JP6045769B1 - 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

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。

特開２０１５−００７９１１号公報

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。

実施の形態の配電系統システムの一例を示す図 実施の形態の配電系統管理装置の構成例を示す図 実施の形態のメータデータ管理装置の構成例を示す図 実施の形態の計算機システムの構成例を示す図 実施の形態のスマートメータの構成例を示す図 実施の形態の通信ユニットの構成例を示す図 実施の形態のスマートメータが送信する計測データの一例を示す図 実施の形態の計測装置が送信する計測データの一例を示す図 日射計用親局装置の構成例を示す図 計測装置と日射計用親局装置の設置例を示す図 日射計用親局装置と一体化された子局の構成例を示す図 メータデータ管理装置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 実施の形態のメータデータ管理装置の記憶部に保持されている契約データの一例を示す図 実施の形態の配電系統管理装置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 実施の形態の太陽光発電設備データの構成例を示す図 実施の形態の日射計位置データの構成例を示す図 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 実施の形態の２４時間分の総負荷量の概念を示す図 補正量算出部が抽出した計測値の一例を示す図 補正量算出部により算出される補正データの一例を示す図 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 実施の形態の当日の総負荷量の算出方法の概念を示す図

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。

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Ｍ_4-1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Ｐ_4-1，Ｐ_4-2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Ｌ_53-2，Ｌ_53-1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Ｅ_4-2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。
Ｅ_4-2＝（Ｍ_4-1×Ｐ_4-2／Ｐ_4-1＋α×Ｐ_4-2×（Ｌ_53-2＋Ｌ_53-1））／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Ｐ_G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Ｐ_F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Ｐ_Gと抽出したＰ_Fに基づいて、以下の式（２）により総負荷量Ｐ_L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。
Ｐ_L＝Ｐ_F−Ｐ_G …（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Ｌ_ref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Ｌ_si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Ｌ_ref／Ｌ_si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)

1. 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。
2. 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。
3. 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。
4. 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。
5. 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。
6. 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。
7. 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。
8. 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。
9. 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。
10. 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。
11. 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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