JP7033979B2

JP7033979B2 - 太陽光発電出力の推定方法

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Publication number: JP7033979B2
Application number: JP2018061516A
Authority: JP
Inventors: 雅章石丸; 陽介中崎
Original assignee: Hokuriku Electric Power Co
Current assignee: Hokuriku Electric Power Co
Priority date: 2018-03-28
Filing date: 2018-03-28
Publication date: 2022-03-11
Anticipated expiration: 2038-03-28
Also published as: JP2019176603A

Description

本発明は、複数の太陽光発電設備が連系された配電系統における、任意の太陽光発電設備の太陽光発電出力の推定方法に関する。

近年、太陽光発電（ＰＶ）設備が普及し、１つの配電系統に多くのＰＶ設備が連系された状況となっている。ＰＶ設備は、天候などの影響により出力が変動するため、ＰＶ設備が連系された配電系統では、実需要の把握が困難であった。ＰＶ設備の出力（ＰＶ出力）を常時測定できればよいが、全てのＰＶ設備にそのための測定器などを設置することは現実的ではない。

そこで従来、配電系統を制御する配電自動化システムにおいては、12時（正午）においてＰＶ出力が最大値、すなわちそのＰＶ設備の契約容量に等しい値になると推定し、12時以前はＰＶ出力が一定割合で増加、12時以降はＰＶ出力が一定割合で減少するものと推定していたが、この推定値は実際の値より大きかった。これは、ＰＶ出力を実際よりも小さく推定してしまうと、配電系統の実需要が系統の限度容量を超えてしまい、過負荷による停電事故が生じるおそれがあるためである。

しかしながら、このようにＰＶ出力を実際の値より大きく推定すると、次のような問題が生じていた。図７に示すように、フィーダＡとフィーダＢを有する配電系統において、フィーダＡに１つのＰＶ設備１（契約容量1000kW）が連系されており、フィーダＡの限度容量は4000kWであるとする。雨天時において、このＰＶ設備１の発電電力が200kWであるとすると、（ａ）の通常運転時では、フィーダＡについて、変電所Ｔからの送出電力が2800kW、ＰＶ出力が200kWの合計3000kWで、これが３つの負荷Ｌの合計値と等しくなっている。この配電系統において、（ｂ）に示すように、フィーダＢで事故が発生し、事故点Ｑの両側で開閉器ＳＷ１、ＳＷ２が切になったとする。この際、フィーダＡとフィーダＢを連絡する開閉器ＳＷ３を入にして、フィーダＡからフィーダＢへ500kWの電力を融通できれば、フィーダＢでの停電を回避できる。実際、フィーダＡの変電所Ｔからの送出電力が2800kW、ＰＶ出力が200kWで、合計3000kWであり、限度容量まで1000kWの余裕があるので、500kWの融通は可能である。ところが、従来の配電自動化システムでは、ＰＶ出力を最大値である契約容量の1000kWと推定するため、送出電力との合計は3800kWとなり、限度容量まで200kWしか余裕がないので、500kWの融通はできないと判断してしまう。

このように、従来、ＰＶ出力を実際の値より大きく推定することで、事故時に融通可能区間へ融通不能であると誤判断してしまい、これにより、停電を回避するために本来は不要であった連系線増強工事が発生する場合があった。

本発明は、このような事情を鑑みたものであり、複数の太陽光発電設備が連系された配電系統において、１つの太陽光発電設備の太陽光発電出力を正確に推定する方法を提供することを目的とする。

本発明のうち請求項１の発明は、複数の太陽光発電設備が連系された配電系統であってその系統近傍に日射計が設置されたものにおける、１つの太陽光発電設備の当月のある時刻における太陽光発電出力の推定方法であって、ある１つの太陽光発電設備について、前年同月の時刻tにおける太陽光発電出力P_PV(t)、前年同月の日射計により測定された時刻tにおける日射量S(t)および前年同月の当該太陽光発電設備の契約容量C_PVから、式（１）により、当該太陽光発電設備の変換係数K_1mを導出するものであって、この変換係数K_1mを複数の太陽光発電設備について同様に導出する変換係数導出過程と、

変換係数K_1mを導出した太陽光発電設備についての、前年同月の月間発電電力量ΣW_m、前年同月の月間日射量ΣS_mおよび前年同月の当該太陽光発電設備の契約容量C_PVから、式（２）により、配電系統の原単位係数K_2mを導出する原単位係数導出過程と、

推定対象である１つの太陽光発電設備について、前年同月の月間発電電力量ΣW_m、前年同月の月間日射量ΣS_mおよび前年同月の当該太陽光発電設備の契約容量C_PVから、式（２）により、当該太陽光発電設備の変換係数K_1mを算出し、さらに、変換係数K_1mならびに日射計により測定された当月の時刻tにおける日射量S(t)および当月の当該太陽光発電設備の契約容量C_PVから、式（１）により、当該太陽光発電設備の時刻tにおける太陽光発電出力P_PV(t)を算出する出力推定過程を備えることを特徴とする。ここで、変換係数K_1mおよび原単位係数K_2mは、式（１）および式（２）に複数組の既知の値を代入して線形近似曲線（直線）を求めることで、その直線の傾きとして導出される。また、系統近傍に日射計が設置されるとは、配電系統の中心、すなわち、変電所から延びる各配電線の始端と終端の間の中心地点から概ね半径10kmの円内に、少なくとも１台の日射計が設置されることをいうものであり、これによって、系統に連系された概ね全ての太陽光発電設備について、実際の日射量と十分に相関のある測定値が得られるものである。

本発明のうち請求項２の発明は、１つの太陽光発電設備についての前年同月の月間発電電力量ΣW_mは、式（３）により算出されることを特徴とする。

ただし、aは式（４）、bは式（５）により算出される。

なお、式（３）における前年同月の全量買取電力量は、すなわち前年前月の検針時から前年同月の検針時までの発電電力量であり、前年翌月の全量買取電力量は、すなわち前年同月の検針時から前年翌月の検針時までの発電電力量である。また、式（４）および式（５）の所定時刻は全て同じ時刻である。

本発明のうち請求項１の発明によれば、対象となる太陽光発電設備が連系された配電系統の近傍に少なくとも１つの日射計が設置されていれば、その測定値と、過去の種々の実績値に基づいて、太陽光発電出力を正確に推定することができる。これにより、太陽光発電設備が連系された配電系統の実需要を正確に把握することができ、配電事故時に、融通可能区間への融通余力（電力供給信頼性）が増加するとともに、不要な連系線増強工事を回避できる。

本発明のうち請求項２の発明によれば、配電系統に連系された各太陽光発電設備の検針日が異なっていても、それによる誤差を補正し、太陽光発電出力をより正確に推定できる。

本発明の太陽光発電出力の推定方法の対象となる配電系統の模式図である。式（１）に基づき、日射量とＰＶ出力の相関を示すグラフである。 16箇所のＰＶ設備の配置図である。式（２）に基づき、原単位発電量と変換係数の相関を示すグラフである。原単位係数の月別・年度別推移を示すグラフである。太陽光発電出力の推定プログラムの処理の流れを示すフローチャートである。従来の配電系統における配電自動化システムによる制御の説明図であり、（ａ）は通常運転時、（ｂ）は配電事故時を示す。

以下、本発明の太陽光発電出力の推定方法の具体的な内容について説明する。この推定方法の対象となるのは、図１に示すように、変電所Ｔから延びる配電線に、複数の太陽光発電（ＰＶ）設備１と、複数の負荷Ｌが連系された配電系統であって、その系統の近傍に日射計２が設置されたものである。日射計２は、いわゆる全天日射計であって、太陽から直接差し込む直達光とその他の散乱光を合わせて測定するものである。なお、ここでは実際の北陸３県（富山県、石川県、福井県）の配電系統をモデルとするものであり、配電系統の中心、すなわち、変電所から延びる各配電線の始端と終端の間の中心地点から概ね半径10kmの円内に、少なくとも１台の日射計が設置されている。これによって、各日射計から半径10kmの円内に、ＰＶ全契約容量の約８割のＰＶ設備が設置されることとなり、系統に連系された概ね全てのＰＶ設備について、実際の日射量と十分に相関のある測定値が得られる。

本発明の推定方法は、このような配電系統において、連系された複数のＰＶ設備のうち、任意の１つのＰＶ設備について、現在、すなわち当月（ｍ月）のある時刻におけるＰＶ出力を推定するものであり、変換係数導出過程と、原単位係数導出過程と、出力推定過程からなる。

まず、変換係数導出過程では、過去のＰＶ出力が既知となっている、ある１つのＰＶ設備について、前年同月（ｍ月）の１か月間の、時刻tにおけるＰＶ出力P_PV(t)[kW]（30分平均）と、その時刻tにおける日射計により測定した日射量S(t)[kW/m²]（30分平均）を求める（何れも既知のデータ）。なお、日射量S(t)は、そのＰＶ設備に最も近い日射計の測定値である。そして、図２に示すように、グラフに30分毎の値をプロットする。ただし、横軸は、日射量S(t)としてあり、縦軸は、ＰＶ出力P_PV(t)をそのＰＶ設備の前年同月の契約容量C_PV[kW]で割った単位量（P_PV(t)/C_PV[p.u.]）としてある。そして、これらのプロットされた各点に対して、線形近似曲線（直線）を求める。すると、式（１）から、当該ＰＶ設備のｍ月の変換係数K_1m[p.u./(kW/m²)]が、その直線の傾き（図２の例では0.5726）として導出される。

この変換係数K_1mは、ある１つのＰＶ設備についてのものであり、同様にして、複数のＰＶ設備について、ｍ月の変換係数K_1mを導出する。ここで、変換係数K_1mを導出するＰＶ設備の数を多くするほど、後のＰＶ出力の推定の精度が高くなるが、本実施形態では、図３に示す16箇所のＰＶ設備の変換係数K_1mを導出する。なお、変換係数K_1mは、太陽光の入射角や気温（一般にＰＶ設備は気温が低い方が効率が良い）などの影響を受けるので、月毎に算出が必要であり、加えてＰＶ設備の経年劣化や増設・縮減などの影響も考慮して、年毎の見直しも必要である。

次に、原単位係数導出過程では、先の変換係数導出過程において変換係数K_1mを導出した各ＰＶ設備についての、前年同月（ｍ月）の月間発電電力量ΣW_m[kWh]と、前年同月の月間日射量ΣS_m[kWh/m²]を求める（何れも既知のデータ）。なお、月間日射量ΣS_mは、それぞれのＰＶ設備に最も近い日射計の測定値である。そして、図４に示すように、グラフに各ＰＶ設備の値をプロットする。ただし、横軸は、月間発電電力量ΣW_mを月間日射量ΣS_mおよびそのＰＶ設備の前年同月の契約容量C_PVで割った原単位発電量（ΣW_m/(ΣS_m・C_PV)[m²/kW]）としてあり、縦軸は、変換係数K_1mとしてある。そして、これらのプロットされた各点に対して、線形近似曲線（直線）を求める。すると、式（２）から、配電系統のｍ月の原単位係数K_2mが、その直線の傾き（図４の例では1.0076）として導出される。

このようにして、ある実際の配電系統において、月別および年度別に原単位係数K_2mを導出した結果を、図５に示す。これによれば、3～11月においては、年度によらず、月毎に原単位係数K_2mは略一定であり、一度上記の変換係数導出過程および原単位係数導出過程により導出された原単位係数K_2mは、その後ずっと使い続けることができる（すなわち、原単位係数K_2mは、変換係数K_1mとは違って、ＰＶ設備の経年劣化や増設・縮減などの影響を受けない）。なお、12～2月においては、積雪の影響により、原単位係数K_2mの値にバラツキが生じているが、それを踏まえて参考値として運用することで、１年を通して本発明の推定方法を用いることができる。

次に、出力推定過程では、推定対象である１つのＰＶ設備について、前年同月（ｍ月）の月間発電電力量ΣW_m、前年同月の月間日射量ΣS_m、前年同月の当該ＰＶ設備の契約容量C_PVおよび配電系統のｍ月の原単位係数K_2mを、式（２）に代入し、当該ＰＶ設備のｍ月の変換係数K_1mを算出する。さらに、変換係数K_1mならびに日射計により測定された当月の時刻tにおける日射量S(t)および当月の当該ＰＶ設備の契約容量C_PVを、式（１）に代入し、当該ＰＶ設備の時刻tにおけるＰＶ出力P_PV(t)を算出する。

このように、式（１）および式（２）から、当月の時刻tにおけるＰＶ出力が推定される。この際、式（１）における当月の契約容量C_PV、式（２）における前年同月の月間発電電力量ΣW_m、月間日射量ΣS_mおよび契約容量C_PVは全て既知の値であるから、未知の値は式（１）の日射量S(t)のみであり、これに日射計による測定値を代入するだけで、ＰＶ出力P_PV(t)が求められる。そして、変換係数導出過程および原単位係数導出過程により、一度配電系統の原単位係数K_2mを導出すれば、その後は出力推定過程のみによって、任意のＰＶ設備のＰＶ出力を推定できる。

このような本発明の太陽光発電出力の推定方法によれば、対象となる太陽光発電設備が連系された配電系統の近傍に少なくとも１つの日射計が設置されていれば、その測定値と、過去の種々の実績値に基づいて、太陽光発電出力を正確に推定することができる。そしてこれにより、太陽光発電設備が連系された配電系統の実需要を正確に把握することができる。よって、配電自動化システムにおいて、従来のように、配電事故時に融通可能区間へ融通不能であると誤判断することがなくなるので、融通可能区間への融通余力（電力供給信頼性）が増加するとともに、不要な連系線増強工事を回避できる。

なお、式（２）中の月間発電電力量ΣW_mは、実際には各ＰＶ設備の毎月の検針により求められる。ここで、一般に大きな工場などは検針日が月初め（１日）なので、ｍ月の月間発電電力量を正確に把握できるが、低圧の需要家は検針日が月初めに限られず、検針により求められるのは、ある月の検針時からその翌月の検針時までの発電電力量（全量買取電力量）である。そして、検針日は需要家ごとに異なるので、求められる発電電力量の期間もそれぞれ異なり、月間日射量ΣS_mの期間ともずれるので、その値をそのまま式（２）に代入して上記方法によりＰＶ出力を推定すると、実際の値と誤差を生じることになる。

そこで、このような需要家ごとの検針日の相違を補正するために、各需要家の全量買取電力量を、検針の期間の日射量で案分する。すなわち、式（２）における、１つのＰＶ設備についての前年同月の月間発電電力量ΣW_mを、式（３）により算出することとする。ただし、式（３）中のaは式（４）、bは式（５）により算出される。なお、式（４）および式（５）の所定時刻は全て同じ時刻であり、ここでは12時（正午）とする。式（３）において、第１項は、前年同月の全量買取電力量（前年前月の検針時から前年同月の検針時までの発電電力量）をa（式（４））により日射量で案分して、前年同月の１日～検針時までの発電電力量を求めている。また、第２項は、前年翌月の全量買取電力量（前年同月の検針時から前年翌月の検針時までの発電電力量）をb（式（５））により日射量で案分して、前年同月の検針時～末日までの発電電力量を求めている。よって、第１項と第２項の和が、前年同月（ｍ月）の月間発電電力量となる。

このように、配電系統に連系された各ＰＶ設備の検針日が異なっていても、式（３）～式（５）によって、それによる誤差を補正し、ＰＶ出力をより正確に推定できる。

次に、本発明の太陽光発電出力の推定方法を実施するための具体的な手法を説明する。実際にこの方法を実施するには、以下に示す推定装置および推定プログラムを利用する。

このプログラムは、キーボードやマウスなどからなる入力装置、ディスプレイなどからなる出力装置、プログラムの命令を順番に実行するＣＰＵ、プログラムやプログラムの実行に必要なデータおよび計算結果などを保存しておく記憶装置を構成要素とする標準的なコンピュータにより実行される。また、推定装置は、このプログラムが実行されるコンピュータにより構成される。

このプログラムをコンピュータに実行させた場合、コンピュータが各種の手段（変換係数導出手段、原単位係数導出手段、出力推定手段）として機能し、ＣＰＵからの指令によって、図６に示すように、変換係数導出手段が変換係数導出ステップＳ１を実行し、原単位係数導出手段が原単位係数導出ステップＳ２を実行し、出力推定手段が出力推定ステップＳ３を実行することで、配電系統の任意の１つのＰＶ設備のＰＶ出力を推定する。

このプログラムを実行すると、まず変換係数導出手段が機能して、変換係数導出ステップＳ１が実行される。変換係数導出ステップＳ１では、ある１つのＰＶ設備について、記憶装置に保存されている、前年同月（ｍ月）の１か月間の、時刻tにおけるＰＶ出力P_PV(t)（30分平均）と、その時刻tにおける日射計により測定した日射量S(t)（30分平均）を読み込む。そして、同じく記憶装置に保存されている式（１）を読み込み、ＰＶ出力P_PV(t)と日射量S(t)のデータ群に対する線形近似曲線の傾きとして、そのＰＶ設備のｍ月の変換係数K_1mを導出し、記憶装置に保存する。この際、出力装置に図２のようなグラフが表示されるものであってもよい。そして同様にして、複数のＰＶ設備について、ｍ月の変換係数K_1mを導出し、記憶装置に保存する。なお、どのＰＶ設備の変換係数K_1mを導出するかについては、作業者が選択するものであってもよいし、何らかの基準に基づいてプログラムにより自動的に選択されるものであってもよい。

次に、原単位係数導出手段が機能して、原単位係数導出ステップＳ２が実行される。原単位係数導出ステップＳ２では、まず、先の変換係数導出ステップＳ１において変換係数K_1mを導出した各ＰＶ設備について、記憶装置に保存されている、前年同月および翌月の全量買取電力量、前年前月の検針時から前年翌月の検針時までの日射量を読み込む。そして、同じく記憶装置に保存されている式（３）～式（５）を読み込み、全量買取電力量と各期間の日射量を代入して、月間発電電力量ΣW_mを算出する。続いて、記憶装置に保存されている、式（２）、前年同月の月間日射量ΣS_mおよびそのＰＶ設備の前年同月の契約容量C_PVを読み込み、各ＰＶ設備についての、算出した月間発電電力量ΣW_mと月間日射量ΣS_mのデータ群に対する線形近似曲線の傾きとして、配電系統のｍ月の原単位係数K_2mを導出し、記憶装置に保存する。この際、出力装置に図４のようなグラフが表示されるものであってもよい。

次に、出力推定手段が機能して、出力推定ステップＳ３が実行される。出力推定ステップＳ３では、まず、推定対象である１つのＰＶ設備について、記憶装置に保存されている、前年同月の月間発電電力量ΣW_m、月間日射量ΣS_mおよび当該ＰＶ設備の契約容量C_PVならびに配電系統のｍ月の原単位係数K_2mを読み込む。そして、同じく記憶装置に保存されている式（２）を読み込み、各値を代入して、当該ＰＶ設備のｍ月の変換係数K_1mを算出する。続いて、記憶装置に保存されている、当月の当該ＰＶ設備の契約容量C_PVを読み込むとともに、オンラインで接続された日射計から現在（時刻t）の日射量S(t)を取り込む。そして、同じく記憶装置に保存されている式（１）を読み込み、各値を代入して、当該ＰＶ設備の時刻tにおけるＰＶ出力P_PV(t)を算出し、記憶装置に保存する。この際、必要に応じて算出結果が出力装置に表示されるものであってもよい。以上で、プログラムが終了する。なお、どのＰＶ設備のＰＶ出力P_PV(t)を算出するかについては、作業者が選択するものであってもよいし、別のプログラムやシステム（配電自動化システムなど）の要請に基づいて自動的に選択されるものであってもよい。

なお、ある配電系統について導出された原単位係数K_2mは、その後ずっと使い続けることができるものであるから、この配電系統に連系された別のＰＶ設備のＰＶ出力を推定したい場合には、出力推定ステップＳ３のみを実行すればよい。

また、この太陽光発電出力の推定プログラムは、専用のソフトウェアとして実行されるものであっても、汎用の表計算ソフトウェアなどの上で実行されるものであってもよいし、別のプログラムやシステム（配電自動化システムなど）に組み込まれたものであってもよい。

本発明は、上記の実施形態に限定されない。たとえば、配電系統の近傍に複数の日射計が設置されていてもよく、その場合、それぞれの日射計で測定された日射量を平均するなど、適宜１つの値を定めればよい。

１太陽光発電設備
２日射計

Claims

複数の太陽光発電設備が連系された配電系統であってその系統近傍に日射計が設置されたものにおける、１つの太陽光発電設備の当月のある時刻における太陽光発電出力の推定方法であって、
ある１つの太陽光発電設備について、前年同月の時刻tにおける太陽光発電出力P_PV(t)、前年同月の日射計により測定された時刻tにおける日射量S(t)および前年同月の当該太陽光発電設備の契約容量C_PVから、式（１）により、当該太陽光発電設備の変換係数K_1mを導出するものであって、この変換係数K_1mを複数の太陽光発電設備について同様に導出する変換係数導出過程と、

変換係数K_1mを導出した太陽光発電設備についての、前年同月の月間発電電力量ΣW_m、前年同月の月間日射量ΣS_mおよび前年同月の当該太陽光発電設備の契約容量C_PVから、式（２）により、配電系統の原単位係数K_2mを導出する原単位係数導出過程と、

推定対象である１つの太陽光発電設備について、前年同月の月間発電電力量ΣW_m、前年同月の月間日射量ΣS_mおよび前年同月の当該太陽光発電設備の契約容量C_PVから、式（２）により、当該太陽光発電設備の変換係数K_1mを算出し、さらに、変換係数K_1mならびに日射計により測定された当月の時刻tにおける日射量S(t)および当月の当該太陽光発電設備の契約容量C_PVから、式（１）により、当該太陽光発電設備の時刻tにおける太陽光発電出力P_PV(t)を算出する出力推定過程を備えることを特徴とする太陽光発電出力の推定方法。
１つの太陽光発電設備についての前年同月の月間発電電力量ΣW_mは、式（３）により算出されることを特徴とする請求項１記載の太陽光発電出力の推定方法。

ただし、aは式（４）、bは式（５）により算出される。