。このとき、電圧調整部115は、例えば、太陽光発電装置G1の発電量の予測値、高圧配電線L1の線路インピーダンス、高圧配電線L1のF点の目標電圧、高圧配電線L1の電力負荷の予測値等から求まる係数に基づいて、以下の式4により、当該目標電圧の変動すべき量を算出する。尚、式4は、周知の潮流計算であり、詳細な説明は省略する。
Specifically, the
そして、電圧調整部115は、線路電圧調整用変圧器400及び系統電圧調整用変圧器500に対して、上記により算出した目標電圧の変動すべき量を、指示信号として出力することにより、これらの予測対象時における目標電圧を調整する。即ち、線路電圧調整用変圧器400及び系統電圧調整用変圧器500は、太陽光発電装置G1の発電量を考慮しない場合における暫定的な目標電圧に、予測装置100’から取得した太陽光発電装置G1の発電量に応じた目標電圧の変動量を加算した値を、正規の目標電圧として設定する。尚、電圧調整部115は、線路電圧調整用変圧器400及び系統電圧調整用変圧器500の二次側に出力する電圧が、当該目標電圧に近づくように、これらの装置を制御すればよく、目標電圧自体をデータとして送信してもよいし、目標電圧に関する値、例えば、目標電圧の変動量をデータとして送信して、これらの装置が当該データに基づいて目標電圧を設定してもよい。
Then, the
以上、本実施形態に係る予測装置100’によれば、予め、日射量の変化に起因した太陽光発電装置の発電量の変動を踏まえて、線路電圧調整用変圧器400及び系統電圧調整用変圧器500の目標電圧を設定しておくができる。
As described above, according to the
<その他の実施形態>
上記各実施形態では、日射量計測装置T1〜T4を用いて全天日射量を測定して、当該全天日射量の実測値から換算される晴天指数と、全天日射量の予測値から換算される晴天指数の差により予測誤差を算出した。しかし、日射量の予測値の予測誤差は、必ずしも晴天指数の差により算出する必要はなく、単純に、日射量の実測値と日射量の予測値の差により算出してもよい。又、測定する日射量も、全天日射量に代えて、直達日射量であってもよい。又、日射量計測装置は、熱電素子による測定に代えて、光電変換素子による測定であってもよい。又、発電量の実績値を取得可能な太陽光発電装置があれば、その実績値から日射量の実測値を算出して用いてもよい。
<Other embodiments>
In each of the above embodiments, the solar radiation amount is measured using the solar radiation amount measuring devices T1 to T4, and converted from the clear sky index converted from the actual measurement value of the solar radiation amount and the predicted value of the global solar radiation amount. The prediction error was calculated by the difference of the clear sky index. However, the prediction error of the predicted value of the solar radiation amount does not necessarily have to be calculated based on the difference in the clear sky index, and may simply be calculated based on the difference between the actually measured solar radiation amount and the predicted value of the solar radiation amount. Further, the amount of solar radiation to be measured may be a direct solar radiation amount instead of the total solar radiation amount. Further, the solar radiation amount measuring device may be a measurement using a photoelectric conversion element instead of the measurement using a thermoelectric element. Further, if there is a solar power generation device that can acquire the actual value of the power generation amount, an actual measurement value of the solar radiation amount may be calculated from the actual value and used.
又、太陽光発電装置の発電特性は、気温等によっても変化する場合がある。そのため、太陽光発電装置の発電量の予測値を算出する際に、日射量に加えて、気温等の気象予測データも参照してもよい。その場合、日射量と同様に、太陽光発電装置の設置位置における予測誤差を算出し、これを反映させてもよい。 In addition, the power generation characteristics of the solar power generation device may change depending on the temperature or the like. Therefore, when calculating the predicted value of the power generation amount of the solar power generation device, weather prediction data such as temperature may be referred to in addition to the amount of solar radiation. In that case, similarly to the amount of solar radiation, a prediction error at the installation position of the photovoltaic power generation apparatus may be calculated and reflected.
又、上記各実施形態では、太陽光発電装置G1の設置位置に日射量計測装置が設置されていない場合について、太陽光発電装置G1の設置位置から太陽光発電装置G1の周囲の四方向に設置された日射量計測装置T1〜T4の実測値を用いる態様を示した。しかし、太陽光発電装置の周囲の四方向に、日射量計測装置が近接して設置されていない場合には、二方向又は三方向の日射量計測装置の実測値のみを用いてもよい。 Moreover, in each said embodiment, about the case where the solar radiation amount measuring device is not installed in the installation position of the solar power generation device G1, it installs in four directions around the solar power generation device G1 from the installation position of the solar power generation device G1. The aspect which uses the measured value of the solar radiation amount measuring apparatus T1-T4 made was shown. However, when the solar radiation amount measuring device is not installed close to the four directions around the solar power generation device, only the actual measurement values of the solar radiation amount measuring device in two or three directions may be used.
又、上記各実施形態では、推定部112は、予測する時点の直前の時間帯についての日射量の実測値及び予測値を用いて、太陽光発電装置G1の設置位置における、日射量の予測値の予測誤差を算出する構成とした。しかし、予測する時点の直前の時間帯を含まない場合であっても、予測誤差を算出するために一定の精度を得られる蓋然性がある第一の時間帯、例えば、2時間前についての日射量の実測値及び予測値であってよい。又、同様に、補正部113は、予測する時点の次の時間帯を含まない場合であっても、算出された予測誤差に一定の精度を得られる蓋然性がある第一の時間帯よりも後の第二の時間帯、例えば、5時間後についての日射量の予測値であってよい。
Moreover, in each said embodiment, the estimation part 112 is the predicted value of the solar radiation amount in the installation position of the solar power generation device G1 using the measured value and predicted value of the solar radiation amount about the time zone immediately before the time of prediction. The prediction error is calculated. However, even if it does not include the time zone immediately before the prediction time point, the amount of solar radiation for the first time zone, for example, two hours before, is likely to obtain a certain degree of accuracy to calculate the prediction error. It may be an actual measurement value and a predicted value. Similarly, the
又、上記各実施形態では、太陽光発電装置の発電量を予測する態様について説明したが、本発明に係る予測装置は、風力発電装置や潮流発電装置等、自然エネルギーを利用した他の発電装置の発電量の予測にも使用することができる。即ち、数値予報モデル(局地モデル)によって算出されたGPVデータは、日射量以外の気象予測データについても、日射量と同様に位置ずれが生じるおそれがある。その場合、上記実施形態と同様の手法により、発電装置の設置位置における、当該自然エネルギーの予測値の予測誤差を算出して、これを次の時間帯の予測値に反映させることにより、太陽光発電装置の発電量の予測と同様に、予測精度を向上させることができる。尚、自然エネルギーとは、発電装置で発電するための動力となる自然エネルギーであり、例えば、太陽光の日射量、風速、潮流速である。 Moreover, although each said embodiment demonstrated the aspect which estimates the electric power generation amount of a solar power generation device, the prediction apparatus which concerns on this invention is another power generation device using natural energy, such as a wind power generation device and a tidal current power generation device. It can also be used to predict the amount of power generation. That is, the GPV data calculated by the numerical forecast model (local model) may be misaligned with respect to the weather forecast data other than the solar radiation amount similarly to the solar radiation amount. In that case, by calculating the prediction error of the predicted value of the natural energy at the installation position of the power generation device by the same method as in the above embodiment and reflecting this in the predicted value of the next time zone, Similar to the prediction of the power generation amount of the power generation device, the prediction accuracy can be improved. Natural energy is natural energy that is power for generating electricity with the power generation device, and is, for example, the amount of solar radiation, wind speed, and tidal flow velocity.
上記各実施形態は、以下の記載により特定される発明を開示するものである。 Each of the above embodiments discloses an invention specified by the following description.
前述した課題を解決する主たる本発明は、自然エネルギーを利用した発電装置G1の発電量を予測する予測装置100、100’であって、発電装置G1の周辺の複数の地点に設置され、発電に利用される自然エネルギーを計測する計測装置T1〜T4から取得した、第一の時間帯についての自然エネルギーの実測値Pi(計測装置データ122の測定データに対応する)と、当該複数の地点における、第一の時間帯についての自然エネルギーの予測値Qi(気象予測データ123に対応する)と、に基づいて、当該複数の地点における自然エネルギーの予測値Qiの予測誤差aiの平均値に関する値を算出して、当該値を発電装置G1の設置位置における、自然エネルギーの予測値Q18の予測誤差a18’と推定する推定部112と、推定部112が推定した発電装置G1の設置位置における、自然エネルギーの予測値Q18の予測誤差a18’に基づいて、発電装置G1の設置位置における、第一の時間帯より後の第二の時間帯についての自然エネルギーの予測値Q18を補正する補正部113と、補正部113が補正した第二の時間帯についての自然エネルギーの予測値Q18’と、自然エネルギーと発電量の関係を示す発電装置G1の発電特性(発電装置データ121の太陽光発電装置の発電特性を示すデータに対応する)と、に基づいて、第二の時間帯についての発電装置G1の発電量を予測する発電量予測部114と、を備えることを特徴とする予測装置100、100’である。これによって、発電装置G1の設置位置に、計測装置が設置されていない場合であっても、発電装置G1の設置位置における、自然エネルギーの予測値の予測誤差を把握し、比較的短時間先の当該発電装置G1の発電量の変動を正確に予測することが可能となる。
The main present invention that solves the above-described problems is a
ここで、推定部112は、発電装置G1の周辺の複数の地点に設置され、発電に利用される自然エネルギーを計測する計測装置T1〜T4から取得した、第一の時間帯についての自然エネルギーの実測値Piと、当該複数の地点における、第一の時間帯についての自然エネルギーの予測値Qiと、に基づいて、発電装置G1の設置位置と当該複数の地点の計測装置T1〜T4の設置位置の距離に応じた加重平均により、当該複数の地点における自然エネルギーの予測値Qiの予測誤差aiの平均値に関する値を算出して、当該値を発電装置G1の設置位置における、自然エネルギーの予測値Q18の予測誤差a18’と推定するものであってもよい。これによって、各計測装置T1〜T4の設置位置における予測誤差aiが、これらの距離diに応じた度合で、発電装置G1の設置位置における予測値の予測誤差に反映されるようにすることができる。 Here, the estimation unit 112 is installed at a plurality of points around the power generation device G1, and is obtained from the measurement devices T1 to T4 that measure natural energy used for power generation. Based on the actual measurement value P i and the predicted value Q i of the natural energy for the first time zone at the plurality of points, the installation position of the power generation device G1 and the measurement devices T1 to T4 at the plurality of points are measured. A value related to the average value of the prediction error a i of the natural energy predicted value Q i at the plurality of points is calculated by a weighted average according to the distance of the installation position, and the value is calculated as a natural value at the installation position of the power generator G1. The estimation error a 18 ′ of the energy prediction value Q 18 may be estimated. As a result, the prediction error a i at the installation position of each of the measuring devices T1 to T4 is reflected in the prediction error of the predicted value at the installation position of the power generation device G1 to a degree corresponding to the distance d i. Can do.
又、ここで、推定部112は、発電装置G1の設置位置に、発電に利用される自然エネルギーを計測する計測装置が設置されている場合、当該計測装置から取得した、第一の時間帯についての自然エネルギーの実測値Piと、発電装置の設置位置における、第一の時間帯についての自然エネルギーの予測値Qiと、に基づいて、発電装置の設置位置における、自然エネルギーの予測値Q18の予測誤差a18’を推定し、発電装置G1の設置位置に、発電に利用される自然エネルギーを計測する計測装置T1〜T4が設置されていない場合、発電装置G1の周辺の当該複数の地点に設置された計測装置T1〜T4から取得した、第一の時間帯についての自然エネルギーの実測値Piと、当該複数の地点における、第一の時間帯についての自然エネルギーの予測値Qiと、に基づいて、当該複数の地点における自然エネルギーの予測値Qiの予測誤差aiの平均値に関する値を算出して、当該値を発電装置G1の設置位置における、自然エネルギーの予測値Q18の予測誤差a18’と推定するものであってもよい。 In addition, here, when a measurement device that measures natural energy used for power generation is installed at the installation position of the power generation device G1, the estimation unit 112 acquires the first time zone obtained from the measurement device. Natural energy predicted value Q i at the installation position of the power generator, based on the actual measured value P i of the natural energy and the predicted natural energy value Q i for the first time zone at the installation position of the power generator. When 18 measuring errors a 18 ′ are estimated and measurement devices T1 to T4 for measuring natural energy used for power generation are not installed at the installation position of the power generation device G1, the plurality of the surroundings of the power generation device G1 obtained from the measuring device T1~T4 installed at a point, the measured value P i of the first natural energy for the time zone, in the plurality of points, the first renewable for hours A prediction value Q i of over, based on, and calculating a value relating to the average value of the prediction error a i of the prediction value Q i of the natural energy in the plurality of points, at the installation position of the value power generator G1, It may be estimated as a prediction error a 18 ′ of the natural energy predicted value Q 18 .
又、ここで、発電装置G1は、自然エネルギーとして太陽光を利用した太陽光発電装置であり、計測装置T1〜T4は、日射量の計測装置であってもよい。 Here, the power generation device G1 may be a solar power generation device that uses sunlight as natural energy, and the measurement devices T1 to T4 may be solar radiation amount measurement devices.
又、ここで、自然エネルギーの予測値Qiの予測誤差aiは、全天日射量の実測値Piを大気外日射量で除して算出される晴天指数と、全天日射量の予測値Qiを大気外日射量で除して算出される晴天指数との差により算出された値であってもよい。 Here, the prediction error a i of the natural energy predicted value Q i is the clear sky index calculated by dividing the measured value P i of the global solar radiation amount by the solar radiation amount outside the atmosphere, and the prediction of the global solar radiation amount. It may be a value calculated by the difference from the clear sky index calculated by dividing the value Q i by the amount of solar radiation outside the atmosphere.
又、ここで、当該複数の地点は、少なくとも発電装置G1の設置位置に対して発電装置G1の周囲の四方向の地点を含むものであってもよい。これによって、発電装置G1の設置位置における自然エネルギーの予測値の予測誤差を推定する際、その設置位置の周囲の各方位における予測誤差を反映させることができる。 Here, the plurality of points may include at least four points around the power generation device G1 with respect to the installation position of the power generation device G1. Thereby, when estimating the prediction error of the predicted value of the natural energy at the installation position of the power generator G1, the prediction error in each direction around the installation position can be reflected.
又、ここで、自然エネルギーの予測値Qiは、GPVデータであってもよい。 Here, the natural energy predicted value Q i may be GPV data.
又、ここで、推定部112及び補正部113は、発電装置G1の設置位置及び計測装置T1〜T4の設置位置を、自然エネルギーの予測値Qiを算出するために区画されたメッシュのうち、対応するメッシュ位置に基づいて定めるものであってもよい。
Further, here, the estimation unit 112 and the
又、ここで、第一の時間帯は、予測する時点の直前の一時間以内の時間帯を含むものであってもよい。 Here, the first time zone may include a time zone within one hour immediately before the predicted time point.
又、ここで、予測装置100’は、発電量予測部114が予測した第二の時間帯についての発電装置G1の発電量と、発電装置G1が系統連系する配電線の接続位置と、に基づいて、配電線の電圧を調整する電圧調整用変圧器400、500が二次側に出力する電圧の、第二の時間帯についての目標電圧を算出し、電圧調整用変圧器400、500を制御する電圧調整部115、を更に備えるものであってもよい。
In addition, here, the
以上、本発明の具体例を詳細に説明したが、これらは例示にすぎず、請求の範囲を限定するものではない。請求の範囲に記載の技術には、以上に例示した具体例を様々に変形、変更したものが含まれる。 As mentioned above, although the specific example of this invention was demonstrated in detail, these are only illustrations and do not limit a claim. The technology described in the claims includes various modifications and changes of the specific examples illustrated above.
G1〜G5 太陽光発電装置
T1〜T10 日射量計測装置
100、100’ 予測装置
200 気象情報提供装置
300 通信回線
400 線路電圧調整装置
500 系統電圧調整装置
M メッシュ
P 自然エネルギーの実測値
Q 自然エネルギーの予測値
a 自然エネルギーの予測値の予測誤差
R1〜R4 電力負荷
LL 高圧母線
L1 高圧配電線
G1 to G5 Photovoltaic power generation devices T1 to T10 Solar radiation
Claims (10)
前記発電装置の周辺の複数の地点に設置され、発電に利用される自然エネルギーを計測する計測装置から取得した、第一の時間帯についての自然エネルギーの実測値と、前記複数の地点における、前記第一の時間帯についての自然エネルギーの予測値と、に基づいて、前記複数の地点における自然エネルギーの予測値の予測誤差の平均値に関する値を算出して、当該値を前記発電装置の設置位置における、自然エネルギーの予測値の予測誤差と推定する推定部と、
前記推定部が推定した前記発電装置の設置位置における、自然エネルギーの予測値の予測誤差に基づいて、前記発電装置の設置位置における、前記第一の時間帯より後の第二の時間帯についての自然エネルギーの予測値を補正する補正部と、
前記補正部が補正した前記第二の時間帯についての自然エネルギーの予測値と、自然エネルギーと発電量の関係を示す前記発電装置の発電特性と、に基づいて、前記第二の時間帯についての前記発電装置の発電量を予測する発電量予測部と、
を備えることを特徴とする予測装置。 A prediction device for predicting the power generation amount of a power generation device using natural energy,
Installed at a plurality of points around the power generation device, obtained from a measurement device that measures natural energy used for power generation, measured values of natural energy for a first time zone, and at the plurality of points, Based on the predicted value of natural energy for the first time zone, a value related to the average value of the predicted error of the predicted value of natural energy at the plurality of points is calculated, and the value is set as the installation position of the power generator. An estimation unit for estimating a prediction error of a predicted value of natural energy in
Based on the prediction error of the predicted value of natural energy at the installation position of the power generation device estimated by the estimation unit, about the second time zone after the first time zone at the installation position of the power generation device. A correction unit for correcting the predicted value of natural energy;
Based on the predicted value of the natural energy for the second time zone corrected by the correction unit and the power generation characteristics of the power generation device indicating the relationship between the natural energy and the power generation amount, the second time zone A power generation amount prediction unit for predicting a power generation amount of the power generation device;
A prediction apparatus comprising:
ことを特徴とする請求項1に記載の予測装置。 The estimation unit is installed at a plurality of points around the power generation device, obtained from a measurement device that measures natural energy used for power generation, and an actual measurement value of the natural energy for the first time zone, Based on the predicted value of natural energy for the first time zone at a plurality of points, based on the weighted average according to the distance between the installation position of the power generation device and the installation position of the measurement device at the plurality of points, A value related to an average value of prediction errors of predicted values of natural energy at the plurality of points is calculated, and the value is estimated as a prediction error of predicted values of natural energy at the installation position of the power generation device. The prediction device according to claim 1.
前記発電装置の設置位置に、発電に利用される自然エネルギーを計測する計測装置が設置されている場合、当該計測装置から取得した、前記第一の時間帯についての自然エネルギーの実測値と、前記発電装置の設置位置における、前記第一の時間帯についての自然エネルギーの予測値と、に基づいて、前記発電装置の設置位置における、自然エネルギーの予測値の予測誤差を推定し、
前記発電装置の設置位置に、発電に利用される自然エネルギーを計測する計測装置が設置されていない場合、前記発電装置の周辺の複数の地点に設置された計測装置から取得した、前記第一の時間帯についての自然エネルギーの実測値と、前記複数の地点における、前記第一の時間帯についての自然エネルギーの予測値と、に基づいて、前記複数の地点における自然エネルギーの予測値の予測誤差の平均値に関する値を算出して、当該値を前記発電装置の設置位置における、自然エネルギーの予測値の予測誤差と推定する
ことを特徴とする請求項1又は2に記載の予測装置。 The estimation unit includes
When a measurement device that measures natural energy used for power generation is installed at the installation position of the power generation device, the measured value of natural energy for the first time zone obtained from the measurement device, and the Based on the predicted value of natural energy for the first time zone at the installation position of the power generator, and estimating the prediction error of the predicted value of natural energy at the installation position of the power generator,
When the measurement device for measuring natural energy used for power generation is not installed at the installation position of the power generation device, the first device obtained from the measurement devices installed at a plurality of points around the power generation device, Based on the measured value of the natural energy for the time zone and the predicted value of the natural energy for the first time zone at the plurality of points, the prediction error of the predicted value of the natural energy at the plurality of points is calculated. 3. The prediction device according to claim 1, wherein a value related to an average value is calculated, and the value is estimated as a prediction error of a predicted value of natural energy at an installation position of the power generation device.
ことを特徴とする請求項1乃至3のいずれか一項に記載の予測装置。 4. The power generation device according to claim 1, wherein the power generation device is a solar power generation device that uses sunlight as natural energy, and the measurement device is a solar radiation amount measurement device. 5. Prediction device.
ことを特徴とする請求項4に記載の予測装置。 The prediction error of the predicted value of natural energy is the clear sky index calculated by dividing the measured value of the total solar radiation amount by the atmospheric solar radiation amount, and the predicted value of the total solar radiation amount divided by the atmospheric solar radiation amount. The prediction device according to claim 4, wherein the prediction device is a value calculated by a difference from the calculated clear sky index.
ことを特徴とする請求項1乃至5のいずれか一項に記載の予測装置。 The prediction device according to any one of claims 1 to 5, wherein the plurality of points include at least four points around the power generation device with respect to an installation position of the power generation device.
ことを特徴とする請求項1乃至6のいずれか一項に記載の予測装置。 The prediction value of the natural energy is GPV data. The prediction device according to claim 1, wherein the prediction value of natural energy is GPV data.
ことを特徴とする請求項1乃至7のいずれか一項に記載の予測装置。 The estimation unit and the correction unit determine an installation position of the power generation device and an installation position of the measurement device based on a corresponding mesh position among meshes divided for calculating a predicted value of natural energy. The prediction apparatus according to claim 1, wherein:
ことを特徴とする請求項1乃至8のいずれか一項に記載の予測装置。 The prediction device according to any one of claims 1 to 8, wherein the first time zone includes a time zone within one hour immediately before the prediction time point.
ことを特徴とする請求項1乃至9のいずれか一項に記載の予測装置。 The voltage of the distribution line is adjusted based on the amount of power generation of the power generation device for the second time zone predicted by the power generation amount prediction unit and the connection position of the distribution line connected to the grid by the power generation device. The voltage output from the voltage adjustment transformer to the secondary side is calculated with respect to the target voltage for the second time zone, and the voltage output from the voltage adjustment transformer to the secondary side is the target voltage. The prediction apparatus according to claim 1, further comprising a voltage adjustment unit that controls the voltage adjustment transformer so as to approach a voltage.
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