JP2020127292A - Load characteristic estimation device and method of power system, and photovoltaic power generation amount estimation device and method - Google Patents
Load characteristic estimation device and method of power system, and photovoltaic power generation amount estimation device and method Download PDFInfo
- Publication number
- JP2020127292A JP2020127292A JP2019018591A JP2019018591A JP2020127292A JP 2020127292 A JP2020127292 A JP 2020127292A JP 2019018591 A JP2019018591 A JP 2019018591A JP 2019018591 A JP2019018591 A JP 2019018591A JP 2020127292 A JP2020127292 A JP 2020127292A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- power
- load characteristic
- power system
- power generation
- straight line
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
Images
Landscapes
- Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
Abstract
Description
本発明は、太陽光発電設備を設置する電力系統における負荷特性推定装置並びに方法、太陽光発電量推定装置並びに方法に関する。 The present invention relates to a load characteristic estimation device and method in a power system in which a photovoltaic power generation facility is installed, and a photovoltaic power generation amount estimation device and method.
近年の電力系統においては太陽光発電設備の導入が進んでいることから、電力系統を制御し、あるいは保護する管理運用のためには、太陽光発電量を把握し、太陽光発電設備による電力系統の特性と既存の負荷による電力系統の特性を区分して把握しておく必要がある。 Since the introduction of photovoltaic power generation equipment in the electric power system is progressing in recent years, in order to control and protect the electric power system, the amount of photovoltaic power generation is grasped and the electric power system by the photovoltaic power generation equipment is grasped. It is necessary to distinguish and understand the characteristics of and the characteristics of the power system due to the existing load.
この場合に電力系統において計測される潮流データは、需要家負荷と太陽光発電の発電量が重畳された値として得られることから、潮流データからこれらを分離して把握する必要がある。このための技術として特許文献１、特許文献２に記載の技術が知られている。
In this case, the power flow data measured in the power system is obtained as a value in which the consumer load and the amount of power generated by photovoltaic power generation are superimposed, so it is necessary to separate and grasp these from the power flow data. Techniques described in
このうち特許文献１においては、「配電線に連系された太陽光発電システムにおいて、配電線の既知のロードカーブと、変電所において計測された変電所電圧、変電所電流情報から計測される瞬時の有効電力及び、瞬時の無効電力から、瞬時の負荷有効電力を推定する手段を備え、前記負荷有効電力から前記有効電力を減算した値を太陽光発電システムの発電量と推測する。」としている。
Among them, in
また特許文献２においては、「配電系統内に設置された日射量計によって計測された日射量計測値Ｒと配電線の有効電力潮流Ｐｎｅｔを要素とする観測信号を、要素として太陽光発電システムの総設備容量ｋを含む混合行列と、配電系統内の負荷需要電力Ｐｌｏａｄおよび日射量計測値Ｒを要素とする信号源との線形結合により表現した推定モデルを生成する推定モデル生成部１０１と、前記生成された推定モデルの観測信号から、独立成分分析の手法によって負荷需要電力Ｐｌｏａｄおよび総設備容量ｋを分離・推定する推定部１０２と、推定時の各種データを記憶する記憶部１０３とを備える。」としている。
Moreover, in patent document 2, "a solar radiation power generation system is made into an element with the observation signal which has the solar radiation amount measurement value R measured by the solar radiation meter installed in the power distribution system, and the active power flow Pnet of a distribution line as an element. An estimation model generation unit 101 that generates an estimation model expressed by a linear combination of a mixing matrix including the total installed capacity k and a signal source whose elements are the load demand power Pload and the solar radiation measurement value R in the distribution system; An estimation unit 102 that separates and estimates the load demand power Pload and the total installed capacity k from the generated observation signal of the estimation model by the method of independent component analysis, and a
しかしながら、特許文献１の方式では、太陽光発電が停止した状態での、有効電力Ｐと無効電力Ｑによる特性（以降、負荷特性という）を求めることになるため、雨天等の天候条件が合致する日を選択する必要があった。もしくは、変電所の送り出し点等の計測点配下の全太陽光発電設備を停止させた状態で、負荷特性を計測する必要があった。
However, in the method of
また特許文献２の方式では、計測した潮流データから太陽光発電量相当を差し引いて、負荷量を推定するために、日射量計による計測値を入力する必要があった。 Further, in the method of Patent Document 2, it is necessary to input the measured value by the pyranometer in order to estimate the load amount by subtracting the photovoltaic power generation amount equivalent from the measured tidal current data.
このため、特許文献１、特許文献２の方式は、長期間の潮流計測データが必要、あるいは日射量などの付加的な情報が必要という課題を有している。
Therefore, the methods of
このことから本発明においては、長期間の潮流計測データや日射量などの付加的な情報を必要とせずに、短期間の潮流計測データのみを用いて、電力系統における太陽光発電量をもとめ、あるいは負荷特性を推定することができる電力系統の負荷特性推定装置並びに方法、太陽光発電量推定装置並びに方法を提供することを目的とする。 From this, in the present invention, without requiring additional information such as long-term tidal current measurement data and solar radiation, using only short-term tidal current measurement data, to determine the amount of photovoltaic power generation in the power system, Alternatively, it is an object of the present invention to provide a load characteristic estimation device and method for a power system and a photovoltaic power generation amount estimation device and method capable of estimating the load characteristic.
以上のことから本発明においては「太陽光発電設備を備える電力系統における負荷特性を推定するための電力系統の負荷特性推定装置であって、電力系統から入手した有効電力と無効電力を含む潮流計測値を記憶する計測値格納部と、有効電力と無効電力により表現される有効電力-無効電力平面上の原点を通る直線に対して、計測した有効電力と無効電力で定まる点から垂線を下ろして垂線の足を求める垂線の足算出部と、複数の有効電力と無効電力の組について求めた垂線の足について直線上の位置を階級とするヒストグラムを求めるヒストグラム作成部と、有効電力-無効電力平面上の原点を通る直線の角度を可変して求めた複数のヒストグラムのうち、最大の度数を含むヒストグラムを作成した際の直線の傾きを用いて負荷特性を定める負荷特性等算出手段を備えることを特徴とする電力系統の負荷特性推定装置。」としたものである。 From the above, in the present invention, "a load characteristic estimation device for a power system for estimating a load characteristic in a power system including a photovoltaic power generation facility, which is a flow measurement including active power and reactive power obtained from the power system. A measured value storage unit that stores values and an active power expressed by active power and reactive power-A straight line that passes through the origin on the reactive power plane is drawn from the point determined by the measured active power and reactive power. A vertical bar calculation unit that calculates the vertical bar, a histogram creation unit that calculates a histogram with the position on the straight line as the class for the vertical bar that was calculated for multiple active and reactive power pairs, and the active-reactive power plane Of the plurality of histograms obtained by varying the angle of the straight line passing through the origin, the load characteristic etc. calculating means for determining the load characteristic using the slope of the straight line when the histogram containing the maximum frequency is created is provided. The load characteristic estimation device of the electric power system which is a feature."
また本発明においては「電力系統の負荷特性推定装置を用いる電力系統の太陽光発電量推定装置であって、負荷特性推定装置で求めた負荷特性および太陽光発電設備における特性である力率を用いて太陽光発電量を推定する太陽光発電出力推定部を備えることを特徴とする電力系統の太陽光発電量推定装置。」としたものである。 Further, in the present invention, "a photovoltaic power generation amount estimation device for a power system using a load characteristic estimation device for a power system, in which a load characteristic obtained by the load characteristic estimation device and a power factor which is a characteristic in a photovoltaic power generation facility are used A solar power generation amount estimation device for a power system, comprising a solar power generation output estimation unit that estimates the solar power generation amount."
また本発明においては「太陽光発電設備を備える電力系統における負荷特性を推定するための電力系統の負荷特性推定方法であって、電力系統から入手した有効電力と無効電力を含む潮流計測値を記憶し、有効電力と無効電力により表現される有効電力-無効電力平面上の原点を通る直線に対して、計測した有効電力と無効電力で定まる点から垂線を下ろして垂線の足を求め、複数の有効電力と無効電力の組について求めた垂線の足について直線上の位置を階級とするヒストグラムを求め、有効電力-無効電力平面上の原点を通る直線の角度を可変して求めた複数の前記ヒストグラムのうち、最大の度数を含むヒストグラムを作成した際の直線の傾きを用いて負荷特性を定めることを特徴とする電力系統の負荷特性推定方法。」としたものである。 Further, in the present invention, “a load characteristic estimation method for a power system for estimating a load characteristic in a power system including a photovoltaic power generation facility, in which a power flow measurement value including active power and reactive power obtained from the power system is stored. Then, the active power expressed by active power and reactive power-A straight line that passes through the origin on the reactive power plane is struck by dropping the perpendicular from the point determined by the measured active power and reactive power. A histogram with the position on the straight line as the class is calculated for the foot of the vertical line obtained for the set of active power and reactive power, and the plurality of histograms obtained by varying the angle of the straight line passing through the origin on the active power-reactive power plane Among these, the load characteristic estimation method of the electric power system characterized in that the load characteristic is determined by using the slope of the straight line when the histogram including the maximum frequency is created.”
また本発明においては「電力系統の負荷特性推定方法を用いる電力系統の太陽光発電量推定方法であって、負荷特性推定方法で求めた負荷特性および太陽光発電設備における特性である力率を用いて太陽光発電量を推定することを特徴とする電力系統の太陽光発電量推定方法。」としたものである。 Further, in the present invention, "a method of estimating a photovoltaic power generation amount of a power system using a load characteristic estimation method of a power system, in which a load characteristic obtained by the load characteristic estimating method and a power factor which is a characteristic of a photovoltaic power generation facility are used Solar power generation amount estimation method of the electric power system, which is characterized by estimating the solar power generation amount.
本発明によれば、実用的で正確に電力系統における太陽光発電量をもとめ、あるいは負荷特性を推定することができる。例えば、天候情報や外部からの日射量情報の入力無しに、或いは、全ての太陽光発電設備の停止なしに、太陽光発電出力推定のために使用する諸定数を求めることができる。また、諸定数を求めるための学習期間の天候が全て晴天の場合にも、適用できるようになる。加えて、潮流計測値取得の時間間隔が３０分や１時間など長い場合、潮流計測値のサンプル数が少なくなるが、少ないサンプル数に対しても適用できる。更に、系統切替時など、切替後の系統構成によっては、対応する過去データの蓄積が無い場合にも、より短い期間で負荷特性を推定できるようになる。 According to the present invention, it is possible to practically and accurately determine the amount of solar power generation in the power system or to estimate the load characteristics. For example, it is possible to obtain various constants used for estimating the photovoltaic power generation output without inputting weather information or solar radiation amount information from the outside or without stopping all the photovoltaic power generation facilities. It can also be applied when the weather during the learning period for obtaining the constants is all fine. In addition, when the time interval for acquiring the tidal current measurement value is long such as 30 minutes or 1 hour, the number of samples of the tidal current measurement value is small, but it can be applied to a small number of samples. Furthermore, depending on the system configuration after switching, such as when switching the system, the load characteristics can be estimated in a shorter period even when the corresponding past data is not accumulated.
以下図を用いて、本発明の実施例について説明する。 Embodiments of the present invention will be described below with reference to the drawings.
なお本発明においては電力系統の負荷特性推定装置を構成し、さらにこれを発展させて太陽光発電量推定装置を構成するものである。そのため、実施例１では全体的な考え方と負荷特性推定装置について説明を行い、その後実施例２において太陽光発電量推定装置について説明するものとする。 In the present invention, a load characteristic estimation device for the electric power system is configured and further developed to configure a photovoltaic power generation amount estimation device. Therefore, in the first embodiment, the overall concept and the load characteristic estimation device will be described, and then the solar power generation amount estimation device will be described in the second embodiment.
さらに実施例３では、負荷特性推定装置や太陽光発電量推定装置を計算機により実現する場合の処理方法について説明する。 Further, in the third embodiment, a processing method in the case of realizing the load characteristic estimation device and the photovoltaic power generation amount estimation device by a computer will be described.
図１は、本発明の実施例において前提とした典型的な電力系統の構成例を示す図である。 FIG. 1 is a diagram showing a configuration example of a typical power system premised on the embodiment of the present invention.
一般的な電力系統においては、発電所Ｇにて発電された電力は送電線Ｌ１を経由し、いくつかの電圧階級の変電所ＳＳを経て、配電系統Ｌ２に接続された負荷Ｌｄ１、Ｌｄ２に送電される。このうち、送電線Ｌ１や変電所ＳＳの送り出し点などの計測点１０３で、有効電力Ｐや無効電力Ｑなどの潮流を計測している。なお負荷Ｌｄ１は大口需要家、負荷Ｌｄ２は小口需要家を表している。また配電系統Ｌ２には電源である太陽光発電設備ＰＶが設置されている。
In a general electric power system, the electric power generated at the power station G is transmitted to the loads Ld1 and Ld2 connected to the power distribution system L2 via the transmission line L1 and the substation SS of several voltage classes. To be done. Among these, the tidal currents such as the active power P and the reactive power Q are measured at the
図１のような電力系統において系統事故が発生した場合、太陽光発電設備ＰＶは自動的に解列されるため、電力系統には需要家の負荷Ｌｄ１、Ｌｄ２のみが連系された状態となる。よって、太陽光発電量により相殺されていない負荷の量（以降実負荷と記載）を把握していないと、電力系統の再閉路時に過負荷となる可能性がある。 When a system fault occurs in the power system as shown in FIG. 1, the photovoltaic power generation facility PV is automatically disconnected, so that only the loads Ld1 and Ld2 of the customers are connected to the power system. .. Therefore, if the amount of load that is not offset by the amount of solar power generation (hereinafter referred to as actual load) is not known, overload may occur when the power system is closed again.
昨今、太陽光発電導入量の増加により、電気所で計測した潮流計測値に重畳される太陽光発電量が増えており、実負荷を把握しにくい状況となっている。実負荷を把握するには、電気所で計測した潮流値から太陽光発電量を差引く必要がある。従って、太陽光発電量を正確に推定できれば、実負荷を正確に把握できることになる。 With the recent increase in the amount of photovoltaic power generation introduced, the amount of photovoltaic power generation that is superimposed on the tidal current measurement value measured at an electric station is increasing, making it difficult to grasp the actual load. In order to grasp the actual load, it is necessary to subtract the amount of photovoltaic power generation from the power flow value measured at the electric power station. Therefore, if the solar power generation amount can be accurately estimated, the actual load can be accurately grasped.
太陽光発電量の推定は、電気所で計測した潮流計測値を利用する方法が現実的手法である。これは、電力系統に連系された多数の太陽光発電設備における太陽光発電量の実測値を、通信等を用いて遅れ時間なく取得することは、コスト等の面で困難であることによる。 A practical method for estimating the amount of photovoltaic power generation is to use the tidal current measurement value measured at an electric station. This is because it is difficult in terms of cost and the like to acquire measured values of the amount of solar power generation in a large number of solar power generation facilities connected to the power system without delay using communication or the like.
次に図２を用いて今回使用を前提としている太陽光発電量推定手法の基礎的事項を説明する。 Next, the basic items of the method for estimating the amount of photovoltaic power generation, which is assumed to be used this time, will be described using FIG.
図２は、横軸に潮流の有効電力Ｐ、縦軸に同じく無効電力Ｑをとった平面（以降Ｐ−Ｑ平面という）について、特に有効電力Ｐが正、進み無効電力Ｑが負となる第４象限を主体に示している。電力系統で計測した潮流は、多くの場合にこの第４象限内の値として表すことができるが、本発明の手法は、どの象限でも、あるいは象限をまたいでも特に区別なく適用できる。 FIG. 2 shows a plane in which the horizontal axis represents the active power P of the tidal current and the vertical axis represents the reactive power Q (hereinafter referred to as PQ plane). In particular, the active power P is positive and the progressive reactive power Q is negative. The four quadrants are mainly shown. The power flow measured in the electric power system can be represented as a value in the fourth quadrant in many cases, but the method of the present invention can be applied to any quadrant or across quadrants without particular distinction.
図２においてＬ０は負荷特性である。負荷特性Ｌ０は図１の電力系統に太陽光発電設備ＰＶが連系されておらず、負荷Ｌｄ１、Ｌｄ２のみが連系されていると仮定した場合の潮流の軌跡であり、その傾きをａｌとする。またここで、負荷特性Ｌ０と無効電力Ｑ軸との交点、つまり負荷特性Ｌ０の無効電力Ｑ切片をＱ０と記すことにする。これにより、負荷特性Ｌ０は無効電力Ｑ切片Ｑ０と傾きａｌにより一義的に定義することができる。逆に言えば、無効電力Ｑ切片Ｑ０と傾きａｌを知ることができれば、負荷特性Ｌ０を特定できることになる。
In FIG. 2, L 0 is a load characteristic. The load characteristic L 0 is the locus of the tidal current in the case where it is assumed that the photovoltaic power generation facility PV is not connected to the power system of FIG. 1 and only the
本発明においては電力系統で計測した潮流（有効電力Ｐと無効電力Ｑ）から最終的に負荷特性Ｌ０を推定していくものであるが、図２では太陽光発電量推定手法の基礎的な事項を説明する都合上、負荷特性Ｌ０は既知であり、あるいは仮想の負荷特性Ｌ０として示している。 In the present invention, the load characteristic L 0 is finally estimated from the power flow (active power P and reactive power Q) measured in the power system, but in FIG. For convenience of description, the load characteristic L 0 is known or is shown as a virtual load characteristic L 0 .
この場合に潮流計測点１０３等で計測した潮流計測値は、図２のＰ−Ｑ平面上では●として表すことができ、時々刻々の電力系統の運用状態を反映する形でＰ−Ｑ平面上の各所に点在する複数の点として表示することができる。これらの計測値は、太陽光発電設備ＰＶが発電を行わない夜間には、負荷特性Ｌ０に沿って存在し、太陽光発電設備ＰＶが発電を行う昼間にはその時々の状態を反映して任意の位置に点在する傾向を示している。
In this case, the tidal current measurement value measured at the tidal
ここでは複数の点●のうち、点６５７で示される潮流計測値に着目する。潮流計測値６５７は、Ｐ−Ｑ平面の座標上では（Ｐｍ、Ｑｍ）と表すことができる。次に、（Ｐｍ、Ｑｍ）を通り、太陽光発電出力の力率に相当する傾きａｐの直線をもって、負荷特性Ｌ０に下ろした交点６７２の座標を（ＰＸ、ＱＸ）とする。ことのきＰｐｖ＝ＰＸ−Ｐｍが、太陽光発電出力の推定値となる。
Here, attention is paid to the power flow measurement value indicated by a
本発明の太陽光発電出力推定手法では、負荷特性Ｌ０の傾きａｌ、太陽光発電出力の力率に相当する傾きａｐ、及び無効電力Ｑ切片Ｑ０を、推定用の諸定数として使用する。以降の実施例では、電気所で取得できる潮流計測値を用い、負荷特性Ｌ０の傾きａｌ、太陽光発電出力の力率に相当する傾きａｐ、及び無効電力Ｑ切片Ｑ０を求める手法について説明する。 In the photovoltaic power generation output estimation method of the present invention, the slope a 1 of the load characteristic L 0 , the slope a p corresponding to the power factor of the photovoltaic power generation output, and the reactive power Q intercept Q 0 are used as various constants for estimation. To do. In the following examples, a method of obtaining the slope a 1 of the load characteristic L 0 , the slope a p corresponding to the power factor of the photovoltaic power generation output, and the reactive power Q intercept Q 0 by using the power flow measurement value that can be acquired at the electric power station. Will be described.
図３は、本発明の実施例に係る太陽光発電量推定装置の構成例を示す図である。計算機装置を用いて実現される太陽光発電量推定装置２００は、その処理内容を機能で表すと太陽光発電出力推定部２１９と諸定数算出部２２０により構成されている。なお諸定数算出部２２０は、負荷特性推定装置ということができる。
FIG. 3 is a diagram showing a configuration example of the photovoltaic power generation amount estimation apparatus according to the embodiment of the present invention. The photovoltaic power generation
図３の太陽光発電量推定装置２００において、太陽光発電出力推定部２１９は、例えば秒単位などの短周期で取得される潮流計測値が入力されるたびに実行され、太陽光発電量を推定する。
In the photovoltaic power generation
また図３の太陽光発電量推定装置２００において、太陽光発電出力推定に用いる諸定数算出部２２０は、必要に応じ実行され、太陽光発電量を推定するための諸定数（負荷特性Ｌ０の傾きａｌ、太陽光発電出力の力率に相当する傾きａｐ、及び無効電力Ｑ切片Ｑ０）を求める。
Further, in the photovoltaic power generation
ここで「必要に応じ」とは、対象とする電力系統の諸量（負荷特性など）が変化した場合などを指す。従って例えば負荷の量や種類、太陽光発電設備ＰＶの稼働状況が、殆ど変化しない場合、例えば数ヶ月以上の周期で実行してもよい。一方、電力系統切替や、連系されている既存の太陽光発電設備ＰＶと比較し有意に大きい定格で、力率も異なる太陽光発電設備ＰＶの稼動開始直後などは、諸定数算出部２２０を実行することで、太陽光発電出力推定の精度を確保することができる。これは、電力系統切替等の事象があると、負荷特性や太陽光発電の力率が変化することが想定されるためである。
Here, "as needed" refers to a case where various amounts (load characteristics, etc.) of the target power system have changed. Therefore, for example, when the amount or type of load and the operating status of the photovoltaic power generation facility PV do not substantially change, the operation may be performed in a cycle of, for example, several months or more. On the other hand, when the power system is switched or the photovoltaic power generation facility PV having a significantly higher rating and a different power factor than the existing photovoltaic power generation facility PV that is interconnected is started to operate, the
なお、太陽光発電出力推定部２１９の実行周期に関しても、太陽光発電出力推定値や実負荷の値が必要となる周期に間に合う周期であれば、潮流計測値の入力毎に行う必要は必ずしもない。よって、複数の潮流計測値をまとめて太陽光発電出力推定部２１９にかけ、処理することを妨げない。
Regarding the execution cycle of the photovoltaic power generation
次に図３の太陽光発電量推定装置２００を構成する各々の処理機能について説明する。まずセンサ類からの計測情報を、図３の太陽光発電出力推定部２１９内の計測情報取得部２２１にて取得する。取得する情報は少なくとも、有効電力Ｐ、無効電力Ｑを含むものとする。
Next, each processing function which comprises the photovoltaic power generation
次に図３の太陽光発電出力推定部２１９内の太陽光発電出力推定部２２２にて、上記の潮流計測点１０３の配下に連系されている太陽光発電設備ＰＶの出力を推定する。推定方法は、前述した図２の方式に加え、潮流計測値（Ｐｍ、Ｑｍ）の時間差分値を用いる方式等が利用できる。
Next, the solar power generation
太陽光発電出力推定部２２２では、潮流計測値から太陽光発電出力を推定する際に、諸定数（負荷特性Ｌ０の傾きａｌ、太陽光発電出力の力率に相当する傾きａｐ、及び無効電力Ｑ切片Ｑ０）を用いる。これらの諸定数は、諸定数算出部２２０において算出したものを使用する。
In estimating the photovoltaic power generation output from the tidal current measurement value, the photovoltaic power generation
尚、諸定数のうち無効電力Ｑ切片Ｑ０については、例えば、日照のない時間帯（早朝）の太陽光発電出力が０で、かつ潮流計測値が負荷特性Ｌ０上にのっているとの仮定ができれば、必ずしも無効電力Ｑ切片Ｑ０を用いる必要はない。しかし、早朝の時間帯は、夜間電力等の負荷により、負荷特性から外れる場合も考慮すると、無効電力Ｑ切片Ｑ０を明示的に指定した方が、良い推定結果を得られる場合も多い。 Regarding the reactive power Q intercept Q 0 among the constants, for example, if the photovoltaic power generation output is 0 during the period of no sunlight (early morning), and the tidal current measurement value is on the load characteristic L 0. If it is possible to use the above assumption, it is not always necessary to use the reactive power Q intercept Q 0 . However, in consideration of a case where the load characteristics deviate from the load characteristics in the early morning time zone due to a load such as nighttime power, it is often the case that a better estimation result can be obtained by explicitly specifying the reactive power Q intercept Q 0 .
次に太陽光発電出力推定部２２２にて使用する推定用の諸定数（負荷特性Ｌ０の傾きａｌ、太陽光発電出力の力率に相当する傾きａｐ、及び無効電力Ｑ切片Ｑ０）の求め方について説明する。以降、負荷特性の傾きａｌと無効電力Ｑ切片Ｑ０の求め方を例に説明するが、太陽光発電の力率ａｐも殆ど同様の手順で求めることが出来る。なお以下の手順を説明するにあたり図４、図５を参照して説明する。図４は、負荷特性の傾きａｌと無効電力Ｑ切片Ｑ０の求め方を説明するための図である。なお図４は図２と同じＰ−Ｑ平面の第４象限を示しており、その原点がＯである。 Next, various estimation constants used in the photovoltaic power generation output estimation unit 222 (slope a 1 of the load characteristic L 0 , slope a p corresponding to the power factor of the photovoltaic power generation, and reactive power Q intercept Q 0 ). The method of obtaining is explained. Hereinafter, a method of obtaining the slope a 1 of the load characteristic and the reactive power Q intercept Q 0 will be described as an example, but the power factor a p of solar power generation can also be obtained by almost the same procedure. Note that the following procedure will be described with reference to FIGS. 4 and 5. FIG. 4 is a diagram for explaining how to obtain the slope a 1 of the load characteristic and the reactive power Q intercept Q 0 . Note that FIG. 4 shows the fourth quadrant of the same PQ plane as FIG. 2, and its origin is O.
諸定数の推定のために諸定数算出部２２０内の計測値格納部２３１は、計測情報取得部２２１からの計測値を格納する。計測値の座標は、図４のＰ−Ｑ平面に●で示されたものであり、長期間にわたり、値の相違する多数の計測値が計測値格納部２３１に収納されることが望ましいものの、本発明の手法では比較的短期間の計測データから推定用の諸定数（負荷特性Ｌ０の傾きａｌ、太陽光発電出力の力率に相当する傾きａｐ、及び無効電力Ｑ切片Ｑ０）を求めることができる。
The measured
また諸定数算出部２２０内の垂線を下ろす対象の直線の傾きの保持部２３３は、図４のＰ−Ｑ平面の原点Ｏを通り、傾き６２３を可変とする直線６２２の傾きの情報を保持している。直線の傾きの保持部２３３は、直線の傾き６２３についての変更を指示されるまでは、仮定した一定の傾き６２３を与えるとともに、傾き変更の指示に応じて順次傾き６２３を変更していく。
Further, the holding
次に垂線の足算出部２３２は、直線の傾きの保持部２３３から仮定された一定傾き６２３の直線６２２を得、また計測値格納部２３１に収納した複数の計測値を入手する。そのうえで垂線の足算出部２３２は、計測値格納部２３１に格納している潮流計測値として例えば図４に６５７で示す潮流計測値に着目し、その座標（Ｐｍ、Ｑｍ）から、垂線を下ろす対象の直線の傾きの保持部２３３で保持している傾き６２３の直線６２２に対し、垂線６２４を下ろし、その交点６２６を求める。この交点６２６が垂線の足であり、その座標を（Ｐｙ、Ｑｙ）とする。
Next, the perpendicular
このように垂線の足算出手段２３２では、仮定した傾きの直線（図４の６２２に示す直線Ｒ）に対し、各々の潮流計測値（Ｐｍ、Ｑｍ）６５７から、垂線６２４を下ろす。このとき直線Ｒの傾き６２３を（−１／ａｌｘ）、垂線６２４の傾き６２５をａｌｘ、垂線の足６２６の座標を（Ｐｙ、Ｑｙ）とする。直線Ｒの傾き６２３は、垂線を下ろす対象の直線の傾きの保持部２３３に格納している。かくして垂線の足算出部２３２では、仮定された一定傾き６２３の直線６２２を基準とし、潮流計測値についての垂線の足を求める処理をすべての潮流計測値に対して実行する。
In this way, the perpendicular foot calculating means 232 lowers the perpendicular 624 from each of the tidal current measurement values (P m , Q m ) 657 with respect to the assumed straight line (straight line R indicated by 622 in FIG. 4). At this time, the
なお図２で述べたように、これらの潮流計測値（Ｐｍ、Ｑｍ）は、太陽光発電設備ＰＶが発電を行わない夜間には、負荷特性Ｌ０に沿って存在している。従って、仮定した傾きの直線（図４の６２２に示す直線Ｒ）と負荷特性Ｌ０が直交する位置関係にある時、複数の潮流計測値（Ｐｍ、Ｑｍ）６５７から夫々求めた垂線の足６２６の座標（Ｐｙ、Ｑｙ）は、直線Ｒ上の狭い領域に集中して観測されるはずである。逆に言えば本発明は垂線の足が直線Ｒ上の狭い領域に集中して観測されるときの条件から、逆に負荷特性Ｌ０の傾きを求めていくものである。
As described with reference to FIG. 2, these power flow measured values (P m , Q m ) exist along the load characteristic L 0 at night when the photovoltaic power generation facility PV does not generate power. Therefore, when the assumed straight line (straight line R indicated by 622 in FIG. 4) and the load characteristic L 0 are in a positional relationship of being orthogonal to each other, the perpendicular lines obtained respectively from the plurality of power flow measurement values (P m , Q m ) 657 are The coordinates (P y , Q y ) of the
垂線の足のヒストグラム作成部２３４では、仮定された一定傾き６２３の直線６２２上の各点における垂線の足の発生度数６２８を求める。直線６２２上の各点における発生度数は、垂線の足のヒストグラム６２７を求めたものである。このようにして複数の潮流計測値（Ｐｍ、Ｑｍ）に対応する複数の垂線の足（Ｐｙ、Ｑｙ）について、垂線を下ろす対象の直線の傾きの保持手段２３３で保持している傾きの直線上の位置を階級としたヒストグラムを作成する。
The perpendicular foot
このように垂線の足のヒストグラム作成手段２３４では、前述の処理でもとめた垂線の足（Ｐｙ、Ｑｙ）を、複数の潮流計測値（Ｐｍ、Ｑｍ）についてもとめる。更に、前記複数の垂線の足（Ｐｙ、Ｑｙ）について、直線Ｒ上の原点からの距離を階級としてヒストグラム６２７を作成する。尚、図４では、ヒストグラムを便宜的に折れ線で表示している。６２８はヒストグラムの度数を示す軸である。
As described above, the perpendicular foot
仮定された一定傾き６２３の直線６２２と複数の潮流計測値（Ｐｍ、Ｑｍ）から1つの垂線の足のヒストグラム６２７を求めた後に、直線の傾きについての変更を指示し、直線の傾きの保持部２３３から新たな直線の傾きを入手し、上記垂線の足のヒストグラム６２７を求める処理を繰り返し実行する。上記繰り返しは、図４のＰ−Ｑ平面の原点Ｏを通る直線について、例えばP軸を基準とし反時計回りに-1３5度から-2５度の範囲について、角度を１度ずつ変更しながら繰り返し実行されるものである。これらの範囲は、太陽光発電の力率の範囲や負荷特性の傾きの範囲に応じ適宜拡大縮小してもよい。なおこのようにして求められるヒストグラムは、直線６２２と負荷特性Ｌ０が直交する角度関係になるときに発生度数６２８が最大となると考えることができる。
After obtaining the histogram 627 of one perpendicular bar from the assumed
次に、ヒストグラム群の発生度数から負荷特性等算出手段２３５では、傾き（−１／ａｌｘ）毎のヒストグラムのうち、各々の最大度数を抽出する。図５は最大度数を抽出する考え方を説明するための図である。 Next, the load characteristic etc. calculating means 235 extracts the maximum frequency of each of the histograms for each slope (−1/a 1x ) from the frequency of occurrence of the histogram group. FIG. 5 is a diagram for explaining the concept of extracting the maximum frequency.
図５において、６３６は、仮定する傾き（−１／ａｌｘ）を変え、作成したヒストグラム群の例である。図５の例ではヒストグラムは、（−１／ａｌｘ）の昇順または降順で並べたものとした。図５の６３７は、仮定した傾き（−１／ａｌｘ）毎に抽出した度数の最大値である。同図で６３８は度数を示す軸、６３９は仮定する傾きを示す軸である。ここで、仮定した傾き（−１／ａｌｘ）毎に抽出した度数の最大値の折れ線のうち、最大値６４０をとるヒストグラムを作成したときに用いた直線Ｒの傾き（−１／ａｌｘ）を（−１／ａｌ＿ｅｓｔ）とする。このとき、直線Ｒの傾きと直交する直線の傾き（ａｌ＿ｅｓｔ）が、本実施例での負荷特性の傾きａｌの推定値である。尚、６３９の軸は、直線Ｒの傾き（−１／ａｌｘ）ではなく、直線Ｒと直交する方向の傾き（ａｌｘ）を用いても良い。６３９に直線Ｒと直交する方向の傾き（ａｌｘ）を用いると、負荷特性の推定値候補との関連がわかりやすい等の利点がある。
In FIG. 5,
次に、最大値６４０をとるヒストグラムを作成したときに用いた直線Ｒの傾き（−１／ａｌ＿ｅｓｔ）に対応したヒストグラムのうちで、最大の度数となる階級値をＲ＿ｅｓｔとする。負荷特性のＱ切片は、前記階級値Ｒ＿ｅｓｔと、傾き（−１／ａｌ＿ｅｓｔ）から求めることが出来る。
Next, in the histogram corresponding to the slope (−1/ al_est ) of the straight line R used when the histogram having the
ヒストグラム群の度数から負荷特性等算出部２３５では、直線の傾きの保持部２３３で保持している傾きを変えつつ作成した複数の前記ヒストグラムについて、度数が最大となる階級値と対応する前記直線の傾きに関する情報から、負荷特性の傾き６６５（ａｌ）とＱ切片６５６（Ｑ０）を求める。
In the load characteristic
図６は、負荷特性のＱ切片を求める手順を説明するための図である。次に図６を用いて、階級値６４５（Ｒ＿ｅｓｔ）と、傾き６４１（−１／ａｌ＿ｅｓｔ）から、負荷特性のＱ切片を求める手順を説明する。 FIG. 6 is a diagram for explaining the procedure for obtaining the Q intercept of the load characteristic. Next, a procedure for obtaining the Q intercept of the load characteristic from the class value 645 ( R_est ) and the slope 641 (-1/ al_est ) will be described with reference to FIG.
図６において、ＬＯ１は推定した負荷特性で、その傾き６４８は直線Ｒと直交するａｌ＿ｅｓｔである。６４９は、推定した負荷特性と直線Ｒとの交点（Ｐｚ、Ｑｚ）である。（Ｐｚ、Ｑｚ）は、同点の原点からの距離６４５がＲ＿ｅｓｔで、直線Ｒの傾き６４８がａｌ＿ｅｓｔと既知のため、その位置を求めることが出来る。また、推定した負荷特性ＬＯ１は、傾き６４８がａｌ＿ｅｓｔと既知であり、かつ交点６４９（Ｐｚ、Ｑｚ）を通ることが判っているため、同様に決定することが出来る。よって、負荷特性ＬＯ１の方程式を決定することができ、そのＱ切片６５０（Ｑ０＿ｅｓｔ）も同様に決定することが出来る。
In FIG. 6, L O1 is the estimated load characteristic, and its
以上の説明から明らかなように、諸定数算出部２２０によれば、推定した負荷特性ＬＯ１を、傾きａｌ＿ｅｓｔとＱ切片Ｑ０＿ｅｓｔを有するものとして一義的に特定することができる。
As is clear from the above description, according to the
ここで諸定数算出部２２０を構成するのであれば上記機能を備えて、諸定数として負荷特性Ｌ０の傾きａｌと無効電力Ｑ切片Ｑ０を提供できるものであればよいが、さらに太陽光発電設備の特性を把握する太陽光発電量推定装置２００を構成することを意図するのであれば、諸定数算出部２２０はさらに諸定数として太陽光発電出力の力率に相当する傾きａｐを提供する必要がある。
Here, if the
実施例２では、諸定数算出部２２０はさらに諸定数として太陽光発電出力の力率に相当する傾きａｐを提供し、太陽光発電量推定装置２００を構成することについて説明する。
In the second embodiment, it will be described that the various
再度図３に戻り、太陽光発電量推定装置２００を構成するために、諸定数算出部２２０はさらに諸定数として太陽光発電出力の力率に相当する傾きａｐを提供すべく、以下の機能を有するものとされる。
Returning to FIG. 3 again, in order to configure the photovoltaic power generation
図３の力率の推定対象に関する情報保持部２３７では、推定用の諸定数（負荷特性Ｌ０の傾きａｌ、太陽光発電出力の力率に相当する傾きａｐ及び無効電力Ｑ切片Ｑ０）のうち、負荷特性を求めたいのか（負荷特性Ｌ０の傾きａｌ及び無効電力Ｑ切片Ｑ０）、または、太陽光発電側の特性を求めたいのか（太陽光発電出力の力率に相当する傾きａｐ）を示すフラグを格納する。推定対象が太陽光発電側の特性（太陽光発電出力の力率に相当する傾きａｐ）の場合、例えば使用する潮流計測値について、日照のある時間帯のみに制限するなどの処理を行う。時間帯の一例としては、午前９時から午後３時など、日射量の多い時間帯を選ぶと好適である。また正午から午後１時など、実負荷の急変を含む時間帯を除くと更に好ましい。本発明において太陽光発電出力の力率を求めるためには、負荷の力率を求める場合の処理に対し、使用する潮流計測値の時間帯の制限のみを行えばよく、他の追加処理は特段不要である。尚、太陽光発電出力の力率を求める際には、力率に相当する傾きのみが必要であり、無効電力Ｑ切片Ｑ０を求める処理は不要であることは言うまでもない。
In the
なお太陽光発電出力の力率に相当する傾きａｐの算出は、日照のある時間帯に計測された有効電力Ｐと無効電力Ｑから求めることができるが、この場合の力率は現時点の力率あるいは時間帯ごとの力率として適宜算出するものであってもよい。なおここで使用する有効電力Ｐと無効電力Ｑは、図２の６５７の座標（Ｐｍ、Ｑｍ）と６７２の座標（Ｐｙ、Ｑｙ）の差分で定まる有効電力Ｐと無効電力Ｑを意味している。 The slope ap corresponding to the power factor of the solar power generation output can be calculated from the active power P and the reactive power Q measured during a period of sunshine, but the power factor in this case is the current power. It may be calculated as a power factor or a power factor for each time zone. Note reactive power Q and active power P as used herein means the active power P and reactive power Q determined by the difference between 657 coordinates in FIG 2 (Pm, Qm) and 672 of the coordinates (P y, Q y) ing.
さらに太陽光発電量推定装置２００を構成するためには、諸定数算出部２２０としてさらに諸定数の更新要否判定手段２３８と統括制御部２３６を備えているのがよい。
Furthermore, in order to configure the photovoltaic power generation
このうち推定用の諸定数の更新要否判定手段２３８では、例えば系統の構成が変わらない場合は、数ヶ月単位などの周期で、推定用の諸定数の再計算要否の判定を行う。また、系統切替等が行われた場合や、有意に大きい定格の負荷や太陽光発電の新設や廃止が行われた場合など、電力系統における見直し事情が生じたときには、再計算要の判定を行う。系統切替の検出は、制御信号を取り込むか、または潮流計測値の急変などを根拠に判定する。再計算においては、電力系統における見直し事情に応じて対応する有効電力と無効電力を含む潮流計測値を電力系統から再入手して、負荷特性などを再度求めることになる。系統切り替えなどで、同一の系統構成となるケースが将来的に予想される場合は、系統構成毎に、対応する有効電力と無効電力を含む潮流計測値を保存しておくと、迅速に、推定用の諸定数（負荷特性Ｌ０の傾きａｌ、太陽光発電出力の力率に相当する傾きａｐ及び無効電力Ｑ切片Ｑ０）を決定することができる。また、系統切り替えの場合には、推定用の諸定数（負荷特性Ｌ０の傾きａｌ、太陽光発電出力の力率に相当する傾きａｐ及び無効電力Ｑ切片Ｑ０）そのものを、対応する系統構成毎に保存する方式としてもよい。 Of these, the estimation constant updating necessity determination means 238 determines whether or not the estimation constants need to be recalculated in a cycle such as every several months when the system configuration does not change. In addition, when there is a review situation in the power system, such as when the system is switched, when a significantly large rated load or when photovoltaic power generation is newly installed or abolished, it is determined whether recalculation is required. .. The system switching is detected by taking in a control signal or making a sudden change in the tidal current measurement value. In the recalculation, the power flow measurement value including the active power and the reactive power corresponding to the review situation in the power system is acquired again from the power system, and the load characteristics and the like are obtained again. If the same system configuration is expected in the future due to system switching, etc., save the power flow measurement value that includes the corresponding active power and reactive power for each system configuration for quick estimation. Constants (slope a 1 of load characteristic L 0 , slope a p corresponding to the power factor of the photovoltaic power generation output, and reactive power Q intercept Q 0 ) can be determined. Further, in the case of system switching, the various constants for estimation (the slope a 1 of the load characteristic L 0 , the slope a p corresponding to the power factor of the photovoltaic power generation output, and the reactive power Q intercept Q 0 ) themselves are used. A method of saving each system configuration may be used.
統括制御部２３６は、前述の各ブロックの動作を統合的に制御する。図示しない外部システムとの入出力や、ユーザ操作に関するインターフェースも行う。
The
実施例３では、負荷特性推定装置や太陽光発電量推定装置を計算機により実現する場合の処理方法について説明する。 In the third embodiment, a processing method when the load characteristic estimation device and the photovoltaic power generation amount estimation device are realized by a computer will be described.
図７は、太陽光発電出力推定に用いる諸定数算出部２２０における処理を計算機で実現する場合の、負荷特性の傾きとＱ切片を求める処理フローを示している。また、使用する潮流計測値の時間帯を日照のある時間帯のみとすることで、太陽光発電出力の力率についても同一のフローを適用することができる。
FIG. 7 shows a processing flow for obtaining the slope of the load characteristic and the Q intercept when the processing in the
図７の処理フローにおける最初の処理ステップであるＳ４３１では、まず計測値格納部２３１等を経由し、潮流計測値（Ｐｍ、Ｑｍ）を、取得する。
In S431, which is the first processing step in the processing flow of FIG. 7, first, the tidal current measurement values (Pm, Qm) are acquired via the measurement
次の処理ステップＳ４３２Ｓは、処理ステップＳ４３２ｅとの間の処理を繰り返し実行する。また処理ステップＳ４３３Ｓは、処理ステップＳ４３３ｅとの間の処理を繰り返し実行する。処理ステップＳ４３２側は仮定した直線６２２の傾き（−１／ａｌｘ）を可変に設定して行う繰り返し処理であり、処理ステップＳ４３３側は対象とする計測値のすべてについて順次選択して処理するための繰り返し処理である。このように図７の処理では、Ｒ軸の傾きに関するループの内側に、個々の処理対象である潮流計測値（Ｐｍ、Ｑｍ）に関するループをもつ。このように、本実施例では、個々の潮流計測値（Ｐｍ、Ｑｍ）に着目した処理ループをもつことを特徴とする。
In the next processing step S432S, the processing between processing step S432e is repeatedly executed. The processing step S433S repeatedly executes the processing between the processing step S433e. The processing step S432 side is an iterative process performed by variably setting the assumed inclination (−1/ alx ) of the
次に処理ステップＳ４３４にて、（Ｐｍ、Ｑｍ）からＲ軸への垂線を下ろす。更に処理ステップＳ４３５で前記垂線の足に関し、Ｒ軸上での原点からの距離を階級とするヒストグラムを作成する。 Next, in process step S434, the perpendicular line from (Pm, Qm) to the R axis is lowered. Further, in processing step S435, a histogram is created with the distance from the origin on the R-axis as the class for the perpendicular leg.
処理ステップＳ４３３のループ、処理ステップＳ４３２のループが完了した後、処理ステップＳ４３６でＲ軸上での原点からの距離を階級とするヒストグラムを、複数の前記Ｒ軸の傾きについて並べたヒストグラム群６３６を作成する。更に、前記各々のＲ軸の傾きについて、度数の最大値を抽出し、図５の６３７を作成する。次に、６３７の最大値に相当するＲ軸の傾き（−１／ａｌｘ）を（−１／ａｌ＿ｅｓｔ）とする。また、直交する傾きａｌ＿ｅｓｔを、負荷特性の傾きとする。
After the loop of the processing step S433 and the loop of the processing step S432 are completed, a
更に処理ステップＳ４３７で、前記ａｌ＿ｅｓｔに対応するヒストグラムで最大の度数を与える階級値からＲ＿ｅｓｔを求める。つづいて、ａｌ＿ｅｓｔとＲ＿ｅｓｔを用い、負荷特性のＱ切片であるＱ０＿ｅｓｔを前出の図６で説明した手順で求める。 Further processing steps S437, obtains the R _Est from class value giving the maximum frequency in the histogram corresponding to the a l_est. Next, using al_est and R_est , Q0_est , which is the Q intercept of the load characteristic, is obtained by the procedure described in FIG.
次に、データ数が少ない場合の効果の例を、模擬データを用いて説明する。まず、比較のために、データが少ない場合に用いられる最小二乗による直線回帰を用いた場合の例を示す。 Next, an example of the effect when the number of data is small will be described using simulated data. First, for comparison, an example of using linear regression by least squares, which is used when the amount of data is small, will be shown.
図８は、例えば夜間に計測された計測値のみで形成され、最小二乗を用いた外れ値の無い場合の回帰直線の例である。なお図８は、横軸に潮流の有効電力Ｐ、縦軸に同じく無効電力ＱをとったＰ−Ｑ平面状の負荷特性を示している。６５７として代表的に例示する潮流計測値（Ｐｍ、Ｑｍ）を模した計測値が、負荷特性に対して小さいばらつきで整然と並んでいた場合、最小二乗を用いた場合でも、サンプル点をよく代表する回帰直線６５４を得ることができる。
FIG. 8 is an example of a regression line formed by only measurement values measured at night, for example, and using least squares and having no outliers. Note that FIG. 8 shows load characteristics in a PQ plane in which the horizontal axis represents the active power P of the tidal current and the vertical axis also represents the reactive power Q. When the measured values simulating the tidal current measured values (Pm, Qm) exemplarily illustrated as 657 are lined up in an orderly manner with a small variation with respect to the load characteristics, the sample points are well represented even when the least squares is used. A
一方、図９のように、極少数の外れ値６５２がある場合、最小二乗を用いた回帰直線６５３は、外れ値の影響で、多くのサンプル点の近傍を通過しない位置となってしまう。
On the other hand, when there is a very small number of
これに対し、次に、本実施例の手順を適用した場合の例を説明する。図１０は、図５の６３６に相当するヒストグラム群である。用いた潮流計測値６５７は、図９の外れ値を有するものである。図１０は、直線の角度（−１／ａｌｘ）を変更しながら、各直線におけるヒストグラムを求めたものである。
On the other hand, next, an example in which the procedure of the present embodiment is applied will be described. FIG. 10 is a histogram group corresponding to 636 in FIG. The power
図１１は、最大値を比較しやすいよう、度数の基点を揃え、整列させたものである。同図から、最大の度数をもつヒストグラムがあることがわかる。当該ヒストグラムを作成したときに用いた直線Ｒの傾き（１／ａｌｘ）が、（−１／ａｌ＿ｅｓｔ）である。よって、逆数をとり、符号を反転することで、負荷特性の傾きａｌ＿ｅｓｔを求めることができる。また、前記（−１／ａｌ＿ｅｓｔ）に対応するヒストグラムの最大度数の階級値がＲ＿ｅｓｔであり、図６で説明した手順で負荷特性のＱ切片であるＱ０＿ｅｓｔに変換できる。 In FIG. 11, the base points of the frequencies are aligned and aligned so that the maximum values can be easily compared. It can be seen from the figure that there is a histogram with the highest frequency. The slope of the straight line R was used when creating the histogram (1 / a lx) is - a (1 / a l_est). Therefore, by taking the reciprocal and inverting the sign, the slope a l_est of the load characteristic can be obtained. The class value of the maximum frequency of the histogram corresponding to (-1/ al_est ) is R_est , which can be converted into Q0_est , which is the Q intercept of the load characteristic, by the procedure described in FIG.
図１２は、図５の６３７に相当し、仮定した傾き毎の度数の最大値である。負荷特性の傾きとして比較しやすいよう、横軸は、（−１／ａｌｘ）ではなく、ａｌｘとしているが、本質は変わらない。逆に推定対象である負荷特性の傾きの次元と等しくなるため、どの程度の傾きの違いで、どの程度の最大度数の差となるかの目安を付けやすくなる。図１２では、比較のため、図９相当の外れ値のある潮流計測値（Ｐｍ、Ｑｍ）を用いた場合に加え、図８相当の外れ値の無い潮流計測値（Ｐｍ、Ｑｍ）を用いた場合の６３７相当のプロットも、重ねて示している。 FIG. 12 corresponds to 637 in FIG. 5 and shows the maximum value of the frequency for each assumed inclination. So that easy comparison as the slope of the load characteristics, the horizontal axis, (- 1 / a lx) instead, although with a lx, essentially unchanged. On the contrary, since it is equal to the dimension of the gradient of the load characteristic that is the estimation target, it becomes easy to give an indication of how much the gradient differs and what the maximum frequency difference becomes. In FIG. 12, for comparison, in addition to the case where the tidal current measurement values (Pm, Qm) having an outlier corresponding to FIG. 9 are used, the tidal current measurement values (Pm, Qm) having no outlier corresponding to FIG. 8 are used. The plot corresponding to 637 in the case is also shown in an overlapping manner.
図１２に示すように、本実施例の方式では、外れ値の有無にかかわらず、同程度の傾きを推定できる。一方、図１２では、最小二乗法による直線回帰の場合の傾きを合わせて示している。外れ値の無い場合の最小二乗法による回帰直線の傾き６５４は、本実施例による傾きとほぼ同じである。しかし、外れ値がある場合の最小二乗法による回帰直線の傾き６５３は、本実施例による傾きや、外れ値のない回帰直線の傾き６５４と比較し、大きく異なっている。
As shown in FIG. 12, according to the method of the present embodiment, it is possible to estimate a similar slope regardless of the presence or absence of an outlier. On the other hand, FIG. 12 also shows the slopes in the case of linear regression by the least squares method. The
図１３は、外れ値のあるデータを対象とし、本実施例により傾きを求めた結果と最小二乗による回帰の結果を比較したものである。本実施例により求めた傾きは、外れ値がある場合においても、外れ値の無い場合の最小二乗による傾きと、ほぼ等しいことがわかる。 FIG. 13 is a comparison of the result of the slope obtained by the present embodiment with the result of the regression by the least squares for the data having the outliers. It can be seen that the slope obtained by the present embodiment is almost equal to the slope by the least squares when there is no outlier even when there is an outlier.
図１４は、実際の潮流計測値に対し、本実施例の手法を適用した結果である。同図において、実線で示した斜め方向の直線が、本実施例の手法で求めた負荷特性の推定値である。同直線は、求めたい負荷特性に近いようにみえる。一方、点線で示した直線は、比較のため、同じデータに対し最小二乗による回帰直線を求めた結果である。太陽光発電によると思われる潮流変動の影響で、最小二乗を用いた場合は一般的な負荷特性とは逆極性の傾きの回帰直線となってしまっている。以上から、前出の模擬データの場合だけでなく、実際の潮流データについても、最小二乗による回帰直線は外れ値の影響を受けてしまうのに対し、本発明の手法では、より確からしい負荷特性の傾きと切片を求めることができる。 FIG. 14 is a result of applying the method of the present embodiment to an actual power flow measurement value. In the same figure, the diagonal straight line shown by the solid line is the estimated value of the load characteristic obtained by the method of this embodiment. The straight line seems to be close to the desired load characteristics. On the other hand, the straight line indicated by the dotted line is the result of obtaining a regression line by least squares for the same data for comparison. Due to the influence of tidal current fluctuation, which is considered to be caused by photovoltaic power generation, when using least squares, the regression line has a slope with a polarity opposite to that of the general load characteristics. From the above, not only in the case of the above-mentioned simulated data but also in the actual power flow data, the regression line due to the least squares is affected by the outliers, whereas in the method of the present invention, the load characteristics that are more likely The slope and intercept of can be obtained.
以上、少ないデータを対象に説明してきたが、本実施例による手法は、少ない潮流計測データにも適用できるほか、多いデータに対してもそのまま適用できる。データ量の増加に対する計算量の増加も高々線形であるため、特に支障とはならない。 Although the above description has been made with respect to a small amount of data, the method according to the present embodiment can be applied not only to a small amount of tidal current measurement data but also to a large amount of data. The increase in the amount of calculation with respect to the increase in the amount of data is at most linear, so there is no particular problem.
Ｇ：発電所
ＳＳ：変電所
１０３：計測点
Ｌ１：送電線
Ｌ２：配電線
Ｌｄ１：負荷（大口需要家）
Ｌｄ２：負荷（小口需要家）
ＰＶ：太陽光発電設備
２００：太陽光発電量推定装置
２１９：太陽光発電出力推定部
２２０：諸定数算出部
２２１：計測情報取得部
２２２：太陽光発電出力推定部
２３１：計測値格納部
２３２：垂線の足算出部
２３３：垂線を下ろす対象の直線の傾きの保持手段
２３４：ヒストグラム作成部
２３５：負荷特性等算出手段
２３６：統括制御部
２３７：情報保持手段
２３８：更新要否判定部
S４３１−S４３７：太陽光発電出力推定用諸特性の算出のフロー
６２２：仮定した傾きの直線
６２３：仮定した直線の傾き
６２４：潮流計測値から仮定した傾きへ下ろす垂線
６２５：垂線の傾き
６２６：垂線の足
６２７：垂線の足のヒストグラム
６２８：ヒストグラムの度数
６３６：仮定する傾きを変え作成したヒストグラム群
６３７：仮定した傾き毎の度数の最大値
６３８：度数を示す軸
６３９：仮定する傾きを示す軸
６４０：傾き毎の最大度数のうちの最大値
−１／ａｌ＿ｅｓｔ：傾き毎の最大度数のうちの最大値に対応した傾き
Ｒ＿ｅｓｔ：最大度数を含むヒストグラムで最大度数の階級値
Ｌ０１：推定した負荷特性
６４８：負荷特性の傾きの推定値
６４９：推定した負荷特性と直線Ｒとの交点
６５０：推定した負荷特性のＱ切片
６５２：外れ値
６５３：最小二乗による回帰直線（外れ値あり）
６５４：最小二乗による回帰直線（外れ値なし）
Ｌ０：負荷特性
Ｑ０：負荷特性のＱ切片
６５７ 潮流計測値
ａｌ：負荷の力率（負荷特性の傾き）
Ｐｐｖ：太陽光発電出力推定値
ａｐ：太陽光発電の力率
６７２：負荷特性上の交点
G: Power station SS: Substation 103: Measurement point L1: Transmission line L2: Distribution line Ld1: Load (large-scale consumer)
Ld2: Load (small consumer)
PV: Photovoltaic power generation equipment 200: Photovoltaic power generation amount estimation device 219: Photovoltaic power generation output estimation unit 220: Various constant calculation unit 221: Measurement information acquisition unit 222: Photovoltaic power generation output estimation unit 231: Measured value storage unit 232: Perpendicular foot calculation unit 233: Holding means 234 for the inclination of the straight line to which the perpendicular is drawn down: Histogram creation section 235: Load characteristic etc. calculation means 236: General control section 237: Information holding means 238: Update necessity judgment section
S431-S437: Flow of calculation of characteristics for estimating photovoltaic power generation output 622: Straight line of assumed slope 623: Slope of assumed straight line 624: Vertical line 625: Vertical slope 626: Vertical line 627: Vertical bar histogram 628: Histogram frequency 636:
654: regression line by least squares (no outlier)
L 0 : load characteristic Q 0 : load
Ppv: PV power output estimated value a p : PV power factor 672: Intersection on load characteristics
Claims (12)
電力系統から入手した有効電力と無効電力を含む潮流計測値を記憶する計測値格納部と、有効電力と無効電力により表現される有効電力-無効電力平面上の原点を通る直線に対して、計測した前記有効電力と無効電力で定まる点から垂線を下ろして垂線の足を求める垂線の足算出部と、複数の前記有効電力と無効電力の組について求めた垂線の足について前記直線上の位置を階級とするヒストグラムを求めるヒストグラム作成部と、前記有効電力-無効電力平面上の原点を通る直線の角度を可変して求めた複数の前記ヒストグラムのうち、最大の度数を含むヒストグラムを作成した際の直線の傾きを用いて負荷特性を定める負荷特性等算出手段を備えることを特徴とする電力系統の負荷特性推定装置。 A load characteristic estimation device for a power system for estimating a load characteristic in a power system including a photovoltaic power generation facility,
A measurement value storage unit that stores the power flow measurement values that include active power and reactive power obtained from the power grid, and active power expressed by active power and reactive power-measured for a straight line that passes through the origin on the reactive power plane The perpendicular foot is calculated from the point determined by the active power and the reactive power and the foot of the perpendicular is obtained, and the position on the straight line is calculated with respect to the foot of the perpendicular obtained for the set of the active power and the reactive power. Histogram creation unit for obtaining a histogram as a class, and the active power-of the plurality of histograms obtained by varying the angle of a straight line passing through the origin on the reactive power plane, when creating a histogram containing the maximum frequency A load characteristic estimating device for a power system, comprising load characteristic calculating means for determining a load characteristic by using a slope of a straight line.
前記負荷特性は、負荷特性の傾きと前記有効電力-無効電力平面の無効電力軸上の切片により定められることを特徴とする電力系統の負荷特性推定装置。 The load characteristic estimation device for a power system according to claim 1,
The load characteristic estimation device for a power system, wherein the load characteristic is determined by a slope of the load characteristic and an intercept on a reactive power axis of the active power-reactive power plane.
前記負荷特性等算出手段は、前記太陽光発電設備における特性である力率を与えることを特徴とする電力系統の負荷特性推定装置。 A load characteristic estimation device for a power system according to claim 1 or 2, wherein
The load characteristic estimating device for a power system, wherein the load characteristic etc. calculating means gives a power factor which is a characteristic of the photovoltaic power generation facility.
前記電力系統における見直し事情に応じて有効電力と無効電力を含む潮流計測値を電力系統から再入手して、負荷特性を再度求めることを特徴とする電力系統の負荷特性推定装置。 The load characteristic estimation device for a power system according to any one of claims 1 to 3,
A load characteristic estimation apparatus for a power system, wherein the power flow measurement value including active power and reactive power is re-acquired from the power system according to a review situation in the power system and the load characteristic is obtained again.
前記太陽光発電設備における特性を求めるに際し、処理対象として使用する潮流計測値の時間情報をもとに、昼間計測された潮流計測値を前記計測値格納部から抽出することを特徴とする電力系統の負荷特性推定装置。 The load characteristic estimation device for a power system according to claim 3,
When obtaining the characteristics of the photovoltaic power generation facility, based on time information of the tidal current measurement value used as a processing target, the tidal current measurement value measured during the daytime is extracted from the measurement value storage unit Load characteristic estimation device.
前記負荷特性推定装置で求めた負荷特性および太陽光発電設備における特性である力率を用いて太陽光発電量を推定する太陽光発電出力推定部を備えることを特徴とする電力系統の太陽光発電量推定装置。 A photovoltaic power generation amount estimating apparatus for an electric power system, which uses the load characteristic estimating apparatus for the electric power system according to any one of claims 1 to 5,
Photovoltaic power generation in an electric power system, comprising a photovoltaic power generation output estimation unit that estimates a photovoltaic power generation amount by using a load characteristic obtained by the load characteristic estimation device and a power factor that is a characteristic of a photovoltaic power generation facility. Quantity estimation device.
電力系統から入手した有効電力と無効電力を含む潮流計測値を記憶し、有効電力と無効電力により表現される有効電力-無効電力平面上の原点を通る直線に対して、計測した前記有効電力と無効電力で定まる点から垂線を下ろして垂線の足を求め、複数の前記有効電力と無効電力の組について求めた垂線の足について前記直線上の位置を階級とするヒストグラムを求め、前記有効電力-無効電力平面上の原点を通る直線の角度を可変して求めた複数の前記ヒストグラムのうち、最大の度数を含むヒストグラムを作成した際の直線の傾きを用いて負荷特性を定めることを特徴とする電力系統の負荷特性推定方法。 A load characteristic estimation method of a power system for estimating a load characteristic in a power system including a solar power generation facility,
The power flow measurement value including the active power and the reactive power obtained from the power system is stored, and the active power expressed by the active power and the reactive power-A straight line passing through the origin on the reactive power plane, and the measured active power and Obtain the foot of the perpendicular by dropping the perpendicular from the point determined by the reactive power, to obtain a histogram with the position on the straight line as a class for the feet of the perpendicular obtained for the set of the active power and the reactive power, the active power- Among the plurality of histograms obtained by varying the angle of the straight line passing through the origin on the reactive power plane, the load characteristic is determined by using the slope of the straight line when the histogram including the maximum frequency is created. Power system load characteristic estimation method.
前記負荷特性は、負荷特性の傾きと前記有効電力-無効電力平面の無効電力軸上の切片により定められることを特徴とする電力系統の負荷特性推定方法。 The load characteristic estimation method for a power system according to claim 7,
The load characteristic estimation method for a power system, wherein the load characteristic is determined by a slope of the load characteristic and an intercept on the reactive power axis of the active power-reactive power plane.
前記太陽光発電設備における特性である力率を求めることを特徴とする電力系統の負荷特性推定方法。 A load characteristic estimation method for an electric power system according to claim 7 or claim 8,
A load characteristic estimation method for an electric power system, characterized in that a power factor, which is a characteristic of the photovoltaic power generation facility, is obtained.
前記電力系統における見直し事情に応じて有効電力と無効電力を含む潮流計測値を電力系統から再入手して、負荷特性を再度求めることを特徴とする電力系統の負荷特性推定方法。 The load characteristic estimation method for a power system according to any one of claims 7 to 9,
A load characteristic estimating method for a power system, comprising re-obtaining a power flow measurement value including active power and reactive power from the power system according to a review situation in the power system, and re-determining a load characteristic.
前記太陽光発電設備における特性を求めるに際し、処理対象として使用する潮流計測値の時間情報をもとに、昼間計測された潮流計測値を用いることを特徴とする電力系統の負荷特性推定方法。 The load characteristic estimation method for a power system according to claim 9,
A load characteristic estimation method for a power system, characterized in that a power flow measurement value measured during the daytime is used based on time information of a power flow measurement value used as a processing target when obtaining the characteristics of the photovoltaic power generation facility.
前記負荷特性推定方法で求めた負荷特性および太陽光発電設備における特性である力率を用いて太陽光発電量を推定することを特徴とする電力系統の太陽光発電量推定方法。 A photovoltaic power generation amount estimation method for a power system, which uses the load characteristic estimation method for the power system according to any one of claims 7 to 11,
A photovoltaic power generation amount estimation method for a power system, which estimates a photovoltaic power generation amount by using a load characteristic obtained by the load characteristic estimation method and a power factor which is a characteristic of a photovoltaic power generation facility.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2019018591A JP7149867B2 (en) | 2019-02-05 | 2019-02-05 | Apparatus and method for estimating load characteristics of power system, apparatus and method for estimating solar power generation amount |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2019018591A JP7149867B2 (en) | 2019-02-05 | 2019-02-05 | Apparatus and method for estimating load characteristics of power system, apparatus and method for estimating solar power generation amount |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2020127292A true JP2020127292A (en) | 2020-08-20 |
| JP7149867B2 JP7149867B2 (en) | 2022-10-07 |
Family
ID=72084341
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2019018591A Active JP7149867B2 (en) | 2019-02-05 | 2019-02-05 | Apparatus and method for estimating load characteristics of power system, apparatus and method for estimating solar power generation amount |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP7149867B2 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2021035076A (en) * | 2019-08-15 | 2021-03-01 | 東芝エネルギーシステムズ株式会社 | Load power factor estimation method and device therefor |
| JP2021078193A (en) * | 2019-11-06 | 2021-05-20 | 株式会社日立製作所 | System switching detection device for power system, and solar power generation output estimating apparatus and method |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2000039457A (en) * | 1998-07-23 | 2000-02-08 | Nissin Electric Co Ltd | Grouping method for p-q correlation curve of power system |
| JP2012191777A (en) * | 2011-03-11 | 2012-10-04 | Nissin Electric Co Ltd | Method for estimating generated amount of power in photovoltaic power generation system |
| JP2016049012A (en) * | 2014-08-25 | 2016-04-07 | 株式会社明電舎 | Load amount estimation device in distribution system with photovoltaic power generation system, and load amount estimation method |
| JP2017099187A (en) * | 2015-11-26 | 2017-06-01 | 株式会社日立製作所 | Power generation amount estimation device and method for distributed power source |
| JP2017158386A (en) * | 2016-03-04 | 2017-09-07 | 株式会社日立製作所 | Photovoltaic power generation amount estimating device and estimating method |
| JP2018088761A (en) * | 2016-11-29 | 2018-06-07 | 株式会社日立製作所 | Power factor estimation apparatus and method of electric power system |
-
2019
- 2019-02-05 JP JP2019018591A patent/JP7149867B2/en active Active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2000039457A (en) * | 1998-07-23 | 2000-02-08 | Nissin Electric Co Ltd | Grouping method for p-q correlation curve of power system |
| JP2012191777A (en) * | 2011-03-11 | 2012-10-04 | Nissin Electric Co Ltd | Method for estimating generated amount of power in photovoltaic power generation system |
| JP2016049012A (en) * | 2014-08-25 | 2016-04-07 | 株式会社明電舎 | Load amount estimation device in distribution system with photovoltaic power generation system, and load amount estimation method |
| JP2017099187A (en) * | 2015-11-26 | 2017-06-01 | 株式会社日立製作所 | Power generation amount estimation device and method for distributed power source |
| JP2017158386A (en) * | 2016-03-04 | 2017-09-07 | 株式会社日立製作所 | Photovoltaic power generation amount estimating device and estimating method |
| JP2018088761A (en) * | 2016-11-29 | 2018-06-07 | 株式会社日立製作所 | Power factor estimation apparatus and method of electric power system |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2021035076A (en) * | 2019-08-15 | 2021-03-01 | 東芝エネルギーシステムズ株式会社 | Load power factor estimation method and device therefor |
| JP7251888B2 (en) | 2019-08-15 | 2023-04-04 | 東芝エネルギーシステムズ株式会社 | Load power factor estimation method and device |
| JP2021078193A (en) * | 2019-11-06 | 2021-05-20 | 株式会社日立製作所 | System switching detection device for power system, and solar power generation output estimating apparatus and method |
| JP7293085B2 (en) | 2019-11-06 | 2023-06-19 | 株式会社日立製作所 | SYSTEM SWITCHING DETECTION DEVICE FOR POWER SYSTEM, SOLAR POWER OUTPUT ESTIMATION DEVICE AND METHOD |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP7149867B2 (en) | 2022-10-07 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| WO2016170912A1 (en) | Power system voltage reactive power monitoring control device and method | |
| Mohn et al. | Tracing PV and QV curves with the help of a CRIC continuation method | |
| US20030040846A1 (en) | Stability prediction for an electric power network | |
| CN102946253B (en) | Data sampling method and system and the application process in parameter identification thereof and system | |
| Chen et al. | Wide-area measurement-based voltage stability sensitivity and its application in voltage control | |
| CN115015474B (en) | Method and equipment for detecting carbon emission of power consumer | |
| JP2016189664A (en) | System stabilization controller and power system control system | |
| US11169189B2 (en) | Systems and methods for operating generators based on generator steady state stability limits | |
| JP2020127292A (en) | Load characteristic estimation device and method of power system, and photovoltaic power generation amount estimation device and method | |
| US10677824B2 (en) | Distributed-generator power-generation-amount estimation apparatus and method | |
| JP2017153345A (en) | Method and system for dynamic state estimation of power distribution system | |
| JPWO2017126260A1 (en) | Power system model analysis apparatus and method | |
| Tang et al. | Trajectory sensitivities: Applications in power systems and estimation accuracy refinement | |
| CN105610168A (en) | Application method of node voltage stability index of multi-feed-in alternating current and direct current system | |
| US20180269681A1 (en) | Power systems and related voltage stability methods | |
| Cheng et al. | PV impact assessment for very high penetration levels | |
| Kumar et al. | Innovative and precise MPP estimation using P–V curve geometry for photovoltaics | |
| Mather | Fast determination of distribution-connected PV impacts using a variable-time-step quasi-static time-series approach | |
| Sacerdoţianu et al. | Research on the continuous monitoring of the sag of overhead electricity transmission cables based on the measurement of their slope | |
| Macii et al. | Uncertainty sensitivity analysis of WLS-based grid state estimators | |
| KR20200073039A (en) | System and Method for Controlling Virtual Multi Slack Droop Based on Power Sensitivity Analysis | |
| JP6530698B2 (en) | Apparatus and method for estimating power generation of distributed power source | |
| JP2015114741A (en) | Solar battery evaluation apparatus, solar battery evaluation method, and photovoltaic power generation system | |
| CN114705947A (en) | Island detection model training method, device, equipment and medium | |
| CN114565058A (en) | Training method, device, equipment and medium for island detection model |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20211115 |
|
| TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
| A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20220915 |
|
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20220920 |
|
| A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20220927 |
|
| R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 7149867 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |