JP6376923B2 - Load amount estimating apparatus and load amount estimating method in distribution system having photovoltaic power generation system - Google Patents

Description

本発明は、太陽光発電システムが連系された配電系統において、負荷需要電力と発電電力を分離して把握する技術に関する。   The present invention relates to a technology for separately grasping load demand power and generated power in a distribution system in which a photovoltaic power generation system is connected.

旧来の配電自動化システムでは、高圧配電線の潮流を高圧配電線の送り出し点のみで計測して保護、制御の運用に用いていた。近年、太陽光発電システムに代表される分散型電源が需要地域に大量に導入されるようになり、高圧配電線の送り出し点のみの計測では、高圧配電線の負荷需要の分布や電圧の分布を把握することが困難となっている。現在では、高圧配電線の状態をよりきめ細かく把握するために、計測機能を具備した開閉器の設置が進められており、配電線の潮流分布や電圧分布を把握することができるようになりつつある。   In the conventional distribution automation system, the flow of the high-voltage distribution line was measured only at the sending point of the high-voltage distribution line and used for protection and control operations. In recent years, a large amount of distributed power sources, such as photovoltaic power generation systems, have been introduced in demand areas. When measuring only the delivery points of high-voltage distribution lines, the distribution of load demand and voltage distribution of high-voltage distribution lines It is difficult to grasp. Currently, in order to grasp the state of the high-voltage distribution line more precisely, the installation of switches equipped with measurement functions is being promoted, and it is becoming possible to grasp the power flow distribution and voltage distribution of the distribution line. .

しかし、需要地に分散型電源が連系されている状態では、負荷需要が見かけ上小さくなったように見えるのみで、正確な負荷需要電力と発電電力を分離して把握することができない。例えば配電自動化システムでは、高圧配電線で事故が発生した場合に、一旦は高圧配電線全体が停電するものの、その後に区分開閉器を自動再閉路することで事故区間を特定し、最終的には健全区間に電力を供給する自動復旧機能が設けられている。   However, in a state where distributed power sources are connected to demand areas, the load demand seems to be apparently small, and accurate load demand power and generated power cannot be grasped separately. For example, in a distribution automation system, when an accident occurs in a high-voltage distribution line, the entire high-voltage distribution line goes out of power, but after that, the section of the accident is identified by automatically reclosing the section switch, and finally An automatic recovery function is provided to supply power to the healthy section.

自動復旧を行う際には、事故前に電力供給を行っていた経路とは異なる経路から電力供給を再開するケースがある。これを電力融通と呼ぶ。電力融通を行う場合には、事故直前の負荷需要の推定値から供給可否の判定を行う。仮に、電力融通により再供給を行うエリアに分散型電源が大量に導入されていると、事故直前に計測された負荷需要電力は、負荷需要電力と発電電力の差分のみが計測可能であることから、正確な負荷需要電力を把握することができない。   When performing automatic recovery, there is a case where power supply is resumed from a route different from the route in which power was supplied before the accident. This is called power interchange. When performing power interchange, it is determined whether or not supply is possible from the estimated load demand immediately before the accident. If a large number of distributed power sources are installed in areas where power is resupplied through power interchange, the load demand power measured immediately before the accident can be measured only for the difference between the load demand power and the generated power. Can not grasp the accurate load demand power.

停電の状態から電力を再供給する場合、負荷需要が概ね事故直前と変わらないのに対して、分散型電源は遅れて再起動されることから、再供給時には事故直前の純粋な負荷需要電力に対して電力を供給する必要があり、場合によっては過負荷により電力融通に失敗し、停電区間の極小化が図られない懸念がある。   When power is resupplied from a power outage, the load demand remains almost the same as immediately before the accident, whereas the distributed power supply is restarted with a delay. On the other hand, there is a concern that it is necessary to supply power, and in some cases, power interchange fails due to overload, and minimization of the power outage section cannot be achieved.

また、平時の運用においても高圧配電線の電圧分布を適正な管理値内に収める必要があり、電圧低下の原因となる負荷需要電力と、電圧上昇の原因となる発電電力を正確に把握することが重要である。   In addition, it is necessary to keep the voltage distribution of the high-voltage distribution line within appropriate control values even during normal operation, and it is necessary to accurately grasp the load demand power that causes the voltage drop and the generated power that causes the voltage rise. is important.

大規模な太陽光発電所であれば、個別の計測値を配電自動化システムに取り込み、これを正確に運用に把握させることも可能であるが、住宅に設置される数ｋＷの太陽光発電システムの場合には、個別の計測値を全て計測し集約することは煩雑である。   If it is a large-scale photovoltaic power plant, it is possible to take individual measurement values into the distribution automation system and make it accurately understood by the operation. In some cases, it is cumbersome to measure and aggregate all the individual measurement values.

従来、配電系統における負荷需要電力と発電電力を分離して把握する方法は、例えば次の２つの方法がある。第一の方法として、太陽光発電システムの発電電力は日射量にほぼ比例して変化することから、日射量計から発電電力を推定する方法がある。   Conventionally, there are, for example, the following two methods for separately grasping load demand power and generated power in a distribution system. As a first method, there is a method of estimating the generated power from a solar radiation meter because the generated power of the photovoltaic power generation system changes almost in proportion to the amount of solar radiation.

第二の方法として、高圧配電線の電力潮流から、独立成分分析（Ｉｎｄｅｐｅｎｄｅｎｔ Ｃｏｍｐｏｎｅｎｔ Ａｎａｌｙｓｉｓ ：以下、単にＩＣＡと称することもある）の手法を用いて負荷需要電力と発電電力を分離する方法が提案されている。独立成分分析とは、観測信号ｘを混合行列Ａと信号源ｓの線形結合で表現し、未知のＡとｓをｘから推定する手法である。   As a second method, a method of separating load demand power and generated power from a power flow of a high-voltage distribution line using a method of independent component analysis (hereinafter sometimes referred to simply as ICA) is proposed. ing. Independent component analysis is a technique in which an observed signal x is expressed by a linear combination of a mixing matrix A and a signal source s, and unknown A and s are estimated from x.

このときの制約条件として、信号源が統計的に独立であること、信号源が非ガウス分布に従うこと、信号源の数をｍ、観測数をｎとしたときｎ≧ｍとなることが必要である。推定したい信号源が負荷需要電力と発電電力の２つであることから、観測信号が２つ必要となる。観測信号としては有効電力と無効電力を用いる。高圧配電線の区間の負荷需要電力と発電電力を推定したい場合には、区間の入り口と出口に設置された区分開閉器で計測された有効・無効電力の差を用いる。   As a constraint condition at this time, it is necessary that the signal source is statistically independent, that the signal source follows a non-Gaussian distribution, and that n ≧ m when the number of signal sources is m and the number of observations is n. is there. Since two signal sources to be estimated are load demand power and generated power, two observation signals are required. Active power and reactive power are used as observation signals. To estimate the load demand power and generated power in the section of the high-voltage distribution line, use the difference between the active and reactive power measured by the section switches installed at the entrance and exit of the section.

例えば配電系統のフィーダの一区間の例を示す図２において、高圧配電線１０の一区間に設けたセンサ付開閉器１１、１２によって、該開閉器を各々通過する有効電力（Ｐ₁、Ｐ₂）と無効電力（Ｑ₁、Ｑ₂）を計測し、この差分であるＰ（＝Ｐ₁−Ｐ₂）、Ｑ（＝Ｑ₁−Ｑ₂）を独立成分分析における観測信号（ｘ）として扱う。 For example, in FIG. 2 showing an example of one section of the feeder of the distribution system, the active power (P ₁ , P ₂ ) that passes through each switch by the switches 11 and 12 with sensors provided in one section of the high-voltage distribution line 10. ) And reactive power (Q ₁ , Q ₂ ) are measured, and P (= P ₁ −P ₂ ) and Q (= Q ₁ −Q ₂ ), which are the differences, are treated as observation signals (x) in the independent component analysis. .

尚、図２の２０₁〜２０_nは配電系統に連系される太陽光発電システム（Ｐｈｏｔｏｖｏｌｔａｉｃ Ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ ：以下、単にＰＶと称することもある）であり、このＰＶには日射量計（Ｒ）が設置される場合もある。３０₁〜３０_nは負荷を示している。 In addition, 20 _{1 to} 20 _n in FIG. 2 are photovoltaic power generation systems (Photovoltaic Generation: hereinafter simply referred to as PV) linked to the distribution system, and this PV has a solar radiation meter (R). Sometimes installed. Reference numerals 30 ₁ to 30 _{n denote} loads.

推定区間内での高圧配電線１０による電力損失を無視すると、観測されたＰ、Ｑは区間内での正味の負荷として与えられることから（１）式が成り立つ。   If the power loss due to the high-voltage distribution line 10 in the estimated section is ignored, the observed P and Q are given as the net load in the section, so the equation (1) holds.

ここで、Ｐ_load，Ｑ_loadはそれぞれ負荷で消費された有効電力・無効電力を表し、Ｐ_PV，Ｑ_PVはそれぞれＰＶから出力された有効電力・無効電力を表している。さらに、負荷の力率角、ＰＶの力率角をそれぞれθ_load，θ_PVとすると、有効電力と無効電力の間には（２）式が成り立つ。 Here, P _load and Q _load represent active power and reactive power consumed by the load, respectively, and P _PV and Q _PV represent active power and reactive power output from _PV , respectively. Further, when the load power factor angle and PV power factor angle are θ _load and θ _PV , respectively, Equation (2) is established between the active power and the reactive power.

（１）式と（２）式から、観測信号（ｘ）、混合行列（Ａ）および信号源（ｓ）の関係式（ＩＣＡの推定モデルｘ＝Ａｓ）は（３）式のように表すことができる。   From the expressions (1) and (2), the relational expression of the observation signal (x), the mixing matrix (A), and the signal source (s) (ICA estimation model x = As) should be expressed as the expression (3). Can do.

面的に広がる太陽光発電システムの合計発電量を推定する場合には、地点により異なる日射量特性が重ね合わされることを考慮する必要がある。また、太陽光発電システムのアレイ面の傾斜角や方位により発電出力の特性が異なることを考慮する必要がある。また、部分的に影が生じるアレイ面を持つ太陽光発電システムでは、特定の時間に発電出力が低下する特性を持つ。このように、太陽光発電システムは様々な設置環境で発電出力の特性が異なり、ある地域の合計発電量はこれらを合成した特性となる。   When estimating the total power generation amount of a solar power generation system that spreads across the surface, it is necessary to consider that different solar radiation characteristics are superimposed on each point. In addition, it is necessary to consider that the characteristics of the power generation output differ depending on the inclination angle and orientation of the array surface of the photovoltaic power generation system. In addition, a photovoltaic power generation system having an array surface in which a shadow is partially generated has a characteristic that the power generation output decreases at a specific time. Thus, the photovoltaic power generation system has different characteristics of the power generation output in various installation environments, and the total power generation amount in a certain region is a combination of these characteristics.

尚、ＩＣＡの手法を用いて負荷需要電力と発電電力を分離する方法としては、例えば特許文献１に記載のものが提案されている。   As a method for separating load demand power and generated power using the ICA method, for example, a method described in Patent Document 1 has been proposed.

特開２０１２−９５４７８号公報JP 2012-95478 A

前記第一の方法では、地点により異なる発電出力特性を考慮するため、所望の地域を囲むような複数箇所での日射量の計測が必要となる。また、所望の地域で同一配電線に連系されている太陽光発電システムの合計容量を事前に把握しておく必要があり、故障などを原因として稼働していない太陽光発電システムがある場合には、推定精度の低下が起こる。また、傾斜角や方位角による影響を考慮に入れるためには、方位角毎、傾斜角毎の設備容量の把握などが必要となり、定期的な設備データのメンテナンスが必要である。   In the first method, since the power generation output characteristics that differ depending on the location are taken into account, it is necessary to measure the amount of solar radiation at a plurality of locations surrounding a desired area. In addition, when it is necessary to know in advance the total capacity of the photovoltaic power generation system linked to the same distribution line in the desired area, and there is a photovoltaic power generation system that is not operating due to a failure etc. Causes a decrease in estimation accuracy. In order to take into account the influence of the tilt angle and azimuth angle, it is necessary to grasp the equipment capacity for each azimuth angle and each tilt angle, and periodic maintenance of equipment data is required.

また、前記第二の方法では負荷需要電力の力率と発電電力の力率の双方が１００％となると、前記（３）式の混合行列の行同士（ｔａｎθ_loadとｔａｎθ_PV）が相似となって正しい逆行列が求められず、推定精度が得られない問題がある。近年の一般住宅の電力負荷の力率はほぼ１００％程度であり、太陽光発電システムも通常は力率１００％で運転されることから、推定精度が著しく悪化する。 In the second method, when both the power factor of the load demand power and the power factor of the generated power become 100%, the rows of the mixing matrix (tan θ _load and tan θ _PV ) in the equation (3) become similar. Thus, there is a problem that a correct inverse matrix cannot be obtained and estimation accuracy cannot be obtained. In recent years, the power factor of the electric load of ordinary houses is about 100%, and the photovoltaic power generation system is usually operated at a power factor of 100%, so that the estimation accuracy is significantly deteriorated.

本発明は上記課題を解決するものであり、その目的は、負荷量を直接計測することなく把握することができる太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定装置および方法を提供することにある。   This invention solves the said subject, The objective is to provide the load amount estimation apparatus and method in a distribution system which has a photovoltaic power generation system which can grasp | ascertain without directly measuring load amount. is there.

上記課題を解決するための請求項１に記載の太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定装置は、配電系統内に設置された太陽光発電システムの発電出力に対応する出力であって、配電系統内の代表地点における日射量を計測する日射量計によって計測した日射量計測値を出力する太陽光発電出力計測手段と、
配電線の有効電力潮流を計測する有効電力潮流計測手段と、
前記計測された有効電力潮流Ｐｎｅｔおよび日射量計測値Ｒ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、 The load amount estimation apparatus in the distribution system having the photovoltaic power generation system according to claim 1 for solving the above-described problem is an output corresponding to the power generation output of the photovoltaic power generation system installed in the distribution system. A solar power output measuring means for outputting a solar radiation measurement value measured by a solar radiation meter that measures the solar radiation amount at a representative point in the distribution system;
An active power flow measuring means for measuring the active power flow of the distribution line;
The observed signal having the measured active power flow Pnet and the measured solar radiation value R as elements, a mixed matrix including the total installed capacity k of the photovoltaic power generation system as elements, the load demand power Pload and the solar radiation amount in the distribution system By linear combination with the signal source with the measured value R as an element,

と表現される推定モデルを生成し、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・推定する推定手段と、を備え、
前記推定手段は、現在時刻から設定時間前までの期間を解析時間窓とし、その解析時間窓で計測された有効電力潮流および日射量計測値を観測信号として複数の時系列推定データを演算し、該演算された時系列推定データのうち現在時刻のデータを負荷需要電力Ｐｌｏａｄおよび総設備容量ｋの推定値と決定し、
前記解析時間窓を単位時刻ずつずらしながら順次最新の時刻における負荷需要電力Ｐｌｏａｄおよび総設備容量ｋの推定値を求めることを特徴としている。 And an estimation unit that separates and estimates the load demand power Pload and the total installed capacity k from the observation signal of the generated estimation model by an independent component analysis technique ,
The estimation means uses a period from the current time to the set time before as an analysis time window, calculates a plurality of time series estimation data using the active power flow and solar radiation measurement values measured in the analysis time window as observation signals, Of the calculated time-series estimated data, the current time data is determined as the estimated value of the load demand power Pload and the total installed capacity k,
The estimated time load demand Pload and the total installed capacity k at the latest time are sequentially obtained while shifting the analysis time window by unit time .

また、請求項１１に記載の太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定方法は、配電系統内に設置された太陽光発電システムの発電出力に対応する出力を出力する太陽光発電出力計測手段が、配電系統内の代表地点における日射量を計測する日射量計によって計測した日射量計測値を出力する太陽光発電出力計測ステップと、
有効電力潮流計測手段が、配電線の有効電力潮流を計測するステップと、
推定手段が、前記計測された有効電力潮流Ｐｎｅｔおよび日射量計測値Ｒ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、 Moreover, the load amount estimation method in the distribution system having the photovoltaic power generation system according to claim 11 is a photovoltaic power generation output measurement that outputs an output corresponding to the power generation output of the photovoltaic power generation system installed in the distribution system. A solar power generation output measurement step in which means outputs a solar radiation measurement value measured by a solar radiation meter that measures the solar radiation amount at a representative point in the distribution system;
An active power flow measuring means measuring the active power flow of the distribution line;
The estimation means includes an observation signal having the measured active power flow Pnet and the measured solar radiation R as elements, a mixed matrix including the total installed capacity k of the photovoltaic power generation system as elements, and load demand power in the distribution system By linear combination with a signal source having Pload and solar radiation measurement value R as elements,

と表現される推定モデルを生成する推定モデル生成ステップと、
推定手段が、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・推定する推定ステップと、を備え、
前記推定ステップは、
現在時刻から設定時間前までの期間を解析時間窓とし、その解析時間窓で計測された有効電力潮流および日射量計測値を観測信号として複数の時系列推定データを演算するステップと、
前記演算された時系列推定データのうち現在時刻のデータを負荷需要電力Ｐｌｏａｄおよび総設備容量ｋの推定値と決定するステップと、
前記解析時間窓を単位時刻ずつずらしながら順次最新の時刻における負荷需要電力Ｐｌｏａｄおよび総設備容量ｋの推定値を求めるステップと、
を有していることを特徴としている。 An estimation model generation step for generating an estimation model expressed as:
An estimation unit comprising: an estimation step of separating and estimating the load demand power Pload and the total installed capacity k from an observation signal of the generated estimation model by an independent component analysis technique ;
The estimation step includes
A period from the current time to the set time before is set as an analysis time window, and a step of calculating a plurality of time series estimation data using an active power flow measured by the analysis time window and a solar radiation measurement value as an observation signal;
Determining the current time data among the calculated time series estimation data as estimated values of the load demand power Pload and the total installed capacity k;
Obtaining an estimated value of load demand power Pload and total installed capacity k at the latest time sequentially while shifting the analysis time window by unit time;
It is characterized by having a.

上記構成によれば、太陽光発電システムを有した配電系統において、負荷需要電力と発電電力を直接計測することなく分離して把握することが可能となる。負荷需要電力と発電電力を分離して把握できることで、例えば高圧配電系統で事故が発生した際の電力融通の計算を的確に行うことが出来る。また、常時の運用においても高圧配電系統の電圧や潮流を管理する上で、設備形成や系統構成を検討する際の情報として活用ができる。   According to the said structure, it becomes possible to isolate | separate and grasp | ascertain, without directly measuring load demand electric power and generated electric power in a power distribution system with a solar power generation system. Since the load demand power and generated power can be grasped separately, for example, power interchange when an accident occurs in a high-voltage distribution system can be accurately calculated. In addition, even in regular operation, it can be used as information when considering equipment formation and system configuration in managing the voltage and power flow of the high-voltage distribution system.

また、負荷需要電力と発電電力を個別に直接計測する場合に比べて、計測や情報収集にかかるコストを抑制できる。   Moreover, compared with the case where load demand electric power and generated electric power are directly measured individually, the cost for measurement and information collection can be suppressed.

また、請求項２に記載の太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定装置は、前記推定手段は、現在時刻から設定時間前までの期間を解析時間窓とし、その解析時間窓で計測された有効電力潮流および日射量計測値を観測信号として複数の時系列推定データを演算し、該演算された時系列推定データのうち現在時刻のデータを総設備容量ｋの推定値と決定し、
前記解析時間窓を単位時刻ずつずらした複数の解析時間窓毎に推定した総設備容量ｋと解析時間窓毎に算出した日射量計測値の標準偏差とを記憶する記憶部を備え、
現在時刻の解析時間窓内の日射量計測値の標準偏差が１時刻前の解析時間窓内の日射量計測値の標準偏差よりも大きいときに、独立成分分析によって総設備容量ｋを算出して最新のｋ値とし、
前記最新のｋ値および現在時刻の日射量計測値の積に有効電力潮流を加算して現在時刻の負荷需要電力を求めることを特徴としている。 Further, in the load amount estimation apparatus in the distribution system having the photovoltaic power generation system according to claim 2 , the estimation means uses a period from the current time to a set time before as an analysis time window, and measures with the analysis time window. Calculating a plurality of time-series estimated data using the measured active power flow and solar radiation measurement values as observation signals, and determining the current time data among the calculated time-series estimated data as an estimated value of the total installed capacity k,
A storage unit for storing the total equipment capacity k estimated for each of the plurality of analysis time windows shifted by unit time and the standard deviation of the solar radiation measurement value calculated for each analysis time window;
When the standard deviation of the solar radiation measurement value in the analysis time window at the current time is larger than the standard deviation of the solar radiation measurement value in the analysis time window one hour before, the total installed capacity k is calculated by independent component analysis. The latest k value,
The load demand power at the current time is obtained by adding the active power flow to the product of the latest k value and the solar radiation measurement value at the current time.

また、請求項１２に記載の太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定方法は、前記推定ステップは、
現在時刻から設定時間前までの期間を解析時間窓とし、その解析時間窓で計測された有効電力潮流および日射量計測値を観測信号として複数の時系列推定データを演算するステップと、
前記演算された時系列推定データのうち現在時刻のデータを総設備容量ｋの推定値と決定するステップと、
前記解析時間窓を単位時刻ずつずらした複数の解析時間窓毎に推定した総設備容量ｋと解析時間窓毎に算出した日射量計測値の標準偏差とを記憶部に記憶するステップと、
現在時刻の解析時間窓内の日射量計測値の標準偏差と１時刻前の解析時間窓内の日射量計測値の標準偏差とを比較するステップと、
現在時刻の解析時間窓内の日射量計測値の標準偏差が１時刻前の解析時間窓内の日射量計測値の標準偏差よりも大きいときに、独立成分分析によって総設備容量ｋを算出して最新のｋ値とするステップと、
前記最新のｋ値および現在時刻の日射量計測値の積に有効電力潮流を加算して現在時刻の負荷需要電力を求めるステップと、
を有していることを特徴とする。 Moreover, the load amount estimation method in the distribution system having the photovoltaic power generation system according to claim 12 , the estimation step includes:
A period from the current time to the set time before is set as an analysis time window, and a step of calculating a plurality of time series estimation data using an active power flow measured by the analysis time window and a solar radiation measurement value as an observation signal;
Determining the current time data of the calculated time-series estimated data as an estimated value of the total installed capacity k;
Storing the total installed capacity k estimated for each of the plurality of analysis time windows shifted by unit time and the standard deviation of the measured solar radiation amount calculated for each analysis time window in the storage unit;
Comparing the standard deviation of the solar radiation measurement value within the analysis time window at the current time with the standard deviation of the solar radiation measurement value within the analysis time window one hour before;
When the standard deviation of the solar radiation measurement value in the analysis time window at the current time is larger than the standard deviation of the solar radiation measurement value in the analysis time window one hour before, the total installed capacity k is calculated by independent component analysis. A step of setting the latest k value;
Adding the active power flow to the product of the latest k value and the solar radiation measurement value at the current time to obtain the load demand power at the current time;
It is characterized by having.

上記構成によれば、日射量計測値の標準偏差が最大であるときに算出した太陽光発電システムの総設備容量ｋを最新のｋ値とすることができ、ｋの推定値精度が高められ、正確な負荷需要電力を把握することができる。   According to the above configuration, the total installed capacity k of the photovoltaic power generation system calculated when the standard deviation of the solar radiation measurement value is maximum can be set to the latest k value, and the estimated value accuracy of k can be improved. Accurate load demand power can be grasped.

また、請求項３に記載の太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定装置は、請求項２において、前記最新のｋ値は、設定した期間内で日射量計測値の標準偏差が最大となるときのｋとすることを特徴としている。 Moreover, the load amount estimation apparatus in the distribution system having the solar power generation system according to claim 3 is the load amount estimation device according to claim 2 , wherein the latest k value has a maximum standard deviation of the measured solar radiation amount within a set period. It is characterized by k.

また、請求項１３に記載の太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定方法は、請求項１２において、前記最新のｋ値とするステップは、設定した期間内で日射量計測値の標準偏差が最大となるときのｋを採用することを特徴としている。 Moreover, the load amount estimation method in the power distribution system having the photovoltaic power generation system according to claim 13 is the step of setting the latest k value in claim 12 , wherein the step of setting the latest k value is a standard of the solar radiation amount measurement value within a set period. It is characterized by adopting k when the deviation is maximum.

上記構成によれば、太陽光発電システムの増設や撤去、故障停止などによる総設備容量ｋの変化に追従することができる。   According to the said structure, it can track the change of the total installation capacity k by extension, removal of a photovoltaic power generation system, a failure stop, etc.

また、請求項４に記載の太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定装置は、請求項１において、前記推定手段は、現在時刻から設定時間前までの期間を解析時間窓とし、その解析時間窓を単位時刻ずつずらした複数の解析時間窓の全ての時刻において、前記独立成分分析によって総設備容量ｋを算出し、該総設備容量ｋと解析時間窓毎に算出した日射量計測値の標準偏差σとを記憶する記憶部を備え、
前記記憶された総設備容量ｋおよび標準偏差σに基づいて、 Moreover, the load amount estimation apparatus in the power distribution system having the photovoltaic power generation system according to claim 4 is characterized in that, in claim 1 , the estimation means uses a period from a current time to a set time as an analysis time window, The total installed capacity k is calculated by the independent component analysis at all times of the plurality of analyzed time windows with the analysis time window shifted by unit time, and the solar radiation amount measurement value calculated for each total installed capacity k and each analyzed time window A storage unit for storing the standard deviation σ of
Based on the stored total installed capacity k and standard deviation σ,

（ただし、ｔは時刻、Ｎは時間窓の数）
によって、日射量計測値の標準偏差の大きさで重み付けしたｋの平均値を演算し、該演算されたｋの平均値を最新のｋとし、
前記最新のｋ値および現在時刻の日射量計測値の積に有効電力潮流を加算して現在時刻の負荷需要電力を求めることを特徴としている。 (Where t is the time and N is the number of time windows)
By calculating the average value of k weighted by the standard deviation of the solar radiation measurement value, the calculated average value of k is the latest k,
The load demand power at the current time is obtained by adding the active power flow to the product of the latest k value and the solar radiation measurement value at the current time.

また、請求項１４に記載の太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定方法は、請求項１１において、
前記推定ステップは、
現在時刻から設定時間前までの期間を解析時間窓とし、その解析時間窓を単位時刻ずつずらした複数の解析時間窓の全ての時刻において、前記独立成分分析によって総設備容量ｋを算出するステップと、
前記総設備容量ｋと解析時間窓毎に算出した日射量計測値の標準偏差σとを記憶部に記憶するステップと、
前記記憶された総設備容量ｋおよび標準偏差σに基づいて、 Also, load estimation method in distribution system having a solar power generation system according to claim 14, in claim 11,
The estimation step includes
Calculating a total installed capacity k by the independent component analysis at all times of a plurality of analysis time windows in which a period from the current time to a set time before is an analysis time window and the analysis time window is shifted by unit time; ,
Storing the total installed capacity k and the standard deviation σ of the solar radiation measurement value calculated for each analysis time window in a storage unit;
Based on the stored total installed capacity k and standard deviation σ,

（ただし、ｔは時刻、Ｎは時間窓の数）
によって、日射量計測値の標準偏差の大きさで重み付けしたｋの平均値を演算し、該演算されたｋの平均値を最新のｋとするステップと、
前記最新のｋ値および現在時刻の日射量計測値の積に有効電力潮流を加算して現在時刻の負荷需要電力を求めるステップと、を有していることを特徴とする。 (Where t is the time and N is the number of time windows)
Calculating an average value of k weighted by the standard deviation of the solar radiation measurement value, and setting the calculated average value of k as the latest k;
And adding an active power flow to the product of the latest k value and the solar radiation measurement value at the current time to obtain the load demand power at the current time.

上記構成によれば、日射量計測値の標準偏差の大きさで重み付けしたｋの平均値に基づいて負荷需要電力を求めているので、何らかの要因で特異なｋ値が得られた場合に、その特異なｋ値による影響が緩和され、推定精度の悪化を防ぐことができる。   According to the above configuration, since the load demand power is obtained based on the average value of k weighted by the magnitude of the standard deviation of the solar radiation measurement value, when a unique k value is obtained for some reason, The influence by the peculiar k value is relieved and the deterioration of estimation accuracy can be prevented.

また、請求項５に記載の太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定装置は、請求項１において、前記推定手段は、現在時刻から設定時間前までの期間を解析時間窓とし、その解析時間窓を単位時刻ずつずらした複数の解析時間窓内の日射量計測値の標準偏差σが設定した標準偏差閾値以上であるときに、前記独立成分分析によって総設備容量ｋを算出し、該総設備容量ｋと解析時間窓毎に算出した日射量計測値の閾値以上の標準偏差σとを記憶する記憶部を備え、
前記記憶された総設備容量ｋおよび標準偏差σに基づいて、 Moreover, the load amount estimation apparatus in the distribution system having the photovoltaic power generation system according to claim 5 is the load estimation apparatus according to claim 1 , wherein the estimation means uses a period from the current time to the set time before as an analysis time window. When the standard deviation σ of the solar radiation amount measurement values in the plurality of analysis time windows shifted by unit time by the analysis time window is equal to or larger than the set standard deviation threshold, the total installed capacity k is calculated by the independent component analysis, A storage unit for storing the total equipment capacity k and a standard deviation σ greater than or equal to a threshold value of the solar radiation measurement value calculated for each analysis time window;
Based on the stored total installed capacity k and standard deviation σ,

（ただし、ｔは時刻、Ｎは時間窓の数、σは閾値以上の標準偏差）
によって、日射量計測値の閾値以上の標準偏差の大きさで重み付けしたｋの平均値を演算し、該演算されたｋの平均値を最新のｋとし、
前記最新のｋ値および現在時刻の日射量計測値の積に有効電力潮流を加算して現在時刻の負荷需要電力を求めることを特徴としている。 (Where t is the time, N is the number of time windows, and σ is the standard deviation greater than or equal to the threshold)
To calculate an average value of k weighted with a standard deviation magnitude equal to or greater than the threshold value of the solar radiation measurement value, and set the calculated average value of k as the latest k,
The load demand power at the current time is obtained by adding the active power flow to the product of the latest k value and the solar radiation measurement value at the current time.

また、請求項１５に記載の太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定方法は、請求項１１において、
前記推定ステップは、
現在時刻から設定時間前までの期間を解析時間窓とし、その解析時間窓を単位時刻ずつずらした複数の解析時間窓内の日射量計測値の標準偏差σが設定した標準偏差閾値以上であるときに、前記独立成分分析によって総設備容量ｋを算出するステップと、
前記総設備容量ｋと解析時間窓毎に算出した日射量計測値の閾値以上の標準偏差σとを記憶部に記憶するステップと、
前記記憶された総設備容量ｋおよび標準偏差σに基づいて、 Moreover, the load amount estimation method in the power distribution system having the photovoltaic power generation system according to claim 15 is described in claim 11 ,
The estimation step includes
The period from the current time to the set time before is set as the analysis time window, and the standard deviation σ of the solar radiation measurement values in the multiple analysis time windows with the analysis time window shifted by unit time is greater than the set standard deviation threshold And calculating the total installed capacity k by the independent component analysis,
Storing the total equipment capacity k and the standard deviation σ greater than or equal to the threshold value of the solar radiation measurement value calculated for each analysis time window in a storage unit;
Based on the stored total installed capacity k and standard deviation σ,

（ただし、ｔは時刻、Ｎは時間窓の数、σは閾値以上の標準偏差）
によって、日射量計測値の閾値以上の標準偏差の大きさで重み付けしたｋの平均値を演算し、該演算されたｋの平均値を最新のｋとするステップと、
前記最新のｋ値および現在時刻の日射量計測値の積に有効電力潮流を加算して現在時刻の負荷需要電力を求めるステップと、を有していることを特徴とする。 (Where t is the time, N is the number of time windows, and σ is the standard deviation greater than or equal to the threshold)
A step of calculating an average value of k weighted by a magnitude of a standard deviation equal to or greater than a threshold value of the solar radiation measurement value, and setting the calculated average value of k as the latest k;
And adding an active power flow to the product of the latest k value and the solar radiation measurement value at the current time to obtain the load demand power at the current time.

上記構成によれば、日射量計測値の閾値以上の標準偏差の大きさで重み付けしたｋの平均値に基づいて負荷需要電力を求めているので、特異なｋ値による影響が緩和されて推定精度を確保することができ、且つ演算時間の短縮が図られる。   According to the above configuration, the load demand power is obtained based on the average value of k weighted by the magnitude of the standard deviation equal to or greater than the threshold value of the solar radiation measurement value. Can be ensured, and the calculation time can be shortened.

また、請求項６に記載の太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定装置は、請求項１において、前記推定手段は、現在時刻から設定時間前までの期間を解析時間窓とし、その解析時間窓を単位時刻ずつずらした複数の解析時間窓の全ての時刻において、前記独立成分分析によって総設備容量ｋを算出し、該総設備容量ｋの設定日数分のｋデータと解析時間窓毎に算出した設定日数分の日射量計測値の標準偏差σデータとを記憶する記憶部を備え、
前記記憶された総設備容量ｋおよび標準偏差σに基づいて、 Moreover, the load amount estimation apparatus in the distribution system having the photovoltaic power generation system according to claim 6 is the load amount estimation device according to claim 1 , wherein the estimation unit uses a period from the current time to the set time before as an analysis time window. At all times of a plurality of analysis time windows in which the analysis time window is shifted by unit time, the total equipment capacity k is calculated by the independent component analysis, and k data for the set days of the total equipment capacity k and each analysis time window And a storage unit for storing the standard deviation σ data of the measured solar radiation amount for the set number of days,
Based on the stored total installed capacity k and standard deviation σ,

（ただし、ｔは時刻、Ｎは時間窓の数、Ｍは推定日当日から遡る日数）
によって、日射量計測値の標準偏差の大きさで重み付けされ、設定日数内の同一時間帯におけるｋの平均値を演算し、該演算されたｋの平均値を最新のｋとし、
前記最新のｋ値および現在時刻の日射量計測値の積に有効電力潮流を加算して現在時刻の負荷需要電力を求めることを特徴としている。 (Where t is the time, N is the number of time windows, M is the number of days going back from the estimated date)
Is weighted with the standard deviation of the solar radiation measurement value, calculates the average value of k in the same time zone within the set number of days, and sets the calculated average value of k as the latest k,
The load demand power at the current time is obtained by adding the active power flow to the product of the latest k value and the solar radiation measurement value at the current time.

また、請求項１６に記載の太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定方法は、請求項１１において、
前記推定ステップは、
現在時刻から設定時間前までの期間を解析時間窓とし、その解析時間窓を単位時刻ずつずらした複数の解析時間窓の全ての時刻において、前記独立成分分析によって総設備容量ｋを算出するステップと、
前記総設備容量ｋの設定日数分のｋデータと解析時間窓毎に算出した設定日数分の日射量計測値の標準偏差σデータとを記憶部に記憶するステップと、
前記記憶された総設備容量ｋおよび標準偏差σに基づいて、 Moreover, the load amount estimation method in the power distribution system having the photovoltaic power generation system according to claim 16 is described in claim 11 ,
The estimation step includes
Calculating a total installed capacity k by the independent component analysis at all times of a plurality of analysis time windows in which a period from the current time to a set time before is an analysis time window and the analysis time window is shifted by unit time; ,
Storing k data for a set number of days of the total installed capacity k and standard deviation σ data of a measured amount of solar radiation for a set number of days calculated for each analysis time window in a storage unit;
Based on the stored total installed capacity k and standard deviation σ,

（ただし、ｔは時刻、Ｎは時間窓の数、Ｍは推定日当日から遡る日数）
によって、日射量計測値の標準偏差の大きさで重み付けされ、設定日数内の同一時間帯におけるｋの平均値を演算し、該演算されたｋの平均値を最新のｋとするステップと、
前記最新のｋ値および現在時刻の日射量計測値の積に有効電力潮流を加算して現在時刻の負荷需要電力を求めるステップと、を有していることを特徴とする。 (Where t is the time, N is the number of time windows, M is the number of days going back from the estimated date)
By calculating the average value of k in the same time zone within the set number of days, and setting the calculated average value of k as the latest k.
And adding an active power flow to the product of the latest k value and the solar radiation measurement value at the current time to obtain the load demand power at the current time.

上記構成によれば、日射量計測値の標準偏差の大きさで重み付けされ、設定した期間内の同一時間帯におけるｋの平均値に基づいて負荷需要電力を求めているので、特定の時間に太陽光発電システムの発電出力が低下し、その時間帯が季節により異なることの影響を緩和し、推定精度を向上させることができる。   According to the above configuration, since the load demand power is obtained based on the average value of k in the same time zone within the set period, weighted by the standard deviation of the solar radiation measurement value, The power generation output of the photovoltaic power generation system can be reduced, and the influence that the time zone varies depending on the season can be mitigated, and the estimation accuracy can be improved.

また、請求項７に記載の太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定装置は、請求項１ないし３のいずれか１項において、
前記太陽光発電出力計測手段は、西向きの日射量計測値Ｒｗ、南向きの日射量計測値Ｒｓおよび東向きの日射量計測値Ｒｅを出力し、
前記推定手段は、前記有効電力潮流Ｐｎｅｔおよび日射量計測値Ｒｗ，Ｒｓ，Ｒｅ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方位毎の総設備容量ｋｗ，ｋｓ，ｋｅを含む混合行列と、配電系統内の負荷需要電力Ｐｌｏａｄおよび方位毎の日射量計測値Ｒｗ，Ｒｓ，Ｒｅを要素とする信号源との線形結合により、 The load estimation apparatus in a power distribution system having a solar power generation system according to claim 7, in any one of claims 1 to 3,
The solar power generation output measuring means outputs a westward solar radiation measurement value Rw, a southward solar radiation measurement value Rs, and an eastward solar radiation measurement value Re,
The estimation means includes an observation signal having the active power flow Pnet and the solar radiation measurement values Rw, Rs, Re as elements, and a mixed matrix including total equipment capacities kw, ks, ke for each direction of the photovoltaic power generation system as elements. And a linear combination of the load demand power Pload in the distribution system and the signal source having the measured solar radiation Rw, Rs, Re for each direction as elements,

と表現される推定モデルを生成し、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ｋｗ，ｋｓ，ｋｅを分離・推定することを特徴としている。   And the load demand power Pload and the total installed capacity kw, ks, ke are separated and estimated from the observation signal of the generated estimated model by an independent component analysis technique. .

また、請求項１７に記載の太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定方法は、請求項１１ないし１３のいずれか１項において、
前記太陽光発電出力計測ステップは、西向きの日射量計測値Ｒｗ、南向きの日射量計測値Ｒｓおよび東向きの日射量計測値Ｒｅを出力し、
前記推定モデル生成ステップは、前記有効電力潮流Ｐｎｅｔおよび日射量計測値Ｒｗ，Ｒｓ，Ｒｅ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方位毎の総設備容量ｋｗ，ｋｓ，ｋｅを含む混合行列と、配電系統内の負荷需要電力Ｐｌｏａｄおよび方位毎の日射量計測値Ｒｗ，Ｒｓ，Ｒｅを要素とする信号源との線形結合により、 Moreover, the load amount estimation method in the power distribution system having the photovoltaic power generation system according to claim 17 is any one of claims 11 to 13 .
The solar power generation output measurement step outputs a west-facing solar radiation measurement value Rw, a south-facing solar radiation measurement value Rs, and an east-facing solar radiation measurement value Re,
The estimation model generation step includes an observation signal having the active power flow Pnet and the solar radiation measurement values Rw, Rs, Re as elements, and the total installed capacity kw, ks, ke for each direction of the photovoltaic power generation system as elements. By the linear combination of the mixing matrix and the signal source having the load demand power Pload in the distribution system and the solar radiation measurement values Rw, Rs, Re for each direction as elements,

と表現される推定モデルを生成し、
前記推定ステップは、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ｋｗ，ｋｓ，ｋｅを分離・推定することを特徴としている。 Generate an estimation model expressed as
The estimation step is characterized in that the load demand power Pload and the total installed capacity kw, ks, ke are separated and estimated from an observation signal of the generated estimation model by an independent component analysis technique.

上記構成によれば、方位角により太陽光発電システムの発電出力の特性が異なることの影響を緩和し、推定精度を向上させることができる。   According to the said structure, the influence of the characteristic of the power generation output of a solar power generation system changing with an azimuth angle can be relieve | moderated, and estimation accuracy can be improved.

また、請求項８に記載の太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定装置は、請求項１ないし３のいずれか１項において、
前記太陽光発電出力計測手段は、異なるｎ個（ｎは１以上の正数）の地点に設置された日射量計の日射量計測値Ｒ₁〜Ｒ_nを出力し、
前記推定手段は、前記有効電力潮流Ｐｎｅｔおよび日射量計測値Ｒ₁〜Ｒ_n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各地点毎の総設備容量ｋ₁〜ｋ_nを含む混合行列と、配電系統内の負荷需要電力Ｐｌｏａｄおよび各地点毎の日射量計測値Ｒ₁〜Ｒ_nを要素とする信号源との線形結合により、 Moreover, the load amount estimation apparatus in the power distribution system having the photovoltaic power generation system according to claim 8 is any one of claims 1 to 3 ,
The solar power generation output measuring means outputs solar radiation measurement values R _{1 to} R _n of solar radiation meters installed at different n points (n is a positive number of 1 or more),
Mixing said estimating means comprising the total installed capacity k ₁ to k _n for each point of the photovoltaic power system observation signals as elements that the effective power flow Pnet and solar radiation measurements R ₁ to R _n elements By the linear combination of the matrix and the signal source having the load demand power Pload in the distribution system and the solar radiation measurement values R _{1 to} R _n for each point as elements,

と表現される推定モデルを生成し、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ｋ₁〜ｋ_nを分離・推定することを特徴としている。 To generate an estimated model represented as, from the observed signal of the generated estimated model is characterized by separating and estimates the load power demand Pload and total installed capacity k ₁ to k _n by a method independent component analysis .

また、請求項１８に記載の太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定方法は、請求項１１ないし１３のいずれか１項において、
前記太陽光発電出力計測ステップは、異なるｎ個（ｎは１以上の正数）の地点に設置された日射量計の日射量計測値Ｒ₁〜Ｒ_nを出力し、
前記推定モデル生成ステップは、前記有効電力潮流Ｐｎｅｔおよび日射量計測値Ｒ₁〜Ｒ_n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各地点毎の総設備容量ｋ₁〜ｋ_nを含む混合行列と、配電系統内の負荷需要電力Ｐｌｏａｄおよび各地点毎の日射量計測値Ｒ₁〜Ｒ_nを要素とする信号源との線形結合により、 Moreover, the load amount estimation method in the power distribution system having the photovoltaic power generation system according to claim 18 is described in any one of claims 11 to 13 ,
The solar power generation output measurement step outputs solar radiation measurement values R _{1 to} R _n of solar radiation meters installed at different n points (n is a positive number of 1 or more),
The estimation model generation step, an observation signal to the effective power flow Pnet and solar radiation measurements R ₁ to R _n elements, the total installed capacity k ₁ to k _n for each point of the solar power generation system as elements By the linear combination of the mixing matrix including the load demand power Pload in the distribution system and the signal source having the solar radiation measurement values R _{1 to} R _n for each point as elements,

と表現される推定モデルを生成し、
前記推定ステップは、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ｋ₁〜ｋ_nを分離・推定することを特徴としている。 Generate an estimation model expressed as
Said estimating step, the observed signal estimation model the generated, is characterized by separating and estimates the load power demand Pload and total installed capacity k ₁ to k _n by a method independent component analysis.

上記構成によれば、太陽光発電システムの面的な広がりによる「ならし効果」（広域に分散設置されるため、地域的な広がりにより個別の発電量の変動が相殺されて、合計発電量の変動が緩和されること）の影響を緩和し、推定精度を向上させることができる。   According to the above configuration, the “runoff effect” due to the spread of the photovoltaic power generation system (because it is installed in a wide area, the fluctuation of individual power generation is offset by the regional spread, and the total power generation The effect of fluctuation can be mitigated), and the estimation accuracy can be improved.

また、請求項９に記載の太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定装置は、請求項１ないし８のいずれか１項において、前記推定手段は、設備データとして管理されている太陽光発電システムの総設備容量を導入し、該総設備容量と前記推定された総設備容量ｋとの差が、設定した値よりも大きいときに、前記推定されたｋ値を破棄することを特徴としている。 Moreover, the load amount estimation apparatus in the power distribution system having the photovoltaic power generation system according to claim 9 is the solar light managed in any one of claims 1 to 8 , wherein the estimation means is managed as facility data. Introducing the total installed capacity of the power generation system, and discarding the estimated k value when a difference between the total installed capacity and the estimated total installed capacity k is larger than a set value; Yes.

また、請求項１９に記載の太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定方法は、請求項１１ないし１８のいずれか１項において、
前記推定ステップは、
設備データとして管理されている太陽光発電システムの総設備容量を導入するステップと、
前記導入された総設備容量と前記推定された総設備容量ｋとの差が、設定した値よりも大きいときに、前記推定されたｋ値を破棄するステップと、を有していることを特徴とする。 Moreover, the load amount estimation method in the power distribution system having the photovoltaic power generation system according to claim 19 is described in any one of claims 11 to 18 .
The estimation step includes
Introducing the total installed capacity of the photovoltaic system managed as facility data;
A step of discarding the estimated k value when a difference between the introduced total installed capacity and the estimated total installed capacity k is larger than a set value. And

上記構成によれば、設備データとして管理されている太陽光発電システムの総設備容量の導入により、特異な推定結果（推定したｋ値）を除去し、特異なｋ値による影響を防ぐことができる。   According to the above configuration, by introducing the total equipment capacity of the photovoltaic power generation system managed as equipment data, the peculiar estimation result (estimated k value) can be removed and the influence of the peculiar k value can be prevented. .

また、請求項１０に記載の太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定装置は、請求項１において、
前記太陽光発電出力計測手段は、前記日射量計測値に代えて太陽光発電システムの発電出力計測値を出力し、
前記推定手段は、前記観測信号および信号源の日射量計測値に代えて前記発電出力計測値を採用して前記推定モデルを生成することを特徴としている。 The load estimation apparatus in a power distribution system having a solar power generation system according to claim 10, in claim 1,
The solar power generation output measuring means outputs the power generation output measurement value of the solar power generation system instead of the solar radiation amount measurement value,
The estimation means generates the estimation model by adopting the power generation output measurement value instead of the observation signal and the solar radiation amount measurement value of the signal source.

また、請求項２０に記載の太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定方法は、請求項１１において、
前記太陽光発電出力計測ステップは、前記日射量計測値に代えて太陽光発電システムの発電出力計測値を出力し、
前記推定モデル生成ステップは、前記観測信号および信号源の日射量計測値に代えて前記発電出力計測値を採用して前記推定モデルを生成することを特徴としている。 Further, load estimation method in distribution system having a solar power generation system according to claim 20, in claim 11,
The solar power generation output measurement step outputs the power generation output measurement value of the solar power generation system instead of the solar radiation amount measurement value,
The estimated model generation step is characterized in that the estimated model is generated by employing the generated power output measurement value instead of the observation signal and the solar radiation amount measurement value of the signal source.

上記構成によれば、負荷需要電力を直接計測することなく、負荷需要電力と発電電力を分離して把握することができる。   According to the above configuration, the load demand power and the generated power can be separated and grasped without directly measuring the load demand power.

（１）請求項１〜９および請求項１１〜１９に記載の発明によれば、太陽光発電システムを有した配電系統において、負荷需要電力と発電電力を直接計測することなく分離して把握することが可能となる。負荷需要電力と発電電力を分離して把握できることで、例えば高圧配電系統で事故が発生した際の電力融通の計算を的確に行うことが出来る。 (1) According to the invention described in claims 1 to 9 and claims 11 to 19 , in the distribution system having the solar power generation system, the load demand power and the generated power are separated and grasped without being directly measured. It becomes possible. Since the load demand power and generated power can be grasped separately, for example, power interchange when an accident occurs in a high-voltage distribution system can be accurately calculated.

また、常時の運用においても高圧配電系統の電圧や潮流を管理する上で、設備形成や系統構成を検討する際の情報として活用ができる。   In addition, even in regular operation, it can be used as information when considering equipment formation and system configuration in managing the voltage and power flow of the high-voltage distribution system.

また、負荷需要電力と発電電力を個別に直接計測する場合に比べて、計測や情報収集にかかるコストを抑制できる。
（２）また請求項２、１２に記載の発明によれば、太陽光発電システムの総設備容量ｋの推定精度が高められ、正確な負荷需要電力を把握することができる。
（３）請求項３、１３に記載の発明によれば、太陽光発電システムの増設や撤去、故障停止などによる総設備容量ｋの変化に追従することができる。
（４）請求項４、１４に記載の発明によれば、何らかの要因で特異なｋ値が得られた場合に、その特異なｋ値による影響が緩和され、推定精度の悪化を防ぐことができる。
（５）請求項５、１５に記載の発明によれば、特異なｋ値による影響が緩和されて推定精度を確保することができ、且つ演算時間の短縮が図られる。
（６）請求項６、１６に記載の発明によれば、特定の時間に太陽光発電システムの発電出力が低下し、その時間帯が季節により異なることの影響を緩和し、推定精度を向上させることができる。
（７）請求項７、１７に記載の発明によれば、方位角により太陽光発電システムの発電出力の特性が異なることの影響を緩和し、推定精度を向上させることができる。
（８）請求項８、１８に記載の発明によれば、太陽光発電システムの面的な広がりによる「ならし効果」の影響を緩和し、推定精度を向上させることができる。
（９）請求項９、１９に記載の発明によれば、特異な推定結果（推定した太陽光発電システムの総設備容量ｋの値）を除去し、特異なｋ値による影響を防ぐことができる。
（１０）請求項１０、２０に記載の発明によれば、負荷需要電力を直接計測することなく、負荷需要電力と発電電力を分離して把握することができる。 Moreover, compared with the case where load demand electric power and generated electric power are directly measured individually, the cost for measurement and information collection can be suppressed.
(2) Moreover, according to the invention of Claim 2 , 12 , the estimation precision of the total installation capacity k of a solar power generation system is raised, and exact load demand electric power can be grasped | ascertained.
(3) According to the invention described in claims 3 and 13 , it is possible to follow the change in the total installed capacity k due to the addition or removal of the photovoltaic power generation system, the failure stop, or the like.
(4) According to the inventions of claims 4 and 14, when a specific k value is obtained for some reason, the influence of the specific k value is mitigated, and deterioration of estimation accuracy can be prevented. .
(5) According to the inventions described in claims 5 and 15 , the influence of the peculiar k value is mitigated, the estimation accuracy can be ensured, and the calculation time can be shortened.
(6) According to the inventions described in claims 6 and 16, the power generation output of the photovoltaic power generation system decreases at a specific time, and the influence of the time zone being different depending on the season is alleviated and the estimation accuracy is improved. be able to.
(7) According to the invention described in claims 7 and 17 , it is possible to reduce the influence of the difference in the power generation output characteristics of the photovoltaic power generation system depending on the azimuth angle, and to improve the estimation accuracy.
(8) According to the inventions described in claims 8 and 18 , it is possible to alleviate the influence of the “run-in effect” due to the spread of the photovoltaic power generation system and improve the estimation accuracy.
(9) According to the invention described in claim 9 and 19, specific estimation result (the value of the total installed capacity k of the estimated solar systems) is removed, it is possible to prevent the influence of specific k value .
(10) According to the inventions described in claims 10 and 20 , it is possible to separate and grasp the load demand power and the generated power without directly measuring the load demand power.

本発明の一実施形態例の要部構成を示すブロック図。The block diagram which shows the principal part structure of one embodiment of this invention. 本発明が適用される配電系統の一例を示す構成図。The block diagram which shows an example of the power distribution system with which this invention is applied. 本発明の実施例１における推定イメージを表わす説明図。Explanatory drawing showing the presumed image in Example 1 of this invention. 本発明の実施例における観測信号と時系列推定データの関係を表す説明図。Explanatory drawing showing the relationship between the observation signal and time series estimation data in the Example of this invention. 本発明の実施例２における推定イメージを表す説明図。Explanatory drawing showing the presumed image in Example 2 of this invention. 本発明の実施例２における負荷需要電力の算出手順を示すフローチャート。The flowchart which shows the calculation procedure of the load demand power in Example 2 of this invention. 本発明の実施例６において、設定日数内の同一時間帯における太陽光発電システムの総設備容量ｋの平均値を求める処理を表す説明図。In Example 6 of this invention, explanatory drawing showing the process which calculates | requires the average value of the total installation capacity k of the solar energy power generation system in the same time slot | zone within setting days.

以下、図面を参照しながら本発明の実施の形態を説明するが、本発明は下記の実施形態例に限定されるものではない。図１は、本発明の一実施形態例の要部構成を表すブロック図であり、１００は本発明の推定手段としての推定装置である。この推定装置１００は、推定モデル生成部１０１、推定部１０２および記憶部１０３を備えている。   Hereinafter, embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings, but the present invention is not limited to the following embodiments. FIG. 1 is a block diagram showing the configuration of the main part of an embodiment of the present invention, and 100 is an estimation device as estimation means of the present invention. The estimation apparatus 100 includes an estimation model generation unit 101, an estimation unit 102, and a storage unit 103.

推定装置１００には、太陽光発電出力計測手段、例えば図２の高圧配電線１０の日射特性または太陽光発電出力を考慮可能な代表箇所に設け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を計測する有効電力潮流計測手段、例えば図２の高圧配電線１０に設けられたセンサ付開閉器１１、１２によって計測された有効電力潮流Ｐｎｅｔ（＝Ｐ_load−Ｐ_PV）とが計測データとして取り込まれる。 The estimation apparatus 100 includes a solar power generation output measurement means R, for example, a solar radiation measurement value R measured by a solar radiation meter provided at a representative location where the solar radiation characteristics of the high-voltage distribution line 10 in FIG. The active power flow measuring means for measuring the active power flow of the distribution line, for example, the effective power flow Pnet (= P _load −P measured by the sensor-equipped switches 11 and 12 provided in the high-voltage distribution line 10 of FIG. _PV ) is captured as measurement data.

尚、図２中の黒丸印は、高圧配電線１０の一区間の代表箇所に設けられる日射量計を示している。   In addition, the black circle mark in FIG. 2 has shown the solar radiation meter provided in the representative location of one area of the high voltage distribution line 10. FIG.

推定モデル生成部１０１は、前記計測された有効電力潮流Ｐｎｅｔおよび日射量計測値Ｒ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、   The estimation model generation unit 101 includes an observation signal having the measured active power flow Pnet and the solar radiation measurement value R as elements, a mixing matrix including the total installed capacity k of the photovoltaic power generation system as elements, By linear combination with the signal source having the load demand power Pload and the solar radiation measurement value R as elements,

と表現される推定モデルを生成する。   Is generated.

推定部１０２は、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。   The estimation unit 102 separates and estimates the load demand power Pload and the total installed capacity k from the generated observation signal of the estimation model by an independent component analysis technique.

また推定部１０２は、後述の各実施例で述べる各種の処理、各種の演算を行うものである。   The estimation unit 102 performs various processes and various calculations described in each embodiment described later.

記憶部１０３は、後述の各実施例で述べる太陽光発電システムの総設備容量ｋ、日射量計測値の標準偏差σ等の各種データを記憶する。   The memory | storage part 103 memorize | stores various data, such as the total installation capacity k of the solar energy power generation system described in each below-mentioned Example, the standard deviation (sigma) of the solar radiation amount measured value.

推定装置１００は、例えばコンピュータにより構成され、通常のコンピュータのハードウェアリソース、例えばＲＯＭ、ＲＡＭ、ＣＰＵ、入力装置、出力装置、通信インターフェース、ハードディスク、記録媒体およびその駆動装置を備えている。   The estimation device 100 is configured by a computer, for example, and includes hardware resources of a normal computer, such as a ROM, a RAM, a CPU, an input device, an output device, a communication interface, a hard disk, a recording medium, and a driving device thereof.

このハードウェアリソースとソフトウェアリソース（ＯＳ、アプリケーションなど）との協働の結果、推定装置１００は図１の推定モデル生成部１０１、推定部１０２および記憶部１０３の各機能を実装する。   As a result of cooperation between the hardware resource and the software resource (OS, application, etc.), the estimation apparatus 100 implements the functions of the estimation model generation unit 101, the estimation unit 102, and the storage unit 103 in FIG.

まず、推定モデル生成部１０１が生成する推定モデルについて説明する。推定対象である信号源の信号をｓ（ｔ）＝［ｓ１（ｔ）， ｓ２（ｔ）， …， ｓｎ（ｔ）］^T、観測信号をｘ（ｔ）＝［ｘ１（ｔ）， ｘ２（ｔ）， …， ｘｍ（ｔ）］^Tと表すとき、両者の間に次のような関係が成り立つものとする。 First, the estimation model generated by the estimation model generation unit 101 will be described. S (t) = [s1 (t), s2 (t),..., Sn (t)] ^T , and the observed signal x (t) = [x1 (t), x2 ( t),..., xm (t)] When expressed as ^T , the following relationship is established between the two.

ｘ（ｔ）＝Ａｓ（ｔ） （４）
ここで、Ａはｍ×ｎのフルランク行列であり、混合行列と呼ぶ。また、（４）式はＩＣＡモデルと呼ぶ。 x (t) = As (t) (4)
Here, A is an m × n full rank matrix and is called a mixing matrix. Equation (4) is called an ICA model.

ＩＣＡを用いるうえでは中心極限定理を用いる。中心極限定理とは独立な変数の和の分布は必ず元の変数の分布よりもガウス分布に近づくというものである。すなわち、各信号源ｓｉ同士が統計的に独立であるならば、各観測信号ｘｉはどの信号源ｓｉよりもガウス分布に近くなる。そこで、ＩＣＡではこのような性質を考慮して観測信号ｘ（ｔ）の分布が最も非ガウス性が高くなるような分離行列Ｗを求める。ここで、行列Ｗは（５）式で表すような観測信号から信号源信号を分離・推定するために用いられる変換行列である。   When using ICA, the central limit theorem is used. The distribution of the sum of variables independent of the central limit theorem is always closer to the Gaussian distribution than the distribution of the original variables. That is, if each signal source si is statistically independent, each observation signal xi is closer to a Gaussian distribution than any signal source si. In view of this, in ICA, the separation matrix W in which the distribution of the observation signal x (t) has the highest non-Gaussian property is obtained in consideration of such properties. Here, the matrix W is a transformation matrix used for separating / estimating the signal source signal from the observed signal as represented by the equation (5).

分離信号ｙは、
ｙ（ｔ）＝Ｗｘ（ｔ） （５）
ｙ（ｔ）の非ガウス性を最大化することは、（４）式及び（５）式からＷＡｓ（ｔ）の非ガウス性が最大化するようなＷを決定することと同義である。ＷＡｓ（ｔ）が最も非ガウス分布に従うのは、ＷＡ＝Ｉ（Ｉはｎ×ｎの単位行列）となる場合である。これは前述した中心極限定理より、観測信号が元の信号源よりもガウス性が高くなってしまうためである。したがって、（５）式で表した式の非ガウス性を最大化することにより、元の信号源を得ることができる。 The separation signal y is
y (t) = Wx (t) (5)
Maximizing the non-Gaussian property of y (t) is synonymous with determining W from which the non-Gaussian property of WAs (t) is maximized from Equations (4) and (5). WAs (t) follows the non-Gaussian distribution most when WA = I (I is an n × n unit matrix). This is because the observed signal is more Gaussian than the original signal source by the central limit theorem described above. Therefore, the original signal source can be obtained by maximizing the non-Gaussian property of the equation (5).

一般的にＩＣＡは観測信号の非ガウス性を最大化する最適化問題として定義されており、本実施形態例ではその一つであるｆａｓｔＩＣＡを用いる。ｆａｓｔＩＣＡでは解を求める手順として、平均化、白色化、最適化という順に問題を解くことになる。平均化とは、観測信号の平均値を０とする処理のことである。白色化とは、観測信号の共分散行列の固有値分解を用いて観測信号を無相関かつ分散を１に正規化する処理のことである。白色化は（６）式で表すように、式の両辺左側に白色化行列Ｖを乗じる処理に相当する。   In general, ICA is defined as an optimization problem that maximizes the non-Gaussianity of an observation signal, and fastICA, which is one of them, is used in this embodiment. In fastICA, as a procedure for obtaining a solution, the problem is solved in the order of averaging, whitening, and optimization. Averaging is a process of setting the average value of observation signals to zero. Whitening is a process of normalizing the observation signal to be uncorrelated and the variance to 1 using eigenvalue decomposition of the covariance matrix of the observation signal. Whitening corresponds to a process of multiplying the whitening matrix V on the left side of both sides of the equation, as represented by equation (6).

ｚ（ｔ）＝Ｖｘ´（ｔ）＝ＶＡｓ´（ｔ）＝Ｂｓ´（ｔ） （６）
ここでｓ´（ｔ）、ｘ´（ｔ）はそれぞれ平均化処理後の信号源信号、観測信号を表す。白色化された観測信号ｚ（ｔ）に対する混合行列Ｂは直交行列となる。すなわち、本来の混合行列であるＡでは求めるパラメータ数がｎ²であるのに対し、白色化後の混合行列Ｂではｎ（ｎ−１）／２となり問題が縮小される。これより最適化問題を解く時間が減少し高速な求解が可能となる。 z (t) = Vx ′ (t) = VAs ′ (t) = Bs ′ (t) (6)
Here, s ′ (t) and x ′ (t) represent the signal source signal and the observation signal after the averaging process, respectively. The mixing matrix B for the whitened observation signal z (t) is an orthogonal matrix. That is, the number of parameters to be obtained is n ² in the original mixing matrix A, whereas the problem is reduced to n (n−1) / 2 in the whitening mixing matrix B. This shortens the time for solving the optimization problem and enables high-speed solution.

したがって、平均化・白色化後では、ＩＣＡは各信号源ｓｉの分散を１とする制約条件下において、Ｂ^Tｚ（ｔ）の非ガウス性を最大化する最適化問題を解くことと同義である。この問題を解くことで得られる信号源は、（６）式により求めた結果となるため平均値が０となってしまっている。そのため平均化処理前の観測信号に求められた分離行列Ｗを乗じることで元の信号源が得られる。 Therefore, after averaging and whitening, ICA is synonymous with solving an optimization problem that maximizes the non-Gaussianity of B ^T z (t) under the constraint that the variance of each signal source si is 1. is there. Since the signal source obtained by solving this problem has the result obtained by equation (6), the average value is zero. Therefore, the original signal source can be obtained by multiplying the observed signal before the averaging process by the obtained separation matrix W.

本実施形態例ではＩＣＡの手法を用いて、観測信号として配電線の有効電力潮流Ｐｎｅｔと代表箇所における日射量計測値Ｒを用いる。日射量計測値Ｒは配電用変電所や対象とする高圧配電線の区間に含まれる代表箇所などの１カ所とする。また、太陽光発電システムの発電電力が日射量計の計測値に比例すると仮定し、高圧配電線の有効電力潮流をＰｎｅｔ、負荷需要電力をＰｌｏａｄ、日射量をＲ、稼働している太陽光発電システムの総設備容量をｋとすると、観測信号と信号源の関係は以下の式で表される。   In this embodiment, using the ICA method, the effective power flow Pnet of the distribution line and the solar radiation measurement value R at the representative location are used as the observation signals. The solar radiation measurement value R is assumed to be one location such as a distribution substation or a representative location included in the section of the target high-voltage distribution line. Also, assuming that the power generated by the solar power generation system is proportional to the measured value of the solar radiation meter, the active power flow of the high-voltage distribution line is Pnet, the load demand power is Pload, the solar radiation amount is R, and the solar power generation is in operation When the total installed capacity of the system is k, the relationship between the observation signal and the signal source is expressed by the following equation.

（７）式の混合行列は以下のように表される。   The mixing matrix of equation (7) is expressed as follows.

次に、白色化行列を以下のように置く。   Next, the whitening matrix is set as follows.

白色化後の混合行列は以下のように表される。   The mixing matrix after whitening is expressed as follows.

白色化後の信号に対する混合行列は直交行列になることを考慮すると、（１０）式は（１１）式のように書くことができる。   Considering that the mixing matrix for the whitened signal becomes an orthogonal matrix, equation (10) can be written as equation (11).

白色化後の混合行列の１列目が白色化行列成分のみで表されることになる。行列は直交行列であるため、２列目の情報を利用することで１列目の成分も求めることができる。すなわち、従来のＩＣＡで行う必要のある非ガウス性の最大化の過程を省略することができることから、推定部１０２において高速に解を求めることができる。また、白色化行列は観測信号の共分散行列から求めることができる。   The first column of the mixing matrix after whitening is represented by only the whitening matrix component. Since the matrix is an orthogonal matrix, the first column component can also be obtained by using the information in the second column. That is, since the non-Gaussian maximization process that needs to be performed by the conventional ICA can be omitted, the estimation unit 102 can obtain a solution at high speed. The whitening matrix can be obtained from the covariance matrix of the observation signal.

ｚ（ｔ）＝Ｖｘ´（ｔ）により、Ｒ_z＝Ｉとなる白色化行列Ｖを求める手順を以下に示す。 The procedure for obtaining the whitening matrix V with R _z = I by z (t) = Vx ′ (t) is shown below.

ｚの相関行列は（１２）式のように表される。   The correlation matrix of z is expressed as in equation (12).

Ｒ_z＝ＶＲ_xＶ^T （１２）
Ｒ_xを固有値分解すると、
Ｒ_x＝ＥＤＥ^T （１３）
ただし、Ｄ＝ｄｉａｇ（λ₁，…，λ_j）、Ｅは、Ｅ＝[ｅ₁…ｅ_j]として、Ｅ^TＥ＝Ｉを満たす正規直交基底行列とする。 R _z = VR _x V ^T (12)
When eigenvalue decomposition is performed on R _x ,
R _x = EDE ^T (13)
_{However, D = diag (λ 1,} ..., λ j), E as _{E = [e 1 ... e j} ], and orthonormal basis matrix that satisfies E ^T E = I.

Ｒ_z＝ＶＲ_xＶ^T＝Ｉより、白色化行列Ｖは以下より求められる。 From R _z = VR _x V ^T = I, the whitening matrix V is determined as follows.

Ｖ＝Ｄ^-1/2Ｅ^T （１４）
現在時刻の負荷需要電力とＰＶシステムの総設備容量ｋの現在値は、過去の計測値ｎ個を記憶部１０３に格納し、それを用いて計算する。 V = D ^-1/2 E ^T (14)
The current value of the load demand power at the current time and the total installed capacity k of the PV system is calculated by storing the past n measured values in the storage unit 103 and using them.

すなわち推定部１０２は、現在時刻から設定時間前までの期間を解析時間窓とし、その解析時間窓で計測された有効電力潮流および日射量計測値を観測信号として複数の時系列推定データを演算し、該演算された時系列推定データのうち現在時刻のデータを負荷需要電力Ｐｌｏａｄおよび総設備容量ｋの推定値と決定し、前記解析時間窓を単位時刻ずつずらしながら順次最新の時刻における負荷需要電力Ｐｌｏａｄおよび総設備容量ｋの推定値を求める。   That is, the estimation unit 102 calculates a plurality of time series estimation data using the period from the current time to the set time before as an analysis time window, and using the active power flow and solar radiation measurement values measured in the analysis time window as observation signals. Of the calculated time-series estimated data, the current time data is determined as the estimated value of the load demand power Pload and the total installed capacity k, and the load demand power at the latest time is sequentially shifted while shifting the analysis time window by unit time. Estimate Pload and total installed capacity k.

このときのオンライン推定処理の一例を図３、図４とともに説明する。図３は複数の解析時間窓と真値（図示△印）および推定値（図示○印）の関係を表し、図４は観測信号と時系列推定データの関係を表している。   An example of the online estimation process at this time will be described with reference to FIGS. FIG. 3 shows the relationship between a plurality of analysis time windows, true values (indicated by Δ in the figure), and estimated values (indicated by ○ in the figure), and FIG. 4 shows the relationship between observation signals and time-series estimated data.

図４の時刻ｔにおいて、有効電力潮流および日射量計測値が観測されると、最新の観測信号を含む解析時間窓（大きさ：ｗｉｄｔｈ（ｍｉｎ））分の過去データに対してＩＣＡを適用して（７）式を解く。ＩＣＡを行うと図４（ｂ）のように解析時間窓内の時系列推定データが得られるが、その中の時刻ｔの推定値のみを推定結果として採用する。   When active power flow and solar radiation measurement values are observed at time t in FIG. 4, ICA is applied to past data for the analysis time window (size: width (min)) including the latest observation signal. (7) is solved. When ICA is performed, time-series estimated data within the analysis time window is obtained as shown in FIG. 4B, but only the estimated value at time t is adopted as the estimation result.

その後、時刻ｔ＋１の観測データが得られた場合は、解析時間窓を時間軸方向に＋１だけ移動させ、再びＩＣＡを適用することで時刻ｔ＋１の推定値を得る。このような推定をデータが得られるたびに繰り返し行うことで、例えば図３の□で囲った推定値が各時刻における推定値として得られる。   Thereafter, when observation data at time t + 1 is obtained, the analysis time window is moved by +1 in the time axis direction, and the estimated value at time t + 1 is obtained by applying ICA again. By repeatedly performing such estimation every time data is obtained, for example, an estimated value surrounded by a square in FIG. 3 is obtained as an estimated value at each time.

図３の時刻ｔ−５の□で囲った推定値はｗｉｎｄｏｗ（解析時間窓）（ｔ−５）内の時系列推定データに基づく推定値を示し、時刻ｔ−４の□で囲った推定値はｗｉｎｄｏｗ（ｔ−４）内の時系列推定データに基づく推定値を示し、時刻ｔ−３の□で囲った推定値はｗｉｎｄｏｗ（ｔ−３）内の時系列推定データに基づく推定値を示している。   The estimated value enclosed by □ at time t-5 in FIG. 3 indicates the estimated value based on the time series estimation data in the window (analysis time window) (t-5), and the estimated value enclosed by □ at time t-4. Indicates an estimated value based on time series estimated data in window (t-4), and an estimated value surrounded by a square at time t-3 indicates an estimated value based on time series estimated data in window (t-3). ing.

同様に、時刻ｔ−２の□で囲った推定値はｗｉｎｄｏｗ（ｔ−２）内の時系列推定データに基づく推定値を示し、時刻ｔ−１の□で囲った推定値はｗｉｎｄｏｗ（ｔ−１）内の時系列推定データに基づく推定値を示し、時刻（ｔ）の□で囲った推定値はｗｉｎｄｏｗ（ｔ）内の時系列推定データに基づく推定値を示している。   Similarly, the estimated value enclosed by □ at time t-2 indicates the estimated value based on the time series estimation data in window (t-2), and the estimated value enclosed by □ at time t-1 is window (t− 1) shows an estimated value based on time-series estimated data, and an estimated value surrounded by a square at time (t) indicates an estimated value based on time-series estimated data in window (t).

尚、日射量計測値のＲは、基本的には代表箇所１カ所の計測値とするが、日射量計測値の代わりに、計測値が得られる太陽光発電システムの発電出力Ｐ_PVを用いることも可能である。また、太陽光発電システムの面的な広がりによる“ならし効果”（広域に分散設置されるため、地域的な広がりにより個別の発電量の変動が相殺されて、合計発電量の変動が緩和されること）の影響を考慮するため、複数地点で計測された日射量計測値（または太陽光発電システムの発電出力計測値）の平均値を用いることも可能である。 The measured solar radiation value R is basically the measured value at one representative location, but instead of the solar radiation measured value, use the power generation output P _PV of the photovoltaic power generation system from which the measured value can be obtained. Is also possible. In addition, “runoff effect” due to the spread of the photovoltaic power generation system (because it is distributed over a wide area, fluctuations in individual power generation are offset by regional spread, and fluctuations in total power generation are alleviated. In order to take into account the influence of solar power generation, it is also possible to use the average value of the solar radiation amount measurement values (or the power generation output measurement values of the solar power generation system) measured at a plurality of points.

実施例１では、日射量の変動が小さい場合に高い推定精度が得ることができない場合がある。推定精度は対象とする解析時間窓内の日射量計測値の変動が大きいほど高い推定精度が得られる傾向がある。また、総設備容量は太陽光発電システムの稼働状況によって変化するが、頻繁に変わることはない。   In the first embodiment, high estimation accuracy may not be obtained when the variation in the amount of solar radiation is small. The estimation accuracy tends to be higher as the variation of the measured solar radiation amount in the target analysis time window increases. The total installed capacity varies depending on the operating status of the photovoltaic power generation system, but does not change frequently.

そこで本実施例２では、解析時間窓内における日射量計測値の標準偏差と総設備容量ｋの推定結果を記憶部１０３に記憶しておき、日射量計測値の標準偏差が最大となった場合に推定されたｋを最新の推定を行う場合に用いる。   Therefore, in the second embodiment, when the standard deviation of the solar radiation amount measurement value and the estimation result of the total installed capacity k are stored in the storage unit 103 within the analysis time window, and the standard deviation of the solar radiation amount measurement value is maximized. K is used when the latest estimation is performed.

実施例２における推定イメージを図５に示し、推定処理手順を図６に示す。複数の解析時間窓を表した図５（ａ）は図３と同一の図面である。   FIG. 5 shows an estimation image in the second embodiment, and FIG. 6 shows an estimation processing procedure. FIG. 5A showing a plurality of analysis time windows is the same as FIG.

本実施例２において推定部１０２は、解析時間窓を単位時刻ずつずらした複数の解析時間窓毎に実施例１の場合と同様に総設備容量ｋを推定し、さらに解析時間窓毎に日射量計測値の標準偏差σを算出し、それらｋとσを記憶部１０３に格納する。   In the second embodiment, the estimation unit 102 estimates the total installed capacity k for each of a plurality of analysis time windows in which the analysis time window is shifted by unit time as in the case of the first embodiment, and further, the solar radiation amount for each analysis time window. A standard deviation σ of the measured value is calculated, and k and σ are stored in the storage unit 103.

そして推定部１０２は、前記推定された総設備容量ｋと算出された日射量計測値の標準偏差σを用いて、図６に示す手順で負荷需要電力Ｐｌｏａｄの推定値を算出する。   And the estimation part 102 calculates the estimated value of load demand electric power Pload in the procedure shown in FIG. 6 using the standard deviation (sigma) of the estimated total installation capacity k and the calculated solar radiation amount measured value.

まず図６のステップＳ１において、現在時刻の解析時間窓内の日射量計測値の標準偏差σ（Ｒ（ｔ））を算出し、次に１時刻前に算出した日射量計測値の標準偏差σ（Ｒ（ｔ−１））と比較し、σ（Ｒ（ｔ−１））＜σ（Ｒ（ｔ））であるか否かを判定する（ステップＳ２）。   First, in step S1 of FIG. 6, the standard deviation σ (R (t)) of the solar radiation measurement value within the analysis time window at the current time is calculated, and then the standard deviation σ of the solar radiation measurement value calculated one time ago. Compared with (R (t-1)), it is determined whether or not σ (R (t-1)) <σ (R (t)) (step S2).

現在時刻の標準偏差の方が大きい場合には、独立成分分析の手法によりｋを算出し（ステップＳ３）、これをｋの最新の値ｋ_newとして更新し記憶する（ステップＳ４）。 If the standard deviation of the current time is larger, k is calculated by the independent component analysis method (step S3), and this is updated and stored as the latest value k _new of k (step S4).

最後にｋの最新の値ｋ_newを用いて、ｋ_newと現在時刻の日射量計測値Ｒ（ｔ）の積に、現在時刻の有効電力潮流Ｐ_net（ｔ）を加算して、現在時刻の負荷需要電力Ｐ_load（ｔ）の推定値を求める（ステップＳ５）。 Finally, using the latest value k _new of k, the active power flow P _net (t) at the current time is added to the product of the solar radiation amount measurement value R (t) at k _new and the current time, and the current time An estimated value of the load demand power P _load (t) is obtained (step S5).

尚ステップＳ２の判定結果がＮＯの場合はステップＳ５に進む。以上の計算を繰り返すことで、現在時刻の負荷需要電力の推定値を順次算出する。   If the determination result in step S2 is NO, the process proceeds to step S5. By repeating the above calculation, the estimated value of load demand power at the current time is sequentially calculated.

図５（ｂ）は実施例１の方法による負荷需要電力Ｐｌｏａｄの推定結果を表しており、例えば時刻ｔにおける推定値（解析時間窓ｗｉｎｄｏｗ（ｔ）を用いて推定した推定値）は真値との差が大きいが、本実施例２の方法により算出すると、図５（ｃ）のように時刻ｔにおける推定値は図５（ｂ）の場合よりも真値に近づく。   FIG. 5B shows an estimation result of the load demand power Pload by the method of the first embodiment. For example, an estimated value at time t (estimated value estimated using the analysis time window window (t)) is a true value. However, when calculated by the method of the second embodiment, the estimated value at time t is closer to the true value than in the case of FIG. 5B as shown in FIG.

実施例２では、総設備容量ｋが太陽光発電システムの増設や撤去、故障による停止などにより変化した場合に追従することが出来ない。そこで本実施例３では、３日間や１週間など事前に忘却期間を設定し、総設備容量ｋの推定結果を、予め設定した期間内で日射量計測値の分散が最も大きくなるときのｋ値を用いることで、総設備容量の変化に追従できるようにした。   In the second embodiment, it is not possible to follow the case where the total installed capacity k changes due to expansion or removal of the photovoltaic power generation system, stoppage due to failure, or the like. Therefore, in the third embodiment, a forgetting period such as 3 days or 1 week is set in advance, and the estimation result of the total installed capacity k is a k value when the dispersion of the measured solar radiation amount becomes the largest within the preset period. By using, it was possible to follow changes in the total installed capacity.

実施例３では、総設備容量ｋの推定値を日射量計測値の標準偏差が最大となる１断面（１つの時間断面）の値を用いていたが、この場合には、何らかの要因で特異なｋの値が得られたときに、推定精度が悪化することが懸念される。この影響を回避するため本実施例４では、日射量計測値の標準偏差の大きさで重み付けしたｋの平均的な値を用いることで、特異なｋの値による影響を緩和する。   In the third embodiment, the estimated value of the total installed capacity k is the value of one section (one time section) in which the standard deviation of the solar radiation measurement value is the maximum. When the value of k is obtained, there is a concern that the estimation accuracy deteriorates. In order to avoid this influence, in the fourth embodiment, the average value of k weighted by the standard deviation of the solar radiation measurement value is used, thereby mitigating the influence due to the unique value of k.

また、実施例２では、標準偏差の値が過去に比べて大きくなった場合のみＩＣＡによる推定を行うこととしたが、本実施例４では、すべての時間断面で日射量計測値の標準偏差とｋの推定結果を記憶しておく。   Moreover, in Example 2, it was decided to perform the estimation by ICA only when the value of the standard deviation was larger than in the past, but in Example 4, the standard deviation of the solar radiation measurement value at all time sections and The estimation result of k is stored.

したがって本実施例４では、推定部１０２が、現在時刻から設定時間前までの期間を解析時間窓とし、その解析時間窓を単位時刻ずつずらした複数の解析時間窓の全ての時刻において、前記独立成分分析によって総設備容量ｋを算出し、該総設備容量ｋと解析時間窓毎に算出した日射量計測値の標準偏差σとを記憶部１０３に記憶し、標準偏差σの大きさで重み付けされたｋの平均値（ｋ_new）を下記（１５）式により求める。 Therefore, in the fourth embodiment, the estimation unit 102 uses the period from the current time to the set time before as an analysis time window, and the analysis time window is shifted in units of unit time at all times of the plurality of analysis time windows. The total installed capacity k is calculated by component analysis, and the total installed capacity k and the standard deviation σ of the solar radiation measurement value calculated for each analysis time window are stored in the storage unit 103 and weighted by the size of the standard deviation σ. The average value (k _new ) of k is obtained by the following equation (15).

（ただし、ｔは時刻、Ｎは時間窓の数）
この（１５）式により求められたｋの平均値（ｋ_new）を用いて、実施例２の図６のステップＳ５と同様に、ｋ_newＲ（ｔ）＋Ｐ_net（ｔ）を演算して現在時刻の負荷需要電力Ｐ_load（ｔ）の推定値を算出する。 (Where t is the time and N is the number of time windows)
Using the average value (k _new ) of k obtained by the equation (15), k _new R (t) + P _net (t) is calculated and calculated as in step S5 of FIG. An estimated value of the load demand power P _load (t) at the time is calculated.

実施例４において、標準偏差σが小さい場合には推定精度が得られないことから、本実施例５では、予め決定した標準偏差の閾値以下となる場合にはＩＣＡによる推定は行わず、閾値以上となる標準偏差と推定結果ｋの組み合わせのみで重み付け平均を行うことにより、推定精度の確保と演算時間の短縮を行う。   In the fourth embodiment, when the standard deviation σ is small, the estimation accuracy cannot be obtained. Therefore, in the fifth embodiment, when the standard deviation is equal to or smaller than the predetermined standard deviation threshold, the ICA is not estimated, and the threshold is larger than the threshold. By performing the weighted average only with the combination of the standard deviation and the estimation result k, the estimation accuracy is ensured and the calculation time is shortened.

すなわち推定部１０２が、現在時刻から設定時間前までの期間を解析時間窓とし、その解析時間窓を単位時刻ずつずらした複数の解析時間窓内の日射量計測値の標準偏差σが設定した標準偏差閾値以上であるときに、前記独立成分分析によって総設備容量ｋを算出し、該総設備容量ｋと解析時間窓毎に算出した日射量計測値の閾値以上の標準偏差σとを記憶部１０３に記憶し、閾値以上の標準偏差で重み付けされたｋの平均値（ｋ_new）を実施例４の場合と同様に、 In other words, the estimation unit 102 uses the period from the current time to the set time before as the analysis time window, and sets the standard deviation σ of the solar radiation measurement values in the plurality of analysis time windows obtained by shifting the analysis time window by unit time. When the difference is equal to or greater than the deviation threshold, the total installed capacity k is calculated by the independent component analysis, and the total installed capacity k and the standard deviation σ equal to or greater than the threshold of the solar radiation measurement value calculated for each analysis time window are stored in the storage unit 103 And the average value of k (k _new ) weighted with a standard deviation equal to or greater than a threshold value, as in the case of Example 4,

（ただし、ｔは時刻、Ｎは時間窓の数、σは閾値以上の標準偏差）
によって算出し、その算出されたｋの平均値（ｋ_new）を用いて、実施例２の図６のステップＳ５と同様に、ｋ_newＲ（ｔ）＋Ｐ_net（ｔ）を演算して現在時刻の負荷需要電力Ｐ_load（ｔ）の推定値を算出する。 (Where t is the time, N is the number of time windows, and σ is the standard deviation greater than or equal to the threshold)
As in step S5 of FIG. 6 of the second embodiment, k _new R (t) + P _net (t) is calculated using the calculated average value (k _new ) of k, and the current time is calculated. The estimated value of the load demand power P _load (t) is calculated.

部分的に影が生じるアレイ面を持つ太陽光発電システムでは、特定の時間に発電出力が低下する特性を持ち、この時間帯は季節により異なる。本実施例６ではこれらの影響を加味し、推定精度を向上するため、総設備容量ｋの値を、予め設定した期間内の同一時間帯に遡って時間帯毎に異なる値で管理する。   A photovoltaic power generation system having an array surface that partially shadows has a characteristic that the power generation output decreases at a specific time, and this time zone varies depending on the season. In the sixth embodiment, in consideration of these effects and improving the estimation accuracy, the value of the total installed capacity k is managed with a different value for each time zone, going back to the same time zone within a preset period.

すなわち本実施例６では、推定部１０２が、現在時刻から設定時間前までの期間を解析時間窓とし、その解析時間窓を単位時刻ずつずらした複数の解析時間窓の全ての時刻において、前記独立成分分析によって総設備容量ｋを算出し、該総設備容量ｋの設定日数分のｋデータと解析時間窓毎に算出した設定日数分の日射量計測値の標準偏差σデータとを記憶部１０３に記憶し、日射量計測値の標準偏差の大きさで重み付けされ、設定日数内の同一時間帯におけるｋの平均値を下記（１６）式により求める。   In other words, in the sixth embodiment, the estimation unit 102 uses the period from the current time to the set time before as an analysis time window, and the analysis time window is shifted by unit time at all times of the plurality of analysis time windows. The total installed capacity k is calculated by component analysis, and k data for the set days of the total installed capacity k and the standard deviation σ data of the measured solar radiation amount for the set days calculated for each analysis time window are stored in the storage unit 103. The average value of k in the same time zone within the set number of days is obtained by the following equation (16).

（ただし、ｔは時刻、Ｎは時間窓の数、Ｍは推定日当日から遡る日数）
ここで図７は、設定日数内の同一時間帯における総設備容量ｋの平均値を（１６）式によって求めるときの各パラメータの一例を表している。 (Where t is the time, N is the number of time windows, M is the number of days going back from the estimated date)
Here, FIG. 7 shows an example of each parameter when the average value of the total installed capacity k in the same time zone within the set number of days is obtained by the equation (16).

すなわち（１６）式は、図７の例であれば、ｔ−Ｎからｔまでの時間帯におけるσで重み付けされたｋの値のＭ日分の合計を、ｔ−Ｎからｔまでの時間帯におけるＭ日分のσの合計で割ることを意味している。   That is, in the example of FIG. 7, the expression (16) is the sum of M days of the value of k weighted by σ in the time zone from t−N to t, and the time zone from t−N to t. Is divided by the sum of σ for M days.

太陽光発電システムは、太陽光発電システムのアレイ面の傾斜角や方位角により発電出力の特性が異なることを考慮する必要がある。特に方位角が変わると、釣り鐘型の発電出力の時間応答の形状が変化し、南向きに設置された日射量計の時間応答の形状とは異なる形状となる。また、所望の地域の発電出力の合計はこれら様々な傾斜角や方位角を持ったシステムの合計出力となる。   It is necessary for the photovoltaic power generation system to consider that the characteristics of the power generation output differ depending on the inclination angle and azimuth angle of the array surface of the photovoltaic power generation system. In particular, when the azimuth angle changes, the shape of the time response of the bell-shaped power generation output changes, which is different from the shape of the time response of the solar radiation meter installed southward. The total power generation output in a desired area is the total output of the system having these various tilt angles and azimuth angles.

これらの影響を加味し、推定精度を向上するため、本実施例７では、代表地点の日射量計測を西、南、東の３方位が計測できるようにする。所望の地域の合計発電出力がこれら３方位の発電出力の合計とし、方位毎の総設備容量をｋｗ、ｋｓ、ｋｅとすると、独立成分分析の式（推定モデル）は下記（１７）式のように表すことが出来る。   In order to improve the estimation accuracy in consideration of these influences, in the seventh embodiment, the solar radiation amount measurement at the representative point can be measured in the three directions of west, south, and east. If the total power output in the desired area is the sum of the power output in these three directions, and the total installed capacity for each direction is kw, ks, ke, then the independent component analysis formula (estimated model) is It can be expressed as

すなわち本実施例７では、日射量計は、西向きの日射量計測値Ｒｗ、南向きの日射量計測値Ｒｓおよび東向きの日射量計測値Ｒｅを出力する（尚、西向き、南向きおよび東向きに各々設置した３つの日射量計を用いてもよい）。   That is, in the seventh embodiment, the solar radiation meter outputs the west-facing solar radiation measurement value Rw, the south-facing solar radiation measurement value Rs, and the east-facing solar radiation measurement value Re (note that the west-facing, south-facing, and east-facing directions). Three solar radiation meters installed in each may be used).

推定モデル生成部１０１は、前記有効電力潮流Ｐｎｅｔおよび日射量計測値Ｒｗ，Ｒｓ，Ｒｅ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方位毎の総設備容量ｋｗ，ｋｓ，ｋｅを含む混合行列と、配電系統内の負荷需要電力Ｐｌｏａｄおよび方位毎の日射量計測値Ｒｗ，Ｒｓ，Ｒｅを要素とする信号源との線形結合により、   The estimation model generation unit 101 includes observation signals having the active power flow Pnet and the solar radiation measurement values Rw, Rs, Re as elements, and the total installed capacity kw, ks, ke for each direction of the photovoltaic power generation system as elements. By the linear combination of the mixing matrix and the signal source having the load demand power Pload in the distribution system and the solar radiation measurement values Rw, Rs, Re for each direction as elements,

と表現される推定モデルを生成する。   Is generated.

推定部１０２は、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ｋｗ，ｋｓ，ｋｅを、実施例１で述べた方法により分離・推定する。   The estimation unit 102 separates and estimates the load demand power Pload and the total installed capacity kw, ks, ke by the method described in the first embodiment from the generated estimation model observation signal by an independent component analysis method.

総設備容量ｋｗ、ｋｓ、ｋｅの推定値については実施例２に示した方法で、発電出力の変動が大きな条件下で推定された値を用いることで、推定精度の向上が図られる。また実施例３に示した方法で、総設備容量ｋｗ、ｋｓ、ｋｅを更新することで季節性や稼働中の設備容量の変化に追従できる。   With respect to the estimated values of the total installed capacities kw, ks, and ke, the estimation accuracy can be improved by using the values estimated under conditions where the fluctuation of the power generation output is large by the method shown in the second embodiment. In addition, by updating the total installed capacity kw, ks, ke by the method shown in the third embodiment, it is possible to follow changes in seasonality and operating equipment capacity.

実施例７では、方位角の異なる日射量計測値を用いたが、これらを異なる地点に設置された日射量計測値とすれば、太陽光発電システムの面的な広がりによる“ならし効果”の影響を考慮できる。   In Example 7, the solar radiation amount measurement values having different azimuth angles were used. However, if these are the solar radiation amount measurement values installed at different points, the “run-in effect” due to the surface spread of the photovoltaic power generation system can be obtained. Consider the impact.

すなわち本実施例８では、日射量計は異なるｎ個（ｎは１以上の正数）の地点に設置し、各日射量計測値Ｒ₁〜Ｒ_nを出力する。 That is, in the present Example 8, the solar radiation amount meter is installed in n different points (n is a positive number of 1 or more), and each of the solar radiation amount measurement values R _{1 to} R _n is output.

推定モデル生成部１０１は、前記有効電力潮流Ｐｎｅｔおよび日射量計測値Ｒ₁〜Ｒ_n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各地点毎の総設備容量ｋ₁〜ｋ_nを含む混合行列と、配電系統内の負荷需要電力Ｐｌｏａｄおよび各地点毎の日射量計測値Ｒ₁〜Ｒ_nを要素とする信号源との線形結合により、 Estimation model generation unit 101, an observation signal to the effective power flow Pnet and solar radiation measurements R ₁ to R _n elements, the total installed capacity k ₁ to k _n for each point of the solar power generation system as elements By the linear combination of the mixing matrix including the load demand power Pload in the distribution system and the signal source having the solar radiation measurement values R _{1 to} R _n for each point as elements,

と表現される推定モデルを生成する。   Is generated.

推定部１０２は、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ｋ₁〜ｋ_nを実施例１で述べた方法により分離・推定する。 Estimation unit 102, from the observed signal of the estimated model the generated, separated and estimated by the method of the load power demand Pload and total installed capacity k ₁ to k _n described in Example 1 by a method independent component analysis.

尚、３地点の日射量計測値（Ｒ₁，Ｒ₂，Ｒ₃）を用いる場合は、下記（１８）式の推定モデルが生成される。 In addition, when using the solar radiation amount measurement values (R ₁ , R ₂ , R ₃ ) at three points, an estimation model of the following equation (18) is generated.

本実施例８においても、実施例２、実施例３の方法を実行することで推定精度の向上が図られ、また季節性や稼働中の設備容量の変化に追従することができる。   Also in the eighth embodiment, it is possible to improve the estimation accuracy by executing the methods of the second and third embodiments, and to follow changes in seasonality and operating equipment capacity.

実施例１〜８では、太陽光発電システムの総設備容量ｋは未知の値として推定を行うこととしたが、電力会社では、電力系統に接続される太陽光発電システムの設備容量を管理することも可能である。故障による停止、設備毎の発電効率などは考慮できないが、ある程度のｋの値は事前に把握することが可能である。   In Examples 1 to 8, the total installed capacity k of the photovoltaic power generation system is estimated as an unknown value, but the power company manages the installed capacity of the photovoltaic power generation system connected to the power system. Is also possible. Stopping due to a failure, power generation efficiency for each facility, etc. cannot be considered, but a certain value of k can be grasped in advance.

そこで本実施例９では、設備データとして管理された総設備容量を推定部１０２に導入し、その総設備容量と、推定により得られたｋの値に大きな隔たりがある場合には、これを切り捨てることで、特異な推定結果を除去するものである。   Therefore, in the ninth embodiment, the total equipment capacity managed as equipment data is introduced into the estimation unit 102, and if there is a large gap between the total equipment capacity and the value of k obtained by the estimation, this is rounded down. In this way, a peculiar estimation result is removed.

１０…高圧配電線
１１，１２…センサ付開閉器
２０₁〜２０_n…太陽光発電システム
３０₁〜３０_n…負荷
１００…推定装置
１０１…推定モデル生成部
１０２…推定部
１０３…記憶部 10 ... high-voltage distribution line 11, 12 with sensor switch 20 ₁ to 20 _n ... photovoltaic systems 30 ₁ to 30 _n ... load 100 ... estimator 101 ... estimation model generation unit 102 ... estimation unit 103 ... storage unit

Claims (20)

配電系統内に設置された太陽光発電システムの発電出力に対応する出力であって、配電系統内の代表地点における日射量を計測する日射量計によって計測した日射量計測値を出力する太陽光発電出力計測手段と、
配電線の有効電力潮流を計測する有効電力潮流計測手段と、
前記計測された有効電力潮流Ｐｎｅｔおよび日射量計測値Ｒ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、

と表現される推定モデルを生成し、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・推定する推定手段と、を備え、
前記推定手段は、現在時刻から設定時間前までの期間を解析時間窓とし、その解析時間窓で計測された有効電力潮流および日射量計測値を観測信号として複数の時系列推定データを演算し、該演算された時系列推定データのうち現在時刻のデータを負荷需要電力Ｐｌｏａｄおよび総設備容量ｋの推定値と決定し、
前記解析時間窓を単位時刻ずつずらしながら順次最新の時刻における負荷需要電力Ｐｌｏａｄおよび総設備容量ｋの推定値を求めることを特徴とする太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定装置。 Photovoltaic power generation that corresponds to the power generation output of the solar power generation system installed in the distribution system and outputs the solar radiation measurement value measured by the solar radiation meter that measures the solar radiation amount at the representative point in the distribution system Output measuring means;
An active power flow measuring means for measuring the active power flow of the distribution line;
The observed signal having the measured active power flow Pnet and the measured solar radiation value R as elements, a mixed matrix including the total installed capacity k of the photovoltaic power generation system as elements, the load demand power Pload and the solar radiation amount in the distribution system By linear combination with the signal source with the measured value R as an element,

And an estimation unit that separates and estimates the load demand power Pload and the total installed capacity k from the observation signal of the generated estimation model by an independent component analysis technique ,
The estimation means uses a period from the current time to the set time before as an analysis time window, calculates a plurality of time series estimation data using the active power flow and solar radiation measurement values measured in the analysis time window as observation signals, Of the calculated time-series estimated data, the current time data is determined as the estimated value of the load demand power Pload and the total installed capacity k,
A load amount estimation apparatus in a distribution system having a photovoltaic power generation system, wherein the load demand power Pload and the total installed capacity k at the latest time are sequentially obtained while shifting the analysis time window by unit time . 前記推定手段は、現在時刻から設定時間前までの期間を解析時間窓とし、その解析時間窓で計測された有効電力潮流および日射量計測値を観測信号として複数の時系列推定データを演算し、該演算された時系列推定データのうち現在時刻のデータを総設備容量ｋの推定値と決定し、
前記解析時間窓を単位時刻ずつずらした複数の解析時間窓毎に推定した総設備容量ｋと解析時間窓毎に算出した日射量計測値の標準偏差とを記憶する記憶部を備え、
現在時刻の解析時間窓内の日射量計測値の標準偏差が１時刻前の解析時間窓内の日射量計測値の標準偏差よりも大きいときに、独立成分分析によって総設備容量ｋを算出して最新のｋ値とし、
前記最新のｋ値および現在時刻の日射量計測値の積に有効電力潮流を加算して現在時刻の負荷需要電力を求めることを特徴とする請求項１に記載の太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定装置。 The estimation means uses a period from the current time to the set time before as an analysis time window, calculates a plurality of time series estimation data using the active power flow and solar radiation measurement values measured in the analysis time window as observation signals, Of the calculated time series estimation data, the current time data is determined as the estimated value of the total installed capacity k,
A storage unit for storing the total equipment capacity k estimated for each of the plurality of analysis time windows shifted by unit time and the standard deviation of the solar radiation measurement value calculated for each analysis time window;
When the standard deviation of the solar radiation measurement value in the analysis time window at the current time is larger than the standard deviation of the solar radiation measurement value in the analysis time window one hour before, the total installed capacity k is calculated by independent component analysis. The latest k value,
The distribution with the photovoltaic power generation system according to claim 1, wherein an active power flow is added to a product of the latest k value and a solar radiation amount measurement value at the current time to obtain a load demand power at the current time. Load amount estimation device in the system. 前記最新のｋ値は、設定した期間内で日射量計測値の標準偏差が最大となるときのｋとすることを特徴とする請求項２に記載の太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定装置。 The load in a distribution system having a photovoltaic power generation system according to claim 2 , wherein the latest k value is k when the standard deviation of the solar radiation measurement value becomes maximum within a set period. Quantity estimation device. 前記推定手段は、現在時刻から設定時間前までの期間を解析時間窓とし、その解析時間窓を単位時刻ずつずらした複数の解析時間窓の全ての時刻において、前記独立成分分析によって総設備容量ｋを算出し、該総設備容量ｋと解析時間窓毎に算出した日射量計測値の標準偏差σとを記憶する記憶部を備え、
前記記憶された総設備容量ｋおよび標準偏差σに基づいて、

（ただし、ｔは時刻、Ｎは時間窓の数）
によって、日射量計測値の標準偏差の大きさで重み付けしたｋの平均値を演算し、該演算されたｋの平均値を最新のｋとし、
前記最新のｋ値および現在時刻の日射量計測値の積に有効電力潮流を加算して現在時刻の負荷需要電力を求めることを特徴とする請求項１に記載の太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定装置。 The estimation means uses a period from the current time to a set time before as an analysis time window, and at all times of a plurality of analysis time windows obtained by shifting the analysis time window by unit time, the total installed capacity k And a storage unit for storing the total installed capacity k and the standard deviation σ of the solar radiation measurement value calculated for each analysis time window,
Based on the stored total installed capacity k and standard deviation σ,

(Where t is the time and N is the number of time windows)
By calculating the average value of k weighted by the standard deviation of the solar radiation measurement value, the calculated average value of k is the latest k,
The distribution with the photovoltaic power generation system according to claim 1 , wherein an active power flow is added to a product of the latest k value and a solar radiation amount measurement value at the current time to obtain a load demand power at the current time. Load amount estimation device in the system. 前記推定手段は、現在時刻から設定時間前までの期間を解析時間窓とし、その解析時間窓を単位時刻ずつずらした複数の解析時間窓内の日射量計測値の標準偏差σが設定した標準偏差閾値以上であるときに、前記独立成分分析によって総設備容量ｋを算出し、該総設備容量ｋと解析時間窓毎に算出した日射量計測値の閾値以上の標準偏差σとを記憶する記憶部を備え、
前記記憶された総設備容量ｋおよび標準偏差σに基づいて、

（ただし、ｔは時刻、Ｎは時間窓の数、σは閾値以上の標準偏差）
によって、日射量計測値の閾値以上の標準偏差の大きさで重み付けしたｋの平均値を演算し、該演算されたｋの平均値を最新のｋとし、
前記最新のｋ値および現在時刻の日射量計測値の積に有効電力潮流を加算して現在時刻の負荷需要電力を求めることを特徴とする請求項１に記載の太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定装置。 The estimation means uses a period from the current time to the set time before as an analysis time window, and the standard deviation set by the standard deviation σ of the solar radiation measurement values in a plurality of analysis time windows in which the analysis time window is shifted by unit time A storage unit that calculates a total installation capacity k by the independent component analysis when the threshold is greater than or equal to a threshold, and stores the total installation capacity k and a standard deviation σ that is greater than or equal to a threshold of a solar radiation measurement value calculated for each analysis time window With
Based on the stored total installed capacity k and standard deviation σ,

(Where t is the time, N is the number of time windows, and σ is the standard deviation greater than or equal to the threshold)
To calculate an average value of k weighted with a standard deviation magnitude equal to or greater than the threshold value of the solar radiation measurement value, and set the calculated average value of k as the latest k,
The distribution with the photovoltaic power generation system according to claim 1 , wherein an active power flow is added to a product of the latest k value and a solar radiation amount measurement value at the current time to obtain a load demand power at the current time. Load amount estimation device in the system. 前記推定手段は、現在時刻から設定時間前までの期間を解析時間窓とし、その解析時間窓を単位時刻ずつずらした複数の解析時間窓の全ての時刻において、前記独立成分分析によって総設備容量ｋを算出し、該総設備容量ｋの設定日数分のｋデータと解析時間窓毎に算出した設定日数分の日射量計測値の標準偏差σデータとを記憶する記憶部を備え、
前記記憶された総設備容量ｋおよび標準偏差σに基づいて、

（ただし、ｔは時刻、Ｎは時間窓の数、Ｍは推定日当日から遡る日数）
によって、日射量計測値の標準偏差の大きさで重み付けされ、設定日数内の同一時間帯におけるｋの平均値を演算し、該演算されたｋの平均値を最新のｋとし、
前記最新のｋ値および現在時刻の日射量計測値の積に有効電力潮流を加算して現在時刻の負荷需要電力を求めることを特徴とする請求項１に記載の太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定装置。 The estimation means uses a period from the current time to a set time before as an analysis time window, and at all times of a plurality of analysis time windows obtained by shifting the analysis time window by unit time, the total installed capacity k A storage unit for storing the k data for the set days of the total installed capacity k and the standard deviation σ data of the measured amount of solar radiation for the set days calculated for each analysis time window,
Based on the stored total installed capacity k and standard deviation σ,

(Where t is the time, N is the number of time windows, M is the number of days going back from the estimated date)
Is weighted with the standard deviation of the solar radiation measurement value, calculates the average value of k in the same time zone within the set number of days, and sets the calculated average value of k as the latest k,
The distribution with the photovoltaic power generation system according to claim 1 , wherein an active power flow is added to a product of the latest k value and a solar radiation amount measurement value at the current time to obtain a load demand power at the current time. Load amount estimation device in the system. 前記太陽光発電出力計測手段は、西向きの日射量計測値Ｒｗ、南向きの日射量計測値Ｒｓおよび東向きの日射量計測値Ｒｅを出力し、
前記推定手段は、前記有効電力潮流Ｐｎｅｔおよび日射量計測値Ｒｗ，Ｒｓ，Ｒｅ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方位毎の総設備容量ｋｗ，ｋｓ，ｋｅを含む混合行列と、配電系統内の負荷需要電力Ｐｌｏａｄおよび方位毎の日射量計測値Ｒｗ，Ｒｓ，Ｒｅを要素とする信号源との線形結合により、

と表現される推定モデルを生成し、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ｋｗ，ｋｓ，ｋｅを分離・推定することを特徴とする請求項１ないし３のいずれか１項に記載の太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定装置。 The solar power generation output measuring means outputs a westward solar radiation measurement value Rw, a southward solar radiation measurement value Rs, and an eastward solar radiation measurement value Re,
The estimation means includes an observation signal having the active power flow Pnet and the solar radiation measurement values Rw, Rs, Re as elements, and a mixed matrix including total equipment capacities kw, ks, ke for each direction of the photovoltaic power generation system as elements. And a linear combination of the load demand power Pload in the distribution system and the signal source having the measured solar radiation Rw, Rs, Re for each direction as elements,

And the load demand power Pload and the total installed capacity kw, ks, ke are separated and estimated from the observation signal of the generated estimation model by an independent component analysis technique. The load amount estimation apparatus in the distribution system which has the solar power generation system of any one of Claim 1 thru | or 3 . 前記太陽光発電出力計測手段は、異なるｎ個（ｎは１以上の正数）の地点に設置された日射量計の日射量計測値Ｒ₁〜Ｒ_nを出力し、
前記推定手段は、前記有効電力潮流Ｐｎｅｔおよび日射量計測値Ｒ₁〜Ｒ_n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各地点毎の総設備容量ｋ₁〜ｋ_nを含む混合行列と、配電系統内の負荷需要電力Ｐｌｏａｄおよび各地点毎の日射量計測値Ｒ₁〜Ｒ_nを要素とする信号源との線形結合により、

と表現される推定モデルを生成し、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ｋ₁〜ｋ_nを分離・推定することを特徴とする請求項１ないし３のいずれか１項に記載の太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定装置。 The solar power generation output measuring means outputs solar radiation measurement values R _{1 to} R _n of solar radiation meters installed at different n points (n is a positive number of 1 or more),
Mixing said estimating means comprising the total installed capacity k ₁ to k _n for each point of the photovoltaic power system observation signals as elements that the effective power flow Pnet and solar radiation measurements R ₁ to R _n elements By the linear combination of the matrix and the signal source having the load demand power Pload in the distribution system and the solar radiation measurement values R _{1 to} R _n for each point as elements,

To generate an estimated model represented as, from the observed signal of the generated estimation model, and separating Probable load power demand Pload and total installed capacity k ₁ to k _n by a method independent component analysis The load amount estimation apparatus in the distribution system which has the solar power generation system of any one of Claim 1 thru | or 3 . 前記推定手段は、設備データとして管理されている太陽光発電システムの総設備容量を導入し、該総設備容量と前記推定された総設備容量ｋとの差が、設定した値よりも大きいときに、前記推定されたｋ値を破棄することを特徴とする請求項１ないし８のいずれか１項に記載の太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定装置。 The estimation means introduces the total installation capacity of the photovoltaic power generation system managed as installation data, and when the difference between the total installation capacity and the estimated total installation capacity k is larger than a set value The said estimated k value is discarded, The load amount estimation apparatus in the distribution system which has the solar power generation system of any one of Claim 1 thru | or 8 characterized by the above-mentioned. 前記太陽光発電出力計測手段は、前記日射量計測値に代えて太陽光発電システムの発電出力計測値を出力し、
前記推定手段は、前記観測信号および信号源の日射量計測値に代えて前記発電出力計測値を採用して前記推定モデルを生成することを特徴とする請求項１に記載の太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定装置。 The solar power generation output measuring means outputs the power generation output measurement value of the solar power generation system instead of the solar radiation amount measurement value,
2. The photovoltaic power generation system according to claim 1 , wherein the estimation unit generates the estimation model by using the power generation output measurement value instead of the observation signal and the solar radiation amount measurement value of the signal source. The load amount estimation apparatus in the distribution system which had. 配電系統内に設置された太陽光発電システムの発電出力に対応する出力を出力する太陽光発電出力計測手段が、配電系統内の代表地点における日射量を計測する日射量計によって計測した日射量計測値を出力する太陽光発電出力計測ステップと、
有効電力潮流計測手段が、配電線の有効電力潮流を計測するステップと、
推定手段が、前記計測された有効電力潮流Ｐｎｅｔおよび日射量計測値Ｒ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、

と表現される推定モデルを生成する推定モデル生成ステップと、
推定手段が、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・推定する推定ステップと、を備え、
前記推定ステップは、
現在時刻から設定時間前までの期間を解析時間窓とし、その解析時間窓で計測された有効電力潮流および日射量計測値を観測信号として複数の時系列推定データを演算するステップと、
前記演算された時系列推定データのうち現在時刻のデータを負荷需要電力Ｐｌｏａｄおよび総設備容量ｋの推定値と決定するステップと、
前記解析時間窓を単位時刻ずつずらしながら順次最新の時刻における負荷需要電力Ｐｌｏａｄおよび総設備容量ｋの推定値を求めるステップと、
を有していることを特徴とする太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定方法。 Solar radiation output measurement means that outputs the output corresponding to the power generation output of the photovoltaic power generation system installed in the distribution system, measured by the solar radiation meter that measures the amount of solar radiation at the representative points in the distribution system A photovoltaic power generation output measuring step for outputting a value;
An active power flow measuring means measuring the active power flow of the distribution line;
The estimation means includes an observation signal having the measured active power flow Pnet and the measured solar radiation R as elements, a mixed matrix including the total installed capacity k of the photovoltaic power generation system as elements, and load demand power in the distribution system By linear combination with a signal source having Pload and solar radiation measurement value R as elements,

An estimation model generation step for generating an estimation model expressed as:
An estimation unit comprising: an estimation step of separating and estimating the load demand power Pload and the total installed capacity k from an observation signal of the generated estimation model by an independent component analysis technique ;
The estimation step includes
A period from the current time to the set time before is set as an analysis time window, and a step of calculating a plurality of time series estimation data using an active power flow measured by the analysis time window and a solar radiation measurement value as an observation signal;
Determining the current time data among the calculated time series estimation data as estimated values of the load demand power Pload and the total installed capacity k;
Obtaining an estimated value of load demand power Pload and total installed capacity k at the latest time sequentially while shifting the analysis time window by unit time;
Load estimation method in distribution system having a photovoltaic power generation system characterized in that it has a. 前記推定ステップは、
現在時刻から設定時間前までの期間を解析時間窓とし、その解析時間窓で計測された有効電力潮流および日射量計測値を観測信号として複数の時系列推定データを演算するステップと、
前記演算された時系列推定データのうち現在時刻のデータを総設備容量ｋの推定値と決定するステップと、
前記解析時間窓を単位時刻ずつずらした複数の解析時間窓毎に推定した総設備容量ｋと解析時間窓毎に算出した日射量計測値の標準偏差とを記憶部に記憶するステップと、
現在時刻の解析時間窓内の日射量計測値の標準偏差と１時刻前の解析時間窓内の日射量計測値の標準偏差とを比較するステップと、
現在時刻の解析時間窓内の日射量計測値の標準偏差が１時刻前の解析時間窓内の日射量計測値の標準偏差よりも大きいときに、独立成分分析によって総設備容量ｋを算出して最新のｋ値とするステップと、
前記最新のｋ値および現在時刻の日射量計測値の積に有効電力潮流を加算して現在時刻の負荷需要電力を求めるステップと、
を有していることを特徴とする請求項１１に記載の太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定方法。 The estimation step includes
A period from the current time to the set time before is set as an analysis time window, and a step of calculating a plurality of time series estimation data using an active power flow measured by the analysis time window and a solar radiation measurement value as an observation signal;
Determining the current time data of the calculated time-series estimated data as an estimated value of the total installed capacity k;
Storing the total installed capacity k estimated for each of the plurality of analysis time windows shifted by unit time and the standard deviation of the measured solar radiation amount calculated for each analysis time window in the storage unit;
Comparing the standard deviation of the solar radiation measurement value within the analysis time window at the current time with the standard deviation of the solar radiation measurement value within the analysis time window one hour before;
When the standard deviation of the solar radiation measurement value in the analysis time window at the current time is larger than the standard deviation of the solar radiation measurement value in the analysis time window one hour before, the total installed capacity k is calculated by independent component analysis. A step of setting the latest k value;
Adding the active power flow to the product of the latest k value and the solar radiation measurement value at the current time to obtain the load demand power at the current time;
The load amount estimation method in the power distribution system having the photovoltaic power generation system according to claim 11 . 前記最新のｋ値とするステップは、設定した期間内で日射量計測値の標準偏差が最大となるときのｋを採用することを特徴とする請求項１２に記載の太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定方法。 13. The solar power generation system according to claim 12 , wherein the step of setting the latest k value employs k when the standard deviation of the solar radiation measurement value becomes maximum within a set period. Load amount estimation method in distribution system. 前記推定ステップは、
現在時刻から設定時間前までの期間を解析時間窓とし、その解析時間窓を単位時刻ずつずらした複数の解析時間窓の全ての時刻において、前記独立成分分析によって総設備容量ｋを算出するステップと、
前記総設備容量ｋと解析時間窓毎に算出した日射量計測値の標準偏差σとを記憶部に記憶するステップと、
前記記憶された総設備容量ｋおよび標準偏差σに基づいて、

（ただし、ｔは時刻、Ｎは時間窓の数）
によって、日射量計測値の標準偏差の大きさで重み付けしたｋの平均値を演算し、該演算されたｋの平均値を最新のｋとするステップと、
前記最新のｋ値および現在時刻の日射量計測値の積に有効電力潮流を加算して現在時刻の負荷需要電力を求めるステップと、
を有していることを特徴とする請求項１１に記載の太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定方法。 The estimation step includes
Calculating a total installed capacity k by the independent component analysis at all times of a plurality of analysis time windows in which a period from the current time to a set time before is an analysis time window and the analysis time window is shifted by unit time; ,
Storing the total installed capacity k and the standard deviation σ of the solar radiation measurement value calculated for each analysis time window in a storage unit;
Based on the stored total installed capacity k and standard deviation σ,

(Where t is the time and N is the number of time windows)
Calculating an average value of k weighted by the standard deviation of the solar radiation measurement value, and setting the calculated average value of k as the latest k;
Adding the active power flow to the product of the latest k value and the solar radiation measurement value at the current time to obtain the load demand power at the current time;
The load amount estimation method in the power distribution system having the photovoltaic power generation system according to claim 11 . 前記推定ステップは、
現在時刻から設定時間前までの期間を解析時間窓とし、その解析時間窓を単位時刻ずつずらした複数の解析時間窓内の日射量計測値の標準偏差σが設定した標準偏差閾値以上であるときに、前記独立成分分析によって総設備容量ｋを算出するステップと、
前記総設備容量ｋと解析時間窓毎に算出した日射量計測値の閾値以上の標準偏差σとを記憶部に記憶するステップと、
前記記憶された総設備容量ｋおよび標準偏差σに基づいて、

（ただし、ｔは時刻、Ｎは時間窓の数、σは閾値以上の標準偏差）
によって、日射量計測値の閾値以上の標準偏差の大きさで重み付けしたｋの平均値を演算し、該演算されたｋの平均値を最新のｋとするステップと、
前記最新のｋ値および現在時刻の日射量計測値の積に有効電力潮流を加算して現在時刻の負荷需要電力を求めるステップと、
を有していることを特徴とする請求項１１に記載の太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定方法。 The estimation step includes
The period from the current time to the set time before is set as the analysis time window, and the standard deviation σ of the solar radiation measurement values in the multiple analysis time windows with the analysis time window shifted by unit time is greater than the set standard deviation threshold And calculating the total installed capacity k by the independent component analysis,
Storing the total equipment capacity k and the standard deviation σ greater than or equal to the threshold value of the solar radiation measurement value calculated for each analysis time window in a storage unit;
Based on the stored total installed capacity k and standard deviation σ,

(Where t is the time, N is the number of time windows, and σ is the standard deviation greater than or equal to the threshold)
A step of calculating an average value of k weighted by a magnitude of a standard deviation equal to or greater than a threshold value of the solar radiation measurement value, and setting the calculated average value of k as the latest k;
Adding the active power flow to the product of the latest k value and the solar radiation measurement value at the current time to obtain the load demand power at the current time;
The load amount estimation method in the power distribution system having the photovoltaic power generation system according to claim 11 . 前記推定ステップは、
現在時刻から設定時間前までの期間を解析時間窓とし、その解析時間窓を単位時刻ずつずらした複数の解析時間窓の全ての時刻において、前記独立成分分析によって総設備容量ｋを算出するステップと、
前記総設備容量ｋの設定日数分のｋデータと解析時間窓毎に算出した設定日数分の日射量計測値の標準偏差σデータとを記憶部に記憶するステップと、
前記記憶された総設備容量ｋおよび標準偏差σに基づいて、

（ただし、ｔは時刻、Ｎは時間窓の数、Ｍは推定日当日から遡る日数）
によって、日射量計測値の標準偏差の大きさで重み付けされ、設定日数内の同一時間帯におけるｋの平均値を演算し、該演算されたｋの平均値を最新のｋとするステップと、
前記最新のｋ値および現在時刻の日射量計測値の積に有効電力潮流を加算して現在時刻の負荷需要電力を求めるステップと、
を有していることを特徴とする請求項１１に記載の太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定方法。 The estimation step includes
Calculating a total installed capacity k by the independent component analysis at all times of a plurality of analysis time windows in which a period from the current time to a set time before is an analysis time window and the analysis time window is shifted by unit time; ,
Storing k data for a set number of days of the total installed capacity k and standard deviation σ data of a measured amount of solar radiation for a set number of days calculated for each analysis time window in a storage unit;
Based on the stored total installed capacity k and standard deviation σ,

(Where t is the time, N is the number of time windows, M is the number of days going back from the estimated date)
By calculating the average value of k in the same time zone within the set number of days, and setting the calculated average value of k as the latest k.
Adding the active power flow to the product of the latest k value and the solar radiation measurement value at the current time to obtain the load demand power at the current time;
The load amount estimation method in the power distribution system having the photovoltaic power generation system according to claim 11 . 前記太陽光発電出力計測ステップは、西向きの日射量計測値Ｒｗ、南向きの日射量計測値Ｒｓおよび東向きの日射量計測値Ｒｅを出力し、
前記推定モデル生成ステップは、前記有効電力潮流Ｐｎｅｔおよび日射量計測値Ｒｗ，Ｒｓ，Ｒｅ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方位毎の総設備容量ｋｗ，ｋｓ，ｋｅを含む混合行列と、配電系統内の負荷需要電力Ｐｌｏａｄおよび方位毎の日射量計測値Ｒｗ，Ｒｓ，Ｒｅを要素とする信号源との線形結合により、

と表現される推定モデルを生成し、
前記推定ステップは、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ｋｗ，ｋｓ，ｋｅを分離・推定する
ことを特徴とする請求項１１ないし１３のいずれか１項に記載の太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定方法。 The solar power generation output measurement step outputs a west-facing solar radiation measurement value Rw, a south-facing solar radiation measurement value Rs, and an east-facing solar radiation measurement value Re,
The estimation model generation step includes an observation signal having the active power flow Pnet and the solar radiation measurement values Rw, Rs, Re as elements, and the total installed capacity kw, ks, ke for each direction of the photovoltaic power generation system as elements. By the linear combination of the mixing matrix and the signal source having the load demand power Pload in the distribution system and the solar radiation measurement values Rw, Rs, Re for each direction as elements,

Generate an estimation model expressed as
Said estimating step, the observed signal estimation model the generated load power demand Pload and total installed capacity kw by a method independent component analysis, ks, to claims 11, characterized in that to separate and estimate ke 13 A load amount estimation method in a distribution system having the photovoltaic power generation system according to any one of the above. 前記太陽光発電出力計測ステップは、異なるｎ個（ｎは１以上の正数）の地点に設置された日射量計の日射量計測値Ｒ₁〜Ｒ_nを出力し、
前記推定モデル生成ステップは、前記有効電力潮流Ｐｎｅｔおよび日射量計測値Ｒ₁〜Ｒ_n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各地点毎の総設備容量ｋ₁〜ｋ_nを含む混合行列と、配電系統内の負荷需要電力Ｐｌｏａｄおよび各地点毎の日射量計測値Ｒ₁〜Ｒ_nを要素とする信号源との線形結合により、

と表現される推定モデルを生成し、
前記推定ステップは、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ｋ₁〜ｋ_nを分離・推定する
ことを特徴とする請求項１１ないし１３のいずれか１項に記載の太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定方法。 The solar power generation output measurement step outputs solar radiation measurement values R _{1 to} R _n of solar radiation meters installed at different n points (n is a positive number of 1 or more),
The estimation model generation step, an observation signal to the effective power flow Pnet and solar radiation measurements R ₁ to R _n elements, the total installed capacity k ₁ to k _n for each point of the solar power generation system as elements By the linear combination of the mixing matrix including the load demand power Pload in the distribution system and the signal source having the solar radiation measurement values R _{1 to} R _n for each point as elements,

Generate an estimation model expressed as
Said estimating step, the observed signal estimation model said generated to claims 11, characterized in that to separate and estimate the load power demand Pload and total installed capacity k ₁ to k _n by a method independent component analysis 13 A load amount estimation method in a distribution system having the photovoltaic power generation system according to any one of the above. 前記推定ステップは、
設備データとして管理されている太陽光発電システムの総設備容量を導入するステップと、
前記導入された総設備容量と前記推定された総設備容量ｋとの差が、設定した値よりも大きいときに、前記推定されたｋ値を破棄するステップと、
を有していることを特徴とする請求項１１ないし１８のいずれか１項に記載の太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定方法。 The estimation step includes
Introducing the total installed capacity of the photovoltaic system managed as facility data;
Discarding the estimated k value when the difference between the introduced total installed capacity and the estimated total installed capacity k is greater than a set value;
The load amount estimation method in the power distribution system having the photovoltaic power generation system according to any one of claims 11 to 18 , characterized by comprising: 前記太陽光発電出力計測ステップは、前記日射量計測値に代えて太陽光発電システムの発電出力計測値を出力し、
前記推定モデル生成ステップは、前記観測信号および信号源の日射量計測値に代えて前記発電出力計測値を採用して前記推定モデルを生成する
ことを特徴とする請求項１１に記載の太陽光発電システムを有した配電系統における負荷量推定方法。 The solar power generation output measurement step outputs the power generation output measurement value of the solar power generation system instead of the solar radiation amount measurement value,
The solar power generation according to claim 11 , wherein the estimation model generation step generates the estimation model by adopting the power generation output measurement value instead of the observation signal and the solar radiation amount measurement value of the signal source. A load estimation method in a distribution system having a system.

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