JP5957073B2 - 電力監視装置及び電力監視方法 - Google Patents

Description

本発明は、電力系統に連系する太陽光発電機器及び負荷機器の電力を監視する技術に関する。

電力の生成と消費を行う機器、および機器の特性を変化させる機器などが、電力系統に接続されることにより、電力系統の動作状態が変化する。例えば太陽光発電機器と負荷機器が電力系統内の配電系統に連系する場合、それらの機器によるＰＶ発電量と負荷量が合成される。以下、太陽光発電機器をＰＶ（Photovoltaic）機器と呼ぶ。今後、ＰＶ機器の導入比率が向上していくことが予想されているが、電力系統への影響を評価するには、ＰＶ機器の発電量を把握できることが望ましい。また、何らかの要因で系統分離が行われたとき、分離された系統の電力需給を評価するためには、分離系統におけるＰＶ発電量が推定できることが望ましい。また、ＰＶ発電の全量買い取り制度が実施されるときは、当然ながら、個々の需要家設備のＰＶ機器の発電量を把握できることが望ましい。

需要家設備と配電系統の接続点における電力に関わる物理量を計測する為に、各需要家設備にＡＭＩ（Automatic Metering Infrastructure）と呼ばれる計測器が導入されつつある。この計測器はスマートメータと呼ばれる場合がある。以下の説明においては、計測器、ＡＭＩ、スマートメータ、あるいは電力計等の用語を同じものとして使う。また、ＰＶ機器により発電された電力量をＰＶ発電量と呼び、負荷機器により消費された電力量を実負荷と呼ぶ。このような計測器の計測対象が、ＰＶ発電量と実負荷が合成された見掛けの負荷である場合には、ＰＶ発電量と実負荷の夫々を把握することは出来ない。即ち、需要家設備がＰＶ発電量と実負荷の夫々を計測するセンサを有していない場合、ＰＶ発電量と実負荷の夫々を把握するためには、これらの値を推定する必要がある。

例えば、ＩＣＡ（Independent component analysis：独立成分分析）を用いて、配電系統におけるＰＶ発電量と負荷量を分離する分離手法が知られている。これは配電系統のフィーダの一区間を対象とし、この区間を流れるＰＶ発電量と負荷量の比較的短い周期の変動は無相関であるとする。また、この分離手法は、次の手順ＳＴ１〜ＳＴ５により、ＰＶ発電量と負荷量を分離する。
（ＳＴ１）短期間の信号を抽出
（ＳＴ２）ＩＣＡを適用
（ＳＴ３）分離信号の順序づけ
（ＳＴ４）スケーリング
（ＳＴ５）推定値の算出

また、同じくＩＣＡを利用して配電系統における負荷量を推定する手法が知られている。この方式において、配電系統のモデル及びＩＣＡの利用は、前述の分離手法と同じであるが、さらに日射量として大気外日射量を利用している。

また、ＰＶ発電量に関わる日射量の理論的（実験的）な算出式が知られている。

また、配電系統に連系した太陽光発電機器の発電に起因する三相交流の不平衡率の変動に基づいて、太陽光発電量を予測する技術が知られている（例えば、特許文献１）。

特開２０１１−４１３８４号公報

配電系統内の合成された負荷量とＰＶ発電量を分離するための手法としてＩＣＡを利用するとき、次の問題点ＰＲ１〜ＰＲ３がある。
（ＰＲ１）ＩＣＡが原理的に持つ特性により、信号源の信号がガウス分布に近いか否かで、計算結果の精度が影響を受ける。
（ＰＲ２）ＩＣＡは、分離した信号の順序が一意に決まらないという問題（Permutation問題とも呼ばれる）がある。
（ＰＲ３）ＩＣＡの適用において、配電系統のモデルとして有効電力Ｐと無効電力Ｑを扱うが、Ｑの根拠となる力率の計測が困難である場合が多い。

また、配電系統を対象にした解析手法は、個々の需要家設備のＰＶ発電量と負荷量を分離することができない。

上記課題を解決するために、本発明の一態様である電力監視装置は、取得部と算出部とを備える。取得部は、第１太陽光発電機器と第１負荷機器とを有する第１電気設備について、第１太陽光発電機器への日射量の時間変化を示す第１日射量信号と、第１太陽光発電機器と第１負荷機器を合わせた負荷の時間変化を示す第１負荷信号とを、記憶デバイスから取得する。算出部は、第１日射量信号及び第１負荷信号に基づいて、第１日射量信号に対する第１太陽光発電機器の発電量の特性を示す第１発電特性を算出する。

本発明によれば、需要家設備内の太陽光発電機器の特性を算出することができる。

図１は、実施例１に係る電力監視システムの構成を示す。 図２は、配線方法Ｂを示す。 図３は、配線方法Ｃを示す。 図４は、実施例１に係る電力監視装置の入出力を示す。 図５は、電力監視装置の構成を示す。 図６は、監視処理を示す。 図７は、選択処理を示す。 図８は、選択処理により用いられる信号を示す。 図９は、更新処理を示す。 図１０は、推定処理を示す。 図１１は、日射量を示す。 図１２は、ＰＶ発電量を示す。 図１３は、実施例２に係る電力監視システムの構成を示す。 図１４は、実施例２に係る電力監視部の入出力を示す。 図１５は、地域推定処理を示す。

以下、図面等を用いて、本発明の実施形態について説明する。以下の実施例は本願発明の内容の具体例を示すものであり、本願発明がこれらの実施例に限定されるものではなく、本明細書に開示される技術的思想の範囲内において当業者による様々な変更および修正が可能である。

本実施例では、需要家設備内のＰＶ発電量及び実負荷を推定する電力監視システムについて説明する。

＜＜電力監視システムの構成＞＞

図１は、実施例１に係る電力監視システムの構成を示す。この電力監視システムは、電力系統４００と、需要家設備５００と、管理サーバ４１０とを有する。電力系統４００は、需要家設備５００へ送電する、或いは需要家設備５００により発電された電力を受電する。管理サーバ４１０は、需要家設備５００
において計測された電力量を管理する。管理サーバ４１０は例えば、ＭＤＭＳ（Meter
Data Management System）である。需要家設備５００は、ＰＶ機器５１０と、実負荷機器５２０と、電力計５３０ａ、５３０ｂと、電力監視装置１０１と、接続点３００とを有する。

電力監視装置１０１は、ＨＥＭＳ（Home Energy Management System）等のエネルギー管理システムであっても良いし、エネルギー管理システム内に設けられていても良い。電力監視装置１０１は、電力計５３０ａ、５３０ｂから電力量の計測値を取得する。また、電力監視装置１０１は、通信ネットワーク４２０を介して、管理サーバ４１０に接続され、管理サーバ４１０との通信を行う。

なお、電力監視装置１０１、電力計５３０ａ、５３０ｂは、ＡＭＩに含まれていても良い。ところで電力に関わる物理量としては、電圧、電流、有効電力、無効電力、位相、力率などが一般に使われる。計測するにあたり、どの物理量、どのような計測間隔、どのような信号分解能（ＡＤ変換時のビット数）で採取するかは様々な条件で決まってくる。以下の説明は、これらのなかの有効電力に着目している。しかし他の物理量の計測にも適用できる。

ＰＶ機器５１０は日射を受けて発電を行う。ＰＶ機器５１０は、ＰＶパネル５１１とＰＣＳ（Power Conditioning System）５１２とを有する。ＰＣＳ５１２はＰＶパネル５１１からの直流電流を交流電流へ変換する。ＰＶ機器５１０による発電量であるＰＶ発電量は、ＰＶパネル５１１へ入力される日射量にほぼ比例する。比例でない要因としては、ＰＶパネル５１１の温度特性、ＰＣＳ５１２の非線形特性などがある。以下の説明ではこれらを含むＰＶ機器５１０の特性をＰＶ機器特性と呼び、ＰＶ機器特性が日射量に比例した出力特性であるとする。

実負荷機器５２０は、需要家設備５００内の電力を消費する各種の機器の集合である。これらの機器の集合による負荷を合計して実負荷と呼ぶ。

需要家設備５００と電力系統４００の接続点３００に接続されている電力計５３０ａ、５３０ｂは、課金のために接続点３００の電力量を計測する。電力計５３０ａ、５３０ｂは、電力の流れの方向に依存して、電力計５３０ａにより売電の電力量を計測し、電力計５３０ｂにより買電の電力量を計測する。以下の説明において、需要家設備５００から電力系統４００への向きの売電の電力量を売電量と呼び、電力系統４００から需要家設備５００への向きの買電の電力量を買電量と呼ぶ。この場合の買電量は、実負荷からＰＶ発電量を減算した結果（見掛けの負荷）を計測しているので、ＰＶ発電量と実負荷の夫々の計測値は得られない。以下の説明において、電力計５３０ａ、５３０ｂによる電力の計測のための配線方法を配線方法Ａと呼ぶ。

ここで、その他の配線方法について説明する。

図２は、配線方法Ｂを示す。配線方法Ｂは、ＰＶ発電量と実負荷を分離して計測する配線方法である。電力計５３０ｃは、ＰＶ機器５１０の発電量を計測する。電力計５３０ｄは、電力系統４００から実負荷機器５２０の消費電力量を計測する。ＰＶ発電量の全量買い取り制度のために、ＰＶ発電量と実負荷を計測するためにはこの配線方法が望ましいが、しかし、現状の多くのＡＭＩは配線方法Ａで配線されており、買電量及び売電量を管理サーバ４１０へ送信する。

図３は、配線方法Ｃを示す。配線方法Ｃは、従来の電力計５３０ｅの配線方法である。電力計５３０ｅは、ＰＶ発電量と実負荷を計測できない。この場合、電力監視装置１０１は、電力計５３０ｅから計測値を取得しても良い。

＜＜電力監視装置１０１の入出力＞＞

以下、電力監視装置１０１の入出力について説明する。

図４は、実施例１に係る電力監視装置１０１の入出力を示す。以下の説明では、実負荷をＰ（ｔ）、見掛けの負荷をＰｓ（ｔ）、日射量をＩ（ｔ）、ＰＶ発電量をＶ（ｔ）、ＰＶ機器特性をＫ（ｔ）で夫々表す。これらの変数は、時刻ｔの経過に伴って変化する離散的な時系列信号である。Ｋ（ｔ）は、ＰＶパネル５１１面に入射する日射量をＰＶ発電量に変換する関数である。Ｋ（ｔ）は、ＰＶ機器５１０の容量及び効率、ＰＶパネル５１１の仰角、方位角、温度係数などを組み合わせた特性を持つ。これらの特性が計測できるならばＫ（ｔ）を算出できる。しかし多くの場合、これらの特性の計測は困難である。以下の説明では短期的な特性変化は無いとし、Ｋを未知の定数として扱う。必要があれば時間に伴って変化するＫ（ｔ）を用いても良い。

電力監視装置１０１への入力は、需要家設備５００の見掛けの負荷Ｐｓ（t）と、需要家設備５００のＰＶ機器５１０へ入射する日射量Ｉ（ｔ）とである。出力は、ＰＶ発電量Ｖ（ｔ）と実負荷Ｐ（ｔ）とする。ここでＰＶ発電量Ｖ（ｔ）は、次式のように、日射量Ｉ（ｔ）とＰＶ機器特性Ｋを乗算した結果であるとする。

Ｖ（ｔ） ＝ Ｉ（ｔ）・Ｋ …（Ｅ１）

即ち、ＰＶ発電量Ｖ（ｔ）は日射量Ｉ（ｔ）に比例し、Ｋはその比例定数である。見掛けの負荷Ｐｓ（ｔ）は、次式のように、実負荷Ｐ（ｔ）からＰＶ発電量Ｖ（ｔ）を減算した結果である。

Ｐｓ（ｔ） ＝ Ｐ（ｔ）−Ｖ（ｔ）
＝ Ｐ（ｔ）−Ｉ（ｔ）・Ｋ …（Ｅ２）

需要家設備５００における電力の入出力関係の表現は、上記のモデルに限定するものではなくて、以下のような観点Ｖ１〜Ｖ５を組み込むことができる。

（Ｖ１）需要家設備５００内のＡＭＩによる電力量の計測値が、電力計５３０ａによる売電量、電力計５３０ｂによる買電量の２種である場合、見掛けの負荷Ｐｓ（ｔ）は、（買電量−売電量）で表わされる。

（Ｖ２）電力量を有効電力と無効電力に分離して表現する方法がある。これは力率を考慮すれば簡単に電力量を有効電力と無効電力に換算できる。したがって以下の説明では有効電力と無効電力の関係は省く。

（Ｖ３）本実施例において、ＰＶ機器特性はリニア特性であるとしている。しかし例えばＰＶ発電量Ｖ（ｔ）は、ＰＶパネル５１１の半導体特性、ＰＣＳ５１２の動作特性などの影響を受ける。ここでＰＣＳ５１２は、内部に記憶されている制御アルゴリズムに基づいて動作するので、必ずしもリニアリティが確保されない場合がある。以下の実施例では、ＰＣＳ５１２をリニア特性として説明するが、必要があればリニア特性にノンリニア特性を付加しても良い。例えば、テーブル変換による非線形特性の実現、高次元の関数を利用する非線形特性の実現、あるいはしきい値を用いるスイッチ特性の実現などがある。

（Ｖ４）本実施例は、時間に伴い変化する信号を時系列信号として扱う。時系列信号の計測間隔は任意である。電力監視装置１０１は、ＡＭＩ等の計測器により計測された電力量を時系列信号として取得する。また、電力監視装置１０１は、複数日における同一時間帯に計測された電力量を、時系列信号として取得しても良い。また時系列信号の種類によって、サンプルの時間間隔が異なっても良い。

（Ｖ５）日射量には幾つかの種類がある。例えば、大気外日射量（地球の大気の影響を受けない日射量）、水平面日射量（気象庁などが計測している水平面に入射する日射量）、ＰＶ入射日射量（仰角及び方位角を持つＰＶパネル５１１に入射する日射量）などがある。また、これらの日射量を互いに換算するための換算式が知られている。以下の説明では日射量としてＰＶ入射日射量を用いるが、ＰＶ機器特性Ｋに上記の複数の種類の日射量の換算式を含めることにより、例えば水平日射量に置き換えて扱っても良い。管理サーバ４１０は、日射量の計測値を保存していても良い。電力監視装置１０１又は管理サーバ４１０は、気象情報を管理するサーバ等、他のサーバから日射量の計測値を取得しても良い。

＜＜１軒の需要家設備５００のＰＶ発電量と実負荷の推定方法＞＞

以下、１軒の需要家設備５００のＰＶ発電量と実負荷の推定方法について説明する。

実負荷Ｐ（ｔ）は、需要家設備５００に設置されて電力を消費する機器の稼動状態に大きく依存する。この稼動状態は、需要家設備５００に居住する人員の活動、需要家設備５００内に設置された機器、天候、日種（土曜、日曜などの区別）、などに依存する。このように実負荷Ｐ（ｔ）には多くの変動要因が含まれている。

日射量Ｉ（ｔ）の主要な変動要因は、太陽と地球の天文学的な位置関係である。また、日射量Ｉ（ｔ）を算出する計算式が、過去の計測値に基づいて作成されている。さらに地表面における日射量Ｉ（ｔ）は、例えば直達と散乱の日射量比率、雲の流れ等の変動要因が加わっている。雲の流れは、太陽からの日射を遮断して大きな変化を生みだす。このように日射量Ｉ（ｔ）には多くの変動要因が含まれている。

従って、実負荷Ｐ（ｔ）と日射量Ｉ（ｔ）は、それぞれ独立して生成される信号であると考えることが妥当である。ただし、人間には一日を周期とする活動があり、それに伴い機器の電力消費にも１日を周期とする特性が現れる場合がある。このような特性を考慮し、それらの信号を一日に比べて短い時間帯に限定することで、それらの信号が互いに独立であると考えることが出来る。実負荷Ｐ（ｔ）と日射量Ｉ（ｔ）が互いに独立した信号であるということは、統計的には相関性が無いと言い換えることができる。電力監視装置１０１へ入力される時系列信号の相関性をなくすために、時系列信号の時間帯の長さを設定する。例えば、時間帯の長さの最小は、少なくとも２つ以上の計測間隔が含まれる時間以上とする。一方の時間帯の長さの最大は１日のなかの日照時間であるが、季節によって変化する日照時間、あるいは、実際の日射量の観察結果を参照することで時間帯を可変設定して良い。また計測間隔が短ければ相関を計算するに必要なデータ個数が短い時間で得られる場合があるので、計測間隔を参考にしながら可変設定とすることができる。いずれも実測データを用いた実験結果に基づいて決めて良い。

本実施例におけるＰＶ発電量と実負荷の推定方法は、実負荷Ｐ（ｔ）と日射量Ｉ（ｔ）の二つの時系列信号が無相関であることを用い、二つの時系列信号の相関係数の算出式において、相関が十分に小さい（無相関）とおく。これにより、この算出式に含まれる未知数を求める。この未知数は、日射量Ｉ（ｔ）をＰＶ発電量Ｖ（ｔ）に換算するためのＰＶ機器特性Ｋである。ＰＶ機器特性Ｋを求めることで、既知の日射量Ｉ（ｔ）からＰＶ発電量Ｖ（ｔ）を求めることができ、さらに実負荷Ｐ（ｔ）を求めることができる。

ここで、相関係数を求める関数をＲ（・）、これにより算出される相関係数の値をｒとする。また、相関係数ｒの計算に用いられる時系列信号の時間帯を、対象時間帯と呼ぶ。そして二つの変数ＸとＹの相関係数ｒを求めるときＲ（Ｘ、Ｙ）と表記する。具体的には、離散信号をＸ（ｔ）とＹ（ｔ）とし、対象時間帯に亘る累積をΣで表す時、ｒは次式により表される。

ｒ ＝ Ｒ（Ｘ、Ｙ）
＝ Σ（（Ｘ（ｔ）−μｘ）・（Ｙ（ｔ）−μｙ）） …（Ｅ３）

対象時間帯における離散的な時刻ｔがｔ１、ｔ２、・・・である場合、上式を展開すれば、次式が得られる。

ｒ ＝ Ｒ（Ｘ、Ｙ）
＝ （Ｘ（ｔ１）−μｘ）・（Ｙ（ｔ１）−μｙ）＋
（Ｘ（ｔ２）−μｘ）・（Ｙ（ｔ２）−μｙ）＋
・・・・
…（Ｅ４）

ここでμｘは対象時間帯におけるＸ（ｔ）の平均、μｙは対象時間帯におけるＹ（ｔ）の平均を示す。

本実施例の推定方法は、以下で説明するように、Ｒ（・）を使って時系列信号から相関係数ｒを算出するのではなく、事前に相関係数ｒの値を与えてＲ（・）に含まれる変数について解く。以下の説明では、この変数を示すために、Ｒ（・）に含まれる変数がＺである場合、Ｒ（・）をＲ（Ｚ）と表記する。

以下、１軒の需要家設備５００を対象とする場合について説明する。

本実施例の推定方法は、対象時間帯において実負荷Ｐ（ｔ）と日射量Ｉ（ｔ）が無相関であるという特性を利用し、両者を分離する。相関係数ｒの算出式をＲ（・）とし、実負荷Ｐ（ｔ）と日射量Ｉ（ｔ）を変数とすれば、ｒは次式で表される。

ｒ ＝ Ｒ（・）
＝ Ｒ（Ｐ（ｔ），Ｉ（ｔ）） …（Ｅ５）

ここで実負荷Ｐ（ｔ）は、前述の式Ｅ２により次式で表される。

Ｐ（ｔ） ＝ Ｐｓ（ｔ）＋Ｖ（ｔ）
＝ Ｐｓ（ｔ）＋Ｉ（ｔ）・Ｋ …（Ｅ６）

これを式Ｅ５に代入すると、次式が得られる。

ｒ ＝ Ｒ（Ｐｓ（ｔ）＋Ｉ（ｔ）・Ｋ，Ｉ（ｔ）） …（Ｅ７）

具体的には、式Ｅ３を用いて、次式が得られる。

ｒ ＝ Σ（（Ｐｓ（ｔ）＋Ｉ（ｔ）・Ｋ−μｘ）・（Ｉ（ｔ）−μｙ））
…（Ｅ８）

ここでμｘは対象時間帯に亘る（Ｐｓ（ｔ）＋Ｉ（ｔ）・Ｋ）の平均、μｙは対象時間帯に亘るＩ（ｔ）の平均、Σは対象時間帯に亘る累積を示す。見掛けの負荷Ｐｓ（ｔ）、日射量Ｉ（ｔ）および平均値μｘとμｙを計測値として取得したデータで置き換えれば、Ｒ（・）はＫを変数とする関数Ｒ（Ｋ）になる。

ｒ ＝ Ｒ（Ｋ） …（Ｅ９）

ここで本発明はｒが十分に小さい、具体的には例えばｒ＝０とすることにより、ＰＶ機器特性Ｋを算出する。式Ｅ８から分かるようにＲ（・）はＫの一次関数になるから、式Ｅ９によりＫの解は一意に決まる。このＰＶ機器特性Ｋの算出方法は、解析的な手法、あるいは探索的な手法を利用できて、その手法を限定するものではない。解析的な手法を利用する場合はｒ＝０として解けば良い。あるいは探索的手法を利用する場合は、ｒ＝０になることを解の条件とすること無く、十分に小さなしきい値を用意して比較することでｒの大きさが十分小さいことを判定すれば良い。こうしてＰＶ機器特性Ｋが求まれば、ＰＶ発電量Ｖ（ｔ）は、次式により求めることができる。

Ｖ（ｔ） ＝ Ｉ（ｔ）・Ｋ …（Ｅ１０）

また、実負荷Ｐ（ｔ）は、次式により求めることができる。

Ｐ（ｔ） ＝ Ｐｓ（ｔ）−Ｖ（ｔ） …（Ｅ１１）

以上に説明した推定方法は、１軒の需要家設備５００における見かけの負荷から、実負荷とＰＶ発電量を分離することが出来る。

＜＜電力監視装置１０１の構成＞＞

以下、電力監視装置１０１の構成について説明する。

図５は、電力監視装置１０１の構成を示す。この電力監視装置１０１は、１軒の需要家設備５００を対象とし、見掛けの負荷Ｐｓ（ｔ）と日射量Ｉ（ｔ）を入力とし、実負荷Ｐ（ｔ）とＰＶ発電量Ｖ（ｔ）とを出力する。電力監視装置１０１は、受信部２１１と、送信部２１２と、選択部２１３と、算出部２２１と、記憶部２２２とを有する。記憶部２２２は、メモリ等の記憶デバイスであり、バッファメモリ２０１と、バッファメモリ２０２とを有する。算出部２２１は、ＰＶ機器特性算出部２０３と、ＰＶ発電量算出部２０４と、実負荷算出部２０５とを有する。

受信部２１１は例えば、電力計５３０ａ、５３０ｂとの通信のためのインターフェイスである。また、受信部２１１は、電力計５３０ａ、５３０ｂから売電量の計測値及び買電量の計測値を夫々受信する。また、受信部２１１は、（買電量−売電量）を見掛けの負荷Ｐｓ（ｔ）として算出し、バッファメモリ２０１へ書き込む。また、受信部２１１は、管理サーバ４１０等、日射量Ｉ（ｔ）を格納するデータベースから、日射量Ｉ（ｔ）の計測値を受信し、バッファメモリ２０２へ書き込む。また、受信部２１１は、需要家設備５００に設けられているコンピュータやＨＥＭＳ（Home Energy Management System）等のエネルギー管理システムから、見掛けの負荷Ｐｓ（ｔ）及び日射量Ｉ（ｔ）を受信しても良い。即ち、バッファメモリ２０１は、見掛けの負荷Ｐｓ（ｔ）の時系列信号を格納し、バッファメモリ２０２は、日射量Ｉ（ｔ）の時系列信号を格納する。

なお、受信部２１１は、日射量の時間変化を計測する日射量センサから日射量Ｉ（ｔ）の時系列信号を受信しても良い。この日射量センサは、所定の時間間隔で日射量を計測する。

バッファメモリ２０１は、入力された日射量Ｉ（ｔ）を格納する。バッファメモリ２０２は、入力された掛けの負荷Ｐｓ（ｔ）を格納する。

選択部２１３は、見掛けの負荷Ｐｓ（ｔ）及び日射量Ｉ（ｔ）の時系列信号のサンプルの中から計算に用いるサンプルを選択して保存する。

ＰＶ機器特性算出部２０３は、選択部２１３から見掛けの負荷Ｐｓ（ｔ）を取得し、選択部２１３から日射量Ｉ（ｔ）を取得し、見掛けの負荷Ｐｓ（ｔ）と日射量Ｉ（ｔ）に基づいてＰＶ機器特性Ｋを算出する。

ＰＶ発電量算出部２０４は、バッファメモリ２０１から日射量Ｉ（ｔ）を読み出し、算出されたＰＶ機器特性Ｋと、ＰＶ発電量Ｖ（ｔ）を算出する。実負荷算出部２０５は、バッファメモリ２０２から見掛けの負荷Ｐｓ（ｔ）を読み出し、ＰＶ発電量Ｖ（ｔ）と日射量Ｉ（ｔ）に基づいて実負荷Ｐ（ｔ）を算出する。

送信部２１２は例えば、通信ネットワーク４２０に接続された通信インターフェイスである。また、送信部２１２は、算出されたＰＶ発電量Ｖ（ｔ）及び実負荷Ｐ（ｔ）を、エネルギー管理システムや管理サーバ４１０等の管理装置へ送信する。

＜＜監視処理＞＞

以下、電力監視装置１０１が長期間に亘ってＰＶ発電量Ｖ（ｔ）と実負荷Ｐ（ｔ）の推定を繰り返す監視処理について説明する。

図６は、監視処理を示す。

まずＳ３１０において、受信部２１１は、電力計５３０ａ、５３０ｂからの見掛けの負荷Ｐｓ（ｔ）を受信してバッファメモリ２０１へ保存し、管理サーバ４１０から日射量Ｉ（ｔ）を受信してバッファメモリ２０２へ保存する。

次にＳ３２０において、ＰＶ機器特性算出部２０３は、予め設定された条件が成立したか否かを判定する。例えば、電力監視装置１０１が初期化される場合、所定の保持時間（１週間程度）が経過した場合、時刻が予め設定された季節の変わり目に達した場合、日射量の大きな変動があった場合、外部からＰＶ機器特性Ｋの更新の指示を受けた場合等に、ＰＶ機器特性算出部２０３は、この条件が成立したと判定する。これらの条件は、ＰＶ機器特性Ｋを算出するトリガとなる。

ＰＶ機器特性Ｋが変化する要因は、温度変化、経年劣化、ＰＶパネル５１１表面の汚れ等であるため、ＰＶ機器特性Ｋの変化は僅かであり、電力量及び日射量の計測値の計測間隔に比べて遥かに長い期間がかかる。また必要に応じて機器特性を校正しても良い。

Ｓ３２０の結果がＹｅｓである場合、ＰＶ機器特性算出部２０３は、処理をＳ３３０へ移行させる。

Ｓ３３０において、選択部２１３は、見掛けの負荷Ｐｓ（ｔ）と日射量Ｉ（ｔ）の時系列信号を選択する選択処理を行う。

次にＳ３４０において、ＰＶ機器特性算出部２０３は、ＰＶ機器特性Ｋを計算して更新する更新処理を行い、処理をＳ３１０へ移行させる。

Ｓ３２０の結果がＮｏである場合、ＰＶ機器特性算出部２０３は、処理をＳ３５０へ移行させる。

Ｓ３５０において、ＰＶ機器特性算出部２０３、ＰＶ発電量算出部２０４、及び実負荷算出部２０５は、ＰＶ機器特性Ｋを用いてＰＶ発電量Ｖ（ｔ）と実負荷Ｐ（ｔ）を推定する推定処理を行い、処理をＳ３１０へ移行させる。

以上が監視処理である。

この監視処理により、ＰＶ発電量Ｖ（ｔ）と実負荷Ｐ（ｔ）が繰り返し推定される。

＜＜選択処理＞＞

以下、前述の選択処理の詳細について説明する。

ＰＶ機器特性算出部２０３は、見掛けの負荷Ｐｓ（ｔ）と日射量Ｉ（ｔ）を時系列信号として扱い、相関係数（無相関）の性質を利用した演算を行う。ここで算出する相関係数の精度を高めるために、一般的には、相関係数の計算に用いる時系列信号の長さは長いほど望ましい。また、時系列信号の時間帯は、時系列信号の変化が大きい時間帯であることが望ましい。また、時系列信号のサンプル間隔は短いほど望ましい。時系列信号の長さが短くても時系列信号の変化が十分大きければ、良好な結果が得られる場合がある。このように、選択される時間帯には任意性がある。また、時系列信号のサンプル間の時間的な連続性は必須な条件では無く、時間的に不連続であっても良い。言い換えると、相関係数（無相関）を計算するために、都合の良いように（精度がより高くなるように）時系列信号を繋ぎ合せても良い。相関係数の計算に用いる時系列信号を取得するためには、雲の流れによる日射量の変動が大きな時間帯を選ぶことが好適である。この場合、ＰＶ機器特性算出部２０３は、日射量の変動が大きい時間帯を選択する。これにより、見掛けの負荷Ｐｓ（ｔ）と日射量Ｉ（ｔ）の時系列信号の中から、日射量の変動が大きい時間帯のサンプルを抽出することができる。ここで日射量の変動を計測する期間は、複数日に亘っていても良い。そして、ＰＶ機器特性算出部２０３は、抽出されたサンプルを繋ぎ合せることにより、見掛けの負荷Ｐｓ（ｔ）と日射量Ｉ（ｔ）の時系列信号を作成して良い。この手順は、測定データが欠落している場合のデータ補完する手法としても利用できる。

なお、受信部２１１が日射量センサから日射量の時間変化を受信する場合、日射量センサは、相対的な日射量の時間変化を計測すればよい。即ち日射量センサは、必ずしもＰＶ入射日射量を計測しなくても良い。

以下、選択処理の具体例について説明する。

図７は、選択処理を示し、図８は、選択処理により用いられる信号を示す。まずＳ２２０において、選択部２１３は、日射量の時間変化を示す観察信号ＲＯを取得する。この具体例は、日射量の観察信号ＲＯと、拡大波形ＲＤと、変動幅信号ＶＷとを示す。

観察信号ＲＷにおいて、横軸は時刻を示し、縦軸は日射量の計測値を示す。観察信号ＲＷの時刻は、最新の観察結果の時刻を０として表されている。観察信号ＲＷの長さである観察期間ＬＯは、予め設定され、例えば１週間である。日によっては、雲の流れにより日射量が低下し、短期的な日射量の変化が見られる。

次にＳ２３０において、選択部２１３は、変動幅算出処理により観察信号ＲＷの変動幅信号ＶＷを生成する。変動幅算出処理は、時間窓内の観察信号ＲＷを入力とし、入力の変化の大きさを出力とする。拡大波形ＲＤは、観察信号ＲＯの１日分の時間軸を拡大した波形である。変動幅算出処理の時間窓の長さＬＦは、拡大波形ＲＤの上に示されている。時間窓の長さＬＦは、一日に亘る日射量の変化を含まない期間である。時間窓が観察信号ＲＷの複数の計測時刻を含むように時間窓の長さＬＦが決定される。例えば、観察信号ＲＷの計測間隔を３０分とし、時間窓の長さＬＦを３時間とし、両端の計測時刻を時間窓に含める。

ここで、変動幅算出処理の３つの具体例について説明する。

第１の変動幅算出処理は、時系列信号に含まれる周波数成分から、信号の特性を判断する。例えば、日射量において、日の出の周期及び日の入りの周期は、１日である。一方、実負荷において、人間の活動は、１日周期の成分を含みつつ、さらに短い様々な周期成分を含む。家電機器などの負荷パタンは人間の活動に依存するものが多いと考えられる。このように、周波数成分により時系列信号を特有の成分に分離できる場合がある。時系列信号から周波数成分への変換はして、例えばフーリエ変換などの手法を利用することが出来る。第１の変動幅算出処理において、選択部２１３は例えば、時間窓内の日射量の計測値において特定の周波数の周波数成分の大きさを算出して、変動幅とする。

第２の変動幅算出処理は、時系列信号の大きさのヒストグラムである頻度分布を利用する。ここでヒストグラムの特性として、時系列信号の変化が少なければ特定の計測値の頻度が高くなる。時系列信号の変化がランダムであれば、計測値が均一に分布するようになる。時間幅の中において日射量の計測値の頻度分布の幅が広いとき、日射量の変化は大きい。逆に、頻度分布の幅が狭いときは日射量の変化が小さいことになる。第２の変動幅算出処理において、選択部２１３は例えば、時間窓内の日射量の計測値から、予め設定された頻度の閾値以上になる頻度分布の幅を算出して、変動幅とする。頻度分布の幅は、半値幅であっても良い。

第３の変動幅算出処理は、時系列信号の分散あるいは標準偏差を利用して、変化の大きさを判断する。分散は、時間窓の中で、平均値からの差を二乗して足し合わせて測定点の個数で割ることにより得られる。時系列信号のばらつきが大きいほど、算出した分散の値は大きくなる。第２の変動幅算出処理において、選択部２１３は例えば、時間窓内の日射量の計測値の分散を算出して、変動幅とする。

なお、選択部２１３は、予め設定された変動幅の閾値を用いて変動幅の大きさの判定を行うことにより、変動幅を２値化しても良い。変動幅の閾値は、判定の目的、利用する信号処理の手法、対象とする信号の性質などに依存するものであり、実験的に決定されても良い。

ここで、選択部２１３は、計測間隔３０分毎に時間窓をずらしながら、長さＬＦの時間帯を設定し、各時間帯の変動幅を算出する変動幅算出処理を繰り返すことにより、変動幅の時間変化である変動幅信号ＶＷを生成する。変動幅信号ＶＷにおいて、横軸は各時間帯の時刻を示し、縦軸は変動幅を示す。なお、日射量の変動の大きさを定量化する方法は、本実施例に限定されない。

次にＳ２４０において、選択部２１３は、観察期間ＬＯ内の全ての時間帯の中から、変動幅が最も大きくなる時間帯を選択して選択時間帯とし、このフローを終了する。即ち、選択部２１３は、観察期間ＬＯ内の全ての時間帯の中から、それらの時間帯の日射量信号の変動の大きさに基づいて選択時間帯を選択する。

ＰＶ機器特性算出部２０３は、選択時間帯における見掛けの負荷Ｐｓ（ｔ）及び日射量Ｉ（ｔ）の計測値を用いて、ＰＶ機器特性Ｋを算出する。但し、観察期間の間、雨が続いているような場合、変動幅が最大になる時間帯は求まるものの、その変動幅は小さくなるので、選択部２１３は、選択時間帯を出力しない。この場合、ＰＶ機器特性算出部２０３は、それ以前のＰＶ機器特性Ｋを使い続けるほうが好ましい。また、選択部２１３は、以前の変動幅算出処理により算出された変動幅に基づいて変動幅の基準を算出して記憶し、最新の変動幅算出処理により算出された変動幅がこの基準よりも小さい場合、選択時間帯を出力しなくても良い。この場合、ＰＶ機器特性算出部２０３は、ＰＶ機器特性Ｋを更新しない。

また、選択部２１３は、全ての時間帯の中から変動幅の上位の所定の数の時間帯を選択して、選択時間帯としても良い。この場合、選択部２１３は、選択された所定の数の時間帯の時系列信号を繋ぎ合せることにより、相関係数の計算に適した所定の長さの時系列信号を作る。

以上が選択処理である。

このような選択処理によれば、日射量変動の大きい時間帯の時系列信号を用いることにより、ＰＶ機器特性Ｋの精度を高めることができる。

また、選択処理において、選択部２１３は、観察信号ＲＷのフィルタ処理を行っても良い。対象とする時系列信号のサンプリング周期を短くすることで高い周波数成分を含んだ時系列信号を得ることが出来る。高い周波数成分を含むということは、細かな時間変化を分解できることであるから、多くの場合は好ましい信号特性が得られる。例えば、雲の流れによって生じる日射量の変動は数秒単位になる場合があるので、その変化を採取するには、その変化の周期の２分の１以下の周期でサンプリングすることが望ましい。一般に、このようなデータ採取の周期に関わる理論は、サンプリング定理として知られている。しかしながら、計測値の時系列信号には時間ずれが含まれる場合がある。例えば、日射計の測定原理によっては、日射量を熱変換してから温度測定する場合があり、このような日射計の計測値は、実際の日射量変動に比べて応答遅れを持つ。また、機種、機器ごとの個体差などにより応答時間に遅れが生じる。このように応答時間に遅れが生じることは、高い周波数成分が欠落することに相当する。このような計測値を利用して相関係数を算出するならば、計算結果の高周波成分には誤差が含まれることになる。

誤差を軽減するには、計測値に何らかの周波数特性を備えるフィルタ処理を行うことが望ましい。特に上記の応答時間の遅れの問題を解決するには、高周波成分を低減させる特性、言い換えると低周波成分を通過させる特性が好適である。例えば、フィルタ処理は、時間窓の中で、重み係数を用いてたたみこみ積分を行う。あるいは、時間窓の中で計測値を累積、あるいは平均化することでも良い。これは、前述のＡＭＩが、３０分間隔の電力を累積した信号を出力することに相当する。このように、相関関数を算出する為に複数の時系列信号を演算するとき、事前にそれぞれの時系列信号の周波数特性を近づけておくことが望ましい。そのために選択部２１３は、フィルタ処理により、各計測値の周波数特性を調整しても良い。

＜＜更新処理＞＞

以下、前述の更新処理の詳細について説明する。

図９は、更新処理を示す。この更新処理は、収束判定を伴う繰り返し演算によってＰＶ機器特性Ｋを求める。更新処理は、この例に限定されず、何らかの高速化および精度向上の手法を組み合わせることができるのは当然である。

ＰＶ機器特性算出部２０３は、選択処理により選択された時系列信号を用いてＰＶ機器特性Ｋを算出する。Ｓ１３０〜Ｓ１６０は処理ループである。

まずＳ１３０において、ＰＶ機器特性算出部２０３は、ＰＶ機器特性Ｋを設定する。ここでＰＶ機器特性算出部２０３は例えば、処理ループの１回目のＳ１３０において、ＰＶ機器特性Ｋを予め記憶された初期値に設定し、処理ループの２回目以降のＳ１３０において、ＰＶ機器特性Ｋに予め記憶されたステップを加算する。

次にＳ１４０において、ＰＶ機器特性算出部２０３は、見掛けの負荷Ｐｓ（ｔ）と日射量Ｉ（ｔ）とＰＶ機器特性Ｋとに基づいて、式Ｅ６により実負荷Ｐ（ｔ）を算出する。

次にＳ１５０において、ＰＶ機器特性算出部２０３は、実負荷Ｐ（ｔ）と日射量Ｉ（ｔ）に基づいて、式Ｅ５により相関係数ｒを算出する。

次にＳ１６０において、ＰＶ機器特性算出部２０３は、相関係数ｒが収束したか否かを判定する。ここでＰＶ機器特性算出部２０３は例えば、相関係数ｒの大きさが予め記憶された閾値以下である場合に、相関係数ｒが収束したと判定する。即ち、実負荷Ｐ（ｔ）と日射量Ｉ（ｔ）が無相関であると判定する。相関係数ｒの大きさは例えば、相関係数ｒの絶対値である。

Ｓ１６０の結果がＮｏである場合、即ち相関係数ｒが収束していないと判定された場合、ＰＶ機器特性算出部２０３は、処理をＳ１３０へ移行させる。

Ｓ１６０の結果がＹｅｓである場合、即ち相関係数ｒが収束したと判定された場合、ＰＶ機器特性算出部２０３は、このフローを終了する。

以上が更新処理である。

また、ＰＶ機器特性算出部２０３は、算出されたＰＶ機器特性Ｋを、観察期間の間、メモリへ保存する。ＰＶ発電量算出部２０４及び実負荷算出部２０５は、保存されたＰＶ機器特性Ｋを用いて、観察期間中のＰＶ発電量Ｖ（ｔ）と実負荷Ｐ（ｔ）を夫々算出する。

この更新処理によれば、実負荷Ｐ（ｔ）と日射量Ｉ（ｔ）が無相関であるという条件により、ＰＶ機器特性Ｋを算出することができる。

また、例えば、ＰＶ機器特性算出部２０３が季節の変化を検出し、ＰＶ機器特性Ｋを再計算することにより、季節による変動がＰＶ機器特性Ｋへ反映され、高い精度でＰＶ発電量Ｖ（ｔ）と実負荷Ｐ（ｔ）を算出することができる。

＜＜推定処理＞＞

以下、前述の推定処理の詳細について説明する。

図１０は、推定処理を示す。まずＳ４１０において、ＰＶ発電量算出部２０４は、ＰＶ機器特性Ｋとバッファメモリ２０１内の日射量Ｉ（ｔ）とに基づいて、式Ｅ１０によりＰＶ発電量Ｖ（ｔ）を算出する。

次にＳ４２０において、実負荷算出部２０５は、ＰＶ機器特性Ｋとバッファメモリ２０２内の見掛けの負荷Ｐｓ（ｔ）とに基づいて、式Ｅ１１により実負荷Ｐ（ｔ）を算出する。

次にＳ４３０において、送信部２１２は、算出結果であるＰＶ発電量Ｖ（ｔ）及び実負荷Ｐ（ｔ）を、管理サーバ４１０へ送信する。ここでＰＶ発電量算出部２０４及び実負荷算出部２０５が、算出されたＰＶ発電量Ｖ（ｔ）及び実負荷Ｐ（ｔ）を夫々メモリへ書き込み、送信部２１２が、定期的にＰＶ発電量Ｖ（ｔ）及び実負荷Ｐ（ｔ）を管理サーバ４１０へ送信しても良い。

以上が推定処理である。

この推定処理によれば、見掛けの負荷Ｐｓ（ｔ）を、ＰＶ発電量Ｖ（ｔ）及び実負荷Ｐ（ｔ）に分離することができる。

図１１は、日射量Ｉ（ｔ）を示す。この図の横軸は、時刻ｔを示し、縦軸は日射量Ｉ（ｔ）を示す。また、この図は、１日分の日射量Ｉ（ｔ）を示す。電力監視装置１０１は、管理サーバ４１０又は日射量センサから日射量Ｉ（ｔ）を取得する。

図１２は、ＰＶ発電量を示す。この図は、ＰＶ発電量の実測値ＧＭと、前述の推定処理により推定されたＰＶ発電量の推定値ＧＥとを示す。推定値ＧＥは、実測値ＧＭとほぼ同じプロットであるが、ピーク附近で若干の誤差を有する。これは、ＰＶパネル５１１の温度上昇による効率低下や、ＰＣＳ５１２による出力抑圧などのＰＶ機器５１０の非線形特性等に起因する。

需要家設備５００の見掛けの負荷Ｐｓ（t）を計測する手段は、本実施例に限定されない。ここで、算出されるＰＶ機器特性Ｋの精度向上のためには、電力量及び日射量の計測値の時間間隔を短くすることが有効である。言い換えれば、計測値に含まれる周波数成分を高くすることが有効である。このために、ＰＶ機器特性Ｋの算出に用いる時間帯については、電力計のサンプル間隔を適宜に短く設定できるような可変サンプル間隔の電力計を利用することで、精度の高い演算を行うことができる。

また、ＰＶ機器特性Ｋは、日射量Ｉ（ｔ）をＰＶ発電量Ｖ（ｔ）に変換する係数である。ここで言う日射量は、ＰＶ機器５１０へ入射するＰＶ入射日射量であり、気象庁が計測しているような水平面日射量とは異なる値になる。ＰＶパネル５１１の仰角と方位角に基づく角度換算を行うことで、水平面日射量をＰＶ入射日射量に変換できることが知られている。本実施例は、ＰＶ機器特性Ｋの算出に、上記の角度換算に相当する効果を含めることが出来る。さらにＰＶ機器特性Ｋには、発電容量、効率、などのＰＶ機器５１０の特性を含めることが出来る。これは、ＰＶ機器特性Ｋを事前に知る必要がないということであり、つまり日射量Ｉ（ｔ）の単位が任意であって良いということであり、実用上のメリットは大きい。

日射量の計測単位は、Ｊ（ジュール）あるいはＷ（ワット）を使って、例えば、ｋＷｈ・ｍ^−２ （１平方メートルあたりの１時間当たりのｋＷ）で表記する。また１秒（１ｓｅｃ）間隔であればｋＷｓ・ｍ^−２ になる。現実に日射量を計測するには、計測器である日射計の種類、精度、時間応答などの事前検討が必要であるとともに、購入、設置、およびメンテナンスの費用が掛かる。一方、本実施例は、日射量の単位が任意でよいことから、適宜な代わりの信号値を利用できる。日射量センサは、何らかの明るさに関わるセンサの出力信号を利用することができる。この日射量センサとしては、需要家設備５００に設けられた照度センサ（単位はルックス、あるいは任意）、あるいは監視カメラ等のカメラ（単位は任意）、などがある。即ち、ＰＶ入射日射量そのものを計測する必要はない。この日射量相当の信号を計測する時間間隔は、ＡＭＩの計測間隔（例えば３０分あるいは１５分）で良い。また、電力監視装置１０１は、気象庁が発表している気象データから日照時間を取り込み、公知の方法により晴天の日射量を算出し、両者を組み合わせることで日射量相当の信号を生成しても良い。また、電力監視装置１０１は、近隣のＰＶ機器５１０の発電量が入手できるならば、そのＰＶ発電量を日射量の代替として利用することができる。

例えば、上記の手順ＳＴ２において、隣接する複数のフィーダ区間についてＩＣＡを適用しようとしても、単独のフィーダ区間の情報のみから解を求めることは出来ない。

一方、本実施例によれば、１軒の需要家設備５００の日照量と見かけの負荷から、ＰＶ発電量と実負荷を分離することができる。

なお、電力監視装置１０１は、管理サーバ４１０内等、需要家設備５００の外に設けられていても良い。この場合、電力監視装置１０１は、通信ネットワーク４２０を介して、各需要家設備５００内の電力計５３０ａ、５３０ｂに接続され、電力計５３０ａ、５３０ｂから電力量の計測値を取得する。

なお、電力監視装置１０１は、コンピュータにより実現されても良い。このコンピュータは、ＣＰＵ（Central Processing Unit）等のマイクロプロセッサと、プログラムを格納するメモリとを有する。このプログラムは、マイクロプロセッサをＰＶ機器特性算出部２０３とＰＶ発電量算出部２０４と実負荷算出部２０５として機能させる。

本実施例は、複数の需要家設備５００のＰＶ発電量及び実負荷を推定する電力監視システムについて説明する。

＜＜電力監視システムの構成＞＞

図１３は、実施例２に係る電力監視システムの構成を示す。実施例１と比較すると、本実施例の電力監視システムは、電力監視装置１０１及び管理サーバ４１０の代わりに、管理サーバ４１０ｂを有する。管理サーバ４１０は、電力監視部１０２と管理部１０３を有する。電力監視部１０２は、本発明の電力監視装置の適用例である。管理部１０３は、実施例１の管理サーバ４１０と同様、需要家設備５００において計測された電力量を管理する。電力監視部１０２は、通信ネットワーク４２０を介して、電力計５３０ａ、５３０ｂから夫々売電量及び買電量を取得する。

＜＜２軒の需要家設備のＰＶ発電量と実負荷の推定方法＞＞

以下、２軒の需要家設備５００の実負荷とＰＶ発電量の推定方法について説明する。

図１４は、実施例２に係る電力監視部１０２の入出力を示す。以下の説明においては、推定の対象である２軒の需要家設備５００を、第１需要家の需要家設備５００及び第２需要家の需要家設備５００とし、これらを添え字「１」及び「２」で区別する。電力監視部１０２の入力である見かけの負荷をＰｓ１（ｔ）、Ｐｓ２（ｔ）、日射量をＩ１（ｔ）、Ｉ２（ｔ）とし、電力監視部１０２の出力である実負荷をＰ１（ｔ）、Ｐ２（ｔ）、ＰＶ発電量をＶ１（ｔ）、Ｖ２（ｔ）とする。

時系列信号の間の無相関の性質を、２軒の需要家設備５００に適用することにより、２軒の需要家設備５００のＰＶ発電量と実負荷を推定することができる。２軒の需要家設備５００の電力の入出力の関係は、次式で表される。

Ｐ１（ｔ） ＝ Ｐｓ１（ｔ）＋Ｖ１（ｔ）
＝ Ｐｓ１（ｔ）＋Ｉ１（ｔ）・Ｋ１ …（Ｅ２１）
Ｐ２（ｔ） ＝ Ｐｓ２（ｔ）＋Ｖ２（ｔ）
＝ Ｐｓ２（ｔ）＋Ｉ２（ｔ）・Ｋ２ …（Ｅ２２）

実施例１における１軒の需要家設備５００の場合と同様に、それぞれの需要家設備５００の実負荷及び日射量の時系列信号の相関係数ｒは、Ｒ（・）を利用して次式により表される。相関係数ｒを計算する具体的な式は、１軒の需要家設備５００の場合と同じ形式の次式で表される。

ｒ ＝ Ｒ（Ｐ１（ｔ）、Ｉ１（ｔ））
＝ Ｒ（Ｐｓ１（ｔ）＋Ｉ１（ｔ）・Ｋ１、Ｉ１（ｔ））
…（Ｅ２３）
ｒ ＝ Ｒ（Ｐ２（ｔ）、Ｉ２（ｔ））
＝ Ｒ（Ｐｓ２（ｔ）＋Ｉ２（ｔ）・Ｋ２、Ｉ２（ｔ））
…（Ｅ２４）

ここで見掛けの負荷Ｐｓ１（ｔ）、Ｐｓ２（ｔ）は計測値として得られる。従って、Ｒ（・）は、日射量Ｉ１（ｔ）及びＩ２（ｔ）と、ＰＶ機器特性Ｋ１，Ｋ２を変数として含む関数になる。実負荷Ｐ１（ｔ）及び日射量Ｉ１（ｔ）が無相関（ｒ＝０）であり、実負荷Ｐ２（ｔ）及び日射量Ｉ２（ｔ）が無相関（ｒ＝０）であることを利用することで、ＰＶ機器特性Ｋ１、Ｋ２は夫々、日射量Ｉ１（ｔ）、Ｉ２（ｔ）を含む関数となる。これらの関数は、次式で表される。

Ｋ１ ＝ Ｆ１（Ｉ１（ｔ）） …（Ｅ２５）
Ｋ２ ＝ Ｆ２（Ｉ２（ｔ）） …（Ｅ２６）

ここで対象の２軒が近接していて、日射量Ｉ１（ｔ）とＩ２（t）が同じであるとする。これにより、式Ｅ２５及び式Ｅ２６を連立させ、日射量Ｉ１（ｔ）とＩ２（t）を消去することで、Ｋ１とＫ２は次式のように定数ｋ１２、ｋ２１で関係づけられる。

Ｋ１／Ｋ２ ＝ ｋ１２ …（Ｅ２７）
Ｋ２／Ｋ１ ＝ ｋ２１ …（Ｅ２８）

この定数ｋ１２、ｋ２１を使ってＰ１（ｔ）とＰ２（ｔ）を書きなおせば、次式が得られる。

Ｐ１（ｔ）＝Ｐｓ１（ｔ）＋（Ｐ２（ｔ）−Ｐｓ２（ｔ））・ｋ１２
…（Ｅ２９）
Ｐ２（ｔ）＝Ｐｓ２（ｔ）＋（Ｐ１（ｔ）−Ｐｓ１（ｔ））・ｋ２１
…（Ｅ３０）

これら２軒が独立した電力消費を行っているとすれば、実負荷Ｐ１（ｔ）とＰ２（ｔ）は無相関になる。相関係数を計算する式Ｒ（・）を利用して次式が得られる。

ｒ ＝ Ｒ（Ｐ１（ｔ）、Ｐ２（ｔ））
＝ Ｒ（Ｐ１（ｔ）、Ｐｓ２（ｔ）＋（Ｐ１（ｔ）−Ｐｓ１（ｔ））・ｋ２１） …（Ｅ３１）

この式においてＰ１（ｔ）を除くすべてが既知であるから、Ｒ（・）は次式のようにＰ１（ｔ）の関数となる。

ｒ ＝ Ｒ（Ｐ１（ｔ）） ＝ ０ …（Ｅ３２）

この式を満たすＰ１（ｔ）を解として得ることができる。同様にしてＰ２（ｔ）についても解を得ることが出来る。この推定方法において、Ｐ１（ｔ）、Ｐ２（ｔ）と定数ｋ１２、ｋ２１を解析的に求めるのが困難であるならば、公知の数値解析による解法を利用することができる。数値解析の手法は、適宜に選択して利用すれば良く、その具体的な手法を限定するものではない。

以上に説明したＰＶ発電量と実負荷の分離手法は、２軒の日射量が同一とみなせること、２軒のそれぞれにおいて実負荷と日射量が独立していること、日射量（ＰＶ発電量）がある程度の大きさで変動すること、２軒の実負荷が独立していることを条件とする。この条件下で、２軒に共通の日射量を用いて、２軒のＰＶ機器特性、ＰＶ発電量、実負荷を算出することができる。

＜＜地域内の複数の需要家設備のＰＶ発電量及び実負荷の推定方法＞＞

以下、地域内の複数の需要家設備５００のＰＶ発電量及び実負荷の推定方法について説明する。

対象の需要家設備５００と近隣の需要家設備５００における日射量が近い場合、且つ近隣の需要家設備５００のＰＶ発電量が得られた場合、近隣の需要家設備５００のＰＶ発電量を対象の需要家設備５００の日射量の代わりに利用することもできる。即ち、ＰＶ発電量と実負荷の算出においては、日射量そのものを用いなくても、代替する信号を用いることができる。これにより、或る需要家設備５００について算出されたＰＶ発電量を、他の需要家設備５００の日射量の代わりに利用することで、地域内の残りの需要家設備５００のＰＶ発電量と実負荷を算出することができる。これにより、複数の需要家設備５００の実負荷とＰＶ発電量を算出することができる。

以下、地域内の複数の需要家設備５００のＰＶ発電量と実負荷を推定する地域推定処理について説明する。

図１５は、地域推定処理を示す。

Ｓ６１０において、電力監視部１０２は、地域内の複数の需要家設備５００の中から、実負荷の相関が低い２軒の需要家設備５００を選択する。

次にＳ６２０において、電力監視部１０２は、２軒の場合のＰＶ発電量と実負荷の推定方法により、選択された２軒のＰＶ機器特性とＰＶ発電量と実負荷を推定する。

次にＳ６３０において、電力監視部１０２は、１軒の場合のＰＶ発電量と実負荷の推定方法における日射量の代替として、Ｓ６２０の算出結果のうち１軒のＰＶ発電量を用いることにより、残りの需要家設備５００のそれぞれのＰＶ発電量と実負荷を推定する。

以上が地域推定処理である。

この地域推定処理によれば、算出された需要家設備５００のＰＶ発電量を日射量の代替として用いることにより、他の需要家設備５００の日射量を用いることなく、その需要家設備５００のＰＶ機器特性Ｋ、ＰＶ発電量、実負荷を算出することができる。

実施例１と同様、見掛けの負荷Ｐｓ（ｔ）と日射量Ｉ（ｔ）の時系列信号は、時間的に連続していなくても良く、信号の変化が大きな時間帯の信号が繋ぎ合せられた信号を用いても良い。例えば、適宜な２軒の需要家設備５００の日射量が共通であるならば、見掛けの負荷の違いは実負荷の違いに大きく依存することになる。そこで、適宜な時間単位ごとの２軒の見掛けの負荷の相関を算出して、相関性が低い時間帯を抽出して組み合わせることで変化の大きな時系列信号を作ることが出来る。その時間帯の時系列信号を利用して、上記の地域推定処理を実行することで、精度の良い演算結果が得られる。

以上の説明において、電力監視装置１０１はＡＭＩに組み込まれても良い。通常のＡＭＩがＭＤＭＳ等の管理サーバ４１０へ伝送している売電と買電の電力量の計測値の代わりに、ＰＶ発電量と実負荷の推定値を伝送するならば、伝送データ量は増加しない。この場合、管理サーバ４１０は、ＰＶ発電量の全量買い取り制度の実施に必要な推定値を各需要家設備５００から採取できる。さらにＡＭＩが伝送間隔を適宜に変更する手段を有し、推定値の採取が行われるとき、推定値の伝送間隔を長くして伝送データ量を抑え、電力系統４００の安定化制御が行われるとき、推定値の伝送間隔を短くして安定化制御の精度を向上させても良い。この場合、ＡＭＩは、内部で伝送間隔の制御信号を生成しても良いし、管理サーバ４１０等の上位装置からの指令に基づいて伝送間隔を制御しても良い。

電力監視装置１０１がＡＭＩに組み込まれている構成では、推定値を伝送する時間間隔と、ＰＶ発電量と実負荷の推定処理の時間間隔は同期していなくても良い。電力計５３０ａ，５３０ｂに用いられる多くのＡＤ（Analog／Digital）変換器は、ＡＭＩの計測値の伝送間隔（例えば１５分あるいは３０分）に比べて、遥かに高速に動作可能である。この場合、ＡＭＩは、推定値の伝送の時間間隔より高速なサンプリングにより得られた計測値を用いて、無相関の信号処理を行っても良い。サンプリングが高速であるほど単位時間当たりのサンプル数が増えることから、時系列信号の変化が大きい時間帯の候補が増え、選択の自由度が高まる。結果として、無相関の精度が向上することにより、得られるＰＶ機器特性Ｋの精度の向上が期待できる。或いは、より短い時間帯の時系列信号を用いて、ＰＶ機器特性Ｋを得ることができる。

また、電力監視部１０２がＡＭＩの計測値を集計する管理サーバ４１０ｂに組み込まれる場合、管理サーバ４１０ｂは、集中型の信号処理を行うことができる。このとき、入力の時系列信号である見掛けの負荷Ｐｓ（ｔ）と日射量Ｉ（ｔ）、出力の時系列信号である実負荷Ｐ（ｔ）とＰＶ発電量Ｖ（ｔ）は、それぞれの信号線の形態を持つことは無く、管理サーバ４１０ｂの記憶装置におけるデータの読み書きにより、これらの時系列信号の入出力が行われる。

また、需要家設備５００の地域に近い個所に分散して配置されるＣＥＭＳ（Community
Energy Management System）等の制御装置が、電力監視部１０２を有していても良い。例えば、電力系統４００の電圧制御などを行う制御装置は、その計算能力の一部を利用して前述の監視処理等の信号処理を行うことができる。この制御装置は、地域内で共通に扱える日射量をその地域内だけで閉じて利用し、ＰＶ発電量と実負荷の推定値だけをＭＤＭＳ等の管理サーバ４１０へ送れば良い。

また、複数の需要家設備５００、あるいはメガソーラ等の大規模なＰＶ機器５１０が連系している配電系統においても、同様に電力監視部１０２が実負荷とＰＶ発電量を推定することができる。この推定は、配電系統の連系する複数の需要家設備５００の実負荷とＰＶ発電量が合成された電力量を用いる。この電力量は、例えば配電系統におけるセンサ付き開閉器などの電力量センサにより計測される。

配電系統に連系する複数の需要家設備５００が同一の地域に存在し、互いに位置が近い場合、それらの需要家設備５００における日射量は同じであると見なせる。従って、個々のＰＶ機器特性が不明であっても、複数の需要家設備５００は、日射量に比例したＰＶ発電量を有する。一方、複数の需要家設備５００の実負荷は、各需要家設備５００内の電力を消費する機器の動作が合計されているので、ランダムな変動と見なすことができる。これにより、実負荷とＰＶ発電量は無相関であると見なせるため、前述の実負荷とＰＶ発電量の推定方法を適用できる。

本実施例によれば、地域内の日射量と、その地域内の複数の需要家設備５００の見かけの負荷から、各需要家設備５００のＰＶ発電量及び実負荷を分離することができる。

また、管理サーバ４１０は、電力監視装置により算出されたＰＶ発電量から、各需要家設備５００のＰＶ機器５１０により発電された電力の買い取り料金を算出してもよい。また、管理サーバ４１０は、電力監視装置により算出された実負荷から、各需要家設備５００による消費電力の料金を算出してもよい。

また、本発明の構成の少なくとも一部は、コンピュータプログラムまたはハードウェア回路により実現できる。コンピュータプログラムは、例えば、ハードディスクまたはフラッシュメモリデバイスのような記録媒体を介して、配布されることができる。

また、以上の実施例で説明された技術は、次のように表現することができる。
（表現１）
第１太陽光発電機器と第１負荷機器とを有する第１電気設備について、前記第１太陽光発電機器への日射量の時間変化を示す第１日射量信号と、前記第１太陽光発電機器と前記第１負荷機器を合わせた負荷の時間変化を示す第１負荷信号とを、記憶デバイスから取得する取得部と、
前記第１日射量信号及び前記第１負荷信号に基づいて、前記第１日射量信号に対する前記第１太陽光発電機器の発電量の特性を示す第１発電特性を算出する算出部と、
を備える電力監視装置。

また、以上の実施例で説明された技術は、次のように表現することができる。
（表現２）
第１太陽光発電機器と第１負荷機器とを有する第１電気設備について、前記第１太陽光発電機器への日射量の時間変化を示す第１日射量信号と、前記第１太陽光発電機器と前記第１負荷機器を合わせた負荷の時間変化を示す第１負荷信号とを、記憶デバイスから取得し、
前記第１日射量信号及び前記第１負荷信号に基づいて、前記第１日射量信号に対する前記第１太陽光発電機器の発電量の特性を示す第１発電特性を算出する、
ことを備える電力監視方法。

また、以上の実施例で説明された技術は、次のように表現することができる。
（表現３）
第１太陽光発電機器と第１負荷機器とを有する第１電気設備について、前記第１太陽光発電機器への日射量の時間変化を示す第１日射量信号と、前記第１太陽光発電機器と前記第１負荷機器を合わせた負荷の時間変化を示す第１負荷信号とを、記憶デバイスから取得し、
前記第１日射量信号及び前記第１負荷信号に基づいて、前記第１日射量信号に対する前記第１太陽光発電機器の発電量の特性を示す第１発電特性を算出する、
ことをコンピュータに実行させるプログラムを格納するコンピュータ読み取り可能な媒体。

これらの表現における用語について説明する。第１電気設備は例えば、需要家設備５００、第１需要家の需要家設備５００、近隣の需要家設備５００に対応する。取得部は例えば、選択部２１３に対応する。記憶デバイスは例えば、記憶部２２２に対応する。第１日射量信号は例えば、日射量Ｉ（ｔ）、Ｉ１（ｔ）に対応する。第１負荷信号は例えば、見かけの負荷Ｐｓ（ｔ）、Ｐｓ１（ｔ）に対応する。第１発電特性は例えば、ＰＶ機器特性Ｋ、Ｋ１に対応する。第１発電量信号は例えば、ＰＶ発電量Ｖ（ｔ）、Ｖ１（ｔ）に対応する。第１実負荷信号は例えば、実負荷Ｐ（ｔ）、Ｐ１（ｔ）に対応する。

第２電気設備は例えば、第２需要家の需要家設備５００に対応する。第２日射量信号は例えば、日射量Ｉ２（ｔ）に対応する。第２負荷信号は例えば、見かけの負荷Ｐｓ２（ｔ）に対応する。第２発電特性は例えば、ＰＶ機器特性Ｋ２に対応する。第２発電量信号は例えば、ＰＶ発電量Ｖ２（ｔ）に対応する。第２実負荷信号は例えば、実負荷Ｐ２（ｔ）に対応する。第３電気設備は例えば、残りの需要家設備５００に対応する。

１０１：電力監視装置
１０２：電力監視部
１０３：管理部
２０１、２０２：バッファメモリ
２０３：ＰＶ機器特性算出部
２０４：ＰＶ発電量算出部
２０５：実負荷算出部
２１１：受信部
２１２：送信部
２１３：選択部
２２１：算出部
２２２：記憶部
３００：接続点
４００：電力系統
４１０、４１０ｂ：管理サーバ
４２０：通信ネットワーク
５００：需要家設備
５１０：ＰＶ機器
５１１：ＰＶパネル
５２０：実負荷機器
５３０ａ、５３０ｂ、５３０ｃ、５３０ｄ、５３０ｅ：電力計

Claims (11)

1. 第１太陽光発電機器と第１負荷機器とを有する第１電気設備について、前記第１太陽光発電機器への日射量の時間変化を示す日射量信号のうち一部のサンプル群である第１日射量信号と、前記第１太陽光発電機器と前記第１負荷機器を合わせた負荷の時間変化を示す負荷信号のうち前記第１日射量信号に対応するサンプル群である第１負荷信号とを、記憶デバイスから取得する取得部と、
   前記第１日射量信号と前記第１負荷機器の負荷の時間変化を示す第１実負荷信号との間の相関係数に対して予め設定された条件の下、前記第１日射量信号及び前記第１負荷信号に基づいて、前記第１日射量信号に対する前記第１太陽光発電機器の発電量の特性を示す第１発電特性を算出する算出部と、
   を備える電力監視装置。
2. 前記取得部は、前記日射量信号の変動の大きさに基づいて、前記日射量信号の中から前記第１日射量信号を選択する、
   請求項１に記載の電力監視装置。
3. 前記算出部は、前記第１日射量信号及び前記第１発電特性に基づいて、前記第１太陽光発電機器の発電量の時間変化を示す第１発電量信号を算出する、
   請求項２に記載の電力監視装置。
4. 前記算出部は、前記相関係数の大きさが所定の閾値以下であることを前記条件として、前記第１発電特性を算出する、
   請求項３に記載の電力監視装置。
5. 前記第１発電量信号は、前記第１日射量信号に比例し、
   前記第１発電特性は、前記比例の比例定数である、
   請求項３に記載の電力監視装置。
6. 前記算出部は、前記第１負荷信号及び前記第１発電量信号に基づいて、前記第１実負荷信号を算出する、
   請求項３に記載の電力監視装置。
7. 複数の時間帯において、前記第１太陽光発電機器への日射量の時間変化を示す複数の日射量信号が夫々計測されて前記記憶デバイスに格納され、
   前記複数の時間帯において、前記第１太陽光発電機器と前記第１負荷機器を合わせた負荷の時間変化を示す複数の負荷信号が夫々計測されて前記記憶デバイスに格納され、
   前記取得部は、前記複数の日射量信号の変動の大きさに基づいて、前記複数の時間帯の中から時間帯を選択して選択時間帯とし、前記複数の日射量信号の中から前記選択時間帯に計測された信号を選択して前記第１日射量信号とし、前記複数の負荷信号の中から前記選択時間帯に計測された信号を選択して前記第１負荷信号とする、
   請求項２に記載の電力監視装置。
8. 前記取得部は、前記複数の日射量信号の中から、最も変動が大きい日射量信号を選択し、前記複数の時間帯の中から、前記選択された日射量信号に対応する時間帯を前記選択時間帯として選択する、
   請求項７に記載の電力監視装置。
9. 前記第１電気設備は、所定の地域内に設けられており、
   前記取得部は、前記地域内に設けられている電気設備であって第２太陽光発電機器と第２負荷機器とを有する第２電気設備について、前記第２太陽光発電機器と前記第２負荷機器を合わせた負荷の時間変化を示す第２負荷信号を前記記憶デバイスから取得し、
   前記算出部は、前記第１日射量信号及び前記第２負荷信号に基づいて、前記第１日射量信号に対する前記第２太陽光発電機器の発電量の特性を示す第２発電特性を算出する、
   請求項３に記載の電力監視装置。
10. 前記第１電気設備は、所定の地域内に設けられており、
    前記取得部は、前記地域内に設けられている電気設備であって第３太陽光発電機器と第３負荷機器とを有する第３電気設備について、前記第３太陽光発電機器と前記第３負荷機器を合わせた負荷の時間変化を示す第３負荷信号を前記記憶デバイスから取得し、
    前記算出部は、前記第１発電量信号及び前記第３負荷信号に基づいて、前記第１発電量信号に対する前記第３太陽光発電機器の発電量の特性を示す第３発電特性を算出する、
    請求項３に記載の電力監視装置。
11. 第１太陽光発電機器と第１負荷機器とを有する第１電気設備について、前記第１太陽光発電機器への日射量の時間変化を示す日射量信号のうち一部のサンプル群である第１日射量信号と、前記第１太陽光発電機器と前記第１負荷機器を合わせた負荷の時間変化を示す負荷信号のうち前記第１日射量信号に対応するサンプル群である第１負荷信号とを、記憶デバイスから取得し、
    前記第１日射量信号と前記第１負荷機器の負荷の時間変化を示す第１実負荷信号との間の相関係数に対して予め設定された条件の下、前記第１日射量信号及び前記第１負荷信号に基づいて、前記第１日射量信号に対する前記第１太陽光発電機器の発電量の特性を示す第１発電特性を算出する、
    ことを備える電力監視方法。

Images