WO2017203610A1 - 発電量推定装置、配電系統システムおよび発電量推定方法 - Google Patents
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Definitions
- the present invention relates to a power generation amount estimation device, a power distribution system, and a power generation amount estimation method for estimating a power generation amount of a power generation facility connected to a power distribution system.
- the distribution system is generally composed of a high-voltage system and a low-voltage system, 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 a general customer within an appropriate voltage range. As an example, in the case of receiving power of 100V, it is obliged to maintain the voltage at 95V to 107V. For this reason, the electric power company intends to maintain the voltage at the power receiving end of the general consumer by adjusting the control amount of the voltage control device connected to the high voltage system.
- the power distribution system refers to a high voltage system.
- Patent Document 1 discloses a technique in which a measurement-side wireless device that measures electric energy transmits a measurement result obtained by a pyranometer or the like together with the electric energy over a wireless communication network.
- Patent Document 1 is for managing whether or not the amount of power of the solar power generation facility is appropriate based on the measurement result of a pyranometer or the like. There is no disclosure.
- the device that controls the voltage of the distribution system should be as real-time as possible. It is desirable to be able to obtain a measurement value of a near pyranometer or a measurement value of power generation.
- the data collection cycle of the measurement value of the smart meter is 30 minutes. A delay of 30 minutes occurs at the earliest, and the power generation amount cannot be estimated with high accuracy. In order to suppress deviation from the appropriate voltage range even when the weather changes suddenly, it is desirable that the power generation amount calculation accuracy be high.
- the present invention has been made in view of the above, and an object of the present invention is to obtain a power generation amount estimation device capable of estimating a power generation amount of a power generation facility connected to a distribution system with high accuracy.
- the power generation amount estimation apparatus collects the solar radiation amount measured by the solar radiation meter, and the measurement value of the smart meter that measures the electric energy collects the solar radiation amount.
- An acquisition unit that acquires at a cycle shorter than a data collection cycle that is a cycle to be performed.
- the power generation amount estimation apparatus includes a power generation amount calculation unit that estimates the power generation amount of each of the plurality of photovoltaic power generation facilities connected to the distribution lines of the high voltage system based on the amount of solar radiation.
- the present invention it is possible to estimate the power generation amount of the power generation facility connected to the power distribution system with high accuracy.
- the figure which shows an example of the power distribution system of embodiment The figure which shows the structural example of the power distribution system management apparatus of embodiment
- the figure which shows the structural example of the meter data management apparatus of embodiment The figure which shows the structural example of the computer system of embodiment
- the figure which shows the structural example of the smart meter of embodiment The figure which shows the structural example of the communication unit of embodiment
- the figure which shows an example of the measurement data which the smart meter of embodiment transmits The figure which shows an example of the measurement data which the measuring device of embodiment transmits
- FIG. 1 is a diagram illustrating an example of a power distribution system according to the first embodiment of the present invention.
- the 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 high-voltage distribution lines.
- FIG. 1 shows an example in which two distribution lines are connected, the number of distribution lines connected to the bus 8 is not limited to two.
- the distribution line 9-1 has one end connected to the bus 8 via the circuit breaker 6-1.
- the distribution line 9-1 is provided with a high voltage sensor 5-1 which is a measuring device for measuring the voltage and power flow of the distribution line 9-1 at the upstream end point.
- One end of the distribution line 9-2 is connected to the bus 8 via the circuit breaker 6-2.
- the distribution line 9-2 is provided with a high voltage sensor 5-2 which is a measuring device for measuring the voltage and power flow of the distribution line 9-2 at the upstream end point.
- the high-pressure sensor 5-1 and the circuit breaker 6-1 may be integrated and realized by a sensor-equipped switch.
- the high-pressure sensor 5-2 and the circuit breaker 6-2 may be integrated and realized by a sensor-equipped switch.
- the high-voltage sensors 5-1 and 5-2 measure the voltage and power flow, for example, at regular intervals, and transmit the average value of the measurement results for a certain period of time as measurement information to the distribution system management device 1 via the communication network 2. To do. As will be described later, the high-voltage sensors 5-1 and 5-2 also have a function as a master station device in the communication network 21, and from the measuring devices such as the measuring devices 53-1 and 53-2 described later. You may receive the measured value of solar radiation amount, and may transmit to the power distribution system management apparatus 1 via a communication network. Any value may be used as the fixed period for calculating the measurement cycle and average value of the high-pressure sensors 5-1 and 5-2.
- the high voltage sensors 5-1 and 5-2 have a communication function and are connected to the communication network 2.
- the high voltage sensors 5-1 and 5-2 periodically transmit measurement information to the power distribution system management apparatus 1 via the communication network 2. Note that the high-voltage sensors 5-1 and 5-2 do not transmit the measurement information periodically, but transmit the measurement information when receiving an instruction for requesting the transmission of the measurement information from the distribution system management device 1. You may do it.
- the distribution line 9-1 is connected with loads 3-1 to 3-3 and solar power generation equipment 4-1 and 4-2.
- Loads 3-1, 3-2 and 3-3 each indicate a load for each customer.
- the load 3-1 is the load of the customer 30-1, the load 3-2 is the load of the customer 30-2, and the load 3-3 is the load of the customer 30-3.
- FIG. 1 shows a part of the load and the solar power generation equipment connected to the distribution line 9-1.
- the distribution line 9-1 includes a load other than the one shown in FIG. Is also connected. In FIG. 1, the load and the solar power generation equipment connected to the distribution line 9-2 are omitted for simplification of the drawing, but the load and the solar power generation equipment are also connected to the distribution line 9-2.
- the customer 30-1 has a solar power generation facility 4-1
- the customer 30-2 has a solar power generation facility 4-2.
- the customer 30-3 does not have a solar power generation facility.
- the consumer 30-1 has signed a full purchase agreement with the electric power company to sell all the power generated by the solar power generation equipment 4-1. That is, the solar power generation equipment 4-1 is a power generation equipment subject to a total purchase agreement.
- the customer 30-2 has signed a surplus purchase contract with an electric power company to sell the surplus power obtained by subtracting the load 3-2 from the amount of power generated by the solar power generation facility 4-2.
- Smart meters 31-1, 31-2, 32, and 33 are wattmeters for automatic meter reading and have a communication function.
- the smart meter is abbreviated as SM (Smart Meter).
- a smart meter 32 for measuring the power generation amount of the solar power generation equipment 4-1 is connected to the solar power generation equipment 4-1 of the customer 30-1 who has signed a total purchase agreement.
- a smart meter 31-1 is connected to the load 3-1 of the solar power generation equipment 4-1.
- a smart meter 33 is connected to the load 3-2 and the photovoltaic power generation facility 4-2 of the customer 30-2 who have a surplus purchase contract.
- a smart meter 31-2 is connected to the load 3-3 of the customer 30-3.
- the smart meters 31-1 and 31-2 measure the amount of power in the downward direction, that is, in the direction from the electric utility to the consumer.
- the smart meter 32 measures the amount of power in the upward direction, that is, in the direction from the consumer to the electric utility.
- the smart meter 33 measures the amount of power obtained by subtracting the amount of power in the downstream direction from the power in the upward direction.
- the smart meters 31-1, 31-2, 32, and 33 are connected to the meter data management device 20 via the communication network 21.
- the smart meters 31-1, 31-2, 32, and 33 measure the amount of power at a constant measurement cycle, and transmit the measured amount of power to the meter data management device 20.
- the communication network 21 is a communication network for transmitting / receiving measurement data measured by the smart meter.
- the measurement cycle of the smart meters 31-1, 31-2, 32, 33 is 30 minutes.
- the measurement cycle of the smart meters 31-1, 31-2, 32, 33 is not limited to 30 minutes.
- the distribution system management device 1 that is a power generation amount estimation device measures a smart meter that measures the power generation amount of a solar power generation facility of a consumer who has a total purchase contract, that is, a solar power generation facility that is a target of the total purchase contract. Estimate the amount of load in the distribution system using the value.
- a smart meter that measures the amount of power generated by a photovoltaic power generation facility of a customer who has a full purchase agreement will be abbreviated as a full purchase smart meter.
- the smart meter 32 in FIG. 1 is a total purchase smart meter.
- the power distribution system management apparatus 1 can be installed in a sales office or a control office that has jurisdiction over the power distribution system to be managed.
- the voltage control device 7 is connected to a voltage control device 80 that controls the voltage control device 7.
- the distribution system management device 1 transmits, for example, information indicating the upper and lower limits of the voltage control range to the voltage control device 80 as a voltage control amount via the communication network 2.
- the voltage control device 80 controls the voltage control device 7 based on the information received from the distribution system management device 1.
- a plurality of voltage control devices (not shown) are connected to the distribution lines 9-1 and 9-2, and each of these voltage control devices is controlled by a voltage control device. Even if at least some of these voltage control devices that control the voltage control device perform control based on the voltage control amount received from the distribution system management device 1 via the communication network 2, similarly to the voltage control device 80. Good.
- the distribution system management apparatus 1 will be described on the assumption of a centralized voltage control system that performs voltage control of the distribution system.
- the distribution system management device 1 also has a function as a centralized voltage control device that performs centralized voltage control, but a centralized voltage control device may be provided separately from the distribution system management device 1.
- the communication network 21 is connected with a measuring device 53-1 and a measuring device 53-2 that measure the amount of solar radiation.
- the measuring devices 53-1 and 53-2 are shown without distinction, they are referred to as the measuring device 53.
- the measuring device 53 is preferably installed in a place where there is little time of daylight.
- the measuring device 53 is used as a relay tower of a mobile communication system such as the north side of a road, the rooftop of a building, the roof of a house, a power pole, a mobile phone network. Is set.
- the installation location of the measuring device 53 is not limited to these.
- the measured value of the amount of solar radiation measured by the measuring device 53 is transmitted to the communication network 2 via a master station device (not shown) in the communication network 21.
- the master station device may be installed separately from the master station device for collecting the measurement values by the smart meter, or the master station device for collecting the measurement values by the smart meter receives the data of the measurement device 53. You may also have the function of the master station apparatus which collects.
- the master station device that collects data of the measurement device 53 of the present embodiment is hereinafter referred to as a “pyroradiometer master station device”.
- the pyranometer master station device has a function as a master station device in the communication network 21 and a function of connecting to the communication network 2. As shown in FIG.
- the communication network 2 and the communication network 21 are connected by the master station device for the pyranometer.
- This master unit for a pyranometer is integrated with, for example, high-pressure sensors 5-1 and 5-2. Alternatively, it is installed close to the high-pressure sensors 5-1 and 5-2.
- the installation position of the master station device for the pyranometer is not limited to this.
- the measuring device 53 includes a communication unit 51 that performs communication processing for connecting to the communication network 21 and a solar radiation meter 52 that measures the amount of solar radiation.
- the communication unit 51 transmits the measurement value measured by the pyranometer 52, that is, measurement data, to the communication network 21.
- the communication unit 51 can be shared with the communication units in the smart meters 31-1, 31-2, 32, and 33 described later.
- 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 includes a power generation amount estimation unit 11, a total power generation amount calculation unit 12, a total load calculation unit 13, a load / power generation amount calculation unit 14, a voltage control unit 15, a communication unit 16, a storage unit 17, and a correction amount calculation.
- the unit 18 is provided.
- the power generation amount estimation unit 11 estimates the past power generation amount for each photovoltaic power generation facility in the distribution system using the past measurement value obtained by the total purchase smart meter and the past pyranometer, that is, the measurement value obtained by the measurement device 53. .
- the power distribution system management device 1 is based on the premise that the measurement value obtained by the total quantity purchase smart meter is acquired collectively for one day via the communication network 21 and the meter data management device 20. .
- the measurement value by the measurement device 53 is received via the communication network 21 and the communication network 2. For this reason, it is a premise that the measurement value obtained by the total purchase smart meter and the measurement value obtained by the measurement device 53 are those in the past, that is, the previous day.
- the power distribution system management device 1 may be configured so that the measurement value obtained by the total quantity purchase smart meter can be acquired almost in real time. That is, when the meter data management device 20 receives the measurement value from each smart meter, the meter data management device 20 stores it in the storage unit 24, determines whether or not the transmission source is a total purchase smart meter, and receives it from the full purchase smart meter. The measured value may be transmitted to the power distribution system management device 1.
- the data collection cycle of the smart meter is generally 30 minutes, and the measured value of the total purchase smart meter is an integrated value of the electric energy of 30 minutes. It is not reflected in.
- the total load calculation unit 13 calculates the past total load amount based on the past measured values of the high voltage sensors 5-1 and 5-2 and the past power generation amount, and stores it in the storage unit 17 as load data.
- the load data may be stored in association with at least one of temperature, time, and day of the week. In this way, when load data is stored in association with at least one of temperature, time, and day of the week, when estimating the current or future load amount using past load data, the temperature, time, and day of the week are estimated. It is possible to estimate the load amount according to the above.
- the load / power generation amount calculation unit 14 calculates the current load amount and power generation amount based on the accumulated load data, the latest sensor measurement data, the latest pyranometer measurement value, and correction data described later. .
- the voltage control unit 15 performs voltage control of the distribution system.
- the correction amount calculation unit 18 uses the measurement values obtained by the past total purchase smart meter and the past pyranometers, that is, the measurement values obtained by the measurement device 53, as data for correcting the measurement values for each measurement device 53, that is, for each pyranometer.
- the calculated data is stored in the storage unit 17 as correction data.
- this correction includes determination of whether or not the reliability of the data of the pyranometer is low, and the measurement value of the pyranometer that is determined to have low reliability is the amount of power generation by the load / power generation amount calculation unit 14. Not used for calculation.
- a pyranometer with a low degree of reliability is one that is considered to have a large measurement error due to deterioration due to deterioration over time or the like, or one that seems to have a large measurement error due to failure. Indicates an undesirable use.
- the communication unit 16 receives the measurement values of the high-voltage sensors 5-1 and 5-2 and the measurement value of the measurement device 53 via the communication network 2. In addition, the communication unit 16 transmits information indicating the voltage control amount calculated by the voltage control unit 15 to the voltage control device 80 or the voltage control device 80 and other voltage control devices. The communication unit 16 stores the received measurement values of the high-pressure sensors 5-1 and 5-2 in the storage unit 17 as sensor measurement data. The communication unit 16 communicates with the meter data management device 20. The communication unit 16 stores the solar radiation amount measurement data and the power generation amount measurement data received from the meter data management device 20 in the storage unit 17.
- FIG. 3 is a diagram illustrating a configuration example of the meter data management device 20.
- the meter data management device 20 includes an SM management unit 22, a data management unit 23, a storage unit 24, and a communication unit 25.
- the communication unit 25 communicates with the smart meter and the measurement device 53 via the communication network 21.
- the communication unit 25 communicates with the power distribution system management device 1 and the charge management device 40.
- the charge management device 40 is for the purpose of buying and selling electric power, including the creation of a bill indicating the electricity charge billed to each consumer by the electric utility, and the creation of a notification of the amount of power purchased by the electric utility from each consumer. It is a device that performs the process.
- the meter data management device 20 is a management device called MDMS (Meter Data Management System).
- MDMS Method Data Management System
- the meter data management device 20 receives measurement data, that is, automatic meter reading data, from the smart meters 31-1, 31-2, 32, and 33.
- the SM measurement data that is received and received is stored in the storage unit 24.
- the meter data management device 20 controls the start and stop of the smart meters 31-1, 31-2, 32, and 33. Further, the meter data management device 20 may control the start, stop, etc. of the measurement device 53.
- the SM management unit 22 controls the start and stop of the smart meter. Further, the SM management unit 22 may control the start, stop, etc. of the measurement device 53.
- the data management unit 23 manages SM measurement data received from the smart meter.
- the data management unit 23 transmits SM measurement data that is measurement data of the smart meter stored in the storage unit 24 to the charge management device 40 and the distribution system management device 1 via the communication unit 25.
- the data management unit 23 transmits the power generation amount measurement data, which is the measurement data of the smart meter for all purchases, among the SM measurement data stored in the storage unit 24 to the distribution system management device 1 via the communication unit 25. .
- the power distribution system management device 1 is specifically a computer system, that is, a computer.
- the computer system functions as the power distribution system management apparatus 1 by executing the power distribution system management program on the computer system.
- FIG. 4 is a diagram illustrating a configuration example of the computer system according to this embodiment. As shown in FIG. 4, 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 distribution system management 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 performs communication processing.
- FIG. 4 is an example, and the configuration of the computer system is not limited to the example of FIG.
- a distribution system management program is stored from a CD-ROM or DVD-ROM set in a CD (Compact Disc) -ROM or DVD (Digital Versatile Disc) -ROM drive (not shown). Installed in the unit 103. Then, the distribution system management program read from the storage unit 103 is stored in a predetermined location of the storage unit 103 when the distribution system management program is executed. In this state, the control unit 101 executes the distribution system management process according to the present embodiment in accordance with the program stored in the storage unit 103.
- a CD-ROM or DVD-ROM is used as a recording medium to provide a program describing the distribution system management process.
- the present invention is not limited to this, and the configuration of the computer system and the provided program Depending on the capacity, for example, a program provided by a transmission medium such as the Internet via the communication unit 105 may be used.
- the power generation amount estimation unit 11, the total power generation amount calculation unit 12, the total load calculation unit 13, the load / power generation amount calculation unit 14, the voltage control unit 15, and the correction amount calculation unit 18 illustrated in FIG. 2 are included in the control unit 101 illustrated in FIG. It is.
- the storage unit 17 in FIG. 2 is a part of the storage unit 103 in FIG.
- the communication unit 16 in FIG. 2 corresponds to the communication unit 105 in FIG.
- the meter data management device 20 is also specifically a computer system, like the power distribution system management device 1.
- the SM management unit 22 and the data management unit 23 in FIG. 3 are included in the control unit 101 in FIG.
- the storage unit 24 in FIG. 3 is a part of the storage unit 103 in FIG. 4, and the communication unit 25 in FIG. 3 corresponds to the communication unit 105 in FIG.
- An example of the operation of the computer system until the meter data management program, which is a program for realizing the meter data management device 20 of the present embodiment, can be executed is until the distribution system management program can be executed. This is the same as the operation example of the computer system.
- FIG. 5 is a diagram illustrating a configuration example of the smart meter 31 according to the present embodiment.
- the smart meter 31 includes a communication unit 51 that performs communication processing for connecting to the communication network 21 and a watt-hour meter 34 that measures the amount of power.
- FIG. 6 is a diagram illustrating a configuration example of the communication unit 51.
- the communication unit 51 controls the operation of the transceiver 511 that performs communication processing and the communication unit 51, and transmits the measurement data of the watt-hour meter 34 to the meter data management device 20 via the transceiver 511 at regular intervals.
- the processing circuit 512 is a control circuit including a CPU and a memory, for example.
- the communication unit 51 can be used as the communication unit 51 of the measuring device 53 described above.
- Smart meters 32 and 33 have the same configuration as smart meter 31.
- the watt-hour meter 34 of the smart meter 32 measures the amount of power in the upward direction, that is, the direction from the consumer to the electric utility.
- the watt hour meter 34 of the smart meter 33 measures the amount of power obtained by subtracting the amount of power in the down direction from the amount of power in the up direction supplied to the distribution line.
- the distribution system management device 1 estimates the power generation amount for each photovoltaic power generation facility using the measurement value of the total purchase smart meter installed for automatic meter reading and the measurement value of the measurement device 53. . And the distribution system management apparatus 1 calculates
- an example in which only the amount of power generated by the photovoltaic power generation facility is considered as the total amount of power generation will be described. However, when a power generation facility other than the solar power generation facility is connected to the distribution line, these power generation amounts are In addition, the total power generation amount may be used. In this case, it is assumed that the amount of power generated by a power generation facility other than the solar power generation facility is known.
- the example which estimates the electric power generation amount for every photovoltaic power generation equipment using the measured value of the whole quantity purchase smart meter and the measured value by the measuring device 53 here is demonstrated, it is based only on the measured value by the measuring device 53.
- the power generation amount for each photovoltaic power generation facility may be estimated.
- the total purchase smart meter is installed for automatic meter reading. If the measured value of the total purchase smart meter is used, the power generation amount of the corresponding solar power generation facility can be obtained without adding facilities such as a solar radiation meter. On the other hand, for a photovoltaic power generation facility that does not support a fully purchased smart meter, the amount of power generation cannot be determined from the measured value of the smart meter.
- the amount of power generated by solar power generation facilities depends on the amount of solar radiation, and the amount of solar radiation varies depending on the weather conditions. It is possible to estimate using the measured value of a purchase smart meter. However, there is a photovoltaic power generation facility that does not have a full purchase smart meter nearby.
- the measuring device 53 which measures the amount of solar radiation is arrange
- the smart meter network is a network used for collecting measurement values of a smart meter that measures electric energy, and includes a communication network 21 and a meter data management device 20. And about the photovoltaic power generation equipment in which the whole quantity purchase smart meter does not exist near, the electric power generation amount is estimated using the measured value by the measuring device 53. FIG. Thereby, it is not necessary to provide a new network for the pyranometer, and the total power generation amount of the distribution line can be obtained while preventing an increase in cost.
- the SM number which is a number for identifying the smart meter, is allocated to the smart meter. In the present embodiment, it is assumed that the SM number is also allocated to the measuring device 53 as in the smart meter. Here, SM numbers are assigned to the smart meter and the measuring device 53 in this way, but numbers of different numbering systems may be assigned to the smart meter and the measuring device 53, respectively.
- FIG. 7 is a diagram showing a configuration example of measurement data transmitted by the smart meters 31-1, 31-2, 32, and 33.
- the measurement data transmitted by the smart meters 31-1, 31-2, 32, and 33 includes an SM number that is a number for identifying the smart meter, an electric power consumption and power generation that are measurement results. Including quantity.
- the amount of power used and the amount of power generation are generally integrated values, and the values are updated every 30 minutes. That is, the amount of power used is a value in which the amount of power used in the last 30 minutes is sequentially added, and the amount of power generation is a value in which the amount of power generated in the last 30 minutes is sequentially added.
- measurement data 7 is transmitted.
- the format of measurement data is not limited to FIG. 7, You may make it divide a format according to the measurement object of a smart meter. Further, the measurement data may include information other than the information shown in FIG.
- FIG. 8 is a diagram illustrating a configuration example of measurement data transmitted by the measurement device 53.
- the measurement data transmitted by the measurement device 53 includes an SM number and an amount of solar radiation that is a measurement result.
- the measurement value obtained by the pyranometer 52 is used as it is or is subjected to smoothing processing.
- power distribution is performed via the communication network 21 and the communication network 2 at regular intervals, for example, every minute. It transmits to the system management apparatus 1. This fixed time is not limited to 1 minute, but may be shorter than the data collection period of the smart meter.
- the communication network 21 is connected to the communication network 2 via a pyranometer master station device in the communication network 21.
- FIG. 9 is a diagram showing a configuration example of a master station device for a pyranometer.
- the pyranometer master station device 60 includes a communication unit 61 and a communication unit 62.
- the communication unit 61 is the same hardware as the communication unit in the master station device of the smart meter, and the hardware configuration is the same as in FIG.
- the communication unit 61 collects measurement values from the measurement device 53 via the communication network 21 and outputs them to the communication unit 62.
- the communication unit 62 transmits the measurement value to the distribution system management apparatus 1 via the communication network 2.
- the master station device for a pyranometer may be integrated with high-pressure sensors such as high-pressure sensors 5-1 and 5-2.
- the high-pressure sensors 5-1 and 5-2 have a measurement unit and a communication unit.
- the sensor-equipped switch and the master station device for the pyranometer are integrated. May be.
- High-voltage sensors 5-1 and 5-2 and other high-voltage sensors and sensor-equipped switches are connected to the communication network 2 and are therefore equipped with high-pressure sensors 5-1 and 5-2 and other high-voltage sensors and sensors. In the vicinity of the switch, a line of the communication network 2 is laid.
- the pyranometer master station device can be connected to the communication network 2 using this line. This is possible, and there is no need to newly install a communication network 2 for the master station device for the pyranometer. Even if it is not integrated, if the master station device for a pyranometer is installed close to a high voltage sensor such as the high voltage sensors 5-1 and 5-2 or a switch equipped with the sensor, Therefore, there is no need to lay the communication network 2.
- the sensor-equipped switch includes a switch unit that turns on and off an electric circuit, a sensor unit that measures a voltage, and a slave station that performs communication and controls the switch unit and the sensor unit.
- the master station device for a pyranometer is configured to be integrated with a slave station of a sensor-equipped switch, for example. Similar to the communication unit 51 in the measurement device 53, the master station device for a pyranometer includes a transceiver and a processing circuit.
- the measuring device 53 is installed for each pole transformer (not shown in FIG. 1) connected to the distribution lines 9-1 and 9-2, for example.
- the pole transformer is a transformer that converts high-voltage power into low-voltage power and outputs it to a low-voltage distribution line.
- FIG. 10 is a diagram illustrating an installation example of the measuring device 53 and the master station device for a pyranometer.
- FIG. 10 shows an example in which a master station device for a pyranometer is built in a slave station of a switch with sensor.
- FIG. 11 is a diagram illustrating a configuration example of the slave station 212 integrated with the master station device for a pyranometer.
- FIG. 10 shows an example in which the slave station 212 is integrated with the pyranometer master station device as shown in FIG.
- the measuring device 53 is installed on a utility pole 81 where a pole transformer 71 is installed. It is desirable that the pyranometer 52 of the measuring device 53 is installed in a place where it is difficult to become sunbeams. Therefore, for example, the telephone pole 81 is installed as high as possible.
- the sensor-equipped switch includes a switch unit and a measurement unit 211 and a slave station 212, and the slave station 212 is integrated with the master station device for a pyranometer. .
- the slave station 212 includes a communication unit 61, a control circuit 63, and a communication unit 64, as shown in FIG.
- the communication unit 61 is the same as the communication unit 61 shown in FIG.
- the communication unit 61 outputs the measurement value received from the measurement device 53 to the communication unit 64.
- the control circuit 63 controls the switch unit and the measurement unit 211.
- the communication unit 64 transmits the measurement value by the measurement unit of the switch unit and the measurement unit 211 and the measurement value by the measurement device 53 to the distribution system management device 1 via the communication network 2.
- a master station device for a pyranometer may be provided independently of the slave station of the sensor-equipped switch.
- the line in the communication network 2 laid for the sensor-equipped switch can be used by installing it on the utility pole where the sensor-equipped switch is installed.
- a power source for a sensor-equipped switch can be used.
- the main station device for a pyranometer is installed on a utility pole where a pole transformer is installed, the power line is used for the pole transformer, although it is necessary to lay the line in the communication network 2 for the master station device for a pyranometer. What is provided can be used.
- the measuring device 53 may perform a smoothing process on the measured solar radiation amount and transmit the data after the smoothing process as a measurement value.
- a process using a first-order lag filter for example, a process using a moving average or a section average of measured values over a certain period such as 1 minute can be used.
- the smoothing process is performed by the processing circuit 512 of the communication unit 51 of the measuring device 53.
- the communication unit 51 of the measuring device 53 is the same as the communication unit 51 of the smart meter.
- a function for performing the smoothing process is added to the processing circuit 512, but this function can be added by adding simple software or a simple dedicated circuit. Alternatively, a separate circuit that performs a smoothing process may be provided separately from the processing circuit 512.
- FIG. 12 is a flowchart showing an example of the processing procedure of the measured value of the smart meter in the meter data management device 20.
- the meter data management device 20 receives measurement values every 30 minutes from the smart meter and the measurement device 53 (step S1).
- the communication unit 25 receives the measurement values of the smart meter and the measurement device 53 via the communication network 21, and stores the measurement data in the storage unit 24 as SM measurement data.
- the meter data management device 20 accumulates the received measurement data for 24 hours (step S2). Specifically, the received measurement data for 24 hours is stored in the storage unit 24 as SM measurement data. Thereafter, the data management unit 23 of the meter data management device 20 extracts the measurement value of the total purchase smart meter from the SM measurement data accumulated for 24 hours (step S3).
- the meter data management device 20 holds the correspondence between the SM number as contract data and the customer contract information corresponding to the SM number in the storage unit 24.
- the contract information includes a PV (PhotoVoltaics) contract type, which is information indicating a contract type related to the amount of photovoltaic power generation.
- the PV contract type is information indicating whether the contract is a full purchase contract, a surplus purchase contract, or an unsigned contract regarding solar power generation, that is, no solar power generation equipment.
- FIG. 13 is a diagram illustrating an example of contract data held in the storage unit 24.
- the contract data is information indicating the SM number, the customer number of the customer corresponding to the SM number, the PV contract type corresponding to the customer number, and whether the measurement of the smart meter is in the upward direction or the downward direction. Including type.
- the SM number is assigned to the measuring device 53 in the same manner as the smart meter, the measuring device 53 is also handled as a broad SM.
- the data management part 23 extracts the measured value of the whole quantity purchase smart meter from measured data using contract data here (step S3). And the data management part 23 transmits the measured value of the whole quantity purchase smart meter for one day to the power distribution system management apparatus 1 via the communication part 25 (step S4).
- the communication unit 16 stores the measurement value of the total purchase smart meter received from the meter data management device 20 in the storage unit 17 as SM measurement data.
- the distribution system management apparatus 1 is configured to receive SM measurement data from the meter data management apparatus 20 via a communication line.
- the distribution system management apparatus 1 transmits the SM measurement data via a medium other than the communication line. May be obtained. That is, the communication unit 16 is a form of an acquisition unit that acquires SM measurement data and solar radiation amount measurement data, and the acquisition unit may be an input unit that reads a medium.
- FIG. 14 is a flowchart illustrating an example of a load data calculation processing procedure in the power distribution system management apparatus 1.
- the power generation amount estimation unit 11 uses the measured value of the total purchase smart meter for 24 hours and the measured value of the pyranometer stored as SM measurement data to generate power for each photovoltaic power generation facility. Is estimated (step S11).
- the distribution system management device 1 refers to the correction data for the past measurement values of the pyranometer, that is, the measurement device 53, and does not use the measurement values of the unreliable pyranometer and needs to be corrected. For the measurement value of the pyranometer, a value corrected based on the correction value is used.
- the correction data includes, for example, a binary flag indicating whether the reliability is low and a correction value for each pyranometer.
- the correction data may include a binary flag indicating whether further correction is necessary, but here, the correction value is calculated as a coefficient by which the measured value is multiplied. By setting the correction value to 1, a flag indicating whether correction is necessary may be omitted. Further, a binary flag indicating whether or not reliability is low and a binary flag indicating whether or not correction is necessary may be combined into one flag.
- the flag is a flag indicating a three-stage state: a value indicating that the reliability is low and cannot be used, a value indicating that correction is necessary, and a value indicating that the correction can be used as it is.
- the power generation amount estimation unit 11 refers to the contract data, and classifies the solar power generation facility into a solar power generation facility that is connected to the total purchase smart meter and the others.
- the power generation amount estimation unit 11 uses the measurement value of the total amount purchase smart meter as the estimated value of the power generation amount of the solar power generation facility for the solar power generation facility connected to the total amount purchase smart meter.
- the power generation amount cannot be obtained directly from the measured value of the smart meter.
- the power generation amount of the solar power generation facility that is not connected to the total purchase smart meter is estimated using at least one of the total purchase smart meter connected to the other solar power generation facility and the measurement values of the measuring device 53.
- the pyranometers 52 of the measuring device 53 are arranged geographically dispersed so that the measured values of the measuring device 53 can be used, thereby connecting to the total purchase smart meter. Improve the estimation accuracy of the power generation amount of solar power generation facilities that are not. Further, the distribution system management device 1 collects the measurement values of the pyranometer 52 by collecting the measurement values of the measurement device 53 via the communication network 21 and the meter data management device 20 which are smart meter networks. Network installation is unnecessary. Thereby, cost estimation can be suppressed and the power generation amount estimation accuracy can be improved. For example, one measuring device 53 is installed per 1 km square. As described above, the measuring device 53 may be installed for each pole transformer. It is not necessary to arrange the pyranometer 52 of the measuring device 53 in a place where the total purchase smart meter is nearby.
- the storage unit 17 stores the photovoltaic power generation facility data and the solar radiation meter position data.
- FIG. 15 is a diagram illustrating a configuration example of solar power generation facility data.
- the photovoltaic power generation facility data of the present embodiment includes the SM number that is the SM number of the smart meter to which the photovoltaic power generation facility is connected, and the latitude and longitude that are the installation positions of the photovoltaic power generation facility.
- a PV panel capacity that is a capacity of a solar panel (PV (PhotoVoltaics) panel) of the photovoltaic power generation facility.
- FIG. 16 is a diagram showing a configuration example of the pyranometer position data.
- the SM number that is the SM number of the measuring device 53 and the installation position of the pyranometer 52 of the measuring device 53 that is, the latitude and longitude that are the installation positions of the measuring device 53 are included.
- each position of the pyranometer 52 of the measuring device 53 is referred to as a position of the measuring device 53.
- the photovoltaic power generation equipment and the measuring device 53 that are not connected to the total purchase smart meter are also referred to as measurement points.
- the power generation amount estimation unit 11 converts the power generation amount of a solar power generation facility that is not connected to a total purchase smart meter to the three total purchase smart meters that are closer to the solar power generation facility. Estimate based on the measured value of the power generation amount of the power generation facility or the measured value of the pyranometer
- FIG. 17 is a diagram illustrating an example of a method for estimating the power generation amount of the photovoltaic power generation facility that is not connected to the total purchase smart meter according to the present embodiment.
- FIG. 17 shows an example in which the power generation amount of the solar power generation facility 4-2 is estimated.
- the power generation amount estimation unit 11 refers to the solar power generation facility data, and the latitude and longitude corresponding to the SM number of the smart meter connected to the solar power generation facility 4-2, that is, the latitude and longitude of the solar power generation facility 4-2. And PV panel capacity are extracted.
- the power generation amount estimation unit 11 refers to the solar power generation facility data and the solar radiation meter position data, and the solar power generation connected to the latitude and longitude of the solar power generation facility 4-2 and each purchased quantity smart meter.
- the distance between the facility and each position of each measuring device 53 is calculated. Note that the distance here does not have to be an actual distance, but may be a distance in the latitude / longitude coordinate system in the plane of latitude / longitude. This is because it is only necessary to know the relative distance between the positions of the solar power generation equipment 4-2 and the solar power generation equipment connected to the total purchase smart meter and each measuring device 53.
- the distance between the solar power generation facility 4-2 and the solar power generation facility 4-1 is R 1
- the distance between the solar power generation facility 4-2 and the measuring device 53-1 is R 3.
- the distance between the photovoltaic power generation facility 4-2 and the measuring device 53-2 is R 2
- the distance between the photovoltaic power generation facility 4-2 and the measuring device 53-3 is R 4
- the photovoltaic power generation facility 4-2 and the distance between the measuring device 53-4 is set to R 5.
- R 1 ⁇ R 2 ⁇ R 3 ⁇ R 4 ⁇ R 5 it is assumed that R 1 ⁇ R 2 ⁇ R 3 ⁇ R 4 ⁇ R 5 .
- the power generation amount estimation unit 11 selects three of the solar power generation equipment 4-2 from the closest distance, that is, the solar power generation equipment 4-1, the measuring device 53-2, and the measuring device 53-1. Then, the power generation amount of the solar power generation equipment 4-2 is estimated based on the measurement values corresponding to the selected three.
- the power generation amount estimation unit 11 extracts the measurement value M 4-1 of the power generation amount of the SM number corresponding to the solar power generation facility 4-1, from the SM measurement data, and the solar power generation facility data
- the PV panel capacities P 4-1 and P 4-2 of the SM number corresponding to the photovoltaic power generation equipment 4-1 and the photovoltaic power generation equipment 4-2 are extracted.
- the power generation amount estimation unit 11 extracts measurement values L 53-2 and L 53-1 corresponding to the SM numbers of the measurement device 53-2 and the measurement device 53-1, respectively, from the solar radiation amount measurement data.
- the power generation amount estimation unit 11 calculates an estimated value E 4-2 of the power generation amount of the solar power generation facility 4-2 according to the following equation (1).
- the power generation amount estimation unit 11 obtains the power generation efficiency from the measurement value of the power generation amount of the solar power generation facility. Then, the individual estimated value is obtained by multiplying the obtained power generation efficiency by the PV panel capacity of the photovoltaic power generation facility to be estimated.
- the power generation amount estimation unit 11 includes a coefficient for converting the solar radiation amount into power generation efficiency, the PV panel capacity of the solar power generation facility to be estimated, and the measurement device. The individual estimated value is obtained by multiplying the measured value obtained by 53.
- the electric power generation amount estimation part 11 calculates
- the power generation amount estimation unit 11 calculates the estimated value of the power generation amount as described above for all of the solar power generation facilities that are not connected to the total purchase smart meter.
- the power generation amount of the photovoltaic power generation equipment that is not connected to the total purchase smart meter is estimated based on the measurement values of the three measurement points from the closest distance, but the measurement points used for the estimation Is not limited to three. However, in order to reduce the influence of individual differences due to the installation environment, it is desirable to use measurement values at a plurality of measurement points.
- the total power generation amount calculation unit 12 calculates the past total power generation amount (step S12). Specifically, the total power generation amount calculation unit 12 obtains the sum total of all the solar power generation facilities connected to the distribution lines of the power generation amount for each solar power generation facility estimated in step S11. Hereinafter, an example in which the total load amount of loads connected to the distribution line 9-1 is obtained will be described. The total load amount can be similarly obtained for the distribution line 9-2.
- the amount of power generated by the solar power generation facility is obtained as the total amount of power generation.
- the amount of power generated by the power generation facility other than the solar power generation facility may be added to obtain the total amount of power generation. .
- the total load calculation unit 13 stores the calculated total load amount every 30 minutes in the storage unit 17 as load data for 24 hours (step S14).
- FIG. 18 is a diagram showing the concept of the total load amount for 24 hours.
- the upper part of FIG. 18 shows the total PV power generation amount every 30 minutes, the middle part shows the measured value of the flow of the high pressure sensor every 30 minutes, and the lower part shows the total load amount every 30 minutes.
- the total load calculation unit 13 stores the total load amount for every 30 minutes for 24 hours shown in the lower row in the storage unit 17 as load data.
- the distribution system management device 1 performs the above processing every time it receives the measurement value of the total purchase smart meter and the measurement device 53 for 24 hours. Thereby, the past total load amount is accumulated in the storage unit 17 as load data.
- the correction amount calculation unit 18 calculates a correction coefficient by using a measurement value of a pyranometer within a certain range of the same conditions among the solar radiation amount measurement data stored in the storage unit 17.
- the same condition indicates that the actual amount of solar radiation is the same, for example, a measured value on a clear day with the same season and time.
- a method of extracting the amount of solar radiation when the same amount of solar radiation is obtained by other measuring means may be used.
- the power distribution system management apparatus 1 obtains weather data for each position, and adds a flag indicating whether or not the data is clear weather to each data of the pyranometer measurement data.
- the user may specify an area and date / time that are the same condition based on past weather information.
- the correction amount calculation unit 18 extracts the measurement values of a plurality of pyranometers having the same geographical location, that is, measurement points within a certain range, from the solar radiation amount measurement data.
- FIG. 19 is a diagram illustrating an example of a measurement value extracted by the correction amount calculation unit 18.
- the horizontal axis in FIG. 19 indicates measurement points, and the vertical axis indicates measurement values. As shown in FIG. 19, it is assumed that the measurement values at a plurality of measurement points within a certain range vary.
- the correction amount calculation unit 18 calculates an average value of measurement values at a plurality of measurement points.
- B shown in FIG. 19 indicates an average value of the measurement values at the plurality of measurement points. For example, when a range of a certain ratio above and below the average value is set as a normal range in advance, the correction amount calculation unit 18 determines that the pyranometer corresponding to the measurement value deviating from the normal range is low in reliability.
- C shown in FIG. 19 shows an example of the normal range.
- the measurement value at the rightmost measurement point deviates from the normal range, and the other measurement values are within the normal range. Therefore, in the case of the example shown in FIG. 19, the correction amount calculation unit 18 determines that the reliability of the pyranometer corresponding to the rightmost measurement value among the plurality of measurement points shown in FIG. It is determined that the reliability of the pyranometer corresponding to the measured value is not low.
- the correction amount calculation unit 18 determines whether or not the value obtained by dividing the difference from the average value by the average value is equal to or less than the first ratio for the measurement values of the plurality of measurement points described above, and the first ratio In the following cases, it is determined that correction is not necessary, that is, the correction value is 1. If the absolute value of the value obtained by dividing the difference between the measurement value and the average value by the average value is a measurement value that is greater than the first ratio and less than or equal to the second ratio, the correction amount calculation unit 18 is positive. If the measured value is larger than the average value, the correction coefficient is the first value, and if the difference is negative (if the measured value is smaller than the average value), the correction coefficient is the second value.
- the correction amount calculation unit 18 sets the correction coefficient as the third value if the difference is positive. If the difference is negative, the correction coefficient is set to the fourth value.
- a correction coefficient when the ratio is less than or equal to the ratio is determined in advance.
- the first ratio ⁇ the second ratio ⁇ ... ⁇ The nth ratio.
- the correction coefficient determination method described above is an example, and the correction coefficient determination method is not limited to the above-described example.
- the measurement value of a high-accuracy pyranometer on a clear day is L ref .
- L si be the measured value of the i-th pyrometer around the high-accuracy pyranometer, for example, in the range of about 5 km square.
- the power generation amount estimation unit 11 calibrates the solar radiation amount of the i-th pyranometer by multiplying the coefficient for converting the solar radiation amount of the i-th pyranometer into power generation efficiency by L ref / L si .
- the initial measurement value installed is positive, and when the measurement value under the same condition is changed, the change is corrected.
- the difference between the initial measurement value and the latest measurement value under the same condition may be added to the latest measurement value.
- correcting aging deterioration obtain correction values for correcting aging deterioration before calculating correction coefficients based on a plurality of measurement values within the above-mentioned fixed range, and store correction values for each pyranometer.
- the correction amount calculation unit 18 calculates a correction coefficient based on a plurality of measurement values within the above-described fixed range with respect to the measurement value after correcting for aging deterioration. In the correction using the correction data, the correction using the correction coefficient is performed after correcting the aging deterioration.
- FIG. 20 is a diagram illustrating an example of correction data calculated by the correction amount calculation unit 18.
- the correction amount calculation unit 18 determines whether or not the reliability is low for each pyranometer, generates a determination result as a reliability flag, and calculates a correction coefficient for each pyranometer. Then, the correction amount calculation unit 18 stores the reliability flag and the correction coefficient for each pyranometer in the storage unit 17 as correction data.
- the correction data includes information for identifying a pyranometer, a reliability flag, and a correction coefficient. In the example illustrated in FIG. 20, when the reliability flag is 0, the reliability is low, and when the reliability flag is 1, the reliability is not low.
- FIG. 20 is an example, and the configuration of the correction data and the value of the reliability flag are not limited to the example of FIG.
- FIG. 21 is a flowchart illustrating an example of the voltage control procedure of the present embodiment.
- the load / power generation amount calculation unit 14 acquires the latest measurement value, that is, the latest sensor measurement data and the latest measurement value of the pyranometer (step S21).
- the load / power generation amount calculation unit 14 corrects the measurement value of the pyranometer using the correction data (step S22). Specifically, the load / power generation amount calculation unit 14 does not use the measurement value of the pyranometer with low reliability in the process, and multiplies the measurement value of the pyranometer with low reliability with the correction coefficient.
- the load / power generation amount calculation unit 14 calculates the current load / power generation amount based on the load data and the latest sensor measurement data (step S23). Specifically, first, the load / power generation amount calculation unit 14 extracts, from the load data, the total load amount in the latest fixed period among the total load amounts in the same time zone as the current time, and averages the extracted total load amounts The value is obtained, and the obtained average value is set as the total load amount of the day.
- FIG. 22 is a diagram showing the concept of a method for calculating the total load amount for the day. The left side of FIG. 22 shows the total load amount and average value for one month in each time zone. The right side of FIG. 22 shows the calculated current total load.
- the load / power generation amount calculation unit 14 obtains an average value for each temperature and time zone based on the total load amount for the past year as follows, and corresponds to the current temperature and time zone.
- the average value may be the current total load.
- the range of the air temperature is determined in increments of 5 degrees, for example, 0 ° C-5 ° C, 5 ° C-10 ° C, and so on.
- the average value of the total load amount for the past one year is calculated
- the load / power generation amount calculation unit 14 may define weekdays and holidays as days of the week and use an average value for each day of the week. Weekdays are Monday through Friday, excluding holidays, and holidays are Saturday, Sunday, and holidays. The load / power generation amount calculation unit 14 calculates an average value of the total load amount for each time zone for each day of the week. Then, the load / power generation amount calculation unit 14 sets the average value corresponding to the current day of the week as the current total load amount.
- the average value of the total load amount for one month in each time zone is obtained for each day of the week, and the load / power generation amount calculation unit 14 calculates the average value corresponding to the current day of the week and the current time zone. It may be the total load amount. Alternatively, an average value for each temperature range and each time zone may be obtained for each day of the week, and an average value corresponding to the current day of the week, temperature, and time zone may be set as the current total load.
- the load / power generation amount calculation unit 14 calculates the current total load amount obtained in step S23, the latest corrected pyranometer measurement value, and the high pressure sensors 5-1 and 5-2.
- the current power generation amount distribution is obtained based on the active power in the tidal current measured by.
- the total power generation amount is obtained by subtracting the total load amount from the active power measured by the high voltage sensor.
- the electric power generation amount of each solar facility connected to a power distribution system is estimated using the measurement result of a pyranometer.
- the load / power generation amount calculation unit 14 calculates the power generation amount of each of the plurality of solar power generation facilities connected to the distribution lines of the high-voltage system based on the amount of solar radiation measured by the pyranometer. As a function.
- the power generation amount of each solar facility is calculated by multiplying the coefficient ⁇ , the measurement value of the pyranometer, and the panel capacity, similarly to the above formula (1).
- the amount of power generation may be estimated based on the measured value of the pyranometer closest to the geographical location, or calculated based on past data. An average value of generated power may be used. If the total power generation amount of each photovoltaic power generation facility using the measurement result of the pyranometer does not match the total power generation amount obtained from the high-pressure sensor, the load / power generation amount calculation unit 14 calculates the total load amount accordingly. The power generation amount of each solar power generation facility may be multiplied by a certain value so that the total power generation amount obtained from the high-voltage sensor matches the total power generation amount of each solar power generation facility. .
- the voltage control unit 15 determines the optimum voltage distribution based on the load / power generation amount calculated by the load / power generation amount calculation unit 14 (step S24).
- the distribution calculated in step S23 is used for the power generation amount distribution, and the optimum voltage distribution is determined assuming that the load distribution is uniformly distributed. Any method may be used to obtain the optimum voltage distribution.
- the optimum solution of the voltage at each point such that each point of the distribution line 9-1 is within the appropriate voltage range by performing a power flow calculation. Is calculated.
- the optimal solution is a solution that minimizes a predetermined evaluation function.
- the evaluation function can include a difference between an appropriate voltage range and a voltage at each point in the distribution line 9-1. At this time, in order not to deviate from the appropriate voltage range even if there is some difference between the actual voltage and the assumed voltage, there is a restriction that the difference between the appropriate voltage range and the voltage is more than a predetermined margin. Keep it.
- the voltage control unit 15 determines a voltage control amount based on the optimum voltage distribution (step S25).
- the voltage control unit 15 may control the optimum control amount, which is a control amount for maintaining the voltage calculated as the optimum voltage distribution, as the voltage control amount, or a voltage determined based on the optimum control amount.
- Information indicating the upper and lower limit values indicating the control range may be determined as the voltage control amount.
- the optimum control amount is a control amount that is commanded to each voltage control device so as to realize an optimum voltage distribution.
- the voltage control unit 15 transmits the determined voltage control amount to the voltage control device 80 via the communication unit 16.
- the voltage control unit 15 When there is a voltage control device controlled by the distribution system management device 1 other than the voltage control device 80, the voltage control unit 15 also determines the control amount of the voltage control device, and determines the determined voltage control amount. The data is transmitted to the voltage control device via the communication unit 16. The voltage control unit 15 performs the above operation every certain period, for example, every 10 minutes.
- the amount of change in the measured value of the pyranometer for example, the difference from the previous measured value for each pyranometer is monitored, and the difference is greater than or equal to a certain amount. If there is, the process shown in FIG. 21 may be performed. Thereby, when a deviation from the appropriate voltage range occurs due to a sudden change in the weather, the voltage control amount can be commanded, and the deviation from the appropriate voltage range can be suppressed.
- the load / power generation amount calculation unit 14 calculates the load amount and power generation amount of the day, but the load calculation unit that estimates the current load amount and the power generation amount calculation unit that calculates the current power generation amount. It may be configured separately. In addition, here, an example of obtaining the load amount and the power generation amount on the current day has been described, but when used for formulating a power plan, the load / power generation amount calculation unit 14 calculates the load amount and the power generation amount on the next day and thereafter. It may be calculated.
- the distribution system management device 1 acquires the measurement value of the measurement device 53 via the communication network 21 and the communication network 2, but the measurement value of the measurement device 53 is acquired by the communication network 21 and the meter. You may make it acquire via the data management apparatus 20.
- FIG. in order to collect the measurement values of the measurement device 53, a communication network different from the communication network 21 and the communication network 2 is provided, and the distribution system management device 1 collects the measurement values of the measurement device 53 through this communication network. You may make it do.
- This communication network may be a multi-hop network.
- the measurement device 53 may be configured to transmit the measurement value at a cycle of about 1 minute so that the distribution system management device 1 can acquire the measurement value of the measurement device 53, thereby managing the distribution system management.
- the device 1 can acquire the measurement value of the measurement device 53 in almost real time.
- the amount of power generated by the photovoltaic power generation facility can be accurately grasped by using almost real-time data, it is possible to reduce a margin that must be secured in order to maintain an appropriate voltage range in voltage control.
- the power distribution system includes the measurement device 53 including the pyranometer 52 and transmits the measurement value obtained by the measurement device 53 via the communication network 21. For this reason, the measured value of the measuring device 53 can be collected at a reduced cost. Moreover, the power generation amount in the distribution system can be accurately estimated by estimating the power generation amount of the photovoltaic power generation facility using the measurement value of the measuring device 53.
- the configuration described in the above embodiment shows an example of the contents of the present invention, and can be combined with another known technique, and can be combined with other configurations without departing from the gist of the present invention. It is also possible to omit or change the part.
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Abstract
本発明にかかる発電量推定装置である配電系統管理装置(1)は、日射計により計測された計測値である日射量を、電力量を計測するスマートメータの計測値が収集される周期であるデータ収集周期より短い周期で取得する通信部(16)と、日射量に基づいて、高圧系統の配電線に接続される複数の太陽光発電設備のそれぞれの発電量を推定する発電量算出部と、を備える。
Description
本発明は、配電系統に接続される発電設備の発電量を推定する発電量推定装置、配電系統システムおよび発電量推定方法に関するものである。
配電系統は、一般に高圧系統と低圧系統とから構成され、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電圧範囲に維持することが義務付けられている。一例として、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。このため、電力事業者は、高圧系統に接続された電圧制御機器の制御量を調整することにより、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、配電系統は高圧系統を指すものとする。
昨今、配電系統へは住宅用の太陽光発電設備およびメガソーラー等、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要となりつつある。
一方、従来の検針装置は、スマートメータに置き換えられつつある。特許文献1には、電力量を計測する計測側無線装置が、電力量とともに日射計などによる計測結果を無線通信ネットワークで送信する技術が開示されている。
しかしながら、上記特許文献1に記載の技術は、日射計などの計測結果により太陽光発電設備の電力量が適切か否かを管理するためのものであり、配電系統全体の発電量の推定についての開示はない。
また、天気の急変により、配電系統における発電量が急激に変化して配電系統の電圧が適正電圧範囲から逸脱することを回避するためには、配電系統の電圧を制御する装置が、できるだけリアルタイムに近い日射計の計測値または発電量の計測値を取得できることが望ましい。しかしながら、上記の特許文献1に記載の技術を利用して、スマートメータネットワークを用いて日射計の計測値および発電量を取得したとしても、スマートメータの計測値のデータ収集周期は30分であり、早くても30分の遅れが生じ、高精度に発電量を推定することができない。天候の急変時にも、適正電圧範囲からの逸脱を抑制するためには、発電量の算出精度が高いことが望ましい。
本発明は、上記に鑑みてなされたものであって、配電系統に接続される発電設備の発電量の推定を高精度に行うことができる発電量推定装置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、本発明にかかる発電量推定装置は、日射計により計測された計測値である日射量を、電力量を計測するスマートメータの計測値が収集される周期であるデータ収集周期より短い周期で取得する取得部、を備える。また、本発明にかかる発電量推定装置は、日射量に基づいて、高圧系統の配電線に接続される複数の太陽光発電設備のそれぞれの発電量を推定する発電量算出部、を備える。
本発明によれば、配電系統に接続される発電設備の発電量の推定を高精度に行うことができるという効果を奏する。
以下に、本発明の実施の形態にかかる発電量推定装置、配電系統システムおよび発電量推定方法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1.
図1は、本発明にかかる実施の形態1の配電系統システムの一例を示す図である。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、高圧系統の配電線である。なお、図1では、2本の配電線が接続される例を示しているが、母線8に接続される配電線の数は2本に限定されない。
図1は、本発明にかかる実施の形態1の配電系統システムの一例を示す図である。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、高圧系統の配電線である。なお、図1では、2本の配電線が接続される例を示しているが、母線8に接続される配電線の数は2本に限定されない。
配電線9-1は、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、上流側の端点に配電線9-1の送り出しの電圧および潮流を計測する計測装置である高圧センサー5-1が設置されている。配電線9-2は、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、上流側の端点に配電線9-2の送り出しの電圧および潮流を計測する計測装置である高圧センサー5-2が設置されている。また、高圧センサー5-1および遮断器6-1は、一体化されてセンサー付き開閉器により実現されてもよい。同様に高圧センサー5-2および遮断器6-2は、一体化されてセンサー付き開閉器により実現されてもよい。
高圧センサー5-1,5-2は、電圧、および潮流を例えば一定周期ごとに計測し、計測した結果の一定時間の平均値を計測情報として通信ネットワーク2を介して配電系統管理装置1へ送信する。また、後述するように、高圧センサー5-1,5-2は、通信ネットワーク21における親局装置としての機能も有し、後述する計測装置53-1,53-2をはじめとした計測装置から日射量の計測値を受信し、通信ネットワークを介して配電系統管理装置1へ送信してもよい。高圧センサー5-1,5-2の計測周期および平均値を算出する際の一定時間はどのような値を用いてもよいが、例えば、計測周期を1秒とし、平均値を算出する際の一定時間を1分とする。高圧センサー5-1,5-2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。高圧センサー5-1,5-2は、通信ネットワーク2を介して、定期的に計測情報を配電系統管理装置1に送信する。なお、高圧センサー5-1,5-2が、定期的に計測情報を送信するのではなく、配電系統管理装置1から計測情報の送信を要求する指示を受信した場合に、計測情報を送信するようにしてもよい。
配電線9-1には、負荷3-1~3-3および太陽光発電設備4-1,4-2が接続されている。負荷3-1,3-2,3-3は、それぞれ需要家単位の負荷を示す。負荷3-1は、需要家30-1の負荷であり、負荷3-2は、需要家30-2の負荷であり、負荷3-3は、需要家30-3の負荷である。なお、図1では、配電線9-1に接続される負荷および太陽光発電設備の一部を示しており、配電線9-1には、図1に図示した以外の負荷および太陽光発電設備も接続されている。また、図1では、図の簡略化のため配電線9-2に接続される負荷および太陽光発電設備を省略しているが、配電線9-2にも負荷および太陽光発電設備が接続される。
図1に示すように、需要家30-1は、太陽光発電設備4-1を有し、需要家30-2は、太陽光発電設備4-2を有する。需要家30-3は、太陽光発電設備を有していない。需要家30-1は、電気事業者との間で、太陽光発電設備4-1による全発電量を売電する全量買取契約を結んでいる。すなわち、太陽光発電設備4-1は全量買取契約の対象となる発電設備である。需要家30-2は、電気事業者との間で太陽光発電設備4-2による発電量から負荷3-2を差し引いた余剰分を売電する余剰買取契約を結んでいる。
スマートメータ31-1,31-2,32,33は、自動検針のための電力計であり通信機能を有する。なお、図では、スマートメータをSM(Smart Meter)と略す。全量買取契約を結んでいる需要家30-1の太陽光発電設備4-1には、太陽光発電設備4-1の発電量を計測するスマートメータ32が接続される。また、太陽光発電設備4-1の負荷3-1には、スマートメータ31-1が接続される。余剰買取契約を結んでいる需要家30-2の負荷3-2および太陽光発電設備4-2には、スマートメータ33が接続される。需要家30-3の負荷3-3には、スマートメータ31-2が接続される。スマートメータ31-1,31-2は、下り方向、すなわち電気事業者から需要家へ向かう方向の電力量を計測する。スマートメータ32は、上り方向、すなわち需要家から電気事業者へ向かう方向の電力量を計測する。スマートメータ33は、上り方向の電力から下り方向の電力量を引いた電力量を計測する。なお、スマートメータ31-1,31-2を区別せずに示す場合には、スマートメータ31とも記載する。
スマートメータ31-1,31-2,32,33は、通信ネットワーク21を介してメータデータ管理装置20に接続される。スマートメータ31-1,31-2,32,33は、一定の計測周期で電力量を計測し、計測した電力量をメータデータ管理装置20へ送信する。すなわち、通信ネットワーク21は、スマートメータにより計測された計測データが送受信されるための通信ネットワークである。本実施の形態では、スマートメータ31-1,31-2,32,33の計測周期は、30分とする。なお、スマートメータ31-1,31-2,32,33の計測周期は30分に限定されない。
発電量推定装置である配電系統管理装置1は、全量買取契約を結んでいる需要家の太陽光発電設備、すなわち全量買取契約の対象である太陽光発電設備の発電量を計測するスマートメータの計測値を用いて配電系統内の負荷量を推定する。以下、全量買取契約を結んでいる需要家の太陽光発電設備の発電量を計測するスマートメータを全量買取スマートメータと省略して記載する。図1のスマートメータ32は全量買取スマートメータである。配電系統管理装置1は、管理の対象とする配電系統を所管する営業所または制御所等に設置することができる。
電圧制御機器7は、電圧制御機器7を制御する電圧制御装置80に接続される。配電系統管理装置1は、電圧制御装置80に対して、通信ネットワーク2経由で電圧制御量として、例えば、電圧制御範囲の上下限を示す情報を送信する。電圧制御装置80は、配電系統管理装置1から受信した情報に基づいて電圧制御機器7を制御する。配電線9-1,9-2には、図示しない複数の電圧制御機器が接続され、これらの電圧制御機器はそれぞれ電圧制御装置により制御される。電圧制御機器を制御するこれらの電圧制御装置のうち少なくとも一部が、電圧制御装置80と同様に、配電系統管理装置1から通信ネットワーク2経由で受信した電圧制御量に基づいて制御を行ってもよい。このように、本実施の形態では、配電系統管理装置1が、配電系統の電圧制御を行う集中電圧制御方式を前提として説明する。なお、ここでは、配電系統管理装置1が電圧の集中制御を行う集中電圧制御装置としての機能も有する例を説明するが、配電系統管理装置1と別に、集中電圧制御装置を設けてもよい。
また、通信ネットワーク21には、日射量を計測する計測装置53-1および計測装置53-2が接続される。以下、計測装置53-1,53-2を区別せずに示す場合、計測装置53と記載する。図1では、2台の計測装置を図示しているが、実際には、計測装置53は、地理的に分散して複数配置されればよく、例えば、概ね1km四方あたりに1つ設置される。計測装置53は、日蔭となる時間帯が少ない場所に設置されることが望ましく、例えば、道路の北側、建物の屋上、住宅の屋根、電柱、携帯電話網など移動体通信システムの中継塔に設定される。計測装置53の設置場所はこれらに限定されない。
計測装置53により計測された日射量の計測値は、通信ネットワーク21における図示しない親局装置を介して、通信ネットワーク2へ送信される。この親局装置は、スマートメータによる計測値の収集のための親局装置とは別に設置されてもよいし、スマートメータによる計測値の収集のための親局装置が、計測装置53のデータを収集する親局装置の機能も有していてもよい。本実施の形態の計測装置53のデータを収集する親局装置を、以下日射計用親局装置と呼ぶ。日射計用親局装置は、通信ネットワーク21における親局装置としての機能を有するとともに、通信ネットワーク2と接続する機能を有する。日射計用親局装置により、図1に示すように、通信ネットワーク2と通信ネットワーク21とは接続される。この日射計用親局装置は、例えば、高圧センサー5-1,5-2と一体化されている。または、高圧センサー5-1,5-2に近接して設置される。日射計用親局装置の設置位置はこれに限定されない。
計測装置53は、通信ネットワーク21と接続するための通信処理を行う通信ユニット51と、日射量を計測する日射計52とを備える。通信ユニット51は、日射計52により計測された計測値すなわち計測データを通信ネットワーク21へ送信する。通信ユニット51は、後述するスマートメータ31-1,31-2,32,33における通信ユニットと共通化することができる。
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。配電系統管理装置1は、発電量推定部11、総発電量算出部12、総負荷算出部13、負荷/発電量算出部14、電圧制御部15、通信部16、記憶部17および補正量算出部18を備える。
発電量推定部11は、過去の全量買取スマートメータによる計測値と過去の日射計すなわち計測装置53による計測値とを用いて、配電系統内の太陽光発電設備ごとの過去の発電量を推定する。なお、ここでは、後述するように、配電系統管理装置1は、全量買取スマートメータによる計測値を通信ネットワーク21およびメータデータ管理装置20を介して一日分をまとめて取得することを前提としている。なお、計測装置53による計測値は、通信ネットワーク21および通信ネットワーク2を介して受信される。このため、全量買取スマートメータによる計測値と計測装置53による計測値とは過去すなわち前日のものである前提である。しかしながら、配電系統管理装置1が、全量買取スマートメータによる計測値を、ほぼリアルタイムに取得できるように構成されていてもよい。すなわち、メータデータ管理装置20が、各スマートメータから計測値を受信すると、記憶部24に格納するとともに、送信元が全量買取スマートメータであるか否かを判定して、全量買取スマートメータから受信した計測値を、配電系統管理装置1へ送信するようにしてもよい。ただし、この場合でも、スマートメータのデータ収集周期は一般に30分であり、また全量買取スマートメータの計測値は30分の電力量の積算値であるため、30分未満の天候の急変は計測値に反映されていない。
総負荷算出部13は、過去の高圧センサー5-1,5-2の計測値と過去の発電量とに基づいて、過去の総負荷量を算出し、記憶部17に負荷データとして格納する。このとき、負荷データは、気温、時刻、曜日のうち少なくとも一つと関連付けて格納されてもよい。このように、負荷データを気温、時刻、曜日のうち少なくとも一つと関連付けて格納しておくと、過去の負荷データを用いて、現在または将来の負荷量を推定する際に、気温、時刻、曜日などに応じた負荷量を推定することができる。
負荷/発電量算出部14は、蓄積された負荷データと、最新のセンサー計測データと、最新の日射計計測値と、後述する補正データとに基づいて、現在の負荷量および発電量を算出する。電圧制御部15は、配電系統の電圧制御を実施する。補正量算出部18は、過去の全量買取スマートメータによる計測値と過去の日射計すなわち計測装置53による計測値とを用いて計測装置53ごとすなわち日射計ごとの計測値を補正するためのデータを算出し、算出したデータを補正データとして記憶部17へ格納する。なお、この補正には、日射計のデータの信頼度が低いか否かの判定も含み、信頼度が低いと判定された日射計の計測値は、負荷/発電量算出部14による発電量の算出に用いられない。ここで、信頼度が低い日射計とは経年劣化などによる劣化が著しくて計測値の誤差が大きいと思われるもの、または故障により計測値の誤差が大きいと思われるものなどであり、計測値を使用することが望ましくないものを示す。
通信部16は、通信ネットワーク2を介して高圧センサー5-1,5-2の計測値および計測装置53の計測値を受信する。また、通信部16は、電圧制御装置80、または電圧制御装置80および他の電圧制御装置に対して、電圧制御部15により算出された電圧制御量を示す情報を送信する。通信部16は、受信した高圧センサー5-1,5-2の計測値を記憶部17にセンサー計測データとして格納する。また、通信部16は、メータデータ管理装置20との通信を行う。通信部16は、メータデータ管理装置20から受信した日射量計測データおよび発電量計測データを記憶部17へ格納する。
図3は、メータデータ管理装置20の構成例を示す図である。メータデータ管理装置20は、SM管理部22、データ管理部23、記憶部24および通信部25を備える。通信部25は、通信ネットワーク21を介してスマートメータおよび計測装置53との通信を行う。また、通信部25は、配電系統管理装置1および料金管理装置40との通信を行う。料金管理装置40は、電気事業者が各需要家へ請求する電気料金を示す請求書の作成、電気事業者が各需要家から買電する買電量の通知の作成、を含む電力の売買のための処理を行う装置である。
メータデータ管理装置20は、MDMS(Meter Data Management System)と呼ばれる管理装置であり、スマートメータ31-1,31-2,32,33から電力量の計測値である計測データ、すなわち自動検針データを受信し、受信した計測データであるSM計測データを記憶部24に格納する。また、メータデータ管理装置20は、スマートメータ31-1,31-2,32,33の起動、停止等を制御する。また、メータデータ管理装置20は、計測装置53の起動、停止等を制御してもよい。
SM管理部22は、スマートメータの起動と停止の制御等を行う。また、SM管理部22は、計測装置53の起動、停止等を制御してもよい。データ管理部23は、スマートメータから受信したSM計測データの管理を行う。データ管理部23は、記憶部24に記憶されたスマートメータの計測データであるSM計測データを、通信部25を介して料金管理装置40および配電系統管理装置1へ送信する。また、データ管理部23は、記憶部24に記憶されたSM計測データのうち全量買取のスマートメータの計測データである発電量計測データを、通信部25を介して配電系統管理装置1へ送信する。
配電系統管理装置1は、具体的には、計算機システム、すなわちコンピュータである。この計算機システム上で配電系統管理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4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4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4において、制御部101は、例えば、CPU(Central Processing Unit)等であり、本実施の形態の配電系統管理プログラムを実行する。入力部102は、たと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、通信処理を実施する。なお、図4は、一例であり、計算機システムの構成は図4の例に限定されない。
ここで、本実施の形態の配電系統管理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、たとえば、図示しないCD(Compact Disc)-ROMまたはDVD(Digital Versatile Disc)-ROMドライブにセットされたCD-ROMまたはDVD-ROMから、配電系統管理プログラムが記憶部103にインストールされる。そして、配電系統管理プログラムの実行時に、記憶部103から読み出された配電系統管理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、本実施の形態の配電系統管理処理を実行する。
なお、本実施の形態においては、CD-ROMまたはDVD-ROMを記録媒体として、配電系統管理処理を記述した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、たとえば、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の発電量推定部11、総発電量算出部12、総負荷算出部13、負荷/発電量算出部14、電圧制御部15および補正量算出部18は、図4の制御部101に含まれる。図2の記憶部17は、図4の記憶部103の一部である。図2の通信部16は、図4の通信部105に相当する。
メータデータ管理装置20も、配電系統管理装置1と同様に、具体的には、計算機システムである。メータデータ管理装置20が、図4に示した計算機システムに実装される場合、図3のSM管理部22およびデータ管理部23は、図4の制御部101に含まれる。図3の記憶部24は、図4の記憶部103の一部であり、図3の通信部25は、図4の通信部105に相当する。本実施の形態のメータデータ管理装置20を実現するためのプログラムであるメータデータ管理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は、配電系統管理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と同様である。
図5は、本実施の形態のスマートメータ31の構成例を示す図である。スマートメータ31は、通信ネットワーク21と接続するための通信処理を行う通信ユニット51と、電力量を計測する電力量計34とを備える。図6は、通信ユニット51の構成例を示す図である。通信ユニット51は、通信処理を行う送受信機511と、通信ユニット51の動作を制御し、電力量計34の計測データを一定時間ごとに送受信機511を介してメータデータ管理装置20へ送信する処理回路512とを備える。処理回路512は、例えば、CPUおよびメモリを備える制御回路である。この通信ユニット51は、前述した計測装置53の通信ユニット51として用いることができる。
スマートメータ32,33は、スマートメータ31と同様の構成を有する。ただし、スマートメータ32の電力量計34は上り方向、すなわち需要家から電気事業者へ向かう方向の電力量を計測する。また、スマートメータ33の電力量計34は、配電線へ供給される上り方向の電力量から下り方向の電力量を引いた電力量を計測する。
次に、本実施の形態の動作について説明する。本実施の形態の配電系統管理装置1は、自動検針のために設置されている全量買取スマートメータの計測値および計測装置53による計測値を用いて、太陽光発電設備ごとの発電量を推定する。そして、配電系統管理装置1は、太陽光発電設備ごとの発電量に基づいて配電線ごとの総発電量を求め、配電線ごとの総負荷量を求める。なお、以下では、総発電量として、太陽光発電設備による発電量のみを考慮する例を説明するが、配電線に、太陽光発電設備以外の発電設備が接続される場合、これらの発電量を加えて総発電量としてもよい。この場合、太陽光発電設備以外の発電設備による発電量は既知であるとする。
また、ここでは、全量買取スマートメータの計測値および計測装置53による計測値を用いて、太陽光発電設備ごとの発電量を推定する例を説明するが、計測装置53による計測値だけに基づいて、太陽光発電設備ごとの発電量を推定してもよい。
全量買取スマートメータは、自動検針のために設置されるものである。全量買取スマートメータの計測値を用いると、対応する太陽光発電設備の発電量を、日射計等の設備を追加することなく求めることができる。一方で、全量買取スマートメータに対応していない太陽光発電設備については、スマートメータの計測値から発電量を把握することができない。太陽光発電設備の発電量は日射量に依存し、日射量は気象条件によって変わるため、全量買取スマートメータに対応していない太陽光発電設備の発電量を、地理的に近い位置に存在する全量買取スマートメータの計測値を用いて推定することが考えられる。しかしながら、近くに全量買取スマートメータが存在しない太陽光発電設備も存在する。このため、本実施の形態では、日射量を計測する計測装置53を、なるべく地理的に均等に配置し、計測装置53による計測値をスマートメータネットワークを構成する通信ネットワーク21経由で収集する。なお、スマートメータネットワークは、電力量を計測するスマートメータの計測値を収集するために用いられるネットワークであり、通信ネットワーク21およびメータデータ管理装置20を含む。そして、近くに全量買取スマートメータが存在しない太陽光発電設備については計測装置53による計測値を用いて発電量を推定する。これにより、日射計用に新たなネットワークを設ける必要がなく、コストの増加を防いで配電線の総発電量を求めることができる。
スマートメータには、スマートメータを識別するための番号であるSM番号が割り振られるが、本実施の形態では、計測装置53についても、スマートメータと同様にSM番号が割り振られるとする。ここでは、このように、スマートメータと計測装置53にSM番号を割り振ることにしたが、スマートメータと計測装置53とに対してそれぞれ別の番号体系の番号を割り振ってもよい。
図7は、スマートメータ31-1,31-2,32,33が送信する計測データの構成例を示す図である。スマートメータ31-1,31-2,32,33が送信する計測データは、図7に示すように、スマートメータを識別するための番号であるSM番号と、計測結果である使用電力量および発電量とを含む。使用電力量、発電量は、一般には積算値であり、30分ごとに値が更新される。すなわち、使用電力量は直近30分間に使用した電力量が順次加算されていく値であり、発電量は直近30分間に発電した発電量が順次加算されていく値である。
なお、負荷のみまたは太陽光発電設備のみに接続されるスマートメータについては、計測データに発電量または使用電力量を含める必要はないが、ここではフォーマットの統一のために、全てのスマートメータが図7の計測データを送信するとする。また、計測データのフォーマットは図7に限定されず、スマートメータの計測対象に応じてフォーマットを分けるようにしてもよい。また、計測データには、図7に示した情報以外の情報が含まれていてもよい。
図8は、計測装置53が送信する計測データの構成例を示す図である。計測装置53が送信する計測データは、図8に示すように、SM番号と、計測結果である日射量とを含む。計測装置53では、日射計52による計測値をそのまま、または平滑化処理を行って、図8に示す計測データとして、一定時間ごと、例えば1分ごとに通信ネットワーク21および通信ネットワーク2を介して配電系統管理装置1へ送信する。この一定時間は、1分に限定されずスマートメータのデータ取集周期より短ければよい。通信ネットワーク21は、通信ネットワーク21内の日射計用親局装置を介して通信ネットワーク2に接続する。
図9は、日射計用親局装置の構成例を示す図である。図9に示すように、日射計用親局装置60は、通信ユニット61、通信部62を備える。通信ユニット61は、スマートメータの親局装置における通信ユニットと同一のハードウェアであり、ハードウェア構成は、図6と同様である。通信ユニット61は、計測装置53から通信ネットワーク21を介して計測値を収集し、通信部62へ出力する。通信部62は、通信ネットワーク2を介して計測値を配電系統管理装置1へ送信する。
また、日射計用親局装置は、例えば、高圧センサー5-1,5-2をはじめとする高圧センサーと一体化されてもよい。高圧センサー5-1,5-2は、計測ユニットと通信ユニットを有する。また、高圧センサー5-1,5-2および遮断器6-1,6-2が、それぞれセンサー付き開閉器により実現される場合、センサー付き開閉器と日射計用親局装置が一体化されていてもよい。高圧センサー5-1,5-2をはじめとする高圧センサーおよびセンサー付き開閉器は、通信ネットワーク2と接続されているため、高圧センサー5-1,5-2をはじめとする高圧センサーおよびセンサー付き開閉器の付近には、通信ネットワーク2の回線が敷設されている。したがって、高圧センサー5-1,5-2をはじめとする高圧センサーまたはセンサー付き開閉器と一体化された場合、日射計用親局装置は、この回線を用いて通信ネットワーク2と接続することができ、日射計用親局装置のために新たに通信ネットワーク2を敷設する必要がない。一体化されていない場合でも、高圧センサー5-1,5-2をはじめとする高圧センサーまたはセンサー付き開閉器に近接して日射計用親局装置を設置すれば、日射計用親局装置のために通信ネットワーク2を敷設する必要がない。
センサー付き開閉器は、電路の投入および遮断を行う開閉器部と、電圧などを計測するセンサー部と、通信を行うとともに開閉器部およびセンサー部を制御する子局と、を備える。日射計用親局装置は、例えば、センサー付き開閉器の子局と一体化されて構成される。日射計用親局装置は、ハードウェアとしては、計測装置53における通信ユニット51と同様に、送受信機と処理回路を備える。
計測装置53は、例えば、配電線9-1,9-2に接続される柱上変圧器(図1では図示せず)ごとに設置される。柱上変圧器は、高圧の電力を低圧の電力に変換して、低圧配電線へ出力する変圧器である。図10は、計測装置53と日射計用親局装置の設置例を示す図である。図10では、日射計用親局装置がセンサー付き開閉器の子局に内蔵される例を示している。図11は、日射計用親局装置と一体化された子局212の構成例を示す図である。図10では、図11に示すように、子局212が日射計用親局装置と一体化されている例を示している。
図10に示した例では、計測装置53は、柱上変圧器71が設置される電柱81に設置される。計測装置53の日射計52は、日蔭になりにくい場所に設置されることが望ましい。従って、例えば、電柱81のなるべく上側に設置される。また、図10に示した例では、センサー付き開閉器は、開閉器部および計測部211と、子局212とで構成され、子局212は、日射計用親局装置と一体化されている。子局212は、図11に示すように、通信ユニット61、制御回路63および通信部64を備える。通信ユニット61は、図9に示した通信ユニット61と同様である。通信ユニット61は、計測装置53から受信した計測値を通信部64へ出力する。制御回路63は、開閉器部および計測部211を制御する。通信部64は、通信ネットワーク2を介して、開閉器部および計測部211の計測部による計測値と、計測装置53による計測値とを配電系統管理装置1へ送信する。
図10および図11の構成例は一例であり、センサー付き開閉器の子局とは独立して、日射計用親局装置を設けてもよい。センサー付き開閉器の子局と独立に日射計用親局装置を設置する場合、センサー付き開閉器が設置される電柱に設置すると、センサー付き開閉器用に敷設された通信ネットワーク2における回線を利用できるとともに、センサー付き開閉器用の電源を利用することができる。また、日射計用親局装置を柱上変圧器が設置される電柱に設置すると、通信ネットワーク2における回線を日射計用親局装置用に敷設する必要はあるものの、電源は柱上変圧器用に設けられているものを用いることができる。
計測装置53は、計測した日射量に対して平滑化処理を行い、平滑化処理後のデータを計測値として送信してもよい。計測装置53が実施する平滑化処理としては、一次遅れフィルタを用いた処理、例えば1分などの一定期間の測定値の移動平均または区間平均を用いる処理を用いることができる。平滑化処理は、計測装置53の通信ユニット51の処理回路512により実施される。計測装置53の通信ユニット51は、上述したように、スマートメータの通信ユニット51と共通のものを用いる。上記の平滑化処理を行う場合、処理回路512に平滑化処理を行う機能を追加するが、この機能の追加は簡易なソフトウェアまたは簡易な専用回路の追加で済む。または、処理回路512とは別に平滑化処理を行う別の回路を設けてもよい。
図12は、メータデータ管理装置20におけるスマートメータの計測値の処理手順の一例を示すフローチャートである。メータデータ管理装置20は、スマートメータおよび計測装置53から、30分ごとの計測値を受信する(ステップS1)。具体的には、通信部25が通信ネットワーク21を介してスマートメータおよび計測装置53の計測値を受信し、計測データをSM計測データとして記憶部24へ格納する。
メータデータ管理装置20は、24時間分、受信した計測データを蓄積する(ステップS2)。具体的には、24時間分、受信した計測データを記憶部24にSM計測データとして蓄積する。その後、メータデータ管理装置20のデータ管理部23は、24時間分蓄積したSM計測データから全量買取スマートメータの計測値を抽出する(ステップS3)。
メータデータ管理装置20は、記憶部24に、契約データとしてSM番号と該SM番号に対応する需要家の契約情報との対応を保持している。契約情報としては、太陽光発電量に関する契約種別を示す情報であるPV(PhotoVoltaics)契約種別を含む。PV契約種別は、全量買取契約であるか、または余剰買取契約であるか、または太陽光発電に関しては未契約すなわち太陽光発電設備を有していないか、を示す情報である。図13は、記憶部24に保持されている契約データの一例を示す図である。契約データは、SM番号と該SM番号に対応する需要家の顧客番号と該顧客番号に対応するPV契約種別とスマートメータの計測が上り方向であるか下り方向であるかを示す情報であるSM種別とを含む。ここでは、計測装置53に対してもスマートメータと同様に扱ってSM番号を割り振っているため、計測装置53も広義のSMとして扱う。このため、ここでは、データ管理部23は、契約データを用いて計測データから全量買取スマートメータの計測値を抽出する(ステップS3)。そして、データ管理部23は、一日分の全量買取スマートメータの計測値を、通信部25を介して配電系統管理装置1へ送信する(ステップS4)。
配電系統管理装置1では、通信部16が、メータデータ管理装置20から受信した全量買取スマートメータの計測値をSM計測データとして記憶部17に格納する。なお、ここでは、配電系統管理装置1は、メータデータ管理装置20から通信回線によりSM計測データを受信するようにしたが、配電系統管理装置1は、通信回線以外の媒体を介してSM計測データを取得するようにしてもよい。すなわち、通信部16は、SM計測データおよび日射量計測データを取得する取得部の一形態であり、取得部は、媒体を読み取る入力部などであってもよい。
図14は、配電系統管理装置1における負荷データ算出処理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では、発電量推定部11が、SM計測データとして格納されている24時間分の全量買取スマートメータの計測値および日射計の計測値を用いて太陽光発電設備ごとの発電量を推定する(ステップS11)。この際、配電系統管理装置1は、日射計すなわち計測装置53の過去の計測値については、補正データを参照して、信頼度の低い日射計の計測値は用いず、また、補正が必要な日射計の計測値については補正値に基づいて補正した値を用いる。
補正データの算出方法については後述するが、補正データは、例えば、日射計ごとに、信頼度が低いか否かを示す2値のフラグと、補正値と、を含む。補正データに、さらに補正が必要か否かを示す2値のフラグを含めてもよいが、ここでは補正値は、計測値に乗算する係数として算出することとし、補正が必要のない場合には補正値を1とすることにより、補正が必要か否かを示すフラグを省いてもよい。また、信頼度が低いか否かを示す2値のフラグと補正が必要か否かを示す2値のフラグをまとめて1つのフラグとしてもよい。この場合、フラグは、信頼度が低く使用できないことを示す値、補正が必要なことを示す値、および補正を要せずそのまま使用できることを示す値の3段階の状態を示すフラグとなる。
具体的には、ステップS11では、まず、発電量推定部11が、契約データを参照して、太陽光発電設備を全量買取スマートメータに接続する太陽光発電設備とそれ以外に分類する。発電量推定部11は、全量買取スマートメータに接続する太陽光発電設備については、全量買取スマートメータの計測値をそのまま該太陽光発電設備の発電量の推定値として用いる。一方、全量買取スマートメータに接続していない太陽光発電設備については、スマートメータの計測値からは直接発電量を求めることができない。全量買取スマートメータに接続していない太陽光発電設備の発電量を、他の太陽光発電設備に接続する全量買取スマートメータおよび計測装置53の計測値のうち少なくも一方を用いて推定する。
全量買取スマートメータに接続していない太陽光発電設備の発電量を、他の太陽光発電設備に接続する全量買取スマートメータから推定する場合、新たな設備を必要としないため、コストを抑えることができる。一方で、全量買取スマートメータに接続していない太陽光発電設備の数は限られているため、近くに全量買取スマートメータに接続していない太陽光発電設備が存在しない場合には、全量買取スマートメータに接続していない太陽光発電設備の発電量の推定における推定誤差が大きくなる。太陽光発電設備による発電量は日射量に依存し、地理的な位置が離れていると日射量が異なる可能性が高くなるからである。
このため、本実施の形態では、計測装置53の日射計52を地理的に分散して配置し、計測装置53の計測値を用いることができるようにすることで、全量買取スマートメータに接続していない太陽光発電設備の発電量の推定精度を向上させる。また、配電系統管理装置1が、計測装置53による計測値をスマートメータネットワークである通信ネットワーク21およびメータデータ管理装置20を介して収集することにより、日射計52の計測値を収集するための通信ネットワークの敷設を不要としている。これにより、コストを抑えて、発電量の推定精度を向上させることができる。計測装置53は、例えば1km四方あたり1つ配置されるように設置される。上述したように、計測装置53は、柱上変圧器ごとに設置されてもよい。全量買取スマートメータが近くにある場所には、計測装置53の日射計52を配置しなくてもよい。
本実施の形態の配電系統管理装置1には、記憶部17に太陽光発電設備データおよび日射計位置データが格納されている。図15は、太陽光発電設備データの構成例を示す図である。図15に示すように、本実施の形態の太陽光発電設備データは、太陽光発電設備が接続されるスマートメータのSM番号であるSM番号と、太陽光発電設備の設置位置である緯度,経度と、太陽光発電設備のソーラーパネル(PV(PhotoVoltaics)パネル)の容量であるPVパネル容量とを含む。
図16は、日射計位置データの構成例を示す図である。図16に示すように、計測装置53のSM番号であるSM番号と、計測装置53の日射計52の設置位置、すなわち計測装置53の設置位置である緯度,経度とを含む。なお、以下では、計測装置53の日射計52のそれぞれの位置を、計測装置53の位置と呼ぶ。また、全量買取スマートメータに接続していない太陽光発電設備および計測装置53を、計測点とも呼ぶ。
発電量推定部11は、例えば、全量買取スマートメータに接続していない太陽光発電設備の発電量を、該太陽光発電設備との距離が近い方から3つの全量買取スマートメータに接続する太陽光発電設備の発電量の計測値または日射計の計測値に基づいて推定する。図17は、本実施の形態の全量買取スマートメータに接続していない太陽光発電設備の発電量の推定方法の一例を示す図である。図17では、太陽光発電設備4-2の発電量を推定する例を示している。図17の例では、太陽光発電設備4-2の周囲に、全量買取スマートメータに接続する太陽光発電設備4-1と、計測装置53-1~53-4とが存在している。
発電量推定部11は、太陽光発電設備データを参照して、太陽光発電設備4-2に接続するスマートメータのSM番号に対応する緯度,経度すなわち太陽光発電設備4-2の緯度,経度とPVパネル容量とを抽出する。次に、発電量推定部11は、太陽光発電設備データおよび日射計位置データを参照して、太陽光発電設備4-2の緯度,経度と各全量買取スマートメータに接続している太陽光発電設備および各計測装置53の位置のそれぞれとの距離を算出する。なお、ここでいう距離とは、実際の距離でなくてよく、緯度経度の平面における緯度経度座標系における距離のままでよい。太陽光発電設備4-2と全量買取スマートメータに接続している太陽光発電設備および各計測装置53の位置との相対的な距離がわかればよいためである。
図17の例では、太陽光発電設備4-2と太陽光発電設備4-1との間の距離をR1、太陽光発電設備4-2と計測装置53-1との間の距離をR3、太陽光発電設備4-2と計測装置53-2との間の距離をR2、太陽光発電設備4-2と計測装置53-3との間の距離をR4、太陽光発電設備4-2と計測装置53-4との間の距離をR5としている。図17の例では、R1<R2<R3<R4<R5であったとする。この場合、発電量推定部11は、太陽光発電設備4-2との距離の近い方から3つ、すなわち、太陽光発電設備4-1,計測装置53-2、計測装置53-1を選択し、選択した3つに対応する計測値に基づいて、太陽光発電設備4-2の発電量を推定する。
具体的には、発電量推定部11は、SM計測データから太陽光発電設備4-1に対応するSM番号の発電量の計測値M4-1を抽出するとともに、太陽光発電設備データから太陽光発電設備4-1,太陽光発電設備4-2に対応するSM番号のPVパネル容量P4-1,P4-2を抽出する。また、発電量推定部11は、日射量計測データから計測装置53-2,計測装置53-1のSM番号に対応する計測値L53-2,L53-1をそれぞれ抽出する。発電量推定部11は、以下の式(1)に従って、太陽光発電設備4-2の発電量の推定値E4-2を算出する。αは、日射量を太陽光発電設備のパネル容量に対する発電量の割合(以下、発電効率ともいう)に変換するための係数であり、あらかじめ定められる値である。αを季節ごとに変更してもよい。なお、ここでは、日射計によらずαを固定としたが、αを日射計ごとに設定してもよい。なお、日射計の計測値は、単位面積当たりの日射量であるとする。
E4-2=(M4-1×P4-2/P4-1+α×P4-2×(L53-2+L53-1))/3
…(1)
E4-2=(M4-1×P4-2/P4-1+α×P4-2×(L53-2+L53-1))/3
…(1)
一般化すると、次のような処理を行うことになる。選択した3つの計測点に全量買取スマートメータに接続していない太陽光発電設備が含まれる場合、発電量推定部11は、該太陽光発電設備の発電量の計測値から発電効率を求める。そして、求めた発電効率に推定対象の太陽光発電設備のPVパネル容量を乗算することにより個別推定値を求める。また、発電量推定部11は、選択した3つの計測点に計測装置53が含まれる場合、日射量を発電効率に変換するための係数と推定対象の太陽光発電設備のPVパネル容量と計測装置53による計測値とを乗算することにより個別推定値を求める。そして、発電量推定部11は、3つの計測点の個別推定値の平均値を、発電量の推定値として求める。発電量推定部11は、全量買取スマートメータに接続していない太陽光発電設備の全てに対して、上記のように、発電量の推定値を算出する。
なお、ここでは、距離の近い方から3つの計測点の計測値に基づいて、全量買取スマートメータに接続していない太陽光発電設備の発電量を推定するようにしたが、推定に用いる計測点の数は、3に限定されない。ただし、設置環境による個体差の影響を少なくするために、複数の計測点の計測値を用いることが望ましい。
図14の説明に戻り、ステップS11の後、総発電量算出部12は、過去の総発電量を算出する(ステップS12)。具体的には、総発電量算出部12は、ステップS11で推定した太陽光発電設備ごとの発電量の、配電線に接続する全ての太陽光発電設備についての総和を求める。なお、以下では、配電線9-1に接続される負荷の総負荷量を求める例を説明する。配電線9-2についても同様に総負荷量を求めることができる。また、ここでは、総発電量として、太陽光発電設備による発電量を求めたが、上述したように、太陽光発電設備以外の発電設備による発電量を加算して総発電量を求めてもよい。
次に、総負荷算出部13は、過去の総負荷量を算出する(ステップS13)。具体的には、総負荷算出部13は、まず、総発電量算出部12により算出された総発電量PGに対応する時間帯の高圧センサー5-1よる潮流の計測値PFを記憶部17のセンサー計測データから抽出する。総負荷算出部13は、総発電量PGと抽出したPFに基づいて、以下の式(2)により総負荷量PLを求める。総負荷算出部13は、24時間を30分単位で分割して、30分単位ごとの24時間分の総負荷量を算出する。
PL=PF-PG …(2)
PL=PF-PG …(2)
総負荷算出部13は、算出された30分ごとの総負荷量を24時間分、負荷データとして記憶部17へ保存する(ステップS14)。図18は、24時間分の総負荷量の概念を示す図である。図18の上段は、30分ごとの総PV発電量を示し、中段は30分ごとの高圧センサーの潮流の計測値を示し、下段は30分ごとの総負荷量を示す。総負荷算出部13は、下段に示す24時間分の30分ごとの総負荷量を負荷データとして記憶部17へ格納する。
配電系統管理装置1は、24時間分の全量買取スマートメータおよび計測装置53の計測値を受け取るたびに以上の処理を実施する。これにより、記憶部17には、過去の総負荷量が負荷データとして蓄積されていく。
次に、補正量算出部18の処理について説明する。補正量算出部18は、記憶部17に格納されている日射量計測データのうち、同一条件の一定範囲内の日射計の計測値を用いて、補正係数を算出する。同一条件とは、実際の日射量が同一であることを示し、例えば、季節および時刻が同一で快晴の日の計測値を示す。または、気象庁などが発表している日射量など他の計測手段により日射量がわかっている場合、他の計測手段で同一の日射量となったときの日射量を抽出する方法でもよい。なお、例えば、快晴か否かについては、配電系統管理装置1が、位置ごとの気象データを入手して、日射計計測データの各データに快晴時のデータであるか否かのフラグを付加しておいてもよいし、ユーザーが過去の気象情報に基づいて同一条件であるエリアと日時を指定するようにしてもよい。補正量算出部18は、日射量計測データから、同一条件の地理的位置すなわち計測点が一定範囲内にある複数の日射計の計測値を抽出する。
図19は、補正量算出部18が抽出した計測値の一例を示す図である。図19の横軸は、計測点を示し、縦軸は計測値を示す。図19に示すように、一定範囲内の複数の計測点における計測値には、ばらつきがあったとする。補正量算出部18は、複数の計測点の計測値の平均値を算出する。図19に示すBは、これら複数の計測点の計測値の平均値を示す。例えば、平均値を中心として上下一定の割合の範囲を正常範囲とあらかじめ定めておき、補正量算出部18は、正常範囲から逸脱している計測値に対応する日射計を、信頼度が低いと判定し、正常範囲内の計測値に対応する日射計を、信頼度が低くないと判定する。図19に示すCは正常範囲の例を示している。図19の例では、最も右側の計測点の計測値が正常範囲を逸脱し、他の計測値は正常範囲内である。したがって、図19に示した例の場合、補正量算出部18は、図19に示した複数の計測点のうち、最も右側の計測値に対応する日射計の信頼度が低いと判定し、その他の計測値に対応する日射計の信頼度は低くないと判定する。
また、補正量算出部18は、上述した複数の計測点の計測値について、平均値との差異を平均値で割った値が、第1の割合以下か否かを判断し、第1の割合以下である場合、補正が必要ないと判定する、すなわち、補正値を1とする。補正量算出部18は、計測値と平均値との差異を平均値で割った値の絶対値が第1の割合より大きく第2の割合以下である計測値の場合、差異が正であれば(計測値の方が平均値より大きい場合)補正係数を第1の値とし、差異が負であれば(計測値の方が平均値より小さい場合)補正係数を第2の値とする。さらに、補正量算出部18は、計測値と平均値との差異が第2の割合より大きく第3の割合以下である計測値の場合、差異が正であれば補正係数を第3の値とし、差異が負であれば補正係数を第4の値とする。
このように、第1の割合から第n(nは2以上の整数)の割合までを予め定めておき、i=1,…,nについて、第(i-1)の割合より大きく第iの割合以下である場合の補正係数をあらかじめ定めておく。なお、第1の割合<第2の割合<…<第nの割合である。第nの割合は、上述した正常範囲に対応する割合以下である。例えば、n=2とし、第1の割合を10%とし、第2の割合を20%とし、上記の第1の値を1.1とし、第2の値を0.9とし、上記の第3の値を1.2とし、第4の値を0.8とする。なお、上述した補正係数の決定方法は、一例であり補正係数の決定方法は上述した例に限定されない。
また、日射計52のなかの劣化の少ない高精度の日射計が存在する場合、高精度の日射計の計測値を基準として較正を行ってもよい。具体的には、例えば、快晴の日の高精度の日射計の計測値をLrefとする。この高精度の日射計の周囲、例えば5km四方程度の範囲内に存在するi番目の日射計の計測値をLsiとする。このとき、i番目の日射計の日射量を発電効率に変換するための係数をLref/Lsi倍することにより、発電量推定部11は、i番目の日射計の日射量を較正する。
さらに、日射計ごとの経年劣化についても補正するようにしてもよい。例えば、日射量計測データから同一日射計の過去から最新までの計測値の抽出し、これらの計測値の変化から経年劣化を補正する。経年劣化を補正する場合には、設置された初期の計測値を正として、同一条件の計測値に変化があった場合、この変化の分を補正する。例えば、同一条件の初期の計測値と最新の計測値との差の分を最新の計測値に加算するようにしてもよい。経年劣化を補正する場合には、上述した一定範囲内の複数の計測値に基づく補正係数を求める前に、経年劣化の補正のための補正値を求めておき、日射計ごとに補正値を記憶部17に格納しておく。補正量算出部18は、経年劣化の補正を行った後の計測値に対して、上述した一定範囲内の複数の計測値に基づく補正係数を算出する。補正データを用いた補正の際には、経年劣化の補正を行った後に、補正係数を用いた補正を実施する。
図20は、補正量算出部18により算出される補正データの一例を示す図である。上述したように、補正量算出部18は、日射計ごとに、信頼度が低いか否かを判定し、判定結果を信頼度フラグとして生成し、また、日射計ごとに補正係数を算出する。そして、補正量算出部18は、日射計ごとの信頼度フラグおよび補正係数を補正データとして記憶部17に格納する。図20に示す例では、補正データは、日射計を識別する情報と、信頼度フラグと、補正係数とを含む。図20に示す例では、信頼度フラグは、0である場合に信頼が低いことを示し、1である場合に信頼度が低くないことを示す。図20は一例であり、補正データの構成および信頼度フラグの値は図20の例に限定されない。
次に、本実施の形態の当日の負荷/発電量の推定、および電圧制御について説明する。図21は、本実施の形態の電圧制御手順の一例を示すフローチャートである。負荷/発電量算出部14は、最新の計測値、すなわち最新のセンサー計測データと、最新の日射計の計測値とを取得する(ステップS21)。負荷/発電量算出部14は、補正データを用いて日射計の計測値を補正する(ステップS22)。具体的には、負荷/発電量算出部14は、信頼度の低い日射計の計測値は処理に用いず、信頼度の低くない日射計の計測値に補正係数を乗算する。
次に、負荷/発電量算出部14は、負荷データと、最新のセンサー計測データとに基づいて、現在の負荷/発電量を算出する(ステップS23)。具体的には、まず、負荷/発電量算出部14は、負荷データから、現在と同一時間帯の総負荷量のうち直近の一定期間の総負荷量を抽出し、抽出した総負荷量の平均値を求め、求めた平均値を当日の総負荷量とする。図22は、当日の総負荷量の算出方法の概念を示す図である。図22の左側は、各時間帯の1か月分の総負荷量と平均値を示す。図22の右側は、算出した現在の総負荷量を示す。
または、負荷/発電量算出部14は、次のように、過去1年分の総負荷量に基づいて、気温ごと時間帯ごとの平均値を求めておき、現在の気温および時間帯に対応する平均値を現在の総負荷量としてもよい。気温は、例えば、…、0℃-5℃、5℃-10℃、…といったように5度刻みで範囲を定めておく。そして、各気温の範囲と時間帯ごとに過去1年分の総負荷量の平均値を求めておく。
または、負荷/発電量算出部14は、曜日区分として平日と休日とを定義して、曜日区分ごとの平均値を用いてもよい。平日は、祝日を除く月曜日から金曜日とし、休日は土曜日、日曜日および祝日とする。負荷/発電量算出部14は、曜日区分ごとに、時間帯ごとの総負荷量の平均値を算出する。そして、負荷/発電量算出部14は、現在の曜日区分に対応する平均値を現在の総負荷量とする。
または、各時間帯の1か月分の総負荷量の平均値を曜日区分ごとに求めておき、負荷/発電量算出部14は、現在の曜日区分および時間帯に対応する平均値を、現在の総負荷量としてもよい。または、各気温の範囲と時間帯ごとの平均値を曜日区分ごとに求めておき、現在の曜日区分、気温および時間帯に対応する平均値を、現在の総負荷量としてもよい。
そして、負荷/発電量算出部14は、ステップS23で求めた現在の総負荷量と、補正後の最新の日射計の計測値と、高圧センサー5-1,5-2をはじめとした高圧センサーにより計測された潮流のうちの有効電力に基づいて現在の発電量分布を求める。配電線の送りだし点にだけ高圧センサーが配置されている場合には、高圧センサーで計測された有効電力から総負荷量を減算して総発電量を求める。そして、日射計の計測結果を用いて、配電系統に接続される各太陽光設備の発電量を推定する。すなわち、負荷/発電量算出部14は、日射計により計測された日射量に基づいて、高圧系統の配電線に接続される複数の太陽光発電設備のそれぞれの発電量を算出する発電量算出部としての機能を有する。各太陽光設備の発電量は、上記の式(1)と同様に、係数αと日射計の計測値とパネル容量とを乗算することにより算出する。各太陽光設備の発電量を算出する際には、太陽光発電設備からの距離が一定の範囲内にある日射計が複数存在する場合には、複数の日射計の計測値の平均値を用いて算出することが望ましい。
なお、一定距離以内に日射計が設置されていない太陽光設備については、最も地理的位置の近い日射計の計測値に基づいて発電量を推定してもよいし、過去のデータに基づいて算出された発電量の平均値を用いてもよい。日射計の計測結果を用いた各太陽光発電設備の発電量の合計と高圧センサーから求めた総発電量とが一致しない場合には、負荷/発電量算出部14は、総負荷量をその分変更してもよいし、高圧センサーから求めた総発電量に各太陽光発電設備の発電量の合計とが一致するように、各太陽光発電設備の発電量に一定値を乗算してもよい。
次に、電圧制御部15は、負荷/発電量算出部14による負荷/発電量の算出値に基づいて最適電圧分布を決定する(ステップS24)。この際、発電量の分布についてステップS23で算出した分布を用い、負荷の分布については一様に分布しているとして最適電圧分布を決定する。最適電圧分布の求め方はどのような求め方を用いてもよいが、例えば、潮流計算を行って、配電線9-1の各点が適正電圧範囲に収まるような各点の電圧の最適解を算出する。最適解とは、予め定めた評価関数を最小にする解である。評価関数には、配電線9-1内の各点における適正電圧範囲と電圧との差などを含めることができる。この際、実際の電圧と仮定した電圧との間にある程度差異があっても適正電圧範囲から逸脱しないように、適正電圧範囲と電圧との差はあらかじめ定めた余裕量以上となるという制約を設けておく。
電圧制御部15は、最適電圧分布に基づいて、電圧制御量を決定する(ステップS25)。電圧制御部15は、電圧制御量として、最適電圧分布として算出された電圧を維持するための制御量である最適制御量を制御するようにしてもよいし、最適制御量に基づいて定めた電圧制御範囲を示す上下限値を示す情報を電圧制御量として決定してもよい。最適制御量とは、最適電圧分布が実現されるように各電圧制御機器に指令される制御量である。電圧制御部15は、決定した電圧制御量を通信部16を介して、電圧制御装置80へ送信する。なお、電圧制御装置80以外に配電系統管理装置1により制御される電圧制御装置がある場合には、電圧制御部15は、該電圧制御装置の制御量も決定して、決定した電圧制御量を通信部16を介して、該電圧制御装置へ送信する。電圧制御部15は、上記の動作を一定期間、例えば10分ごとに実施する。
また、一定期間ごとの図21に示した処理の実施とは別に、日射計の計測値の変化量例えば日射計ごとの前回の計測値との差分を監視しておき、差分が一定量以上であった場合に、図21に示した処理を実施するようにしてもよい。これにより、天候の急変により適正電圧範囲からの逸脱が生じる場合には、電圧制御量を指令することができ、適正電圧範囲からの逸脱を抑制することができる。
なお、以上の説明では、負荷/発電量算出部14が当日の負荷量および発電量を求めるようにしたが、現在の負荷量を推定する負荷算出部と現在の発電量を求める発電量算出部とに分けて構成してもよい。また、ここでは、当日の負荷量および発電量を求める例を説明したが、電力計画を策定するために用いる場合などには、負荷/発電量算出部14が翌日以降の負荷量および発電量を算出してもよい。
なお、以上の例では、配電系統管理装置1は、計測装置53の計測値を通信ネットワーク21および通信ネットワーク2を介して取得するようにしたが、計測装置53の計測値を通信ネットワーク21およびメータデータ管理装置20経由で取得するようにしてもよい。また、計測装置53の計測値を収集するために、通信ネットワーク21および通信ネットワーク2とは別の通信ネットワークを設けて、この通信ネットワークにより、配電系統管理装置1が計測装置53の計測値を収集するようにしてもよい。この通信ネットワークはマルチホップネットワークであってもよい。いずれにしても、計測装置53が1分程度の周期で計測値を送信し、配電系統管理装置1が、計測装置53の計測値を取得できるように構成すればよく、これにより、配電系統管理装置1が、計測装置53の計測値をほぼリアルタイムで取得できる。また、ほぼリアルタイムのデータを利用することにより、太陽光発電設備による発電量を正確に把握できるため、電圧制御において、適正電圧範囲を維持するために確保すべき余裕量を小さくすることができる。
以上のように、本実施の形態の配電系統システムは、日射計52を備える計測装置53を備え、計測装置53による計測値を通信ネットワーク21を介して送信するようにした。このため、コストを抑えて計測装置53の計測値を収集することができる。また、計測装置53の計測値を用いて太陽光発電設備の発電量を推定することにより、配電系統内の発電量を精度良く推定することができる。
以上の実施の形態に示した構成は、本発明の内容の一例を示すものであり、別の公知の技術と組み合わせることも可能であるし、本発明の要旨を逸脱しない範囲で、構成の一部を省略、変更することも可能である。
1 配電系統管理装置、2,21 通信ネットワーク、3-1~3-3 負荷、4-1,4-2 太陽光発電設備、5-1,5-2 高圧センサー、6-1,6-2 遮断器、7 電圧制御機器、8 母線、9-1,9-2 配電線、11 発電量推定部、12 総発電量算出部、13 総負荷算出部、14 負荷/発電量算出部、15 電圧制御部、16,25,105 通信部、17,24,103 記憶部、18 補正量算出部、20 メータデータ管理装置、22 SM管理部、23 データ管理部、30-1~30-3 需要家、31-1,31-2,32,33 スマートメータ、34 電力量計、51 通信ユニット、52 日射計、53-1~53-4 計測装置、60 日射計用親局装置、71 柱上変圧器、80 電圧制御装置、101 制御部、102 入力部、104 表示部、106 出力部、107 システムバス、211 開閉器および計測部、212 子局。
Claims (11)
- 日射計により計測された計測値である日射量を、電力量を計測するスマートメータの計測値が収集される周期であるデータ収集周期より短い周期で取得する取得部と、
前記日射量に基づいて、高圧系統の配電線に接続された複数の太陽光発電設備のそれぞれの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。 - 前記取得部は、前記日射量を、前記スマートメータの計測値を収集するために用いられるネットワークであるスマートメータネットワークを介して取得することを特徴とする請求項1に記載の発電量推定装置。
- 前記取得部は、前記日射量を、高圧系統の配電線の電圧および潮流を計測する高圧センサーからデータを収集するための通信ネットワークを介して取得することを特徴とする請求項1に記載の発電量推定装置。
- 前記取得部は、前記日射量を、前記日射計から前記日射量を収集して前記日射量を前記通信ネットワークを介して前記発電量推定装置へ送信する日射計用親局装置を介して取得することを特徴とする請求項3に記載の発電量推定装置。
- 前記日射計用親局装置は、前記高圧センサーが設置される電柱に設置されることを特徴とする請求項4に記載の発電量推定装置。
- 前記日射計の計測値を、該日射計との距離が一定値以下の範囲に設置された日射計の計測値に基づいて補正することを特徴とする請求項1から5のいずれか1つに記載の発電量推定装置。
- 前記日射計は、電柱に設置され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。
- 前記日射計は、柱上変圧器が設置される電柱に設置されることを特徴とする請求項7に記載の発電量推定装置。
- 前記発電量に基づいて、前記配電線に接続される電圧制御機器の制御量を決定する電圧制御部、
を備え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。 - 高圧系統の配電線と、
前記配電線に接続される複数の太陽光発電設備と、
日射量を計測する日射計と、
発電量推定装置と、を備え、
前記発電量推定装置は、
前記日射計により計測された計測値である日射量を、電力量を計測するスマートメータの計測値が収集される周期であるデータ収集周期より短い周期で取得する取得部と、
前記日射量に基づいて、高圧系統の配電線に接続される複数の太陽光発電設備のそれぞれの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配電系統システム。 - 発電量推定装置が、日射計により計測された計測値である日射量を、電力量を計測するスマートメータの計測値が収集される周期であるデータ収集周期より短い周期で取得する第1のステップと、
発電量推定装置が、前記日射量に基づいて、高圧系統の配電線に接続される複数の太陽光発電設備のそれぞれの発電量を推定する第2のステップと、
を備えることを特徴とする発電量推定方法。
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Legal Events
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---|---|---|---|
ENP | Entry into the national phase |
Ref document number: 2016556041 Country of ref document: JP Kind code of ref document: A |
|
NENP | Non-entry into the national phase |
Ref country code: DE |
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121 | Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application |
Ref document number: 16903092 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |
|
122 | Ep: pct application non-entry in european phase |
Ref document number: 16903092 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |