JP7206939B2 - 発電設備の出力予測システム及び発電設備の出力予測方法 - Google Patents

Description

本発明は、潮流想定におけるエリア全体の発電設備の出力予測システム及び発電設備の出力予測方法に関する。

電力系統においては、電力設備を通過する電力の量、すなわち潮流が大きくなり過ぎると、混雑が発生して適切に送電できなくなるおそれがある。従って、想定される潮流を想定潮流として算出し、想定潮流が大きくなり過ぎないように、接続される電力供給設備を選定する場合がある。想定潮流は、電力需要と電力供給とに基づき算出され、電力供給側が過剰な個別電力系統を検討する場合には、一般的に電力需要が最小となる際に電力供給が最大となる場合を想定して算出される。すなわち、電力需要が最小であるが電力供給が最大であった場合、上位の電力系統に向けて流れる潮流が大きくなるため、このような潮流が大きくなるケースを見越して、想定潮流が算出される。

また、非特許文献１には、想定潮流の算出方法が記載されており、各種の電力供給設備の実績出力値に基づき、想定潮流のための電力需要を算出する旨の記載がある。非特許文献１では、個別系統での太陽光発電設備の出力が最大の場合に、エリア全体で最低限出力される太陽光発電設備の出力を算出し、算出したエリア全体の太陽光発電設備の出力を、太陽光発電設備が対応すべき電力需要量としている。より詳しくは、個別系統の出力比率を横軸とし、エリア全域の出力比率を縦軸とした場合に、個別系統の出力比率の値に対するエリア全域の出力比率の値の分布に対し、分布の下限の一次近似直線を導出する。そして、個別系統の出力比率の最大値と一次近似直線との交点を、エリア全体の太陽光発電設備の出力として算出している。

電力広域的運営推進機関著「電源接続や設備形成の検討における前提条件（送配電等業務指針第６２条）としての想定潮流の合理化の考え方について」

非特許文献１によると、エリア全体の太陽光発電設備の出力に基づき想定潮流を算出可能であるが、想定潮流の算出精度を高くするには、改善の余地がある。すなわち、非特許文献１のように算出した場合、エリア全域における発電設備の出力を、過大に、又は過小に評価してしまうおそれがある。

本発明は、上記課題を解決するために、想定潮流の算出精度の低下を抑制する発電設備の出力予測システム及び発電設備の出力予測方法を提供することを目的とする。

上述した課題を解決し、目的を達成するために、本開示の発電設備の出力予測システムは、発電設備が接続されている系統が複数設けられたエリアにおける発電設備の出力の予測値を算出する発電設備の出力予測システムであって、１つの前記系統の前記発電設備の出力の測定値である系統出力測定値と、前記系統出力測定値が測定された時刻と同時刻における前記エリア全体の前記発電設備の出力の測定値であるエリア出力測定値と、を取得する測定値取得部と、前記系統における前記発電設備の出力の設定値として予め設定された系統出力設定値と、前記系統出力測定値との差分に基づき、前記系統における出力の設定値と測定値との乖離度合いを示す系統評価値を算出する系統評価値算出部と、前記エリア出力測定値と前記系統評価値とに基づき、前記エリア全体の前記発電設備の出力の予測値であるエリア出力予測値を算出するエリア出力予測値算出部とを有する。

前記エリア出力予測値算出部は、前記エリア出力予測値及び前記エリア出力測定値に基づく値であって前記エリアにおける出力の予測値と測定値との乖離度合いを示すエリア評価値と、前記系統評価値とが、所定の関係になるように、前記エリア出力予測値を算出することが好ましい。

前記エリア出力予測値算出部は、前記エリア評価値を、前記系統における出力の予測値と測定値との乖離度合いを示す値に換算した換算系統評価値と、前記系統評価値との差分が所定値となるように、前記エリア出力予測値を算出することが好ましい。

前記測定値取得部は、前記系統出力測定値及び前記エリア出力測定値を複数取得し、前記系統評価値算出部は、前記系統出力測定値毎に前記系統評価値を算出し、前記エリア出力予測値算出部は、前記換算系統評価値と前記系統評価値との差分が前記所定値となる前記エリア出力予測値を、前記エリア出力測定値毎に複数算出し、複数の前記エリア出力予測値のうちの最小値を、前記エリア出力予測値として選定することが好ましい。

前記系統評価値算出部は、複数の前記系統出力測定値のうちの最大値を、前記系統出力設定値とすることが好ましい。

前記エリア出力予測値に基づき、前記エリアに発電設備を追加で接続可能かを判断する判断部をさらに有することが好ましい。

前記発電設備は、太陽光発電設備又は風力発電設備であることが好ましい。

上述した課題を解決し、目的を達成するために、本開示の発電設備の出力予測方法は、発電設備が接続されている系統が複数設けられたエリアにおける発電設備の出力の予測値を算出する発電設備の出力予測方法であって、１つの前記系統の前記発電設備の出力の測定値である系統出力測定値と、前記系統出力測定値が測定された時刻と同時刻における前記エリア全体の前記発電設備の出力の測定値であるエリア出力測定値と、を取得する測定値取得ステップと、前記系統における前記発電設備の出力の設定値として設定された系統出力設定値と、前記系統出力測定値との差分に基づき、前記系統における出力の設定値と測定値との乖離度合いを示す系統評価値を算出する系統評価値算出ステップと、前記エリア出力測定値と前記系統評価値とに基づき、前記エリア全体の前記発電設備の出力の予測値であるエリア出力予測値を算出するエリア出力予測値算出ステップとを有する。

本発明によれば、発電設備の想定潮流の算出精度の低下を抑制することができる。

図１は、本実施形態に係る系統を説明する模式図である。 図２は、本実施形態に係る出力予測システムの模式的なブロック図である。 図３は、測定値の分布の例を示すグラフである。 図４は、系統評価値を説明するためのグラフである。 図５は、エリア出力予測値の算出を説明するためのグラフである。 図６は、エリア出力予測値の算出を説明するためのグラフである。 図７は、エリア出力予測値の例を説明するグラフである。 図８は、本実施形態に係る出力予測システムの処理フローを説明するフローチャートである。

以下に添付図面を参照して、本発明の好適な実施形態を詳細に説明する。なお、この実施形態により本発明が限定されるものではなく、また、実施形態が複数ある場合には、各実施例を組み合わせて構成するものも含むものである。

図１は、本実施形態に係る系統を説明する模式図である。図１に示すように、本実施形態に係るエリアＲ内には、複数の系統Ｓが設けられている。系統Ｓは、送電線Ｗを介して発電設備と負荷とが接続された電力系統である。本実施形態では、系統Ｓには、発電設備Ｐと負荷Ｌとが接続されており、さらに言えば、１つの系統Ｓに、複数の発電設備Ｐと複数の負荷Ｌとが接続されている。ただし、１つの系統Ｓに接続される発電設備Ｐの数は任意である。発電設備Ｐは、任意の動力で発電するものであってよいが、本実施形態においては、気象条件によって出力（発電量）が変動する発電設備であることが好ましい。発電設備Ｐは、本実施形態では太陽光発電設備である。ただし、発電設備Ｐは、例えば風力発電設備であってもよい。また、発電設備Ｐは、複数の発電設備（気象条件によって出力が変動する複数の発電設備）を組み合わせた設備であってよく、例えば、太陽光発電設備と風力発電設備とを組み合わせた設備であってもよい。さらに、系統Ｓには、例えば火力発電設備など、発電設備Ｐ以外の発電設備も接続されていてよい。また、系統Ｓ毎に、発電設備Ｐ及び負荷Ｌの数や、発電設備Ｐ以外の発電設備の数などが異なってもよい。

エリアＲには、このような系統Ｓが複数設けられている。すなわち、エリアＲは、複数の系統Ｓで構成される系統群と言い換えることもできる。また、エリアＲは、例えば、１つの一般送配電事業者が送配電を受け持つ領域ということもできる。なお、図１の例では、エリアＲに、８つの系統Ｓが設けられているが、エリアＲに設けられる系統Ｓの数は、複数であれば８つに限られず任意である。また、図１の例では、エリアＲにおいてループ状に系統Ｓが設けられているが、エリアＲ内において系統Ｓの設けられる形態はこれに限られない。例えば、系統Ｓは、エリアＲ内において、放射状に設けられていてもよい。

図２は、本実施形態に係る出力予測システムの模式的なブロック図である。本実施形態に係る出力予測システム１は、エリアＲの想定潮流を算出するために、エリアＲ内の発電設備Ｐの出力の予測値を算出するシステムである。本実施形態に係る出力予測システム１は、例えばコンピュータである。図２に示すように、出力予測システム１は、入力部１０と、出力部１２と、通信部１４と、記憶部１６と、制御部１８とを有する。入力部１０は、ユーザの入力を受け付ける装置であり、例えばマウス、キーボード、又はタッチパネル等である。出力部１２は、制御部１８の制御結果などの各種情報を出力する装置であり、本実施形態では、各種情報を表示するディスプレイやタッチパネルなどの表示部である。通信部１４は、例えば無線通信モジュールやアンテナなど、外部装置などに通信する機構である。記憶部１６は、制御部１８の演算内容やプログラムの情報などを記憶するメモリであり、例えば、ＲＡＭ（Ｒａｎｄｏｍ Ａｃｃｅｓｓ Ｍｅｍｏｒｙ）と、ＲＯＭ（Ｒｅａｄ Ｏｎｌｙ Ｍｅｍｏｒｙ）と、ＨＤＤ（Ｈａｒｄ Ｄｉｓｋ Ｄｒｉｖｅ）などの外部記憶装置とのうち、少なくとも１つ含む。

制御部１８は、演算装置、すなわちＣＰＵ（Ｃｅｎｔｒａｌ Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ Ｕｎｉｔ）である。図２に示すように、制御部１８は、測定値取得部２０と、系統評価値算出部２２と、エリア出力予測値算出部２４と、判断部２６とを有する。測定値取得部２０と、系統評価値算出部２２と、エリア出力予測値算出部２４と、判断部２６とは、制御部１８が記憶部１６に記憶されたソフトウェア（プログラム）を読み出すことで実現されて、後述する処理を実行する。

制御部１８は、測定値取得部２０と系統評価値算出部２２とエリア出力予測値算出部２４とにより、エリアＲにおける発電設備Ｐの出力の予測値であるエリア出力予測値ＡＲを算出する。以下、エリア出力予測値ＡＲの算出方法について説明する。

測定値取得部２０は、系統出力測定値ＤＳとエリア出力測定値ＤＲとを取得する。測定値取得部２０は、例えば通信部１４を介して、外部機器から系統出力測定値ＤＳとエリア出力測定値ＤＲとを取得する。また、測定値取得部２０は、例えば記憶部１６に予め記憶されていた系統出力測定値ＤＳとエリア出力測定値ＤＲとを読み出してもよい。

系統出力測定値ＤＳは、エリアＲ内の１つの系統Ｓに接続されている発電設備Ｐの出力の測定値である。系統出力測定値ＤＳは、過去の所定時刻において測定された測定値である。本実施形態においては、系統出力測定値ＤＳは、１つの系統Ｓに接続されている発電設備Ｐの出力比率である。言い換えれば、系統出力測定値ＤＳは、測定された時刻における系統Ｓに接続されている全ての発電設備Ｐの最大出力（最大容量）の合計値に対する、系統Ｓに接続されている全ての発電設備Ｐが所定時刻において実際に出力した出力値（電力の値）の合計値の比率である。また、エリア出力測定値ＤＲは、エリアＲ内の発電設備Ｐの出力の測定値である。エリア出力測定値ＤＲは、過去の所定時刻において測定された測定値である。本実施形態においては、エリア出力測定値ＤＲは、エリアＲに設けられている発電設備Ｐの出力比率である。言い換えれば、エリア出力測定値ＤＲは、測定された時刻におけるエリアＲに設けられている全ての発電設備Ｐの最大出力（最大容量）の合計値に対する、エリアＲに設けられている全ての発電設備Ｐが所定時刻において実際に出力した出力値（電力の値）の合計値の比率である。

本実施形態において、測定値取得部２０は、同時刻に測定された系統出力測定値ＤＳとエリア出力測定値ＤＲとを取得する。すなわち、測定値取得部２０は、系統出力測定値ＤＳと、その系統出力測定値ＤＳが測定された時刻と同時刻に測定されたエリア出力測定値ＤＲと、を取得する。これにより、系統Ｓでの発電設備Ｐの出力比率と、エリアＲ全体での発電設備Ｐの出力比率との関係を認識可能となる。以下、同時刻に測定された系統出力測定値ＤＳとエリア出力測定値ＤＲとを、合わせて表現する場合は、測定値Ｄと記載する。測定値Ｄは、同時刻に測定された系統出力測定値ＤＳとエリア出力測定値ＤＲとを関連付けた情報であるということもできる。

図３は、測定値の分布の例を示すグラフである。図３の横軸は系統出力測定値ＤＳであり、縦軸はエリア出力測定値ＤＲである。図３に示すように、測定値取得部２０は、測定値Ｄを、すなわち同時刻に測定された系統出力測定値ＤＳとエリア出力測定値ＤＲとを、複数取得する。測定値取得部２０に取得される測定値Ｄは、それぞれ異なる時刻に測定されたものである。すなわち、測定値取得部２０は、測定値Ｄ（系統出力測定値ＤＳ及びエリア出力測定値ＤＲ）の時刻毎の分布を取得しているといえる。図３に示すように、系統出力測定値ＤＳとエリア出力測定値ＤＲとは、比例する傾向にある。すなわち、１つの系統Ｓでの出力が高い場合は、エリアＲ全体の出力も高い傾向にある。なお、測定値取得部２０は、エリア出力予測値ＡＲを算出する際に取得する複数の系統出力測定値ＤＳは、同じ系統Ｓにおける発電設備Ｐの出力比率である。以降においても、系統Ｓと記載する場合は、特に断りがない限り、同じ系統Ｓを指す。

図４は、系統評価値を説明するためのグラフである。図２に示す系統評価値算出部２２は、測定値取得部２０が取得した系統出力測定値ＤＳと、系統出力設定値ＡＳとを取得する。系統出力設定値ＡＳは、系統評価値算出部２２が、系統Ｓにおける発電設備Ｐの出力の設定値として設定した値である。すなわち、系統出力設定値ＡＳは、系統評価値算出部２２によって、１つの系統Ｓに対して定められた値となる。図４に示すように、本実施形態においては、系統評価値算出部２２は、測定値取得部２０が取得した複数の系統出力測定値ＤＳのうちの最大値に基づき、系統出力設定値ＡＳを設定する。さらに言えば、系統評価値算出部２２は、測定値取得部２０が取得した複数の系統出力測定値ＤＳのうちの最大値を、系統出力設定値ＡＳに設定する。

系統出力設定値ＡＳは、エリアＲの想定潮流の算出のために、系統Ｓにおける発電設備Ｐの出力として設定された値であるといえる。ただし、エリアＲの想定潮流は、未来の値を予測して算出されるものであるため、系統出力設定値ＡＳは、未来の値、すなわち予測値を、設定値として事前に設定した値であるといえる。また、本実施形態において、想定潮流は、適切に送電できなくなるかのリスク判断を行うために算出される。従って、本実施形態において、想定潮流は、エリアＲ全体の電力需要が小さい場合で、かつ、１つの系統Ｓの発電設備Ｐからの電力供給が大きくなる場合を想定して算出される。従って、本実施形態においては、電力供給を高く見積もるために、系統出力設定値ＡＳを、系統出力測定値ＤＳの最大値、すなわち実績の最大値としている。

系統評価値算出部２２は、このようにして系統出力測定値ＤＳと系統出力設定値ＡＳとを取得する。そして、系統評価値算出部２２は、系統出力測定値ＤＳと系統出力設定値ＡＳとの差分に基づき、系統評価値ＴＳを算出する。系統評価値ＴＳは、系統Ｓにおける、発電設備Ｐ出力の設定値と測定値との乖離度合いを示す値である。本実施形態においては、系統評価値算出部２２は、次の式（１）により、系統評価値ＴＳを算出する。

ＴＳ＝ＶＳ・（ＡＳ－ＤＳ） ・・・（１）

ここで、ＶＳは、系統Ｓに接続されている全ての発電設備Ｐの最大出力（最大容量）の合計値である。系統評価値算出部２２は、例えば通信部１４を介した通信や、記憶部１６からの読出しなどにより、最大出力ＶＳの値を取得する。系統評価値算出部２２は、系統出力設定値ＡＳから系統出力測定値ＤＳを引いた値を、系統Ｓの最大出力ＶＳに乗じることで、系統評価値ＴＳを算出しているといえる。従って、系統評価値ＴＳは、１つの系統Ｓにおいて、系統出力設定値ＡＳで発電設備Ｐが運転される際の出力値（電力値）から、系統出力測定値ＤＳで発電設備Ｐが運転される際の出力値（電力値）を差し引いた値であるといえる。系統評価値算出部２２は、複数の系統出力測定値ＤＳ毎に、系統評価値ＴＳを算出する。

系統評価値ＴＳは、このようにして算出される値であるため、未来における系統Ｓの発電設備Ｐの出力比率が、系統出力設定値ＡＳより大きくなるかを評価する値であるといえる。例えば、系統評価値ＴＳが０以上である場合、未来においても、系統Ｓの発電設備Ｐの出力比率が、系統出力設定値ＡＳより大きくなる可能性が低くなるといえる。言い換えれば、この場合、系統Ｓにおいては、系統出力設定値ＡＳより大きな電力供給がされる可能性が低くなる。一方、系統評価値ＴＳが０より小さい場合、未来において、系統Ｓの発電設備Ｐの出力比率が、系統出力設定値ＡＳより大きくなる可能性があるといえる。言い換えれば、この場合、系統Ｓにおいて、系統出力設定値ＡＳより大きな電力供給がされる可能性が、系統評価値ＴＳが０以上である場合よりも、高くなる。

本実施形態では、系統出力設定値ＡＳが系統出力測定値ＤＳの最大値であるため、系統評価値ＴＳは、０以上の値となる。従って、系統出力設定値ＡＳは、系統Ｓにおける発電設備Ｐによる出力が最大となることを見越した安全側の設定になっているといえる。言い換えれば、系統評価値算出部２２は、未来における系統Ｓの発電設備Ｐの出力比率が、系統出力設定値ＡＳより大きくなる可能性が低くなるように、すなわち系統出力設定値ＡＳより大きな電力供給がされる可能性が低くなるように、系統出力設定値ＡＳを設定しているといえる。

図２に示すエリア出力予測値算出部２４は、系統評価値ＴＳと、エリア出力測定値ＤＲとに基づき、エリアＲにおける発電設備Ｐの出力の予測値であるエリア出力予測値ＡＲを算出する。

以下、便宜上、エリア出力予測値ＡＲを、所定の値であるエリア出力予測値ＡＲ０と仮定して、説明を行う。図５は、エリア出力予測値の算出を説明するためのグラフである。エリア出力予測値ＡＲは、上述のようにエリアＲの想定潮流の算出に用いられる。さらに言えば、エリア出力予測値ＡＲは、想定潮流の算出に用いられるエリアＲの電力需要の値として、言い換えれば、エリアＲの発電設備Ｐが受け持つべき電力供給量として、算出される。従って、エリア出力予測値ＡＲは、電力需要が小さい、すなわち、エリアＲの全体の発電設備Ｐの出力が小さいことを想定して設定される。従って、エリア出力予測値ＡＲ０が、エリア出力測定値ＤＲよりも小さい場合、すなわち図５においてエリア出力予測値ＡＲ０より上側にエリア出力測定値ＤＲがある場合、実際のエリアＲの全体の発電設備Ｐの出力の実績値であるエリア出力測定値ＤＲに対し、値が小さい安全側の設定になっているといえる。言い換えれば、この場合、エリア出力予測値ＡＲ０から算出される電力需要よりも、未来における電力需要の方が高くなる可能性が高く、エリア出力予測値ＡＲ０は、最小の電力需要を見越した安全側の予測値になっているといえる。一方、エリア出力予測値ＡＲ０が、エリア出力測定値ＤＲよりも大きい場合、すなわち図５においてエリア出力予測値ＡＲ０より下側にエリア出力測定値ＤＲがある場合、実際のエリアＲの全体の発電設備Ｐの出力の実績値であるエリア出力測定値ＤＲに対し、値が大きいリスク側の設定になっているといえる。言い換えれば、この場合のエリア出力予測値ＡＲ０は、エリア出力予測値ＡＲ０から算出される電力需要よりも、未来における電力需要の方が低くなる可能性がある程度高く、より低い電力需要となる可能性があるリスク側の予測値になっているといえる。

より詳しくは、以下の式（２）から算出されるエリア評価値ＴＲ１が０以下の場合、エリア出力予測値ＡＲよりも測定した出力の方が高くなるため、エリア出力予測値ＡＲは、電力需要が最小となることを見越した安全側の予測値になっているといえる。一方、エリア評価値ＴＲ１が０より大きい場合、エリア出力予測値ＡＲよりも測定した出力の方が低くなるため、エリア出力予測値ＡＲは、より低い電力需要となる可能性があるリスク側の予測値になっているといえる。

ＴＲ１＝ＶＲ・（ＡＲ－ＤＲ） ・・・（２）

ここで、ＶＲは、エリアＲに接続されている全ての発電設備Ｐの最大出力（最大容量）の合計値である。エリア出力予測値算出部２４は、例えば通信部１４を介した通信や、記憶部１６からの読出しなどにより、最大出力ＶＲの値を取得する。なお、エリア出力予測値算出部２４は、エリア出力予測値ＡＲを算出するものなので、式（２）においては、エリア出力予測値ＡＲが未知の値となっており、最大出力ＶＲとエリア出力測定値ＤＲとが既知の値となっている。

式（２）に示すように、エリア評価値ＴＲ１は、エリア出力予測値ＡＲからエリア出力測定値ＤＲを引いた値を、エリアＲの最大出力ＶＲに乗じた値である。従って、エリア評価値ＴＲ１は、エリアＲの全体において、エリア出力予測値ＡＲで発電設備Ｐが運転されたと仮定した場合の出力値（電力値）から、エリア出力測定値ＤＲで発電設備Ｐが運転される際の出力値（電力値）を差し引いた値であるといえる。すなわち、エリア評価値ＴＲ１は、エリア出力予測値ＡＲ及びエリア出力測定値ＤＲに基づく値であって、エリアＲにおける出力の予測値と測定値との乖離度合いを示す値であるといえる。

なお、エリア出力測定値ＤＲは、複数取得されている。従って、エリア評価値ＴＲ１も、エリア出力測定値ＤＲ毎の値であるといえる。

さらに、エリアＲにおける評価値であるエリア評価値ＴＲ１を、系統Ｓにおける評価値に換算した値を、換算系統評価値ＴＲ２とする。すなわち、換算系統評価値ＴＲ２は、エリア評価値ＴＲ１を、系統Ｓにおける出力の予測値と測定値との乖離度合いを示す値に換算した評価値である。換算系統評価値ＴＲ２は、次の式（３）のように算出される。

ＴＲ２＝（ＱＳ／ＱＲ）・ＴＲ１ ・・・（３）

ここで、ＱＳは、系統Ｓにおける電力需要の値であり、さらに言えば、系統Ｓにおける過去の電力需要の値である。需要ＱＳは、本実施形態では、系統Ｓにおける過去の電力需要の最大値である。また、ＱＲは、エリアＲ全体における電力需要の値であり、さらに言えば、エリアＲ全体における過去の電力需要の値である。需要ＱＲは、本実施形態では、エリアＲ全体における過去の電力需要の最大値である。需要ＱＳ、ＱＲは、例えば通信部１４を介した通信や、記憶部１６からの読出しなどにより、取得可能な値である。式（３）は、次の式（４）のように表される。

ＴＲ２＝（ＱＳ／ＱＲ）・ＶＲ・（ＡＲ－ＤＲ） ・・・（４）

すなわち、換算系統評価値ＴＲ２は、エリア出力予測値ＡＲからエリア出力測定値ＤＲを引いた値をエリアＲの最大出力ＶＲに乗じて、その乗じた値（エリア評価値ＴＲ１）を、需要ＱＳ、ＱＲにより、系統Ｓにおける出力の予測値と測定値との乖離度合いに換算した値である。すなわち、系統評価値ＴＳが、系統出力測定値ＤＳと系統出力設定値ＡＳとに基づいた、系統Ｓにおける出力の予測値と測定値との乖離度合いを示す評価値であるのに対し、換算系統評価値ＴＲ２は、エリア出力測定値ＤＲとエリア出力予測値ＡＲとに基づいた、系統Ｓにおける出力の予測値と測定値との乖離度合いを示す評価値である。

なお、エリア出力測定値ＤＲは、複数取得されている。従って、換算系統評価値ＴＲ２も、エリア出力測定値ＤＲ毎の値となる。

エリア出力予測値算出部２４は、系統評価値ＴＳと換算系統評価値ＴＲ２とが所定の関係となるように、エリア出力予測値ＡＲを算出する。より詳しくは、エリア出力予測値算出部２４は、系統評価値ＴＳと換算系統評価値ＴＲ２との差分が所定値（さらに言えば所定の数値範囲）となるように、エリア出力予測値ＡＲを算出する。すなわち、系統評価値ＴＳと換算系統評価値ＴＲ２とにおいて、未知数は、エリア出力予測値ＡＲとなるので、エリア出力予測値算出部２４は、系統評価値ＴＳと換算系統評価値ＴＲ２とが所定の関係になるように、エリア出力予測値ＡＲを算出することができる。

本実施形態では、エリア出力予測値算出部２４は、系統評価値ＴＳと換算系統評価値ＴＲ２との差分が０以上となるように、エリア出力予測値ＡＲを算出する。すなわち、エリア出力予測値算出部２４は、次の式（５）が成り立つように、エリア出力予測値ＡＲを算出する。すなわち、エリア出力予測値算出部２４は、系統評価値ＴＳから換算系統評価値ＴＲ２を差し引いた値が０以上となるように、エリア出力予測値ＡＲを算出する。

ＴＳ－ＴＲ２≧０ ・・・（５）

式（５）を変形すると、次の式（６）となり、式（６）を変形すると式（７）となる。

｛ＶＳ・（ＡＳ－ＤＳ）｝－｛（ＱＳ／ＱＲ）・ＶＲ・（ＡＲ－ＤＲ）｝≧０ ・・・（６）
｛ＶＳ・（ＡＳ－ＤＳ）｝＋｛（ＱＳ／ＱＲ）・ＶＲ・（ＤＲ－ＡＲ）｝≧０ ・・・（７）

ここで、系統評価値ＴＳから換算系統評価値ＴＲ２を差し引いた値が０より小さくになると、すなわち式（５）～（７）の不等式が成立しないと、換算系統評価値ＴＲ２が系統評価値ＴＳを上回って、系統Ｓにおける出力の測定値が、エリア出力予測値ＡＲに基づく系統Ｓにおける出力の予測値を上回ることとなる。この場合、エリア出力予測値ＡＲは、系統Ｓにおける発電設備Ｐによる未来の出力が予測値より高くなる可能性があるリスク側の設定になるといえる。一方、系統評価値ＴＳから換算系統評価値ＴＲ２を差し引いた値が０以上になると、すなわち式（５）～（７）の不等式が成立すると、系統評価値ＴＳが換算系統評価値ＴＲ２以上の値になることになる。この場合、系統Ｓにおける出力の測定値が、エリア出力予測値ＡＲに基づく系統Ｓにおける出力の予測値を上回らないこととなり、エリア出力予測値ＡＲは、系統Ｓにおける発電設備Ｐによる未来の出力が最大となることを見越した安全側の設定になっているといえる。従って、エリア出力予測値算出部２４は、系統評価値ＴＳから換算系統評価値ＴＲ２を差し引いた値が０以上になるように、すなわち式（５）～（７）の不等式が成立するような、エリア出力予測値ＡＲを算出する。

このように、エリア出力予測値算出部２４は、系統評価値ＴＳと換算系統評価値ＴＲ２との差分が０以上となるように、エリア出力予測値ＡＲを算出するが、０以上であることに限られず、系統評価値ＴＳと換算系統評価値ＴＲ２との差分が所定値となるように、エリア出力予測値ＡＲを算出してよい。また、換算系統評価値ＴＲ２は、エリア評価値ＴＲ１に基づく値である。従って、エリア出力予測値算出部２４は、エリア評価値ＴＲ１と系統評価値ＴＳとが所定の関係になるように、エリア出力予測値ＡＲを算出しているといえる。さらに、換算系統評価値ＴＲ２は、エリア出力測定値ＤＲに基づく値である。従って、エリア出力予測値算出部２４は、エリア出力測定値ＤＲと系統評価値ＴＳとに基づき、エリア出力予測値ＡＲを算出しているといえる。

なお、系統評価値ＴＳは、系統出力測定値ＤＳ毎にそれぞれ算出される。また、換算系統評価値ＴＲ２も、エリア出力測定値ＤＲ毎にそれぞれ算出される。従って、エリア出力予測値算出部２４は、同時刻に測定された系統出力測定値ＤＳとエリア出力測定値ＤＲとの組み合わせ毎に、系統評価値ＴＳから換算系統評価値ＴＲ２を差し引いた値が０以上になるように、すなわち式（５）～（７）の不等式が成立するように、エリア出力予測値ＡＲを算出する。言い換えれば、エリア出力予測値算出部２４は、系統評価値ＴＳと換算系統評価値ＴＲ２との差分が所定値となるエリア出力予測値ＡＲを、エリア出力測定値ＤＲ毎に複数算出する。

ここで、式（７）を、系統Ｓにおける発電設備Ｐの出力値とエリアＲ全体における発電設備Ｐの出力値との関係を示す関数、ここではエリア出力測定値ＤＲと系統出力測定値ＤＳとの関係を示す関数に変換すると、次の式（８）のようになる。ただし、式（８）において、Ｋは式（９）の値であり、Ｌは式（１０）の値である。

ＤＲ＝Ｋ・ＤＳ＋Ｌ ・・・（８）
Ｋ＝（ＱＲ／ＱＳ）・（ＶＳ／ＶＲ） ・・・（９）
Ｌ＝ＡＲ－｛（ＱＲ／ＱＳ）・（ＶＳ／ＶＲ）・ＡＳ｝ ・・・（１０）

式（８）のＫ、すなわち系統Ｓの出力値に対するエリアＲ全体の出力値の傾きは、式（９）に示すように、取得した値により算出される値であるため、一義的に決められる。また、式（５）から式（７）において等号が成立するように、すなわち換算系統評価値ＴＲ２と系統評価値ＴＳとが同じ値になるように、エリア出力予測値ＡＲを算出する。これにより、式（８）のＬ、すなわち系統Ｓの出力値に対するエリアＲ全体の出力値の関数における切片の値が決まる。従って、式（７）を、式（８）のように、エリア出力測定値ＤＲと系統出力測定値ＤＳとの関係を示す関数に変換することができる。

図６は、エリア出力予測値の算出を説明するためのグラフである。図６の線分Ｍは、式（８）に示した、エリア出力測定値ＤＲと系統出力測定値ＤＳとの関係を示す関数の線である。エリア出力予測値ＡＲは、線分Ｍと系統出力設定値ＡＳとの交点である。未来に測定された系統出力測定値ＤＳとエリア出力測定値ＤＲとの組み合わせが、線分Ｍと同じ位置又は上側にプロットされた場合は、エリア出力予測値ＡＲは、安全側の設定になっており、線分Ｍより下側にプロットされた場合は、エリア出力予測値ＡＲは、リスク側の設定になっているといえる。

また、上述のように、エリア出力予測値ＡＲは、エリア出力測定値ＤＲ毎に複数算出される。図６の例では、測定値Ｄ１、すなわちエリア出力測定値ＤＲ１に対して、エリア出力予測値ＡＲ１と線分Ｍ１とが算出され、測定値Ｄ２、すなわちエリア出力測定値ＤＲ２に対して、エリア出力予測値ＡＲ２と線分Ｍ２とが算出された例を示している。エリア出力予測値算出部２４は、このように算出した複数のエリア出力予測値ＡＲのうち、例えば値が最小となるエリア出力予測値ＡＲを、判断部２６が使用するエリア出力予測値ＡＲとすることが好ましい。すなわち、図６の例では、エリア出力予測値ＡＲ１を、判断部２６が使用するエリア出力予測値ＡＲとする。ただし、エリア出力予測値算出部２４は、最小のものを判断部２６が使用するエリア出力予測値ＡＲにすることに限られず、評価の厳しさに応じて、エリア出力予測値ＡＲを選定してよい。また、エリア出力予測値ＡＲは、エリアＡ全体の出力予測値であるが、１つの系統Ｓのデータに基づき算出された値であるため、系統Ｓ毎に、エリア出力予測値ＡＲを出力してもよい。すなわち、エリア出力予測値ＡＲは、系統Ｓ毎に算出され、系統Ｓ毎に、異なるエリア出力予測値ＡＲを用いることが好ましい。ただし、系統Ｓ毎に算出されたエリア出力予測値ＡＲのうち、例えば値が最小のものを、判断部２６が使用するエリア出力予測値ＡＲとしてもよい。

エリア出力予測値ＡＲは、以上のようにして算出される。本実施形態において、図２に示す判断部２６は、エリア出力予測値ＡＲに基づき、エリアＲに発電設備を追加で接続可能か、さらに言えば系統Ｓに発電設備を追加で接続可能かを、判断する。追加する発電設備は、太陽光発電設備に限られず、任意の発電設備であってよい。判断部２６は、エリア出力予測値算出部２４が算出したエリア出力予測値ＡＲを、エリアＲ内の発電設備Ｐに割り当てられる電力需要の値とする。すなわち、判断部２６は、エリアＲ内の発電設備Ｐが、エリア出力予測値ＡＲ分の電力供給を行う必要があると判断する。そして、判断部２６は、エリア出力予測値ＡＲに基づき、系統Ｓに追加で新たな発電設備Ｐを接続可能か判断する。すなわち、判断部２６は、発電設備Ｐの電力需要としたエリア出力予測値ＡＲが、現在のエリアＲ内の発電設備Ｐの供給電力量に対して余裕があれば、例えばエリア出力予測値ＡＲと現在のエリアＲ内の発電設備Ｐの供給電力量との差分が所定値以上であれば、追加で新たな発電設備Ｐを接続可能と判断する。また、判断部２６は、エリア出力予測値ＡＲに基づき、エリアＲ内の発電設備Ｐの全体の電力供給量を設定してもよい。また、判断部２６は、エリア出力予測値ＡＲに基づき、エリアＲ内における想定潮流を算出してもよい。すなわち、判断部２６は、エリア出力予測値ＡＲを発電設備Ｐの電力需要とし、他の発電設備の電力需要も算出する。そして、判断部２６は、エリアＲ内の各発電設備の電力供給量も算出して、これらの電力需要と電力供給量とに基づき、想定潮流を算出する。

図７は、エリア出力予測値の例を説明するグラフである。図７の例では、系統出力測定値ＤＳに対するエリア出力測定値ＤＲの分布に対し、分布の下限の一次近似直線ＭＸを導出し、一次近似直線ＭＸと系統出力設定値ＡＳとの交点をエリア出力予測値ＡＲＸとした場合を、比較例として示している。一方、本実施形態に係る出力予測システム１は、以上説明した方法で、線分Ｍとエリア出力予測値ＡＲとを算出する。図７の例に示すように、本実施形態に係る出力予測システム１の算出したエリア出力予測値ＡＲの方が、比較例よりも、系統出力測定値ＤＳとエリア出力測定値ＤＲとの分布に対し、より安全側の設定値になっているといえる。すなわち、本実施形態によると、系統Ｓにおける発電設備Ｐによる出力が大きくなり、かつ、エリアＲ全体の発電設備Ｐによる出力（電力需要）が小さくなることを見越して、エリアＲ全体の出力予測値であるエリア出力予測値ＡＲを、精度良く算出することができる。本実施形態に係る出力予測システム１によると、エリア全域における発電設備の出力の予測値を精度よく算出することが可能となり、想定潮流の算出精度の低下を抑制して、エリアＲに接続する電力設備の選定を適切に実施することが可能となる。また、図７の例では、本実施形態に係るエリア出力予測値ＡＲは、比較例に係るエリア出力予測値ＡＲＸよりも、値が大きい。従って、本実施形態によると、想定潮流の算出精度の低下を抑制しつつ、エリアＲ全域における発電設備の出力の予測値を高く見積もることができる。エリアＲ全域における発電設備の出力の予測値を高く見積もると、想定潮流の算出において、電力需要を高く見積もることが可能となるため、エリアＲに新たに接続可能と判断する発電設備の数を、多くすることができる。

以上説明した出力予測システム１の処理フローを、フローチャートに基づき説明する。図８は、本実施形態に係る出力予測システムの処理フローを説明するフローチャートである。図８に示すように、出力予測システム１は、測定値取得部２０により、測定値Ｄの分布、すなわち同時刻に測定された系統出力測定値ＤＳとエリア出力測定値ＤＲとの組み合わせを、複数取得する（ステップＳ１０）。そして、出力予測システム１は、系統評価値算出部２２により、測定値Ｄ毎に、すなわち系統出力測定値ＤＳ毎に、系統評価値ＴＳを算出する（ステップＳ１２）。系統評価値算出部２２は、系統出力測定値ＤＳと系統出力設定値ＡＳとの差分に基づき、系統評価値ＴＳを算出する。

そして、出力予測システム１は、エリア出力予測値算出部２４により、系統評価値ＴＳと換算系統評価値ＴＲ２との差分が所定値となるように、測定値Ｄ毎に、エリア出力予測値ＡＲを算出する（ステップＳ１４）。エリア出力予測値算出部２４は、系統評価値ＴＳと換算系統評価値ＴＲ２との差分が０以上となるように、エリア出力予測値ＡＲを算出する。そして、出力予測システム１は、エリア出力予測値算出部２４により、複数のエリア出力予測値ＡＲから、判断部２６が用いるエリア出力予測値ＡＲを選定し（ステップＳ１６）、判断部２６により、選定されたエリア出力予測値ＡＲに基づき、系統Ｓに発電設備を追加で接続可能かを判断する（ステップＳ１８）。

以上説明したように、本実施形態に係る出力予測システム１は、発電設備Ｐが接続されている系統Ｓが複数設けられたエリアＲにおける発電設備Ｐの出力の予測値を算出するものであり、測定値取得部２０と、系統評価値算出部２２と、エリア出力予測値算出部２４とを有する。測定値取得部２０は、１つの系統Ｓの発電設備Ｐの出力の測定値である系統出力測定値ＤＳと、系統出力測定値ＤＳが測定された時刻と同時刻におけるエリアＲ全体の発電設備Ｐの出力の測定値であるエリア出力測定値ＤＲと、を取得する。系統評価値算出部２２は、系統Ｓにおける発電設備Ｐの出力の設定値として設定された系統出力設定値ＡＳと、系統出力測定値ＤＳとの差分に基づき、系統Ｓにおける出力の設定値と測定値との乖離度合いを示す系統評価値ＴＳを算出する。エリア出力予測値算出部２４は、エリア出力測定値ＤＲと系統評価値ＴＳとに基づき、エリアＲ全体の発電設備Ｐの出力の予測値であるエリア出力予測値ＡＲを算出する。この出力予測システム１は、このようにしてエリア出力予測値ＡＲを算出するため、エリア全域における発電設備の出力の予測値を精度よく算出することが可能となり、想定潮流の算出精度の低下を抑制することができる。

エリア出力予測値算出部２４は、エリア出力予測値ＡＲ及びエリア出力測定値ＤＲに基づく値であってエリアＲにおける出力の予測値と測定値との乖離度合いを示すエリア評価値ＴＲ１と、系統評価値ＴＳとが、所定の関係になるように、エリア出力予測値ＡＲを算出する。この出力予測システム１は、このようにしてエリア出力予測値ＡＲを算出するため、エリア全域における発電設備の出力の予測値を精度よく算出することが可能となり、想定潮流の算出精度の低下を抑制することができる。

エリア出力予測値算出部２４は、エリア評価値ＡＲを、系統Ｓにおける出力の予測値と測定値との乖離度合いを示す値に換算した換算系統評価値ＴＲ２と、系統評価値ＴＳとの差分が所定値となるように、エリア出力予測値ＡＲを算出する。この出力予測システム１は、このようにしてエリア出力予測値ＡＲを算出するため、エリア全域における発電設備の出力の予測値を精度よく算出することが可能となり、想定潮流の算出精度の低下を抑制することができる。

測定値取得部２０は、系統出力測定値ＤＳ及びエリア出力測定値ＤＲを複数取得し、系統評価値算出部２２は、系統出力測定値ＤＳ毎に系統評価値ＴＳを算出する。エリア出力予測値算出部２４は、換算系統評価値ＴＲ２と系統評価値ＴＳとの差分が所定値となるエリア出力予測値ＡＲを、エリア出力測定値ＤＲ毎に複数算出する。測定値取得部２０は、複数のエリア出力予測値ＡＲのうちの最小値を、エリア出力予測値ＡＲとして選定する。この出力予測システム１は、このようにしてエリア出力予測値ＡＲを算出するため、エリア全域における発電設備の出力の予測値を精度よく算出することが可能となり、想定潮流の算出精度の低下を抑制することができる。

系統評価値算出部２２は、複数の系統出力測定値ＤＳのうちの最大値を、系統出力設定値ＡＳとする。この出力予測システム１は、このようにしてエリア出力予測値ＡＲを算出するため、エリア全域における発電設備の出力の予測値を精度よく算出することが可能となり、想定潮流の算出精度の低下を抑制することができる。

また、出力予測システム１は、エリア出力予測値ＡＲに基づき、エリアＲに発電設備を追加で接続可能かを判断する判断部２６をさらに有する。この出力予測システム１は、このようにして算出したエリア出力測定値ＡＲに基づき、発電設備を追加で接続可能かを判断するため、発電設備を追加できるかを高精度に判断することができる。また、エリア出力測定値ＡＲを高く見積もることも可能になるので、追加できる発電設備の数を増やすこともできる。

以上、本発明の実施形態について説明したが、これら実施形態の内容によりこの発明が限定されるものではない。また、前述した構成要素には、当業者が容易に想定できるもの、実質的に同一のもの、いわゆる均等の範囲のものが含まれる。さらに、前述した構成要素は適宜組み合わせることが可能である。さらに、前述した実施形態の要旨を逸脱しない範囲で構成要素の種々の省略、置換又は変更を行うことができる。

１ 出力予測システム
２０ 測定値取得部
２２ 系統評価値算出部
２４ エリア出力予測値算出部
２６ 判断部
ＡＲ エリア出力予測値
ＡＳ 系統出力設定値
ＤＲ エリア出力測定値
ＤＳ 系統出力測定値
Ｐ 発電設備
Ｒ エリア
Ｓ 系統
ＴＲ１ エリア評価値
ＴＲ２ 換算系統評価値
ＴＳ 系統評価値

Claims (6)

1. 発電設備が接続されている系統が複数設けられたエリアにおける発電設備の出力の予測値を算出する発電設備の出力予測システムであって、
   １つの前記系統の前記発電設備の出力の測定値である系統出力測定値と、前記系統出力測定値が測定された時刻と同時刻における前記エリア全体の前記発電設備の出力の測定値であるエリア出力測定値と、を取得する測定値取得部と、
   前記系統における前記発電設備の出力の設定値として設定された系統出力設定値と、前記系統出力測定値との差分に基づき、前記系統における出力の設定値と測定値との乖離度合いを示す系統評価値を算出する系統評価値算出部と、
   前記エリア出力測定値と前記系統評価値とに基づき、前記エリア全体の前記発電設備の出力の予測値であるエリア出力予測値を算出するエリア出力予測値算出部と
   を有し、
   前記エリア出力予測値算出部は、
   前記エリア出力予測値及び前記エリア出力測定値に基づく値であって前記エリアにおける出力の予測値と測定値との乖離度合いを示すエリア評価値と、前記系統評価値とが、所定の関係になるように、前記エリア出力予測値を算出し、
   前記エリア評価値を、前記系統における出力の予測値と測定値との乖離度合いを示す値に換算した換算系統評価値と、前記系統評価値との差分が所定値となるように、前記エリア出力予測値を算出する、
   発電設備の出力予測システム。
2. 前記測定値取得部は、前記系統出力測定値及び前記エリア出力測定値を複数取得し、
   前記系統評価値算出部は、前記系統出力測定値毎に前記系統評価値を算出し、
   前記エリア出力予測値算出部は、前記換算系統評価値と前記系統評価値との差分が前記所定値となる前記エリア出力予測値を、前記エリア出力測定値毎に複数算出し、複数の前記エリア出力予測値のうちの最小値を、前記エリア出力予測値として選定する、請求項１に記載の発電設備の出力予測システム。
3. 前記系統評価値算出部は、複数の前記系統出力測定値のうちの最大値を、前記系統出力設定値とする、請求項１又は請求項２に記載の発電設備の出力予測システム。
4. 前記エリア出力予測値に基づき、前記エリアに発電設備を追加で接続可能かを判断する判断部をさらに有する、請求項１から請求項３のいずれか１項に記載の発電設備の出力予測システム。
5. 前記発電設備は、太陽光発電設備又は風力発電設備である、請求項１から請求項４のいずれか１項に記載の発電設備の出力予測システム。
6. 発電設備が接続されている系統が複数設けられたエリアにおける発電設備の出力の予測値を算出する発電設備の出力予測方法であって、
   １つの前記系統の前記発電設備の出力の測定値である系統出力測定値と、前記系統出力測定値が測定された時刻と同時刻における前記エリア全体の前記発電設備の出力の測定値であるエリア出力測定値と、を取得する測定値取得ステップと、
   前記系統における前記発電設備の出力の設定値として設定された系統出力設定値と、前記系統出力測定値との差分に基づき、前記系統における出力の設定値と測定値との乖離度合いを示す系統評価値を算出する系統評価値算出ステップと、
   前記エリア出力測定値と前記系統評価値とに基づき、前記エリア全体の前記発電設備の出力の予測値であるエリア出力予測値を算出するエリア出力予測値算出ステップと
   を有し、
   前記エリア出力予測値算出ステップでは、
   前記エリア出力予測値及び前記エリア出力測定値に基づく値であって前記エリアにおける出力の予測値と測定値との乖離度合いを示すエリア評価値と、前記系統評価値とが、所定の関係になるように、前記エリア出力予測値を算出し、
   前記エリア評価値を、前記系統における出力の予測値と測定値との乖離度合いを示す値に換算した換算系統評価値と、前記系統評価値との差分が所定値となるように、前記エリア出力予測値を算出する、
   発電設備の出力予測方法。

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