WO2015189991A1 - 発電量推定装置および発電量推定方法 - Google Patents

発電量推定装置および発電量推定方法 Download PDF

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板屋　伸彦
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三菱電機株式会社
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    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/381—Dispersed generators
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    • G—PHYSICS
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    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
    • Y02E10/56—Power conversion systems, e.g. maximum power point trackers

Definitions

  • the present invention relates to a power generation amount estimation device and a power generation amount estimation method.
  • the distribution system is generally composed of a high-voltage system (usually 6600 V) and a low-voltage system (for example, 100 V to 200 V), and the receiving end of general consumers is connected to this low-voltage system.
  • the electric power company is obliged to maintain the voltage at the receiving end of the general consumer within an appropriate range (for example, in the case of receiving 100V, the voltage is 95V to 107V).
  • the electric power company uses a voltage control device (for example, LRT (Load Ratio Control Transformer) or SVR (Step Voltage Regulator)) connected to the high voltage system.
  • LRT Low Ratio Control Transformer
  • SVR Step Voltage Regulator
  • Patent Document 1 discloses a method of measuring active power and reactive power upstream of a solar power generation apparatus and estimating the solar power generation output by independent component analysis.
  • the present invention has been made in view of the above, and obtains a power generation amount estimation apparatus and a power generation amount estimation method capable of accurately estimating a solar power generation amount while suppressing an increase in measurement facilities and communication facilities. With the goal.
  • the present invention provides a power generation amount estimation method for estimating a solar power generation amount in a distribution line of a high-voltage system in which a plurality of loads and one or more solar power generation facilities are connected.
  • a first voltage value that is a measurement voltage at a first position of the distribution line; a first active power that is a measurement value of an active power at the first position; and a first voltage value of the distribution line.
  • a communication unit that receives a second voltage value that is a measured voltage at the position 2 and a second active power that is a measured value of the active power at the second position, and a connection position and contract information for each load.
  • a storage unit that holds the first voltage value, the second voltage value, the first active power, and the second active power, and for each load read from the storage unit Based on the connection position and the contract information, the impedance of the load center point is obtained.
  • a power generation amount calculation unit that estimates the solar power generation amount based on the first and second voltage values and the first and second active powers.
  • FIG. 1 is a diagram showing an example of a configuration of a distribution system voltage control system according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 2 is a diagram illustrating a configuration example of the distribution system management apparatus.
  • FIG. 3 is a diagram illustrating a configuration example of a computer system according to the embodiment.
  • FIG. 4 is a flowchart illustrating an example of the power generation amount estimation procedure.
  • FIG. 5 is a diagram showing the concept of the relationship among the load center point, the power generation center point, the delivery voltage, and the terminal voltage.
  • FIG. 6 is a diagram illustrating an example of contract information.
  • FIG. 7 is a diagram showing the concept of the average value of the power consumption profile for each contract type.
  • FIG. 1 is a diagram showing an example of a configuration of a distribution system voltage control system according to an embodiment of the present invention.
  • a voltage control device 7 is, for example, an LRT (Load Ratio Control Transformer) as a distribution transformer installed in a substation.
  • a bus 8 is connected to the secondary side of the voltage control device 7.
  • two distribution lines 9-1 and 9-2 are connected to the bus 8 in parallel.
  • Distribution lines 9-1 and 9-2 are distribution lines of a high voltage system (voltage level is 6600V).
  • One end of the distribution line 9-1 is connected to the bus 8 via the circuit breaker 6-1.
  • voltage flow measuring devices (measuring devices) 5-1 and 5-3 for measuring the voltage and power flow of the distribution line 9-1 are respectively installed.
  • One end of the distribution line 9-2 is connected to the bus 8 via the circuit breaker 6-2.
  • voltage flow measuring devices (measurement devices) 5-2 and 5-4 for measuring the voltage and power flow of the distribution line 9-2 are installed.
  • the voltage flow measuring devices 5-1 and 5-2 are arranged at the delivery (upstream end point) of the distribution lines 9-1 and 9-2, respectively.
  • the voltage flow measuring devices 5-3 and 5-4 are arranged at the ends (downstream end points) of the distribution lines 9-1 and 9-2, respectively.
  • the voltage flow measuring devices 5-1 to 5-4 measure the voltage, the power flow, etc., for example, at regular intervals (for example, every second), and use the average value of the measured results for a predetermined time (for example, 1 minute) as measurement information Send.
  • the voltage flow measuring devices 5-1 to 5-4 have a communication function and are connected to the communication network 2.
  • the voltage flow measuring devices 5-1 to 5-4 for example, periodically transmit measurement information to the distribution system management device 1 via the communication network 2.
  • the distribution line 9-1 is connected to loads 3-1 to 3-3, solar power generation equipment 4-1 to 4-3, and a capacitor 100.
  • the load 3-1 indicates, for example, a load for each customer. Alternatively, it may be a load of a group of one or more consumers such as a pole transformer. Note that the number of loads, photovoltaic power generation facilities, and capacitors connected to the distribution line 9-1 are not limited to the example of FIG.
  • the capacitor 100 is also a load on the distribution line 9-1. Further, capacitors may be included in the loads 3-1 to 3-3. In FIG. 1, the load, the photovoltaic power generation equipment, and the capacitor connected to the distribution line 9-2 are omitted for the sake of simplification. A capacitor is connected.
  • the distribution system management device 1 (power generation amount estimation device) is a device that manages the distribution system, and can be installed in a sales office or a control center that has jurisdiction over the system range to be managed.
  • voltage control is performed to maintain an appropriate voltage of the distribution system. Any method may be used as the voltage control method.
  • a form in which the central control device connected to the communication network 2 performs voltage control is conceivable.
  • the voltage flow measuring devices 5-1 to 5-4 are installed for the above voltage control.
  • the active power (P) and voltage (V) measured by the voltage flow measuring devices 5-1 to 5-4 are used for the voltage control.
  • FIG. 2 is a diagram illustrating a configuration example of the distribution system management apparatus 1 according to the present embodiment.
  • the distribution system management device 1 of the present embodiment includes a load / power generation center calculation unit 11, a load / power generation amount calculation unit 12, a power generation efficiency calculation unit 13, a power generation amount estimation unit 14, and a communication unit 15.
  • the power distribution system management device 1 is specifically a computer system (computer).
  • the computer system functions as the power distribution system management device 1 by executing the supply and demand planning program on the computer system.
  • FIG. 3 is a diagram illustrating a configuration example of a computer system according to this embodiment. As shown in FIG. 3, the computer system includes a control unit 101, an input unit 102, a storage unit 103, a display unit 104, a communication unit 105, and an output unit 106, which are connected via a system bus 107. Yes.
  • the control unit 101 is, for example, a CPU (Central Processing Unit) or the like, and executes the supply and demand planning program of the present embodiment.
  • the input unit 102 includes, for example, a keyboard and a mouse, and is used by a computer system user to input various information.
  • the storage unit 103 includes various memories such as RAM (Random Access Memory) and ROM (Read Only Memory), and storage devices such as a hard disk, and is obtained in the course of the program and processing to be executed by the control unit 101. Memorize data, etc.
  • the storage unit 103 is also used as a temporary storage area for programs.
  • the display unit 104 is configured by an LCD (liquid crystal display panel) or the like, and displays various screens for the computer system user.
  • the communication unit 105 has a function of connecting to the communication network 2 and receives measurement data from the voltage flow measuring devices 5-1 to 5-4 via the communication network 2.
  • FIG. 3 is an example, and the configuration of the computer system is not limited to the example of FIG.
  • the computer system having the above-described configuration includes, for example, a power generation amount estimation from a CD-ROM / DVD-ROM set in a CD (Compact Disc) -ROM / DVD (Digital Versatile Disc) -ROM drive (not shown).
  • the program is installed in the storage unit 103.
  • the power generation amount estimation program is executed, the power generation amount estimation program read from the storage unit 103 is stored in a predetermined location in the storage unit 103.
  • the control unit 101 executes the power generation amount estimation process according to the present embodiment in accordance with the program stored in the storage unit 103.
  • a program (power generation amount estimation program) describing a power generation amount estimation process is provided using a CD-ROM / DVD-ROM as a recording medium.
  • the present invention is not limited to this, and the configuration of the computer system Depending on the capacity of the program to be provided, for example, a program provided by a transmission medium such as the Internet via the communication unit 105 may be used.
  • the load / power generation center calculation unit 11, the load / power generation amount calculation unit (power generation amount calculation unit) 12, the power generation efficiency calculation unit 13, and the power generation amount estimation unit 14 of FIG. 2 are included in the control unit 101 of FIG.
  • the storage unit 16 in FIG. 2 is a part of the storage unit 103 in FIG.
  • the communication unit 15 in FIG. 2 corresponds to the communication unit 105 in FIG.
  • the load / power generation center calculation unit 11 is configured to have a function as a load center point calculation unit for obtaining the load center point and a function as a power generation center point calculation unit for obtaining the power generation center point.
  • a point calculation unit and a power generation center point calculation unit may be provided separately.
  • the storage unit 16 of the distribution system management device 1 stores distribution system facility data, system configuration data, contract data, and sensor measurement data.
  • Distribution system equipment data includes load utilization characteristics, loads 3-1 to 3-3, capacitor 100 and solar power generation equipment 4-1 to 4-3 connection location, solar power generation equipment 4-1 to 4-3.
  • Information such as the capacity of the panel (power generation panel), distribution line resistance information, distribution line reactance information, and the like.
  • the system configuration data includes information such as whether the circuit breakers 6-1 and 6-2 are open or closed.
  • Distribution system facility data and system configuration data are stored in the storage unit 16 in advance. When the facility is changed, the operator or the like inputs the changed information from the input unit 102 of the computer system. Data in the storage unit 16 is updated.
  • the contract data includes information such as contract power, contract type, and type of industry for each customer or for each unit (for example, on-pillar transformer) that aggregates one or more customers.
  • the contract data may be stored in advance in the storage unit 16 in the same manner as the distribution system facility data and the system configuration data.
  • the distribution system management apparatus 1 may acquire contract data from the contract management apparatus 10 that manages contract contents and store the contract data in the storage unit 16 as shown in FIG.
  • the sensor measurement data is measurement data received from the voltage flow measuring devices 5-1 to 5-4 via the communication network 2, or an average value for a certain time (for example, 30 minutes) of the received measurement data.
  • the average processing unit 17 obtains an average value of the measurement data received from the communication unit 15 for a certain period of time for each measurement point (voltage flow measuring devices 5-1 to 5-4), Stored in the storage unit 16 as measurement data.
  • active power and voltage are used for estimating the amount of power generation. For this reason, measurement data other than these may not be stored in the storage unit 16.
  • FIG. 4 is a flowchart showing an example of the power generation amount estimation procedure of the present embodiment.
  • the power distribution system management apparatus 1 may perform the power generation amount estimation according to the procedure shown in FIG. 4 at a constant cycle (for example, a cycle of 30 minutes), or when it is necessary to grasp the power generation amount by maintenance work or the like. It may be carried out and can be carried out at an arbitrary timing.
  • a constant cycle for example, a cycle of 30 minutes
  • It may be carried out and can be carried out at an arbitrary timing.
  • the load is distributed and connected to each part of the distribution line 9-1, their power factor can be regarded as almost uniform. For this reason, the voltage drop due to the load can be calculated by a model in which all loads are concentrated at the load center point (the center of gravity of the load on the distribution line).
  • FIG. 5 is a diagram illustrating the concept of the relationship among the load center 20, the power generation center 21, the delivery voltage, and the terminal voltage.
  • the load / power generation amount estimation unit 11 calculates a load center point and a power generation center point based on distribution system facility data, system configuration data, and contract data (step S1). Specifically, with respect to the load center point, the connection point of the load (loads 3-1 to 3-3, capacitor 100) connected to the distribution line 9-1 (from the measurement point of the voltage flow measuring device 5-1). The load center point is calculated based on the resistance (impedance or distance from the loads 3-1 to 3-3), the contract capacity for each load connected to the distribution line 9-1, and the load utilization characteristic.
  • the measurement voltage at the measurement point (first position) of the voltage flow measuring device 5-1 of the distribution line 9-1 is set as the sending voltage Va, and the measurement voltage at the measurement point (second position) of the voltage flow measurement device 5-3. Is the terminal voltage Vb. Further, the measured value of the active power at the measurement point of the voltage flow measuring device 5-1 is Pa, and the measured value of the active power at the measurement point of the voltage flow measuring device 5-3 is Pb.
  • the contract power of the i-th load among the loads connected to the distribution line 9-1 is PI i
  • the impedance is I i
  • the sending voltage Va The distance Lc from the measurement point (installation position of the voltage flow measuring device 5-1) to the load center point can be calculated by the following equation (1).
  • Lc ⁇ (PI i ⁇ I i ) / ⁇ (PI i ) (1)
  • the impedance I i is calculated based on distribution line resistance information and distribution line reactance information held as distribution system facility data and the connection position of each load.
  • Distribution line resistance information is a proportional constant for obtaining the resistance value from the length of the distribution line when the resistance value is approximated to the length of the distribution line.
  • Distribution line reactance information is the reactance value of the distribution line. This is a proportional constant for obtaining reactance from the length of the distribution line when approximated to be proportional to the length.
  • the resistance and reactance for each load may be held.
  • the point where the distance from the measurement point of the delivery voltage Va is Lc is the load center point.
  • the resistance RL and reactance XL at the load center point can be calculated based on the distribution line resistance information, distribution line reactance information, and Lc.
  • the power generation center in the distribution line 9-1 generates power from the measurement point of the sending voltage Va, where R i is the i-th resistance of the solar power generation equipment 4-1 to 4-3 and the panel capacity is Ps i.
  • the distance Lg to the center point can be calculated by the following equation (2).
  • Lg ⁇ (Ps i ⁇ R i ) / ⁇ (Ps i ) (2)
  • R i is calculated based on distribution line resistance information and distribution line reactance information held as distribution system facility data, and connection positions of the solar power generation facilities 4-1 to 4-3.
  • the point where the distance from the measurement point of the delivery voltage Va to the load center point is Lg is the power generation center point.
  • the resistance RG at the power generation center point can be calculated based on the distribution line resistance information and Lg.
  • the load and the power generation amount are obtained based on the load center point, the power generation center point, the delivery voltage, and the terminal voltage (step S2). More specifically, the load power PL and the power generation amount PG for each distribution line 9-1 are obtained by formulating the following three quantities and solving the three formulas as simultaneous equations.
  • Vdiff defines that the terminal voltage rise side is positive.
  • Vqc is the voltage increase due to the capacitor of distribution line 9-1
  • Vdiff PG ⁇ RG ⁇ (PG + Pa ⁇ Pb) ⁇ (RL + ⁇ ⁇ XL) (6)
  • PG (Vdiff ⁇ (Pb ⁇ Pa) ⁇ (RL + ⁇ ⁇ XL)) / (RG ⁇ RL ⁇ ⁇ XL) (7)
  • Vqc is obtained in advance based on, for example, nighttime measurement data without solar power generation. Since the amount of capacitor connection does not change between day and night, the voltage rise due to the capacitor is constant. When there is no capacitor in the distribution line 9-1, Vqc need not be considered in the above equation (3).
  • said formula is a formula when the average power factor of photovoltaic power generation is set to 100%, when the average power factor is not set to 100%, the power generation center point is the same as XL of the load center point.
  • the reactance XG is obtained and the reactance and reactive power are considered in the same manner as the load center point.
  • Va, Vb, Pa, and Pb you may make it hold
  • an average value for a predetermined time is obtained based on the measurement data held before the calculation in step S2, and these average values are used as Va, Vb, Pa, and Pb. it can.
  • the power generation efficiency calculation unit 13 obtains the power generation efficiency by taking the ratio of the power generation amount and the total panel capacity (step S3).
  • the power generation efficiency calculation unit 13 corrects the power generation efficiency to be in the range of 0% to 100%.
  • power generation other than solar power generation is included in the load.
  • the distribution system management device 1 performs the above steps S1 to S3 for the distribution wires in which the voltage flow measuring device is installed among all the distribution wires managed by the distribution system management device 1 (for example, all the distribution wires under the jurisdiction of the same substation). Implement and similarly calculate the power generation amount and power generation efficiency for each distribution line.
  • the power generation amount estimation unit 14 obtains the average power generation efficiency by the weighted average of the panel capacity using the power generation efficiency for each distribution line. And the electric power generation amount estimation part 14 estimates the electric power generation amount about the distribution line in which the voltage tide measuring device is not installed (step S4). Specifically, the power generation amount estimation unit 14 obtains an estimated value of the power generation amount by multiplying the panel capacity of the solar power generation facility in the distribution line where the voltage flow measuring device is not installed and the average power generation efficiency.
  • steps S3 and S4 need not be performed.
  • a new measurement / communication equipment such as a pyranometer Installation / management becomes unnecessary, and capital investment can be suppressed.
  • the amount of photovoltaic power generation is estimated in units of distribution lines.
  • the present invention is not limited to this, and measurement data at two arbitrary measurement points are used in a distribution line in which a voltage flow measuring device is installed.
  • the amount of photovoltaic power generation between measurement points can be estimated. For example, when the voltage flow measuring device is installed for each distribution section, the amount of photovoltaic power generation can be estimated for each distribution section.
  • FIG. 6 is a diagram illustrating an example of contract information.
  • the contract type there are, for example, a normal contract, a late-night power contract, a contract with different rates depending on the time zone, and the power consumption for each time zone in a day tends to be constant depending on the contract type.
  • FIG. 7 is a diagram showing the concept of the average value of the power consumption profile for each contract type.
  • the contract information for each customer can be used as it is. However, when considering one load per pole transformer, each connected to the pole transformer The average value of customer contract information is used.
  • the average value of the power consumption profile is obtained as a function Pf j (t) at time t for each contract type.
  • j is a number for identifying the contract type.
  • a i is the contract power of the i-th load.
  • j (i) indicates the contract type number of the i-th load.
  • Lc ⁇ (A i ⁇ Pf j (i) (t) ⁇ I i ) / ⁇ (A i ⁇ Pf i (i) (t)) ...
  • Pf i (t) may be obtained as a function of time t, or values in increments of a fixed time (for example, 1 hour) are held as a table, and the value of Pf i (t) is obtained by referring to the table. You may do it.
  • seasonal changes may be considered as Pf j (t). For example, if M is the month (any of January to December), and the seasonal correction coefficient for each month is S (M), the above denominator and numerator A i ⁇ Pf i (i) (t) Each may be multiplied by S (M).
  • the average value of the power consumption profile is obtained as a function Ph j (t) at time t, and j (i) indicates the number of the industry of the i-th load.
  • Ph j (i) indicates the number of the industry of the i-th load.
  • the type of industry can be classified into factories, houses, and commerce. Moreover, you may make it multiply a seasonal correction coefficient similarly to contract classification.
  • Lc ⁇ (A i ⁇ Ph j (i) (t) ⁇ I i ) / ⁇ (A i ⁇ Ph i (i) (t)) ... (9)
  • both the contract type and the business type may be considered.
  • Pf i (i) of (t) instead of the (8) Pf i (i) of (t), may be used Pf i (i) (t) ⁇ Ph j (i) (t).
  • a seasonal correction coefficient may be further multiplied.
  • the load center point and the power generation center point are calculated using the facility data, and the measurement data, the load center point, and the power generation point of the two voltage flow measuring devices where the distribution lines are installed are calculated.
  • the amount of photovoltaic power generation was estimated based on the center point. This eliminates the need to install / manage new measurement / communication equipment such as a pyranometer, and can suppress capital investment. Furthermore, the amount of photovoltaic power generation can be estimated more accurately by calculating the load center point in consideration of the time variation of the utilization rate for each contract type and type of business.
  • the power generation amount estimation device and the power generation amount estimation method according to the present invention are useful for the distribution system voltage control system.
  • 1 Distribution system management device 2 communication network, 3-1 to 3-3 load, 4-1 to 4-3 solar power generation system, 5-1 to 5-4 voltage flow measuring device, 6-1 and 6-2 Circuit breaker, 7 Voltage control device, 8 Bus, 9-1, 9-2 Distribution line, 10 Contract management device, 11 Load / power generation center calculation unit, 12 Load / power generation calculation unit, 13 Power generation efficiency calculation unit, 14 Power generation Quantity estimation unit, 15, 105 communication unit, 16, 103 storage unit, 20 load center, 21 power generation center, 100 capacitor, 101 control unit, 102 input unit, 104 display unit, 106 output unit.

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Abstract

　負荷と太陽光発電設備が接続された高圧系統の配電線における太陽光発電量を推定する発電量推定装置であって、配電線の上流側の端点の電圧値Ｖａと有効電力Ｐａと、下流側の端点の電圧値Ｖｂと有効電力Ｐｂとを受信する通信部１５と、負荷ごとの接続位置および契約情報に基づいて、負荷中心点のインピーダンスを求め、太陽光発電設備ごとの接続位置および発電容量に基づいて、発電中心点のインピーダンスを求める負荷・発電中心算出部１１と、負荷中心点のインピーダンスと、発電中心点のインピーダンスと、Ｖａ、Ｖｂ、Ｐａ、Ｐｂとに基づいて太陽光発電量を推定する負荷・発電量算出部１２と、を備える。

Description

発電量推定装置および発電量推定方法
　本発明は、発電量推定装置および発電量推定方法に関するものである。
　配電系統は、一般に高圧系統（通常は６６００Ｖ）と低圧系統（例えば１００Ｖ～２００Ｖ）とから構成され、一般需要家の受電端はこの低圧系統に接続されている。電力事業者は、一般需要家の受電端の電圧を適正範囲（例えば１００Ｖの受電の場合、電圧を９５Ｖ～１０７Ｖ）に維持することが義務付けられている。そのため、電力事業者は、高圧系統に接続された電圧制御機器（例えば、ＬＲＴ（Load　Ratio　Control　Transformer：負荷時タップ切替器付変圧器）またはＳＶＲ（Step　Voltage　Regulator：ステップ電圧調整器）等）の制御量を調整すること（例えばタップを操作すること）により、一般需要家の受電端での電圧維持を図っている。なお、以下では、特に断らない限り、配電系統はその高圧系統を指すものとする。
　昨今、配電系統へは住宅用やメガソーラー等、大小様々な太陽光発電システムが連系されてきており、配電線（もしくは配電区間）単位での太陽光発電量の把握が系統運用に必須となりつつある。配電線内の複数の位置でサンプリング計測した太陽光発電量や、配電線単位で計測した日射量から、配電線単位の太陽光発電量を推定することが考えられるが、これらの方法では、計測設備や通信設備の設置および管理を要する。一方で、配電系統内での適正電圧維持のために、配電線の電圧を大まかに把握することは急務と考えられており、配電線の送り出しと末端付近にはセンサーを設置して、電圧／電流／有効電力／無効電力等を計測することが計画されている。
　また、下記特許文献１には、太陽光発電装置の上流で有効電力、無効電力を計測して、独立成分分析により太陽光発電出力を推定する方法が開示されている。
特開２０１２－１７０２３６号公報
　しかしながら、上記の日射量等を計測して配電線単位の太陽光発電量を推定する方法では、計測設備や通信設備の設置および管理を要するという問題がある。また、上記特許文献１に記載の推定方法は、過去の測定値の独立成分分析した結果を用いて近似曲線を求めて太陽光発電出力を推定するため、推定誤差が大きくなる可能性があるという問題がある。
　本発明は、上記に鑑みてなされたものであって、計測設備や通信設備の増加を抑えて、精度良く太陽光発電量を推定することができる発電量推定装置および発電量推定方法を得ることを目的とする。
　上述した課題を解決し、目的を達成するために、本発明は、複数の負荷と１つ以上の太陽光発電設備が接続された高圧系統の配電線における太陽光発電量を推定する発電量推定装置であって、前記配電線の第１の位置の計測電圧である第１の電圧値と、前記第１の位置の有効電力の計測値である第１の有効電力と、前記配電線の第２の位置の計測電圧である第２の電圧値と、前記第２の位置の有効電力の計測値である第２の有効電力とを受信する通信部と、前記負荷ごとの接続位置および契約情報と、前記第１の電圧値と、前記第２の電圧値と、前記第１の有効電力と、前記第２の有効電力とを保持する記憶部と、前記記憶部から読み出した前記負荷ごとの前記接続位置および前記契約情報に基づいて、負荷中心点のインピーダンスを求める負荷中心算出部と、前記太陽光発電設備ごとの接続位置および発電容量に基づいて、発電中心点のインピーダンスを求める発電中心算出部と、前記負荷中心点のインピーダンスと、前記発電中心点のインピーダンスと、前記第１および前記第２の電圧値と、前記第１および前記第２の有効電力とに基づいて前記太陽光発電量を推定する発電量算出部と、を備えることを特徴とする。
　この発明によれば、計測設備や通信設備の増加を抑えて、精度良く太陽光発電量を推定することができる、という効果を奏する。
図１は、本発明にかかる実施の形態の配電系統電圧制御システムの構成の一例を示した図である。 図２は、配電系統管理装置の構成例を示す図である。 図３は、実施の形態の計算機システムの構成例を示す図である。 図４は、発電量推定手順の一例を示すフローチャートである。 図５は、負荷中心点と発電中心点と送り出し電圧と末端電圧との関係の概念を示す図である。 図６は、契約情報の一例を示す図である。 図７は、契約種別ごとの電力消費のプロファイルの平均値の概念を示す図である。
　以下に、本発明にかかる発電量推定装置および発電量推定方法の実施の形態を図面に基づいて詳細に説明する。なお、この実施の形態によりこの発明が限定されるものではない。
実施の形態．
　図１は、本発明にかかる実施の形態の配電系統電圧制御システムの構成の一例を示した図である。図１において、電圧制御機器７は、例えば変電所に設置された配電用変圧器としてのＬＲＴ（Load　Ratio　Control　Transformer：負荷時タップ切替器付変圧器）である。電圧制御機器７の二次側には母線８が接続されている。母線８には例えば２本の配電線９－１，９－２が並列に接続されている。配電線９－１，９－２は、高圧系統（電圧レベルが６６００Ｖ）の配電線である。
　配電線９－１は、その一端が遮断器６－１を介して母線８に接続されている。配電線９－１には、配電線９－１の電圧および潮流を計測する電圧潮流計測装置（計測装置）５－１，５－３がそれぞれ設置されている。配電線９－２は、その一端が遮断器６－２を介して母線８に接続されている。配電線９－２には、配電線９－２の電圧および潮流を計測する電圧潮流計測装置（計測装置）５－２，５－４がそれぞれ設置されている。電圧潮流計測装置５－１，５－２は、それぞれ配電線９－１，９－２の送り出し（上流側の端点）に配置されている。電圧潮流計測装置５－３，５－４は、それぞれ配電線９－１，９－２の末端（下流側の端点）に配置されている。電圧潮流計測装置５－１～５－４は、電圧、および潮流等を例えば一定周期（例えば１秒ごと）に計測し、計測した結果の所定時間（例えば１分間）の平均値を計測情報として送信する。電圧潮流計測装置５－１～５－４は通信機能を有し、通信ネットワーク２に接続されている。電圧潮流計測装置５－１～５－４は、通信ネットワーク２を介して、例えば定期的に計測情報を配電系統管理装置１に送信する。
　配電線９－１には、負荷３－１～３－３、太陽光発電設備４－１～４－３、コンデンサ１００が接続されている。負荷３－１は、例えば、需要家単位の負荷を示す。または、柱上トランス等、１つ以上の需要家をひとかたまりとしたものの負荷であってもよい。なお、配電線９－１に接続される負荷、太陽光発電設備およびコンデンサの数は、図１の例に限定されない。また、コンデンサ１００は、配電線９－１における負荷でもある。また、負荷３－１～３－３内にコンデンサが含まれていてもよい。また、図１では、図の簡略化のため配電線９－２に接続される負荷、太陽光発電設備およびコンデンサを省略しているが、配電線９－２にも負荷、太陽光発電設備およびコンデンサが接続される。
　配電系統管理装置１（発電量推定装置）は、配電系統を管理する装置であり、管理の対象とする系統範囲を所管する営業所または制御所などに設置することができる。
　本実施の形態の配電系統電圧制御システムでは、配電系統の適正電圧を維持する電圧制御を行っている。この電圧制御の方法はどのような方法を用いてもよいが、例えば、通信ネットワーク２に接続される集中制御装置が、電圧制御を行う形式が考えられる。電圧潮流計測装置５－１～５－４は、上記の電圧制御のために設置される。電圧潮流計測装置５－１～５－４により計測された有効電力（Ｐ）と電圧（Ｖ）は、上記の電圧制御に用いられる。
　本実施の形態では、このように、電圧制御のために設置された電圧潮流計測装置５－１～５－４の計測データを活用して、配電線単位での太陽光発電量の推定を行う。図２は、本実施の形態の配電系統管理装置１の構成例を示す図である。図２に示すように、本実施の形態の配電系統管理装置１は、負荷・発電中心算出部１１、負荷・発電量算出部１２、発電効率算出部１３、発電量推定部１４、通信部１５、記憶部１６および平均処理部１７を備える。
　配電系統管理装置１は、具体的には、計算機システム（コンピュータ）である。この計算機システム上で需給計画プログラムが実行されることにより、計算機システムが配電系統管理装置１として機能する。図３は、本実施の形態の計算機システムの構成例を示す図である。図３に示すように、この計算機システムは、制御部１０１と入力部１０２と記憶部１０３と表示部１０４と通信部１０５と出力部１０６とを備え、これらはシステムバス１０７を介して接続されている。
　図３において、制御部１０１は、例えば、ＣＰＵ（Central　Processing　Unit）等であり、本実施の形態の需給計画プログラムを実行する。入力部１０２は、例えばキーボードやマウスなどで構成され、計算機システムのユーザーが、各種情報の入力を行うために使用する。記憶部１０３は、ＲＡＭ（Random　Access　Memory），ＲＯＭ（Read　Only　Memory）などの各種メモリおよびハードディスクなどのストレージデバイスを含み、上記制御部１０１が実行すべきプログラム，処理の過程で得られた必要なデータ，などを記憶する。また、記憶部１０３は、プログラムの一時的な記憶領域としても使用される。表示部１０４は、ＬＣＤ（液晶表示パネル）などで構成され、計算機システムのユーザーに対して各種画面を表示する。通信部１０５は、通信ネットワーク２との接続の機能を有し、通信ネットワーク２を介して、電圧潮流計測装置５－１～５－４から計測データを受信する。なお、図３は、一例であり、計算機システムの構成は図３の例に限定されない。
　ここで、本実施の形態の発電量推定プログラムが実行可能な状態になるまでの計算機システムの動作例について説明する。上述した構成をとる計算機システムには、例えば、ＣＤ（Compact　Disc）－ＲＯＭ／ＤＶＤ（Digital　Versatile　Disc）－ＲＯＭドライブ（図示せず）にセットされたＣＤ－ＲＯＭ／ＤＶＤ－ＲＯＭから、発電量推定プログラムが記憶部１０３にインストールされる。そして、発電量推定プログラムの実行時に、記憶部１０３から読み出された発電量推定プログラムが記憶部１０３の所定の場所に格納される。この状態で、制御部１０１は、記憶部１０３に格納されたプログラムに従って、本実施の形態の発電量推定処理を実行する。
　なお、本実施例においては、ＣＤ－ＲＯＭ／ＤＶＤ－ＲＯＭを記録媒体として、発電量推定処理を記述したプログラム（発電量推定プログラム）を提供しているが、これに限らず、計算機システムの構成、提供するプログラムの容量などに応じて、例えば、通信部１０５を経由してインターネットなどの伝送媒体により提供されたプログラムを用いることとしてもよい。
　図２の負荷・発電中心算出部１１、負荷・発電量算出部（発電量算出部）１２、発電効率算出部１３および発電量推定部１４は、図３の制御部１０１に含まれる。図２の記憶部１６は、図３の記憶部１０３の一部である。図２の通信部１５は、図３の通信部１０５に相当する。なお、ここでは、負荷・発電中心算出部１１が負荷中心点を求める負荷中心点算出部としての機能と発電中心点を求める発電中心点算出部としての機能とを備える構成としたが、負荷中心点算出部と発電中心点算出部を個別に備えてもよい。
　次に、本実施の形態の発電量推定方法について説明する。以下では、配電線９－１について、配電線単位での太陽光発電量の総量を推定する例を説明するが、配電線９－２についても同様に太陽光発電量の総量を推定することができる。配電系統管理装置１の記憶部１６には、配電系統設備データ、系統構成データ、契約データおよびセンサー計測データが格納される。
　配電系統設備データは、負荷の利用率特性、負荷３－１～３－３、コンデンサ１００および太陽光発電設備４－１～４－３の接続位置、太陽光発電設備４－１～４－３のパネル（発電パネル）の容量、配電線抵抗情報、配電線リアクタンス情報等の情報を含む。系統構成データは、遮断器６－１，６－２が開であるか閉であるか等の情報を含む。配電系統設備データ、系統構成データは、あらかじめ記憶部１６に格納されており、設備等が変更となる際には、運用者等が計算機システムの入力部１０２から変更した情報を入力することにより、記憶部１６内のデータが更新される。
　契約データは、需要家ごとまたは１つ以上の需要家を集約した単位（例えば柱上トランス単位）ごとの契約電力、契約種別、業種等の情報を含む。契約データについては、配電系統設備データ、系統構成データと同様にあらかじめ記憶部１６に格納されていてもよい。または、配電系統管理装置１が、図２に示すように、契約内容を管理する契約管理装置１０から契約データを取得して、記憶部１６に格納するようにしてもよい。
　センサー計測データは、通信ネットワーク２を介して電圧潮流計測装置５－１～５－４から受信した計測データ、または受信した計測データの一定時間（例えば、３０分）分の平均値である。平均した結果を格納する場合は、平均処理部１７が、計測点（電圧潮流計測装置５－１～５－４）ごとに、通信部１５から受信した計測データの一定時間の平均値を求め、記憶部１６に計測データとして格納する。なお、本実施の形態では、発電量の推定のために有効電力と電圧を使用する。このため、これら以外の計測データは記憶部１６に格納しなくてもよい。
　図４は、本実施の形態の発電量推定手順の一例を示すフローチャートである。配電系統管理装置１は、図４に示す手順による発電量推定は、一定周期（例えば、３０分周期）で実施してもよいし、保守等の作業で発電量を把握する必要がある場合に実施してもよく、任意のタイミングで実施することができる。負荷は配電線９－１の各所に分散して連系しているが、それらの力率はほぼ一律と看做すことができる。このため、負荷による電圧降下は、負荷中心点（配電線上の負荷の重心）に全ての負荷を集中させたモデルで算出することができる。同様に発電中心点（配電線上の太陽光発電の重心）に全ての太陽光発電を集中させたモデルで太陽光発電による電圧上昇を算出することができる。図５は、負荷中心２０と発電中心２１と送り出し電圧と末端電圧との関係の概念を示す図である。
　まず、負荷・発電量推定部１１は、配電系統設備データ、系統構成データおよび契約データに基づいて、負荷中心点および発電中心点を算出する（ステップＳ１）。具体的には、負荷中心点については、配電線９－１に接続される負荷（負荷３－１～３－３、コンデンサ１００）の接続位置（電圧潮流計測装置５－１の計測点からの負荷３－１～３－３までの抵抗（インピーダンス）または距離）、配電線９－１に接続される負荷ごとの契約容量、負荷利用率特性とに基づいて、負荷中心点を算出する。
　配電線９－１の電圧潮流計測装置５－１の計測点（第１の位置）における計測電圧を送り出し電圧Ｖａとし、電圧潮流計測装置５－３の計測点（第２の位置）における計測電圧を末端電圧Ｖｂとする。また、電圧潮流計測装置５－１の計測点における有効電力の計測値をＰａ、電圧潮流計測装置５－３の計測点における有効電力の計測値をＰｂとする。配電線９－１に接続される負荷の総数をＮとし、配電線９－１に接続される負荷のうちｉ番目の負荷の契約電力をＰＩiとし、インピーダンスをＩiとすると、送り出し電圧Ｖａの計測点（電圧潮流計測装置５－１の設置位置）から負荷中心点までの距離Ｌｃは、以下の式（１）で算出することができる。なお、以下の式（１）のΣはｉ＝１からｉ＝Ｎまでの和を示す。
　　Ｌｃ＝Σ（ＰＩi×Ｉi）／Σ（ＰＩi）　　　　…（１）
　インピーダンスＩiは、配電系統設備データとして保持している配電線抵抗情報および配電線リアクタンス情報と各負荷の接続位置とに基づいて、算出する。配電線抵抗情報は抵抗値が配電線の長さに比例すると近似した場合に、配電線の長さから抵抗値を求めるための比例定数であり、配電線リアクタンス情報は、リアクタンス値が配電線の長さに比例すると近似した場合に、配電線の長さからリアクタンスを求めるための比例定数である。なお、配電線抵抗情報および配電線リアクタンス情報と接続位置とを保持する替わりに、負荷ごとの抵抗、リアクタンスを保持してもよい。
　送り出し電圧Ｖａの計測点から距離がＬｃとなる点が負荷中心点となる。負荷中心点の抵抗ＲＬおよびリアクタンスＸＬは、配電線抵抗情報および配電線リアクタンス情報とＬｃに基づいて算出することができる。
　配電線９－１内の発電中心点は、太陽光発電設備４－１～４－３のうちのｉ番目の抵抗をＲi、パネル容量をＰｓiとすると、送り出し電圧Ｖａの計測点から発電中心点までの距離Ｌｇは、以下の式（２）で算出することができる。なお、Ｍを配電線９－１内の太陽光発電設備４－１～４－３の数とし、以下の式（２）のΣはｉ＝１からｉ＝Ｍまでの和を示す。
　　Ｌｇ＝Σ（Ｐｓi×Ｒi）／Σ（Ｐｓi）　　　　…（２）
　Ｒiは、配電系統設備データとして保持している配電線抵抗情報および配電線リアクタンス情報と各太陽光発電設備４－１～４－３の接続位置とに基づいて算出する。送り出し電圧Ｖａの計測点から負荷中心点までの距離がＬｇとなる点が発電中心点となる。発電中心点の抵抗ＲＧは、配電線抵抗情報とＬｇに基づいて算出することができる。
　次に、負荷中心点、発電中心点、送り出し電圧および末端電圧に基づいて、負荷と発電量を求める（ステップＳ２）。具体的には、次の３つの量について立式し、３つの式を連立方程式として解くことにより、配電線９－１単位での負荷電力ＰＬと発電量ＰＧを求める。
（ａ）配電線の送り出し電圧と末端電圧の計測値の電圧差Ｖｄｉｆｆ
　Ｖｄｉｆｆ＝Ｖｂ－Ｖａ－Ｖｑｃ　　　　　　　…（３）
　ただし、Ｖｄｉｆｆは末端電圧の上昇側をプラスと定義する。Ｖｑｃは、配電線９－１のコンデンサによる電圧上昇分
（ｂ）負荷による電圧降下および発電による電圧上昇
　Ｖｄｉｆｆ＝ＰＧ×ＲＧ　－（ＰＬ×ＲＬ　＋　ＱＬ×ＸＬ）
　＝　ＰＧ×ＲＧ　－　ＰＬ×（ＲＬ　＋　α×ＸＬ）　　…（４）
　ただし、α＝ＱＬ／ＰＬであるとし、あらかじめ数値を定めておく（例えば、α＝０．．１）
（ｃ）負荷電力と発電量の合計と計測した有効電力
　Ｐｂ－Ｐａ＝ＰＧ－ＰＬ　　　　　　　　…（５）
　以上の式（３）～（５）より、以下の式（６）が得られる。
　Ｖｄｉｆｆ＝ＰＧ×ＲＧ　
　　　　－　（ＰＧ＋Ｐａ－Ｐｂ）×（ＲＬ　＋　α×ＸＬ）　…（６）
　式（６）より、以下のように、ＰＧを求めることができる。
　ＰＧ＝（Ｖｄｉｆｆ－（Ｐｂ－Ｐａ）×（ＲＬ　＋　α×ＸＬ））／（ＲＧ－ＲＬ　－　α×ＸＬ）　　　　…（７）
　なお、Ｖｑｃは、例えば、太陽光発電の無い夜間の計測データに基づいて事前に求めておく。コンデンサ接続量は昼と夜で変わらないため、コンデンサによる電圧上昇は一定である。配電線９－１内にコンデンサが無い場合には、上記式（３）においてＶｑｃを考慮しなくてよい。
　なお、上記の式は、太陽光発電の平均力率を１００％とした場合の式であるが、平均力率を１００％としない場合には、負荷中心点のＸＬと同様に、発電中心点についてもリアクタンスＸＧを求めて負荷中心点と同様にリアクタンスと無効電力を考慮する。
　なお、Ｖａ，Ｖｂ，Ｐａ，Ｐｂについては、上述したように一定時間の平均値を保持するようにしてもよいし、計測データそのままを保持していてもよい。計測データそのままを保持する場合は、ステップＳ２の計算の前に、保持している計測データに基づいて一定時間の平均値を求め、これらの平均値をＶａ，Ｖｂ，Ｐａ，Ｐｂとして用いることができる。
　次に、発電効率算出部１３は、発電量とパネル容量の合計との比を取り、発電効率を求める（ステップＳ３）。発電効率算出部１３は、発電効率が０％～１００％の範囲を逸脱する場合、発電効率が０％～１００％の範囲となるよう補正する。なお、ここでは、太陽光発電以外の発電は負荷に含めて考える。
　配電系統管理装置１は、自身が管理する全ての配電線（例えば、同一変電所管轄の全ての配電線）のうち電圧潮流計測装置の設置されている配電線について上記のステップＳ１～ステップＳ３を実施して、同様に配電線ごとに、発電量と発電効率を求める。
　発電量推定部１４は、配電線ごとの発電効率を用いてパネル容量の加重平均により平均発電効率を求める。そして、発電量推定部１４は、電圧潮流計測装置の設置されていない配電線について発電量を推定する（ステップＳ４）。具体的には、発電量推定部１４は、電圧潮流計測装置の設置されていない配電線内の太陽光発電設備のパネル容量と平均発電効率を乗算して発電量の推定値を求める。
　なお、自身が管理する全ての配電線のうち電圧潮流計測装置の設置されている配電線が無い場合には、ステップＳ３、４を実施しなくてよい。本実施の形態では、上記のように、配電線に設置されている電圧潮流計測装置の計測データと設備データを用いて太陽光発電量を推定できるため、日射計等、新たな計測・通信設備の設置／管理が不要となり、設備投資を抑制することができる。
　また、本実施の形態では、配電線単位で太陽光発電量を推定したが、これに限らず電圧潮流計測装置が設置されている配電線内において、任意の２つの計測点の計測データを用いて同様に、計測点間における太陽光発電量を推定できる。例えば、配電区間単位で電圧潮流計測装置が設置されている場合、配電区間ごとに太陽光発電量を推定することができる。
　上記の例では、上記式（１）に示すように、負荷中心点を求める際に、負荷ごとの契約電力を用いたが、以下に説明するように、より詳細な契約情報を用いて負荷中心点を求めることもできる。例えば、契約情報として、契約電力の他に契約種別、業種等を考慮することが考えられる。そして、契約データとして負荷ごとの図６に示す契約情報を保持しておく。図６は、契約情報の一例を示す図である。契約種別としては、例えば、通常契約、深夜電力契約、時間帯により料金が異なる契約等があり、契約種別により１日のうちの時間帯ごとの消費電力に一定の傾向がある。図７は、契約種別ごとの電力消費のプロファイルの平均値の概念を示す図である。
　契約情報は、需要家ごとの値を用いる場合は、需要家ごとの契約情報をそのまま用いることができるが、柱上トランス単位で１つの負荷と考える場合には、柱上トランスに接続される各需要家の契約情報の平均値等を用いる。
　例えば、契約種別ごとに、電力消費のプロファイルの平均値を時刻ｔの関数Ｐｆj（ｔ）として求めておく。ｊは契約種別を識別する番号とする。平均値を求める際には、契約電力で正規化して利用率として求めておく。そして、式（１）の替わりに、式（８）に基づいて負荷中心点を求める。なお、Ａiは、ｉ番目の負荷の契約電力とする。ｊ（ｉ）は、ｉ番目の負荷の契約種別の番号を示す。
　　Ｌｃ＝Σ（Ａi×Ｐｆj(i)（ｔ）×Ｉi）／Σ（Ａi×Ｐｆi(i)（ｔ））
　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　…（８）
　Ｐｆi（ｔ）は、時刻ｔの関数として求めておいてもよいし、一定時間（例えば１時間）刻みの値をテーブルとして保持し、テーブルを参照してＰｆi（ｔ）の値を求めるようにしてもよい。また、同様にＰｆj（ｔ）として季節変化についても考慮するようにしてもよい。例えば、Ｍを月（１月～１２月のいずれか）として、１か月ごとの季節補正係数をＳ（Ｍ）として、上記の分母と分子のＡi×Ｐｆi(i)（ｔ）にＳ（Ｍ）をそれぞれ乗じるようにしてもよい。
　同様に、業種ごとに、電力消費のプロファイルの平均値を時刻ｔの関数Ｐｈj（ｔ）として求めておき、ｊ（ｉ）は、ｉ番目の負荷の業種の番号を示すとして、以下の式（９）により負荷中心点を求めてもよい。業種としては、工場等、住宅、商業等の種別が考えられる。また、契約種別と同様に季節補正係数を乗じるようにしてもよい。
　　Ｌｃ＝Σ（Ａi×Ｐｈj(i)（ｔ）×Ｉi）／Σ（Ａi×Ｐｈi(i)（ｔ））
　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　…（９）
　また、契約種別と業種の両方を考慮するようにしてもよい。例えば、上記（８）のＰｆi(i)（ｔ）の替わりに、Ｐｆi(i)（ｔ）×Ｐｈj(i)（ｔ）を用いるようにしてもよい。この場合、さらに、季節補正係数を乗じるようにしてもよい。
　以上のように、本実施の形態では、設備データを用いて負荷中心点および発電中心点を算出し、配電線の設置されている２点の電圧潮流計測装置の計測データと負荷中心点および発電中心点とに基づいて、太陽光発電量を推定するようにした。このため、日射計等、新たな計測・通信設備の設置／管理が不要となり、設備投資を抑制することができる。さらに、契約種別や業種ごとに利用率の時間変化を考慮して、負荷中心点を算出することにより、より精度よく太陽光発電量を推定することができる。
　以上のように、本発明にかかる発電量推定装置および発電量推定方法は、配電系統電圧制御システムに有用である。
　１　配電系統管理装置、２　通信ネットワーク、３－１～３－３　負荷、４－１～４－３　太陽光発電設備、５－１～５－４　電圧潮流計測装置、６－１，６－２　遮断器、７　電圧制御機器、８　母線、９－１，９－２　配電線、１０　契約管理装置、１１　負荷・発電中心算出部、１２　負荷・発電量算出部、１３　発電効率算出部、１４　発電量推定部、１５，１０５　通信部、１６，１０３　記憶部、２０　負荷中心、２１　発電中心、１００　コンデンサ、１０１　制御部、１０２　入力部、１０４　表示部、１０６　出力部。

Claims (12)

  1. 　複数の負荷と１つ以上の太陽光発電設備が接続された高圧系統の配電線における太陽光発電量を推定する発電量推定装置であって、
    　前記配電線の第１の位置の計測電圧である第１の電圧値と、前記第１の位置の有効電力の計測値である第１の有効電力と、前記配電線の第２の位置の計測電圧である第２の電圧値と、前記第２の位置の有効電力の計測値である第２の有効電力とを受信する通信部と、
    　前記負荷ごとの接続位置および契約情報と、前記第１の電圧値と、前記第２の電圧値と、前記第１の有効電力と、前記第２の有効電力とを保持する記憶部と、
    　前記記憶部から読み出した前記負荷ごとの前記接続位置および前記契約情報に基づいて、負荷中心点のインピーダンスを求める負荷中心算出部と、
    　前記太陽光発電設備ごとの接続位置および発電容量に基づいて、発電中心点のインピーダンスを求める発電中心算出部と、
    　前記負荷中心点のインピーダンスと、前記発電中心点のインピーダンスと、前記第１および前記第２の電圧値と、前記第１および前記第２の有効電力とに基づいて前記太陽光発電量を推定する発電量算出部と、
    　を備えることを特徴とする発電量推定装置。
  2. 　前記契約情報は、契約電力を含むことを特徴とする請求項１に記載の発電量推定装置。
  3. 　前記契約情報は、契約種別を含むことを特徴とする請求項１または２に記載の発電量推定装置。
  4. 　前記契約種別ごとの利用率の時間特性を保持し、
    　前記負荷中心算出部は、前記時間特性と契約電力に基づいて前記負荷ごとの負荷電力を求め、前記負荷ごとの前記接続位置および前記負荷電力に基づいて、前記負荷中心点のインピーダンスを求めることを特徴とする請求項３に記載の発電量推定装置。
  5. 　前記契約情報は、業種を含むことを特徴とする請求項１から４のいずれか１つに記載の発電量推定装置。
  6. 　前記業種ごとの利用率の時間特性を業種時間特性として保持し、
    　前記負荷中心算出部は、前記業種時間特性と契約電力に基づいて前記負荷ごとの負荷電力を求め、前記負荷ごとの前記接続位置および前記負荷電力に基づいて、前記負荷中心点のインピーダンスを求めることを特徴とする請求項５に記載の発電量推定装置。
  7. 　前記第１の位置を前記配電線の上流側の端点とし、前記第２の位置を前記配電線の下流側の端点とすることを特徴とする請求項１から６のいずれか１つに記載の発電量推定装置。
  8. 　前記第１の位置を前記配電線の配電区間の上流側の端点とし、前記第２の位置を前記配電区間の下流側の端点とすることを特徴とする請求項１から６のいずれか１つに記載の発電量推定装置。
  9. 　前記負荷を需要家単位の負荷とすることを特徴とする請求項１から８のいずれか１つに記載の発電量推定装置。
  10. 　前記負荷を柱上トランス単位の負荷とすることを特徴とする請求項１から８のいずれか１つに記載の発電量推定装置。
  11. 　複数の前記配電線の太陽光発電量を推定対象とし、
    　前記配電線ごとに前記太陽光発電量を推定し、推定した前記太陽光発電量と前記太陽光発電設備の発電容量とに基づいて発電効率を求め、２つ以上の前記配電線の前記発電効率の平均値である平均発電効率を求め、前記複数の前記配電線のうち前記第１の電圧値、前記第１の有効電力、前記第２の電圧値および前記第２の有効電力を計測しない前記配電線については、該配電線に接続する太陽光発電設備の発電容量と前記平均発電効率とに基づいて太陽光発電量を推定することを特徴とする請求項１から１０のいずれか１つに記載の発電量推定装置。
  12. 　複数の負荷と１つ以上の太陽光発電設備が接続された高圧系統の配電線における太陽光発電量を推定する発電量推定方法であって、
    　前記配電線の第１の位置の計測電圧である第１の電圧値と、前記第１の位置の有効電力の計測値である第１の有効電力と、前記配電線の第２の位置の計測電圧である第２の電圧値と、前記第２の位置の有効電力の計測値である第２の有効電力とを受信する通信ステップと、
    　前記負荷ごとの接続位置および契約情報と、前記第１の電圧値と、前記第２の電圧値と、前記第１の有効電力と、前記第２の有効電力とを保持する記憶ステップと、
    　前記負荷ごとの前記接続位置および前記契約情報に基づいて、負荷中心点のインピーダンスを求める負荷中心算出ステップと、
    　前記太陽光発電設備ごとの接続位置および発電容量に基づいて、発電中心点のインピーダンスを求める発電中心算出ステップと、
    　前記負荷中心点のインピーダンスと、前記発電中心点のインピーダンスと、前記第１および前記第２の電圧値と、前記第１および前記第２の有効電力とに基づいて前記太陽光発電量を推定する発電量ステップと、
    　を含むことを特徴とする発電量推定方法。
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