JP6615644B2 - 太陽光発電量推定装置および推定方法 - Google Patents

Description

本発明は、太陽光発電量の推定装置及び推定方法に関する。

近年、太陽光発電装置が大量に導入されたことに伴い、電力系統における太陽光発電量を推定することが不可欠となってきている。例えば変電所からフィーダを介して電力を負荷側に送出する場合に、フィーダの負荷側に設置されている太陽光発電装置による発電量が把握できれば、変電所からフィーダに送出する電力量を適正に管理、制御することが可能である。

然しながら、変電所の出口で計測した電力量は、フィーダの実負荷と太陽光発電量の差分が計測されているのみであって、太陽光発電量がどの程度であるのかが不明である。

このことから特許文献１では、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ＰＶ（太陽光発電）の発電量が重畳された測定値）から、太陽光発電量を求める方式を提案している。具体的には、「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算出された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計測された有効電力を減算した値を太陽光発電装置の発電量とする」ものである。

特開２０１２−１９１７７７号公報

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と、無効電力Ｑの特性パタン（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が到来するまで待つ必要があった。もしくは、変電所の送り出し点等の計測点配下の太陽光発電装置を全て停止させる必要があった。

天候を待つ方式では、平日や休日（土曜、日曜、祝日の区別あり）、特異日（大型連休など）、季節毎に、希望する天候条件が揃うまでかなりの日数を要する。雨が少ない気候の地域においては、現実的な日数内で希望のデータを取得できないことが考えられる。一方、一部の太陽光発電装置に設置されている日射量計、一部の太陽光発電装置からの発電量のデータや衛星画像に基づいた日射量データを用い、疑似的に太陽光発電装置の発電量に相当する部分を差し引いて負荷特性を求める方式も考えられる。

しかし日射量を利用する方式では、同データを入手するために、装置のコスト、および情報取得のためのコストが発生し続けるほか、永続的にデータを入手できる保証がない。

さらに、日々の有効電力、無効電力の履歴を記録し、同一の季節かつ同一の日種（平日、休日などの区別）毎に有効電力、無効電力値の変化パタンを類型化しようとした場合、接続される負荷や分散電源もしくは無効電力発生源（力率改善コンデンサ等）の容量に変化があった場合、誤差となってしまうという問題があった。

以上のことから本発明においては、コスト面において安価に実現でき、かつ高精度に太陽光発電量を求めることができる太陽光発電量推定装置及び推定方法を提供するものである。

上記課題を解決するために本発明においては、太陽光発電装置を備える配電系統で計測した有効電力と無効電力を用いて、太陽光発電装置による発電量を推定するための太陽光発電量推定装置であって、配電系統の計測点で計測した有効電力と無効電力を計測時刻の情報と共に入手する計測情報取得部と、除外時間帯以外の計測時刻の前記有効電力と無効電力を用いて、太陽光発電出力無しかつ負荷が少ない時間帯，及び太陽光発電出力無しかつ負荷が多い時間帯に相当する時間領域を決定する時間領域算出部と、時間領域算出部で求めた時間領域の情報を日種、季節毎等の分類に従って格納する時間領域ヒストグラム格納データベースと、時間領域ヒストグラム格納データベースに格納された情報から、日種、季節毎等の分類の指定条件に従って有効電力と無効電力を選別するＰＱ計測値選別部と、ＰＱ計測値選別部で選択した情報について、太陽光発電出力無しかつ負荷が少ない時間帯に相当する時間領域の有効電力と無効電力の点群と、太陽光発電出力無しかつ負荷が多い時間帯に相当する時間領域の有効電力と無効電力の点群とから、Ｐ−Ｑ平面上に示される太陽光無発電特性を定める太陽光無発電特性（以下負荷特性とも記載）算出部と、配電系統の計測点で計測した有効電力と無効電力と、太陽光無発電特性とから太陽光発電量を推定する太陽光発電量算出部を備えることを特徴とする。

また本発明においては、太陽光発電装置を備える配電系統で計測した有効電力と無効電力を用いて、太陽光発電装置による発電量を推定するための太陽光発電量推定方法であって、配電系統の計測点で計測した有効電力と無効電力を計測時刻の情報と共に入手し、除外時間帯以外の計測時刻の有効電力と無効電力を用いて、太陽光発電出力無しかつ負荷が少ない時間帯及び太陽光発電出力無しかつ負荷が多い時間帯に相当する時間領域を決定し、時間領域の情報を日種、季節毎等の分類に従って格納し、日種、季節毎等の分類の指定条件に従って格納された時間領域の情報から、太陽光発電出力無しかつ負荷が少ない時間帯に相当する時間領域の有効電力と無効電力の点群と、太陽光発電出力無しかつ負荷が多い時間帯に相当する時間領域の有効電力と無効電力の点群とに変換し、左記点群からＰ−Ｑ平面上に示される太陽光無発電特性を定め、配電系統の計測点で計測した有効電力と無効電力と、太陽光無発電特性とから太陽光発電量を推定することを特徴とする。

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ＰＶ発電所の停止なしに、ＰＶ出力推定のために使用する負荷特性（太陽光無発電特性）を求めることができる。

また本発明の実施例によれば、Ｐ、Ｑ値の変動範囲のみを基準に負荷特性を求める場合と比較し、ＰＶ発電によるＰ値の過小評価の可能性を排除できる。加えて、特定の固定的な時間のみを指定して抽出したサンプル点から回帰演算にて負荷特性を求める場合と比較し、当該時間帯におけるＰ、Ｑ値が突発的に特異的な値であった場合のＰＶ出力推定の誤差を防止できる。

上記利点が生じるのは、下記の理由による。つまり、マスターデータ作成時の負荷特性の変動値（例えば、負荷特性とＱ軸との交点、以降Ｑ切片と表記）が、一旦Ｐ、Ｑが上下限端付近となる時刻のヒストグラムや確率分布に変換することで、ＰＶ出力推定時のＱ切片の変動値に影響を与えないことによる。例えば，マスターデータ作成時に，力率改善コンデンサの投入量が少なく，Ｑの下限値付近が通常より大きな値であった場合，後日のＰＶの出力推定時に力率改善コンデンサの投入量が通常程度であれば，誤差の原因となってしまう。よって，Ｑ値を保存する方式によるマスターデータでは，上記課題がある。一方，Ｑが下限値付近となる時間帯のヒストグラムや時間帯の確率分布としてマスターデータを構成すれば，上記コンデンサの投入量による誤差を防げる確率が高くなる。これは，マスターデータを蓄積した時期より，より直近のＰ，Ｑ平面上の軌跡に対して，Ｐ，Ｑ値が上下端付近となる確率が高い時間帯を適用し，回帰演算するためである。これは，数日前等の直近のＰ，Ｑ平面上の軌跡の方が，同類の条件とはいえ，前年等の過去のＰ，Ｑ平面上での軌跡より，相関が高いと考えられるためである。上記は，系統の無効電力制御等の方針が，時間の経過に従い，異なるもとのなる可能性があるためである。左記性質は、Ｑ切片に限らず、負荷特性の傾きに関しても同様である。無効電力を消費する負荷の構成割合が数年等のスパンでは変化する可能性があり，負荷特性の傾きも左記スパンでは変化しうる。

本発明の方式では，スイッチング素子を検査するアイパタンのように，同一季節の平日などのＰ−Ｑ平面上での軌跡群に着目する。このとき，太陽光発電出力や夜間電力などのある時間帯をあらかじめ除いた軌跡群に対し，Ｐ値，Ｑ値が各々上下限付近となる時間帯のヒストグラムを作成する。上記時間帯を除外することにより，負荷のみによるＰ，Ｑ値の上下端付近を，より正確に把握することが可能となる。加えて，上記Ｐ，Ｑ値の上下端付近となる時間帯を，データ蓄積の対象とすることにより，より正確な負荷特性の算出が可能となる。これは，将来的に負荷需要の増減や，有効電力と無効電力の消費量の比が変化した場合，Ｐ，Ｑ値の上下端値そのものを蓄積データとすると誤差の要因となるためである。一方，上下端付近となる時間帯を蓄積データとすると，上記変動の影響を軽減できる。これは，電力消費の時間変動パタンは，人々の生活パタンに関係するため，系統の負荷の増減と比較した場合，長期にわたり変動しにくいと考えられるためである。

上記した以外の課題、構成および効果は、以下の実施携帯の説明により明らかにされる。

本発明で前提とした典型的な系統構成例を示す図。 Ｐ−Ｑ平面における有効電力Ｐ、無効電力Ｑの移動軌跡を示す図。 領域Ｒ１及び領域Ｒ２の決定に際して、Ｐ、Ｑ値の軌跡や時系列波形、ヒストグラムの例を示す図。 領域Ｒ１及び領域Ｒ２の決定ステップを示すフロー図。 負荷特性作成のステップを示すフロー図。 太陽光発電装置出力の推定装置を示すブロック図。 太陽光発電装置出力の推定装置を示す他のブロック図。 太陽光発電装置出力の推定装置を示す他のブロック図。 太陽光発電装置出力の推定装置を示す他のブロック図。

以下図を用いて、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典型的な系統構成例を示す略図である。

図１の典型的な系統構成によれば、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。このうち、計測点１０３などにおいて、有効電力Ｐや無効電力Ｑを計測している。太陽光発電装置１００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、計測点１０３における有効電力Ｐや無効電力Ｑを計測することで把握可能であった。

一方、昨今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る。これら全ての太陽光発電装置１００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、通信系統の確保の問題を考えるまでもなく、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、太陽光発電装置の発電量（以下ＰＶ発電量とも記載）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。

次に図２を用い、有効電力Ｐ―無効電力Ｑ平面（以降単にＰ−Ｑ平面という）における日あるいは季節での有効電力Ｐや無効電力Ｑの移動軌跡に関して説明する。図２は、横軸に有効電力Ｐ、縦軸に無効電力ＱをとったＰ―Ｑ平面であり、その第４象限（Ｐ＞正、Ｑ＜負）を主体に記載しているが，本発明の方式は他の象限においても同様に適用できる。

計測点１０３にて測定したＰ―Ｑ平面上における有効電力Ｐと無効電力Ｑの軌跡は、太陽光発電装置の発電出力がある場合には、一日のサイクルではおよそ軌跡Ｌ１に示す例のように移動する。

これによれば、太陽光発電出力無しかつ負荷が少ない時間帯の例として例えば早朝には有効電力Ｐが小さくて進み無効電力Ｑが大きい領域Ｒ１近傍に位置している。朝になり経済活動が活発になり始めると、大口需要家１０６や小口需要家１０７による負荷が増大し、有効電力Ｐと進み無効電力Ｑが共に小さい領域にシフトしていく。また日照のある昼間には、天候により太陽光発電装置の発電出力が変更する影響を受けて、領域３のように有効電力Ｐが増減する傾向がある。太陽光発電出力無しかつ負荷が多い時間帯の例である夕刻には、有効電力Ｐが大きくて進み無効電力Ｑが小さい領域Ｒ２近傍に移動する。以上の、太陽光発電出力がある時間帯の有効電力Ｐと無効電力Ｑの軌跡は、太陽光発電装置の発電出力の影響を受けて変動したものになっているが、この瞬時、瞬時の有効電力Ｐと無効電力Ｑを観察したのみでは、太陽光発電装置の発電出力がどれほど含まれた結果として現在の観測値になっているのかを推定することができない。

仮に、太陽光無発電時の負荷特性Ｌ２が定まるとすると、昼間における瞬時の観測された有効電力Ｐ、無効電力Ｑと、負荷特性Ｌ２の関係から太陽光発電装置の発電出力の推定が可能である。従って、太陽光発電装置の発電出力の推定のためには、太陽光無発電時の負荷特性Ｌ２を如何にして正確に求めることができるかが重要になってくる。

観念的には、太陽光発電出力無しかつ負荷が少ない時間帯領域Ｒ１と太陽光発電出力無しかつ負荷が多い時間帯領域Ｒ２の間での直線近似を行えばよいが、その近似正確性が重要になる。なお、太陽光発電出力無しかつ負荷が少ない時間帯や太陽光発電出力無しかつ負荷が多い時間帯に関しては、同じ季節の平日など、類似条件の下では、類似したＰ−Ｑ平面上の位置を通過する場合が多いことが知られている。

尚、領域Ｒ１と領域Ｒ２のデータから回帰演算等で太陽光無発電時の負荷特性を求めればよく、その間の軌跡は問わない。また、同一日の領域Ｒ１、領域Ｒ２を用いて負荷特性を求めても、同じ平日等であれば前日の領域Ｒ２と当日の領域Ｒ１を用いて負荷特性を求めてもよい。

図２のこれらの領域Ｒ１（太陽光発電出力無しかつ負荷が少ない時間帯）、領域Ｒ２（太陽光発電出力無しかつ負荷が多い時間帯）について、領域Ｒ１、Ｒ２に含まれるＰ、Ｑプロットに基づき、回帰演算を行うと、比較的精度良く太陽光無発電時の負荷特性Ｌ２を求めることができる。これは、領域Ｒ１は太陽光発電装置の発電量がなく、かつ負荷が少ない可能性が高い領域であり、領域Ｒ２は太陽光発電装置の発電量がなく、かつ負荷が多い可能性が高い領域であるためである。

一方、領域Ｒ１や領域Ｒ２の決定を、単純に固定的な時間を指定して行うと、誤差を生じる。これは、領域Ｒ１においては、夜間電力や農業量ヒータ等の使用時間帯と重なるケースがあるほか、領域Ｒ１、領域Ｒ２とも、日ごとに変動する負荷の値によっては、必ずしも負荷特性の算出に適するとは限らないためである。よって，後述するように，Ｐ値あるいはＱ値のヒストグラムを作成し，左記変動範囲の上下限となる確率が高い時間帯の分布として扱う。左記により，Ｐ，Ｑ値の上下限値となる確率がより高い時間分布，あるいは時間の確率分布を使用することが可能となり負荷特性算出における精度向上が見込める。負荷特性Ｌ２（太陽光発電装置の発電が無い場合のＰ−Ｑ平面上での軌跡）の精度は、太陽光発電装置の出力推定の精度に直接影響を与えてしまうが、本発明では、負荷特性Ｌ２を高精度で決定できる領域Ｒ１、領域Ｒ２の決定方法の例を示す。

図６が本実施例によるＰＶ出力推定の全体の構成である。まずプロセスＡにて，過去のＰ−Ｑ軌跡から，領域Ｒ１、領域Ｒ２に対応する時間帯のヒストグラムを随時，時間領域ｔ１，ｔ２度数ＤＢに蓄積していく。プロセスＢは，季節や平日等の条件が合致した時間領域のヒストグラムと，直近のＰ−Ｑ平面上の軌跡から，領域Ｒ１、領域Ｒ２に対応する点群を求めるものである。左記点群に対し，回帰計算にて，負荷特性をもとめる。プロセスＣは，プロセスＢにて求めた負荷特性にもとづき，Ｐ，Ｑの計測値からＰＶ出力の推定を行う。これらプロセスＡ，Ｂ，Ｃの実行は非同期で構わないものの，プロセスＣの前にはプロセスＢによる負荷特性が必要であり，プロセスＢに負荷特性算出には，プロセスＡによるＤＢの構築が必要である。

なおプロセスＡは、一日，あるいは数日周期で実行され、年単位でデータ蓄積している。プロセスＢは、半日，あるいは１日周期で，直近のＰ−Ｑ軌跡に対し，時間領域ｔ１，ｔ２ＤＢを適用し，ｔ１，ｔ２に対応する点群からの回帰計算で負荷特性を更新する。プロセスＣは、１０秒や，１分など，系統制御等の用途で必要とされる周期で推定実行される。

次に、図３と、図４を用い、領域Ｒ１、領域Ｒ２の決定方法の例を説明する。これらは，図６におけるプロセスＡの動作を説明するものである。図３は、領域Ｒ１及び領域Ｒ２の決定に際して、Ｐ、Ｑ値の軌跡や時系列波形、ヒストグラムの例を示すものである。図４は、領域Ｒ１及び領域Ｒ２の決定のステップを示すフローである。

以下、図４のフローチャートにおける処理及び、処理の過程で実施される内容の意味するものについて適宜図３を参照しながら説明する。

まず、図３について説明する。図３は複数の図表を対比的に表示したものである。基本的な第１の図表は、図示右上のＰ−Ｑ平面図Ｆ１である。Ｐ−Ｑ平面図Ｆ１は、図２と同じ図表であるので、詳細説明を割愛する。

基本的な第１の図表であるＰ−Ｑ平面図Ｆ１の下側には、有効電力Ｐの時間変化を示す有効電力Ｐ時間変化図Ｆ２が記述され、Ｐ−Ｑ平面図Ｆ１の左には、無効電力Ｑの時間変化を示す有効電力Ｑ時間変化図Ｆ３が記述されている。図Ｆ２は横軸に有効電力Ｐの大きさを示し、縦軸に時間として１日２４時間を示している。Ｆ３は、縦軸に無効電力Ｑの大きさを示し、横軸に時間として１日、２４時間を示している。図Ｆ２、Ｆ３の時間軸の原点は午前０時を表しており、有効電力Ｐ、無効電力Ｑの時間変化Ｐ（ｔ）、Ｑ（ｔ）は図示のような傾向での増減変化をしているものとする。なお図３では、典型的な特定日における有効電力Ｐ、無効電力Ｑの時間変化Ｐ（ｔ）、Ｑ（ｔ）の例を示しているが、実際には過去における複数の日の時間変化Ｐ（ｔ）、Ｑ（ｔ）が、曜日、月、季節、天候などに紐づけられる形で記憶されたものが準備されている。

本発明において太陽光無発電時の負荷特性Ｌ２を定める上で、時間変化Ｐ（ｔ）、Ｑ（ｔ）の情報のうち，図２の太陽光発電出力無しかつ負荷が少ない時間帯領域Ｒ１、太陽光発電出力無しかつ負荷が多い時間帯領域Ｒ２に属する時間帯の情報が必要とされる。このため、夜間電力が使用されている除外時間帯Ｔｎの情報Ｐ（ｔｎ）及び日照による除外時間帯Ｔｄの情報Ｐ（ｔｄ）、Ｑ（ｔｄ）は利用されず、太陽光発電出力無しかつ負荷が少ない時間帯時間帯Ｔ１の情報Ｐ（ｔ１）、Ｑ（ｔ１）及び太陽光発電出力無しかつ負荷が多い時間帯時間帯Ｔ２の情報Ｐ（ｔ２）、Ｑ（ｔ２）が利用される。

本発明を実行するうえでは、以上のことを前提としており、このため図４のフローチャートにおいては、特性Ｌ２を定めるに必要な情報を収集するものである。

図４の最初の処理ステップＳ４２２では、除外する時間帯を決定する。同時間帯は、図３の図表Ｆ３においてはマスクされた領域であり、夜間電力除外時間帯Ｔｎ及び昼間の日照による除外時間帯Ｔｄとして示されている。夜間電力除外時間帯Ｔｎは夜間電力が使用されている時間帯である。同時間帯は、農業量ヒータや電気温水器等、力率≒１の負荷が使用されている可能性が高い。次に日照による除外時間帯Ｔｄは日射があり、太陽光発電量を０とみなせない時間帯である。

次に処理ステップＳ４２３において、マスクされた夜間電力除外時間帯Ｔｎ、日照による除外時間帯Ｔｄを除く時間帯（マスクされていない時間帯）における有効電力Ｐ、無効電力Ｑの計測値に関し、Ｐ，Ｑ各々の軸に対する階級でヒストグラムを作成する。図３の右下には、図Ｆ４として、夜間電力除外時間帯Ｔｎ、日照による除外時間帯Ｔｄを除く時間帯の有効電力の計測値Ｐについてのヒストグラムを示している。なお、図３にはスペースの関係で記載していないが本来は、同様の観点で求められた無効電力Ｑのヒストグラムが図Ｆ３の左側に記述されるのがよい。ここでは有効電力Ｐについて例示するが、無効電力Ｑについても同様に取り扱われる。

図Ｆ４において、横軸は有効電力Ｐ、縦軸は有効電力Ｐの累積頻度ｆｒｅｑを示している。Ｐｆは、有効電力Ｐの累積頻度のプロットである。これによれば、Ｔｎ，Ｔｄを除く時間帯に観測された有効電力Ｐの大きさごとにその電力値の発生頻度が求められ、表示されている。このヒストグラムは、平日や休日の日種、季節など同一の条件のデータ毎に作成する。これは、例えば同じ季節でも、平日と休日（土曜，日曜，祝日の区別を含む）では、有効電力Ｐ値の変動範囲が異なるためである。

次に、処理ステップＳ４２４では、図Ｆ４に示した上記頻度のうち、点線の閾値を超える値が存在する領域の上限（Ｐｒ２Ｈ）、下限（Ｐｒ１Ｌ）から、上下限の幅の１５％ずつそれぞれ有効電力Ｐの減少方向、増加方向に移動させた点を、Ｐｒ２Ｌ、Ｐｒ１Ｈとする。ここで、夜間電力除外時間帯Ｔｎを設けることで、有効電力Ｐ値の下限を大き目に見積もってしまうことを防止できる。また、日照による除外時間帯Ｔｄを設けることで、逆潮流を含め、支配的な太陽光発電装置出力の大きさによる有効電力Ｐの変化範囲の誤認（有効電力Ｐの下限値を過小に見積もる）を防ぐことができる。尚、上記１５％は、対象の系統の特性や得られる負荷特性の精度、条件に合致したデータを累積したヒストグラムの分布状況や対象の系統の性質によって、調整してもよい。

同様にして定めた無効電力の値が図３の図Ｆ３に記載されており、無効電力Ｑについての上記頻度のうち、閾値を超える値が存在する領域の上限（Ｑｒ２Ｈ）、下限（Ｑｒ１Ｌ）から、上下限の幅の１５％ずつそれぞれ有効電力Ｐの減少方向、増加方向に移動させた点を、Ｑｒ２Ｌ、Ｑｒ１Ｈとしている。

次に、処理ステップＳ４２５においては、夜間電力除外時間帯Ｔｎ、日照による除外時間帯Ｔｄ（図Ｆ２のマスク領域）以外の時間帯において、Ｐｒ１Ｌ＜Ｐ（ｔ１）＜Ｐｒ１Ｈとなる時間帯Ｔ１ｐを選択する。同様に、除外時間帯以外の時間帯において、Ｐｒ２Ｌ＜Ｐ（ｔ２）＜Ｐｒ２Ｈを満たす時間帯Ｔ２ｐを選択する。

上記説明は、有効電力Ｐに関する条件判定であるが、無効電力Ｑに関しても同じ動作を、処理ステップＳ４２３、処理ステップＳ４２４を含めて実施する。具体的には無効電力Ｑに関して、処理ステップＳ４２５においては、日照による除外時間帯Ｔｄ（図Ｆ３のマスク領域）以外の時間帯において、Ｑｒ１Ｌ＜Ｑ（ｔ１）＜Ｑｒ１Ｈとなる時間帯Ｔ１ｑを選択する。ここで，図Ｆ３においてもＴｄに加え，夜間電力による除外時間帯Ｔｎを考慮しても良いが，夜間電力は有効電力成分が多く，無効電力値には影響を与えにくいため，Ｔｎを考慮しない方式としてもよい。同様に、除外時間帯以外の時間帯において、Ｐｒ２Ｌ＜Ｐ（ｔ２）＜Ｐｒ２Ｈを満たす時間帯Ｔ２ｑを選択する。

処理ステップＳ４２５では更に、Ｔ１ｐかつＴ１ｑを満たす時間帯ｔ１、Ｔ２ｐかつＴ２ｑを満たす時間帯ｔ２の時間領域のヒストグラムを作成する。このヒストグラムの例が図３の図Ｆ５に示されている。また，後述する如く，プロセスＡにおいては，Ｓ４２４のステップを省き，Ｑ値だけに着目してＳ４２５によるｔｐｑ，ｔ２ｑみから，ｔ１，ｔ２を決定しても良い。Ｓ４２４を省いた場合でも，プロセスＢ実行時のＳ４３１にて確認が可能である。

処理ステップＳ４２６では、ｔ１、ｔ２のヒストグラムを、平日、休日などの種別毎、季節毎に格納する。左記分類を行うのは、平日と休日（土曜、日曜の区別を含む）、祝日、特異日（大型連休）などで、負荷特性が変わる可能性があるためである。例えば、大口需要家の操業の有無、小口の需要家の電力消費の動向は曜日等の日種毎に変わると考えられる。尚，Ｓ４２６のＤＢは，ＰＶ出力推定を行う対象の電力系統ごとに備えることを基本とするが，特性が類似な系統に対してはこの限りではない。

また、季節毎の分類は、日照時間が変化すると、日照による除外時間帯Ｔｄが変化するためである。加えて気温等が変化すると、夜間電力を使用する温水器の湧き上がり時間や農業用の暖房需要等が変化するため、夜間電力除外時間帯Ｔｎが変化する。以上のように、類似の条件毎に、ｔ１、ｔ２の分布を格納していく。

次に図５を用い、プロセスＢのフローを説明する。なお図４のフローで得られた日種毎のｔ１、ｔ２の分布が、処理ステップＳ４２６に格納されているものとする。

最初に処理ステップＳ４３０において、推定対象日に近い条件となる太陽光発電出力無しかつ負荷が少ない時間帯、太陽光発電出力無しかつ負荷が多い時間帯の時間帯ｔ１、ｔ２を取得する。取得するのは、ｔ１、ｔ２各々の分布範囲でもよく、更にヒストグラムの頻度を加味した分布でもよい。

次の処理ステップＳ４３１では、下記４つの条件の充足を確認する。具体的には、太陽光発電出力推定を実施する日種と同一の直近の有効電力Ｐ、無効電力Ｑ測定値、Ｐｔｇｔ、Ｑｔｇｔに関し、Ｐｒ１Ｌｅ＜Ｐｔｇｔ（ｔ１）＜Ｐｒ１Ｈｅ、Ｐｒ２Ｌｅ＜Ｐｔｇｔ（ｔ２）＜Ｐｒ２Ｈｅ、Ｑｒ１Ｌｅ＜Ｑｔｇｔ（ｔ１）＜Ｑｒ１Ｈｅ、Ｑｒ２Ｌｅ＜Ｑｔｇｔ（ｔ２）＜Ｑｒ２Ｈｅの条件充足を確認することになる。

上記条件の確認は、負荷特性の作成に使用するＰｔｇｔ、Ｑｔｇｔが、平均から外れた突発的なサンプルであった場合に、当該データを除外するためである。尚、除外した場合は、直近の類似日の負荷特性で使用する。

ここで、Ｐｒ１Ｌｅは、処理ステップＳ４２６におけるデータベースＤＢ作成時の有効電力の値Ｐｒ１Ｌと等しくしても、異なる値にしても良い。例えば、
Ｐｒ１Ｌｅ＝Ｐｒ１Ｌ＊０．９５
Ｐｒ２Ｌｅ＝Ｐｒ２Ｌ＊０．９５
Ｑｒ１Ｌｅ＝Ｑｒ１Ｌ＊０．９５
Ｑｒ２Ｌｅ＝Ｑｒ２Ｌ＊０．９５
Ｐｒ１Ｈｅ＝Ｐｒ１Ｈ＊１．０５
Ｐｒ２Ｈｅ＝Ｐｒ２Ｈ＊１．０５
Ｑｒ１Ｈｅ＝Ｑｒ１Ｈ＊１．０５
Ｑｒ２Ｈｅ＝Ｑｒ２Ｈ＊１．０５
のように設定すると、処理ステップＳ４２６におけるデータベースＤＢ作成時より広い範囲を許容するためデータベースＤＢ作成時と比較し、負荷特性作成時では負荷特性が変化しているケースに対応できる。左記変化しているケースとしては、類似条件下でも大口需要家の消費動向が変化している場合、あるいは類似の季節区分でも気温が異なる場合などがある。

一方、
Ｐｒ１Ｌｅ＝Ｐｒ１Ｌ＊１．０５
Ｐｒ２Ｌｅ＝Ｐｒ２Ｌ＊１．０５
Ｑｒ１Ｌｅ＝Ｑｒ１Ｌ＊１．０５
Ｑｒ２Ｌｅ＝Ｑｒ２Ｌ＊１．０５
Ｐｒ１Ｈｅ＝Ｐｒ１Ｈ＊０．９５
Ｐｒ２Ｈｅ＝Ｐｒ２Ｈ＊０．９５
Ｑｒ１Ｈｅ＝Ｑｒ１Ｈ＊０．９５
Ｑｒ２Ｈｅ＝Ｑｒ２Ｈ＊０．９５
のように設定すると、負荷特性作成時に、適切でないサンプルを除外する機能が向上する。例えば、バイアスがかかった負荷特性が生成されるのを防ぐ機能が向上する。逆の視点ではデータベースＤＢ（処理ステップＳ４２６）作成のサンプル点の選別条件が相対的に緩和されている状態であるため、データベースＤＢ作成時の測定データにバラツキが大きい場合に、累積頻度を増やすことができる。

更に処理ステップＳ４３２では、前段の条件を充足した点群｛Ｐｔｇｔ（ｔ１）、Ｑｔｇｔ（ｔ１）｝と、点群｛Ｐｔｇｔ（ｔ２）、Ｑｔｇｔ（ｔ２）｝を用い、回帰演算を行うことで、負荷特性を算出する。この時、前記ヒストグラムの頻度を使用し、重み付きの回帰演算を実施すれば、確率密度を加味した負荷特性とすることができ、負荷特性の精度の向上が見込める。重み付き回帰演算は、Ｄｅｍｍｉｎｇ法など公知の手法を用いることができる。

以上の手順により負荷特性Ｌ２が求められた。以降、計測点１０３で計測される潮流データの無効電力Ｑｍ値に関し、負荷特性での対応点（Ｑｍ、Ｐｎｏｎ＿ｐｖ）を求め、潮流データの有効電力ＰｍとＰｎｏｎ＿ｐｖの差をもって太陽光発電装置出力の推定値とすることができる。（Ｐｎｏｎ＿ｐｖとは，太陽光発電無と仮定した場合の，Ｑｍに対応する負荷特性上のＰの値）
以上説明したように、実施例１では、有効電力Ｐ、無効電力Ｑの閾値判定により、有効電力Ｐ、無効電力Ｑの値が上下端付近となる条件を選別した後、その条件に適合する時刻（時間領域）のヒストグラムに変換する。上記のように、一旦時間領域に変換することで、データベースＤＢの蓄積時の無効電力Ｑ切片（負荷特性Ｌ２のＱ軸との交点）と、太陽光発電装置出力推定時の無効電力Ｑ切片とに差がある場合にも適用できる。

上記が成立する理由は、系統の制御上の理由あるいは、需要家の受電端設置の力率改善コンデンサの投入状況により無効電力Ｑ切片が変動するのに対し、大口需要家や一般家庭の負荷の時刻変動のパタン（負荷の絶対値ではなく最大最小が現われる時刻など）は、比較的変化しにくいと考えられるためである。

また上記理由により、時間のみを基準にした領域Ｒ１、領域Ｒ２の抽出と比較し、日々の負荷変動の影響を軽減できる。例えば時間のみで領域Ｒ１、領域Ｒ２を決定した場合、偶発的に負荷が通常と異なる量であった場合、正しい負荷特性を決定できない。

また夜間電力除外時間帯Ｔｎ、日照による除外時間帯Ｔｄに関し、上に示した手順をとることで、単純に日毎の有効電力Ｐ、無効電力Ｑの振れ幅の最大値の端点をとった場合と比較し、有効電力Ｐの最小値側の誤差の拡大を防ぐことができる。これは、除外時間帯Ｒ２により、太陽光発電装置発電量が重畳した有効電力Ｐ値を、軽負荷時の有効電力Ｐ値と誤認することを防止できるためである。同様に、除外時間帯Ｒ２を設けることで、無効電力Ｑ値が最小となる付近で、夜間負荷を含んだ有効電力Ｐ値を最小と誤認してしまうことを防止できる。

更に、プロセスＡにより蓄積した過去の類似日の領域Ｒ１、領域Ｒ２に対応する時間帯ｔ１、ｔ２の分布から、プロセスＢにより直近のＰ，Ｑ値（Ｐｔｇｔ，Ｑｔｇｔ，ｔｇｔ：ｔａｒｇｅｔの意）の軌跡に対し｛Ｐｔｇｔ（ｔ１）、Ｑｔｇｔ（ｔ１）｝、｛Ｐｔｇｔ（ｔ２）、Ｑｔｇｔ（ｔ２）｝を求める方式としたことで、日々若干の変動を伴う負荷特性に対し、追従させることが可能となる。上記により、力率改善コンデンサの投入量の違いや無効電力の調整の方式の経時的変化などを吸収できると考える。加えて｛Ｐｔｇｔ（ｔ１）、Ｑｔｇｔ（ｔ１）｝、｛Ｐｔｇｔ（ｔ２）、Ｑｔｇｔ（ｔ２）｝は、事前に適正範囲内であることを確認するステップを実施するため、負荷特性の算出に適さない大外れを防止できる。

前述のように，図６は本実施例によるＰＶ出力推定の全体の構成である。ここでは、潮流ＰＱ計測値入力部１２１において、計測点１０３からの潮流の測定値を入力する。同データを用い、時間領域ｔ１、時間領域ｔ２算出部１２２にて、時間領域ｔ１、時間領域ｔ２を算出する。同算出結果を時間領域ｔ１、時間領域ｔ２ヒストグラム格納データベース１２３に、日種、季節毎等の分類に従って格納する。以上がプロセスＡの動作である。

ＰＱ計測値選別部１２４は、太陽光発電装置出力推定を実施する日種と同一の直近の測定値Ｐｔｇｔ、Ｑｔｇｔを用い、点群｛Ｐｔｇｔ（ｔ１）、Ｑｔｇｔ（ｔ１）｝、｛Ｐｔｇｔ（ｔ２）、Ｑｔｇｔ（ｔ２）｝を、測定値の中から選別する。選別したデータに関し、負荷特性算出部１２５にて、回帰演算を実施し、負荷特性を求める。以上がプロセスＢの動作である。

太陽光発電装置発電量推定部１２６は、計測点１０３で計測される潮流データの無効電力Ｑｍ値に関し、負荷特性での対応点（Ｑｍ、Ｐｎｏｎ＿ｐｖ）を求め、潮流データの有効電力ＰｍとＰｎｏｎ＿ｐｖの差を算出する。左記の差が、太陽光発電装置発電量推定出力部１２７となる。以上がプロセスＣの動作である。

潮流ＰＱ計測値入力部１２１から時間領域ｔ１、時間領域ｔ２算出部１２２を経て、時間領域ｔ１、時間領域ｔ２ヒストグラム格納データベース１２３に格納する動作は、必要となるデータが揃った時点やある程度データが蓄積した時点で実行する。例えば時間領域ｔ１、ｔ２のどちらかが更新されたタイミング（同一の日種の場合）や、１日周期、数日周期などで実行する。

ＰＱ計測値選別部１２４が、時間領域ｔ１、時間領域ｔ２ヒストグラム格納データベース１２３から取得したデータを用い、負荷特性算出部１２５にて負荷特性を演算する周期は、例えば１日周期などがある。

潮流ＰＱ計測値入力部１２１からの測定値を用い太陽光発電装置発電量推定部１２６が推定を実施する周期は、潮流ＰＱ計測値入力部１２１からのデータの入力周期、あるいは平均化した同左の入力データの周期としても良い。一例として１０［ｓ］などがある。

なお図６において、太陽光発電装置発電量算出部１２７の処理は、最短でＰ、Ｑ計測情報の入力周期程度（例；１０秒）の周期で実行するのがよい。また負荷特性算出部１２５における処理は、一日あるいは半日程度の周期で実行するのがよい。太陽光発電装置出力推定対象日の領域ｔ１、ｔ２のデータベースＤＢが更新された場合や無効電力Ｑ切片が変動した場合などであってもよい。

図７に太陽光発電装置出力推定装置ブロック図の他の構成事例として、図６の時間領域ｔ１、時間領域ｔ２算出部１２２を詳細化した例を示す。

時計、カレンダー部１３０は、現在時間や月日情報などのカレンダー機能を提供する。時間は、除外時間帯の判定に用いる。月日情報（年／月／日、月／日／曜日でもよい）は、日種毎にデータベースに格納する際に用いる。カレンダー機能は、多くの場合既にコントローラに内蔵されているため、低コストで実現できる。内蔵が無い場合でも、小型ＬＳＩとバックアップ電池又はコンデンサのみで実現できるため、天候情報や衛星日射量情報の入力と比較し、低コストである。

除外時間帯判定部１３１は、除外時間帯ｔ１と除外時間帯ｔ２の情報を保持する。前述のように両者とも、夜間の電力の使用状況や日照時間等の状況によって変化しうる値である。夜間電力情報入力部１３２は、過去の夜間電力の使用状況を保持する。また上記に加え、例えば電気自動車ＥＶの充電など、時間的に分散させる必要がある負荷を地域単位で制御するコントローラからの情報を入力するインターフェイスＩ／Ｆ １３７を設けても良い。

Ｐ、Ｑヒストグラム作成部１３３は、図３のＦ４相当のヒストグラムを作成する。同ヒストグラムに従い、Ｐｒ１Ｌ、Ｈ等算出部１３４が、Ｐ領域１下端（Ｐｒ１Ｌ）、Ｐ領域１上端（Ｐｒ１Ｈ）、Ｐ領域２下端（Ｐｒ２Ｌ）、Ｐ領域２上端（Ｐｒ２Ｈ）及び、Ｑ領域１下端（Ｑｒ１Ｌ）、Ｑ領域１上端（Ｑｒ１Ｈ）、Ｑ領域２下端（Ｑｒ２Ｌ）、Ｑ領域２上端（Ｑｒ２Ｈ）を算出する。これらの値は、日種毎、季節毎、あるいは日数の経過に伴うトレンドでドリフト的に変化するため、同種の日毎、あるいは日数の経過に従うトレンドとともに、Ｐｒ１Ｌ、Ｈ等保持部１３５に格納する。日数の経過に従うトレンドの保持の例としては、過去値に対し、新規の演算結果を一時遅れ演算により重畳したものを更新値として、時系列（経日的に）に保持するなどがある。上記方式により、時系列的に最新の更新値を用いれば、トレンド的に隔離している可能性が高い遠い過去の値の影響を軽減できる。

次に、狭義の時間領域ｔ１、時間領域ｔ２算出部１３６により、ｔ１、ｔ２のヒストグラムを作成する。作成結果のヒストグラムは、時間領域ｔ１、時間領域ｔ２ヒストグラム格納データベース１２３に格納する。上記以外の動作は、図６の例と同様である。

次に、図８を用い、実施例２に関する推定装置のブロック図のその他の実施例を説明する。図８では、図７の構成にさらに、無効電力Ｑシフト量管理部１４０、Ｑシフトリセット部１４１、外部インターフェイス１４２を設けている。

図７の実施例では、太陽光発電装置出力の推定に用いる負荷特性Ｌ２のＱ軸との交点（Ｑ切片）は、負荷特性算出時毎の固定値として扱ってきた。しかし実際には、負荷特性Ｌ２とＱ軸との交点であるＱ切片は、力率改善コンデンサの投入や電圧調整のための無効電力調整などで一日より短い周期で変動する可能性がある。この場合、ステップ状に変化するＱ値の変動分を補正することで左記変動がない場合と同様の処理とすることができる。

図８のＱシフト量管理部１４０では、潮流ＰＱ計測値入力部１２１からのＱ値の時系列データに関し、Ｑ値のステップ状の変化量を積算する。Ｑシフト量管理部１４０の具体的動作としては、ある閾値を超えたステップ状の時系列変化を、一定期間につき積算するなどを行う。一定期間の例として、一連のｔ１ｑ、ｔ２ｑを１回分評価する１日程度の期間が挙げられる。積算時に累積する誤差が小さい場合、上記以上の期間としてもよい。Ｑシフト量管理部にて積算したＱ変化量をＱｓｆｔ、潮流ＰＱ計測値入力部１２１からのＱの測定値をＱｏｒｇとすると、Ｑ＝Ｑｏｒｇ−Ｑｓｆｔが、新たなＱの入力値となる。上記演算を施すことで、Ｑ値のステップ状の変化が全く生じなかったと仮定した場合のＱ値の時系列値を得ることができ、Ｑ切片の変動の影響をキャンセルできる。上記Ｑ切片の変動のキャンセルは、潮流ＰＱ計測値入力部１２１に対して行っても良く、適宜、後段の処理時に行っても良い。

一日などの一定期間経過後、Ｑシフトリセット部１４１によりＱｓｆｔ値をリセットし、新たな積算を開始する。

負荷特性作成時のＱ切片の変動のキャンセルについても同様で、少なくとも１つの回帰計算に用いる時間領域ｔ１と時間領域ｔ２のデータを取得する間、および左記回帰演算により作成した負荷特性を用いた太陽光発電装置出力推定を行う間、積算しつづける。左記により、負荷特性算出時のＱ切片の変動の影響を軽減できる。

ここで、時間領域ｔ１、時間領域ｔ２ヒストグラム格納データベース１２３に格納されたヒストグラムを作成した際のＱ切片の変動（積算値）と、ＰＱ計測値選別部１２４と負荷特性算出部１２５、太陽光発電装置発電量推定部１２６にて演算する際のＱ切片の変動（積算値）とを、同一値に調整する必要はない。これは、時間領域ｔ１、時間領域ｔ２ヒストグラム格納データベース１２３に格納されているのは、時間のデータのため、Ｑ切片の変動は後段の処理に伝搬しないためである。よって、時間領域ｔ１、時間領域ｔ２ヒストグラム格納データベース１２３は長期間のデータを蓄積できる一方で、ＰＱ計測値選別部１２４と負荷特性算出部１２５、太陽光発電装置発電量推定部１２６は、最新のＱ切片を推定に用いることができる。

Ｑシフト量管理部１４０への入力として、Ｑ計測値のステップ状の変化以外に、外部入力インターフェイスＩ／Ｆ１４２を介して、無効電力制御の指令値を取り込んでも良い。これは、制御所の指令下にあり主に無効電力を発生させる装置類の動作状況を直接入力するため、計測誤差による影響を軽減できる。尚、上記場合でも制御所の指令下にない無効電力の発生源への対応は行う。

閾値判定には、Ｑの変化量が閾値以上かつ、Ｐ変化量が閾値（Ｐ用の閾値）以下となる条件を用いると、純粋にＱの変化のみを積算でき、より適切な負荷特性を作成できる。太陽光発電装置出力推定が高精度化する。

次に、図９を用い、推定装置ブロック図のその他の実施例を説明する。寒冷地などでは、最大／最小電力消費の時間帯が季節（気温）により移動する。例えば、冬場では、電力消費の最大値が夜間に発生するため，太陽光発電出力無しかつ負荷が多い時間帯が夜間や早朝になる場合がある。一方，太陽光発電出力無しかつ負荷が少ない時間帯は，曇りの日の正午前後となる。よって，本実施例に限り，天候の要素を含んだ状態で，領域Ｒ１とＲ２を決定することになる。加えて，除外時間帯に関する扱いも，本実施例では前述までと異なる方式をとる。

そこで、実施例３では、Ｐ、Ｑ位相判別部１５０を新たに設け、時間領域ｔ１と時間領域ｔ２の出現する時間帯の変化に対応させる。Ｐ、Ｑ位相判別とは、ＰかＱの少なくとも一方の、時間推移の位相（時間波形の凹凸の発生する時間の差異）を検出する。Ｐ、Ｑ位相判別部１５０により、夜間や太陽光発電出力無しかつ負荷が少ない時間帯に最大電力の消費が発生すると判定された場合は、時間領域ｔ１、時間領域ｔ２算出部１２２、除外時間帯判定部１３１、ＰＱ計測値選別部１２４の動作を変更する。

時間領域ｔ１、時間領域ｔ２算出部１２２におけるＰ、Ｑヒストグラム作成部１３３では、日照による除外時間帯Ｔｄを逆に最小電力値発生時間帯として処理する。具体的には、日照による除外時間帯Ｔｄに対応する時間帯のＰ、Ｑ毎のヒストグラムを作成する。同ヒストグラムは、一般に双峰性をもち、値の小さい方のピークは太陽光発電装置の最大電力値の付近、値の大きい方の山は、太陽光発電装置出力が０付近の相当する。これは、太陽光発電装置出力が最大となるか、０付近となるかの２点に関しては、他の中間の出力状態の場合より、時間的な存在確率が高いためである。よって、上記太陽光発電装置出力が０付近の相当する、Ｐ値の大きい方の山が存在する時間を時間領域２として集計する。

尚、上記日照による除外時間帯Ｔｄに対する有効電力Ｐ値のヒストグラム化処理は、短時間（例えば３０分）毎に細分化して行う。左記細分化を行うことで、当該時間帯では太陽光発電装置出力の最大値はおよそ一定として扱うことができ、双方性のピークを形成できるようになる。また細分化にあたっては、太陽光発電装置出力の最大値が同一値となる、正午を挟んでおよそ対称の時間帯を同一に扱ってもよい。左記により、ヒストグラムの度数を増やすことができ、有効なデータを収集できるまでの期間を短縮できる。あるいは、ピーク位置の信頼性を向上させることができる。

次にＰＱ計測値選別部１２４では、時間領域ｔ１、時間領域ｔ２ヒストグラム格納データベース１２３から、同一のＰ、Ｑ位相判別部１５０による判定結果の時間領域ｔ１、ｔ２を選択するよう動作を変える。

上記のように，本実施例では，太陽光発電出力無しかつ負荷が少ない時間帯に対応する領域Ｒ１に対応するデータを取得するまで，天候を待つ必要がある。そこで，太陽光発電出力無しかつ負荷が多い時間帯である領域Ｒ２のデータを着実に取得し，Ｒ２に含まれるデータと，それ以外のデータとで回帰計算し，得られるＬ２群のうち，傾きの上限付近，Ｑ切片の下限付近の値を負荷特性としてもよい。この場合，Ｒ２の領域を回帰演算に使用しない場合より，高精度な負荷特性とすることができる。前記，上限付近，下限付近としたのは，突発値を避けるためであり，例えば十分に平均化すれば，上限，下限としてもよい。

上記全ての実施例において，時間領域ｔ１，ｔ２度数ＤＢへ蓄積をおこなうプロセスＡにおいて，ＰおよびＱの変動範囲のヒストグラムの上下限値からｔ１，ｔ２の領域を求めるのではなく，Ｑのみの変動範囲のヒストグラムから求める方式としてもよい。Ｑの変動範囲のみに着目することで，実質太陽光発電量の影響を排除してＲ１，Ｒ２に対応する時間帯を求めることができる。この場合，後日のプロセスＢにおいて，上記により求めた時間領域ｔ１，ｔ２が，Ｐの範囲が上限／下限値に近いか否かの確認を行うことができる。確認の結果，Ｐの変動範囲に関しても，上下限値に近い条件を満たせば，他の実施例と同様に，回帰計算にて負荷特性を求めることができる。上記方式により，プロセスＡ時における，データ蓄積の対象を拡大することが可能となる。これは，同類の条件となる頻度が少ない，大型連休などの特異日に対するデータが不足する場合等に，特に有効に利用できる。

上記全ての実施例において、時間領域ｔ１と時間領域ｔ２のデータの取得の順番は任意でよい。左記場合、時間領域ｔ２と時間領域ｔ１とで異なる日付となる場合が生じるが、両者とも同一の条件下（双方とも平日など）であれば、誤差は少ない。

１００：太陽光発電装置
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
１２１：潮流ＰＱ計測値入力部
１２２：時間領域ｔ１、時間領域ｔ２算出部
１２３：時間領域ｔ１、時間領域ｔ２ヒストグラム格納データベース
１２４：ＰＱ計測値選別部
１２５：負荷特性算出部
１２６：太陽光発電装置発電量推定部
１２７：太陽光発電装置発電量推定出力部
１３０：時計、カレンダー部
１３１：除外時間帯判定部
１３２：夜間電力情報入力部
１３３：Ｐ、Ｑヒストグラム作成部
１３４：Ｐｒ１Ｌ、Ｈ等算出部
１３５：Ｐｒ１Ｌ、Ｈ等保持部
１３６：狭義の時間領域ｔ１、時間領域ｔ２算出部
１３７：外部入力インターフェイス
１４０：Ｑシフト量管理部
１４１：Ｑシフトリセット部
１４２：外部入力インターフェイス
１５０：Ｐ、Ｑ位相判別部

Claims (10)

1. 太陽光発電装置を備える配電系統で計測した有効電力と無効電力を用いて、前記太陽光発電装置による発電量を推定するための太陽光発電量推定装置であって、
   配電系統の計測点で計測した前記有効電力と無効電力を計測時刻の情報と共に入手する計測情報取得部と、
   除外時間帯以外の計測時刻の前記有効電力と無効電力を用いて、太陽光発電出力無しかつ負荷が少ない時間帯及び太陽光発電出力無しかつ負荷が多い時間帯に相当する時間領域を決定する時間領域算出部と、
   該時間領域算出部で求めた時間領域の情報を日種、季節毎の分類に従って格納する時間領域ヒストグラム格納データベースと、
   該時間領域ヒストグラム格納データベースに格納された情報から、日種、季節毎の分類の指定条件に従って前記有効電力と無効電力を選別するＰＱ計測値選別部と、
   該ＰＱ計測値選別部で選択した情報について、前記太陽光発電出力無しかつ負荷が少ない時間帯に相当する時間領域の前記有効電力と無効電力の点群と、前記太陽光発電出力無しかつ負荷が多い時間帯に相当する時間領域の前記有効電力と無効電力の点群とから、Ｐ−Ｑ平面上に示される太陽光無発電特性を定める太陽光無発電特性算出部と、
   前記配電系統の計測点で計測した前記有効電力と無効電力と、前記太陽光無発電特性とから太陽光発電量を推定する太陽光発電量算出部
   を備えることを特徴とする太陽光発電量推定装置。
2. 請求項１に記載の太陽光発電量推定装置であって、
   前記時間領域算出部は、前記除外時間帯以外の計測時刻の前記有効電力と無効電力の計測値について、その計測値の発生頻度が閾値以上となる限界の前記有効電力と無効電力を基準として計測値の範囲を定め、当該計測値の範囲内の計測値を用いて、前記除外時間帯以外の計測時刻の時間範囲を、前記太陽光発電出力無しかつ負荷が少ない時間帯及び太陽光発電出力無しかつ負荷が多い時間帯に相当する時間領域として決定することを特徴とする太陽光発電量推定装置。
3. 請求項２に記載の太陽光発電量推定装置であって、
   前記太陽光発電出力無しかつ負荷が少ない時間帯及び太陽光発電出力無しかつ負荷が多い時間帯に相当する時間領域は、前記有効電力から定めた時間領域と無効電力から定めた時間領域が、重複する時間帯をもって前記太陽光発電出力無しかつ負荷が少ない時間帯及び太陽光発電出力無しかつ負荷が多い時間帯に相当する時間領域とすることを特徴とする太陽光発電量推定装置。
4. 請求項１から請求項３のいずれか１項に記載の太陽光発電量推定装置であって、
   計測した無効電力についてステップ状の変化量を計測し、前記Ｐ−Ｑ平面上に示される太陽光無発電特性の算出に反映することを特徴とする太陽光発電量推定装置。
5. 太陽光発電装置を備える配電系統で計測した有効電力と無効電力を用いて、前記太陽光発電装置による発電量を推定するための太陽光発電量推定方法であって、
   配電系統の計測点で計測した前記有効電力と無効電力を計測時刻の情報と共に入手し、
   除外時間帯以外の計測時刻の前記有効電力と無効電力を用いて、太陽光発電出力無しかつ負荷が少ない時間帯及び太陽光発電出力無しかつ負荷が多い時間帯に相当する時間領域を決定し、
   該時間領域の情報を日種、季節毎の分類に従って格納し、
   該格納された情報から、日種、季節毎の分類の指定条件に従って前記有効電力と無効電力を選別し、
   選択した情報について、前記太陽光発電出力無しかつ負荷が少ない時間帯に相当する時間領域の前記有効電力と無効電力の点群と、前記太陽光発電出力無しかつ負荷が多い時間帯に相当する時間領域の前記有効電力と無効電力の点群とから、Ｐ−Ｑ平面上に示される太陽光無発電特性を定め、
   前記配電系統の計測点で計測した前記有効電力と無効電力と、前記太陽光無発電特性とから太陽光発電量を推定する
   ことを特徴とする太陽光発電量推定方法。
6. 請求項５に記載の太陽光発電量推定方法であって、
   前記除外時間帯以外の計測時刻の前記有効電力と無効電力の計測値について、その計測値の発生頻度が閾値以上となる限界の前記有効電力と無効電力を基準として計測値の範囲を定め、当該範囲内の計測値を用いて、前記除外時間帯以外の計測時刻の時間範囲を、前記太陽光発電出力無しかつ負荷が少ない時間帯及び太陽光発電出力無しかつ負荷が多い時間帯に相当する時間領域として決定することを特徴とする太陽光発電量推定方法。
7. 太陽光発電装置を備える配電系統で計測した有効電力と無効電力を用いて、前記太陽光発電装置による発電量を推定するための太陽光発電量推定方法であって、
   特定の条件を充足する時間帯のヒストグラムを作成する第１のステップと、
   同ヒストグラムを類似の条件毎に分類し格納する第２のステップと、
   推定動作を行う直近の時系列測定値から上記時間帯のヒストグラムを用いサンプル点を作成する第３のステップと、
   上記サンプル点から推定動作に必要な負荷特性を作成する第４のステップと、
   上記負荷特性から推定動作を行う第５のステップからなる
   ことを特徴とする太陽光発電量推定方法。
8. 太陽光発電装置を備える配電系統で計測した有効電力と無効電力を用いて、前記太陽光発電装置による発電量を推定するための太陽光発電量推定方法であって、
   日射のある時間帯及び夜間電力のある時間帯を排して有効電力、無効電力のヒストグラムを作成する第１のステップと、
   上記ヒストグラムの階級範囲の上限付近及び下限付近に対応する閾値を有効電力、無効電力各々について決定する第２のステップと、
   有効電力、無効電力が上記上限、下限端の閾値に合致する時刻のヒストグラムを作成する第３のステップと、
   上記ヒストグラムを平日、休日、季節の分類ごとに格納する第４のステップと、
   上記格納した時間帯のヒストグラムを推定対象日に近い期日の有効電力、無効電力時系列値に適用しサンプル点を作成する第５のステップと、
   上記作成したサンプル点の回帰演算により負荷特性を求める第６のステップを備え、上記負荷特性と推定対象日の有効電力、無効電力値を用いて太陽光発電量の推定を行うことを特徴とする太陽光発電量推定方法。
9. 請求項８記載の太陽光発電量推定方法であって、
   無効電力の測定値が一定時間内に所定の閾値を超えるステップ状の変化した場合の変化量を積算し、積算量を日射のある時間帯及び夜間電力のある時間帯を排した有効電力、無効電力値のヒストグラムを作成し、
   上記ヒストグラムの階級範囲の上限付近及び下限付近に対応する閾値を有効電力、無効電力各々について決定し、
   有効電力、無効電力が上記上限、下限端の閾値に合致する時刻のヒストグラムを作成するステップの各々で使用する無効電力の測定値から減ずることで上記ヒストグラムを平日、休日、季節の分類ごとに格納し、
   上記格納した時間帯のヒストグラムを推定対象日に近い期日の有効電力、無効電力時系列値に適用しサンプル点を作成してサンプル点の回帰演算により負荷特性を求め、
   上記負荷特性と推定対象日の有効電力、無効電力値を用いて太陽光発電量の推定を行う処理で使用する無効電力の測定値から減じ、
   上記負荷特性と推定対象日の有効電力、無効電力値を用いて太陽光発電量の推定を行い、前記２つの無効電力の測定値が一定時間内に所定の閾値を超えるステップ状の変化した場合の変化量の積算を開始する起点が各々異なる時点であることを特徴とする太陽光発電量推定方法。
10. 請求項８記載の太陽光発電量推定方法であって、
    有効電力、無効電力の最大値あるいは最小値の発生する時間帯の変化を検出し、
    同検出結果をもって、日射のある時間帯及び夜間電力のある時間帯を排し有効電力、無効電力値のヒストグラムを作成するステップの動作、及び有効電力、無効電力が上記上限、下限端の閾値に合致する時刻のヒストグラムを作成するステップの動作、及び上記格納した時間帯のヒストグラムを推定対象日に近い期日の有効電力、無効電力時系列値に適用しサンプル点を作成するステップの動作を変える上記負荷特性と推定対象日の有効電力、無効電力値を用いて太陽光発電量の推定を行うことを特徴とする太陽光発電量推定方法。

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