特許 6896601 負荷力率推定方法及びその装置

(19)【発行国】日本国特許庁(JP)

(12)【公報種別】特許公報(B2)

(11)【特許番号】6896601

(24)【登録日】2021年6月11日

(45)【発行日】2021年6月30日

(54)【発明の名称】負荷力率推定方法及びその装置

(51)【国際特許分類】

   H02J 3/00 20060101AFI20210621BHJP

   H02J 3/38 20060101ALI20210621BHJP

   G01R 21/00 20060101ALI20210621BHJP

【ＦＩ】

   H02J3/00 130

   H02J3/38 130

   H02J3/00 170

   G01R21/00 D

【請求項の数】8

【全頁数】13

(21)【出願番号】特願2017-249316(P2017-249316)

(22)【出願日】2017年12月26日

(65)【公開番号】特開2019-115241(P2019-115241A)

(43)【公開日】2019年7月11日

【審査請求日】2020年12月7日

【早期審査対象出願】

(73)【特許権者】

【識別番号】317015294

【氏名又は名称】東芝エネルギーシステムズ株式会社

(73)【特許権者】

【識別番号】000222037

【氏名又は名称】東北電力株式会社

(74)【代理人】

【識別番号】100081961

【弁理士】

【氏名又は名称】木内 光春

(72)【発明者】

【氏名】坂内 容子

(72)【発明者】

【氏名】村上 好樹

(72)【発明者】

【氏名】塚田 徹

(72)【発明者】

【氏名】廣政 勝利

(72)【発明者】

【氏名】本田 秀樹

(72)【発明者】

【氏名】三浦 知則

【審査官】 辻丸 詔

(56)【参考文献】

【文献】 特開２０１７−１５８３８６（ＪＰ，Ａ）

【文献】 特開２０１４−２００１６７（ＪＰ，Ａ）

【文献】 特開２０１２−１９１７７７（ＪＰ，Ａ）

(58)【調査した分野】（Int.Cl.，ＤＢ名）

Ｈ０２Ｊ ３／００−５／００

Ｇ０１Ｒ ２１／００

(57)【特許請求の範囲】

【請求項1】

メガソーラが連系された配電系統の任意区間の負荷力率を推定する方法において、
前記任意区間の潮流計測値を取得するステップと、
前記メガソーラが発電しない夜間時間帯でのＰＶ出力を含み、且つ推定日時の前記メガソーラの最大出力を求め当該最大出力を推定日時の仮想ＰＶ出力とするステップと、
前記任意区間内の前記メガソーラの実際の出力が前記仮想ＰＶ出力であると仮定し、前記潮流計測値と前記仮想ＰＶ出力との差分を前記任意区間の負荷仮定値とするステップと、
有効電力Ｐと無効電力Ｑを座標軸とするＰＱ平面に複数の前記負荷仮定値をプロットして前記負荷仮定値の線形近似曲線を求めるステップと、
前記線形近似曲線の傾きｔａｎθを算出するステップと、
前記傾きｔａｎθをｃｏｓθに変換して負荷力率を求めるステップと、
をコンピュータが実行する負荷力率推定方法。

【請求項2】

ＰＱ平面にプロットした前記負荷仮定値の分布形状にクラスタリングを適用するステップと、
前記負荷仮定値が実際の負荷と同等であると規定可能なデータ点が含まれるクラスタを抽出するステップと、
抽出した前記クラスタにおけるＰＱ平面にて前記負荷仮定値の線形近似曲線を求めるステップと、
をコンピュータが実行する請求項１に記載の負荷力率推定方法。

【請求項3】

前記クラスタリングを適用するステップでは、前記メガソーラの力率が０．９５以下である場合に前記クラスタリングを適用する請求項２に記載の負荷力率推定方法。

【請求項4】

推定日時の前記メガソーラの最大出力を前記仮想ＰＶ出力とするステップでは、前記仮想ＰＶ出力として、前記メガソーラのＰＶ出力が快晴時に期待される快晴時ＰＶ出力を算出する請求項１〜３のいずれかに記載の負荷力率推定方法。

【請求項5】

前記任意区間の区間情報と、日時情報と、前記メガソーラの定格出力とを用いて前記快晴時ＰＶ出力を算出する請求項４に記載の負荷力率推定方法。

【請求項6】

前記快晴時ＰＶ出力を算出するステップでは、季節、日時及び天候のうちの少なくとも１つに基づいて前記快晴時ＰＶ出力を変更する請求項４又は５に記載の負荷力率推定方法。

【請求項7】

メガソーラが連系された配電系統の任意区間の負荷力率を推定する負荷力率推定装置において、
前記任意区間の潮流計測値を取得する潮流計測値取得部と、
前記メガソーラが発電しない夜間時間帯でのＰＶ出力を含み、且つ推定日時の前記メガソーラの最大出力を求め当該最大出力を推定日時の仮想ＰＶ出力とする仮想ＰＶ出力算出部と、
前記任意区間内の前記メガソーラの実際のＰＶ出力が仮想ＰＶ出力であると仮定し、前記潮流計測値と前記仮想ＰＶ出力との差分を前記任意区間の負荷仮定値とする負荷仮定値算出部と、
有効電力Ｐと無効電力Ｑを座標軸とするＰＱ平面に複数の前記負荷仮定値をプロットして前記負荷仮定値の線形近似曲線を求める線形近似曲線算出部と、
前記線形近似曲線の傾きｔａｎθを算出する傾き算出部と、
前記傾きｔａｎθをｃｏｓθに変換して負荷力率を求める負荷力率算出部と、
を備えた負荷力率推定装置。

【請求項8】

ＰＱ平面にプロットした前記負荷仮定値の分布形状にクラスタリングを適用するクラスタリング適用部と、
前記負荷仮定値が実際の負荷と同等であると規定可能なデータ点が含まれるクラスタを抽出するクラスタ抽出部と、を備え、
前記線形近似曲線算出部は、抽出した前記クラスタにて前記負荷仮定値の線形近似曲線を求める請求項７に記載の負荷力率推定装置。

【発明の詳細な説明】

【技術分野】

【0001】

本発明は、メガソーラが連系された配電系統において、潮流計測値のみから負荷の力率を推定する方法及びその装置に関する。

【背景技術】

【0002】

メガソーラが大量に連系された配電系統では、需要家側から変電所に至るほどの逆潮流が流れることがある。このような配電系統において配電線事故が発生すると、安全確保のために事故区間のメガソーラも停止する。停止したメガソーラは自動復旧しないため、配電線事故復旧時には健全区間から電力供給をする必要がある。

【0003】

この場合に、供給停止直前の潮流を基にして融通や系統切替を行うと、配電系統において過負荷や電圧低下が起きるおそれがある。これらの不具合の要因の１つには、供給停止直前の潮流にメガソーラ出力が含まれることから融通計算や需要想定の精度が低下することが挙げられる。そのため、配電線事故復旧時には、事故区間内のメガソーラ出力を把握する必要がある。

【0004】

メガソーラが連系されていない配電系統では、潮流と負荷はつり合うが、メガソーラが連系された配電系統では、潮流は負荷とメガソーラ出力との合計値とつり合うことになる。潮流は計測可能であっても、メガソーラ出力は計測不能であり、推定しなくてならない。そこで、物理的に取得可能な潮流の有効電力及び無効電力から、メガソーラ出力を推定する方法が提案されている。

【0005】

メガソーラ出力の推定に際しては、負荷の力率を必要とすることが多いが、メガソーラが連系された配電系統では負荷力率は未知である。そのため、負荷力率は所定の値に固定して、メガソーラ出力の推定を行うことが一般的であった。

【先行技術文献】

【特許文献】

【0006】

特許第５６３８５４６号
特開２０１５-１３８８６４公報

【発明の概要】

【発明が解決しようとする課題】

【0007】

現在、メガソーラは規模の多様化が進み、設置数も増大しているため、メガソーラ出力の推定は困難さを増している。このような状況に鑑みて、メガソーラ出力の推定精度を高めることが望まれており、メガソーラ出力の推定に必要である負荷力率を、潮流測定値のみから推定する技術の開発が待たれていた。

【0008】

本発明は、上記の要請を受けて提案されたもので、潮流測定値のみから負荷力率を推定することにより、メガソーラ出力の推定精度向上に寄与することができる負荷力率推定方法及びその装置を提供することを課題とする。

【課題を解決するための手段】

【0009】

上記課題を達成するために、本発明は、メガソーラが連系された配電系統の任意区間の負荷力率を推定する方法において、下記のステップ(１)〜(６)をコンピュータが実行する。
(１)前記任意区間の潮流計測値を取得するステップ。
(２)前記メガソーラが発電しない夜間時間帯でのＰＶ出力を含み、且つ推定日時の前記メガソーラの最大出力を求め当該最大出力を推定日時の仮想ＰＶ出力とするステップ。
(３)前記任意区間内の前記メガソーラの実際のＰＶ出力が前記仮想ＰＶ出力であると仮定し、前記潮流計測値と前記仮想ＰＶ出力との差分を前記任意区間の負荷仮定値とするステップ。
(４)有効電力Ｐと無効電力Ｑを座標軸とするＰＱ平面に複数の前記負荷仮定値をプロットして前記負荷仮定値の線形近似曲線を求めるステップ。
(５)前記線形近似曲線の傾きｔａｎθを算出するステップ。
(６)前記傾きｔａｎθをｃｏｓθに変換して負荷力率を求めるステップ。
また、本発明は、上記ステップを実行する構成要素を備えた負荷力率推定装置としても捉えることができる。

【発明の効果】

【0010】

本発明によれば、負荷仮定値の線形近似曲線の傾きｔａｎθを算出し、ｔａｎθをｃｏｓθに変換して負荷力率を求めることにより、潮流測定値のみから負荷力率を推定することが可能であるため、メガソーラ出力の推定精度向上に寄与することができる。

【図面の簡単な説明】

【0011】

【図1】第１の実施形態の概要を示すブロック図

【図2】第１の実施形態のフローチャート

【図3】第１の実施形態の概要を説明するためのグラフ

【図4】実際のＰＶ出力と快晴時ＰＶ出力の関係を示すグラフ

【図5】負荷真値と負荷仮定値との関係を示すグラフ

【図6】負荷仮定値と負荷真値とをＰＱ平面にプロットした図

【図7】第２の実施形態の概要を示すブロック図

【図8】第２の実施形態のフローチャート

【図9】負荷仮定値にK-Means法を適用した結果を示す図

【発明を実施するための形態】

【0012】

(第１の実施形態)
第１の実施形態について、図１〜図６を参照して具体的に説明する。第１の実施形態は、各ステップをコンピュータが実行することで、メガソーラが連系された配電系統の任意区間の負荷力率を推定する方法である。
第１の実施形態は、各ステップを実行する構成要素を備えた負荷力率推定装置としても捉えることができる。なお、実施形態の態様としては、負荷力率の推定方法及びその装置に加えて、各ステップをコンピュータに実行させる負荷力率推定プログラムや当該プログラムを記録した記録媒体として捉えることも可能である。

【0013】

図１に示すように、負荷力率推定装置１０には、潮流データ取得部１と、区間ごとのメガソーラの定格値が格納されたメガソーラデータベース１１と、定格出力算出部２と、快晴時ＰＶ出力算出部３と、差分算出部４と、線形近似曲線算出部５と、傾き算出部６と、負荷力率算出部７と、が設けられている。

【0014】

潮流データ取得部１が取得する潮流データには、潮流計測値として有効電力及び無効電力が含まれる。これらの潮流計測値は、事故区間上流に設置された開閉器や配電線センサーなどによって測定される。また、潮流データには、任意の区間に付随する区間情報及びデータ取得時の日時データが含まれる。

【0015】

快晴時ＰＶ出力算出部３が算出する快晴時ＰＶ出力とは、１日が全日快晴であると仮定した時のＰＶ定格出力である。快晴時ＰＶ出力は、潮流計測値のみから求めることが可能な仮想的なＰＶ出力すなわち仮想ＰＶ出力であって、このような仮想ＰＶ出力は任意の推定日時のメガソーラの最大出力である。なお、快晴とは雲量１割以下である空の状態を示す。快晴時ＰＶ出力は、１日を通したデータであり、メガソーラが発電せずＰＶ出力が０となる夜間時間帯のＰＶ出力を含む。快晴時ＰＶ出力は、メガソーラが発電しない夜間時間帯のＰＶ出力を含むことで、１日を通したデータ全体の一部に、実際のＰＶ出力を必ず持つことになる。

【0016】

差分算出部４が求める差分とは、潮流計測値と快晴時ＰＶ出力との差分であり、潮流計測値から快晴時ＰＶ出力を差し引くことで得られる任意区間の負荷仮定値である。メガソーラが連系された配電系統では、潮流は負荷とメガソーラ出力との合計値となるので、潮流から負荷を差し引くことでメガソーラ出力を求めることができる。第１の実施形態では、任意区間内のメガソーラの実際のＰＶ出力が快晴時ＰＶ出力と同等であるという仮定に立つことにより、潮流計測値だけから任意区間の仮の負荷、すなわち負荷仮定値を求める。なお、「実際のＰＶ出力が快晴時ＰＶ出力つまり仮想ＰＶ出力と同等であるという仮定に立つ」とは、その日のＰＶ出力が実際にはどのような値であるかは問題とせず、快晴時ＰＶ出力つまり仮想ＰＶ出力をそのまま、その日のＰＶ出力と見做すことを意味する。また、負荷仮定値とは、この仮定を前提として、その日の負荷が実際にはどのような値なのか問題とせず(つまり負荷真値とは関係なく)、潮流計測値とその日のＰＶ出力と見做した仮想ＰＶ出力との差分を、任意区間の負荷として仮定した値である。

【0017】

線形近似曲線算出部５が求める線形近似曲線は、有効電力Ｐと無効電力Ｑを座標軸とするＰＱ平面に対し、複数の負荷仮定値をプロットして、線形近似を行うことで得られるものである。傾き算出部６が求める傾きとは、負荷仮定値の線形近似曲線の傾きｔａｎθである。負荷力率算出部７が求める負荷力率は、傾きｔａｎθを力率ｃｏｓθに変換することで得られるものである。

【0018】

図２のフローチャートを用いて、第１の実施形態の各ステップについて説明する。ステップＳ０１では、潮流データ取得部１が配電系統の任意の区間の潮流データを取得する。ステップＳ０２では、定格出力算出部２が、メガソーラデータベース１１から区間ごとのメガソーラの定格出力を取り出し、ステップＳ０１にて取得した潮流データのうちの区間情報及び日時データを用いて、任意の区間に連系されたメガソーラにおける日時データの時点での定格出力を算出する。

【0019】

ステップＳ０３では、快晴時ＰＶ出力算出部３が、定格出力算出部２にて算出された定格出力に基づいて、メガソーラでの快晴時ＰＶ出力を算出する。ステップＳ０４では、差分算出部４が、ステップＳ０１で計測した潮流データに含まれる有効電力及び無効電力(潮流計測値)と、ステップＳ０３で算出した快晴時ＰＶ出力との差分を算出する。

【0020】

前述したように、メガソーラが連系された配電系統では、潮流は負荷とメガソーラ出力との合計値なので、潮流からメガソーラ出力を差し引いたものが負荷となる。任意区間内におけるメガソーラの実際のＰＶ出力は、潮流計測値からは不明であるが、定格出力算出部２にて算出された定格出力に基づいて、快晴時ＰＶ出力算出部３がメガソーラでの快晴時ＰＶ出力を算出することができる。すなわち、快晴時ＰＶ出力は潮流計測値のみから算出可能である。

【0021】

そこで、第１の実施形態では、実際のＰＶ出力を快晴時ＰＶ出力と同等であると仮定して、差分算出部４にて潮流と快晴時ＰＶ出力との差分を負荷仮定値とする(図３参照)。図３の左上段には、時刻ごとの快晴時ＰＶ出力でのＰＶ出力(有効電力)を示し、図３の左中段には、時刻ごとの潮流を示している。差分算出部４は、潮流と快晴時ＰＶ出力との差分つまり負荷仮定値を１日分累積して、１日分の負荷仮定値を求める。以上のステップＳ０１〜Ｓ０４は、予め設定された潮流計測時間ごとに実施する。

【0022】

図３の左下段には、時刻ごとのメガソーラの実際のＰＶ出力(有効電力)も示している。潮流と実際のＰＶ出力との差分が、実際の負荷である負荷真値となる。図３の右側には、負荷仮定値及び負荷真値をプロットしたＰＱ平面を示す。負荷仮定値は濃いドットで、負荷真値は淡いドットで、それぞれ示す。

【0023】

実際のＰＶ出力と快晴時ＰＶ出力との関係について図４のグラフを用いて説明し、負荷真値と負荷仮定値との関係について図５のグラフを用いて説明する。図４、図５では、横軸は１日のうちの０時から２４時の時刻、縦軸はＰＶ出力(有効電力)を示す。なお、実際に取得される潮流計測値は、単位時間ごとに計測される離散データであるため、実際のＰＶ出力、快晴時ＰＶ出力、負荷真値及び負荷仮定値も、離散データとして算出される。図４、図５において、離散データのデータ点は黒丸か白抜きの丸で示される。

【0024】

図４では、実線で実際のＰＶ出力を示し、点線で快晴時ＰＶ出力を示している。図４のグラフにおいて、離散データである黒丸は、快晴時ＰＶ出力を示す点線上に位置する実際のＰＶ出力、つまり実際のＰＶ出力＝快晴時ＰＶ出力となった点である。また、白抜きの丸は快晴時ＰＶ出力を示す点線から外れた実際のＰＶ出力、つまり実際のＰＶ出力≠快晴時ＰＶ出力となった点である。快晴時ＰＶ出力は、仮定上の値であっても、実際のＰＶ出力と異なる値だけではなく、実際のＰＶ出力と同一の値も含む。

【0025】

日没後から日の出までの夜間時間帯(図４では１８時ごろから翌日の６時ごろまで)は、実際のＰＶ出力及び快晴時ＰＶ出力が共に０になるので、実際のＰＶ出力＝快晴時ＰＶ出力となる。なお、夜間時間帯以外でも実際のＰＶ出力＝快晴時ＰＶ出力となったデータ点もある。これらのデータ点は黒丸で示される。

【0026】

図４に示すように、実際のＰＶ出力は最大でも快晴時ＰＶ出力と同等であって、快晴時ＰＶ出力を上回ることはない。すなわち、実際のＰＶ出力は、快晴時ＰＶ出力と一致するか、あるいはそれ以下であり、実際のＰＶ出力≦快晴時ＰＶ出力という関係性を満たしている。

【0027】

次に、負荷真値と負荷仮定値との関係について説明する。図５では、実線で負荷真値を示し、点線で負荷仮定値を示している。図５のグラフにおいて、離散データである黒丸は、負荷仮定値を示す点線上に位置する負荷真値、つまり実際のＰＶ出力＝快晴時ＰＶ出力となった場合の負荷のデータ点である。このデータ点は、負荷仮定値が負荷真値と重なることから、ここでは負荷的中値と呼ぶこととする。

【0028】

負荷的中値とは、メガソーラの実際のＰＶ出力が、潮流計測値のみから算出可能な快晴時ＰＶ出力と同等である場合の負荷の値である。代表的な負荷的中値が夜間時間帯のＰＶ出力である。夜間時間帯のＰＶ出力はメガソーラが発電しないので、実際のＰＶ出力も快晴時ＰＶ出力の値も共に０だからである。

【0029】

図５のグラフにおいて、白抜きの丸は、負荷仮定値を示す点線から外れた負荷真値、つまり実際のＰＶ出力≠快晴時ＰＶ出力となった場合の負荷のデータ点である。すなわち、負荷真値には、実際のＰＶ出力と快晴時ＰＶ出力とが相違した場合の負荷だけではなく、実際のＰＶ出力と快晴時ＰＶ出力とが同一である負荷的中値も含んでいる。

【0030】

日没後から日の出までの夜間時間帯(図５では１８時ごろから翌日の６時ごろまで)の負荷の値は、実際のＰＶ出力＝快晴時ＰＶ出力となった場合の負荷的中値なので黒丸で示している。なお、夜間時間帯以外でも、実際のＰＶ出力＝快晴時ＰＶ出力となった場合の負荷的中値のデータ点に関しては黒丸で示す。

【0031】

図５に示すように、実際の負荷である負荷真値は、最小でも負荷仮定値と同等であり、負荷仮定値を下回ることはない。すなわち、負荷真値は、負荷仮定値と一致するか、あるいはそれ以上であり、負荷真値≧負荷仮定値という関係性を満たしている。従って、単純に考えれば、図６に示すように、負荷仮定値による線形近似曲線の傾き(実線)は、負荷真値による線形近似曲線の傾き(点線)とは、角度θがずれることが予想される。

【0032】

図２のフローチャートに戻って、第１の実施形態の各ステップの説明を続ける。ステップＳ０５では、線形近似曲線算出部５が、ＰＱ平面に対し、ステップＳ０４で求めた差分つまり負荷仮定値をデータ点としてプロットし、プロットされたデータ点について線形近似を行い、線形近似曲線を求める。ステップＳ０６では、傾き算出部６が、負荷仮定値の線形近似曲線の傾きｔａｎθ(図６の実線)を算出する。

【0033】

ステップＳ０７では、負荷力率算出部７は、三角関数の関係式より、傾きｔａｎθを力率ｃｏｓθに変換して、負荷力率cosθを以下の式(１)から求める。
(数１)

【0034】

以上のような第１の実施形態では、配電系統の任意区間の潮流計測値を取得するステップＳ０１と、メガソーラが発電しない夜間時間帯でのＰＶ出力を含み、且つ推定日時のメガソーラの最大出力を求めこの最大出力を快晴時ＰＶ出力とするステップＳ０３と、区間内のメガソーラの実際のＰＶ出力が快晴時ＰＶ出力と同等であると仮定し、潮流計測値と快晴時ＰＶ出力との差分を任意区間の負荷仮定値とするステップＳ０４と、ＰＱ平面に複数の負荷仮定値をプロットして線形近似曲線を求めるステップＳ０５と、線形近似曲線の傾きｔａｎθを算出するステップＳ０６と、傾きｔａｎθをｃｏｓθに変換して負荷力率を求めるステップＳ０７と、をコンピュータが実行する。

【0035】

第１の実施形態においては、仮想ＰＶ出力である快晴時ＰＶ出力の一部に、実際のＰＶ出力である夜間時間帯でのＰＶ出力を含めたので、差分算出部４が求める負荷仮定値には、負荷真値と同一である負荷的中値が必ず含まれることになる。図６に示したグラフでは、単純に考えれば、負荷仮定値による線形近似曲線の傾き(実線)と、負荷真値による線形近似曲線の傾き(点線)とは角度θがずれるとしたが、実際には、両者のずれは大きいわけではない。なぜなら、本実施形態が求める負荷仮定値には、多くの負荷真値が含まれるからである。

【0036】

図６では、負荷仮定値(白抜きの丸)と負荷真値(黒丸)を同時にＰＱ平面にプロットしている。負荷仮定値と負荷真値を示す点は、図６に示すように、互いに異なる場所にプロットされる(実際のＰＶ出力と快晴時ＰＶ出力とが相違する)こともあるが、２つのプロット点が重なって表示されることもある。

【0037】

２つのプロット点が重なる場合とは、実際のＰＶ出力が快晴時ＰＶ出力と同値になり、負荷真値＝負荷仮定値である負荷的中値(図６ではハッチングを施した白丸)となった場合である。メガソーラが発電しない夜間時間帯は、実際のＰＶ出力が快晴時ＰＶ出力と同値になるので、夜間時間帯でのプロット点は２つの値が重なって表示されている。このような負荷的中値は、全て負荷仮定値に組み込まれて負荷仮定値の線形近似曲線が求められるので、負荷仮定値の線形近似曲線を求めるといっても、実際には、負荷仮定値及び負荷真値の線形近似曲線となる。

【0038】

第１の実施形態において、仮想ＰＶ出力である快晴時ＰＶ出力に含まれる夜間時間帯でのＰＶ出力は、全て実際のＰＶ出力であり、１８時から翌日６時までの夜間時間帯とは、１日を通したデータのうちの半分を占める。夜間時間帯でのＰＶ出力以外でも負荷的中値となるデータ点が存在することを考慮すれば、負荷仮定値の半分以上が、実際のＰＶ出力＝快晴時ＰＶ出力である負荷つまり負荷的中値となる。

【0039】

すなわち、負荷仮定値の線形近似曲線は、負荷的中値＝負荷真値を半分以上含む線形近似曲線であって、負荷仮定値による線形近似曲線の角度と、負荷真値による線形近似曲線の角度には、十分に近くなる。その結果、負荷仮定値の線形近似曲線の傾きｔａｎθをｃｏｓθに変換することで、実際の負荷の力率に近い値を求めることが可能となる。

【0040】

第１の実施形態によれば、以上のようにして、物理的に取得可能な潮流計測値だけから負荷仮定値を算出して、この負荷仮定値に基づいて負荷力率を推定することができる。そのため、様々な規模のメガソーラが配電系統に大量に連系されていたとしても、メガソーラ出力を高い精度で推定することが可能となる。これにより、配電線事故復旧時の電力供給に際して、過負荷や電圧低下の発生を確実に回避することができ、融通や系統切替を安定して行うことで、信頼性がより向上する。

【0041】

(第２の実施形態)
第２の実施形態について、図７〜図９を参照して具体的に説明する。第２の実施形態の基本的な構成は上記第１の実施形態と同様である。そのため、同一の構成要素に関しては同一符号を付して説明は省略する。

【0042】

図７に示すように、第２の実施形態に係る負荷力率推定装置２０には、クラスタリング適用部８と、クラスタ抽出部９と、クラスタリングモデルを格納したクラスタリングモデルデータベース１２と、が設けられている。

【0043】

このうち、クラスタリング適用部８は、メガソーラの力率が０．９５以下であるか否かによりクラスタリングの可否を判定して、メガソーラの力率が０．９５以下であれば、クラスタリングを適用する部分である。一般的にメガソーラの力率が０．９５以下となると、有効電力に対する無効電力の割合は３０％以上となることが知られている。

【0044】

有効電力に対する無効電力の比率が大きいと、ＰＱ平面上での線形近似曲線の傾きｔａｎθが大きくなって力率ｃｏｓθが推定し難くなる。そこで、クラスタリング適用部８はメガソーラの力率を０．９５以下と判定すれば、ＰＱ平面にプロットした負荷仮定値の分布形状に適したクラスタリングを、クラスタリングモデルデータベース１２から選別してこれを適用する。

【0045】

クラスタ抽出部９は、負荷仮定値が負荷真値と同等であると規定可能なデータ点が含まれるクラスタを抽出する部分である。負荷仮定値が負荷真値と同等であると規定可能なデータ点とは、負荷仮定値が負荷真値と重なるので負荷的中値である。

【0046】

図８のフローチャートを用いて、第２の実施形態の各ステップについて説明する。第２の実施形態においてステップＳ０１〜Ｓ０７は第１の実施形態と同様である。第２の実施形態では、ステップＳ０５に続いてステップＳ０８を実施する。ステップＳ０８では、クラスタリング適用部８がメガソーラの力率を判定し、メガソーラの力率が０.９５以下であれば(Ｓ０８がＹｅｓ)、ステップＳ０９に移行し、メガソーラの力率が０.９５超であれば(Ｓ０８がＮｏ)、ステップ０６に移行する。

【0047】

ステップＳ０９では、クラスタリング適用部８が、ＰＱ平面にプロットされたデータ点の分布形状から、それに適したクラスタリングモデルをクラスタリングモデルデータベース１２から取り出して、これを適用する。図９では、ＰＱ平面にプロットした負荷仮定値に対し、クラスタリング手法の１つであるK-Means法を適用して、２つのクラスタＡ、Ｂにクラスタリングした例を示している。

【0048】

ステップＳ１０では、クラスタ抽出部９が、分割したクラスタのうち、夜間時間帯のデータ点を含むクラスタＡを抽出する。夜間時間帯のデータ点は、負荷仮定値が負荷真値と同等であると規定可能なデータ点＝負荷的中値なので、このようなデータ点を含むクラスタＡを抽出することで、負荷仮定値が負荷真値と同等であると規定可能なデータ点＝負荷的中値を必ず含むクラスタを抽出することになる。

【0049】

ステップＳ１０からステップＳ０６に移行すると、ステップＳ０６では、傾き算出部６が、抽出したクラスタにおけるＰＱ平面にて負荷仮定値の線形近似曲線を求める。ステップＳ０７では、負荷力率算出部７は、三角関数の関係式より、傾きｔａｎθを力率ｃｏｓθに変換して、負荷力率cosθを求める。

【0050】

以上のような第２の実施形態では、クラスタリング適用部８はメガソーラの力率を０．９５以下と判定すれば、ＰＱ平面にプロットした負荷仮定値の分布形状にクラスタリングを適用するステップＳ０９と、負荷仮定値が負荷真値と同等であると規定可能なデータ点が含まれるクラスタを抽出するステップＳ１０と、抽出したクラスタにおけるＰＱ平面にて負荷仮定値の線形近似曲線を求めるステップＳ０６と、をコンピュータが実行する。

【0051】

これにより、ＰＱ平面にプロットした負荷仮定値の分布形状に対してクラスタリングを適用することで、たとえ有効電力に対する無効電力の比率が大きくなり、ＰＱ平面上での線形近似曲線の傾きｔａｎθが大きくなったとしても、力率ｃｏｓθを正確に推定することが可能である。これにより、メガソーラ出力の推定精度がより向上する。

【0052】

本発明のいくつかの複数の実施形態を説明したが、これらの実施形態は例として提示したものであって、発明の範囲を限定することを意図していない。これら実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略や置き換え、変更を行うことができる。これらの実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれると同様に、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれるものである。

【0053】

例えば、太陽の高度は季節によって変化するため、メガソーラの快晴時ＰＶ出力も季節によって変化する。そのため、１年を数か月ごとに分割し、各期間の快晴時ＰＶ出力自体を太陽の高度に応じて変更するようにしてもよい。また、雨季や乾季などで快晴時ＰＶ出力の設定値を変更するようにしてよい。

【0054】

上記の実施形態で述べた方法は、晴天時や１日のうち晴天である時間が比較的長い日のデータを想定した方法であるが、それに限らない。例えば、曇天時や雨天時ではメガソーラ出力が快晴時の数割程度か、もしくはそれ以下になることが分かっているので、曇天時や雨天時が継続する期間では、メガソーラの実際のＰＶ出力が快晴時ＰＶ出力の１/２〜１/５程度であると設定した仮想ＰＶ出力を適用することで、負荷力率を推定するようにしてもよい。

【0055】

また、上記の実施形態で述べた方法は、１日において天候の変化が少ない場合のデータに対して有効な方法であるが、それに限定されない。例えば、１日の途中で晴れから雨に変化するなど、天候が大きく変化する場合には、気象情報や他の警戒情報を用いて、時間帯ごとに適した天候のメガソーラ出力を、仮想ＰＶ出力として採用するようにしてもよい。

【0056】

また、第１の実施形態では、メガソーラの力率が０.９５以下である場合にクラスタリングを適用したが、クラスタリングを適用する際のメガソーラの力率の値は適宜変更可能である。さらに、クラスタリング手法は特にK-Means法にこだわる必要はなく、実際にプロットされた負荷仮定値の形状に適した手法を適宜適用することが可能である。

【符号の説明】

【0057】

１ 潮流データ取得部
２ 定格出力算出部
３ 快晴時ＰＶ出力算出部
４ 差分算出部
５ 線形近似曲線算出部
６ 傾き算出部
７ 負荷力率算出部
８ クラスタリング適用部
９ クラスタ抽出部
１０、２０ 負荷力率推定装置
１１ メガソーラデータベース
１２ クラスタリングモデルデータベース

【図1】

【図2】

【図3】

【図4】

【図5】

【図6】

【図7】

【図8】

【図9】